România ar putea avea nevoie iarna viitoare de importuri de gaze de peste 15 TWh, în condițiile scăderii naturale a producției și a subvenționării consumului prin adoptarea controversatei OUG 114. Numai că principala rută de import, cea ucraineană, s-ar putea închide în cazul în care Gazprom nu se înțelege cu statul ucrainean privind prelungirea actualului acord, care expiră pe 31 decembrie 2019. Autoritățile române susțin că au un plan de rezervă, plan care însă ar putea extinde o eventuală criză a gazelor și pe piața de electricitate. Consumatorii industriali ar putea rămâne la iarnă nu numai fără gaze, ci și fără curent electric.
Întrebată dacă are un scenariu privind importul de gaze de iarna viitoare în eventualitatea în care acordul de tranzit dintre Gazprom și Ucraina nu va fi reînnoit, iar România nu va mai putea importa gaz pe la Isaccea sau Medieșul Aurit, compania care deține monopolul sistemului de transport autohton, Transgaz, a precizat că este doar “operatorul tehnic al sistemului național de transport și răspunde de funcționarea acestuia în condiții de calitate, siguranță, eficiența economică și protecție a mediului înconjurător. Strategia energetică a României este în sarcina Ministerului Energiei”.
Dar care este strategia Ministerului Energiei? Potrivit unui răspuns oferit parlamentarului USR, Cristina Prună, în iarna 2017-2018, consumul de gaz a fost de 81 TWh, acoperit din producția internă, care a fost de 48,6 TWh, de extracții din depozite de 19,5 TWh și de importuri, în valoare de 12,8 TWh.
Numai că între timp a mai trecut un an, caracterizat de declinul natural al producției, inclusiv o iarnă, caracterizată de o majorare a consumului. Potrivit datelor Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), consumul intern a scăzut cu 1,57% în noiembrie și cu 3,2% în februarie, însă s-a majorat cu 11,73, respectiv 11,83% în decembrie și ianuarie. Rezultă că în această iarnă consumul a fost undeva în apropierea cifrei de 83 TWh, și nu 81 TWh ca în iarna 2017-2018.
În plus, producția internă a scăzut (cu 6,8% în noiembrie, cu 4,8% în decembrie și cu 3,2% în februarie), situându-se mai degrabă în apropierea nivelului de 45-46 TWh (și nu 48,6 TWh precum în iarna precedentă.
Drept urmare, nivelul importurilor din această iarnă s-a majorat cu peste 12%, ajungând aproape la 14,5 TWh.
În condițiile în care în România se înregistrează un declin natural al producției rezultă că în iarna viitoare, chiar dacă va fi la fel de blândă ca ultima iarnă, necesarul de import ar trebui să depășească nivelul de 15 TWh, și nu 12,8 TWh cât susține Ministerul Energiei că a fost în iarna 2017-2018. Iar dacă iarna va fi una mai grea, volumul de gaz care ar trebui importat ar putea atinge niveluri record.
În plus, prin adoptarea OUG 114, care plafonează prețul gazelor pentru consumatorii casnici și pentru sistemele de încălzire centralizată, guvernul român a adoptat o politică de subvenționare a consumului și de descurajare a producției. De aceea, n-ar fi exclus nu numai ca producția să scadă, dar și ca nivelul consumului să-l depășească pe cel din această iarnă, de 83 TWh, ceea ce ar pune o presiune suplimentară pe importuri.
Momentul în care statul român a decis să adopte o astfel de politică este unul cum nu se poate mai nefericit, pe 31 decembrie expirând contractul de tranzit între Gazprom și Ucraina. Istoric, peste 90% din gazul importat de România, provine de pe ruta ucraineană.
În ultima iarnă, însă, acest procent s-a redus la 60%, fiind majorate importurile din Ungaria. Însă chiar dacă România ar import din Ungaria lună de lună la nivelul record din luna ianuarie din acest an (1,6 TWh), importurile din vecinii vestici n-ar acoperi decât jumătate din necesarul de import al României din iarna viitoare.
Planul Ministerului Energiei în eventualitatea stopării tranzitului de gaz rusesc prin Ucraina
Ministerul energiei susține însă că are un plan de rezervă în situația stopării tranzitului prin Ucraina, care constă în:
- activarea eventualelor capacități de producție, nerentabile în condiții normale
- majorarea volumelor înmagazinate în depozitele subterane și, implicit, a volumelor extrase din depozite
- creșterea cantităților importate pe relația Ungaria și Bulgaria
- aplicarea imreruptibilității și utilizarea combustibililor altemativi
Prima măsură e de-a dreptul hilară. După ce în ultimii ani statul român a prigonit producătorii autohtoni, ar trebui să se roage de aceștia să repornească, pe banii lor, sonde nerentabile, cu costuri de repornire ridicate. Și pentru ce? Pentru a vinde gaz scos la un cost nerentabil la un preț reglementat de 68 lei/MWh!
