EDITORIALUL DE LUNI. ȘTIRI BUNE ȘI MAI PUȚIN BUNE DIN SECTORUL ENERGETIC

N-aș fi scris această analiză dacă nu aș fi observat că în fața sectorului energetic românesc sunt deschise oportunități excelente, că sunt posibile progrese reale în privința mai multor proiecte majore, pentru că apar semne consolidate ale unor schimbări de viziune în privința abordării viitorului și găsim tot mai multe exemple concrete în acest sens.

Primul exemplu pozitiv îl oferă asocierea Black Sea Oil & Gas (BSOG), Petro Ventures Resources şi Gas Plus Dacia, care în primul an al “Proiectului de Dezvoltare Gaze Naturale Midia” a consemnat o producție de gaze naturale peste așteptările inițiale, reușind să livreze primul miliard de metri cubi cu o lună mai devreme decât planificase.

Acum, asocierea având ca lider BSOG anunță că: “Testele din luna martie 2023 pentru creșterea capacității de producție s-au realizat cu succes, iar compania se află în prezent în discuții cu autoritățile cu privire la o potențială creștere a producției zilnice în trimestrul al patrulea (anul curent, n.m.) cu până la 25%.” Iar asta nu este tot.

Cu câteva zile în urmă, asocierea Black Sea Oil & Gas (BSOG), Petro Ventures Resources şi Gas Plus Dacia au remis presei un comunicat potrivit căruia a demarat procedura de autorizare a unui coridor energetic din sectorul românesc al Mării Negre, de-a lungul infrastructurii proiectului de dezvoltare gaze naturale Midia, cu o lungime de 126 km și o putere instalată proiectată de 3 GW; coridorul va conecta viitoarele parcuri eoliene din largul mării cu sistemul energetic național, operat de Transelectrica. Se speră în finalizarea procedurii până la jumătatea anului 2024.

Sursa: blackseaog.com

Auspicii bune, deci, pentru proiectul asocierii BSOG, companii care joacă din nou un rol de pionierat în punerea în valoare a potențialului energetic al Mării Negre.

Al doilea exemplu este oferit de Franklin Templeton Investment, administratorul Fondului Proprietatea, care a insistat să listeze prin IPO un pachet de 89.708.177 acțiuni ale Hidroelectrica (simbol “H2O”), reprezentând 19,94% din capitalul social al Hidroelectrica (adică întreaga participație deținută).

Cum acest IPO s-a dovedit a fi un succes – cu 71.766.542 din pachetul de acțiuni alocate în tranșa investitorilor instituționali (80% din total) și 17.941.635 acțiuni alocate tranșei investitorilor de retail – valoarea de piață a Hidroelectrica depășește acum 9 miliarde de euro.

Ei bine, faptul că Hidroelectrica, cel mai important producător de energie electrică din România la acest moment, a ajuns să fie listată la Bursă, să i se cunoască astfel valoarea de piață, cu avantaje ulterioare certe care decurg de aici privind perspectivele de finanțare ale proiectelor sale de investiții – totul se datorează administratorului Fondului Proprietatea, care a reușit să învingă inerția Guvernului.

Prin vocea noului ministru al energiei, Sebastian Burduja, guvernul recunoaște – abia acum! – faptul că cei de la Franklin Templeton Investment au făcut o treabă excelentă cu listarea publică inițială a pachetului deținut de ei la Hidroelectrica, un exemplu ce ar trebui urmat și de statul român:

“Vorbim de un eveniment așteptat de peste zece de ani și despre cea mai mare listare din istoria Bursei de Valori București și din istoria regională recentă a piețelor de capital. Să listezi o companie înseamnă transparență, înseamnă asumare, capitalizare, înseamnă, de fapt, o economie de piață modernă. Acest succes istoric al listării Hidroelectrica arată că a fost o opțiune corectă, care a depășit orice așteptări. Sunt liberal și acesta este drumul de urmat și pentru alte companii din portofoliul ministerului pe care îl conduc.”

