Despre dependența de gazul rusesc

NEVOILE INVESTIȚIONALE ÎN INFRASTRUCTURA GAZIERĂ DIN ESTUL REGIUNII BALTICE ȘI ÎN EUROPA CENTRALĂ ȘI DE EST

INTRODUCERE
Diversificarea surselor de aprovizionare cu gaze este percepută ca unul dintre pilonii cheie ai politicii energetice a UE pe piața gazelor. Acest lucru rezultă în mare parte din crizele aprovizionării cu gaze din Rusia din ultimii ani (respectiv întreruperea aprovizionării prin Belarus sau Ucraina în 2006, 2009, 2010, 2012, 2014). Cu toate acestea, invazia Rusiei în Ucraina a subliniat necesitatea de a renunța la importurile rusești de energie.

Gazele naturale joacă un rol important în economiile din estul regiunii Baltice și din Europa central-estică. Sunt utilizate drept combustibil în scopuri de încălzire în instalații casnice și industriale, ca sursă de energie în producția de energie electrică și drept combustibil în sectorul transporturilor. Gazele naturale sunt esențiale în procesul de îndeplinire a obiectivelor UE în plan climatic, în special în Europa central-estică, deoarece poate contribui la reducerea emisiilor prin înlocuirea combustibililor cu un consum intens de carbon și prin sprijinirea lansării surselor regenerabile variabile. Mai mult, este de remarcat faptul că, în ciuda implementării proiectelor de investiții în ultimii ani, într-un număr de țări din estul regiunii Baltice și din Europa central-estică, încă rămân foarte dependente de aprovizionarea cu gaze din Rusia.

Procesul de eliminare treptată a aprovizionării cu gaze din Rusia necesită o atenție specială și măsuri dedicate pentru estul regiunii Baltice și Europa central-estică. Obiectivele de diversificare completă a furnizării de gaze pot fi atinse prin utilizarea activelor de gaze existente în prezent și care urmează să fie puse în funcțiune, care furnizează livrări de gaze non-rusești direct țărilor din regiune (adică GNL, gaz norvegian și caspic, producție domestică). Cu toate acestea, capacitatea infrastructurii nu este suficient de mare pentru a satisface cererea actuală și viitoare de gaze. În plus, schimbarea tiparelor de flux necesită, de asemenea, investiții direcționate în interconexiunile transfrontaliere și în rețelele interne pentru distribuirea aprovizionării cu gaze de-a lungul axei nord-sud în întreaga regiune.
Luând în considerare cele amintite mai sus, OTS (operator de transport și de sistem) de gaze din estul regiunii Baltice și din Europa central-estică au decis să se alăture și să identifice în comun nevoile de investiție în infrastructura de gaze care să permită livrarea de gaze non-ruse în țările respective și să investigheze viabilitatea implementării acestora.

OTS-urile de gaze implicate:
Amber Grid (Lituania)
Conexus Baltic Grid (Letonia)
DESFA (Grecia)
Elering (Estonia)
eustream (Slovacia)
FGSZ (Ungaria)
Gasgrid Finland (Finlanda)
GAZ-SYSTEM (Polonia)
NET4GAS (Republica Cehă)
Plinacro (Croația)
Plinovodi (Slovenia)
Transgaz (România)
Compania Bulgartransgaz (Bulgaria) a fost invitată dar nu a fost primit niciun răspuns.
Prezentul document oferă un rezumat al lucrărilor întreprinse.

Capitolul 1 prezintă o analiză a situației actuale de pe piețele de gaze naturale din estul regiunii Baltice și în Europa central-estică.

Capitolul 2 analizează perspectiva pe termen mediu în țările respective, efectuând o analiză a cererii și ofertei pentru a determina care țări pot împărtăși excesul de gaz și care ar putea necesita aprovizionare suplimentară pentru a acoperi cererea de gaze estimată. Anul 2026 a fost stabilit pentru a asigura coerența cu ipotezele și obiectivele din comunicarea RePower EU publicată de Comisia Europeană la 18 mai 20221.

Pe această bază, capitolul 3 identifică nevoile de investiții pentru a obține acces fizic la livrările de gaze care vor înlocui livrările din Rusia.

În sfârșit, documentul conține un rezumat al principalelor concluzii la care s-a ajuns.

CAPITOLUL 1. SITUAȚIA ACTUALĂ

Europa central-estică cuprinde majoritatea coridoarelor de aprovizionare cu gaze din Rusia către Europa și, prin urmare, sistemele de transport din regiune au fost construite istoric și optimizate pentru tranzitul gazului de la est la vest. Piețele de gaze din estul regiunii Baltice au fost istoric dependente de un singur furnizor. Aceasta a rezultat din izolarea fizică a piețelor de gaze din Finlanda și din țările baltice de infrastructurile de gaze din alte țări ale UE. În consecință, cererea de gaze din întreaga regiune a fost acoperită în mare măsură de aprovizionarea din Rusia. În 2020, țările din estul regiunii Baltice și din Europa central-estică erau dependente în proporție de 56,7% de aprovizionarea cu gaze provenind din est. Pentru comparație, Rusia a fost responsabilă pentru furnizarea a 38,4% din gazul consumat în alte țări UE. Datele detaliate despre ponderea livrărilor de gaze din Rusia în țările individuale sunt ilustrate în graficul de mai jos.

Sursa: Eurostat
OTS implicați sunt conștienți de necesitatea dezvoltării unor proiecte de diversificare a surselor de gaze și de distribuirea în regiune a moleculelor provenite din surse adiționale. În ultimii ani a avut loc o serie de evoluții în estul regiunii Baltice și în zona ECE. Acest lucru a fost realizat în primul rând prin îmbunătățirea integrării transfrontaliere dintre țările individuale și prin consolidarea rețelelor interne de gaze. În plus, diversificarea fizică a aprovizionării cu gaze a fost îmbunătățită, de exemplu, prin intermediul terminalelor de GNL de la Klaipeda, Świnoujście și Krk, precum și printr-o legătură cu conducta Transadriatică. În lunile următoare, nivelul de diversificare va fi îmbunătățit odată ce investițiile suplimentare (de exemplu, Baltic Pipe și FSRU din Finlanda/Estonia) vor începe operarea comercială.
______
https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/IP_22_3131
Agresiunea rusă din Ucraina și întreruperea livrărilor de gaze de către Rusia ilustrează faptul că drumul către o piață diversificată și funcțională a gazelor în estul regiunii Baltice și în Europa central-estică nu este încă finalizat.

Descrierea furnizării directe de gaze către țările baltice și Finlanda

Sursă: Platforma de Transparență a ENTSOG

Descrierea furnizării de gaze din Rusia către UE via Belarus
Gazul rusesc poate fi expediat către UE prin patru puncte de interconectare situate la granița dintre statele membre ale UE (adică Lituania, Polonia) și Belarus. Aceasta se referă la PI Kotlovka care intră în sistemul lituanian, precum și la PI Tietierówka, Kondratki și Wysokoje care leagă rețelele poloneză și belarusă. În ceea ce privește PI Kotlovka, în perioada 2019 – 2021, o treime din intrările de gaze către Lituania au fost provenite din Rusia (prin Belarus). Din aprilie 2022, în Lituania nu se importă gaze prin Belarus. Utilizarea interconexiunii dintre Lituania și Belarus pentru importul de gaz a fost desființată legal din 12 iulie 2022 și poate fi utilizată numai pentru tranzitul gazelor în regiunea Kaliningrad a Federației Ruse.
Furnizarea de gaz către Polonia prin coridorul belarus a asigurat cca. 6 bcm de gaz în 2021. Intrările au scăzut substanțial la sfârșitul anului 2021. La 27 aprilie 2022, livrările de gaze către Polonia au fost întrerupte de Gazprom Export. Drept urmare, 1,8 bcm de gaz au fost transportați din Belarus în Polonia în 2022. De la sfârșitul lunii aprilie, sistemul de gaze polonez este alimentat în întregime cu gaze non-rus.

