FOTO: Cu ochii pe offshore, la FOREN 2018

Cel mai fierbinte subiect al momentului, sectorul gazelor naturale, în special exploatarea zăcămintelor din Marea Neagră, care în aceeași perioadă făceau obiectul unui proiect de lege special – legea offshore în Comisia de Industrii și Servicii din Camera Deputaților, a fost dezbătut în penultima zi a FOREN 2018, în secțiunea de după-amiază. Reunită sub titlul de “Dezvoltări în transportul energiei – petrol și gaze naturale. Cooperarea în regiune”, secțiunea a fost moderată de către Niculae Napoleon Antonescu, rector onorific al Universității de Petrol și Gaze Ploiești și consilier CNR-CME, Niculae Havrileţ, consilier al ministrului Energiei, și Andrew Costin, președintele Petroleum Club.

Ca fost președinte al Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), Niculae Havrileț, în prezent consilier al ministrului Energie, a legat ediția trecută a FOREN, din 2016, de actualitatea prezentă pe piața gazelor naturale.
“Acum doi ani de zile am discutat foarte mult despre liberalizarea pieței de gaze naturale pentru consumatorul casnic încă din 2016 ca urmare a faptului că în regiune evoluau prețuri mai mici decât prețul stabilit de Guvernul României pentru piața casnică din România. Practic, întâlneam prețuri de 53-54 de lei/MW față de 60, cu obligația ca în 2016 să urcăm chiar la 66. Practic, prețul reglementat în baza unei politici de susținere a consumatorului casnic urma să fie mai mare decât prețul gazelor din import. Am solicitat liberalizarea cu un an înainte, am reușit să obținem cel puțin menținerea la nivelul de 60 de lei, la prețul anului 2016. Anul trecut s-a finalizat procesul de liberalizare a prețului pentru gazele naturale livrate populației, un lucru benefic pentru producătorii de gaze naturale”, a punctat Niculae Havrileț, care a arătat că ANRE a avut dreptate deoarece prețul a crescut în medie cu 6 lei de la 60 la 66.

Apoi, printr-o prezentare, Niculae Napoleon Antonescu ne-a adus mai aproape de partea de producție gaze naturale, subliniind că, potrivit noilor descoperiri în acest sector, România nu va avea probleme în următorii 30-40 de ani.
“Viitorul la gaze e mai optimist pentru că s-au găsit zăcăminte noi la Buzău, la Satu Mare, și există perspectiva gazelor din Marea Neagră la mare adâncime. O a doua alternativă este perspectiva gazelor de șist, dar și a celor de mină. Dacă pentru petrol avem șanse mici, pentru gaze, perspectivele sunt bune”, a spus moderatorul.
Lucru confirmat și de primul invitat al panelului, Sorin Gal, director general în cadrul Agenției Naționale pentru Resurse Minerale, care a estimat că rezervele din Marea Neagră de gaze naturale se cifrează la 200 miliarde de mc, însă speranțele sunt de dublare, odată cu săparea primei sonde în următorii doi ani. Ceea ce poate duce producția de gaze naturale din Marea Neagră, până în 2025, la 10-12 mld de mc/an. Producția totală ar putea ajunge atunci la 25 de mld de mc/an, însă apare întrebarea: Ce vom face cu acest gaz?

