Problemele de pe piața autohtonă a gazelor, inclusiv nivelul ridicat al prețului, ar fi fost evitată dacă era începută producția offshore din Marea Neagră, au explicat marii jucători din industrie la videoconferința Profit.ro Oil&Gas - "Unde sunt gazele din Marea Neagră când avem mai mare nevoie?". România ar fi fost astăzi în situația Arabiei Saudite, Norvegiei sau Texasului, dacă era începută producția offshore, în schimb are o piață nesemnificativă pentru, de exemplu, un gigant precum Gazprom. Cea mai mare problemă pe care o poate avea un investitor este lipsa de predictibilitate, atenționează companiile, așteptând ca, în sfârșit, problema Legii offshore să fie rezolvată, cât mai rapid.
Videoconferința a fost organizată împreună cu Black Sea Oil&Gas, Federația Patronală Petrol și Gaze (FPPG), OMV Petrom, Romgaz și Transgaz, fiind transmisă în direct și la televiziunea de business PROFIT NEWS TV
Actuala situație de pe piața autohtonă a gazelor, inclusiv nivelul ridicat al prețului acestora, ar fi fost evitată dacă ar fi fost declanșată producția offshore din Marea Neagră, arată Mark Beacom, Director General, Black Sea Oil & Gas.
“Dacă ne aflam în Olanda sau Marea Britanie, dat fiind că proiectul nostru a început în 1992, am fi început procesul de producție de câțiva ani”, a afirmat Beacom. Întârzierea declanșării producției BSOG nu este una de 1 an, de pe 2021 pe 2022, ci de zece ani, fiind cauzată de modificările legislative aduse până în prezent în domeniu.
28 noiembrie - Profit Financial.forum
În opinia acestuia, date fiind rezervele de 140 miliarde de metri cubi din Marea Neagră, faptul că în ultimii 10 ani nu a fost construită nicio platformă nouă este un dezastru “pentru o țară care ar fi putut deveni cel mai mare producător de gaze din UE”. “România ar fi fost în situația Arabiei Saudite, Norvegiei sau Texasului (dacă se declanșa producția offshore -n.r.). Dar în momentul de față se importă, iar importul merge pe prețul global”, spune CEO-ul Black Sea Oil & Gas.
Acesta crede că trebuie să existe o schimbare totală de viziune a oficialilor, iar suprataxarea trebuie scoasă din Legea offshore, fiind un element descurajează investiția și producția. El a prezentat și exemplul Turciei, care a avut o atitudine proactivă în Marea Neagră și intenționează să declanșeze producția în 2023.
CEO-ul precizează însă că BSOG, controlată de grupul american de asset management Carlyle, singurul concesionar de perimetre de gaze naturale din Marea Neagră care a luat până în prezent decizia finală de a investi în offshore-ul românesc, va începe producția în Proiectului de Dezvoltare Gaze Naturale Midia (MGD) în primul trimestru al anului viitor
Avantajul reprezentat de faptul că, în ultimii 15 ani, aproximativ 82% din consumul intern era acoperit din producția autohtonă va deveni în viitor un dezavantaj, atenționează chiar și Zoltan Nagy-Bege, vicepreședinte al Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE).
“Mult timp (acoperirea consumului intern în proporție de 82% din producția internă - n.r.) a fost în avantajul consumatorilor casnici și non-casnici, care au beneficiat de prețuri accesibile prin anumite intervenții reglementatoare. Ușor-ușor, mă tem că o să devină un dezavantaj, dacă nu cumva este deja un dezavantaj”, a afirmat vicepreședintele ANRE. Potrivit acestuia, România importă gaz în cantități mici și volatile, care depind de nivelul consumului și de starea vremii, iar la masa negocierilor cu exportatorii în statele Uniunii Europene (UE) rămâne un loc din ce în ce mai redus.
Ungaria, de exemplu, importă 10 miliarde metri cubi de gaze, în timp ce România, doar 2 miliarde metri cubi de gaze. “Avem o piață nesemnificativă pentru un gigant precum Gazprom. Așa că și rutele de transport al gazului rusesc ne ocolesc”, crede Bege. Potrivit acestui, realitatea ne arată că producția celor 2 mari producători nu are cum să fie menținută la nivelul actual, aceasta fiind într-o scădere accelerată, mai ales în cazul OMV Petrom.
