Gazul de sist – oportunitati si provocari

Acest text este o abordare nontehnica a catorva aspecte geologice, economice, politice si de mediu legate de exploatarea gazului de sist in Europa. Articolul nu discuta influenta gazelor de sist asupra E&P de argile petrolifere, nici legatura dintre gazul de sist si piata globala de LNG, impactul asupra pietei de regenerabile sau vreun aspect legal in mod special. Lucrarea incearca mai degraba sa abordeze subiectul intr-o maniera holistica, in lumina unor evenimente recente cum ar fi interdictia bulgara cu privire la folosirea fracturarii hidraulice. Discutia despre exploatarea gazului de sist este dominata in ultima perioada de ingrijorarile referitoare la poluarea mediului, pe de-o parte, iar pe de alta parte de relaxarea pietei muncii in conditii de criza prin crearea de noi locuri de munca cat si prin perspectiva de a spori siguranta aprovizionarii cu energie. Atenuarea divergentelor ar putea duce la solutionarea pe termen mediu a unor deziderate cheie, ca utilizarea de surse energetice cat mai putin poluante, precum si diversificarea resurselor energetice.

de Gina Gusilov, Romania Energy Center (ROEC)

image

„Revolutia” initiata de exploatarea gazului de sist in Statele Unite ale Americii (SUA) acum cativa ani deja produce efecte asupra pietei energetice globale. La ora actuala, SUA sunt singura tara din lume in care productia de acest tip se realizeaza la scara comerciala semnificativa. Potrivit unui studiu publicat in luna aprilie de Energy Information Administration (institutie din SUA specializata in analiza si statistica energetica), in 2010 productia gazului de sist a reprezentat 23% din productia totala de gaz uscat a Statelor Unite. Gazul de sist nu numai ca a crescut resursele certe de gaz ale SUA (cu 11% la sfarsitul lui 2009), dar a oprit declinul, inceput in 2000, al productiei domestice de gaz natural, si chiar a inversat aceasta tendinta. In 2010, productia de gaz neconventional - gaz de sist, metan asociat carbunelui si gaz din formatiuni compacte - a reprezentat jumatate din productia de gaz a SUA. Mai mult, datorita gazului de sist, productia americana anuala de gaz a surclasat-o pe cea a Rusiei (pana acum doi ani, cel mai mare producator de gaz din lume) pentru al doilea an consecutiv. Proiectiile EIA pentru piata americana sugereaza ca gazul de sist va reprezenta 45% din productia totala de gaz a tarii in 2035. Rezervele recuperabile de gaz de sist au un potential suficient, se spune, pentru a satisface cererea de gaz a SUA pentru urmatorii 100 de ani. In Europa, se crede ca resursele de gaz neconventional, teoretic, ar putea acoperi cererea pentru gaz pentru urmatorii 60 de ani. Conform unui studiu din mai 2011 realizat de Maximilian Kuhn si Frank Umbach de la Centrul European pentru Securitate Energetica si a Resurselor (EUCERS) din cadrul King’s College, Londra, „rezervele totale estimate, recuperabile, se ridica la 33-38 de Tmc [mii de miliarde metri cubi] in Europa, din care 12 Tmc este gaz din formatiuni compacte, 15 Tmc este gaz de sist si 8 Tmc este metan asociat carbunelui; in timp ce totalul rezervelor conventionale in UE se ridica la doar 2,42 Tmc”.

La scara globala, estimarea resurselor este in derulare, procesul fiind mai avansat in unele tari decat in altele. Prima initiativa de colectare si centralizare a datelor la nivel global a fost facuta in 1997 de catre Hans-Holger Rogner. Date recente confirma ca gazul de sist se gaseste din abundenta in lume. Potrivit studiului efectuat de Advanced Resources International pentru EIA, publicat in aprilie 2011, tarile cu cele mai mari resurse de gaz de acest tip sunt China (36,1 Tmc), SUA (24,4 Tmc) si Argentina (21,9 Tmc). Efortul de cuantificare al acestui raport s-a axat pe zona de uscat, din afara SUA si nu a vizat statele bogate in gaze conventionale cum ar fi Rusia, Iran, Qatar sau zonele adiacente (Orientul Mijlociu si Asia Centrala). Data fiind dinamica datelor, cifrele luate in discutie trebuie privite cu titlu orientativ, mai ales in zonele din afara SUA unde explorarea se afla abia la inceput.

