După aproape 10 ani de amânări, Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale (ANRM) va scoate la licitație pentru concesionare 28 de perimetre de petrol și gaze naturale.
În paralel, România ar trebui însă să își rezolve problemele de natură tehnică care împiedică exportul.
„ANRM va face săptămana viitoare anunțul oficial prin care va deschide runda a XI-a de licitație prin care vor fi oferite spre concesionare 28 de blocuri de explorare de hidrocarburi”, a declarat Florin Ciocănelea, consilierul de stat al premierului Dăncilă, citat de Agerpres.
ANRM pregătea încă din februarie concesionarea celor 28 de perimetre, dintre care 22 sunt onshore şi 6 offshore, fiecare de câte 1.000 kmp.
Runda anterioară a fost derulată în perioada 2009-2010, când ANRM scos la licitaţie concesionarea a 30 de petrimetre petrolifere, din care 12 onshore şi 18 offshore.
Între cauzele amânării licitaţiilor remarcă negocierea prelungită a legii offshore, care a stabilit, până la urmă, un regim (fiscal şi nu numai) de exploatare considerat sever de petrolişti, ca şi proiectul OUG 114, la sfârșitul anului 2018 – care a plafonat preţul la gaze şi a impus noi taxe companiilor energetice.
Dificultăţi de utilizare
Noiile resurse de petrol ar putea fi repede absorbite, compensând o parte din importuri.
Cât privește gazele naturale, deja utilizarea celor descoperite până acum în Marea Neagră ridică două mari probleme, considerând rezolvată, deși încă nu este, construcția Tuzla- Podișor: cererea internă prea redusă față de potențial și capacitatea tehnică redusă de export.
Utilizarea internă a gazelor naturale se lovește de progresul prea lent al extinderii rețelei pentru consumatorii casnici, dar și de oprirea companiilor de îngrășăminte chimice și desființarea multora dintre capaciățile petrochimice.
Cererea externă de gaze nu poate fi satisfăcută din cauza nivelelor de presiune diferite dintre rețeaua din România și cele din Ungaria și Bulgaria.
Mai precis, încă nu există capacitățile de pompare necesare în România, unde presiunea este mai mică decât în celelalte sisteme.
La interfața cu sistemul maghiar de transport (Csanadpalota), se poate folosi doar 5% din capacitatea nominală a interconectării este de 200.000 Smc/h, adică 87,6 milioane mc anual, „în principal datorită diferențelor de presiune dintre cele două sisteme adiacente” – este unul dintre răspunsurile Transgaz (TGN), la solicitările cursdeguvernare.ro.
Deocamdată, exportul fizic a însemnat 30,5% capacitatea funcțională de 87,6 mil mc anual, în anul 2017 și 33,7% în anul 2018, ne-a mai comunicat TGN, operatorul mopolului de stat de transport de gaze prin conducte magistrale.
La interfaţa cu Bulgaria – o situaţie similară: „Capacitatea nominală a interconectării (Giurgiu-Ruse) este de 170.000 Smc/h, din care, până în prezent a fost posibil exportul în limita capacității de 6.200 Smc/h (54,3 mil. mc anual), ceea ce reprezintă consumul maxim al zonei orașului Ruse”, potrivit sursei citate.
„Până în prezent, operatorul de transport adiacent nu poate prelua o cantitate mai mare, tot datorită nivelelor de presiune diferite”, a mai explicat Transgaz (TGN).
Cât despre interconectarea cu Republica Moldova, VESTMOLDTRANSGAZ (omologul moldovenesc al Transgaz, deţinut de acesta) a dat ordinul de începere a lucrărilor pentru loturile 1 – 3 ale gazoductului Ungheni – Chişinău. „Da, VESTMOLDTRANSGAZ a finalizat predarea amplasamentelor”, ne-a rspuns Transgaz.
Astfel ar fi posibilă deblocarea exporturilor peste Prut, gâtuite acum la 2,5% din capacitatea nominală de 170.000 Smc/h, limitată la posibilitatea de consum a zonei orașului Ungheni.
Transgaz a dat asigurări că segementul românesc al gazoductului BRUA (care va lega Bulgaria de Ungaria) va deveni operabil până la sfârșitul anului 2019.
„Toate lucrările la gazoductul BRUA (Faza 1, n.r.), atât cele la firul linear cât și cele la stațiile de comprimare gaze, se află în grafic, potrivit contractului încheiat cu antreprenorii. Mai mult chiar, în anumite zone, lucrările se află chiar înaintea calendarului de execuție”, a răspuns Transgaz la întrebarea cursdeguvernare.ro.
„Faza 1 include trei stații de comprimare gaze (SC Podișor, SC Bibești și SC Jupa), fiecare stație fiind echipată cu două agregate de comprimare (unul în funcțiune și unul în rezervă), cu posibilitatea de asigurare a fluxului bidirecțional de gaze”, se spune în Planul de dezvoltare a Sistemului Național de Transport (SNT gaze naturale) în perioada 2018 – 2027.
Transgaz nu a răspuns încă solicitării cursdeguvernare.ro de a preciza care sunt „diferențele de presiune” dintre sistemul românesc și cele vecine.
BRUA – Faza 1 presupune construcţia conductei de transport gaze naturale Podişor-Recaş, în lungime de 479 km, cu diametru de 32′ (Dn 800) şi presiunea de proiectare nominală de 63 bar, dar în proiectul de interconectare România Serbia, se menţionează că presiunea în conducta BRUA zona Recaş ar urma să fie de 50 – 54 bar, fără altă precizare.
Presiunea de operare poate fi însă la jumătate din cea nominală. Astfel, în Planul de dezvoltare a SNT la capitolul interconectării România – Bulgaria (finalizată) se prevede o presiune nominală de 50 e bari și una de operare de 21 – 40 de bari.
