Strategia de dezvoltare a sistemului national de transport gaze naturale [305720]

I.INTRODUCERE

CAP.1 PIAȚA DE GAZE NATURALE DIN ROMÂNIA

ȘI DIN REGIUNE

1.1 [anonimizat], în România a fost adoptată Legea energiei electrice si a gazelor naturale nr.123 care a intrat în vigoare la data de 19 iulie 2012.

[anonimizat] (ISO), cu posibilitatea de implementare a modelului de separare a proprietății (OU) după o perioadă de doi ani de la data intrării în vigoare a respectivei legi. Conform prevederilor Legii nr.123/2012, piața de gaze naturale din România are două componente:

[anonimizat]:

piața angro care funcționează pe bază de: (i) contracte bilaterale intre operatorii economici din domeniul gazelor naturale, (ii) [anonimizat], și (iii) alte tipuri de tranzacții sau contracte.

piața cu amănuntul în cadrul căreia furnizorii vând gaze naturale clienților finali prin contracte la prețuri negociate.

[anonimizat]-cadru aprobate de ANRE.

[anonimizat]. [anonimizat].

Piața gazelor naturale din România a fost deschisă gradual începând cu anul 2001, de la 10% [anonimizat]-se în ianuarie 2007 la 100% pentru consumatorii industriali.

Pentru consumatorii rezidențiali piața de gaze naturale a fost liberalizată în iulie 2007, [anonimizat] 2009/73/CE, gradul de deschidere a pieței naționale de gaze naturale fiind de 100%.

Dezvoltarea pieței de gaze naturale interne are în vedere următoarele:

[anonimizat] a țării și în funcționarea corespunzătoare a pieței naționale a gazelor naturale

Structura actuală a pieței de gaze naturale din România cuprinde:

Figura 1.1 – Reprezentarea schematică a pieței gazelor naturale din România

1.2 PIAȚA GAZELOR NATURALE DIN REGIUNE

Politica energetică a Uniunii Europene este axată în principal pe următoarele coordonate:

reducerea surselor tradiționale de energie prin dezvoltarea surselor de energie regenerabilă;

diversificarea surselor de aprovizionare cu gaze naturale din afara UE;

reducerea fluctuațiilor de preț pentru consumatorii finali;

reducerea schimbărilor climatice.

Astfel, [anonimizat], pentru care au fost propuse pachete separate de reformă legislativă și de reglementare:

[anonimizat], a întreruperilor în alimentare, a posibilelor crize energetice și a nesiguranței privind alimentarea cu energie în viitor; UE conștientizând tot mai mult vulnerabilitatea sa prin dependența de importurile de energie primară și de șocurile pe care aceasta le poate produce asupra securității. În consecință, UE face pași concreți în adoptarea unei noi politici energetice comune;

Durabilitate – subliniază preocuparea UE pentru schimbările climatice prin reducerea emisiilor sale de gaze cu efect de seră (GES) la un nivel care să limiteze efectul de încălzire globală la doar 2°C în plus față de temperaturile din era pre-industrială; în acest sens, în decembrie 2008, a fost aprobat Pachetul legislativ „Energie – Schimbări Climatice”, în octombrie 2009, „Planul strategic european pentru tehnologiile energetice – Către un viitor cu emisii reduse”, iar în anul 2011, Consiliul Europei propune "Foaia de parcurs pentru Sectorul Energetic până în 2050", care constituie un angajament pe termen lung pe calea decarbonizării pentru UE și alte țări industrializate cu o țintă de reducere de la 80% până la 95% a emisiilor de CO2 până în 2050;

Competitivitate – vizează asigurarea implementării efective a pieței interne de energie; în acest sens, în septembrie 2008, Parlamentul European și Consiliul au adoptat cel de-al treilea pachet legislativ pentru piața internă de energie, iar în noiembrie 2010, Comisia Europeană a adoptat Comunicarea "Energie 2020 – O strategie pentru energie competitivă, durabilă și sigură" ce definește prioritățile energetice pentru următorii 10 ani și stabilește acțiunile care trebuie întreprinse în scopul de a face față provocărilor de economisire a energiei, realizării unei piețe cu prețuri competitive și siguranței aprovizionării, stimularea competitivității tehnologice și negocierea eficientă cu partenerii internaționali; în această Comunicare adoptată în anul 2012, UE identifică trei coridoare prioritare pentru sectorul gazului natural:

Coridorul Sudic, având rolul de a transporta gazele naturale direct din Marea Caspică înspre Europa, în scopul diversificării surselor;

Coridorul Central-Est European privind integrarea pieței baltice a energiei și conectarea acesteia la Europa Centrală și de Sud – Est;

Coridorul Nord-Sud din Europa Occidentală, menit să elimine blocajele interne și să permită utilizarea optimă a posibilelor surse externe de aprovizionare.

Figura 1.2 – Infrastructura energetică a Europei

Pachetul „Energie – Schimbări Climatice” stabilește pentru UE o serie de obiective pentru anul 2020, cunoscute sub denumirea de „obiectivele 20-20-20” și anume: reducerea emisiilor de GES(CO2) la nivelul UE cu cel puțin 20% față de nivelul anului 1990; creșterea cu 20% a ponderii surselor de energie regenerabilă (SRE) în totalul consumului energetic al UE, precum și o țintă de 10% bio – carburanți în consumul de energie pentru transporturi; reducerea cu 20% a consumului de energie primară, care să se realizeze prin îmbunătățirea eficienței energetice, față de nivelul la care ar fi ajuns consumul în lipsa acestor măsuri.

Cerințele politicii europene sunt transpuse în Tratatul de la Lisabona ale cărui obiective principale vizează:

piață unică a energiei;

securitatea aprovizionării;

eficiența energetică și economiile;

dezvoltarea unor forme noi regenerabile de energie;

promovarea unor rețele europene de energie.

Pe fundalul unor piețe naționale de energie dominate de monopoluri puternice, de regulă implicate în aranjamente de lungă durată de ordin politic și social, procesul de liberalizare a fost declanșat de viziunea unei piețe unice extinse, cu adevărat competitive, transparente, având ca obiectiv final crearea unui comerț transfrontalier mai intens pe fondul asigurării siguranței alimentării cu energie precum și al unei dezvoltări durabile a întregului sistem energetic european – piața europeană.

Piața europeană a energiei este încă fragmentată și nu a atins potențialul de transparență, accesibilitate și alegere. Companiile și-au extins activitatea dincolo de frontierele naționale, dar dezvoltarea lor este încă afectată de o serie de reguli și practici naționale diferite, existând încă multe bariere pentru o competiție deschisă și corectă.

Fundamentul legal al acestui proces de liberalizare a fost conceput de Comisia Europeană ca o serie de pachete legislative (așa numite Pachete ale Energiei) în fapt, de seturi de Directive Europene și de Reglementări aferente:

Primul Pachet Energetic (96/92/EC și 98/30/EC)

Al Doilea Pachet Energetic (2003/54/EC și 2003/55/EC)

Al Treilea Pachet al Energiei (TPE)

Obiectivele TPE sunt:

În acest sens se impune asigurarea competitivității piețelor interne de gaze naturale prin investiții, în special în infrastructură (producție, înmagazinare, transport și distribuție) în condițiile creșterii dependenței Europei de surse de import. Europa poate accesa în mare măsură rezervele de gaze naturale, cu investițiile necesare aferente.

Figura 1.3 – Rezerve de gaze naturale pentru aprovizionarea Europei

Remarcabil este potențialul oferit de sursele de gaze naturale din zona Mării Caspice și a Orientului Mijlociu, potențial pentru a cărui exploatare sunt necesare investiții semnificative și un climat geopolitic adecvat.

Europa de Sud – Est are o poziție geografică ce îi permite să devină o zonă crucială de tranzit între țările mari producătoare de gaze naturale și piețele central și vest europene, mari consumatoare.

