CC BY
64
Gradul de reducere a gazelor cu efect de sera in scenariile de dezvoltare a surselor de energie electrica ale Republicii Moldova
Ion Comendant, d.§.t., icomendant@gmail.com;
Sergiu Robu, colab. §t., Institutul de Energetica al A§M, sergiu. robu@asm. md
Rezumat: Pentru noile conditii a pietei energiei electrice sunt calculate §i evaluate variantele de acoperire a cererii de energie electrica pentru R. Moldova pana in anul 2033, iar pentru §ase scenarii alese se analizeaza §i se determina gradul de reducere a GES.
Cuvinte cheie: surse de electricitate, acoperirea cererii de energie electrica, emisiile de GES.
Greenhouse Gas reduction for scenarios of power sources development of the Republic of Moldova
Ion Comendant, Dr., icomendant@ gmail. com;
Sergiu Robu, scientific researcher, Institute of Power Engineering of ASM, sergiu.robu@asm.md
Abstract: For the new power market conditions, Moldova power sources development options up to 2033 are evaluated, and for the six scenarios selected the greenhouse gas reduction impact is determined.
Keywords: power sources, supply of electricity demand, greenhouse gas emissions.
Уровень уменьшения выбросов парниковых газов в сценариях развития генерирующих мощностей
Республики Молдова Комендант И. Т., д.т.н., icomendant@ gmail .com;
Робу С.Г., н.с., Институт энергетики АНМ, sergiu.robu@asm.md
Аннотация. Для новых условий энергетического рынка рассчитаны сценарии покрытия спроса на электроэнергию Республики Молдова до 2033 года. Для шести сценариев проанализирован и определен уровень уменьшения выбросов парниковых газов.
Ключевые слова: источники электроэнергии, спрос, выбросы парниковых газов.
1. Introducere
Sectorul electro-energetic este una din principalele ramuri generatoare de emisii a gazelor cu efect de sera (GES), fapt, care il face sa fie plasat in centrul atentiei atunci cand se cauta solutii de reducere a GES. Determinarea celei mai rezonabile dintre acestea nu este o lucrare deloc simpla, dat fiind ca numarul variantelor de dezvoltare a surselor care se cer a fi examinate in acest sens este destul de mare §i determinat de multitudinea factorilor care influenteaza scenariile de dezvoltare a surselor de energie electrica: tipul §i pretul combustibilului, tehnologiile existente de producere a energiei electrice, capacitatea interconexiunilor de a importa energie, capacitatea de plata a energiei de catre consumatori, nivelul securitatii energetice urmat a fi asigurat, pronosticul consumului, etc.
Cautarea celui mai potrivit scenariu de reducere a GES, insa, nu se efectueaza inainte de lucrarea consacrata alegerii scenariilor dupa alte criterii, decat ecologic, cum sunt cel economic, tehnic, de securitate, criteriul de mediu tratandu-se ca unul ordinar. De obicei studiile de acest gen au ca obiectiv principal gasirea celei mai bune solutii din punct de vedere economic, factorul ecologic fiind reprezentat printr-o exigenta de ne depa§ire a limitelor prestabilite de emisii admisibile (LEA). Adica, aplicarea criteriului presupune ca cheltuielile aferente scenariului respectiv cuprind deja in sine §i costurile ecologice, precum, de fapt, §i celelalte costuri: tehnice, de securitate, sociale, etc. In conditiile in care variantele de dezvoltare a surselor alese, din start nu depa§esc LEA, este evident ca se va da prioritate acelei solutii, care, pentru alte conditii egale, ea se va distinge printr -un grad mai mic de emisii a GES.
Articolul de fata §i are ca obiectiv analiza §i formularea, in primul rand, a acelor optiuni de dezvoltare a surselor de energie electrica care, pentru conditiile Republicii Moldova, se disting printr -un rationament economic §i social evident, iar odata stabilite - identificarea acelui scenariu din randul celor economice §i social avantajoase, care asigura o maxima reducere a emisiilor gazelor cu efect de sera.
A. Ontiunile de dezvoltare a surselor de energie electrica
A§a dar, care sunt acele scenarii de dezvoltare a surselor pentru Republica Moldova, in conditiile in care: preturile la combustibil continue sa fie in cre§tere, cel al gazelor naturale urmand sa atinga valorile pietei vest-europene catre 2011, conform contractului semnat intre Republica Moldova §i concernul rus GAZPROM; pretul energie electrice de import inregistrand o cre§tere continue, ne oprindu-se, cu certitudine, in anii ce urmeaza la cel atins recent; chiar daca avem o descre§tere a consumului de energie in ultimii ani, cauzat atat de recesiunea economica, cat §i masurile de reducere a pierderilor de energie, consumul de energie pe viitor va continua sa creasca, avand in vedere ascensiunea economica a§teptata, lucru, care ar putea pune in dificultate acoperirea cererii, chiar din sursele din import. Raspunsul la intrebarea pusa mai sus il vom cauta aplicand urmatoarea metodologie de calcul.
2. Metodologia de calcul
In calitate de instrument de calcul in acest studiu se utilizeaza Modelul ENPEP elaborat de Agentia International a Energiei Atomice. Acesta permite de a efectua toata gama de analize privind dezvoltarea surselor de energie electrica, inclusiv legate de determinarea efectului de reducere a GES in complexitatea implementarii retehnologizarilor §i constructiei de noi centrale din sistemul energetic. Cu aplicarea modelului WASP, parte integranta a modelului ENPEP, se alege in regim de o ptimizare sursele de energie electrica necesare a fi construite sau retehnologizate in perioada analizata. Rezultatele obtinute din acest studiu pot fi transferate automat in modelul IMPACT (tot parte componenta a ENPEP) destinat pentru determinarea emisiilor nocive ale centralelor alese de studiul WASP.
Calculele necesare atingerii obiectivelor formulate au fost efectuate in baza datelor initiale prezentate mai jos.
3. Datele §i conditiile initiale luate in calcul
Au fost identificate §i aplicate urmatoarele informatii de intrare pentru modelele de calcul WASP §i IMPACT:
3.1. Prognoza curbei de sarcina
La elaborarea prognozei cererii de energie electrica s-a luat in consideratie: ritmul cre§terii economice, inclusiv a produsului intern brut real; tendinta consumului de energie electrica din ultimii ani; reducerea pierderilor de energie in reteaua de transport §i cea de distributie, inclusiv diminuarea consumului de energie fara evidenta, inlaturarea caruia duce la caderea cererii; tendinta majorarii factorului de sarcina a sistemului, datorita eficientizarii consumului de energie §i cre§terea cererii de energie vara, drept consecinta a majorarii utilizarii climatizoarelor; aplicarii in viitorul apropiat a tarifelor zonale §i a celor binoame, toate indreptate spre aplatizarea curbei sarcinii de consum.
Prognoza cererii de energie electrica obtinuta este prezentata in Tab. 3.1.1 §i reflecta doar consumul de energie aferent teritoriului situat pe partea dreapta a raului Nistru.
