PLEACĂ DACIA DIN ROMÂNIA?

Studiu al sistemelor energetice integrate în orașul Târgu Mureș

septembrie 30, 2026

Analiza impactului propunerii de Regulament European privind metanul asupra industriei extractive de tiței și gaze din România

Published by Dumitru Chisalita at septembrie 30, 2026

Coordonator: Dumitru Chisălită

Expert Judiciar Petrol și Gaze pentru România

Expert European Extrajudiciar Petrol și Gaze Agreat de Asociatia Experților

Europeni de la Paris

Expert: Mihaela Bălănescu

Expert Tehnic al Organizației Națiunilor Unite – Convenția Cadru privind Schimbările Climatice (UNFCCC) pentru verificarea inventarelor naționale de emisii de gaze cu efect de seră

București, Aprilie 2023

Disclaimer: Acest studiu a fost realizat pe baza datelor din surse publice și a celor furnizate de către Federația Patronatelor din Petrol și Gaze și este limitat de acestea.

Copyrights© Toate drepturile aparțin autorilor. Orice reproducere se va realiza cu citarea corespunzătoare

Chisăliță D., Bălănescu M, Analiza impactului propunerii de Regulament European privind metanul asupra industriei extractive de tiței și gaze din România, Asociația Energia Inteligentă, 2023

Cuprins

1. Context internațional și european. 6

1.1 Convenția Cadru a Națiunilor Unite asupra Schimbǎrilor Climatice/ Protocolul de la Kyoto/ Acordul de la Paris. 6

1.2 Evoluția emisiilor de gaze cu efect de serǎ la nivel național 8

1.3 Politici privind emisiile de metan. 11

2. Scurtǎ descriere a sectoarelor petrol și gaze din România. 12

2.1 Scurt istoric al industriei de gaze din România. 12

2.2 Resurse energetice naționale. 17

2.3 Emisiile de gaze cu efect de serǎ din sectorul Energie. 19

3. Analiza situației existente la nivel internațional, european si național 23

3.1 Situația emisiilor de metan la nivel mondial 23

3.2 Emisiile de metan din UE27. 24

3.3 Emisiile de metan din România. 26

3.4 Emisii fugitive de metan din combustibili 27

3.4.1 Emisii fugitive de metan din petrol si gaze naturale. 29

3.4.2 Estimare emisiilor fugitive de metan din sondele inactive/abandonate. 33

4. Estimarea impactului pentru sectorul gaz upstream din România determinat de aplicarea Regulamentului European privind reducerea emisiilor de metan. 37

4.1 Estimarea costurilor pentru sectorul gas upstream din România. 37

4.2 Estimarea impactului asupra securitǎții energetice a României 41

4.3 Estimarea impactului asupra sǎrǎciei energetice a României 45

5. Analizǎ acțiuni de reducere a emisiilor de metan vs beneficiu de mediu 47

Concluzii 48

Propuneri 51

Bibliografie. 52

Anexa I – Emisiile globale de metan (kt), 1970-2020. 54

Anexa II – Emisiile de metan (kt) din EU27, 1990-2020. 59

Anexa III – Emisiile de metan (kt) din România, 1990-2020. 60

Anexa V – Metodologia IPCC 2019 de estimare a emisiilor de metan din sondele abandonate. 62

Anexa VI – Metodologia SUA de estimare a emisiilor de CH4 din sondele abandonate. 64

Anexa VII – Metodologia utilizatǎ de Canada pentru estimarea emisiilor de CH4 din sondele abandonate. 66

Anexa VIII – Metodologia utilizatǎ de Marea Britanie pentru estimarea emisiilor de CH4 din sondele abandonate. 67

Anexa IX – Detalii procedură standard ANRM de abandonare a sondelor. 68

LISTĂ ABREVIERI

AP Acordul de la Paris

AIEA Agenția Internațională pentru Energie Atomică

ANPM Agenția Națională pentru Protecția Mediului

ANRE Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei

CE Comisia Europeană

CN Compania Națională

CNE Centrala Nuclearo-Electrică

CNSC Comisia Națională privind Schimbările Climatice

CRF Formatul Comun de Raportare

CTF Format Comun Tabelar

ERT Echipa de Experți Revizuitori

EU-ETS Schema de Comercializare a Emisiilor de GES la nivelul Uniunii Europene HG Hotărâre de Guvern

GCOS Sistemul Global de Observații Climatice

GES Gaze cu Efect de Seră

IEE Programul European Energie Inteligentă

IMM Întreprinderi Mici și Mijlocii

INEGES Inventarul Național al Emisiilor de Gaze cu Efect de Seră

INS Institutul Național de Statistică

IPCC Grupul Interguvernamental privind Schimbările Climatice

IPCC 2006 Linii directoare privind elaborarea Inventarelor Naționale de GES 2016 KP Protocolul de la Kyoto

LULUCF Folosința Terenurilor, Schimbarea Folosinței Terenurilor și Silvicultură

ME Ministerul Economiei

MMSC Ministerul Mediului și Schimbărilor Climatice, actualmente Ministerul Mediului Apelor

și Pădurilor

NA Neaplicabil

NE Neestimat

OPCOM Operatorul Pieței de Energie Electrică și de Gaze Naturale din România OUG Ordonanța de Urgență a Guvernului

PIB Produsul Intern Brut

PNAEE Plan Național de Acțiune pentru Eficiență Energetică

PNAER Planul Național de Acțiune în Domeniul Energiei din Surse Regenerabile

QA Asigurarea calității

QC Controlul calității

SEE Spațiul Economic European

SNSC Strategia Națională privind Schimbările Climatice

SNT Sistemul Național de Transport

UE Uniunea Europeană

UNFCCC Convenția Cadru a Națiunilor Unite asupra Schimbărilor Climatice

1. Context internațional și european

1.1 Convenția Cadru a Națiunilor Unite asupra Schimbǎrilor Climatice/ Protocolul de la Kyoto/ Acordul de la Paris

Convenția-cadru a Națiunilor Unite asupra schimbărilor climatice (UNFCCC) și Protocolul de la Kyoto sunt acorduri multilaterale de mediu ce au fost ratificate de România prin Legea nr. 24/1994, respectiv Legea nr. 3/2001.

În conformitate cu prevederile Protocolului de la Kyoto, România s-a angajat să reducă emisiile de gaze cu efect de seră (GES) cu 8% față de anul 1989 pentru prima perioadă de angajament (2008 – 2012) și cu 20% pentru a doua perioadă de conformare (2013-2020).

Gazele cu efect de seră luate în considerare pentru conformare în cadrul Protocolului de la Kyoto sunt CO2, CH4, N2O, HFCs, PFCs și SF6. Anul de bază pentru România pentru estimarea emisiilor de gaze cu efect de seră estimate pentru diverse categorii ale sectoarelor de inventar este anul 1989.

În anul 2015 în cadrul Conferinței Părților de la Paris (COP21) a fost adoptat Acordul de la Paris (AP) privind schimbările climatice. AP a intrat în vigoare în 4 noiembrie 2016 și a devenit operațional în anul 2021. AP a fost ratificat de România prin Legea nr. 57/2017, iar instrumentul de ratificare a fost depus la data de 1 iunie 2017.

Emisiile/ reținerile de GES sunt determinate prin metode standardizate, agreate la nivel internațional prin adoptarea Ghidurilor elaborate de către IPCC (Grupul Interguvernamental privind Schimbările Climatice).

Inventarul Național de Emisii de Gaze cu Efect de Seră

Inventarul Național de Emisii de Gaze cu Efect de Seră (INEGES) prezintă emisiile/reținerile de gaze cu efect de seră din surse antropice de pe teritoriul național. Acestea sunt detaliate în funcție de sursele de emisii/rezervoarele de absorbții și sunt agregate la nivel de sectoare.

INEGES este elaborat pentru a răspunde nevoilor de monitorizare/raportare în conformitate cu prevederile legislației europene și internaționale și reprezintă un instrument de cuantificare a progreselor în îndeplinirea obiectivelor/țintelor asumate.

Fiind supus verificărilor amănunțite la nivel internațional de către echipe de experți care furnizează recomandări cu caracter obligatoriu pentru a fi implementate, INEGES poate reprezenta o sursă de informații credibilă și un set de bune practici pentru aplicarea metodologiilor de estimare a emisiilor de GES pentru diverse alte activități economice.

În România INEGES este elaborat de către Agenția Națională pentru Protecția Mediului și transmis de către această instituție către structurile UE și secretariatul UNFCCC în baza avizului furnizat de către Ministerul Mediului, Apelor și Pădurilor.

În acest moment pentru elaborarea INEGES sunt utilizate Ghidurile IPCC din 2006 (2006 IPCC Guidelines) privind implementarea de metodologii pentru estimarea emisiilor de GES din toate sectoarele economice (energie, procese industriale și utilizarea produselor, agricultură, utilizarea terenurilor, schimbarea utilizării terenurilor și silvicultură (LULUCF) și deșeuri. Implementarea Ghidurilor IPCC 2006 rafinate în 2019 are caracter opțional.

De asemenea, Ghidurile IPCC prevăd metodologii pentru asigurarea și controlul calității (QA/QC), determinarea categoriilor cheie și pentru determinarea incertitudinilor asociate emisiilor estimate, elemente care fac parte a raportărilor INEGES.

Ghidurile IPCC 2006 furnizează în același timp elemente referitoare la modalități specifice pentru a colecta/determina datele de activitate aferente tuturor surselor/rezervoarelor, parametrii aferenți acestor date de activitate (DA), factorii de emisie aferenți (FE), etc.

1.2 Evoluția emisiilor de gaze cu efect de serǎ la nivel național

Emisiile totale de GES în 2020, excluzând LULUCF, au fost estimate la 110.366,83 kt CO2 echivalent¹. Emisiile totale de GES (excluzând LULUCF) au scăzut cu 64.20% în 2020 în comparație cu anul de bază 1989, iar emisiile nete de GES (incluzând LULUCF) au scăzut cu 72,90% (figura 1.1). Ținând cont de evoluția emisiilor de GES în perioada analizată există o mare probabilitate ca România să îndeplinească angajamentele de reducere a emisiilor de GES, asumate pentru prima perioadă de angajament 2008-2012.

Sursa: a 8-a Comunicare Națională către UNFCCC privind Schimbările Climatice, 2022

Figura 1.1 Variația anuală a emisiilor nete de GES comparativ cu anul precedent și modificarea față de anul de bază

Evoluția emisiilor totale de GES, prezentată în figura 1.1, reflectă modificările survenite în această perioadă, caracterizată de proces de tranziție la economia de piață. În ceea ce privește evoluția emisiilor de GES, aceasta poate fi divizată în trei perioade: perioada 1989-1999, perioada 2000-2007 și perioada 2008-2015. Perioada 1989-1992 a fost caracterizată de reducerea emisiilor totale de GES, rezultat direct al declinului activităților economice și implicit a necesarului de energie. Perioada de tranziție la nivel economic a implicat reducerea activităților derulate de anumite industrii mari consumatoare de energie, care a determinat reducerea emisiilor de GES. Emisiile de GES au înregistrat un trend ascendent până în 1996, ca urmare a revitalizării economice. În 1997, emisiile de GES au scăzut din nou, rezultat al punerii în funcțiune a primului reactor de la centrala nucleară de la Cernavodă (1996); scăderea a continuat până în 1999. După 1999, evoluția emisiilor de GES reflectă dezvoltarea economică înregistrată în perioada 2000- 2007. Scăderea emisiilor de GES în 2005, comparativ cu nivelurile înregistrate în anul 2004 și anul 2006, a fost determinată de aportul semnificativ al centralelor hidroelectrice (an hidrologic record). Ca urmare a crizei economico-financiare, emisiile de GES au scăzut semnificativ în anul 2010 comparativ cu anul 2008; în perioada 2010-2015 emisiile de GES au rămas relativ constante. În perioada 2017-2018, emisiile de GES au crescut lent ca urmare a nivelului activităților economice, urmată de o tendință de scădere începând din 2019, din cauza pandemiei de COVID-19.

Informațiile din acest capitol sunt preluate din cea de a 8-a Comunicare Națională privind Schimbările Climatice transmisă către UNFCCC, 2022

Evoluția emisiilor/reținerilor prin sechestrare, pe tipuri de emisii de GES

Conform celui mai recent Inventar Național al Emisiilor de Gaze cu Efect de Seră al României transmis către UNFCCC în 2022, toate emisiile de GES, cu excepția HFC și SF6, au scăzut în comparație cu anul de bază, așa cum este prezentat în figura 1.2.

Dioxid de carbon (CO2) – cel mai important gaz cu efect de seră antropogenic este dioxidul de carbon. Scăderea emisiilor de CO2 (de la 210,970,96 kt CO2 echiv în anul 1989, la 74.138,01 kt CO2 echiv în anul 2020) este determinată de scăderea cantității de combustibili convenționali fosili utilizați în sectorul energetic (în special de sectoarele Producerea de energie electrică și termică, Industria prelucrătoare și construcții), rezultat al declinului activităților economice și în sectorul de transporturi.

Metan (CH4) – emisiile de metan, generate în principal de emisiile fugitive de la extracția și distribuția combustibililor fosili și de efectivele de animale, au scăzut în 2020 cu 65,25%, comparativ cu nivelurile înregistrate în anul 1989 (de la 65.484,39 kt CO2 echiv în anul 1989, la 22.757,37 kt CO2 echiv în anul 2020). Scăderea emisiilor de CH4 aferente sectorului Agricultură este determinată de scăderea efectivelor de animale.

Sursa: a 8-a Comunicare Națională către UNFCCC privind Schimbările Climatice, 2022

Figura 1.2 Emisiile de GES, 1989 – 2020

Protoxid de azot (N2O) – emisiile de N2O sunt generate în principal de sectorul Agricultură, activitățile aferente categoriei Soluri Agricole și sectorului Procese industriale și utilizarea produselor, activitățile aferente categoriei Industria chimică. Evoluția emisiilor de N2O reflectă trendul descendent al acestor activități, datorită reducerii efectivelor de animale, a cantităților de îngrășăminte sintetice cu conținut de

azot aplicate pe soluri și a nivelelor de producție a culturilor agricole. În anul 2020, emisiile de N2O au scăzut cu 58,06%, comparativ cu emisiile estimate în anul de bază (de la 26.143,75 kt CO2 echiv în anul 1989, la 10.965,12 kt CO2 echiv în anul 2020).

Fluorocarburi și SF6 (HFC, PFC, SF6) – gazele F au început să fie utilizate ca înlocuitori pentru ODS în sistemele de refrigerare și de aer condiționat din anul 1995, prin urmare, începând cu acest an, au fost estimate emisiile rezultate în urma utilizării acestor substanțe. Emisiile de PFC generate de producția de aluminiu primar au scăzut semnificativ în anul 2020 comparativ cu anul 1989, cu 99,92%.

Graficul din figura 1.3 arată că ponderea emisiilor de GES nu s-a modificat semnificativ în perioada

analizată. Cel mai mare contributor la emisiile totale de GES este CO2, urmat de CH4 și N2O.

Sursa: a 8-a Comunicare Națională către UNFCCC privind Schimbările Climatice, 2022

Figura 1.3 Emisiile de GES funcție de tipul de gaz; anul de bază (stânga); 2020 (dreapta)

În anul de bază, ponderile emisiilor de GES (excluzând LULUCF) au fost: 68,71% CO2, 21,33% CH4, 8,51% N2O, 1,45% PFC; HFC-urile și SF6 sunt neglijabile (0,16 kt CO2 echivalent pentru HFC și 0,47 kt CO2 echivalent pentru SF6).

În 2020, excluzând LULUCF, cea mai mare substanță care contribuie la emisiile de GES este CO2, reprezentând 67,44% din totalul emisiilor, urmat de CH4 cu 20,70% și N2O cu 9,97%. Gazele F au început să fie folosite ca înlocuitori pentru ODS în sistemele de refrigerare și aer condiționat din 1991. În 2020, contribuția acestor gaze la emisiile totale de GES este neglijabilă: 1,81% HFC, 0,0032% PFC și 0,07% SF6.

1.3 Politici privind emisiile de metan

Metanul este al doilea gaz cu efect de seră (după dioxidul de carbon) în ceea ce privește contribuția sa globală la schimbările climatice și este responsabil pentru aproximativ o treime din încălzirea actuală.

Deși metanul are un timp mediu de existență în atmosferă mai scurt (10 până la 12 ani) decât dioxidul de carbon (sute de ani), efectul său de seră asupra climei este mai semnificativ. Cantitatea de metan din atmosferă la nivel global a crescut brusc în ultimul deceniu.

Metanul este emis dintr-o varietate de surse atât naturale cât și antropice. Se estimează că emisiile din surse naturale reprezintă cca. 40% din emisiile totale de metan, în timp ce emisiile antropice reprezintă 60%. Cele mai importante categorii și ponderea acestora sunt prezentate în figura 1 UNEP a estimat că emisiile de metan (atât din surse naturale cât și antropice) depășesc cu cca 170 Mt/an cantitatea de emisii absorbite/reținute.

Figura 1.4 – Sursele de emisii de metan la nivel mondial

Cantitățile de metan din atmosferă au variat semnificativ în ultimele patru decenii². Acestea au crescut brusc în anii 1980, dar au încetinit până la un nivel aproape constant între 2000 și 2005.

Cu toate acestea, cantitățile de metan din atmosferă au crescut din nou rapid în ultimul deceniu. Observațiile efectuate arată că metanul atmosferic răspunde rapid la reducerea emisiilor, ceea ce indică o oportunitate de reducere a efectelor schimbărilor climatice² (detalii in sursa bibliografica citata. In mod special, pag 19, fig. Figure 1.1b Global mean methane annual growth rate, 1984–2019, parts per billion per year)

În acest context, abordarea Uniunii Europene de a propune masuri de reducere a emisiilor de metan este salutară.

United Nations Environment Programme and Climate and Clean Air Coalition (2021). Global Methane Assessment: Benefits and Costs of Mitigating Methane Emissions. Nairobi: United Nations Environment Programme.

2. Scurtǎ descriere a sectoarelor petrol și gaze din România

2.1 Scurt istoric al industriei de gaze din România

Din cele mai vechi timpuri, numeroase popoare ale Antichităţii aminteau de o substanţă care emana din pământ şi care se aprindea în urma descărcărilor electrice produse în atmosferă. Aceste fenomene au primit diverse denumiri: „focuri sfinte” în Iran, „focuri veşnice” în Italia, „vântul arzător” în Japonia,

„izvoare de foc” în Persia etc.

Potrivit ipotezei organice, cu cca. 300 milioane de ani în urmă au fost create condiţiile prielnice pentru formarea petrolului în apele mai puţin adânci din zona ţărmurilor, din acumularea unor cantităţi uriaşe de microorganisme, plante, alge marine şi resturi organice³.

Schimbările climaterice şi mişcările solului au condus la înglobarea acestor zone în uscat, unde resturile organice au fost supuse timp de milioane de ani unor presiuni şi temperaturi crescânde, care au permis realizarea unor transformări chimice majore, rezultând o varietate largă de hidrocarburi din clasele: alcani, naftene, aromatice, compuşi cu sulf, substanţe care constituie componenţii de bază ai petrolului şi gazelor naturale⁴.

Gazele naturale, după formare, datorită densităţii şi greutăţii specifice mici, tind să urce spre suprafaţa pământului. Ele se strecoară printre porii care se află în diferite roci, acumulându-se în momentul în care întâlnesc în calea lor straturi impermeabile (argile sau marne). În situația în care găsesc fisuri sau culoare de minimă rezistență în scoarța terestră ajung la suprafață în mod natural fără nici o implicație antropică.

Cele mai multe relatări privind gazele naturale apar în SUA începând cu sec XVIII- lea, aspect ce va determina şi lansarea acestui combustibil în această ţară un secol mai târziu.

În anul 1821 în SUA William Hart sapă o fântână cu adâncimea de 9 m în Fredonia, Pennsylvania, care a întâlnit o acumulare de gaze naturale. Acesta a avut inspiraţia de a proceda la evaporarea apei de mare în scopul obţinerii sării, prin înlocuirea lemnelor de foc cu gaze naturale⁵.

Astfel, gazele naturale au fost captate şi transportate prin conducte în tot oraşul pentru a fi folosite în acest scop, dar şi pentru a ilumina străzile şi casele. Acesta a fost debutul industriei de gaze naturale. În onoarea vizitei generalului Marie Joseph de la Fayette (1757 – 1834) s-au aprins 30 de flăcări care au fost folosite la iluminarea locului desfăşurării festivităţiilor⁶.

Alături de SUA şi alte ţări au avut iniţiative, mai mult locale, de extragere şi folosire a acestor noi resurse amintind aici forarea, în anul 1848 a primei sonde moderne de petrol din Asia în peninsula Aspheron, la nord – est de Baku, sub conducerea inginerului rus F.N. Semyenov⁷, forarea primei sonde de petrol în Ontario, Canada în anul 1858⁸.

³ *** Enciclopedia Tehnică, Editura Enciclopedică Română, 1973, pag. 26

⁴ Neniţescu, C.D., Chimie generală, Editura Didactică şi Pedagogică, 1979, pag. 802

⁵ McKenzie-Brown, P., Jaremko, G., Finch, D., The Great Oil Age, 1993.

⁶ *** A foldgaz ertekesitese, Termeszettudomanyi Kozlony, 1912, pag. 281-304

⁷ Schmidt, J., Growing Up in the Oil Patch, 1989.

⁸ Finch, D., Jaremko, G., Fields of Fire – An Illustrated History of Canadian Petroleum, 1994.