Sursa: Platforma de Transparență a ENTSOG

Descrierea furnizării de gaze din Rusia către UE via Ucraina
Ucraina a început să opereze primul coridor de tranzit pentru livrările de gaze din Federația Rusă către Europa și multă vreme acest coridor a reprezentat cea mai importantă rută de tranzit pentru gazul rusesc. Aceste rute principale de tranzit au continuat din Ucraina spre Slovacia și România. Pentru livrări regionale suplimentare au fost utilizate punctele de interconectare cu alte câteva țări, și anume cu Polonia și Ungaria. După decenii de utilizare a rutei ucrainene, conducta Yamal din Belarus și Polonia a fost construită ca o rută suplimentară de import pentru gazul rusesc. Ulterior, coridoarele offshore Nord Stream 1 și Nord Stream 2 au fost construite pentru a ocoli Ucraina și Polonia. Nord Stream 2 nu a fost încă pus în funcțiune. Cel mai recent coridor de gaz rusesc care ocolește Ucraina este Turkish Stream. Prin urmare, tranzitul rusesc de gaze naturale prin Ucraina a scăzut constant în ultimul deceniu, deoarece rutele alternative enumerate mai sus au devenit operaționale pentru tranzitul surselor rusești, iar Federația Rusă le-a acordat întotdeauna prioritate față de ruta ucraineană, mai ales din motive geopolitice. De la un vârf din 2004 de 137 bcm/a, volumele tranzitate prin Ucraina au scăzut la doar 41,6 bcm/a (~114 mcm/zi) în 2021, iar o nouă scădere a fost observată în 2022.
La 30 decembrie 2019, Gazprom și Naftogaz Ukrainy au semnat acorduri care acoperă tranzitul gazului rusesc prin Ucraina pentru perioada 2020-24. Acestea au prevăzut ca 65 bcm să fie tranzitați în 2020 și 40 de bcm/an în 2021-2024 – un total de 225 bcm, cu prevederi pentru volume suplimentare care urmează să fie expediate dacă este necesar. În timp ce Naftogaz este expeditorul gazului, sistemul de transport ucrainean este operat de o companie nou înființată, separată, Operatorul de Sistem și de Transport al Gazelor din Ucraina (GTSOU), care a fost separat de Naftogaz în conformitate cu principiile pieței europene de gaze la sfârșitul anului 2019. GTSOU a semnat acorduri de interconectare cu Gazprom în est și cu operatorii de sisteme și de transport (OST) din Polonia, Slovacia, Ungaria, Moldova și România în vest.
Directorii Naftogaz și GTSOU au declarat că toate gazele rusești destinate tranzitului către Europa vor trece de acum înainte prin punctele de intrare Sudzha și Sokhranovka; prima pentru cea mai mare parte a fluxurilor către piaţa europeană, cea din urmă pentru fluxurile către Moldova şi România. Alte puncte de intrare vor fi eliminate pentru a reduce costurile. Capacitățile anuale au fost calculate zilnic, 178 mcm pe zi în 2020 și 110 mcm pe zi în perioada 2021-24, în contracte nefiind prevăzută o variație lunară.
De la începutul anului 2022, volumul de gaze transportat prin Ucraina a cunoscut fluctuații mari, continuând tendința de creștere a incertitudinii și volatilității în livrările de gaze rusești care a început în 2021. În ianuarie 2022, față de 2021, volumul mediu zilnic a gazului rusesc prin Ucraina a scăzut cu 57%, la 53,7 mcm/zi, cu mult sub nivelul de capacitate rezervat (110 mcm/zi), conform acordului de tranzit al gazelor RU-UA din 2019. Volumele exportate au crescut din nou la începutul lunii februarie, pe fondul tensiunilor geopolitice deja accentuate, și s-au menținut la niveluri constant ridicate de aproximativ 80 mcm/zi în martie-aprilie. În acea perioadă, operatorul de transport al gazelor din Ucraina și-a manifestat în mod clar angajamentul de a asigura o rută de tranzit stabilă și sigură a gazelor către Europa chiar și în situația de război pe teritoriul ucrainean.
După volume mai mari în martie și aprilie, volumul s-a stabilit la un nivel mai mult sau mai puțin constant de 400 milioane kwh/zi (~41 mcm/zi) la sfârșitul lunii mai, așa cum se observă în diagramă. Se presupune că scăderea este rezultatul disputei dintre Ucraina și Rusia privind stația de frontieră Sohkranovka, în timp ce operatorul ucrainean a declarat în luna mai forța majoră la Sokhranovka și la stația de comprimare a frontierei (CS) „Novopskov”, susținând că forțele ruse au făcut imposibil de îndeplinit obligațiile pe această cale. Deoarece Rusia a contestat acest lucru și a refuzat să redirecționeze volumele de la Sokhranovka către stația de frontieră Sudzha, de atunci volumele sunt tranzitate în volume reduse. În luna iunie, volumul tranzitului de gaze prin sistemul de transport al gazelor din Ucraina a atins un minim istoric din 1991, însumându-se la 1,25 bcm/lună. Continuarea tranzitului prin Ucraina (deși la un nivel mult mai scăzut decât normal) a fost benefică atât pentru Rusia, Ucraina, cât și pentru UE importatoare de gaze.
În ceea ce privește Slovacia, tranzitul de gaze continuă într-un regim stabil, deși cu volume semnificativ mai mici față de capacitatea contractată, care este conform celor publicate de către Eustream de cca 142 mcm/zi. Ținând cont de 110 mcm/zi în contractul de tranzit al gazelor între Ucraina și Federația Rusă și de faptul că volumele rutei de sud au fost probabil redirecționate către Turkish Stream, atunci cei 80 mcm/zi (din martie-aprilie 2022) sunt așteptările rezonabile de tranzit de gaze către Slovacia, acum influențată negativ de existența problemei Sokhranovka. Potrivit datelor publicate de către Eustream, capacitatea rezervată la punctul de frontieră Ucraina-Slovacia este până la sfârșitul anului 2028 la un volum de aproximativ 142 mcm/zi. România a încetat în mare parte să mai primească tranzit de gaze rusești prin Ucraina de la 1 aprilie 2021, dar din ianuarie 2022 a reluat importurile mici la punctul de intrare Isaccea, la granița cu Ucraina, lucru care a durat până în luna aprilie 2022. În ceea ce privește Ungaria, țara nu a mai primit importuri de gaze naturale rusești transportate prin Ucraina din octombrie 2021. Moldova a primit aproximativ 3,2 miliarde de metri cubi de gaz rusesc prin Ucraina în 2021, în timp ce în vara anului 2022, a importat aproximativ 40 milioane kwh/zi – sau aproximativ 10% din tranzitul rusesc care trecea prin Ucraina. Rusia a încetat să mai furnizeze gaze Poloniei la sfârșitul lunii aprilie 2022

Sursa: Platforma de Transparență a ENTSOG
Descrierea furnizării de gaze via terminale GNL localizate în estul regiunii baltice și în Europa Central-Estică
Există patru terminale GNL în estul regiunii baltice și în Europa central-estică. Lituania are acces direct la aprovizionarea cu GNL prin terminalul LNG Klaipeda, care este principala sursă de aprovizionare cu gaze către Lituania și alte țări baltice, precum și Finlanda. Terminalul GNL de la Klaipeda este un FSRU și este în funcțiune din decembrie 2014. Capacitatea terminalului se ridică la 3,75 bcm/a (10,3 mcm/zi). Acest terminal GNL permite importul de gaz pentru nevoile altor țări prin interconectările cu Letonia și Polonia.
Terminalul de GNL de la Świnoujście oferă o intrare pe piața globală de GNL pentru Polonia și pentru țările învecinate. Utilizarea terminalului a crescut de la punerea în funcțiune în 2016. În 2021, alimentările cu gaz prin terminalul Świnoujście au însumat cca. 3,5 bcm. Datorită extinderii terminalului și a interesului sporit pentru livrările de GNL, volumul de gaz regazeificat la Świnoujście s-a dublat și a atins nivelul de cca. 3,5 bcm în prima jumătate a anului 2022.

