Determinarea Variantei Optime de Dezvoltare a Sistemelor Energetice. Studiu de Caz

CUPRINS

2

INTRODUCERE

În secolul al XXI-lea lumea este dependentă de energie. Fără îndoială în lipsa ei ar domni haosul. Pentru producerea de energie, până la începutul secolului al XX-lea, erau folosiți doar combustibilii fosili: cărbunii, gazele naturale și petrolul.Cu toate acestea, datorită exploatării și creșterii nevoii de energie a planetei, cu timpul, rezervele de hidrocarburi au devenit din ce în ce mai rare și pe cale de epuizare, scumpe și poluante.

Astfel, au fost descoperite și cercetate noi surse de producere a energiei: energia hidraulică, energia eoliană, energia vânturilor și mareelor, energia solară, energia geotermică, energia biomasei, combustibilii nucleari etc.

În ultimi 40 de ani s-a putut observa o continuă expansiune a energiei nucleare, ea devenind rapid una din cele mai importante surse de energie electrică pe plan global, deoarece puterea calorică a combustibilului nuclear uzual, de fisiune, este de zece mii de ori mai mare decât a produselor petroliere. Astfel energia nucleară reprezintă o alternativă relativ ieftină și de perspectivă, mai ales pentru țările în curs de dezvoltare, cum este România.

În ceea ce privește opinia publicului, energia nucleară este, poate, cea mai nepopulară și nedorită sursă de energie. Iar aceast lucru se datorează, în primul rând, percepției proaste pe care o au oamenii despre ea. Studiile relevă faptul că, procente egale din populație, respectiv 30% se pronunță ferm pentru energia nucleară și 30% împotriva ei, iar restul de 40% formează o categorie ale cărei opinii se schimbă relativ repede și ușor, după cât de convingătoare sunt argumentele pro sau contra.

Curiozitatea pentru studiul energiei nucleare, problemele care apar în proiectarea unei centrale nucleare și dorința de a-mi răspunde la întrebările legate de eficiență tehnico- economică, impactul asupra mediului și securitate constituie motivația tratării acestor problematici în cadrul prezentului proiect de diplomă, evident după o incursiune generală în domeniul energiei, industriei energetice, etc.

Utilizarea energiei nucleare ridică o serie de probleme legate de securitate, protecția mediului, costuri, investiții și eficiență economică, dar prezintă și o serie de avantaje pe care le voi trata amănunțit în aceasta lucrare, dorind să compar efectele pozitive cu cele negative, pentru a determina, în final, care este varianta optimă de dezvoltare a sistemelor energetice.

3

CAPITOLUL 1

ENERGIA ȘI INDUSTRIA ENERGETICĂ

1.1.Definirea termenului de energie

Energia este o formă de manifestare a materiei în mișcare, a cărei definiție larg răspândită este următoarea: energia unui sistem este capacitatea acestuia de a efectua lucru mecanic, la trecerea dintr-o stare existentă într-o stare de referință.

Energia, este definită în Dicționarul Explicativ al Limbii Române, în literatura de specialitate din țară și din străinătate, ca și pe numeroase site-uri web, în diverse limbi de circulație internațională, ca fiind capacitatea unui sistem fizic de a produce lucru mecanic.

Uneori se menționează în definiția energiei și capacitatea unui sistem fizic de a produce căldură. Aceste definiții se referă numai la producerea sau transformarea lucrului mecanic sau căldurii, însă acestea reprezintă doar două din numeroasele forme de energie existente.

Noțiunea de energie este mult mai complexă, fiind evident, asociată și cu alte sisteme în afară de cele fizice și anume sisteme biologice, chimice, etc.

Unele mențiuni din literatura tehnică de specialitate, consideră că energia este implicată în toate procesele care presupun orice fel de schimbare sau transformare, fiind responsabilă de producerea asestor schimbări sau modificări. Se poate considera chiar că materia în sine, reprezintă o formă “condensată” de energie,iar această energie este înmagazinată în atomii și moleculele din care este alcătuită materia.

Legătura dintre cele două forme de manifestare, energia și materia, este reprezentată de celebra ecuație a lui Albert Einstein:

E = m · c2

unde: E = energia; m = masa; c = viteza luminii.

Această relație duce cu gândul inclusiv la începutul universului și cel puțin la un nivel empiric, poate explica inclusiv apariția materiei în univers, în urma exploziei originare (denumită “Big Bang”), în urma căreia o enormă cantitate de energie s-a transformat în materie. Este demonstrat că prin diverse procedee, cantitatea uriașă de energie, conținută la nivelul atomilor (în special al nucleelor), poate fi eliberată și utilizată în diverse scopuri, iar în urma desfășurării acestor procese, materia utilizată ca “sursă de energie”, suferă transformări considerabile.

4

1.2.Industria energiei electrice

1.2.1.Considerații generale

Dezvoltarea societății umane de-a lungul secolelor a fost strâns legată de dezvoltarea mijloacelor de producere a energiei, de cantitatea de energie consumată, de faptul că întreaga evoluție a societății industriale este strâns împletită cu dezvoltarea de noi resurse și forme de energie. În zilele noastre există o preocupare privind rezervele viitorului și a măsurilor care sunt necesare pentru conservarea resurselor.

Producerea energiei din surse externe – deci fără a lua în considerare forța umană sau a animalelor domestice – a început să fie folosită pe scară largă, odată cu industrializarea societății umane. La nivelul anului 2012, pe plan mondial se producea energie electrică din cărbune și turbă în procent de 40%, din gaze – 23%, din surse hidro 17%, nucleare 11%, petrol/combustibili fosili lichizi – 4%, din surse regenerabile sau alternative (soare, vânt, apă, geotermal, biomasă, curenți maritimi etc.) – 5,0% (figurile 1.1, 1.2). În figura 1.3 se prezintă ponderea primelor 20 de țări în totalul producătorilor de energie electrică la nivel mondial, raportată la anul 2012.

Figura 1.1. Producția de energie mondială din diverse surse de energie

5

Figura 1.2. Tipuri de surse regenerabile

Figura 1.3. Ponderea primelor 20 de țări în totalul producătorilor de energie electrică la nivel mondial

6

Consumul de energie pe cap de locuitor a crescut din epoca preistorică până în zilele noastre, dar diferă mult de la un continent la altul și de la o țară la alta, evidențiind disproporția existentă între nivelurile de trai ale populației din diferite zone ale pământului. La nivel mondial, consumul de energie primară, variază în funcție de țară, primele 10 țări mai dezvoltate, consumând peste 75%, din consumul mondial de energie. Potrivit Agenției internaționale de energiei cererea de energie va crește cu 2/3 în perioada 2001 ÷ 2030.

Industria energiei electrice, apărută recent, în termeni istorici, adică înspre sfârșitul secolului XIX, a devenit o industrie propriu-zisă, abia după cel de-al doilea război mondial, când și restul statelor lumii, în afara celor industrializate, au început să folosească la scară extinsă, energia electrică. Prima folosire comercială a curentului electric a fost în telecomunicații, prin apariția și extinderea telegrafului, după anul 1837. Astfel, deși prima centrală electrică comercială a fost construită în San Francisco, în 1879, prima rețea electrică ”mare”, construită în 1882 de Th.A. Edison, în Manhattan, New York, livra curent continuu la

110 Volți, unui număr de 59 de clienți, acest domeniu dezvoltându-se rapid, chiar dacă curentul alternativ a devenit principalul tip de curent electric folosit la transmiterea energiei electrice, după inventarea de către Nikolai Tesla, în 1888, a motorului electric de curent alternativ, polifazat. În 1895, hidrocentrala de la cascada Niagara, SUA, devenea prima hidrocentrală electrică de curent alternativ. SUA au rămas cel mai mare consumator de energie mondial, de la începutul secolului trecut și până la începutul acestui secol, când a fost întrecută de China. SUA are o pondere de circa 40% energie electrică, din totalul de energie consumat.

Industria energiei electrice este o ramură a industriei grele, al cărei obiect de activitate este, în principal, producerea energiei electrice, având subsidiare producerea energiei termice, conversia transportul și distribuția energiei electrice și termice, etc. Această ramură industrială constituie baza funcționării industriei grele, asigurându-i suportul energetic și având numeroase conexiuni cu alte ramuri industriale (industria extractivă, transportul și altele) estimându-se că, împreună cu ramurile industriei extractive care deservesc industria energiei electrice – extracții de cărbune, petrol, uraniu, alte surse energetice neregenerabile, prelucrarea și transportul lor – și ramuri economice care au aplicații în energetică, ca și agricultura și silvicultura, prin biomasă, au un aport de cca. 1-5% în ocuparea forțelor de muncă, la nivel mondial, iar strict în industrie ajungând până la 25% .

Fără existența și funcționarea industriei energiei electrice, dezvoltarea societății umane nu ar fi posibilă, la nivelul atins în zilele noastre. Se poate spune astfel că obiectivul general al strategiei sectorului energetic al fiecărei țări îl constituie satisfacerea necesarului de energie

7

atât în prezent, cât și pe termen mediu și lung, la un preț cât mai scăzut, adecvat unei economii moderne de piață și unui standard de viață civilizat, în condiții de calitate, siguranță în alimentare, cu respectarea principiilor dezvoltării durabile.

Energia a devenit un factor condiționat al dezvoltării, deoarece are influențe majore asupra creșterii productivității muncii, a calității și a organizării activității economice și sociale. Este important de reținut că un număr important de țări au posibilități limitate de acces la tehnologiile avansate privind producerea și utilizarea energiei, ce accentuează diferența de calitate a vieții între diferitele țări de pe glob.

În condițiile mai sus menționate una dintre problemele deosebite ale omenirii este economisirea resurselor energetice existente și găsirea unor noi soluții de rezolvare a problemelor energetice, ca de exemplu promovarea producerii energiei pe bază de resurse regenerabile, reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului

înconjurător, creșterea eficienței energetice, etc.

1.2.2. Tipuri și surse de energie

A.Energii provenite din surse convenționale

Energia termică

Energia termică rezultată în urma arderii combustibililor clasici și nucleare se

convertește în energie mecanică și electrică, energia electrică utilizându-se în industrie și servicii. Centrale termice (CT), centrale electrice de termoficare (CET), care furnizează energie termică pentru un oras, o zona a orașului, sau un cartier.In ultimii ani, consumul total de caldură a scăzut lent, datorită, în principal, plafonării consumului industrial, în prezent totalul consumului însumează 9 mil. tep, din care consumul asigurat prin sisteme centralizate de distribuție reprezintă 2,6 mil tep-circa30%.

Energia nucleară

Energia nucleară se bazează pe reacția de fisiune (descompunere) nucleară în lanț.

Instalația care asigură condițiile de obținere și menținere a reacției în lanț este reactorul nuclear. În principiu, reactorul se compune dintr-o parte centrală numită zonă activă, în care are loc reacția de fisiune și se dezvoltă căldura de reacție.

8

B.Energii provenite din surse neconvenționale

Energia hidraulică – reprezintă capacitatea unui sistem fizic (apa) de a efectua un lucru mecanic la trecerea dintr-o stare dată în altă stare (curgere). Energia hidraulică este de fapt o energie mecanică, formată din energia potențială a apei dată de diferența de nivel între lacul de acumulare și centrală, respectiv din energia cinetică a apei în mișcare. Exploatarea acestei energii se face curent în hidrocentrale, care transformă energia potențială a apei în energie cinetică, pe care apoi o captează cu ajutorul unor turbine hidraulice care acționează

generatoare electrice care o transformă în energie electrică.

Energia solară care ajunge pe Pamant in 40 de minute ar fi de ajuns pentru a acoperi nevoia de enrgie pe un an a intregii omeniri.Energia solara este energia radianta produsa in interiorul Soarelui in urma reactiilor de fuziune nucleara. Ea este transmisa pe Pamant intr-ocuanta de energie numita foton, care interactioneaza cu atmosfera si suprafata Pamantului.Puterea energiei solare intr-un punct al planetei depinde, intr-un mod complicat, de ziua anului, momentul zilei si de latitudinea acelui punct.

Energia eoliană este o sursă de energie regenerabilă generată din puterea vântului. Vânturile se formează datorită încălzirii neuniforme a suprafeței Pământului de către energia radiată de Soare care ajunge la suprafața planetei noastre. Această încălzire variabilă a straturilor de aer produce zone de aer de densități diferite, fapt care creează diferite mișcări

ale aerului. Energia cinetică a vântului poate fi folosită la antrenarea elicelor turbinelor, care sunt capabile de a genera electricitate. Unele turbine eoliene sunt capabile de a produce până la 5 MW de energie electrică, deși acestea necesită o viteză constantă a vântului de aproximativ 5,5 m/s, sau 20 kilometri pe oră. În puține zone ale Pământului există vânturi având viteze constante de această valoare, deși vânturi mai puternice se pot găsi la altitudine mai mare și în zonele oceanice.

Energia geotermică este o formă de energie regenerabilă obținută din căldura aflată în interiorul Pamântului. Apa fierbinte și aburii, captați în zonele cu activitate vulcanică și tectonică, sunt utilizați pentru încălzirea locuințelor și pentru producerea electricității.

Energia înglobată în biomasă se eliberează prin metode variate, care însă, în cele din urmă, reprezintă procesul chimic de ardere (transformare chimică în prezența oxigenului molecular, proces prin excelentă exergonic). Biomasa reprezintă resursa regenerabilă cea mai abundentă de pe planetă. Aceasta include absolut toată materia organică produsă prin

procesele metabolice ale organismelor vii.

9

1.2.3.Principalele forme de producere de energie electrică și termică

Energia primară produsă din diferite surse, poate fi transformată în alte forme de energie – secundară sau derivată, dacă urmează să mai fie transformată sau transportată, sau utilă, în cazul utilizării ei de către consumator. Motivul conversiei energiei primare în derivată/secundară sau utilă, este, în principal, pentru a reduce pierderile cu transportul energiei de la locul producerii/extracției și până la locul de consum/utilizare, sau pentru o anume utilizare. La fiecare conversie a energiei, apar pierderi ce duc, la finalul lanțului energetic, la randamente mici. În procesul de conversie, transport și utilizare a energiei au loc pierderi sub forma de căldură care se disipează în mediul ambiant. De aceea, cea mai convenabilă formă pentru transportul energiei, pe distanțe mari, precum și pentru o conversie cu randament ridicat, în alte forme de energie, este energia electrică.

De asemenea, energia electrică poate fi transformată, după transportarea pe distanțe mari, la randamente ridicate și costuri mici, în diverse forme de energie utilă, la dispoziția consumatorului, cu eficiență de transformare mare – cum ar fi, în energie luminoasă (becuri, neoane, leduri), termică (calorifere electrice, cuptoare electrice, radiatoare, ventiloconvectoare), potențială a apei/aerului (Centrale Hidroelectrice cu Acumulare prin

Pompaj – CHEAP – sau comprimarea aerului), chimică (prin electroliză), mecanică (motoare electrice), etc.

Principalele forme de producere de energie electrică și termică sunt:

Centralele termoelectrice – termocentralele clasice – ce produc energie electrică pe bază de arderi ale combustibililor fosili. După energia produsă și livrată consumatorilor, centralele termoelectrice pot fi clasificate în: centrale termice (CT) – produc doar căldură; centrale termoelectrice (CTE) – produc doar energie electrică; centrale electrice cu termoficare (CET) – produc în cogenerare atât energie electrică, cât și energie termică (căldură).

La nivel global, cărbunele a rămas cel mai folosit combustibil pentru producerea de energie electrică, prețul pentru kWh, în cazul în care nu este introdusă și desulfurarea cărbunelui și/sau tratarea gazelor de ardere – care ridică mult costul energiei obținute – fiind unul dintre cele mai mici. Circa 40% din totalul energiei electrice obținute la nivel mondial, este din cărbune, 22,5% din gaze și 5% din petrol, adică 67,9% din totalul energiei electrice obținute la nivel global este din arderea combustibililor fosili, ceea ce aduce și mari probleme de mediu, întrucât este și cea mai poluantă modalitate de obținere de energie electrică și

10

termică. Unul dintre avantaje este obținerea în cogenerare și a energiei termice, ceea ce ridică mult randamentul centralelor termoelectrice.

În România există o tendință de reducere a utilizării combustibililor chimici fosili pentru producția de energie electrică, ponderea termocentralelor clasice scăzând de la 61,5% în 2006, la 42%, în 2014 – cărbunele, scade de la 43,2% în 2006, la circa 28% în 2014. Gazul

– este un combustibil fosil a cărui utilizare, în scopuri energetice, a crescut constant, din cauză că prețul lui a scăzut, în special în ultimii ani.

Centralele nuclearoelectrice (CNE) – de fisiune – folosesc drept sursă primară de energie, energia degajată în reacțiile de fisiune nucleară care au loc în reactoarele nucleare; mai multe detalii în capitolul 2.

Centralele hidroelectrice (CHE) – folosesc energia hidraulică – cinetică sau potențială – a apei. Energia hidraulică reprezintă capacitatea unui sistem fizic (apa) de a efectua un lucru mecanic la trecerea dintr-o stare dată în altă stare (curgere). Se deosebesc resurse de energie hidraulică, cum ar fi: energia apelor curgătoare, energia valurilor, a curenților marini, energia mareelor și energia termică a mărilor și oceanelor. La nivelul anului

2012, producerea electricității din surse hidrotehnice, se situa la cca.17% la nivel mondial

(3619 TWh). În Romania, se produce o importantă cantitate de energie electrică în CHE

(30,0% – anul 2014).Din punct de vedere al amenajărilor hidraulice, centralele hidroelectrice se împart în : centrale hidroelectrice fără lac de acumulare; centrale hidroelectrice cu lac de acumulare. Avantajele folosirii acestui tip de producere de energie electrică sunt costul relativ scăzut al energiei, puterea relativ mare disponibilă, efecte relativ reduse asupra mediului, deservirea populației cu apa potabilă, a agriculturii, emisii cu efect de seră zero, etc. Ca și dezavantaje sunt prețul relativ mare al investiției, efecte asupra faunei piscicole, asupra pânzei freatice din apropriere, etc.