Să nu uităm, în 2012, Guvernul – așa cum se angajase în fața FMI și UE, care acordaseră ajutor României pentru traversarea crizei financiare din 2009 – 2010 – avea planuri să listeze 15% din acțiunile deținute la Hidroelectrica, prin IPO, dar a renunțat și a declanșat procedura de insolvență. Ulterior guvernul Ponta a revenit la ideea de a lista acel pachet de 15%, iar Fondul Proprietatea a fost receptiv la idee, fiind interesat să-și exercite opțiunea de tag-along. Doar că și atunci, ca și până mai an, guvernanții noștri preferau vorbele, nu faptele.

Pentru politicienii români, în general, și pentru guvernanți în particular, observăm că totul se rezumă la mize mici. Eu nu cred că guvernul se va mobiliza cândva – așa cum ne încredința Virgil Popescu în 2022, pe vremea când mai era ministru – pentru un SPO cu acțiuni “H2O”; dimpotrivă, mulți trepăduși de prin guvern, partide și din însăși compania listată sunt deranjați de listare, pentru că va pune o presiune suplimentară pe calitatea guvernanței corporative.

De fapt, Franklin Templeton Investment a făcut României un serviciu inestimabil prin lupta pe care a dus-o și o duce permanent în companiile de stat în care deține pachete de acțiuni, cerând, insistând pentru calitate în actul de guvernanță corporativă.

Aducând acum Hidroelectrica la Bursă, în ciuda piedicilor puse de funcționarii statului român, face cel puțin la fel de mult pentru această companie, prin cenzura viitoare a micilor acționari asupra echipei manageriale, precum mult lăudatul Remus Borza, în vremea în care administra judiciar Hidroelectrica.

Al treilea exemplu este oferit de Nuclearelectrica, care continuă să-și urmeze pas cu pas planurile de dezvoltare: un sistem de producție în centrale modulare mici la Doicești, păstrarea și dezvoltarea ciclului integrat național de producție a combustibilului nuclear, retubarea reactorului unității nr.1, finalizarea unităților 3 și 4 la Cernavodă, investiții în detritiere și producția de tritiu etc.  

OMV Petrom este principala companie energetică românească din domeniul petrolului și al gazelor naturale, la care statul român nu deține pachetul majoritar de acțiuni, situație care se reflectă într-o performanță superioară a managementului, comparativ cu Romgaz, de exemplu: odată puse în oglindă cele două companii, nu poți să nu remarci că ceea ce OMV Petrom a reușit, de exemplu, în nici trei ani, Romgaz nu reușește să rezolve în șapte, pentru că nepotismul și controlul politic nu vor face niciodată casă bună cu performanța în economie.

Recent, OMV Petrom a anunțat succesul ultimei sale campanii de explorare, care s-a tradus în identificarea de noi rezerve de țiței: (i) în perimetrul de explorare Verguleasa, din zona Olteniei, s-au identificat resurse echivalente cu 20 de milioane bep. (ii) în perimetrul de explorare Târgoviște, au fost identificate resurse de circa 6 milioane bep.; respectiv, (iii) în perimetrul de explorare Târgu Jiu, au fost identificate resurse de gaze naturale de 7 milioane bep.. Din fericire, ANRM a avizat prelungirea concesiunilor în mai multe perimetre operate de OMV Petrom, inclusiv în cele care anunță descoperirile noi.

Un alt proiect al OMV Petrom, care marchează preocupările companiei pentru tranziția energetică, privește achiziția mai multor parcuri foto-voltaice ce urmează a fi dezvoltate în Teleorman și care vor avea, în total, o putere instalată de 710 MW. Respectivele parcuri sunt dezvoltate de compania daneză Jantzen Renewables ApS, tranzacția urmând să fie finalizată în cursul anului 2024. Dar obiectivul țintit de managementul companiei – așa cum explică Franck Albert Neel, membru al directoratului – este acela de a dispune până în 2030 de 1 GW instalați în producția de energie regenerabilă.

Cel mai așteptat moment a fost acela în care OMV Petrom și Romgaz, parteneri în asocierea care urmează să exploateze zăcămintele din perimetrul XIX, “Neptun Deep”, din zona economică extinsă a țării noastre din Marea Neagră, urmau să anunțe decizia de a trece la exploatarea comercială. Și anunțul a fost făcut la finele lunii trecute, când cele două companii au declarat că planul de dezvoltare al zăcămintelor comerciale de gaze naturale “Domino” și “Pelican Sud” din perimetrul Neptun Deep a fost depus pentru avizare la Agenția Națională pentru Resurse Minerale.

