A fost elaborat proiectul de Strategie energetica a Romaniei pentru perioada 2018 - 2030, cu perspective pana in 2050 (II)
Data: 16-31 octombrie 2018
După cum am informat, Ministerul Energiei a publicat recent proiectul de Strategie energetică a României pentru perioada 2018 - 2030, cu perspective până în 2050, document elaborat de un grup de lucru din care au făcut parte reprezentanți ai Ministerului Energiei, ANRE, ANRM, companii energetice, Comitetul Naţional Român al Consiliului Mondial al Energiei și ai Academiei Române. După ce, în numărul trecut, am prezentat cele opt obiective strategice şi programul de investiţii de interes naţional, publicăm, în numărul de faţă, în limita spaţiului de care dispunem, alte aspecte esenţiale incluse în Strategie. Proiectul integral se poate vizualiza pe site-ul Ministerului Energiei.
Evoluția sectoarelor energetice naționale până în anul 2030
▪ Resursele primare în producția de energie electrică
România are un mix al resurselor energetice primare în producția de energie electrică echilibrat și diversificat. În anul 2017, ponderea resurselor energetice primare în producția de energie electrică a avut următoarea structură: energia electrică produsă din cărbune (lignit și huilă) 27,5% (17,3 TWh); energia electrică produsă în centralele hidroelectrice 23% (14,4 TWh); energia electrică produsă în centrala nucleară de la Cernavodă 18,3% (11,5 TWh); energia electrică produsă pe hidrocarburi (petrol și gaz) 17% (10,7 TWh); energia electrică produsă în instalații eoliene și fotovoltaice 13,5% (8,5 TWh), energia electrică produsă din biomasă 0,7% (0,4 TWh). Grupând sursele de energie regenerabilă, ponderea acestora în structura producției de energie electrică în anul 2017 a fost de 37,2% (23,4 TWh) urmată de cărbune cu 27,5% (17,3 TWh).
Consumul mediu brut înregistrat în anul 2017 a fost de 59,9 TWh dintr-o producție de 62,8 TWh, diferența constând în exportul de energie electrică.
Pentru anul 2030, rezultatele modelării în Scenariul Optim ales arată o creștere a ponderii energiei din surse nucleare la 17,4 TWh, iar în 2035 la 23,2 TWh. O creștere la 29 TWh va fi înregistrată pe total surse regenerabile, reprezentând o pondere de 37,9% din totalul surselor de energie primară ce vor alcătui mixul energetic în anul 2030. Energia produsă din cărbune va înregistra o ușoară scădere, la 15,8 TWh, și va avea o pondere de 20,6%. O creștere de 1,9% va înregistra producția de energie electrică din hidrocarburi, circa 14,5 TWh.
▪ Consumul de energie finală
Analiza consumului de energie finală în 2017 (în total 254 TWh) pe tipuri de consum energetic aduce în prim plan necesarul de încălzire și răcire, estimat la 97 TWh (39%) - din care 76 TWh în gospodării și 21 TWh în sectorul serviciilor. Urmează, în ordine descrescătoare, consumul în procesele industriale (48 TWh) și în transportul de persoane (48 TWh). Restul consumului energetic industrial este de 27 TWh de energie finală, iar transportul de marfă consumă echivalentul a 17 TWh. Echipamentele electronice și electrocasnice utilizate de gospodării și în servicii consumă 13 TWh (din care 10 TWh consum casnic). Consumul specific sectorului agricol este de 4 TWh. Consumul pentru încălzire urmează să scadă ușor, prin creșterea eficienței energetice.
▪ Cererea de energie electrică
Cererea de energie electrică depinde de ritmul creșterii economice, de nivelul de trai, de evoluția sectoarelor industriale cu potențial de dezvoltare, respectiv de perspectivele utilizării energiei electrice în noi segmente de consum, precum încălzire, răcire, electromobilitate etc. Scenariile presupun o creștere susținută a nivelului de trai - deci a consumului casnic - și a activității în industria prelucrătoare, dar rezultatele modelării nu indică modificări de substanță la nivel sistemic cu privire la încălzirea electrică și electromobilitate. Rezultatele pentru 2030 sunt influențate de stadiul incipient în care se află aceste tehnologii în România și de inerția inerentă în fața schimbării. Este preconizată însă o creștere susținută a cererii finale de energie electrică, de la circa 60 TWh în prezent până la 73 TWh în 2030.
