Scăderea debitului Dunării și a râurilor interioare, amenință producția de hidroenergie, producția nucleară și poate determina explozia prețurilor

Cei care blochează hidrocentralele și resping simultan energia nucleară, trebuie să răspundă la o întrebare simplă: din ce se alimenta România zilele astea? Dacă seceta va afecta capacitățile de producție hidro și nucleare, energia electrică va apela la mai multă energie din termie (gaze și cărbune), aceeași întrebare pentru cei care cer interzicerea gazului și a cărbunelui. Mixul energetic echilibrat rămâne singura opțiune reală și sigură pentru România.

Energia regenerabilă este esențială, dar variabilă. Fără hidroenergie pentru echilibrare, fără nuclear pentru producție constantă și fără capacități termice de rezervă, România nu devine mai „verde”, ci mai vulnerabilă: importă mai mult, plătește mai scump și riscă să nu aibă suficientă energie exact când are cea mai mare nevoie.

Protejarea mediului este obligatorie, dar blocarea tuturor surselor controlabile fără alternative tehnice reale nu reprezintă politică energetică. Este transferarea costurilor și a riscurilor către populație și economie.

Un sistem energetic nu poate funcționa doar când vremea este favorabilă. Iar securitatea energetică nu se construiește prin interdicții, ci prin echilibru, investiții și responsabilitate.

1. Situația actuală a producției și consumului de energie în perioada caniculară

În intervalul diurn, energia fotovoltaică și eoliană reprezintă aproximativ 35% din producția națională, iar celelalte surse însumează circa 65%: cărbune – 11%, gaze naturale – 14%, energie nucleară – 20% și hidroenergie – 20%.

În condițiile în care aproximativ 10% din producție este exportată, contribuția netă a energiei fotovoltaice și eoliene la acoperirea consumului intern este, în fapt, de aproximativ 25%, în timp ce celelalte surse acoperă circa 65%.

Seara, noaptea și dimineața, când producția fotovoltaică este absentă sau redusă, consumul este acoperit în proporție de aproximativ 31% din importuri și de circa 60% din alte surse interne: cărbune – 8%, gaze naturale – 8%, energie nucleară – 22% și hidroenergie – 22%.

Prin urmare, chiar dacă la prânz energia fotovoltaică și eoliană poate ajunge la aproximativ 45% din producție, o parte importantă este exportată. În actualele condiții de caniculă, funcționarea sistemului energetic este susținută în principal de hidroenergie și de energia nucleară. Ambele pot fi afectate de persistența secetei, în contextul în care nivelul Dunării se află la minime istorice.

2. Precedentul din 2003 și riscul pentru Centrala Nuclearoelectrică Cernavodă

În august 2003, Unitatea 1 a Centralei Nuclearoelectrice Cernavodă a fost oprită din cauza nivelului extrem de scăzut al Dunării. Principalele repere ale acelui episod au fost:

– la 23 august 2003, Unitatea 1 a fost oprită preventiv, deoarece nivelul Dunării la Cernavodă nu mai permitea captarea normală a apei de răcire;

– la 24 august 2003, debitul Dunării la Baziaș a coborât la aproximativ 1.640 m³/s, una dintre cele mai mici valori înregistrate istoric;

– la stația hidrometrică Cernavodă, nivelul a ajuns la −187 cm, iar debitul local era de aproximativ 200 m³/s, ceea ce a făcut imposibilă captarea apei prin sistemul normal al centralei;

– reactorul a fost repornit la 16 septembrie 2003, după revenirea nivelului apei.

În urma acestui eveniment, Nuclearelectrica a introdus și a comunicat explicit pragurile operaționale de 2,50 mdMB și 2,35 mdMB în bazinul de aspirație și a modernizat sistemele de captare și răcire.

Debitul Dunării la Baziaș conform INMH este de 1.650 m³/s, situația este comparabilă cu cea din 2003. Aceasta nu înseamnă însă că oprirea centralei este inevitabilă, deoarece:

– între timp, sistemul de captare a fost modificat din punct de vedere tehnic;

– exploatarea amenajărilor de la Porțile de Fier poate influența nivelul apei la Cernavodă;

– criteriul oficial de oprire este nivelul din bazinul de aspirație, nu debitul măsurat la Baziaș.

În eventualitatea a încă 30 de zile de secetă severă în întregul bazin al Dunării, fără precipitații semnificative, riscul opririi preventive a cel puțin unei unități de la Cernavodă ar crește considerabil. Totuși, pe baza informațiilor actuale, o astfel de oprire nu poate fi considerată certă.

Evoluție posibilă după 30 de zile fără precipitații

Pornind de la un debit de aproximativ 1.650–1.700 m³/s, absența precipitațiilor în Germania, Austria, Slovacia, Ungaria, Serbia și România ar reduce treptat aportul de apă în Dunăre.