Documentul "Energie 2020 – O strategie pentru energie competitivă, durabilă și sigură" adoptat de Comisia Europeană definește prioritățile energetice pentru următorii zece ani și stabilește acțiunile care trebuie întreprinse pentru a face față provocărilor de economisire a energiei, de realizare a unei piețe europene cu prețuri competitive, de asigurare a siguranței în aprovizionarea cu gaze naturale și de stimulare a competitivității tehnologice.

Pe lângă asigurarea securității alimentării cu gaze naturale a României, interconectarea SNT cu sistemele de transport gaze naturale din țările vecine are un aport decisiv și la integrarea pieței naționale de gaze naturale într-o piață regională și, în final, în piața internă europeană.

Figura 1.4 – Harta țărilor vecine României și lungimile sistemelor de transport gaze naturale

1.3 CONCLUZIILE ANALIZEI PIEȚEI REGIONALE DE GAZE NATURALE

După cum rezultă din informațiile cuprinse în tabelul de mai sus,toate datele despre piețele de gaze naturale ale țărilor învecinate indică o dependență semnificativă a acestora de surse de gaze naturale din import.

Dacă până nu demult pentru toate aceste țări, gazele naturale de proveniență din Federația Rusă reprezentau unica sursă de aprovizionare, actualmente, prin planificarea și implementarea unor proiecte noi de infrastructură, țările vecine caută diversificarea acestora în scopul evident al creșterii siguranței în aprovizionarea cu gaze naturale și nu în ultimul rând al asigurării condițiilor de competitivitate a prețurilor.

Orientarea operatorilor sistemelor de transport gaze naturale din țările vecine spre crearea de noi capacități de transport transfrontalier sau amplificarea celor existente denotă în mod clar preocuparea pentru o creștere semnificativă a gradului de interconectare într-o zonă a Europei în care încă mai sunt multe de realizat pentru o piață perfect integrată:

Ucraina a realizat curgerea în sens invers cu Ungaria și a implementat proiectul de asigurare a fluxurilor reversibile cu Slovacia. Este important de subliniat interesul manifestat de Ucraina atât pentru reverse flow fizic în punctele de interconectare cu sistemul românesc, dar mai ales în punctul Isaccea 1, astfel putându-se asigura livrări de gaze naturale provenite din sud-est prin intermediul sistemului de transport bulgar și a firului I de transport internațional gaze naturale.

Ungaria și-a planificat investiții pentru dezvoltarea capacităților de transport gaze naturale între zona de est și cea de vest a țării, dar acordă în același timp o atenție deosebită implementării unui culoar nord – sud care să asigure legătura între Slovacia și Croația.

Serbia, va beneficia de interconectarea cu Bosnia, Herțegovina, Bulgaria și România;

Bulgaria la rândul său, depune eforturi pentru realizarea interconectorului Grecia – Bulgaria și a unei noi interconectări cu Turcia pentru a putea beneficia atât de gazele naturale din regiunea Mării Caspice cât și de Gazele Naturale Lichefiate din terminalele LNG din Grecia, în vederea transportării acestora spre piețele central europene.

În tot acest tablou România este țara cu piața cu cea mai mică dependență de gaze naturale din import. Adăugând în acest peisaj, pe lângă poziția geostrategică favorabilă, recent descoperitele resurse din Marea Neagră, România ar putea juca în mod evident un rol definitoriu în regiune.

În acest context infrastructura de transport gaze naturale devine probabil factorul cel mai important, iar compania SNTGN Transgaz SA se află actualmente în fața unei provocări majore: dezvoltarea – în cel mai scurt timp posibil – a unor culoare de transport gaze naturale care să asigure atât gradul necesar de interconectivitate la nivel european cât și potențial suficient de transport gaze naturale pentru valorificarea resurselor pe piața autohtonă și pe cea regională.

CAP. 2 DIRECȚII DE DEZVOLTARE A SISTEMULUI NAȚIONAL DE TRANSPORT GAZE NATURALE

2.1 DESCRIEREA SISTEMULUI NAȚIONAL DE TRANSPORT GAZE NATURALE (SNT)

Prima conductă din cadrul Sistemului Național de Transport gaze naturale a fost pusă în funcțiune în anul 1914.

SNT a fost conceput ca un sistem radial-inelar interconectat, fiind dezvoltat în jurul și având drept puncte de plecare marile zăcăminte de gaze naturale din Bazinul Transilvaniei (centrul țării), Oltenia și ulterior Muntenia de Est (sudul țării). Drept destinație au fost marii consumatori din zona Ploiești – București, Moldova, Oltenia, precum și pe cei din zona centrală (Transilvania) și de nord a țării.

Ulterior, fluxurile de gaze naturale au suferit modificări importante din cauza declinului surselor din Bazinul Transilvaniei, Moldova, Oltenia și apariției altor surse (import, OMV-Petrom, concesionări realizate de terți etc), în condițiile în care infrastructura de transport gaze naturale a rămas aceeași.

Sistemul Național de Transport este reprezentat de ansamblul de conducte magistrale, precum și de instalațiile, echipamentele și dotările aferente acestora, utilizate la presiuni cuprinse între 6 bar și 40 bar, cu excepția transportului internațional (63 bar) prin care se asigură preluarea gazelor naturale extrase din perimetrele de producție sau a celor provenite din import și transportul acestora în vederea livrării către participanții de pe piața internă de gaze naturale, export, transport internațional etc.

Principalele componente ale Sistemului Național de Transport gaze naturale la 31.12.2017 sunt următoarele:

Tabel 2.1 -Principalele componente ale SNT la 31.12.2018

Figura 2.1 – Harta Sistemului Național de Transport al Gazelor Naturale

Sistemul Național de Transport (SNT) are o acoperire la nivelul întregului teritoriu național și are o structură radial-inelară și următoarele niveluri ale capacității tehnice :

Capacitatea de transport intern și internațional a gazelor naturale este asigurată prin rețeaua de conducte și racorduri de alimentare gaz cu diametre cuprinse între 50 mm și 1.200 mm.

Puncte de interconectare transfrontalieră

În prezent importul/exportul de gaze naturale în/din România se realizează prin 5 conducte de interconectare transfrontalieră:

Tabel 2.2. – Caracteristici ale conductelor de interconectare transfrontalieră

Figura 2.2 – Puncte de interconectare transfontalieră

2.2 DIRECȚII DE DEZVOLTARE A SNT GAZE NATURALE

2.2.1 CONSIDERATII GENERALE

În contextul geopolitic actual, resursele energetice influențează decisiv evoluția societății umane și dezvoltarea economică a acesteia. Astfel, disponibilitatea resurselor energetice cât și accesabilitatea continuă a acestora reprezintă fundamentul oricărei încercări de asigurare a securității energetice.

Structura fizică a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale oferă posibilitatea identificării și constituirii unor culoare de transport gaze naturale care să răspundă atât necesităților privind asigurarea alimentării cu gaze naturale a diferitelor zone de consum din țară cât și necesităților privind transferul prin sistemul românesc a unor cantități de gaze naturale între sistemele țărilor vecine, ca o cerință impusă de liberalizarea piețelor gazelor naturale și de reglementările europene.

Sistemul de transport gaze naturale din România este format în principal din următoarele culoare de transport :

Culoarul 1 Sudic – Est-Vest

În prezent, prin intermediul conductelor aferente acestui culoar se asigură:

importul de gaze naturale prin punctul de interconectare Csanadpalota cu Ungaria la o capacitate de 1,75 mld.mc/an;

preluarea producției interne de gaze din sursele din Oltenia;

alimentarea cu gaze naturale a consumatorilor zonelor de Vest și de Sud-București.

Dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale are în vedere creșterea capacității de transport a punctului de interconectare transfrontalieră cu Ungaria, la 4,4 mld.mc/an pe direcția Csanapalota-Horia și asigurarea transportului gazelor naturale de la zăcămintele din Marea Neagră spre zonele de consum interne și spre punctele de interconectare transfrontalieră ale acestui culoar (Ungaria, Bulgaria). Această dezvoltare va presupune construirea de conducte noi și amplasarea de stații de comprimare în anumite locații (Podișor, Bibești, Jupa).

Culoarul 2 Central Est-Vest

În prezent, prin intermediul conductelor aferente acestui culoar se asigură:

importul de gaze naturale prin punctul de interconectare Csanadpalota cu Ungaria la o capacitate de 1,75 mld.mc/an;

importul de gaze naturale prin punctul de interconectare Isaccea cu Ucraina la o capacitate de 8,6 mld.mc/an;

preluarea producției interne de gaze naturale din sursele din Ardeal;

alimentarea cu gaze naturale a consumatorilor zonelor de Est și de Vest.

Dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale are în vedere creșterea capacității de transport a punctului de interconectare transfrontalieră cu Ungaria, la 8,8 mld.mc/an pe direcția Csanapalota-Horia și asigurarea transportului bidirecțional al gazelor naturale. În acest scop se impune reabilitarea unor conducte existente ale acestui culoar și construirea de conducte noi și amplasarea de stații de comprimare sau amplificarea unora dintre cele existente.

Culoarul 3 Nord-Sud

În prezent, prin intermediul conductelor aferente acestui culoar se asigură:

importul de gaze naturale prin punctul de interconectare Medieșu Aurit cu Ucraina la o capacitate de 4,0 mld.mc/an;

preluarea producției interne de gaze naturale din sursele din Ardeal;

înmagazinarea gazelor în depozitele interne ;

alimentarea cu gaze naturale a consumatorilor zonelor de Nord, Central și de Sud-Est-București.

Interconectorul 4 Nord-Vest

În prezent, prin intermediul conductelor aferente acestui culoar de interconectare se asigură:

alimentarea cu gaze naturale a consumatorilor zonei de Vest-Oradea;

intreconectarea culoarelor 1, 2 și 3

Interconectorul 5 Sud-Est

Prin intermediul conductelor aferente acestui culoar de interconectare se asigură în prezent:

transportul gazelor de import din punctul de interconectare Isaccea cu Ucraina spre Zona de consum București și depozitele de înmagazinare aferente acestei zone (Bilciurești, Urziceni, Bălăceanca);

alimentarea cu gaze naturale a consumatorilor zonei de Sud-Est ;

intreconectarea culoarelor 1, 2, 3 și 6

Culoarul 6 Estic

În prezent, prin intermediul conductelor aferente acestui culoar se asigură transportul gazelor naturale din zonele de producție din estul țării și punctul de interconectare Isaccea spre zona de consum Moldova de Nord.

Dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale are în vedere asigurarea funcționarii la parametrii tehnici proiectați, a interconectării fizice bidirecționale cu Republica Moldova (în funcțiune din anul 2014, între Iași și Ungheni). În acest scop se impune reabilitarea unora dintre conductele existente ale acestui culoar precum și construirea de conducte noi și amplasarea a două stații noi de comprimare.

Culoarul 7 -Transport Internațional

Prin intermediul conductelor aferente acestui culoar se realizează în prezent, transportul internațional al gazelor naturale din Rusia, via Ucraina, prin punctul de interconectare Isaccea I+II+III spre Bulgaria, Grecia și Turcia, prin punctul de interconectare Negru Vodă I+II+III.

Dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale are în vedere realizarea interconectării fizice cu sistemul național de transport gaze naturale din România și asigurarea curgerii bidirecționale în punctele de interconectare transfrontalieră Isaccea și Negru Vodă prin modernizarea stațiilor de măsurare SMG Isaccea I și SMG Negru Vodă I.

Dezvoltările menționate mai sus sunt coroborate cu dezvoltarea sistemului de înmagazinare care are un rol complementar în susținerea securității, stabilității, optimizării și flexibilizării Sistemului Național de Transport gaze naturale. Majorarea capacităților de înmagazinare are efect indirect și asupra SNT, efectul indirect constând în asigurarea cantităților de gaze naturale necesare pentru acoperirea vârfurilor de consum și presiunilor necesare în sistem pentru alimentarea consumatorilor din zonele geografice respective permițând degrevarea depozitelor din sudul României.

Figura 2.3- Culoarele de transport gaze naturale din SNT

2.2.2 PROIECTE STRATEGICE

Responsabilizând importanța companiei atât ca motor al activităților din economia națională cât și ca vector de creștere economică a țării, prin rolul său în dezvoltarea sectorului energetic și transformarea României într-o putere energetică a Europei, Transgaz și-a asumat și demarat unul dintre cele mai mari și importante programe de dezvoltare a infrastructurii de transport gaze naturale din România în ultimii 20 de ani, un program cu proiecte de investiții estimate la 1,9 miliarde euro.

În identificarea proiectelor necesare a fi dezvoltate în sistemul național de transport gaze naturale s-a pornit de la principalele cerințe pe care acesta trebuie să le asigure în actuala dinamică a pieței regionale de gaze naturale. Având în vedere ultimele evoluții și tendințe în domeniul traseelor de transport gaze naturale la nivel european, este evidentă profilarea a două noi surse importante de aprovizionare cu gaze naturale: gazele naturale din regiunea Mării Caspice și cele recent descoperite în Marea Neagră.

Planul de dezvoltare al Sistemului Național de Transport gaze naturale cuprinde proiecte de anvergură menite să reconfigureze rețeaua de transport gaze naturale care, deși extinsă și complexă, a fost concepută într-o perioadă în care accentul se punea pe aprovizionarea cu gaze naturale a marilor consumatori industriali și crearea accesului acestora la resursele concentrate în centrul țării și în Oltenia, precum și la unica sursă de import.

Astfel, proiectele planificate de companie au în vedere:

asigurarea unui grad adecvat de interconectivitate cu țările vecine;

crearea unor rute de transport gaze naturale la nivel regional pentru a asigura transportul gazelor naturale provenite din diverse noi surse de aprovizionare;

crearea infrastructurii necesare preluării și transportului gazelor naturale din perimetrele off-shore din Marea Neagră în scopul valorificării acestora pe piața românească și pe alte piețe din regiune;

extinderea infrastructurii de transport gaze naturale pentru îmbunătățirea aprovizionării cu gaze naturale a unor zone deficitare;

crearea pieței unice integrate la nivelul Uniunii Europene.

În acest context, este foarte important ca Transgaz să implementeze într-un timp foarte scurt proiectele descrise în cele ce urmează, pentru a conecta piețele central europene la aceste resurse. Poziția geostrategică, resursele de energie primară, proiectele de investiții majore în infrastructura de transport gaze naturale pot ajuta România să devină un jucător semnificativ în regiune, însă doar în condițiile în care va ține pasul cu progresul tehnologic și va reuși să atragă finanțările necesare.

Prin proiectele propuse pentru dezvoltarea și modernizarea infrastructurii de transport gaze naturale, prin implementarea unor sisteme inteligente de control, automatizare, comunicații și management al rețelei, Transgaz urmărește atât maximizarea eficienței energetice pe întreg lanțul de activități desfășurate, precum și crearea unui sistem inteligent de transport gaze naturale, eficient, fiabil și flexibil.

În considerarea respectării cerințelor Directivei Europene CE/73/2009 art. 22, privind obligativitatea elaborării Planurilor de Dezvoltare pe 10 Ani pentru toți operatorii sistemelor de transport gaze naturale din Uniunea Europeană, și a articolului 125 alin. (6) din Legea 123/2012, SNTGN Transgaz SA Mediaș, în calitate de operator tehnic al Sistemului Național de Transport gaze naturale din România a elaborat Planul de Dezvoltare al sistemului de transport gaze naturale în perioada 2018-2027, apobat de ANRE prin Decizia nr. 1954/14.12.2018.

