STUDIU DECLIC: ''România, una dintre ţările cel mai puţin dependente de importurile de gaz"

Studiul "Evoluţia şi perspectivele Gazului Fosil în România", lansat astăzi de Comunitatea Declic, arată de ce gazele nu au viitor economic şi de ce nu ar trebui incluse în finanţarea din Planul Naţional de Redresare şi Rezilienţă.

Consumul de gaz fosil în România a scăzut de la 147 TWh în 2010 la 127 TWh în 2020. Scăderea de 14% în intervalul analizat este datorată aproape exclusiv scăderii consumului de gaz în sectorul industriei chimice, odată ce sectorul a fost expus preţurilor reale ale gazului fosil.

România importă anual 15% gaz fosil

România a acoperit 85% din consumul anual de gaz fosil, importând, în medie, 15% din consum, în ultimii 10 ani. Importurile au variat între 2% în 2015 şi 25% în 2011 din consum, influenţate de vreme şi preţuri. România este una din ţările cel mai puţin dependente de importurile de energie fosilă din Uniunea Europeană.

Amânarea deciziilor finale de investiţii în majoritatea perimetrelor este explicată mai ales de primii trei factori şi mai apoi de către nivelul taxării şi al volatilităţii reglementărilor.

Cererea suplimentară de gaz fosil pentru un sistem naţional de electricitate cu emisii reduse de carbon nu va depăşi 10 TWh anual, echivalentul a 8% din consumul anului 2020. Această cantitate poate fi deservită competitiv cu producţia internă şi opţiunile de import disponibile la nivelul anului 2021 fără a fi periclitată siguranţa aprovizionării cu energie electrică.

Consumul de gaz fosil în Romania a scăzut de la 147 TWh în 2010 la aproximativ 127 TWh în 2020

Scăderea consumului de gaz fosil în ultimii 11 ani este de aproximativ 14% şi se datorează aproape în exclusivitate scăderii consumului de gaz fosil în industria chimică. Consumul de gaz fosil în industria chimică a scăzut de la 31 TWh în 2010 la 12.41 TWh în 2016 (Iuga, Dudău, 2018).

80% din scăderea consumului de gaz între 2010 şi 2016 este explicată de scăderea consumului de gaz din industria chimică, industrie ce a fost expusă preţului real al gazului fosil. Înainte de liberalizarea treptată a preţurilor gazului fosil pentru industrie, în urma reformelor impuse de Uniunea Europeană, industria chimică locală era beneficiara unor preţuri care reflectau politici industriale şi configuraţii politice, mai puţin dinamica cererii şi ofertei de gaz fosil.

26% din gaz merge către consumatorii casnici

Consumul de gaz în România a fost de 127 TWh în 2020, în creştere cu 5% faţă de anul 2019 pe fondul unor consumuri semnificativ mai mari în lunile Noiembrie şi Decembrie ale anului 2020 faţă de aceleaşi luni ale anului 2019. Vârful anual de consum e reprezentat de lunile de iarnă, respectiv Noiembrie, Decembrie, Ianuarie şi Februarie.

Aproximativ 34 TWh de gaz merg către domeniul producerii energiei electrice, 27% în 2016, ultimul an pentru care există date segmentate. Următoarea categorie importantă e reprezentată de consumatorii casnici cu peste 26%, sectorul industriei chimice cu 10% şi alţi consumatori industriali cu 18%.

Sursele de creştere ale consumului de gaz din România sunt incerte. În industria chimică, grupul Interagro anunţa anul trecut o redeschidere masivă a capacităţilor de producţie (Economica.net, 2021) estimând un consum total de 20% din consumul naţional, însă recent proprietarul grupului a fost încarcerat pentru o perioada de 5 ani, punând cel mai probabil sub semnul întrebării aceste planuri. De asemenea, având în vedere accesul inexistent la finanţarea bancară pentru astfel de companii, este practic imposibil ca aceste planuri să fie duse la bun sfârşit deoarece gazele achiziţionate ar trebui finanţate cu capitaluri proprii din cauza lipsei de bancabilitate a grupului.