Tabe
ul 3.1.1. Pronosticul sarcinei electrice
Anul Puterea maxima, MW Cresterea puterii maxime, % Puterea minima, MW Cresterea puterii minime, % Cererea de energie, mil. kWh Cresterea cererii de energie, % Factorul de sarcina, %
2005 751 233 3.464 52,7
2006 776 3,3 241 3,3 3.661 5,7 53,9
2007 793 2,2 240 -0,4 3.827 4,55 54,3
2008 812 2,4 249 3,6 3.860 0,87 55,2
2009 832 2,5 255 2,7 3800 -1,56 56,1
2010 853 2,5 263 2,9 4.000 5,3 56,9
2011 871 2,1 267 1,6 4.200 5,0 58,0
2012 889 2,1 272 1,9 4.450 6,0 59,0
2013 915 2,9 276 1,7 4.700 5,6 59,5
2014 945 3,2 283 2,2 4.950 5,3 59,8
2015 975 3,2 288 1,8 5.126 3,6 60,0
2016 1.006 3,2 297 3,1 5.310 3,6 60,3
2017 1.040 3,4 305 2,8 5.502 3,6 60,4
2018 1.062 2,1 317 4,1 5.700 3,6 61,3
2019 1.098 3,4 324 2,1 5.899 3,5 61,3
2020 1.140 3,8 334 3,1 6.106 3,5 61,1
2021 1.177 3,2 344 3 6.319 3,5 61,3
2022 1.212 3 348 1,2 6.541 3,5 61,6
2023 1.241 2,4 362 3,9 6.763 3,4 62,2
2024 1.276 2,9 374 3,3 6.979 3,2 62,4
2025 1.310 2,6 385 2,9 7.189 3 62,7
2026 1.342 2,4 394 2,5 7.368 2,5 62,7
2027 1.372 2,2 410 3,9 7.538 2,3 62,7
2028 1.405 2,4 421 2,7 7.711 2,3 62,7
2029 1.436 2,2 429 2 7.889 2,3 62,7
2030 1.472 2,5 435 1,2 8.070 2,3 62,6
2031 1.505 2,2 440 1,3 8.252 2,3 62,6
2032 1.540 2,3 449 2 8.445 2,3 62,6
2033 1.575 2,3 458 2 8.640 2,3 62,6
3.2 Alte date §i aspecte luate in calcul
1. Alaturi de curba de sarcina mentionata s-a luat in consideratie conditiile §i indicii dupa cum urmeaza: rezerva de putere in limitele 10 - 40 %; Rata de actualizare -10% anual; Realizarea planurilor de casari a centralelor proprii existente §i constructia de noi linii de interconexiune cu sistemele energetice vecine Republicii Moldova; Perioada de studiu: 2005-2033; Caracteristicile tehnico-economice a sistemului energetic actual; Pretul combustibililor pe piata international, in special a evolutiei pretului la gazele naturale in R. Moldova, dupa cum urmeaza (calculate in conformitate cu principiile stabilite in Contractul de furnizare Republicii Moldova a gazelor naturale de catre concernul rus GAZPROM):
Tabelul 3.2.1 Prognaza pretului la gaze naturale
Anul u.m. 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2033
Pret gaze dolari/mie mc 173 232,3 263,9 249 260 270 290 310 330 330 330
2. Dat fiind ca preturile la energia din import este greu de prevazut cu certitudine, calculele au fost efectuate pentru mai multe valori ale acestui parametru: 4,5,6,7 centi-kWh.
3. Sursele existente corespund celora reflectate in Tab. 3.2.2., fiind scoase din functiune pe parcursul perioadei de analiza - conform perioadei de viata a acestora.
Tabelul. 3.2.2. Lista grupurilor existente
Denumirea Capacitatea, MW
Nodul Hidroenergetic Coste§ti 16
CET-2 Chisinau 3x45
CET-1 Chisinau 1x10
CET-1 Chisinau 1x7
CET-1 Chisinau 1x23
CET Nord 1x10
CET Nord 1x10
CET-uri a fabricilor de zahar 6x3
CET-2 Chisinau 3x25
Import Ukraina 13 x 50
4. In calitate de candidati in analiza au participat centrale moderne de generare, considerate ca
tehnologii de varf in domeniul producerii energiei electrice. In randurile acestora se inscriu §i grupurile de mica capacitate (5-30 MW) de tip cogenerare, cele specificate in Strategia energetica, in vigoare din august 2007. Dat fiind ca interesul fata de centralele nucleare §i cele pe carbune ramane a fi in centrul atentiei in randul speciali§tilor, factorilor de decizie §i nu numai, grupurile respective de asemenea au participat in calcul.
Astfel, in calitate de grupuri candidati, luati in studiul de optimizare, au fost ale§i cei reflectati in Tab. 3.2.3 /3,4,5,6,7,8,9/, inclusiv:
я un grup nuclear de 633 MW (corespunzator celui de la CNE Cernavoda, Romania, cu preturi:
я 1500$/kW (cel mai probabil, dat fiind ca infrastructura este deja construita) §i 2000$/kW, pret,
я des intalnit in sursele de specialitate;
я grupuri pe carbune, pretul la combustibil fiind egal cu 120 $/tona, puterea calorifica я 6300kkal/kg:
я ciclu combinat de mai multe puteri §i caracteristici:
я turbine pe gaze de mai multe puteri §i caracteristici;
o participarea de centrale mici, cu capacitatea unitara de 5 MW, total 40MW, 1000 $/kW, я randamentul - 45%:
Tab. 3.2.3. Lista grupurilor candidat
Grupuri Investitii specifice actualizate, S/kW Puterea nominala, MW Randamentul, % Perioada de constructie, ani Perioada de viata, ani
GTRR, Turbine pe gaze Rolls-Royce 500 51 35 2 25
CB1N, Grup nou la CET-1 544 10 41 1 25
CB2N, Grup nou la CET-Balti 495 37 36 2 25
CCSS, Ciclu combinat Stewart&Stivenson 738 100 52 3 25
CCWE, Ciclu combinat Westinghouse Electric 715 179 52 3 25
CETS, CETuri de mica capacitate 1041 5 45 1 25
CETM, Ciclu combinat propus de firma ceha 870 135 52 2 25
CC2M, Ciclu combinat ABB 704 202 52 3 25
GCAR, Grup pe carbune 1732 180 36 5 30
5. Dat fiind ca importul de energie joaca un rol foarte important in acoperirea cererii de energie pentru Republica Moldova, evolutia puterii de import a fost reprezentata in trei scenarii, care reflecta o diminuare a energiei importate pana la 5-7% catre anul 2013 §i pastrarea acestui nivel pana la finele perioadei de analiza (descre§tere accelerata a puterii din import); b) o diminuare a energiei importate pana la 50% catre anul 2013 §i pastrarea acestui nivel pana la finele perioadei de analiza (descre§tere lenta a energiei din import); c) satisfacerea din import a necesarului de energie in legatura cu lipsa constructiei de centrale noi pe teritoriul tarii pana la finele perioadei de analiza.
6. S-a presupus ca catre 2008 se va construi 1/3 din interconexiunile noi planificate de Strategia
Energetica a Republicii Moldova, adica cu Ucraina §i Romania, catre 2013 - punerea in
exploatare a celorlalte 2/3 din interconexiunile planificate:
4. Calculele §i analiza rezultatelor
Total au fost examinate 4 optiuni de dezvoltare a surselor de energie electrica:
1) acoperirea cererii din sursele proprii
2) acoperirea cererii doar din import
3) acoperirea cererii prin combinatia optiunilor 1) §i 2)
4) acoperirea cererii prin impunerea constructiei grupului nuclear §i alegere libera a celorlalti candidati
Multitudinea factorilor mentionati mai sus care influenteaza posibilele evolutii de acoperire a cererii de energie electrica au dictat necesitatea efectuarii de calcule pentru mai bine de 40 variante de dezvoltare a surselor de energie electrica, prin surse intelegandu-se §i cele din import. Sarcina analizei a constat in determinarea acelei variante care ar fi cea mai rezonabila pentru conditiile Republicii Moldova. In vederea determinarii acesteia, variantele calculate au fost examinate la urmatoarele aspecte:
4.1. La capitolul „Investitii §i Cheltuieli”
1. Compararea variantelor aferente optiunilor 1-3 de mai sus au aratat ca cele mai ieftine din punct de vedere a cheltuielilor total actualizate (CTA) sunt acelea din optiunea 2, pur import, pentru toate preturile la gaze §i energie de import alese in calcul. Aceasta optiune asigura §i cel mai mic efort investitional actualizat: de circa 110 milioane $, vizavi de cca. 400 milioane $ in optiunea 1, acoperirea cererii din sursele proprii, §i 273 milioane $ in optiunea 3, acoperirea cererii prin combinatia variantelor 1) §i 2).
