Importanța gazoductului East Med pentru planurile Chevron privind gazele naturale a fost evidențiată în cadrul conferinței "2022 4Q Earnings Conference Call" a companiei din 27 ianuarie și, ulterior, în cadrul "Investor Presentation" din 28 februarie. Mike Wirth, directorul general al Chevron, a confirmat că el consideră regiunea ca fiind de "prioritate ridicată".
Mike Wirth s-a referit în mod specific la „Decizia finală de investiție” (FID) de 673 de milioane de dolari luată în decembrie 2022 pentru extinderea capacității de producție a câmpului de gaze Tamar din Israel de la 11 miliarde de metri cubi pe an (bcm/an) la 16 miliarde de metri cubi pe an, care ar trebui să intre în funcțiune la începutul anului 2025.
Acest lucru va permite ca Tamar să satisfacă cererea internă în creștere a Israelului și să crească livrările de gaze către Egipt.
Planurile dezvăluite de gigantul Chevron
În urma FID Tamar, Chevron și partenerii săi au aprobat un buget de aproape 100 de milioane de dolari pentru dezvoltarea fazei 1B a câmpului de gaze Leviathan. Aceasta include ingineria pre-FEED pentru extinderea câmpului, inclusiv construcția unei instalații de GNL plutitoare (FLNG) de 4,6 milioane de tone/an, la trei ani după FID. Extinderea va crește capacitatea de producție de la 12 miliarde de metri cubi pe an în prezent la 21 miliarde de metri cubi pe an.
Alegerea FLNG a fost, de asemenea, întărită de preocupările legate de faptul că problemele economice persistente ale Egiptului ar putea face din această țară un nod de transport nesigur pentru gazele din Mediterana de Est și de reticența Europei de a-și lua angajamente pe termen lung în ceea ce privește gazele naturale.
FLNG deschide calea exporturilor către Asia și către piețele de GNL în creștere ale acesteia. Chevron se așteaptă să finalizeze planurile de dezvoltare până în iulie. Acest lucru pune capăt, de asemenea, oricărei speranțe persistente că gazoductul East Med ar putea reveni.
În Egipt, descoperirea, în decembrie, a câmpului de gaze Nargis, de 100 miliarde de metri cubi, la aproximativ 60 km în largul Sinaiului, a fost descrisă ca fiind „foarte atractivă”. Chevron și Eni au căzut de acord să accelereze dezvoltarea acestuia, folosind instalațiile existente operate de Eni, inclusiv uzina de lichefiere a GNL Damietta. Acest lucru ar limita costurile de dezvoltare, ceea ce ar face ca proiectul să fie foarte atractiv.
Chevron elaborează, de asemenea, planuri de explorare pentru cele două blocuri pe care le deține în regiunea neexplorată a Mediteranei de Vest din Egipt. Confirmând interesul Chevron pentru această regiune, Mike Wirth a evidențiat nevoile regionale de gaze, dar și „opțiunile pentru a încerca să ducă acest gaz în Europa”.
Mike Wirth nu a făcut însă nicio referire la Afrodita sau la Cipru. În mod evident, acest lucru nu este considerat „prioritate ridicată” în planurile imediate ale Chevron, în ciuda afirmațiilor repetate frecvent de către miniștrii ciprioți ai energiei, potrivit cărora „dezvoltarea Afroditei este iminentă”.
În ciuda faptului că a înregistrat un profit record de 36,5 miliarde de dolari în 2022, Chevron se concentrează în continuare pe capital, costuri și disciplină operațională, limitând cheltuielile de capital la proiecte cu randament ridicat, acordând prioritate randamentelor acționarilor și rambursării datoriilor. Mike Wirth a declarat: „Bugetele noastre de Capex pentru 2023 sunt în concordanță cu planurile noastre pe termen lung de a oferi în siguranță randamente mai mari și emisii mai reduse de dioxid de carbon”, menținând în același timp disciplina cheltuielilor.
Acest lucru este valabil și pentru operațiunile Chevron din estul Mediteranei, unde se acordă prioritate câmpurilor de gaze cu randament ridicat Tamar, Leviathan și Nargis. Incertitudinile legate de Afrodita îl plasează într-o categorie de dezvoltare mai prudentă, scrie CyprusMail.