Centralele solare – folosesc energia radiației solare, în mod direct, prin panourile fotovoltaice, la producerea energiei electrice, sau prin energia termică folosită pentru încălzire, sau indirect prin conversia energiei termice a unui fluid colector, în energie electrică. Cea mai mare centrală solară din lume, cu concentrarea razelor solare, în 2014,

Ivanpah Solar Power Facility, se află în deșertul Mojave, California, SUA, cu o putere instalată de 392MW, pe o suprafață de 1600ha, cu o eficiență de producere a energiei electrice de 28,72% și o producție estimată de 1,04TWh/an, cu reducerea emisiilor de CO2 de 400000 tone/an. La nivel mondial, în 2014, energia fotovoltaică are aproape 1% din totalul energiei electrice produse, cu capacitățile cele mai mari în SUA, China și Japonia. În România, cu

11

sprijinul acordat de stat pentru producerea de electricitate cu ajutorul panourilor fotovoltaice,s-a ajuns să se producă circa 1% din totalul energiei electrice.

Centralele eoliene – folosesc energia cinetică a aerului – vântul. Energia eoliană (a vântului) provine din efectul combinat al încălzirii diferențiate a maselor de aer atmosferice de către Soare și al existenței iregularităților suprafeței Pământului. Resursele de energie eoliană sunt foarte variate din punct de vedere al distribuției în spațiu și timp. Variabilitatea în funcție de timp se poate manifesta în cadrul unui interval de câteva secunde (rafale) minute

(variații de intensitate), ore (cicluri diverse) și luni (variații sezoniere). Potențialul anual al energiei eoliene la nivel mondial este estimat la 2,6 ·1014 kWh. Cele mai mari posibilități de exploatare ale energiei eoliene le oferă zonele litorale ale mărilor și oceanelor. Țara noastră dispune de un potențial estimat la cca. 28.000 MW ce pot fi tehnic și fizic real instalați, cu o producție de energie de cca. 63.000 GWh/an, 2/3 din aceasta putând fi asigurate de zona Mării

Negre, una dintre cele mai favorabile din țară. Pe plan mondial, producerea de energie electrică din energia eoliană, este una din ramurile energeticii cu cea mai rapidă dezvoltare

(figura 1.4).

Figura 1.4. Creșterea producției de energie eoliană la nivel mondial

Centralele geotermale – folosesc căldura din interiorul scoarței pământului care s-aacumulat succesiv, pe măsura evoluției geologice. Ea provine atât din surse endogene (gravitația, dezintegrarea radioactivă, reacții chimice cu degajări de căldură, mișcări verticale nemareice etc.), cât și exogene (radiația cosmică, maree terestre, activitatea umană etc.).

12

Energia geotermală poate fi folosită pentru încălzirea locuințelor, căldură pentru procese industriale (uscare, dezhidratare, piscicultură, agricultură), balneologie, producerea energiei electrice, etc. Ea a început să fie tot mai folosită chiar și pentru producerea de energie electrică, în pofida randamentului foarte scăzut – 7-9%.

La nivel mondial, în anul 2015, s-a ajuns la capacitatea de producție instalată de 12,8 GW, cu circa 28% – 3548 MW – în SUA și o creștere anuală de 5%. În România, deși avem destul de multe resurse, energia geotermală se folosește, în special, pentru încălzire, balneologie și foarte rar pentru producere de electricitate. În Oradea, există o stație experimentală de producere a energiei electrice din surse geotermale de joasă entalpie cu ciclul binar – de putere de 50 kW, putând produce 400 MWh/an (figura 1.5).

Figura 1.5. Stație experimentală de producere a energiei electrice din surse geotermale de joasă entalpie cu ciclul binar de putere de 50 kW, putând produce 400 MWh/an, în Oradea

Centralele biomasă/biogaz – Conversia biologică a radiației solare prin intermediul fotosintezei furnizează anual, sub formă de biomasă, o rezervă de energie care a fost evaluată la 3×10 21 J/an, ceea ce înseamnă de cca. 10 ori cantitatea de energie consumată la ora actuală pe plan mondial pe an, de aici rezultând importanța utilizării energiei din biomasă. Biomasa este partea biodegradabilă a produselor, deșeurilor și reziduurilor din agricultură, inclusiv substanțele vegetale și animale, silvicultură și industriile conexe, precum și partea biodegradabilă a deșeurilor industriale și urbane. În centralele cu biomasă/biogaz, producerea de energie electrică și termică se face în același mod ca și în termocentralele clasice. La nivel global, biomasa acoperă aproape 10% din necesarul de energie al omenirii, cu circa 4% în transport (biodiesel și etanol). La ora actuală există preocupări privind utilizarea biomasei în trei direcții: producerea de căldură, producerea de energie electrică, producerea de combustibili lichizi.

13

1.3. Obiectivele dezvoltării sectorului energetic românesc și măsurile preconizate pentru

atingerea acestora [12 -15]

Sectorul energetic trebuie să fie un sector dinamic, care să susțină activ dezvoltarea economică a țării și reducerea decalajelor față de Uniunea Europeană.

În acest sens, obiectivul general al strategiei sectorului energetic îl constituie satisfacerea necesarului de energie atât în prezent, cât și pe termen mediu și lung, la un preț cât mai scăzut, adecvat unei economii moderne de piață și unui standard de viață civilizat, în condiții de calitate, siguranță în alimentare, cu respectarea principiilor dezvoltării durabile.

Direcțiile de acțiune ale strategiei energetice a României, convergente cu cele ale politicii energetice a Uniunii Europene, sunt:

creșterea siguranței în alimentarea cu energie atât din punctul de vedere al mixului de combustibili, cât și al infrastructurii de rețea;

alegerea unui mix de energie echilibrat, cu accent pe utilizarea cărbunelui, energiei nucleare și a resurselorenergetice regenerabile, inclusiv prin utilizarea potențialului hidroeconomic amenajabil, ce este în prezent încă neexploatat, care să confere sectorului energetic competitivitate și securitate în aprovizionare;

asigurarea necesarului de cărbune și uraniu în principal din producție internă și diversificarea resurselor de aprovizionare cu uraniu, prin combinarea exploatării raționale a resurselor naționale cu importul de uraniu și/sau concesionarea de zăcăminte uranifere în.afara României, în vederea exploatării acestora;

gestionarea eficientă și exploatarea rațională în condiții de securitate a resurselor energetice primare epuizabile din România și menținerea la un nivel acceptabil, pe baze economice, a importului de' resurse energetice primare (dependență limitată/controlată);

îmbunătățirea competitivității piețelor de energie electrică și gaze naturale, corelarea acestora și participarea activă la formarea pieței interne de energie a Uniunii Europene

și la dezvoltarea schimburilor transfrontaliere, cu luarea în considerare a intereselor consumatorilor din România și ale companiilor românești;

creșterea eficienței energetice pe tot lanțul resurse, producere, transport, distribuție, consum;

promovarea utilizării resurselor energetice regenerabile, în conformitate cu practicile din Uniunea Europeană;

14

asigurarea investițiilor pentru dezvoltarea sectorului energetic, inclusiv prin atragerea de capital privat;

creșterea capacității de inovație și dezvoltare tehnologică;

realizarea obiectivelor de protecție a mediului și reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră;

participarea proactivă la eforturile Uniunii Europene de formulare a unei strategii energetice pentru Europa, cu urmărirea și promovarea intereselor României.

Având în vedere aceste direcții principale de acțiune, obiectivele prioritare ale

dezvoltării sectorului energetic din România sunt următoarele:

Securitatea aprovizionării

menținerea unui echilibru între importul de resurse energetice primare și.utilizarea rațională și eficientă a rezervelor naționale pe baze economice și comerciale;

diversificarea și consolidarea, în cadrul stabilit la nivel european, a relațiilor de colaborare cu țările producătoare de hidrocarburi, precum și cu cele de tranzit;

diversificarea surselor de aprovizionare și dezvoltarea rutelor de transport alternative;

încheierea de contracte pe termen lung pentru gaze naturale din import pentru a diminua riscurile de întrerupere a furnizării, cu respectarea regulilor concurențiale;

încheierea de contracte pe termen lung pentru furnizorii interni de cărbune care să le asigure acces la piețele financiare, cu respectarea regulilor concurențiale;

stimularea investițiilor în domeniul exploatării rezervelor de gaze naturale, prin

încurajarea identificării de noi câmpuri și valorificarea maximă a potențialului;

punerea în valoare de noi perimetre pentru exploatarea lignitului și a uraniului;

creșterea nivelului de adecvanță a rețelei de transport prin dezvoltare și modernizare în concept de rețea inteligentă (smart grid);

abordarea, în comun cu statele membre ale UE, a problemelor referitoare la protecția infrastructurii critice din sistemul energetic în lupta împotriva terorismului.

Dezvoltare durabilă

promovarea producerii energiei din surse regenerabile, astfel încât ponderea energiei electrice produse din aceste surse în totalul consumului brut de energie electrică să fie de 33% în anul 2010, 35% în anul 2015 și 38% în anul 2020. Din consumul intern brut de energie, 11% va fi asigurat din surse regenerabile în anul 2010;

stimularea investițiilor în îmbunătățirea eficienței energetice pe întregul lanț resurse-producție-transport-distribuție-consum;

15

promovarea utilizării biocombustibililor lichizi, biogazului și a energiei geotermale;

susținerea activităților de cercetare-dezvoltare și diseminare a rezultatelor cercetărilor aplicabile în domeniul energetic;

reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului înconjurător prin utilizarea tehnologiilor curate.

Competitivitate

continuarea dezvoltării și perfecționarea mecanismelor piețelor concurențiale pentru energie electrică, gaze naturale, petrol, uraniu, certificate verzi, certificate de emisii de gaze cu efect de seră și servicii energetice;

extinderea activității operatorului pieței angro de energie electrică din România –

„Opcom" la nivel regional și participarea activă la realizarea pieței regionale de energie și a pieței unice europene;

liberalizarea tranzitului de energie în condiții tehnice controlate de siguranță în alimentare și asigurarea accesului permanent și nediscriminatoriu la rețelele de transport și interconexiunile internaționale; creșterea capacității de interconexiune a rețelelor de energie electrică, de la circa 10% în prezent la 15-20% la orizontul anului 2020;

continuarea procesului de restructurare, de creștere a profitabilității și de privatizare în sectorul energetic (privatizarea se va realiza atât cu investitori strategici, cât și prin listarea pe piața de capital);

continuarea procesului de restructurare a sectorului de lignit în vederea creșterii profitabilității și accesului pe piața de capital;

menținerea accesului la rezervele de huilă, în vederea asigurării securității energetice, în condiții economice adecvate.

Scenariul de referință pentru prognoza cererii de energie în perioada 2007-2020 are în

vedere prognoza evoluției principalilor indicatori macroeconomici în perioada 2007-2020,elaborată de Comisia Națională de Prognoză.

În perioada 2007-2020 se estimează următoarele valori pentru indicatorii de dezvoltare

(tabelul 1.1):

16

Tabelul 1.1. Indicatori de dezvoltare macroeconomică

În aceste condiții în Strategia Energetică a României se estimează necesarul de energie electrică pentru perioada 2007-2020, precum și modul de asigurare a necesarului prin utilizarea fiecărei surse primare de energie. S-au utilizat următoarele ipoteze:

piața de energie electrică din România este integrată în piața sud-est europeană și în piața central europeană, schimburile transfrontaliere fiind limitate doar de capacitățile de interconexiune;

consumul național de energie electrică va crește relativ constant cu circa 3% pe an în toată perioada analizata;

exportul de energie electrică va crește substanțial după anul 2015, susținut prin intrarea în funcțiune a unităților nucleare nr. 3 și 4 de la CNE Cernavodă și retehnologizarea unor unități termo;

se va încuraja utilizarea surselor regenerabile, cu atingerea țintei de 33% din consumul intern brut de energie electrică al anului 2010 realizat din aceste surse;

se va încuraja utilizarea combustibililor solizi prin tehnologii curate;

se va limita ponderea producției de energie electrică prin utilizarea combustibililor lichizi și gazoși. Acești combustibili se vor utiliza cu precădere în unități de cogenerare, necesare asigurării cir energie termică a populației.

17

Ca urmare a programelor de utilizare eficientă a resurselor energetice și energiei, precum și a restructurării sectoriale, rata anuală a creșterii consumului de energie primară va fi jumătate din cea a creșterii economice, rezultând o decuplare semnificativă a celor 2 indicatori.

După anul 2012, exportul de energie electrică a depășit producția realizată prin utilizarea combustibililor lichizi și gazoși proveniți din import. Balanța energetică a țării a devenit astfel excedentară pentru prima dată în istorie.

În anul 2010 s-a îndeplinit ținta națională stabilită privind utilizarea surselor regenerabile de energie în producția de energie electrică. Ritmul de utilizare a surselor regenerabile a continuat să crească și după anul 2010, astfel încât producția de energie electrică din aceste surse în anul 2015 să reprezinte 35% din consumul intern brut de energie electrică, iar în anul 2020 să reprezinte 38%.

În conformitate cu studiile realizate s-a impus retehnologizarea în perioada 2008-2010a centralelor hidro cu o putere instalată de aproximativ 1.135 MW, sunt posibil de retehnologizat, în perioada 2010-2020, centrale hidro cu o putere instalată de aproximativ 2.417 MW, la care se adaugă proiecte noi în centrale hidro, stabilite pentru perioada 2008-

2020, cu o putere instalată de 759 MW, și alte proiecte posibil de realizat în aceeași perioadă, cu o putere instalată de 895 MW. La aceste proiecte hidro se adaugă încă două proiecte care vor fi realizate în următorii ani, și anume CHEAP Tarnița, cu putere instalată de 1.000 MW, și AHE pe

Tisa, de 30 MW.

În ceea ce privește grupurile termoelectrice, sunt prognozate a se realiza în perioada

2008-2020 grupuri cu o putere instalată de circa 3.000 MW și vor fi casate în aceeași perioadă grupuri cu o putere instalată de circa 2.900 MW.

În domeniul nuclear urmează a se realiza încă două unități nucleare, unitățile 3 și 4

Cernavodă, cu o putere instalată de 706 MW fiecare (600 MW disponibili comercial).

Studiul privind reorganizarea și dezvoltarea sectorului de producere a energiei electrice în România, în vederea creșterii siguranței și competitivității în condiții de piață liberă, elaborat în anul 2007, prognozează necesarul de putere instalată pentru acoperirea cererii naționale de energie electrică conform figurii 1.6.

Figura 1.6. Evoluția puterii instalate 2006-2020

Menționăm că rețeaua electroenergetică a României este interconectată cu rețelele țărilor vecine (cu excepția Moldovei și Ucrainei), iar piața de energie electrică este deschisă comerțului țransfrontalier. în aceste condiții, acoperirea vârfului de consum $ realizează prin forțele pieței, la nivel regional, și nu administrativ, la nivel național, așa cum se proceda în deceniul trecut. Mai mult, Comisia Europeană a propus crearea unor dispeceri energetici regionali, care să faciliteze funcționarea piețelor transfrontaliere de energie electrică și utilizarea în comun a rezervelor de putere.

19

CAPITOLUL 2

ENERGIA NUCLEARĂ ȘI CENTRALELE NUCLEAROELECTRICE

2.1. Generalitați

Centralele nuclearoelectrice (CNE) – de fisiune – folosesc drept sursă primară de energie, energia degajată în reacțiile de fisiune nucleară care au loc în reactoarele nucleare. Materialele care conțin elementele fisionabile se numesc combustibili nucleari. Combustibilii nucleari, în urma unor reacții nucleare eliberează o parte din energia de legătură a nucleelor, sub formă de energie termică. În acest scop se utilizează reacția de fisionare a atomilor de uraniu și plutoniu. Căldura degajată în urma reacției de fisiune trebuie evacuată din reactor cu ajutorul unor agenți de răcire, ca de exemplu: apa, apa grea, metalele lichide (sodiu și potasiu), lichide organice, gaze stabile, etc.

Energia nucleară se bazează pe reacția de fisiune (descompunere) nucleară în lanț. Instalația care asigură condițiile de obținere și menținere a reacției în lanț este reactorul nuclear. În principiu, reactorul se compune dintr-o parte centrală numită zonă activă, în care are loc reacția de fisiune și se dezvoltă căldura de reacție.

Fisiunea nucleară aduce în mod cert o soluție, dar problemele de securitate și de stocare a deșeurilor radioactive pe care această soluție o aduce o fac neutilizabilă pe timp lung. Energia de fuziune, daca ea ar putea fi stăpânită în laborator, ar permite să se rezolve în mare parte aceste probleme.

Energia fosilă pune, în primul rând, problema poluării atmosferice pe care ea o aduce

și, în al doilea rând, problema epuizării combustibililor clasici. Sursele inepuizabile (cum ar fi energia solară) sunt destul de limitate pentru a satisface nevoile de energie existente.

Energia de fisiune ridică problema securității atât în privința accidentelor posibile, cât și în privința cantității materialelor radioactive în circulație. Avantajele unui reactor de fuziune față de un reactor de fisiune constau în abundența combustibilului, costul scăzut al materiei prime și speranța unei conversii directe a acesteia în energie electrica.

Fenomenul fundamental al fuziunii termonucleare se produce când două nuclee ale atomilor ușori se ciocnesc și formează un nucleu mai greu. Aceste reacții de fuziune degaja o cantitate mare de energie.

Fisiunea se face prin absorția unui neutron de un nucleu greu de uraniu 235, în urma reacției rezultând cesiu 140, rubidiu 93, 3 neutroni și 200 MeV. În cadrul unei reacții de

20

fisiune nucleară este eliberată o cantitate de energie de 10 milioane de ori mai mare decât în cazul unei reacții chimice obișnuite. Energia eliberată de cantitatea de 1 Kg de uraniu 235 este de 18.7 milioane Kwh de căldură. Neutronii eliberați în urma reacției reacționează cu alte nuclee de uraniu, în urma reacției neutronii înmulțindu-se. În urma acestui proces se formează o reacție susținută sau o reacție în lanț care duce la o eliberarea continuă de energie.

În mod natural uraniul conține 0,71 % uraniu 235, restul fiind uraniu 238. O masă de uraniu natural, oricât de mare, nu poate susține o reacție în lanț din cauza faptului că numai uraniul 235 froduce ușor fisiunea. Probabilitatea ca un neutron cu o energie de aproximativ 1 MeV să producă fisiune este scăzută, dar probabilitatea poate fi crescută de sute de ori când neutronul este încetinit printr-o serie de coliziuni elastice cu nuclee ușoare ca hidrogen deuteriu sau carbon.

