Regional Center for Energy Policy Research (REKK) cu sprijinul Energy Policy Group (EPG) evaluează obiectivele de tranziție energetică a României prin intermediul unui exercițiu de modelare ce oferă soluții pentru decarbonizarea completă a sectorului producției de energie electrică până în 2040.
Pe baza rezultatelor modelării, autorii raportului au observat o serie de concluzii precum:
România poate avea un mix energetic2 complet decarbonizat în anul 2040, fără riscuri privind securitatea energetică, dacă își propune: (i) capacități instalate pe bază de gaz natural mai reduse, respectiv 3,5 GW în 2030 față de 5,5 GW obiectivul din propunerea de PNIESC, (ii) creșterea capacității de energie eoliană și (iii) a tehnologiilor de stocare.
Investițiile asumate în prezent în propunerea de PNIESC nu asigură un sector energetic decarbonizat la nivelul anului 2040. Mai mult, înlocuirea gazului natural cu hidrogen în anul 2035 în toate centralele, precum este menționat în STL (Strategia pe Termen Lung a României pentru Reducerea Emisiilor de Gaze cu Efect de Seră – România Neutră în 2050 – n.r.) nu este rentabilă din punct de vedere economic.
Așadar, există un risc major ca România să nu-și îndeplinească ținta de reducere a emisiilor dacă investițiile asumate în capacități de gaze naturale, pregătite pentru a prelua hidrogen regenarabil, vor continua să funcționeze pe bază de combustibili fosili din motive economice.
Creșterea obiectivelor privind energia eoliană, la 17,7 GW onshore și 7,3 GW offshore în 2040, față de 13,1 GW în total în cadrul propunerii PNIESC, poate contribui la decarbonizarea completă a sectorului energetic până în 2040. România pare să aibă un avantaj competitiv în producerea energiei eoliene la nivel regional, investițiile în această tehnologie în Ungaria și Bulgaria având premise limitate. Totodată, valoarea de piață a energiei eoliene este mai mare decât cea a energiei solare pentru toți anii din cadrul modelării.
Hidrocentralele existente sunt esențiale pentru echilibrarea unui sector energetic dominat de surse regenerabile. Cu toate acestea, noile investiții propuse în capacități hidro (300 MW în capacități de mici dimensiuni și 1 GW într-o hidrocentrală cu pompaj care ar urma să intre în funcțiune în 2032) ar avea doar un efect limitat asupra prețurilor energiei electrice și al securității energetice, în scenariul în care investițiile menționate anterior în stocare (baterii) sunt realizate.
Întârzierile în nuclear, fără impact în securitatea energetică
Eliminarea cărbunelui din mixul energetic concomitent cu investiții mai reduse decât cele planificate în capacități noi de gaz natural nu determină riscuri din perspectiva securității energetice. Rezultatele modelării arată că producția pe bază de cărbune va fi rareori rentabilă începând cu anul 2025 (factor de capacitate preconizat de mai puțin de 1%), conform prețurilor pieței.
Noile capacități de energie nucleară pot contribui la realizarea unui sector energetic decarbonizat, chiar dacă investițiile planificate suferă întârzieri. Rezultatele modelării arată că potențialele întârzieri în construcția de noi capacități nucleare (două reactoare CANDU convenționale și 460 MW reactoare modulare mici) nu prezintă riscuri din perspectiva securității energetice, nici măcar în contextul scenariului cu un nivel redus de capacități pe bază de gaze naturale (3,5 GW).
România ar continua să fie exportator net de energie electrică după 2030, în ciuda potențialelor întârzieri ale capacităților de energie nucleară, ca urmare a creșterii capacităților regenerabile, totuși prețurile energiei electrice vor fi puțin mai ridicate. În plus, retehnologizarea Unității 1 de la Cernavodă, programată pentru 2027-2029, respectiv scoaterea din sistem a 700 MW, nu va prezenta riscuri pentru securitatea energetică, chiar și într-un scenariu cu un nivel mai scăzut de gaze naturale. Acest lucru se datorează creșterii capacităților din surse de energie regenerabilă (SER), a stocării și o creștere (mai redusă) a capacităților de gaze naturale.
Recomandări
- Reevaluarea investițiilor în noi capacități de gaze naturale în funcție de nevoile reale ale sectorului energetic și în baza unor analize cost-beneficiu bine fundamentate. Instalarea unor grupuri având putere mai mică și implicit a unor capacitați mai reduse de gaze naturale pot echilibra un mix de energie electrică dominat de surse regenerabile înainte de 2040.
- Reconsiderarea planurilor privind trecerea noilor capacități de gaze naturale la hidrogen regenerabil, întrucât acest proces nu este rentabil din punct de vedere economic.
- Sprijinirea dezvoltării de capacități regenerabile suplimentare, cu un accent tot mai mare pe energia eoliană și pe stocare. Investițiile în energia eoliană offshore ar trebui să devină o prioritate pentru următorul deceniu, împreună cu o extindere a tehnologiilor de stocare la scară largă.
- Accelerarea investițiilor în rețelele de transport și distribuție, pentru a putea prelua energia produsă de noile capacități din surse regenerabile și pentru a crește nivelul interconectării.
- Renunțarea la subvenționarea capacităților pe bază de cărbune, întrucât acestea devin rapid nerentabile și nu implică riscuri din perspectiva securității energetice. Aceste fonduri ar trebui alocate pentru noi capacități din surse regenerabile și de stocare.
- Prioritizarea investițiilor în modernizarea hidrocentralelor existente în detrimentul celor în noi capacități hidro, care au un impact limitat asupra securității energetice și echilibrării rețelei.
Raportul complet poate fi accesat pe site-ul EPG.
CITEȘTE ȘI:
Comisia Europeană a prezentat obiectivul climatic pentru 2040
