România și Republica Moldova au reușit să-și diversifice sursele de aprovizionare și să nu mai depindă de importurile din Rusia, datorită investițiilor strategice efectuate de Transgaz în ultimii ani, a declarat Ion Sterian, directorul general al Transgaz, într-un interviu acordat Energy Magazine. Vă invităm să citiți interviul complet, ca să aflați mai multe informații despre siguranța aprovizionării cu gaze naturale în această iarnă, despre investițiile Transgaz pentru asigurarea securității energetice a României și a vecinilor de peste Prut, despre prognozele privind producția și consumul de gaze la nivel național, precum și despre adaptarea la tranziția verde.
Energy Magazine: Domnule Sterian, aș vrea să începem cu securitatea energetică și siguranța aprovizionării. Cum va arăta consumul de gaze în această iarnă pe plan intern comparativ cu iarna trecută și cum o să ni-l asigurăm?
Ion Sterian: În primul rând, când vorbim despre securitate energetică, vorbim unde a ajuns România astăzi. Investițiile Transgaz în infrastructura de gaze, realizate în special începând din 2018 prin construcția gazoductului BRUA, construcția a opt stații de comprimare noi cu tehnologie de ultimă generație, la nivelul anului 2025, au dus la creșterea securității energetice a României.
Astfel, nu mai avem problemele cu asigurarea echilibrării sistemului de gaze naturale care erau până acum șapte-opt ani, când temperaturile scădeau mai multe zile consecutiv sub -15 grade Celsius. Odată cu aceste investiții, s-a mărit și line pack-ul, zestrea conductei, de la circa 33-34 de milioane m³, la 75-80 de milioane m³. Aceasta înseamnă o creștere a stocării în conductele de transport gaze de circa 45-50 de milioane m³ de gaze.
Pe de altă parte, am reușit după oprirea tranzitului de pe coridorul transbalcanic, începând cu 1 ianuarie 2021, să transformăm pe rând cele trei conducte pe reverse flow (flux invers de la sud la nord – n.r.). Prima a fost Tranzit 1, în 2020, a doua a fost Tranzit 2, în 2021, a treia a fost Tranzit 3, care s-a finalizat la sfârșitul lunii iulie, anul acesta.
Energy Magazine: Ce a însemnat reverse flow pe aceste conducte?
Ion Sterian: A însemnat să poți să aduci gaze în România în primul rând, dar și de a avea venituri prin tranzit către Ungaria, Slovacia, care să aducă venituri substanțiale la bugetul de stat, profit mai mare. Și nu au mai fost problemele acestea (cu echilibrarea sistemului – n.r.).
Pe de altă parte, începând cu 2016, la inițiativa mea și împreună cu colegii din Transgaz, am avut viziunea asupra Coridorului Vertical. Ce înseamnă Coridorul Vertical? Înseamnă LNG-ul din terminalele din Grecia, în primul rând Revithoussa, care și-a mărit capacitatea de la 2 miliarde la 7 miliarde acum și o va mări la 10 miliarde; terminalul de la Alexandroupolis, care cu atâtea întârzieri e și el în probe tehnologice din octombrie și se anunță primele metaniere cu LNG care să fie descărcate acolo și LNG-ul gazeificat; terminalele de LNG din Turcia – Turcia are șase terminale de LNG cu o capacitate de peste 60 de miliarde m³; gazele din Marea Caspică.
Gazoductul Tranzit 2 transformat pe reverse flow e conectat la infrastructura de transport din Turcia, la facilitatea de înmagazinare din Marea Marmara care anul acesta și-a mărit capacitatea la vreo 5 miliarde m³ de gaz, inclusiv la TANAP, inclusiv la gazoductul Baku-Tbilisi-Erzurum, un gazoduct de 6 miliarde m³.
De aceea a permis transportul gazelor, și aici avem exemplul Romgaz, care a încheiat un memorandum cu SOCAR din Azerbaidjan, să apeleze la 1 miliard m³ dacă va fi nevoie. Dar la ora actuală, în România a scăzut consumul, în primul rând din cauza comprimării în industrie. Pe de altă parte, producția de gaze onshore a reușit, în primul rând datorită Romgaz, dar și Petrom, să reducă cât de cât declinul. La Romgaz a și crescut cu un mic procent.
Energy Magazine: Ceea ce ne-a plasat pe locul 1 ca producător în UE, în trimestrul doi.