Gazele de sist sunt molecule de gaz captive in formatiuni de roca dura cu permeabilitate si porozitate redusa. Acest tip de gaz se gaseste, de obicei, la adancimi mai mari de 2 km, cu mult sub nivelul zacamintelor traditionale de hidrocarburi. In unele cazuri, sisturile sunt chiar roca de origine a gazului si titeiului conventional. Pe teritoriul SUA, printre cele mai mari formatiuni se numara Marcellus, Barnett, Fayetteville, Haynesville, si Eagle Ford. In Canada, formatiunile cele mai promitatoare sunt Horn River si Montney. In China, bazinele sedimentare Sichuan (in partea de centru-sud a tarii) si Tarim (Regiunea Autonoma Uigura Xinjiang) se crede ca ar contine mari cantitați de gaz de șist. In Argentina, cel mai promitator este Bazinul Neuquen, urmat de Golfo San Jorge, Astral-Magallanes si Chaco. In Germania, gazul de sist pare a se gasi cu proponderenta in landurile Renania de Nord - Westfalia, Saxonia de Jos, Baden-Württemberg si Turingia. Marile companii internationale dau dovada de un interes crescut pentru gaz, in general, si cel de sist, in mod special, dupa cum o demonstreaza achizitiile mari (XTO de catre ExxonMobil si Atlas Energy de catre Chevron in 2010) stimulate de competitia globala pentru pozitii in formatiunile cele mai promitatoare din SUA. In restul lumii, companiile mari – Exxon, Shell, ConocoPhilips – sunt prezente alaturi de companii nationale si de unele nou infiintate. In ciuda potentialului global, se crede ca demararea productiei de gaz la scara comerciala in China nu va incepe mai devreme de cinci - zece ani. Acelasi orizont de timp este invocat in diverse studii si pentru startul productiei in Europa, desi s-ar putea ca Polonia sa inceapa productia chiar mai devreme (2013 - 2014). In aprilie 2010, Departamentul de Stat al SUA a lansat Global Shale Gas Initiative. China, India, Polonia si Iordania au semnat acorduri de cooperare in domeniul energiei cu SUA, care urmeaza sa le asiste, prin intermediul USGS, in evaluarea resurselor detinute. In 2009 a fost infiintat proiectul Gas Shales in Europe (GASH), prima initiativa de cercetare a formatiunilor de gaze de sist din Europa, in care Romania participa prin Institutul Geologic al Romaniei (IGR).

In Europa, studiul ARI/EIA indica printre tarile cu resurse semnificative: Polonia (5,3 Tmc), Franta (5,1 Tmc), Norvegia (2,35 Tmc), Ucraina (1,19 Tmc), Suedia (1,16 Tmc), Danemarca (0,65 Tmc), Marea Britanie (0,57 Tmc), Olanda (0,48 Tmc), Turcia (0,42 Tmc), Germania (0,23 Tmc), Lituania (0,11 Tmc). Desi nu ofera o cifra separata pentru Romania, raportul mentioneaza ca, impreuna cu Ungaria si Bulgaria, detinem 0,54 Tmc, cantitate recuperabila. Dintre tarile enumerate, doar Norvegia, Olanda si Danemarca isi asigura necesarul de consum intern de gaz si chiar exporta, restul tarilor avand un grad ridicat de dependenta de importuri. Polonia, tara cea mai avansata la capitolul explorare si cea mai puternica sustinatoare a dezvoltarii acestei resurse neconventionale in UE, este si„barometrul Europei” la acest capitol. Resursele Poloniei sunt localizate in trei bazine: Baltic (nord), Lublin (sud) si Podlasie (est), dar activitatea de concesionare si prospectare e concentrata pe primele doua. Din 2007 si pana la 1 noiembrie 2011, Ministerul Polonez al Mediului (institutia responsabila cu acordarea concesiunilor de E&P), a emis 104 concesiuni pentru prospectarea si explorarea gazului de sist. Pana in noiembrie 2011 au fost forate 10 sonde de explorare din cele 123 obligatorii planificate pana in 2017 (la care se adauga inca 100 de sonde optionale). Pana acum nu a fost acordata insa nici o concesiune de productie. La 1 septembrie 2011, Ucraina a semnat un acord cu Shell care va explora gazul de sist in regiunea Kharikov din NE tarii. In Lituania, compania Minijos Nafta UAB va fi probabil compania care va fora prima sonda de explorare planificata pentru toamna lui 2012, in vestul tarii.

Situatia in Romania

Pe teritoriul Romaniei, studiul ARI/EIA indica doua zone cu potential: in vest – bazinul Panonic si cel al Transilvaniei (prima formatiune, imparțita cu Ungaria si Slovacia) si in sud – bazinul Carpato-Balcanic (zona Dobrogei, care se extinde si in Bulgaria). In prezent nu se cunoaste o cifra oficiala pentru resursele romanesti de gaze din sist, procesul de evaluare geologica pentru gazele neconventionale fiind la inceput. Conturarea unei perspective asupra subiectului este ingreunata si de clauza de confidentialitate din Legea Petrolului nr. 238/2004, care prevede ca datele si informatiile incluse in fondul geologic national si/sau baza de date continand resursele/rezervele nationale de petrol sunt confidentiale (Art. 4). In consecinta, opinia publica poate in cel mai bun caz sa faca o presupunere referitoare la potentialul acestei resurse in Romania, asteptarile fiind ca acestea ar trebui sa fie semnificative, tinand cont de istoria de peste 150 de ani a industriei de petrol si cea de peste 100 de ani a productiei de gaz. Potrivit Dr. Nicolae Anastasiu, profesor la Facultatea de Geologie si Geofizica, Catedra de Mineralogie, a Universitatii Bucuresti, in Romania exista la ora actuala o „intelegere buna a formatiunilor geologice situate intre 0 si 3.500 m (in mare parte, de varsta Neogena)”, insa nu acelasi lucru se poate spune si pentru cele situate la „adancimi mai mari de 3.500/4.000 m (care sunt, in principiu, de origine pre-Neogena)”.

