Zăcămintele de gaze naturale din Marea Neagră: bonanza sau fata morgana?

România este unul dintre cei mai vechi producători de țiței și gaze naturale din lume. Istoria exploatărilor se întinde la peste un secol distanță, dar astăzi, după perioade de exploatare intensivă a zăcămintelor, producția de pe uscat este în declin. Sub apele tulburi ale Mării Negre, însă, natura a creat rezervoare capabile să găzduiască resurse și rezerve importante de gaze naturale. Zăcămintele de aici sunt atât de promițătoare, încât ar putea face din România o nouă Norvegie. Depinde de noi ce facem cu aceste zăcăminte, ca ele să fie ori o bonanza (o comoară), ori o fata morgana (un vis frumos).

Pe uscat (onshore), România a fost prima țară din lume care a înregistrat oficial o producție de țiței, în anul 1857. În ceea ce privește gazele naturale, primele sonde care au condus la debutul producției naționale de gaze naturale au fost săpate în 1908, în localitatea Sărmășel (județul Mureș). 

Platforma petrolieră Gloria face primele căutări din Marea Neagră

Comparativ, în zona offshore, primele achiziții de date seismice în bazinul Mării Negre au început în 1969 și de abia în 1976, platforma petrolieră marină de foraj Gloria a săpat prima sondă de explorare (sursa: „Hidrocarburile din Marea Neagră – între provocări și riscuri”). Scopul acestor lucrări a fost creșterea producției naționale de hidrocarburi – adică de petrol și gaze naturale, prin accesarea potențialului din cadrul platformei continentale a Mării Negre.

„Inițial, Sonda 1 Ovidiu Est se afla într-o zonă în care apa avea o adâncime de 84 de metri. Platforma era proiectată pentru ape cu adâncimi maxime de 90 de metri și valuri înalte de 12 metri”, arată datele Asociaţiei Române a Concesionarilor Offshore din Marea Neagră (RBSTA).

Rezultatul a fost negativ, iar cel de-al doilea foraj a fost realizat în perimetrul XV Midia, rezultatul fiind din nou unul negativ. S-a făcut cea de-a treia încercare, în perimetrul XVIII Istria, unde sonda săpată într-o zonă de adâncime a apei de 50 de metri, a făcut primele descoperiri de țiței în cantități semnificative, în anul 1980 (Lebăda). Au urmat lucrări pentru realizarea primei platforme de producție, în 1984, dar și pentru conducta de transport al petrolului, lungă de 64 km, spre zona continentală. 

1987, debutul producției în Marea Neagră

Abia în 1987, deci la 11 ani de la debutul explorării, a fost înregistrată prima producție de hidrocarburi din Marea Neagră.

Ulterior, „după execuția a peste 100 de foraje de explorare, au mai fost descoperite câmpuri petrolifere și gazeifere noi: Sinoe (1988), Portița (1990), Doina (1995), Cobălcescu (1997), Pescăruș (1999), cu rezerve relativ mici. Pentru exploatare s-au construit, între 1988 și 2001, alte 6 platforme de producție amplasate pe șelful continental, la o adâncime a apei de până la 150 m. Platformele urmează un aliniament SV-NE, la cca 80 – 100 km depărtare de țărm”, se mai arată în lucrarea „Hidrocarburile din Marea Neagră – între provocări și riscuri”.

Lucrările de explorare au continuat, după 2001 fiind descoperite noi câmpuri petrolifere situate în zona șelfului. 

Structurile exploatate astăzi sunt aflate în ape de mică adâncime.

„În momentul de față, aproximativ 8% din producția de țiței și (gaz – n.ed.) condensat la nivel național provine din perimetre offshore, diferența fiind acoperită din producția onshore”, conform datelor Deloitte publicate în studiul „Contribuția proiectelor de explorare și producție a hidrocarburilor din Marea Neagră la dezvoltarea economiei românești”.

2009 și victoria istorică a României de la Haga

Un moment strategic pentru țară are loc în 2009, pe 3 februarie, când Curtea de la Haga a dat câștig de cauză României în disputa cu Ucraina pentru delimitarea maritimă a Mării Negre. 

„Pentru România, Hotărârea a fost un remarcabil succes diplomatic în istoria noastră recentă, prin recunoașterea jurisdicției și a drepturilor suverane ale țării noastre cu privire la 9.700 km2 de platou continental și zonă economică exclusivă în Marea Neagră”, arată Ministerul Afacerilor Externe (MAE).

De asemenea, acest succes a reprezentat „prima și unica extindere de jurisdicție suverană și drepturi suverane ale României de la Marea Unire din 1918”, mai explică MAE. În total, 40 de ani a durat soluționarea definitivă a diferendului politic dintre România și Ucraina privind delimitarea Mării Negre.

Astfel, „în prezent, zona offshore românească acoperă 22.000 de kilometri pătrați și atinge adâncimi de peste 1.000 metri”, arată Deloitte, în studiul menționat anterior. 

La scurt timp după victoria de la Haga, Agenția Națională pentru Resurse Minerale scoate la licitație concesionarea a 11 perimetre offshore prin Runda a X-a. Dintre cele 11 perimetre, cinci se aflau în zona proaspăt câștigată de România. Pe site-ul Asociației Române a Concesionarilor Offshore din Marea Neagră (https://rbsta.ro/ro/despre-noi/#cinesuntem) găsiți harta interactivă a perimetrelor offshore din România.

