Câteva zile de ger au scos la iveală lipsa de flexibilitate a sistemului național de gaze naturale și s-au soldat cu amenzi (contestate de companii), anchete post-factum și poate o mai bună conștientizare a rolului esențial pe care îl poate juca un cod al rețelei funcțional în asemenea situații. Mai este nevoie de investiții serioase, de ameliorarea capacităților de prognoză la nivelul furnizorilor, de contracte flexibile, dar mai ales de o politică integrată și consecventă din partea autorităților centrale.
Acestea din urmă se concentrează, de ani buni, în pregătirea sezonului rece, pe impunerea realizării unor stocuri preventive de gaze naturale care ar trebui să acopere vârfurile de consum pe durata episoadelor, în general scurte, de ger persistent. Doar pentru a exemplifica o abordare recurentă, majoritatea discuțiilor din toamna trecută s-au axat aproape exclusiv pe a obține răspunsuri la întrebarea „Există suficiente stocuri de gaze naturale?”, iar răspunsul ministrului de atunci a fost limpede: da. „Deși consumul de gaz din România a scăzut, pentru că au dispărut unii consumatori mari, anul acesta a fost înmagazinat cu 1,6% mai mult”, spunea Toma Petcu în 21 noiembrie 2017.
Ce am văzut în februarie 2018? După două luni de iarnă mai degrabă ușoară, am avut două săptămâni care au pus la grea încercare sistemul de transport. Cifrele comunicate de Transgaz arată, pentru luna februarie, un dezechilibru zilnic inițial la nivelul SNT de 226 de mii de MWh pe zi, rezultat dintr-o medie aritmetică în care intră 16 zile cu deficit și 12 zile cu excedent. În februarie 2017, același indicator a fost la 55,3 mii de MWh pe zi (un sfert), rezultat din 12 zile cu deficit și 16 cu excedent. Aceste cifre sugerează că analiza, prognoza și pregătirile centrate pe sezonul rece sau chiar pe un interval lunar sunt prea largi pentru a garanta că nu apar probleme la nivelul unei zile!
În 2018, problemele cele mai serioase au apărut, de fapt, în ultimele zile ale lunii (25-27 februarie), când deficitul cumulat s-a ridicat la 170 de mii de MWh. Pe 26 februarie, dintre cei 30 de utilizatori ai rețelei monitorizați de Transgaz, 24 au fost pe deficit, patru pe excedent și numai doi în echilibru. Nu trebuie să exagerăm relevanța acestei ponderi, întrucât nu doar starea de dezechilibru contează, ci și, mai ales, valoarea diferenței dintre volumele prognozate și cele efectiv realizate într-un anume interval.
Pe 26 februarie, indicatorul Line Pack, care arată volumul efectiv de gaze care se află în sistem într-un anumit moment, era la un confortabil 45,8 milioane de metri cubi (mmc), ușor peste intervalul 38-44 mmc etichetat drept „stare normală”. În urma consumului neașteptat de ridicat și a insuficientelor volume suplimentare care ar fi trebuit să echilibreze sistemul, indicatorul Line Pack a coborât pe 28 februarie la 34,2 mmc, aproape de cota inferioară a intervalului definit ca stare de dezechilibru (33-38 de mmc).
Volumele de gaze naturale din rezerve au fost suficiente, dar ele nu au putut fi accesate în timp util pentru a evita intrarea în sistemul de transport în stare de dezechilibru. O primă lecție, în principal pentru organismele responsabile de garantarea unei alimentări constante cu gaze naturale (guvernul, ANRE, Transgaz), este că în pregătirile pentru iarnă focusul trebuie mutat de la cât de multe gaze naturale înmagazinăm, la cum asigurăm un volum optim de gaze naturale disponibil în situații critice.
Obiectivul este asigurarea necesarului de gaze naturale în perioadele (cel mai adesea zilele) de cerere maximă. Avem în principal o problemă tehnică, o infrastructură insuficient adaptată pentru a acomoda nivelul constant al producției cu puternicele variații sezoniere ale consumului. Mai sunt apoi probleme de piață, în principal lipsa unor contracte flexibile, pe baza unor surse mai numeroase de import. În fine, apar inclusiv probleme generate de comportamentul furnizorilor, insuficient disciplinați de un cod al rețelei funcțional. Ce soluții avem?