2. Atat variantele din optiunea 1 - acoperirea cererii din sursele proprii, precum §i din optiunea 3
- combinata, se bazeaza pe utilizarea de centrale electrice tip ciclu combinat §i altele, de capacitate mica, care ar putea fi bazate pe alte tehnologii, dar toate orientate la utilizarea gazelor naturale, fapt care duce la dependenta masiva de sursele de gaze din est, in acest mod afectand substantial securitatea energetica a tarii.
3. Grupul nuclear nu este ales in nici unul din cele 3 scenarii, motivul fiind urmatorul. Grupul este de mare putere, din care motiv, el, avand o probabilitate de ie§ire din functiune, duce la incalcarea limitei tehnice a parametrului LOLP (Lost of Load Probability- Probabilitatea pierderii puterii). Bunaoara, in primele 10 luni ale anului 2006 in Ucraina, la cele 4 centrale atomice, au avut loc 30 de opriri ale blocurilor nucleare, fapt care a dus la diminuarea producerii de energie cu aproape 2 miliarde kWh (aproximativ atata livreaza anual Union Fenosa in Moldova consumatorilor sai). Dupa cum e §tiut, conform normativelor CSI, consumatorii pot fi lipsiti de energie pe intreg an in marime nu mai mare de 2 zile (conform normativelor occidentale - 2 ore). In cazul impunerii grupului nuclear, aceasta durata depa§e§te 10 zile. Cu alte cuvinte, in situatia cand grupul nuclear ar ie§i din functiune in timpul iernii §i ar lipsi puterea necesara pentru importul celor 633 MW (grupul nuclear de 700 MW elibereaza in retea doar 633 MW, 67MW fiind utilizati pentru consum propriu) disparuti, consumatorii ar ramane pe o perioada indelungata fara energie. Considerand, totodata, ca s-ar fi gasit aceasta putere, sau ca tara este gata sa indure astfel de sacrificii, a fost calculata optiunea, prin care modelului WASP i se impune constructia grupului nuclear, care va intra in functiune in anul 2015. Conform rezultatelor obtinute, din multitudinea conditiilor propuse (pret la gaze, pret la energia importata, investitii specifice ale grupului nuclear, etc.), optiunea cu grup nuclear este mai ieftina decat optiunea acoperirea cererii din sursele proprii, fara grup nuclear §i optiunea 3 (acoperirea cererii prin combinatia optiunilor 1) §i 2)) doar in urmatoarele situatii:
a) Pret gaze 210 $/1000m3, pretul energiei de import 4 centi/kWh, pretul grupului nuclear 1500 $/kW (diferenta maxima in CTA = 61 milioane $);
b) Pret gaze 210 $/1000m3, pretul energiei de import 5 centi/kWh, pretul grupului nuclear 2000 $/kW (diferenta maxima in CTA = 22 milioane $);
c) Pret gaze 250 $/1000m3, pretul energiei de import 4 centi/kWh, pretul grupului nuclear 1500 $/kW (diferenta maxima in CTA = 92 milioane S):
d) Pret gaze 250 $/1000m3, pretul energiei de import 5 centi/kWh, pretul grupului nuclear 2000 $/kW (diferenta maxima in CTA = 54 milioane $);
Totodata, realizarea acestor din urma scenarii, legate de constructia grupului nuclear, cere substantial mai multe investitii, decat in celelalte variante: 1689 milioane dolari (grup nuclear 1500 $/kW) §i 2450 milioane dolari (grup nuclear 2000 $/kW), fata de maxim 970 (ne actualizate) milioane dolari in variantele fara participarea grupului nuclear. Este important de mentionat ca, in timp ce in variantele fara participarea grupului nuclear investitiile in constructia de centrale sunt aproximativ uniform repartizate pe perioada de analiza (pana in 2033), in varianta cu grup nuclear, grosul investitiilor revine celor 6 ani de constructie a acestuia §i este egal cu aproape 1 miliard de $, in cazul grupului cu investitii specifice de 1500 $/kW §i 1,4 miliard de $ (411 $/cap de locuitor al republicii), in cazul grupului cu investitii specifice de 2000 $/kW, sume extrem de mari pentru o a§a tara mica, cum este Republica Moldova. Dat fiind ca tara se distinge printr-un risc investitional pronuntat, atat creditele, cat §i investitiile venite de la investitori se a§teapta a fi eliberate cu termene restranse de recuperare, fapt care va duce la scumpirea substantiala a energiei. La toate perceperea unui credit din partea statului de cca. 1 miliard de dolari pentru constructia grupului nuclear de 633 MW va face tara §i mai riscanta, data fiind suma foarte mare §i pericolul intarzierii sau incapacitatea intoarcerii creditului. In variantele sus analizate, rata de rentabilitate a investitiilor a fost luata egala cu 10%, iar perioada de amortizare - 30 ani, adica perioadei de viata a grupului nuclear. In realitate, insa, un credit sau o investitie de nivelul unui miliard de dolari nu vor fi eliberate, presupunem, decat cu o perioada de amortizare nu mai mare de 15 ani, fapt care §i va duce la scumpirea palpabila a energiei.
4. Grupurile candidat pe carbune alese pentru calcul au fost respinse de modelul de optimizare ca fiind prea scumpe. Amintim, pretul grupului carbune a constituit 1400 $/kW, iar pretul la carbune 120 $/tona.
5. Este de mentionat ca optiunea de acoperire a cererii in baza importului de energie se distinge prin cheltuieli (ne actualizate) mult mai mici decat celelalte optiuni in analiza, diferenta fata de optiunea 1 (balansare din sursele proprii) §i Optiunea 3 (combinata) constituind 1,1 - 2,6 miliarde dolari SUA, in dependenta de pretul la gaze §i pretul energiei de import, majorandu-se cu cre§terea pretului la gaze §i mic§orandu-se cu cre§terea pretului energiei de import.
4.2. La capitolul „Pretul energiei produse”
Pretul mediu anual al energiei produse de un grup ales in una sau alta varianta depinde de mai multi factori, cei mai importanti fiind: pretul combustibilului; cheltuielile de exploatare; costul de capital, dependent, la randul sau de perioada de recuperare a investitiilor §i rata de rentabilitate asupra investitiilor; randamentul grupului; nivelul incarcarii grupului, inglobat in varianta respectiva de dezvoltare a surselor, adica, grupul, alaturi de celelalte grupuri alese de modelul de optimizare, nu poate produce mai multa energie, decat modelul ii stabile§te pentru acoperirea cererii de energie, etc. Pornind de la ace§ti parametri au fost examinate preturile la energia electrica produsa de:
a) grupul nuclear 700 MW, mentionat mai sus.
b) grupul pe carbune 200MW (la bare eliberand 180MW), descris mai sus.
c) grupul ciclu combinat 100MW pe gaze.
