În prezent, 9 perimetre din sectorul românesc al platoului continental al Mării Negre sunt concesionate unor companii ce caută gaze naturale și petrol în subteran. În acest articol, realizat pe baza celor mai noi informații disponibile la momentul actual, vom detalia cine exploatează gazele din Marea Neagră, ce companii dețin acordurile de concesiune și care este stadiul proiectelor.
OMV Petrom, Black Sea Oil & Gas, compania de stat Romgaz, dar și compania rusească Lukoil, sunt câteva dintre companiile care dețin acorduri pentru explorarea și exploatarea resurselor de gaze naturale din Marea Neagră.
Ca să aflați când publicăm un articol nou vă așteptăm în grupul de WhatsApp On / Off și pe pagina de Facebook a proiectului.
Chiar dacă forajele pentru cea mai așteptată exploatare – Neptun Deep – încă nu au început, din platoul românesc sunt extrase gaze naturale. Este adevărat însă că într-o cantitate mult mai mică decât dacă ar intra în producție și Neptun Deep.
În total, 8 companii dețin cote de participare în acordurile de concesiune pentru perimetrele din Marea Neagră, arată datele transmise de Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) la solicitarea GreatNews.
Luând în calcul toate estimările de rezerve de gaze anunțate până acum în spațiul public de companiile titulare pentru 8 dintre perimetre, estimări făcute pe baza forajelor realizate de-a lungul timpului, în acestea s-ar afla în jur de 150 de miliarde de metri cubi de gaze naturale. La acest număr se adaugă rezerva de gaze din cel de-al 9-lea perimetru, XVIII Istria, unde primele zăcăminte au intrat în producție încă din perioada comunistă. Ele continuă să producă, în ciuda faptului că sunt zăcăminte mature, intrate în delin.
Să vedem, așadar, cine exploatează gazele din Marea Neagră.
Perimetrul XVIII Istria
XVIII Istria este unul dintre cele două perimetre din sectorul românesc al Mării Negre de unde sunt extrase gaze naturale la ora actuală. Acordul de explorare, dezvoltare și exploatare pentru perimetrul XVIII Istria este deținut de compania OMV Petrom (în procent de 100%), care extrage de aici petrol și gaze asociate.
Din acest perimetru fac parte mai multe zăcăminte pentru care au fost emise acorduri de dezvoltare și exploatare, toate deținute în procent de 100% de OMV Petrom: Delta, Lebăda Est, Lebăda Vest, Pescăruș și Sinoe. XVIII Istria este un perimetru de mică adâncime (sub 100 de metri adâncime a mării).
Compania OMV Petrom este deținută în procent de 51% de grupul austriac OMV. Restul acțiunilor OMV Petrom se află în proprietatea statului român (aproape 21%) și a diverselor persoane fizice și juridice (circa 28%).
De perimetrul XVIII Istria se leagă și începutul exploatării offshore în România. Mai exact, Lebăda Est este primul zăcământ offshore descoperit în România și primul de acest fel din care s-au extras hidrocarburi (petrol și gaze asociate).
Gloria, prima platformă de foraj marin construită în România (la Șantierul Naval Galați), a fost lansată la apă în Marea Neagră în anul 1975. După două încercări nereușite (primele două sonde săpate nu au indicat prezența hidrocarburilor), Gloria a găsit țiței în cantități semnificative în câmpul Lebăda Est în 1980, se arată în studiul Deloitte „Contribuția proiectelor de explorare și producție a hidrocarburilor din Marea Neagră la dezvoltarea economiei românești”, publicat în mai 2018.
Zăcământul se află într-o zonă în care apa are adâncimea maximă de 50 de metri, la aproximativ 45 de kilometri est de Lacul Sinoe și circa 80 de kilometri nord-est de Constanța, potrivit unui raport realizat în anul 2014 de inginerul Gheorghe Oaie, fost director general al Institutului Național de Cercetare – Dezvoltare pentru Geologie și Geoecologie Marină, și de alți specialiști.
Cine exploatează gazele din Marea Neagră – OMV Petrom
Producția la Lebăda Est a demarat în 1987 și continuă și în prezent. În ceea ce privește producția de gaze naturale, Lebăda Est a fost în anul 2022 cel mai productiv zăcământ comercial offshore din România și al doilea dacă luăm în calcul și zăcămintele onshore (doar zăcământul de la Bustuchin, din județul Gorj, concesionat tot de OMV Petrom, a avut o producție mai mare). De la Lebăda Est s-au extras în 2022 circa 735 de milioane de metri cubi de gaze, arată datele transmise GreatNews de Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM).