2012: consorțiul ExxonMobil-OMV Petrom face cea mai mare descoperire unică din Marea Neagră

Vara lui 2009 a marcat un alt moment extrem de important pentru istoria României: compania OMV Petrom a început, în parteneriat cu o subsidiară a gigantului american ExxonMobil, campania de explorare pentru evaluarea potențialului de hidrocarburi în perimetrul Neptun din Marea Neagră. În perioada 2009-2010, cele două companii au achiziționat mai mult de 3.000 de kilometri pătrați de date seismice 3D pe blocul Neptun, folosind tehnologie de ultimă oră. Lucrările au fost efectuate cu una dintre cele mai mari nave de achiziție seismică din lume, GeoCeltic (detalii, AICI).  

Între decembrie 2011 – martie 2012 ExxonMobil și OMV Petrom au forat sonda Domino-1, prima sondă de explorare în ape de mare adâncime din România, care a confirmat prezența gazelor naturale. Domino-1 a atins o adâncime totală de peste 3.000 de metri sub nivelul mării. Pentru aceste operațiuni a fost închiriată nava de foraj Deepwater Champion. În 2012, sonda Domino-1, identifică rezerve recuperabile de aproximativ 42-84 de miliarde de metri cubi de gaze naturale, „devenind astfel cea mai mare descoperire unică din Marea Neagră până astăzi”, după cum arăta Deloitte, în studiul realizat în 2018. 

Din noiembrie 2012 și până în iunie 2013, ExxonMobil și OMV Petrom au desfășurat o a doua campanie seismică 3D, acoperind peste 6.000 de kilometri pătrați în zona de mare adâncime a blocului Neptun. Aceasta a fost cea mai mare campanie de seismică 3D înregistrată în Marea Neagră (vezi AICI sursa).

În plus, cele două companii au procurat platforma Ocean Endeavor – una dintre cele mai dezvoltate tehnologic platforme de foraj din lume – pentru a relua forajul de explorare pe blocul offshore Neptun Deep. Platforma este proiectată să foreze în ape cu adâncimi de până la 2.400 de metri şi o adâncime totală de foraj de până la 10.600 de metri. Doar pentru mobilizarea acesteia, în 2014, costurile au fost uriașe, de peste 500 milioane de euro (găsiți detalii și filmul aducerii gigantului Ocean Endeavor în Marea Neagră – o operațiune fără precedent, AICI).

În 2015, consorțiul Lukoil-Pan Atlantic-Romgaz descoperă alte rezerve de circa 30 miliarde metri cubi. 

Așadar, grație tehnologiei ultramoderne și a unor investiții în explorare de circa 3,5 miliarde de dolari, zăcăminte uriașe pentru România au fost identificate în zona adâncă offshore. Cu toate astea, în continuare ele nu sunt accesibile. Nici acum, la aproape 10 ani de la descoperirea istorică din perimetrul Neptun Deep, autoritățile nu au răspuns cerințelor investitorilor de a asigura un cadrul fiscal atractiv, predictibil și stabil. Aceste condiții sunt absolut esențiale pentru investitori, care trebuie să aloce miliarde de euro pentru scoaterea acestor resurse la suprafață. 

Riscuri imense de a pierde proiectul Neptun Deep

„Marea Neagră poate deveni o mică Mare a Nordului, întrucât există aici zăcăminte de gaze de peste 200 de miliarde de metri cubi, însă pentru extracţia lor este nevoie de investiţii de 6-7 miliarde de dolari”, a declarat, la finele anului trecut, Sorin Gal, director general în cadrul ANRM (sursa AICI).

În lipsa unui cadru legislativ și fiscal competitiv, stabil și predictibil, deciziile finale de investiții au fost amânate, iar unii dintre investitori au început să se retragă. Peste toate acestea, a apărut pandemia de coronavirus, care a dus la prăbușirea cererii de combustibili și la scăderea cotațiilor petrolului. 

În plus, Pactul Ecologic european, cu obiectivele sale de mediu extrem de ambițioase pentru 2030 și 2050, pune presiune ridicată pe investițiile în combustibili fosili și creează un risc imens de a pierde proiectul Neptun Deep, după cum atrage atenția Federația Patronală Petrol și Gaze (detalii, AICI). Astfel, orice întârziere de implementare a modificărilor legislative necesare ar putea pune în pericol viabilitatea investițiilor.

Investitorii încă mai speră că statul va lua deciziile necesare, astfel încât nu doar industria petrolieră locală, afectată de pandemie, să se dezvolte de pe urma unui proiect de o asemenea anvergură precum Neptun Deep. 

În ceea ce privește beneficiile cuantificabile pe termen scurt, mediu și lung pe care demararea proiectelor din Marea Neagră le-ar avea asupra relansării și dezvoltării economiei românești, investițiile cumulate prognozate, în valoare de 15,7 miliarde USD, vor genera 71,3 miliarde USD contribuție la PIB, 26 miliarde USD venituri la bugetul de stat și 30.605 locuri de muncă anual (direct și indirect), conform studiului Deloitte (2018).

Mai mult decât atât, creșterea producției autohtone de gaze naturale va poziționa România drept un furnizor de securitate energetică la nivel regional, în contextul in care producția va depăși nevoile interne de gaze naturale.

Ce proiecte pot fi realizate din aceste venituri la bugetul statului pentru dezvoltarea României:

Prin deciziile pe care le vor lua în acest an, autoritățile vor decide valoarea resurselor estimate de peste 200 miliarde metri cubi din Marea Neagră: zeci de miliarde de euro sau … zero.