Proiectul Strategiei energetice a Romaniei 2020 - 2030, cu perspectiva anului 2050 (II)

Continuăm prezentarea unora dintre aspectele cele mai importante incluse în proiectul Strategiei energetice a României 2020 - 2030, cu perspectiva anului 2050. Proiectul - elaborat de Ministerul Economiei, Energiei şi Mediului de Afaceri (MEEMA) - reprezintă forma finală a documentului, rezultată în urma parcurgerii mai multor etape, între care un amplu proces de consultare publică internă şi de consultare transfrontieră, ţinându-se cont şi de angajamentul României la efortul comun de îndeplinire a țintelor europene, stabilite pentru anul 2030, în domeniul energiei și climei.

 

Programul de investiții prioritare

În contextul pachetului legislativ Energie curată pentru toți europenii și al Pactului Ecologic European, care impun transformarea sectorului energetic prin decarbonare, bazat pe tehnologii curate, inovatoare, care să facă față concurenței pe o piață de electricitate integrată, se impune adaptarea sectorului energetic din România la noile tendințe de dezvoltare. Aceasta presupune un volum investițional semnificativ pe întreg lanțul tehnologic, de la producerea de electricitate, la rețele inteligente de transport și distribuție gaze naturale și electricitate precum și la reformarea pieței de electricitate și gaze naturale care să facă față unui model nou de piață, bazat pe capacitați energetice eficiente, curate, flexibile și tehnologii inovatoare într-un mediu concurențial regional și european.

O caracteristică a sectorului de producere a energiei electrice din România este existența companiilor monocombustibil, în cadrul cărora generarea de energie electrică se face pe baza unui singur tip de resursă primară, companiile de producere având costuri diferite de producție și cote de piață relativ echilibrate, iar prețul stabilit pe baza cererii și ofertei având o puternică influență dată de prețul marginal (al producătorului cu costul cel mai mare, respectiv al producatorului pe bază de cărbune). De aceea, orientarea Strategiei energetice și a Planului Național Integrat Energie Schimbări Climatice este către diversificarea mix-ului tehnologic al companiilor, astfel încât acestea să devină competitive și să asigure securitatea energetică la nivel național și regional.

Conform viziunii și celor opt obiective fundamentale ale Strategiei energetice (pe care le-am prezentat în numărul precedent al publicaţiei noastre), dezvoltarea sectorului energetic în noul context este direct proporțională cu realizarea unor proiecte de investiţii prioritare, care să conducă la adaptarea acestuia la noile cerințe tehnologice și menținerea României ca furnizor de securitate energetică în zonă.

Prin Strategia energetică a României, sunt considerate investiții prioritare acele investiții necesare pe întreg lanțul sistemului energetic, care conduc la atingerea obiectivelor fundamentale:

1. Investiţii în producerea de energie cu emisii scăzute de carbon, prin substituirea utilizării cărbunelui cu gazele naturale și surse regenerabile de energie, precum și construcţia de centrale de cogenerare de înaltă eficienţă, în tehnologie cu ciclu combinat cu funcţionarea pe gaze naturale. Implementarea Planului de decarbonare a Complexului Energetic Oltenia are un rol prioritar în trecerea de la combustibili fosili solizi către tehnologii cu emisii reduse de carbon.

2. Investiţii în creşterea potenţialului de producţie a energiei din surse regenerabile, luând în calcul atât potenţialul României pentru energia eoliană şi fotovoltaică, cât şi pentru cea produsă în fermele eoliene offshore.

3. Creșterea capacităților energetice nucleare, retehnologizarea Unității 1 și finalizarea proiectului Unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă.  Energia nucleară, fiind  sursă de energie cu emisii reduse de carbon, are o pondere semnificativă în totalul producţiei naționale de energie electrică - circa 18% - și reprezintă o componentă de bază a mixului energetic din România. Analizele privind necesitatea îndeplinirii obiectivelor şi ţintelor de mediu şi securitate energetică, siguranţa în aprovizionare şi diversificarea surselor pentru un mix energetic echilibrat, care să asigure tranziţia către un sector energetic cu emisii reduse de gaze cu efect de seră și un preț al energiei suportabil pentru consumatori, relevă că Proiectul Unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă reprezintă una dintre soluțiile optime de acoperire a deficitului de capacitate de producţie de energie electrică previzionat pentru 2028 - 2035 ca urmare a atingerii duratei limită de operare a mai multor capacităţi existente bazate pe combustibili fosili.