Sursa: Platforma de Transparență a ENTSOG

CAPITOLUL 2. SITUAȚIA ÎN PERSPECTIVA ANULUI 2026

Studii de caz specifice țării
<NUMELE ȚĂRII>
CEREREA DE GAZE
Vârful de cerere
2021 (GWh/zi)
2026 (GWh/zi)

Cererea anuală
2021 (TWh/an)
2026 (TWh/an)

Motivele și justificarea cererii:

PRODUCȚIA INTERNĂ
Producția anuală de gaze naturale
2021 (TWh/an)
2026 (TWh/an)

Producția internă în condiții de vârf de cerere
2021 (GWh/zi)
2026 (GWh/zi)

IMPORTURI
Yearly import needs
2021 (TWh/an)
2026 (TWh/an)

OPȚIUNI DE DIVERSIFICARE
Nevoile anuale de import
Capacitate (intrare) de la 01/01/2023 (GWh/zi)
Capacitate (intrare) de la 31/12/2026 (GWh/zi)

INTERCONECTĂRI TRANSFRONTALIERE CU ALTE ȚĂRI UE
Nume
Capacitate de la 01/01/2023 (GWh/zi)
Capacitate de la 31/12/2026 (GWh/zi)

Intrare
Ieșire
Intrare
Ieșire

UNITĂȚI DE ÎNMAGAZINARE SUBTERANĂ A GAZELOR

Volumele funcționale de gaze (TWh)
Capacitatea de injecție (GWh/zi)
Capacitatea de retragere (GWh/zi)
2021

2026

ANALIZA OFERTEI ȘI A CERERII

CROAȚIA
CEREREA DE GAZE
Vârful de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

146,14
150,50
Cererea anuală puncta de ieșire
electricitate, industrie, rezidențial
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

29,63
31,40
Motivele și justificarea cererii:
Date colectate de la utilizatorii sistemului de transport, în conformitate cu obligațiile Legii pieței de gaze naturale privind planurile de dezvoltare a capacității sistemului de distribuție, precum și proiecția cantității totale anuale de gaze pe care distribuitorii de gaze și clienții finali din planul sistemului de transport de preluare din sistemul de transport și asupra producției planificate de gaze naturale (vârful cererii este reprezentat ca cerere medie de vârf de iarnă. 1 din 20 cererea de vârf ar fi semnificativ mai mare)
PRODUCȚIA INTERNĂ
Producția anuală de gaze naturale
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

6,40
6,40
Producția internă în condiții de vârf de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

19,29
19,28
IMPORTURI
Nevoile anuale de import
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

23,23
25,00
OPȚIUNI DE DIVERSIFICARE
Nume
Capacity (entry) as of 01/01/2023 (GWh/d)
Capacity (entry) as of 31/12/2026 (GWh/d)
LNG terminal Krk
85,38
179,25
INTERCONECTĂRI TRANSFRONTALIERE CU ALTE ȚĂRI UE
Nume
Capacity as of 01/01/2023 (GWh/d)
Capacity as of 31/12/2026 (GWh/d)

Intrare
Ieșire
Intrare
Ieșire
Rogatec (SI-HR)
53,70
7,73
na
179,25
Donji Miholjac/Dravaszerdahely (HU-HR)
77,60
51,74
179,25
179,25
Posušje (HR-BiH)
0
0
na
46,14
UNITĂȚI DE ÎNMAGAZINARE SUBTERANĂ A GAZELOR

Volumele funcționale de gaze (TWh)
Capacitatea de injecție (GWh/d)
Capacitatea de retragere (GWh/d)
2021
4,7725
43,87
51,57
2026
4,7725
43,87
51,57
ANALIZA OFERTEI ȘI A CERERII I
The consumption of natural gas in the Republic of Croatia in 2021 was 29,63 TWh/y with the largest share of customers directly connected to the natural gas transmission system (large industry and energy transformations), and then distribution systems to which households, smaller industry and consumers from service sector are connected. In the observed period from 2021 to 2026, no significant changes in consumption levels are expected. Consumption is met by domestic production, which should remain at approximately the same level in the observed period, and mostly by importing gas that comes to the LNG terminal on the island of Krk and from interconnections with Slovenia and Hungary. The LNG terminal on the island of Krk has a limited capacity and only part of the gas is exported.
Plinacro are în vedere dezvoltarea unui sistem de gaze care să permită o creștere semnificativă a transportului de gaze la toate interconectările. Acest concept se bazează pe proiectul de creștere a capacității terminalului GNL de pe insula Krk și dezvoltarea conductelor relevante de transport pentru evacuarea GNL. Acest concept de dezvoltare a fost recunoscut și de planul REPowerEU, unde s-a ajuns la concluzia că, printre alte proiecte din regiune, extinderea capacității terminalului GNL de la Krk și îmbunătățirea sistemului de transport al Plinacro către Ungaria și Slovenia ar reduce și mai mult dependența de gazul rusesc, pe termen mediu.
Conceptul se bazează pe extinderea terminalului GNL de pe insula Krk până la o capacitate de 6,1 bcm/a și două grupuri de proiecte pentru a-l transporta în țările vecine:
1. Creștere semnificativă a capacității de transport către Slovenia, Austria și Europa Centrală și de Est: sistemul de gazoducte Lučko-Zabok-Rogatec (DN700/75) cu o lungime totală de 70 km.
2. Creșterea capacității de transport de gaze către utilizatorii casnici sau către Ungaria: sistemul de gazoducte Zlobin-Bosiljevo, Bosiljevo-Kozarac și Kozarac-Slobodnica (180 km conducte DN800/100bar și 128 km conducte DN800/75bar): întregul domeniu de aplicare al sistemului construit permite o creștere semnificativă a capacității de transport de gaze la interconectarea cu Ungaria
Proiectele se află într-un stadiu foarte avansat de pregătire: au fost întocmite studii de impact asupra mediului și autorizații de amplasare pentru toate proiectele, au fost obținute autorizații de amplasare pentru toate gazoductele, au fost pregătite proiecte principale pentru majoritatea dintre ele (cu excepția Kozarac-Slobodnica), au fost obținute autorizații de construcție pentru interconectarea cu Slovenia, în timp ce pentru alte gazoducte, autorizațiile de construcție sunt în curs de obținere sau pot fi obținute într-o perioadă foarte scurtă.
Conform Strategiei de Dezvoltare Energetică a Republicii Croația până în 2030, în perspectiva anului 2050, un imperativ strategic este creșterea diversificării aprovizionării cu gaze prin construirea terminalului GNL, adică prin dezvoltarea de proiecte pentru furnizarea de gaze din regiunea Mării Caspice sau din zona Mediteranei de Est. De asemenea, este necesar să fie dezvoltate toate proiectele care pot crește transportul gazelor prin sistemul croat de transport al gazelor și să crească eficiența sistemului în sine. Proiectele strategice care fac posibilă diversificarea rutelor de aprovizionare și eficiența sistemului de transport, precum și asigurarea securității aprovizionării cu gaze în conformitate cu criteriul N-1 sunt: ​​terminalul GNL din municipiul Omišalj de pe insula Krk, cu gazoducte de evacuare spre piața internă, Slovenia, Ungaria, Serbia, Bosnia și Herțegovina și gazoductul Ionică-Adriatică.
Prin urmare, pe lângă proiectul de creștere a capacității terminalului GNL de pe insula Krk și gazoductele menționate mai sus către Slovenia și Austria, Plinacro dezvoltă gazoductul Ionic-Adriatic și proiecte de interconectare către Bosnia și Herțegovina și Serbia. Interconectarea cu Bosnia și Herțegovina este planificată pentru 2024, iar alte proiecte sunt planificate pentru imediat după 2026.
Conducta Ionico-Adriatică (IAP) va traversa teritoriul de-a lungul coastei Adriatice de la Fieri în Albania prin Muntenegru până la Split în Croația și va fi conectată la sistemul de transport de gaz croat existent (direcția principală Bosiljevo – Split) pentru a transporta gazul din Coridorul Sudic de Gaze către Croația și piața regională. Partea croată a IAP este formată din secțiunile: Split-Zagvozd-Ploče-Dubrovnik-Prevlaka – (Dobreč MNE) DN800/75bar. Proiectul IAP va conecta sistemul croat de transport de gaze existent, prin Muntenegru și Albania, cu sistemul TAP (Trans Adriatic Pipeline).
Proiectul sudic de interconectare a gazelor cu Bosnia și Herțegovina constă din conductele Split-Zagvozd și Zagvozd-Imotski-Posušje (lungime totală 74 km) care vor fi conectate la sistemul de transport de gaz croat existent la nodul de gaz Dugopolje, lângă Split. Implementarea acestei conducte de gaze permite furnizarea de gaze către sudul Croației și Bosnia și Herțegovina. Gazoductul Split-Zagvozd DN800/75barg face, de asemenea, parte din Conducta Ionică-Adriatică (IAP). Interconectarea de Sud a Croației și a Bosniei și Herțegovinei este o nouă rută de aprovizionare pentru Bosnia și Herțegovina, care va permite furnizarea fiabilă și diversificată de gaze naturale. Conducta va permite fluxul de la IAP și terminalul GNL Krk către Bosnia și Herțegovina.
Interconectarea cu Serbia va fi dezvoltată în două faze: Faza I Implementarea Osijek-Vukovar și Negoslavci-Sotin-Bačko Novo Selo (Ser.) (lungime totală 45 km). Gazoductul de interconectare va permite pentru prima dată conectarea sistemelor de transport de gaz croat și sârb și fluxul de gaz bidirecțional între două țări. Această interconectare va fi noua rută de alimentare cu gaz atât pentru Croația, cât și pentru Serbia. Aceasta va permite furnizarea de gaze de la terminalul GNL KRK către Serbia și fluxul din Serbia către Croația și creșterea activităților de pe piață. Implementarea fazei 2 a gazoductului de interconectare, adică secțiunea Slobodnica – Negoslavci DN800/75barg de 87 km, va permite o creștere semnificativă a capacității pe interconexiunea planificată Croația/Serbia și va oferi o diversificare suplimentară a rutelor de alimentare cu gaze.