▪ Capacitatea instalată și producția de energie electrică
România își propune să rămână un exportator net important de energie electrică în regiune. Până în anul 2030, este de așteptat retragerea din funcțiune a capacităţilor pe bază de gaz natural și cărbune care se află la sfârşitul ciclului de viaţă şi la care nu se justifică modernizarea, pentru a se încadra în standardele de emisii. Pe măsură ce capacitățile vechi sunt retrase în rezervă sau dezafectate, sunt necesare noi capacități în locul lor.
Energia nucleară
Energia nucleară este o opțiune strategică pentru România. Realizarea la timp a prelungirii duratei de viață a Unității 1 de la Cernavodă va mobiliza expertiza nucleară din ţara noastră. În perioada retehnologizării Unității 1, va fi necesară asigurarea energiei din surse alternative sau din import. Din acest motiv, ar putea fi justificată amânarea retragerii definitive din uz a unor capacități de cărbune sau gaze.
Extinderea capacităților nucleare la Cernavodă reprezintă o decizie strategică. Proiectul a două noi unități va utiliza în bună măsură infrastructura existentă și va valorifica rezervele însemnate de apă grea produsă în România. În plus, va asigura continuitatea și dezvoltarea expertizei românești în sectorul nuclear, precum și premisele reîntregirii ciclului nuclear complet în România.
Proiectul Unităților 3 și 4 de la Cernavodă este cel mai mare proiect potențial în România în următoarele decenii. Luând în calcul aceste considerente, rezultatele modelării cantitative arată oportunitatea extinderii capacităților nucleare din țara noastră. Strategia prevede realizarea a două reactoare noi, în condiții de eficiență economică și de respectare a condiționalităților tehnice și de mediu convenite la nivel european.
Gazele naturale
România dispune de o capacitate netă instalată pe bază de gaz natural de circa 3650 MW, din care 1750 MW cu cogenerare de energie termică și electrică. 450 MW se află în rezervă, iar alți 1150 MW se apropie de sfârșitul duratei normate de viață, urmând a fi retrași din uz până în anul 2023. O capacitate nouă de 400 MW este în curs de realizare la Iernut. În locul capacităților vechi care vor fi retrase în rezervă sau dezafectate în viitorul apropiat, sunt necesare investiții în noi capacități, o parte fiind destinate funcționării în cogenerare în localitățile cu Sistem de Alimentare Centralizată cu Energie Termică (SACET) funcțional: București, Constanța, Galați și altele. Este cuprinsă aici și înlocuirea capacităților de la Iernut. Costul investiției este relativ redus, sub 1000 euro/kW putere instalată, astfel încât se poate asigura finanțarea chiar în condiții de cost ridicat al capitalului, iar turbinele sunt eficiente și flexibile, cu costuri de mentenanță relativ reduse. Pentru a evita creșterea semnificativă a dependenței de importuri, chiar dacă acestea vor fi disponibile din surse și prin rute alternative, este necesară dezvoltarea zăcămintelor offshore descoperite în ultimii ani în Marea Neagră. Aceasta este o condiție sine-qua-non pentru a putea miza pe gazul natural în mixul energiei electrice.
Cărbunele
România deține în prezent 3300 MW de capacitate netă instalată și disponibilă (inclusiv cele rezervate pentru servicii de sistem) în centrale termoelectrice pe bază de lignit și de huilă, alte capacități fiind în curs de retehnologizare. Toate grupurile pe bază de lignit au fost puse în funcțiune în perioada 1970 - 1990, iar cele mai vechi se apropie de sfârșitul duratei de viață, fiind necesare fie investiții de retehnologizare pentru extinderea duratelor de viață ale echipamentelor existente, fie înlocuirea lor cu grupuri noi, prin investiții mai mari. Competitivitatea cărbunelui în mixul de energie electrică va depinde de: ▪ randamentul fiecărui grup, destul de scăzut pentru capacitățile existente; ▪ costul lignitului livrat centralei, situat la un nivel relativ ridicat; ▪ prețul certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră (EU ETS).