La rândul său, Dan-Dragoș Drăgan, Secretar de Stat al Ministerul Energiei, anunță că rezultatul negocierilor dintre Romgaz și Exxon Mobil în vederea preluării de către cel mai mare producător autohton de gaze a companiei care deține participația americanilor în proiectul Neptun Deep poate fi cunoscut chiar în perioada imediat următoare, până la finalul acestui an.
“Din câte cunosc, la nivelul ministerului, ne dorim să realizăm exploatarea gazelor offshore cât mai curând posibil. În 2025, cu 2026 termen de realizare a producției la capacitate maximă”, a precizat oficialul guvernamental. Referitor la situația stocurilor de iarnă, secretarul de stat a anunțat că aproximativ 2,3 miliarde metri cubi, reprezentând 75% din capacitatea totală de depozitare de gaze din România, se află în prezent înmagazinați.
“Suntem convinși nu vor fi sincope și vom trece cu bine peste perioada de iarnă. Ca urmare a ultimelor reglementări europene, înmagazinarea nu mai este obligatorie pentru operatorii economici. Ne bucurăm de responsabilitatea furnizorilor de a depozita voluntar gaze pentru acoperirea vârfurilor de consum”, a adăugat Drăgan.
Și în ceea ce privește producția de energie electrică sau termică, secretarul a precizat că “este demn de notat este că toți producătorii au pregătite stocurile de iarnă, inclusiv CE Oltenia”.
Directorul Departamentului Strategie și Management Corporativ al operatorului sistemului național de transport Transgaz, Elisabeta Ghidiu, anunță că gazoductul Ungheni-Chișinău, prin care România poate exporta gaze naturale în Republica Moldova, a fost pus în funcțiune de la 1 octombrie 2021 și poate asigura întregul necesar de consum de peste Prut, cu excepția Transnistriei, rămânând doar ca furnizorii interesați să înceapă să nominalizeze volumele pe care vor să le vândă.
"Gazoductul Ungheni-Chișinău, în lungime de 120 de kilometri, la care lucrările de construcție au fost finalizate anul trecut, a fost operaționalizat și pus în funcțiune începând cu 1 octombrie 2021. În septembrie anul acesta, Transgaz a terminat și lucrările de dezvoltare din nord-estul țării, respectiv gazoductul Onești-Gherăești-Lețcani, plus cele două stații de comprimare aferente acestuia, o investiție în valoare de circa 173 milioane euro, și astfel conducta Ungheni-Chișinău este funcțională de la 1 octombrie. Ea poate transporta până la 6,5 milioane de metri cubi de gaze pe zi, cantitate care poate acoperi necesarul de consum al Republicii Moldova fără zona Transnistriei. Așteptăm și noi ca furnizorii să nominalizeze volumele de gaze pe care să le putem transporta (către Republica Moldova – n.r.). Noi, ca operator de transport și sistem, suntem pregătiți pentru asta", a spus oficialul Transgaz.
"Contractul de execuție pentru conducta Tuzla-Podișor (necesar proiectului Neptun Deep – n.r.) a fost semnat. Are clauze suspensive, dar acestea nu țin de Transgaz, ci de decizia finală de investiție a concesionarilor, lucrările nu pot începe până la luarea deciziei finale de investiție. Investiția noastră pentru Tuzla-Podișor este destul de mare, 371 milioane euro", a precizat managerul Transgaz.
Prețurile la energie rămân o problemă, iar soluția statului de a le plafona nu este văzută cu ochi buni de jucătorii din industrie, directorul executiv al Federației Patronale Petrol și Gaze (FPPG), Cătălin Niță, explicând că niciun stat din Europa nu a plafonat prețurile la producătorii de energie și gaze, iar o intervenție de acest tip a statului român poate atrage sancțiuni din partea Comisiei Europene.
