- În ceea ce privește evoluția consumului, vastul document ia în calcul atât tendințele în rândul gospodăriilor, din industrie, dar din transporturi, având în vedere avansul flotei de vehicule electrice sau hibride.
- În studiu apare o subliniere importantă a specialiștilor, cu atât mai mult în contextul procesului de închidere a termocentralelor pe cărbune din PNRR: pentru oricare dintre cele trei etape de timp, analizele tehnico-economice au confirmat ca inoportună închiderea unor capacități de generare existente înainte de punerea în funcțiune a capacităților noi prognozate.
Specialiștii Transelectrica au analizat toate variabilele – cunoscute, estimate sau imaginate în prezent – pentru a indica cel mai potrivit scenariu-țintă pentru următorii zece ani, în trei etape, 2027, 2030 și 2035, fiecare dintre ele cuprinzând raportul dintre producție, consum și investiții, care să ducă la acoperirea necesarululi de curent la nivelul populației, gospodăriilor și transporturilor, cele din urmă cu o pondere din ce în ce mai semnificativă.
„Obiectivul specific primordial atins prin dezvoltarea acestui studiu este reprezentat de anticiparea provocărilor cu care se va confrunta SEN în perioada 2027-2035, în ceea ce privește asigurarea adecvanței, respectiv a echilibrului continuu dintre cererea și producția de energie electrică în contextul unei noi structuri de producție, caracterizată de o mai mare volatilitate, rezultată din alinierea la cerințele Regulamentelor Europene și la standardele ENTSO-E”, se arată în documentul consultat în premieră de reporterul Mediafax.
Potrivit autorilor, adecvanța este definită drept „capacitatea sistemului electroenergetic de a satisface în permanență cererile de putere și energie ale consumatorilor, luând în considerare ieșirile din funcțiune ale elementelor sistemului, atât cele programate cât și cele rezonabil de așteptat a se produce neprogramat”.
„Un alt obiectiv specific atins a constat în identificarea măsurilor de tratare a riscurilor și vulnerabilităților pentru menținerea siguranței alimentării consumului în SEN la un nivel acceptabil prin recomandarea unui mix de generare la nivel național validat prin analize de estimare a viabilității economice astfel încât prețul mediu ponderat al energiei electrice la nivel național să poată fi menținut cât mai scăzut fără a fi însă periclitate condițiile de funcționare sigură a SEN în ansamblu”, conform specialiștilor citați.
Astfel, acest studiu de adecvanță a SEN reprezintă un instrument de planificare esențial al Transelectrica SA, rezultatele acestuia reprezentând date și informații care vor fi luate în considerare atunci când vor fi elaborate studiile de planificare operațională, respectiv pentru Planul de dezvoltare a RET în perspectiva următorilor zece ani, actualizate o dată la doi ani.
Parte a negocierilor din PNRR
Studiu de adecvanță este un element esențial pentru România în procesul de îndeplinire a jaloanelor din Planul Național de Redresare și Reziliență (PNRR), respectiv Reforma pieței de energie electrică, prin înlocuirea cărbunelui din mixul energetic și susținerea unui cadru legislativ și de reglementare stimulativ pentru investițiile private în producția de electricitate din surse regenerabile – „Scoaterea din operare a capacității de producție a energiei electrice pe bază de cărbune/lignit – 710 MW”.
Reforma este în grafic, conform documentelor guvernamentale, termenul de îndeplinire a acestui jalon este august 2026 (condiționat de agregare ACER a studiului de adecvanță), iar penalizarea potențială maximă este de 770.798.610 de euro.
„Potrivit PNRR 2021, ținta T119 prevedea retragerea definitivă din exploatare la 31.12.2025 a 1.425 MW, dintr-un total de 4.920 MW prevăzuți a fi închiși până în 2030.
Ca urmare renegocierii, s-a obținut o nouă valoare: 1.045 MW retrași la 31.12.2025 + ținta T119a de 710 MW, cu termen august 2026.
Studiul de adecvanță Tractebel (finalizat) arată în Scenariul Central de Referință un deficit major în 2027: LOLE = 143,55 h (depășire de peste 10 ori), risc anual cerere neacoperită ~36.000 MWh. Scenariul alternativ 1 (menținere temporară Turceni 5 + Rovinari 4, 5, 6) permite încadrare în limite adecvanță și preț mediu ~327 €/MWh (cca. 45% din SCR).
