CUM SCHIMBĂM MIXUL ENERGETIC FĂRĂ SĂ REPETĂM ERORILE GERMANIEI? (II) – de Cristian Felea

Cristian Felea - editorialist

“Primele gaze din Marea Neagră vor fi extrase de către compania Black Sea Oil and Gas la jumătatea acestui an și atunci vom avea un miliard de metri cubi în plus pe an asigurați prin această investiție. (…) În perimetrul de la Caragele există speranțe și s-a discutat ca primele gaze să fie extrase în anul 2024 iar în perimetrul Neptun Deep, mai devreme de finele lui 2026-2027 nu putem să sperăm că vom avea gaz din Marea Neagră. Cert este că, în tot acest ansamblu, trebuie să recunoaștem că România este o țară norocoasă, având această resursă deosebit de importantă în acest moment.” (digi24.ro)

Nicolae Ciucă, prim-ministru al Guvernului

cel mai verde complex reziential

Proiectul de lege prin care se încearcă modificarea legii offshore din 2018 (legea nr.256) a trecut de Senat și de Camera Deputaților, cea din urmă fiind și camera decizională a Parlamentului, și urmează să ajungă pe masa președintelui, pentru promulgare.  

În prima decadă a lunii mai, Asociația “Energia Inteligentă” a organizat o dezbatere cu investitorii interesați de dezvoltarea de operațiuni petroliere în zona economică extinsă românească a Mării Negre, având ca temă proiectul legii prin care se intenționează modificarea legii nr.256.

“Radio România”, care a transmis o corespondență de la dezbateri, a surprins faptul că unii operatori se așteptau la eliminarea totală a suprataxării veniturilor din vânzarea gazelor naturale extrase. În noua formulă, suprataxarea intervine gradual de la un nivel al prețului de vânzare de 85 lei/MWh.

A doua problemă dezbătută a fost aceea că operatorii nu vor putea să își deducă investițiile decât în limita a 40% din impozitul pe veniturile suplimentare, deși se așteptau la o deducere nelimitată, așa cum Codul Fiscal prevede ca regim general valabil.

În fine, articolul 20 din proiect este considerat de investitori ca fiind formulat neclar; este articolul ce se referă la posibilitatea ca, în situații de criză, statul să intervină în piață și să direcționeze volumele de gaz extrase numai către consumatorii din România.

Fiscalitatea din legea offshore nu exista la momentul în care companiile au semnat acordurile de petroliere în baza cărora au demarat investițiile, el a fost creat suplimentar de prevederile Codului Fiscal prin legea din anul 2018.

Nici anterior anului 2018 și nici acum, au explicat investitorii, statul nu a prezentat studii de impact și analize care să justifice cifrele pe baza cărora au fost construite formulele de (supra-)taxare, astfel încât pe baza lor să se poată negocia în mod fundamentat.

În timp ce România continuă să analizeze oportunitățile, sunt țări cu un regim fiscal mult mai bun, spre care s-ar putea orienta investițiile în exploatarea gazelor din Marea Neagră, ca de exemplu Turcia, care a descoperit rezerve de gaze în perimetrele sale din Marea Neagră; ori Turcia a relaxat regimul de taxare și va începe producția din anul 2023.

Dumitru Chisăliță, de la “Energia Inteligentă”, a analizat prevederile din textul proiectului de lege la care m-am referit, înainte ca asociația să organizeze dezbaterea cu pricina, și a postat pe pagina de Internet a asociației concluziile sale, dintre care spicuiesc câteva:

Dumitru Chisăliță. Sursa: financialintelligence.ro

(a) “… am fost surprins să constat că supraimpozitarea prețului gazelor naturale prezintă același grafic, ca în legea offshore realizată în anul 2018. Astăzi prețul gazelor naturale tranzacționate pe BRM a fost de 542 lei/MWh, iar prețul mediu al gazelor din producția internă este de cca 254 lei/MWh. Previziunile arată că la fiecare deceniu prețurile cel puțin se vor dubla. Și atunci de ce să pui într-o lege prețuri la gaze de la 85 – 145 lei/MWh, prețuri care probabil nu vor mai exista niciodată în România?”;

