Teofil MUREȘAN
În ultimul timp, din ce în ce mai multe voci din piață vorbesc despre beneficiile stocării energiei electrice, în primul rând în baterii, care, de altfel, s-au și ieftinit foarte mult. Ideea principală pleacă de la faptul că ziua, când ”e Soarele sus pe cer”, având în vedere capacitatea mare instalată în România în parcuri fotovoltaice sau de către prosumatori (care se apropie de circa 10.000 MW), producția de energie depășește cu mult consumul intern. Cum nu avem suficientă capacitate de stocare, energia produsă ziua ajunge să fie vândută la export, la prețuri de nimic, ba chiar și la prețuri negative! Seara, când ”se duce Soarele la culcare”, când crește foarte mult consumul intern și, tot pentru că nu avem capacitate de stocare, importăm la prețuri astronomice. Ideea apărută în piață este că, într-un sistem dominat de solar și eolian, adevărata putere nu mai este producția brută, ci capacitatea de a muta energia în timp și, mai ales, de a folosi baterii „grid-forming”, capabile să creeze și să stabilizeze rețeaua electrică, nu doar să urmeze o rețea existentă. Teofil Mureșan, fost dispecer în cadrul Dispecerului Energetic Național (DEN), fondator și președinte CA al E-INFRA, acționarul Nova Power & Gas, companie ce deține, la Florești (jud. Cluj), cea mai mare instalație de stocare din țară (cu o putere de 200 MW și o capacitate de stocare de 400 MWh), nuanțează noua idee apărută în piață: este nevoie de stocare, dar nu oricum! Doar un mix energetic hibrid, echilibrat și smart poate conduce la energie sigură și ieftină!
”Stocarea rezolvă doar o parte a problemei: când se produce energie regenerabilă, din soare sau din vânt, și există capacități de stocare, surplusul de energie se poate înmagazina și folosi când există deficit. Iarna, noaptea și în zilele fără soare sau vânt, când aceste capacități nu produc, ce se întâmplă? Bateriile singure nu produc energie! Vor fi puțin utilizate sau în rezervă”, a declarat Teofil Mureșan pentru Focus Energetic.
România are nevoie de energie sigură, la prețuri competitive și cât se poate de ”verde” (potrivit țintelor de regenerabile pe care și le-a asumat). De altfel, în aceste zile, în care centrala nucleară de la Cernavodă este oprită total, s-a văzut câtă nevoie de investiții este în generarea de energie. Au fost momente în care România a importat și aproape 40% din necesarul intern de consum!
Și așa apare a doua provocare: în ce investim? ”Consumul este variabil și de aici trebuie plecat în analiza producției, stocării și, evident, a investițiilor”, spune Teofil Mureșan.
Una dintre problemele cu care se confruntă investitorii se referă la amortizarea investițiilor. Până la apariția surselor regenerabile, intermitente, de energie, ”calculul” era simplu: grupurile energetice, clasice, funcționau, practic, în bandă, aproape tot anul, adică 8.760 de ore. Se lua suma investită, se împărțea la prețul energiei (care era cam același, fie zi, fie noapte), la numărul de ore de funcționare și rezultatul arăta în câți ani se amortiza investiția. Astăzi nu mai este așa! Producția este variabilă, iar consumul și-a modificat structura – dacă, înainte de 1990, cel mai mare consum de energie era peste zi, când mergeau fabricile, astăzi, vârful de consum s-a mutat seara, când vin oamenii acasă de la serviciu și, din păcate, nu mai este soare. Evident, și prețurile energiei urmează același trend: când e nevoie de energie sunt cele mai mari prețuri, iar atunci când scade cererea, evident, scade și prețul. În acest context, au devenit tot mai importante piețele pe care sau unde se tranzacționează energia foarte aproape de momentul livrării (Piața pentru Ziua Următoare – PZU, Piața Intraday – PI și Piața de Echilibrare – PE).
”Sursele stabile de generare, cele care produc în bandă, stau în rezervă atunci când există energie regenerabilă ieftină, ceea ce înseamnă că acestea funcționează un număr de ore tot mai limitat, iar o investiție în astfel de surse clasice trebuie să se amortizeze într-un număr de ore pe an din ce în ce mai mic. Costurile cu amortizarea și costurile operaționale din orele de stand by vor fi recuperate doar atunci când nu produc regenerabilele: în orele de seară, cu vârfuri de consum, și iarna. Dar și iarna sunt anumite probleme: nu avem soare, deci fotovoltaicele nu prea au cum să producă, dar, la noi, în România, iarna bate vântul, așa că există o producție importantă de energie în parcurile eoliene. În plus, după actualul boom cu bateriile de stocare, cel mai probabil timpul de funcționare a capacităților clasice instalate se va reduce cu câteva sute de ore pe an. Altfel spus, un producător clasic, precum cel nuclear, care produce în bandă, trebuie să vândă în pierdere când există energie ieftină din regenerabile, și e obligat, apoi, să vândă scump în PZU, pe vârfuri de consum, sau chiar în bandă, ca să recupereze aceste pierderi”, a mai spus Teofil Mureșan.
Potrivit acestuia, o problemă în plus o reprezintă finanțarea investițiilor. ”Băncile au un apetit scăzut pentru finanțarea bateriilor din cauza impredictibilității veniturilor. Sigur că o stocare mai mare arată mai bine! Dar este vorba de investiții, de CapEx (n.r. – Capital Expenditure, investiții care se amortizează în timp) și de faptul că, pentru baterii, veniturile din PZU și din Piața de Echilibrare nu sunt venituri garantate/contractate și reprezintă un risc.”, a mai spus Teofil Mureșan.
Reamintim, Nova Power & Gas, companie membră a Grupului E-INFRA, are un portofoliu de producție bazat pe energie regenerabilă și gaze naturale, cu peste 500 MW capacitate instalată și aproximativ 480 MW în active verzi. Compania operează deja peste 640 MWh capacitate de stocare și are în plan extinderea până la 2.000 MWh până în 2028. În paralel, dezvoltă proiecte de producție flexibilă pe gaz, inclusiv capacitatea CCGT de 160 MW, și este implicată în proiectul SMR de la Doicești.
”Din experiența noastră din ultimii ani, o soluție de sit hibrid poate fi în următoarea configurație: regenerabile (solar și/sau vânt), baterii cu o capacitate de stocare de 4 ore din producția maximă înregistrată istoric a regenerabilelor din sit și o centrală pe gaz, cu posibilitate de reglaj secundar (40-50% din capacitate), cu pornire/oprire în timpi de reglaj terțiar și o putere instalată de același nivel cu regenerabilele. Nu e unica soluție, dar așa pot fi utilizate bateriile și iarna sau când nu e soare. Pentru aceasta este nevoie și de o conexiune mare la rețea. Un exemplu ar putea să fie: Pi 100 MW în solar, 100 MW pe gaz, 200 MW/400MWh în baterii de stocare, iar conexiunea la rețea să fie de 300 MW. Doar un mix energetic hibrid, echilibrat și smart poate conduce la energie sigură și ieftină pe o curbă de consum variabilă”, a concluzionat Teofil Mureșan.