Ion Sterian: Suntem plasați pe locul 1 în UE ca producători în Europa, după ce Olanda și-a redus producția la facilitățile din zona de producție Groningen și Marea Nordului. De aceea am trecut pe primul loc. Dar producția actuală este undeva la 24-25 de milioane m³.
Am făcut o simulare cu colegii de la Transgaz, luând evoluția temperaturilor și a iernii pe ultimii șapte ani: putem să trecem peste iarnă fără import de gaz, în orice situație. Dacă va fi necesar și iarna va fi ca acum 10-20-30 de ani, atunci se va apela la un import pentru câteva zile, între 3 și 5 milioane m³ de gaze pe zi.
Dar între timp s-au întâmplat și alte investiții, lucruri bune, investiții pe care le-a efectuat Depogaz, care a mărit capacitatea de extracție din înmagazinare la începutul ciclului, și împreună cu Depomureș, la începutul ciclului de înmagazinare se extrag circa 37-38 de milioane m³. Coroborat cu o producție internă de 24 de milioane m³ pe zi, cu 60-62 de milioane m³ suntem confortabili; n-a fost depășit acest consum în ultimele trei-patru ierni.
Din prognozele pe care le avem de la meteo, chiar dacă iarna a început mai devreme cu o lună, gaze sunt înmagazinate suficiente. Practic, anul acesta s-a depășit recordul istoric. Dar venind iarna mai devreme cu o lună, avem extracție mare din înmagazinare, suntem acum cu vreo 120-130 de milioane m³ înmagazinați mai puțin față de aceeași dată a anului trecut, pe fondul temperaturilor scăzute începând cu începutul lunii noiembrie.
Deci nu văd nicio problemă pe linia asta. Dar suntem aici, la graniță, avem război, vedem ce se va întâmpla, suntem într-o situație cu risc ridicat. Ne descurcăm cu ce avem în țară înmagazinat, pentru că Ministerul Energiei, Guvernul s-au preocupat din timp. Avem comandamente energetice, unde săptămânal ne întâlnim, se analizează. Problemele nu le văd pe partea de gaze, le consider a fi excluse în partea de aprovizionare, decât, Doamne ferește, într-un caz de forță majoră, să apară vreo problemă.
În infrastructura de transport, la 30 octombrie s-au făcut toate reviziile – prezintă garanții 100% în securitatea și siguranța în exploatare.
Energy Magazine: Și dacă se va întrerupe acordul de tranzit prin Ucraina cu Rusia, avem probleme?
Ion Sterian: Nu avem treabă. Noi aveam treabă cu coridorul transbalcanic și, așa cum am amintit la începutul discuției noastre, s-a oprit la 31 decembrie 2020, odată cu construcția și punerea în funcțiune a Turkish Stream 2 prin Bulgaria și Serbia către Ungaria, și mai ales Bulgaria, stat membru UE și țară membră NATO.
Energy Magazine: Dar ce se va întâmpla cu Republica Moldova?
Ion Sterian: Noi avem soluții și pentru Republica Moldova. În și pentru Republica Moldova, Transgaz și, implicit, România am investit peste 475 de milioane de euro.
Investițiile acestea au constat în gazoductul Onești-Gherăești-Lețcani-Ungheni-Iași, în gazoductul Ungheni-Chișinău, în două stații de comprimare la Onești și la Gherăești, unde putem asigura volumele de gaze necesare pentru tot ce înseamnă Republica Moldova, mai puțin Transnistria.
În vara trecută, am preluat toată infrastructura de transport din Republica Moldova în operare prin compania noastră Vestmoldtransgaz de la Moldovagaz, unde acționar majoritar e Gazprom. Și practic avem și SNT din Republica Moldova în operare. Astăzi, de exemplu, consumul Republicii Moldova este de 2,4 milioane m³ de gaze pe zi.
Gazele necesare pentru centrala de la Cuciurgan din Transnistria și care asigură cea mai mare parte din curentul electric pentru Republica Moldova, circa 5,7 milioane m³ de gaze pe zi, vin prin Ucraina.
Dar în situația când va opri, și am văzut declarațiile în presă ale înalților oficiali ucraineni că se va opri tranzitul, inclusiv pentru a nu avea probleme Republica Moldova, în acord cu Guvernul României și conducerea statului român, există și varianta asigurării gazelor pentru centrala de la Cuciurgan din Turkish Stream 2 prin România, le putem asigura 6 milioane m³ de gaze pe zi. Deci, practic, volumele necesare pentru producerea curentului electric.
