Regulamentul european NZIA, prin care producătorii români Petrom, Romgaz și BSOG au obligația de a asigura un volum uriaș de stocare de CO2, reprezintă un risc pentru producătorii de gaze de naturale, deoarece le poate afecta investiţiile în curs, a declarat directorul general adjunct al Romgaz, Aristotel Jude.
„Pentru că au fost multe spuse legate de problemele care au trebuit rezolvate, eu aş trece la un prag superior, respectiv la reglementările europene care pot avea impact în materia companiilor care produc gaze naturale, şi aici m-aş referi la Regulamentul 2024/1735, de stabilire a unui cadru de măsuri pentru consolidarea ecosistemului european de producere de tehnologii zero net, respectiv Regulamentul NZIA.
Ştiţi foarte bine că societăţile producătoare de gaze naturale vor avea obligaţia să înmagazineze CO2 într-un anumit nivel până la finalul anului 2030. Pentru asta sunt necesare investiţii masive şi este necesar să demonstrăm că aceste investiţii sunt fezabile din punct de vedere tehnic şi economic. N-aş vrea să mă refer la aspectele tehnice care ţin de convertirea unui zăcământ depletat (epuizat – n. r.) de gaze naturale într-un depozit de înmagazinare CO2, pentru că, în realitate, conversia directă nu există, e nevoie de investiţii noi, de foraj, de sonde noi, de construcţie, de conducte, de instalaţii de captare care în realitate costă miliarde şi miliarde de euro”, a afirmat Jude, la un eveniment de specialitate.
În acest context, oficialul Romgaz a propus iniţierea unui dialog cu privire la acest regulament.
„Propun, pentru că timpul este foarte scurt, să existe o masă rotundă şi un dialog în ceea ce priveşte acest regulament, regulamentul delegat şi decizia Comisiei Europene, care instituie nivelul de obligaţie.
Şi aici aş vrea să vă amintesc faptul că cei doi mari producători au o cotă semnificativă de înmagazinare CO2.
Şi să nu uităm că în final trebuie să discutăm de suportabilitatea produselor pe care să zicem aşa le producem, chiar dacă am repetat termenul de două ori, pentru că, în realitate, produsele trebuie să fie affordable pentru final-end consumers.
Dacă ar fi să realizăm aceste investiţii, teama noastră este că acestea nu vor mai fi suportabile. Dacă ar fi să arătăm că au fost discuţii nenumărate în România cu privire la modul de reglementare şi studiul de impact, în realitate Regulamentul NZIA n-a avut o analiză de impact şi studii de fezabilitate tehnico-economice, pentru că în onshore nu există în realitate depozite de înmagazinare CO2 care să funcţioneze şi care să fi demonstrat până acum fezabilitatea din punct de vedere tehnic şi economic. Cred că pentru producătorii de gaze de naturale Regulamentul NZIA reprezintă un risc motivat de faptul că ne pot afecta investiţiile în curs, pentru că firmele au o anumită capacitate de investiţii prin surse interne, surse externe, atrase, reinvestire de dividende şi aşa mai departe. Ori, compania Romgaz livrează programe masive de investiţii, iar în cazul în care astfel de investiţii vor fi obligatorii trebuie să găsim şi sursa şi fezabilitatea acestora”, a susţinut Jude.
Directorul general adjunct al Romgaz, Aristotel Jude, a participat, luni, la conferinţa „Incertitudini şi oportunităţi pentru investiţiile în energie – prezent şi viitor”, organizată de Focus Energetic la Palatul Parlamentului.
Declarația lui Jude este prima poziție articulată care vine în România după ce, acum aproape o lună, Comisia Europeană a prezentat oficial lista cu companiile care sunt obligate să stocheze carbon, 44 la număr, și cotele fiecăreia, prin actul delegat.
Petrom și Romgaz, cei doi producători de petrol și gaze ai României, vor fi obligați ca, la nivelul anului 2030, să asigure o capacitate de stocare de a dioxidului de carbon de circa 10 milioane de tone, mai mare chiar decât cea la care industria de petrol și gaze de la noi se aștepta inițial,și, mai nou, și BSOG are de respectat această obligație.
Așteptările inițiale erau că România va avea o cotă de stocare de 9 milioane de tone, oricum foarte mare, în condițiile în care în toată UE nivelul este de 50 de milioane de tone. Și tot așteptările erau ca în urma lobby-ului românesc de la Bruxelles, acest nivel să fie redus. După cum se vede, s-a întâmplat invers.
Costuri uriașe
Cât ar costa implementarea unei capacități de stocare a carbonului de 10 mil. tone pe an? Nu este încă foarte clar, tehnologia de captare și stocare fiind încă la început dar unul dintre experții industriei a făcut anul trecut, la solicitarea presei, un calcul grosier – doar asigurarea unei capacități de stocare de 9 mil. tone an (așa se stia atunci), timp de 20 de ani, ar costa cele două companii românești circa 4,5 miliarde de euro.
Iar întregul lanț valoric – stocarea, transportul și depozirarea – ar costa circa 15 miliarde de euro.