În principiu, pentru exploatarea celor două zăcăminte off-shore vor fi săpate 10 sonde de extracție, 3 sisteme de producție submarine, cărora li se adaugă rețeaua de conducte colectoare asociate, o platformă off-shore, conducta principală de gaze către Tuzla și o stație de măsurare a gazelor. Platforma marină își va genera propria energie electrică.

Întreaga infrastructură va fi operată de la distanță, procesele vor fi optimizate și cele două companii dau asigurări că s-a dat întreaga atenție îmbunătățirii performanțelor de mediu, prin eficientizarea consumului energetic și reducerea emisiilor. Prima producție este estimată pentru anul 2027, și se așteaptă aproximativ 8 miliarde metri cubi anual, timp de circa 10 ani.

Al cincilea exemplu pozitiv din lista mea este rezervat companiei Transgaz, care în ultimii ani a făcut investiții importante în conectarea sistemului național de transport cu Ungaria, Bulgaria și Republica Moldova, pentru ca, recent, să demareze și proiectul de creștere a capacității de conectare cu actualele / viitoarele capacități de producție de la Marea Neagră.

Mai întâi, Transgaz a reușit finalizarea proiectului BRUA, faza 1, în cursul anului 2020, o investiție în valoare de circa 480 de milioane de euro. Gazoductul BRUA în faza 1 pleacă de la Podișor (județul Giurgiu) și ajunge în județul Timiș, la Recaș, pentru conectarea cu sistemul de transport de gaze din Ungaria. Capacitatea de transport a BRUA este de 1,75 miliarde de mc. În faza 2, BRUA va lega Podișor de țărmul Mării Negre și poate prelua gazele naturale ce sunt deja extrase de România din Marea Neagră sau urmează să fie extrase.

Planul de dezvoltare al Transgaz. Sursa: transgaz.ro

Pentru segmentul Podișor – Tuzla, compania Transgaz a contractat lucrările de execuție cu o companie din Turcia, Kalyon Insaat Sanayi ve Ticaret AS, care ar urma să fie executate în 24 de luni. Valoarea investiției se ridică tot la circa 500 de milioane de euro, ordinul de începere a lucrărilor fiind semnat luna trecută.

În fine, în anul 2021, Transgaz și subsidiara sa din Republica Moldova, Vestmoldtransgaz, au anunțat finalizarea lucrărilor la gazoductul Ungheni – Chișinău, în lungime de 150 de km, cu o capacitate de transport de 2,2 miliarde de mc., ce poate asigura 75% din consumul anual al Republicii Moldova. Recent, în urma unui vot în Parlamentul de la Chișinău, s-a decis ca Vestmoldtransgaz să preia operarea sistemului național de transport al gazelor naturale, înlocuind Moldovatransgaz, ce este deținută de Gazprom.

Ultimul exemplu pe care-mi doresc să-l ofer este cel al producătorului de energie regenerabilă Blue Line Energy, care a finalizat 1,1 MW putere instalată în fotovoltaice, capacitate ce va funcționa integrat cu alți 6,15 MW, putere instalată în parcul eolian Beștepe, din Tulcea. Blue Line Energy continuă investițiile în capacități regenerabile și urmărește să investească și în soluții de stocare a energiei, așa cum prevede proiectul lor integrat.

Ce vreau să subliniez cu exemplele de mai sus? Că este momentul ca evidenta nevoie a schimbării de paradigmă în privința modului în care va arăta viitorul sistemului energetic românesc, cu accent pe reziliență și securitatea în funcționare și a resurselor, să se impună și să înceapă implementarea proiectelor noi de producție, transport, distribuție, stocare, interconectare și consum eficient, în linia politicilor europene “Fit for 55”.

Starea sistemului energetic național, 27 iulie ac. Sursa: transelectrica.ro

Să vedem: 27 iulie ac., o zi obișnuită de vară. Vântul bate moderat, am avut ceva ploi zilele trecute și se mai anunță precipitații, ziua este lungă și iluminarea solară este relativ puternică. Cum arată aportul surselor energetice la producție: hidroenergie circa 28%, energia nucleară puțin sub 21%, gazele naturale aproape 20%, cărbunele vine să suplimenteze pentru a echilibra consumul cu 16%, regenerabilele în jur de 15,5%; de observat: aportul stocării de energie este zero.