Mihail Batistatu, conferentiar si secretar stiintific in cadrul Universitati Petrol-Gaze (UPG) din Ploiesti, este de parere ca „la nivelul Bazinului Transilvaniei se poate estima o resursa posibila de peste 150 miliarde metri cubi gaze (…), iar la exteriorul arcului Carpatic resursa potentiala este cel putin dubla”. Profesorul Batistatu sustine ca in Romania formatiunile de gaze de sist se gasesc la adancimi care variaza foarte mult „de la circa 1.000 m pana la peste 6.000 m”. Pe baza a ceea ce se cunoaste in prezent despre proprietatile acestor formatiuni, „conditiile geologice favorizeaza o exploatare comerciala mai ales pentru zona bazinului Transilvaniei si mai greu pentru zonele extracarpatice”, a declarat prof. Batistatu.

In iunie 2011, Directorul pentru Gestionare, Evaluare si Concesionare a Resurselor din ANRM, Dorin Cojocaru, declara ca, pana in acel moment, „in Romania nu au fost puse in evidenta nici o categorie de gaze neconventionale, deci nu exista nici estimari”. Nu era disponibila nici o statistica preliminara privind numarul licentelor acordate special pentru explorarea gazului de sist in Romania, deoarece „este lasat la latitudinea companiilor (sa decida, n.n.) daca cauta sau nu si aceste categorii de gaze neconventionale. Totusi in cadrul rundei a X-a mai multe companii si-au exprimat interesul fata de aceste categorii de gaze”, a afirmat oficialul vara trecuta.

In cadrul acestei runde de licitatie (care a avut loc in iulie 2010), oferta ANRM a inclus 12 perimetre in Bazinul Panonic si sapte perimetre in Dobrogea, restul fiind in Marea Neagra. Printre companiile care si-au anuntat public intentia de a explora dupa gaz de sist se numara: MOL si Expert Petroleum; EWP si NIS; Chevron si Sterling Resources.

Astfel, in nord-vestul Romaniei se vor desfasura activitati de explorare pentru gaz neconventional de catre un consortiu (JV) format intre MOL si Expert Petroleum (70/30, cu MOL in calitate de operator) si de catre compania canadiana East West Petroleum (EWP), care a incheiat un parteneriat cu Naftna Industrija Srbije (NIS) – „singurul operator din sectorul sarb al Bazinului Panonic”, potrivit unui comunicat de presa recent al EWP. MOL si Expert Petroleum detin acorduri de concesiune pentru trei perimetre in Bazinul Panonic: Ex-1 (Voivozi), Ex-5 (Adea), si Ex-6 (Curtici), insumand o suprafata de 3.434 km2, banuite a avea shale gas. East West Petroleum (fosta Avere Energy, compania schimbandu-si denumirea in EWP in august 2010) detine acorduri de concesiune pentru patru perimetre de explorare in Bazinul Panonic: Ex-2 (Tria), Ex-3 (Baile Felix), Ex-7 (Periam) si Ex-8 (Biled), a cate 1.000 km2 fiecare. Explorarea acestor perimetre se va face impreuna cu NIS, o subsidiara a Gazprom Neft, cu care a fost finalizat acordul de tip farmout la inceputul anului. Compania partenera va fi operatorul de proiect si va suporta toate cheltuielile. JV-ul va avea structura de 85/15, in favoarea companiei din Serbia, iar participatia de 15% a EWP se va face pe baza raportata (“carried interest”). Dupa ratificarea acordurilor de concesiune de catre guvern, consortiul se va axa pe achizitia de date seismice si forarea a cel putin 12 sonde de explorare-evaluare.

In sudul tarii, Chevron a primit trei licente de explorare in Dobrogea si anume pentru perimetrele: Ex-17 (Costinesti), Ex-18 (Vama Veche) si Ex-19 (Adamclisi), insumand 2.700 km2, care insa asteapta ratificarea guvernului. In februarie 2011, Chevron a achizitionat concesiunea pentru perimetrul E V-2 (Barlad) de 6.257 km2 situat in nord-estul tarii, la granita cu Republica Moldova. Compania are in plan forarea primei sonde de explorare la Barlad, in 2012, urmate de opt sonde in Dobrogea incepand cu 2013.

In sud-vest (Oltenia), Sterling Resources/Midia Resources detine perimetrul E III-7(Sud Craiova), unde si-a exprimat intentia de a evalua potentialul gazului de sist, celelalte perimetre detinute fiind offshore si deci irelevante pentru discutia despre gazul de sist intrucat la ora actuala gazul de sist nu se extrage offshore nicaieri in lume.