2.2. Principiul de funcționare a centralelor nucleare

Centrala nuclearo-electrică este un ansamblu de instalații și construcții reunite în scopul producerii energiei electrice pe baza folosirii energiei nucleare. [10,11]

Obținerea energiei nucleare se bazează pe reacția de fisiune (descompunere) nucleară în lanț. Instalația care asigură condițiile de obținere și menținere a reacției în lanț este reactorul nuclear. În principiu, reactorul se compune dintr-o parte centrală numită zonă activă, în care are loc reacția de fisiune și se dezvoltă căldura de reacție.

Zona activă conține combustibilul nuclear alcătuit din izotopi fisionabili (U235,

Pu239) și materiale fertile (U238, U232); moderatorul (apa grea), care are rolul de a încetini viteza neutronilor rapizi, astfel ca reacția să fie controlabilă; barele de control captează neutronii rezultați din reacția de fisiune; agentul de răcire, care preia căldura dezvoltată în zona activă și o cedează apei în schimbătorul de căldură.

În schimbătorul de căldură, apa de vaporizează și devine agentul producător de lucru mecanic în turbină. Lucrul mecanic este transformat de generator în energie electrică.

Combustibilul, moderatorul și agentul de răcire formează așa numita filieră a reactorului termic care determină caracteristicile specifice centralelor nucleare.

Combustibilul introdus în reactor are forma unor pilule compactate sub formă de bare. Între barele de combustibil se găsesc barele de control. Acestea conțin cadmiu (element chimic ce absoarbe neutroni). Ele au rolul de a regla numărul de neutroni ce pot produce noi reacții de fisiune, astfel încât puterea produsă de reactor să rămână constantă în

timp.

21

Pentru menținerea reacției în lanț, în unele tipuri de reactoare, neutronii emiși în reacțiile de fisiune trebuie încetiniți. În timpul frânării neutronilor are loc un transfer de energie de la aceștia la moderator, temperatura moderatorului și a combustibilului mărindu-se.

Controlul reactoarelor nucleare se face computerizat (inclusiv al sistemelor utilizate pentru protecția reactorului și a mediului înconjurător).

Centralele nucleare au între 1 și 8 reactoare (unități), fiecare cu o putere instalată de cel puțin 600 MW.

Centrala de la Cernavodă se bazează pe sistemul canadian CANDU și are o putere instalată de 1400 MW în prezent. Structura unui reactor CANDU constă într-un recipient cilindric orizontal, cu tuburi pentru barele de combustibil și pentru lichidul de răcire (apă grea) plasate orizontal – figura 2.1.

Figura 2.1. Schema unui reactor nuclear CANDU

1. tijă combustibil nuclear; 2. incintă metalică; 3. tije de control;

4.vas de expansiune;5. generator de abur; 6. pompă de apă tehnologică;

7.pompă de apă grea; 8. mașina de încărcare a combustibilului nuclear;

9.apa grea; 10. tuburi sub presiune; 11. abur; 12. apă tehnologică; 13. anvelopa.

În jurul acestor tuburi se află apă grea, care acționează ca moderator. Apa grea conține doi atomi de deuteriu (un izotop neradioactiv al hidrogenului) și un atom de oxigen. Apa grea este mult mai eficientă ca moderator decăt apa obișnuită și permite folosirea uraniului natural drept combustibil. Ea se obține în întreprinderi specializate, prin separarea sa din apa naturală (există o astfel de întreprindere la Drobeta Turnu-Severin).

22

2.3. Situația actuală a reactoarelor nucleare

În ianuarie 2015, în lume funcționau 439 de reactoare, în 31 de țări, ceea ce reprezintă o capacitate totală de generare de energie electrică de cca.375000 MWe și încă 69 de CNE erau în construcție (figurile 2.2, 2.3). Totodată, în tabelele 2.1 și 2.2 se prezintă distribuția mondială a reactoarelor nucleare și cele mai folosite tiprui de reactoare nucleare.

Figura 2.2. Numărul de reactoare în funcțiune, la nivel mondial

Sursa: AIEA, ianuarie 2015

Figura 2.3. Centralele nucleare în curs de construcție

Sursa: AIEA, 21 ianuarie 2015

23

Tabelul 2.1. Distribuția mondială a reactoarelor nucleare

1- numărul total de reactoare nucleare în funcțiune; 2. puterea produsă; 3. procentul de energie electrică produsă din energie nucleară; 4. numărul de reactoare în construcție.

Tabelul nr. 2.2. Reactoare nucleare mai frecvent întâlnite

1.PWR

2.BWR

3.PHWR

4.HTGR

5.LWGR

Reactor cu uraniu îmbogățit, răcit și moderat cu apă ușoară sub presiune, produce abur saturat

Reactor cu uraniu îmbogățit, răcit și moderat cu apă ușoară în fierbere, produce abur saturat

Reactor cu uraniu natural, răcit și moderat cu apă grea sub presiune, produce abur saturat

Reactor cu uraniu îmbogățit, răcit cu gaze și moderat cu grafit, produce abur saturat

Reactor cu uraniu îmbogățit, răcit cu apă ușoară și având ca moderator grafitul.

La nivel mondial există două tendințe contrare, a căror rezultat este o relativă constanță în ceea ce privește numărul de CNE, anume, tendința de scădere a CNE în țările dezvoltate, în special după accidentul de la Fukushima-Japonia, ce contracarează tendința țărilor în curs de dezvoltare de a-și mări numărul de CNE. Ponderea producerii de electricitate din combustibili fosili nucleari, în anul 2014, a fost de 11% ( adică 2344 din 21016 TWH), față de 11,7% în 2011. În România, cele două reactoare nucleare de la CNE Cernavodă, au avut o pondere de la 19,40% (anul 2010), la 18,56% (anul 2014).

Avantajele folosirii CNE sunt: nu produc gaze cu efect de seră, deci nu au un impact direct asupra încălzirii globale, au o mare densitate de putere, au durată mare de viață, costul mic al energiei electrice obținute.

Ca și dezavantaje, menționăm în primul rând posibilitatea producerii de accidente nucleare, cu un foarte mare impact asupra vieții și mediului (Cernobîl, Fukushima, etc.), necesitatea gestionării reziduurilor rezultate din prelucrarea combustibilului nuclear, deșeurile radioactive, pericolul unui eventual atac terorist cu astfel de substanțe, etc.

2.4. Riscul nuclear

2.4.1. Radiațiile nucleare și factorii de impact

Radiațiile nocive provin din două surse și anume surse casnice și surse terestre. Cele casnice pătrund pe Terra prin găurile apărute în stratul de ozon, iar cele terestre au ca punct de generare dezintegrarea elementelor de uraniu, respectiv sunt produse de transformarea particulelor elementare în nuclizoizi. Radiațiile poluează mediul prin spectre electromagnetice care iradiază distrugând fauna și flora Terrei. Radiația electromagnetică conține particule

25

neutre sau nonneutre (încărcate electric) care bombardează cu viteze mari materia vie și o depreciază. Radiațiile magnetice (X, gama) se formează astfel: radiația X se produce la bombardarea în vid cu electroni a unei plăci metalice, iar radiația gama apare când un nucleu atomic este excitat datorită faptului că dispune de un surplus de energie. Surplusul de energie a fiecărui nucleu atomic este cedat mediului extern sub forma radiațiilor electromagnetice.

Radiațiile gama au putere slabă de ionizare a aerului dar sunt penetrante și provoacă daune în mediul extern. Radiațiile corpusculare (alfa, beta, ioni accelerați etc.) sunt particule elementare încărcate electric. Particulele alfa sunt nuclee de heliu care apar la transformările care apar la nivelul nucleului atomic greu (radiumul se transformă în radon și emite particule alfa). Particulele alfa ionizează puternic aerul dar nu sunt penetrante. Particulele beta sunt electronii emiși de nucleul atomic al neutronului când se transformă în proton și viceversa. Radiația beta este mai penetrantă ca alfa și are o putere de penetrare mai mare la nivelul mediului întâlnit în cale. Radiația beta se transformă în raze X și gama dacă sunt frânte la trecerea lor printr-un mediu adecvat. [1 ÷6]

În setul de radiații întâlnit în diverse medii se adaugă particulele elementare neutre, cum ar fi neutronii, elemente neutre emise în procesele de fisiune ale uraniului. Sursele de radiații pot fi naturale și artificiale (create prin activități umane). Ambele surse provoacă iradieri nocive elementului uman dacă depășesc normele prescrise, ionizările mediului extern și în special al stratului de ozon pot crea canale prin care radiațiile casnice pătrund pe Terra și influențează negativ flora și fauna din mediul natural. Printre sursele create de om pe Terra sunt centralele nucleare și laboratoarele profesionale nucleare care pot produce în caz de avarii radiații nocive vieții pe suprafețe mari când se depășește pragul ecologic. Efectele iradierilor materiei vii pot fi studiate și pot fi limitate prin activitate benefică a managerilor ecologici.

Interacțiunile radiațiilor cu mediul (materie vie și nevie) permit transferul de energie care poate avea efecte primare și secundare cu rezultate catastrofice. Principalele efecte primare (directe și indirecte de scurtă sau lungă durată) sunt excitarea și ionizarea particulelor elementare din mediu afectat prin radiații. Excitarea comunică particulelor elementare un nivel de energie superior celui prin care se provoacă ruperi ale lanțului molecular. Ionizarea mediului se produce prin adăugarea sau pierderea de electroni la nivelul atomilor iradiați, încărcătura electrică introdusă de o ionizare rupe peste 20 legături hidrogenate și dă o nouă configurație moleculei ionizate, ceea ce duce la pierderea activității biologice a acestor structuri vii.

26

Radiațiile produc asupra mediului efecte somatice care provoacă distorsiuni ale aparatului fiziologic la indivizi expuși și efecte genetice, ceea ce alterează cromozomii celulelor sexuale și schimbă compoziția chimică a codului genetic. Efectele radiochimice produse la nivelul moleculei AND ruperi ale corelației normale zahăr – fosfat, ruperi ale legăturilor covalente ale nucleotidelor și ruperi ale legăturilor de hidrogen. Efectele radiațiilor ionizante asupra celulei pot fi morfologice și funcționale cu repercursiuni asupra regimului de lucru al celulelor vii până la inhibarea acțiunilor impuse de dezvoltarea organismului uman. În plus, apar mutații genetice care împiedică transmiterea corectă a calității individului către descendenți. Exprimat concis, orice radiație ionizată persistentă în timp provoacă mutații genetice și rupturi cromozomiale urmate de restructurări dăunătoare corpului uman, fiind afectat codul genetic. Mutațiile pot fi gamatice când apar în celulele sexuale și somatice când afectează diferite celule ale organismului uman. Se mai deosebesc mutații genetice când se modifică compoziția chimică a moleculei AND și restructurări cromozomiale. Efectele genetice ale radiațiilor asupra populației sunt în principal următoarele: boli ereditare, malformații și generare de gene dăunătoare care provocă o creștere necontrolată a ratei mutațiilor.

Radiațiile nocive provoacă la nivelul corpului uman procese fizice și chimice care rup vechile legături organice și dau naștere altora noi prin multiplicări de celule până la apariția și extinderea cancerului. Măsurile care evidențiază efectele proceselor fizico – chimice apărute în urma radiațiilor la nivelul materiei vii cuprind teste pentru determinarea eficienței biologice relative, teste privind acțiunea substanțelor dizolvate asupra sensibilității de radiații a celulei umane, precum și teste care evidențiază efectul oxigenului asupra radiosensibilității.

În cele ce urmează ne vom referi cu precădere la factorii de impact ai energeticii nucleare cu efecte asupra mediului înconjurător și sănătății populației, comparativ cu opțiunile alternative clasice. Argumentele aduse nu sunt calitativ afectate de considerarea unei singure centrale nucleare sau a unui întreg program de CNE, ceea ce presupune diferențe numai sub aspect cantitativ.

Modelele de analiză de impact asupra mediului se pot referi atât la nivelul micro cât și macroeconomic. Mai mult, unii factori pot avea impact asupra economiei pe scară largă, efectele acestora fiind dificil dacă nu chiar imposibil de cuantificat. Astfel, ne vom rezuma la prezentarea doar a unei analize comparative între impactul energeticii nucleare și clasice.

Conform principiul Carnot, 2/3 din energia produsă de sursa caldă (cazan de abur sau reactor nuclear) este cedată mediului ambiant.

27

Valorile maxime admisibile ale creșterii de temperatură pentru evacuare în ape sunt 15

grd. în mare și 10 grd. în râuri.

Se urmăresc influențele pe termen lung ale emisiilor termice asupra florei și faunei din zona înconjurătoare. Emisiile termice ale CNE sunt similare cu cele produse de CTE. Emisiile de CO2, produse în cea mai mare parte prin arderea combustibilului fosili, împreună cu metanul (CH4) degajat din activitățile agricole și utilizarea gazului natural, provoacă efectul de seră probabil cel mai important din zilele noastre, cu influențe puternice asupra încălzirii

atmosferei. CNE nu produce CO2, iar CTE de 1000 MW produce anual 6500000 t CO2. Emisiile de SO2 și Nox reprezintă principala cauză a formării ploilor acide, puse în

evidență de peste 15 ani în Europa de vest și Canada. În atmosfera, SO2 formează sulfați care, pe cale directă (reflexia radiației solare) și indirectă (acționând ca nuclee de condensație în

nori), contribuie la răcirea climatului

CNE și CET se prezintă cu datele practice din exploatare astfel:

Arderea cărbunelui eliberează în mediul înconjurător o cantitate de radiații similară

(din punct de vedere al efectului biologic potențial) cu eliberările curente ale unei CNE de aceeași putere electrică.

Extracția și folosirea gazelor naturale duce la eliberarea în atmosferă de radon radioactiv. De asemenea, utilizarea acestuia pentru uz casnic contribuie la creșterea dozelor de radiații în gospodăriile respective. Depozitarea deșeurilor la centralele electrice analizate se

în bazine speciale.

La arderea cărbunelui se eliberează în atmosferă cantități mari de substanțe organice și metale grele cunoscute ca fiind cancerigene. Riscul este comparabil cu cel asociat eliberărilor de radio – activare dintr-o CNE .

2.4.2. Aspecte referitoare la impactul asupra mediului ambiant

Interesul public este concentrat asupra riscului unui accident major, cu eliberarea în mediul înconjurător a unor cantități majore de produse de fisiune, precum și în ceea ce privește eventuale pierderi de vieți omenești sau producerea de pagube de natură economică sau ecologică. [8 ÷11]

28

Se impun astfel, atât asigurări care să acopere daunele nucleare, cât și garanții internaționale pentru compensații în caz de accident nuclear.

Principiul „Cel care produce daune unei părți trebuie să plătească compensații”, ușor de aplicat la persoane individuale, nu rezolvă problemă când se referă la colectivități sau suprafețe întinse de teren, deoarece:

-este dificilă evaluarea economică a daunelor provocate, uneori chiar imposibilă;

-fixarea unor limite maxime de evacuare de către organele de reglementare nu conduce la tendința de reducere a nivelului de poluare, întrucât respectarea încadrării în aceste valori este considerată ca autorizare legală de funcționare.

Toate acestea fac ca în prezent tendința să fie cea de menținere a situației actuale. Alegerea tipului de centrală pentru un sistem energetic pe baza analizelor de cost

microeconomice standard elaborate de companiile de electricitate nu iau în considerare impactul global cu consecințele respective în interiorul sau exteriorul granițelor țării.

Energia nucleară reprezintă o alternativă curată și sigură pentru dezvoltarea producției de energie electrică, fără contribuții negative în ceea ce privește poluarea atmosferică, efectul de seră, ploile acide sau grosimea stratului de ozon. Toți acești factori fac ca opțiunea nucleară să joace în continuare un rol important pe termen mediu sau lung.

În acest context, la elaborarea unei strategii economice pe termen lung în vederea minimizării cheltuielilor totale, se recomandă să se țină seama de variația totală prognozată a costurilor pe durata de viață a centralei, ținând seama în principal de eforturile pentru reducerea riscului ecologic.

2.4.3. Securitatea centralelor nuclearo-electrice

În regim de funcționare normală, cantitățile de substanțe radioactive eliberate de centrala nucleară sunt nesemnificative. Pericolul specific, pentru populație și mediul ambiant, constă în eliberarea necontrolată de substanțe radioactive. Sistemele tehnice de securitate sunt destinate să limiteze distrugerile zonei active a reactorului.

De la descoperirea fisiunii nucleare, populația a fost saturată cu povestiri alarmante și cu exagerări despre energia nucleară. S-a emis astfel ipoteza că orice reactor poate exploda oricând ca o bombă nucleară.

În principiu, nici un reactor nuclear nu poate exploda ca o bombă. Sunt însă posibile accidente în care reactoarele să se supraîncălzească, iar componentele lor, depinzând de materialele din care sunt realizate, să se topească sau să ardă. Creșterea presiunii agentului de

29

răcire poate deveni cauza unor explozii "mecanice" care ar deteriora învelișul reactorului sau al sistemului de răcire. Astfel, pot fi împrăștiate în spațiu materiale radioactive, care să contamineze mediul înconjurător. Centralele nucleare actuale sunt proiectate astfel încât probabilitatea unor accidente de acest tip să fie minimă.

Toate reactoarele nucleare moderne sunt închise în containere extrem de sigure. Acestea sunt proiectate astfel încât să prevină orice scurgeri radioactive care ar putea rezulta în urma unor accidente de operare. [1 ÷6]

Centralele nucleare sunt astfel proiectate încât să cuprindă sisteme care să prevină producerea accidentelor nucleare. Acestea sunt dispuse "în linie", astfel încât, dacă un sistem de protecție se defectează, un altul să îi ia locul și așa mai departe. Desigur, este posibil ca toate sistemele din "linia" de protecție să cadă unul după celălalt, dar probabilitatea producerii unui astfel de eveniment este extrem de mică.

2.5. Concepția sistemului informatic pentru managementul centralelor nuclearo-

electrice

Concepția de proiectare și realizare a sistemului informatic pentru managementul performant al centralelor nuclearo-electrice trebuie să includă și soluționarea problemelor privind conținutul conceptelor și operatorilor de lucru, cuprinsul proiectului logic și tehnicîntr-o structură unitară, definirea procedurilor și precizarea structurilor hard-solft, inclusiv pregătirea aplicațiilor de testare a concepției informatice și instruirea programată a personalului operativ. [1 ÷7]

În această perspectivă se concepe și se proiectează un sistem informatic dinamic înzestrat cu elemente concentrate și/sau distribuite hard-soft în forme modulare care pot superviza fenomenele unitar prin schemele descentralizate, astfel ca procesele nucleare să fie controlate în timp real la gestiunea, prelucrarea automată a datelor și cunoștințelor care se livrează atât decidenților cât și executanților la faze diferite de timp în ideea realizăriiproiectării-montajului-exploatării raționale a obiectivelor energo-nucleare. Sistemul informatic nuclear trebuie să se comporte dinamic, să fie evolutiv, să realizeze conexiuni multiple prin bazele de date dispuse ierarhic în punctele de decizie operative.