În anul 1865 se înfiinţează prima companiei de exploatare şi distribuţie a gazelor naturale Fredonia Gas Light and Water Works Company şi totodată este anul în care începe separarea gazelor din petrol şi transportul acestuia pe distanţe mari între localităţile Pihole şi Miller Farm, Pennsylvania⁹.

La 1 august 1872 se pune în funcţiune prima mare conductă de transport gaze naturale de înaltă presiune

în lungime de 6,4 km de la Newton Wells, la Titusville, Pennsylvania¹⁰.

Acest eveniment marchează începutul industriei de gaze naturale în lume. După acest an, se semnalează numeroase însemnări privind gazele naturale. Astfel, în anul 1874 în SUA se înregistrează prima utilizare în industria metalurgică semnalată la uzinele din Leechburg (Pennsylvania) ¹¹ . În anul 1876 la iniţiativa industriaşului J.N. Pew se realizează o instalaţie pentru colectarea gazelor naturale într-un sistem rudimentar de conducte şi comercializarea acestora ca şi combustibil pentru zăcămintele de extracţie a ţiţeiului în Pennsylvania de vest etc.

Gazele naturale în Europa apar în scrierile clasicilor greci (Aristotel) şi romani (Vitruvius, Plutarh, Dio Cassius) care descriu fenomenele stranii legate de „focurile pământului”. Dar începuturile gazelor naturale în Europa sunt legate de studiile geologice începute în anul 1879 în depresiunea Transilvaniei după inspirație americană. Această activitate conduce la descoperirea gazelor naturale în 1909 în Transilvania și dezvoltarea în premieră europeană, după model american (studiul de fezabilitate al acestei societăți a fost întocmit de doi specialiști americani geologul Fr.G.Clapp și inginerul A.S. Miller) a primei societăți integrate de explorare, exploatare, transport și distribuție gaze naturale în anul 1915, care avea ca și obiective exploatarea zăcămintelor de gaze din Transilvania, transportul gazelor și utilizarea acestora în industrie și pentru iluminatul localităților.

Chiar dacă există mărturii¹² despre gazele naturale în alte țări, acestea au fost utilizări locale realizate prin captarea rudimentară a gazelor naturale neputându-se vorbi despre activităţi organizate şi cu atât mai puţin despre o activitate comercială. Activitatea de exploatare și dezvoltare a industriei de gaze în Europa se dezvoltă după al doilea război mondial.

În anul 1911 în Austria – utilizarea lor în localitatea Wels pentru pregătirea mâncării şi la încălzitul imobilelor; în Germania – utilizarea gazelor naturale în localitatea Reding (Bavaria Inferioară), gazul descoperit la Neuengamme fiind folosit de către consumatorii din Hannover pentru iluminat şi încălzit.Alte referiri privind gazele naturale se întâlnesc în anul 1913 în Ungaria – la Püspokladàny, în apropierea graniţei cu România, unde se afla un izvor de gaz natural cu debitul de 3 mc/zi, gazele fiind captate şi folosite la iluminatul gării din localitate; în apropiere de Mezöhegyes gazele erau folosite la iluminatul localităţilor din zonă, la antrenarea maşinilor agricole şi la antrenarea morilor de cereale;În anul 1924 în Olanda – este descoperit primul zăcământ de gaze naturale la Winterswijk, iar în Franţa – estedescoperit un mic zăcământ la Jura, care a fost exploatat câţiva ani;În anul 1931 în Italia – sunt descoperite pentru prima dată gaze naturale de către Agip în Valea Po;În anul 1938 în Germania – este descoperit gaz natural la Bentheim care va fi exploatat în scop comercial abia pesteşase ani constituind începutul industriei gazelor naturale în această ţară.

Urmărind cronologic dezvoltarea sectorului gazelor naturale în lume se poate observa că SUA, Canada și Transilvania (România) se găsesc în prim planul industriilor de petrol si gaze din lume.

⁹ Finch, D., Jaremko, G., Fields of Fire – An Illustrated History of Canadian Petroleum, 1994.

¹⁰ McKenzie-Brown, P., Jaremko, G., Finch, D., The Great Oil Age, 1993.

¹¹ Ibidem

¹²Chisăliţă, D., Momente în istoria gazelor naturale din România, Editura Academprint, 2004

SUA

Canada

Romania

Rusia

Ungaria

Polonia

Olanda

Italia

Germania

Pakistan

Franta

Great Bitain

Libia

Australia

Norvegia

Bulgaria

Spania

Algeria

Danemarca

Malaezia

Peru

Arabia Saudita

Figura 2.1 – Comercializare şi utilizarea gazelor naturale în lume¹³

În Europa, într-o perioadă de pneurie energetică, pentru a se evita pierderea de energie se iniţiază captarea gazului asociat cu extragerea ţiţeiului prin construirea unor conducte dedicate transportului gazelor la consumatori. Astfel se construiesc conductele ¹⁴ : Budafa-Nagy Kamizsa (1943 – Ungaria), Bentheim până la uzinele chimice din Hüls (1944 – Germania), Stryji – Varşovia (1946 – care strict tehnic se poate considera primul export din URSS spre Polonia. Zona respectivă a aparținut Poloniei înainte de război, iar conductele au fost construite de polonezi.

În anul 1948 compania Olandeză NAM descoperă¹⁵ gaze naturale la Coervorden, care după trei ani devine primul oraş olandez aprovizionat cu gaze natural. Assen şi alte oraşe cer NAM-ului să le furnizeze gaze naturale.

Formarea companiei de stat pentru conducte SNAM, Italia în anul 1951 sub controlul lui ENI şi a preşedintelui acesteia, Enrico Mattei, determină o creştere rapidă a producţiei şi o exploatare a gazului natural din Valea Po, resursa principală de energie convenţională a Italiei.

În anul 1957, în Franţa, este descoperit giganticul zăcământ de gaze de la Lacq din sud-vestul Franţei, devenit baza industriei de gaze din Franţa, punând fundamentul dezvoltării ulterioare a companiei Elf Aquitaine.

Țițeiul în Europa.România este prima[1] ţară din lume cu o producţie de ţiţei oficial înregistrată în statisticile internaţionale în anul 1857 (înaintea SUA 1859; Rusiei 1860), cu o producţie de 275 t. Tot în acest an intra în funcţiune rafinăria Mehedinţeanu din Ploieşti, care distila ţiţeiul obţinut din zăcămintele amplasate în jurul Ploieştiului, în scopul iluminării. Procedeul de rafinare folosit de acestă rafinărie se baza pe reţeta obţinută în 1856 de Mihai Alexe[2].

Folosirea unor sisteme de concepţie românească în forarea şi exploatarea ţiţeiului, cu mult înaintea folosirii lor în alte colţuri din lume[3]:

– până în 1867 – gropi şi şanţuri de acumulare, puţuri de mână cu crivac, “hecna” cu cal;

– în anul 1867 – prima sondă forată mecanic cu prăjini din lemn şi sapă tip burghiu.

Pentru o politică naţională a petrolului au insistat numeroşi specialişti, printre care îi cităm pe: Eugen Severin, G.H. Damaschin, prof. L. Mrazec, C. Osiceanu, A. L. Dinopol, Gh. N. Leon, prof. G. Macovei, Ion G. Rarincescu, I. P. Gigurtu, Pascal Toncescu, G. Gane, Neculai Macarovici, Andrei Drăgulănescu, Aristide’ Blank, Grigore Trancu- Iaşi, George Stroe, Florin Dumitrescu, prestigiosul director al „Monitorului Petrolului Românesc” – Mihail Pizanty, Valeriu Patriciu, Vasile Iscu, C. D. Buşila, George Ştefan Serdaru, Ion Basgan ş.a. După cum se poate constata, în ciuda divergenţelor manifestate, din raţiuni politice, exclusiv economico-financiare ori doctrinare, problema petrolului rămânea în sfera interesului general, exprimându-se categoric opinii în favoarea intervenţiei statului român, deşi limitele recomandate erau de natură deosebiţi – interesul superior al independenţei politice şi economice, al apărării militare ori raţiuni strict economice, financiare, tehnice etc.

Concepția și sistemele americane au lansat și dezvoltat industria Românească de țiței și gaze

Experienţa americană în exploatarea şi utilizarea gazelor naturale atrag cercurile financiare străine spre noile posibilităţi de câştig. Pentru stabilirea unor condiţii contractuale se numeşte¹⁶ o comisie formată din Pfeifer Ignácz şi dr. Bernády György, consilier la curte şi primarul oraşului liber crăiesc Târgu Mureş, care se deplasează în SUA în lunile iunie şi iulie 1911. Concomitent se trece la forarea, în prima fază, a mai multor sonde de explorare în: Târnăveni, Ocna Sibiului, Sângeorgiu de Mureş etc., toate cu rezultate negative, care au întârziat demararea activităţii gaziere în România. Aceste rezultate nefavorabile se datorează atât necunoaşterii geologice a teritoriilor¹⁷, (geologia însăşi fiind într-o fază de pionierat), cât şi datorită faptului că în alegerea locurilor de sondaj au predominat oricât de ciudat ar părea o serie de criterii politice şi personale. Această serie de experienţe nereuşite a fost urmată de alegerea mai atentă a locaţiilor şi ca atare s-au pus în evidenţă 5 depozite de gaze. Nesatisfacerea pretenţiilor investitorilor a determinat Guvernul ungar, în afara lucrărilor efectuate de cercetătorii români, să apeleze şi la ajutorul unor specialişti americani cu scopul de a cerceta mărimea şi posibilităţile de exploatare a depozitelor de gaz.

Astfel, în anul 1913, A.S. Miller, vicepreşedintele casei Humphreys and Miller Inc. din NY, ca expert în conductele de gaz şi de Fr.G.Clapp, şeful geolog al societăţii The Associated Geological Engineers din Pittsburg, ca expert în domeniu¹⁸ au prezentat un raport care cuprindea prezenţa a 36 de domuri, punând bazele primei societăți integrate din Europa specializată pe explorarea, exploatarea, transportul și distribușia gazelor naturale.

Nu doar concepția americană, dar și sistemele americane au fost sistemele folosite pe scară largă în Transilvania, majoritatea în premieră europeană:

Forarea sondelor: sistemul canadian de foraj¹⁹ și sistemul de foraj Rotary²⁰
Primul ”cap de erupție gaze” din Europa montat la o sondă de gaze ”era motivată ţinând cont de experienţa americană” după cum declara Dr. Cholnoky Jenö²¹, un cunoscător al vremii în ceea ce priveşte gazele naturale, specializat în SUA la Pitsburg.
Prima conductă de transport gaze naturale din oțel din Europa a fost construită după modelul american²² din tuburi de oţel fără cusătură în lungime de 6 – 10 m, cu racorduri ale căror mufe s-au confecţionat din acelaşi material.
Cuplarea conductelor: manşoane Dresser²³
În anul 1928 se monta²⁴ prima staţie de comprimare a gazelor naturale din Europa într-un câmp de gaze naturale, la Sărmăşel-România dotată cu 3 motocompresoare orizontale Ingersol Rand (SUA).
La 24 iulie 1935 se finalizează prima sondă oblică din Europa²⁵, sonda 6, realizată pe structura Copşa Mică – România de către specialistul american ing. J. Eastman²⁶, angajat special pentru această lucrare.

¹³ Chisăliţă, D., O istorie a gazelor naturale în România, Editura AGIR, 2009, pag 56

¹⁴ Chisăliţă D., 45 de ani de la primul export al gazelor naturale din Europa, Simpozionul Naţional al Petrolului, Universitatea de Petrol şi Gaze Ploieşti în colaborare cu Muzeul Naţional al Petrolului Ploieşti, 21 – 22 Noiembrie 2003, Ploieşti, pag 14

¹⁵ Chisăliţă D., Compatibilitatea între piaţa gazelor naturale din România şi cea din Europa în „Buletinul celei de-a XIII Conferinţe ştiinţifice Eficienţă, legalitate, etică în întâmpinarea mileniului trei”, Braşov, decembrie 2002, pag. 302-313

¹⁶ *** A foldgaz ertekesitese, Termeszettudomanyi Kozlony, 1912, pag. 281-304

La Mediaș – România în 1937 a fost montat primul motor cu gaz natural care a fost instalat pe o

autocamionetă americană Chevrolet²⁷, care a funcţionat alternativ pe benzină şi gaz comprima.

Măsurarea debitelor de gaze a fost realizată folosind multiple echipamente americane: Metric-Metal- Works, Erie, Westinghouse-Orifice-Meter, Westinghouse-Positive-Fluid, Pittsburg Meter Co, Emco- Meter Co, Tobey-Meter şi Foxboro²⁸
În anul 1947 se monta²⁹ prima staţie de comprimare a gazelor naturale din Europa pe o conductă de

transport gaz, la Râșnov-România dotată cu 3 motocompresoare orizontale Ingersol Rand (SUA).

În anul 1965, România devenea prima ţară din Europa care construia o staţie de comprimare gaze naturale, amplasată pe o conductă magistrală, care folosea turbocompresoare (turbină cu gaze şi compresor centrifugal), după modelele folosite în SUA.

¹⁷ Vancea. A., Contributions à l’étude geologique de la formation à gaz de la cuvetteTransilvaine, Bucarest, 1938

¹⁸ Giura, L., Contribuţii la istoria gazului metan din România, Editura Universităţii „Lucian Blaga” Sibiu, 1998

¹⁹ Chisăliţă, D., Asupra începuturilor utilizării gazelor în România, în „Jurnalul de Petrol şi Gaze”, nr.2/Februarie 2001, pag. 42 – 44

²⁰ Ciupagea, D.T., Vancea, A., Raport geologic, Societatea Anonimă Română de Gaz Metan, Serviciul Geologic, Mediaş, 1933

²¹ Cholnoky, J., A Sármási gázkút mellett történt robbanásról, în „Természettudomány Közlöny” (Budapest), XLII, 550 Füzet, 15 martie 1912

²² *** Foldgaz es petroleum az Erdely-Mendenczeben, în „Termeszettudomanyi Kozlony”, 1912, pag. 82-92

²³ *** Termeszettudomanyi Kozlony, A foldgaz ertekesitese, 1912, p. 281-304.

²⁴ *** Chestiunea gazului metan din Ardeal, Răspuns atacurilor conţinute în broşura Sindicatului Consumatorilor „Problema gazului Metan”,

Societatea Naţională de Gaz Metan Sonametan şi UEG, Editura Cartea Românească, Bucureşti, 1929

²⁵ Vancea, A., Raport de activitate pe anul 1939 a Societăţii Naţionale de Gaz Metan, 1939, pag 28

²⁶ Ibidem, pag 28

²⁷ Ibidem

²⁸ *** Societatea naţională de Gaz Metan Sonametan şi UEG, Chestiunea gazului metan din Ardeal, Răspuns atacurilor conţinute în broşura Sindicatului Consumatorilor „Problema gazului Metan”, Editura Cartea Românească, Bucureşti , 1929

²⁹ *** Chestiunea gazului metan din Ardeal, Răspuns atacurilor conţinute în broşura Sindicatului Consumatorilor „Problema gazului Metan”,

Societatea Naţională de Gaz Metan Sonametan şi UEG, Editura Cartea Românească, Bucureşti, 1929

2.2 Resurse energetice naționale

România dispune de o gamă diversificată, dar redusă cantitativ, de resurse de energie primară fosile și minerale: țiței, gaze naturale, cărbune, minereu de uraniu, precum și de un important potențial valorificabil de resurse regenerabile. Informațiile din acest capitol sunt preluate din cea de a 8-a Comunicare Națională privind Schimbările Climatice transmisă către UNFCCC, 2022

În Tabelul 2.1 și Tabelul 2.2 sunt prezentate evoluția producției de energie primară și evoluția consumului de energie primară pe piața internă în perioada 2005-2020.

Tabel 2.1 Evoluția producției de energie primară [mii tep]

Anul	2005	2010	2015	2020
Producția de energie primară, din care:	27,090	27428	26387	22351
Total cărbune, din care: Alte huileLignitCărbune brun	5793 1082 4698 13	6795 821 5946 28	4711 443 4268 0	3304 156 2435 0
Lemne de foc și deșeuri agricole	3229	3900	3521	3401
Țiței	5326	4186	3906	3381
Gaze naturale	9536	8705	8873	7391
Alți combustibili	87	88	232	558
Energie din surse neconvenționale	18	26	48	40
Energie hidroelectrică	1739	1769	2242	2098
Energie nucleară	1362	2841	2854	2887

Sursa: a 8-a Comunicare Națională către UNFCCC privind Schimbările Climatice, 2022

Tabel 2.2 Evoluția consumului de energie primară [mii tep]

Anul	2005	2010	2015	2020
Consumul intern de energie primară, din care:	37868	34817	31844	32,171
Cărbune	8742	6911	5858	3505
Petrol și produse petroliere	9163	7855	8600	8247
Gaze naturale	13820	10897	9015	9682
Lemne de foc și deșeuri agricole	3185	3982	3514	3394
Energie hidroelectrică	1489	1573	1663	2338
Energie nucleară	1362	2850	2853	2887
Alți combustibili	88	723	293	783
Energie din surse neconvenționale	18	26	48	40
Neenergetic	2231	1511	1299	1295

Sursa: a 8-a Comunicare Națională către UNFCCC privind Schimbările Climatice, 2022

Luând în considerarea scopul acestui studiu, în continuare sunt prezentate pe scurt informații privind industria petrolului și gazelor la nivel național.

Petrol

Istoria industriei petroliere românești începe în anul 1857, atunci când primul puț a fost forat în Ploiești. În anul 1938 publicația „Știința Petrolului” certifică faptul că România a fost prima țară din lume, cu o producție de petrol de 275 de tone înregistrată oficial în statisticile internaționale. De atunci, România s-a dovedit a fi un important producător de petrol în regiune în ultimii 150 de ani.

În 2017, producția internă de țiței a acoperit aproape 32% din cerere. Declinul producției medii anuale a fost de 2% în ultimii cinci ani, fiind limitat prin investiții în forarea unor noi sonde, repuneri în producție, recuperare secundară etc. Rezervele dovedite de țiței ale României se vor epuiza în circa 16 ani la un consum de 3,4 milioane t/an.

Unul dintre cei mai mari jucatori de pe piața petrolului si gazelor naturale este Petrom, care explorează, de asemenea, și in alte state cum ar fi Georgia si Bulgaria .

Un alt mare jucător privat este Rompetrol. Principalele activități ale Rompetrol sunt în domeniile rafinare, marketing și produse petroliere, cu interese adiacente în explorare și producție de țiței.

Petrotel – LukOil este un alt jucător privat important, cu activitate in domeniile de rafinare,marketing

si produse petroliere.

România are o capacitate de prelucrare a țițeiului mai mare decât cererea internă de produse petroliere. Rafinăriile românești, care achiziționează producția națională de țiței și importă circa două treimi din necesar, au în prezent o capacitate operațională de 12 mil t/an. În ultimii ani a avut loc o scădere a activității indigene de rafinare, atât pe fondul prețului relativ ridicat al energiei în UE față de țările competitoare non-UE, cât și al costurilor generate de reglementările europene privind reducerea emisiilor de CO2 și de noxe.

Sectorul de rafinare din România este format din patru rafinării operaționale: Petrobrazi (deținută de OMV Petrom), Petromidia și Vega (deținute de Rompetrol), Petrotel (deținută de Lukoil), care au o capacitate operațională totală de aproximativ 12 mil tone pe an. În anul 2019, rafinăriile din România au prelucrat 12,1 mil. tone țiței și aditivi, din care 3,4 mil. tone producție internă și 8,6 mil. tone import.

În anul 2019, importul net de țiței și produse brute a fost de 9,141 mil. tone, în principal din Federația Rusă, și Kazahstan, dar și din Georgia, Irak, Iran, Azerbaidjan, Turkmenistan, Angola și Tunisia. România este un exportator de produse petroliere – conform datelor statistice, în anul 2017, România a exportat combustibili petrolieri și lubrifianți în valoare de 2.285,3 milioane euro (din care 943,4 milioane euro carburanți pentru motoare).

Cererea de produse petroliere depinde în special de evoluția sectorului transporturilor. În ultimul deceniu, ca urmare a reglementărilor tot mai stricte, tehnologia a evoluat către motoare cu ardere internă de eficiență crescută. În paralel, la nivel mondial are loc diversificarea modului de propulsie a autovehiculelor, prin utilizarea biocarburanților, a gazelor naturale și biogazului, dar și a energiei electrice și, marginal, a hidrogenului. In procesul de creare a unei economii durabile, cu emisii scăzute de carbon, rolul biocombustibililor și al gazelor verzi” sau al gazelor obținute din alte tehnologii cu emisii reduse de carbon în tranziția energetică, precum și în realizarea obiectivelor climatice și energetice asumate de România pentru anul 2030 în calitate de Stat Membru al UE, se așteaptă să fie potențat în perioada următoare. Biocombustibilii, alături de energia din surse regenerabile și hidrogen, vor contribui substanțial.

a 8-a Comunicare Națională către UNFCCC privind Schimbările Climatice, 2022

Gazele naturaleGazele naturale au o pondere de aproximativ 30% din consumul intern de energie primară. Cota lor importantă se explică prin disponibilitatea relativ ridicată a resurselor autohtone, prin impactul redus asupra mediului înconjurător și prin capacitatea de a echilibra energia electrică produsă din sursele regenerabile de energie intermitente. Infrastructura existentă de extracție, transport, înmagazinare subterană și distribuție este extinsă pe întreg teritoriul țării. Piața de gaze naturale este avantajată de poziția favorabilă a României față de capacitățile de transport în regiune și de posibilitatea de interconectare a sistemului național de transport cu sistemele de transport central europene și cu resursele de gaze din Bazinul Caspic, din estul Mării Mediterane și din Orientul Mijlociu, prin Coridorul Sudic.În anul 2019, consumul total de gaze naturale a fost de 121,2 TWh, din care producția internă a acoperit 78%,iar importul 22%. În prezent, în România, se exploatează cca. 400 de zăcăminte de țiței și gaze naturale, din care: OMV Petrom operează cea mai mare parte a acestor zăcăminte comerciale de țiței și gaze naturale în România,incluzand si zacamintele offshore din Marea Neagră.Romgaz își desfășoară activitatea, ca unic titular de acord petrolier, pe 8 perimetre de explorare, dezvoltare, exploatare. Pentru alte 39 de zăcăminte au fost încheiate acorduri petroliere de dezvoltare-exploatare și exploatare petrolieră, având ca titulari diverse companii. Majoritatea acestor zăcăminte sunt mature, având o durată deexploatare de peste 25-30 ani. a 8-a Comunicare Națională privind Schimbările Climatice transmisă către UNFCCC, 2022

2.3 Emisiile de gaze cu efect de serǎ din sectorul Energie

Energia reprezintă cel mai important sector din România³⁰ ; în anul 2020, emisiile de GES aferente sectorului energetic au scăzut cu 66,25 % comparativ cu anul de bază (1989), principalul motiv fiind reprezentat de procesul de tranziție la o economie de piață, care a condus la scăderea bruscă a cererii de energie electrică produsă de către centralele din sectorul energetic.