Compania de stat Romgaz a declarat in septembrie ca studiaza potentialul gazului de sist in perimetrele pe care le detine, majoritatea acestora fiind situate in judetele Mures si Sibiu (Bazinul Transilvaniei). Potrivit site-ului companiei, „Romgaz este cotitular al Acordurilor petroliere in trei perimetre de explorare-dezvoltare-exploatare pe teritoriul Romaniei in zona Moldovei, in consortiu cu companiile Aurelian Oil & Gas Romania si Europa Oil & Gas”, doua companii al caror interes pentru gaz neconventional (tight gas) este cunoscut.

image

Europa vs. SUA: ratiuni geologice, economice, de mediu si politice

Costurile economice: nu exista un cost standard pentru productia de gaze din sist, fiecare put fiind diferit, dar se pot analiza factorii care influenteaza costurile. Acestia sunt, ca si pentru hidrocarburile conventionale, de doua feluri: factori ce tin de suprafata si de subsol. Din prima categorie fac parte: legislatia (in special politicile fiscale si de mediu), existenta unei retele dezvoltate de gazoducte si a unei industrii de service, dar si a unei piete de desfacere in proximitate. In a doua categorie regasim: structura geologica – adancimea formatiunilor, continutul organic, temperatura – elemente care influenteaza randamentul sondei si prin asta viabilitatea economica.

In SUA, rezultatul obtinut (pretul redus la gaze, care a atins in luna februarie nivelul de 2,5 $/MMBtu la Henry Hub pe piata spot) se atribuie unui cumul de factori: o piata de gaz competitiva (liberalizarea preturilor a inceput in anii ‘80), drept de proprietate privata asupra resurselor minerale, structura geologica favorabila, stimulente fiscale, dar si viteza uluitoare cu care tehnologia s-a impus pe piata. Conform unui studiu din 2007 al NPC, tranzitia de la stadiul de concept la comercializare pe scara larga a unei noi tehnologii in pietele de petrol si gaze (perioada supranumita si “technology valley of death”) e in medie 16 ani. Potrivit lui Florence Geny de la Oxford Institute of Energy Studies, tehnologia de extragere a gazului de sist a fost adoptata pe scara larga in mai putin de 10 ani. Pentru comparatie, orizontul de timp necesar pentru adoptarea forajului pe orizontala si a prospectarii seismice de tip 3D a fost de 30 ani.

In medie, costul asociat cu exploatarea gazului de sist in America e in jur de 4 milioane $/sonda. Costurile de forare sunt mai mari decat cele de fracturare, asadar adancimea de la care incep formatiunile de sist conteaza in ecuatia economica. Datele preliminare arata ca exploatarea acestei resurse neconventionale e rentabila pana la 3,5 km adancime, in timp ce accesarea depozitelor aflate la adancimi mai mari de 5 km poate sa submineze viabilitatea economica (asta insa va depinde foarte mult de pretul gazului in piata de desfacere, dar si de cuantumul contributiilor fiscale). Potrivit unor declaratii din 2010 ale reprezentantilor OMV pentru blogul FT, principala diferenta in termeni de cost de productie intre SUA si Europa s-ar rezuma la urmatorul aspect: gazul de sist din America e situat in general mai aproape de suprafata (3-4 km adancime) in comparatie cu Europa (5-6 km adancime in bazinul Vienei, spre exemplu). In cazul formatiunii din Austria, doar acest aspect s-ar traduce intr-o diferenta de cost de 4-5 milioane de USD/sonda (in SUA) vs. 20-50 milioane USD/sonda (in Europa). Cu toate astea, desi la nivelul formatiunilor din Europa se pot observa anumite tendinte comune (bazine mai mici si mai variate ca varsta geologica decat in SUA), o generalizare ar fi improprie. Potrivit studiului realizat de Kuhn si Umbach in 2011, in Europa ca si in SUA, sisturile care contin gaz se gasesc la adancimi diferite: „Fayetteville produce de la 1.200 m si Haynesville la 4.000 m. In Europa, Shell testeaza formatiunea Alum din Suedia la 900 m, in timp ce alte companii tintesc sisturi din Bazinul Baltic situate intre 2.500 m si 4.000 m”.

Date mai recente par sa confirme costurile mari asociate exploatarii resurselor in Europa. La sfarsitul anului trecut, cheltuielile pentru o sonda de gaz de sist in Polonia erau aproape triple comparativ cu Statele Unite. „Costul de forare a unei sonde orizontale de 2.000 m in Statele Unite este in medie 3,9 milioane $, in timp ce in Polonia se ridica la 11 milioane $”, a afirmat, potrivit Bloomberg, Peter Richter, manager pentru tehnologie neconventionala la Schlumberger in cadrul unei conferinte din Varsovia in 29 noiembrie.

