Video România: Iarna grea a ultimului deceniu, cum reducem importurile

România se confruntă cu cea mai grea perioadă rece pentru rețeaua energetică din ultimul deceniu, deoarece ambele unități de reacție de la Cernavodă sunt în stare de oprire și seceta a scăzut și producția hidrocentralelor, conform unei analize Frames. Lansarea graduală a centralei pe gaz din Mintia ar putea diminua dependența de importuri în perioadele de vârf, însă blocajele de rețea și lipsa de capacitate de stocare continuă să fie principalele puncte slabe.

Cele două reactoare de la Cernavodă, care asigură în mod obișnuit aproximativ o cincime din electricitatea țării, sunt oprite de aproape trei luni. Seceta a coborât Dunărea sub nivelul necesar răcirii instalațiilor centralei și a redus, în același timp, producția hidrocentralelor. Sistemul Electroenergetic Național se află în stare de alertă încă de la 1 august.

Potrivit Frames, România a pierdut temporar exact capacitățile care produceau constant, la costuri reduse, și care contribuiau la echilibrarea rețelei indiferent de momentul zilei.

Citește șieMAG aduce 1,8 milioane de oferte de Black Friday, între cuprinse între 15% și 70%, și chiar 98%. Pachetele oferite pentru ziua cu cele mai multe reduceri din an

România a înregistrat cea mai ridicată valoare a prețului energiei dintre piețele europene analizate.

Lipsa producției nucleare și reducerea celei hidro se reflectă în prețurile de pe piața angro. Pentru energia livrată pe 28 octombrie, prețul mediu din Piața pentru Ziua Următoare de la București a ajuns la aproximativ 311 euro pe MWh, cel mai ridicat dintre cele 34 de piețe europene urmărite în acea zi.

249 euro pe MWh a reprezentat prețul în Germania în aceeași perioadă, în timp ce Franța a înregistrat aproximativ 253 euro pe MWh, iar piețele din nord au rămas sub 10 euro pe MWh. În intervalul orar 21:15 și 21:30, în condiții de consum ridicat și lipsă de producție solară, prețul din România a depășit 434 euro pe MWh.

Creșterile observate pe piața angro nu se reflectă imediat în facturile tuturor gospodăriilor, deoarece o parte dintre acestea beneficiază de contracte cu preț fix. Totu

Mintia constituie soluția de bază pentru perioadele de vârf.

1.700 MW reprezintă cea mai semnificativă adăugare posibilă la rețeaua energetică în această iarnă, dată de noul ansamblu de gaz din Mintia, realizat de compania Mass Global. Proiectul implică o investiție de aproximativ 1,4 miliarde de euro și oferă o putere totală de 1.700 MW. Prima turbină a început să furnizeze energie rețelei în data de 15 octombrie.

Programul operatorului de transport prevede adăugarea unei capacități de aproximativ 1.000 MW până la finalul anului. Această putere ar constitui aproape 12% din capacitatea funcțională existentă a sistemului, conform calculelor Frames.

Mintia nu va genera neapărat energie la costuri reduse, deoarece cheltuielile centralei sunt influențate de prețul gazelor naturale și de cel al certificatelor pentru emisiile de carbon. Principala sa funcție va consta în furnizarea de energie în momentele în care producția provenită din surse dependente de vreme scade, limitând în același timp importurile costisitoare din orele de seară.

Adrian Negrescu, manager la Frames, a precizat că Mintia reprezintă o veste foarte benefică pentru securitatea sistemului în această iarnă, deoarece reduce posibilitatea ca România să rămână dependentă de importuri în perioadele de vârf. Totuși, nu trebuie să ne așteptăm ca o centrală pe gaze să genereze energie la prețuri scăzute. Aceasta contribuie la stabilizarea rețelei, însă costul energiei produse este influențat de piața gazelor.