Potrivit site-ului companiei OMV Petrom și studiului Deloitte, celelalte 4 zăcăminte din XVIII Istria au fost descoperite astfel:
– Lebăda Vest în 1984 (iar producția a fost demarată în 1993). Lebăda Vest a fost al treilea cel mai productiv zăcământ comercial offshore din România în 2022, însă la distanță mare de Lebăda Est și Ana (BSOG), cu aproape 95 de milioane de metri cubi de gaze;
– Sinoe în 1988 (producție demarată în 1999);
– Pescăruș în 1999 (producție demarată în 2003);
– Delta în 2007 (intrat în producție în 2009).
Până în 2018, din cele 5 zăcăminte s-au scos, în total, 185 de milioane de barili de țiței, 8 milioane de barili de condensat și 48 de miliarde de metri cubi de gaze naturale, se mai arăta în studiul Deloitte.
Zăcămintele din perimetrul XVIII Istria sunt mature, ceea ce înseamnă că au atins vârful producției cu ani în urmă. Acum, aceasta este acum în descreștere, ca urmare a golirii câmpurilor prin exploatare.
„Din cauza exploatării de lungă durată, rezervele de țiței și de condensat sunt aproape epuizate, în timp ce resursele de gaze naturale rămase sunt de aproximativ 6 miliarde de metri cubi, conform rapoartelor de piață”, mai menționau autorii studiului Deloitte.
Totuși, OMV Petrom continuă să foreze noi sonde în aceste zăcăminte: în 2019 compania a anunțat că forează 2 noi sonde în Lebăda Est la adâncimi de peste 2.000 de metri sub fundul mării, pentru a suplimenta producția câmpului descoperit în urmă cu mai bine de 4 decenii.
Perimetrul XV Midia
Acordul de explorare, dezvoltare și exploatare pentru Perimetrul XV Midia este deținut de Black Sea Oil & Gas S.A. (70%), Petroventures S.R.L. (20%) și Gas Plus Dacia S.R.L. (10%).
Exploatarea comercială a zăcământului a început în iunie 2022, în cadrul Proiectului de Dezvoltare Gaze Naturale Midia (Proiectul MGD), prezentat la acea dată de companiile din proiect drept primul proiect de dezvoltare a gazelor naturale din platoul continental românesc al Mării Negre construit în ultimii 30 de ani.
Suprafața totală a acestui perimetru este de 2.387 km², iar BSOG deține două licențe de producție de gaze naturale pentru zăcămintele Ana și Doina din perimetrul XV Midia – Zona de Apă de Mică Adâncime.
Astfel, Proiectul MGD cuprinde zăcămintele de gaze Ana şi Doina, descoperite în anul 1995, respectiv 2007, și în care se estimează că există aproximativ 10 miliarde de metri cubi de gaze. În anul 2022, BSOG a produs aproape 600 de milioane de metri cubi de gaz, dintre care 579 de milioane au fost extrase din zăcământul Ana.
Black Sea Oil & Gas (BSOG) este deținută de Carlyle International Energy Partners (CIEP) şi Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare. CIEP, un fond de investiții dedicat explorării și producției de petrol și gaze în Europa, Africa, Asia și America Latină, are sediul central la Washington, în SUA. Fondul de investiții face parte din Grupul Carlyle, o multinațională de capital privat din SUA ce administrează active de 373 de miliarde de dolari, cu investiții în energie, imobiliare și infrastructură.
Cine exploatează gazele din Marea Neagră – BSOG
Zăcămintele Ana și Doina sunt situate la aproximativ 120 km de ţărmul României, în zona cu apă de mică adâncime a perimetrului XV Midia, unde adâncimea mării este de 70 de metri.
Deasupra zăcământului Ana a fost montată o platformă de producție (monitorizată și operată de la țărm), unde 4 sonde de producție extrag gazele naturale din subteran. Printr-o conductă lungă de 18 kilometri, platforma este conectată la un ansamblu submarin de producție aflat pe zăcământul Doina, unde funcționează o a cincea sondă, se arată pe site-ul companiei.
Gazele extrase din cele două zăcăminte sunt transportate la țărm printr-o conductă submarină lungă de 121 de kilometri. Apoi, printr-o conductă subterană de circa 4 kilometri, gazele ajung la o stație de tratare din satul Vadu, comuna Corbu, după care sunt livrate în Sistemul Naţional de Transport (SNT).