De altfel, și ministerul recunoaște că măsura nu are un impact major și că situația sondelor închise (nerentabile) se află în evidența ANRM, instituție recunoscută pentru relația “dificilă” pe care o are cu companiile producătoare, cărora le-a majorat artificial redevențele prin introducerea prețului de referință de pe bursa austriacă CEGH.
A doua măsură este limitată de procesul tehnologic. Romgaz, proprietarul a 7 dintre cele 8 depozite de gaze din România, nu poate face minuni peste noapte. Cel puțin pe hârtie, capacitatea maximă de extracție la începutul ciclului de extracție este de 29 milioane mc/zi, iar cea de la sfarsitul ciclului de extracție, de 11,5 milioane mc/zi.
Cea de-a treia măsură este o necunoscută: accesarea de surse alternative din import. Într-un răspuns la o întrebare adresată de Profit.ro, Transgaz, operatorul de sistem din România, a recunoscut că “nu a fost efectuată o analiză cu privire la suficiența sau nu a capacităților de transport” pe rutele alternative în eventualitatea în care Gazprom va stopa orice tranzit al gazelor prin Ucraina”. Însă este foarte puțin probabil, în condițiile în care pe rutele către Bulgaria se realizează doar un flux dinspre România și nu invers, să poată fi importat vreun metru cub de gaz. În plus, de unde poate proveni gazul din Bulgaria? Doar din prelungirea TurkStream. Numai că bulgarii lucrează la prelungirea TurkStream către Serbia și nu către România!
Identic și în cazul Ungariei. În prezent, ungurii se alimentează tot cu gaz rusesc via Ucraina. Proibabil că anul viitor vor apela la gazele din hub-ul austriac Baumgarten, alimentat prin Nord Stream. Dacă însă Nord Stream 2 nu va fi funcțional până la începutul anului viitor, gazul de la Baumgarten s-ar putea să nu fie suficient pentru unguri, cu atât mai puțini pentru exportul său în România!
Singura soluție practică este ultima: trecerea producătorilor de energie electrici și termici pe combustibili alternativi, conform Planului de urgență, și activarea consumatorilor întreruptibili, conform Planului de urgență.
O criză a importului de gaze ar putea declanșa și o criză pe piața de electricitate
Numai că întreruperea alimentării cu gaze a consumatorilor industriali va crea alte probleme în sistemul energetic. Printre consumatorii interuptibili se află și centralele electrice pe gaz de la Iernut și Brazi, potrivit Planului de urgență, aprobat prin HG nr. 32/2019 pentru aprobarea Planului de acțiuni preventive privind măsurile de garantare a securitătii aprovizionării cu gaze naturale.
Potrivit acestuia, “Ministerul Energiei a centralizat următoarea listă cu clienți întreruptibili de siguranță: COLTERM CET Centru Timișoar, DACIA MIOVENI, CECC BRAZI, SPEE IERNUT (CET CUCI), S.C. AZOMUREȘ TÂRGU-MUREȘ, S.C.CHEMGAS SLOBOZIA. S.C. VIROMET VICTORIA, ELECTROCENTRALE BUCUREȘTI, TERMOFICARE ORADEA, ELECTROCENTRALE CONSTANȚA, ELECTROCENTRALE GALAȚI. Ordinea în care va fi limitată/sistată furnizarea/distribuirea/transportul gazelor naturale este următoarea: consumatorii industriali indicați supra și apoi ceilalți consumatori, în limita combustibilului alternativ ce-l dețin în stoc sau care poate fi asigurat imediat”.
Iernut se află oricum într-un program de modernizare, ceea ce înseamnă că nu va produce prea multă electricitate. Centrala de la Brazi, în schimb, a fost unul dintre factorii stabilizatori de pe piața de electricitate din ultima iarnă. Dacă România nu va avea de unde importa gaz iarna viitoare și va ordona oprirea centralei de la Brazi, criza din sistemul de gaze se va propaga în cel de electricitate. România ar putea importa mai multă electricitate însă s-ar putea să nu aibă de unde. Jumătate din capacitățile de producție din Ungaria, țară cu care România este interconectată, sunt pe gaz. Iar Europa Centrală și de Sud Est este recunoscută drept o regiune cu un deficit de capacități de producție și în situații de normalitate.
Chiar și în situația în care autoritățile nu vor ordona oprirea centralei de la Brazi, aceasta s-ar putea opri din propie inițiativă, potrivit OUG 114, dar și legislației secundare a ANRE, unitatea de producție a OMV Petrom urmând a se alimeta cu gaze de import ca și ceilalți consumatori industriali, în pofida faptului că OMV Petrom este producător de gaze. Iar dacă nu va avea de unde și pe unde importa, OMV Petrom se va vedea nevoită să oprească centrala, pentru că gazul din producția proprie este alocat la preț subvenționat consumului populației și sistemelor de încălzire centralizată!
