România are o șansă extraordinară pe care puține țări din Europa o au: propriile resurse de gaze naturale și, mai ales, zăcămintele însemnate descoperite în Marea Neagră. Însă, în contextul noilor reglementări europene de sub umbrela Green Deal, care pun accentul pe energie verde, această fereastră de oportunitate s-ar putea închide pentru noi mai repede decât am dori.

Sistemul energetic în 2050 va fi complet diferit de cel de astăzi, anunța recent Frans Timmermans, Vicepreședintele Executiv al Comisiei Europene, responsabil pentru Green Deal (Pactul Ecologic european).

Și „la finalul drumului, nu va mai fi loc pentru cărbune, va fi foarte puțin pentru petrol și doar un rol marginal pentru gazele fosile”, a afirmat acesta, într-un discurs ținut la conferința anuală a Eurogas, asociație europeană a industriei de gaze naturale.   

Sectorul energetic este unul dintre principalii responsabili pentru emisiile de dioxid de carbon în UE, de aceea reglementările Comisiei Europene care vizează decarbonarea acestuia ocupă un loc crucial în pachetul legislativ conceput sub umbrela Green Deal. În acest sens,  discuțiile despre rolul gazelor naturale în viitoarea configurație a sistemului energetic sunt foarte aprinse, ținând cont de faptul că statele puternic dependente de cărbune în mixul energetic, precum Polonia și România, militează pentru susținerea în continuare a utilizării acestui combustibil în procesul de tranziție energetică.

De altfel, la reuniunea Consiliului European din decembrie anul trecut, în care s-a adoptat majorarea țintei de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră de la 40% la 55% până în 2050 comparativ cu nivelurile 1990, liderii UE, inclusiv președintele României, au reafirmat că statele membre sunt libere să își decidă mixul energetic și să apeleze la tehnologii de tranziție, precum gazele naturale.

Generând la ardere jumătate din cantitatea de emisii de carbon pe care o produce cărbunele, gazele naturale pot contribui semnificativ la obiectivele climatice, fiind totodată o soluție flexibilă de producție a energiei electrice, cu avantaje certe pentru stabilitatea sistemelor energetice naționale. În plus, infrastructura de transport a gazelor naturale poate fi folosită pentru tehnologii ale viitorului din sector, precum hidrogenul sau biometanul. 

Timmermans: „Cel mai important pas este închiderea termocentralelor pe cărbune”

Pe de altă parte, în discursul ținut la finele lunii martie la conferința Eurogas, Timmermans a subliniat: „Vreau să fiu foarte limpede: combustibilii fosili nu au un viitor viabil. Iar asta e valabil și pentru gazele fosile, pe termen lung”. El a mai spus că „cel mai important pas care trebuie luat este închiderea termocentralelor pe cărbune”, adăugând că 21 de state membre au renunțat deja la cărbune sau au anunțat planuri în acest sens.

De altfel, pentru a sprijini acest proces de renunțare la cărbune, Comisia Europeană a lansat Mecanismul pentru Tranziție Justă, care se va axa pe regiunile și sectoarele cele mai afectate de tranziție, având în vedere dependența lor de combustibilii fosili – printre care și unele din România. Ministerul Finanțelor Publice a explicat că „acest Mecanism va mobiliza fonduri pentru investiții pentru perioada 2021-2027 și se va implementa prin trei piloni:

• Fondul pentru o Tranziție Justă (Just Transition Fund – JTF);
• schemă dedicată în cadrul InvestEU pentru atragere de investiții private;
• facilitate de împrumut pentru sectorul public, în cadrul căreia Banca Europeană de Investiții va mobiliza investiții suplimentare pentru regiunile în cauză”.

Analiza Comisiei în cadrul Semestrului European 2020 (Anexa D a Raportului de țară: Orientarea investițiilor pentru Fondul de Tranziție Justă 2021-2027) a identificat 6 regiuni afectate în mod semnificativ de tranziția către o economie neutră din punct de vedere al emisiilor de gaze cu efect de seră. Acestea sunt ​​Hunedoara, Gorj, Galați, Mureș, Prahova și Dolj.