Scăderea preţului gazului fosil pe fondul extinderii ofertei şi a diversificării surselor de aprovizionare ale Uniunii Europene (Figura 3) poate duce la o revenire, cel puţin marginală, a consumului de gaz fosil în industria chimică. În ciuda acestei evoluţii, este foarte puţin probabil ca în următorii ani consumul să ajungă la nivelul celui din 2010, dat fiind că o creştere accelerată a cererii în industria chimică va duce la o creştere a preţului.

La nivel european, piaţa gazelor fosile a devenit foarte funcţională în ultimii 10 ani, cu lichiditate sporită şi opţiuni de import suplimentare precum gaz lichefiat american sau qatarez şi gaz algerian. Gazprom vinde mai mult de jumătate din gaz prin contracte indexate pe pieţele spot şi la termen, doar 13% din vânzări realizându-se prin contracte bilaterale indexate cu preţul petrolului (ICIS, 2021). Orice creştere a cererii e reflectată într-o creştere a preţului, inclusiv în România, pieţele corectându-se relativ repede în ambele sensuri. În plus, pieţele de gaz fosil devin foarte interconectate la nivel global (Dubreil, 2020) ceea ce va reduce perioada în care pieţele se vor putea adapta la noi niveluri ale cererii, de oriunde. O altă presiune pe cererea de gaz fosil este reprezentată de creşterea preţului certificatelor de emisii de carbon care au crescut de la 25 EURO pe tonă în 2019 la 56 EURO pe tonă în Mai 2021 (Ember, 2021), existând estimări de creştere pana la 100 EURO pe tonă până în 2030.

Consumul de gaz de către clienţii rezidenţiali a crescut cu 21% în ultimii 10 ani

Consumul de gaz fosil de către clienţii rezidenţiali a crescut cu aproape 21% din 2010 în 2020, de la 29 TWh în 2010 la 36 TWh în 2021, pe fondul creşterii numărului locuinţelor din România şi a pierderii cotei de piaţă a sistemelor centralizate de livrare a căldurii şi apei calde.

În 2016, numărul clienţilor rezidenţiali era de 3.34 milioane crescând la 3.94 milioane în 2021, rata de creştere fiind de 18% în 5 ani. Numărul de locuinţe construite în ultimii 5 ani a fost de 243.000 (Profit.ro, 2021), cu mult sub numărul de 600.000 de clienţi rezidenţiali consumatori de gaz faţă de 2016, fenomen explicat prin părăsirea unui număr semnificativ de clienţi rezidenţiali a sistemelor centralizate de încălzire şi apă caldă. Până în orizontul de timp 2030, cel mai probabil sectorul rezidenţial îşi va menţine creşterea şi va adauga încă 10 TWh de consum.

Sectorul clienţilor rezidenţiali şi cel al producţiei de energie electrică sunt singurele sectoare care vor înregistra o creştere semnificativă a consumului care va ajunge la un maxim de 151 TWh în 2030, cu doar 3% în plus faţă de anul 2010 şi 19% faţă de 2020.

Asta, în condiţiile în care rezervele de gaz fosil din exploatările terestre existente erau de 986 TWh în 2015, echivalentul consumului total pe aproximativ 8 ani şi epuizabile în aproximativ 15-20 ani (Iuga, Dudău, 2018). Rezervele din Marea Neagră sunt estimate a fi de 1950 TWh (Profit.ro, 2021).

Exploatarea gazelor fosile din Marea Neagră

Ecuaţia cererii şi ofertei de gaz fosil va face practic imposibilă exploatarea majorităţii resurselor de gaze fosile din Marea Neagră, cel puţin până în 2030, dar mai ales după 2030, având în vedere ţintele climatice ale Uniunii Europene.

O cerere adiţională de maxim 30 TWh pe an, incertă, într-o piaţă cu o ofertă foarte solidă şi diversificată, nu poate duce la decizii finale de investiţii în marea majoritate a perimetrelor din Marea Neagră, deoarece preţul la care aceste gaze ar fi livrate nu ar putea acoperi costurile şi randamentul necesar acestor investiţii. Creşterea preţului certificatelor de emisii de carbon are ca efect direct o creştere a preţului gazului fosil, care va deveni din ce în ce mai puţin competitiv într-o Uniune Europeană neutră din punct de vedere al emisiilor de carbon.

