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% și 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 și 2016 este explicată de scăderea consumului de gaz din industria chimică, industrie ce a fost expusă prețului real al gazului fosil. Înainte de liberalizarea treptată a prețurilor gazului fosil pentru industrie, în urma reformelor impuse de Uniunea Europeană, industria chimică locală era beneficiara unor prețuri care reflectau politici industriale și configurații politice, mai puțin dinamica cererii și ofertei de gaz fosil.

26% din gaz merge către consumatorii casnici

Consumul de gaz în România a fost de 127 TWh în 2020, în creștere cu 5% față de anul 2019 pe fondul unor consumuri semnificativ mai mari în lunile Noiembrie și Decembrie ale anului 2020 față de aceleași luni ale anului 2019. Vârful anual de consum e reprezentat de lunile de iarnă, respectiv Noiembrie, Decembrie, Ianuarie și 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% și alți consumatori industriali cu 18%.

Sursele de creștere ale consumului de gaz din România sunt incerte. În industria chimică, grupul Interagro anunța anul trecut o redeschidere masivă a capacităților de producție (Economica.net, 2021) estimând un consum total de 20% din consumul național, 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 finanțarea bancară pentru astfel de companii, este practic imposibil ca aceste planuri să fie duse la bun sfârșit deoarece gazele achiziționate ar trebui finanțate cu capitaluri proprii din cauza lipsei de bancabilitate a grupului.
 

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

La nivel european, piața gazelor fosile a devenit foarte funcțională în ultimii 10 ani, cu lichiditate sporită și opțiuni de import suplimentare precum gaz lichefiat american sau qatarez și gaz algerian. Gazprom vinde mai mult de jumătate din gaz prin contracte indexate pe piețele spot și la termen, doar 13% din vânzări realizându-se prin contracte bilaterale indexate cu prețul petrolului (ICIS, 2021). Orice creștere a cererii e reflectată într-o creștere a prețului, inclusiv în România, piețele corectându-se relativ repede în ambele sensuri. În plus, piețele de gaz fosil devin foarte interconectate la nivel global (Dubreil, 2020) ceea ce va reduce perioada în care piețele se vor putea adapta la noi niveluri ale cererii, de oriunde. O altă presiune pe cererea de gaz fosil este reprezentată de creșterea prețului 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 creștere pana la 100 EURO pe tonă până în 2030.

Consumul de gaz de către clienții rezidențiali a crescut cu 21% în ultimii 10 ani
 

Consumul de gaz fosil de către clienții rezidențiali a crescut cu aproape 21% din 2010 în 2020, de la 29 TWh în 2010 la 36 TWh în 2021, pe fondul creșterii numărului locuințelor din România și a pierderii cotei de piață a sistemelor centralizate de livrare a căldurii și apei calde.
 

În 2016, numărul clienților rezidențiali era de 3.34 milioane crescând la 3.94 milioane în 2021, rata de creștere fiind de 18% în 5 ani. Numărul de locuințe construite în ultimii 5 ani a fost de 243.000 (Profit.ro, 2021), cu mult sub numărul de 600.000 de clienți rezidențiali consumatori de gaz față de 2016, fenomen explicat prin părăsirea unui număr semnificativ de clienți rezidențiali a sistemelor centralizate de încălzire și apă caldă. Până în orizontul de timp 2030, cel mai probabil sectorul rezidențial își va menține creșterea și va adauga încă 10 TWh de consum.

Sectorul clienților rezidențiali și cel al producției de energie electrică sunt singurele sectoare care vor înregistra o creștere semnificativă a consumului care va ajunge la un maxim de 151 TWh în 2030, cu doar 3% în plus față de anul 2010 și 19% față de 2020.

Asta, în condițiile în care rezervele de gaz fosil din exploatările terestre existente erau de 986 TWh în 2015, echivalentul consumului total pe aproximativ 8 ani și 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

Ecuația cererii și ofertei de gaz fosil va face practic imposibilă exploatarea majorității resurselor de gaze fosile din Marea Neagră, cel puțin până în 2030, dar mai ales după 2030, având în vedere țintele climatice ale Uniunii Europene.
 

O cerere adițională de maxim 30 TWh pe an, incertă, într-o piață cu o ofertă foarte solidă și diversificată, nu poate duce la decizii finale de investiții în marea majoritate a perimetrelor din Marea Neagră, deoarece prețul la care aceste gaze ar fi livrate nu ar putea acoperi costurile și randamentul necesar acestor investiții. Creșterea prețului certificatelor de emisii de carbon are ca efect direct o creștere a prețului gazului fosil, care va deveni din ce în ce mai puțin competitiv într-o Uniune Europeană neutră din punct de vedere al emisiilor de carbon.
 

În concluzie, deși 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: prețuri relativ mici, costuri mari și o cerere care întârzie să crească spectaculos.

România, una dintre țările cel mai puțin 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 și au ajuns la doar 2% în 2015.