REPUBLICA CEHĂ CEREREA DE GAZE
Vârful de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

727.0
727.0
Cererea anuală
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

100.7
104.6
Motivele și justificările cererii:

Estimarea cererii viitoare de gaze a fost furnizată de operatorul de piață ceh OTE în studiul său privind balanța pe termen lung a cererii și ofertei de gaze (analiza din 2021). Se prevede o creștere moderată a consumului de gaz de la 100,7 TWh (2021) până la 104,6 TWh. Cei mai relevanți factori pentru această dezvoltare sunt următorii:
– Reducerea consumului în gospodării ca urmare a eficienței energetice.
– Înlocuirea lignitului/cărbunelui folosit de centrale termice și industriale cu gaz.
– Rata crescută de producere combinată de căldură și energie electrică pentru încălzire și instalații industriale.
Per total, acest studiu subliniază în mare măsură înlocuirea cărbunelui cu gaz din motive de mediu și ca urmare a disponibilității mai scăzute a cărbunelui, precum și a surselor locale limitate de biomasă. Impactul războiului ucrainean nu s-a reflectat

PRODUCȚIA INTERNĂ
Producția anuală de gaze naturale
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

1.4
1.9
Producția internă în condiții de vârf de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

4.0
5.0
IMPORTURI
Nevoile anuale de import
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

99.3
102.7
OPȚIUNI DE DIVERSIFICARE
Nume
Capacitate (intrare) de la 01/01/2023 (GWh/d)
Capacitate (intrare) de la 31/12/2026 (GWh/d)
Interconector bidirectional CZ-PL
–
208 ,0 *)
Interconector CZ-AT
–

– **)

**) implementare după 2026
INTERCONECTĂRI TRANSFRONTALIERE CU ALTE ȚĂRI UE
Nume
Capacitate de la 01/01/2023 (GWh/d)
Capacitate de la 31/12/2026 (GWh/d)

Intrare
Ieșire
Intrare
Ieșire
VIP Brandov
2 546.34
487.67
2 546.34
487.67
VIP Waidhaus
120.00
1 071.47
120.00
1 071.47
IP Lanžhot
1 640.41
1 246.38
1 640.41
1 246.38
IP Ceský Těšín
0,00
28.05
0.00
28.05
IP Hat (Capacitate incrementală)
–
–
208.00*)
57.30
UNITĂȚI DE ÎNMAGAZINARE SUBTERANĂ A GAZELOR

Volumele funcționale de gaze (TWh)
Capacitatea de injecție (GWh/d)
Capacitatea de retragere (GWh/d)
2021
36.9
488.0
677.0
2026
44.3
595.0
906.0
ANALIZA CERERII ȘI A OFERTEI
În general, Republica Cehă va putea importa toate volumele de gaz livrate, dar neutilizate în Germania. Aproximativ 180 TWh vor fi tranzitați în Slovacia și în est/sud-est.

Cu alte cuvinte, disponibilitatea abundentă a GNL, precum și a gazului din Norvegia care debarcă la granița NL/GE va fi o condiție prealabilă pentru garantarea securității aprovizionării în regiunile interconectate. În plus, Republica Cehă va putea să-și utilizeze potențialul de producție de biometan de 5 TWh/an, reducându-și astfel nevoile de import.

ESTONIA CEREREA DE GAZE
Vârful de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

30
25
Cererea anuală
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

5
3,7
Motivele și justificările cererii
Cererea de gaze din Estonia a scăzut cu aproximativ 20% după invazia Rusiei în Ucraina. Cererea este de așteptat să rămână la aceste niveluri.
PRODUCȚIA INTERNĂ
Producția anuală de gaze naturale
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

0
0
Producția internă în condiții de vârf de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

0
0
IMPORTURI
Nevoile anuale de import
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

5
3,7
OPȚIUNI DE DIVERSIFICARE
Nume
Capacitate (intrare) de la 01/01/2023 (GWh/d)
Capacitate (intrare) de la 31/12/2026 (GWh/d)
Terminal LNG ilaPaldiski
120
120
Balticconnector
81
81
Karksi interconnection point
75
75
INTERCONECTĂRI TRANSFRONTALIERE CU ALTE ȚĂRI UE
Name
Capacitate de la 01/01/2023 (GWh/d)
Capacitate de la 31/12/2026 (GWh/d)

Intrare
Ieșire
Intrare
Ieșire
Karksi (LV-EE)
65
75
65
75
Balticconnector (FI-EE)
46
54,6
46
54,6
ANALIZA CERERII ȘI A OFERTEI
Până în prezent, piața de gaze din Estonia a fost dependentă în mare parte de gazul rusesc. De obicei, alimentarea s-a realizat prin punctul Värska (punctul de interconectare cu Rusia) și punctul Karksi (punctul de interconectare cu Letonia). În perioada de vară, gazul este transportat către UGS în Letonia, iar în timpul sezonului de încălzire a fost retras și o parte din el este direcționat către Estonia.
De asemenea, în Estonia sunt produse în creștere volume de biogaz. În prezent, acestea nu ajung în sistemul de transport și sunt consumate local. Acest lucru poate fi văzut parțial drept motivul pentru care consumul este în scădere. Majoritatea gazului consumat în Estonia este pentru încălzire și cogenerare.
De la construirea Balticconnector, o parte din consumul de gaz finlandez a fost satisfăcută prin Estonia.
O mare parte a rețelei de transport este acum utilizată ca tranzit interstatal.
În prezent, se construiește un terminal GNL la Paldiski, care va fi conectat la Balticconnector. Acest lucru va permite ca Balticconnector să fie utilizat la capacitate maximă către Finlanda și să umple depozitul Incukalns din Letonia. De asemenea, va permite regiunii să fie independentă de fluxurile de gaze rusești.