La proiectarea obiectivelor energetice nucleare se elaborează atât soluția tehnico- economică posibilă de aplicat în practică fără riscuri, cât și o serie de documente tehnice privind: realizarea programelor și planșelor tehnice privind coordonarea activităților manageriale, amplasarea în teritoriu a echipamentelor energo-nucleare, dimensionarea și

30

optimizarea traseelor pentru cabluri, elaborarea schemelor și a specificațiilor de automatizare, analiza tensiunilor în conducte, calculația seismică a clădirilor și stabilitatea dinamică a instalațiilor. Proiectarea asistată de calculator a obiectivelor energonucleare în viziune informatică reclamă o unitate centrală cu performanța de 5109 operații pe secundă și cu o memorie operativă de 8 Mbytes minimum, rețea locală cu circa 35 terminale și stații grafice inclusiv produse-program și proceduri pentru proiectarea asistată.

În faza de montaj informatic trebuie să se rezolve probleme operative, cum ar fi: managementul investițiilor, gestiunea urmăririi realizărilor de montaj, asigurarea în timp util cu documentație a investiției desfășurate, gestionarea materialelor și a utilajelor, pregătirea personalului pentru punerea în funcțiune și pentru exploatarea obiectivului nuclearo-electric.

Suportul tehnic pentru realizarea asistată a montajului se compune dintr-o unitate de calcul INTEL 80386/ 16 Mhz cu o memorie RAM de 2 Mbytes, interfețe serial-paralele, monitor color și handscanner inclusiv o bază de date specifice activității de montaj nuclear.

În faza de punere în funcțiune se fac probe și încercări preoperaționale în asistența calculatorului pentru cunoașterea performanțelor practice a tuturor instalațiilor tehnologice atât din structura energo-nucleară a centralei montate, cât și din partea termomecanică, respectiv electrică clasică a obiectivului nuclear, confirmarea aplicării riguroase a procedurilor de punere în funcțiune a instalațiilor nucleare, verificarea nivelului de pregătire a personalului de montaj, de punere în funcțiune și de exploatare a instalațiilor. Configurațiahard-soft pentru asistarea punerii în funcțiune a obiectivelor nucleare se compune dintr-ounitate centrală INTEL 80386/ 16 Mhz, cu memorie RAM de 2 Mbytes și bas convertor inclusiv floppy disc cu 1,2 Mbytes, interfețe serial-paralele, monitor color și hardcopy format

A3. Instruirea personalului se realizează pe un simulator complex conceput special pentru cunoașterea în detaliu a obiectivelor nucleare. Personalul se pregătește atât pentru realizarea probelor de punere în funcțiune a centralelor nucleare cât și pentru exploatarea instalațiilor ca dispecer coordonator din punctele de supervizare a camerelor de comandă cât și a punctelor de dialog om-calculator-proces distribuite în teritoriu. Instruirea personalului se face pe joburi în asistența calculatoarelor CYBER sau VAX. Principalele joburi ale executanților și a managerilor din organigrama managerială a unei centrale nucleare puse în funcțiune se referă la operatorii performanți din secțiile de combustibil nuclear, de reactoare nucleare, din secția electronică, din cadrul serviciilor interne și din camera de comandă. Ei urmăresc executarea fără riscuri a mersului economic al centralei și a integrării obiectivului nuclear în structura funcțională a sistemului energetic național. Instruirea personalului trebuie făcută ținând cont de corelația optimală dintre om-muncă și mediu. În această ordine de idei se impune

31

selectarea și pregătirea viitorilor specialiști pe baza testelor profesionale și psihosociologice. Fiecare loc de lucru trebuie proiectat ergonomic ținând cont de limitele performante ale activității umane în condiții normale de iluminat, încălzire, ventilație, coloritul încăperii, forma pneumatică a scaunelor și configurația panourilor de comandă. Un deziderat al pregătirii profesionale al managerilor nucleariști se referă la performanțele preluării avarilor prin intermediul dialogului interactiv dispecer-proces nuclear real. La aceasta se adaugă problemele ingineriei umane și cele privind construirea și aplicarea deciziilor în condițiile de incertitudine. Nivelul pregătirii inginerilor și tehnicienilor nucleariști se poate considera corespunzător scopului urmărit de proiectanți dacă entropia centralei nucleare la atingerea parametrilor proiectați este minimă.

În faza de exploatare a centralei nuclearo-electrice proiectate, asistența informaticii urmărește realizarea și aplicarea calculelor privind: analiza securității nucleare în condiții de risc, soluționarea problemelor de dozimetrie și protecția mediului, stocarea și prelucrarea informațiilor privind evidența și urmărirea combustibilului nuclear inclusiv a consumurilor specifice realizate, supervizarea regimurilor economice la nivelul calculației impuse, încadrarea în sistem a centrale nucleare pe diferite paliere ale curbei de sarcină, analiza fiabilității elementelor din structura reactorului și a echipamentelor non-nucleare,comportarea dinamică la seism a clădirilor și a agregatelor energetice, gestiunea performanțelor personalului de execuție și decizie inclusiv fundamentarea costurilor, a prețurilor și a rentabilității atât la interiorul centralei nucleare cât și la nivelul interfeței cu sistemul energetic

în care funcționează unitatea nucleară.

Structura hard-soft pentru exploatarea asistată a centralei nucleare cuprind un calculator CYBER SEMO 800 cu memorie de 4 Mbytes, capacitate de stocare 800 Mbytes, două imprimante și două unități de bandă, rețea locală cu circa 50 terminale grafice/alfa- numerice, legătură de teletransmisie pentru cuplare la rețea și sistem de operare NOS/V. Softurile operative se concep pe funcții ale centralei nucleare, și anume: produse-programpentru cercetare-dezvoltare construite pentru aplicarea teoriilor căutare-prognoză și risc- catastrofă; produse-program pentru activități de marketing (aprovizionare-desfacere) care trebuie să rezolve problemele în teoriile stocării-așteptării-marketingului resurselor și produselor energetice; produse-program pentru asistarea producției de energie în teoria echipamentelor fiabile, a regimului economic de funcționare a instalațiilor nucleare și a celor clasice, și a preluării avariilor în condiții de risc minim; produse-program pentru implementarea ingineriei umane pe următoarele nivele calitative: pregătirea specialiștilor, creșterea performanțelor umane pe căi ergonomice, simularea creativității prin recompense

32

pecuniare și dezvoltarea dialogului om-calculator-proces în condiții normale și de avaria a instalațiilor energo-nuleare; produse-program pentru optimizarea activităților financiar- contabile și a celor de decizie sub aspectul fundamentării eficienței economice.

În faza de întreținere și reparații a instalațiilor energetice clasice și non-clasice se urmărește diminuarea puterii inutilizabile și creșterea disponibilității agregatelor (reactori , turbine generatoare, transformatoare, servicii interne, stații, linii, camere de comandă, stații de informatizare inclusiv creșterea fiabilității factorului uman). În această ordine de idei este necesar să se proiecteze și să se pună în funcțiune strategiile de revizii, reparații și tribologia instalațiilor în funcțiune. Aceste activități se abordează sistemic sub aspectul posibilităților de acoperire a cererii sistemului energetic la momentul reparațiilor, a reviziilor și a preluării vârfului de consum cu agregatele disponibile. Sub acest imperativ se construiesc curbele de variație a puterilor instalate, disponibile și utilizabile atât la nivelul centralei și a sistemului supervizat de dispecerul teritorial cât și a întregului sistem energetic analizat cu scopul determinării puterii medii efectiv utilizabile capabilă să acopere puterea produsă la vârf și să asigure rezerve de putere proiectată. Suportul tehnic hard-soft pentru asistarea acestei clase de activități se compune dintr-un calculator INTEL 80486/25 Mhz cu memorie RAM de 16

Mbites, bus convertos și floppy disk de 1,2 Mbytes, serie-parale, monitor color și hardcopy 24 inclusiv imprimantă A3. Softurile pentru reparații, întreținere și tribologie calculează treptele de putere analitic și grafic, evidențiază puterea efectiv utilizabilă și cea solicitată la vârful sistemului energetic, aplică sistemul operațional de întreținere și calculează necesarul pieselor de schimb și determină necesarul uleiurilor pentru o tribologie performantă.

Totodată, se urmărește gradul de uzură al pieselor și subansamblelor energo- tehnologice și se indică momentele de începere a reparațiilor. În instalațiile nucleare nocive se folosesc roboți dotați cu inteligență artificială. Acești roboți execută reparații cu grad de complexitate diferit cu condiția să fie asistați de softuri specializate și să fie supervizați de inginerii specialiști care îi urmăresc din camera de comandă. Softurile dotate cu inteligență artificială capabile să execute programe speciale în diverse domenii de activitate ale centralei nucleare, și în special, în domeniul reparațiilor din structura reactorilor nucleari poartă denumirea generică de sisteme expert inteligente.

Sistemul informatic pentru centralele nucleare de mare putere trebuie conceput pe următoarele compartimente: compartimentul de management general care cuprinde colectivul de decizie (Consiliul de Administrație, Comitetul Director și inginerii șefi de secție), compartimentul pregătirii tehnice și realizării producției de energie, compartimentul reviziilor și reparațiilor energetice, compartimentul asigurării resurselor materiale și al realizării

33

desfacerii, compartimentul asigurării resurselor umane, compartimentul asigurării resurselorfinanciar-contabile și al fundamentării eficienței tehnico-economice, compartimentul urmăririi fenomenelor specifice exploatării centrelor nuclearo-electrice, compartimentul asigurării securității nucleare, compartimentul analizei consumurilor specifice, compartimentul calității totale a resurselor, a instalațiilor, a factorului uman și a energiei produse, compartimentul realizării investițiilor nucleare în condiții tehnico-economicerentabile.

Sistemul informatic modernizat cuprinde activitățile enumerate pe o schemă de exploatare a unui obiectiv nuclear conform algoritmului compartimental, dar restructurat pe teorii ale cercetării operaționale. Noul sistem structurat pe teoriile cercetării-operaționalecuprinde totalitatea mulțimii evenimentelor reale (cercetare-dezvoltare, marketing. producție, inginerie umană, activități financiar-contabile și decizii) cuantificate precis prin teoriilecăutare-prognoză-risc-catastrofă, prin teoriile stoc-așteptare-marketing, prin teoriileechipamente-mers economic, control, ingineria umană, prin teoriile economice de funcționare a obiectivelor de mare putere și prin teoriile deciziei în condiții de risc și incertitudine.

Pentru fiecare funcție a unității nucleare, cercetare-dezvoltare, marketing, producție, managementul resurselor umane, fundamentarea activităților economice și de decizii se formează subsisteme informatice care urmăresc transpunerea în practică fără riscuri a activităților manageriale, cum ar fi:

●Fundamentarea strategiilor de dezvoltare, de marketing, de producție, de inginerie umană, de calculații economice, de decizii incerte fuzzy și non-fuzzy;

●Elaborarea documentelor și aplicarea concluziilor privind exploatarea economică a obiectivelor nucleare (minimizarea consumurilor, realizarea fără riscuri a reparațiilor, aplicarea eficientă a tribologiei, încadrarea rentabilă în sistemul energetic a centralei nucleare

etc.);

●Elaborarea bilanțurilor energetice reale și optime și evidențierea economiilor posibile de realizat la nivelul combustibilului nuclear, la nivelul energiei consumate pentru servicii interne și la nivelul agregatelor energetice de bază;

●Calcularea și implementarea regimurilor economice de funcționare a tuturor instalațiilor din centrala nucleară informatizată. După aplicarea acestui program tehnico- economic se evidențiază consumurile specifice realizate și se compară valorile înregistrate cu

cele proiectate pentru instalații similare puse în funcțiune pe plan mondial;

● Programarea și executarea încercărilor profilactice la echipamente și efectuarea verificărilor metrologice la aparatura de măsură și control;

34

●Analiza evenimentelor care perturbă funcționarea normală a instalațiilor și evidențierea comportării în exploatare a echipamentelor nuclearo-electrice;

●Evidențierea și urmărirea programelor de întreținere, reparații și a celor de tribologie după elaborarea documentațiilor sintetice pentru executarea acestor activități. Calcularea duratelor de insucces ale instalațiilor în funcțiune datorită reparațiilor programate pe durata calendaristică. Determinarea costurilor fiecărei clase de întreținere și reparații și a entropiei informaționale aferente;

●Prelucrarea automată a datelor pentru fundamentarea necesarului de aprovizionare- desfacere și lansarea comenzilor pentru resurse, respectiv livrarea produselor solicitate de

beneficiar în condiții economice rentabile;

● Gestiunea integrală a resurselor umane (pregătire, promovare, școlarizare, extinderea dialogului informatic la toate nivelele manageriale) cu scopul creșterii fiabilității elementului uman astfel încât nivelul centralei nucleare să fie minim;

●Optimizarea fondurilor financiare atât la nivelul investițiilor nucleare cât și la nivelul obiectivelor energetice non-clasice în funcțiune. În acest context se asigură evidența, gestiunea, contabilitatea cheltuielilor și se fundamentează prețurile, profitul și rentabilitatea;

●Asigurarea funcționării fără riscuri a reactorilor din cadrul centrale nucleare cu accent pe fiabilitatea circuitului de răcire și pe nivelul parametrilor de calitate a circuitelorprimar-secundar, respectiv pe nivelul calității energiei produse. La aceste probleme specifice instalațiilor nucleare se mai adaugă exploatarea rațională a instalațiilor de alimentare cu combustibil nuclear, funcționarea cu precizie a schemei de purificare a agentului primar a instalației de purificare, a instalației de răcire a circuitului secundar și a instalației de pregătire

și utilizare a stocului de apă grea. Instalația de informatizare controlează și a sigură nivelulradio-activității în interiorul centralei și în zonele limitrofe. După măsurarea nivelului de radioactivitate se sesizează abaterile de la pragurile proiectate și se solicită măsuri pentru

încadrarea indicatorilor măsurați în limitele admisibile pentru protecția biologică;

● Informatica consumurilor și aranjamentelor proiectate și realizate urmărește compararea celor două seturi de valori astfel încât măsurile impuse prin softuri să fie minime. Acest deziderat se poate realiza atât prin încărcări optimale ale instalațiilor cât și prin modificarea caracteristicilor combustibilului nuclear. În această ordine de idei se determină și se urmărește în practică nivelul indicatorilor tehnico-economici pe fiecare agregat, pe fiecare schemă bloc și pe ansamblul centralei nucleare;

● Informatica dezvoltării prin investiții a centralelor nucleare cuprinde structura hard- soft pentru aplicarea documentației de investiții, pentru cunoașterea stadiului de realizare a

35

fondurilor și a lucrărilor de investiții, pentru asigurarea cu resurse materiale și umane a

șantierelor de investiții, asigurarea calității lucrărilor de investiții și precizarea structurii devizului general din care să nu lipsească indicatorii din structura proiectului de management;

● Baza de date la nivelul unei centralei nucleare trebui să cuprindă fișiere pe activități reale, și anume: fișier pentru activitățile de cercetare-dezvoltare, fișier pentru activități comerciale (marketing), fișier pentru activități de producție cu evidențierea reparațiilor și a mersului economic, fișiere pentru ingineria umană, fișier pentru activitiăți de decizii în condiții certe și incerte de funcționare a centralei nucleare.

36

CAPITOLUL 3

MANAGEMENTUL ACTIVITĂȚII FINANCIAR-CONTABILE

ÎN ENERGETICĂ

3.1. Abordarea managementului activității financiar-contabile în energetică

Managementul activității financiar-contabile în energetică operează cu ingineria și analiza valorii pe de o parte și cu teoria cost-tarif pe de altă parte. Pe baza acestor teorii se asigură o corelație corespunzătoare între cost-calitate-eficiență începând din faza de concepție a obiectivelor și încheind cu exploatarea instalațiilor energetice.

Ingineria valorii urmărește proiectarea caracteristicilor fiecărui obiectiv în ideea creșterii utilității acestora, a sporirii esteticului și a creșterii valorii comerciale a instalațiilor. Pentru creșterea valorii de întrebuințare a obiectivelor energetice în funcțiune se analizează regimurile de funcționare și se reproiectează elementele care generează costuri neeconomicoase. În această perspectivă se folosesc următoarele principii: principiul arhemo- sistemic, principiul concepție-funcționare și principiul echilibrării costului cu valoare de

întrebuințare, respectiv cu utilitatea produsului proiectat. Pe baza primului principiu se determină corelațiile dintre aspectele cantitative și cele calitative atât la nivelul proiectării cât și la nivelul exploatării obiectivelor energetice. La aplicarea celui de-al doilea principiu se urmărește creșterea ponderilor funcțiilor obiective care formează utilitatea instalațiilor proiectate și respectiv a celor în funcțiune. Principiul al treilea permite reducerea costurilor prin micșorarea consumurilor simultan cu creșterea valorii de întrebuințare a produselor și instalațiilor energetice proiectate și a celor din exploatare prin retehnologizare și inovare.

Ingineria și analiza valorii ca metode de proiectare operațională a instalațiilor energetice noi și a celor în funcțiune permit depistarea cheltuielilor neeconomicoase și înlesnesc eliminarea costurilor nejustificate din devizul lucrărilor abordate. Diminuarea cheltuielilor totale pentru obiectivele energetice cercetate (noi și a celor în exploatare) se realizează pe baza analizei corelate dintre dimensiunile tehnice ale produselor și valoarea lor economică.

Reproiectarea produselor în ingineria valorii permite dimensionarea funcțiilor utile în teoria utilității cu scopul reducerii costurilor totale simultan cu sporirea calității. În faza de exploatare, instalația modernizată se monitorizează în ideea supervizării cheltuielilor din structura analizei valorii.