Pentru toate aceste grupuri au fost calculate preturile de producere pe parcursul primilor 15 ani de functionare, avand 2 oportunitati de investitii:
A) grupul sau centrala electrica respectiva este construita de un investitor privat, care aplica o rata de rentabilitate de 10% asupra investitiilor efectuate;
B) grupul sau centrala electrica respectiva este construita in baza unui imprumut de stat preferential, rata de rentabilitate asupra caruia, impreuna cu procentul pe credit, este in jurul de 5%.
In calitate de variante de incarcare a grupurilor au fost alese 2 versiuni: Perioada de utilizare a puterii maxime (Tm) - conform valorilor calculate de modelul computerizat de optimizare, precum §i 8000 ore (adica, functionarea grupului la capacitatea maxima, practic, pe parcursul intregului an), iar pentru grupurile pe carbune, aditional analizate mai jos s-a examinat §i cazul cu Tm = 5000 ore (incarcare mult probabila in legatura cu forma ne uniforma a curbei sarcinii de consum, caracteristica R.Moldova). In urma analizei calculelor efectuate pentru conditiile enumarate au fost trasate urmatoarele concluzii:
6. In cazul impunerii grupului nuclear in calcul, pentru conditiile: 1500$/kW investitii in grupul nuclear, pretul la gaze pentru celelalte centrale alese fiind de 250 $/1000m3, iar investitiile fiind cerute a fi recuperate in 15 ani, grupul nuclear se incarca slab in primii 15 ani: de la Tm = 4081 ore in anul 2015 pana la 6769 ore in anul 2029, fapt care duce la scumpirea energiei, pretul variind de la 10,8 centi/kWh in primul an de functionare pana la 4,2 centi/kWh in anul 15, media ponderata fiind de 6,1 centi/kWh in cazul rentabilitatii investitionale de 10% §i 4,8 centi/kWh in cazul rentabilitatii investitionale de 5%. Daca insa centrala nucleara reu§e§te sa-§i vanda surplusul de energie, pe care aceasta este in stare sa o produca, adica ea ar functiona cu un Tm=8000 ore pe an, atunci pretul energiei mediu ponderat in cei 15 ani de analiza va deveni 4,7 centi/kWh in cazul rentabilitatii de 10 % §i 3,7 centi/kWh in cazul rentabilitatii de 5%.
Pretul energiei produse de grupul nuclear se mic§oreaza §i mai mult daca perioada de amortizare a investitiilor, adica perioada de recuperare a acestora, se mare§te de la 15 la 30 ani, cu alte cuvinte, pana la perioada de viata a grupului nuclear, care, de fapt, conform surselor existente, ar putea fi §i 40 ani. Pretul mediu ponderat in primii 15 ani devine egal cu 5,8 centi/kWh in cazul rentabilitatii investitionale de 10% §i 4,1 centi/kWh in cazul rentabilitatii investitionale de 5%. Daca insa centrala nucleara reu§e§te sa-§i vanda surplusul de energie, pe care aceasta este in stare sa o produca, adica ea ar functiona cu un Tm=8000 ore pe an, atunci pretul energiei mediu ponderat in cei 15 ani de analiza va deveni 4,4 centi/kWh in cazul rentabilitatii de 10% §i 3,1 centi/kWh in cazul rentabilitatii de 5%.
Din cele relatate putem concluziona ca preturile energiei nucleare intalnite in tarile cu traditii in acest domeniu nu pot servi ca repere pentru a trage concluzia despre avantajul centralelor atomice pentru Republica Moldova. Astfel, pretul energiei nucleare in Ucraina este de cca. 1,7 centi/kWh, in Romania
- 3,6 centi/kWh, preturile date fiind determinate de multi factori, majoritatea dintre care avand referinta la prezenta industriei nucleare in tara, resursele de combustibil nuclear proprii, speciali§ti, materiale §i echipamentele respective, etc. Toate acestea lipsesc in republica cu desavar§ire, cu exceptia doar a unor materiale de constructie, fapt care impune de a efectua majoritatea achizitiilor de pe piata mondiala.
7. Pretul energiei produse la grupul nuclear este mai mic decat cel aferent de ciclului combinat doar atunci, cand pretul la gaze constituie mai mult de 250$/1000m3.
8. Dat fiind ca centralele pe carbune nu au fost alese de modelul de optimizare §i nu a intrat in nici unul din variantele determinate in urma calculelor cu modelul WASP, grupul pe carbune a fost examinat separat, pentru mai multe conditii: diferit nivel al investitiilor §i pret la carbune, randamentul fiind ales de 40%. Rezultatele sunt urmatoarele:
Energia produsa de grupurile pe carbune este destul de scumpa, dar ar putea fi mai ieftina decat cea produsa de grupurile ciclu combinat, la pretul gazului de 250 $/1000m3. Avand in vedere ca rezervele de gaze naturale sunt limitate pe glob (conform estimarilor, acestea ar ajunge cel mult inca pentru 30 -40 ani), pretul acestora va continua sa creasca, fapt care face ca grupurile pe carbune sa fie preferate in fata ciclului combinat. Mai mult decat atat, grupurile pe carbune pot fi construite astfel ca ele sa poata functiona pe mai multe tipuri de combustibil, inclusiv pe gaz §i pacura, fapt care permite ca tara sa nu fie dependenta doar de un singur tip de combustibil. Sigur, constructia grupurilor pe carbune ridica mai
accentuat problemele ecologice, decat cele bazate pe ciclu combinat, §i acest aspect va trebui tinut in calcul atunci, cand se hotara§te care tip de centrala trebuie construita.
4.3. La capitolul „Caror surse de dat preferinta”
Republica Moldova este o tara mica, fara resurse energetice, suprapopulata pe intreg teritoriu, cu o
economie saraca, cu o cre§tere a puterii anuale necesare de cca. 40, maxim 60 MW in urmatorii 25 ani.
Aceste caracteristici impun a da preferinta centralelor:
a) de mica capacitate, maxim de 200MW
b) care cer cat mai putine investitii initiale
c) care permit a utiliza mai multe genuri de combustibil
d) care permit a scoate din folosinta cat mai putine terenuri §i resurse de apa
e) care se construiesc in perioade de timp restranse, daca nu mici
f) care asigura un pret cat mai mic pentru energia produsa
g) cere au un impact ecologic cat mai mic
Satisfacerea tuturor acestor exigente nu este in stare nici una din grupurile mai sus examinate: nuclear, ciclu combinat pe gaze, grup pe carbune. Totodata:
9. Grupul nuclear este cel mai apropiat sa indestuleze conditiile in discutie, daca el ar fi fost construit
nu in R. Moldova, ci la CNE Cernavoda, iar participarea cu investitii ar fi fost efectuata nu pentru intreg grup nuclear de 633 MW, ci doar pentru cca. 200 MW. In situatia cand varianta participarii R.Moldova la constructia grupurilor nucleare se exclude, ar putea fi examinata optiunea constructiei CNE pe teritoriul republicii, cu grupuri de capacitat e mica. Astfel de practica exista in lume. Bunaoara, in China este construit un grup de 288 MW, in India 2 grupuri a cate 212MW. Insa, diminuarea capacitatii grupurilor nucleare ridica nivelul specific al investitiilor, §i a§a foarte mare. Nu trebuie de uitat ca perioada de constructie a unei centrale nucleare, sau a unui grup, este in realitate substantial mai mare, decat cel din proiect. Astfel, in studiul de fata s-a ales perioada de constructie a grupului 633 MW, egala cu 6 ani. De fapt, insa, trebuie de a§teptat - cca. 10 ani, lucru care duce la inghetarea investitiilor foarte mari, cu repercusiuni importante asupra pretului energiei produse. In conditiile constructiei unei centrale nucleare, cu grupuri de cca. 633MW, se va cere de avut contracte de lunga durata pentru puterea de rezerva de cca. 700MW, pentru situatia cand grupul nuclear ar ie§i din functiune pe parcursul iernii, lucru extrem de greu de asigurat, avand in vedere ca tarile vecine, de unde energia urmeaza a fi importata in astfel de situatii, ar putea singure sa fie deficitare. La toate, este necesar de a dispune de capacitate suficienta a interconexiunilor cu tarile vecine, egala cu cca. 700MW, tinuta inghetata doar pentru cazurile de refuz a grupului nuclear. Chiar daca s-ar reu§i de semnat un acord de acest gen, republica va trebui sa plateasca aditional pentru puterea de rezerva
mentinuta, cca. 1-1,5 centi/kWh, raportat la energia produsa de grupul nuclear discutat, fapt care
mare§te respectiv pretul energiei nucleare, examinat mai sus.