FINLANDA CEREREA DE GAZE
Vârful de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

180
140
Cererea anuală
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

25,1
18
Motivele și justificările cererii:
Cea mai mare pondere a consumului revine utilizatorilor industriali (10-15 TWh/an). În funcție de competitivitatea gazelor față de alți combustibili, gazul este utilizat în cantități mari și pentru producerea de energie electrică și căldură. Gospodăriile care utilizează gaze reprezintă un procent relativ mic din consumul de gaze (mai puțin de 1 TWh/an).
Cererea din Finlanda a scăzut temporar cu aproape 50 % din cauza prețurilor ridicate la gaz și a incertitudinii cu privire la disponibilitatea energiei pe bază de gaz. Ne așteptăm ca un procent ridicat din consumul pierdut să revină după punerea în funcțiune a proiectului Inkoo FSRU (planificat T4 2022) și când criza energetică din UE se va termina. O parte din consumul pierdut nu se va recupera din cauza rapidității producției de energie alternativă și mai ales din surse regenerabile.
PRODUCȚIA INTERNĂ
Producția anuală de gaze naturale
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

0
0
Producția internă în condiții de vârf de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

1 (biogas)
2 (biogas)
IMPORTURI
Nevoile anuale de import
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

0
20
OPȚIUNI DE DIVERSIFICARE
Nume
Capacitate (intrare) de la 01/01/2023 (GWh/d)
Capacitate (intrare) de la 31/12/2026 (GWh/d)
LNG terminal in Inkoo
140
140
Hamina LNG terminal
5
10
Balticconnector
81
81
INTERCONECTĂRI TRANSFRONTALIERE CU ALTE ȚĂRI UE
Nume
Capacitate de la 01/01/2023 (GWh/d)
Capacitate de la 31/12/2026 (GWh/d)

Entry
Exit
Entry
Exit
Balticconnector (FI-EE)
55
81
81
81
ANALIZA CERERII ȘI A OFERTEI
Aproximativ două treimi din gazul utilizat în Finlanda a fost livrat prin punctul Imatra din Rusia înainte ca livrările să fie întrerupte pe 21 mai 2022. De la întrerupere, Balticconnector a fost doar o sursă la scară mare pentru piața finlandeză de gaze.
Există mai multe instalații de biogaz conectate la sistemul de transport, dar volumele din acestea sunt insuficiente pentru a asigura o siguranță semnificativă pentru piața finlandeză a gazelor. Terminalul GNL de la Hamina este planificat să intre în funcțiune în octombrie 2022, aducând pe piață o nouă sursă de gaz.
În Inkoo se construiește un terminal GNL, care va fi conectat la Balticconnector. Acest lucru va permite ca Balticconnector să fie utilizat la capacitate maximă către Estonia și, prin urmare, la o utilizare mai mare a unității de stocării Incukalns în Letonia.

UNGARIA CEREREA DE GAZE
Vârful de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

670.0
636.5
Cererea anuală puterea punctelor de ieșire, industrial, rezidențial
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

117.7
105.9
Motivele și justificarea cererii :

PRODUCȚIA DOMESTICĂ
Producția anuală de gaze naturale
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

13.36
18.2
Producția internă în condiții de vârf de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

41.8
46.0
IMPORTURI
Yearly import needs
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

75.9
68.2
OPȚIUNI DE DIVERSIFICARE
Nume
Capacitate (intrare) de la 01/01/2023 (GWh/d)
Capacitate (intrare) de la 31/12/2026 (GWh/d)
Capacitate mărită la Csanádpalota (RO>HU)
73,4
125,0
Capacitate mărită la Drávaszerdahely (HR>HU)
51,7
103,4
INTERCONECTĂRI TRANSFRONTALIERE CU ALTE ȚĂRI UE
Nume
Capacitate de la 01/01/2023 (GWh/d)
Capacitate de la 31/12/2026 (GWh/d)

Intrare
Ieșire
Intrare
Ieșire
Mosonmagyaróvár (AT-HU)
153,1
0
161,1
0
Csanádpalota (RO-HU)
73,4
77,5
125,0
77,5
Drávaszerdahely (HR-HU)
51,7
77,6
103,4
77,6
Balassagyarmat (SK-HU)
129,0
50,9
129,0
50,9
UNITĂȚI DE ÎNMAGAZINARE SUBTERANĂ A GAZELOR

Volumele funcționale de gaze (TWh)
Capacitatea de injecție (GWh/d)
Capacitatea de retragere (GWh/d)
2021
67.7
488.1
839.7
2026
67.7
488.1
839.7
ANALIZA CERERII ȘI A OFERTEI
Cererea de gaze din Ungaria a crescut constant între 2014 și 2021, de la 86 TWh/an la cca. 110 TWh/an. În următorii ani, cererea de gaze naturale din sectorul de generare a energiei electrice ar putea crește din cauza posibilei puneri în funcțiune a unor noi centrale electrice pe gaz la mijlocul anilor 2020. Cererea de gaze din sectorul rezidențial va scădea cel mai probabil odată cu implementarea programelor de eficiență energetică și de termoficare. Cu toate acestea, cererea generală de gaze a Ungariei va rămâne constantă, conform analizei FGSZ, inclusă în TYNDP național ungar. Pe baza politicilor energetice maghiare descrise în NECP, scopul este de a reduce cererea de gaze la 95 TWh/an până în 2030.
Cererea de gaze din Ungaria este asigurată în principal din import, care este completată de producția internă (~10-15%) și de volumele stocate în depozite (capacitatea de stocare a Ungariei este de aproximativ 60% din consumul anual). În ultimul deceniu s-au făcut mai multe investiții pentru a oferi posibilitatea diversificării rutelor și a aprovizionării. Drept urmare, Ungaria are acum interconexiune bidirecțională cu 5 țări vecine (Slovacia, Ucraina, România, Serbia și Croația) și un punct de intrare unidirecțional cu 1 țară vecină (Austria). Datorită investițiilor interne suplimentare, este aproape posibil transportul gazelor din orice direcție în orice altă direcție între punctele de interconectare transfrontalieră. Posibila dezvoltare a capacităților PI (vedeți mai jos) urmărește creșterea în continuare a opțiunilor alternative de aprovizionare a Ungariei și a regiunii ECE, precum și a lichidității acestor piețe.
Datorită interconectării ridicate a sistemului de gaze din Ungaria și a capacității mari de stocare a gazelor din Ungaria (țara are a șasea cea mai mare capacitate de stocare dintre statele membre ale UE, cu o înmagazinare de 6,3 bcm), statele vecine pot folosi capacitatea de stocare neutilizată din Ungaria, oferind flexibilitate sezonieră și securitatea aprovizionării. Ungaria are un astfel de acord cu Serbia pentru sezonul de încălzire 2022/23

LITUANIA CEREREA DE GAZE
Vârful de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

140
120
Cererea anuală
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

24
20-22
Motivele și justificarea cererii:

Cererea internă de gaz ar trebui să fie de aproximativ 20,5 TWh (1,8 bcm/an) până în 2030, sau ar putea fi mai mică, în funcție de trecerea producției locale de hidrogen de la gri la verde (în prezent, pentru producția de hidrogen gri, mai mult de jumătate din gaz este consumat de industrie) și conversia consumatorilor la alte surse de energie (în mare parte regenerabile).
În Strategia sa națională de independență energetică, Lituania și-a stabilit obiective ambițioase pentru a contribui la obiectivele de decarbonizare stabilite de UE. Scopul este de a crește ponderea consumului de energie regenerabilă (inclusiv biometan și alte gaze din surse regenerabile) în consumul intern brut de energie finală. Pentru sectorul transporturilor, consumul de biometan și hidrogen verde ar trebui să reprezinte cel puțin 5,2% din consumul final până în 2030.
Pe termen mediu, injectarea de amestecuri de hidrogen și metan va fi disponibilă pentru infrastructura de transport al gazelor din Lituania. Analiza este în curs privind nivelul ponderii hidrogenului în amestec.
Principalii factori care limitează cererea de gaze vor fi eficiența energetică și conversia la surse regenerabile. Potențialul de creștere este prevăzut doar în sectorul transporturilor

PRODUCȚIA INTERNĂ
Producția anuală de gaze naturale
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

0
0
Producția internă în condiții de vârf de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

0
0
IMPORTS
Nevoile anuale de import
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

24.1
20-22
OȚIUNI DE DIVERSIFICARE
Nume
Capacitate (intrare) de la 01/01/2023 (GWh/d)
Capacitate (intrare) de la 31/12/2026 (GWh/d)
Terminal GNL Klaipeda (LT)
122.4
122.4 (2)
Interconectarea de gaze Poland-Lituania GIPL (Santaka IP)
74
74
Interconectarea de gaze dintre Letonia și Lituania ELLI (Kiemenai IP) (3)
65.1
119.5
INTERCONECTĂRI TRANSFRONTALIERE CU ALTE ȚĂRI UE
Nume
Capacity as of 01/01/2023 (GWh/d)
Capacity as of 31/12/2026 (GWh/d)

Entry
Exit
Entry
Exit
Santaka (LT-PL)
74
58
74
581
Kiemenai (LT-LV)
65.1
67.6
119.5
130.5
Kotlovka4 (BY-LT)
325.4
0
325.4
0
Sakiai3 (LT-RU)
0
114.2
0
114.2
UNITĂȚI DE ÎNMAGAZINARE SUBTERANĂ A GAZELOR

Volumele funcționale de gaze (TWh)
Capacitatea de injecție (GWh/d)
Capacitatea de retragere (GWh/d)
2021
0
0
0
2026
0
0
0
ANALIZA OFERTEI ȘI A CERERII
Amber Grid transmite gaze naturale consumatorilor din Lituania, alte țări baltice și Finlanda și oferă servicii de tranzit de gaze către regiunea Kaliningrad. Gazul este transportat în Lituania de nave prin terminalul GNL de la Klaipeda, iar din mai 2022, fluxurile de gaze au fost disponibile printr-o nouă conductă între Polonia și Lituania (GIPL). Din aprilie 2022, Lituania nu importă gaz rusesc. Utilizarea interconexiunii dintre Lituania și Belarus pentru importul de gaz a fost desființată legal din 12 iulie 2022 și poate fi utilizată numai pentru tranzitul gazelor în regiunea Kaliningrad a Federației Ruse.
Nu există facilități UGS în Lituania.
Interconectările cu Letonia și Polonia sunt folosite destul de activ în ambele direcții. Interconexiunea cu Letonia a fost folosită la o sarcină mare în 2022, la început pentru a obține gaze din Letonia (în principal din stocare), iar de la începutul invaziei ruse în Ucraina – pentru a transporta gaze din Lituania în Letonia.
În 2022, în Lituania, cererea de gaze este prognozată la cca. 20 TWh. Jumătate din aceasta va fi consumată de sectorul îngrășămintelor și 14% – de către companiile care activează în sectorul energetic. Restul va fi folosit de alte industrii și în sectorul comercial și rezidențial din Lituania. Cererea internă de gaze este de așteptată să fie în intervalul 20,5 TWh (1,8 bcm/an) în anul 2030 sau ar putea fi mai mică, în funcție de trecerea producției locale de hidrogen de la gri la verde (în prezent, pentru producția de hidrogen gri, mai mult de jumătate din cantitatea de gaz este consumat de industrie). În Lituania, infrastructura de gaze reutilizată și modernizată sau nou construită va avea nevoie să acopere fluxurile de gaze cu emisii reduse de carbon (aproximativ 10%) în 2030 și ulterior.
Actuala infrastructură de gaze naturale va rămâne o bază importantă în timpul tranziției către o economie cu emisii reduse de carbon. În viitor, va fi reutilizat și adaptat pentru a satisface nevoile pieței de gaze (inclusive hydrogen pur). În funcție de cererea de gaze din regiune, capacitățile terminalului GNL de la Klaipeda ar putea fi extinse cu 1-2 bcm/an pentru a crește fluxurile de gaze către țările vecine și astfel să contribuie la diversificarea aprovizionării cu gaze și la creșterea securității aprovizionării în regiune. În prezent se desfășoară studii tehnice privind extinderea de capacitate. Se preconizează organizarea unui sezon deschis pentru această capacitate la sfârșitul anului 2022 / începutul anului 2023. Atât creșterea capacității terminalului GNL de la Klaipeda (1 sau 2 bcm/an), cât și creșterea ulterioară a capacității de transport pot servi pentru debite mai mari de la nord la sud. Capacitatea sporită ar putea fi pusă în funcțiune într-o perioadă de timp de 3-4 ani după sfârșitul sezonului deschis.
Nu a fost încă identificat, totuși poate să pară că capacitatea de ieșire în Polonia ar trebui să fie crescută împreună cu capacitatea sporită a terminalului GNL de la Klaipeda.

POLONIA CEREREA DE GAZE
Vârful de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

985.6
1793.5
Cererea anuală
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

207.4
279.4
Motivele și justificarea cererii:
Piața energetică poloneză se bazează în mare parte pe combustibili fosili solizi (adică cărbune și lignit). 47% din energia primară din Polonia provine din combustibili fosili solizi, în timp ce ponderea gazelor naturale cu emisii scăzute și a energiei regenerabile este în prezent limitată (15% și, respectiv, 13%). Amploarea combustibililor solizi fosili este vizibilă în special în sectoarele de producere a energiei electrice și termice, având în vedere că cca. 79% din energia electrică din Polonia este produsă din cărbune și lignit, în timp ce ponderea cărbunelui în încălzire totalizează cca. 70%. În plus, 80% din sistemele de termoficare din Polonia sunt ineficiente și, prin urmare, necesită recondiționare și comutare de combustibil. Gospodăriile din Polonia consumă 87% din cărbunele folosit în întreaga UE pentru încălzire.
Poluarea aerului rezultată din arderea cu emisii mari și combustibili de calitate scăzută, în special în perioada de iarnă, constituie o problemă socio-economică gravă în Polonia, cu un efect negativ asupra sănătății publice și speranței de viață. Acest lucru se datorează în mare parte cărbunelui de calitate scăzută care este ars în 3,5 milioane de clădiri încălzite cu surse de căldură învechite. Cea mai mare parte a cărbunelui este ars în cuptoare care nu îndeplinesc niciun standard de mediu.
Economia poloneză urmează să sufere o transformare energetică printr-o trecere de la combustibilii fosili solizi la surse de energie și surse regenerabile cu emisii scăzute. Sectorul de producere a energiei electrice este un bun exemplu pentru a ilustra acest proces. Centrale electrice pe cărbune și lignit existente în prezent cu o capacitate de cca. 33 GW vor fi treptat dezafectate în anii următori. Sursele regenerabile variabile vor câștiga în importanță. Cu toate acestea, amploarea investițiilor și condițiile meteorologice din Polonia (adică vântul, izolația solară) vor duce la incapacitatea de a acoperi cererea numai cu surse regenerabile, cel puțin pe termen scurt și mediu.
Cererea de gaze este de așteptat să crească, în primul rând datorită consumului mai mare în sectoarele de încălzire și electricitate. În acest scop, GAZ-SYSTEM impune rețeaua de transport pentru a conecta noi consumatori finali (de exemplu, centrale CHP și CCGH) și pentru a moderniza punctele de ieșire către sistemele de distribuție care necesită volume în creștere de aprovizionare cu gaz la nivel local. În concluzie, gazele naturale vor fi vitale nu numai din punctul de vedere al securității aprovizionării (centrale electrice pe gaz pentru a garanta sarcina de bază și generarea de rezervă pentru SRE), ci și din considerente de durabilitate (gazul natural pentru a permite reducerea CO2 odată cu trecerea de la combustibili intensivi de carbon la surse cu emisii scăzute).
PRODUCȚIA INTERNĂ
Producția anuală de gaze naturale
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

