S-au făcut progrese în sectorul național de gaze, însă se află România aproape de independența energetică?
Pandemia a adus probleme majore în piața de gaze naturale din România. Copleșită de revenirea cererii crescute, războiul din Ucraina a adăugat și mai multă presiune și incertitudine. În general, în ultimul an, situația pieței energiei per ansamblu a reprezentat o provocare și o îngrijorare pentru liderii europeni, pentru companiile din România, iar în ceea ce privește sectorul gazelor, nivelurile de stocare au rămas mult sub medie. „Totuși, prețurile europene pe termen scurt au atins niveluri record de la începutul conflictului din 2022 deoarece Europa a devenit piață premium încă de iarna trecută și a atras fluxuri masive de Gaz Natural Lichefiat (GNL) pentru a compensa scăderea bruscă a livrărilor din Rusia. Devierea de GNL către Europa a fost esențială pentru echilibrarea consumului de sezon rece, dar volatilitatea prețurilor a atins, de asemenea, niveluri record ca urmare a incertitudinii fără precedent”, spune Cătălin Niță, Director Executiv Federația Patronală Petrol şi Gaze.
Dacă facem o radiografie a presei europene, o bună parte dintre articolele din sectorul energetic se axează pe jocul de tip ping-pong Federația Rusă – Uniunea Europeană, cu reduceri de livrări, sancțiuni și motive de fațadă. Lupta pentru independența energetică a Uniunii Europene se accentuează, mai ales pentru că Rusia este cel mai mare furnizor de gaze naturale din Europa, satisfăcând 33% din cererea regiunii în 2021, „după o creștere constantă în ultimul deceniu din cauza opririi producției interne”. Cu toate acestea, potrivit lui Cătălin Niță, România este cea mai puțin vulnerabilă țară la acest aspect, cu o dependență minimă. „Suntem chiar la un pas de a atinge independența energetică, dacă noi capacități de producție vor fi deschise”.
Piața de gaze din România se găsește într-un moment de acalmie, completează Dumitru Chisăliță, preşedinte al Asociaţiei Energia Inteligentă. În fapt, adaugă el, este o aparență, mai mult sau mai puțin indusă. „Departe de opinia publică, furnizorii duc lupte pentru găsirea oricărei molecule de gaz pe care să o achiziționeze acum sau la iarnă. Este o situație complicată, inclusiv pentru că furnizorii nu și-au recuperat banii plătiți pentru diferența dintre prețul plafonat și prețul de achiziție al gazelor, ceea ce creează o vulnerabilitate suplimentară față de situația lipsei cantităților de gaze necesare acoperirii consumului pentru toți consumatorii”, explică el.
Independență energetică… sau nu
În iunie 2022, Black Sea Oil & Gas și partenerii de concesiune, Petro Ventures Resources şi Gas Plus Dacia, au anunțat startul producției de gaze naturale prin Proiectul de Dezvoltare Gaze Naturale Midia (Proiectul MGD) din Marea Neagră, prima exploatare de acest tip din România ultimilor 30 de ani. Proiectul constă în cinci sonde de producţie la zăcămintele „Doina” şi „Ana”, o platformă monitorizată şi operată de la ţărm şi o conductă submarină de 126 km care face legătura cu noua staţie de tratare a gazelor din comuna Corbu, judeţul Constanţa. „Proiectul MGD de punere în producţie a zăcămintelor de gaze Ana şi Doina din largul Mării Negre a parcurs un drum lung şi anevoios de la acordarea concesiunii până la ajungerea gazelor în casele românilor”, au spus oficialii Black Sea Oil & Gas, cu ocazia inaugurării.
Proiectul BSOG ar trebui să fie o lecție pentru autoritățile din România, comentează Chisăliță, căci arată „dificultatea realizării investițiilor în România, lecție care ar trebui să determine eliminarea nenumăratelor bariere în creșterea capacității de producție de gaze naturale, diminuarea birocrației exagerate, creșterea cooperării între diferitele instituții ale statului etc.”. Potrivit analistului, în ciuda nenumăratelor piedici administrative, pandemice, și trecând dincolo de blocajul creat pentru exploatarea gazelor naturale din Marea Neagră odată cu promulgarea Legii Offshore în anul 2018, BSOG a continuat activitatea și în momentul de față avem o creștere a producției de gaze românești, „atât de necesare pentru iarna următoare”.