Odata cu constructia centralei nucleare, de asemenea, se va cere de solutionat problema de§eurilor-pe de o parte, pe de alta, la acela§i capitol - de acumulat resurse financiare pentru inchiderea §i conservarea centralei (pentru aproximativ 800 ani) dupa expirarea perioadei de viata a acesteia. Conform mai multor surse, pentru acumularea resurselor financiare necesare acestor scopuri se cere majorarea pretului energiei produse pe perioada de functionare a centralei cu pana la 10%. Este adevarat, faptul ca centrala nucleara nu este producatoare de CO2, aceasta permite de a vinde carbonul ne produs §i astfel de compensat scumpirea energiei atomice mentionate.
Cel mai mare neajuns a centralelor atomice, insa, este faptul ca ele pot deveni o sursa de catastrofa, imposibil de depart in cazul unei explozii ne controlate la unul din grupurile acesteia, a§a cum a avut loc la CNE Cernobal in 1986. In legatura cu aceasta, societatea civila ar putea protesta impotriva ideii constructiei centralei, fie la faza initierii constructiei acesteia, fie ulterior.
10. Al doilea tip de centrale care se incadreaza in exigentele tarii Republicii Moldova sunt cele bazate pe carbune. Resursele combustibilului dat, conform estimarilor speciali§tilor, se evalueaza la un consum pe o perioada de cca. 400 ani. Centralele date pot functiona pe mai multe genuri de
combustibil, lucru, care face republica a nu fi vulnerabila fata de tipurile de combustibil utilizate pentru producerea energiei electrice. Constructia centralei pe carbune, insa cere dezvoltarea unei structuri adecvate de transport a carbunelui, fie din Ucraina, fie din Australia, fie din alta tara, fapt, care impune investitii aditionale. Centralele pe carbune aduc un impact ecologic negativ mai insemnat, decat cele pe gaze, bazate pe ciclu combinat. Ne catand ca investitiile in grupurile pe carbune sunt insemnate §i ar putea sa se apropie de cele atomice, posibilitatea constructiei de grupuri la capacitati relativ mici, de 150-200MW, permite a diminua impactul ratei de rentabilitate asupra investitiilor, in comparatie cu cel nuclear, §i a face ca grupurile pe carbune sa fie mai incarcate pe parcursul perioadei de viata a acestora.
11. Centralele electrice bazate pe ciclu combinat §i utilizarea gazelor naturale, fiind mai ieri cele mai solicitate pe piata, incep sa-§i piarda preferinta datorita cre§terii pretului la gaze, lucru, care, pentru R. Moldova este agravat §i prin faptul ca combustibilul dat este livrat, practic dintr-o singura sursa, fapt, care deloc nu contribuie la ridicarea securitatii energetice a tarii. Totodata, trebuie recunoscut ca din toate sursele de energie electrica, ciclul combinat are cel mai mic impact investitional in pretul energiei produse, egal cu 10-20%, fata de 50-76% in cazul grupurilor nucleare §i 15-60% in cel pe carbune. Aceasta este determinat atat prin investitiile specifice, aproape de 2 ori mai mici, cat §i perioadei mult mai scurte de constructie a lor, cele de proiect masurata in jurul de 2-3 ani (5-6 ani - grupurile nucleare, 4-5 ani - grupurile pe carbune).
12. In studiul efectuat au fost incluse ca grupuri candidat §i centrale mici de tip cu cogenerare. Puterea unui grup a fost stabilita de 5 MW, iar numarul maxim de grupuri permis a fi alese de modelul computerizat de optimizare a fost fixat la nivelul de 8. Investitiile specifice 1000$/kW, randamentul 42%, combustibil - gaze naturale. In urma calculelor, toate aceste grupuri au fost incluse in variantele de dezvoltare a surselor in R. Moldova, dar doar cu conditia ca timpul utilizarii puterii termice maxime a acestora depa§e§te 4300 ore. Aceasta se explica in principal prin faptul, ca o cre§tere a cererii se indestuleaza prin incarcarea totala a centralelor mici, fapt care asigura functionarea acestora la randamentele maxime de pa§aport §i totodata nu se ingheata investitiile, lucruri care se intampla in situatia grupurilor de mari capacitati, care pe parcursul primelor ani de producere a energiei sa functioneze la o capacitate mult mai mica, decat cea de proiect.
13. Pornind de la cele enuntate mai sus, cele mai rezonabile variante de dezvoltare a surselor se considera acelea, care corespund optiunii 3, adica celei care combina in sine in proportii rezonabile importul de energie, care acopera cca. 50% din cerere, §i constructia de centrale electrice pe gaze pe teritoriul republicii.
Avand ca reper aceasta din urma concluzie, pentru efectuarea studiului de mediu, urmat in continuare, dintre variantele optiunii 3 a fost ales unul, corespunzator pretului energiei de import, egal cu 6 centi/kWh, varianta, determinata prin exercitiul de optimizare §i care va fi tratat in continuare ca cel mai indicat scenariu (HAS, High Alternative Scenario) in analiza de mai jos privind determinarea gradului de emisii a gazelor cu efect de sera.
B. Identificarea scenariului care asigura o maxima reducere a emisiilor gazelor cu efect de sera
In vederea determinarii scenariului de dezvoltare a surselor cu cele mai pronuntate reduceri de GES au fost supuse 6 scenarii de dezvoltare a surselor de energie electrica in Republica Moldova, numarul acestora fiind nu intamplator. In primul rand, se cere a avea scenariul de baza, numit BLS (Base Line Scenario), fata de care vor fi comparate oricare alte scenarii luate in calcul. In al doilea rand, se cere a dispune de solutia care corespunde in cea mai mare masura conditiilor reale a economiei tarii §i imprejurarilor in care ea se dezvolta. In studiul de fata aceasta poarta numele de HAS (High Alternative Scenario), indicat mai sus, determinat ca varianta mixta de dezvoltare a surselor de energie electrice, avand pozitia intermediara intre scenariul de dezvoltare a surselor bazat, practic, exclusiv pe
acoperirea cererii din sursele proprii, importul reprezentand doar circa 5 -7 % din energia necesara, §i scenariul bazat, practic, exclusiv pe acoperirea cererii din import, ponderea caruia ajunge pana la 85 -90 %. Adica, ponderea importului in scenariul HAS este de cca. 50%. E de mentionat ca varianta HAS are riscul sa nu se realizeze, din motivul necesitatii unor investitii importante, greu de atras la constructia de centrale. De aceia este rezonabil a cerceta o solutie care ar corespunde HAS, dar care s -ar realiza cu investitii mai mici, dar pierzand, evident, in randamentul producerii energiei electrice. Scenariul dat este cel cu abreviatura MRS (Medium Realistic Scenario), avand numarul trei in analiza. Pe langa aceste trei optiuni descrise, se examineaza §i cele trei scenarii stipulate in Strategia de dezvoltare a energeticii Republicii Moldova pana in anul 2020, publicata oficial pe 17 august 2007. Toate scenariile in discutie, intr-o forma mai detaliata, sunt prezentate in Tab. 4.3.1.