Rolul Porților de Fier și al afluenților

Porțile de Fier I și II pot regla debitele și pot atenua efectele secetei pe termen scurt, dar nu pot menține timp de o lună un debit artificial ridicat dacă aportul din amonte rămâne foarte scăzut. Eliberarea suplimentară de apă reduce nivelul acumulărilor, iar volumele utilizate trebuie refăcute ulterior.

Oltul, Jiul și Argeșul contribuie la debitul Dunării în amonte de Cernavodă, însă, în condiții de secetă severă, și debitele acestor râuri sunt reduse. Lacurile de acumulare pot oferi un sprijin temporar, dar volumele disponibile sunt mult mai mici decât debitul Dunării și trebuie gestionate și pentru alimentarea populației, irigații, menținerea debitelor ecologice și producția de energie.

Oprirea unei unități de la Cernavodă ar elimina din producție o capacitate echivalentă cu aproximativ 12% din consumul mediu zilnic.

3. Perspective pentru producția hidroenergetică

Hidroenergia este, în această perioadă, principala sursă de producere a energiei electrice. Pentru următoarele 30 de zile pot fi luate în calcul trei evoluții orientative:

Cel mai probabil, reducerea producției nu va fi uniformă. Hidroelectrica va conserva apa în orele în care producția solară este abundentă și va turbina mai mult în perioadele cu cerere ridicată. Dacă lipsa precipitațiilor persistă, ritmul actual de producție nu va putea fi menținut integral timp de 30 de zile fără diminuarea accelerată a rezervelor din lacurile de acumulare.

În scenariul central, scăderea producției hidro față de nivelul actual este estimată la 10–20%.

4. Scenarii privind echilibrul sistemului energetic

Calculele de mai jos presupun că structura consumului rămâne apropiată de cea actuală, iar energia lipsă este compensată prin reducerea exporturilor, creșterea importurilor ori majorarea producției pe gaze naturale și cărbune.

Scenariul 1 – Secetă moderată

Ipoteze:

– producția hidro scade cu 10%;

– ambele unități de la Cernavodă rămân în funcțiune;

– celelalte capacități de producție rămân disponibile.

Reducerea producției hidro ar fi de aproximativ 120–160 MWh/h.

În timpul zilei, reducerea producției hidro ar putea fi absorbită integral prin diminuarea exporturilor de la 10% la aproximativ 8%, fără apariția unui deficit direct pentru consumul intern.

Noaptea și la vârfuri de consum seara și dimineața, dacă producția pe gaze naturale și cărbune nu crește, importurile ar trebui să ajungă la aproximativ 34%.

Rezultat probabil: sistemul rămâne gestionabil, dar cu prețuri mai mari, importuri nocturne sporite și diminuarea treptată a rezervelor hidro.

Scenariul 2 – Secetă accentuată

Ipoteze:

– producția hidro scade cu 20%;

– ambele unități de la Cernavodă rămân în funcțiune;

– nu apar alte indisponibilități importante.

Reducerea producției hidro ar fi de aproximativ 240–320 MWh/h.

Ziua, echilibrul intern ar putea fi menținut prin reducerea exporturilor de la 10% la aproximativ 6%.

Noaptea, față de situația inițială, ar apărea un necesar suplimentar echivalent cu aproximativ 5,6% din consum. Dacă acesta ar fi acoperit exclusiv din importuri, ponderea lor ar crește la circa 37%.

Rezultat probabil: dependența de importuri pe timpul nopții crește, centralele pe gaze naturale și cărbune sunt utilizate mai intens, iar marja de siguranță a sistemului se reduce. Sistemul poate rămâne funcțional dacă importurile și capacitățile termice sunt disponibile.

Scenariul 3 – Secetă severă și oprirea unei unități de la Cernavodă

Ipoteze:

– producția hidro scade cu 25–35%;

– o unitate de la Cernavodă este oprită;

– cealaltă unitate nucleară continuă să funcționeze;

– consumul nu scade semnificativ.

Estimarea pornește de la ipoteza că cele două unități nucleare contribuie aproximativ egal la producție. Oprirea uneia dintre ele ar reduce contribuția energiei nucleare:

– ziua, de la 20% la aproximativ 10%;

– noaptea și vârfuri de consum seara și dimineața, de la 24% la aproximativ 12%.

Efectul în timpul zilei

Eliminarea exporturilor ar compensa primele 10 puncte procentuale din energia pierdută. Chiar și în această situație, ar rămâne un deficit de aproximativ 5–7% din necesarul diurn, care ar trebui acoperit prin:

– producție suplimentară pe gaze naturale și cărbune;

– importuri inclusiv în timpul zilei;

– reducerea consumului;

– o combinație a acestor măsuri.

Efectul în timpul nopții și vârfurilor de consum seara și dimineața

Acesta ar fi un scenariu critic, în care ar trebui mobilizate toate resursele disponibile, inclusiv întreaga capacitate de import utilizabilă, pentru acoperirea cererii într-o noapte caniculară.