In plus, o comparatie preliminara, strict pe baza datelor din raportul ARI/EIA arata ca America de Nord poseda de aproape trei ori mai multe resurse de gaz de sist decat Europa (54,7 vs. 17,7 Tmc). Costurile de mediu privesc doua aspecte: poluarea apei si poluarea atmosferica. Pentru extragerea gazului se foloseste o tehnologie ce combina fracturarea hidraulica cu forajul pe orizontala. Prima presupune folosirea unor cantitati foarte mari de apa (cu aditivi chimici) ce sunt injectate in roca, care odata fisurata, elibereaza moleculele de hidrocarburi. Procedeul a fost aplicat pentru prima data la zacamintele de petrol din Texas la sfarsitul anilor ’40, dar cercetarea in domeniul perfectionarii tehnologiei extractive a continuat in anii ’70. Intr-o prima instanta insa, companiile s-au aratat interesate mai mult de aplicatiile pentru industria traditionala, acolo unde a si fost folosita initial procedura (fracking), ca metoda de crestere a gradului de recuperare a titeiului, proces ce permite prelungirea duratei de exploatare a zacamintelor prin cresterea factorului final de recuperare. Primele experiente de exploatare la scara comerciala a gazelor de sist dateaza din anii ‘80-’90 (Barnett Shale, Texas) cu rezultate initiale modeste. Marea inovatie a venit insa in 2005, cand Devon Energy a combinat cele doua tehnici (forajul pe orizontala cu fracturarea hidraulica), care individual sunt cunoscute si folosite de mai mult timp in industrie, pentru extractia gazului neconventional din Barnett, ulterior procedeul fiind imbunatatit prin asa-numita „fracturare in mai multe etape”.

Exact acum un an, New York Times a publicat un amplu dosar despre riscurile pentru sanatatea umana asociate cu raspandirea productiei de gaz prin aceasta tehnica. Controversa e legata de faptul ca folosirea acestei tehnici poate contamina panza freatica. Discutia se poarta mai ales in jurul incidentelor documentate in statul Pennsylvania, unde capacitatea de stocare subterana a apelor uzate e redusa. Specialistii din industria de gaz afirma insa ca problemele nu ar fi legate de tehnica (hydrofracking) - folosita de sase decenii in SUA - cat de izolarea necorespunzatoare a sitului exploatat (prin tubarea si cimentarea sub standarde optime ale sondei). Industria sustine ca acelea au fost cazuri izolate, datorate capabilitatilor reduse de enforcement si monitorizare a companiilor independente, cu resurse limitate. Acesta nu e insa cazul marilor companii internationale de petrol si gaze.

Un studiu realizat de trei cercetatori de la Universitatea Cornell (publicat in martie 2011) a generat foarte multe controverse anul trecut. Textul, care sustine ca productia de gaz de sist ar avea o amprenta a gazelor cu efect de sera mai mare decat productia conventionala de petrol si gaz, a ridicat doua intrebari care au primit foarte multa atentie de atunci. Prima este problema emisiilor care scapa in timpul procesului de echipare a sondei. Cea de-a doua vizeaza apa injectata in timpul procesului de extractie, din care o parte revine la suprafata sub forma de reflux in zilele si saptamanile imediat urmatoare procesului.

Se stie ca, la ardere, gazul are cea mai mica amprenta de carbon dintre resursele fosile. Aspectele legate de scurgerile de metan asociate cu etapa de productie a gazului de sist sunt insa insuficient documentate. Tocmai pentru ca metanul este un gaz de 25 de ori mai nociv pentru atmosfera decat CO2, acesta este de obicei fie captat (pentru a fi vandut), fie ars. O cantitate mica ajunge inevitabil in aer in timpul procesului de echipare a sondei, la care se adauga o pierdere de 2% in timpul procesului de transformare a metanului in CO2 prin ardere. Potrivit unui studiu din august 2011 al casei de consultanta IHS CERA, estimarile privind emisiile de metan ale EPA (preluate de controversatul studiul al lui Howarth) sunt „dramatic exagerate” adaugand ca „ar fi neintelept sa fie folosite ca baza pentru luarea deciziilor publice”. Metodologia folosita ar avea doua erori si anume: (1) datele pentru „metanul emis in timpul echiparii sondelor” se bazeaza pe un set de date care reprezinta de fapt „emisiile captate in timpul echiparii sondelor”; (2) functioneaza pe premise care „nu reflecta practica curenta din industrie”. Mai mult, raportul citat indica faptul ca „purjarea la rece nu mai este o practica standard in operatiunile din industria petroliera, desi era raspandita pana acum un deceniu”, in timp ce folosirea „bazinelor de colectare deschise pentru apa de reflux pierde teren pe masura ce tot mai multi operatori adopta folosirea de recipienti”.