În concluzie, deşi se insistă foarte mult pe cadrul legislativ neprietenos, proiectele din Marea Neagră nu primesc undă verde din cauza fundamentelor economice fragile cu care au de-a face: preţuri relativ mici, costuri mari şi o cerere care întârzie să crească spectaculos.

România, una dintre ţările cel mai puţin dependente de importurile de energie fosilă

România a importat, în medie, 15% din consumul anual de gaz, în ultimii 10 ani, importurile variind de la 2% în 2015 la 25% în 2011. Gradul mediu de acoperire al consumului de gaz fosil a fost de 85% în ultimii 10 ani.

Importurile de gaz fosil ale României au început să scadă începând cu anul 2011, odată cu scăderea consumului de gaz fosil de la 151 TWh la doar 122 TWh în 2015, o scădere de 19% în decurs de 5 ani. Importurile de gaz ale României au reprezentat un maxim de 25% în 2011 şi au ajuns la doar 2% în 2015.

Comisia Europeană estima că România, la nivelului anului 2018, era una dintre ţările europene cel mai puţin dependente de importurile de energie fosilă, gaz fosil inclusiv, alături de Danemarca şi Estonia (Eurostat, 2021).

În jur de 75% din importurile de gaz ale României din anul 2020 au provenit din Rusia (Comisia Europeană, 2021). Rusia este un stat revizionist care îşi foloseşte orice resursă disponibilă pentru a-şi îndeplini obiectivele politice, inclusiv resursele energetice. În contextul gazului fosil, cel mai dur episod înregistrat a fost sistarea livrărilor de gaze fosile prin Ucraina în iarna anului 2009. Situaţia actuală este însă mult diferită de cea din 2009, iar Uniunea Europeană şi-a lărgit semnificativ opţiunile de a gestiona un astfel de eveniment în mare prin posibilitatea de a creşte pe termen scurt importurile de gaze din Algeria, Norvegia şi Qatar (Parlamentul European, 2021) şi prin construirea de terminale LNG care să importe gaz din Statele Unite (DIW Berlin, 2020).

Pe de altă parte, statul rus este profund dependent de veniturile din vânzările de gaze şi petrol, iar orice întrerupere a gazelor pentru un client premium ca Uniunea Europeană are un cost intern care creşte semnificativ cu cât întreruperea ar fi mai mare, mai intâi prin pierderea veniturilor atât de necesare pe termen scurt iar apoi pe termen lung prin diminuarea volumelor importate. Consecinţa directă a episodului întreruperii furnizării gazelor fosile în 2009 a fost o creştere a opţiunilor Uniunii Europene referitoare la importurile de gaze fosile, mai ales prin terminalele de lichfiere. În 2019, profitând de o piaţă cu ofertă abundentă, Uniunea Europeană a importat de peste 2 ori mai multe gaze fosile prin terminale de lichefiere faţă de 2018 (Emerton, 2020).

Cazul României prezintă o situaţie care reflectă foarte bine evoluţiile din ultimii 10 ani de pe piaţa europeană a gazelor fosile. În primul rând, la o cerere de aproape 120 TWh, puţin sub cea din 2020, România poate să îşi asigure aproape integral consumul din resurse proprii în exploatare, deşi cu siguranţă la costuri foarte mari pentru ultimii 10-20 TWh consumaţi.

Pe de altă parte, în 2010, la un volum de import de 25 TWh, preţurile gazelor de import erau de 104 RON/MWh, iar în 2020, la un volum de 24 TWh, preţurile scăzuseră la 67 RON. O scădere de 36% la o cantitate neschimbată arată că piaţa europeană şi-a crescut semnificativ opţiunile de cumpărare şi că oferta este semnificativ mai mare ca în 2010, şi e reflectată în preţurile semnificativ mai mici.

