Tot mai multe proiecte de centrale electrice noi pe gaze naturale apar în discuție, iar capacitatea lor totală ar depăși 5.000 MW. Dar producția națională de gaze scade, cea mai mare parte din gazele din Marea Neagră par a rămâne acolo, deci importurile de gaze, cu risc de aprovizionare și de preț, vor crește.
Iată câteva din proiectele noi de centrale pe gaze naturale, despre care s-a vorbit până acum:
Centrala pe gaze în ciclu combinat construită de Romgaz la Iernut. Cu o capacitate de 430 MW, este ăn construcție, va deveni operațională anul viitor
Centrala pe gaze în ciclu combinat care va fi construită de Romgaz la Mintia. Capacitatea este estimată la 400 MW, proiectul este la nivel de studiu de fezabilitate comandat, ar putea intra în operare în 2022
Grup nou pe gaze la CET Craiova 2, care va fi construit de Complexul Energetic Oltenia. Capacitate de 200 MW, în fază de studiu de fezabilitate. Termen estimat de finalizare:2024
Conversia de pe cărbune pe gaze a unui grup de la termocentrala Ișalnița, de 300 MW, operată tot de CE Oltenia. Termen estimat de realizare: 2025
Grup nou de 330 MW pe gaze la termocentrala Turceni, care să înlocuiască un grup actual, pe cărbune, de 330 MW. Termen estimat de realizare:2025
Centrală nouă de cogeneare la Midia, pe gaze, 73 MW electrici. Proiect anunțat de Grupul Romptrol, finanțat prin Fondul de Investiții Româno-Kazah, nu știm termenul de finalizare
Grup nou pe gaze în București, în incinta fostului CET Titan, de 50 MW, nu au fost avansate termene.
Acestea sunt doar câteva din proiectele noi anunțate. Mai mult multe, atât în grupuri noi, demarate de investitori privați (MET, Alro), cât și în centrale existente, unde vor înlocui grupuri existente, cărora li se termină durata de viață (București, Ploiești). Potrivit unor voci din consultanță, ar fi peste 5.000 MW în proiecte anunțate într-o formă sau alta, doar pentru grupuri noi de generare de energie electrică pe gaze.
Producția internă de gaze scade
Problema este că, în condițiile în care cel mai mare proiect energetic al României este blocat (Neptun Deep, din Marea Neagră), producția națională de gaze nu poate susține pe viitor în totalitate consumul acestor centrale, dacă se vor face. Romgaz, cel mai mare producător, anunță creșteri de producție, dar sunt destul de mici (plus 3,4% anul trecut, până la 5,33 miliarde metri cubi) și care nu pot compensa declinul accentuat al celuilalt mare producător, Petrom, care anunță scăderi de producție continue (minus 7% în 2018 față de anul precedent, până la 4,83 miliarde metri cubi). Cei doi asigură circa 98% din producția națională de gaze, care oricum nu asigură tot consumul (și el în scădere în condițiile în care multe dintre combinatele chimice sunt încă oprite și se importă circa un miliard de metri cubi de gaze rusești (mai exact 1,32 milirde în 2018).
Așadar, și prin prisma apariției acestor noi producători de electricitate care folosesc gaze, și prin repornirea unora dintre combinatele chimice operate de grupul Interagro, și prin extinderea rețelelelor de distribuție, ne putem aștepta la o creștere a consumului de gaze în anii ce vin-între 4,5% și 5,2% pe an, potrivit chiar Comisiei de Prognoză. Am arătat că producția internă este în declin, iar singura sursă suplimentară de gaze românești ar fi exploatarea din Marea Neagră a americanilor de la Black Sea Oil and Gas, dacă în final gazele vor fi și puse pe piață în 2021, deși există îndoieli și în privința acestui lucru, chiar dacă decizia finală de investiție a fost anunțată. Ar fi vorba despre circa un miliard de metri cubi de gaze pe an. Cel mai mare proiect energetic al țării, exploatarea din Neptun Deep (zăcământ operat de ExxonMobil și Petrom) este în continuare blocat, ba chiar am primit și o veste proastă care pune serios în discuție viitorul său:ExxonMobil a anunțat că intenționează să se retragă din proiect.
Iar acel zăcământ ar fi putut aduce pe piață cel puțin șase miliarde de metri cubi de gaze pe an.
Soluția este importul, dar…
Așadar, mare parte din gazele care vor fi folosite de viitoarele (prezumtive) capacități de producție de energie electrică ar trebui să vină din import. Nici aici lucrurile nu sunt însă roz. Singura conexiune cu piața occidentală este cea actuală cu Ungaria, Szeged-Arad, care, cel puțin acum, grație efectelor OUG 114, care au condus la o creștere a importurilor, dar și a creșterii obligației de stocare, este folosită la capacitate maximă. Mai mult, există temeri ca, după ce vor fi terminate gazoductele rusești (Nord Stream 2, South Stream), tranzitul de gaze rusești prin Ucraina, deci de unde ajung și mare parte din gazele pentru România, va fi sistat.
Există și perspective îmbucurătoare, respectiv conducta BRUA, care crește gradul de interconectare a României și care se construiește acum, și gazul caspic care va ajunge în sudul continentului și, ulterior, și în România, prin conducta Ruse-Giurgiu, acum foarte puțin folosită.
Însă, importul are prețul lui, mai ales pentru România, o țară care acum importă puțin și fără un profil standard de consum din Rusia, comparativ cu alții, și importă și prin Ungaria tot gaz rusesc, deci nu la prima mână: preț care este cel mai mare din Europa, pentru gazul rusesc.
Or, în aceste condiții, în funcție, evident, și de evoluția pieței de electricitate, se poate ca unele dintre viitoarele centrale noi să nu ofere profiturile așteptate de investitori, în condițiile în care trebuie luate în calcul și costurile cu certificatele de emisii, care au explodat în ultimii ani.