Noi capacități pe bază de lignit trebuie să aibă parametri supra-critici, eficiență ridicată, flexibilitate în operare și emisii specifice de gaze cu efect de seră scăzute. Menținerea capacităților pe bază de cărbune impune eficientizarea activității în acest sector pe întreg lanțul de producere, inclusiv implementarea de tehnologii care să asigure un nivel al emisiilor corespunzător cerințelor din legislația de mediu. Pe termen lung, rolul lignitului în mixul energetic poate fi păstrat prin dezvoltarea de noi capacități, prevăzute cu tehnologie de captare, transport și stocare geologică a CO2 (CSC).
După 2030, competitivitatea lignitului este dificil de evaluat pentru grupurile vechi, depinzând inclusiv de materializarea proiectelor noi. Din rațiuni de securitate energetică, lignitul rămâne, în continuare, o parte semnificativă din mixul energiei electrice și în anul 2030. Și mai important va fi rolul lignitului în asigurarea adecvanței SEN în situații de stres, precum perioadele de secetă prelungită sau de ger puternic.
Grupurile pe huilă de la Deva, cu excepția grupului 3, vor fi retrase, cu perspective foarte reduse de a fi repornite.
Rezervele de huilă din România sunt imposibil de exploatat in condiții de eficiență economică, ceea ce face improbabilă construirea unor grupuri noi în locul celor retrase.
Hidroenergia
Strategia prevede o creștere ușoară a capacității hidroenergetice prin finalizarea proiectelor aflate în curs de realizare. Rolul esențial jucat de hidroenergie pe piața de echilibrare va trebui întărit prin realizarea la timp a lucrărilor de mentenanță și retehnologizare. Capacitățile hidroelectrice pot asigura servicii tehnologice de sistem (STS), cu variații ale producției instantanee de până la 4500 MW în 24 de ore.
Hidroelectrica va dispune de un buget de investiții de peste 800 milioane euro până în 2020 pentru lucrări de modernizare şi retehnologizare la centralele care se află în prezent în exploatare. Investiţiile necesare pentru finalizarea, până în anul 2030, a amenajărilor hidroenergetice cu folosinţă complexă, optimizate conform cerinţelor actuale, se ridică la circa 2,5 miliarde euro, care vor fi asigurate atât de Hidroelectrica, cât şi de alte companii şi autorităţi beneficiare ale acestor folosinţe complexe.
În anul 2030, puterea totală instalată în centralele hidroelectrice din România va ajunge la 7490 MW, faţă de 6741 MW în anul 2018. Urmare a acestei creşteri de capacitate instalată, în 2030 producţia de energie electrică în hidrocentrale va creşte de la 16,55 TWh în anul 2018, până la valoarea de 17,60 TWh.
Sursele regenerabile de energie electrică (SRE-E)
Evoluţia tehnologică conduce la scăderea costurilor echipamentelor din domeniul eolian şi fotovoltaic, deschiderea unor noi perspective pentru prosumator, dar şi implementarea unor politici de stabilire a unui cadru special de reglementare pentru zonele de dezvoltare energetică vor face ca, până în 2030, ponderea tehnologiilor regenerabile să crească uşor fără a fi necesară o schemă financiară de sprijin (asimilată unui ajutor de stat). Pe de altă parte, ponderea tehnologiilor regenerabile în sistemul energetic va fi mai mare dacă vor exista tehnologii de stocare a energiei.
În domeniul eolian, în anul 2030 vor fi prezente în sistem capacităţi cu o putere instalată totală de circa 4300 MW ce vor asigura o producţie de aproximativ 11 TWh. Noile parcuri eoliene vor fi realizate în interiorul zonelor de dezvoltare energetică ce vor fi declarate.
Capacităţile fotovoltaice urmează a fi dezvoltate atât sub forma unor parcuri solare de capacitate medie, realizate pe terenuri degradate sau slab productive, cât şi sub forma unor capacitaţi mici dispersate realizate de către consumatorii de energie care pot să facă tranziţia către prosumator. Până în anul 2030, sistemele fotovoltaice vor atinge o putere totală instalată de circa 3100 MWp (o producţie de aproximativ 5 TWh/an). Schemele de susținere vor fi orientate doar către capacităţile dezvoltate de prosumatori.
Se preconizează ca în anul 2030 să fie în funcţiune centrale care se vor alimenta exclusiv cu biomasă, biolichide sau deşeuri cu o capacitate totală de 139 MW.