România deţine semnificativ mai multe opţiuni de import decât avea acum 10 ani. Prin conexiunile cu Ungaria şi Bulgaria, România are o capacitate anuală totală de import de 91.25 TWh, cu mult peste importurile actuale. Conform raportărilor Transgaz pentru Bursa de la Bucureşti, necesarul zilnic de import pentru zile cu temperaturi negative extreme ar fi de 0.21 TWh pe zi, iar capacitatea combinată de import din Ungaria şi Bulgaria este de 0.25 TWh (BVB, 2021), cu peste 20% mai mare decat necesarul de import. România a importat cel mai mult 38 TWh, în anul 2011, la o cerere record de 151 TWh, şi a furnizat un maxim de 121 TWh în 2010. Asta arată marja de manevră semnificativă a României de a gestiona situaţii extreme legate de furnizarea gazului fosil.

În condiţiile actuale, situaţia României referitoare la importurile sale de gaze fosile, relativ marginale faţă de situaţia celor mai multe ţări europene, este una semnificativ îmbunătăţită faţă de acum 10 ani. România are acces la gaz de import la un preţ cu aproape 36% mai mic ca în 2010, poate importa aproape exclusiv tot gazul de care ar avea nevoie din ţări ale Uniunii Europene, în caz de nevoie. Acest lucru este bine înţeles pe piaţa gazelor fosile, iar răspunsul la această situaţie a fost o scădere a preţurilor gazelor fosile de import în ultimii ani faţă de 2010, la cantităţi relativ similare.

Zăcămintele de gaz din Marea Neagră acţionează ca o frână în calea creşterii preţurilor gazelor fosile de import. Peste un anumit prag al preţurilor de import, cel puţin câteva proiecte ajung să fie rentabile, iar dacă preţurile se menţin la un nivel ridicat pentru o perioadă semnificativă, proiectele respective vor primi undă verde crescând oferta şi reducând presiunea pe preţurile de import.

Situaţia precară apare nu în dreptul statului român, ci mai degrabă în dreptul exploatărilor de gaz fosil din Marea Neagră. Resursele offshore sunt cel mai scump de exploatat. Majoritatea proiectelor din Marea Neagră au fost dezvoltate, cel mai probabil, în perioada în care preţurile gazului fosil de import variau între 100 şi 140 RON/MWh. În consecinţă, planul de business implica o înlocuire a importurilor de gaze ale României cu gaze din Marea Neagră. Preţul gazului fosil de import în 2020 a fost de 62 RON (ANRE, 2021), preţ la care majoritatea, dacă nu toate resursele de gaz fosil din Marea Neagră, nu pot fi exploatate comercial.

Dezbaterea referitoare la extracţia şi valorificarea gazelor fosile din perimetrele existente în Marea Neagră nu are în vedere factorii-cheie care afectează deciziile de investiţii. Discuţia se concentrează, în general, pe climatul legislativ variabil şi eventualele taxe mari contestate de industrie. Problema esenţială e că nivelul taxării este doar unul dintre factorii avuţi în vedere la deciziile finale de investiţii. Alţi trei factori principali sunt prioritari nivelului de taxare:

În primul rând, costurile de extracţie sunt cea mai importantă variabilă avută în vedere când se iau deciziile de investiţii. Zăcămintele cu costuri de extracţie mici ajung să fie exploatate primele în orice piaţă de resurse fosile.

A doua variabilă esenţială este evoluţia cererii de gaze fosile. O decizie de exploatare a unor resurse fosile este luată mult mai uşor într-o piaţă cu o cerere în creştere decât într-una stagnantă sau în scădere.

A treia variabilă-cheie este preţul spot şi la termen al gazelor fosile care indică profitabilitatea exploatărilor viitoare, după deducerea costurilor de extracţie. Costurile de extracţie a combustibililor fosili din mare sunt peste tot în lume ridicate. Aceste resurse sunt exploatate atunci când preţul combustibililor fosili e suficient de mare pentru a justifica investiţiile semnificative. România nu face excepţie şi, deşi există istoric de exploatări de resurse fosile în Marea Neagră, noile perimetre unde se speră explorarea gazelor fosile sunt departe de ţărm, în ape adânci, astfel încât costurile de extracţie devin cele mai mari.