Câmpul de gaz Afrodita
Chevron și partenerii săi, Shell și NewMed Energy, au convenit în septembrie 2022 să foreze o a doua sondă de evaluare la Afrodita – așa cum prevede acordul lor de împărțire a producției – care să funcționeze și ca sondă de producție. În noiembrie, guvernul a acordat Chevron o prelungire de nouă luni, până în august 2023, astfel încât ar trebui să fie anunțată în curând o dată pentru forarea acestei sonde.
Având în vedere ce s-a întâmplat după ce a fost forat primul puț de incercare, acest puț este considerat a fi critic. Afrodita a fost descoperită în decembrie 2011 (sondă A1) și s-a estimat atunci că deținea aproximativ 7 trilioane de picioare cubice (tcf) de gaz. În urma forării primei sonde de evaluare (A2) în 2013, această cifră a fost redusă la 4,2 tcf.
Motivul principal al acestei reduceri este faptul că zăcământul Afrodita are o geologie complexă. Acesta este împărțit în mai multe compartimente necomunicante (prezentate mai jos) și, până când nu sunt forate toate compartimentele principale, este dificil să se știe cu certitudine cât de mult gaz deține zăcământul.
Deducerea cantităților pe baza datelor obținute până în prezent nu este suficient de precisă pentru a lua decizii de investiții. Chevron intenționează să foreze a doua sondă de evaluare (A3) la cel mai mare compartiment până la mijlocul anului. Multe depind de acest lucru. De aici și caracterul critic.
Fără aceste informații, este dificil pentru Chevron și partenerii săi să continue și să finalizeze planurile de dezvoltare. Acest lucru depinde de cantitățile de gaz. Opțiunile luate în considerare până acum se bazează pe estimarea actuală de 4,2tcf. În cazul în care cea de-a doua sondă de evaluare va duce la o nouă reducere a acestei estimări, atunci ar putea pune sub semnul întrebării aceste opțiuni de dezvoltare. În schimb, o creștere semnificativă ar putea deschide alte posibilități.
Opțiunea de dezvoltare preferată pare a fi transportul gazelor de la Afrodita în Egipt pentru lichefiere și export
Chevon a purtat discuții cu Shell, luând în considerare utilizarea instalațiilor submarine West Delta Deep Marine (WDDM) subutilizate ale Shell în largul Egiptului. Opțiunea este de a dezvolta Afrodita folosind instalații de producție submarine, de a transporta gazele prin conducte submarine și de a le trata la WDDM, de unde ar fi exportate la uzina LNG Idku, operată de Shell, pentru lichefiere și export.
Având în vedere că Shell este partener în Afrodita, aceasta pare a fi o opțiune evidentă, dar ar exclude trimiterea de gaze netratate prin conducte în Cipru.
Există însă complicații. În primul rând, Egiptul a fost întotdeauna reticent în a permite accesul terților la instalațiile sale de GNL, rezervându-le pentru propriul gaz, mai ales având în vedere prețurile ridicate ale GNL pe piețele globale. Anul trecut, veniturile Egiptului din vânzările de GNL au ajuns la o sumă uriașă de 8,4 miliarde de dolari, contribuind în mare măsură la finanțele sale aflate în dificultate.
Un alt aspect este că, în lipsa unor noi descoperiri, Egiptul riscă să nu aibă suficient gaz pentru propria piață internă de energie. Având în vedere că EGAS este singurul cumpărător de gaz din țară, îngrijorarea este că gazul importat ar putea fi deturnat pentru a umple golul.
Există, desigur, opțiunea de a împărți gazul Afroditei între exporturile de GNL și piața internă a Egiptului. Cu toate acestea, simpla vânzare directă a gazului către Egipt ar putea să nu fie o opțiune suficient de atractivă pentru Chevron.
Există, de asemenea, problema nerezolvată a acordului cu Israelul. Să sperăm că acest aspect va fi abordat de noii miniștri ai energiei din Israel și Cipru. Complică și mai mult lucrurile poziția agresivă a Turciei față de orice exploatare de gaze în ZEE a Ciprului.
Având în vedere hotărârea UE de a reduce și mai mult cererea de gaze și de a accelera tranziția energetică, incertitudinile legate de zăcământul Afroditei – la care doar forajul de evaluare poate răspunde – și concentrarea Chevron asupra proiectelor sale cu randament ridicat din Israel și Egipt, înseamnă că Afroditei ar putea fi nevoită să aștepte mai mult timp înainte ca viitorul său să devină mai clar.