(b) “A doua surpriză a fost legată de divergența între marea dorință a României de reducere a dependenței de importuri și faptul că <Limita maximă a deducerii investițiilor în segmentul upstream nu poate depăși 40% din totalul impozitului pe veniturile suplimentare.> Reducerea dependenței se face prin creșterea investițiilor în noi capacități de producție și nu prin blocarea acestora prin impunerea de limite”;

(c) “A treia surpriză a fost faptul că <sumele datorate de titularii de acorduri petroliere referitoare la perimetrele offshore și onshore de adâncime ca impozit asupra veniturilor suplimentare> se vor folosi pentru finanțarea <înființării și extinderii rețelelor de distribuție a gazelor naturale și a racordurilor la sistemul național de transport gaze naturale>. Adică nici măcar să finanțăm rețele inteligente de distribuție gaze. Pur și simplu construim rețele de gaze ca cele din anul 1914 (…), construim niște conducte. Probabil multe din acestea vor sta goale, cum stau deja multe din cele construite în ultimii ani. Aceste conducte nu doar că vor sta goale, dar vor crește prețul la gaze deoarece ele aduc cheltuieli, dar nu și venituri și atunci trebuie achitate cheltuielile de cei care consumă gaze prin creșterea de tarife”

NEPTUN DEEP ȘI PERIMETRELE VECINE: HAN ASPARUH ȘI TUNA

Înainte ca Federația Rusă să invadeze Ucraina, împărțirea zonelor economice extinse din Marea Neagră era cea din imaginile de mai jos; dacă ne mai aducem aminte, pentru a trasa liniile de demarcație a fost nevoie de un arbitraj internațional cu Ucraina, care a avut în centrul său chestiunea Insulei Șerpilor, dar și de negocieri diplomatice cu Bulgaria pentru a definitiva limita dintre perimetrele “Neptun” de mare adâncime și “Han Asparuh”.

Invadarea Crimeii și anexarea unilaterală a acestui teritoriu în anul 2014, dar și ocuparea Insulei Șerpilor de către Federația Rusă, în cursul actualului conflict (ocupație ce ar putea deveni permanentă, chiar dacă nerecunoscută internațional) sunt evenimente care pot schimba multe din planurile inițiale de valorificare a concesiunilor din zona economică extinsă a Mării Negre; dar sperăm că nu va afecta operațiunile din perimetrul “Midia” al BSOG sau “Neptun Deep”, de asocierea OMV și Romgaz.

Sursa: newsweek.ro

Ce este cert la acest moment – deși mai există voci care se încăpățânează să nege starea de fapt – exploatarea gazelor naturale din perimetrul “Neptun Deep” este mult întârziată, mai ales din cauză că guvernele Dragnea au insistat foarte mult să treacă prin Parlament și să adopte legea offshore, promulgată în anul 2018.

Ideea înăspririi regimului de taxare a operațiunilor petroliere a fost “inspirată” de Banca Mondială în cursul acordului de asistență financiară preventivă încheiat cu Guvernul României în plină criză economică, doar că atât timp cât președintele Traian Băsescu a fost în post la Cotroceni, guvernele României au evitat să-i dea curs, motivând că țara noastră încearcă să încurajeze investițiile prin care să evite creșterea dependenței de importurile de gaze naturale din Federația Rusă.

Liviu Dragnea, după demonstrațiile populare masive împotriva guvernelor sale din anii 2017 și 2018, a considerat că trebuie să “pună la plată” marile concerne occidentale care, credea el, “susțineau” mișcările civice împotriva clicii pe care o instalase la conducerea PSD, partid de guvernământ.

Așa a apărut legea offshore, din orgoliu personal și lipsă de viziune strategică, în ciuda faptului că în 2018 se întrevedea destul de clar că Federația Rusă va folosi tot mai apăsat șantajul energetic împotriva Europei.

Un an mai târziu, în iulie 2019, Exxon Mobil a transmis Guvernului, ANRM și partenerului OMV o scrisoare confidențială prin care își anunța intenția de a ieși din proiectul “Neptun Deep”. (economica.net/exxonmobil-a-anun-at-ca-vrea-sa-se-retraga-din-proiectul-neptun)

Mașina de propagandă drăgnistă a minimalizat anunțul companiei americane – care era de fapt motorul operațiunilor care se desfășuraseră deja în acest perimetru gazifer-, lansând prin propagandiștii de casă replica bine cunoscută: “Câinele nu pleacă de la măcelărie!”.