Comisia Europeană estima că România, la nivelului anului 2018, era una dintre țările europene cel mai puțin dependente de importurile de energie fosilă, gaz fosil inclusiv, alături de Danemarca și 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 își folosește orice resursă disponibilă pentru a-și 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. Situația actuală este însă mult diferită de cea din 2009, iar Uniunea Europeană și-a lărgit semnificativ opțiunile de a gestiona un astfel de eveniment în mare prin posibilitatea de a crește pe termen scurt importurile de gaze din Algeria, Norvegia și Qatar (Parlamentul European, 2021) și 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 și petrol, iar orice întrerupere a gazelor pentru un client premium ca Uniunea Europeană are un cost intern care crește 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. Consecința directă a episodului întreruperii furnizării gazelor fosile în 2009 a fost o creștere a opțiunilor Uniunii Europene referitoare la importurile de gaze fosile, mai ales prin terminalele de lichfiere. În 2019, profitând de o piață cu ofertă abundentă, Uniunea Europeană a importat de peste 2 ori mai multe gaze fosile prin terminale de lichefiere față de 2018 (Emerton, 2020).

Cazul României prezintă o situație care reflectă foarte bine evoluțiile din ultimii 10 ani de pe piața europeană a gazelor fosile. În primul rând, la o cerere de aproape 120 TWh, puțin sub cea din 2020, România poate să își asigure aproape integral consumul din resurse proprii în exploatare, deși cu siguranță la costuri foarte mari pentru ultimii 10-20 TWh consumați.

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

România deține semnificativ mai multe opțiuni de import decât avea acum 10 ani. Prin conexiunile cu Ungaria și 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 București, 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 și 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, și a furnizat un maxim de 121 TWh în 2010. Asta arată marja de manevră semnificativă a României de a gestiona situații extreme legate de furnizarea gazului fosil.
 

În condițiile actuale, situația României referitoare la importurile sale de gaze fosile, relativ marginale față de situația celor mai multe țări europene, este una semnificativ îmbunătățită față de acum 10 ani. România are acces la gaz de import la un preț cu aproape 36% mai mic ca în 2010, poate importa aproape exclusiv tot gazul de care ar avea nevoie din țări ale Uniunii Europene, în caz de nevoie. Acest lucru este bine înțeles pe piața gazelor fosile, iar răspunsul la această situație a fost o scădere a prețurilor gazelor fosile de import în ultimii ani față de 2010, la cantități relativ similare.
 

Finalmente, zăcămintele de gaz din Marea Neagră acționează ca o frână în calea creșterii prețurilor gazelor fosile de import. Peste un anumit prag al prețurilor de import, cel puțin câteva proiecte ajung să fie rentabile, iar dacă prețurile se mențin la un nivel ridicat pentru o perioadă semnificativă, proiectele respective vor primi undă verde crescând oferta și reducând presiunea pe prețurile de import.
 

Situația 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 prețurile gazului fosil de import variau între 100 și 140 RON/MWh. În consecință, planul de business implica o înlocuire a importurilor de gaze ale României cu gaze din Marea Neagră. Prețul gazului fosil de import în 2020 a fost de 62 RON (ANRE, 2021), preț la care majoritatea, dacă nu toate resursele de gaz fosil din Marea Neagră, nu pot fi exploatate comercial.

Dezbaterea referitoare la extracția și valorificarea gazelor fosile din perimetrele existente în Marea Neagră nu are în vedere factorii-cheie care afectează deciziile de investiții. Discuția se concentrează, în general, pe climatul legislativ variabil și eventualele taxe mari contestate de industrie. Problema esențială e că nivelul taxării este doar unul dintre factorii avuți în vedere la deciziile finale de investiții. Alți trei factori principali sunt prioritari nivelului de taxare:

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

A doua variabilă esențială este evoluția cererii de gaze fosile. O decizie de exploatare a unor resurse fosile este luată mult mai ușor într-o piață cu o cerere în creștere decât într-una stagnantă sau în scădere.

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

O estimare a costurilor totale de extracție ale singurului proiect din Marea Neagră, care în a doua parte a anului 2021 va furniza gaz către sistemul național, arată situația relativ dificilă a proiectelor din Marea Neagră, în ceea ce privește costurile de producție raportate la prețul spot al gazelor fosile.
 

Proiectul de exploatare Midia Gas Development

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

Prețul mediu al gazelor din import, cele mai scumpe gaze fosile din România, și competiția directă pe care proiectul Midia o avea în vedere, a fost în 2018 de 105 RON per MWh. În 2020, prețul gazelor de import a ajuns la 62 RON per MWh, cu o scădere de 41% (ANRE, 2021). În condițiile actuale de preț, este foarte probabil ca acest contract să fie supus unor renegocieri, în cazul în care prețurile gazelor fosile nu revin la nivelurile avute în vedere în 2018-2019, când a fost semnat contractul. Mai mult, având în vedere că prețul 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 preț puțin peste 90 RON per MWh. Acest lucru indică faptul că costurile de producție per MWh din proiectul Midia sunt, foarte probabil, undeva la 60 - 75 RON per MWh, un cost de producție 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 producție și cele de vânzare, un lucru este cert. Contractul dintre BSOG și Engie oferă câteva indicii valoroase în ceea ce privește competitivitatea gazelor din Marea Neagră.
 