În conformitate cu ghidurile IPCC, în sectorul Energie sunt incluse următoarele sub-sectoare:

1.A.1. Industria energetică
- 1.A.2. Industria Prelucrătoare și Construcții
- 1.A.3. Transport
- 1.A.4. Alte sectoare (comercial/instituțional, rezidențial, agricultură/silvicultură/pescuit)
- 1.A.5. Altele (staționare, mobile)
- 1.B. Emisii fugitive din procesarea și manevrarea combustibililor
- 1.C Transportul și depozitarea CO2

În comparație cu celelalte sectoare de emisii de GES (Procese industriale, Agricultură, LULUCF, Deșeuri), sectorul Energie reprezintă cea mai mare sursă de emisii de GES antropice din România. În anul 2020, sectorul Energie a fost responsabil pentru aproximativ 66,25% din totalul emisiilor de GES de 109.934,33 kt CO2 echivalent. Tendința emisiilor reflectă schimbările din această perioadă caracterizată printr-un

30 Informațiile din acest capitol sunt preluate din cea de a 8-a Comunicare Națională privind Schimbările Climatice transmisă către UNFCCC,

2022

proces de tranziție către o economie de piață. În 2020, emisiile din sectorul Energie au scăzut cu 66,50%

(72.834,34 kt CO2 echivalent față de 217.441,87 kt CO2 echivalent în 1989, anul de bază).

Cu întreaga economie în tranziție, unele industrii consumatoare de energie și-au redus activitățile, iar acest lucru se reflectă în reducerea emisiilor de GES. Scăderea activităților economice și a consumului de energie în perioada 1989-1992 a determinat în mod direct scăderea emisiilor totale în acea perioadă. Emisiile au început să crească până în 1994, din cauza revitalizării economiei. Având în vedere începerea funcționarii la primul reactor de la centrala nucleara de la Cernavoda (1996), emisiile au început sa scadă din nou. Scăderea a continuat până în 1999. Tendința de creștere după 1999 reflectă dezvoltarea economică în perioada 1999-2004. La sfârșitul anului 2007 funcționa cea de-a doua unitate a centralei nucleare de la Cernavodă, prin urmare tendința de scădere a emisiilor nu este foarte vizibilă; pentru perioada 2008-2010 sa observat o ușoară tendință de scădere a emisiilor din cauza crizei economice care a afectat întreaga Europă.

Sursa: a 8-a Comunicare Națională către UNFCCC privind Schimbările Climatice, 2022

Figura 2.2 Evoluția emisiilor de GES din sectorul Energie

Principalele emisii din acest sector sunt: CH4, CO2 și N2O. În ceea ce privește evoluția față de anul de bază, cea mai semnificativă reducere a fost observată pentru emisiile de CH4 (78%), urmate de CO2 (64%) și N2O (41%), ilustrate în figura 2.2.

Prin urmare, în 2020, contribuția emisiilor de CO2 din sectorul Energie se ridică la 58 % din totalul emisiilor

de CO2 echivalent în toate sectoarele, emisiile de CH4 reprezintă 8%, iar emisiile de N2O reprezintă 1 %.

În 2020, sectorul Energie contribuie cu 66 % la emisiile totale de GES. Emisiile totale ale sectorului Energie au înregistrat o scădere cu 67%, 72.834 kt CO2 echiv. comparativ cu 217.442 kt CO2 echiv. în 1989 (an de bază), ilustrat în figurile 3-8 și 3-9. În cadrul acestui sector, categoriile care contribuie cu cele mai multe emisii sunt Industria Energetică (cu o pondere de 25% din totalul emisiilor din sectorul energie), Transporturi (25%) și Industria Prelucrătoare și Construcții (20%).

Sursa: a 8-a Comunicare Națională către UNFCCC privind Schimbările Climatice, 2022

Figura 2.3 Evoluția emisiilor de GES din categoriile aferente sectorului Energie comparativ cu anul de bază (1989)

Tendința emisiilor de GES între 1989 și 2020, a fost definită de o scădere substanțială a emisiilor în categoria Emisii fugitive din procesarea și manevrarea combustibililor (80%), urmată de Industria Prelucrătoare și Construcții (78%) și de Industria Energetică (77%), precum și o creștere evidentă a emisiilor din categoria Transport (65%).

Sursa: a 8-a Comunicare Națională către UNFCCC privind Schimbările Climatice, 2022

Figura 2.4 Emisiile de GES din sectorul Energie pe categorii (1989 vs. 2020)

Emisiile de GES din categoria Industria energetică au scăzut cu 77 %, 18.339 kt CO2 eq. comparativ cu

80.496 kt CO2 eq. în 1989, ca urmare a tranziției către o economie de piață, care a dus la o scădere bruscă a cererii de producție de energie electrică din centralele electrice.

Emisiile de GES din categoria Industriile Prelucrătoare și Construcții au scăzut cu 78%, de la 66.568 kt CO2 eq. în 1989 (anul de bază) la 14.782 kt CO2 eq. datorită scăderii mai multor niveluri de producție. Categoria Transport a înregistrat o creștere de 65 % a emisiilor de GES, 18.401 kt CO2 eq. comparativ cu 11.144 kt CO2 eq. în 1989, anul de bază.

Emisiile de GES din categoria Alte sectoare au scăzut cu 28 %, de la 17.566 kt CO2 eq. în 1989, anul de bază

la 12.787 kt CO2 eq. în timp ce cei din subsectorul Alte au scăzut cu 81,39 %.

Emisiile de GES din subsectorul Emisii fugitive din procesarea și manevrarea combustibililor au scăzut cu

80 %, 8.595 kt CO2 eq. în 2020 comparativ cu 41.667 kt CO2 eq. în 1989, anul de bază.

3. Analiza situației existente la nivel internațional, european si național

privind emisiile de metan

3.1 Situația emisiilor de metan la nivel mondial

Evoluția emisiilor de metan în perioada 1970-2020 indică o creștere a acestora de 58%. Cel mai important contributor la emisiile de metan este China, ale cărei emisii variază între 15% și 18%, urmată de SUA (emisiile acesteia reprezintă 11% în 1970 și 6% în 2020). În figura 3.1 se prezintă evoluția emisiilor de metan la nivel mondial pentru perioada 1970-2020, iar în tabelul 3.1 valorile acestora.

Figura 3.1 – Evoluția emisiilor de metan la nivel mondial, 1970-2020

Emisiile Indiei reprezentau 7% în anul 1970 și 8% în anul 2020. Emisiile de metan generate de către țările UE27 reprezentau 11% din totalul emisiilor din anul 1970 și doar 4,6% în anul 2020..

Tabel 3.1 – Evoluția emisiilor estimate de metan la nivel mondial, 1970-2020

Emisii estimate de CH4, kt
	1970	1980	1990	2000	2010	2020
China	38162,63	41838,20	46781,28	47333,15	62042,61	71004,91
SUA	28887,66	30494,54	29477,32	27921,74	25531,79	23922,55
UE27	27269,75	29524,22	27539,90	22907,50	20615,37	18776,23
India	18785,05	20984,64	24416,00	26221,89	29832,90	30953,22
Rusia	12645,50	16229,43	19298,99	12804,72	14643,95	17488,46
Brazilia	7513,48	11177,98	13738,88	16797,23	21104,95	23640,96
Celelalte țări	109414,35	120147,58	133769,83	149992,80	173218,12	198325,63
Total	242678,42	270396,60	295022,21	303979,04	346989,70	384111,96

Sursa de date: EDGAR (Emissions Database for Global Atmospheric Research) Community GHG Database (a collaboration between the European Commission, Joint Research Centre (JRC), the International Energy Agency (IEA), and comprising IEA-EDGAR CO2, EDGAR CH4, EDGAR N2O, EDGAR F-GASES version 7.0, (2022) European Commission, Prelucrare autori

Studiul UNEP³¹ a identificat cele mai importante potențiale de reducere a emisiilor de metan pentru diferite sectoare variază între țări și regiuni. Astfel pentru

Europa și India cel mai mare potențial este în sectorul deșeurilor;
China din producția de cărbune urmată de creșterea animalelor;
Africa din sectorul creșterea animale urmat de petrol și gaze;
regiunea Asia-Pacific, excluzând China și India, este cărbune și deșeuri;
Orientul Mijlociu, America de Nord și Rusia/Fosta Uniune Sovietică este din petrol și gaze;
America Latină este din subsectorul zootehnic.

3.2 Emisiile de metan din UE27

Pentru estimarea emisiilor de metan din UE27 au fost utilizate datele prezentate în inventarul emisiilor de GES transmis către UNFCCC în anul 2022. Datele din aceste inventare sunt verificate periodic de către echipe de revizuitori independenți în ceea ce privește metodologia de estimare utilizată, transparența, corectitudinea valorilor, consistența seriei de timp și asigurarea comparabilității cu raportările altor părți incluse în Anexa I a UNFCCC.

Din analiza datelor privind emisiile de CH4 (Figura 3.2) din perioada 1990-2020 la nivelul UE27 se constată o reducere a acestora cu 41% (de la 28 421 kt în 1990 la 16 733 kt în 2020). Această reducere nu s-a realizat uniform în toate sectoarele de activitate.

Astfel, cea mai mare reducere a emisiilor (-64%) s-a înregistrat în sectorul Energie (de la 7 821 kt în 1990 la 2 796 kt în 2020).

În sectorul Deșeuri reducerea emisiilor (-47%) a fost, de asemenea, mai mare decât valoarea înregistrată la nivelul UE27 (de la 8 922kt în 1990 la 4 650kt în 2020). Emisiile din sectoarele Agricultură și Procese industriale au înregistrate reduceri de 20%, respectiv 18%.

United Nations Environment Programme and Climate and Clean Air Coalition (2021). Global Methane Assessment: Benefits and Costs of Mitigating Methane Emissions. Nairobi: United Nations Environment Programme.

Schimbările (tehnologice, legislative, etc) produse în perioada 1990-2020 au afectat în mod diferit principalele sectoare de activitate.

Figura 3.2 – Evoluția emisiilor de metan din UE 27 pe sectoare de activitate (IPCC2006), 1990-2020

Din analiza datelor prezentate în figurile alăturate se constată o schimbare importantă a ponderii

sectoarelor în totalul emisiilor.

Sursa de date: Inventarele de emisii de gaze cu efect de seră ale UE27 transmise către UNFCCC, 2022Prelucrare autori

Figura 3.3 – Ponderea emisiilor de metan din sectoarelor de activitate la nivelul UE27, anii 1990 și 2020

Astfel, în anul 1990 cel mai important sector din punctul de vedere al emisiilor de metan este reprezentat de către sectorul Agricultură cu 40%, a cărui pondere va crește la 55% în anul 2020. Sectorul Deșeuri va scădea de la cca. 31% în anul 1990 la cca. 27% în 2020

În UE27 în anul 2020 emisiile de metan din sectorul Energie reprezintă 30% din emisiile din sectorul Agricultură și 60% din emisiile din sectorul Deșeuri.

Scăderea cea mai importantă a emisiilor de metan în perioada 1990-2020 s-a realizat în sectorul Energie, care de la cca. 27% în 1990 a ajuns la cca. 17% în 2020.

Ponderea emisiilor din sectorul Procese industriale a

rămas nesemnificativă (cca. 0,3%).

3.3 Emisiile de metan din România

Analiza emisiilor de metan din România s-a realizat pe baza datelor din inventarul național al emisiilor de GES transmis către UNFCCC în anul 2022 (versiunea 7). Pentru asigurarea comparabilității cu valori UE27 a fost utilizată aceași perioadă de timp, respectiv 1990-2020.

Din analiza acestora (Figura 3.4) se constată o reducere cu 55% (de la 2 095 kt în 1990 la 927 kt în 2020). Această reducere nu s-a realizat uniform în toate sectoarele de activitate.

Figura 3.4 – Evoluția emisiilor de metan din România pe sectoare de activitate (IPCC2006), 1990-2020

Cea mai mare reducere procentuală (-86%) a emisiilor de metan s-a înregistrat în sectorul Procese

Industriale, dar din punct de vedere cantitativ aceasta este foarte mică (2,45 kt).

În anul 2020, emisiile de metan din România aferente sectorului Energie reprezintă 12,7% din valoarea emisiilor de metan din UE27.

Emisiile de metan din sectorul Energie au înregistrat cea mai importantă reducere din punct de vedere cantitativ (cca 836 kt) reprezentând o scădere a emisiilor de 70%.

Emisiile din sectorul Agricultură au înregistrat o scădere de

50%, de la 713 kt în anul 1990 la 353 kt în anul 2020. În sectorul

Deșeuri emisiile au înregistrat o creștere de 16% de la 187 kt în anul 1990 la 218 kt în anul 2020.

Sursa de date: Inventarul de emisii de gaze cu efect de seră al României transmis către UNFCCC, 2022 Prelucrare autori

Similar cu evoluția emisiilor din UE27, schimbările (tehnologice, legislative, etc) produse în perioada 1990-2020 au afectat în mod diferit principalele sectoare de activitate.

Din analiza datelor prezentate în figurile alăturate se constată o schimbare importantă a ponderii sectoarelor în totalul emisiilor.

Astfel emisiile din sectorul Energie scad de la cca. 57% în anul 1990 la cca. 38% în anul 2020.

Ponderea deținută de emisiile de metan din agricultură

crește de la 34% la 38%, iar emisiile din sectorul Deșeuri cresc

de la cca. 9% în anul 1990 la cca. 23% în anul 2020.

Emisiile din sectorul Agricultură din România reprezintă cca 3% din emisiile din același sector la nivelul UE27. Emisiile din sectorul Deșeuri reprezintă 4,6% din emisiile UE27 din același sector.

În concluzie, politicile UE în domeniul reducerii emisiilor de metan vor avea un efect diferit la nivelul sectoarelor de activitate.

3.4 Emisii fugitive de metan din combustibili

Emisiile fugitive asociate combustibililor fosili sunt emisii neintenționate de gaze cu efect de seră rezultate din producția, procesarea, transportul, depozitarea și livrarea combustibililor fosili. Sursa datelor utilizate este inventarul național de GES, definiția ”emisiilor fugitive” fiind conform IPCC 2006

Emisiile fugitive includ gazul eliberat care este ars înainte de eliminare (de exemplu, arderea la faclă în instalațiile de producție de petrol și gaze). Aceste emisii sunt raportate în categoria 1.B a inventarelor naționale.

Emisiile din procesele de ardere asociate căldurii generate pentru uz intern (de exemplu, încălzire) sau vânzare sunt raportate în categoria corespunzătoare de ardere a combustibilului (categoria 1.A).

Inventarele naționale de emisii de gaze cu efect de seră contabilizează emisiile fugitive din combustibili în două categorii prezentate mai jos.

Categoria 1.B Emisii fugitive din combustibiliEmisii fugitive asociate combustibililor solizi (exploatarea și manipularea cărbunelui și minelor de cărbune abandonate)Emisii fugitive din activități legate de industria petrolului și gazelor naturale.

Pentru analiza la nivel internațional a emisiilor fugitive de metan din combustibili au fost utilizate datele

din inventarele naționale ale Părților la UNFCCC incluse în Anexa I.

În tabelul 3.2 sunt prezentate cele mai importante zece țări și emisiile acestora din anii 1990 și 2020. Se constată că pe primele două poziții se mențin SUA și Rusia chiar dacă au înregistrat scăderi importante ale emisiilor. Dacă în anul 1990 emisiile din țările membre UE27 se situau pe poziția a 3-a (cca. 6520 kt CH4) în anul 2020 acestea s-au redus cu cca. 70% (cca. 1895 kt CH4).

România ocupa poziția a 10-a în anul 1990 (cca. 1167 kt CH4) și se afla pe aceeași poziție în anul 2020 deși

emisiile au scăzut cu cca. 74% (311.60 kt CH4).

Tabel 3.2 – Cei mai importanți emițători de emisii fugitive de metan din combustibili (categoria 1.B) dintre Părțile incluse în Anexa I, în anii 1990 și 2020

Poziția	Parte	Emisii CH4 (kt), 1990	Poziția	Parte	Emisii CH4 (kt), 2020
1	SUA	14140,81	1	SUA	10360,19
2	Rusia	10087,95	2	Rusia	6307,34
3	EU27	6520,55	3	Ucraina	1924,59
4	Ucraina	4959,56	4	EU27	1895,95
5	Kazahstan	2149,41	5	Canada	1341,35
6	Canada	1503,37	6	Australia	1291,02
7	Marea Britanie	1366,76	7	Polonia	685,83
8	Germania	1351,77	8	Kazahstan	468,26
9	Australia	1178,68	9	Turcia	335,41
10	România	1167,72	10	România	311,60

Sursa de date: Inventarele de emisii de gaze cu efect de seră ale părților incluse în Anexa I transmise către UNFCCC, 2022, Prelucrare autori

Analiza la nivelul UE27 indică Germania ca fiind țare cu cele mai importante emisii în anul 1990 urmată de România și Polonia. În anul 2020 Polonia emite cele mai multe emisii fugitive de metan din combustibili (cu o reducere de cca. 23% față de anul 1990).

Polonia și România emit împreună cca 50 % din emisiile la nivelul UE27, deci vor fi Statele Membre cele mai afectate de propunerea de regulament privind reducerea emisiilor de metan.

Tabel 3.3 – Cei mai importanți emițători de emisii fugitive de metan din combustibili (categoria 1.B) dintre țările UE27, în anii 1990 și 2020

Poziția	Țară	Emisii CH4 (kt), 1990		Poziția	Țară	Emisii CH4 (kt), 2020
1	Germania	1351,77		1	Polonia	685,83
2	România	1167,72		2	România	311,60
3	Polonia	890,24		3	Germania	196,77
4	Cehia	456,12		4	Italia	154,83
5	Italia	362,32		5	Cehia	90,37
6	Franța	264,46		6	Ungaria	66,40
7	Ungaria	139,66		7	Bulgaria	37,55
8	Slovacia	95,54		8	Franța	34,05
9	Bulgaria	84,19		9	Belgia	20,49
10	Olanda	77,73		10	Grecia	17,46
11	Celelalte țări UE 7	1630,80		11	Celelalte țări UE27	280,59
Total UE27		6520,55	Total UE27			1895,95

Sursa de date: Inventarele de emisii de gaze cu efect de seră ale UE27 transmise către UNFCCC, 2022 Prelucrare autori

În ceea ce privește împărțirea pe subcategorii a emisiilor fugitive din combustibili se constată că în România ponderea emisiilor fugitive din petrol și gaze naturale (sub-categoria 1.B.2) este de cca 30%, în timp ce la nivelul UE27 această categorie deține cca 50%. Emisiile din România din sub-categoria 1.B.1 reprezintă cca. 23% din emisiile la nivelul UE27.

Tabel 3.4 – Distribuția pe subcategorii a emisiilor fugitive de metan din combustibili din UE27 și România, 2020

Denumire categorie CRF	Emisii CH4 (kt)		% RO din UE27
	UE27	România	% RO din UE27
Emisii fugitive din combustibili solizi (categoria 1.B.1)	950,08	218,48	23,00
Emisii fugitive din petrol și gaze naturale (categoria 1.B.2)	945,87	93,12	9,85
Emisii fugitive din combustibili (categoria 1.B)	1895,95	311,60	16,44

Sursa de date: Inventarele de emisii de gaze cu efect de seră ale UE27 transmise către UNFCCC, 2022

Prelucrare autori

3.4.1 Emisii fugitive de metan din petrol si gaze naturale

Analiza emisiilor fugitive de metan din petrol și gaze naturale (sub-categoria 1.B.2) indică faptul că România a redus aceste emisii cu 90% în perioada 1990-2020 (de la 933 kt CH4 în anul 1990 la 93,12 kt CH4 în anul 2020). În anul 1990 România emitea de cca. 3 ori mai multe emisii fugitive de metan din sectorul petrol și gaze naturale decât Germania, iar în anul 2020 acestea reprezentau cca. 50% din emisiile Germaniei.

În anul 2020 emisiile fugitive de metan din sectorul petrol și gaze naturale ale României reprezentau cca

10% din emisiile UE27.