37

Ingineria valorii se recomandă la proiectarea și montajul instalațiilor energetice noi, inclusiv a obiectivelor supuse modernizării și retehnologizării. Analiza valorii se poate utiliza la depistarea costurilor inutile și la rearanjarea cheltuielilor totale din structura costului final al produsului cercetat. În urma aplicării practice a acestor metode s-au introdus în structura costului total al produselor cheltuieli de intervenție de 6% atât pentru partea electrică cât și pentru instalațiile termice din cadrul obiectivelor energetice cercetate.

3.2. Modele matematice de formare a prețurilor în condițiile economie de piață

concurențială

Modelele cost-tarif-eficiență pentru structuri discrete (cercetare–proiectare–montaj–reparații) și pentru structuri continue (producere–transport–distribuție–utilizare) au următoarele forme: [1 ÷7]

Structura cheltuielilor și a investițiilor din relațiile cost-tarif se poate scrie cu ajutorul cercetării operaționale astfel:

(3.3)

în care: cspd;cspc= costuri specifice în structurile discrete (d) respectiv continue (c); Np= numărul produselor de același fel realizate în structurile discrete; Cd, Id, Cc, lc = cheltuielile (C) și investițiile (I) la nivelul structurilor discrete (d) respectiv continue (c); ki = 0,03 = coeficient de considerare a valorii remanente a instalațiilor dezafectate; pd,pc = prețurile în structurile analizate; prd. prc =profiturile; Ep = energia produsă; csp ,csm =costurile pentru proiectare (p) și montaj (m); pdp, pdm = prețurile produselor proiectate (p) și pentru cele montate (m); cspce , csptr , csput =costurile și prețurile ia nivelul centralei care produce energia (ce),

38

la nivelul rețelei centralei de transport (tr) și la nivelul utilizatorului energetic (ut). Binomul (C+kil) s-a scris pentru teoriile cercetării operaționale: căutare-prognoză și risc-catastrofă

(cprc); stoc-marketing (sam); echipamente-ordonanțare-control (eoc); inginerie umană- arhemică (ima); echivalare energetică și activitate minieră (echm); tehnică nouă (tn); activitățiconexe-coraterale (cxcl); cost-decizie (cd) și activități neprevăzute (dnp).

Calculul costurilor energiei la nivelul unei centrale electrice de cogenerare reclamă defalcarea cheltuielilor pe forme de energie produse (energie electrică Ep, energie termică Qp, cenușă Vc, zgură Vzg, apă tratată Vat etc.) cu metode de forma:

a) Metoda ieftinirii căldurii (c) respectiv a energiei electrice (e)

b) Metoda fizică aplicată centralelor echipate cu grupuri de contrapresiune (cp) și condensație (cd) sau cu grupuri de același fel:

CtEep

CtEsr

CrQsr

 Cep ;

rQ 

Compararea acestor trei metode scoate în evidență următoarele:

(3.5)

(3.6)

–calculul cheltuielilor se face separat pentru energia termică (căldură-c) și separat pentru energie electrică;

–în toate cele trei metode se pun în evidență cheltuielile de bază pe activități productive și cheltuielile rest;

–la nivelul grupurilor cu contrapresiune (cp) și a celor cu condensație (cd) se

determină cheltuielile ținând seama de performanțele fiecărei instalații energetice;

39

, BtCTE , Bct

BtCET

– comparația metodei echivalenței de producție cu metoda Sribner deschide o nouă cale de calcul al cheltuielilor cu metode pertinente cum ar fi metoda obiectivă (o) și metoda sistemică (ss).

d) Metodele obiectivă (o) și sistemică (ss)

Cetfc = (Ceefc + Cttfc + Cefc + Ctfc );

Ct(ss) = (Ccprc + Csam + Ceoc + Cima + Cech + Cm + Cexcl + Ctn + Ccd + Cdnp );

Costurile se determină raportând cheltuielile la forma de energie produsă. Spre exemplificare se scriu structurile costurilor pentru cazul aplicării metodelor obiectivă și sistemică.

Prețurile de vânzare a energiei se numesc tarife și se calculează adăugând la costuri, profiturile și adaosurile impuse de sistem, în cheltuielile totale pentru producerea energiei electrice (E) respectiv a energiei termice (Q) prin aplicarea metodei ieftinirii combustibilului,

Bt = consumul total de combustibil, BQ = consumul de combustibil pentru producerea căldurii

(Q), Ep = energia produsă, qt = consumul specific de combustibil, CrR(c)(e), CrQ(c)(e) cheltuielile

rămase după extragerea combustibilului în cele două cazuri (c) și (e) pentru (E) și (Q), BE = combustibilul necesar producerii energiei electrice (E), ηm, ηg = randamentele mecanice (m) și ale generatoarelor (g), ηc = randamentele cazanelor, Qp = cantitatea de energie termică produsă, ηcd

= randamentul conductelor, = combustibilul necesar funcționării centralelor

electrice de termoficare (CET), centralelor termoelectrice (CTE) și centralelor termice (ct), Ct, Ce, CQ = cheltuielile totale (t), cele pentru producerea energiilor electrice (E) și termice (Q) în cazul aplicării metodelor obiective, Cf, Cv, Cr = cheltuieli fixe (f), cheltuieli variabile (v) și restul

40

cheltuielilor (r) implicate la producerea energiilor electrice (E) și termice (Q), CeefE ,CttfQ=cheltuieli fixe pentru producerea energiilor (E;Q) exclusiv electrice (ee) și totalmente termice (tt),

qce , qct =consumuri specifice, C1ss = cheltuielile necesare producerii energiei în cazul aplicării metodei arhemo-sistemice (ss), kf=0,03, It = investițiile totale exclusiv electrice (ee) și totalmente termice (tt), CtVc ,Ctzg,Ctai, Vc, Vzg, Va,, Vat = cheltuielile și volumele pentru producerea cenușei

(c), a zgurei (zg) și a apei industriale (ai) respectiv a apei tratate (at).

Structura facturilor pentru diverse categorii de tarife mai des utilizate în practică arată

astfel:

a) Facturi pentru tariful monom (m)

Fm1=pmEm=pmPmtm; Fm2=(pm1Em1+pm2Em2);

Fm5=[pvEv+pz(E-Ev-En)+pnEn];

în care: Fm1=factura pentru tariful monom simplu, pm = prețul monom diferențiat pe tranșe pm1 (iluminat) și pm2 (utilizări casnice), Em= energia consumată care se poate diferenția pentru iluminat (Em1) și utilizări casnice (Em2), Fm2 = factura pentru consumul de energie solicitat de instalațiile de iluminat plus utilizări casnice, Fm3=factura pentru tarif (vârf-rest)aplicată consumurilor energetice de vârf (Ev) și în rest comun (Er), Fm4 = factura consumului ziua și noaptea; Ez, En = energia consumată ziua și noaptea; pz, pn = prețul energiei consumate în timpul zilei și al nopții;, Fm5 = factura pentru tarif monom diferențiat vârf-zi-noapte, E = energia totală consumată, Ev,Ez,En = energiile consumate la vârf (v) și cele consumate ziua (z), respectiv noaptea (n).

b) Facturi pentru tariful binom (b)

41

Fb5Fb6Fb7

Av Pv  Av Pv  bE Av Pv  Ar P  Pv  bE;

Av Pv  Ar P  Pv bv Ev  br Er ;

Av Pv  Ar P  Pv  bz E  Ev  En  bn En ;

în care: Fb1=factura tarifului binom formată din suma produselor (APi) și (bE), A b = taxa de putere (A) și cea pentru energie (b), Pi=puterea instalată, E=energie preluată din sistem, t = timpul de funcționare a consumatorului, tb = tariful binom, Cf,Cv = cheltuielile fixe (APi) și cele variabile (bE). Taxele fixe (A) și cele variabile (b) se calculează pentru vârful sistemului (v), restul consumului (r), pentru consumurile de zi (z) și cele de noapte (n). Fb(1-7)

=facturile pentru tarife binome cu A=fix și A=variabil (Av,Ar) respectiv cu b = variabil, bf, bz

și bn. La fiecare intervin (Pi, Pv, Pz, Pn, E, Ev, Ez, En) puterile și energiile la diverse regimuri de funcționare ale consumatorilor (vârful sistemului-v; consumurile de zi-z și cele de noapte-n).

Ftpol =(K1P1 + k2Sr +k3Nab +k4Ea +k5(Er)

în care: Fi = factura pentru tranșele de consum (I), (II), (III) și pentru tarif polinomial

(pol), pm = prețul energiei pentru cele trei tranșe (I-III), E = energiile consumate pentru fiecare tranșă în parte (I-III), (k1  k5) = coeficient pentru omogenizarea facturii (lei/an), Pi, Sr = puterile active (P,) și cele aparente (Sr), Nab = numărul abonaților, Ea, Er = energiile activă (a)

și reactivă (r).

Eficiența activității energotehnologice se cuantifică în cadrul funcției financiar- contabile prin minimizarea cheltuielilor totale, prin creșterea profitului, prin ridicarea performanțelor instalațiilor energetice, prin creșterea productivității muncii și prin sporirea gradului de organizare a secțiilor de producție. Modelele matematice pentru determinarea

eficienței la nivelul fiecărei unități energetice sunt în principal următoarele:

în care: Ct = cheltuielile totale în structura cercetării operaționale (căutare-prognoză șirisc-catastrofă – Ccprc, stoc-așteptare-marketing – Csam, echipamente-ordonanțare-control –Ceoc, inginerie-umano-arhemică – Cima, cheltuieli cu echivalarea soluțiilor și cele miniere –Cech + Cm, cele pentru lucrări conexe și colaterale – Ccxcl, cele cu tehnica nouă – Ctn, cele cu decizia – Ccd,

și cele neprevăzute – Cdnp, prf = profitul, tc = tariful, csp = costul, Ep = energia produsă, rt = rentabilitatea, nt = nivelul tehnic, aij = punctaj de referință, Pij, Paj = performanțe direct (i) și indirect (a) proporționale cu nivelul tehnic, fj1, fj2 = funcții de ponderare a costului specific pentru o performanță în raport cu costul total, Pm1 = productivitatea muncii în structurile discrete, Pm2 = productivitatea muncii în structurile continue, Csi = cheltuielile la nivelul structurilor discrete, Np = numărul salariaților în cadrul structurilor discrete, Ep = energia produsă, tf = durata de utilizare a instalațiilor energetice, D = daunele, dsp = dauna specifică,Eni

= energia nelivrată, Gorg = gradul de organizare, Het, Hijk = entropii etalon (et) și reală (ijk) calculate fără și cu prezența perturbațiilor generate de obiectele muncii (i), utilajele în funcțiune

(j) și forța de muncă (k) operativă.

Descriptori operaționali ai eficienței investițiilor:

3.3. Premisele eficienței tehnico-economice a sistemelor energetice

Eficiența tehnico-economică a managementului sistemelor de energie se apreciază pe baza corelațiilor dintre efectele obținute și eforturile făcute în decursul unei perioade de timp. Eforturile care pot asigura la nivelul sistemelor de energiei efecte raționale se referă în principal la următoarele activități: [1 ÷6]

-cunoașterea și exploatarea rațională a surselor de combustibil și a instalațiilor care transformă, transmit și utilizează toate formele de energie;

-studierea din faza de concepție – pe baza cercetării operaționale – a dezvoltării sistemelor de energie în ideea asigurării regimurilor optime de funcționare a instalațiilor

energetice;

-asigurarea unor echipamente de fiabilitate ridicată care să permită eliminarea întreruperilor și diminuarea daunelor pe baza preluării avariilor în condiții de risc minim;

-pregătirea elementului uman de cerectare-proiectare, construcții montaj și

exploatare-dezvoltare la nivelul impus de concepția arhemică. Menținerea respectiv creșterea

43

fiabilității factorului uman prin pregătirea continuă și învățarea intensivă, prin introducerea și extinderea dialogului om-calculator-proces;

– selectarea unor niveluri înalte de urmărire a cheltuielilor ce se fac în cadrul sistemelor de energie și precizarea structurii unor algoritmi de reducere a eforturilor fizice și valorice până la limita corelațiilor optime dintre producție și consumul de energie.

Dezvoltarea sistemelor de energie din concepție urmărește asigurarea regimurilor optime de funcționare a grupurilor de mare putere cu consumuri specifice cât mai reduse. Din această perspectivă orice sistem trebuie prevăzut cu o rezervă rațională de putere care să poată acoperi creșterea de sarcină fără riscuri sensibile. Concepția de dezvoltare a unui sistem deenergie–clădită pe baze operaționale – trebuie să reflecte aspecte esențiale tehnologice din cadrul proceselor energetice și trebuie să finalizeze soluția cu eforturi minimale care asigură eficiență sporită pe întregul lanț energetic producție-consum.

Echipamentele preconizate pentru dezvoltarea capacității de producție trebuie să fie de înalt nivel tehnic (randamente mari, consumuri specifice diminuate, factor de putere ridicat, consum de materiale redus pe fiecare kilowatt instalat etc). Acest nivel se asigură printr-unritm impus de reînnoire, întreținere și reparare a instalațiilor, agregatelor producătoare de energie distribuite în teritoriu. Schemele de funcționare ale instalațiilor energetice trebuie concepute cu rezervări de elemente (fierbinți, calde reci) capabile să preia avariile fără riscuri sau cu daune minimale.

Pregătirea elementului uman în concepție arhemică reclamă instruirea acestuia în vederea asigurării și creșterii nivelului său de fiabilitate. Acest deziderat elimină greșelile introduse de om în cadrul intervențiilor sale asupra sistemului energetic. Practic se pot obține rezultate eficiente, dacă omul învață intensiv (în laborator) cum să intervină la preluarea avariilor și la înlăturarea perturbațiilor. Eficiența și calitatea acțiunilor umane crește dacă sunt optimizate corelațiile dintre om-muncă și mediu. Aceste aspecte se pun în evidență prin organizarea ergonomică a locurilor de lucru, prin normarea activității, prin cointeresarea lucrătorilor și prin îmbunătățirea climatului (ventilație, coloritul camerelor, iluminat, nivel scăzut de zgomot etc.).

Niveluri înalte de urmărire a cheltuielilor și reducere a eforturilor se referă în principal la activități ca: reducerea costurilor specifice prin diminuarea cheltuielilor și prin creșterea producției de energie; creșterea randamentelor și micșorarea consumurilor energetice (specifice, proprii tehnologice), scăderea energiei înglobate în produsele industriale, micșorarea daunelor prin menținerea respectiv creșterea nivelului de fiabilitate a instalațiilor și a elementului uman. Corelațiile optimale dintre eforturi și efectele economice trebuie

44

concretizate ținând seama de nivelurile producției comparate în doi ani consecutivi și nivelurile fondului de salarii, respectiv numărului de salariați. Totodată, trebuie ca raportul productivităților anilor consecutivi să depășească raportul salariilor medii pe aceeași perioadă de timp.

Aceste procedee de reducere a eforturilor și de creștere a efectelor sunt eficiente dacă entropia informațională la sfârșitul perioadei analizate scade pe întreaga structură producție- consum a sistemului energetic analizat. Acest lucru se poate realiza prin introducerea și extinderea în sistem a calculatoarelor de proces supervizate de structuri arhemice naturale sau artificiale.

45

CAPITOLUL 4

DETERMINAREA VARIANTEI OPTIME DE DEZVOLTARE A SISTEMELOR ENERGETICE DIN CADRUL UNEI CENTRALE NUCLEARE. STUDIU DE CAZ

4.1. Aplicații numerice

O centrală nuclear-electrică trebuie proiectată pentru diferite nivele ale puterii instalate, având o capacitate maximă de funcționalitate de șase unități energetice, iar puterea unui grup fiind de 700MW.

Să se determine pentru fiecare caz:

Varianta optimă de proiectare a CNE pentru acoperirea puterii prognozate necesare funcționării sistemului național în anul 2015;

Indicatorii de performanță și rentabilitate pentru acceptarea soluției de

proiectare;

Costurile și prețurile energetice în condiții de risc;

Structura cheltuielilor exprimată în cercetări operaționale;

Precizarea condițiilor de aplicare a tipurilor noi de centrale în cadrul noii

structuri a sistemului energetic național pentru anul 2015.

A. Date de calcul

Gradul de încărcare:

Investiția specifică:

gi

isp

kWinstalat 

Prețul energiei:

P  0,25  P ;av i

Probabilitatea de avarie a instalațiilor:

pav  3651 ;

Puterea în cazul unei avarii:

Pav = 937,5 [MW]

Puterea unui grup energetic:

Pg 700; [MW]

Consumul specific de combustibil:

Prețul combustibilului convențional:

Rata de formare a capitalului:

Taxele (rețea și distribuție / furnizare):

t  6;  USD  axe

MWh

Norma de personal pe MW:

Rata de actualizare (dobânda și inflație):

 0,1  10%ra  0,35  35%

Calculele se vor realiza cu ambele rate de actualizare.

47

B. Varianta optimă de proiectare a CNE

Se calculează cheltuielilor totale actualizate Ctac1; Ctac1,; Ctac2; Ctac2, cu ajutorul următoarelor relații:

Se determină cheltuielile cantitative:

 Se calculează riscul energetic de echivalare, care este egală cu:

Cheltuielile de echivalare cantitative și investițiile de echivalare se adaugă la varianta care are cea mai mică Pi.

Diferența valorică a riscului se adaugă la varianta care are cea mai mare Pi.

Se rescriu relațiile de calcul pentru formula finală a cheltuielilor echivalente.