Tema apei cu continut ridicat de metan este, la randul sau, una foarte disputata, deoarece este posibil ca metanul sa fie preexistent in acviferele subterane sau sa migreze din straturile de metan aflate mai la suprafata, si nu din depozitele de gaze de sist aflate la adancime si care sunt separate de rezervoarele de apa potabila prin straturi de o grosime si impermeabilitate semnificativa. O concluzie este ingreunata si de absenta datelor istorice (masuratori efectuate inainte si dupa inceperea activitatilor de foraj). Daniel Yergin, in ultima sa carte, The Quest, afirma ca exista trei metode de a gestiona aceasta apa (referindu-se atat la cea sub forma de reflux – flowback cat si la suma efluentilor de proces - “produced water”) si anume: injectarea in rezervoare de stocare la mare adancime; tratarea acesteia; sau reciclarea. Potrivit lui Yergin, „in prezent se construiesc noi statii de tratare a apei la scara mare. Industria recicleaza in prezent 70-80% din reflux. Se pune un accent puternic pe inovare. Aceasta include dezvoltarea de metode noi pentru a reduce cantitatea de apa care intra si a trata apa care iese, dar si forajul a mai multor sonde de pe aceeasi platforma pentru a reduce amprenta la sol”.

Se pare asadar ca la ora actuala exista deja metode si tehnologii care pot reduce gradul de poluare. Printre solutiile inovatoare dezvoltate recent si care ar putea sa capete importanta in viitor, doua tehnologii alternative merita atentie. Una a fost dezvoltata in Ucraina si se numeste “cavitation hydrovibration”, particularitatea acesteia fiind ca nu implica folosirea de substante chimice, desi se bazeaza tot pe apa, asa cum descriu Kuhn si Umbach in studiul lor. Cealalta este un proces fara apa denumit fracturare cu propan sau fracturare cu propan lichefiat. Inventata de catre Robert Lestz, fost inginer la Chevron, aceasta tehnologie inovatoare este utilizata de compania GasFrac Energy Services cu sediul in Canada, unde Lestz lucreaza in prezent in calitate de inginer sef. Compania a fost decernata cu prima distinctie „Inventatorul Tehnologic” al anului in cadrul celei de-a doua conferinte dedicate gazului de sist, organizata in noiembrie 2011 in Houston, Texas.

Insa dincolo de solutiile inovatoare, dar si dezvoltarea unui cod de Bune practici la nivelul industriei (ca in Polonia), rolul de a impune si/sau a asigura respectarea reglementarilor de mediu revine guvernelor si agentiilor specializate. Legislatia Uniunii Europene pentru protectia mediului e mai stricta decat cea din SUA, astfel dezvoltarea gazului de sist in Europa va fi, probabil, mai costisitoare, reflectand o abordare mai responsabila fata de mediu. Din cadrul legislativ european pentru protectia mediului amintim Directiva Cadru privind Apa 2000/60/EC sau Regulamentul REACH privind substantele chimice, ultimul in vigoare deja de cinci ani. Expertii romani consultati pe aceasta tema sustin ca Romania este aliniata intru totul legislatiei europene de protectie a mediului si, in consecinta, nu are a se teme de aceasta noua tehnologie, atat timp cat normele in vigoare vor fi aplicate cu cea mai mare strictete. In Romania, Directiva Cadru privind Apa a fost transpusa in legislatia nationala prin Legea nr. 310/2004 (care modifica si completeaza Legea Apei nr. 107/1996), iar calitatea apei potabile e reglementata de Legea nr. 458/2002 (completata si modificata de Legea 311/2004). Eliminarea substantelor periculoase e reglementata de HG 351/2005 (completata si modificata de HG 1038/2010) in timp ce conditiile de descarcare in mediul acvatic a apelor uzate e reglementata prin HG 188/2002 (modificata de HG 352/2005), pentru a mentiona doar cateva dintre acte. In decursul acestui an sunt asteptate rezultatele initiale ale unui studiu al Agentiei pentru Protectia Mediului (EPA) din SUA privind legatura potentiala dintre fracturarea hidraulica si riscul de contaminare a apei, urmand ca studiul integral sa fie publicat in 2014. Pana atunci insa parerile continua sa fie impartite, atat la nivel academic, cat si la nivelul decidentilor politici. Un studiu al MIT din 2011 a conchis ca in ciuda „provocarilor asociate cu impactul asupra mediului, acestea sunt gestionabile”. Universitatea Duke si Universitatea Maryland s-au alaturat dezbaterii, la fel cum a facut si un al doilea grup de cercetatori de la Universitatea Cornell care nu este de acord cu studiul lui Horwath (care intre timp a publicat un al doilea material in decembrie).

In august 2010, statul New York a impus un moratoriu de un an asupra folosirii fracturarii hidraulice, prelungit ulterior pana in iulie 2012. Statul New Jersey a facut la fel in august 2011. Franta a adoptat o lege care interzice folosirea fracturarii hidraulice pe teritoriul sau in iulie 2011, masura catalogata la momentul respectiv de catre profesorul Jean-Marie Chevalier, unul dintre cei mai respectati economisti pe energie din Franta, drept o „atitudine irationala” si o reactie „complet anti-Carteziana”. Bulgaria a adoptat recent o masura similara, in conditiile in care compania Chevron obtinuse in mai 2011 o licenta de explorare pe cinci ani in NE Bulgariei (Dobrudja, langa Novi Pazar), un perimetru care se credea ca ar putea contine resurse de pana la 1 Tmc de gaz.