O estimare a costurilor totale de extracţie ale singurului proiect din Marea Neagră, care în a doua parte a anului 2021 va furniza gaz către sistemul naţional, arată situaţia relativ dificilă a proiectelor din Marea Neagră, în ceea ce priveşte costurile de producţie raportate la preţul spot al gazelor fosile.

Proiectul de exploatare Midia Gas Development

La începutul lui 2019, în ciuda schimbărilor legislative petrecute în piaţa de energie prin celebra ordonanţă 114, Black Sea Oil and Gas (BSOG, 2021) a decis finalizarea investiţiei în proiectul Midia Gas Development Project. Decizia a venit după ce la finalul lui 2018 anunţau un contract de vânzare pe termen lung cu grupul ENGIE pentru toată producţia din respectivul perimetru (Platts, 2018).

Preţul mediu al gazelor din import, cele mai scumpe gaze fosile din România, şi competiţia directă pe care proiectul Midia o avea în vedere, a fost în 2018 de 105 RON per MWh. În 2020, preţul gazelor de import a ajuns la 62 RON per MWh, cu o scădere de 41% (ANRE, 2021). În condiţiile actuale de preţ, este foarte probabil ca acest contract să fie supus unor renegocieri, în cazul în care preţurile gazelor fosile nu revin la nivelurile avute în vedere în 2018-2019, când a fost semnat contractul. Mai mult, având în vedere că preţul mediu al gazelor de import în 2018 a fost de 62 RON per MWh, este foarte probabil ca acest contract să fie semnat la un preţ puţin peste 90 RON per MWh. Acest lucru indică faptul că costurile de producţie per MWh din proiectul Midia sunt, foarte probabil, undeva la 60 - 75 RON per MWh, un cost de producţie care ar asigura un randament adecvat pentru fondurile de private equity.

Proiectele existente la Marea Neagră nu pot fi dezvoltate în următorii ani, din cauza costurilor mari

Lasând la o parte detaliile financiare ale acestui contract, costurile exacte de producţie şi cele de vânzare, un lucru este cert. Contractul dintre BSOG şi Engie oferă câteva indicii valoroase în ceea ce priveşte competitivitatea gazelor din Marea Neagră.

În condiţiile actuale de piaţă, unde gazul de import se tranzacţiona la 68 RON per MWh în ultimele trei luni ale anului 2020 (ANRE, 2021), toate proiectele existente nu pot fi dezvoltate în următorii ani. Motivul principal este că restul proiectelor care aşteaptă decizia finală de investiţie sunt şi mai departe de ţărm, adică au costuri mai mari. În plus, cererea de gaz va fi supusă incertitudinii legate de criza sanitară, puţine fiind firmele care ar avea apetitul de risc prezentat de ENGIE în 2018.

Finalmente, costurile de producţie ale proiectelor din Marea Neagră sunt mult mai mari decât preţurile actuale ale gazului fosil.

Practic, proiectele din Marea Neagră sunt blocate în afara pieţei, din cauza costurilor mari de extracţie şi a preţurilor mici ale gazului fosil importat.

În contextul acesta, este foarte probabil ca, în următorul deceniu, niciun alt proiect din Marea Neagră să nu primească o decizie finală de investiţie pentru a ajunge în exploatare, datorită fundamentelor economice adverse exploatărilor respective.

Neutralitatea climatică şi evoluţia exploatărilor de gaz la Marea Neagră

După 2030, competitivitatea proiectelor din Marea Neagră va scădea şi mai mult în contextul ambiţiilor climatice ale Uniunii Europene şi al preţurilor emisiilor de carbon, care sunt estimate să ajungă şi la un maxim de 100 EUR pe tonă până în 2030 (BNEF, 2021).

Uniunea Europeană are ca ţintă, până în 2050, neutralitatea climatică. Această ţintă se traduce printr-o reducere graduală, dar accelerată, a emisiilor de carbon, principala sursă a acestora fiind combustibilii fosili precum gazul.