Retragere efectivă posibilă (condiționat de agrearea ACER): Govora 3 (50 MW), Govora 4 (50 MW), Paroșeni (60 MW), Craiova (170 MW), Turceni 5 (45 MW) = 375 MW.
Neîndeplinire cu 5 MW, acoperită de marja tehnică de 5% (35,5 MW). România îndeplinește ținta T119a”, arată documentul Guvernului privind Stadiul îndeplinirii reformelor rămase de implementat în PNRR, la 13 mai 2026.
Potrivit datelor din Sistemul de Achiziții Publice (SEAP), Studiul de adecvanță a SEN pentru orizontul 2030, în noul context legislativ european privind tranziția către energia regenerabilă, a fost achiziționat de Transelectrica, printr-un contract atribuit în urma unei proceduri simplificate lansată în noiembrie 2024, estimat inițial la 1.151.300 de lei. Acesta a fost câștigat, în ianuarie 2025, de compania Tractebel Engineering, fiind atribuit cu o valoare de 998.700 de lei, potrivit după cum arată datele agregatorului licitații.app.
Lunile cu „stres operațional”
Potrivit studiului, analiza tehnică a scenariilor evaluate pentru etapele 2027, 2030 și 2035 a permis evidențierea distribuției temporale a situațiilor de stres operațional și a orelor cu energie nelivrată în cadrul sistemului electroenergetic.
„Distribuția lunară arată că majoritatea situațiilor de stres operațional apar în lunile de iarnă, în special în lunile ianuarie, februarie și decembrie, când cererea de energie electrică este ridicată. Orele cu energie nelivrată apar punctual în aceleași perioade, reflectând condiții de încărcare ridicată a sistemului”, arată studiul.
Comparativ cu scenariul de referință, scenariile alternative analizate de specialiștii Transelectrica dus, în general la reducerea frecvenței situațiilor cu energie nelivrată și la îmbunătățirea comportamentului sistemului în condiții de stres operațional. În același timp, distribuția temporală a acestor situații rămâne determinată în principal de sezonalitatea cererii și de evoluția mixului de producere.
Scenariul cel mai sumbru din 2027
Dacă rămân în vigoare actualele politici, programări și tendințe climatice, adică în Scenariul Central de Referință (SCR) pentru 207, specialiștii estimează că va fi imposibil să fie respectat nivelul limită de adecvanță impus, ceea ce înseamnă un risc global energie nealimentată de aprox. 36.000 MWh anual, echivalentul a peste 10.200 de locuințe la nivel național. În scenariul de referință, numărul orelor de stres operațional și al orelor cu energie nelivrată este mai ridicat comparativ cu scenariile alternative.
Scenariu central de referință pentru 2027 înseamnă:
- retragerea din exploatare a centralelor pe lignit conform Țintei 119 din PNRR (rămân în exploatare un grup la Craiova și un grup la Govora);
- întârzierea punerii în funcțiune a grupurilor noi pe gaze de la centrala Mintia (cea mai mare centrală electrică pe gaze din Europa, cu o putere instalată de 1.700 MW -n.r.)
- o evoluție pesimistă a puterii instalate la prosumatori;
- o evoluție pesimistă a puterii instalate în baterii electrice;
- o putere instalată în electrolizoare de 0 MW;
- se consideră o evoluție realistă a consumului de energie pentru consumatorii noi (vehicule electrice și plug in hibrid, pompe de căldură și centre de date)
Pentru anii 2030 și 2035, în cazul SCR riscurile sunt semnificativ mai reduse, chiar marginale, dar în toate cele trei etape este menționată nevoia de analiză suplimentară din perspectiva suplimentării, reducerii sau optimizării surselor de energie.
SCR pentru 2030 presupune:
- întârzierea punerii în funcțiune a grupurilor noi pe gaze în centralele Turceni, Ișalnița, Craiova, Grozăvești, Progresu;
- o evoluție pesimistă a puterii instalate în baterii electrice;
- o evoluție pesimistă a puterii instalate la prosumatori;
- o putere instalată în electrolizoare de 0 MW;
- se consideră o evoluție realistă a consumului de energie pentru consumatorii noi (vehicule electrice și plug in hibrid, pompe de căldură și centre de date)
Pentru anul 2035, SCR ia în calcul
- întârzierea punerii în funcțiune a grupurilor noi în centralele nucleare (grupurile 3 și 4 la CNE Cernavodă și centrala cu reactoare modulare mici);
- o evoluție pesimistă a puterii instalate în baterii electrice;
- o evoluție pesimistă a puterii instalate la prosumatori;
- o putere instalată în electrolizoare de 336 MW;
- se consideră o evoluție realistă a consumului de energie pentru consumatorii noi (vehicule electrice și plug in hibrid, pompe de căldură și centre de date).