Doar că la Exxon Mobil se luase decizia la nivelul concernului – după ce, la fel ca BSOG, avertizase guvernanții și ANRM asupra consecințelor schimbării regulilor în timpul jocului – că, dacă suprataxarea veniturilor va fi legiferată, se va retrage din proiect. Un an după promulgarea legii 256 și-a pus decizia în practică.

Exxon Mobil a acceptat în schimb să ofere statului român un drept de preempțiune și să intre în negocieri cu Romgaz pentru vânzarea părții sale din acordul petrolier; negocierea a trenat însă (mai ales din motive ce au ținut de partea română) până recent și a fost urgentată numai după ce a înțeles toată lumea la București ce consecințe are invazia rusă din Ucraina pentru România.

Aceasta este istoria scurtă a modului în care s-au pierdut cinci ani și, totodată, și cel mai important partener privat – americanii de la Exxon Mobil – dintr-o afacere care poate aduce anual la țărm 3 – 4 miliarde de mc de gaze naturale. Trebuie spus clar că OMV – care este acum desemnat operatorul perimetrului “Neptun Deep” – și cu atât mai puțin Romgaz nu au expertiză și capacitatea tehnică de a exploata gaze naturale offshore de la mare adâncime.

Ideea că aceste operațiuni de mare adâncime ar putea fi puse în operă de partenerul tradițional al OMV Petrom, și anume Grup Servicii Petroliere, trebuie privită cu mare circumspecție, dată fiind capacitatea tehnică și expertiza limitate în extracția gazelor din ape adânci; ori, dacă se va miza pe acest contractor român – dintr-un “patriotism” greșit înțeles –, mă tem că vom rămâne departe de dezideratul de a avea gaze naturale din perimetrul “Neptun Deep” în 2026 – 2027.

Între timp, trebuie spus acest lucru, ar trebui să ne așteptăm ca Turcia și Bulgaria să facă tot posibilul pentru a stimula intrarea în producție a exploatărilor din perimetrele proprii, învecinate cu “Neptun Deep”, și anume: “Tuna-1”, ce este operat de Turkish Petroleum Corporation (TPAO) și “Han Asparuh”, operat de Total E&P Bulgaria, în asociere cu OMV Offshore Bulgaria (asociere în care OMV Petrom deține 43%).

Zăcământul “Tuna-1” are o rezervă estimată de TPAO de 320 miliarde mc și ar putea asigura singur consumul domestic al Turciei aproape 8 ani. Turcia este decisă să înceapă exploatarea comercială anul viitor în Marea Neagră.

În aprilie 2022, asocierea Total E&P Bulgaria și OMV Offshore Bulgaria au anunțat un program de investiții în explorare de circa 1,45 miliarde de euro, pentru doi ani, într-o cursă contra cronometru pentru a reduce dependența țării vecine de importuri.

PROGRAMUL MAMUT DE INVESTIȚII AL COMPLEXULUI ENERGETIC OLTENIA

În iunie 2021, România a prezentat Comisiei Europene un plan de restructurare al Complexului Energetic Oltenia (CEO) pentru perioada 2021-2026, ce este de fapt un plan de “decarbonizare”, pentru asigurarea unei tranziții sustenabile către o producție de energie electrică cu emisii reduse de carbon.

Prin Decizia C (2022) 553 final din 26.01.2022 privind ajutorul de stat  SA 59974-2021/C (ex 2020/N, ex 2020/PN), Comisia Europeană a autorizat un ajutor de restructurare în favoarea  Complexului Energetic Oltenia, care constă din:

(a) Transfer nerambursabil – grant pentru finanțarea achiziției de certificate de gaze cu efect de seră, în valoare totală de 1.090 milioane euro, din care 241,4 milioane euro acordați în baza Ordonanței de urgență a Guvernului nr.21/2021;

(b) Împrumut cu garanție de stat în valoare de 195,8 milioane euro, pentru finanțarea capitalului de lucru;

(c) Aport la capitalul social al Complexului Energetic Oltenia;

(d) Transformarea în grant a ajutorului de salvare, în valoare de 251.046,025 mii euro, acordat în baza Ordonanței de urgență a Guvernului nr.12/2020.