Programul Operațional Tranziție Justă 2021-2027 are o alocare orientativă de aproximativ 2,139 miliarde euro, din care 0,937 miliarde euro din JTF și 1,2 miliarde prin Next Generation EU, la care se adaugă cofinanțarea națională de 0,321 miliarde, finanțarea totală disponibilă ajungând la aprox. 2,460 miliarde euro. România miza pe fondurile uriașe puse la dispoziție prin acest mecanism inclusiv pentru trecerea unor centrale pe cărbune în unele pe bază de gaze naturale. În vara anului trecut, alături de alte 7 state central și est-europene (Bulgaria, Cehia, Grecia, Ungaria, Lituania, Polonia și Slovacia), a cerut CE să nu excludă proiectele pe gaze pentru finanțările din JTF. Totuși, în decembrie 2020, Consiliul European a anunțat că „Fondul pentru o tranziție justă nu va sprijini nicio investiție legată de combustibilii fosili, inclusiv de gazele naturale” (vedeți comunicarea AICI).

Taxonomia, decisivă pentru investițiile viitoare

Totuși, de departe, Taxonomia rămâne unul dintre cele mai importante acte legislative care va modela viitorul sectorului energetic al Uniunii Europene pentru următoarele trei decenii si care are  impact asupra sectorului gazelor naturale, fiind un sistem care clasifică investițiile pentru activități durabile. În varianta concepută anul trecut de către Comisia Europeană, Taxonomia făcea practic imposibilă calificarea investițiilor din fonduri europene pentru centralele noi pe gaze naturale. Cum? Impunând un prag al emisiilor de CO2 imposibil de atins prin tehnologiile actuale, respectiv de 100 grame CO2/KWh, în condițiile în care documentul de referință BREF BAT (cele mai bune tehnici disponibile) pentru instalațiile mari de ardere indică valori peste 350g de CO2e per KWh.

„Dorim să atragem atenția asupra limitelor de emisii recomandate de CE, care fac referire la producția de energie electrică din combustibili fosili gazoși sau lichizi, valori menite din start să descurajeze investițiile în astfel de tehnologii și resurse, nefiind bazate pe cele mai bune tehnologii (BAT) din domeniu. Conform datelor disponibile acum, emisiile centralelor electrice pe bază de gaze naturale, funcționale în regim optim în România, se situează în jurul valorii de 360 gCO2/kWh”, arăta, în decembrie anul trecut, Centrul Român al Energiei (CRE).

Organizația a explicat că, pentru a îndeplini limitele recomandate de CE, mixtul combustibilului utilizat ar trebui să conțină gaze decarbonate, cum este hidrogenul. În plus, mai există și alte aspecte de luat în calcul:

„Chiar dacă capacitățile actuale de generare permit utilizarea unui asemenea amestec de gaze decarbonate, acest aspect nu este încă validat în practică. (…) De asemenea, momentan în România și în regiune, nu există capacități comerciale de producere, transport și depozitare a gazelor decarbonate, cum este hidrogenul, această resursă fiind de perspectivă pe termen mediu sau lung”.

Găsiți punctul de vedere integral AICI.

Într-un nou draft al taxonomiei prezentat la finele lunii martie a acestui an, termocentralele pe gaze naturale care produc electricitate și căldură pot fi clasificate drept investiții verzi dacă înlocuiesc o altă instalație mai poluantă, reducând astfel cu cel puțin 50% emisiile generate pe KWh, conform EurActiv.com. De asemenea, termocentrala trebuie să fie operațională până în 2025, să poată folosi combustibili cu un conținut redus de carbon în viitor și să nu emită mai mult de 270 de grame CO2 echivalent pe KWh.

Pentru centralele care produc doar electricitate sau cele în cogenerare care nu înlocuiesc o alta mai poluantă, Comisia păstrează un nivel de 100 grame CO2 echivalent/KWh. Asta înseamnă că, pentru a se califica drept investiții sustenabile, noile centrale pe gaze naturale vor avea nevoie să adauge tehnologia de captare a carbonului, mai arată sursa citată.

