Centralele pe gaz natural: CCGT, randament, costuri și emisii

Gazul natural a produs aproximativ 6.900 TWh în 2025, circa 22% din electricitatea lumii, pe locul doi după cărbune. Este combustibilul de echilibrare al majorității sistemelor energetice. Centralele cu ciclu combinat livrează energia de bază, turbinele și motoarele cu pornire rapidă acoperă vârfurile, iar în multe piețe gazul stabilește prețul angro o mare parte din an. Centralele pe gaz sunt flexibile, ieftin de construit și emit pe kWh cam jumătate din CO₂-ul cărbunelui. Pe de altă parte: prețuri volatile la combustibil, dependență mare de importuri în multe țări și metan care scapă de-a lungul lanțului de aprovizionare.

Cum funcționează

Gazul din conducte este în mare parte metan (CH₄, de regulă 85–95%), cu puțin etan, propan, azot și CO₂. Centralele îl ard în trei moduri principale.

Turbine cu gaze (ciclul Brayton). Un compresor ridică presiunea aerului de 15–25 de ori peste cea atmosferică (până la circa 30 la mașinile avansate). Combustibilul arde în camera de ardere la temperaturi care depășesc acum 1.500 °C la unitățile din clasele H și J. Gazele fierbinți se destind în turbină, care antrenează atât compresorul, cât și un generator. Gazele de evacuare ies la aproximativ 450–650 °C.

Ciclul combinat. Într-o centrală cu ciclu combinat (CCGT), gazele de evacuare trec printr-un cazan recuperator. Aburul pune în mișcare o turbină cu abur (ciclul Rankine), care adaugă cu circa 50% mai multă electricitate fără combustibil suplimentar. Configurațiile uzuale sunt o turbină cu gaze cu o turbină cu abur („1×1”) sau două turbine cu gaze care alimentează o turbină cu abur („2×1”).

Motoare cu piston. Motoare mari cu aprindere prin scânteie sau dual-fuel, de 5–20 MW fiecare, de tipul celor fabricate de Wärtsilä, MAN și Jenbacher, sunt grupate în centrale de zeci până la sute de megawați. Pornesc în mai puțin de cinci minute și își păstrează randamentul la sarcină parțială, așa că se potrivesc bine pe insule, la mine și în rețelele cu ponderi mari de regenerabile variabile.

Inginerii exprimă randamentul prin consumul specific de căldură, adică energia din combustibil necesară pentru fiecare kWh livrat:

Datele din SUA sunt date raportat la puterea calorifică superioară (PCS). Datele europene și cele ale producătorilor folosesc de obicei puterea calorifică inferioară (PCI), ceea ce face ca aceeași centrală să pară cu circa 10% mai eficientă, pentru că PCI a gazului natural este aproximativ 90% din PCS. Calculatorul de conținut energetic al combustibililor face conversia între metri cubi, therms, MMBtu și MWh de gaz.

Principalele variante

Recordul de randament pentru o centrală CCGT a fost stabilit de unități din clasa H în Japonia și Franța și se situează puțin peste 63–64% PCI. Chiar și așa, circa 37% din energia combustibilului pleacă sub formă de căldură de temperatură joasă, pe care centralele de cogenerare o recuperează pentru termoficare sau industrie.

Randament și factor de capacitate

Factorul de capacitate al centralelor pe gaz depinde de rolul lor și de prețul gazului. În SUA, unitățile cu ciclu combinat au avut în ultimii ani o medie de aproximativ 55–60% (EIA). Gazul de șist a fost atât de ieftin încât în unii ani au funcționat mai mult decât centralele pe cărbune. Turbinele în ciclu simplu au de regulă 5–15% și pornesc doar la vârfuri de consum, la avarii sau în serile fără vânt. În Europa, gradul de utilizare al CCGT-urilor e mai mic și mai volatil: crește când gazul e mai ieftin decât cărbunele, cu tot cu costul carbonului, și scade când gazul e scump sau când producția din regenerabile e mare. Calculatorul factorului de capacitate arată ce înseamnă aceste ore în producție anuală.