În martie ac., a fost adoptată o OUG pentru acordarea unui ajutor de stat pentru restructurarea CEO; pasul cu care ministerul energiei era dator, după ce Comisia Europeană a autorizat ajutorul de stat de restructurare pentru CEO.

Planul de Restructurare al CEO implică închiderea etapizată a cinci grupuri energetice (Rovinari 3, Turceni 3 și 7, Ișalnița 7 și 8); externalizarea Sucursalei Craiova II cu cele două grupuri aferente;  închiderea etapizată a trei cariere miniere (Husnicioara, Peșteana și Lupoaia) și trecerea în conservare a două cariere miniere (Tismana și Jilț Sud); începând cu anul 2026, activitatea se va desfășura în trei bazine miniere (Rovinari, Jilț, Motru) și 5 grupuri energetice (3 la Rovinari și 2 la Turceni).

La capitolul investiții, planul de restructurare prevede diversificarea mixului de producție energetică, prin introducerea de energie regenerabilă și pe bază de gaze cu o capacitate instalată cumulată de până la 2.000 MW: (a) construcția a opt parcuri fotovoltaice la Turceni, Rovinari și Ișalnița cu o capacitate instalată totală de cca 725 MW; (b) reabilitarea/retehnologizarea și modernizarea microhidrocentralei de la Turceni cu o capacitate instalată de 10 MW; (c) dezvoltarea de unități noi pe gaze naturale cu o capacitate instalată totală de până la 1.300 MW, la Turceni și Ișalnița.

FĂRĂ INVESTIȚII ÎN DIVERSIFICAREA ÎNMAGAZINĂRII DE GAZE ORICUM NU REZOLVĂM NIMIC

Asociația “Energia Inteligentă” atrage atenția și asupra unui aspect puțin discutat, și anume faptul că echilibrarea consumului de gaze naturale în vârfurile de sarcină este problematică fără importuri; iar în ce dinamică vor evolua lucrurile în viitor, dacă consumul de gaze naturale va crește și mai mult, încă nu am știință să se fi modelat în vreo analiză.

Liberalizarea pieței de gaze din România suprapusă peste o modificare substanțială a curbelor de consum și a celor de producție, face ca folosirea depozitelor de înmagazinare a gazelor naturale pe care le are România, depozite în zăcăminte depletate să fie nesatisfăcătoare.

Depozitele de înmagazinare a gazelor în zăcăminte depletate sunt depozite care nu au capacitatea de a satisface creșteri bruște ale consumului de la o zi la alta, aspect cu care se confruntă iarna România. Asta face ca Romania să se echilibreze cu importuri, ceea ce face imposibilă reducerea totală a dependenței de importuri.

Cu alte cuvinte, dependența față de gazele de import nu se datorează doar lipsei exploatării gazelor din Marea Neagră ci și modului în care a fost construit sistemul de transport și depozitare al gazelor naturale. Dumitru Chisăliță propune ca România să-și completeze de urgență capacitățile de depozitare și cu alte tipuri de facilități decât cele existente.

Țările din UE și au construit depozite de înmagazinare gaze atât în zăcăminte depletate cât și în foste mine de sare sau acvifere, tocmai pentru a-și reduce vulnerabilitatea la vârf de consum. România trebuie să facă același lucru, și cât mai curând. Ar fi trebuit să introducă în PNRR astfel de investiții, dar nu avem încă proiecte pentru diversificarea tipului de depozite pentru gazele naturale.

Deși pare o concluzie hazardată, în realitate singurele căi de a evita “modelul german” de dependență de importurile energetice rămân energia verde și creșterea eficienței energetice. Nu am abordat în această analiză tema eficienței energetice, rămâne pentru altă dată.

În privința producției de energie regenerabilă, însă, nu există nicio îndoială: acesta este viitorul. Cu o precizare, capital de importantă: doar construcția de ferme eoliene și solare nu înseamnă că dezvolți producție de energie verde.

Despre toate aceste lucruri la noi se vorbește mult, dar de făcut, ce să mai vorbim… după cum vedem, nu se face mai nimic.

arnos 6 oua

LĂSAȚI UN MESAJ

Please enter your comment!
Please enter your name here