Captarea și stocarea carbonului (sechestrarea dioxidului de carbonul) reprezintă un set de tehnologii care vizează captarea, transportul și stocarea permanentă în condiții de siguranță a CO2, care altfel ar fi eliberat în atmosferă. Sechestrarea geologică este o metodă dovedită de stocare subterană a CO2 în care acesta este injectat în subteran în formațiuni adânci de roci pentru a fi stocat pe termen lung, iar printre cele mai bune locuri sunt zăcămintele depletate de țiței și gaze, de pe uscat sau offshore, dar și în structuri acvifere saline, după cum arată FPPG.
Tehnologia este însă destul de costisitoare și, chiar dacă are riscuri mai mici decât în alte situații (CO2 nu arde) presupune totuși identificarea unor zone care să permită depozitarea sa vreme de 20 de ani cel puțin. Iar înainte de stocarea propriu zisă este nevoie de captarea carbonului și transportarea sa la locul de stocare, deci vorbim despre un întreg lanț și o înreagă industrie care trebuie creată.
ată schematic cum ar funcționa procesul:
Odată identificate soluțiile și creat lanțul, stocarea carbonului va adue și avantaje din care companiile care au cheltuit banii cu crearea depozitelor vor începe să-și recupereze investițiile. Aici vor stoca CO2 rezultat industriile care nu se pot decarboniza pe deplin, exemplu clasic fiind cel al cimentului. Stocarea le scutește de plata certificatelor de carbon (acum sunt 60 de euro pe tona emisă, dar se poate ajunge și la 90 sau chiar 150). Aproape toate modelele de scenarii climatice impun implementarea CCS, spun cei de la FPPG în studiu.
“România are o experiență și un know-how extins în domeniul proiectelor și tehnologiilor CCS, din perspectiva tradiției sale îndelungate în domeniul explorării și exploatării petrolului și gazelor. În plus, cercetarea în sectorul CCS a continuat în universitățile și instituțiile de cercetare din România. După epuizarea depozitelor de hidrocarburi, România poate folosi depozitele offshore pentru a deveni un actor important în dezvoltarea acestei tehnologii-cheie de decarbonizare dacă acestea vor îndeplini criteriile tehnico-economice specifice”, arăta un studiu prezentat acum un an de Federația Patronală de Petrol și gaze (acum Federația Patronală a Energiei).
Industria așteaptă ajutor de stat
OMV Petrom, cea mai mare companie energetică din Europa de Sud-Est, a anunîat anul trecut că va aloca în anii următori circa 150 de milioane de euro pe an și mai apoi până la 300 de milioane de euro pe an pentru proiecte CCS, dar compania atrage atenția că este nevoie de intervenția autorităților, inclusiv de scheme de sprijin pentriu dezvoltarea acestor proiecte.
“După cum știți, avem CCS (carbon capture and storage – captarea și stocarea carbonului ) ca și target în strategie, avem o alocare de două milioane de tone pe an capacitate, începând cu 2030. Este un target ambițios”, a declarat Cristian Hubati, director pe zona de explorare și producție al OMV Petrom, răspunzând unei întrebări puse de presă pe această temă atunci.
“Maturarea proiectelor de CCS are alura unor proiecte de oil and gas clasice, cu explorare, și acestea sunt destul de lungi în timp. Avem bugetate sume în intervalul 100-150 de milioane de euro între anii 2026-2027 ca și CAPEX (investiții – n.red.). Vor crește anii viitori, pentru a se implementa strategia, undeva spre 200-300 de milioane de euro ca medie anuală. Pentru implementarea proiectelor de stocare însă, așa cum știți, avem nevoie de un cadru legislativ, avem nevoie de partea de regulamente pe transport, pe emițători, de scheme de suport. Avem nevoie într-adevăr de sprijinul autorităților”, a spus Hubati atunci
România va fi cel mai mare producător de gaze din UE
Din 2027 va intra în operare zăcâmântul Neptun Deep, care va face din România cel mai mare producător de gaze din Europa. Interesant este că, deși Comisia pune companiile românești la nițște cheltuieli exorbitante cu stocarea de CO2, tot Bruxelles-ul se așteaptă ca gazul românesc care va fi extras de aceste companii să mai salveze continentul de importurile rusești, pe care ar vrea de altfel să le interzică. Complet!
„În anii care vin, vor deveni disponibile volume suplimentare de gaze și în centrul și sud-estul Europei, o regiune în mod tradițional dependentă de livrările rusești prin conducte. La nivelul lui 2027, se așteaptă ca perimetrul offshore Neptun Deep din România să producă 8 miliarde de metri cubi de gaze naturale pe an, în primii săi 10 ani de operare. (…) De exemplu, Norvegia, cel mai mare furnizor de gaze al UE, ca și România și Grecia, pot sprijini diversificarea (surselor de gaze – n.red.) în Europa Centrală și de Est, dominată în mod tradițional de gazele rusești, prin intermediul gazoductului Baltic, respectiv a celui Transbalcanic”, a scris Bruxelles-ul în draftul de act prin care urmează să interzică orice import energetic din Rusia