Tabel 3.5 – Cei mai importanți emițători de emisii fugitive de metan din petrol și gaze naturale (categoria 1.B.2)

dintre țările UE27, în anii 1990 și 2020

Poziția	Țară	Emisii CH4 (kt), 1990		Poziția	Țară	Emisii CH4 (kt), 2020
1	România	933,04		1	Germania	191,30
2	Italia	357,04		2	Italia	153,80
3	Germania	329,64		3	Polonia	106,73
4	Ungaria	97,48		4	România	93,12
5	Olanda	77,29		5	Ungaria	65,14
6	Franța	72,05		6	Franța	33,03
7	Slovacia	68,34		7	Cehia	24,29
8	Polonia	43,54		8	Belgia	18,89
9	Cehia	43,20		9	Olanda	16,75
10	Celelalte țări UE27	598,78		10	Celelalte țări UE27	242,82
Total UE27		2620,40	Total UE27			945,87

Sursa de date: Inventarele de emisii de gaze cu efect de seră ale UE27 transmise către UNFCCC, 2022

Prelucrare autori

Scaderea semnificativă (90%) a emisiilor de metan in intervalul 1990 – 2020 la nivelul categoriei 1.B.2 include și efectul măsurilor/investițiilor graduale in infrastructura de productie realizată de către operatorii din sectorul de productie tiței și gaze (chiar și în lipsa unei reglementări specifice).

Emisiile fugitive de metan din producția de gaze naturale

Emisiile fugitive de metan din producția de gaze naturale din anul 2020 indică România ca fiind cel mai important contributor (cca 37%), urmată de Polonia (cca 31%) la totalul emisiilor UE27. De asemenea, se remarcă faptul că suma emisiilor din 4 țări (România, Polonia, Austria și Ungaria) reprezintă 85% din totalul emisiilor de metan asociate activității de producție a gazelor naturale.

Acest aspect indică faptul că cerințele din propunerea de Regulament European privind sectorul de producție a gazelor naturale afectează în mod special doar 4 din țările Uniunii Europene, a căror populație reprezintă 16,7% din populația UE27.

Tabel 3.6 – Emisiile fugitive de metan din producția de gaze naturale, 2019-2020

Țară	Emisii CH4 (kt)
	2019	2020
România	13,35	11,95
Polonia	10,20	10,06
Austria	3,56	3,16
Ungaria	2,30	2,29
Celelalte state UE27	6,66	4,79
Total EU27	36,06	32,25

Sursa de date: Inventarele de emisii de gaze cu efect de seră ale UE27 transmise către UNFCCC, 2022

Prelucrare autori

2020

Celelalte stateUE27 15%

România37%

Ungaria7%

Austria10%

Polonia31%

Sursa de date: Inventarele de emisii de gaze cu efect de seră ale UE27 transmise către UNFCCC, 2022; Prelucrare autori

Figura 3.5 Ponderea emisiilor fugitive de metan din producția de gaze naturale din UE27

Emisii de metan din procesarea gazelor naturale

Emisiile fugitive de metan din procesarea gazelor naturale din anul 2020 indică România ca fiind cel mai important contributor (cca 40%), urmată de Polonia (cca 35%) la totalul emisiilor UE27. De asemenea, se remarcă faptul că suma emisiilor din 4 țări (România, Polonia, Croația și Ungaria) reprezintă 83% din totalul emisiilor de metan asociate activității de procesare a gazelor naturale.

Tabel 3.7 – Emisiile fugitive de metan din procesarea gazelor naturale, 2019-2020

Țară	Emisii CH4 (kt)
Țară	2019	2020
România	5,88	5,26
Polonia	4,59	4,53
Ungaria	0,51	0,56
Croația	0,61	0,50
Celelalte state UE27	2,42	2,15
Total EU27	14,00	12,99

Sursa de date: Inventarele de emisii de gaze cu efect de seră ale UE27 transmise către UNFCCC, 2022

Prelucrare autori

Sursa de date: Inventarele de emisii de gaze cu efect de seră ale UE27 transmise către UNFCCC, 2022; Prelucrare autori

Figura 3.6 – Ponderea emisiilor fugitive de metan din procesarea gazelor naturale din UE27

Emisii de metan din transportul și stocarea gazelor naturale, UE27

Emisiile fugitive de metan din transportul și stocarea gazelor naturale din anul 2020 indică Germania ca fiind cel mai important contributor (cca 43%), urmată de Italia (cca 13%) la totalul emisiilor UE27. De asemenea, se remarcă faptul că suma emisiilor din 5 țări (Germania, Italia, Ungaria, Polonia și Franța) reprezintă 75% din totalul emisiilor de metan asociate transportului și stocării gazelor naturale.

Acest aspect indică faptul că cerințele din propunerea de Regulament European privind activitatea de transport și stocarea gazelor naturale afectează în mod special 5 țări ale Uniunii Europene, a căror populație reprezintă cca. 31% din populația UE27.

România deține doar 2% din totalul emisiilor fugitive de metan din transportul și stocarea gazelor

naturale.

Tabel 3.8 Emisiile fugitive de metan din transportul și stocarea gazelor naturale, 2019-2020

Țară	Emisii CH4 (kt)
Țară	2019	2020
Germania	78,46	72,37
Italia	24,48	22,00
Ungaria	13,11	12,81
Polonia	10,65	11,39
Franța	13,22	10,87
România	3,45	3,02
Celelalte state UE27	40,09	38,45
Total EU27	183,46	170,91

Sursa de date: Inventarele de emisii de gaze cu efect de seră ale UE27 transmise către UNFCCC, 2022

Prelucrare autori

Sursa de date: Inventarele de emisii de gaze cu efect de seră ale UE27 transmise către UNFCCC, 2022; Prelucrare autori

Figura 3.7 – Ponderea emisiilor fugitive de metan din transportul și stocarea gazelor naturale din UE27

3.4.2 Estimare emisiilor fugitive de metan din sondele inactive/abandonate

Sondele de petrol și gaze pot fi abandonate din mai multe motive, de exemplu:

dacă sondele și-au îndeplinit scopul;
- după cedarea unei licențe de producție;
- din motive geologice;
- din motive tehnice;
- din motive tehnologice;
- din motive ecologice;
- utilitatea publică necesită o astfel de decizie;
- altele.

Țările cu o istorie lungă de producție de petrol și gaze au un număr semnificativ de sonde inactive si abandonate.

Pentru sondele terestre/onshore care au încheiat producția în ultimele decenii, procesul de abandonare este prevăzut în reglementările naționale privind abandonarea sondelor. Astfel, sondele sunt adesea astupate prin cimentare înainte de abandonare/dezafectare pentru a preveni scurgerile din sonde și migrarea petrolului, gazului sau a apei sarate . Acest este descris mai jos.

Sondele sunt astupate/închise (cu utilizarea de materiale de astupare, de exemplu ciment) și sigilate conform reglementărilor legislative și luând în considerare motivele dezafectării, condițiile geologice și alte particularități ale sondei. Dacă acești pași sunt implementați eficient și sonda își menține integritatea fizică în timp este puțin probabil ca din sondă să fie emise cantități de metan. O descriere a metodei de astupare/închiderea a unei sonde este inclusă în Anexa IX.

Cu toate acestea, în practică, este posibilă apariția unor deteriorări ale integrității unor sonde abandonate și acestea să înceapă să emită metan în atmosferă. Studii recente din S.U.A. și Marea Britanie (Townsend- Small et al. 2016, Kang et al. 2016, Bootthroyd et al. 2016) au stabilit faptul că majoritatea sondelor închise nu prezintă scurgeri de metan, însă au identificat emisii de metan la un număr mic dintre acestea.

Până în anul 2019, Ghidurile IPCC recomandate pentru estimarea emisiilor de gaze cu efect de seră în

vederea realizării inventarelor naționale de emisii nu aveau prevăzute metodologii și factori de emisie

impliciți pentru estimarea emisiilor fugitive din sondele de petrol și gaze naturale abandonate. Astfel, această potențială sursă de emisie nu s-a regăsit, în general, în inventarele naționale. Ghidul IPCC 2019 prezintă metodologii de estimare a emisiilor de metan din sondele abandonate pentru trei nivele de abordare. Luând în considerare situația națională în acest studiu se va prezenta doar metodologia de nivel 1 care presupune multiplicarea numărului de sonde cu factori de emisie impliciți.

În anul 2018, SUA raportează pentru prima data emisii de metan din sondele de petrol și gaze naturale

abandonate pe baza unor studii realizate la nivel național (în anumite bazine de exploatare).

În anul 2019 a apărut un supliment al Ghidului IPCC 2006 (denumit in continuare Ghidul IPCC 2019) care include o metodologie de estimare a emisiilor fugitive de metan din sondele abandonate, precum și factori de emisie impliciți (bazați pe studiile realizate în SUA). Aplicarea Ghidul IPCC 2019 pentru estimarea emisiilor de gaze cu efect de seră nu are în acest moment caracter obligatoriu.

Emisii fugitive de metan din sondele abandonatePână la data elaborării acestui studiu au raportat emisii de metan din sondele abandonate doar 3 țări:SUA (din anul 2018), Canada (din 2019) și Marea Britanie (din 2022).Nicio țară din UE27 nu a inclus în inventarele naționale de emisii de gaze cu efect de seră estimări aleemisiilor de metan din sondele abandonate.

Canada și Marea Britanie au raportat aceste emisii pe baza metodologiei de nivel 1 (bazată pe factori de emisie impliciți) prezentată în ghidul IPCC 2019; SUA a aplicat metodologia de nivel 2 ce utilizează factori de emisie determinați la nivel național.

În Anexa V este prezentată metodologia IPCC 2019 (tip date de activitate, factori de emisie impliciți). Anexa VI prezintă metodologia utilizată de către SUA (inclusiv factorii de emisie proprii), în Anexa VII se prezintă metodologia utilizată de către Canada și în Anexa VIII metodologia utilizată de Marea Britanie.

Estimarea emisiilor de metan din sondele abandonate din România

Estimarea emisiilor de metan conform Ghidului IPCC2019 (metoda de nivel 1) necesită estimarea datelor de activitate (număr sonde) și utilizarea factorilor de emisie impliciți. Emisiile de metan aferente sondelor abandonate reprezintă produsul dintre datele de activitate și factorii de emisie impliciți.

Date de activitate

În conformitate cu prevederile Ghidului IPCC 2019, pentru estimarea emisiilor fugitive din România au fost solicitate Federației Patronale Petrol și Gaze (FFPG) informații privind numărul de sonde abandonate (astupate temporar și/sau permanent) și numărul de sonde inactive. Astfel au fost identificate un număr de 43914 sonde aflate în diferite stadii. Sondele inactive au fost considerate neastupate (abordare similară cu cea a Canadei), iar cele abandonate au fost considerate ca fiind astupate (temporar sau permanent). Datele primite sunt prezentate în tabelul următor.

Tabelul 3.9 – Numărul sondelor inactive /abandonate din România

Tip sonde	Nr sonde
Inactive/neastupate	10983
Abandonate/astupate	32931
Total	43914

Sursa date: FPPG

Luând în considerare vechimea activității de extracție a petrolului și gazelor din România desfasurata pe o perioada foarte mare de timp care include 2 razboaie mondiale și multiple schimbari legislative, se estimează că pot exista sonde pentru care informatiile existente nu sunt complete/concludente.

Factori de emisie

Factorii de emisie considerați sunt cei incluși în Ghidul IPCC 2019 (Cap. 4, tabelul 4.2.4e) și prezentați în

Anexa V.

Estimarea emisiilor

Luând în considerare faptul că Ghidul IPCC 2019 prezintă factori de emisie structurați pe subcategorii de sonde (astupate/neastupate), dar și un factor de emisie pentru situația în care această structură nu este cunoscută sau prezintă un anumit grad de incertitudine, au fost estimate emisiile de metan în două scenarii (prezentate mai jos).

Tabel 3.10 – Tip date de activitate și factori de emisie utilizați în Scenariul A

Scenariu A	Tip sonda			sursa date/ informatii
Scenariu A	Inactive/neastupate	Abandonate/astupate	Orice tip	sursa date/ informatii
Date de activitate			x	FPPG
Factori de emisie			x	IPCC 2019

Tabel 3.11 – Tip date de activitate și factori de emisie utilizați în Scenariul B

Scenariu B	Tip sonda			sursa date/ informatii
Scenariu B	Inactive/neastupate	Abandonate/astupate	Orice tip	sursa date/ informatii
Date de activitate	x	x		FPPG
Factori de emisie	x	x		IPCC 2019

Calculul emisiilor în cele 2 scenarii sunt prezentate în tabelele 3.12 – 3.13.

Tabel 3.12 – Emisiile de metan estimate în Scenariul A, 2022

Scenariu A	Tip sonde	Nr sonde	FE		Emisie CH4
	Tip sonde	Nr sonde	t CH4/sondă	t CH4	kt CH4	min	max
	Total sonde	43914	0.012	526.968	0.527	0.069	0.653

Tabel 3.13 – Emisiile de metan estimate în Scenariul B, 2022

Scenariu B		Nr sonde	FE		Emisie CH4
	Tip sonde	Nr sonde	t CH4/sondă	t CH4	kt CH4	min	max
	Inactive/neastupate	10983	0.088	966.504	0.966504	0.009665	1.449756
	Abandonate/astupate	32931	0.00002	0.65862	0.000658	8.562×10^-5	0.000856
	Total	43914		967.163	0.967	0.010	1.451

Rezultatele estimării emisiilor fugitive de metan în cele patru scenarii analizate indică faptul că acestea pot varia între 0,52 kt CH4 și 0,96 kt CH4. Ținînd cont de mărimea intervalului de incertitudinea asociat cu factorii de emisie, emisiile pot varia între 0,01 ktCH4 și 1,45kt CH4.

Tabel 3.14 – Valorile emisiilor de metan estimate în cele 2 scenarii, 2022

Scenariu	Emisii CH4, kt	Interval variatie
Scenariu	Emisii CH4, kt	min	max
Scenariu A	0.527	0.069	0.653
Scenariu B	0.967	0.010	1.451

Diferențele dintre scenariul A și scenariul B constau în ipoteza inclusă în estimarea factorului de emisie IPCC 2019 ce se poate aplica indiferent de tipul de sondă, respectiv faptul că 86,2% din numărul total de sonde sunt considerate astupate/abandonate. Pentru România numărul acestora reprezintă cca. 75% din numărul total de sonde. De asemenea, metodologia consideră că toate sondele inactive/neastupate se constituie în surse de emisie a metanului, ceea ce în practică este puțin probabil.

În aceste condiții considerăm că valoarea de 0,96 kt CH4 se obține pe baza unei evaluări conservatoare. Cu toate acestea, pentru estimarea impactului Regulamentului European privind emisiile de metan vom utiliza această valoare.

Valoarea estimată a emisiilor fugitive de metan din sondele inactive/abandonate (0,96 kt CH4) poate reprezenta:

o pondere de 1% a emisiilor de metan din categoria 1.B.2 – Emisii fugitive din petrol și gaze

naturale (93,2kt CH4 în 2020);

o pondere de 0,3 % a emisiilor fugitive totale de metan (categoria 1.B) la nivel național;
o pondere de 0,28 % a emisiilor de metan din sectorul Energie la nivel național;
o pondere de 0,1 % a emisiilor de metan la nivel național;

4. Estimarea impactului pentru sectorul gaz upstream din România determinat de aplicarea Regulamentului European privind reducerea emisiilor de metan

4.1 Estimarea costurilor pentru sectorul gas upstream din România

A. Monitorizarea eventualelor emisii de metan la sondele inactive

România în cei 166 de ani de activitate de extracție a realizat un număr de 54.615 sonde^32, din care:

sonde active: 10.701
sonde inactive: 43.914

Conform înțelegerii noastre actuale a definițiilor pentru sondele de gaze, înțelegere pe care o vom avea confirmată doar prin punerea în aplicare a reglementării atunci când ea va fi adoptată şi își va produce efecte juridice, numărul sondelor „inactive, temporary plugged, permanently plugged and abandoned” – aşa cum se regăsesc în ultima revizie a Reglementarii emisiilor de metan propusă de către CE, este de:

43.914, sonde inactive împărțite după cum urmează:
- sondeinactive: 10.983
- sonde ”temporary plugged + permanently plugged and abandoned wells” : 32.931

Împărțirea pe tipuri a sondelor se prezintă astfel:

Sonde active:
Exploatarea țițeiului: 6.350 sonde
Exploatarea gazelor: 3.699 sonde
Injecție apă sărată: 652 sonde

Sonde inactive:

Exploatarea țițeiului: 24.401 sonde

Exploatarea gazelor: 5.820 sonde
Injecție apă sărată: 13.693 sonde

Conform proiectului de Reglementare a emisiilor de metan emis în 15 decembrie 2021 și respectând conform înțelegerii noastre definiția sondelor inactive şi cerința exprimată în această propunere, respectiv necesitatea inventarierii sondelor inactive și montarea de echipamente la fiecare sondă pentru detectare, măsurare şi transmitere online de date privind eventualele emisii, am considerat necesare a se realiza următoarele lucrări:

Inventarierea a 43.914 sonde realizate în cei 166 de ani de activitate;
Identificarea în teren a celor 43.914 sonde, având în vedere că multe din aceste sonde au fost abandonate și terenurile pe care au fost redate au primit altă destinație sau mișcările de teren (alunecări, eroziuni etc.) au modificat complet relieful;

Conform datelor primite de la Federația Petrol și Gaze, dar care acoperă doar inventarierea sondelor unei părți din portofoliul membrilor săi

Contactarea proprietarilor de teren și obținerea acordului de access în teren pentru realizare lucrărilor specifice în vederea monitorizării sondelor și încheierea de contracte de despăgubire pentru ocuparea temporară a terenului;
- Proiectarea lucrărilor de monitorizare, inclusiv cele privind accesul în teren, alimentarea cu

energie electrică, amplasarea unor suporți pentru echipamente etc.;

Obținerea avizelor și autorizațiilor specifice conform legislației în vigoare;
- Derularea licitațiilor necesare achiziționării echipamentelor³³ și efectuării lucrărilor în teren;
- Realizarea lucrărilor de construcție montaj specifice;
- Efectuarea monitorizării;
- Mentenanța echipamentelor;
- Asigurarea pazei pentru echipamentele instalate;
- Analiza și raportarea datelor;

Costurile estimative acoperirii acestor activități au fost estimate la 340 mil EURO și au fost obținute luand în considerare următoarele ipoteze :

Costul manoperei : 1200 Euro / zi (s-a considerat o echipă formată din 2

persoane);

Cost achiziţie dispozitiv monitorizare sondă (senzor/sim/antena): 3.000 Euro / buc;
- Cost achiziţie gateway (acoperire rază de 8 km): 10.000 Euro / buc;
- Timp de achiziție: 2 ani
- Timp de realizare a lucrării; 3 ani
- Teren ocupat temporar: 50 mp Trebuie menționat riscul ca accesul pe aceste locații poate fi restricționat de catre proprietarii actuali ai terenurilor in cauza.
- Servicii securitate/paza obiective – Un paznic care sa verifice 100 de puncte

Tabel 4.1 Costurile pentru inventarierea sondelor inactive și montarea de echipamente pentru detectare, măsurare şi transmitere online de date privind eventualele emisii

Categorie cost	Cost specific (mii euro)	Numar de sonde inactive	Cost total cu TVA (mil euro)
Inventarierea	341	43.914	15
Identificarea in teren	569	43.914	25
Contracte de despagubire proprietari	182	43.914	8
Proiectare, avize și autorizații	341	43.914	15
Achizitie si montaj, din care:			244
Echipamente pentru fiecare sonda	774	43.914	34
Echipamente monitorizare fiecare sonda	3301	43.914	145
Achizitie Gateway	136	43.914	6
Montaj echipamente	660	43.914	29
Cost achizitie date	182	43.914	8
Neprevazute	500	43.914	22
Mentenanta	296	43.914	13
Paza	136	43.914	6
Cost aferent monitorizării, analizei si raportarii	296	43.914	13
Total			340

³³ IEA, Global Methane Traker, 2023, https://iea.blob.core.windows.net/assets/48ea967f-ff56-40c6-a85d- 29294357d1f1/GlobalMethaneTracker_Documentation.pdf

Conform art. 18 din proiectul de Regulament, în termen de 4 ani de la data intrării în vigoare a Regulamentului privind emisiile de metan, toate sondele inactive trebuie inventariate și monitorizate timp de 5 ani. Realizarea acestei activități presupune un cost estimate la 340 mil EURO în primii 4 ani la care se adaugă încă 32 mil EURO / an în cei 5 ani de monitorizare.

În această situație plecam de la ipoteza pur teoretica, ca ar putea exista un număr de aproximativ 100 sonde dintr-un total de 43.914 sonde la care ar putea fi detectate existenta emisiilor. Acest număr de potențiale sonde „inactive,temporary plugged si permanently plugged and abandoned” care ar fi depistate cu emisii este o ipoteza pur fictivă.

Un cost estimat cu refacerea lucrarilor de abandonare la sondele la care ar fi detectate emisii [4] conduce către un buget necesar in valoare de aproximativ 21 mil EURO, budget estimat având la baza costurile actual înregistrate pentru operațiuni similare.

B. Intensificarea activității de detecție a metanului pentru infrastructura activă

În termen de 3 luni de la data intrării în vigoare a Regulamentului privind emisiile de metan[5], operatorii prezintă autorităților competente un program de detectare și reparare a scurgerilor, care detaliază programele si metodologia de lucru, precum si termenele specifice de remediere a scaparilor detectate.

Ulterior la termene cuprinse între 6 și 12 luni sunt necesare să se efectueze detectări ale eventualelor emisii de metan cu echipamente performante așa cum sunt prevăzute în proiectul de regulament la toate echipamentele montate subteran sau suprateran. Ulterior această operație se va repeta permanent la intervale de 6-12 luni.