Republica Moldova astăzi, în afară de cele 2,4 milioane m³ de gaze pe zi care sunt asigurate prin gazoductul Iași-Ungheni, are și gaze stocate în Ucraina. Cum și la noi în România, la Depogaz, au volume suficiente de gaze care să le asigure necesarul în timpul iernii pentru consum. În plus, compania de stat Energocom are contracte prin terminalele de LNG din Grecia, și mă refer în primul rând la cel de la Revithoussa, să își aducă gazele suficiente, câte au nevoie, în afara celor care sunt înmagazinate în România. Plus că sunt traderi români care vând gaze pe piața din Republica Moldova.
Energy Magazine: Deci, practic, de la dependență 100% de gazul rusesc de import, și România, și Republica Moldova au reușit să-și diversifice sursele de aprovizionare și să nu mai depindă deloc de Rusia.
Ion Sterian: Da, datorită investițiilor strategice ale Transgaz.
M-ați întrebat ce mi-a fost mai greu în peste 10-11 ani aici, în fruntea companiei: am construit BRUA cu muncă multă, construiesc gazoductul de la Tuzla la Podișor, am construit Onești-Gherăești-Lețcani-Chișinău. Dar cel mai greu mi-a fost la negocierile cu partea de la Gazprom pentru preluarea infrastructurii de transport și negocierile cu Transnistria, ulterior.
Dar Guvernul Republicii Moldova ne-a acordat tot sprijinul mereu, fiind un guvern proeuropean. Colaborarea pe care o am cu ministrul Energiei, cu prim-ministrul Republicii Moldova și cu autoritatea de reglementare este excelentă.
Energy Magazine: Deci, ca să sumarizez acum, România și Republica Moldova au la dispoziție surse suplimentare de gaze din…
Ion Sterian: De oriunde putem aduce. Deci pentru Republica Moldova, România, putem să aducem gaze și din Australia dacă vrem, că le aducem prin terminale de LNG din Turcia. Din păcate, noi în România nu putem construi un terminal de LNG, să aducem LNG în România din nordul Africii, din Statele Unite ale Americii, din Nigeria, unde avem un plan de colaborare, și în Nigeria și Egipt. Nu putem pentru că, prin Convenția de la Montreux din 1936, prin strâmtorile Bosfor, Dardanele și Marea Marmara este interzis, restricționat transportul de gaz lichefiat. De aceea România nu are așa ceva. Cu toate că și noi avem în planul de dezvoltare – să vedem evoluțiile viitoare.
Energy Magazine: În privința terminalelor, s-a vehiculat numele Transgaz că ar putea deveni acționar la terminalul de la Alexandroupolis.
Ion Sterian: Am fost, suntem în discuție, deocamdată se analizează oportunitatea, dacă e necesară această investiție de participare a Transgaz la terminalul de la Alexandroupolis numărul 2, că mai au în plan și al doilea terminal. Se analizează. Vedem cum evoluează lucrurile.
Energy Magazine: Și există vreun termen până la care se va lua o decizie?
Ion Sterian: Discutăm. Numai dacă aduce un plus pentru România, atunci vom participa. Ca să participăm așa, că suntem acționari, nu. Pentru că noi venim cu gazele din Marea Neagră. Gazoductul care preia gazele din Marea Neagră de la Tuzla la Podișor până în 15 iunie 2025 e finalizat. Deja la ora actuală e finalizat în jur de 80%.
Energy Magazine: Dar terminalul de gaze la țărmul Mării Negre prin Georgia, AGRI?
Ion Sterian: E un proiect înghețat la ora actuală. E și contextul cu ce se întâmplă astăzi în Marea Neagră, la nordul ei, cu situația din Rusia, Ucraina, sunt și politicile (europene – n.r.) în privința gazului. Eu consider că gazul în continuare va fi o destinație dincolo de anii 2050. Am mai multe elemente când spun acest lucru. Dar toate investițiile care sunt în domeniul infrastructurii de transport al gazelor trebuie să fie în conformitate cu normele de mediu. Însă vă spun: o gospodărie din mediul rural care se încălzește cu lemne emite într-un an 4 t de CO2, o gospodărie care se încălzește cu gaze emite cu 50% mai puțin.
