Sistemul Energetic Național intră în iarnă cu stare de alertă energetică în vigoare și cu Centrala Nucleară de la Cernavodă oprită, arată o analiză Economedia. La lipsa a circa 1.400 MW de putere constantă, cât asigură cele două reactoare funcționând împreună, se adaugă debitele reduse ale râurilor, din cauza secetei, și întârzierile de la noile centrale pe gaz.
Cernavodă, apele scăzute și energia în bandă
Problema centrală a sistemului, spune analiza, este deficitul de energie în bandă, adică producție stabilă și previzibilă, necesară la vârfurile de consum din sezonul rece. Energie fotovoltaică și eoliană ar fi suficientă în anumite ore, dar nu acoperă vârful atunci când aceste surse lipsesc.
Starea de alertă energetică a fost declarată după oprirea Unității 1 de la Cernavodă, pe fondul scăderii nivelului Dunării în zona pompelor de răcire, și a fost prelungită de Guvern. Potrivit HotNews, oprirea ambelor unități scoate din sistem aproximativ 1.400 MW de capacitate continuă și predictibilă.
Ministerul Energiei a comunicat, potrivit Euronews România, că necesarul de consum poate fi acoperit din producția internă, rezerve și importuri chiar cu ambele reactoare indisponibile. O analiză a Asociației Energia Inteligentă, citată de HotNews, condiționează acoperirea prin import de sprijin din exterior, deci cele două evaluări nu spun același lucru.
Titlul analizei Economedia vorbește despre cel mai fragil sistem energetic din ultimele decenii. Este o apreciere a autorului, nu o măsurătoare, iar sursele consultate nu oferă un indicator comparabil în timp.
🗞️ Citește și Acestea
Iernut și Mintia: capacitate instalată, nu producție
Centrala Iernut, de 430 MW, aparține Romgaz și are, potrivit analizei, cinci ani de întârziere, fără certitudinea că va fi operațională până la finalul anului. La Mintia, grupul de 1.700 MW este departe de funcționarea la capacitate nominală, deși prima turbină a fost sincronizată și a livrat primii 135 MW în regim de teste.
Distincția contează: capacitatea instalată arată ce poate produce o centrală în condiții normale, nu ce injectează în sistem în timpul probelor. Ilie Bolojan a prezentat, potrivit Wall-Street.ro, noile capacități pe gaz drept o sursă de mai puține importuri, mai ales seara și iarna, începând cu anul următor.
Un material anterior al aceleiași publicații arată că 2027 aduce un nou test: Unitatea 1 de la Cernavodă intră în retehnologizare pentru doi ani, iar aproximativ 700 MW vor trebui suplini în permanență din alte surse.
Pentru consumatori, diferența dintre cele două scenarii contează. Dacă importul de sprijin este disponibil, vârfurile se acoperă, dar la prețuri formate pe piețele vecine; dacă nu, rămân rezervele și producția internă, aflate la rândul lor sub presiunea secetei.
Prețurile: 330 euro/MWh pe PZU și gaze la 450-455 lei/MWh
Deficitul intern obligă România, spune analiza, la importuri mari în orele de vârf. Pe Piața pentru Ziua Următoare administrată de OPCOM, cotațiile energiei electrice au atins niveluri de vârf de 330 euro/MWh, iar la gaze cotațiile spot de la Bursa Română de Mărfuri se situează în jur de 450-455 lei/MWh, aliniate la referința regională de la Baumgarten.
Sunt prețuri angro, nu facturi: sursa nu precizează dacă includ TVA, taxe sau tarife de rețea, iar nivelul de vârf al PZU nu este o medie. Depozitele de gaze sunt umplute în proporție de peste 87%, producția internă este în parametri, iar culoarul de import prin Bulgaria rămâne deschis.
Plafonarea pentru populație la gaze și energie este menținută până în primăvară, dar marea industrie plătește prețul pieței dacă nu și-a asigurat contracte pe termen lung. Analiza menționează estimări de creștere de până la 60-67% a facturilor la încălzire după plafonare, fără a indica cine le-a făcut, așa că ele trebuie tratate cu prudență.
Trecerea iernii depinde, în logica analizei, de trei variabile cu grade diferite de control: finalizarea probelor la Mintia ține de investitor, în timp ce debitul Dunării, necesar repornirii reactoarelor, și gerul, care determină consumul de gaze, țin de vreme.