48

 Pentru ps=pi=0,5:

einf 1  3,320,5 lg 0,5 0,5 lg 0,5 3,32 2 0,1505  0,999  1

 Pentru ps=0,9 și pi=0,1:

einf 2  3,32 0,9 lg 0,9 0,1lg 0,1 0,469

 Se acceptăceinf  mineinf 1 ,einf 2  min1;0,469 0,469

CAZUL 1

A. Date de calcul

(4.12)

(4.13)

(4.14)

Se observă că Pi se va calcula pentru 5 grupuri energetice, respectiv pentru 6 grupuri energetice:

Pi1  5700  3500 MW

Pi2  6700  4200 MW

În aceste condiții se obține pentru cele două variante următoarele relații:

 Investiția pentru prima variantă (P1=3500MW):

49

I1  isp  P1 150,53500 103  52,68107 lei

 Investiția pentru a doua variantă (P2=4200 MW):

I2  isp  P2 150,54200 103  63,21107 lei

 Energia produsă prin intermediul primei variante (P1=3500MW):

Ep1  t f  P1  6550  3500 103  22925 106 kWh an

Energia produsă prin intermediul celei de-a doua variante (P2=4200MW):

Ep2  tf  P2  6550  4200 103  27510 106 kWh an

 Puterea de echivalare: Pechiv  P2  P1  4200  3500  700 MW

 Investiția de echivalare:

Costurile totale anuale echivalente pentru prima variantă

(P1=3500MW):

Ctanechiv1  ki I1  Iechiv  pei Ep1  Eechiv 

 0,04 (52,68 107 10,54 107 )  0,15 (22925 106  766,5 106 )

Costurile totale anuale echivalente pentru a doua variantă

(P2=4200MW):

Ctanechiv2  ki I2  Iechiv  pei Ep2  Eechiv 

a)pentru ra=0,1:

50

 Costurile totale echivalente pentru a doua variantă (P2=4200 MW):

i1

b)pentru ra=0,35:

25

Ctacechiv2'  1 0,35i 42,71108  2,85  42,71108 121,72 108 lei

i1

Această metodă de selectare a variantei optime se bazează pe compararea Ctac. În cazul nostru se observă următoarea situație:

Se observă că analiza de cost conduce la următoarea varianta optimă: realizarea unei centrale nuclearo-electrice cu șase unități energetice, având fiecare unitate 700 MW instalat, cu o rată de actualizare de 0,35.

servicii proprii

Generator

electric

Bara SEN

Rețea de transport

Bară

distribuție

Rețea de distribuție

Rețea de consum

Consumul propriu tehnologic ECPT1  8%  Pi1

Emax,maxCNE 1  tc  Pi1  8760  4200  36,79 106 MWh EmaxCNE1  t f 1  Pi1  6550  4200  27,51106 MWh EefCNE1  t f 1  Pef 1  6550 3360  22,01106 MWh

EBTmax, ma1  ECNEmax, max1  ECPT2  36,79 106  0,08  36,79106

 33,85 106MWh

EBTmax1  0,92  ECNEmax1  0,92  27,51106 25,31106MWh Eef1BT  0,92  ECNEef1  0,92  22,01106 20,25 106MWh

Emax,maxlivrată 1  Emax,maxBT 1  EPST1  33,85 106  0,05 33,85106

 32,16 106 MWh

Emaxlivrat1ă  0,95  EmaxBT 1  0,95 25,31106  24,04 106 MWh Eeflivrat1 ă  0,95  EefBT1  0,95 20,25 106 19,24 106 MWh 

Unde: EPST – pierderile pe rețeaua de transport;

EPSD – pierderile pe rețeaua de distribuție.

Indicatorii de exploatare – costuri – prețuri:

 Factorul (extensiv) care indică cât timp trebuie să funcționeze centrala electrică:

 Factorul (intensiv) care indică productivitatea centralei electrice:

 Factorul (integral) care indică cota energiei integral livrată din disponibil:

 0,0632 MWhUSD

 Prețul intern nivelat al energiei electrice:

pei1  csp1  taxe  p profit1  6,32  6  0,0632 12,383 MWhUSD  43,3412 MWhlei

 Cifra de afaceri:

1192,297 106 leian

 Costuri cu combustibilul:

3755,11106 leian

Cheltuieli cu salariile:

Csalarii1  Nlucrăucră SmI nluni  i p  Pi1  SmI nluni

 2,4 4200 700 12  84,672 106 lei  24,192106 USD

53

B.3. Costurile și prețurile în condiții de risc

-În condiții normale:

Costuri specifice nivelate:

6,32 MWhUSD

Profitul programat:

0,0632 MWhUSD

Prețul intern nivelat al energiei electrice:

pei1  csp1 taxe  p profit1  6,32  6  0,0632 12,383 MWhUSD  43,3412 MWhlei

-În condiții de risc:

Venitul anual net se calculează ca fiind:

Energia nelivrată:

Riscul:

 79,5831109 USDan

Eficienta investiției:

54

B.4. Structura cheltuielilor exprimată în cercetări operaționale

C. Precizarea condițiilor de aplicare a tipurilor noi de centrale în cadrul noii

structuri a SEN pentru anul 2015

Aplicarea acestor noi orientări la nivelul SEN reclamă respectarea următoarelordeziderate:

Abordarea soluțiilor de proiectare a obiectivelor energetice numai în cercetări

operaționale;

Cheltuielile totale determinate în cercetări operaționale trebuie echivalate atât din punct de vedere cantitativ, cât și din punct de vedere calitativ;

Efortul optim de realizare a dezvoltării SEN se determină pe baza comparării cheltuielilor totale, care arată minimul eforturilor totale în ideea satisfacerii tuturor consumatorilor (efectul energiei maxime);

Validarea calculației din proiectul de dezvoltare energetică se face pe baza valorilor comparate ale indicatorilor de performanță și rentabilitate realizată în două sisteme: sistemul energetic european (SEE) și sistemul energetic național (SEN);

Punerea în funcțiune a noilor obiective energetice se justifică pe baza economiilor totale, posibil de realizat la nivelul obiectivului energetic nou și pe baza realizării unui tarif energetic (prețul de vânzare a energiei) și a unei entropii informaționale.

În realizarea unei centrale nuclearo-electrice una din componentele principale ale deciziei finale de fezabilitate constituie impactul financiar asupra beneficiarului, ocazionat de construcția și operarea centralei electrice, precum și modalitățile de rambursare a creditelor și acoperirilor daunelor generate de diverse situații incidentale sau accidentale. În aceste condiții se estimează diverse cheltuieli pentru variante de centrale electrice ce aproximează

55

sau chiar îndeplinesc necesarul beneficiarului. Dintr-o analiză amănunțită de cost se evaluează și se impune optimul. În contextul dat, varianta optimă s-a dovedit a fi cea în care centrala electrică este alcătuită din șase grupuri nucleare, având fiecare instalat 700 de MW și cu o rată de actualizare de 0,35.

Evaluarea optimului ales se face cu ajutorul unor indicatori de performanță care au rolul de a evidenția calitățile centralei în raport cu cererea și oferta pe piața de energie, cât și cu nivelul puterii instalate în sistem. Astfel centrala cu șase grupuri analizată în acest context conduce la următoarele aprecieri ale calităților sale:

Are o perioadă de funcționare relativ scăzută, deoarece factorul extensiv de energie are o valoare relativ scăzută (0,747);

Productivitatea centralei se încadrează într-o clasă satisfăcătoare datorită

factorului intensiv de productivitate este 0,8;

 Centrala are un coeficient de utilizare a puterii instalate scăzut astfel încât doar 60% din energia maximă în condiții de funcționare un timp calendaristic la putere instalată, este efectiv livrată sistemului.

Condițiile de risc sunt cele care definesc stabilitatea centralei, în fapt a investiției și câștigului, în raport cu fluctuația cotării prețului energiei pe piața de energiei. Ideal este ca venitul realizat de centrală să fie suficient de mare astfel ca în condiții de risc să existe șansa acoperirii supradimensionale a riscului în vederea păstrării profitului programat. Centrala în discuție nu răspunde la această cerință, cauza fiind multiplă: costul mărit al energiei nelivrate, pierderi mărite de energie prin nelivrare, prețul scăzut al energiei externe sau eventualele greșeli de calcul a mărimilor analizate.

Puterea instalată avută în calcul este de 3750 MW. Varianta optimă calculată este cea corespunzătoare unei centrale de 4200 MW la o rată de actualizare de 0,35. În această situație se face următorul comentariu: în realitate optimul se caută în vecinătatea variantei de 3500 MW sau 4200 MW ținând cont de următoarele aspecte:

– Servicii comune pentru grupurile centralei care conduc la investiții specifice mai mici și la o creștere ponderată a acestor investiții odată cu creșterea numărului de grupuri (în acest caz cheltuielile cu 3750MW- instalați, pot fi mai mari decât cu 4200MW, însă este posibilă existența surplusului de energie de pe piața de energie).

– Deficitul sau surplusul de energie și contractul de portofoliu încheiat de beneficiar (centrală) îi permite în cazul variantei 4200 MW (optimă), piața fiind în surplus permite vânzarea a 550 MW sau în cazul variantei de 3500 MW (optimă) piața fiind în deficit permite

56

cumpărarea a 250 MW (prețul de cumpărare conține costuri, taxe și profit) îndeplinindu-seastfel dezideratul celor 3750 MW instalați.

Se observă că Pi se va calcula pentru 4 grupuri energetice, respectiv pentru 5 grupuri energetice:

În aceste condiții se obține pentru cele două variante următoarele relații:

 Investiția pentru prima variantă (P3=2800MW):

I3  isp  P3 150,5 2800 103  42,14 107 lei

 Investiția pentru a doua variantă (P4=3500 MW):

I4  isp  P4 150,53500 103  52,68 107 lei

 Energia produsă prin intermediul primei variante (P3=2800MW):

Ep3  t f  P3  7000  2800 103 19600 106 kWhan

Energia produsă prin intermediul celei de-a doua variante (P4=3500MW):

Ep4  t f  P4  6550 3500 103  24500 106 kWhan

 Puterea de echivalare:

57

Costurile totale anuale echivalente pentru prima variantă

(P3=2800MW):

Ctanechiv3  ki I 3  I echiv  pei E p3  E echiv 

 0,04 (42,14 107 10,54 107 )  0,15(19600 106  766,5106 )

Costurile totale anuale echivalente pentru a doua variantă

(P4=3500MW):

Ctanechiv4  ki I 4  I echiv  pei E p4  E echiv 

0,04 (52,68107 10,54 107 )  015(24500 106  766,5106 )

38,152 108 leian 1090,057 USDan

 Costurile totale echivalente pentru prima variantă (P3=2800 MW):

a)pentru ra=0,1:

 Costurile totale echivalente pentru a doua variantă (P4=3500 MW):

a)pentru ra=0,1:

25

Ctacechiv4  1 0,1i 38,152 108  9,08 38,152 108  346,42 108 lei

i1

b)pentru ra=0,35:

25

Ctacechiv4'  1 0,35i 38,152 108  2,85 38,152 108 108,733108 lei

i1

58

Această metodă de selectare a variantei optime se bazează pe compararea Ctac. În cazul nostru se observă următoarea situație:

varianta aleasăleste Ctacechiv4'  108,733108 lei, unde P4  3500MW și ra  0,35.

Se observă că analiza de cost conduce la următoarea varianta optimă: realizarea unei centrale nuclearo-electrice cu cinci unități energetice, având fiecare unitate 700 MW instalat, cu o rată de actualizare de 0,35

59

servicii proprii

generator electric

Bara SEN

Rețea de transport

Bară

distribuție

Rețea de distribuție

Rețea de consum

Consumul propriu tehnologic ECPT2  8%  Pi 2

Emax,maxCNE 2  tc  Pi 2  8760 3500  30,66 106 MWh EmaxCNE2  t f 2  Pi 2  7000 3500  24,5 106 MWh EefCNE2  t f 2  Pef 2  7000  2635  18,375 106 MWh

Emax,maxBT 2  Emax,maxCNE 2  ECPT2  30,66106 0,0830,66106

 28,21106 MWh

EmaxBT 2  0,92EmaxCNE2  0,9222,5106  22,54106 MWh EefBT2  0,92EefCNE2  0,9218,375106 16,905106 MWh

Indicatorii de exploatare – costuri – prețuri:

 Factorul (extensiv) care indică cât timp trebuie să funcționeze centrala electrică:

 Factorul (intensiv) care indică productivitatea centralei electrice:

 Factorul (integral) care indică cota energiei integral livrată din disponibil:

 Profitul programat:

pprofit2  0,01csp2  0,0122,191  0,22191 MWhlei

0,0634 MWhUSD

 Prețul intern nivelat al energiei electrice:

 2,4 3500 700 12 70,56 106 lei  20,16 106USD

61

B.3. Costurile și prețurile în condiții de risc

-În condiții normale:

Costuri specifice nivelate:

Profitul programat:

pprofit2  0,01csp2  0,0122,191  0,22191 MWhlei

0,0634 MWhUSD

Prețul intern nivelat al energiei electrice:

pei2  csp2 taxe  pprofit2 6,34 6 0,0634 12,4032 MWhUSD  43,4112 MWhlei

-În condiții de risc:

Venitul anual net se calculează ca fiind:

pnel  200  pei  200 0,15  30 103 MWhlei  8571,42 MWhUSD

Energia nelivrată:

Riscul:

 52,8296 109 USDan

Eficienta investiției:

62

B.4. Structura cheltuielilor exprimată în cercetări operaționale

CDD 2

CCC 2

CSO2

CRU 2

CEF 2

CDC 2

C. Precizarea condițiilor de aplicare a tipurilor noi de centrale în cadrul noii

structuri a SEN pentru anul 2015

Aplicarea acestor noi orientări la nivelul SEN reclamă respectarea următoarelordeziderate:

Abordarea soluțiilor de proiectare a obiectivelor energetice numai în cercetări

operaționale;

Cheltuielile totale determinate în cercetări operaționale trebuie echivalate atât din punct de vedere cantitativ, cât și din punct de vedere calitativ;

Efortul optim de realizare a dezvoltării SEN se determină pe baza comparării cheltuielilor totale, care arată minimul eforturilor totale în ideea satisfacerii tuturor consumatorilor (efectul energiei maxime);

Validarea calculației din proiectul de dezvoltare energetică se face pe baza valorilor comparate ale indicatorilor de performanță și rentabilitate realizată în două sisteme: sistemul energetic european (SEE) și sistemul energetic național (SEN);

Punerea în funcțiune a noilor obiective energetice se justifică pe baza economiilor totale, posibil de realizat la nivelul obiectivului energetic nou și pe baza realizării unui tarif energetic (prețul de vânzare a energiei) și a unei entropii informaționale.

În realizarea unei centrale nuclearo-electrice una din componentele principale ale deciziei finale de fezabilitate constituie impactul financiar asupra beneficiarului, ocazionat de construcția și operarea centralei electrice, precum și modalitățile de rambursare a creditelor și acoperirilor daunelor generate de diverse situații incidentale sau accidentale. În aceste condiții se estimează diverse cheltuieli pentru variante de centrale electrice ce aproximează

63

sau chiar îndeplinesc necesarul beneficiarului. Dintr-o analiză amănunțită de cost se evaluează și se impune optimul. În contextul dat, varianta optimă s-a dovedit a fi cea în care centrala electrică este alcătuită din cinci grupuri nucleare, având fiecare instalat 700 de MW și cu o rată de actualizare de 0,35.

Evaluarea optimului ales se face cu ajutorul unor indicatori de performanță care au rolul de a evidenția calitățile centralei în raport cu cererea și oferta pe piața de energie, cât și cu nivelul puterii instalate în sistem. Astfel centrala cu cinci grupuri analizată în acest context conduce la următoarele aprecieri ale calităților sale:

Are o perioadă de funcționare relativ scăzută, deoarece factorul extensiv de energie are o valoare relativ scăzută (0,799);

Productivitatea centralei se încadrează într-o clasă satisfăcătoare datorită

factorului intensiv de productivitate este 0,75;

 Centrala are un coeficient de utilizare a puterii instalate scăzut astfel încât doar 59,9% din energia maximă în condiții de funcționare un timp calendaristic la putere instalată, este efectiv livrată sistemului.

Condițiile de risc sunt cele care definesc stabilitatea centralei, în fapt a investiției și câștigului, în raport cu fluctuația cotării prețului energiei pe piața de energiei. Ideal este ca venitul realizat de centrală să fie suficient de mare astfel ca în condiții de risc să existe șansa acoperirii supradimensionale a riscului în vederea păstrării profitului programat. Centrala în discuție nu răspunde la această cerință, cauza fiind multiplă: costul mărit al energiei nelivrate, pierderi mărite de energie prin nelivrare, prețul scăzut al energiei externe sau eventualele greșeli de calcul a mărimilor analizate.

Puterea instalată avută în calcul este de 3000 MW. Varianta optimă calculată este cea corespunzătoare unei centrale de 3500 MW la o rată de actualizare de 0,35. În această situație se face următorul comentariu: în realitate optimul se caută în vecinătatea variantei de 2800 MW sau 3500 MW ținând cont de următoarele aspecte:

– Servicii comune pentru grupurile centralei care conduc la investiții specifice mai mici și la o creștere ponderată a acestor investiții odată cu creșterea numărului de grupuri (în acest caz cheltuielile cu 3000MW- instalați, pot fi mai mari decât cu 3500MW, însă este posibilă existența surplusului de energie de pe piața de energie).

Deficitul sau surplusul de energie și contractul de portofoliu încheiat de beneficiar (centrală) îi permite în cazul variantei 35000 MW (optimă), piața fiind în surplus permite vânzarea a 500 MW sau în cazul variantei de 2800 MW (optimă) piața fiind în deficit permite

64

cumpărarea a 200 MW (prețul de cumpărare conține costuri, taxe și profit) îndeplinindu-seastfel dezideratul celor 3000 MW instalați.

Se observă că Pi se va calcula pentru 3 grupuri energetice, respectiv pentru 4 grupuri

În aceste condiții se obține pentru cele două variante următoarele relații:

 Investiția pentru prima variantă (P5=2100MW):

I5  isp P5 150,52100103  31,605107 lei

 Investiția pentru a doua variantă (P6=2800 MW):

I6  isp P6 150,52800103  42,14107 lei

 Energia produsă prin intermediul primei variante (P5=2100MW):

Ep5  t f 3 P5  72002100103 15120106 kWh

an

Energia produsă prin intermediul celei de-a doua variante (P6=2800MW):

65

Ep6  t f 3 P6  72002800103  20160106 kWhan

 Puterea de echivalare:

Pechiv  P6 P5  2800 2100  700 MW

 Investiția de echivalare:

Iechiv  isp  Pechiv 150,5103 700 103 10,54 107 lei

 Energia produsă de echivalare:

Costurile totale anuale echivalente pentru prima variantă

(P5=2100MW):

Ctanechiv5  ki  I5  Iechiv  pei  Ep5  Eechiv 

 0,04  (31,605 107 10,54 107 )  0,15  (15120 106  766,5 106 )

Costurile totale anuale echivalente pentru a doua variantă

(P6=2800MW):

Ctanechiv6  ki  I6  Iechiv  pei  Ep6  Epechiv 

 0,04  (42,14 107 10,54 107 )  0,15  (20160 106  766,5 106 )

i1

66

 Costurile totale echivalente pentru a doua variantă (P6=2800 MW):

i1

a)pentru ra=0,1:

25

Ctacechiv6  1 0,1i 31,601108  9,0831,601108  286,933108 lei

i1

b)pentru ra=0,35:

25

Ctacechiv6'  1 0,35i 31,601108  2,8531,601108  90,062 108 lei

i1

Această metodă de selectare a variantei optime se bazează pe compararea Ctac. În cazul nostru se observă următoarea situație:

 varianta aleasă este Ctacechiv6' 121,72 108 lei, unde Pi3  2800MW și ra  0,35.