Producţia totală de energie electrică obţinută prin valorificarea biomasei este estimată în anul 2030 la circa 2 TWh.
Investiţiile totale care se vor înregistra până în anul 2030 pentru realizarea de centrale noi sau adaptarea celor existente se situează în jurul valorii de 280 milioane euro. Aceste investiţii vor fi asigurate de către operatorii care doresc să valorifice această resursă energetică relativ ieftină în proiecte noi sau de către deţinătorii de capacităţi termoelectrice care doresc să-şi diminueze costurile prin utilizarea unui mix de combustibil cuprinzând şi resurse primare regenerabile.
Concluzii cu privire la mixul optim al energiei electrice în anul 2030
România deține un mix al energiei electrice echilibrat și diversificat. În el se regăsesc toate tipurile de surse de energie primară disponibile în România la costuri competitive. Din considerente de securitate energetică, Strategia consfințește locul combustibililor tradiționali în mix: hidroenergie, energie nucleară, cărbune și gaze naturale. Rolul relativ al gazelor naturale și al cărbunelui în mixul energiei electrice după 2025 va depinde de prețul certificatelor de emisii ETS. Proiecțiile curente arată o creștere susținută a costului emisiilor până la 40 euro/tonă CO2 echivalent în 2030, pentru a facilita atingerea țintelor de decarbonare. La acest preț al ETS, gazele naturale sunt competitive în mix față de lignit la un nivel al prețului de 19 euro/MWh. Dacă prețul ETS rămâne mai scăzut decât se estimează în prezent, există posibilitatea menținerii prelungite a cărbunelui în mixul energiei electrice, întrucât este improbabilă păstrarea prețului gazelor naturale pe termen lung sub 15 euro/MWh.
Fără dublarea producției de energie nucleară, mixul energiei electrice va include cantități mai mari de gaze naturale și de cărbune.
Capacități noi pe bază de SRE intermitente vor continua să se dezvolte fără scheme de sprijin. Un factor determinant pentru viabilitatea proiectelor de SRE este accesul la finanțare cu costuri scăzute de capital. Prin mecanisme adecvate de sprijin, utilizarea biogazului și a deșeurilor va crește ușor, cu precădere în capacități de cogenerare, cu respectarea standardelor de mediu.
Perspective ale sectorului energetic românesc între 2030 și 2050
Perspectiva de dezvoltare a sectorului energetic până în anul 2050 este utilă din două motive principale: ▪ sectorul energetic are o intensitate ridicată a capitalului, iar multe proiecte au un ciclu investițional lung, astfel încât o bună parte a deciziilor de investiții ce vor avea loc în viitorul apropiat vor continua să își producă efectele în 2050; ▪ politicile energetice și de mediu ale UE, inclusiv țintele pentru anul 2030, sunt construite în jurul obiectivului pe termen lung de a reduce emisiile de GES cu cel puțin 80% până în 2050.
Tendințele de dezvoltare prezentate în Strategie se referă, în special, la: creșterea rolului sustenabil al biomasei în mixul energetic; viitorul electromobilității; creșterea ponderii SRE în mixul energiei electrice și utilizarea tehnologiilor CSC; forme de stocare a energiei; eficiența energetică, în special a imobilelor; încălzirea electrică pe bază de pompe de căldură. Toate aceste evoluții, deși sunt de așteptat să reducă emisiile de GES, ar putea avea un impact puternic asupra mediului, oportunitatea dezvoltării noilor tehnologii la scară largă trebuind analizată minuțios. Cel mai probabil, noi generații ale acestor tehnologii, mai eficiente și mai ecologice, vor fi adoptate la scară largă.
Pe măsură ce costul emisiilor de GES crește, iar performanța tehnologiilor eoliană și fotovoltaică crește în raport cu costurile, tranziția energetică se va accelera și în România, prin creșterea ritmului de extindere a centralelor eoliene, fotovoltaice și a altor tehnologii cu emisii reduse de GES. În paralel, va avea loc o reducere a costului capitalului pentru investițiile în SRE în România. Aceste evoluții sunt de așteptat să aibă un impact puternic în mixul energetic în special după 2030.