E nevoie de dialog între stat și privat mai mult ca oricând

Așadar, la cum arată acum situația, România va avea dificultăți tot mai mari în a-și moderniza parcul extrem de învechit de termocentrale cu unele fiabile pe gaze naturale. În plus, și extinderea rețelei de distribuție a gazelor naturale va trebui să prevadă posibilitatea de a permite amestecul cu hidrogen în viitor. Acest lucru este prevăzut în Planul Național de Redresare și Reziliență trimis de autorități la Bruxelles, plan prin care România poate beneficia de circa 30 miliarde de euro până în  2026.

Legislația europeană se schimbă așadar rapid, iar România trebuie să își apere interesul cât mai mult, pentru a valorifica optim resursele de gaze naturale de care dispune, în beneficiul economiei naționale și al cetățenilor săi. Exploatarea acestor resurse nu doar că asigură venituri bugetare însemnate și locuri de muncă numeroase, dar ar putea permite poziționarea noastră ca un actor important în producția de hidrogen albastru, considerat o sursă de energie de bază a viitorului, ce poate fi folosit inclusiv pentru încălzire, transport și în industrie. Depinde de noi dacă vom reuși să avem o Strategie de țară prin care să  folosim inteligent resursele proprii.

Pentru a valorifica acest potențial și pentru a contura un viitor sustenabil, este necesară consolidarea colaborării între experții autorităților naționale și sectorul privat din România.

România este unul dintre cei mai vechi producători de țiței și gaze naturale din lume. Istoria exploatărilor se întinde la peste un secol distanță, dar astăzi, după perioade de exploatare intensivă a zăcămintelor, producția de pe uscat este în declin. Sub apele tulburi ale Mării Negre, însă, natura a creat rezervoare capabile să găzduiască resurse și rezerve importante de gaze naturale. Zăcămintele de aici sunt atât de promițătoare, încât ar putea face din România o nouă Norvegie. Depinde de noi ce facem cu aceste zăcăminte, ca ele să fie ori o bonanza (o comoară), ori o fata morgana (un vis frumos).

Pe uscat (onshore), România a fost prima țară din lume care a înregistrat oficial o producție de țiței, în anul 1857. În ceea ce privește gazele naturale, primele sonde care au condus la debutul producției naționale de gaze naturale au fost săpate în 1908, în localitatea Sărmășel (județul Mureș). 

Platforma petrolieră Gloria face primele căutări din Marea Neagră

Comparativ, în zona offshore, primele achiziții de date seismice în bazinul Mării Negre au început în 1969 și de abia în 1976, platforma petrolieră marină de foraj Gloria a săpat prima sondă de explorare (sursa: „Hidrocarburile din Marea Neagră – între provocări și riscuri”). Scopul acestor lucrări a fost creșterea producției naționale de hidrocarburi – adică de petrol și gaze naturale, prin accesarea potențialului din cadrul platformei continentale a Mării Negre.

„Inițial, Sonda 1 Ovidiu Est se afla într-o zonă în care apa avea o adâncime de 84 de metri. Platforma era proiectată pentru ape cu adâncimi maxime de 90 de metri și valuri înalte de 12 metri”, arată datele Asociaţiei Române a Concesionarilor Offshore din Marea Neagră (RBSTA).

Rezultatul a fost negativ, iar cel de-al doilea foraj a fost realizat în perimetrul XV Midia, rezultatul fiind din nou unul negativ. S-a făcut cea de-a treia încercare, în perimetrul XVIII Istria, unde sonda săpată într-o zonă de adâncime a apei de 50 de metri, a făcut primele descoperiri de țiței în cantități semnificative, în anul 1980 (Lebăda). Au urmat lucrări pentru realizarea primei platforme de producție, în 1984, dar și pentru conducta de transport al petrolului, lungă de 64 km, spre zona continentală. 

1987, debutul producției în Marea Neagră

Abia în 1987, deci la 11 ani de la debutul explorării, a fost înregistrată prima producție de hidrocarburi din Marea Neagră.

Ulterior, „după execuția a peste 100 de foraje de explorare, au mai fost descoperite câmpuri petrolifere și gazeifere noi: Sinoe (1988), Portița (1990), Doina (1995), Cobălcescu (1997), Pescăruș (1999), cu rezerve relativ mici. Pentru exploatare s-au construit, între 1988 și 2001, alte 6 platforme de producție amplasate pe șelful continental, la o adâncime a apei de până la 150 m. Platformele urmează un aliniament SV-NE, la cca 80 – 100 km depărtare de țărm”, se mai arată în lucrarea „Hidrocarburile din Marea Neagră – între provocări și riscuri”.