Documentul prezintă direcțiile de dezvoltare ale rețelei românești de transport gaze naturale și proiectele majore pe care compania intenționează să le implementeze în următorii 10 ani, în scopul atingerii unui grad maxim de transparență în ceea ce privește dezvoltarea sistemului național de transport gaze naturale.

Planul de Dezvoltare al Sistemului Național de Transport (PDSNT) gaze naturale în perioada 2018– 2027 răspunde cerințelor politicii energetice europene privind:

asigurarea siguranței în aprovizionarea cu gaze naturale;

creșterea gradului de interconectare a rețelei naționale de transport gaze naturale la rețeaua europeană;

creșterea flexibilității rețelei naționale de transport gaze naturale;

liberalizarea pieței gazelor naturale;

integrarea pieței de gaze naturale la nivelul Uniunii Europene.

Figura 2.5 – Harta Proiectelor majore din SNT

Tabel 2.3. Proiectele propuse în PDSNT gaze naturale 2018–2027

Figura 2.4. Costul proiectelor majore (mil.Euro)

Investițiile propuse vor avea ca rezultat asigurarea unui grad adecvat de interconectivitate cu țările vecine; crearea unor rute de transport gaze naturale la nivel regional pentru transportul gazelor naturale provenite din diverse noi surse de aprovizionare; crearea infrastructurii necesare preluării și transportului gazelor naturale din perimetrele off-shore din Marea Neagră în scopul valorificării acestora pe piața românească și pe alte piețe din regiune; extinderea infrastructurii de transport gaze naturale pentru îmbunătățirea aprovizionării cu gaze naturale a unor zone deficitare; crearea pieței unice integrate la nivelul Uniunii Europene.

Având în vedere nevoia de finanțare a programului complex și extins de investiții, Transgaz are în vedere pe lângă sursele proprii și atragerea și utilizarea în condiții avantajoase a unor surse externe de finanțare. Mă refer la accesarea fondurilor europene, la finanțări de la instituțiile financiare internaționale sau de la alte instituții financiar-bancare precum și la mijloace de finanțare specifice pieței de capital.

Capabilitatea companiei de a se transforma și de a răspunde, în anii ce urmează, cerințelor generate de resursele gazeifere ale Romaniei, va fi una din cele mai mari provocari întâmpinate de o companie românească (nu numai de stat) în ultimele două decenii. Abilitatea companiei de a executa acest program de investitii, nu numai că va asigura valorificarea unor resurse economice esențiale pentru bunăstarea României în viitorul apropiat și îndepărtat, dar va fi și un litmus test pentru a demonstra investitorilor străini abilitatea României de a crea condiții propice de dezvoltare și atragere a investițiilor străine.

III.STUDIUL DE CAZ

CAP.3. ANALIZA PROIECTULUI BRUA – ROLUL ȘI IMPORTANȚA CONSULTĂRII PUBLICE PENTRU PROIECTUL BRUA FAZA 1

La nivel european se află în curs de implementare o serie de proiecte majore care să permită diversificarea surselor de alimentare cu gaze naturale a Europei prin transportul gazelor naturale extrase atât din perimetrele din Marea Caspică, cât și a celor disponibile din terminale LNG spre Europa Centrală:

amplificarea South Caucasus Pipeline;

construirea conductei Trans-Anatolian Pipeline (TANAP);

construirea conductei Trans Adriatic Pipeline (TAP);

construirea interconectorului Grecia – Bulgaria (IGB)

Punctele de intrare-ieșire în/din SNT, Giurgiu, respectiv Nădlac sunt legate printr-un sistem de conducte având o durată mare de funcționare, diametre ce nu depășesc 24" și presiuni de proiectare de maximum 40 bar. Capacitățile de transport gaze naturale existente nu permit vehicularea unor volume semnificative de gaze naturale.

Proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria – România – Ungaria – Austria", vizează dezvoltări ale capacităților de transport gaze naturale între interconectările dintre sistemul românesc de transport gaze naturale și sistemele similare ale Bulgariei și Ungariei, mai precis, constă în construirea unei conducte noi de transport gaze naturale care să realizeze legătura între Nodul Tehnologic Podișor și SMG Horia.

Acest proiect s-a impus ca necesitate în a doua parte a anului 2013 având la bază următoarele argumente:

deselectarea proiectului Nabucco ca rută preferată pentru transportul gazelor naturale din regiunea Caspică înspre piețele central europene;

asigurarea unor capacități de transport gaze naturale adecvate între punctele de interconectare transfrontalieră RO-BG și RO-HU, în scopul creșterii gradului de interconectare la nivel european;

asigurarea unor capacități de transport gaze naturale pentru valorificarea gazelor naturale din Marea Neagră pe piețele central-europene.

Pe lângă diverse alte inițiative de asigurare a independenței energetice și de ocolire a Rusiei în peisajul interconetărilor, ambițiosul proiect BRUA (prinzând contur și pe fondul dispariției oricărei urme de potențială reazlizare a NABUCCO) se constituie și el într-un exemplu de inițiativă de cooperare, de raliere solidară între state localizate în partea de est a continentului european.

Mai precis este vorba despre Bulgaria, România, Ungaria și Austria, care urmăresc un efort conjugat pentru a diversifica rutele de transport din bazinul Mării Caspice și a da viață unui nou flux (permanent) al resurselor gaziere din Marea Neagră. Pe teritoriul românesc, conducta ar urma să aibă o lungime totală de circa 550 km, pe culoarul Giurgiu – Podișor – Corbu – Hurezani – Hațeg – Recaș – Horia și a trei stații de comprimare amplasate pe traseul conductei (SC Corbu, SC Hațeg, SC Horia).

Conducta –faza 1 este proiectată spre finalizare pentru finele anului 2019, valoarea totală ridicându-se la 560 milioane de euro, dintre care 179.3 milioane (dintr- o sumă totală de 217 milioane de euro, alocată de la nivel european spre dezvoltarea unui număr de 15 proiecte de infrastructură energetică, transeuropene ), reprezintă finanțarea europeană nerambursabilă prin Connecting Europe Facility, ca urmare a validării de către Comisia Europeană, a primului stadiu al inițiativei – Dezvoltarea pe teritoriul României a sistemului de transport gaze naturale pe coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria.

De asemenea a fost inclus pe lista actualizată a proiectelor de interes comun publicată în luna noiembrie 2017 ca și anexă la Regulamentul 347/2013.

Astfel, lista actualizată a Proiectelor de Interes Comun (Lista 3/2017) a Uniunii, cuprinde Proiectul la secțiunile 6.24.1 poziția a doua și 6.24.4 poziția a patra în cadrul ”Grupului de proiecte care presupune creșterea etapizată a capacității coridorului de transport bidirecțional Bulgaria – România – Ungaria –Austria (cunoscut în prezent ca și ROHUAT/BRUA) care va permite 1,75 mld. mc/an în prima fază și 4,4 mld. mc/an în cea de a doua fază, cu posibilitatea preluării inclusiv a noilor resurse de la Marea Neagră”.

În cadrul acestui grup de proiecte se regăsește Proiectul BRUA, implementarea acestuia realizându-se în două faze:

Dezvoltarea pe teritoriul României a unei capacități de transport gaze naturale pe coridorul Podișor-Recaș, incluzând o nouă conductă și 3 stații noi de comprimare la Podișor, Bibești și Jupa – 6.24.1 poziția a doua în Lista 3 PCI/2017 – Faza 1.

Extinderea coridorului de transport gaze naturale de la Recaș la Horia și creșterea capacității de transport gaze naturale către Ungaria până la 4,4 mld.mc/a prin amplificarea stațiilor de comprimare de la Podișor, Bibești și Jupa – 6.24.4 poziția a patra în Lista 3 PCI/2017 – Faza 2.