Asta determină apariția unui nou cost important, la nivelul producătorilor de gaze.

În scopul evaluării costurilor pentru detectarea eventualelor emisii, am considerat că sunt necesare a se realiza următoarele lucrări:

Achiziționarea echipamentelor³⁴;
- Detectia si masurarea efectiva a scaparilor de gaze la nivelul intregii infrastructuri de petrol si gaze
- Efectuarea monitorizării;
- Mentenanța echipamentelor;
- Analiza și raportarea datelor;

În activitatea de producție de gaze există un numar de cca 7.800 km de conducte colectoare și aducțiune, conducte care traversează zeci de mii de proprietăți și care sunt amplasate de obicei în zone fără căi moderne de acces, fapt ce face dificilă, consumatoare de timp și scumpă derularea activităților de monitorizare a acestor conducte.

În România se găsesc cca 2.250 instalații tehnologice în activitatea de producție titei si gaze, din care cca 110 stații de comprimare gaze, aproximativ alte 50 compresoare pe teren (altele decât cele din stații), aproximativ 400 PM și SRM (panouri de măsură și stații de măsură și reglare gaze- interfața cu TRANSGAZ și cu operatori de distributie gaze), cca 64 stații uscare gaze, 15 stații de dezbenzinare, un numar foarte mare de manifolduri de producție de pe teren, facilități de producție singulare pe sonde, MPSKID-urile (metering point-uri automatizate), baterii cazane abur și apă caldă, G2P (unități de producere a energiei electrică din gaz), CHP -uri (unități de producere energie electrică și căldură cu sursa gaze), facilități ce intră sub incidenta articolelor 12,14 si 15 ( LDAR, MRV si limits for flaring&venting) din Reglementarea pe metan emisa in decembrie 2021 de catre Comisia Europeana

³⁴ IEA, Global Methane Traker, 2023, https://iea.blob.core.windows.net/assets/48ea967f-ff56-40c6-a85d-29294357d1f1/GlobalMethaneTracker_Documentation.pdf

Având în vedere intervalele de timp, dintre două măsurători care sunt propuse de Regulamentul UE și ținând cont de faptul că folosirea echipamentelor de detectare/masurare/monitorizare (camerele în infraroșu) necesită anumite condiții meteorologice specifice pentru a putea să fie folosite (temperatura aerului, lipsa vântului etc.), apreciem că este imposibil de a fi îndeplinite cerințele Regulamentului asa cum sunt propuse in acest moment din punct de vedere al frecventei si termenelor .

Costurile estimative acoperirii acestor activități au fost estimate la 228 mil EURO și au fost obținute luand în considerare următoarele ipoteze :

Rata furnizor servicii specializate: 1.200 Euro / zi ( s-a considerat echipă de 2 persoane)
- Camera infrarosu (IR) camera: 100.000 Euro / buc
- Dispozitiv masurare emisii : 2.700 Euro
- 230 zile lucrătoare / an
- Randament: 5 sonde / zi / echipa și 5 km / zi / echipă

Tabel 4.2 Costurile pentru detectarea metanului pentru infrastructura activă

Categorie cost	Cost specific (euro)	Numar de sonde active / instalații / km conducte	Cost total cu TVA (mil euro)
Achizitie echipamente	10.000	10.701 / 2.250 / 7.800	57
Cost aferent monitorizarii, analizei si raportarii	29.024	10.701/ 2.250 / 7.800	166
Mentenanta	1.000	10.701/ 2.250 / 7.800	6
Total			228

C. Înlocuirea instalaților de suprafață din sisteme de producție cu sistem deschis în sisteme de producție cu sistem închis

Propunerea de Regulament al UE privind reducerea emisiilor de metan interzice de la momentul intrării lui în vigoare refularea gazelor în atmosferă și arderea gazelor la faclă, permitand aceasta decât în cazuri excepționale și la randamente de ardere de 98%.

Astfel, se impune transformarea tuturor instalaților de suprafață din infrastructura de producție din România din facilitati de productie in sistem deschis în facilitati de productie in sistem închis, astfel încât să se prevină disiparea în mediu a emisiilor de metan.

Transformarea unei astfel de instalații de suprafață din sistem de producție deschis in sistem de productie închis constă în realizarea următoarelor acțiuni:

Proiectarea lucrărilor de modernizare, inclusiv cele privind accesul în teren, alimentarea cu energie electrică, amplasarea unor suporți pentru echipamente etc.;
- Obținerea avizelor și autorizațiilor specifice conform legislației în vigoare;
- Derularea licitațiilor necesare achiziționării echipamentelor și efectuării lucrărilor în teren;
Realizarea lucrărilor de construcție montaj specifice³⁵; Mentenanța echipamentelor;
Asigurarea pazei pentru echipamentele instalate;

35 IEA, Global Methane Traker, 2023, https://iea.blob.core.windows.net/assets/48ea967f-ff56-40c6-a85d- 29294357d1f1/GlobalMethaneTracker_Documentation.pdf

Tabel 4.3 Costurile pentru înlocuirea instalaților de suprafață din sisteme de producție cu sistem deschis în sisteme de producție cu sistem închis

Categorie cost	Cost specific (euro)	Numar instalatii	Cost total cu TVA (mil euro)
Proiectare, avize și autorizații	41.795	2.250	94
Achizitie si montaj	208.976	2.250	470
Mentenanta	20.898	2.250	47
Paza	72.561	2.250	163
Total			774

Conform estimărilor realizate în prezentul capitol, aplicarea proiectului de Regulament privind emisiile de metan exclsuiv la nivelul upstream al sectorului de gaze impune costuri suplimentare pentru producători de gaze din România de 1,34 mld EURO.

4.2 Estimarea impactului asupra securitǎții energetice a României

Regulamentul UE privind emisiile de metan probabil urmează să intre în vigoare la 1 ianuarie 2024, moment în care, conform prevederilor acestuia, România nu ar mai putea să exploateze gaze si titei din producția internă onshore și ar trebui să recurgă la importuri. O astfel de situație crează o importantă problemă de securitate asupra României.

Instalațiile de suprafață pentru exploatarea titeiului si gazelor au fost construite în comformitate cu legislația în vigoare, fiind realizate în diferite perioade de timp, și având la bază considerente de optimizare a costurilor și asigurarea la consumatorul final un preț accesibil. Astfel, toate instalațiile sunt construite în sistem deschis,sistem care nu mai este permis a se folosi, fără nici o derogare pentru țări care au zeci de mii de sonde si instalatii de productie așa cum este România.

Realist vorbind ținând seama de numărul mare de instalații din zona de upstream care ar trebui înlocuite în România, de capacitatea de proiectare, construcții montaj, timpul de obținere a avizelor și autorizațiilor sunt necesari cel puțin 10 ani pentru a duce la îndeplinire o astfel de obligație și cheltuieli de miliarde de euro.

Având în vedere costurile estimate a fi necesar a se cheltui în zona de upstream al sectorului de titei si gaze, aceste sume vor afecta fezabilitatea exploatării pe categorii de câmpuri, costurile adiționale ce survin din implementarea masurilor propuse de acest proiect de Regulament având ca efect reducerea investițiilor în activitatea propriu-zisă de producție, care să permita menținerea unui anumit ritm de extracție a titeiului si gazelor naturale, dar vor efectua și fezabilitatea unor câmpuri marginale de gaze care nu vor mai putea să fie exploatate datorită costurilor mai mari decât veniturile pe care le generează si în consecință, se va reduce perioada de exploatare a zăcămintelor, se vor reduce cantitățiile anuale de hidrocarburi extrase în România și vor crește importurile de gaze în România.

Principalii producători de țiței și gaze onshore din România sunt și cei care au de realizat investiții de până la 4 mld EURO pentru a începe exploatare gazelor din Marea Neagră, și care în loc să-și folosească resursele financiare pentru dezvoltarea acestui zăcământ important pentru securitatea energetică a României, dar și a UE, vor fi afectați de prevederile Regulamentului UE privind emisiile, respectiv vor fi nevoiți ca sa bugeteze si cheltuiasca (1,34 mld EURO) suplimentar in realizarea de măsurători și investiții specifice ca si consecinta a cerintelor din proiectul de Regulament de reducere a emisiilor de metan a UE.

Luând în considerare estimările consumului de gaze și a producției de gaze interne on și off shore a României, publicate în PLANUL DE DEZVOLTARE A SISTEMULUI NAȚIONAL DE TRANSPORT GAZE

NATURALE 2021 – 2030³⁶ , pe care le-am extrapolat până la nivelul anului 2045, cu relocarea producției de gaze din zăcământul Neptun Deep începând cu anul 2026, conform declarațiilor publice ale Ministrului Energiei³⁷.

Prognoze cantitatii de gaze produsa si consumata in Romania (mii MWh)

160,000

140,000

120,000

Excedent degaze

100,000

Necesar deimport

80,000

60,000

40,000

20,000

–

Consum

Productie interna

Sursa: Estimare AEI, conform datelor din Planul de dezvoltare SNT, relocării producției de gaze din Neptun Deep începând cu anul 2026 și extrapolării acestora până în anul 2045

³⁶ https://www.transgaz.ro/sites/default/files/PDSNT%202021-2030.pdf, pag 33 – 35

³⁷ https://www.agerpres.ro/economic-intern/2021/12/17/virgil-popescu-spune-ca-romania-va-incepe-sa-extraga-gaze-naturale-din-marea- neagra-in-2026–833545

Estimare producția internă de gaze (mii MWh)

90,000 80,000 70,000 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 –

Productie On Shore

Productie Off Shore

Sursa: Estimare AEI, conform datelor din Planul de dezvoltare SNT, relocării producției de gaze din Neptun Deep începând cu anul 2026 și extrapolării acestora până în anul 2045

Am extras din Rapoartele de activitate pentru anul 2022, publice, ale principalelor companii din România costul de producție cu toate obligațiile fiscale existente pe care le-am corectat cu inflația estimată în următorii ani. De asemenea am previzionat prețurile gazelor naturale plecând de la studiul IEECP³⁸ și ulterior am adăugat costurile suplimentare estimate a fi necesare în sectorul de upstream – gaze naturale în următorii ani, determinând efectul acestora și asupra fezabilității exploatării gazelor naturale onshore din România cu o reducere a gradului de exploatare a actualelor resurse de gaze din producția onshore cu un grad anual de cca 16%, peste declinul natural de cca 7%.

³⁸ ECF STUDY ON „impacts of policies to decarbonise residential buildings on energy poverty in CEE/SEE and mitigation strategies”

Evolutia cantitatii de gaze produsa si consumata in Romaniamii MWh/an

140,000

120,000

100,000

Necesar de

Necesar deimport

80,000

import

60,000

40,000

20,000

–

Consum

Total productie

Sursa: Estimare AEI, conform datelor din Planul de dezvoltare SNT, relocării producției de gaze din Neptun Deep începând cu anul 2026 și extrapolării datelor de producție până în anul 2045, corectate cu modificarea fezabilității exploatării zăcămintelor urmare a costurilor suplimentare induse de viitorul Regulament privind emisiile de metan, presupunând că se va aplica de la 1 ianuarie 2024

In concluzie, costurile care survin din asigurarea resurselor umane si financiare necesare implementarii actiunilor de detectare-măsurare – monitorizare – analiză – raportare a emisiilor ce ar trebui puse in practica pentru un număr imens de sonde inactive (43.914), cât și pentru un numar foarte mare de sonde active ( 10 701 ), instalații tehnologice și conducte existente în zona upstream de țiței și gaze (2.200 instalații / 7.800 km de conducte), impreuna cu transformarea infrastructurii de productie din sistem deschis in sistem inchis sunt estimate în total la o valoare aproximativa de 1,34 mld EURO.

Toate acestea vor genera in final reducerea capacităților de producție titei si gaze în zona onshore a României și creșterea importurilor de gaze.

Astfel, apreciem că România, odată cu intrarea în vigoare a Regulamentului UE privind emisiile de metan, urmează să sufere o degradare a securității energetice.

Situația României este cu totul particulară, față de restul țărilor Europene, nici una dintre acestea neavând o industrie extractivă a țițeiului și gazelor, atât de veche și nici situația în care gazele naturale reprezintă principala formă de energie primară din România.

Estimare necesar import pentru a acoprii consumul de gaze din România60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% -10% -20% -30%

Creșeterea dependenței de importuri în România, poate ajunge într-o zonă în care acestea să depășească capacitatea efectivă de importuri necesare în zilele friguroase cu consecințe asupra asigurării continuității livrării de gaze la nivelul tuturor consumatorilor.

4.3 Estimarea impactului asupra sǎrǎciei energetice a României

Gazele naturale reprezintă principala formă de energie primară a României, începând cu anul 1969 și probabil va rămâne principala formă de energie primară în toată perioada de tranziție energetică. Această situație se poate realiza cu gaze din producția internă în proporție majoritară sau chiar exclusivă după exploatarea gazelor din Marea Neagră sau cu creșterea importurilor de gaze.

Aplicarea prevederilor Regulamentului UE privind emisiile de gaze naturale poate aduce România în situația în care gazele să rămână principala formă de energie primară, dar cu gaze achiziționate din import.

Apreciem că în situația creșterii cantității de gaze din import la nivelul acoperirii cererii estimate pentru anii 2024 – 2025, odată cu diminuarea capacității de producție generată de elementele expuse la punctul anterior, poate aduce creșteri ale prețului gazelor la consumatorul final cu până la un nivel de 10%, generate de prețul gazelor din import conform prețurilor TTF pentru anii 2024 și 2025³⁹.

Costurile estimate pentru acoperirea cerințelor din Regulamentul UE privind emisiile de metan pentru măsurarea-monitorizarea-analiza-raportarea datelor privind sondele inactive (43.801) au fost estimate în capitolul anterior la un nivel de 340 mil EURO, și care vor fi recuperate de la consumatorii finali de gaze care achiziționează gaze onshore din România prin mărirea prețului cu până la 8%.

Costurile estimate pentru acoperirea cerințelor din Regulamentul UE privind emisiile de metan pentru măsurarea-monitorizarea-analiza-raportarea datelor (MRV) privind sondele active, conductele, instalațiile și echipamentele din zona de upstream oil&gas impreuna cu cele necesare pentru implementarea programelor de detectie si remediere a scaparilor de gaze (LDAR) au fost estimate în capitolul anterior la un nivel de 228 mil EURO, care urmează a se recupera de la consumatorii finali de gaze care achiziționează gaze onshore din România prin mărirea prețului cu până la 5%.

Costurile estimate pentru acoperirea cerințelor din Regulamentul UE privind incadrarea in limitarile propuse pentru situatiile de ventilare a gazelor sau de ardere a acestora la facla si respectiv transformarea instalațiilor de producție din sisteme deschise în sisteme închise precum și modernizarea sistemelor de ardere la facla a gazelor tehnologice din zona de upstream oil&gas au fost estimate în capitolul anterior la un nivel de 774 mil EURO, care urmează a se recupera de la consumatorii finali de gaze care achiziționează gaze onshore din România prin mărirea prețului cu până la 8%.

Impactul Regulamentul UE privind emisiile de metan asupra prețului la consumatorul final se prezintă

astfel:

consumatorii casnici – creșterea prețului la consumatorul casnic față de prețul actual plătit de consumatorul final este estimat a fi de 6%, dar cu o creștere a impactului asupra Bugetului de Stat cu cca. 0,9 mld lei în 2024 și cu cca. 0,22 mld în Q1 2025.

După 1 aprilie 2025, moment în care legea nu mai prevede existența unui preț plafonat, prețul plătit la populație va fi cu până la 31% mai mare.

consumatorii noncasnici cu consum sub 50.000 MWh/an – pentru majoritatea consumatorilor nu va exista o creștere a prețului la consumatorul casnic față de prețul actual. Va exista o creștere a impactului asupra Bugetului de Stat cu cca. 2,77 mld lei / 2024 și cu cca. 0.69 mld în Q1 2025. După 1 aprilie 2025, moment în care legea nu mai prevede existența unui preț plafonat, prețul plătit va fi cu până la 31% mai mare.

consumatorii noncasnici cu consum peste 50.000 MWh/an – va exista o creștere a prețului cu

până la 31%.

În anul 2021 Asociația Energia Inteligentă a publicat Studiul Politicile publice destinate combaterii sărăciei energetice și de diminuare a bazinului de consumatori vulnerabili⁴⁰ care analiza situația sărăciei energetice din România moment în care estima că se găsesc în sărăcie energetică cca. 5 milioane de persoane adică cca. 28% din populația României. Această situație / cifră era valabilă înaintea creșterii cu cca. 90% a facturii la gaze față de anul 2021 și creșterea cu cca 40% a facturii la energie electrică pentru populație conform datelor INS⁴¹.

Apreciem că creșterile de preț din perioada 2021 – 2023 la care se vor adăuga și cele determinate de aplicarea viitorului Regulament UE privind emisiile de metan, poate aduce o creștere a nivelului de sărăcie energetică în România la un nivel de cca. 44% din gospodăriile din România (respectiv cca 10 milioane de români).

³⁹ https://www.theice.com/products/27996665/Dutch-TTF-Gas-Futures/data?marketId=5544919

⁴⁰ https://asociatiaenergiainteligenta.ro/romania-trebuie-sa-reduca-saracia-energetica-la-jumatate-pana-in-anul- 2030-pentru-a-nu-ajunge-ca-in-anul-2050-jumatate-din-populatia-romaniei-sa-fie-in-saraciei-energetica/

5. Analizǎ acțiuni de reducere a emisiilor de metan vs beneficiu de mediu

Conform datelor raportate cuprinse în și validate în Inventarele naționale ale emisiilor de gaze cu efect de seră transmise căre UNFCCC se apreciază că emisiile de metan în anul 2021 în activitatea de producție și procesare de titei si gaze naturale din România a fost la un nivel de 17.250 t metan/an⁴².

Scăderea producției de gaze urmare a reducerii activității operaționale și investiționale, datorită orientării resurselor financiare și umane către obiectivele stabilite de Regulamentul UE privind emisiile de metan, estimată la un nivel de 16% an și care poate să îmbunătățească reducerea emisiilor de metan cu cca 30%⁴³, respectiv o scădere cu cca 5.175 t/an sau luând considerare studiile IEA pentru România prin care se apreciază că ”Ponderea emisiilor care poate fi evitată prin măsuri încercate și testate⁴⁴ este de 48%, respectiv o scădere a emisiilor de metan cu 8.280 t/an. .

Creșterea importurilor de gaze vine la pachet cu creșterea emisiilor de metan, datorita emisiilor de metan associate transportului gazelor naturale pe o distanța de câteva mii de km, gaze care ar putea veni din Azerbaijan, singura țară cu care România are un contract ferm de import și de unde ajung cele mai mari cantități de gaze în România, conform contractelor de import existente în prezent. Un import de gaze necesar acoperirii cererii de gaze din România, ar echivala cu emisia de metan în mediu la nivel global în funcție de scenarii între 5.712 t/an⁴⁵ și 9.430 t/an⁴⁶.

Plecând de la aceste date am fi în situația paradoxală în care pentru a reduce emisiile de metan, vom realiza investiții de peste 1 mld EURO, vom realoca un număr mare de personal în activități de măsurare- monitorizare-analiză-raportare, în detrimentul activității de creștere a producției, vom reduce securitatea energetică a României, vom crește dependența României de importuri, vom crește prețul la consumatorul final, cu implicații puternice asupra viabilității unor societăți din economie și a creșterii sărăciei energetice, iar în final vom avea mai multe emisii de metan în atmosferă pe plan mondial decât înainte!

⁴² Inventarul Național al emisiilor de gaze cu efect de seră, 2023

⁴³ UE prin Regulamentul privind reducerea emisiilor de metan stabilește că aplicarea acestuia va adduce o reducere

a emisilor antropice de 30%

⁴⁴ https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/methane-tracker-data-explorer

⁴⁵ Conform TABLE 4.2.4 I (NEW ) TIER 1 EMISSION FACTORS FOR GAS TRANSMISSION AND STORAGE SEGMENT, 1.B.2. B . IV, din 2019 Refinement to the 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories factorul de emisii metan per 1 mil mc gaze naturale este de 3,36 t. Cantitatea de gaze estimate a fi adusa suplimentar din import în anul 2025 urmare a reducerii este de cca. 1,71 mld mc

46 Conform TABLE 4.2.4 I (NEW ) TIER 1 EMISSION FACTORS FOR GAS TRANSMISSION AND STORAGE SEGMENT , 1.B.2. B . IV, din 2019 Refinement to the 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories factorul de emisii metan per km conductă lungime de transport este de 4,10 t/km. Lungimea sistemului de conducte care transportă gaze din Azerbaijam în România am estimate că este 2300 km

Concluzii

În urma anlizei realizate privind modul în care Regulamentul UE privind emisiile de metan are un impact asupra României se desprind următoarele⁴⁷:

Securitatea Energetică a României

Regulamentul UE privind emisiile de metan urmează să intre în vigoare la 1 ianuarie 2024, moment în care, conform prevederilor acestuia, România s-ar gasi in pozitia in care productia de titei si gaze din onshore ar fi diminuata semnificativ și ar trebui să recurgă la importuri. O astfel de situație creează o importantă problemă de securitate asupra României.

Având în vedere costurile estimate a fi necesar a se cheltui în zona de upstream a sectorului de titei si gaze, aceste sume vor afecta fezabilitatea exploatării pe categorii de câmpuri, costurile adiționale ce survin din implementarea masurilor propuse de acest proiect de Regulament având ca efect reducerea investițiilor în activitatea propriu-zisă de producție, care să permita menținerea unui anumit ritm de extracție a titeiului si gazelor naturale, dar vor afecta și fezabilitatea unor câmpuri marginale de titei si gaze care nu vor mai putea să fie exploatate datorită costurilor mai mari decât veniturile pe care le generează si în consecință, se va reduce perioada de exploatare a zăcămintelor, se vor reduce cantitățiile anuale de hidrocarburi extrase în România cu cca. 16% și vor crește importurile de hidrocarburi în România.