Lucrările de explorare au continuat, după 2001 fiind descoperite noi câmpuri petrolifere situate în zona șelfului. 

Structurile exploatate astăzi sunt aflate în ape de mică adâncime.

„În momentul de față, aproximativ 8% din producția de țiței și (gaz – n.ed.) condensat la nivel național provine din perimetre offshore, diferența fiind acoperită din producția onshore”, conform datelor Deloitte publicate în studiul „Contribuția proiectelor de explorare și producție a hidrocarburilor din Marea Neagră la dezvoltarea economiei românești”.

2009 și victoria istorică a României de la Haga

Un moment strategic pentru țară are loc în 2009, pe 3 februarie, când Curtea de la Haga a dat câștig de cauză României în disputa cu Ucraina pentru delimitarea maritimă a Mării Negre. 

„Pentru România, Hotărârea a fost un remarcabil succes diplomatic în istoria noastră recentă, prin recunoașterea jurisdicției și a drepturilor suverane ale țării noastre cu privire la 9.700 km2 de platou continental și zonă economică exclusivă în Marea Neagră”, arată Ministerul Afacerilor Externe (MAE).

De asemenea, acest succes a reprezentat „prima și unica extindere de jurisdicție suverană și drepturi suverane ale României de la Marea Unire din 1918”, mai explică MAE. În total, 40 de ani a durat soluționarea definitivă a diferendului politic dintre România și Ucraina privind delimitarea Mării Negre.

Astfel, „în prezent, zona offshore românească acoperă 22.000 de kilometri pătrați și atinge adâncimi de peste 1.000 metri”, arată Deloitte, în studiul menționat anterior. 

La scurt timp după victoria de la Haga, Agenția Națională pentru Resurse Minerale scoate la licitație concesionarea a 11 perimetre offshore prin Runda a X-a. Dintre cele 11 perimetre, cinci se aflau în zona proaspăt câștigată de România. Pe site-ul Asociației Române a Concesionarilor Offshore din Marea Neagră (https://rbsta.ro/ro/despre-noi/#cinesuntem) găsiți harta interactivă a perimetrelor offshore din România.

2012: consorțiul ExxonMobil-OMV Petrom face cea mai mare descoperire unică din Marea Neagră

Vara lui 2009 a marcat un alt moment extrem de important pentru istoria României: compania OMV Petrom a început, în parteneriat cu o subsidiară a gigantului american ExxonMobil, campania de explorare pentru evaluarea potențialului de hidrocarburi în perimetrul Neptun din Marea Neagră. În perioada 2009-2010, cele două companii au achiziționat mai mult de 3.000 de kilometri pătrați de date seismice 3D pe blocul Neptun, folosind tehnologie de ultimă oră. Lucrările au fost efectuate cu una dintre cele mai mari nave de achiziție seismică din lume, GeoCeltic (detalii, AICI).  

Între decembrie 2011 – martie 2012 ExxonMobil și OMV Petrom au forat sonda Domino-1, prima sondă de explorare în ape de mare adâncime din România, care a confirmat prezența gazelor naturale. Domino-1 a atins o adâncime totală de peste 3.000 de metri sub nivelul mării. Pentru aceste operațiuni a fost închiriată nava de foraj Deepwater Champion. În 2012, sonda Domino-1, identifică rezerve recuperabile de aproximativ 42-84 de miliarde de metri cubi de gaze naturale, „devenind astfel cea mai mare descoperire unică din Marea Neagră până astăzi”, după cum arăta Deloitte, în studiul realizat în 2018. 

Din noiembrie 2012 și până în iunie 2013, ExxonMobil și OMV Petrom au desfășurat o a doua campanie seismică 3D, acoperind peste 6.000 de kilometri pătrați în zona de mare adâncime a blocului Neptun. Aceasta a fost cea mai mare campanie de seismică 3D înregistrată în Marea Neagră (vezi AICI sursa).