„Mintia este o veste foarte bună pentru siguranța sistemului în această iarnă, pentru că reduce riscul ca România să rămână dependentă de importuri tocmai în orele de vârf. Nu trebuie însă să ne așteptăm ca o centrală pe gaze să facă energia ieftină. Ea stabilizează sistemul, dar prețul energiei produse depinde de piața gazelor”

La Mintia ar urma să se adauge centrala de la Iernut, cu o capacitate de 430 MW. Proiectul are o întârziere de aproximativ cinci ani, iar intrarea în producție este estimată pentru prima parte a anului 2027.

Obiectivul de 5.800 MW și cerința pentru centralele pe cărbune

Noul ministru al Energiei, Dumitru Chisăliță, s-a angajat să conecteze la rețea 5.800 MW de noi capacități până la sfârșitul anului 2027. Obiectivul cuprinde atât surse regenerabile, cât și centrale capabile să producă independent de condițiile meteorologice.

Ministrul a declarat că centrale pe cărbune trebuie suspendate exclusiv după ce apar noi instalații care să le înlocuiască. Acest plan se distinge de modul adoptat în anii precedenți, când România a închis grupuri de centrale înainte ca alternativele să fie finalizate.

Printre obiectivele principale se înscriu investițiile în baterii și în centrale hidroelectrice cu stocare prin pompaj, relansarea inițiativelor eoliene offshore din Marea Neagră și reluarea funcționării reactoarelor de la Cernavodă.

Producția inițială de gaze din cadrul proiectului Neptun Deep este prevăzută să înceapă în prima perioadă a anului 2027. Această sursă de energie ar putea fi valorificată, printre altele, pentru centrale flexibile care să echilibreze fluctuațiile producției eoliene și solare.

„Ținta de 5.800 de megawați este realistă doar dacă statul încetează să mai fie frâna. Investitorii privați au demonstrat că pot construi repede. Problema este că rețeaua, avizele și racordările merg de câteva ori mai încet decât șantierele. Iar decizia de a nu mai închide centralele pe cărbune până nu avem cu ce le înlocui este una de bun-simț, pe care trebuia să o luăm de la început”, potrivit managerului Frames. 

Peste 2.500 MW de noi capacități au fost integrate în rețea

Cel mai rapid transformare a avut loc în domeniul fotovoltaic și în segmentul de stocare. Începutul anului a înregistrat peste 300.000 de prosumatori, iar capacitatea lor instalată s-a ridicat la aproximativ 3.400 MW, superând de peste două ori cifra din finalul anului 2023.

În primele opt luni ale anului 2026, rețeaua a integrat peste 2.500 MW de noi capacități de producție și stocare. Din această sumă, mai mult de jumătate provin din proiecte solare, iar peste 660 MW corespund instalațiilor de stocare.

Operatorul de transport a estimat că până la sfârșitul anului vor fi conectate încă aproximativ 2.000 MW, dintre care jumătate ar proveni din baterii.

Proiectul din Ogrezeni integrează energia solară cu capacitatea de stocare.

Valul următor al investițiilor se referă la inițiative hibride, care îmbină energia regenerabilă cu baterii de dimensiuni mari. În Ogrezeni, județul Giurgiu, compania austriacă Enery dezvoltă un parc cu 534 MW de putere fotovoltaică și un sistem de stocare ce depășește un GWh.

Cheltuielile proiectului depășesc 460 de milioane de euro, iar termenul de finalizare se prevede în vara anului 2027.

„Este un proiect de amploare, care demonstrează că există potențial, însă totul depinde și de cum tratează statul acest tip de investiție privată. Dacă susține astfel de investiții prin toate metodele posibile, inclusiv fiscale, sau dacă doar se limitează în a-i suprataxa pe cei care au curajul de a face astfel de afaceri în România.”

Negrescu a subliniat că succesul depinde de modul în care statul abordează investițiile private, menționând că sprijinul prin toate instrumentele

Un beneficiu al unui astfel de proiect constă în capacitatea de a stoca energia generată la prânz în baterii și de a o livra seara, momentul în care cererea

România vinde la prețuri reduse în timpul prânzului și importă la costuri ridicate seara.

