De ce România nu e ferită de un colaps energetic, deși are rezerve generoase de gaz

România este una dintre cele mai independente țări din punct de vedere energetic din Uniunea Europeană, cu rezerve generoase de gaz în Marea Neagră și onshore. Se confruntă, totuși, cu posibilitatea unui blocaj energetic. 

În 2022, Parlamentul a modificat legea offshore, iar prima extracție de gaz natural din Marea Neagră a început în această vară, din zăcămintele de mică adâncime Doina și Ana, din perimetrul Midia. 

Acum zece ani se anunța descoperirea Neptun Deep, cel mai mare zăcământ de gaz natural din Marea Neagră cu resurse estimate între 42 şi 84 de miliarde de metri cubi de gaze naturale. Extracția ar fi trebuit să înceapă în 2018, însă scenarii absurde cu cadre fiscale și legislative tergiversate, plus jocuri ale politicienilor, au dus la nenumărate întârzieri și într-un final la plecarea investitorilor străini, adică retragerea ExxonMobil.

Deși țara are o vastă experiență de extragere a gazului acumulată în extracții onshore (de pe uscat) și de la mică adâncime, nu are expertiză la mare adâncime cum presupune extracția Neptun Deep, după cum explică Eugenia Gusilov, expert în energie și fondatoarea Romania Energy Center (ROEC). Zăcămintele descoperite în ultimele decenii pe coasta Mării Negre reprezintă o bogăție pentru stat însă și-o provocare administrativă și tehnologică.

Chiar dacă anul ăsta s-a dat startul exploatării de gaz natural din Marea Neagră, din zăcămintele Doina și Ana, cel mai mare zăcământ din cele nouă perimetre, Neptun Deep, nu va fi exploatat înainte de 2026. Anul acesta Ministrul Energiei a susținut că exploatările vor începe în 2025, însă Gusilov nu crede că se va întâmpla mai repede de 2026-2027 deoarece OMV Petrom, care deține statutul de operator al perimetrului, va lua abia la jumătate lui 2023 decizia finală de investiție în proiect. Iar din momentul luării deciziei de a investi până la punerea efectivă în producție e nevoie de patru ani.

Întârzierea extracțiilor este văzută de unii specialiști ca o oportunitate pierdută, deoarece prețul gazului va crește, iar direcțiile politicilor europene, cum e RePower, sunt în direcția opusă chiar dacă gazul a fost „verzificat” (România fiind una dintre țările care a insistat pentru asta). Sunt și specialiști care consideră că, din întâmplare, România s-ar putea să aibă mai mult de câștigat dintr-un viitor unde gazul va fi mai scump pentru că e o resursă care ne va fi încă indispensabilă. 

Gusilov susține că Neptun Deep ar fi trebuit să însemne o premieră pentru sectorul de petrol și gaze din România. După zece ani de la descoperire, însă exploatarea e încă o intenție și nu o decizie. 

Perimetrul a fost concesionat de OMV Petrom în parteneriat cu ExxonMobil, care însă s-a retras după prima lege offshore din 2018 – deși a fost emisă pentru a încuraja extracția gazelor, a avut efectul opus. Una dintre clauze îi obliga pe investitori să vândă 50 la sută din producție pe piața internă a României, iar asta nu le-a convenit. Legea îi mai obliga să achiziționeze bunuri și servicii din țară și UE, dar și ca cel puțin 25 la sută din numărul mediu anual de angajați să fie români cu rezidență fiscală în țară. În schimb, investitorii puteau accesa o deducere a investițiilor de 30 la sută din totalul impozitului.

O schimbare de atitudine a fost vizibilă la începutul verii pentru că în 18 mai 2022 a fost amendată legea offshore, prin care se oferă un cadru de stabilitate ceva mai bun: promisiunea că nivelul taxării pentru companii va rămâne neschimbat pe toată durata acordului de concesiune. 