Potrivit BSOG, producția actuală este de puțin peste 1 miliard de metri cubi de gaze pe an, durata de viață a celor două zăcăminte fiind de 10 ani.
Perimetrul XIX Neptun
Acest perimetru este împărțit în două zone în funcție de adâncimea apei:
1. Neptun Shallow (XIX-1 Neptun, cu o adâncime a mării mai mică de 100 de metri). Acordul de explorare, dezvoltare și exploatare pentru această zonă este deținut de OMV Petrom în procent de 100%.
2. Neptun Deep (XIX-2 Neptun, unde adâncimea mării este de peste 100 de metri). Acordul de explorare, dezvoltare și exploatare este deținut de companiile OMV Petrom (50%) și Romgaz (50%).
Neptun Deep este perimetrul a cărui exploatare e cea mai așteptată. Se estimează că are rezerve de 100 de miliarde de metri cubi de gaze naturale. Pentru comparație, tot pe la 100 de miliarde de metri cubi sunt estimate și rezervele onshore ale României. Dacă estimările sunt corecte, ar însemna că perimetrul Neptun Deep are rezerve cât toate zăcămintele onshore ale țării. Cum România consumă circa 12 miliarde de metri cubi de gaze anual, rezultă că Neptun Deep ar putea asigura, singur, necesarul de gaz al românilor pentru 8-9 ani.
Explorarea Neptun Deep a început în anul 2008, când OMV Petrom a format un joint venture cu compania americană ExxonMobil. În perioada 2008-2016 au fost investiți peste 1,5 miliarde de dolari în explorarea și evaluarea perimetrului de mare adâncime.
În timpul activităților de explorare au fost forate 8 sonde de evaluare, în cadrul a două campanii, potrivit site-ului OMV Petrom.
Prima campanie de foraj a avut loc în perioada 2011-2012. Domino-1, prima sondă de explorare în ape de mare adâncime din România, a confirmat existența unui zăcământ de gaze naturale (Domino). În cadrul celei de-a doua campanii de foraj, din 2014-2015, au fost săpate 7 sonde, inclusiv Pelican Sud-1, care a dus la descoperirea zăcământului Pelican Sud.
Ulterior însă, nemulțumirile ExxonMobil vizavi de Legea offshore (Legea nr. 256 / 2018) i-au determinat pe americani să iasă din proiect și să își vândă participația de 50% către Romgaz, pentru suma de 1 miliard de dolari.
Cine exploatează gazele din Marea Neagră în Neptun Deep – Romgaz și OMV Petrom
Romgaz este cel mai mare producător de gaze naturale din România, acționarul principal al companiei fiind statul român, care are o participație de 70%. Restul este deținut de persoane juridice (circa 25%) și fizice (în jur de 5%). În prezent, Romgaz exploatează peste 140 de zăcăminte comerciale de gaze naturale, amplasate în Transilvania, Moldova, Oltenia și Muntenia.
Perimetrul Neptun Deep se întinde pe o suprafață de aproximativ 7.500 de kilometri pătrați și se află la o distanță de circa 160 km de țărm, în ape cu adâncimi care variază între 100 și 1.000 de metri.
În iunie 2023, OMV Petrom și Romgaz au anunțat decizia finală de a dezvolta proiectul Neptun Deep (mai exact, zăcămintele comerciale de gaze naturale Domino și Pelican Sud).
Practic, prin decizia finală de investiție, s-a intrat în faza de dezvoltare a primului proiect offshore de mare adâncime din România. Potrivit investitorilor, lucrările vor începe în 2024, iar prima producție de gaze naturale va fi în 2027. Romgaz și OMV Petrom estimează că vor investi circa 4 miliarde de euro pentru dezvoltarea proiectului.
În cele două zăcăminte vor fi săpate 10 sonde de producție, iar gazul va ajunge la țărm, la Tuzla, printr-o conductă lungă de circa 160 de kilometri. Vor fi construite și 3 sisteme de producție submarine, o platformă offshore ce își generează propria energie electrică și o stație de măsurare a gazelor (pe țărm).
Întreaga infrastructură va fi operată de la distanță, prin intermediul unei replici digitale (digital twin). Aceasta permite optimizarea proceselor și va contribui la îmbunătățirea performantei de mediu, prin eficientizarea consumului energetic și reducerea emisiilor, au anunțat companiile.