Primele două scenarii pot fi gestionate, în principiu, prin reducerea exporturilor în timpul zilei și prin importuri ori producție termică suplimentară pe timpul nopții. Riscul major apare atunci când seceta severă se suprapune peste oprirea unei unități de la Cernavodă. În acest caz:

– exporturile diurne ar fi eliminate;

– România ar putea deveni importator net și în timpul zilei;

– noaptea și vârfuri de consum seara și dimineața ar trebui acoperit un deficit suplimentar de 19–22%;

– importurile ar putea ajunge, teoretic, la capacitatea maximă de import din țările care exportă în România;

– producția pe gaze naturale și cărbune ar deveni esențială pentru evitarea limitării consumului.

Acest scenariu nu implică automat o pană generalizată. Totuși, dacă importurile nu sunt disponibile, iar producția pe gaze naturale și cărbune nu poate fi majorată suficient, ar putea deveni necesară reducerea controlată a consumului, probabil începând cu marii consumatori industriali.

5. Estimarea orientativă a evoluției prețurilor

Estimările de mai jos au caracter orientativ și descriu posibila evoluție a prețurilor pe piața angro în raport cu nivelul actual.

Scenariul 1 – Reducerea producției hidro cu 10%

În timpul zilei, deficitul este absorbit prin reducerea exporturilor de la aproximativ 10% la 8%, fără apariția unui deficit pentru consumul intern. Noaptea, importurile ar crește de la 31% la aproximativ 34%, iar presiunea asupra prețurilor ar proveni din achiziția unei cantități suplimentare de energie în orele fără producție fotovoltaică.

– ziua (intervalul 09:00–18:00): creștere de 0–5%;

– noaptea și vârfuri de consum seara și dimineața: creștere de 10–20%;

– media zilnică: creștere de aproximativ 5–12%.

Scenariul 2 – Reducerea producției hidro cu 20%

Ziua, exporturile s-ar reduce la aproximativ 6%, iar consumul intern ar putea fi acoperit fără importuri suplimentare semnificative. Noaptea, importurile necesare ar crește de la 31% la aproximativ 37%. Centralele pe gaze naturale și cărbune ar trebui să producă mai mult, ceea ce ar majora costul energiei marginale.

– ziua (intervalul 09:00–18:00): creștere de 5–15%;

– noaptea și vârfuri de consum seara și dimineața: creștere de 25–45%;

– media zilnică: creștere de aproximativ 15–30%.

Scenariul 3 – Reducerea producției hidro cu 25–35% și oprirea unei unități de la Cernavodă

Acest scenariu ar determina o modificare structurală a pieței:

– exporturile din timpul zilei ar dispărea;

– ar rămâne un deficit diurn de aproximativ 5–7%;

– noaptea și vârfuri de consum seara și dimineața ar lipsi aproximativ 19–22% din energia disponibilă în prezent;

– importurile teoretice ar putea ajunge la 50–53%;

– centralele pe gaze naturale și cărbune ar deveni surse marginale esențiale.

Estimarea evoluției prețurilor:

– ziua (intervalul 09:00–18:00): creștere de 35–70%;

– noaptea și vârfuri de consum seara și dimineața: creștere de 80–160%;

– media zilnică: creștere de aproximativ 50–110%.

În anumite ore de seară, prețul ar putea depăși temporar limita superioară a intervalului, deoarece sistemul ar trebui să achiziționeze rapid energie din import, în condițiile în care capacitățile interne disponibile ar funcționa deja la un nivel ridicat.

6. Impactul potențial asupra facturilor consumatorilor finali

Creșterea prețului pe piața angro nu se transmite automat, integral și imediat în facturile populației. Impactul final depinde de structura contractelor, de mecanismele de plafonare sau sprijin aflate în vigoare, de achizițiile efectuate anterior de furnizori, precum și de taxe și tarifele de rețea.

Primii afectați ar fi consumatorii expuși direct la piața angro și clienții industriali cu contracte indexate. Pentru ceilalți consumatori, efectul ar putea apărea cu întârziere și ar putea fi mai redus decât variația procentuală a prețului spot.

În scenariul central, după 30 de zile de secetă și cu ambele unități de la Cernavodă în funcțiune, creșterea medie a prețului angro este estimată la aproximativ 15–30%. Dacă una dintre unitățile nucleare este oprită, intervalul de risc ar putea ajunge la aproximativ 50–110%, cu posibile vârfuri nocturne mai ridicate.

Concluzie

În condițiile continuării secetei, sistemul energetic poate rămâne echilibrat în scenariile moderat și accentuat, prin reducerea exporturilor, creșterea importurilor și utilizarea suplimentară a capacităților pe gaze naturale și cărbune. Vulnerabilitatea majoră apare în cazul suprapunerii unei scăderi severe a producției hidro cu oprirea unei unități de la Cernavodă.

Estimările prezentate sunt scenarii orientative, construite pe baza structurii actuale a producției și consumului. Ele nu reprezintă o prognoză certă, iar evoluția efectivă va depinde de precipitații, debitele Dunării și ale afluenților, nivelul rezervelor hidro, disponibilitatea capacităților interne, posibilitățile de import și dinamica cererii.