Principalii producători de țiței și gaze onshore din România sunt și cei care au de realizat investiții de până la 4 mld EURO pentru a începe exploatare gazelor din Marea Neagră, și care în loc să-și folosească resursele financiare pentru dezvoltarea acestui zăcământ important pentru securitatea energetică a României, dar și a UE, vor fi afectați de prevederile Regulamentului UE privind emisiile de metan, respectiv vor fi nevoiți ca aproape jumătate din resursele necesare dezvoltării Neptun Deep (1,34 mld EURO) să le folosească în realizarea de măsurători și investiții specifice pe câmpurile vechi.

Situația României este cu totul particulară, față de restul țărilor Europene, nici una dintre acestea neavând o industrie extractivă a titeiului si gazelor, atât de veche și nici situația în care gazele naturale reprezintă principala formă de energie primară din România.

Aplicarea Regulamentului privind emisiile de metan în forma actuală, accentuează insecuritatea energetică a României.

Sărăcia Energetică a României

Impactul Regulamentul UE privind emisiile de metan asupra prețului la consumatorul final se prezintă

astfel:

consumatorii casnici – creșterea prețului la consumatorul casnic față de prețul actual plătit de consumatorul final este estimat a fi de 6%, dar cu o creștere a impactului asupra Bugetului de Stat cu cca. 0,9 mld lei în 2024 și cu cca. 0,22 mld în Q1 2025.

După 1 aprilie 2025, moment în care legea nu mai prevede existența unui preț plafonat, prețul plătit la populație va fi cu până la 31% mai mare.

⁴⁷ Toate ipotezele luate in calcul in estimările de mai sus sunt pur teoretice, un calcul cu acuratețe neputând fi făcut la această dată .

consumatorii noncasnici cu consum sub 50.000 MWh/an – pentru majoritatea consumatorilor nu va exista o creștere a prețului la consumatorul casnic față de prețul actual. Va exista o creștere a impactului asupra Bugetului de Stat cu cca. 2,77 mld lei / 2024 și cu cca. 0.69 mld în Q1 2025. După 1 aprilie 2025, moment în care legea nu mai prevede existența unui preț plafonat, prețul plătit va fi cu până la 31% mai mare.

consumatorii noncasnici cu consum peste 50.000 MWh/an – va exista o creștere a prețului cu

până la 31% mai mare.

Creșterile de preț din perioada 2021 – 2023 la care se vor adăuga și cele determinate de aplicarea viitorului Regulament UE privind emisiile de metan, pot aduce o creștere a nivelului de sărăcie energetică în România la un nivel de cca. 44% din gospodăriile din România (respectiv cca 10 milioane de români).

Prezentul studiu a analizat exclusiv efectul Regulamentului UE privind emisiile de metan asupra creșterii prețului în zona de upstream, dar el va implica multiple costuri și în zona activității de transport, distribuție și înmagazinare gaze naturale, conducând la importante creșteri ale tarifelor și într-un final la creșteri de preț de peste 31%.

Aplicarea Regulamentului privind emisiile de metan în forma actuală, va aduce o creștere a sărăciei

energetice în România.

Emisiile de Metan Agregate, pentru gaze transportate și consumate în România

Scăderea producției de gaze urmare a reducerii activității operaționale și investiționale datorită orientării resurselor funanciare și umane către obiectivele stabilite de Regulamentul UE privind emisiile de metan estimată la un nivel de 16%/an și care ar putea să îmbunătățească reducerea emisiilor de metan cuprinsă între 5.175 t/an și 8.280 t/an, în funcție de diversele metode existente în lume privind efectul aplicării măsurilor de reducere a emisiilor de metan.

Creșterea importurilor de gaze vine la pachet cu creșterea emisiilor de metan, datorita emisiilor de metan associate transportului gazelor naturale pe o distanța de câteva mii de km, gaze care ar putea veni din Azerbaijan, singura țară cu care România are un contract ferm de import și de unde ajung cele mai mari cantități de gaze în România conform contractelor de import existente în prezent. Un import de gaze necesar acoperirii cererii de gaze din România, ar echivala cu emisia în mediu la nivel global într-un scenariu a cca. 5.712 t/an și 9.430 t/an.

Ne găsim în situația paradoxală în care pentru a reduce emisiile de metan, vom realiza investiții de peste 1 mld EURO, vom realoca un număr mare de personal în activități de măsurare-monitorizare- analiză-raportare, în detrimentul activității de creștere a producției, vom reduce securitatea energetică a României, vom crește dependența României de importuri, vom crește prețul la consumatorul final, cu implicații puternice asupra viabilității unor societăți din economie și a creșterii sărăciei energetice, iar în final vom avea mai multe emisii de metan în atmosferă pe plan mondial decât înainte!

Emisiile de metan din sondele inactive/abandonate din România

Pentru sondele care au încheiat producția în ultimele decenii, procesul de abandonare este prevăzut în reglementările naționale privind abandonarea sondelor. Astfel, sondele sunt adesea astupate prin cimentare înainte de abandonare/dezafectare pentru a preveni scurgerile din sonde și migrarea petrolului, gazului sau a aperi sarate în straturile înconjurătoare. Cu toate acestea, în practică, este posibilă apariția unor deteriorări ale integrității unor puțuri abandonate și acesta să înceapă să emită metan în atmosferă.

Ghidurile IPCC 2006 recomandate pentru estimarea emisiilor de gaze cu efect de seră în vederea realizării inventarelor naționale de emisii nu aveau prevăzute metodologii și factori de emisie impliciți pentru estimarea emisiilor fugitive din sondele de petrol și gaze naturale abandonate. Astfel, această potențială sursă de emisie nu s-a regăsit, în general, în inventarele naționale.

Ghidul IPCC 2019, care nu este în acest moment obligatoriu a fi utilizat, prezintă metodologii de estimare a emisiilor de metan din sondele abandonate pentru trei nivele de abordare. Până la data realizării acestui studiu au realizat estimări ale emisiilor de metan din această categorie de activități acestor emisii doar SUA, Canada și Marea Britanie. Canada și Marea Britanie au raportat aceste emisii pe baza metodologiei de nivel 1 (bazată pe factori de emisie impliciți) prezentată în ghidul IPCC 2019; SUA a aplicat metodologia de nivel 2 ce utilizează factori de emisie determinați la nivel național. Nicio țară din UE27 sau EEA nu a prezentat o estimare a emisiilor fugitive de metan din astfel de surse.

Luând în considerare această situație, în acest studiu a fost utilizată doar metodologia de nivel 1 care presupune multiplicarea numărului de sonde cu factori de emisie impliciți. Datele de activitate privind numărul de sonde și categorile acestora au fost obținute de la FPPG.

Luând în considerare faptul că Ghidul IPCC 2019 prezintă factori de emisie structurați pe subcategorii de sonde (astupate/neastupate), dar și un factor de emisie pentru situația în care această structură nu este cunoscută sau prezintă un anumit grad de incertitudine au fost estimate emisiile de metan în două scenarii.

Rezultatele estimării emisiilor fugitive de metan în cele două scenarii analizate indică faptul că acestea pot varia între 0,52 kt CH4 și 0,96 kt CH4.

Dacă luăm în considerare valoarea maximă estimată a emisiilor fugitive de metan din sondele inactive/abandonate (0,96 kt CH₄/an) aceasta poate reprezenta o creștere de 0,1 % a emisiilor de metan la nivel național.

Propuneri

În acest context propunem să abordăm o construcție corectă a legislației care să permită realizarea activităților fără a atenta la securitatea energetică și socială a nici unei țări. Toate aceste într-un moment în care UE încearcă să rezolve problema prețurilor mari din energiei și a securității aprovizionării cu gaze.

Prevenirea unei astfel de situații impune rediscutarea următoarelor subiecte tratate de Regulamentul Emisiilor de Metan:

Modificarea definitiei sondelor ”permanently plugged and abandoned” prin eliminarea sintagmei „and will not be re-entered, ”

Creșterea limitelor minime de detectare impuse pentru detectarea scurgerilor de metan și pentru efectuarea reparațiilor (conform propunerii din art 14 – Leak detection and repair):
- ”Type 1 leak detection and repair surveys” – 10.000 ppm limită de detecție și reparare;
- ”Type 2 leak detection and repair surveys” – limită de detecție la 500 ppm; limită de reparații 10.000 ppm.

Referitor articolul 14 .Leak detection and repair – propunem acordarea de derogări pentru țările care dețin mai mult de 5.000 de sonde active si peste 2000 de instalatii de productie sub următoarele aspecte:
- termenele dintre două controale, care nu pot să fie realizate din considerente practice (cel mai important argument este că nu vor exista condiții climatice pentru detectarea pierderilor așa cum o cer condițiile de funcționare a echipamentelor de detectare a metanului):
  - ” Type 1 leak detection and repair surveys” – detecție și reparație – frecvență anuală.
  - ” Type 2 leak detection and repair surveys” – detecție și reparație – frecvență anuală.

Extinderea termenelor impuse pentru măsuratori și verificări după cum urmează:
24 de luni pentru ”Report quantification for all sources”,
36 luni pentru ”Report quantification for operated assets”

Acordarea unui termen de 10 ani pentru conformarea transformării sistemelor deschise în sisteme închise

Eliminarea obligativității monitorizării emisiilor fugitive de metan din sondele abandonate până la obținerea de informații verificate privind nivelul acestor emisii în țările UE27. Aceste date se vor obține prin aplicarea metodologiei IPCC 2019 în realizarea inventarelor naționale de gaze cu efect de seră transmise către UNFCCC.
Monitorizarea continuă să se realizeze prin sisteme tehnologice specifice, la nivel de amplasament şi nu la nivelul fiecărei surse potenţiale de emisii individuale, deoarece din punct de vedere al aplicabilităţii practice este practic imposibil să se monitorizeze continuu şi individual, zeci de milioane de componente existente la nivelul unui singur operator.

În absența unei abordări realiste și adaptate specificului fiecărei țări, există un risc major ca prezentul regulament să devină o povară suplimentară pentru România, afectând în cele din urmă de o manieră negativă cetățeni europeni de cetățenie română.

Bibliografie

National Inventory submissions of the Annex I countries, UNFCCC, 2022 https://unfccc.int/process-and- meetings/transparency-and-reporting/reporting-and-review-under-the-convention/national-inventory- submissions-2022

Bălănescu M. et al, Romania 8^th National Communication for UNFCCC, 2023, https://unfccc.int/NC8 -> Romania

2019 Refinement to the 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories

Global Methane Traker, 2023, https://iea.blob.core.windows.net/assets/48ea967f-ff56-40c6-a85d- 29294357d1f1/GlobalMethaneTracker_Documentation.pdf

EDGAR (Emissions Database for Global Atmospheric Research) Community GHG Database (a collaboration between the European Commission, Joint Research Centre (JRC), the International Energy Agency (IEA), and comprising IEA-EDGAR CO2, EDGAR CH4, EDGAR N2O, EDGAR F-GASES version 7.0, (2022) European Commission,

ECF STUDY ON „impacts of policies to decarbonise residential buildings on energy poverty in CEE/SEE and mitigation strategies”

Vancea. A., Contributions à l’étude geologique de la formation à gaz de la cuvetteTransilvaine, Bucarest, 1938

Giura, L., Contribuţii la istoria gazului metan din România, Editura Universităţii „Lucian Blaga” Sibiu, 1998

Chisăliţă, D., Asupra începuturilor utilizării gazelor în România, în „Jurnalul de Petrol şi Gaze”,

nr.2/Februarie 2001, pag. 42 – 44

Ciupagea, D.T., Vancea, A., Raport geologic, Societatea Anonimă Română de Gaz Metan, Serviciul Geologic, Mediaş, 1933

Cholnoky, J., A Sármási gázkút mellett történt robbanásról, în „Természettudomány Közlöny” (Budapest), XLII, 550 Füzet, 15 martie 1912

*** Foldgaz es petroleum az Erdely-Mendenczeben, în „Termeszettudomanyi Kozlony”, 1912, pag. 82-92

*** Termeszettudomanyi Kozlony, A foldgaz ertekesitese, 1912, p. 281-304.

Vancea, A., Raport de activitate pe anul 1939 a Societăţii Naţionale de Gaz Metan, 1939, pag 28

*** Societatea naţională de Gaz Metan Sonametan şi UEG, Chestiunea gazului metan din Ardeal, Răspuns atacurilor conţinute în broşura Sindicatului Consumatorilor „Problema gazului Metan”, Editura Cartea Românească, Bucureşti , 1929

*** Chestiunea gazului metan din Ardeal, Răspuns atacurilor conţinute în broşura Sindicatului Consumatorilor „Problema gazului Metan”, Societatea Naţională de Gaz Metan Sonametan şi UEG, Editura Cartea Românească, Bucureşti, 1929

Chisăliţă, D., O istorie a gazelor naturale în România, Editura AGIR, 2009, pag 56

Chisăliţă D., 45 de ani de la primul export al gazelor naturale din Europa, Simpozionul Naţional al Petrolului, Universitatea de Petrol şi Gaze Ploieşti în colaborare cu Muzeul Naţional al Petrolului Ploieşti, 21 – 22 Noiembrie 2003, Ploieşti, pag 14

Chisăliţă D., Compatibilitatea între piaţa gazelor naturale din România şi cea din Europa în „Buletinul celei de-a XIII Conferinţe ştiinţifice Eficienţă, legalitate, etică în întâmpinarea mileniului trei”, Braşov, decembrie 2002, pag. 302-313

*** A foldgaz ertekesitese, Termeszettudomanyi Kozlony, 1912, pag. 281-304

Finch, D., Jaremko, G., Fields of Fire – An Illustrated History of Canadian Petroleum, 1994. McKenzie-Brown, P., Jaremko, G., Finch, D., The Great Oil Age, 1993.

Chisăliţă, D., Momente în istoria gazelor naturale din România, Editura Academprint, 2004

*** Enciclopedia Tehnică, Editura Enciclopedică Română, 1973, pag. 26

Neniţescu, C.D., Chimie generală, Editura Didactică şi Pedagogică, 1979, pag. 802

*** A foldgaz ertekesitese, Termeszettudomanyi Kozlony, 1912, pag. 281-304 Schmidt, J., Growing Up in the Oil Patch, 1989.

https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/methane-tracker-data-explorer

https://asociatiaenergiainteligenta.ro/romania-trebuie-sa-reduca-saracia-energetica-la-jumatate-pana- in-anul-2030-pentru-a-nu-ajunge-ca-in-anul-2050-jumatate-din-populatia-romaniei-sa-fie-in-saraciei- energetica

https://www.theice.com/products/27996665/Dutch-TTF-Gas-Futures/data?marketId=554491

https://www.transgaz.ro/sites/default/files/PDSNT%202021-2030.pdf, pag 33 – 35

https://www.agerpres.ro/economic-intern/2021/12/17/virgil-popescu-spune-ca-romania-va-incepe-sa- extraga-gaze-naturale-din-marea-neagra-in-2026–833545IEA,

Anexa I – Emisiile globale de metan (kt), 1970-2020

IPCC_annex	Denumire	1970	1980	1990	2000	2010	2020	2020vs1970, %
Non-Annex_I	China	38162.63	41838.20	46781.28	47333.15	62042.61	71004.91	186.06
Non-Annex_I	India	18785.05	20984.64	24416.00	26221.89	29832.90	30953.22	164.78
Annex_I	United States	28887.66	30494.54	29477.32	27921.74	25531.79	23922.55	82.81
Non-Annex_I	Brazil	7513.48	11177.98	13738.88	16797.23	21104.95	23640.96	314.65
Annex_I	Russian Federation	12645.50	16229.43	19298.99	12804.72	14643.95	17488.46	138.30
Non-Annex_I	Indonesia	5308.50	6350.67	7411.48	8498.66	10745.52	17467.08	329.04
Non-Annex_I	Pakistan	2695.32	3298.47	4426.24	5415.25	7064.10	9369.59	347.62
Non-Annex_I	Nigeria	5051.50	6867.09	6701.51	10131.39	8356.61	9111.85	180.38
Non-Annex_I	Mexico	2775.02	4117.64	5044.48	5765.92	6511.78	7067.95	254.70
Non-Annex_I	Iran, Islamic Republic of	4168.08	2072.61	3650.02	5063.68	6778.81	6906.05	165.69
Non-Annex_I	Iraq	2502.91	3792.92	3227.53	2413.05	3084.51	5548.76	221.69
Non-Annex_I	Argentina	3989.14	4528.96	4762.28	4876.61	4836.03	5383.23	134.95
Non-Annex_I	Bangladesh	4264.78	4017.68	3994.39	4002.66	4750.89	5129.38	120.27
Non-Annex_I	Saudi Arabia	941.49	2134.08	1918.78	2585.17	3470.00	4605.36	489.15
Annex_I	Canada	2628.99	2943.18	3263.51	4201.20	4003.53	4472.68	170.13
Non-Annex_I	Viet Nam	2530.04	2715.52	2881.79	3520.12	4467.38	4472.14	176.76
Non-Annex_I	Thailand	3328.67	3878.90	3958.53	3911.28	5092.97	4466.35	134.18
Annex_I	Australia	4259.67	4238.24	4809.98	4991.48	4919.55	4312.55	101.24
Annex_I	Turkey	1525.20	1792.48	1822.98	2504.32	3011.01	4251.42	278.74
Non-Annex_I	Ethiopia	1425.36	1451.72	1740.41	1978.87	3203.24	3933.74	275.98
Non-Annex_I	Myanmar	2205.40	2228.21	2167.51	2544.60	3461.61	3892.23	176.49
Non-Annex_I	Colombia	1685.93	2117.76	2460.51	2748.28	3216.20	3367.98	199.77
Non-Annex_I	Algeria	1213.85	1855.35	2548.54	3172.93	2989.68	3237.69	266.73
Non-Annex_I	Sudan	979.57	1351.91	1510.20	2432.97	2923.63	3125.16	319.03
Non-Annex_I	Egypt	1037.42	1269.56	1709.53	2073.04	2685.17	2962.42	285.56
Non-Annex_I	Philippines	2071.13	2095.45	2046.31	2235.92	2722.20	2947.60	142.32
Non-Annex_I	Uzbekistan	746.24	1067.38	1373.90	1722.62	2363.07	2795.26	374.58
Non-Annex_I	South Africa	1489.05	1995.06	2576.76	2904.32	3241.26	2786.94	187.16
Annex_I	France	3704.23	3484.40	3190.72	3149.85	2932.98	2620.98	70.76
Non-Annex_I	Kenya	579.32	713.44	992.20	1068.47	2120.59	2597.10	448.30
Annex_I	Germany	6020.14	5939.15	5231.59	3778.39	2839.36	2449.93	40.70
Annex_I	Poland	4794.43	5663.47	4429.70	3033.42	2626.64	2442.04	50.93
Non-Annex_I	Kazakhstan	3080.64	2804.76	2941.98	1326.49	2218.32	2361.31	76.65
Non-Annex_I	Qatar	316.97	390.00	399.95	1258.75	2220.37	2223.12	701.37
Non-Annex_I	Chad	240.31	248.83	285.44	705.36	1253.49	2172.10	903.89
Non-Annex_I	Turkmenistan	431.26	764.48	1235.86	1099.09	1259.86	2171.17	503.45
Non-Annex_I	Malaysia	496.99	666.27	1072.79	1583.10	1902.63	2144.97	431.59
Annex_I	Japan	4709.61	3691.71	3176.64	2376.21	2395.83	2078.36	44.13
Non-Annex_I	Venezuela	1370.33	1499.74	1877.41	2683.99	2565.81	2030.72	148.19
Non-Annex_I	Tanzania_United Republic of	527.33	661.53	779.96	1067.64	1419.07	1960.47	371.77
Annex_I	United Kingdom	5484.27	5096.23	4924.65	3926.77	2190.84	1859.57	33.91
Non-Annex_I	United Arab Emirates	322.00	608.66	892.89	1187.90	1431.19	1813.29	563.13