4. Investiţii în retehnologizarea şi modernizarea reţelelor de energie prin introducerea digitalizării şi a reţelelor inteligente (smart grid), măsuri esenţiale pentru susţinerea procesului de integrare sectorială şi tranziţie energetică. Digitalizarea va contribui semnificativ la siguranța funcționării sistemului energetic, intensificând eforturile și capacitatea de răspuns în situaţia unor disfuncționalități ale sistemului.

5. Investiţii în realizarea şi finalizarea, după caz, a interconectărilor transfrontaliere cu ţările vecine (state membre ale UE şi state terţe), atât pentru gaze naturale, cât şi pentru energia electrică. Între altele, în ceea ce priveşte infrastructura gazelor naturale, obiectivul principal îl reprezintă consolidarea SNT (Sistemul Naţional de Transport), prin realizarea interconectărilor cu statele vecine în condiţii tehnice optime, implementarea Proiectului BRUA şi dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la țărmul Mării Negre.

6. Investiţii în capacităţile de stocare, luând în calcul şi potenţialul hidrogenului şi al gazelor noi în procesul de integrare sectorială. Capacităţile de stocare vor facilita sinergia între diversele sectoare ale sistemului energetic, precum şi echilibrarea acestuia. Modernizarea și optimizarea infrastructurii pentru a prelua noi purtători de energie, cum ar fi hidrogenul și gazele regenerabile, reprezintă o prioritate în tranziţia energetică, acestea fiind susţinute şi de noile strategii ale Comisiei Europene privind hidrogenul şi integrarea sectorială. Investițiile necesare în perioada 2021 - 2030 (valori cumulative) necesare îndeplinirii obiectivelor propuse în contextul politicilor și măsurilor în sectorul energetic (producere, transport, distribuție energie electrică) vor fi în valoare de aproximativ 22,6 miliarde euro.

Starea actuală a Sistemului Energetic Național

Resursele energetice primare

România are un mix energetic echilibrat și diversificat. Principalele resurse de energie primară au atins, în anul 2017, potrivit Institutului Naţional de Statistică, 34 291,4 mii tep, din care 21 303,5 mii tep din producție internă și 12 987,9 mii tep din import, având următoarea structură: ▪ cărbune: 5164,7 mii tep (4654,6 producție internă și 510,1 import) - 15% din mix; ▪ țiței: 11 175,9 mii tep (3421,7 producție internă și 7754,2 import) - 32,6% din mix; ▪ gaze naturale: 9282,1 mii tep (8.337,7 producție internă și 944,4 import) - 27% din mix; ▪ energie hidroelectrică, energie nuclearo-electrică, solară şi energie electrică din import: 5203,8 mii tep (4889,5 producție internă și 314,3 import) - 15,2% din mix; ▪ produse petroliere din import: 2985,8 mii tep - 8,7% din mix.

▪ Țiței

În 2017, producția internă de țiței a acoperit aproape 32% din cerere. Declinul producției medii anuale a fost de 2% în ultimii cinci ani, fiind limitat prin investiții în forarea unor noi sonde, repuneri în producție, recuperare secundară etc. Rezervele dovedite de țiței ale României se vor epuiza în circa 16 ani la un consum de 3,4 milioane t/an.

▪ Gaze naturale

Gazele naturale au o pondere de aproximativ 30% din consumul intern de energie primară. Cota lor importantă se explică prin disponibilitatea relativ ridicată a resurselor autohtone, prin impactul redus asupra mediului înconjurător și prin capacitatea de a echilibra energia electrică produsă din SRE intermitente. Infrastructura existentă de extracție, transport, înmagazinare subterană și distribuție este extinsă pe întreg teritoriul țării. Piața de gaze naturale este avantajată de poziția favorabilă a României față de capacitățile de transport în regiune şi de posibilitatea de interconectare a SNT cu sistemele de transport central europene și cu resursele de gaze din Bazinul Caspic, din estul Mării Mediterane și din Orientul Mijlociu, prin Coridorul Sudic. În 2019, consumul total de gaze naturale a fost de 121,2 TWh, din care producţia internă a acoperit 78%, iar importul 22%.