Principalul instrument prin care Uniunea Europeană va realiza acest obiectiv e reprezentat de schema de tranzacţionare a emisiilor de carbon. La preţurile estimate în această decadă pentru emisiile de carbon, între 50 şi 100 EUR/tonă, gazul fosil va fi din ce în ce mai puţin competitiv.

Recenta respingere a Comisiei Europene a planurilor de extindere ale reţelelor de gaz fosil prin Planul Naţional de Redresare şi Rezilienţă indică clar situaţia precară economic în care gazul fosil se va afla în această decadă.

Parcurile eoliene marine, opţiunea viabilă pentru proiectele de la Marea Neagră

În acest context, singura opţiune viabilă pentru o parte din industria implicată în proiectele din Marea Neagră va fi, cel mai probabil, dezvoltarea unor parcuri eoliene marine.

Tehnologia eoliană marină a cunoscut un avans semnificativ în ultimii 10 ani, iar costurile actuale sunt foarte competitive relativ la costurile celorlalte opţiuni, acestea scăzând cu 30% în ultimii 10 ani (IRENA, 2020). Într-o primă fază, România ar putea dezvolta între 300 şi 600 MW de eoliene marine la preţuri care pot varia între 50 şi 70 EUR/MWh.

Gazele în sistemul naţional de electricitate

Cererea adiţională de gaze fosile pentru un sistem naţional de electricitate cu emisii reduse de carbon nu poate depăşi 10 TWh anual echivalentul a 8% din consumul anului 2020

Cererea de energie electrică în România a cunoscut o transformare semnificativă începând cu tranziţia democratică şi economică din 1990. În 1990, cererea de energie electrică a României era de aproximativ 64 TWh, iar producţia era dominată în proporţie de 82% de către cărbune, gaz şi petrol. Cererea de energie electrică a scăzut până la aproximativ 51 TWh până în anul 2000, ca urmare a procesului relativ brutal de ajustare economică, echivalentul unei scăderi de 20% în primii 10 ani ai tranziţiei. Spre deosebire de România, Polonia a înregistrat o uşoară scădere în primii doi ani ai tranziţiei, iar începând cu 1992 până în 2000, creşterea consumului a fost de aproximativ 10% (IEA 2021, Ember, 2021).

Anul 2000 marchează în România începutul creşterii susţinute a consumului de energie electrică. Între 2000 şi 2008, cererea de energie electrică a României a crescut cu aproximativ 20%, de la 51 TWh la 61 TWh, urmată de o scădere semnificativă în 2009 - anul crizei financiare globale, A reintrat mai apoi într-o perioadă de creştere, stopată de criza sanitară din 2020.

În 2019, cererea de energie electrică a României a fost de 61 TWh, cu 5% sub cererea din 1990.

Transformarea economiei româneşti dintr-o economie puternic axată pe industrii mari consumatoare de energie electrică într-o economie dominată de servicii explică mare parte din această evoluţie alături de creşterea eficienţei energetice. Pentru fiecare miliard de dolari de produs intern brut (PIB) realizat în România în 1990 era nevoie de aproximativ 1.64 TWh de energie electrică, în timp ce, în 2019, pentru fiecare miliard de dolari de produs intern brut era nevoie de doar 0.24 TWh, o scădere de peste 8 ori a intensităţii electrice a PIB. (World Bank, IEA, Ember, 2021).

Energia verde şi reducerea drastică a cărbunelui din producţia de energie electrică au plasat România pe locul 10 în topul celor mai semnificative reduceri ale emisiilor de carbon din UE

În acelaşi timp cu revenirea consumului de electricitate la un nivel apropiat de cel din 1990, însă cu o schimbare radicală a structurii economice, România a înregistrat o scădere semnificativă a intensităţii emisiilor de carbon din sectorul energiei electrice, ocupând locul 10 în topul celor mai semnificative reduceri ale emisiilor de carbon din Uniunea Europeană între 2000 şi 2020. Intensitatea emisiilor de carbon era de 461 kg per MWh în 2000, scăzând la doar 208 kg per MWh în 2020 (Ember, 2021).