“Există proiectul BRUA care a fost demarat cu succes, dar acesta nu cred că va putea să absoarbă mai mult de 4,5-5 mld de mc/an. Capacitatea de înmagazinare este undeva la 2,7-3 mld de mc, deci teoretic, absorbim undeva la 10 mld de mc. La un consum de 10-11 mld de mc ajungem în cele mai optimiste variante la 20 mld de mc”, a arătat invitatul. Răspunsul ar trebui să vină de la autorități care au ocazia acum să pună în aplicare îndelung prezentata strategie de reindustrializare a României sau să utilizeze gazul pentru producerea de energie electrică. Sigur sunt și alte alternative care să nu însemne doar exportul de materie primă. Oportunități care însă înseamnă investiții, la fel ca și cele în explorarea potențialului onshore al României de mare adâncime în domeniul gazelor naturale. Nu de alta, dar Sorin Gal susține că aceste zăcăminte sunt mai importante decât cele din Marea Neagră, iar explorarea și exploatarea lor mai ieftină. De altfel, OMV, împreună cu Exxon, respectiv Huntoil au mai multe proiecte în onshore, iar Romgaz a demarat proiectul Phoenix, a mai punctat speakerul.
Concluzionând, Sorin Gal a trecut de la estimări la ceea ce știm sigur.
“Astăzi avem niște certitudini. Prima este că începând din 2019, 50 % din producția de gaze va fi tranzacționată pe două burse centralizate. De asemenea, probabil că, până la sfârșitul săptămânii viitoare (n. red. legea offshore a trecut în Parlamentul României în 9 iulie), vom avea finalizat raportul Comisiei de Industrii și Servicii din Camera Deputaților privind legea specială offshore. După votarea legii speciale offshore, va urma în toamnă, sper eu, decizia celor doi mari investitori din acest moment, consorțiul OMV-Exxon Mobil și Black Sea Oil & Gas, privind intrarea în dezvoltare a celor două mari proiecte Neptun Deep și Midia Pelican”, a mai arătat acesta.

Dumitru Rotar, director general adjunct al SNGN Romgaz SA Mediaș, a recunoscut că pentru producătorul de gaze naturale autohton este din ce în ce mai dificil să descopere zăcăminte noi de gaze.
“În general le descoperim în zone mult mai adânci decât în trecut sau în zone noi în care nu există infrastructura necesară. (…) Între momentul în care semnăm un acord petrolier și până o să avem producție de hidrocarburi durează 5-10 ani”, a susținut directorul, care a explicat și proiectul amintit de antevorbitorul său. “Proiectul Phoenix vizează o adâncire a interesului Romgaz în unele zone adânci din perimetrele pe care le avem în concesiune. Momentan e doar un nume, în momentul în care rezultatele vor fi de natura a fi aduse la cunoștința publicului, asigurăm toți stakeholderii că vom respecta toate reglementările în vigoare și vom informa în timpul necesar pe toată lumea”, a punctat acesta.
De asemenea, suplinind absența oficialilor Transgaz, directorul companiei vecine din Mediaș, a punctat și importanța dezvoltării interconectoarelor de gaze naturale pentru piața de gaze naturale.
“Din perspectiva Romgaz, prezența unui sistem de transport bine dezvoltat și care funcționează în bune condițiuni, permite optimizarea investițiilor necesare dezvoltării zăcămintelor de gaze naturale și elaborarea unei strategii de lungă durată pentru dezvoltarea depozitelor de înmagazinare subterană. Dacă acest lucru se întâmplă și este legat de un cadru de reglementare stabil, predictibil și stimulativ, atunci avem premisele unei piețe de gaze naturale care este pregătită să satisfacă cerințele, aș spune de calitate și de siguranță în ceea ce privește aprovizionarea cu gaze naturale și sunt convins că acest lucru se va întâmpla, asigurând accesibilitatea tuturor consumatorilor la această resursă”, a menționat acesta.
Doar că astăzi, cadrul de reglementare face dificilă dezvoltarea unor infrastructuri de transport noi pentru conectarea noilor zăcăminte, a considerat Dumitru Rotar, transmițând un mesaj către legislativ și nu numai.
Existența unei interconectări complet funcționale, bidirecționale va întări gradul de securitate în aprovizionarea cu gaze atât a României cât și a Europei Centrale și de Est. Noile interconectoare vor permite să existe surse alternative de aprovizionare cu gaze naturale, a mai punctat invitatul, astfel că țara noastră să părăsească oarecum poziția marginală din piața regională și europeană și să joace, într-adevăr, un rol de pol energetic regional.

Călin Chirteş, Head of Department, Distrigaz Sud Rețele, un operator de distribuție cu 1,7 milioane clienți, acoperind 20 județe, inclusiv capitala, a menționat, de asemenea, că firma pe care o reprezintă privește cu interes la cele două proiecte majore – producția de gaze naturale din Marea Neagră și realizarea interconectorului BRUA. “Proiectul BRUA îl privim, în special, cu interes prin prisma posibilităților viitoare de racordare potențială de-a lungul acestei conducte, de dezvoltare a noii zone de concesiune acolo unde Transgaz nu are astăzi disponibilă o posibilitate de racordare”, a subliniat Călin Chirteș.
Rolul Transgaz în viitoarea mobilizare a resurselor din offshore și în exporturi a fost subliniat și de Eugenia Gusilov, director și fondator Romania Energy Center, mai ales că, la nivel european, gazul are un viitor al lui în mixul energetic și nu va fi doar un carburant de tranziție către un viitor 100 % din surse regenerabile și în contextul în care în ultimii doi ani și-a revenit consumul de gaze naturale.