Se observă că analiza de cost conduce la următoarea varianta optimă: realizarea unei centrale nuclearo-electrice cu patru unități energetice, având fiecare unitate 700 MW instalat, cu o rată de actualizare de 0,35.

ECPT 3  0,08  Pi3

Emax,maxCNE 3  tc  Pi3  8760 2800  24,528 106 MWh

EmaxCNE3  t f 3  Pi3  7200 2800  20,16 106 MWh

EefCNE3  t f 3  Pef 3  7200 2240 16,128 106 MWh

Eefconsumat3  0,90  Eeflivrat3 ă  0,90 14,095 106  12,685 106 MWh 

Indicatorii de exploatare – costuri – prețuri:

 Factorul (extensiv) care indică cât timp trebuie să funcționeze centrala electrică:

 Factorul (intensiv) care indică productivitatea centralei electrice:

 Factorul (integral) care indică cota energiei integral livrată din disponibil:

 6,381 MWhUSD

68

 0,06381 MWhUSD

 Prețul intern nivelat al energiei electrice:

 2751,84 106 leian

 Cheltuieli cu salariile:

Csalarii3  Nlucrăucră SmI  nluni  i p  Pi3  SmI  nluni

2,4  2800 700 12  56,448 106 lei 16,128106USD

B.3. Costurile și prețurile în condiții de risc

-În condiții normale:

– Costurile specifice nivelate:

6,381 MWhUSD

-Profitul programat:

0,06381 MWhUSD

-Prețul intern nivelat al energiei electrice:

69

pei3  csp3  taxe  p profit3  6,381 6  0,06381 12,4448 MWhUSD  43,5568 MWhlei

-În condiții de risc:

Venitul anual net se calculează ca fiind:

Prețul energiei nelivrate:

pnel3  200  pei  200 0,15  30 103 MWhlei  8,571103 MWhUSD

Energia nelivrată:

Riscul:

 37,3964 109 USDan

Eficienta investiției:

B.4. Structura cheltuielilor exprimată în cercetări operaționale

CDD3

CCC3

CSO3

CRU 3

CEF 3

CDC 3

70

C. Precizarea condițiilor de aplicare a tipurilor noi de centrale în cadrul noii

structuri a SEN pentru anul 2015

Aplicarea acestor noi orientări la nivelul SEN reclamă respectarea următoarelordeziderate:

Abordarea soluțiilor de proiectare a obiectivelor energetice numai în cercetări

operaționale;

Cheltuielile totale determinate în cercetări operaționale trebuie echivalate atât din punct de vedere cantitativ, cât și din punct de vedere calitativ;

Efortul optim de realizare a dezvoltării SEN se determină pe baza comparării cheltuielilor totale, care arată minimul eforturilor totale în ideea satisfacerii tuturor consumatorilor (efectul energiei maxime);

Validarea calculației din proiectul de dezvoltare energetică se face pe baza valorilor comparate ale indicatorilor de performanță și rentabilitate realizată în două sisteme: sistemul energetic european (SEE) și sistemul energetic național (SEN);

Punerea în funcțiune a noilor obiective energetice se justifică pe baza economiilor totale, posibil de realizat la nivelul obiectivului energetic nou și pe baza realizării unui tarif energetic (prețul de vânzare a energiei) și a unei entropii informaționale.

În realizarea unei centrale nuclearo-electrice una din componentele principale ale deciziei finale de fezabilitate constituie impactul financiar asupra beneficiarului, ocazionat de construcția și operarea centralei electrice, precum și modalitățile de rambursare a creditelor și acoperirilor daunelor generate de diverse situații incidentale sau accidentale. În aceste condiții se estimează diverse cheltuieli pentru variante de centrale electrice ce aproximează sau chiar îndeplinesc necesarul beneficiarului. Dintr-o analiză amănunțită de cost se evaluează și se impune optimul. În contextul dat, varianta optimă s-a dovedit a fi cea în care centrala electrică este alcătuită din patru grupuri nucleare, având fiecare instalat 700 de MW

și cu o rată de actualizare de 0,35.

Evaluarea optimului ales se face cu ajutorul unor indicatori de performanță care au rolul de a evidenția calitățile centralei în raport cu cererea și oferta pe piața de energie, cât și cu nivelul puterii instalate în sistem. Astfel centrala cu patru grupuri analizată în acest context conduce la următoarele aprecieri ale calităților sale:

 Are o perioadă de funcționare satisfăcătoare, deoarece factorul extensiv de energie are o valoare de82,1%;

71

Productivitatea centralei se încadrează într-o clasă satisfăcătoare datorită

factorului intensiv de productivitate este 0,799;

 Centrala are un coeficient de utilizare a puterii instalate relativ scăzut astfel încât doar 65,7% din energia maximă în condiții de funcționare un timp calendaristic la putere instalată, este efectiv livrată sistemului.

Condițiile de risc sunt cele care definesc stabilitatea centralei, în fapt a investiției și câștigului, în raport cu fluctuația cotării prețului energiei pe piața de energiei. Ideal este ca venitul realizat de centrală să fie suficient de mare astfel ca în condiții de risc să existe șansa acoperirii supradimensionale a riscului în vederea păstrării profitului programat. Centrala în discuție nu răspunde la această cerință, cauza fiind multiplă: costul mărit al energiei nelivrate, pierderi mărite de energie prin nelivrare, prețul scăzut al energiei externe sau eventualele greșeli de calcul a mărimilor analizate.

Puterea instalată avută în calcul este de 2500 MW. Varianta optimă calculată este cea corespunzătoare unei centrale de 2800 MW la o rată de actualizare de 0,35. În această situație se face următorul comentariu: în realitate optimul se caută în vecinătatea variantei de 2100 MW sau 2800 MW ținând cont de următoarele aspecte:

– Servicii comune pentru grupurile centralei care conduc la investiții specifice mai mici și la o creștere ponderată a acestor investiții odată cu creșterea numărului de grupuri (în acest caz cheltuielile cu 2500MW- instalați, pot fi mai mari decât cu 2800MW, însă este posibilă existența surplusului de energie de pe piața de energie).

Deficitul sau surplusul de energie și contractul de portofoliu încheiat de beneficiar (centrală) îi permite în cazul variantei 28000 MW (optimă), piața fiind în surplus permite vânzarea a 300 MW sau în cazul variantei de 2100 MW (optimă) piața fiind în deficit permite cumpărarea a 400 MW (prețul de cumpărare conține costuri, taxe și profit) îndeplinindu-seastfel dezideratul celor 2500 MW instalați.

C.1. Varianta optimă de proiectare a CNE

Rezultă se poate determina numărul de grupuri energetice:

Se observă că Pi se va calcula pentru 2 grupuri energetice, respectiv pentru 3 grupuri energetice:

În aceste condiții se obține pentru cele două variante următoarele relații:

 Investiția pentru prima variantă (P7=1400MW):

I7  isp  P7 150,5 1400 103  21,07 107 lei

 Investiția pentru a doua variantă (P8=2100 MW):

I8  isp  P8 150,52100 103  31,604 107 lei

 Energia produsă prin intermediul primei variante (P7=1400MW):

Ep7  t f 4  P7  7300 1400 103 10220 106 kWh an

Energia produsă prin intermediul celei de-a doua variante (P8=2100MW):

Ep8  t f 4  P8  7300 2100 103 15330 106 kWhan

 Puterea de echivalare:

Pechiv  P8  P7  2100 1400  700 MW

 Investiția de echivalare:

Costurile totale anuale echivalente pentru prima variantă

(P7=1400MW):

73

Ctanechiv7  ki  I7  Iechiv  pei  Ep7  Eechiv 

 0,04  (21,07 107 10,54 107 )  0,15  (10220 106  766,5 106 )

Costurile totale anuale echivalente pentru a doua variantă

(P8=2100MW):

Ctanechiv8  ki  I8  Iechiv  pei  Ep8  Epechiv 

 0,04  (31,605 107 10,54 107 )  0,15  (15330 106  766,5 106 )

 Costurile totale echivalente pentru prima variantă (P7=1400 MW):

Cechiv tac7

a)pentru ra=0,1:

i 1

a)pentru ra=0,1:

25

Ctacechiv8  1  0,1i 24,313 108  9,08  24,313 108  220,762 108 lei

i1

b)pentru ra=0,35:

25

Ctacechiv8'  1 0,35i 24,313108  2,8524,313108  69,292108 lei

i1

Această metodă de selectare a variantei optime se bazează pe compararea Ctac. În cazul nostru se observă următoarea situație:

74

Se observă că analiza de cost conduce la următoarea varianta optimă: realizarea unei centrale nuclearo-electrice cu trei unități energetice, având fiecare unitate 700 MW instalat, cu o rată de actualizare de 0,35.

ECPT 4  0,08  Pi4

Emax,maxCNE 4  tc  Pi4  8760 2100 18,396 106 MWh

EmaxCNE4  t f 4  Pi4  7300 2100 15,33106 MWh

EefCNE4  t f 4  Pef 4  7300 1680 12,264 106 MWh

75

E consumatmax,max 4

E consumatmax 4

Eefconsumat4

0,90  Emaxlivrat4ă  0,90 13,398 106  12,058 106 MWh

0,90  Eeflivrat4 ă  0,90 10,718 106  9,646 106 MWh 

Indicatorii de exploatare – costuri – prețuri:

 Factorul (extensiv) care indică cât timp trebuie să funcționeze centrala electrică:

 Factorul (intensiv) care indică productivitatea centralei electrice:

 Factorul (integral) care indică cota energiei integral livrată din disponibil:

 Profitul programat:

p profit4  0,01 csp4  0,01 22,601  0,22601 MWhlei 0,06457 MWhUSD

 Prețul intern nivelat al energiei electrice:

 671,814 106 leian

76

 2092,54 106 leian

 Cheltuieli cu salariile:

Csalarii4  Nlucrăucră SmI  nluni  ip  Pi4  SmI  nluni

 2,4  2100 700 12  42,336 106 lei 12,096106USD

B.3. Costurile și prețurile în condiții de risc

-În condiții normale:

-Costurile specifice nivelate:

 6,457 MWhUSD

-Profitul programat:

p profit4  0,01 csp4  0,01 22,601  0,22601 MWhlei 0,06457 MWhUSD

-Prețul intern nivelat al energiei electrice:

pei4  csp4  taxe  p profit4  6,457  6  0,06457 12,521 MWhUSD  43,8254 MWhlei

-În condiții de risc:

Venitul anual net se calculează ca fiind:

Prețul energiei nelivrate:

pnel4  200  pei  200 0,15  30 103 MWhlei  8,571103 MWhUSD

77

Energia nelivrată:

Riscul:

 26,2981109 USDan

Eficienta investiției:

B.4. Structura cheltuielilor exprimată în cercetări operaționale

CDD4  0,05 Ctanechiv8  0,05  24,311108  1,21565 108 leian

C. Precizarea condițiilor de aplicare a tipurilor noi de centrale în cadrul noii

structuri a SEN pentru anul 2015

Aplicarea acestor noi orientări la nivelul SEN reclamă respectarea următoarelordeziderate:

Abordarea soluțiilor de proiectare a obiectivelor energetice numai în cercetări

operaționale;

78

Cheltuielile totale determinate în cercetări operaționale trebuie echivalate atât din punct de vedere cantitativ, cât și din punct de vedere calitativ;

Efortul optim de realizare a dezvoltării SEN se determină pe baza comparării cheltuielilor totale, care arată minimul eforturilor totale în ideea satisfacerii tuturor consumatorilor (efectul energiei maxime);

Validarea calculației din proiectul de dezvoltare energetică se face pe baza valorilor comparate ale indicatorilor de performanță și rentabilitate realizată în două sisteme: sistemul energetic european (SEE) și sistemul energetic național (SEN);

Punerea în funcțiune a noilor obiective energetice se justifică pe baza economiilor totale, posibil de realizat la nivelul obiectivului energetic nou și pe baza realizării unui tarif energetic (prețul de vânzare a energiei) și a unei entropii informaționale.

În realizarea unei centrale nuclearo-electrice una din componentele principale ale deciziei finale de fezabilitate constituie impactul financiar asupra beneficiarului, ocazionat de construcția și operarea centralei electrice, precum și modalitățile de rambursare a creditelor și acoperirilor daunelor generate de diverse situații incidentale sau accidentale. În aceste condiții se estimează diverse cheltuieli pentru variante de centrale electrice ce aproximează sau chiar îndeplinesc necesarul beneficiarului. Dintr-o analiză amănunțită de cost se evaluează și se impune optimul. În contextul dat, varianta optimă s-a dovedit a fi cea în care centrala electrică este alcătuită din trei grupuri nucleare, având fiecare instalat 700 de MW și cu o rată de actualizare de 0,35.

Evaluarea optimului ales se face cu ajutorul unor indicatori de performanță care au rolul de a evidenția calitățile centralei în raport cu cererea și oferta pe piața de energie, cât și cu nivelul puterii instalate în sistem. Astfel centrala cu trei grupuri analizată în acest context conduce la următoarele aprecieri ale calităților sale:

Are o perioadă de funcționare satisfăcătoare, deoarece factorul extensiv de energie are o valoare de83,3%;

Productivitatea centralei se încadrează într-o clasă satisfăcătoare datorită

factorului intensiv de productivitate este 0,799;

 Centrala are un coeficient de utilizare a puterii instalate relativ scăzut astfel încât doar 66,6% din energia maximă în condiții de funcționare un timp calendaristic la putere instalată, este efectiv livrată sistemului.

Condițiile de risc sunt cele care definesc stabilitatea centralei, în fapt a investiției și câștigului, în raport cu fluctuația cotării prețului energiei pe piața de energiei. Ideal este ca venitul realizat de centrală să fie suficient de mare astfel ca în condiții de risc să existe șansa

79

acoperirii supradimensionale a riscului în vederea păstrării profitului programat. Centrala în discuție nu răspunde la această cerință, cauza fiind multiplă: costul mărit al energiei nelivrate, pierderi mărite de energie prin nelivrare, prețul scăzut al energiei externe sau eventualele greșeli de calcul a mărimilor analizate.

Puterea instalată avută în calcul este de 1800 MW. Varianta optimă calculată este cea corespunzătoare unei centrale de 2100 MW la o rată de actualizare de 0,35. În această situație se face următorul comentariu: în realitate optimul se caută în vecinătatea variantei de 1400 MW sau 2100 MW ținând cont de următoarele aspecte:

– Servicii comune pentru grupurile centralei care conduc la investiții specifice mai mici și la o creștere ponderată a acestor investiții odată cu creșterea numărului de grupuri (în acest caz cheltuielile cu 1800MW- instalați, pot fi mai mari decât cu 2100MW, însă este posibilă existența surplusului de energie de pe piața de energie).

Deficitul sau surplusul de energie și contractul de portofoliu încheiat de beneficiar (centrală) îi permite în cazul variantei 21000 MW (optimă), piața fiind în surplus permite vânzarea a 300 MW sau în cazul variantei de 1400 MW (optimă) piața fiind în deficit permite cumpărarea a 400 MW (prețul de cumpărare conține costuri, taxe și profit) îndeplinindu-seastfel dezideratul celor 1800 MW instalați.

B.1. Varianta optimă de proiectare a CNE

Rezultă se poate determina numărul de grupuri energetice:

N g5  1100700 1,57  Ng  1  2

Se observă că Pi se va calcula pentru 1 grupuri energetice, respectiv pentru 2 grupuri energetice:

80

În aceste condiții se obține pentru cele două variante următoarele relații:

 Investiția pentru prima variantă (P9=700MW):

I9  isp  P9 150,5 700 103 10,54 107 lei

 Investiția pentru a doua variantă (P10=1400 MW):

 Energia produsă prin intermediul primei variante (P9=700MW):

Ep9  t f 5  P9  7400 700 103  5180 106 kWh an

Energia produsă prin intermediul celei de-a doua variante (P10=1400MW):

Ep10  t f 5  P10  7400 1400 103 10360 106 kWhan

 Puterea de echivalare:

Pechiv  P10  P9 1400 700  700 MW

 Investiția de echivalare:

Iechiv  isp  Pechiv 150,5103 700 103 10,54 107 lei

 Energia produsă de echivalare:

Costurile totale anuale echivalente pentru prima variantă

(P9=700MW):

Ctanechiv9  ki  I9  Iechiv  pei  Ep9  Eechiv 

 0,04  (10,54 107 10,54 107 )  0,15  (5180 106  766,5 106 )

Costurile totale anuale echivalente pentru a doua variantă

(P10=1400MW):

81

Ctanechiv10  ki  I10  Iechiv  pei  Ep10  Epechiv 

 0,04  (21,07 107 10,54 107 )  0,15  (10360 106  766,5 106 )

 Costurile totale echivalente pentru prima variantă (P9=700 MW):

Cechiv tac9

a)pentru ra=0,1:

i 1

a)pentru ra=0,1:

25

Ctacechiv10  1  0,1i 16,774 108  9,08 16,774 108  152,307 108 lei

i1

b)pentru ra=0,35:

25

Ctacechiv10'  1 0,35i 16,774108  2,8516,774108  47,805108 lei

i1

Această metodă de selectare a variantei optime se bazează pe compararea Ctac. În cazul nostru se observă următoarea situație:

 varianta aleasă este Ctacechiv10'  47,809108 lei, unde Pi5 1400MW și ra  0,35.

Se observă că analiza de cost conduce la următoarea varianta optimă: realizarea unei centrale nuclearo-electrice cu doua unități energetice, având fiecare unitate 700 MW instalat, cu o rată de actualizare de 0,35.