În zilele în care producția solară este intensă, România poate produce la prânz mai multă energie decât consumă și poate vinde surplusul la prețuri reduse. În momentul în care soarele apune și producția fotovoltaică încetează, sistemul se confruntă cu necesitatea de a importa energie, iar costurile sale sunt de prețuri de câteva ori mai mari.

Frames estimează că România trebuie să dețină 3,500 MW de capacitate de stocare pentru a exploata eficient energia solară și eoliană deja instalată. Dacă proiectele hibride de amploare, centralele de la Mintia și Iernut și gazele provenite din Marea Neagră respectă calendarul stabilit, România ar putea reînființa statutul de exportator net de electricitate în 2027, conform analizei.

Condiția fundamentală constă în modernizarea rețelei. Numai 41% dintre proiectele care au obținut avizul tehnic de racordare au fost conectate în termenul de un an și jumătate, potrivit informațiilor oferite de Frames.

În regiunile cu numeroase centrale fotovoltaice, rețeaua atinge capacitatea maximă în zilele însorite, iar o porțiune din energia generată nu poate fi absorbita.

Transelectrica a stabilit un program de investiții ce depășește două miliarde de euro pentru următoarele zece ani. Totuși, volumul activităților trebuie să fie intensificat pentru a nu rămâne în urmă cu investițiile private.

„Independența energetică nu mai depinde de cât producem, ci de cât reușim să transportăm și să stocăm. Avem deja mii de megawați solari care lucrează la jumătate de capacitate pentru că rețeaua nu îi poate prelua. Dacă Transelectrica rezolvă blocajele de transport, parcurile hibride de tipul celui de la Ogrezeni pot schimba complet echilibrul sistemului încă din 2027”, spune Adrian Negrescu.

Ce impact ar putea avea investițiile asupra prețurilor energiei?

Creșterea producției interne nu garantează automat o deconectare a prețului energiei din România de la cel european. Piața din București rămâne legată de cele din regiune, iar curentul electric se îndreaptă către zonele cu tarife mai ridicate, în măsura în care liniile de interconectare permit.

Prețurile din România vor rămâne influențate de evoluțiile din Ungaria, Bulgaria și din restul Europei Centrale.

Îmbunătățirea disponibilității producției în timpul serii și extinderea capacității de stocare ar putea, totuși, diminua frecvența creșterilor bruște ale prețurilor și diferența dintre perioadele cu costuri reduse în timpul prânzului și cele cu costuri ridicate după apus. Când rutele de interconectare ating capacitatea maximă, prețul intern poate scădea sub nivelul piețelor din vecinătate.

acordurile bilaterale pe termen lung, stabilite la prețuri fixe cu producătorii de energie regenerabilă, pot oferi sectorului industrial și furnizorilor un grad mai ridicat de stabilitate decât achizițiile zilnice de pe piața spot. Pentru prosumatori, avantajul direct constă în faptul că energia produsă și consumată în propria locuință nu mai trebuie cumpărată din rețea.

„Nu trebuie să promitem românilor curent la jumătate de preț, pentru că piața este europeană. Le putem promite însă ceva la fel de valoros: un preț stabil, fără șocurile din ultimii ani, și o țară care nu mai cumpără energie din import la cel mai scump tarif din Europa. Pentru o economie cu inflație ridicată, stabilitatea prețului la energie este una dintre cele mai importante pârghii de dezinflație”

a concluzionat Negrescu, subliniind că nu este necesar să oferim românilor curent la jumătate de preț, întrucât piața este europeană. În schimb, putem garanta un preț constant, fără fluctuațiile recente, și o națiune care nu mai achiziționează energie din import la cel mai ridicat tarif european. Pentru o economie cu inflație mare, menținerea prețului la energie reprezintă una dintre cele mai semnificative mecanisme de reducere a inflației.