În plus, cele două companii au procurat platforma Ocean Endeavor – una dintre cele mai dezvoltate tehnologic platforme de foraj din lume – pentru a relua forajul de explorare pe blocul offshore Neptun Deep. Platforma este proiectată să foreze în ape cu adâncimi de până la 2.400 de metri şi o adâncime totală de foraj de până la 10.600 de metri. Doar pentru mobilizarea acesteia, în 2014, costurile au fost uriașe, de peste 500 milioane de euro (găsiți detalii și filmul aducerii gigantului Ocean Endeavor în Marea Neagră – o operațiune fără precedent, AICI).

În 2015, consorțiul Lukoil-Pan Atlantic-Romgaz descoperă alte rezerve de circa 30 miliarde metri cubi. 

Așadar, grație tehnologiei ultramoderne și a unor investiții în explorare de circa 3,5 miliarde de dolari, zăcăminte uriașe pentru România au fost identificate în zona adâncă offshore. Cu toate astea, în continuare ele nu sunt accesibile. Nici acum, la aproape 10 ani de la descoperirea istorică din perimetrul Neptun Deep, autoritățile nu au răspuns cerințelor investitorilor de a asigura un cadrul fiscal atractiv, predictibil și stabil. Aceste condiții sunt absolut esențiale pentru investitori, care trebuie să aloce miliarde de euro pentru scoaterea acestor resurse la suprafață. 

Riscuri imense de a pierde proiectul Neptun Deep

„Marea Neagră poate deveni o mică Mare a Nordului, întrucât există aici zăcăminte de gaze de peste 200 de miliarde de metri cubi, însă pentru extracţia lor este nevoie de investiţii de 6-7 miliarde de dolari”, a declarat, la finele anului trecut, Sorin Gal, director general în cadrul ANRM (sursa AICI).

În lipsa unui cadru legislativ și fiscal competitiv, stabil și predictibil, deciziile finale de investiții au fost amânate, iar unii dintre investitori au început să se retragă. Peste toate acestea, a apărut pandemia de coronavirus, care a dus la prăbușirea cererii de combustibili și la scăderea cotațiilor petrolului. 

În plus, Pactul Ecologic european, cu obiectivele sale de mediu extrem de ambițioase pentru 2030 și 2050, pune presiune ridicată pe investițiile în combustibili fosili și creează un risc imens de a pierde proiectul Neptun Deep, după cum atrage atenția Federația Patronală Petrol și Gaze (detalii, AICI). Astfel, orice întârziere de implementare a modificărilor legislative necesare ar putea pune în pericol viabilitatea investițiilor.

Investitorii încă mai speră că statul va lua deciziile necesare, astfel încât nu doar industria petrolieră locală, afectată de pandemie, să se dezvolte de pe urma unui proiect de o asemenea anvergură precum Neptun Deep. 

În ceea ce privește beneficiile cuantificabile pe termen scurt, mediu și lung pe care demararea proiectelor din Marea Neagră le-ar avea asupra relansării și dezvoltării economiei românești, investițiile cumulate prognozate, în valoare de 15,7 miliarde USD, vor genera 71,3 miliarde USD contribuție la PIB, 26 miliarde USD venituri la bugetul de stat și 30.605 locuri de muncă anual (direct și indirect), conform studiului Deloitte (2018).

Mai mult decât atât, creșterea producției autohtone de gaze naturale va poziționa România drept un furnizor de securitate energetică la nivel regional, în contextul in care producția va depăși nevoile interne de gaze naturale.

Ce proiecte pot fi realizate din aceste venituri la bugetul statului pentru dezvoltarea României:

Prin deciziile pe care le vor lua în acest an, autoritățile vor decide valoarea resurselor estimate de peste 200 miliarde metri cubi din Marea Neagră: zeci de miliarde de euro sau … zero. 

Bibliografie:

„Hidrocarburile din Marea Neagră – între provocări și riscuri”, Nicolae Anastasiu (aprilie 2019)

„Contribuția proiectelor de explorare și producție a hidrocarburilor din Marea Neagră la dezvoltarea economiei românești”, Deloitte (mai 2018)

„11 ANI DE LA PROCESUL ROMÂNIEI LA HAGA, care a adus României 9.700 km2 de platou continental și zonă economică exclusivă”, Ministerul Afacerilor Externe (3 februarie 2020)