Conform investitorilor, producția la platou va fi de aproximativ 8 miliarde metri cubi de gaze anual, timp de circa 10 ani. Cu alte cuvinte, producția anuală de gaze ar fi cam de 4 ori mai mare decât cea din perimetrele XVIII Istria și XV Midia la un loc.
În iunie 2023 a primit undă verde și proiectul de construcție a unui gazoduct cu o lungime de 308 kilometri care va face legătura între Tuzla și localitatea Podișor din județul Giurgiu, unde se află o stație de comprimare a gazelor. Conducta, care ar trebui să fie gata până în vara anului 2025, urmează să transporte gazul extras din Neptun Deep.
Cine exploatează gazele din Marea Neagră în perimetrul Neptun Shallow
În ceea ce privește Neptun Shallow, acesta se află lângă Neptun Deep, însă în zona cu adâncime mai mică a mării, mai aproape de țărm. Acordul de explorare, dezvoltare și exploatare este deținut în procent de 100% de OMV Petrom.
Neptun Shallow se întinde pe o suprafață de circa 2.400 de kilometri pătrați, în ape cu o adâncime ce variază între 50 și 100 de metri, potrivit site-ului OMV Petrom.
Compania a început explorarea sectorului de mică adâncime al blocului Neptun înainte de 2005. Până acum nu a fost anunțată o eventuală exploatare.
Ca să aflați când publicăm un articol nou vă așteptăm în grupul de WhatsApp On / Off și pe pagina de Facebook a proiectului.
Perimetrul EX-30 Trident
În afară de Neptun Deep, societatea națională Romgaz mai este implicată și în explorarea și exploatarea perimetrului EX-30 Trident, pentru care deține un acord de explorare, dezvoltare și exploatare împreună cu compania rusească Lukoil.
Romgaz este acționar minoritar în acest proiect, cu o cotă de participare de doar 12,2%. Lukoil Overseas Atash BV, o subsidiară olandeză a Lukoil, deține restul de 87,8%.
Perimetrul EX-30 Trident are o suprafață de circa 1.006 km², iar adâncimea apei variază între 300 și 1.200 de metri. Așadar, precum Neptun Deep, și perimetrul EX-30 Trident este unul de ape adânci.
Lucrările de explorare au început în 2011, iar în octombrie 2015 Romgaz a anunțat că a fost descoperit un zăcământ de peste 30 de miliarde de metri cubi de gaze. Descoperirea a fost realizată de sonda de explorare Lira-1X, la o distanță de aproximativ 170 de kilometri de coastă, într-o zonă unde adâncimea mării este de circa 700 de metri. Conform datelor obținute în timpul forajului, zăcământul ar avea o suprafață de până la 39 de km², și o grosime de circa 46 de metri.
Cine exploatează gazele din Marea Neagră – concesiunea Lukoil
În 2019 a fost forată o nouă sondă de explorare în acest perimetru, numită Trinity – 1X. La acea dată, directorul general al Romgaz de atunci, Adrian Volintiru, declara că testele și calculele preliminare indică existența unei cantități de gaze similară cu cea descoperită de sonda Lira-1X, de circa 30 de miliarde de metri cubi.
Ulterior însă, în noiembrie 2020, G4media.ro anunța că Lukoil vrea să renunțe la concesiunea perimetrului EX-30 Trident din Marea Neagră. Compania rusească trimisese la acea dată scrisori către mai multe companii de petrol și gaze, inclusiv către Romgaz, prin care informa că intenționează să își vândă cota de 87,8% din concesiunea perimetrului Trident. Anunțul venea în contextul în care lucrările realizate de sonda Trinity – 1X nu avuseseră un rezultat favorabil.
Însă până la ora actuală Lukoil nu și-a vândut participația, iar în ianuarie 2023 ANRM a precizat pentru economedia.ro că agenția a aprobat prelungirea programului de explorare a perimetrului EX-30 Trident până în anul 2026, și că acesta va include forarea unei noi sonde.
Perimetrul XIII Pelican
În afară de perimetrul XV Midia, unde BSOG a început deja producția de gaze naturale, compania americană Black Sea Oil & Gas deține licențe pentru alte două perimetre.
Unul dintre acestea este perimetrul XIII Pelican, acordul de explorare, dezvoltare și exploatare fiind deținut de Black Sea Oil & Gas SA (70%), Petroventures SRL (20%) și Gas Plus Dacia SRL (10%).
Perimetrul XIII Pelican este un perimetru de mică adâncime (sub 100 de metri), ce are o suprafață totală de 2.032 km².