Centralele pe gaz se numără printre cele mai flexibile centrale termice. CCGT-urile moderne își schimbă puterea cu 30–80 MW pe minut, iar motoarele și turbinele aeroderivative pornesc de la rece în câteva minute. De aceea asigură mare parte din puterea pentru vârful de sarcină, rezervele de exploatare și acoperirea pentru eolian și solar. Partea proastă: pornirile și opririle dese cresc costurile de mentenanță și scad randamentul.

Costuri

Centralele pe gaz sunt ieftin de construit și scump de exploatat, invers față de regenerabile și nuclear.

• Lazard LCOE+ 2024 (SUA, fără subvenții): gaz în ciclu combinat 45–108 $/MWh; centrale de vârf pe gaz 110–228 $/MWh. Intervalele presupun prețuri ale gazului în SUA de câțiva dolari pe MMBtu și factori de capacitate de 30–90% (CCGT) și 10–15% (centrale de vârf).
• IEA/NEA Projected Costs 2020: mediana pentru CCGT de circa 71 $/MWh la o rată de actualizare de 7%, inclusiv un preț presupus al carbonului de 30 $/t. Prețurile regionale ale combustibilului fac intervalul larg.
• NREL ATB și EIA AEO estimează costul de capital overnight pentru un CCGT nou la aproximativ 1.000–1.300 $/kW, iar pentru turbinele cu gaze ceva mai puțin pe kW.

Combustibilul face diferența. La un consum specific de 6,5 MMBtu/MWh, fiecare variație de 1 $/MMBtu a prețului gazului mută costul de producție cu circa 6,5 $/MWh. La prețurile Henry Hub din SUA, de 2–4 $/MMBtu, combustibilul costă 13–26 $/MWh. La prețurile TTF din Europa din 2022, când mediile lunare au trecut pentru scurt timp de 200 €/MWh de gaz (aproximativ 60 $/MMBtu), doar combustibilul costa cam 350 €/MWh de electricitate. Un preț al carbonului de 80 €/t crește costul unui CCGT cu circa 28–32 €/MWh. Fă-ți propriile calcule în calculatorul LCOE. Pune factorul de capacitate la 10% și vei vedea de ce centralele de vârf costă atât de mult pe MWh, deși sunt ieftin de construit.

GNL și piața mondială a gazului

Țările fără aprovizionare prin conducte importă gaz natural lichefiat (GNL), răcit la circa −162 °C și transportat cu nave. Lichefierea, transportul și regazeificarea consumă aproximativ 10–15% din energia gazului și adaugă câțiva dolari pe MMBtu. Tot ele cresc emisiile pe ciclul de viață cu 10–40%, în funcție de rută. SUA au devenit în 2023 cel mai mare exportator de GNL din lume, înaintea Qatarului și a Australiei. GNL-ul a legat parțial piețele de gaz care înainte erau regionale: o iarnă rece în Asia ridică acum prețul electricității în Europa.

Teren, apă și materiale

Amprenta propriu-zisă a unei centrale pe gaz e mică, adesea câteva hectare pentru un CCGT de ordinul gigawaților. Sondele, conductele de colectare și magistralele din amonte ocupă mult mai mult teren, mai ales în bazinele de gaz de șist. CCGT-urile au nevoie pe MWh de cam o treime din apa de răcire a centralelor pe cărbune sau nucleare, pentru că partea cu turbina cu gaze își evacuează căldura prin gazele de ardere. Analiza NREL (Macknick et al., 2012) dă un consum median de circa 200 de galoane americane pe MWh pentru CCGT-urile cu turnuri de răcire, față de aproximativ 700 pentru cărbune și nuclear. Condensatoarele răcite cu aer pot reduce consumul aproape la zero, cu o mică pierdere de randament. Turbinele în ciclu simplu nu folosesc aproape deloc apă.

Emisiile de CO2 pe ciclul de viață

Coșul de fum spune doar o parte din poveste. Scăpările de metan de la sonde, compresoare, conducte și terminale GNL contează mult, pentru că potențialul de încălzire globală al metanului este de circa 30 pe 100 de ani și de circa 80 pe 20 de ani (IPCC AR6).

• IPCC AR5 WGIII Annex III (2014): mediană pentru ciclul combinat 490 gCO2e/kWh, interval 410–650.
• UNECE 2021: NGCC 403–513 gCO2e/kWh fără captare. Cu CCS, intervalul coboară la aproximativ 90–220 gCO2e/kWh, limitat de rata de captare și de metanul din amonte.
• Turbinele în ciclu deschis emit pe kWh cu 50–60% mai mult decât CCGT-urile, din cauza randamentului mai mic.