În acest an se estimează o producţie de jumătate de miliard de metri cubi de gaze, iar producţia la platou va fi de aproximativ 1 miliard de metri cubi de gaze/an pentru următorii 3 ani din cei 10 ani de viaţă estimaţi pentru zăcămintele Ana şi Doina. Proiectul, care va asigura 10% din cererea de gaze a României, a fost inaugurat într-un moment în care, pe fondul unui context geopolitic dificil la nivel regional și global, piața se confruntă cu o criză de resurse.
De altfel, Cătălin Niță afirmă că România este în cea mai privilegiată poziție europeană în această nouă arhitectură de securitate energetică care se va consolida în lunile următoare. „Legea offshore a deblocat și potențiale noi investiții”, spune el. În luna mai, România a adoptat Legea offshore, care prevede ca statul român să câștige 60% din redevențe în urma exploatării gazelor din Marea Neagră. Legea are ca obiect modificarea și completarea Legii nr. 256/2018 privind unele măsuri necesare pentru implementarea operaţiunilor petroliere de către titularii de acorduri petroliere referitoare la perimetre petroliere offshore şi vizează adoptarea unui set de măsuri privind stabilitatea regimului fiscal şi de redevenţe petroliere, precum şi eliminarea impozitării suplimentare a veniturilor pentru preţurile de vânzare la care investitorii nu realizează supraprofituri (între 45,71 lei/MWh şi 85 lei/MWh), cu menţinerea grilei de impozitare în urma practicării unor preţuri mai mari de 85 lei/MWh. Apoi, mai spune Niță, ultima decizie europeană privind taxonomia a demonstrat din nou și, „sperăm noi irevocabil”, că gazele sunt cheia tranziției pe care și-o propune Uniunea Europeană și mai multe astfel de proiecte ar putea fi bancabile. „Nu în ultimul rând, seria largă de perimetre onshore și offshore pe care Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale le va putea licita în runda 11 au potențialul să facă din România, în sfârșit, un jucător regional mult așteptat și lăudat pe la evenimentele de industrie din ultimii ani. Aportul gazelor dezvoltate de BSOG este considerabil și esențial în mixul nostru energetic, mai ales până la dezvoltarea unor zăcăminte mai bogate, cum sunt Neptun Deep sau Caragele”, explică el. OMV Petrom, operator al Neptun Deep, estimează că va adopta decizia finală de investiție în Neptun Deep, proiect în parteneriat cu Romgaz, în prima jumătate a anului viitor, producția urmând a debuta în 2026-2027. Proiectul Neptun Deep, care ar permite României să-și acopere integral consumul din producția internă și chiar să exporte gaz, a fost întârziat ca urmare a deciziei Parlamentului de a modifica în 2018 Legea offshore, majorând impozitarea.
Revenind la proiectul BSOG, el reprezintă un pas enorm de imagine spre reducerea dependenței energetice, arată Chisăliță. „Din păcate, cantitățile care urmează a fi exploatate de BSOG nu au capacitatea de a reduce dependența totală de importuri, dar contribuie la acest lucru”, spune el. Anul trecut, creșterea prețului gazelor naturale a început în luna iulie, urmare a reducerii livrării de gaze din Rusia, pe fondul lipsei obligațiilor contractuale pe termen lung și a unor probleme tehnice. Această situație a determinat o creștere a prețului gazelor cu 463% față de prețul maxim înregistrat înainte de debutul conflictului din Ucraina. „Istoria se repetă anul acesta. Reducerea livrărilor de gaze spre țări din Europa va aduce prețuri la gaze în iarnă care nu au mai existat vreodată pentru acest produs. Astfel, apreciem că în această iarnă trebuie să ne așteptăm la prețuri pentru gazele naturale marfă de peste 200 euro/MWh. Impactul asupra consumatorilor mari din România, cei care consumă peste 50.000 MWh și care nu beneficiază de plafonarea prețului va fi devastator, probabilitatea mare fiind ca majoritatea dintre aceștia să-și închidă porțile, cu toate efectele negative: șomaj, reducerea fondurilor la bugetele de stat etc.”. Dar această situație va crea și un efect aparent “pozitiv”, adaugă analistul, va disponibiliza gaze în perioada rece pentru ceilalți consumatori, reducând efectele unei restricționări masive a livrărilor de gaze pentru consumatorii din România. „Apreciem că, în aceste condiții, în situația unor zile cu temperaturi scăzute, în cea mai rece lună a iernii 2022/2023, gazele din producția internă și depozitate ar asigura, probabil, strict necesarul de gaze pentru populație și eventual al entităților de maximă importanță (spitale, azile, închisori etc.) în lipsa importurilor de gaze”.