Cine sunt noii consumatori
Specialiștii Transelectrica recomandă câte un scenariu de lucru pentru fiecare dintre cele trei etape, și niciunul nu este cel de referință.
Un singur exemplu din cele peste 130 de pagini de variabile analizate este evoluția consumului vehiculelor electrice, care va înregistra un avans uriaș, conform estimărilor specialiștilor Transelectrica. Acestea fac parte din noii consumatori luați în calcul – pe lângă consumul casnic și industrial clasic, respectiv electrificarea transportului (vehicule electrice și plug-in hibrid), electrificarea clădirilor (pompe de căldură) și dezvoltarea centrelor de date.
Conform datelor Eurostat citate, consumul de electricitate din transportul rutier la nivelul Uniunii Europene a fost de aproximativ 15,7 TWh în 2023, reprezentând 0,65% din consumul final de electricitate. În România, valoarea raportată a fost semnificativ mai redusă – aproximativ 0,27 TWh – echivalentul a 0,61% din consumul național, situându-se cu circa 54% sub media pe țară la nivelul UE (aproximativ 0,58 TWh per stat membru).
„Adoptarea vehiculelor electrice (EV) în România continuă să crească, aliniindu-se tendințelor europene influențate de reglementările privind decarbonizarea, stimulentele financiare și interesul tot mai ridicat al consumatorilor. Potrivit datelor publicate de DRPCIV, până la finalul anului 2024, parcul auto național includea peste 50.000 de vehicule electrice, înregistrând un trend ascendent constant în ultimii patru ani, cu rate anuale de creștere cuprinse între 20% și 75%. În funcție de traiectoria analizată, numărul vehiculelor electrice din România ar putea atinge până în 2035 valori cuprinse între 450.000 și 600.000 de unități, reflectând dinamica de creștere a acestui sector”, se arată în document.
Per ansamblu, conform unui raport publicat de Agenția Internațională pentru Energie (IEA) citat în studiu, ponderea consumului de electricitate asociat vehiculelor electrice (EV) în cererea totală de electricitate din Europa este estimată să crească de la 1,1% în 2023 la 14,2% în scenariul de politici actuale (STEPS) și 15,6% în scenariul de politici avansate (APS) până în 2035.
Această evoluție corespunde unei creșteri de aproximativ 13 – 14 ori față de nivelul de referință din 2023.
Care sunt scenariile cele mai sigure
Potrivit specialiștilor, scenariile recomandate să fie avute în vedere pentru respectarea criteriilor de adecvanță la nivel național sunt selectate pe baza capacității acestora de a asigura adecvanța sistemului, fiind prioritizate acele opțiuni care asigură respectarea indicatorilor de adecvanță în mod independent, luând în considerare și un mix de surse generatoare viabil din punct de vedere economic.
O notă importată la acest capitol este că nu este indicat să fie închise capacitățile de producție existente înainte de pornirea unora noi sau retehnologizate.
„Pentru oricare dintre cele trei etape de timp analizele tehnico-economice au confirmat ca inoportună închiderea unor capacități de generare existente înainte de punerea în funcțiune a capacităților noi prognozate”, potrivit specialiștilor.
- Etapa 2027 – scenariul a fi avut în vedere este scenariul alternativ 1 (SA1), care presupune menținerea în exploatare a unor capacități existente pe bază de cărbune. Acest scenariu permite încadrarea indicatorilor în limitele impuse de adecvanță și asigură un nivel adecvat de securitate a alimentării.
În acest caz, indicatorii de adecvanță sunt respectați, însă la limita valorilor de referință cu un preț mediu al energiei electrice per ansamblu sistem mai mare decât în cazul SA2.
Scenariul alternativ 2 (SA2), care include punerea în funcțiune a Centrala Mintia și dezvoltarea unor capacități suplimentare de stocare (aprox. 2.500 MW), conduce la rezultate superioare din punct de vedere al adecvanței și al performanței economice a sistemului.
Cu toate acestea, SA2 este considerat un scenariu condiționat, aplicabil doar în cazul respectării calendarului de implementare a noilor capacități.