Annex_I	Spain	1105.88	1241.66	1465.39	1668.43	1770.88	1763.81	159.49
Non-Annex_I	Korea, Republic of	1278.67	1447.03	1570.36	1538.80	1560.76	1704.14	133.27
Annex_I	Ukraine	3509.82	4250.43	4889.85	2731.50	2446.56	1643.74	46.83
Non-Annex_I	Congo_the Democratic Republic of the	299.46	489.03	677.88	740.73	967.28	1622.16	541.70
Annex_I	Italy	1975.52	2191.88	2186.53	2180.29	1873.03	1611.80	81.59
Non-Annex_I	Angola	331.47	399.08	711.56	1736.19	1717.93	1409.21	425.13
Annex_I	New Zealand	1224.08	1338.87	1317.63	1357.28	1413.70	1342.50	109.67
Non-Annex_I	Mongolia	278.10	319.48	343.55	433.89	669.65	1326.89	477.12
Non-Annex_I	Bahrain	507.80	518.32	507.13	707.99	726.63	1314.03	258.77
Non-Annex_I	Kuwait	1154.71	761.71	566.58	980.63	1035.50	1303.76	112.91
Non-Annex_I	Oman	224.66	237.75	588.64	881.91	1022.21	1284.35	571.69
Non-Annex_I	Peru	628.01	739.69	763.68	908.74	1059.74	1269.12	202.09
Non-Annex_I	Uganda	285.41	347.41	431.77	548.59	917.35	1247.54	437.11
Non-Annex_I	Nepal	825.77	930.65	971.16	1024.94	1144.14	1233.63	149.39
Non-Annex_I	Bolivia	774.21	825.29	757.53	681.87	905.81	1220.36	157.63
Non-Annex_I	Morocco	468.71	542.85	631.46	739.78	911.82	1136.97	242.57
Non-Annex_I	Ghana	137.69	172.39	215.66	292.86	406.66	1072.41	778.87
Non-Annex_I	Mali	326.38	353.09	349.89	451.81	714.79	1064.83	326.26
Non-Annex_I	Uruguay	688.76	883.54	742.49	851.87	982.97	1042.60	151.37
Non-Annex_I	Paraguay	295.05	398.90	553.53	631.58	936.80	983.94	333.48
Non-Annex_I	Niger	305.29	348.12	307.69	458.08	632.27	979.07	320.71
Non-Annex_I	Cambodia	876.96	464.94	637.42	704.32	929.76	949.33	108.25
Non-Annex_I	Madagascar	563.50	655.04	675.45	712.28	795.50	937.19	166.32
Non-Annex_I	Ecuador	264.38	458.44	633.56	722.28	921.47	925.16	349.94
Non-Annex_I	Chile	673.59	786.55	763.85	935.35	886.85	889.61	132.07
Non-Annex_I	Somalia	513.10	628.29	707.26	765.04	808.70	866.12	168.80
Annex_I	Romania	1313.25	1626.75	1438.11	905.17	892.11	830.15	63.21
Non-Annex_I	Cameroon	182.00	415.77	759.83	753.43	693.10	828.67	455.33
Non-Annex_I	Korea, Democratic People’s Republic of	717.70	1014.74	1048.55	875.83	831.71	778.23	108.43
Annex_I	Netherlands	1179.59	1463.68	1497.65	1207.55	1000.01	772.50	65.49
Non-Annex_I	Burkina Faso	173.68	192.16	285.54	348.30	585.15	756.26	435.43
Annex_I	Norway	267.58	385.97	527.90	800.81	864.23	755.24	282.25
Annex_I	Finland	699.75	743.21	783.60	750.23	818.33	734.75	105.00
Non-Annex_I	Guinea	132.79	156.05	194.61	281.91	475.49	718.99	541.44
Non-Annex_I	Mozambique	206.52	219.55	210.75	286.62	365.30	718.60	347.95
Non-Annex_I	Congo	20.71	128.21	291.40	574.44	575.16	700.11	3380.81
Annex_I	Ireland	495.83	582.38	647.89	744.00	656.71	699.75	141.13
Annex_I	Belgium	757.46	763.82	715.45	722.30	716.98	684.63	90.39
Non-Annex_I	Afghanistan	460.47	455.43	309.65	435.10	634.71	678.90	147.44
Non-Annex_I	Azerbaijan	286.73	378.73	470.08	420.47	745.67	671.81	234.30
Non-Annex_I	Guatemala	184.48	238.68	288.39	373.15	518.63	667.06	361.58
Non-Annex_I	Taiwan_Province of China	549.69	515.22	492.10	509.16	599.45	646.68	117.64
Annex_I	Belarus	605.63	745.00	820.57	537.45	605.48	645.80	106.63
Non-Annex_I	Libyan Arab Jamahiriya	3062.47	2199.79	1775.89	1353.25	1414.16	628.17	20.51
Non-Annex_I	Sri Lanka	575.20	615.83	606.53	519.37	617.28	620.71	107.91
Int. Shipping	Int. Shipping	304.83	361.36	348.31	448.81	496.23	550.46	180.58
Non-Annex_I	Zimbabwe	330.71	332.41	465.19	501.60	494.89	525.83	159.00

Non-Annex_I	Cote d’Ivoire	116.83	166.22	235.34	327.52	413.96	523.42	448.01
Non-Annex_I	Cuba	653.60	588.88	601.00	550.27	545.95	505.51	77.34
Non-Annex_I	Yemen	111.63	132.74	313.43	482.81	834.76	500.02	447.92
Annex_I	Czech Republic	815.64	893.59	881.85	582.03	558.44	486.03	59.59
Non-Annex_I	Dominican Republic	185.30	264.45	293.21	289.44	404.27	471.18	254.29
Non-Annex_I	Gabon	206.07	304.03	467.89	682.67	483.32	460.80	223.61
Annex_I	Sweden	504.94	527.68	558.03	555.56	498.34	451.49	89.42
Non-Annex_I	Israel	1892.03	144.61	173.04	244.43	318.72	451.22	23.85
Non-Annex_I	Senegal	186.53	178.47	220.09	274.15	350.85	449.50	240.97
Non-Annex_I	Zambia	144.44	187.77	252.94	288.41	364.00	448.06	310.21
Annex_I	Greece	419.49	487.11	526.11	564.25	524.66	440.28	104.95
Non-Annex_I	Lao People’s Democratic Republic	225.95	239.69	248.74	288.94	373.56	439.00	194.29
Non-Annex_I	Nicaragua	188.98	183.82	223.03	259.51	301.47	399.06	211.17
Annex_I	Portugal	343.78	388.67	409.91	458.07	376.29	389.46	113.29
Annex_I	Austria	496.33	526.76	525.06	450.35	424.65	388.22	78.22
Non-Annex_I	Trinidad and Tobago	98.24	143.14	179.21	317.24	721.98	381.82	388.66
Annex_I	Hungary	551.74	639.91	580.92	417.80	360.46	378.59	68.62
Non-Annex_I	Syrian Arab Republic	272.78	452.05	925.76	1235.68	813.25	358.21	131.32
Non-Annex_I	Tunisia	176.97	221.99	259.12	345.76	411.91	352.37	199.11
Non-Annex_I	Haiti	172.04	193.31	204.99	260.23	309.82	351.99	204.59
Non-Annex_I	Tajikistan	142.03	174.47	193.13	138.00	226.62	351.78	247.68
Non-Annex_I	Serbia and Montenegro	415.64	477.48	499.78	366.60	328.54	348.24	83.78
Non-Annex_I	Honduras	125.39	162.34	200.48	195.63	314.30	347.92	277.47
Annex_I	Bulgaria	553.24	660.54	653.21	410.71	358.46	334.85	60.52
Non-Annex_I	Kyrgyzstan	232.55	274.98	295.88	188.28	226.08	332.94	143.17
Non-Annex_I	Malawi	63.79	88.60	129.20	148.72	205.59	326.16	511.33
Annex_I	Denmark	372.37	397.94	365.66	370.28	360.69	323.06	86.76
Non-Annex_I	Mauritania	146.97	133.59	165.21	220.57	252.51	313.67	213.43
Non-Annex_I	Equatorial Guinea	2.27	2.41	3.92	365.18	427.48	290.43	12798.32
Non-Annex_I	Central African Republic	46.46	89.61	126.88	175.50	226.49	283.69	610.61
Non-Annex_I	Benin	61.93	84.34	104.88	135.40	194.79	270.13	436.18
Annex_I	Slovakia	375.11	359.24	390.24	269.06	249.24	237.92	63.43
Non-Annex_I	Jordan	25.95	37.17	66.18	101.34	155.87	233.12	898.49
Non-Annex_I	Namibia	151.52	159.49	139.82	170.65	179.70	219.99	145.19
Non-Annex_I	Singapore	30.86	39.38	57.99	86.90	155.13	214.55	695.28
Non-Annex_I	Togo	48.56	53.66	79.15	114.39	152.64	211.31	435.19
Non-Annex_I	Papua New Guinea	19.67	30.64	49.59	96.84	74.26	210.92	1072.51
Non-Annex_I	Costa Rica	128.07	179.60	195.54	167.50	179.85	203.92	159.23
Annex_I	Switzerland	241.45	259.50	252.29	203.78	196.29	202.39	83.82
Non-Annex_I	Hong Kong	75.06	103.05	135.12	165.08	178.22	195.52	260.51
Non-Annex_I	Bosnia and Herzegovina	129.41	154.16	203.27	111.85	143.86	184.25	142.38
Non-Annex_I	Panama	114.27	131.09	138.66	144.65	174.94	178.40	156.12
Non-Annex_I	Sierra Leone	85.74	94.53	101.39	85.49	148.49	177.57	207.10
Non-Annex_I	Eritrea	106.60	110.35	125.13	137.55	148.23	167.46	157.09
Non-Annex_I	Rwanda	57.82	67.22	92.80	91.24	140.22	165.58	286.38
Annex_I	Croatia	138.14	163.65	179.46	141.30	183.09	163.91	118.66

Non-Annex_I	Burundi	58.69	62.60	77.88	73.70	123.33	161.61	275.35
Non-Annex_I	Lebanon	35.77	48.28	56.34	80.60	107.59	153.87	430.15
Annex_I	Lithuania	225.84	276.04	312.08	170.69	173.66	152.25	67.41
Non-Annex_I	Georgia	163.62	192.98	212.87	179.18	155.36	143.94	87.97
Annex_I	Slovenia	119.27	143.01	170.41	148.07	148.12	135.44	113.56
Non-Annex_I	El Salvador	116.11	133.28	142.93	144.19	147.79	133.26	114.77
Annex_I	Estonia	115.22	134.51	146.81	98.09	112.46	125.97	109.32
Non-Annex_I	Botswana	86.18	150.13	167.07	166.97	174.90	115.67	134.22
Non-Annex_I	Liberia	19.23	27.34	38.44	48.35	71.59	102.91	535.04
Non-Annex_I	Brunei Darussalam	36.75	195.96	159.96	207.14	221.01	100.52	273.54
Annex_I	Latvia	149.32	180.43	201.60	74.85	88.67	91.17	61.06
Non-Annex_I	Moldova, Republic of	115.79	143.91	168.25	97.48	91.39	90.44	78.11
Non-Annex_I	Armenia	75.23	94.37	108.45	75.11	80.74	82.57	109.76
Non-Annex_I	Albania	93.59	121.89	128.18	106.51	91.91	82.40	88.04
Non-Annex_I	Guinea-Bissau	22.19	32.38	40.21	48.73	64.36	80.57	363.06
Non-Annex_I	Puerto Rico	60.68	66.00	91.41	86.47	83.81	79.49	130.99
Non-Annex_I	Guyana	79.25	66.42	44.51	57.31	61.43	76.65	96.72
Non-Annex_I	Timor-Leste	20.25	13.33	17.41	22.93	126.05	66.66	329.18
Non-Annex_I	Lesotho	49.45	49.23	52.03	61.65	61.98	63.54	128.49
Non-Annex_I	Macedonia, the former Yugoslav Republic of	96.99	79.46	81.02	63.56	63.29	55.92	57.65
Non-Annex_I	Swaziland	41.93	50.92	54.08	56.50	48.58	51.79	123.51
Non-Annex_I	Gambia	18.80	20.22	23.39	27.78	46.09	49.14	261.39
Non-Annex_I	Djibouti	7.89	15.27	25.48	32.87	35.76	42.40	537.50
Non-Annex_I	Bhutan	22.25	26.77	30.56	36.43	39.22	40.77	183.24
Annex_I	Cyprus	18.30	17.34	22.71	26.91	39.29	39.88	217.98
Non-Annex_I	Suriname	30.13	41.13	34.90	30.43	34.53	37.03	122.90
Non-Annex_I	Jamaica	36.90	39.40	48.62	53.06	39.45	36.43	98.73
Non-Annex_I	Fiji	21.31	26.84	33.61	38.38	38.16	29.66	139.16
Non-Annex_I	Mauritius	15.87	18.11	20.97	22.54	22.90	23.24	146.38
Annex_I	Luxembourg	22.10	24.33	25.29	24.86	24.27	21.64	97.91
Annex_I	Iceland	18.77	19.96	19.03	20.13	21.11	20.64	109.96
Non-Annex_I	Belize	5.92	7.88	10.26	10.73	17.50	20.37	343.94
Non-Annex_I	Comoros	6.48	7.95	9.14	10.88	13.93	17.56	271.08
Non-Annex_I	Vanuatu	6.26	7.96	10.62	12.91	15.37	16.38	261.55
Non-Annex_I	Bahamas	4.49	6.17	8.14	9.77	11.47	13.06	290.78
Non-Annex_I	Guadeloupe	8.18	9.12	8.81	9.53	10.08	9.87	120.69
Non-Annex_I	Reunion	3.05	3.55	5.22	7.98	9.11	9.50	311.81
Non-Annex_I	Barbados	8.87	9.76	9.12	9.61	7.95	7.95	89.57
Non-Annex_I	Solomon Islands	2.08	4.34	3.33	4.38	5.84	7.83	376.59
Non-Annex_I	Western Sahara	0.63	1.57	2.85	4.47	6.76	7.63	1208.77
Non-Annex_I	Samoa	3.00	3.68	5.23	5.40	6.14	7.49	249.59
Non-Annex_I	New Caledonia	8.20	7.48	8.93	8.38	7.17	7.32	89.26
Non-Annex_I	Cape Verde	2.72	2.81	4.49	6.43	7.15	7.20	264.96
Non-Annex_I	French Guiana	0.78	1.24	3.34	4.16	5.18	7.14	917.46
Non-Annex_I	Maldives	0.67	1.16	1.79	2.58	4.30	6.28	941.50
Annex_I	Malta	2.82	3.06	3.92	5.01	7.56	5.72	202.99
Non-Annex_I	Martinique	5.73	6.41	6.58	6.27	5.45	4.85	84.73
Non-Annex_I	French Polynesia	2.05	2.57	3.25	3.78	3.97	4.34	211.84
Non-Annex_I	Macao	1.84	1.72	2.32	2.76	3.49	4.21	229.16

Non-Annex_I	Tonga	1.83	3.12	2.89	2.98	3.07	3.20	175.42
Non-Annex_I	Saint Lucia	1.89	2.30	2.89	2.95	2.71	2.88	152.46
Non-Annex_I	Sao Tome and Principe	0.73	0.87	1.32	1.72	2.19	2.86	389.39
Non-Annex_I	Netherlands Antilles	13.05	9.91	4.97	5.12	3.45	2.62	20.11
Non-Annex_I	Seychelles	0.88	1.48	1.65	1.91	2.18	2.61	297.56
Int. Aviation	Int. Aviation	1.18	1.42	1.81	2.47	3.20	2.37	200.23
Non-Annex_I	Antigua and Barbuda	2.10	2.84	2.78	3.03	2.34	2.32	110.55
Non-Annex_I	Dominica	0.98	1.38	2.00	2.04	2.17	2.31	235.04
Annex_I	Greenland	1.69	1.85	2.08	2.12	2.21	2.22	131.10
Non-Annex_I	Saint Vincent and the Grenadines	1.34	1.59	1.77	1.88	2.10	2.16	160.92
Non-Annex_I	Grenada	1.59	1.61	1.53	1.74	1.82	1.99	125.43
Non-Annex_I	Saint Kitts and Nevis	1.59	1.66	1.41	1.58	1.65	1.51	95.41
Annex_I	Faroe Islands	1.35	1.35	1.40	1.40	1.40	1.41	104.38
Non-Annex_I	Aruba	0.69	0.71	0.77	3.15	1.77	1.24	179.25
Non-Annex_I	Palau	4.03	4.05	4.43	2.37	1.93	1.13	27.98
Non-Annex_I	Cayman Islands	0.17	0.26	0.40	0.67	0.85	0.99	569.43
Non-Annex_I	Kiribati	0.22	0.33	0.51	0.61	0.75	0.96	440.72
Non-Annex_I	Bermuda	0.76	0.86	0.91	0.95	0.97	0.88	116.28
Non-Annex_I	Gibraltar	0.39	0.42	0.41	0.46	0.47	0.54	137.86
Non-Annex_I	Turks and Caicos Islands	0.10	0.11	0.20	0.36	0.48	0.42	420.35
Non-Annex_I	Virgin Islands_British	0.10	0.08	0.13	0.18	0.24	0.30	315.11
Non-Annex_I	Cook Islands	0.26	0.35	0.25	0.32	0.32	0.22	87.31
Non-Annex_I	Saint Pierre and Miquelon	0.18	0.19	0.23	0.21	0.21	0.21	113.19
Non-Annex_I	Anguilla	0.09	0.07	0.09	0.12	0.14	0.16	178.71
Non-Annex_I	Falkland Islands (Malvinas)	0.07	0.04	0.05	0.06	0.07	0.09	136.98
Non-Annex_I	Saint Helena	0.05	0.04	0.04	0.05	0.06	0.07	128.53

Total		242678.42	270396.60	295022.21	303979.04	346989.70	384111.96	158.28

Anexa II – Emisiile de metan (kt) din EU27, 1990-2020

An	Sectoare				Total emisii CH4, kt
An	Energie	Procese industriale	Agricultură	Deșeuri	Total emisii CH4, kt
1990	7821.09	75.49	11602.90	8922.35	28421.83
1991	7416.16	71.94	11099.87	9067.19	27655.17
1992	7145.50	72.26	10736.53	9144.61	27098.89
1993	7038.80	72.98	10487.21	9177.00	26775.99
1994	6527.87	77.72	10382.78	9161.53	26149.90
1995	6517.92	76.04	10351.44	9194.30	26139.70
1996	6375.00	73.13	10382.78	9162.29	25993.19
1997	6357.71	75.25	10273.93	9062.67	25769.56
1998	5952.14	73.31	10232.15	8904.42	25162.01
1999	5758.08	74.33	10168.71	8688.77	24689.89
2000	5067.33	76.65	10075.29	8552.88	23772.15
2001	4937.40	74.94	9964.01	8384.60	23360.95
2002	4801.73	75.88	9810.48	8217.81	22905.90
2003	4758.43	79.81	9776.65	7979.30	22594.20
2004	4477.56	83.04	9633.79	7666.97	21861.36
2005	4364.25	81.84	9574.80	7385.13	21406.01
2006	4179.23	80.26	9505.91	7160.28	20925.68
2007	4018.30	81.62	9562.26	6910.67	20572.85
2008	4006.60	73.14	9425.90	6592.24	20097.88
2009	3799.72	63.59	9377.06	6362.31	19602.68
2010	3818.07	69.22	9231.51	6051.69	19170.49
2011	3689.39	66.72	9176.73	5834.87	18767.71
2012	3724.58	64.31	9151.86	5663.86	18604.60
2013	3581.07	63.38	9143.73	5414.41	18202.58
2014	3401.11	65.89	9249.75	5177.74	17894.49
2015	3408.17	63.31	9341.17	5069.93	17882.58
2016	3281.37	62.81	9344.42	4929.47	17618.07
2017	3265.70	64.35	9357.64	4882.90	17570.60
2018	3139.85	61.12	9297.51	4823.86	17322.34
2019	2924.81	61.49	9230.77	4751.27	16968.34
2020	2796.11	61.65	9225.88	4649.99	16733.62

Anexa III – Emisiile de metan (kt) din România, 1990-2020

An	Sectoare				Total emisii CH4, kt
An	Energie	Procese industriale	Agricultură	Deșeuri	Total emisii CH4, kt
1990	1191.73	2.85	713.05	187.55	2095.18
1991	1014.58	1.85	616.15	184.26	1816.84
1992	944.12	1.37	551.87	181.78	1679.13
1993	899.97	1.33	533.73	181.92	1616.94
1994	917.66	1.94	514.18	183.19	1616.97
1995	952.51	1.98	514.05	191.50	1660.05
1996	951.21	1.81	512.79	193.84	1659.65
1997	1170.82	2.10	469.15	196.61	1838.68
1998	1087.76	1.71	463.26	194.63	1747.35
1999	1062.67	1.55	439.87	197.06	1701.15
2000	644.05	2.09	434.48	201.61	1282.23
2001	605.31	1.95	415.56	204.72	1227.53
2002	669.25	2.32	434.49	206.70	1312.76
2003	694.71	2.78	446.64	213.94	1358.07
2004	645.41	3.51	435.16	217.21	1301.30
2005	651.66	3.38	439.41	217.85	1312.30
2006	612.72	3.54	456.42	210.84	1283.53
2007	554.94	2.03	467.25	215.98	1240.19
2008	545.35	2.00	435.66	214.61	1197.62
2009	505.25	0.72	418.90	214.87	1139.73
2010	483.99	1.05	356.42	217.93	1059.38
2011	473.13	0.79	355.99	199.03	1028.94
2012	457.45	0.81	369.69	207.59	1035.55
2013	431.60	0.61	360.46	217.92	1010.60
2014	416.02	0.55	367.69	217.31	1001.57
2015	406.10	0.63	372.27	216.65	995.65
2016	387.32	0.49	368.10	217.47	973.38
2017	381.62	0.37	355.48	219.10	956.56
2018	371.16	0.44	351.08	217.11	939.80
2019	378.19	0.37	350.08	219.13	947.76
2020	355.97	0.40	353.14	218.09	927.60

Anexa IV – Emisiile de metan (kt) din EU27 și cele mai importante țǎri în ceea ce privește emisiile de metan din categoria 1.B.2 – Emisii fugitive din activitǎți legate de industria petrolului și gazelor naturale, 1990- 2020