Tab. 4.3.1. Scenariile de dezvoltare a surselor de energie electrica
Nr. Denumirea scenariului Descifrare Caracteristicile scenariului
і HAS High Alternative Scenario Combina in sine varianta acoperirii cererii exclusiv din sursele proprii de energie combinata cu cea care corespunde acoperirii cererii exclusiv din import, ales ca optim din posibilele solutii a scenariilor intermediare
2 BLS Base Line Scenario Corespunde scenariului care serve§te drept reper de comparatie pentru oricare alte scenarii luate in studiu, adica cele cu nr. 1, 3, 4, 5, 6 specificate. Presupune o imbunatatire partiala a randamentului centralelor electrice locale CET-1, CET-2, CET-Nord, fara a se construi alte careva centrale electrice noi, cu exceptia punerii in functiune a centralei electrice de termoficare de la Ocnita (CETO), practic deja construita. In calcule, CETO intra in functiune in anul 2008. Cre§terea cererii va fi indestulata din import.
3 MRS Medium Realistic Scenario Corespunde unei variante de mijloc, intre scenariul 1 §i 2 de mai sus. Acesta este ales in regim de optimizare, avandu-se in calitate de grupuri candidati §irul din scenariul HAS, dar care se disting printr-un randament mai scazut, egal aproximativ cu 42% §i pastrarii nivelului importului de energie la valoarea de aproximativ 50%. Scenariul dat este aproape de cel real, deoarece corespunde punerii in aplicare a unor grupuri de producere a energiei electrice tip turbine pe gaze, in loc de ciclu combinat. Turbinele pe gaze se disting prin simplitatea §i o durata foarte scurta (maxim un an) de instalare a acestora, lucru mult atractiv pentru Republica Moldova, unde incertitudinea evolutiei pietei energiei electrice este destul de pronuntata §i o decizie privind constructia unei centrale se cere a fi luata cat mai tarziu §i de aceia punerea in functiune a grupului respectiv trebuie efectuat in termene cat mai scurte.
4 A corespunde scenariului Strategiei energetice: „Dezvoltarea limitata de capacitati noi” Scenariul presupune pastrarea capacitatilor centralelor existente pe tot parcursul perioadei de studiu §i totodata constructia de mini CET cu generare distribuita, puterea totala a carora catre anul 2020 atingand 179MW.
5 B corespunde scenariului Strategiei energetice: „Dezvoltarea medie de capacitati noi”. Scenariul presupune pastrarea capacitatilor centralelor existente pe tot parcursul perioadei de studiu, constructia de mini CET cu generare distribuita, puterea totala a carora catre anul 2020 atingand 179MW §i extinderea CeT-1, CET-2, CET-Nord cu 296 MW catre 2020 (Extinderea CET-1 cu 24 MW §i CET-Nord cu 72 MW §i a CET-2 cu 200 MW intre 2015 §i 2020)
6 C corespunde scenariului Strategiei energetice: „Dezvoltarea extinsa de capacitati noi”. Scenariul presupune pastrarea capacitatilor centralelor existente pe tot parcursul perioadei de studiu, constructia de mini CET cu generare distribuita, puterea totala a carora catre anul 2020 atingand 179MW, extinderea mai intensiva a CET-1, CET-2, CET-Nord, adica extinderea CET-1 cu 24 MW catre anul 2010; extinderea CET -Nord cu 72 MW catre anul 2015; extinderea CET -2 cu 200 MW catre 2020.
5. Rezultatele tehnico-economice
In rezultatul calculelor efectuate au fost determinate cheltuielile total actualizate ale tuturor scenariilor mai sus mentionate, structura acoperirii cererii de energie de catre acestea, investitiile necesare realizarii scenariilor, costurile pentru achizitia combustibilului pe parcursul anilor de analiza, considerandu-se ca pretul energiei de import constituie 6 centi/kWh. Informatia respectiva este oglindita in Fig. 5-1, 5-2, 5-3 §i Tab. 5-1.
Fig. 5.1. Dinamica cheltuielilor total actualizate cumulative, $ SUA
Tabelul. 5-1. Structura energiei produse gi consumate in cele 6 scenarii
Anul 2007 2010 2015 2020 2025 2033
Cererea de putere maxima, MW 793 853 975 1140 1310 1575
Energia consumata, GWh 3827 4000 5126 6106 7189 8640
HAS 700 700 500 500 600 650
BLS 700 800 900 1050 1250 1550
Puterea importata, MW MRS 700 700 650 750 850 950
A 700 650 800 900 1050 1350
B 700 650 750 750 950 1250
C 700 700 850 850 950 1100
GWh 2771 3060 2980 2583 3603 3986
HAS % din total 73 77 58 42 50 46
GWh 2924 3322 4315 5020 6102 7553
BLS % din total 76 83 84 82 85 87
Energia GWh 2924 3060 2754 2392 3446 4171
importata MRS % din total 76 77 54 39 48 48
GWh 2924 2852 3869 4258 5341 6793
A % din total 76 71 75 70 74 79
GWh 2924 2852 3477 3866 4652 6103
B % din total 76 71 68 63 65 71
C GWh 2924 2703 3220 2606 3664 5107
% din total 76 68 63 43 51 59
GWh 903 940 2065 3448 3510 4577
HAS % din total 24 24 40 56 49 53
GWh 903 678 736 1012 1012 1012
BLS % din total 24 17 14 17 14 12
GWh 903 940 2263 3606 3635 4361
Energia produsa MRS % din total 24 24 44 59 51 50
pe gaze naturale GWh 903 1148 1181 1772 1772 1773
A % din total 24 29 23 29 25 21
GWh 903 1148 1541 2132 2428 2428
B % din total 24 29 30 35 34 28
GWh 903 1297 1831 3425 3451 3458
C % din total 24 32 36 56 48 40
200
180
160
n
CO 140
D
C 120
E 100
+; 80
(U > 60
c
40
20
0
- I S .SIS;!
cfc rA rQ ^ ty^
& rfT JT r& rpN rpN rf>N 4
r f IT T
HAS
■MRS
V
L’BLS
<$ <# c?h n? q? n?
200
180
160
n
(0 1411
D
d 120
E 100
.t 80
»
a> > 60
c
40
20
0
l-Lmm
Cv* V5 $ $ <1^ 0^ O^5 0^ nt'
n? H? n? n? n? n? <P # 'F ^ n? 'T n?
■A DB OC
Figura 5.2. Evolutia investitiilor ne-actualizate m dezvoltarea surselor de energie
Figura 5-3. Evolutia costului anual al coiiibustibilului pentru producerea energiei electrice
Analiza informatiei de mai sus permite a concluziona ca din punct de vedere economic cel mai scump este scenariul HAS. Totodata, acesta asigura cea mai inalta securitate energetica. §i invers, cele mai mici cheltuieli totale actualizate, precum §i cele mai mici investitii le intalnim la realizarea scenariului BLS, care, pe de alta parte se distinge printr-o securitate energetica mult scazuta, importul energiei din totalul necesar atingand 83% catre anul 2033. Din figurile prezentate se evidentiaza §i urmatorul aspect: cu cat retehnologizarile §i grupurile noi, participante in scenariu, se disting prin randamente mai inalte, cu atat volumul de investitii este mai mare (Fig. 5-2).