▪ Cărbune

Cărbunele este resursa energetică primară de bază în componența mixului energetic, fiind un combustibil strategic în susținerea securității energetice naționale și regionale. În perioadele meteorologice extreme, cărbunele stă la baza rezilienței alimentării cu energie și a bunei funcționări a Sistemului Energetic National (SEN), acoperind o treime din necesarul de energie electrică. Resursele de lignit din România sunt estimate la 690 milioane tone (124 milioane tep), din care exploatabile în perimetre concesionate 290 milioane tone (52 milioane tep). La un consum mediu al resurselor de 4,5 milioane tep/an, gradul de asigurare cu resurse de lignit este de 28 ani în condițiile în care în următorii 25 de ani consumul va rămâne constant și nu vor mai fi puse în valoare alte zăcăminte de lignit. Puterea calorifică medie a lignitului exploatat în România este de 1800 kcal/kg. Deoarece zăcământul de lignit din Oltenia este format din 1 - 8 straturi de cărbune exploatabile, valorificarea superioară a acestora impune adoptarea urgentă a unor reglementări care să garanteze exploatarea raţională în condiţii de siguranţă și eficiență, cu pierderi minime.

Resursele de huilă din România cunoscute sunt de 232 milioane tone (85 milioane tep) din care exploatabile în perimetre concesionate 83 milioane tone (30 milioane tep). La un consum mediu al rezervelor de 0,3 milioane tep/an gradul de asigurare cu resurse de huilă este de 104 ani, dar exploatarea acestei resurse energetice primare este condiționată de fezabilitatea economică a exploatărilor. Puterea calorifică medie a huilei exploatate în România este de 3650 kcal/kg.

▪ Uraniu

România dispune de un ciclu deschis complet al combustibilului nuclear, dezvoltat pe baza tehnologiei canadiene de tip CANDU. Dioxidul de uraniu (UO₂), utilizat pentru fabricarea combustibilului nuclear necesar reactoarelor 1 și 2 de la Cernavodă este produsul procesării și rafinării uraniului extras din producția indigenă.

Operatorul centralei nucleare de la Cernavodă, Nuclearelectrica SA, achiziționează materia primă atât de pe piața internă, cât și de pe piața externă în vederea fabricării combustibilului nuclear. Pentru a spori securitatea aprovizionării cu materia primă necesară fabricării combustibilului nuclear și reducerii dependenței de import pe lanțul de producere a combustibilului nuclear, se ia în considerare achiziționarea uzinei de la Feldioara din cadrul CNU în vederea internalizării serviciilor de procesare și eficientizării costului materiei prime necesară fabricării combustibilului nuclear pentru CNE Cernavodă. Rezervele de minereu existente si exploatabile asigură cererea de uraniu natural pentru funcționarea a două unităţi nuclear-electrice pe toată durata de operare.

 

 Sursele regenerabile de energie

România dispune de resurse bogate și variate de energie regenerabilă: biomasă, hidroenergie, potențial geotermal, respectiv pentru energie eoliană și fotovoltaică. Acestea sunt distribuite pe întreg teritoriul țării și vor putea fi exploatate pe scară mai largă pe măsură ce raportul performanță-preț al tehnologiilor se va îmbunătăți, prin maturizarea noilor generații de echipamente și instalații aferente.

▪ Hidroenergia

Ţara noastră beneficiază de un potenţial ridicat al resurselor hidroenergetice. Dintr-un total al potenţialului teoretic liniar de aproximativ 70,0 TWh/an, potenţialul teoretic liniar al cursurilor de apă interioare este de aproximativ 51,6 TWh/an, iar cel al Dunării (doar partea românească) este evaluat la circa 18,4 TWh/an.

Conform schemelor de amenajare complexă concepute înainte de 1990, potenţialul hidroenergetic tehnic amenajabil este de circa 40,5 TWh/an, din care  circa 11,6 TWh/an revin Dunării, iar pe râurile interioare se poate valorifica un potenţial  de circa 24,9 TWh/an prin centrale cu puteri instalate mai mari de 3,6 MW, iar restul de 4,0 TWh/an în centrale mai mici. Aceste scheme de amenajare au fost proiectate pentru a valorifica potenţialul hidroenergetic la cote ridicate, fiind bazate pe concentrări de căderi şi debite, realizabile prin lucrări de derivare a cursurilor de apă şi pe instalarea în centrale a unor debite care depăşeau de 3 - 4 ori debitele modul din secţiunile amenajate, chiar şi în cazul schemelor cu lacuri mici de acumulare, cu un grad de regularizare cel mult zilnic-săptămânal.