“Cred că prioritatea numărul 1 este acum realizarea investițiilor și a planului de investiții, în special a companiei de stat Transgaz. Cifrele pe care le-am văzut cu privire la realizarea planului de investiții în 2016 și 2017 nu sunt foarte încurajatoare, în alte companii, situația este mult mai bună – Romgaz – 70 %, Electrica – 82 %. De abilitatea companiei de a-și realiza planurile de investiții depinde capacitatea noastră de a monetiza resursele de la Marea Neagră – n. red. confirmate și de Ucraina – și de a exporta poate chiar mai mult decât am crezut inițial”, a subliniat invitata.
În proiectele mari de transport gaze naturale, este implicat chiar și mediul academic.
“Suntem în discuție cu Transgaz pentru ca laboratorul nostru să fie un laborator independent pentru diferite teste, expertize de materiale și de rezultate ale operațiilor de sudare pe care constructorii le vor utiliza la construirea conductei (n. red. BRUA)”, a arătat Mihail Minescu, prorector al Universității de Petrol și Gaze Ploiești.
Cum vor fi gestionate toate aceste provocări, cum vom învăța să ne utilizăm resursele cu cel mai mare profit pentru țara noastră, rămâne de văzut. Până una alta a fost adoptată legea offshore care a ieșit din Parlament nemulțumind pe toată lumea, astfel că, până la promulgarea sa – a fost trimisă în 16 iulie președintelui României – s-ar putea să vedem una nou-adoptată printr-o Ordonanță de Urgență, atâta vreme cât actuala nu este încă în vigoare.
Ediţia a XIV-a a Forumului Regional a Energiei – FOREN 2018, cu tema „Central and Eastern Europe in The New Era of Energy Transition: Challenges, Investment Opportunity and Technological Innovations” s-a desfăşurat în perioada 10-14 iunie 2018 la Vox Maris Grand Resort, Costinești. Forumul, organizat de către CNR-CME, sub auspiciile Consiliului Mondial al Energiei, cu sprijinul Ministerului Energiei şi al membrilor colectivi CNR-CME, are statut de eveniment regional pentru Europa Centrală și de Est.
(Va continua)
Ligia VORO
 
Legea offshore prevede la articolul 19 că titularii de acorduri petroliere referitoare la perimetre petroliere offshore (…) sunt obligaţi la calcularea, declararea şi plata impozitului asupra veniturilor suplimentare offshore. Procentele de calcul a impozitului se calculează pe baza preţurilor de vânzare a gazelor naturale practicate de către titularii de acorduri petroliere referitoare la perimetre petroliere offshore pe baza grilei de preţuri de mai jos, ajustate anual începând cu 1 ianuarie 2019 cu indicele anual al preţurilor de consum, după cum urmează:

1. a) 30% din venitul suplimentar pentru preţurile de până la 85 lei/MWh inclusiv;
2. b) 15% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 85 lei/MWh şi 100 lei/MWh inclusiv;
3. c) 20% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 100 lei/MWh şi 115 lei/MWh inclusiv;
4. d) 25% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 115 lei/MWh şi 130 lei/MWh inclusiv;
5. e) 30% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 130 lei/MWh şi 145 lei/MWh inclusiv;
6. f) 35% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 145 lei/MWh şi 160 lei/MWh inclusiv;
7. g) 40% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 160 lei/MWh şi 175 lei/MWh inclusiv;
8. h) 45% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 175 lei/MWh şi 190 lei/MWh inclusiv;
9. i) 50% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri care depăşesc 190 lei/MWh.

Însă cum rămâne cu redevențele, tot nu ne-am lămurit.
Articol publicat în ediția 78 a Transilvania Business, iulie 2018