De-a lungul timpului acest perimetru a fost explorat atât seismic, cât și cu ajutorul sondei Eugenia-1. Compania Sterling Resources, cea care a deținut acordul de concesiune pentru acest perimetru înainte de BSOG, a anunțat în decembrie 2012 că sonda de explorare Eugenia – 1 a descoperit gaze naturale, însă nu au fost oferite estimări cu privire la volumul de gaze din zăcământ.
Deocamdată, compania BSOG nu a făcut niciun anunț privind o eventuală exploatare a zăcămintelor din acest perimetru.
Perimetrul EX-25 Luceafărul
Celălalt perimetru aflat, parțial, tot în concesiunea BSOG, este EX-25 Luceafărul. Acordul de explorare, dezvoltare și exploatare este deținut de Black Sea Oil & Gas SA (50%) și Petroventures Europe BV (50%).
Perimetrul EX – 25 Luceafărul are o suprafață de 920 de kilometri pătrați și este situat în platoul continental al Mării Negre aparținând României, în zona cu apă de mică adâncime. Perimetrul a fost explorat începând cu anii ’80, prima sondă săpată în zonă fiind sonda 12 Midia. Aceasta a întâlnit gaze în subteran, însă descoperirea nu a fost confirmată la testele de producție.
A doua sondă forată în acest perimetru a fost sonda 1 Luceafărul, săpată în 1997, care a identificat o secțiune de calcare saturate cu gaze. Formațiunea a fost testată la momentul respectiv, „dar se crede că o cauză de natură mecanică a compromis rezultatele respective”, se arată într-o notă de fundamentare guvernamentală din 2014. Ulterior, în perioada 2012-2014, au fost realizate și studii seismice în zonă.
Cine exploatează gazele din Marea Neagră – acorduri inactive
Până la ora actuală, cele 2 companii titulare nu au făcut niciun anunț privind o eventuală exploatare a zăcămintelor din acest perimetru. Potrivit unui document de pe site-ul ANRM, acordul petrolier pentru perimetrul EX-25 Luceafărul este inactiv.
ANRM a explicat pentru GreatNews că acest lucru înseamnă că acordul este în vigoare, însă titularul nu desfășoară operațiuni petroliere. În iulie 2023, agenția a mai transmis că faza de explorare pentru perimetrul EX-25 Luceafărul a expirat și că ANRM este „în procedură de emitere a deciziei de încetare a acordului petrolier”.
Ulterior, în ianuarie 2024, într-un răspuns la o solicitare GreatNews, ANRM a arătat că nu a emis decizia de încetare deoarece „nu sunt îndeplinite cumulativ condițiile articolului 40 din Legea petrolului 238/2004”. Articolul 40 prevede că titularul unei concesiuni poate renunța la acordul petrolier dacă îndeplinește anumite condiții.
Perimetrele EX-27 Muridava și EX-28 Est Cobălcescu
Oficial, conform datelor comunicate GreatNews de ANRM, acordurile de explorare, dezvoltare și exploatare pentru perimetrele EX-27 Muridava și EX-28 Est Cobălcescu sunt deținute de companiile Petromar Resources BV Amsterdam-Sucursala Ilfov (cu o cotă de participare de 95%) și Petromar Resources SRL (5%). În fapt, ambele firme au fost închise, iar ANRM susține că nu au fost realizate lucrările de explorare stabilite prin contractele de concesiune.
Ambele companii erau controlate de omul de afaceri constănțean Gabriel Comănescu, care este totodată și proprietarul companiei Grup Servicii Petroliere (GSP), care a realizat forajele de explorare în aceste două perimetre.
În perimetrul EX-27 Muridava, explorarea a arătat cantități posibile de 4,85 miliarde de metri cubi de gaze naturale și 11,7 milioane de barili de țiței, potrivit studiului „Contribuția proiectelor de explorare și producție a hidrocarburilor din Marea Neagră la dezvoltarea economiei românești”, publicat de Deloitte în 2018. Perimetrul EX-27 Muridava are o suprafață de 1.003 km² și este situat la o distanță de 145 de kilometri de țărm.
Cine exploatează gazele din Marea Neagră – ce se întâmplă în perimetrele Muridava și Est Cobălcescu
În ceea ce privește explorările din perimetrul EX-28 Est Cobălcescu, acestea nu au arătat nicio cantitate viabilă de hidrocarburi din punct de vedere comercial, se mai preciza în studiul Deloitte. Perimetrul EX – 28 Est Cobălcescu are o suprafață de 1.006 km², fiind situat la o distanță de 145 de kilometri de țărm.