După anul 1990, dar mai ales după anul aderării României la UE, utilizarea resurselor de apă a trebuit să ţină cont de politicile promovate pentru protecţia mediului. În domeniul hidroenergetic, aceste politici de mediu au avut impact asupra modului în care se poate valorifica potenţialul natural, în principal prin conjugarea a două măsuri: adoptarea unor niveluri superioare pentru debitele de servitute/ecologice şi stabilirea arealelor incluse în reţeaua Natura 2000. Practic, în anul 2018, faţă de anul 1990, s-au diminuat stocurile anuale de apă utile cu circa 20% şi au fost blocate cele mai fezabile amplasamente pentru proiecte noi ca urmare a instituirii arealelor Natura 2000, care ocupă circa 22,5% din suprafaţa tuturor bazinelor hidrografice.

Estimările actuale privind potenţialul tehnico-economic amenajabil, diminuat în urma acestor reglementări pentru protecţia mediului, arată că, faţă de cei 40,5 TWh/an energie estimată în 1990, în anul 2018 potenţialul tehnico-economic amenajabil s-a redus la circa 27,10 TWh.

Evoluția sectorului hidroenergetic pentru perioada 2020 - 2030 se va realiza în funcție de implementarea unor politici energetice specifice, armonizate cu politicile europene privind protecția mediului. În acest sens, având în vedere impactul negativ semnificativ asupra stării ecologice a apelor curgătoare produs de microhidrocentralele cu centrale pe derivație, realizarea de noi proiecte de acest tip nu va beneficia de susținere până în anul 2030.

Un aspect extrem de important în ceea ce priveşte activitatea investiţională în domeniul hidroenergetic constă în faptul că proiectele hidroenergetice de anvergură începute înainte de anul 1990 şi nefinalizate până în 2018 au folosinţe complexe. Pentru finalizarea proiectelor sunt necesare analize tehnico-economice complexe care vor sta la baza deciziilor de realizare a acestora.

▪ Energia eoliană

Prin poziţia sa geografică, România se află la limita estică a circulaţiei atmosferice generată în bazinul Atlanticului de Nord, care se manifestă cu o intensitate suficient de mare pentru a permite valorificarea energetică doar la altitudini mari pe crestele Carpaţilor. Circulaţia atmosferică generată în zona Mării Negre şi a Câmpiei Ruse, în conjunctură cu cea nord-atlantică oferă posibilităţi de valorificare energetică în arealul Dobrogei, Bărăganului şi al Moldovei. De asemenea, pe areale restrânse se manifesta circulaţii atmosferice locale care permit valorificarea economică prin proiecte de parcuri eoliene de anvergură redusă.

Un studiu sistematic de inventariere a potenţialului eolian teoretic pentru întreg teritoriul naţional s-a realizat de către ICEMENERG în anul 2006 şi a oferit o valoare a potenţialului de aproximativ 23 TWh/an prin instalarea unor capacităţi cu puterea totală de  circa 14 000 MW. Potenţialul teoretic eolian, determinat în anul 2006, trebuie ajustat ţinând cont de potențialul tehnico-economic și de instituirea ulterioară a ariilor protejate Natura 2000, precum şi de culoarele de zbor pentru populaţiile de păsări sălbatice, elemente care diminuează opțiunile de dezvoltare a unor noi proiecte în regiunea Dobrogei.

Pentru o mai bună apreciere a potențialului eolian tehnic amenajabil, pot fi luate în considerare variantele studiate în cadrul proiectelor de parcuri eoliene dezvoltate în perioada anilor 2009 - 2016 prin care practic s-au cercetat toate nişele disponibile pentru astfel de dezvoltări prin considerarea limitărilor de mediu actuale. Proiectele analizate în perioada de timp menţionată însumează o putere totală de circa 5280 MW având o energie de proiect de 10,23 TWh/an. Din toate aceste proiecte studiate, la sfârşitul anului 2019 erau finalizate proiecte însumând o putere de 2961 MW şi care totalizează o energie de proiect de circa 6,21 TWh/an. În anul 2019, ţinând cont de condiţiile specifice ale anului respectiv, centralele eoliene din România au produs 6,83 TWh, valoare care se înscrie în jurul valorii energiei de proiect.