Și când spun că gazul va fi o destinație peste anii 2050, vă dau un exemplu: au fost licitațiile organizate de către Qatar Energy, compania lor națională de petrol și gaze, pentru LNG pe 2027-2050. A fost supralicitație. Cine s-a bătut la licitație cel mai mult? Marile companii, traderi occidentali. Dacă au supralicitat acolo, ce concluzie să trag eu sau noi mai departe? Acesta e unul dintre argumente.
Energy Magazine: Care este stadiul BRUA 2?
Ion Sterian: BRUA 2 e legată de Coridorul Vertical și avem totul pregătit, suntem în faza de a lua decizia de investiții.
Energy Magazine: În ceea ce privește strategia de dezvoltare a rețelei Transgaz pe următorii zece ani, ce ne puteți spune?
Ion Sterian: Avem un plan ambițios. La ora actuală, avem în diferite stadii de execuții peste 800-900 km de conductă, și pot aminti din ele, am amintit și gazoductul Tuzla-Podișor. Vom începe lucrările pentru gazoductul de 52 km de la Băcia, unde avem un nod tehnologic la Mintia, care va alimenta și centrala electrică pe gaze de la Mintia, o centrală de 1.700 MW, dar pe acest traseu se racordează și toate UAT-urile. Avem iar în licitație un gazoduct de 180 km, care practic peste 80% e partea din fostul Nabucco pe teritoriul României. Singurul municipiu mare din țara noastră care nu e aprovizionat cu gaze e municipiul Drobeta-Turnu Severin. Gazoductul pleacă de undeva de la stația de comprimare de la Jupa, din județul Caraș-Severin, Caransebeș, spre Băile Herculane, unde va relansa turistic această stațiune, până la Orșova – am văzut cu toții și la Orșova când mergem în zonă, la toate blocurile acelea cu patru etaje sunt numai coșuri din fum, toate se încălzesc cu lemne.
Avem iar o investiție la care urmează să semnez ordinul de începere a lucrărilor, de la Jitaru la Ghercești, circa 90 km, licitația s-a finalizat – unde se vor lega toate UAT-urile de pe acest traseu, dar și facilitatea de înmagazinare de la Ghercești, care-și va mări capacitatea prin investițiile Romgaz. Avem iar în proceduri de licitație un gazoduct de 90 km de la Tetila-Târgu Cărbunești la Râmnicu Vâlcea și toți Subcarpații Meridionali, toate localitățile, toate UAT-urile – zone extraordinar de frumoase și pe parte turistică, dar și pe partea de resurse minerale, și sper să treacă la exploatarea lor.
Altă investiție e în județul Maramureș, în Țara Codrului, alta vine din județul Buzău; aici, pe lângă UAT-urile care se vor racorda la conductă în prima etapă, va urma etapa a doua, unde suntem în discuții cu Romgaz pentru preluarea gazelor din perimetrul Caragele. Am văzut că inclusiv zilele trecute au mai pus încă o sondă în funcțiune și sper ca și rezervele care s-au descoperit să fie certe și să treacă la exploatarea lor integrală.
La nivelul anului 2027-2028, practic, România își va dubla consumul de gaze – și declar asta de vreo doi ani și mulți sunt sceptici.
Dar haideți să vă spun: e programul Anghel Saligny, care e în implementare – nu-i săptămână să nu primesc o invitație eu și colegii mei să participăm la punerea în funcțiune a distribuțiilor din UAT-uri. Aici nu se leagă numai populația, ci și mica industrie locală și creează premisele de investiții și creării de noi locuri de muncă.
Deci aici văd: racordarea UAT-urilor, între 3 și 5 miliarde m³ de gaze; vine centrala de la Mintia – 2,5 miliarde m³ de gaz; vin Ișalnița și cu Turceni, cu 1,5 miliarde. Sunt în diferite stadii de execuție și alte centrale electrice pe gaz. Una dintre ele e în probe de producție acum, de vreo 80 MW, pe care a implementat-o Petromidia. Sunt combinatele Azomureș, sperăm să repornească, cu 1 miliard m³ de gaze pe an. Și mai sunt încă vreo 25 de centrale, de la 10 MW până la 100 MW, în diferite stadii de execuție. Plus că mai sunt CET-uri care au primit bani prin PNRR – Electrocentrale Craiova, Electrocentrale Constanța – care vin cu centrale electrice pe gaze și pe cogenerare, ca să asigure agentul termic.
Energy Magazine: Cum va evolua producția internă de gaze naturale?