Avem, pe surse regenerabile ca vântul și solarul – dar și pe hidro-producție -, o sezonalitate, dar și diferența zi – noapte, care implică cu puterea evidenței că pentru a profita la maximum de aceste surse, pe de-o parte, iar pe de altă parte pentru a evita costurile mari și pierderile comerciale, este nevoie cu prioritate să se investească în stocare. Deci, foarte important – în topul priorităților -, este nevoie să avem capacități de stocare.

Țara noastră s-a clasat pe primul loc în ceea ce privește utilizarea energiei eoliene în Europa (platforma windeurope.org) în primele zile ale lunii iulie ac.. În ceea ce privește producția de energie eoliană, conform acelorași statistici, pe primul loc s-a situat Spania cu 150 GWh, urmată de Marea Britanie (108 GWh), Germania (104 GWh), Franța (82 GWh) și Suedia (57 GWh) și România (43 GWh). Probabil că, dacă aveam și capacități de stocare la nivel de sistem, producția ar fi fost chiar mai mare.

Pe de altă parte, așa cum am arătat în cazul Blue Line Energy, producția de regenerabile se pretează la soluții de stocare locale, care pot fi înființate de companiile care investesc în astfel de parcuri de producție de energie din surse regenerabile, dar la fel de bine ar putea să fie înființate de prosumatori, dacă ar fi încurajați în acest sens, adică dacă prioritate la finanțarea cu granturi acordate de stat, prin Ministerul Mediului, ar fi acordată proiectelor care includ stocarea, nu doar injecția în rețelele de distribuție, care este costisitoare pentru companiile de distribuție.

Ar fi de dorit ca statul să încurajeze autoritățile locale să încheie parteneriate cu companiile de distribuție și să propună proiecte–cadru, la nivel de localități, pentru producția casnică de energie din surse regenerabile, stocarea ei eficientă la nivel de unitate teritorială (sau asociere de unități teritoriale, permise acum de lege) prin proiecte înființate în parteneriat cu distribuitorii de energie și cu furnizorii care, comercial, au clienți în respectivele UAT-uri.

La nivel de sistem, pentru următorii 30–40 de ani, proiectele la care se lucrează în prezent implică modificări ale mixului energetic, cu accentul pus pe producție în bandă de energie electrică în centrale nucleare, care va urca probabil undeva spre 35%, pe gaze naturale, spre 20 – 25%, iar ce rămâne va aparține hidroenergeticii, regenerabilelor, cu importante componente de stocare.

Nu știm cum arată acum acele viitoare proiecte de stocare: centrale hidroenergetice prin pompaj, hidrogen, baterii? Nu știm, pentru că nici ministerul energiei nu știe, deși este rolul său să dinamizeze politicile de guvernare în energie și să încurajeze investițiile.

Al doilea “musai” ține de exploatarea gazului natural, on-shore – mă gândesc aici la Caragele, cu ale sale zăcăminte de mare adâncime estimate la 30 miliarde mc. și off-shore – evident zăcămintele deja în exploatare ale BSOG și OMV Petrom și cele ce urmează a fi exploatate comercial, de asocierea Romgaz – OMV Petrom. Pentru că avem aceste zăcăminte, este musai să le exploatăm, mai ales în aceste timpuri ale incertitudinii, în care siguranța importurilor a devenit mult prea relativă.

Mai apoi, dacă România vrea să joace un rol politic important în centrul și sud-estul Europei, i-ar veni mănușă argumentul că este unul dintre hub-urile energetice relevante din zonă, capabil să susțină predictibil nevoile altor state din zonă: Republica Moldova, Bulgaria, Serbia, Ungaria, Slovacia, poate chiar și Austria și o parte din Ucraina.

Hub energetic înseamnă însă că avem nevoie ca Romgazul, Transgazul și Depogazul, dar și piața internă a gazelor (OPCOM, BRM) să devină mult mai performante, să dicteze regulile transparente ale guvernanței corporative, și nu politicul sau nepotismele în materie de management, politica de investiții sau atragerea de fonduri europene.