6. Evaluarea gradului de reducere a emisiilor de GES in cele 6 scenarii.
Dupa examinarea celor §ase scenarii de dezvoltare a surselor de energie electrica din punct de vedere economic §i de securitate energetica, in continuare vom purcede la analiza acelora§i scenarii din punct de vedere a emisiilor de gaze cu efect de sera.
Avand drept date de intrare rezultatele calcularii celor §ase scenarii mai sus examinate, aplicandu-se Modelul IMPACTS, au fost determinate emisiile gazelor cu efect de sera, utilizandu-se urmatoarea formula:
E CO2 eq. = EcO2 + E CH4 *21 + E N2O * 310,
unde:
E CO2 eq. - emisii de GES exprimate in CO2 echivalent prin potentialul global de incalzire pentru un orizont de 100 ani;
ECO2 - emisiile de CO2;
E CH4 - emisii de CH4;
E n2o - emisii de N2O.
In Fig. 6.1 este prezentata evolutia emisiilor CO2 echivalent pe parcursul anilor de analiza pentru scenariile de dezvoltare a surselor de energie electrica in cauza. Dupa cum se observa, cu unele exceptii pentru anumiti ani, nivelul minim de emisii se inregistreaza in varianta BLS, iar cel maxim -in varianta MRS. Insa, aceasta nu inseamna ca varianta BLS este cea mai reu§ita din punct de vedere a reducerii de GES, explicatia fiind prezenta unei ponderi importante a importului de energie in satisfacerea cererii, lucru caracteristic, de fapt, pentru toate variantele examinate. Importul de energie nu aduce emisii pe teritoriul tarii. Iata de ce, in vederea distingerii celei mai rezonabile solutii de reducere a GES, se cere examinarea nu a valorilor absolute de emisii GES, dupa cum este reprezentat in Fig. 6-1, ci a celor specifice, adica a volumelor de emisii revenite 1 kWh (notat in continuare prin VES) produs de centralele electrice locale in scenariile corespunzatoare. Valorile resp ective sunt oglindite in Fig. 6.2.__________________________________________________________________________________________
2500 n-------------------------------------------------------------------------------------------
■| 0 -I-------------t------------t-------------t------------t-------------t------------t-------------
w 2005 2009 2013 2017 2021 2025 2029 2033
—♦—HAS -«-MRS —BLS A B
Figura 6.1. Emisiile de GES in scenariile examinate
800
I 750 Ъ 700
ф
(N
0 650
™ 600
01
> 550
<u
£ 500
о
> 450
.....HAS--------MRS----------BLS —*—A —e— В —в—С
Fig. 6.2. Evolutia VES pe parcursul anilor de analiza
Dupa cum se observa din Fig. 6.2 cel mai avantajos scenariu de reducere a GES il reprezinta cel denumit HAS. Acesta este §i cel mai rezonabil §i din punct de vedere a securitatii energetice. Insa, dupa cum s-a mentionat deja, este §i cel mai scump. Scenariul BLS este cel mai dezavantajos din punct de vedere a reducerii de GES. Este §i cel mai inferior din punct de vedere a securitatii energetice, insa este cel mai ieftin. Celelalte variante ocupa pozitii intermediare
In vederea evaluarii gradului de reducere a emisiilor de GES in scenariile examinate vom utiliza datele din tabelul 6.1, unde sunt prezentate valorile mai multor caracteristici care ne intereseaza.
Tab. 6.1. Estimarea gradului de reducere a emisiilor de GES in cele 6 scenarii
Parametrii Unitatea de masura HAS MRS BLS A B C
Cheltuieli total actualizate (CTA) mil. $ SUA 2811 2727 2143 2338 2585 2620
Investitii totale, ne-actualizate (IT) mil. $ SUA 797 422 268 457 686 686
TOTAL energie produsa de propriile centrale in anii 2005-2033GWh GWh 76387 76824 26893 41699 52521 73196
Volumul de gaze naturale consumate* mil. m3 1083 1981 282 457 774 774
Volumul de pacura consumata mii tone 616 616 616 616 616 616
Costul combustibilului, ne actualizat mill. $ SUA 6708 7074 2622 3431 5576 5730
Volumul emisiilor de CO2eq (VE) Tg 35,14 41 15,43 21,3 27,25 35,48
Indicele VE/IT kg/$SUA 44,1 97,2 57,6 46,7 39,7 51,7
Indicele VE/CTA kg/$SUA 12,5 15,0 7,2 9,1 10,5 13,5
Emisiile specifice (VES) g CO2eq / kWh 460,1 533,6 569,1 510,8 518,7 484,8
Diferenta D=VESbls -VESx g CO2eq / kWh 109,1 35,5 0,0 58,3 50,4 84,4
Reducerea de GES Tg 8,3 2,7 0,0 2,4 2,6 6,2
* 1 tcc = 786.6339 m. cub
A§a cum deja ne-am convins mai sus, prin compararea valorilor absolute de emisii a scenariilor examinate nu poate fi determinat nivelul reducerii de GES (RgES) a unui scenariu fata de altul, dat fiind ca scenariile se deosebesc prin volumul energiei produse la centralele locale. De aceia corect va fi ca reducerea de GES a unui scenariu fata de BLS sa se determine aplicandu-se urmatoarea formula:
Rges = (VESbls-VESx)*Epx,
unde VESbls - emisiile specifice de CO2 echivalent pentru scenariul BLS, exprimate in g CO2 echivalent/kWh;
VESx - emisiile specifice de CO2 echivalent pentru scenariul X, exprimate in g CO2 echivalent/kWh;
Epx - energia produsa de centralele locale in scenariul X
Valorile VESbls, VESx, Epx, precum §i rezultatul calculului RGES este prezentat in Tab. 6-1. Din acest din urma tabel putem constata ca cea mai semnificativa reducere de GES se inregistreaza in scenariul HAS - 8,3 Tg CO2 echivalent, urmat de scenariul C cu 6,2 Tg CO2 echivalent, scenariul MRS cu 2,7 Tg CO2 echivalent, scenariul B cu 2,6 Tg CO2 echivalent, scenariul A cu 2,4 Tg CO2 echivalent.
Trebuie de mentionat ca reducerile in cauza trebuie tratate pentru fiecare scenariu in parte, nu comparate intre ele, dat fiind ca fiecare dintre scenarii au diferite volume de producere a energiei electrice.
Daca vom cauta sa gasim sensul formulei de mai sus, va trebui sa constatam ca ea reflecta cazul prezentei unui scenariu BLS, specific pentru fiecare scenariu in parte, nu comun pentru toate scenariile. Comuna este doar cantitatea de emisii GES revenita 1 kWh. Adica, in cazul comparatiei scenariului X cu BLS, scenariul BLS realizeaza producerea aceia§i cantitati de energie ca §i in scenariul X, pastrand la unul §i acela§i nivel, ca §i pentru alte scenarii, nivelul de emisii GES revenita 1 kWh produs.