Inițial, în martie 2011, acordurile petroliere de concesiune pentru perimetrele EX-27 Muridava și EX-28 Est Cobălcescu au fost acordate de ANRM către Melrose Resources România B.V. și societatea comercială Petromar Resources S.A. (ulterior, Melrose Resources România B.V. s-a retras din concesiuni, iar firmele controlate de Gabriel Comănescu au ajuns să dețină ambele proiecte).
Potrivit acordurilor de concesiune, perioada de explorare trebuia să fie de maximum 6 ani de la data intrării în vigoare a acestora, împărțită în două faze: una obligatorie (faza I, în perioada 24.10.2011-23.10.2014) și una opțională (faza a II-a). Însă în 2014, statul român a acceptat semnarea unor acte adiționale prin care faza I s-a extins de la 3 ani la 4 ani și jumătate (24.10.2011-24.04.2016) în ambele perimetre, unul dintre motivele invocate fiind că platforma de foraj marin Prometeu a GSP a avut nevoie de modernizări.
Doi ani mai târziu, în ianuarie 2016, companiile titulare au solicitat din nou prelungirea perioadei de explorare. Și de această dată, unul dintre motivele menționate a fost nevoia de lucrări de modernizare la platforma Prometeu. Prin noile acte adiționale, faza I a perioadei de explorare a fost prelungită din nou, de la 4 ani și jumătate la 6 ani și jumătate, ceea ce a prelungit perioada totală a explorării până la aproape 10 ani (condiția contractuală era ca perioadă de explorare să nu depășească 10 ani; cu alte cuvinte, lucrările de explorare trebuiau finalizate cel mai târziu în 2021).
În mai 2021, profit.ro a anunțat că Romgaz a analizat posibilitatea de a prelua EX-27 Muridava și EX-28 Cobălcescu, însă rezultatul discuțiilor dintre companii nu a fost unul pozitiv.
În același an, firma Petromar Resources BV Amsterdam-Sucursala Ilfov a fost închisă.
Ulterior, în februarie 2022, Petromar Resources SRL, acționar minoritar în proiectele Muridava și Cobălcescu, a intrat în insolvență la cererea proprie, iar câteva luni mai târziu, în iunie, a intrat în faliment. La sfârșitul lunii februarie 2024, Tribunalul București a dispus radierea societății Petromar Resources SRL din Registrul Comerțului.
Printre creditorii firmei falimentare, care solicită să primească bani de la Petromar Resources SRL, se numără și ANRM, care îi cere companiei să plătească la bugetul de stat peste 128 milioane dolari. Potrivit agenției de stat, suma reprezintă valoarea lucrărilor neexecutate și cu scadență depășită la care compania s-a angajat prin acordurile petroliere de concesionare a celor două perimetre, a relatat profit.ro.
Într-un răspuns pentru GreatNews, ANRM a transmis că instituția nu a emis deocamdată o decizie de încetare a acordurilor de concesiune pentru cele 2 perimetre deoarece dosarul de faliment de la Tribunalul București nu are încă o soluție definitivă. De asemenea, ANRM a transmis și că suma de 128 de milioane de dolari nu a fost plătită deoarece cauza încă se judecă.
Ca să aflați când publicăm un articol nou vă așteptăm în grupul de WhatsApp On / Off și pe pagina de Facebook a proiectului.
Dacă acest articol vi s-a părut util, v-ar putea interesa și:
România absurdă. Oamenii care stau pe cel mai mare zăcământ de gaze se încălzesc cu lemne
De ce s-a împotmolit exploatarea de mare adâncime de la Caragele. Ce se întâmplă cu gazul din subteran
Cât de mult poluăm atunci când ardem gazul. Metanul – soluție salvatoare sau drum care se înfundă?
Ce rezerve de gaze are România cu adevărat. De unde provine declinul
Cât gaz exportă România și câți bani primește pentru el
Producția de gaze naturale a României. Comparație cu consumul
Cât gaz importă România și cât de mult plătește pentru el
Cele mai mari zăcăminte de gaze naturale din România după producția din 2022
Cei mai mari producători de gaze naturale din România. În 2022 s-au extras peste 9 miliarde de metri cubi de gaz
Redevențe petroliere și pentru gaze naturale în România. Cât plătesc companiile
Ce sunt gazele naturale, cum s-au format și de ce nu sunt o resursă regenerabilă
