Ce se întâmplă cu sistemul energetic după oprirea reactoarelor de la Cernavodă

România a intrat joi, 30 iulie, într-una dintre cele mai dificile configurații energetice din ultimii ani, după decizia de oprire a ambelor reactoare de la Centrala Nucleară Cernavodă. Datele publicate în timp real de Transelectrica arată însă că, la ora 09:05, ultimul reactor nu fusese încă scos complet din sistem: producția nucleară se situa la aproximativ 688 MW.

Prin urmare, harta surprinde ultimele momente în care România mai beneficia de energia produsă de o unitate nucleară, înainte ca această sursă stabilă și continuă să dispară complet din mix.

Nuclearelectrica anunțase că Unitatea 2 urma să fie oprită și deconectată fie în seara zilei de 29 iulie, fie în dimineața zilei de 30 iulie, în funcție de scăderea nivelului Dunării. Unitatea 1 era deja oprită în stare sigură din 27 iulie. Compania a explicat că măsurile au caracter preventiv și urmăresc păstrarea marjelor de securitate nucleară. Raportul oficial al Nuclearelectrica

România importa 1.429 MW din Bulgaria, dar nu consuma toată energia

La ora 09:05, consumul național era de 5.445 MW, iar producția internă ajungea la 5.426 MW. Soldul indicat de Transelectrica era de numai 18 MW import net.

Această cifră pare, la prima vedere, incompatibilă cu cei 1.429 MW care intrau în România din Bulgaria. Explicația este că o mare parte din energia primită din sud traversa România și era trimisă mai departe către alte sisteme.

Fluxurile fizice de la frontiere arătau astfel:

- Din Bulgaria intrau 1.429 MW: 381 MW prin Kozlodui 1, 383 MW prin Kozlodui 2, 319 MW prin Dobroudja și 346 MW prin Varna.

- Din Republica Moldova intrau aproximativ 13 MW prin interconexiunea Cioara.

- Spre Ungaria plecau 416 MW.

- Spre Serbia erau exportați aproximativ 375 MW.

Spre Republica Moldova plecau 575 MW prin Vulcănești, rezultând un export net de 562 MW către sistemul moldovean.

- Spre Ucraina erau exportați aproximativ 57 MW.

În total, intrările fizice se ridicau la aproximativ 1.442 MW, iar ieșirile la circa 1.423 MW. Diferența corespunde importului net de aproximativ 18–19 MW indicat de Transelectrica.

Așadar, România nu era în acel moment dependentă net de 1.429 MW din import. Sistemul românesc funcționa și ca un coridor regional de tranzit, preluând energie din Bulgaria și transferând-o către vest, nord și est.

Ce se întâmplă după dispariția celor 688 MW nucleari

La momentul transmiterii acestei știri, producția nucleară acoperea aproximativ 12,6% din producția internă. Dacă cei 688 MW ar fi dispărut instantaneu, fără creșterea altor capacități și fără modificarea fluxurilor externe, producția României ar fi coborât la aproximativ 4.738 MW.

La același consum de 5.445 MW, deficitul ar fi urcat la peste 700 MW. Importul net ar fi trebuit astfel să crească de la numai 18 MW la aproximativ 707 MW.

Din punct de vedere tehnic, un asemenea import poate fi susținut de interconexiunile existente. Problema este dacă energia respectivă rămâne disponibilă comercial în fiecare oră, mai ales seara, când și statele vecine au nevoie de importuri sau de producție suplimentară.

Fotovoltaicele țineau sistemul în echilibru

La ora analizată, principala sursă de producție era energia fotovoltaică:

• fotovoltaic: 1.782 MW;
• hidrocarburi: 1.177 MW;
• cărbune: 818 MW;
• hidro: 817 MW;
• nuclear: 688 MW;
• biomasă: 65 MW;
• eolian: 42 MW;
• instalații de stocare: 34 MW.

Panourile fotovoltaice asigurau aproximativ o treime din producția țării. Cărbunele și hidrocarburile furnizau împreună aproape 2.000 MW, echivalentul a aproximativ 37% din producție.

Producția eoliană era aproape inexistentă, de numai 42 MW, iar hidroenergia rămânea la un nivel modest, de aproximativ 817 MW, în contextul secetei și al debitelor foarte reduse.