O schimbare de viziune mai trebuie să regăsim și în privința modului în care vom folosi gazele naturale din noile zăcăminte descoperite. Prin 2018, Kristof Terhes, șeful companiei naționale maghiare de transport al gazelor, întreba provocator, dar întemeiat, autoritățile din România: “Nu aveți petrochimie, nu puteți folosi gazele naturale ca materie primă. Ce faceți cu gazul? Îl ardeți, faceți un foc mare?”

Ei bine, întrebarea este încă actuală, deși au trecut cinci ani de atunci, dar nu avem încă planuri clare privind utilizarea superioară a gazelor pe care intenționăm să le extragem în următorii 15–20 de ani: nu avem petrochimie, nu avem noi termocentrale pe gaze construite și nici nu am extins rețelele de distribuție a gazelor pentru consumul cu amănuntul. PNRR ar fi trebuit să ne găsească cu aceste proiecte demarate; din păcate ele nu erau nici măcar la stadiul de literatură de sertar.

De exemplu, nu am auzit de vreun studiu temeinic făcut care să pună în evidență în ce zone este economic recomandată extinderea distribuției de gaze naturale pentru consumul cu amănuntul, unde este judicios să fie încurajat consumul de energie electrică în scop domestic (și cum va fi încurajat) și, în fine, în ce zone se pretează stimularea investițiilor în soluții locale combinate pentru consumul domestic, cu o consistentă componentă de energie regenerabilă, la pachet cu soluții de stocare.

În fine, aș vrea să închei – ca un corolar – cu un comentariu la câteva dintre afirmațiile Silviei Vlăsceanu, care reprezintă acum HENRO, la dezbaterea cu tema securitatea energetică a României, organizată de Coaliția pentru Libertatea Comerțului și a Comunicării. Reproduc mai întâi câteva dintre aceste afirmații:

Silvia Vlăsceanu, HENRO. Sursa: henro.ro

•România a stat întotdeauna foarte bine pe partea de gaze naturale. Cred că am fi putut și în anii anteriori pandemiei, conflictului din Ucraina, să renunțăm la importurile din Rusia, dacă într-adevăr ar fi fost un obiectiv în sine acest fapt.

•Întotdeauna, când vorbim despre energie, știm că de la momentul deciziei și până când ajunge la punerea în funcțiune și la exploatarea propriu-zisă trec ani, pot fi și 10 ani la mijloc, și-n acest interval se pot întâmpla multe.

•Dacă lucrurile și proiectele care sunt anunțate nu se vor derula conform termenelor angajate, s-ar putea să avem nevoie de import de energie din statele vecine. Evident, pe aceștia nu-i deranjează faptul că România importă, dar asta pune în pericol securitatea energetică a României pe partea de energie electrică.

•Putem atinge țintele de cărbune păstrând măcar în stare latentă anumite grupuri de la Complexul Energetic Oltenia. Din păcate, noi n-am prea vorbit în ultimii 20 de ani despre piața de capacități.

Ideea cu “să ținem centralele pe lignit în rezervă” nu este nouă și este logică, atât timp cât vorbim despre un proces de tranziție. Totuși, mai trebuie spus că aceste grupuri energetice pe cărbune nu pot fi ținute în rezervă fără costuri (revizii, investiții de mediu, stocuri de cărbune, certificate de CO₂, salarii ș.a.m.d.), pe care CEO trebuie să le bugeteze și să le acopere din venituri.

Ca să aibă acele venituri, compania va trebui să producă și să vândă energie în primul rând din alte surse decât cărbunele, așa cum prevăd planurile întocmite la acordarea ajutorului de stat. Cel puțin deocamdată, complexul energetic Oltenia nu a demarat nicio investiție pentru producția de energie în centrale pe gaze naturale sau surse regenerabile.

Așadar, cum va reuși să suporte costurile ținerii în rezervă a centralelor pe cărbune, la dispoziția Dispeceratului Energetic Național? Cu bani de la buget? Mă tem că, având de returnat deja un consistent ajutor de stat, această variantă nu mai este posibilă.

În concluzie: ne trebuie alte soluții pentru viitor, domnilor! Luați aminte la exemplele bune din energie, încurajați-le, susțineți proiectele noi, schimbați abordarea – înțelegeți că planurile de dezvoltare făcute acum 40 sau 30 de ani nu mai pot fi de actualitate! – și aduceți energetica României în secolul XXI, până nu este prea târziu.