Mai mult, pe lista de priorități a grupului de lucru CESEC (Central East South Europe Gas Connectivity) a fost inclus și Proiectul BRUA, astfel:

Faza 1 a Proiectului BRUA a fost inclusă pe lista proiectelor prioritare;

Faza 2 a Proiectului BRUA a fost inclusă pe lista proiectelor prioritare condiționate.

Proiectul BRUA este cuprins și în Planul de dezvoltare a rețelei europene de transport gaze naturale TYNDP 2017 cu cod de identificare TRA-N-358 și este propus pentru includere și în ediția 2018 a Planului de dezvoltare a rețelei europene de transport gaze naturale – TYNDP 2018.

La solicitarea ENTSOG și pentru alinierea la lista actualizată a Proiectelor de interes Comun (Lista 3/2017) în TYNDP 2018 acest proiect este împărțit în două proiecte distincte.

Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria – România – Ungaria – Austria – Faza 1;

Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria – România – Ungaria – Austria – Faza 2.

Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria–România–Ungaria–Austria – Faza 1

Scopul proiectului:

Proiectul vizează dezvoltarea capacității de transport gaze naturale între interconectările dintre sistemul românesc de transport gaze naturale și sistemele similare ale Bulgariei și Ungariei.

Descrierea proiectului:

Proiectul constă în construirea unei conducte noi de transport gaze naturale care să realizeze legătura între Nodul Tehnologic Podișor și SMG Horia și în amplasarea de stații de comprimare gaze naturale în anumite locații de-a lungul traseului (SC Jupa, SC Bibești și SC Podișor).

Transgaz are în vedere dezvoltarea etapizată a Poiectului BRUA:

Figura 3.2- Traseu conducta BRUA

Faza I

conductă de transport gaze naturale Podișor-Recaș 32” x 63 bar în lungime de aprox. 479 km;

trei stații de comprimare gaze naturale (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.

La finalizarea Fazei I se vor asigura următoarele capacități de transport:

pe direcția Ungaria prin interconectorul Horia – Csanadpalota: 1,75 miliarde Smc/an (200 mii Smc/h), la 40 bar la graniță

pe direcția Bulgaria prin interconectorul Giurgiu – Ruse: 1,5 miliarde Smc/an, (171 mii Smc/h), la 30 bar la graniță.

Calendarul de dezvoltare al proiectului

Termen estimat de finalizare: 2019

Stadiul actual al proiectului

Având în vedere statutul de proiect de interes comun, încă din prima listă PCI, Transgaz a obținut o finanțare nerambursabilă prin programul Connecting Europe Facility (CEF) pentru proiectarea celor trei stații de comprimare.

Pentru proiectarea celor trei stații de comprimare s-a semnat cu Innovation and Networks Executive Agency (INEA), un Contract de finanțare, pentru un grant în valoare de 1.519.342 EUR, reprezentând 50% din valoarea totală estimată a costurilor de proiectare a stațiilor de comprimare.

În luna mai 2016 a fost semnat contractul aferent serviciilor de proiectare pentru cele 3 stații de comprimare (SC Podișor, SC Bibești și SC Jupa) cu firma poloneză Gornicze Biuro Projectow PANGAZ sp. z.o.o.

În luna octombrie 2015, Transgaz a depus o aplicație în cadrul sesiunii de depunere a cererilor de finanțare în vederea obținerii unui grant pentru lucrările de execuție aferente Fazei I a Proiectului BRUA.

Cererea de finanțare a fost depusă pe portalul Innovation and Networks Executive Agency (INEA) în data de 12.10.2015. În data de 19.01.2016 Comitetul CEF a validat lista proiectelor propuse a primi asistență financiară (grant) prin mecanismul CEF. Proiectul BRUA–Faza I, a fost propus să primească un grant în valoare de 179,3 milioane EUR. În data de 9 septembrie 2016 a fost semnat contractul de finanțare.

A fost finalizată Procedura de evaluare a impactului de mediu pentru proiectul BRUA și în luna decembrie 2016 Agenția Națională de Protecția Mediului a emis Acordul de Mediu.

Strategia de achiziție a echipamentelor cu ciclu lung de fabricație si a execuției de lucrări

Analizând cu atenție opțiunile disponibile, conducerea SNTGN Transgaz S.A. a stabilit următoarea strategie de achiziție:

Echipamentele de bază cu ciclu lung de producție (grupuri de comprimare, material tubular, curbe, îmbinări electroizolante și robinete) vor fi achiziționate de către SNTGN Transgaz S.A. și puse la dispoziția constructorilor;

Având în vedere lungimea proiectului, firul liniar a fost împărțit în 3 Loturi;

Execuția celor 3 stații de comprimare se va realiza de către același contractor;

Lucrările de automatizare și securizare conductă vor fi realizate printr-un contract distinct.

Stadiul procedurilor de achiziție

În luna decembrie 2016, Transgaz a lansat pe SEAP licitațiile publice pentru achiziționarea următoarelor materiale și echipamente aferente fazei I a Proiectului BRUA:

material tubular și curbe;

grupuri de comprimare;

robinete;

îmbinări electoizolante.

În cursul anului 2017 și 2018 au continuat activitățile în vederea pregătirii pentru începerea lucrărilor de execuție aferente implementării Proiectului BRUA–Faza I.

Stadiul achizițiilor publice este următorul:

contractul pentru achiziția îmbinărilor electroizolante a fost semnat în data de 04.08.2017 și este în curs de derulare;

contractul pentru achiziția grupurilor de comprimare a fost semnat în data de 24.08.2017 și este în curs de derulare;

contractele pentru achiziția lucrărilor de execuție fir liniar, aferente loturilor 1, 2 și 3 au fost semnate în data de 28.11.2017 și sunt în derulare;

contractul pentru achiziția robinetelor a fost semnat în data de 28.02. 2018 și este în curs de derulare;

contractul pentru achiziția lucrărilor de execuție a stațiilor de comprimare a fost semnat în data de 23.03.2018 și este în curs de derulare;

contractul pentru achiziția materialului tubular și a curbelor a fost semnat în în data de 23.04.2018 și este în curs de derulare;

acordurile-cadru pentru Servicii de monitorizare a biodiversității pentru proiecte de construcție conducte de transport gaze naturale si instalații tehnice aferente s-au semnat în data de 11.07.2018. S-a finalizat procedura de atribuire a contractelor subsecvente pentru proiectul BRUA, contractele fiind semnate în data de 23-24.08.2018;

contractul pentru execuție lucrări de automatizare și securizare conductă a fost semnat în data de 24.07.2018 și este în curs de derulare.

Stadiul lucrărilor de execuție

Lucrări de execuție aferente stațiilor de comprimare

Ordinul de începere a lucrărilor a fost transmis în data de 16 aprilie 2018.

Execuția lucrărilor la stațiile de comprimare este realizată de Asocierea INSPET SA (LIDER) – PETROCONST SA – MOLDOCOR SA – HABAU PPS PIPELINE SYSTEMS SRL – IRIGC IMPEX SRL – SUTECH SRL – TIAB SA – ROCONSULT TECH SRL, în baza contractului de lucrări numărul 333/23.03.2018.

Termenul de finalizare a lucrărilor este de 17,5 luni de la de la data semnării contractului pentru stațiile de comprimare STC Podișor și STC JUPA, respectiv 20 de luni pentru stația de comprimare STC Bibești.

Valoarea totală a contractului este de 288.742.446,15 lei (fără TVA).

Precizăm că au fost livrate în teren toate cele 6 unități de compresoare centrifugale acționate cu turbine cu gaze (câte 2 unități aferente fiecărei stații de comprimare).

Au fost comandate peste 95% din echipamentele principale ale statiilor de comprimare, din care aproximativ 50% au fost livrate.

