♦ Funcţionarea sistemului energetic pare să fie mai provocatoare pe timp de vară decât iarna, din cauza faptului că, cel puţin zilele acestea, mixul de producţie nu se mulează deloc pe curba de consum ♦ Ieri, de exemplu, eolienele nu mergeau, hidro era extrem de redusă pe fondul secetei, astfel că gazul şi cărbunii ajunseseră la peste o treime din producţia de energie, lucru care se vede în preţ.

Ieri, preţul energiei spot din Româ­nia şi în mai multe state din regiune arăta foarte diferit faţă de preţul afişat pe pieţele vest-europene. Astfel, 1 MWh costa pe plan local 149 de euro, situaţie similară în Bulgaria şi Grecia, în Ungaria energia era 145 de euro/MWh, iar în Polonia 159 euro/MWh. În Spania însă, energia costa 53 de euro/MWh, în Germania 88 de euro pe MWh, iar în Franţa 52 de euro/MWh. În nordul Europei, lucrurile arătau şi mai bine, Suedia şi Norvegia defilând cu preţuri de circa 33 de euro pe MWh. Diferenţele acestea majore între regiunea din care face parte România şi vestul Europei sunt vizibile de cel puţin o lună de zile şi sunt mai multe explicaţii potenţiale.

Pe plan local, mixul de energie conţine o revenire surprinzătoare, cea a cărbunilor. Ieri, de exemplu, în jurul orei 12 după-amia­za, 15% din producţia de energie a Ro­mâ­niei era asigurată de centralele pe cărbuni, aceleaşi centrale pe care România vrea să le închidă cel târziu până în 2032.

„Din cauza secetei, producţia de ener­gie hidro a scăzut. Avem într-adevăr pro­ducţie de energie solară, dar din păcate este o producţie care nu se mulează pe curba de consum. Astfel, sistemul este într-un deze­chilibru, iar când consumul începe să creas­că, nu mai este soare, astfel că trebuie să intre cărbunele. Iar repornirea cărbunelui este extrem de costisitoare, mai ales după pauze îndelungate, lucru care se vede în preţul spot. Pe partea de consumatori, aceste lucruri nu se văd deocamdată“, spune Adrian Borotea, country manager, Verbund Wind Power România, unul dintre cei mai puternici investitori în producţia de energie eoliană locală.

În jurul prân­zu­lui, Hidroelectrica asigura circa 21% din producţia de energie a România, numai 1.342 MW din cei peste 6.000 MW fiind în funcţi­une. Datele Transelectrica a­rată că la finalul lunii iunie gra­dul de umplere din lacurile de a­cu­mulare era de 83%, mai mic faţă de 93% la finalul lunii iunie 2023.

Peste 1.000 MW de energie solară, din cei aproape 1.600 MW pe care îi are Româ­nia, fără prosumatori, injectau e­ner­gie în sistem în jurul prân­zului, astfel că ponderea parcurilor fotovoltaice ajunsese la 18% în pro­ducţia de ener­gie totală. Eolie­ne­le nu se învâr­teau prea tare, ast­fel că numai 10% din cei 3.000 MW injectau energie în sistem, ceea ce înseamnă cam 5% din producţia naţio­na­lă. Restul era aco­pe­rit de nuclear, gaz şi căr­buni. Gazul şi cărbunii acope­reau peste 30% din producţia de energie, cu 15% numai cărbuni.

Contextul de faţă stârneşte discuţii în sectorul energetic local, astfel că mulţi ac­tori, cu Transelectrica în frunte, spun că sto­carea este obligatorie pentru dezvoltarea armonioasă a domeniului de producţie. Dar în acest moment, partea de producţie de energie, cel puţin pe zona de regene­rabile, este similară cu ce avea România acum 10 ani, iar discuţiile despre miile de megawaţi în parcuri noi sunt, în acest moment, doar discuţii. Lucrul care s-a schimbat cel mai tare este ponderea cărbunilor în parcul de producţie, cărbuni de care România are nevoie, chiar şi în contextul unui consum de energie scăzut.

„Este cum nu se poate mai prost pentru că vedem de fapt cum producţia de energie nu se mulează pe consumul pe care îl avem. Dacă aveam un consum de dimineaţă, ca în­tr-o economie în care lucrurile merg, atunci energia solară îşi găsea locul. Acum ea se produce când nu este nevoie de ea, soluţii de stocare nu sunt, iar când există consum tre­buie să intre cărbunele pentru că hidro este afectată de secetă, iar solarul nu mai produce la fel. Sunt nişte semnale de piaţă pe care sta­tul ar trebui să le înţelea­gă“, spune Borotea.

Un prim pas ar fi acce­lerarea investiţiilor pe partea de stocare, dar şi gândirea unor mecanisme prin care ar putea fi stimulat consumul de energie.

Situaţia din aceste zile trebuie pusă şi în perspectiva în care România visează la mii de MW în proiecte de energie verde, cu focus pe energia solară. Astfel, dacă în vechiul PNIESC (Planul Naţional Integrat în Domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice) România trebuia să ajungă în 2030 la 25 GW putere instalată, de la 18,6 GW în prezent, în actualul PNIESC ţinta este setată pentru 30 GW. Pe zona de proiecte solare, România ar urma să ajungă la o capacitate instalată de 8,3 GW, faţă de 5 GW în vechiul PNIESC şi 1,4 GW în prezent. Solarul va deveni astfel forţa dominantă ca şi capacitate din sistemul de producţie local, depăşind cei 6,9 GW ai Hidroelectrica. Energia eoliană ar trebui să ajungă la o capacitate de 7,6 GW, de la 5,2 GW în vechiul PNIESC şi circa 3 GW în prezent. Astfel, dacă ponderea surselor regenerabile de energie pentru anul 2030 era setată la 30,7%, în noua variantă ea ar trebui să ajungă la 36% la nivelul anului 2030.