I. creșterea capacității de extracție
În perioadele de ger, producția curentă rămâne constantă, atunci când cererea atinge cote maxime. Compensarea diferenței se face din rezervele înmagazinate, dar acest proces presupune adaptarea capacității de extracție la momentul în care se produce consumul. În depozitele de înmagazinare mai erau pe 26 februarie, la începutul perioadei geroase, circa 500 mmc de gaze, din totalul de 1,8 mmc înregistrate la începutul iernii. Dar cantitatea de gaze care poate fi extrasă din depozite spre sfârșitul sezonului rece scade considerabil (până la 14-15 mmc pe zi) față de cea care poate fi scoasă când depozitele sunt pline, respectiv 28-30 mmc pe zi.
O soluție avansată ar fi creșterea capacității de extracție prin umplerea completă a depozitelor; cu cât volumele de gaze înmagazinate sunt mai aproape de cota maximă, cu atât capacitatea de extracție este mai mare. Este o opțiune cu importante limite comerciale: cantitatea de gaze suplimentar introdusă în depozite pentru a crește capacitatea de extracție ar aduce costuri suplimentare în factura consumatorului final. Ar mai exista posibilitatea creșterii capacității de extracție din depozite, și ea generatoare de costuri la consumatorul final.
Acest cost – pentru garantarea furnizării în condiții vitrege – ar fi greu de justificat într-o iarnă ușoară! Ar putea acoperi guvernul aceste costuri suplimentare eventual prin constituirea unor rezerve de stat? Un proiect dezvoltat în urmă cu 8 ani, prezentat în Grupul de Lucru Interdepartamental pentru probleme de Securitate Energetică Regională (GLISE), arăta necesitatea structurării mai multor tipuri de depozite, dintre care unul era depozitul strategic. Proiectul nu a fost pus în aplicare.
O altă idee avansată încă din anul 2010 ar fi amenajarea de depozite tehnologice în depozitele existente și cointeresarea producătorilor autohtoni de gaze naturale să își plaseze o parte din producție în acestea, contribuind astfel la creșterea eficienței extracției de gaze naturale. Această soluție devine fezabilă doar odată cu un cod de înmagazinare a gazelor naturale funcțional, care să introducă activitatea de depozitare într-o piață integrată și funcțională.
Soluția tehnică fezabilă economic și fără impact în prețul gazelor naturale este dezvoltarea depozitelor multiciclu, dezvoltarea înmagazinărilor la consumator și accesul la un sistem condiționat de combustibili alternativi.
II. creșterea disponibilului din import
Restul de necesar suplimentar de gaze naturale în zilele de ger este asigurat din import. În acest an, au fost zile când ponderea importurilor a ajuns și la 33% din consum (22 mmc pe zi), cel mai ridicat nivel din ultimii cinci ani. La un consum zilnic de circa 65 mmc, producția internă a contribuit cu aproximativ 27-28 mmc, iar gazele extrase din depozite cu circa 14-15 mmc.
O soluție ar fi contractarea unor capacități mai mari de la furnizorul din import, Gazprom, pentru a acoperi necesarul în condiții de vreme rea. Pentru aceasta este nevoie de contracte mai flexibile și de sume importante de bani blocate în asemenea contracte. Probabil că Transgaz, care are ca atribuție principală asigurarea bunei funcționări a sistemului de transport național, ar fi cel mai indicat să gândească și să aplice o asemenea strategie de achiziții preventive, urmând ca măcar în parte cheltuielile să fie recuperate de la furnizorii indisciplinați, care ajung în situații de dezechilibru.
Creșterea capacității de interconectare cu piețele regionale ar face mai simplă și mai ieftină o asemenea strategie și ar permite, măcar uneori, accesarea de gaze naturale din zone mai puțin afectate de ger.
III. îmbunătățirea capacității de prognoză
Furnizorii sunt primii interesați de ameliorarea capacității de prognoză și anticipare a condițiilor meteo, pentru ca pe baza acestor estimări să-și securizeze portofoliile. Performanțele sunt însă inegale și pe ansamblu nesatisfăcătoare.