În cadrul stațiilor de comprimare STC Podișor și STC Jupa au fost demarate următoarele lucrări principale:

lucrări specifice organizării de șantier în incinta stației (finalizate)

lucrări la fundațiile echipamentelor principale: unități compresoare, răcitoare de gaz, separator intrare în stație, filtre-separator, robinetelor aferente unităților de comprimare (finalizate)

amplasarea echipamentelor pe fundație (unități de comprimare, răcitoare de gaz, coș evacuare gaze arse, rezorvor motorină, rezervor ulei uzat) (finalizate)

lucrări de amenajare a terenului in interiorul stației

lucrari de amenajare a drumului de acces și a drumurilor interioare din stație

lucrări de construcții civile la hală compresoare, clădire administrativă, clădire ateliere și magazii, clădire gaz combustie SRM, clădire gospodărie ulei și motorină, clădire electrică, clădire PSI

pre-uzinarea în atelier a conductelor tehnologice

lucrări electrice

Lucrările de execuție aferente STC Bibești au fost influențate de necesitatea realizării în avans a lucrărilor de diagnostic arheologic intruziv.

În acest sens, lucrările la STC Bibești au fost demarate începând cu data de 06 iulie 2018, acestea desfășurându-se în etape, pe măsură ce pe anumite suprafețe aferente stației de comprimare au fost finalizate lucrările de diagnostic arheologic intruziv.

Principalele lucrări demarate în cadrul STC Bibești:

lucrări specifice organizării de șantier în incinta stației (finalizate)

lucrări de amenajare a terenului in interiorul stației (decopertare strat vegetal și transport pământ rezultat) pe o suprafață de aproximativ 70% din suprafața totală a stației ( suprafață liberă de sarcini/eliberată din punct de vedere arheologic)

lucrări de amenajare a drumului de acces al stației ( săpătură, așternere balast, compactare)

lucrări la fundațiile echipamentelor principale (unități compresoare, răcitoare de gaz) (finalizate)

lucrări de construcții civile la hală compresoare, clădire administrativă si clădire ateliere, clădire electrică

Lucrări de executie aferente firului liniar

Ordinul de începere a lucrărilor a fost transmis în data de 04 iunie 2018.

Ca urmare s-au demarat lucrările de amenajare a depozitelor de material tubular (DT) și a organizărilor de șantier (OS), incluzând și drumurile de acces.

La momentul actual lucrările de amenajare sunt finalizate astfel:

LOT 1: OS Gușoieni, DT Poieni, OS Căldăraru, DT Corbu, DT Cherlești, DT Zătreni

LOT 2: DT Frasin, OS Turcinești, DT Vulcan

LOT 3: DT Obreja, DT Lugoj, OS Recaș, DT Pui

Menționăm că până la sfârșitul anului 2018 a fost descărcată în Portul Constanța cantitatea de aprox. 188.200 ml material tubular, ceea ce reprezintă 40% din totalul necesar.

Din Portul Constanța, materialul tubular este fie transportat direct cu camionul în depozitele de țeavă, fie este transportat cu barje la Orșova și apoi cu camionul în depozite.

De asemenea au fost livrate 1549 curbe, 56 robinete (robinete cu sferă de diferite tipodimensiuni și robinete cu cep echilibrat) precum și toate îmbinările electroizolante necesare execuției proiectului (66 buc).

LUCRĂRI DE EXECUȚIE FIR LINIAR LOT 1 ( KM 0 – KM 180)

Lucrările de execuție fir liniar LOT 1 se execută de la KM 0 (în zona localității Podișor, Județ Giurgiu) la KM 180 (în zona Localității Văleni, Comuna Zătreni, Județ Vâlcea).

Execuția firului liniar aferent LOT 1 este realizată de Asocierea INSPET SA (lider) – PETROCONST SA – ARGENTA SA – IRIGC IMPEX SRL – COMESAD RO SA, în baza contractului de lucrări numărul 601/28.11.2017.

Valoarea contractului este de 118.503.553,03 lei (fără TVA).

Începând cu luna septembrie 2018 au fost demarate lucrările de execuție pe firul liniar LOT 1. În prezent se desfășoară lucrări specifice de pregătire a culoarului de lucru, înșirare țeavă pe traseu și montaj conductă.

LUCRĂRI DE EXECUȚIE FIR LINIAR LOT 2 (KM 180 – KM 320)

Lucrările de execuție fir liniar LOT 2 se execută de la KM 180 (în zona Localității Văleni, Comuna Zătreni, Județ Vâlcea) la KM 320 (în zona localității Pui, Județ Hunedoara).

Execuția firului liniar aferent LOT 2 este realizată de Asocierea HABAU PPS PIPELINE SYSTEMS SRL(LIDER) – INSPET SA – IPM PARTNERS ROMÂNIA SA – PETROCONST SA – MOLDOCOR SA – ARGENTA SA – ANTREPRIZĂ MONTAJ INSTALAȚII SA – ROMINSTA SA – COMESAD RO SA, în baza contractului de lucrări numărul 602/28.11.2017.

Valoarea contractului este de 155.695.508,67 lei (fără TVA).

Începând cu luna septembrie 2018 au fost demarate lucrările de execuție pe firul liniar LOT 2. În prezent se desfășoară lucrări specifice de pregătire a culoarului de lucru, înșirare țeavă pe traseu și montaj conductă.

LUCRĂRI DE EXECUȚIE FIR LINIAR LOT 3 (KM 320 – KM 479)

Lucrările de execuție fir liniar LOT 3 se execută de la KM 320 (în zona localității Pui, Județ Hunedoara) la KM 479 (în zona localității Recaș, Județ Timiș).

Execuția firului liniar aferent LOT 3 este realizată de Asocierea HABAU PPS PIPELINE SYSTEMS SRL(LIDER) – IPM PARTNERS ROMÂNIA SA – MOLDOCOR SA – ANTREPRIZĂ MONTAJ INSTALAȚII SA – ROMINSTA SA, în baza contractului de lucrări numărul 603/28.11.2017.

Valoarea contractului este de 154.849.135,06 lei (fără TVA).

Începând cu luna august 2018 au fost demarate lucrările de execuție pe firul liniar LOT 3, cu prioritate pentru secțiunea Jupa – Recaș. În prezent se desfășoară lucrări specifice de pregătire a culoarului de lucru, înșirare țeavă pe traseu și montaj conductă.

LUCRĂRI DE AUTOMATIZARE ȘI SECURIZARE CONDUCTĂ LOT 4

Lucrări de automatizare și securizare conductă se execută pe intregul traseu, de la KM 0 (în zona localității Podișor, Județ Giurgiu) la KM 479 (în zona localității Recaș, Județ Timiș).

Semnarea contractului privind execuția lucrărilor de de automatizare și securizare conductă a avut loc in data de 24 iulie 2018. Execuția lucrărilor este realizată de Asocierea SOCIETATEA S&T ROMÂNIA SRL – ADREM ENGINEERING SRL în baza contractului de lucrări numărul 585/24.07.2018.

Valoarea contractului este de 42.381.616,86 lei (fără TVA).

Ordinul de începere a lucrărilor a fost emis în data de 30 august 2018.

Demersuri aferente obținerii fondurilor necesare pentru implementarea proiectului BRUA-Faza I de la Banca Europeană de Reconstrucție și Dezvoltare (BERD) și Banca Europeană de Investiții (BEI)

Începând cu anul 2016, SNTGN Transgaz S.A. a colaborat îndeaproape cu specialiștii BERD în scopul desfășurării procesului de due diligence tehnic, economic și de mediu asupra SNTGN Transgaz S.A. și asupra proiectului. Documentația de mediu și socială întocmită conform standardelor de performanță ale BERD a fost publicată în data de 12.07.2017 în dezbatere publică pentru o perioadă de 120 de zile conform politicii BERD pe paginile web ale BERD și SNTGN Transgaz S.A. În data de 13 decembrie 2017 consiliul BERD a aprobat proiectul BRUA pentru finanțare.