Nimeni nu știe exact cât scapă. Alvarez et al. (Science, 2018) au măsurat în lanțul de aprovizionare din SUA emisii echivalente cu circa 2,3% din producția brută de gaz, cu aproximativ 60% peste inventarul oficial EPA. Global Methane Tracker al IEA arată că circa 40% din metanul din sectorul petrolului și gazelor ar putea fi eliminat fără cost net. Studiile pe ciclul de viață plasează pragul la care gazul își pierde avantajul climatic față de cărbune, pe un orizont de 20 de ani, la scăpări de câteva procente. Pe 100 de ani, gazul își păstrează un avantaj clar la majoritatea ratelor realiste de scăpări. Sateliții care depistează marii emițători, programele de detectare și reparare a scăpărilor și regulamentul UE privind metanul (care acoperă și importurile) țintesc toți această problemă.

Siguranță și efecte asupra sănătății

Gazul arde aproape fără dioxid de sulf, particule sau mercur. Emite totuși oxizi de azot, ținuți sub control cu arzătoare uscate cu NOx redus și reducere catalitică selectivă. Pe unitatea de energie face mult mai puțin rău sănătății decât cărbunele sau petrolul. Markandya & Wilkinson (Lancet, 2007) au estimat circa 4 decese pe TWh pentru gazul din Europa. Sinteza Our World in Data dă circa 2,8 decese pe TWh, față de circa 24,6 pentru cărbune și 0,03 pentru nuclear, eolian și solar. Riscurile din lanțul de aprovizionare includ explozii de conducte, erupții de sonde și incidente la depozite, cum a fost Aliso Canyon (California, 2015–2016), plus efecte locale asupra aerului și apei în zonele de exploatare a gazelor de șist.

Opțiuni de decarbonizare

Captarea carbonului. Captarea cu amine după ardere e mai dificilă la CCGT-uri decât la cărbune, pentru că gazele de ardere sunt diluate (circa 4% CO₂, față de 12–14% la cărbune). Pierderea de randament este de 7–10 puncte procentuale. Proiectul britanic Net Zero Teesside Power (circa 740 MW, decizie de investiție la finalul lui 2024) vrea să devină prima centrală pe gaz cu CCS la scară comercială, cu o rată de captare de până la 95%.

Amestecul cu hidrogen. Majoritatea turbinelor noi pot arde 30–50% hidrogen în volum, iar producătorii țintesc 100% în jurul lui 2030. Hidrogenul are cam o treime din energia volumetrică a metanului, așa că un amestec de 30% în volum reduce CO₂ doar cu circa 10%, iar hidrogenul trebuie el însuși să fie produs cu emisii reduse. Calculatorul de hidrogen verde arată câtă electricitate e necesară. Economia lui o găsești la hidrogen verde.

Biometanul obținut prin fermentare anaerobă poate înlocui direct gazul fosil, dar cantitatea disponibilă e mică față de cererea sectorului energetic.

Perspective

Direcția în care merg centralele pe gaz diferă de la o regiune la alta. În SUA, gazul de șist a înlocuit cărbunele în 2008–2024, iar gazul asigură acum aproximativ 40% din electricitatea americană. Cererea centrelor de date a readus comenzile de turbine noi, iar termenele de livrare pentru unitățile mari s-au întins până în 2025 la câțiva ani. În Europa, șocul de preț din 2022 a accelerat regenerabilele și eficiența energetică, iar consumul de gaz pentru electricitate a scăzut. Gazul rămâne totuși principala plasă de siguranță pentru perioadele întunecate și fără vânt și câștigă bani prin piețele de capacitate. Orientul Mijlociu, Asia de Sud-Est și unele părți ale Africii încă adaugă flote mari de CCGT-uri.

Într-un sistem cu emisii nete zero, centralele pe gaz ajung să vândă capacitate, nu energie. Funcționează mai puține ore, ca rezervă sigură alături de stocarea în baterii și de energia eoliană, și ajung în timp să folosească CCS, hidrogen sau biometan. Harta energetică a lumii arată ce țări depind cel mai mult de gaz, iar comparația tehnologiilor îi pune costurile și emisiile alături de alternative.