Fenomenul este explicat de scăderea dramatică a rolului cărbunelui, mai exact a lignitului în producţia de energie electrică şi a creşterii ponderii energiei regenerabile variabile, eolian şi solar în mixul de producţie.

Producţia de energie electrică pe bază de cărbune a scăzut cu 61% între 2011 şi 2020, datorită scăderii competitivităţii economice şi a creşterii standardelor de mediu, după aderarea la Uniunea Europeană. Ponderea energiei regenerabile variabile, solară şi eoliană, a crescut de la un procent nesemnificativ în 2010 la aproximativ 15% în 2020.

Decuplarea cererii de energie electrică de creşterea economică a început să fie vizibilă mai ales după 2011. Între 2011 şi 2019, creşterea medie a PIB a fost de 3.89% pe an, în timp ce creşterea cererii de energie electrică a fost de doar 0.53% (World Bank, 2021; Ember, 2021).

În general, sursele creşterii consumului de energie electrică într-o ţară sunt determinate de creşterea populaţiei, creşterea economică şi structura economiei.

România a înregistrat o creştere economică semnificativă în ultimii 30 de ani, în timp ce cererea de energie electrică a scăzut cu aproximativ 5%. Populaţia României este prevăzută a scădea de la 19.2 milioane de locuitori în 2020 la 18.3 milioane de locuitori în 2030. Finalmente, economia României este schimbată profund în urma celor 30 de ani de tranziţie fiind dominată de comerţ şi servicii (aproximativ 45% din PIB în 2019 versus 22% reprezentat de industrie (ZF, 2020).

În concluzie, sursele de creştere a cererii de energie electrică sunt modeste în România până în 2030.

Într-un scenariu optimist, în care cererea de energie electrică creşte cu 1% pe an, la orizontul anului 2030 cererea totală va fi de aproximativ 65 TWh.

O modelare economică care acordă un rol mai semnificativ gazului fosil în domeniul energiei electrice este cea făcută în 2020 de către Bloomberg New Energy Finance. În cadrul acesteia, proiecţiile din Planul Naţional pentru Energie şi Schimbări Climatice (Figura 5) sunt comparate cu un scenariu în care rata de penetrare a energiei solare şi eoliene este semnificativ mai mare şi unde rolul gazului fosil este mai mare datorită nevoii de echilibrare a sistemului energetic atunci când producţia de energie regenerabilă scade din lipsa soarelui sau a vântului.

Creşterea consumului de gaz în industria producţiei de energie electrică nu poate justifica singură exploatări noi, la scară largă de gaze fosile. Din punct de vedere al securităţii livrării energiei electrice nu prezintă un pericol, deoarece cererea suplimentară poate fi deservită de producţia locală, eficienţa energetică sau importuri la preţuri competitive.

România avea instalate 3.5 GW de centrale pe gaz în 2020, o producţie anuală de electricitate pe bază de gaz de aproximativ 10 TWh şi un consum de gaze pentru electricitate de aproximativ 35 TWh pentru producţia de energie electrică.

În cel mai progresist scenariu pentru 2030, produs de BNEF, unde gazul va deţine aproape 4 GW de putere instalată, cantitatea de electricitate produsă pe bază de gaze nu va putea fi mai mare de 13-14 TWh. Ceea ce se transpune în aproximativ 45 TWh de gaz fosil, cu maxim 10 TWh în plus faţă de 2020. La nivelul întregii ţări, consumul de gaze ar creşte cu mai puţin de 10% faţă de 2020, în cazul în care consumul în celelalte sectoare rămâne asemănător.

Recomandări:

România va trebui să îşi reducă semnificativ consumul de combustibili fosili în următorii 30 de ani pentru a realiza alături de Uniunea Europeană obiectivul neutralităţii climatice. Ponderea gazului fosil în consumul final de energie va trebui să scadă semnificativ în următoarele trei decenii pentru atingerea acestui obiectiv.

România trebuie să adopte o lege a energiei eoliene offshore prin care să poată realoca o parte din capitalul proiectelor de gaz fosil din Marea Neagră care nu vor fi realizate niciodată, în contextul ţintelor climatice, către construcţia de parcuri eoliene offshore.