Cu toate astea, investiția din perimetrul Midia nu este un rezultat al acestui nou cadru legislativ, ci o dovadă de perseverență și încăpățânare a investitorului BSOG, care a și acționat statul în instanță la începutul anului din cauza legii offshore. Cu toate acestea, BSOG are estimată o producție de 500 milioane metri cubi de gaze pentru acest an, iar planul e să se ajungă la un miliard metri cubi anual. Gusilov spune că modificarea legii nu a condus la demararea producției din zăcămintele Ana și Doina, ci BSOG a luat decizia de a investi în 2019, deși a criticat în repetate rânduri atât legea offshore cât și statul pentru lipsa de stabilitate oferită investitorilor. Aspectul cheie e că „prin stabilitate compania înțelege să îi fie aplicate prevederile fiscale din momentul în care a venit în România, când nu exista legea offshore” clarifică aceasta.

Deși modidicarea legii offshore din mai, anul acesta, a oferit sentimentul de speranță acesta nu a durat mult. În septembrie Parlamentul a propus o nouă ordonanță de urgență.  

Conform OUG 119/2022, producătorii, traderii și furnizorii care tranzacționează cantități de energie electrică și/sau gaze naturale vor avea de plătit o taxă de solidaritate. Contribuția de solidaritate reprezintă diferența dintre preţul lunar de vânzare şi prețul de referință de 450 de lei pe megawatt. Mai exact, dacă până acum era vorba de o impozitare de 80 la sută a venitului suplimentar, acum este de sută la sută și se aplică întregului lanț. Taxa de solidaritate urmează a fi folosită pentru compensarea consumului consumatorilor plafonați. 

Radu Burnete, directorul executiv al Asociației Patronale Concordia, entitate care a participat la negocierile din lunile anterioare, a spus printr-o declarație publică că, deși acest demers legislativ a plecat de la intenții corecte, s-a ajuns la câteva direcții greșite. E vorba de expunerea companiilor din România la costuri energetice prea mari, iar asta ar putea avea ca și consecință plecarea unor firme internaționale de producție în locuri cu energie mai ieftină. Apoi, blocarea aproape completă a importurilor și a exporturilor, dar și punerea furnizorilor de energie în incapacitate de plată din cauza rambursărilor întârziate de către stat – lucru care expune furnizorii la faliment și consumatorii la blackout, deci un colaps al pieței energetice. 

Teoria lui a fost vizibilă în piață chiar pe final de septembrie 2022, când preşedintele Asociaţiei Furnizorilor de Energie din România (AFEER) a declarat că un furnizor de energie a fost la un pas de a intra în incapacitate de plată. Declarația a fost făcută cu o zi înainte de votul ordonanței de urgență din Senatul României. 

Investițiile de miliarde de dolari într-o zonă fluctuantă legislativ s-ar putea să nu fie printre primele opțiuni alte investitorilor – mai ales când zona respectivă este la granița unui război. 

Eugenia Gusilov, fondatoare ROEC, afirmă că problemele cu privire la cadrul fiscal își au originea în 2012, când a fost descoperit zăcământul  Neptun Deep. Atunci încă se mergea pe legea petrolului din 2004 în care redevențele statului erau înghețate la nivelul celor din 2004. „Când s-a făcut privatizarea Petromului înțelegerea a fost că nu se va modifica fiscalitatea, deci timp de zece ani, 2004-2014, nu a putut nimeni să umble la nivelul redevențelor.”

În 2014 statul ar fi putut revizui acest cadru fiscal și pe cel legislativ, însă a pierdut momentul. „Între 2012–2014, prețurile au explodat și se considera că redevențele în România erau nedrept de joase, inclusiv Banca Mondială spunea asta.” Până s-a mișcat statul român s-au schimbat condițiile pieței și redevențele trebuiau să fie din nou atractive. Așa a apărut prima dată ideea taxării suplimentare introdusă prin legea offshore din 2018. Trebuia să ofere un cadru legal care să vină cu previzibilitate și stabilitate pentru companii ca să știe ce au de obținut și de făcut. Surpriza a fost suprataxarea.

Originea acestei surprize, explică Gusilov, era incapacitatea statului de a modifica contractul de concesiune în detrimentul investitorilor. „Asta este legislația la noi, poți modifica doar dacă prevederea este mai bună pentru investitor. Nici statul român, nici ANRM (Agenția Națională pentru Resurse Minerale) n-au putut modifica nivelul redevențelor pentru că pentru asta trebuiau să facă o anexă semnata de ambele părți (companie si ANRM), iar companiile n-ar fi fost de acord să crească redevențele. Deci drumul ăsta nu era fezabil. Motiv pentru care a fost introdusă această suprataxare în legea offshore.”