Concluzii
1. In scopul identificarii celei mai rezonabile solutiei de dezvoltare a surselor de energie electrica pentru Republica Moldova au fost supuse analizei mai bine de 40 de variante de acoperire a cererii de energie, alese in regim de optimizare §i care cuprind o larga gama de combinatii a grupurilor candidat §i centralelor existente. In rezultat a fost aleasa varianta, numita HAS (High Alternative Scenario), care ocupa o pozitie intermediara intre optiunea de dezvoltare a surselor bazate, practic, exclusiv pe acoperirea cererii din sursele proprii, importul reprezentand doar circa 5-7 % din energia necesara, §i optiunea bazata, practic, exclusiv pe acoperirea cererii din import, ponderea caruia ajunge pana la 85-90 %. Cu alte cuvinte, in varianta HAS, 50% din cerere este acoperita din import, iar celelalte 50% este acoperita de sursele existente la moment, §i grupurile noi urmate a fi construite, dupa cum urmeaza: ciclu combinat pe gaze -3x100CCSS, 2x179CCWE §i centrale mici pe cogenerare 5x5CETS. Aceasta varianta, alaturi cu alte cinci:
BLS (Base Line Scenario), fata de care au fost comparate celelalte scenarii luate in calcul; MRS (Medium Realistic Scenario), care repeta HAS, insa se distinge prin investitii mai mici, dar §i randament de producere a energiei mai scazut; trei scenarii stipulate in Strategia de dezvoltare a energeticii Republicii Moldova pana in anul 2020, au fost supuse examinarii spre gasirea acelei variante, care asigura cea mai inalta reducere a GES.
2. Cazul Republicii Moldova este deosebit in tratamentul problemei determinarii reducerii de GES. In conceptul traditional, evaluarea reducerii gazelor cu efect de sera se efectueaza prin comparatia volumului emisiilor de CO2 echivalent a unui oricare scenariu cu volumul emisiilor de GES inregistrat in scenariul liniei de baza, adica BLS. Dat fiind ca republica importa o cantitate foarte insemnata de energie electrica (in prezent-mai bine de 70% din totalul cererii de energie electrica) §i politica de import masiv de energie se va pastra §i pe viitor, dupa cum subliniaza Strategia energetica a tarii, iar importul de energie, conform metodologiei Natiunilor Unite, nu implica in tara importatoare emisii de CO2, variantele de dezvoltare a surselor de energie electrica examinate in studiul de fata, inclusiv a BLS, nu pot fi comparate intre ele dupa volumul emisiilor de GES, inclusiv fata de BLS, deoarece cantitatea energiei produse pe teritoriul tarii este diferita de la un scenariu la altul. Acest fapt face ca in scenariul BLS, din studiul de fata, sa se inregistreze cel mai mic volum de emisii de gaze cu efect de sera, contrar logicii obi§nuite. Adica, in acest scenariu urma sa se obtina nu cel mai mic, ci cel mai mare volum de emisii GES, dat fiind ca el se distinge printr -un randament de producere a energiei electrice cel mai redus, adica mai mic, decat in celelalte scenarii examinate.
In vederea depa§irii acestei situatii se propune ca determinarea reducerii de GES pentru scenariile examinate de dezvoltare a surselor de energie sa se efectueze cu aplicarea indicelui specific de reducere a CO2 echivalent, adica in baza volumului de emisii revenit 1 kWh produs de centralele electrice locale. Intr-un astfel de tratament, volumul energiei electrice produse de centralele locale a fiecarui dintre scenarii pare a fi egal cu volumul energiei produse in scenariul BLS, ales pentru comparare. Pornind de la o astfel de abordare, constatam urmatoarele reduceri de GES in scenariile examinate: scenariul HAS - 8,3 Tg CO2 echivalent, urmat de scenariul C cu 6,2 Tg CO2 echivalent, scenariul MRS cu 2,7 Tg CO2 echivalent, scenariul B cu 2,6 Tg CO2 echivalent, scenariul A cu 2,4 Tg CO2 echivalent. Este de mentionat ca in scenariile A, B, C se promoveaza punerea in functiune de insemnate capacitati de centrale electrice cu cogenerare (179 MW), putini probabile a fi realizate din cauza lipsei in tara de sarcina termica de lunga durata pe parcursul anului, fapt care ne impune sa tratam cu atentie scenariile date.
3. §i din punct de vedere a nivelului de emisii revenite 1 $SUA, scenariul HAS este preferabil in fata celorlalte scenarii de dezvoltare a surselor in Republica Moldova. Bineinteles, daca se ia in consideratie probabilitatea mica de prezenta a sarcinii termice adecvate pe teritoriul republicii, care ar putea justificata promovarea centralelor electrice cu cogenerare distribuita. Daca insa astfel de sarcina ar putea exista, in vederea constructiei unei capacitati totale de 179 MW, atunci dupa criteriul „cele mai mici emisii revenite 1 $SUA”, invingator ar deveni sc enariul B. Astfel, scenariul B acumuleaza 39,7 kg/$SUA, iar HAS - 44,1 kg/$SUA, cel mai dezavantajos fiind scenariul MRS cu 97,2 kg/$SUA.
4. Atat dupa reducerea de GES, precum §i dupa criteriul „cele mai mici emisii revenite 1 $SUA”, dupa cum ne-am convins mai sus, scenariul HAS este cel mai preferabil. El este cel mai atragator §i din punct de vedere a securitatii energetice, dar nu §i dupa pretul energiei electrice produse. Bunaoara, daca vom considera ca pretul mediu al energiei electrice din import ar fi de 50 $/MWh, atunci pretul mediu actualizat de producere a energiei electrice pe toata perioada de studiu in scenariul HAS ar constitui 69,2 $/MWh, iar in scenariul MRS - 63,9 $/MWh. Astfel ca promovarea unuia sau alt scenariu de dezvoltare a surselor in Republica Moldova va trebui efectuat §i de pe pozitia capacitatii populatiei de a suporta un tarif mai avansat pentru energia electrica furnizata acestora.
Bibliografie
1. IAEA - Wien Automatic System Planning (WASP) Package, A Computer Code for Power Generating System Expansion Planning, Version WASP-IV, User’s Manual, 2000.
2. IAEA- Energy and nuclear power planning study for Romania (covering period 1989-2010), September 1995.
3. International Energy Agency - World Energy Outlook, 2006 Edition.
4. www.power-technology.com/projects.
5. The Economics of Nuclear Power, Briefing Paper 8. April 2006. Uranium Information Centre Ltd., Melbourne, Australia.
6. World Nuclear Association Report, November 2006.
Ion Comendant - Scientific Research Coordinator of the Renewable Energy Sources Laboratory of the Institute of Power Engineering of the ASM. Experienced professional, with 40 years presence in the Moldova energy sector studies, in the field of power system development and elaboration of country power sources expansion (including imports) scenarios; power plants emissions; energy economics, elaboration of the legal and regulatory framework focusing on electric power, gas and heat supply sectors, restructuring and privatization, electricity market formulation and unbundling of utilities, power sector tariff methodologies elaboration, distribution and supply tariffs calculation and analysis, tariffs policies, energy conservation; Energy efficiency; Renewable sources economic modeling. E-mail: icomendant@gmail.com
Sergiu Robu - scientific researcher of the Laboratory of Energy Efficiency and Control Systems of the Institute of Power Engineering of the ASM. His research interests are: long term planning of energy systems; energy efficiency; models and methods for the development of Energy Systems; management and economy of Energy Systems; scenarios/environmental wastes from energy chains. Expert in long term planning using ENPEP, MARKAL, WASP-Win., SIMPACTS, MESSAGE, GAINS and other computer models. e-mail: sergiu.robu@asm.md