Start la investiții?
„Proiectul MGD asigură nu doar 10% din cererea de gaze a României, ci deschide calea, poate chiar utilizând infrastructura proiectului nostru, altor proiecte de dezvoltare din platoul continental al Mării Negre aparţinând României. De asemenea, acest proiect lansează o serie de inițiative de dezvoltare a energiei verzi, ceea ce face ca MGD să devină o infrastructură integrată de tranziție energetică”, a declarat Mark Beacom, Directorul General al BSOG, în luna iunie, pentru presa locală. România este o țară bogată în resurse ce vor facilita tranziția verde, însă „trebuie să ne asumăm și la nivel național un cadru extrem de atractiv pentru investitorii care fac aceste proiecte posibile și să ieșim din logica măcelăriei de unde nu pleacă nici un câine, pentru că am avut deja suficient de pierdut din cauza ei”, arată Cătălin Niță.
Pe de o parte, proiectul realizat de BSOG a arătat că „se poate și în România”, dar reprezintă el startul unor noi investiții? Ori transformă el România într-o destinație atractivă pentru investitori? Plecarea Exxon din proiectul Neptun Deep și vânzarea participației sale companiei de stat Romgaz nu oferă un răspuns pozitiv la întrebările de mai sus. Consiliul de Administraţie al SNGN Romgaz a avizat, în data de 2 noiembrie 2021, achiziţia tuturor acţiunilor emise de ExxonMobil Exploration and Production Romania Limited. Romgaz a semnat pe 3 mai contractul de vânzare-cumpărare a tuturor acţiunilor emise (reprezentând 100% din capitalul social) de ExxonMobil Exploration and Production Romania Limited (EMEPRL) care deținea 50% din drepturile dobândite și din obligațiile asumate prin Acordul Petrolier pentru zona estică, zona de apă adâncă, a perimetrului offshore XIX Neptun din Marea Neagră. „Situația complicată din prezent, crizele existente la nivel mondial, conflictul armat de la granița României, situația din Marea Neagră, recesiunea economică în care probabil va intra România, dar mai ales experimentul BSOG, sunt descurajatoare pentru investitori. La aceasta se adaugă istoricul care caracterizează România: inconsistență, instabilitate, incertitudine și incoerență, care nu creează cadrul dorit de investitorii mari, fiind mai degrabă terenul propice pentru speculatori”, conchide Dumitru Chisăliță.
BSOG, deținută de Carlyle International Energy Partners şi Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare, are acum în portofoliu Proiectul MGD și două licențe de producţie gaze naturale, zăcămintele Ana și Doina din perimetrul XV Midia – Zona de Apă de Mică Adâncime în care BSOG deține o participa ție de 70%.
În continuare, războiul din Ucraina nu pare să se apropie de sfârșit, iar criza energetică se acutizează. La momentul redactării acestui material, Gazprom anunță reducerea livrărilor prin Nord Stream 1, Ungaria se așteaptă să semneze un acord pentru suplimentarea livrărilor rusești, iar România, deși se află într-o poziție „privilegiată”, este obligată de context să accelereze demersurile pentru independență – cel puțin în sectorul gazelor.