In acelasi timp, Marea Britanie si Polonia sunt convinse de avantajele economice si politice pe care le ofera posibilitatea de a valorifica aceasta noua resursa. Comisia Parlamentara pentru Energie si Schimbari climatice din Marea Britanie a concluzionat in mai 2011 ca nu este cazul sa se impuna un moratoriu asupra folosirii acestei tehnologii, o asemenea masura nefiind „justificata sau necesara pe moment”. Potrivit presedintelui acestei comisii, Tim Yeo, „procesul de ‘fracking’ in sine nu pare sa prezinte nici un pericol inerent si atat timp cat integritatea sondei este mentinuta, extractia gazului de sist ar trebui sa fie sigura”. Raspunsul guvernului la acest raport a confirmat ca legislatia in vigoare „ia deja in considerare provocarile specifice pentru explorarea si productia gazului de sist”. In ce priveste Polonia, geologul sef si adjunct al Ministrului Mediului din Polonia, Henryk Jacek Jezierski, afirma in mai anul trecut ca: „suntem pregatiti sa controlam procesul si acesta poate fi implementat in conditii de siguranta in Polonia” (Platts), atitudinea ferma in favoarea exploatarii gazului de sist fiind asumata de intreaga clasa politica si sprijinita de 82% dintre cetateni. Polonia pare sa reprezinte pentru dezvoltarea gazului de sist ceea ce Franta a fost pentru dezvoltarea energiei nucleare in Europa anilor ’70-’80, angajamentul politic polonez fata de gazul de sist fiind la fel de puternic ca cel al elitelor franceze fata de energia atomica in anii ’80.

Perspective de viitor

In Europa continentala, preturile la gaz sunt indexate la produsele petroliere si in ciuda eforturilor de liberalizare a pietei, aceasta ramane dominata de contractele pe termen lung. Evolutiile din SUA au afectat deja pozitiv piata europeana in sensul redirectionarii volumelor de LNG destinate pietei americane catre Europa si Asia, rezultatul imediat fiind scaderea preturilor pe piata spot din Europa in 2009. Urmatorii trei-cinci ani in Europa se vor axa pe confirmarea potentialuui banuit prin date concrete, din teren, colectate atat prin analiza seismica cat si prin forarea efectiva a sondelor de explorare si monitorizarea debitului. Asadar, pe termen scurt, gazele din sist vor continua sa aiba un impact indirect asupra pietei europene de gaz. Pe termen mediu, daca datele gelogice justifica inceperea productiei comerciale, aceasta ar putea compensa declinul productiei domestice de gaz din Europa. Pentru tarile din Europa Centrala si de Est gazul de sist ar putea oferi o sursa autohtona de energie primara, care dezvoltata responsabil, cu respectarea celor mai bune practici, poate contribui la un mix energetic diversificat.

In ecuatia pentru siguranta energetica intotdeauna vor exista riscuri: riscul de a fi dependent de regiuni volatile (Orientul Mijlociu) sau regimuri politice dubioase (Iran), riscul unei deversari de petrol (incidentul la platforma BP din Golful Mexic, 2010), riscul unui accident nuclear (Fukushima, 2011), riscul de poluare a mediului (carbune). Nu exista solutii care sa asigure individual necesarul de energie si care sa fie integral lipsite de risc. In ecuatia „cost economic - cost politic - cost climatic” intotdeuna vor exista compromisuri si fiecare tara trebuie sa decida structura optima a mixului energetic pentru viitor. La aproape 100 de ani de cand a fost enuntat pentru prima data de catre Winston Churchill (desi formulat in contextul alimentarii cu titei), principiul diversificarii ofertei de resurse energetice ramane la fel de valabil: “On no one quality, on no one process, on no one country, on no one route, and on no one field must we be dependent. Safety and certainty (…) lie in variety and variety alone” (1913). Din acest punct de vedere, orice oportunitate de diverisficare a mixului energetic nu face decat sa sporeasca siguranta energetica a unei tari, iar gazele de sist ofera aceasta posibilitate. Desi exista ingrijorari legitime legate de impactul asupra mediului, respingerea prematura a tehnologiei, fara a cunoaste toate datele problemei, e neconstructiva, mai ales daca exista cunostintele, solutiile tehnice si reglementarile adecvate pentru minimizarea riscurilor de poluare a mediului asociate diversificarii resurselor energetice.

image

Potentialul Romaniei pentru gazul de sist

Romania Energy Center (ROEC): Pornind de la premisa ca vehicularea oricaror cifre privind rezervele de gaze de sist din Romania este prematura, dar tinand cont de istoria de peste 100 de ani a industriei gaziere din Romania, daca ar fi sa oferiti un diagnostic al potentialului romanesc pentru aceasta resursa, dar si un pronostic legat de viitorul productiei de gaz de sist in Romania, care ar fi acesta?