"Referitor la plafonarea prețurilor și la discuțiile pe care le auzim dinspre Parlament în perioada aceasta, în special dinspre Senat, coroborat cu comunicarea Comisiei Europene cu privire la măsurile posibile pe fondul scumpirii energiei și gazelor, pot să vă spun că în Europa nu s-a intervenit nicăieri prin plafonarea prețurilor la producători, ci prin măsuri de protecție îndreptate înspre consumatorul final. Și cred că o intervenție de acest tip din partea României ar atrage sancțiuni din partea Comisiei Europene. S-a mai încercat acest lucru în trecut, prin OUG nr. 114/2018, și rezultatul nu a fost bun: piața a fost distorsionată și s-a ajuns la cu totul alte efecte decât cele vizate de legiuitor, consumatorul nu a fost deloc ajutat, ba chiar dimpotrivă", a punctat Niță.
"Se investesc sume foarte mari și pe perioade foarte lungi în acest domeniu al petrolului și gazelor și este foarte greu să îți faci un plan pe 10-20 de ani dacă legislația pe care tu îți fundamentezi investiția se poate schimba de pe o zi pe alta, dându-ți planurile peste cap și aducându-te de la profit sau breakeven la faliment. Ăsta a fost principalul motiv care i-a împiedicat pe concesionarii de perimetre de gaze din Marea Neagră să ia decizii finale de investiție. Legea offshore trebuie modificată atât pentru a se lăsa piața liberă, cât și pentru a asigura un sistem fiscal competitiv", a mai spus oficialul FPPG.
Orice intervenție administrativă asupra prețului gazelor naturale generează reacții negative la nivelul producției și înmagazinării acestora, explică și președintele Asociației Energia Inteligentă (AEI), expertul în energie și gaze Dumitru Chisăliță.
"Măsurile pe care le luăm trebuie să pornească de la cauzele care au determinat această creștere a prețurilor la energie și gaze și trebuie tot timpul păstrat un echilibru între intervenționismul la care recurgem pentru temperarea scumpirilor și necesitatea păstrării siguranței alimentării. Pentru că atunci când acționăm administrativ asupra prețurilor, absolut întotdeauna există o reacție asupra cantității: fie se reduce producția, fie ajungem să nu mai înmagazinăm suficiente gaze pentru a putea trece în siguranță iarna", a spus Chisăliță.
El a explicat că toate acestea derivă din două probleme fundamentale ale societății românești.
"Una este fuga de realitate. În România se tot repetă de mulți ani că suntem independenți energetic, ceea ce este profund neadevărat. Anul trecut, 40% din energia primară a fost importată, iar această cifră este în creștere în toate prognozele. Trebuie să acceptăm această realitate: suntem o țară bogată, dar totuși dependentă de multe resurse din afară, și trebuie să acționăm diplomatic, comercial și operațional în concordanță cu acest adevăr. Și doi, trebuie să învățăm să ne pregătim de principiu pentru ce e mai rău și nu pentru situațiile repetitive, de rutină, cum ar fi ultimele 7 ierni consecutive blânde, chiar calde. Iar a te pregăti pentru situații excepționale înseamnă a cheltui mai mult, de exemplu pe importuri și pe umplerea depozitelor de înmagazinare", a arătat Chisăliță.
Cea mai mare problemă în sectorul gazelor naturale, atât în momentul de față, cât și în perspectiva iernii viitoare, este diferența semnificativă dintre cerere și ofertă.
"Este o diferență vizibilă și îngrijorătoare între cerere și ofertă. Eu sunt convins că, dacă România ar avea în momentul de față o resursă acoperitoare pentru scenariul mediu (privind riscurile aprovizionării cu gaze la iarnă – n.r.), dacă nu și pentru scenariile extreme, prețul gazului-marfă ar fi la jumătate față de ceea ce avem în momentul de față. Însă acest lucru nu se întâmplă din cauză că, pe lângă că nu vrem să recunoaștem că suntem dependenți de importuri, utilizăm necorespunzător resursele pe care le avem sau nu le utilizăm deloc. Și aici este vorba atât de resursele offshore din Marea Neagră, cât și de cele onshore nepuse încă în valorificare, în producție", a adăugat președintele AEI.