În condițiile actuale de piață, unde gazul de import se tranzacționa 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 așteaptă decizia finală de investiție sunt și mai departe de țărm, adică au costuri mai mari. În plus, cererea de gaz va fi supusă incertitudinii legate de criza sanitară, puține fiind firmele care ar avea apetitul de risc prezentat de ENGIE în 2018.

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

Practic, proiectele din Marea Neagră sunt blocate în afara pieței, din cauza costurilor mari de extracție și a prețurilor mici ale gazului fosil importat.
 

Figura 4 prezintă un index de competitivitate, în funcție de distanța față de țărm a perimetrelor unde proiectul Midia a fost dezvoltat. Proiectul Midia, fiind singurul care va livra gaz anul acesta, are un indice de 100, restul proiectelor nedezvoltate urmează acestuia. Acesta este singurul care va fi exploatat în următorii ani, restul proiectelor fiind deocamdată necompetitive.

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

Neutralitatea climatică și evoluția exploatărilor de gaz la Marea Neagră

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

Uniunea Europeană are ca țintă, până în 2050, neutralitatea climatică. Această țintă 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 tranzacționare a emisiilor de carbon. La prețurile estimate în această decadă pentru emisiile de carbon, între 50 și 100 EUR/tonă, gazul fosil va fi din ce în ce mai puțin competitiv.
 

Recenta respingere a Comisiei Europene a planurilor de extindere ale rețelelor de gaz fosil prin Planul Național de Redresare și Reziliență indică clar situația precară economic în care gazul fosil se va afla în această decadă.

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

În acest context, singura opțiune 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 opțiuni, acestea scăzând cu 30% în ultimii 10 ani (IRENA, 2020). Într-o primă fază, România ar putea dezvolta între 300 și 600 MW de eoliene marine la prețuri care pot varia între 50 și 70 EUR/MWh.

Gazele în sistemul național de electricitate

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

Cererea de energie electrică în România a cunoscut o transformare semnificativă începând cu tranziția democratică și economică din 1990. În 1990, cererea de energie electrică a României era de aproximativ 64 TWh, iar producția era dominată în proporție de 82% de către cărbune, gaz și 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 tranziției. Spre deosebire de România, Polonia a înregistrat o ușoară scădere în primii doi ani ai tranziției, iar începând cu 1992 până în 2000, creșterea consumului a fost de aproximativ 10% (IEA 2021, Ember, 2021).

Anul 2000 marchează în România începutul creșterii susținute a consumului de energie electrică. Între 2000 și 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 creștere, 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 românești dintr-o economie puternic axată pe industrii mari consumatoare de energie electrică într-o economie dominată de servicii explică mare parte din această evoluție alături de creșterea eficienței 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 intensității electrice a PIB. (World Bank, IEA, Ember, 2021).

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

În același 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 intensității 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 și 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 producția de energie electrică și a creșterii ponderii energiei regenerabile variabile, eolian și solar în mixul de producție.
 

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

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

În general, sursele creșterii consumului de energie electrică într-o țară sunt determinate de creșterea populației, creșterea economică și structura economiei.
 

România a înregistrat o creștere economică semnificativă în ultimii 30 de ani, în timp ce cererea de energie electrică a scăzut cu aproximativ 5%. Populația 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 tranziție fiind dominată de comerț și servicii (aproximativ 45% din PIB în 2019 versus 22% reprezentat de industrie (ZF, 2020).
 

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

Într-un scenariu optimist, în care cererea de energie electrică crește 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, proiecțiile din Planul Național pentru Energie și Schimbări Climatice (Figura 5) sunt comparate cu un scenariu în care rata de penetrare a energiei solare și eoliene este semnificativ mai mare și unde rolul gazului fosil este mai mare datorită nevoii de echilibrare a sistemului energetic atunci când producția de energie regenerabilă scade din lipsa soarelui sau a vântului.

Creșterea consumului de gaz în industria producției de energie electrică nu poate justifica singură exploatări noi, la scară largă de gaze fosile. Din punct de vedere al securității livrării energiei electrice nu prezintă un pericol, deoarece cererea suplimentară poate fi deservită de producția locală, eficiența energetică sau importuri la prețuri competitive.

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

În cel mai progresist scenariu pentru 2030, produs de BNEF, unde gazul va deține 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 față de 2020. La nivelul întregii țări, consumul de gaze ar crește cu mai puțin de 10% față de 2020, în cazul în care consumul în celelalte sectoare rămâne asemănător.

Recomandări: 

• România va trebui să își reducă semnificativ consumul de combustibili fosili în următorii 30 de ani pentru a realiza alături de Uniunea Europeană obiectivul neutralității 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 țintelor climatice, către construcția de parcuri eoliene offshore.