24.3
31.4
Producția internă în condiții de vârf de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

77.7

IMPORTURI
Nevoile anuale de import
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

183.1
248
OPȚIUNI DE DIVERSIFICARE
Nume
Capacitate (intrare) de la 01/01/2023 (GWh/d)
Capacitate (intrare) de la 31/12/2026 (GWh/d)
Terminal GNL de la Swinoujscie
227.3
272.3
Baltic Pipe
321.8
321.8
Gdansk LNG
0
210 (o unitate FSRU) /
399 (două unități FSRU)
INTERCONECTĂRI TRANSFRONTALIERE CU ALTE ȚĂRI UE
Nume
Capacitate de la 01/01/2023 (GWh/d)
Capacitate de la 31/12/2026 (GWh/d)

Intrare
Ieșire
Intrare
Ieșire
Santaka (PL-LT)
58.07
21.41
58.07
21.41
Cieszyn (PL-CZ)
28.03
0
28.03
0
Vyrava (PL-SK)
173.94
144.50
173.94
144.50
GCP GAZ-SYSTEM/ONTRAS (PL-DE)
48.70
13.47
48.70
13.47
Mallnow (PL-DE)
277.58
931.50
277.58
931.50
UNITĂȚI DE ÎNMAGAZINARE SUBTERANĂ A GAZELOR

Volumele funcționale de gaze (TWh)
Capacitatea de injecție (GWh/d)
Capacitatea de retragere (GWh/d)
2021
135.7
348.4
603.2
2026
135.7
348.4
603.2
ANALIZA OFERTEI ȘI A CERERII
Cererea de gaze din Polonia este de așteptat să crească până la cca. 279,4 TWh în perspectiva anului 2026. Principalul motor din spatele acestei tendințe este transformarea energiei care presupune trecerea cărbunelui la gaz în sectoarele de încălzire și generare de energie electrică și intensificarea intensă a SER variabile (eoliană și solară) care necesită un suport adecvat. sus/echilibrare.
Politicile energetice poloneze, inclusiv cea mai recentă „Politică energetică a Poloniei până în 2040”, au subliniat, în consecință, necesitatea diversificării surselor, direcțiilor și a rutelor de alimentare cu gaze, precum și ridicarea dependenței de importurile de gaze din Rusia. Pentru a îndeplini aceste obiective, GAZ-SYSTEM a investit în extinderea infrastructurii care să permită diversificarea fizică a furnizării de gaze către Polonia. Acest lucru se realizează în special prin terminalul GNL de la Świnoujście (extindere care urmează să fie finalizată în 2023), Baltic Pipe (furnizări norvegiene, care urmează să fie operaționale de la 1 octombrie 2022) și terminalul FSRU din Gdańsk.
În plus, GAZ-SYSTEM a furnizat fluxul fizic invers pe conducta Yamal și a extins interconectarea PL-DE în Lasów. În plus, noile interconectări transfrontaliere cu Lituania și Slovacia permit schimbul de gaze între Polonia, Țările Baltice, Finlanda și regiunea ECE (prin Slovacia), precum și acces la aprovizionarea cu GNL (FSRU Klaipeda și în curând FSRU din Finlanda/Estonia). În plus, piața poloneză este alimentată și cu gaze produse pe plan intern.
Comparația dintre cererea națională de gaze și posibilitățile de acoperire ale acesteia din surse diversificate, chiar dacă nu țin cont de livrările din Germania, indică faptul că piața poloneză de gaze poate fi capabilă să genereze un excedent de cca. 26 TWh/a în perspectiva anului 2026/2027. Acesta poate fi crescut suplimentar cu 21,3 TWh/an (capacitate GIPL către Polonia) dacă surplusul de aprovizionare este disponibil și în estul regiunii baltice din surse independente de GNL. În total, până la 47,3 TWh/an de gaze naturale ar putea fi direcționate către regiunea ECE prin interconectarea existentă PL-SK. În plus, acest potențial de aprovizionare poate fi, de asemenea, expediat în anii următori către Sud prin intermediul unei noi interconexiuni PL-CZ care este în curs de analiză. Cu toate acestea, trebuie remarcat faptul că aceste estimări reflectă capacitățile tehnice ale rețelei și trebuie confirmate de disponibilitatea fizică a gazelor și a contractelor comerciale (contracte de furnizare a gazelor) ale expeditorilor. Mai mult, întreaga capacitate a terminalelor GNL din Polonia și marea majoritate a capacității Baltic Pipe sunt deja rezervate. Pe de altă parte, gazele disponibile la bursa poloneză de gaze pot deveni o sursă de achiziții pentru regiunea ECE.
Disponibilitatea gazului pe piața poloneză poate fi semnificativ mai mare în cazul în care piața de gaze din Germania funcționează neîntrerupt. Într-o astfel de situație, piața poloneză de gaze va fi caracterizată printr-o lichiditate ridicată și, foarte probabil, prin prețuri relativ competitive la gaze datorită accesului la surse multiple și volume abundente. Cealaltă opțiune de creștere a disponibilității gazului pe piața poloneză este extinderea capacității proiectului FSRU din Gdańsk. Această opțiune este în prezent în considerare. Cu toate acestea, decizia de investiție pentru acest proiect și alte proiecte poate fi adoptată pe bază pur comercială sau/și alte angajamente/măsuri care asigură surse de finanțare (FSRU suplimentar, extinderea necesară a sistemului de transport intern, capacități transfrontaliere suplimentare).

ROMÂNIA CEREREA DE GAZE
Vârful de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

690.40

Cererea anuală
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

119.87
123.27
Motivele și justificarea cererii :

PRODUCȚIA INTERNĂ
Producția anuală de gaze naturale
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

86.86
148.87
Producția internă în condiții de vârf de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

249.73

IMPORTURI
Nevoile anuale de import
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

30.42
0
OPȚIUNI DE DIVERSIFICARE
Nume
Capacitate (intrare) de la 01/01/2023 (GWh/d)
Capacitate (intrare) de la 31/12/2026 (GWh/d)
Conducta de transport Marea – Neagră Podișor

234,24
INTERCONECTĂRI TRANSFRONTALIERE CU ALTE ȚĂRI UE
Nume
Capacitate de la 01/01/2023 (GWh/d)
Capacitate de la 31/12/2026 (GWh/d)

Entry
Exit
Entry
Exit
Csanadpalota (HU)
77.46
73.37

Ruse-Giurgiu (BG)
27.30
45.04

Negru Vodă 1 (BG)
156.47
187.66

Negru Vodă 2 (BG)
269.81 (1)
308.12 (1)

Negru Vodă 3 (BG)
NA
297.35 (2)

UNITĂȚI DE ÎNMAGAZINARE SUBTERANĂ A GAZELOR

Working gas volume (TWh)
Injection capacity (GWh/d)
Withdrawal capacity (GWh/d)
2021
32.99
269.47
345.10
2026

ANALIZA OFERTEI ȘI A CERERII

SLOVENIA CEREREA DE GAZE
Vârful de cerere
2021 (GWh/zi)
2026 (GWh/zi)

50,5
52
Cererea anuală puterea punctelor de ieșire, industrial, rezidențial
2021 (TWh/an)
2026 (TWh/an)

10,1

12,4
Motivele și justificarea cererii:

PRODUCȚIA INTERNĂ
Producția anuală de gaze naturale
2021 (TWh/an)
2026 (TWh/an)

/
/
Producția internă în condiții de vârf de cerere
2021 (GWh/zi)
2026 (GWh/zi)

/
/
IMPORTURI
Nevoile anuale de import
2021 (TWh/an)
2026 (TWh/an)

10,1
12,4
OPȚIUNI DE DIVERSIFICARE
Nume
Capacitate (intrare) de la 01/01/2023 (GWh/zi)
Capacitate (intrare) de la 31/12/2026 (GWh/zi)
Tornyiszentmiklós/Pince H-SLO*
5,2**
49**

INTERCONECTĂRI TRANSFRONTALIERE CU ALTE ȚĂRI UE
Nume
Capacitate de la 01/01/2023 (GWh/zi)
Capacitate de la 31/12/2026 (GWh/zi)

Intrare
Ieșire
Intrare
Ieșire
Murfeld/Ceršak (A-SLO)
112,5
0
112,5
0
Gorica/Šempeter (I-SLO)
46,4**
21,4
49**
49**
Rogatec (SLO-HR)
7,7
53,7
162**
162**
Tornyiszentmiklós/Pince H-SLO*
5,2**
5,2**
49**
12,9**

UNITĂȚI DE ÎNMAGAZINARE SUBTERANĂ A GAZELOR

Volumele funcționale de gaze (TWh)
Capacitatea de injecție (GWh/zi)
Capacitatea de retragere (GWh/zi)
2021
/
/
/
2026
/
/
/
ANALIZA OFERTEI ȘI A CERERII
Piața gazelor din Slovenia este relativ matură. Gazul natural este importat parțial din Rusia și parțial de pe piețele UE. Cererea este în creștere, cu o majorare planificată de la 10,1 TWh/an la 12,4 TWh/an în 2026. O parte din creștere se datorează trecerii de la utilizarea combustibililor pe bază de la cărbune la gaze.

Din cauza războiului din Ucraina din anul 2022, sunt planificate capacități extinse ale PI din Italia pentru a permite fluxuri suplimentare de gaz din vest către Slovenia.

Pe lista PCI se află conexiunea HR-SLO (și o posibilă prelungire către Austria) pentru a găzdui fluxuri crescute de la terminalul GNL Krk spre nord. Conexiunea va permite extinderea fluxului fizic în sens invers comparativ cu fluxul istoric.

Este planificat un nou/primul PI cu Ungaria pentru a crește securitatea aprovizionării și a spori flexibilitatea. Fluxul bilateral este planificat, permițând fluxuri în direcția H-SLO-I și invers.

Hidrogenul verde și alte gaze regenerabile

În Planul National pentru Energie și Climă se preconizează înlocuirea treptată a gazelor naturale cu gaze regenerabile. Există un plan orientativ pentru a avea un procent de 10 % gaze regenerabile (inclusiv hidrogen verde) în mixul de gaze în 2030.

Remarci: ​* nou PI planificat
​​** sunt necesare investiții

SLOVACIA CEREREA DE GAZE
Vârful de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

363
363
Cererea anuală
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

59.2
56.6
Demand drivers & justification:

PRODUCȚIA INTERNĂ
Producția anuală de gaze naturale
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

0.64
1.20
Producția internă în condiții de vârf de cerere
2021 (GWh/d)
2026 (GWh/d)

0.83
0.83
IMPORTURI
Nevoile anuale de import
2021 (TWh/y)
2026 (TWh/y)

58.56
55.37
OPȚIUNI DE DIVERSIFICARE
Nume
Capacity (entry) as of 01/01/2023 (GWh/d)
Capacity (entry) as of 31/12/2026 (GWh/d)

INTERCONECTĂRI TRANSFRONTALIERE CU ALTE ȚĂRI UE
Name
Capacitate (intrare) de la 01/01/2023 (GWh/d)
Capacitate (intrare) de la 31/12/2026 (GWh/d)

Entry
Exit
Entry
Exit
Lanžhot (SK-CZ)
1560
447.2
1560
447.2
Veľké Zlievce (SK-HU)
50.883
128.976
152.65
152.65
Baumgarten (SK-AT)
247.52
1570.4
436.8
1570.4
Výrava (SK-PL)
143.96
174.6
143.96
174.6
UNITĂȚI DE ÎNMAGAZINARE SUBTERANĂ A GAZELOR

Volumele funcționale de gaze (TWh)
Capacitatea de injecție (GWh/d)
Capacitatea de retragere (GWh/d)
2021
49.5
485
587
2026
49.5
485
587
ANALIZA CERERII ȘI A OFERTEI
Piața slovacă a gazelor se caracterizează printr-o infrastructură de gaze foarte dezvoltată. Slovacia este o țară de tranzit importantă pe drumul din Rusia către Europa de Vest și, în același timp, a realizat acest coridor de tranzit bidirecțional fizic, ceea ce permite fluxuri semnificative de la vest la est, precum și din nord-vest în sudul Europei. Ceea ce distinge Slovacia este ponderea mare a gazelor naturale în termoficare și tendința vizibilă de înlocuire a cărbunelui cu gaze în acest domeniu. Acest lucru înseamnă că se poate spune că gazele naturale din Slovacia au contribuit puternic la reducerea emisiilor de CO2 în raport cu 1990.
Consumul de gaz preconizat în Slovacia are un caracter ușor în creștere, în funcție de gradul de utilizare a resurselor pe bază de gaze naturale ca substitut al resurselor pe cărbune. Din acest punct de vedere, la punctul intern de intrare-ieșire este disponibilă o capacitate suficientă către/din rețeaua de transport pentru următorii 10 ani.
Producția de gaze naturale din Slovacia este una dintre cele mai scăzute din Europa și este încă în scădere. Extracția anuală de gaze naturale este la nivelul de 66 mcm, ceea ce reprezintă aproximativ 1,32% din consumul total anual de gaze din Republica Slovacă. În prezent, rezervele de gaze naturale din zăcământul din zona de vest a Slovaciei sunt în curs de verificare.
După 2009, Eustream a investit mult efort în diversificarea rutelor de gaze, având două priorități: i) bidirecționarea fizică a fostului coridor de tranzit est-vest, permițând fluxuri de la vest la est și ii) construirea interconectărilor nord-sud lipsă (finalizarea coridorului nord – sud pe teritoriul slovac). La sfârșitul anului 2022, interconectorul PL-SK va fi început, astfel încât să poată aduce aprovizionarea cu gaz GNL în regiunea ECE și SEE, regiunea cea mai dependentă în prezent de aprovizionarea cu gaze rusești. Criza actuală de securitate și creșterea planificată a capacităților de GNL în zona baltică înseamnă concentrarea asupra îmbunătățirii în continuare a interconexiunii PL-SK și a capacităților conductelor adiacente pe axa nord-sud și în direcția est-vest (sau invers).
Criza securității aprovizionării determină și Slovacia să propună un proiect de investiții pentru creșterea capacității de transport stabilite la punctul de legătură Veľké Zlievce (interconectarea SK-HU), aflat în etapa pregătitoare.
Coridorul SK este foarte important și pentru furnizarea cu gaze a Ucrainei. Slovacia operează cea mai mare conductă de alimentare a Ucrainei, care este punctul de interconectare Budince cu capacitate zilnică către Ucraina (42 mcm/zi). Capacitate suplimentară prin punctul de interconectare Veľké Kapušany este disponibilă. Aceste interconectări pot juca un rol major în aprovizionarea Ucrainei, deoarece oferă o conexiune integrală cu punctul virtual de tranzacționare slovac, care este bine conectat fizic cu piața germană și în centrul axei nord-sud emergente.

CAPITOLUL 3. SITUAȚIA ÎN PERSPECTIVA ANULUI 2026
Va fi elaborat pe baza informațiilor naționale din capitolul 2.

CONCLUZII
Vor fi elaborate!