Ion Sterian: Consumul României e astăzi undeva la 9 miliarde m³ de gaze, poate și mai puțin. Producția onshore o avem undeva la 9 miliarde m³ de gaze, plus cele offshore de la BOSG și Petromar. Dar și aici, declinul de producție e natural.
Declinul va crește, producția va scădea. Văd undeva o producție la vreo 7 miliarde m³ de gaze în 2027-2028 din producția internă onshore și plus ce am menționat anterior, din offshore. Vin gazele din Marea Neagră: am semnat contractul de 8 miliarde m³, și cu 7 se fac 15 miliarde m³. Vor să-și mărească producția și cei de la BOSG, le dăm tot concursul, numai să vină cu producția mărită față de cei 3 milioane m³ de gaze pe zi, azi.
Consumul României se va dubla. Practic, producția din Neptun Deep și care va fi onshore la data respectivă ne duce pe noi în continuare să mai avem nevoie de 2-3-4-5 miliarde m³ de gaz.
Mă bucură când văd în presă că se discută un plan de reindustrializare a țării, de reindustrializare a țărilor membre ale Uniunii Europene.
Așa cum e Green Deal, văd urgent necesar un Economic Deal al Comisiei Europene, de a veni în sprijinul investitorilor pentru reindustrializarea Europei, care în contextul actual, cu tot ce se întâmplă cu situația politică, militară, războaie, provocări la nivel global, nu e una dintre cele mai liniștite. Dar încă o dată vă asigur că țara pe domeniul ăsta e pusă la adăpost. Pentru că s-au făcut investiții și investițiile aduc și bani la bugetul statului, și creștere economică, și creșterea PIB-ului, și siguranță, securitate.
Energy Magazine: Care este valoarea totală a investițiilor planificate până în 2030? Și cum veți asigura sursele de finanțare?
Ion Sterian: În planul de dezvoltare avem prevăzute investiții de 9,2 miliarde de euro. Cu sursele de finanțare ne-am descurcat și ne descurcăm până acum. Avem surse proprii, am obținut din Fondul de Modernizare – dar cu lupte grele cu Comisia Europeană, cu DG Clima – vreo 120 de milioane de euro, împrumut de la Banca Europeană pentru Investiții, pe care deja l-am și consumat. Am avut o sindicalizare bancară de 350 de milioane de euro, pe care am finalizat-o cu succes și am început și acolo să facem trageri, unde costurile sunt mai mici decât la o emisiune de obligațiuni. Și asta am făcut-o cu băncile românești; băncile românești sunt alături, chiar dacă altele au alți acționari străini, dar toate au venit aici și le felicit și le mulțumesc.
Energy Magazine: Ce investiții strategice prevede Transgaz pentru a îmbunătăți eficiența rețelei și a reduce pierderile de metan, cu impact major asupra mediului?
Ion Sterian: Avem toate lucrurile acestea. Deci sistemul de transport, acum 11 ani și jumătate, avea un consum tehnologic de 2,6%. Astăzi e sub 0,5%, unul dintre cele mai mici dintre toți operatorii de transport din Europa, pentru că s-a făcut ce trebuie. Pe partea de emisii, de pierderi de metan, unde sunt foarte mici în primul rând în partea de transport, suntem în discuții, în analize; avem niște instalații-pilot partenere cu care discutăm pentru a detecta pierderile de metan și a-l capta.
Energy Magazine: Ce forță de muncă e implicată în dezvoltarea rețelei și cum faceți față crizei de specialiști în domeniu?
Ion Sterian: Ați atins aici un punct greu și complicat. Cu toate că vreau să vă spun că Transgaz e o companie care a început digitalizarea din anii 2017 și aproape e digitalizat tot la Transgaz. Greu, dar avem colaborări foarte bune cu Universitatea de Petrol și Gaze și felicit conducerea universității, pe domnul rector, domnii decani, unde avem o colaborare de excepție, unde chiar în această perioadă avem în proceduri de selecție 10-15 tineri absolvenți de la Petrol și Gaze. Anul trecut am preluat vreo 25. Pe partea de ingineri avem parteneriat cu Universitatea Politehnica București. Acum avem în practică peste 30 de masteranzi la Inginerie. Avem parteneriate cu școlile profesionale pentru partea de lăcătuși și sudori, instalatori, să putem să angajăm.