După promulgarea legii, nu s-a întâmplat nimic. Companiile cereau constant amendamente și nu erau de acord cu suprataxarea. Cele care dețineau acorduri petroliere din anii ‘90 voiau să-și desfășoare activitatea în condițiile în vigoare atunci, nu cu modificările ulterioare, ceea era în detrimentul statului. 

„E o chestie destul de sensibilă. Ține și de drepturile companiilor de a-și desfășura o investiție în condiții cât de cât previzibile, dar ține și de drepturile statului de a-și valorifica resursele naturale cum crede de cuviință – sunt, totuși, resurse epuizabile.”

Ea amintește și de influența politică masivă a lui Liviu Dragnea, fost președinte al partidului PSD și fost președinte al Camerei Deputaților între 2016–2019. El ar fi încercat să influențeze demersurile legii offshore din 2018 pentru a scăpa de închisoare. „Au încercat să pună un pumn în gură investitorului pe principiul că e un proiect atât de bun, încât e imposibil ca acesta să facă un pas înapoi.”

După retragerea ExxonMobil din Neptun Deep au fost căutați alți investitori, norvegieni și polonezi, dar din cauza întârzierilor statului român și aceștia s-au retras din negocieri. Rolul investitorului american în proiect i-a survenit Romgaz – companie în care statul român e acționar majoritar cu 70 la sută. „Mă face să cred că poate pe undeva tărăgănarea asta din ultimii ani a fost făcută deliberat pentru a-i descuraja pe ceilalți investitori.” Gusilov crede că transferul titlului de proprietate pentru 50 la sută de la Exxon la Romgaz a fost esențial pentru promulgarea noi legi offshore. „Companiile străine și ambasadele străine asta suspectează: că statul român în mod deliberat nu a modificat legea off-shore așteptând să o facă după ce va fi asigurată predarea către compania de stat românească.“

Modificările propuse prin ordonanța de urgență nr 119/2022, aflată în procedura de aprobare de către Parlamentul României, sunt încă un semnal de instabilitate și risc pentru posibilii investitori în piața de energie. Gusilov crede că modificarea arată încă odată că statul și-a pierdut capacitatea administrativă de a derula proiecte strategice ample. Amintește de întârzierea deschiderii noii centrale de la Iernut, din administrarea Romgaz, dar și întârzierea dezvoltării la reactoarele 3 și 4 din Cernavodă a căror finanțare pare să fie într-o linie dreaptă, deși discuțiile sunt deschise de peste zece ani. 

Dumitru Chisăliță, preşedintele Asociaţiei Energia Inteligentă și fost membru în consiliul consultativ de pe lângă Ministerul Energiei, spune că cel mai mare impact pe care-l vede în ordonanță este pierderea încrederii a investitorilor și retragerea lor.  

După publicarea noii ordonanțe din România au apărut reacții și la nivel european care subliniază caracterul retroactiv al legii, însă Chisăliță spune că nu taxarea e retroactivă, ci calculul. „Taxarea se va aplica de la 1 septembrie, dar calculul se va face pe 2022 și atunci taxarea implicit este retroactivă. Nu e retroactivă în sensul explicit al legii, ci cel implicit.” 

Situația asta se traduce în diferite scenarii, însă crede că cea mai gravă este cea de cashflow la nivelul operatorilor de pe lanțul de alimentare și distribuție. Statul e acuzat de întârzierea plăților compensatorii către producători, furnizori și traderi, ceea ce a afectat fondurile. Asta riscă să ducă piața la blocaj, atât cea piața de energie, cât și cea de gaz natural.

Pentru consumator asta se traduce în lipsă de gaz sau energie electrică. 

Chisăliță crede că cea mai gravă consecință a acestui va fi lipsa investițiilor din sectorul energetic, inclusiv în gaze offshore și energie regenerabilă. „Investitorii nu riscă într-o țară care în șase luni a schimbat de 14 ori o singură ordonanță.” Pentru consumator asta poate însemna cost mai ridicat la energie și o dependență tot mai mare a țării față de importuri. 

Din punctul lui de vedere, rezultatul unui blocaj în piață ar fi naționalizarea unor companii. „Părerea mea este că ordonanța a fost dată să se ajungă la acest blocaj, scopul fiind de a naționaliza niște companii din România. Toate demersurile care s-au făcut începând cu 2015 au fost cu scopul de a-i îndepărta pe americani și de a fi preluat de cineva din zona românească.”