În data de 23 februarie 2018, SNTGN Transgaz S.A. și BERD au semnat un contract de împrumut în baza căruia BERD va pune la dispoziția societății un împrumut în valoare de până la 278 milioane lei, echivalentul sumei de 60 milioane euro, având următoarele caracteristici esențiale: durata-15 ani, termen de grație 3 ani, dobândă fixă.

În data de 27 octombrie 2017 s-a încheiat contractul de împrumut pentru suma de 50 milioane euro cu dobânda fixă în EUR pentru o perioadă de 15 ani și termen de grație de 3 ani la rambursare principal cu Banca Europeană de Investiții, a cărei ofertă a fost desemnată câștigătoare în urma derulării unei proceduri de negociere competitivă la care BEI a participat alături de alte 3 bănci ofertante.

Aspecte Legate de Arheologie

În luna august 2017, în urma procedurii de licitație, au fost încheiate 4 Contracte cadru pentru servicii specifice de arheologie necesare implementării proiectului BRUA Faza 1.

În 2018 s-au desfășurat activități pentru încheierea următoarelor Contracte subsecvente:

supraveghere arheologică instalații supraterane;

diagnostic arheologic intruziv;

cercetare arheologică preventivă a siturilor identificate în cadrul etapei de elaborare a proiectului tehnic.

Servicii de supraveghere arheologică – au fost semnate contracte subsecvente, pentru depozitele de material tubular, organizările de șantier și stațiile de comprimare.

ACTE NORMATIVE NECESARE IMPLEMENTĂRII PROIECTULUI

De-a lungul traseului proiectului BRUA Faza I, în cele 10 județe, conducta de transport gaze traversează următoarele tipuri de terenuri: arabil, pășuni curate, pășuni cu pomi, pășuni cu tufărișuri și mărăcinișuri, pășuni împădurite, pajiști cultivate, vie, vii hibride, vii nobile, livezi clasice, pepiniere pomicole, livadă intensivă, livadă arbuști fructiferi, fânețe curate, fâneață cu tufărișuri și mărăcinișuri, fâneață cu pomi, fâneață împădurită, grădină, grădini de legume, alte terenuri.

Pentru a dobândi dreptul de folosință asupra terenurilor agricole și forestiere în vederea realizării lucrărilor a fost necesară emiterea a două hotărâri de guvern, după cum urmează:

Obținerea unei Hotărâri de Guvern pentru scoaterea temporară din circuitul agricol a terenurilor agricole situate în extravilan

A fost adoptată de către Guvernul României Hotărârea de Guvern cu nr. 110/15.03.2018 pentru aprobarea listei terenurilor agricole situate în extravilan, pentru proiectul de interes comun în domeniul gazelor naturale “Dezvoltarea pe teritoriul României a sistemului național de transport al gazului pe coridorul de transport Bulgaria – România – Ungaria – Austria – gazoduct Podișor – Horia GMS și trei noi stații de comprimare (Jupa, Bibești, și Podișor) (etapa 1)”.

Obținerea unei Hotărâri de Guvern pentru ocuparea temporară a terenurilor forestiere

A fost adoptată de către Guvernul României Hotărârea de Guvern cu nr. 727/13.09.2018 privind aprobarea ocupării temporare din fondul forestier național, de către SNTGN TRANSGAZ SA Mediaș, a terenului în suprafață de 42,1315 ha, pentru proiectul de importanță națională în domeniul gazelor naturale “Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe coridorul Bulgaria – România – Ungaria – Austria”.

Autorizația de construire și decizia exhaustivă

În luna februarie 2017 Ministerul Energiei a emis Autorizația de Construire Nr. 1/24.02.2017 prin care se autorizează executarea lucrărilor de construire pentru „Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport gaze naturale pe coridorul Bulgaria–România–Ungaria–Austria (inclusiv alimentarea cu energie electrică, protecție catodică și fibră optică) Faza I: Conducta de transport gaze naturale Podișor –Recaș în lungime de 479 km, Stații de comprimare gaze Podișor, Bibești, Jupa, Organizări de șantier și depozite de material tubular.

Având în vedere statutul de proiect de interes comun și aplicabilitatea prevederilor Regulamentului UE Nr. 347/2013 al Parlamentului European și al Consiliului privind infrastructurile energetice transeuropene (Regulamentul UE Nr. 347/2013) implementarea proiectului BRUA presupune și obținerea deciziei exhaustive.

În conformitate cu prevederile Regulamentului UE Nr.347/2013–decizia exhaustivă reprezintă decizia sau ansamblul deciziilor luate de o autoritate sau de autorități ale statelor membre, cu excepția instanțelor judecătorești, care stabilește dacă unui inițiator de proiect i se acordă sau nu autorizarea pentru realizarea proiectului.

România a optat pentru “sistemul colaborativ” de emitere a deciziei exhaustive. În baza acestui sistem, Ministerul Energiei care îndeplinește funcția de Autoritate națională competentă responsabilă cu facilitarea și coordonarea procedurii de autorizare a proiectelor de interes comun (A.C.P.I.C), pentru aplicarea Regulamentului (UE) Nr. 347/2013, coordonează emiterea deciziei exhaustive și procesul de emitere a deciziilor individuale.

Prin emiterea Deciziei exhaustive, se constată îndeplinirea întregului proces de autorizare necesar realizării unui proiect de interes comun, în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) nr. 347/2013 și a legislației naționale în vigoare.

În vederea obținerii Decizii exhaustive SNTGN Transgaz S.A. a parcurs următoarele etape:

în data de 19 decembrie 2016 SNTGN Transgaz S.A. a depus dosarul de candidatură pentru proiectul BRUA–Faza I la Autoritatea Competentă pentru Proiecte de Interes Comun (A.C.P.I.C )în vederea emiterii deciziei exhaustive (conform Regulamentului UE nr. 347/2013);

în data de 18 octombrie 2017 SNTGN Transgaz S.A. a depus la ACPIC Raportul final al proiectului referitor la procesul de autorizare și la conceptul privind participarea publicului pentru proiectul BRUA Faza I.

În urma tuturor demersurilor întreprinse, în data de 21.03.2018 a fost emisă Decizia Exhaustivă.

Rezultate:

Implementarea Proiectului BRUA are drept rezultat :

asigurarea posibilității fizice de curgere bidirecțională permanentă între interconectările cu Ungaria și Bulgaria cu o capacitate de transport spre Ungaria de 1,75 mld. mc/an, respectiv de 1,5 mld. mc/an spre Bulgaria la finalizarea Fazei I și cu o capacitate de transport spre Ungaria de 4,4 mld.mc/an, respectiv de 1,5 mld. mc/an spre Bulgaria la finalizarea Fazei II;

creșterea securității în aprovizionarea cu gaze naturale;

Conducta va trece în apropierea a 4 depozite de înmagazinare subterană (Bălăceanca, Urziceni, Bilciurești și Ghercești) cu o capacitate totală de înmagazinare de 1,76 mld mc/an.

Valoarea estimată: 478,6 milioane Euro

Încadrare proiect în planuri internaționale

Proiect PCI (prima listă): 7.1.5;

Proiect PCI (a doua listă):

Faza I: 6.24.2.