E greu, și prevăd că va fi și mai greu pentru Transgaz. Pentru că la noi nu poți să angajezi dintr-o țară asiatică, să-i aduci să lucreze în Transgaz direct, pentru că aceasta este infrastructură critică, nu e de joacă aici.
Energy Magazine: Eram curioasă, câte sute de angajați aveți pe șantiere?
Ion Sterian: Avem zilnic pe toate șantierele Transgaz între 500 și 800, sunt ai companiilor care au câștigat contractele de execuție, licitațiile. Angajații Transgaz urmăresc și verifică lucrările.
Energy Magazine: Ce măsuri specifice adoptă Transgaz pentru a se alinia obiectivelor Uniunii privind decarbonizarea până în 2050?
Ion Sterian: Transgaz a luat-o înaintea Uniunii. Uniunea practic nu prea are legislație în ceea ce privește captarea, transportul și stocarea carbonului. Am fost în luna septembrie împreună cu colegii mei de specialitate pe domeniul acesta în Canada, la o conferință și o expoziție pe captare, transport și stocarea carbonului, unde am putut să văd cât de avansați sunt. M-am întâlnit cu directorii generali de la două companii, cele mai importante pe domeniul acesta din Canada. Una din ele este Enbridge, care are terminale de țiței, conducte de transport gaze, țiței, captare.
I-am rugat și ne-au transmis, atât ei, cât și compania americană cu care ne-am întâlnit, legislațiile din Canada și din Statele Unite ale Americii. Și am creat un grup de lucru multidisciplinar în Transgaz să putem să trimitem către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) propuneri de legislație secundară și către Ministerul Energiei pentru legislație primară în domeniul acesta. Că, altfel, toată lumea vorbește și nu e legiferat nimic cum trebuie să faci. Așa cum am procedat cu biometanul, și acum toată lumea vorbește de biometan aici.
Am avut o vizită aici a Excelenței Sale, ambasadorul Germaniei în România, care a însoțit compania Uniper – care a preluat Gazprom Germania, practic au naționalizat acolo –, că vor să vină să investească în România zeci, sute de milioane de euro în producția de biometan. Și le-am explicat că nu avem legislație. Ne-au dat legislația din Germania. Între timp ne-a ajutat și guvernul din Bavaria, întâlnindu-mă cu ministrul de Externe al Bavariei.
Ca să continui cu biometanul, am trimis propunere de legislație către ANRE, la Ministerul Energiei. La nivel de guvern, s-a creat un grup de lucru cu toate companiile de transport și distribuție și potențiali producători de biometan.
Energy Magazine: La ce capacitate de biometan vă așteptați și cum pregătim rețeaua?
Ion Sterian: Vedem, când vin cu cereri de racordare la noi, ce volume vin. Să finalizăm legislația.
Energy Magazine: Și pe partea de hidrogen?
Ion Sterian: La hidrogen iar nu există legislația, nu e finalizată. Și hidrogenul e mai inflamabil decât gazul, de cel puțin șapte ori. Hidrogenul este bun să-l folosești în industria petrochimică, în industria îngrășămintelor chimice, amoniac, ca să reducă emisiile de carbon.
Energy Magazine: Dar când vom avea primele culoare de transport hidrogen în România?
Ion Sterian: Suntem într-un memorandum împreună cu companiile din Grecia, Bulgaria, Ungaria, din Slovacia, Cehia și Germania. Și până pe 18 noiembrie trebuie să depunem aplicațiile pentru finanțarea coridorului SEEHyC și în România, prin Connecting Europe Facility (CEF). Vor fi conducte noi, dar ne gândim și la partea de a adapta conductele de transport gaze.
N-a ajuns tehnologia astăzi să știm exact costurile, dar din analizele noastre vor fi investiții care vor permite să transporți pe conductele acestea hidrogen undeva la 20-30% din costul unei conducte obișnuite astăzi. Dar dacă urmăriți licitațiile pe SEAP ale Transgaz când e vorba de conducte, de achiziția de conducte, de material tubular, toate au condiția acolo să poată să transporte minim 20% hidrogen. Și toate magistralele mari din Transgaz permit astăzi injecția a până la 10% hidrogen. Asta la o primă analiză a noastră, vedem dacă vor permite mai mult fără nicio investiție.
NOTA REDACȚIEI: Interviul a fost publicat în numărul 4 al revistei Energy Magazine, apărut în luna decembrie și disponibil la punctele de difuzare a presei din țară.