Din aceasta perspectivă, codul rețelei este esențial în disciplinarea comportamentelor din piață, prin recompensarea adecvată a celor care își respectă angajamentele și prin sancționarea celor nu o fac.
„Dezechilibrele sunt produse ca urmare a faptului că unii furnizori de gaze achiziționează mai puține gaze decât vând la nivelul unei zile”, spunea Dumitru Chisăliță, pentru www.e-nergia.ro. “Numele acestor furnizori este cunoscut de Transgaz, care monitorizează intrările și ieșirile din SNT. Actul legislativ numit Codul rețelei este cel care ar fi trebuit să prezinte soluțiile pentru prevenirea scăderii Line Pack-ului. Codul rețelei ar fi trebuit să prevină o astfel de situație, dar nu este funcțional și permite astfel de situații. […] Așa s-a întâmplat în fiecare iarnă din ultimii șase ani fără să se schimbe nimic.”
Amenzile aplicate de ANRE și contestate de companii sunt un nou prilej pentru a stabili dacă datele pe care le are Transgaz și regulile de funcționare a pieței sunt suficient de clare pentru a încuraja și recompensa buna administrare a portofoliilor pe piața de gaze naturale, sancționând derapajele fortuite sau asumate. Până la urmă, în 2017, furnizorii de electricitate care au calculat greșit sau au pariat prea riscant au fost eliminați din piață. Este piața de gaze la fel de eficientă?
IV. creșterea capacității de conversie a consumului
Pentru eliberarea unor volume de gaze naturale ce ar putea fi folosite pentru acoperirea vârfurilor de cerere s-a recurs, inclusiv în acest an, la reducerea activității centralei pe gaze de la Brazi și la trecerea centralelor Elcen de pe gaze pe păcură. În mod evident, aceste soluții nu sunt suficiente.
În ultimele decenii, o rezervă importantă era constituită din așa-numiții consumatori întreruptibili, mari unități industriale care acceptau, pentru un preț mai mic la gazele naturale, să își oprească activitatea atunci când era nevoie. Numărul acestor consumatori întreruptibili s-a redus drastic în ultimii ani.
O soluție, de termen lung și obligatoriu de integrat într-o strategie economică la nivel național, ar fi stimularea apariției și funcționării unor asemenea consumatori industriali, mai ales luând în calcul gazele naturale de la Marea Neagră. O parte din producția offshore și-ar putea găsi utilitatea în România, în consumul industrial, eventual în regim de consumator întreruptibil.
V. aplatizarea curbei de consum
O altă soluție de termen lung este conversia unei părți din consumul de gaze naturale în consum de electricitate sau de forme alternative de energie primară. Aplatizarea curbei de consum al gazelor naturale trebuie să intre în calculele privind viitorul mix de generare a electricității, pentru calibrarea corectă a producției dezirabile de energie electrică din gaze naturale, ca alternativă la cărbune și la producția intermitentă din surse solare și eoliene, dar și impactul asupra disponibilității gazelor naturale în perioadele critice.
Biomasa poate fi o soluție, fie că ne gândim la deșeuri vegetale din agricultură și silvicultură, din industria alimentară sau din alte industrii, fie că luăm în calcul materia organică din deșeurile municipale. O lege a biomasei este în analiza Parlamentului și încurajarea intrării în piața de electricitate și energie termică a unor noi producători poate fi o parte din soluție.
Firește că nu există un răspuns unic, salvator. Prevenirea dezechilibrelor de pe piața gazelor naturale este un proces complex, de durată și costisitor, care trebuie să îi implice pe toți cei menționați și să fie coordonat în mod competent la nivel național.
_____________________________________________
Interviul a apărut iniţial în numărul din martie 2018 al energynomics.ro Magazine.
Dacă vrei să primești prin curier acest număr (martie 2018), în format tipărit, scrie-ne la adresa office [at] energynomics.ro, pentru a te include în lista de distribuție. Toate numerele anterioare sunt accesibile AICI, în format electronic.