Cătălin Dragostin, Director Energy Serv, ne-a transmis o reacție, după articolul Cătălin Stancu, Horvath: Calculele noastre arată niveluri semnificative ale prețului energiei, în următorii 15 ani, mai ales în scenariile influențate de prețurile gazelor naturale și CO2; Fără preț competitiv, România nu are cum să mai existe industrial vorbind, la nivel european

Redăm mai jos reacția domnului Dragostin:

Analiza prezentată de Dl. Cătălin Stancu, este bazată pe datele publice existente (așa zisa Strategie Energetică, care nu este o strategie și diverse Planuri- ex. PNIESC- care, de fapt nu sunt decât niște planuri)

În mod logic, astfel de documente (planuri), dacă sunt incluse în modele (realiste de calcul și simulare), nu pot da decât rezultate nerealiste.

Să explicăm în detaliu observațiile la acest raport și motivele pentru care nu sunt credibile:

1. DEMAND (annual electricity demand 2010-2040)

Toate simulările făcute (nu comentez acum metodologia), se bazează pe faptul că vom avea în 2035 un consum ”prognozat mic”  de ”numai” 72,6 TWh/an, adică o creștere în 10 ani, de la 55.4 TWh/an la 72,6 TWh/an adică de 17,2 TWh.

Cu alte cuvinte, vom înregistra în 10 ani, o creștere a consumului de peste 30%!!

Nimic din documente guvernamentale, proiecte de țară, strategii de partid (suveranist sau pro-european) etc., nu ne arată că vom avea nevoie de atât de multă energie intrucât vom deveni un Hub de DC (Data Centers) pentru IA (Inteligență Artificială), peste visele de Hub energetic regional.

În consecință, rezultă că dublarea capacității din 2025 de la 17,2 GW la 33,4 GW in 2035, adică instalarea a peste 1600 MW/an, este de domeniul fanteziei. (în România, în ultimii 35 de ani, în afara de eoliene și solare și CCGT-800 MW la Brazi, nu s-au putut instala nici măcar 400 MW la Fântânele).

Deci, analiza ar fi trebuit să includă scenariul pesimist/realist, mai ales cu turbulențele politice, situația financiară a statului, pe marginea ”Junk”, etc. nu par deloc să indice realitatea unui așa program masiv de investiții și cheltuieli financiare, raportat la deficitul actual dar mai ales în creștere!

2. DEMAND-ul nu ia în considerare următoarele:

2.1. creșterea producției DSO (prosumatori, generare distribuită, eficiența, DSM, etc.). Deci, prognozele de mai sus devin și mai nerealiste, întrucât sunt considerate numai ”pe ce vede TSO”-Dispecerul Bational. Dacă celelalte de la DSO cresc, atunci, cel de la TSO scade! (adica DEMAND-ul)

2.2. nu este deloc luată în considerare necesitatea și influența dramatică a stocarii TSO si DSO., dar mai ales cele de la TSO (CHEAP-Centrale Hidroelectrice Acumulare Pompare). Numai 1000 MW ai Tarnița-Lăpuștești dacă se va face (și va trebui!, altminteri o pățim ca în Spania recent), aceasta va:

– reduce necesarul de capacități fosile și va creste gradul de admisibilitate IRES (Intermitent renewables energy sources).

– reduce necesarul de capacități de interconectare (flexibilitate, securitate și autosuficiența crescute)

– este cel mai sigur și direct mod de scădere a costurilor de sistem (cel mai mare proiect de eficiență energetică, întrucât permite grupurilor mari de bază să opereze ”flat”, la eficiență maximă fără să mai calculăm costuri de pornire, oprire, sarcini parțiale, etc., etc.. O simulare a Tarniței pe datele anuale ale SEN-2024, indică un potențial de reducere de costuri de cca 5-8% (all things beeing equal)

Per total, SEN are nevoie de cel puțin 2000-3000 MW CHEAP, dacă vrem să ne menținem ambițiile IRES, iar impactul asupra capacităților pe gaze/emisii CO2 va fi dramatic

2.3. nu este luată în considerare piața energiei termice, care trebuie integrată cu piața electricității. Ea însăși prin producția de energie termică prin cogenerare (pe gaze) afectează pozitiv piața electricității (cel puțin 1500 MWe). Factorul de emisie CO2 (deci element de cost important, la cogenerare) vor fi costuri mult mai mici decât centralele CCGT (ex Brazi-800 MW), care eventual alături de cărbuni, vor trebui închise până în 2035 (dacă ne păstram angajamentele). Însă, instalațiile CHP pot deveni VPP (Virtual Power Plants) hibridizate cu Stocare termica, dar, cu impact stocare electrică suplimentar în SEN, iar costurile cu energia electrică produsă vor scădea cu cel puțin 50% !

3. În general, analiza efectuată este ”clasică” într-un fel, dar neglijează complet particularitățile României și mai ales ale resurselor sale primare

Din aceleași ”surse publice” și așa zisa Strategie Energetică, sunt ignorate complet, ca surse regenerabile:

• Hidro (potențial valorificat numai cca 45-50% din potențialul României, iar celelalte state din Vestul EU au deja cca 90% din potențial valorificat); asta ar însemna cca 3000-4000 MW adiționali
• Biomethan: 80 TWh/an (mai mult decât consumă SEN-ul actual)
• Biocombustibili-Biomasa, capacități potențiale, în economie circulară (culmea, menționate până și în Strategia Energetică) de cel puțin 4000 MW.

3. Metodologia folosită

Metodologia folosită (și descrisă) nu cred că este adecvată scopurilor propuse. Motivația principală este legată de faptul că se calculează prețurile energiei în piață, când, de fapt, ar trebui calculate costurile cele mai mici de producție,  ale noastre, cu resursele noastre (ale României) în contextul pieței UE de electricitate, gaze și emisii!

Cu alte cuvinte, ar trebui întocmit un IRLCP (Integrated Resources Least Cost Planning), așa cum de altfel a recomandat și IFC (International Finance Corporation), înainte de a decide adoptarea CfD (Contracts for Difference), și în fapt, identificarea costurilor marginale minime pe termen lung (care acestea creează baza prețurilor marginale!?)

Pentru o înțelegere cât de cât mai bună a ceea ce vreau să spun: ideea centrala este că structura optimală de investiții în capacități se calculează pe termen lung, și nu este și nici nu trebuie să fie pre-stabilită, așa cum facem acum!

Pentru exemplificare, redau foarte simplist un ”screen-shot” de modelare capacități optime, cu inputs (ca date de intrare sunt indicate toate tehnologiile  disponobile, inclusiv stocare (!!) , curbele de sarcină consum anuale/orare, CAPEX, OPEX, durate de viață, cost emisii CO2, eficiente partiale, costuri shutdown/startup, discout factors, etc.,etc.)

CONCLUZIE:

România, datorită potențialului uriaș și diversificat de energii primare disponibile, are ocazia să fie printre cele mai competitive sisteme de producție energie electrică, termică, bioenergie, biocombustibili, etc.

Întâi trebuie să ne raportăm la noi inșine, să ne optimizăm și apoi să vedem cum ne încadrăm competitiv în piața internațională.