An	EU27	DEU	ITA	POL	ROU	HUN	FRA	CZE	BEL	NLD	BGR
1990	2620.40	329.64	357.04	43.54	933.04	97.48	72.05	43.20	28.83	77.29	6.34
1991	2460.64	344.89	353.48	43.83	775.11	101.21	72.00	37.11	28.63	77.18	6.11
1992	2379.36	383.48	356.36	44.41	661.34	100.23	70.00	34.37	27.93	77.04	5.89
1993	2396.71	422.27	351.98	51.67	648.77	111.83	68.58	33.62	32.61	76.88	6.18
1994	2355.18	400.50	343.65	53.12	649.48	116.69	67.36	33.07	28.03	76.90	6.49
1995	2291.74	342.72	331.42	55.58	653.14	120.34	64.87	33.23	28.36	76.75	7.18
1996	2238.91	336.03	325.91	57.60	635.44	124.07	62.03	35.94	27.55	70.99	7.46
1997	2086.52	320.90	324.91	56.50	589.65	120.39	60.67	35.42	26.28	46.67	7.29
1998	2032.75	314.43	328.33	60.67	540.51	118.29	60.91	37.31	25.44	47.14	7.04
1999	1961.28	300.63	318.70	63.36	528.12	115.39	60.15	36.56	25.48	40.24	7.13
2000	1514.11	248.60	311.04	77.48	159.24	109.81	60.38	34.76	24.87	37.23	7.47
2001	1478.81	241.78	293.86	85.30	157.35	109.79	59.39	32.80	24.56	36.60	7.37
2002	1465.93	229.78	296.72	83.32	183.93	106.00	59.96	34.49	23.53	34.93	7.27
2003	1464.61	222.07	292.00	86.45	182.18	105.72	58.79	32.12	22.63	34.62	7.40
2004	1411.08	217.56	283.99	95.59	152.09	102.88	58.43	29.95	22.33	32.55	8.43
2005	1401.10	216.50	283.79	94.60	152.48	100.36	56.86	35.38	23.05	34.40	9.31
2006	1348.52	213.54	259.14	92.42	152.88	98.13	58.11	35.57	22.90	31.35	9.38
2007	1306.35	206.51	253.56	88.89	129.35	88.66	56.89	35.45	22.88	34.27	8.82
2008	1271.84	202.84	251.09	89.19	125.38	85.27	56.93	32.59	21.95	35.90	8.65
2009	1223.09	199.05	246.36	85.23	114.14	75.36	56.60	34.35	22.10	30.43	7.87
2010	1239.86	193.55	256.87	87.50	115.28	76.24	59.33	35.59	24.22	33.49	8.21
2011	1213.47	194.19	254.11	84.81	117.20	73.28	57.14	33.28	22.44	34.10	9.58
2012	1183.35	192.37	250.60	90.08	113.78	68.52	56.44	27.11	21.37	32.06	9.48
2013	1159.14	194.04	243.16	104.42	108.99	66.01	54.28	25.12	21.18	28.70	9.24
2014	1118.70	194.38	233.15	102.67	106.45	62.82	48.63	25.02	21.00	27.66	9.02
2015	1079.74	191.21	215.79	102.06	103.33	63.30	47.75	24.32	21.49	25.78	9.17
2016	1064.45	193.79	201.87	105.67	98.39	64.68	48.64	24.21	20.93	24.33	9.27
2017	1053.05	192.61	196.68	106.79	99.03	66.15	44.85	24.31	20.58	21.52	9.40
2018	1028.09	192.84	183.43	108.72	98.89	66.61	42.69	24.13	19.91	18.85	9.33
2019	984.54	196.42	152.58	106.74	98.80	65.92	39.72	23.76	19.93	18.24	9.52
2020	945.87	191.30	153.80	106.73	93.12	65.14	33.03	24.29	18.89	16.75	10.66

Anexa V – Metodologia IPCC 2019 de estimare a emisiilor de metan din sondele abandonate

Sondele de petrol și gaze pot fi abandonate atunci când activitățile de producție sunt finalizate. Există mai

multe motive pentru abandonarea:

dacă sondele și-au îndeplinit scopul;
după cedarea unei licențe de producție;
din motive geologice;
din motive tehnice;
din motive tehnologice;
din motive ecologice;
altele.

Țările cu o istorie lungă de producție de petrol și gaze pot avea un număr semnificativ de sonde abandonate și Ghidul IPCC 2019 recomandă estimarea acestora.

Cu toate acestea, în practică, este posibilă apariția unor deteriorări ale integrității unor puțuri abandonate și acesta să înceapă să emită metan în atmosferă. Studii recente din S.U.A. și Marea Britanie (Townsend- Small et al. 2016, Kang et al. 2016, Bootthroyd et al. 2016) au stabilit faptul că majoritatea sondelor închise nu prezintă scurgeri de metan, însă au identificat emisii de metan la un număr mic dintre acestea.

Ghidul IPCC 2019 prezintă metodologii de estimare a emisiilor de metan din sondele abandonate pentru trei nivele de abordare. Luând în considerare situația națională în acest studiu se va prezenta doar metodologia de nivel 1 care presupune multiplicarea numărului de sonde cu factori de emisie impliciți.

Factori de emisie

Ghidul IPCC 2019 prezintă factori de emisie impliciți pentru nivelul 1 (tabelul V.1). Toți factorii de emisie prezentați sunt exprimați în unități de masă de emisii per sondă abandonată. Informațiile disponibile despre sondele abandonate nu indică o distincție clară între sondele de petrol abandonate și sondele de gaz abandonate în ceea ce privește practicile de închidere sau debitele de emisie. Astfel, Ghidul recomandă utilizarea acelorați factori de emisie atât pentru sondele de petrol, cât și pentru cele de gaze. Trebuie remarcat faptul că factorii prevăzuți pentru sondele abandonate au o incertitudine ridicată, care se reflectă în intervalele de incertitudine furnizate.

Tabelul V.1 – Factorii de emisie pentru emisiile de metan, IPCC 2019

Tip sondă	Tip închidere	Factori de emisie, t CH4/sondă	Incertitudine (% din valoare)
	Astupată/plugged	2 x 10^-5	(-87%; 130%)
Terestră/onshore	Neastupată/unplugged	8,8 x 10^-2	(-99%; 150%)
	Orice tip	1,2 x 10^-2	(-83%; 124%)
	Astupată/plugged	3,5 x 10^-7	(-87%; 130%)
Maritimă	Neastupată/unplugged	1,8 x 10^-3	(-99%; 150%)
	Orice tip	2,4 x 10^-4	(-83%; 124%)

Sursa: Ghidul IPCC 2019, Cap. 4, tabelul 4.2.4e

Ghidul IPCC 2019 prezintă factorii de emisie pentru metan diferiți pentru sondele abandonate care au fost

„astupate”/plugged (sau, dezafectate corespunzător conform reglementărilor) și cele

„deconectate”/unplugged. Datele existente despre sondele de petrol și gaze abandonate, precum și practicile privind starea de astupare a acestora pot fi limitate și/sau dificil de colectat. În situația în care datele disponibile privind practicile de astupare necesare pentru a dezagrega datele de activitate în acest fel sunt insuficiente, se recomandă utilizarea unui factor de emisie implicit pentru toate tipurile de sonde Acesta este estimat luând în considerare că numărul sondelor astupate reprezintă 86,2% din totalul sondelor (conform studiului Townsend-Small et al. 2016).

Pentru sondele maritime/offshore datele existente sunt limitate, iar factorii de emisie pentru cele două categorii de sonde (plugged, respectiv unplugged) sunt dezvoltați din datele sondelor terestre cu luarea în considerare a faptului că cea mai mare parte a emisiilor de metan (aproximativ 98 la sută) din sondele abandonate offshore este dizolvat în apa marină.

Pe baza datelor disponibile, în Ghidul IPCC 2019 se consideră că factorii de emisie (și frecvența scurgerilor) nu variază de-a lungul seriei de timp pentru fiecare sondă. Dacă există defecțiuni, este mai probabil ca acestea să apară la începutul perioadei de dezafectate a unei sonde (Boothroyd et al. 2016). Pe baza celor mai recente cercetări, debitele de emisie ale sondelor de gaze pot fi mai mari decât debitele de emisii ale sondelor de petrol. Cu toate acestea, în Ghidul IPCC 2019 din cauza datelor limitate disponibile în momentul elaborării, factorii de emisie de nivelul 1 nu au fost dezagregați în factori specifici pentru petrol și gaze. În cazurile în care circumstanțele naționale sunt diferite de cele enumerate mai sus, ar trebui luat în considerare utilizarea unei metode de abordare de nivel 2 sau de nivel 3.

Date de activitate

Datele de activitate (pentru fiecare an al seriei de timp) pentru această activitate sunt numărul de puțuri abandonate pe cele două categorii de sonde (de pe uscat și offshore), iar pentru fiecare categorie numărul de sonde sunt astupate/plugged respectiv deconectate/ unplugged.

Realizarea unui inventar complet privind numărul și tipurile de sonde abandonate poate fi dificil de realizat. Surse potențiale de date sunt înregistrările naționale, locale sau regionale, date furnizate de către industria de profil. De asemenea, pot exista diferențe semnificative între practicile de închidere la nivel internațional și cele la nivel național și chiar regional.

Anexa VI – Metodologia SUA de estimare a emisiilor de CH4 din sondele abandonate

Agenția de mediu a Statelor Unite ale Americii (USEPA) folosește o metodă de nivel 2 din Ghidul IPCC 2019 pentru a cuantifica emisiile de metan de la sondele de petrol și gaze abandonate, pe baza numărului de sonde abandonate astupate/plugging și deconectate/unplugging precum și a factorilor de emisie din regiunea Appalachian și din restul S.U.A.

Prezentarea detaliată a acestei abordări și ale surselor de date utilizate sunt descrise în raportul Inventory of U.S. Greenhouse Gas Emissions and Sinks 1990-2016: Abandoned Wells in Natural Gas and Petroleum Systems (2018 Abandoned Wells Memo).

Factori de emisie

USEPA a dezvoltat factori de emisie pentru metanul rezultat din sondele abandonate folosind datele din studiile elaborate de Kang et al. (2016) și Townsend-Small et al. (2016). Au fost dezvoltați factori de emisie pentru metan pe tipuri de sonde abandonate (astupate, respectiv deconectate) la nivel național (folosind datele de emisie din studiul Townsend-Small et al.) și pentru regiunea Appalachia (folosind datele de emisie din măsurătorile din Pennsylvania și Ohio efectuate de Kang et.al. și respectiv Townsend-Small et al.). Factorii de emisie din regiunea Appalachia au fost aplicați sondelor abandonate din statele din regiunea bazinului Appalachian, iar factorii de emisie la nivel național au fost aplicați tuturor celorlalte sonde abandonate.

Factorii de emisie utilizați pentru elaborarea inventarului de GES de către USEPA pentru anul 2022 sunt prezentați în tabelul VI.1.

Tabelul VI.1 – Factorii de emisie pentru emisiile de metan, IPCC 2019

Tip sondă	Tip închidere	Factori de emisie, kg CH4/sondă
Țitei	Astupată/plugged	0,636
Țitei	Neastupată/unplugged	123,588
Gaz natural	Astupată/plugged	0,744
Gaz natural	Neastupată/unplugged	129,852

Sursa: Inventory of U.S. Greenhouse Gas Emissions and Sinks: 1990–2020

Date de activitate

Datele de activitate utilizate sunt reprezentate de numărul de total al sondelor de petrol și gaze calculat în fiecare an din analiza datelor din baza de date Enverus DrillingInfo (Enverus DrillingInfo 2021). Estimarea istorică a numărului puțurilor abandonate (înainte de 1975) se adaugă la datele identificate în baza de date Enverus. De asemenea, se consideră că sondele forate înainte de 1950 se încadrează toate în categoria neastupate/unplugged.

Numărul total de sonde luat în considerare este de 3731385. Împărțirea pe categorii este prezentată în

tabelul VI.2.

Emisii de CH4 estimate pentru anul 2020

Emisiile de CH4 din sondele abandonate pentru anul 2020 au fost de 276,04 kt CH4 și sunt prezentate în

tabelul de mai jos.

Tabel VI.2 Emisiile de CH4 din sondele abandonate ale SUA, anul 2020

Tip sonde abandonate	Număr sonde abandonate	Emisii CH4, (kt)
Sonde de țitei abandonate	2984736	218,57
Astupată/plugged	1222510	0,78
Neastupată/unplugged	1762226	217,79
Sonde de gaz natural abandonate	746649	57,47
Astupată/plugged	305818	0,23
Neastupată/unplugged	440831	57,24
TOTAL	3731385	276,04

Anexa VII – Metodologia utilizatǎ de Canada pentru estimarea emisiilor de CH4 din sondele abandonate

Cea de a doua țară care estimează emisii de metan din sondele abandonate este Canada. Metodologia utilizată este metodologia de nivel 1 prezentată în Ghidul IPCC 2019.

Factori de emisie

Factorii de emisie utilizați în cadrul elaborării inventarului național de emisii de GES sunt cei impliciți prezentați în Ghidul IPCC 2019 și în tabelul V.1 din Anexa V.

Date de activitate

Datele de activitate sunt reprezentate de către numărul de sonde abandonate existente la nivelul bazelor

de date din provinciile Canadei.

Emisii de CH4 estimate pentru anul 2020

Emisiile de CO2eq estimate pentru anul 2020 sunt de 270 kt CO2eq (cca. 9,6 kt CH4) din care emisiile asociate sondelor de țiței abandonate sunt 160 kt CO2eq (cca. 5,7 kt CH4) iar emisiile asociate sondelor de gaz abandonate sunt de 110 kt CO2eq (cca. 3,9 kt CH4)

Anexa VIII – Metodologia utilizatǎ de Marea Britanie pentru estimarea emisiilor de CH4 din sondele abandonate

In anul 2022 Marea Britanie a inclus pentru prima data emisiile de metan din sondele abandonate în inventarul național transmis către UNFCCC. Metodologia utilizată este metodologia de nivel 1 prezentată în Ghidul IPCC 2019.

Factori de emisie

Factorii de emisie utilizați în cadrul elaborării inventarului național de emisii de GES sunt cei impliciți prezentați în Ghidul IPCC 2019 și în tabelul V.1 din Anexa V.

Date de activitate

Datele de activitate sunt reprezentate de către numărul de sonde abandonate existente la nivelul bazelor de date naționale. În raportare au fost incluse doar sondele abandonate de țiței.

Emisii de CH4 estimate pentru anul 2020

Emisiile de CH4 estimate pentru sondelor de țiței abandonate pentru anul 2020 sunt de 0,03 kt CH4, valoare care reprezintă 0,6% din emisiile de metan din categoria 1.B.2.a – Emisii fugitive din petrol.

Anexa IX – Detalii procedură standard ANRM de abandonare a sondelor

Procedura standard de abandonare a sondelor conform prevederilor ANRM (acest lucru fiind confirmat prin avizul final de abandonare sonda) este prezentată mai jos:

Abandonarea sondelor se realizeaza conform unei proceduri standard autorizate de autoritatea competenta la nivel national ANRM, iar programele de abandonare sonde se executa numai cu personal autorizat IWCF (International Well Control Forum) care atesta calitatea acestor specialisti de a realiza lucrari specifice de punere in siguranta, omorare sonde, finalizare abandonare dupa proceduri standard internationale. Procesul de abandonare se initiaza numai in baza unui acord initial tehnic de abandonare sonda emis de autoritatea competenta ANRM in baza unui program tehnic specific de abandonare. Executia conforma a programului de abandonare se monitorizeaza continuu in site de catre un expert terta parte autorizat ANRM.

La finalizarea lucrarilor de abandonare sonda expertul autorizat ANRM care a supervizat lucrarile de abandonare intocmeste un raport de expertiza pentru respectivele lucrari care atesta executia lucrarilor specifice dupa cum urmeaza:

Extragere din sonda subiect de abandonare a echipamentului si materialului tubular (tubing) existent;
Executie dop de ciment deasupra perforaturilor si capului de operatie;
Efectuare proba de etanseitate dop de ciment (aceasta proba atesta ca dopul de ciment este perfect etans si nu exista nici un fel de potentiale scapari de gaze nici gaz metan)
Umplere gaura de sonda cu fluid de foraj pentru siguranta;
Executie dop de ciment suplimentar la gura sondei, blindare cap coloana pentru siguranta suplimentara.

Dupa finalizarea abandonarii sondei preliminar redarii terenului la starea initiala in baza cerintelor Agentiei de mediu se realizeaza monitorizarea factorilor de mediu (sol, aer, panza freatica) ocazie cu care se confirma faptul ca dupa abandonare nu exista poluari in sol, apa (foraje de monitorizare) sau emisii de gaze (inclusiv gaz metan) si se efectueaza inspectia in teren de catre reprezentantii Agentiei de mediu/Garzii de mediu, inspectie care se incheie cu un proces verbal.

Dupa finalizarea lucrarilor de abandonare, in baza unui proiect tehnic care include si raportul de expertiza al expertului autorizat ANRM si documentele emise de Agentia pentru Protectia Mediului care atesta ca lucrarile de refacere a mediului executate la sonda au fost validate de catre respectiva agentie se obtine avizul final de abandonare de la aceeasi autoritatea competenta ANRM care atesta ca s-au respectat integral conditiile de punere in siguranta sonda si confirma finalizarea conforma si completa a lucrarilor de abandonare inclusiv cu mentiunea: „Lucrarile de refacere a mediului executate la sonda au fost validate de Agentia pentru Protectia Mediului prin adresa……..” indicand avizarea finalizarii conforme a abandonarii.

Exista si o categorie de sonde la care abandonarea se face cu eliminarea completa a substructurii de suprafata a sondei (beci, flansa cu cap coloane,etc ) – „în cazul sondelor a căror stare tehnică nu mai permite reintrarea în sondă, cu avizul A.N.R.M., se va executa un dop de ciment de cca 50 m la suprafata, se vor tăia coloanele la cca 2,50 m sub nivelul solului si se va suda o blindă ştanţată cu numărul sondei, peste care se va pune sol vegetal” – conf. Instructiuni ANRM Ordin 8/2011. In acest caz, dat fiind ca amplasarea de suprafata a sondei dispare, monitorizarea continua a sondei abandonate nu isi are rostul intrucat va avea ca obiect monitorizarea unui teren arabil.

Instructiunile de abandonare emise de ANRM iau in considerare orice posibilitate tehnica de emitere accidentala a gazelor sau hidrocarburilor din sonda, functie de gradul de deteriorare a materialelor din sonda sau a eventualelor accidente tehnice, si respectarea lor conform cerintelor legale, face imposibila orice emisie accidentala a gazelor sau hidrocarburilor din sonda.

[1] Buzatu, G., O altă istorie a petrolului românesc, Editura Enciclopedică, 1998, pag 34

[2] Ibidem

[3] Ibidem

Dumitru Chisalita

Este Senior Consultant in domeniul gazelor si al energiei si președintele Asociației Energia Inteligentă. Este expert tehnic și consultant în domeniul petrolului și gazelor naturale, cu certificări acordate de Asociația Experților Europeni Agreați care are sediul la Paris și de către Ministerul Justiției din România. Are o experientă de peste 10 ani în poziții de management în cadrul unor companii din sectorul gazelor naturale și a fost consilier pentru doi foști miniștri responsabili de sectorul energetic, având o activitate profesională și academică de peste 22 de ani.

Comments are closed.

Analiza impactului propunerii de Regulament European privind metanul asupra industriei extractive de tiței și gaze din România

1. Context internațional și european

1.1 Convenția Cadru a Națiunilor Unite asupra Schimbǎrilor Climatice/ Protocolul de la Kyoto/ Acordul de la Paris

1.2 Evoluția emisiilor de gaze cu efect de serǎ la nivel național

1.3 Politici privind emisiile de metan

2. Scurtǎ descriere a sectoarelor petrol și gaze din România

2.1 Scurt istoric al industriei de gaze din România

2.2 Resurse energetice naționale

2.3 Emisiile de gaze cu efect de serǎ din sectorul Energie

3. Analiza situației existente la nivel internațional, european si național

3.1 Situația emisiilor de metan la nivel mondial

3.2 Emisiile de metan din UE27

3.3 Emisiile de metan din România

3.4 Emisii fugitive de metan din combustibili

3.4.1 Emisii fugitive de metan din petrol si gaze naturale

Emisiile fugitive de metan din producția de gaze naturale

Emisii de metan din procesarea gazelor naturale

Emisii de metan din transportul și stocarea gazelor naturale, UE27

3.4.2 Estimare emisiilor fugitive de metan din sondele inactive/abandonate

Estimarea emisiilor de metan din sondele abandonate din România

Date de activitate

Factori de emisie

Estimarea emisiilor

4. Estimarea impactului pentru sectorul gaz upstream din România determinat de aplicarea Regulamentului European privind reducerea emisiilor de metan

4.1 Estimarea costurilor pentru sectorul gas upstream din România

A. Monitorizarea eventualelor emisii de metan la sondele inactive

B. Intensificarea activității de detecție a metanului pentru infrastructura activă

C. Înlocuirea instalaților de suprafață din sisteme de producție cu sistem deschis în sisteme de producție cu sistem închis

4.2 Estimarea impactului asupra securitǎții energetice a României

4.3 Estimarea impactului asupra sǎrǎciei energetice a României

5. Analizǎ acțiuni de reducere a emisiilor de metan vs beneficiu de mediu

Concluzii

Propuneri

Bibliografie

Anexa I – Emisiile globale de metan (kt), 1970-2020

Anexa II – Emisiile de metan (kt) din EU27, 1990-2020

Anexa III – Emisiile de metan (kt) din România, 1990-2020

Anexa V – Metodologia IPCC 2019 de estimare a emisiilor de metan din sondele abandonate

Anexa VI – Metodologia SUA de estimare a emisiilor de CH4 din sondele abandonate

Anexa VII – Metodologia utilizatǎ de Canada pentru estimarea emisiilor de CH4 din sondele abandonate

Anexa VIII – Metodologia utilizatǎ de Marea Britanie pentru estimarea emisiilor de CH4 din sondele abandonate

Anexa IX – Detalii procedură standard ANRM de abandonare a sondelor

Politica de creștere a gradului de conectivitate la resursele de gaze naturale pentru sectorul rezidențial