Capacitatea netă instalată în centrale pe bază de SRE în anul 2050 presupune investiții mai mari decât simpla adăugare de noi capacități celor existente, întrucât va fi necesară și înlocuirea capacităților existente, instalate în perioada 2010 - 2016, în momentul în care vor ajunge la sfârșitul duratei de viață, în perioada 2030 - 2040.
De asemenea, după 2035 se vor crea premise pentru introducerea reactoarelor nucleare de generația IV, mici și modulare (SMR), care vor putea crește ponderea energiei cu emisii scăzute de GES. Realizarea tehnologiei de reactoare rapide răcite cu plumb, cu o contribuție semnificativă a României, va aduce posibilitatea participării la proiecte de investiții pe plan mondial.
Toate scenariile pornesc de la premisa utilizării hidroenergiei și a energiei nucleare pe termen lung în România. Hidroenergia este coloana vertebrală a sistemului energetic, iar energia nucleară adaugă o contribuție esențială la mixul energetic diversificat și echilibrat al României. Alături de hidroenergie, SRE și energie nucleară, mixul energetic cuprinde și cărbunele la orizontul anului 2050. Astfel, rezultatele modelării indică fezabilitatea, începând cu anul 2035, a proiectelor pentru noi centrale termoelectrice pe bază de lignit, cu condiția ca acestea să fie prevăzute cu tehnologia de captură, transport și stocare geologică a CO2 (CSC). În funcție de scenariu, modelarea arată că ar putea fi construită o capacitate pe bază de lignit prevăzută cu CSC cuprinsă între 300 și 1000 MW.
După anul 2030 și, mai ales, după 2040, va apărea necesitatea de a dezvolta noi soluții de stocare a energiei electrice produse în centrale eoliene și fotovoltaice.
La orizontul anului 2050, SEN ar putea necesita capacități ce pot asigura echilibrarea pentru 15 - 20 GW instalați în centrale cu producție intermitentă. În afară de tipurile de capacități disponibile în prezent, se vor dezvolta sisteme de baterii de mare capacitate, ca soluție marginală pe piața de echilibrare, respectiv numeroase sisteme de baterii de capacități mai mici, distribuite geografic. Două soluții importante, care în prezent sunt costisitoare, dar care ar putea deveni fezabile economic, sunt centralele hidroelectrice cu pompaj invers (CHEAP), respectiv, după anul 2035, procesul de hidroliză pe bază de energie din SRE pentru a produce hidrogen. Hidrogenul poate fi ulterior utilizat fie direct în transport, fie sub formă de gaz de sinteză din SRE, injectat în sistemul de transport/distribuție a gazelor naturale, după ce este adus la standard de metan prin reacția cu CO2.
Centralele hidroelectrice cu pompaj devin necesare în mixul de capacități în toate scenariile analizate, însă doar după anul 2030. Scenariile prevăd capacități de pompaj invers de aproximativ 1000 MW în anul 2050, cu variații între 850 MW și 1100 MW. Cele două scenarii în care necesarul de capacități de pompaj invers este cel mai scăzut (450 MW, respectiv 750 MW) sunt cele cu decarbonare ambițioasă.
În alte scenarii, necesarul mai scăzut de capacități hidroelectrice cu pompaj este justificat de dezvoltarea, în paralel, a capacităților de producție a gazului de sinteză. Rezultatele modelării pentru două dintre scenarii arată o dezvoltare rapidă a acestei tehnologii după anul 2040, ajungând în 2050 la o producție de 28 TWh gaz de sinteză. Producția de gaz de sinteză din SRE este binevenită în mixul energetic către sfârșitul tranziției energetice, la orizontul anului 2050, pentru că poate contribui la decarbonarea gazelor naturale. Metanul sustenabil este necesar în procese industriale ce utilizează flacăra, unde este dificil de înlocuit.
Atât pomparea inversă a apei în centrale hidroelectrice, cât și hidroliza au un randament relativ scăzut. Din acest motiv, chiar dacă se dezvoltă astfel de capacități de stocare la scară mare, este preferabilă utilizarea energiei electrice în momentul în care este produsă, respectiv stocarea ei în baterii.
Un rol important în echilibrarea SEN îl vor avea rețelele inteligente și managementul cererii de energie, inclusiv prin creșterea rolului comunităților locale și al prosumatorilor, deținători de mici capacități de stocare distribuite geografic.