Stocarea contribuia cu numai 34 MW. Este o cantitate prea mică pentru a compensa dispariția producției fotovoltaice după apus sau pierderea celor aproximativ 1.400 MW furnizați, în condiții normale, de cele două reactoare de la Cernavodă.

Energia se ieftinește la prânz și explodează seara

Datele OPCOM pentru Piața pentru Ziua Următoare arată cât de dependent a devenit prețul de producția solară.

Prețul mediu al zilei este de 680,84 lei/MWh, iar volumul tranzacționat ajunge la 41.377,4 MWh. Datele oficiale OPCOM

În intervalele cu producție solară ridicată, prețurile scad puternic:

ora 12: 181,60 lei/MWh;
ora 13: 63,33 lei/MWh;
ora 14: 108,99 lei/MWh;
ora 15: 186,07 lei/MWh.

După reducerea producției fotovoltaice, situația se schimbă radical:

ora 18: 745,22 lei/MWh;
ora 19: 1.007,57 lei/MWh;
ora 20: 1.604,83 lei/MWh;
ora 21: 1.269,99 lei/MWh;
ora 22: 1.135,09 lei/MWh.

Între minimul zilei, de 63,33 lei/MWh, și maximul de 1.604,83 lei/MWh există un raport de peste 25 la unu. Diferența este de 1.541,50 lei/MWh.

Este imaginea așa-numitei „prăpastii solare”: în mijlocul zilei există multă energie fotovoltaică, însă aceasta dispare rapid tocmai când consumul de seară rămâne ridicat. Centralele pe gaze, cărbunele, hidrocentralele, bateriile și importurile trebuie să acopere într-un timp foarte scurt diferența.

Relevant este și faptul că prețul mediu pentru intervalele considerate de vârf de OPCOM este de 500,78 lei/MWh, sub media de 860,90 lei/MWh din afara orelor de vârf. Explicația este că intervalul de vârf include și orele de la prânz, când producția fotovoltaică împinge prețurile în jos.

Cât de gravă este situația

Harta nu indică un dezechilibru imediat sau un risc automat de întrerupere a alimentării. La ora 09:05, producția și consumul erau aproape perfect echilibrate, iar interconexiunile funcționau în ambele direcții.

Vulnerabilitatea apare însă din combinația mai multor factori:

• dispariția celor aproximativ 1.400 MW nucleari disponibili în mod normal;
• producția hidro redusă de secetă;
• producția eoliană foarte scăzută;
• dependența de fotovoltaice în timpul zilei;
• capacitatea încă redusă a bateriilor;
• necesitatea de a importa masiv după apus;
• dependența de disponibilitatea centralelor și a exporturilor din Bulgaria și din Europa Centrală.

Bulgaria apare ca principalul sprijin fizic al sistemului regional, cu 1.429 MW trimiși spre România în momentul analizat. Această energie nu poate fi însă considerată garantată pentru toate orele zilei. Bulgaria exportă simultan și către alte piețe, iar disponibilitatea sa depinde inclusiv de funcționarea reactoarelor de la Kozlodui.

În plus, prețurile OPCOM sunt prețuri angro pentru energia tranzacționată pe PZU, stabilite înaintea zilei de livrare. Ele nu reprezintă direct prețul final din facturile populației. Maximul de 1.604,83 lei/MWh echivalează cu aproximativ 1,60 lei/kWh numai pentru energia activă angro, înainte de tarifele de rețea, taxe și celelalte componente ale facturii.

Adevăratul test vine după apus

Dimineața, România putea funcționa aproape fără import net deoarece fotovoltaicele produceau peste 1.780 MW, iar ultimul reactor încă furniza aproximativ 688 MW. După oprirea Unității 2 și după dispariția producției solare, configurația se modifică fundamental.

Adevăratul test pentru sistem nu este, așadar, ora 09:00, ci intervalul 19:00–22:00. Atunci România pierde simultan energia nucleară și cea mai mare parte a producției fotovoltaice, iar prețul pieței arată deja costul acestei vulnerabilități: peste 1.600 lei/MWh în cea mai scumpă oră a zilei.