Proiect PCI (a treia listă):

Faza I: 6.24.1–poziția 2;

Coridor prioritar: Interconexiunile de gaz pe coridorul nord-sud din Europa Centrală și din Europa de Sud-Est («NSI East Gas)

În conformitate cu prevederile din Conceptul privind participarea publicului, aprobat la data de 23.09.2016 prin adresa Ministerului Energiei nr. 110913, de către Autoritatea Competentă pentru Proiecte de Interes Comun, S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. în calitate de inițiator de proiect, a organizat 12 consultări publice în localitățile (UAT-ri): Mârșa (județul Giurgiu), Grația (județul Teleorman), Bârla (județul Argeș), Potcoava (județul Olt), Gușoieni (județul Vâlcea), Măciuca (județul Vâlcea), Bălănești (județul Gorj), Turcinești (județul Gorj), Totești (județul Hunedoara), Băuțar (județul Caraș-Severin), Obreja (județul Caraș-Severin), Coșteiu (județul Timiș) pentru proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria, Podișor – SMG Horia și 3 noi stații de comprimare (Jupa, Bibești și Podișor) (Faza 1)” (Număr de referință în Lista Uniunii: 6.24.2.)".

Consultarea publicului s-a organizat și desfășurat în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European și al Consiliului din 17 aprilie 2013 privind liniiile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene, de abrogare a Deciziei nr. 1364/2006/CE și de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 713/2009, (CE) nr. 714/2009 și (CE) nr. 715/2009 și cele ale Manualului privind procedura de autorizare a Proiectelor de Interes Comun, elaborat de Autoritatea Competentă pentru Proiecte de Interes Comun.

Consultarea publicului conform Regulamentului (UE) nr. 347/2013 completează seria de dezbateri și consultări publice realizate de Transgaz, atât în conformitate cu cerințele reglementărilor legislative în domeniul mediului și protejării acestuia, cât și în ceea ce privește accesul în teren pentru execuția lucrărilor de proiectare și construcție a gazoductului BRUA – Faza 1, pentru a asigura cele mai înalte standarde posibile de transparență și de participare a publicului la toate aspectele relevante în procesul de autorizare.

În urma finalizării procesului de consultare publică situația participării publicului la consultarea publică se prezintă astfel:

Raportul a fost întocmit în conformitate cu prevederile art.9 alin.(4) din Regulamentul (UE) nr.347/ 2013 și sintetizează rezultatele activităților legate de participarea publicului în cadrul Consultării Publice pentru Proiectul BRUA Faza 1 desfășurată în perioada 24 octombrie -8 noiembrie 2016.

Activitățile privind participarea publicului, efectuate înainte de demararea procedurii de autorizare sunt cuprinse în rapoartele întocmite în acest scop. Acest raport s-a elaborat conform prevederilor regulamentului european și s-a prezentat la Autoritatea Competentă pentru Proiecte de Interes Comun, odată cu dosarul de candidatură.

Traseul conductei urmează direcția generală de la Sud-Est spre Vest, traversând județele: Giurgiu, Teleorman, Dâmbovița, Argeș, Olt, Vâlcea, Gorj, Hunedoara, Caraș-Severin, Arad și Timiș, respectiv 80 de unități administrativ teritoriale, în care vor fi afectate de executarea lucrărilor aferente implementării BRUA, un număr de 20.561 parcele.

Dintre cele 20.561 de parcele care urmează a fi afectate prin implementarea proiectului, după cum se poate observa și din figura de mai jos:

86% – 17.638 parcele se află în proprietatea privată a persoanelor fizice sau juridice;

14% – 2.923 parcele se află în proprietatea publică sau privată a statului

De-a lungul traseului, pe cele 11 județe, conducta de transport gaze traversează: căi de comunicații (căi de comunicații de utilitate publică: drumuri naționale, drumuri județene, drumuri comunale, linii de cale ferată, drumuri de utilitate privată, ape cadastrate și ape necadastrate, văi și canale, conducte de petrol, gaze, apă, rețele de telecomunicații (fibră optică), precum și zone împădurite, pajiști și agro-ecosisteme.

Pe traseu urmează a se amplasa o serie întreagă de instalații tehnologice de suprafață ce deservesc conducta de transport, după cum urmează: 3 stații de comprimare gaze naturale: Podișor, Bibești și Jupa; 38 de stații de robinete de secționare (dintre care 5 în incinta Stațiilor de Comprimare Gaze); 18 stații de protecție catodică.

Obiectivele proiectului BRUA corespunzătoare liniilor directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene:

Conducta BRUA Faza 1 va permite în viitor interconectarea cu conductele care vor avea ca surse potențiale de alimentare gazele lichefiate de la țărmul Mării Negre (Proiectul AGRI) și gazele din Marea Neagră.

Asigurarea unui management eficient în ceea ce privește derularea corespunzătoare, conformă, a tuturor etapelor privind implementarea proiectului BRUA permite o gestionare corespunzătoare și un control al potențialelor riscuri generate de activitățile desfășurate în acest scop. Mobilizarea responsabilă și dimensioanrea judicioasă a tuturor resurselor angajate și sistemului relațional relevant acestora, constituie măsura de bază în acțiunea de minimizare a riscurilor asociate proiectului BRU

IV.CONCLUZII

AVANTAJELE PROIECTULUI BRUA PENTRU COMUNITĂȚILE LOCALE

IMPACTUL PROIECTULUI ASUPRA ECONOMIEI NAȚIONALE

Proiectul BRUA, proiect susținut și de Comisia Europeană, este important la nivel național și regional pentru că duce la diversificarea surselor de aprovizionare cu gaze naturale a Centrului Europei și la creșterea securității în aprovizionarea cu gaze naturale a acestei regiuni.

Într-o economie tot mai interconectată, diversificarea rețelelor și resurselor energetice răspunde cerințelor politicii energetice europene privind:

Asigurarea siguranței în aprovizionarea cu gaze naturale;

Creșterea gradului de interconectare a rețelei naționale de transport gaze naturale la rețeaua europeană;

Creșterea flexibilității rețelei naționale de transport gaze naturale;

Liberalizarea pieței gazelor naturale;

Crearea pieței de gaze naturale integrate la nivelul Uniunii Europene.

CREȘTEREA IMPORTANȚEI ZONEI DEVENIND DE INTERES NAȚIONAL

Proiectul BRUA reprezintă o prioritate, fiind deosebit de important atât pentru securitatea și independența energetică a României, cât și pentru integrarea piețelor europene de gaze naturale.

Realizarea infrastructurii BRUA Faza 1va ridica nivelul de securitate energetică a României prin asigurarea, în perspectivă, a accesului la surse și rute diversificate pentru aprovizionarea cu gaze și a interconectării la piața energetică regională și europeană.

De asemenea, realizarea acestei infrastructuri va deschide noi oportunități pentru implicarea furnizorilor de echipamente și servicii energetice din România și din restul Europei și va asigura crearea de noi locuri de muncă pentru lucrările de execuție și pentru exploatare pe teritoriul României.

În acest sens, la nivel național și local, au fost identificate următoarele beneficii generate ca urmare a implementării proiectului:

Stimularea competiției pe piața internă de gaze, diversificarea structurii pieței și stabilirea în condiții competitive a prețului gazelor naturale din import;

Întărirea rolului de țară tranzitată de coridoare majore energetice de transport destinate piețelor din Europa Centrală și de Vest;

Dezvoltarea sistemului național de transport;

Investiții semnificative în România.

BIBLIOGRAFIE

PLANUL DE ADMINISTRARE A SNTGN TRANSGAZ SA ÎN PERIOADA 2017-2021;

PLANUL DE DEZVOLTARE A SISTEMULUI NAȚIONAL DE TRANSPORT GAZE NATURALE 2018-2027;

STRATEGIA ENERGETICĂ A ROMÂNIEI 2016 – 2030 CU PERSPECTIVA ANULUI 2050 – DRAFT;

Mesagerul Energetic –Buletin informativ al Comitetului Național Român al Consiliului Mondial al Energiei, nr.197- noiembrie-decembrie 2018 ;

Regulamentul (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European și al Consiliului din 17 aprilie 2013 privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene, de abrogare a Deciziei nr. 1364/2006/CE și de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 713/2009, (CE) nr. 714/2009 și (CE) nr. 715/2009 ;

www.transgaz.ro;

www.anre.ro