Cu toate astea, Chisăliță nu crede că e prea târziu pentru investițiile din Marea Neagră, în special pentru că pot fi benefice zonei de Sud-Est a Europei. „Tranziția către resurse regenerabile nu se poate face sută la sută, poate peste vreo 100 de ani, dar nu în 20 de ani. Fără resurse securizate nu ai cum să asiguri un nivel de stabilitate economică și socială în partea asta a lumii.”

În plus, crede că, deși fără vreo intenție în direcția asta, s-ar putea ca România să aibă mai multe de câștigat odată cu scumpirea gazului. Dacă o resursă este excedentară, ea va fi descărcată spre zonele unde va exista cerere și unde prețurile vor fi atractive. Tocmai de aceea crede că cel mai probabil gazul va fi descărcat pe direcția Ungaria – Austria, iar de acolo către Germania – Slovacia – Cehia. „Nu cred că o vor face românii, ci intermediari care înțeleg businessul.”

Cât despre țintele pentru 2050, Corina Murafa, expertă în energie regenerabilă afiliată Centrului pentru Studiul Democrației, crede că dacă resursele din Marea Neagră ar fi fost puse în exploatare comercială în timp util față de momentul descoperirii, probabil că ar fi avut sens ca ele să fie exploatate. Dar de atunci au trecut aproape zece ani, iar în perioada asta fundamentele pieții s-au schimbat.

Ea cred că e important ca România să atingă neutralitatea climatică până în 2050, iar gazul natural încetinește procesul pentru că producția sa emite metan, unul dintre cele mai poluante gaze cu efect de seră – mai puternic decât dioxidul de carbon. Lucrurile nu ar arăta bine nici cu tehnologii de captare și stocare a carbonului (CCS), pentru că sunt costuri foarte ridicate. 

„Deja în industrie, ca să fie atinse țintele de decarbonizare, merită investițiile în hidrogen, în industria de aluminiu, de îngrășăminte.” Deși sunt costuri de capital ridicate, oricât de verzificat ar fi fost gazul, limitele din taxonomie sunt dure. 

Cu toate astea, consideră că e posibil ca OMV Petrom și Romgaz să-și dorească în continuarea extracția din perimetrul Neptun Deep, însă mai degrabă cu perspectiva exportului. Totodată, orice investiție în gaz natural în momentul de față previne investiții în altceva, cum ar fi resursele regenerabile. În schimb, Chisăliță crede că în februarie 2023 vor fi repoziționări față de gazul natural pentru că atunci e perioada în care, estimativ, resursele de gaz la nivelul UE vor fi scăzute, iar producția de energie fotovoltaică și eoliană va fi redusă. 

Murafa evidențiază și că în România proporția de regenerabile a scăzut în perioada 2015–2021, pentru că au fost multe proiecte blocate. 

Gusilov amintește chiar și de grupuri de investitori pe regenerabile care au acționat România în instanță la curtea de la Washington specializată în arbitraj și protejarea investițiilor. „AFM (Administrația Fondului pentru Mediu) are în lucru 45 de mii de dosare, unele dintre ele depuse acum trei ani, care nu au fost evaluate. Au 240 de angajați, dar de evaluare se ocupă vreo nouă. Pentru persoane fizice au aprobat vreo șase mii de dosare. Este foarte puțin raportat la cerere și la interesul din piață.”

Criza nu va trece repede și poate tocmai de asta e nevoie și de vești bune din partea decidenților, crede Murafa. Amintește de importanța Fondului de Modernizare care e la dispoziția statului pentru investiții. „Ar trebuie să fie operațional de un an și ceva, dar nu e operațional nici acum, abia ce s-a dat HG care definește ce fel de investiții va face. Stăm pe 12 miliarde de euro.” 

Dintr-o perspectivă similară vorbește și Dumitru Chisăliță, care e de părere că România are nevoie să înțeleagă că deținerea resurselor nu o vor face un lider regional, nici măcar un jucător relevant fără leadershipul potrivit. „Suntem una dintre puținele țări europene care avem cam 80 la sută energie electrică produsă în regie proprie și suntem în preajma unui colaps energetic.”