Din perspectivă financiară, prețul mediu al energiei electrice estimat a fi atins per ansamblu sistem asociat scenariului recomandat a fi avut în vedere pentru etapa 2027 este 327 Euro/MWh (reducere de aproximativ 45% față de valoarea asociată scenariului SCR).
Din perspectiva dependenței SEN de importurile prin intermediul interconexiunilor disponibile la nivel național la Etapa 2027 se remarcă că și în scenariul SA1 „calitatea” de importator net a SEN este menținută la valoarea de aprox. 11 TWh anual (redusă la aprox. 78% față de SCR).
- Etapa 2030 – scenariul a fi avut în vedere este scenariul alternativ 3 (SA3), cu recomandarea atingerii unui volum total de capacitate de stocare de aproximativ 3.300 MW / 12.400 MWh și implementarea unor mecanisme de remunerare a capacității pentru tehnologiile care prezintă risc de deficit de venit.
În lipsa introducerii unei capacități suplimentare de aproximativ 650 MW în centrale pe gaze naturale față de ipotezele aferente anului 2027, se recomandă păstrarea unei capacități echivalente în surse de generare pe cărbune asociat rezervei strategice a fi avută în vedere pentru etapa 2030.
Din perspectivă financiară, prețul mediu al energiei electrice estimat a fi atins per ansamblu sistem asociat scenariului recomandat a fi avut în vedere pentru etapa 2030 este de aprox. 82 Euro/MWh (reducere de aproximativ 75% față de valoarea asociată scenariului țintă recomandat pentru Etapa 2027).
Din perspectiva dependenței SEN de importurile prin intermediul interconexiunilor disponibile la nivel național la Etapa 2030 se va putea limita “calitatea” de importator net a SEN la cel mult 3,2 TWh anual.
Valoarea preconizată a importului SEN de 3,2 TWh rezultă prin considerarea la valoarea netă a importului din scenariul SA3 a impactului generat de integrarea capacităților suplimentare de stocare identificare ca necesare în cadrul analizei EVA asociat acestui scenariu.
- Etapa 2035 – scenariul a fi avut în vedere este scenariul alternativ 4 (SA4), corelat cu strategia de dezvoltare a surselor de generare la nivel național, cu recomandarea atingerii unui volum total de capacitate de stocare de aproximativ 4.800 MW/18.400 MWh în baterii electrice (aproximativ 1.500 MW/6.000 MWh peste necesarul estimat ca necesar pentru orizontul 2030) respectiv de minim 800 MW în CHEAP.
Din perspectivă financiară, prețul mediu al energiei electrice estimat a fi atins per ansamblu sistem asociat scenariului recomandat a fi avut în vedere pentru etapa 2035 este de aprox. 53 Euro/MWh (reducere de aproximativ 35% față de valoarea asociată scenariului țintă recomandat la Etapa 2030).
Din perspectiva dependenței SEN de importurile prin intermediul interconexiunilor disponibile la nivel național la Etapa 2035 se va putea îndeplini calitatea de exportator net a SEN asociat unei valori de aprox. 3,2 TWh anual.
Valoarea preconizată a exportului SEN de 3,2 TWh rezultă prin considerarea la valoarea netă a importului din scenariul SA4 a impactului generat de integrarea capacităților suplimentare de stocare identificare ca necesare în cadrul analizei EVA asociat acestui scenariu.
Capabilități de apărare și de restaurare ale SEN
„Evaluarea capabilități de apărare și de restaurare în eventualitatea unui colaps total sau parțial al SEN, la nivelul etapelor 2027, 2030, 2035 a confirmat posibilitatea menținerii unui nivel ridicat de apărare și de restaurare a SEN chiar și în condițiile în care mixul de generare atinge valori maximale ale Surse Regenerabile de Energie (SRE), asociat scenariului recomandat a fi avut în vedere”, au conchis autorii.
Datele agregate, în cele trei scenarii recomandate, includ suma puterile instalate din surse regenerabile fotovoltaice (CEF – Centrală Electrică Fotovoltaică) și de tip eolian (CEE – Centrală Electrică Eoliană), dar și totalul estimat al sistemelor de stocare a energiei în baterii (BESS – Battery Energy Storage System):
- Etapa 2027
PiCEF + CEE = 14.331 MW
PiBESS = 3.000 MW
- Etapa 2030
PiCEF + CEE = 15.031 MW
PiBESS = 3.300 MW
- Etapa 2035
PiCEF + CEE = 23.900 MW
PiBESS = 4.800 MW
Studiul integral, AICI.
MAI MULT MEDIAFAX