▪ Energia solară

Energia solară poate fi valorificată în scop energetic fie sub formă de căldură, care poate fi folosită pentru prepararea apei calde menajere şi încălzirea clădirilor, fie pentru producţia de energie electrică în sisteme fotovoltaice. Repartiţia energiei solare pe teritoriul naţional este relativ uniformă cu valori cuprinse între 1100 şi 1450 kWh/mp/an. Valorile minime se înregistrează în zonele depresionare, iar valorile maxime în Dobrogea, estul Bărăganului şi sudul Olteniei.

Corelat cu modul de dezvoltare a locuinţelor sau a altor clădiri din interiorul localităţilor, conform studiului ICEMENERG 2006, ar putea fi utilizaţi captatori solari cu o suprafaţă de 34 000 mp care să producă o energie de 61.200 TJ/an. Maturizarea tehnologiilor de captare şi experienţa utilizatorilor actuali din România conduc în prezent la ideea că  această utilizare poate fi extinsă pe scară largă în România, pe perioada întregului an, cel puţin pentru prepararea apei calde menajere.

Valorificarea potenţialului solar în scopul producerii de energie electrică prin utilizarea panourilor fotovoltaice permite, conform aceluiași studiu, instalarea unei capacităţi totale de 4000 MW şi producerea unei energii anuale de 4,8 TWh. La sfârşitul anului 2016, erau instalate în România parcuri solare cu puterea totală de 1360 MW  care, conform energiilor de proiect, produc 1,91 TWh/an. În anul 2019, parcurile fotovoltaice din România au produs 1,40 TWh. În vederea utilizării potențialului disponibil pentru dezvoltarea surselor fotovoltaice, este necesar ca sistemul energetic național să fie modernizat pentru a putea prelua variațiile de injecție de putere generate de sursele fotovoltaice, cu sisteme de echilibrare și stocare dimensionate corespunzător.

▪ Biomasă, biolichide, biogaz, deşeuri şi gaze de fermentare a deşeurilor şi nămolurilor

Potenţialul energetic al biomasei este evaluat la un total de 318 000 TJ/an, având un echivalent de 7,6 milioane tep. Datele cu privire la producția de biomasă solidă prezintă un grad mare de incertitudine (circa 20%), estimarea centrală fiind de 41 TWh în 2018.

Principala formă a biomasei cu destinație energetică produsă în România este lemnul de foc, ars în sobe cu eficienţă redusă. În anul 2018, producţia internă de biomasă lemnoasă (lemne de foc, inclusiv biomasă) a fost de 14 991 mii tone, respectiv 3652 ktep, fiind superioară consumului intern (14.391 mii tone, respectiv 3506 ktep). În anul 2018, doar 0,35 TWh din energia electrică produsă la nivel naţional a provenit din biomasă, biolichide, biogaz, deşeuri şi gaze de fermentare a deşeurilor şi nămolurilor, în capacităţi însumând 124 MW putere instalată.

▪ Energia geotermală

Pe teritoriul României au fost identificate mai multe areale în care potenţialul geotermal se estimează că ar permite aplicaţii economice, pe o zonă extinsă în vestul Transilvaniei şi pe suprafeţe mai restrânse în nordul Bucureştiului, la nord de Râmnicu Vâlcea şi în jurul localităţii Ţăndărei. Cercetările anterioare anului 1990 au relevat că potenţialul resurselor  geotermale cunoscute din România însumează aproximativ 7 PJ/an (circa 1,67 milioane Gcal/an). Evidenţele din perioada 2014 - 2016 consemnează că din tot acest potenţial sunt valorificate anual sub forma de agent termic sau apă caldă între 155 mii şi 200 mii Gcal.

Mare parte dintre puţurile prin care se realizează valorificare energiei geotermale au fost execute înainte de 1990. Costurile actuale pentru săparea unei sonde de apă geotermală sunt similare cu cele pentru săparea unei sonde de hidrocarburi. În aceste condiţii, pentru adâncimile de peste 3000 metri care  caracterizează majoritatea resurselor geotermale din România, amortizarea investiţiilor pentru utilizarea energiei geotermale depăşeşte 55 ani; astfel de proiecte sunt considerate nerentabile. Prin urmare, parcul de sonde de producție de apă geotermală nu a crescut.