Mihail Batistatu: Formatiuni continand “shale gas” pot fi considerate teoretic complexele generatoare de hidrocarburi, respectiv rocile sursa de petrol. Avand in vedere ca din totalul de hidrocarburi generate au migrat de obicei aproximativ 30%, iar dintre acestea numai o parte au gasit conditii favorabile acumularii, o cantitate comparabila cu resursa actuala de hidrocarburi evidentiata in rezervoare conventionale se afla cantonata in „rezervoare” neconventionale pelitice/compacte. Astfel, la nivelul Bazinului Transilvaniei se poate estima o resursa posibila de peste 150 miliarde metri cubi gaze (trebuie mentionat ca rocile avute in vedere sunt oarecum diferite de „sisturile” clasice), iar la exteriorul arcului Carpatic resursa potentiala este cel putin dubla. Avand in vedere conditiile de zacamant, in mod special suprapresiunile, problemele de poluarea mediului, efortul tehnologic remarcabil, costurile de operare, se poate considera ca exploatarea acestora este posibila, dar foarte dificila. De exemplu, din datele publicate pentru operatia de fracturare la o sonda sunt necesare agregate de cimentare cu o putere cumulata de 15000 - 20000 CP. Din momentul rezolvarii celor mai susmentionate, in functie de marimea investitiilor, pot fi asigurate productii anuale de minim 2 - 4 md.mc./an. Consider ca posibilitatea inceperii exploatarii acestora necesita o perioada de timp de cel putin patru - sase ani din momentul inceperii lucrarilor.

ROEC: Se crede ca structura geologica din Romania ar fi extrem de favorabila productiei de shale gas. Pe baza a ceea ce se cunoaste in prezent despre proprietatile acestor formatiuni din Romania, credeti ca datele geologice vor favoriza productia la scara comerciala? Care ar fi orizontul de timp in care aceasta ar putea demara?

M.B.: Conditiile geologice favorizeaza o exploatare comerciala mai ales pentru zona Bazinului Transilvaniei si mai greu pentru zonele extracarpatice. Consider ca posibilitatea inceperii exploatarii acestora, in functie de amplasare, necesita o perioada de timp de cel putin trei - sase ani din momentul inceperii lucrarilor.

ROEC: Care este istoricul productiei (daca acesta exista) pentru celelalte forme de gaz neconventional din Romania, in special metan asociat carbunelui si gaz din formatiuni compacte? Avem in prezent proiecte de exploatare de acest tip? Daca da, unde si care este procentul pe care il reprezinta productia de gaz asociat carbunelui sau gaz din formatiuni compacte (separat sau agregat) din productia totala de gaz a Romaniei?

M.B.: In ceea ce priveste existenta unor zacaminte de gaze legate de carbuni nu cred sa existe astfel de proiecte. Zacamintele de carbuni din Romania sunt in general de slaba calitate, lignit, posibilele gaze generate au putut migra relativ usor spre suprafata, de exemplu in zona Subcarpatica. In ceea ce priveste Bazinul Petrosani, aici este posibila existenta unor gaze generate de carbunii superiori, de tip huila, dar nu cunosc sa se fi demarat proiecte cu acest obiectiv. Rezervoarele compacte nu au fost pana in prezent exploatate pentru gaze.

ROEC: La ce adancime se gasesc formatiunile de gaze de sist din Romania?

M.B.: Adancimile variaza foarte mult, de la circa 1.000 m pana la peste 6.000 m. Consider ca o limitare, legata de fapt de costuri, adancimea de 4.000 – 4.500 m.

ROEC: Exista studii de impact asupra mediului legate de dezvoltarea acestei resurse in Romania?

M.B.: Nu cunosc sa existe astfel de studii, dar ele sunt obligatorii pentru obtinererea licentei de operare, asa ca din moment ce Chevron a declarat ca va demara lucrari in depresiunea Barladului este posibil sa fi realizat un astfel de studiu.

ROEC: Care factor credeti ca va cantari cel mai mult in decizia de a dezvolta sau nu resursele de gaze de sist din Romania: geologia, resursele de apa, costul economic, costul de mediu sau cel politic?

M.B.: Din pacate, tehnologiile aplicate in prezent sunt destul de poluante si necesita de asemenea cantitati enorme de apa pentru a fi realizate. Pentru o sonda pot fi folosite la foraj+fisurare/exploatare peste 2 milioane mc apa. Romania are un regim pluviometric deficitar si resurse de apa in scadere. Politicile se schimba, tehnologiile pot fi achizitionate/perfectate, resursele sunt finite, iar poluarea poate deveni istorica. De exemplu, intr-un studiu recent 2006 - 2008 au fost evidentiate efectele istorice ale bombardamentelor din 1943 - 1944 asupra rafinariilor de la Ploiesti, poluarea cu produs petrolier a panzei freatice este si astazi prezenta.