ECPT 5  0,08  Pi5

Emax,maxCNE 5  tc  Pi5  8760 1400 12,264 106 MWh

EmaxCNE5  t f 5  Pi5  7400 1400 10,36 106 MWh

EefCNE5  t f 5  Pef 5  7400 1120  8,288 106 MWh

Emax,maxBT 5  Emax,maxCNE 5  ECPT5  12,264 106  0,08 12,264 106  13,245 106MWh EmaxBT 5  0,92  EmaxCNE5  0,92 10,36 106  9,531106 MWh

EefBT5  0,92  EefCNE5  0,92 8,288 106  7,624 106 MWh

Eefconsumat5  0,90  Eeflivrat5 ă  0,90 7,242 106  6,518 106 MWh 

83

Indicatorii de exploatare – costuri – prețuri:

 Factorul (extensiv) care indică cât timp trebuie să funcționeze centrala electrică:

 Factorul (intensiv) care indică productivitatea centralei electrice:

 Factorul (integral) care indică cota energiei integral livrată din disponibil:

 6,571 MWhUSD

 Profitul programat:

p profit5  0,01 csp5  0,01 23,071  0,23071 MWhlei 0,06571 MWhUSD

 Prețul intern nivelat al energiei electrice:

 458,163106 leian

 Costuri cu combustibilul:

84

2,4 1400  700 12  28,224 106 lei  8,064 106USD

B.3. Costurile și prețurile în condiții de risc

-În condiții normale:

-Costurile specifice nivelate:

 6,571 MWhUSD

-Profitul programat:

p profit5  0,01 csp5  0,01 23,071  0,23071 MWhlei 0,06571 MWhUSD

-Prețul intern nivelat al energiei electrice:

pei5  csp5  taxe  pprofit5  6,571 6  0,06571 12,6355 MWhUSD  44,224 MWhlei

-În condiții de risc:

Venitul anual net se calculează ca fiind:

Prețul energiei nelivrate:

pnel5  200  pei  200 0,15  30 103 MWhlei  8,571103 MWhUSD

Energia nelivrată:

85

Riscul:

16,331109 USDan

 Eficienta investiției:

B.4. Structura cheltuielilor exprimată în cercetări operaționale

CDD5

CCC5

CSO5

CRU 5

CEF 5

CDC 5

0,05  Ctanechiv10  0,05 16,774 108  0,8387 108 leian

0,3  Ctanechiv10  0,3 16,774 108  5,0322 108 leian

0,15  Ctanechiv10  0,15 16,774 108  2,5161108 leian

0,15  Ctanechiv10  0,15 16,774 108  2,5161108 leian

0,20  Ctanechiv10  0,20 16,774 108  3,354 108 leian

0,15  Ctanechiv10  0,15 16,774 108  2,5161108 leian

C. Precizarea condițiilor de aplicare a tipurilor noi de centrale în cadrul noii

structuri a SEN pentru anul 2015

Aplicarea acestor noi orientări la nivelul SEN reclamă respectarea următoarelordeziderate:

Abordarea soluțiilor de proiectare a obiectivelor energetice numai în cercetări

operaționale;

Cheltuielile totale determinate în cercetări operaționale trebuie echivalate atât din punct de vedere cantitativ, cât și din punct de vedere calitativ;

Efortul optim de realizare a dezvoltării SEN se determină pe baza comparării cheltuielilor totale, care arată minimul eforturilor totale în ideea satisfacerii tuturor consumatorilor (efectul energiei maxime);

86

Validarea calculației din proiectul de dezvoltare energetică se face pe baza valorilor comparate ale indicatorilor de performanță și rentabilitate realizată în două sisteme: sistemul energetic european (SEE) și sistemul energetic național (SEN);

Punerea în funcțiune a noilor obiective energetice se justifică pe baza economiilor totale, posibil de realizat la nivelul obiectivului energetic nou și pe baza realizării unui tarif energetic (prețul de vânzare a energiei) și a unei entropii informaționale.

În realizarea unei centrale nuclearo-electrice una din componentele principale ale deciziei finale de fezabilitate constituie impactul financiar asupra beneficiarului, ocazionat de construcția și operarea centralei electrice, precum și modalitățile de rambursare a creditelor și acoperirilor daunelor generate de diverse situații incidentale sau accidentale. În aceste condiții se estimează diverse cheltuieli pentru variante de centrale electrice ce aproximează sau chiar îndeplinesc necesarul beneficiarului. Dintr-o analiză amănunțită de cost se evaluează și se impune optimul. În contextul dat, varianta optimă s-a dovedit a fi cea în care centrala electrică este alcătuită din două grupuri nucleare, având fiecare instalat 700 de MW

și cu o rată de actualizare de 0,35.

Evaluarea optimului ales se face cu ajutorul unor indicatori de performanță care au rolul de a evidenția calitățile centralei în raport cu cererea și oferta pe piața de energie, cât și cu nivelul puterii instalate în sistem. Astfel centrala cu două grupuri analizată în acest context conduce la următoarele aprecieri ale calităților sale:

Are o perioadă de funcționare relativ scăzută, deoarece factorul extensiv de

energie are o valoare de71,19%;

Productivitatea centralei se încadrează într-o clasă satisfăcătoare datorită

factorului intensiv de productivitate este 0,799;

 Centrala are un coeficient de utilizare a puterii instalate relativ scăzut astfel încât doar 57,5% din energia maximă în condiții de funcționare un timp calendaristic la putere instalată, este efectiv livrată sistemului.

Condițiile de risc sunt cele care definesc stabilitatea centralei, în fapt a investiției și câștigului, în raport cu fluctuația cotării prețului energiei pe piața de energiei. Ideal este ca venitul realizat de centrală să fie suficient de mare astfel ca în condiții de risc să existe șansa acoperirii supradimensionale a riscului în vederea păstrării profitului programat. Centrala în discuție nu răspunde la această cerință, cauza fiind multiplă: costul mărit al energiei nelivrate, pierderi mărite de energie prin nelivrare, prețul scăzut al energiei externe sau eventualele greșeli de calcul a mărimilor analizate.

87

Puterea instalată avută în calcul este de 1100 MW. Varianta optimă calculată este cea corespunzătoare unei centrale de 1400 MW la o rată de actualizare de 0,35. În această situație se face următorul comentariu: în realitate optimul se caută în vecinătatea variantei de 700 MW sau 1400 MW ținând cont de următoarele aspecte:

– Servicii comune pentru grupurile centralei care conduc la investiții specifice mai mici și la o creștere ponderată a acestor investiții odată cu creșterea numărului de grupuri (în acest caz cheltuielile cu 1100MW- instalați, pot fi mai mari decât cu 1400MW, însă este posibilă existența surplusului de energie de pe piața de energie).

Deficitul sau surplusul de energie și contractul de portofoliu încheiat de beneficiar (centrală) îi permite în cazul variantei 14000 MW (optimă), piața fiind în surplus permite vânzarea a 300 MW sau în cazul variantei de 700 MW (optimă) piața fiind în deficit permite cumpararea a 400 MW (prețul de cumpărare conține costuri, taxe și profit) îndeplinindu-seastfel dezideratul celor 1100 MW instalați.

B.1. Proiectarea CNE

Rezultă se poate determina numărul de grupuri energetice:

N g6  700700 1

Pi11 1700  700 MW – pentru 1grupuri energetice

-Investiția (P11=700MW)

I11  isp  P11 150,5 700 103 10,54 107 lei

 Energia produsă (P11=700MW):

88

 Puterea de echivalare:

Pechiv  P10  P9 1400 700  700 MW

 Investiția de echivalare:

Iechiv  isp  Pechiv 150,5103 700 103 10,54 107 lei

 Energia produsă de echivalare:

 Costurile totale echivalente (P11=700 MW):

Cechiv tac11

dv

 (1 r )i Cechiv atan11

i 1

a)pentru ra=0,1:

ECPT 6  0,08  Pi6

Emax,maxCNE 6  tc  Pi6  8760 700  6,132 106 MWh

EmaxCNE6  t f 6  Pi6  7500 700  5,25 106 MWh

EefCNE6  t f 6  Pef 6  7500 560  4,2 106 MWh

Unde: EPST – pierderile pe rețeaua de transport;

EPSD – pierderile pe rețeaua de distribuție.

Indicatorii de exploatare – costuri – prețuri:

 Factorul (extensiv) care indică cât timp trebuie să funcționeze centrala electrică:

 Factorul (intensiv) care indică productivitatea centralei electrice:

 Factorul (integral) care indică cota energiei integral livrată din disponibil:

90

 Costurile specifice nivelate:

 0,07064 MWhUSD

 Prețul intern nivelat al energiei electrice:

 716,625106 leian

 Cheltuieli cu salariile:

Csalarii6  Nlucrăucră SmI  nluni  ip  Pi6  SmI  nluni

2,4  700  700 12  14,112 106 lei  4,032 106USD

B.3. Costurile și prețurile în condiții de risc

-În condiții normale:

-Costurile specifice nivelate

 7,064 MWhUSD

91

-În condiții de risc:

Venitul anual net se calculează ca fiind:

pnel6  200  pei  200 0,15  30 103 MWhlei  8,571103 MWhUSD

Energia nelivrată:

Riscul:

 7,567 109 USDan

 Eficienta investiției:

92

B.4. Structura cheltuielilor exprimată în cercetări operaționale

4.2. Centralizarea datelor pentru analizele studiului de caz

Tabelul 4.1. Sinteza rezultatelor

Continuarea tabelului 4.1.

93

Analizând graficul din figura 4.1 se observă că factorii extensive, intensive, și integrali au valori maxime cumulate pentru cazurile cu 1, 3, 4 generatoare. Neluând în vedere cazul cu un singur generator maximul este atins în cazul 3.

Figura 4.1. Factorii extensive, intensive și integral

Indicatorul de eficiență a investiției (figura 4.2) are o valoare maximă în cazul cu un singur generator. Panta dreptei [5,6] fiind foarte scăzută deci prin trecerea de la 5 la 6 generatoare sporul eficienței investițiilor este foarte mic, nemeritând o nouă investiție în celde-al șaselea generator.

Figura 4.2. Indicator de eficiență a investițiilor

94

Graficul costurilor specifice nivelate (figura 4.3) și a prețului intern nivelat al energiei electrice au aceeași aliură fiind minime în cazul cu șase generatoare . Costurile scad odată cu creșterea numărului de generatoare, fiind mai convenabil să funcționăm cu un număr cât mai mare de generatoare, dar panta dreptelor (diferența de cost) este din ce în ce mai mică.

Figura 4.3 .Costuri specific nivelate

Figura 4.4. Prețul intern nivelat al energiei electrice

95

Cifra de afaceri (figura 4.5) crește aproape liniar odată cu creșterea numărului de generatoare

Figura 4.5. Cifra de afaceri

Graficul venitului anual net și a costurilor totale anuale (figura 4.6) este unul relevant, veniturile anuale cresc concomitent cu creșterea numărului de generatoare, panta (sporul venitului ) fiind din ce în ce mai mic odată cu creșterea numărului de generatoare iar costurile totale anuale cresc și ele totodată cu numărul de generatoare, panta deci sporul cheltuielilor fiind din ce în ce mai mic, acest lucru e și de dorit. Comparând cele două pante se observă că veniturile au o pantă mai abruptă decât cea a cheltuielilor fiind deci mai optim să funcționăm cu un număr cât mai ridicat de generatoare.

Figura 4.6. Venitul anual net și costurile totale anuale echivalente

96

Riscul anual (figura 4.7) crește odată cu creșterea numărului de generatoare iar panta fiind tot mai mare cu creșterea numărului de generatoare .

Figura 4.7. Riscul anual

Costurile anuale de combustibil (figura 4.8) cresc concomitent cu creșterea numărului de generatoare iar panta devine tot mai scăzută odată cu creșterea numărului de generatoare deci este mai eficient un număr ridicat de generatoare pentru optimizarea consumului de combustibil.

Figura 4.8 Costuri cu combustibilul

97

Graficul dintre riscul anual (care trebuie să fie minim) și indicatorul de eficiență economic (care trebuie să fie maxim)- figura 4.9 – pune în evidență optimul din punct de vedere economic al numărului de generatoare la care trebuie să funcționeze centrala nucleară, intersecția celor două grafice la această aplicație fiind în apropierea lui patru.

Figura 4.9. Optimul dintre riscul anual și indicatorul de eficiență economică

98

CONCLUZII

Omenirea se confruntă cu trei provocări majore: creșterea economică, consumul de energie și de resurse și conservarea mediului ambiant. Dezvoltarea pe baze durabile a sectorului energetic trebuie să conducă la satisfacerea necesarului de energie electrică la un preț competitiv în condiții de siguranță și calitate în alimentare, utilizarea eficientă a resurselor, cu limitarea impactului asupra mediului înconjurător.

La nivel mondial, dar și național se ridică problema realizării și funcționării mai multor grupuri nucleare, dacă este rentabil din punct de vedere economic, tehnic, social și ecologic.

Trebuie avut în vedere nevoia (cererea) de energie electrică care este tot mai ridicată, combustibilii clasici (cărbune, gaze naturale, petrol, păcură ) sunt tot mai rari și mai scumpi , emisiile de CO2, SO2, Nox , efectul de seră, cenușa și volumele mari de combustibil.

Prețul energiei electrice produsă cu ajutorul C.N.E. este mai redus cu aproximativ 40% decât prețul energiei electrice produsă prin intermediul centralelor termice clasice.

Energia nucleară reprezintă o alternativă curată și sigură pentru dezvoltarea producției de energie electrică, fără contribuții negative în ceea ce privește poluarea atmosferică, efectul de seră, ploile acide sau grosimea stratului de ozon. Toți acești factori fac ca opțiunea nucleară să joace în continuare un rol important pe termen mediu sau lung, dar trebuie să se țină cont de câteva problem delicate cum ar fi: riscul de producere a unor accidente nucleare, depozitarea, stocarea în condiții de siguranță și securitate care implică costuri foarte mari.

În acest context, la elaborarea unei strategii economice pe termen lung în vederea minimizării cheltuielilor totale, se recomandă să se țină seama de variația totală prognozată a costurilor pe durata de viață a centralei, ținând seama în principal de eforturile pentru reducerea riscului ecologic.

La închiderea anumitor central electro-termice care nu sunt performante, uzate fizic și moral trebuie să se aibă în vedere și impactul social (mii de șomeri și locuri de muncă desființate)

În cazurile analizate dacă nu ținem cont de puterile cerute, din punct de vedere economic optimul numărului de generatoare este patru (acest lucru reiese din figura 4.9).

România are în vedere :

– Construirea grupurilor 3 și 4 la Cernavodă, construirea unei centrale de acumulare- pompare la Tarnița-Lăpuștești și se vor retehnologiza unități existente.

99

– Se va încuraja utilizarea surselor regenerabile, cu atingerea țintei de 33% din consumul intern brut de energie electrică în anul 2010, 35% în anul 2015 și 38% în anul 2020, realizat din aceste surse;

-Se va încuraja utilizarea combustibililor solizi prin tehnologii curate;

-Se va limita ponderea producției de energie electrică prin utilizarea combustibililor

lichizi și gazoși. Acești combustibili se vor utiliza cu precădere în unități de cogenerare, necesare asigurării cu energie termică a populației.

Pe termen lung se pot proiecta și construii grupurile 5 și 6 chiar dacă riscurile cresc vertiginous, economic fiind avantajos deoarece costurile specific nivelate scad iar energia nucleară este mai ieftină decât cea produsă cu ajutorul cetralelor electro-termice clasice.

Pe termen lung e necesar să se realizeze investiții centralele electrice eoliene, solare odată cu creșterea randamentelor și tehnologiilor acestora.

Fuziunea nucleară ar putea deveni o sursă de energie practic nelimitată (și ecologică) atunci când reactoarele de fuziune (care în prezent se află în fază experimentală și nu produc încă un surplus net de energie) vor deveni viabile din punct de vedere tehnologic și economic.

Contribuțiile autorului în cadrul proiectului de diplomă sunt:

Sistematizarea materialului informativ din literatura de specialitate, prezentarea într-o

formă adaptată pentru obiectivele lucrării;

 Realizarea unui studiu de caz cu privire la proiectarea unei centrale nuclear-electricepentru diferite nivele ale puterii instalate, având o capacitate maximă de funcționalitate de șase unități energetice și puterea unui grup de 700MW. În cadrul acestui studiu de caz s-aurealizat șase variante de calcul, pentru fiecare dintre acestea determinându-se

o Varianta optimă de proiectare a CNE pentru acoperirea puterii prognozate necesare funcționării sistemului național în anul 2015;

o Indicatorii de performanță și rentabilitate pentru acceptarea soluției de proiectare;

o Costurile și prețurile energetice în condiții de risc;

o Structura cheltuielilor exprimată în cercetări operaționale;

o Precizarea condițiilor de aplicare a tipurilor noi de centrale în cadrul noii structuri a sistemului energetic național pentru anul 2015,

iar în final comparații între aceste șase variante.

100

BIBLIOGRAFIE

1.Carabulea A., Managementul sistemelor de protecție a mediului cu aplicare la centralele electrice din S.E.N., Termoelectrice, 1999.

2.Carabulea A., Corelarea teoriilor haos – risc – catastrofă aplicabilă la C.N.E. Cernavodă,

U.P.B., 1999.

3.Carabulea A., Managementul riscului energetic, U.P.B., 1999.

4.Carabulea A., Proiectarea managementului sistemelor energetice, U.P.B., 1999.

5.Carabulea A., Modelarea informatică a sistemelor energetice, U.P.B., 1999. vol.II.

6.Carabulea A., Managementul haosului prin aplicarea teoriilor risc – catastrofă – U.P.B.,

1997

7. Dzițac Simona, Popper Mihai, Popper Laurențiu, Informatică managerială, Ed. Perfect,

București, 350 pag., ISBN 978-973-7984-56-2, 2009

8.Gheorghe I. Carabogdan, Bilanțuri energetice, Editura Tehnică, București, 1986.

9.Nițu V. I., Economia energetică. Editura Tehnică, București, 1981.

10.Burlacu G. Goldeanu F., Electricitate nucleară, Editura Tehnică, București, 2009.

11.Brătianu C., Strategii și filiere energetice nucleare, Editura Tehnică, București1990.

12. EU-RO-IN Association (România) Energii regenerabile "DISCOVER A NEW

WORKING FIELD” Partea I, 2012

13.http://www.descopera.ro/dnews/10914119-folosirea-energiei-nucleare-a-salvat-1840000-de-oameni-de-la-moarte-arata-un-nou-studiu

14.Institutul de studii și proiectări energetice, Strategia energetică a României pentru

perioada 2007 – 2020, Bucuresti, 2009

15. Yarlagadda S.– Performance Analysis of J85 Turbojet Engine Matching Thrust with Reduced Inlet

101