Black Sea Oil & Gas SRL (“BSOG”) împreună cu partenerii săi de concesiune anunţă atribuirea unui contract de foraj pentru săparea a două sonde de explorare offshore, situate în perimetrul XV Midia, Zona de Apă de Mică Adâncime, din sectorul românesc al Mării Negre, furnizorului local de servicii de foraj marin GSP Offshore SRL (“GSP”).
BSOG a contractat platforma de foraj de tip cantilever “GSP Uranus” pentru forajul a două sonde de explorare în ape cu adâncimea până la 100 de metri, programat să înceapă în trim. IV 2017. Servicii auxiliare precum cele de transport aerian, logistică şi nave de servicii offshore care vor susţine operaţiunile de foraj au fost contractate tot de la GSP.
Mark Beacom, CEO BSOG, a declarat: “Titularii perimetrului XV Midia, Zona de Apă de Mică Adâncime, vizează prospecte care nu doar consolidează portofoliul de resurse al titularilor, dar, mai important, ar putea alimenta Proiectul de Dezvoltare Gaze Midia, care actualmente constă în descoperirile Ana şi Doina, aflat în faza de obţinere a aprobării pentru dezvoltare”.
Black Sea Oil & Gas SRL este în curs de obţinere a tuturor aprobărilor necesare pentru realizarea Proiectului de Dezvoltare Gaze Midia. Aceste aprobari includ autorizaţiile din partea ANRE şi ANRM, acordul de mediu şi autorizaţia de construire, autorizaţiile din partea autorităţilor locale şi naţionale, aprobarea Transgaz precum şi aprobarea acţionarilor şi partenerilor noştri. Cu toate că există multe aspecte în materie de legislaţie care trebuie soluţionate, consorţiul vizează obţinerea acestor aprobări în anul 2017. Odată obţinute aceste aprobari, vor fi necesari 2 ani pentru construirea platformei offshore, săparea sondelor de dezvoltare, montarea conductelor offshore şi onshore şi construirea staţiei de tratare a gazelor.
Black Sea Oil & Gas, deţinută integral de Carlyle International Energy Partners, este o companie independentă de petrol şi gaze cu sediul în România care desfăşoară operaţiuni de explorare, dezvoltare şi exploatare a resurselor convenţionale de ţiţei şi gaze naturale. În prezent portofoliul companiei este alcătuit din concesiunea privind perimetrele XV Midia – Zona de Apă de Mică Adâncime şi XIII Pelican, situate în platforma continentală a Mării Negre, la care BSOG deţine o participaţie de 65% şi calitatea de operator.
Ziua în care vom arde primele gaze naturale din Marea Neagră
Lucrurile încep să se clarifice în ceea ce priveşte exploatarea resurselor de gaze din Marea Neagră. Companiile care au concesionat perimetre par că au luat deja decizia de a investi, chiar înaintea unei decizii finale a statului privind noul sistem de redevenţe practicate pentru exploatările de hidrocarburi.
Din vara anului 2019, primele gaze extrase din platforma continentală a Mării Negre vor intra în Sistemul Naţional de Transport, administrat de Transgaz, pentru a fi vândute în ţară sau, după caz, în Vestul Europei. Mai întâi, vor fi cantităţi relativ mici, 500 de milioane de metri cubi pe an, apoi, din 2020, cantităţile vor creşte considerabil. Asta pentru că producţia locală din prezent acoperă 90% din consumul anual al României, iar din următorul deceniu vom avea aproape gata conducta BRUA.
Doi dintre cei trei mari concesionari de perimetre gazeifere vor exploata gaze. Este vorba de consorţiul Exxon – Petrom, care estimează începerea extracţiei în 2020 -2021, şi despre Black Sea Oil&Gas (care a preluat fostele perimetre Sterling), din 2019. Deja, cei doi concesionari au finalizat şi proiectele de gazoduct care vor aduce gazele din largul Mării Negre către ţărm. Punctele terminus pentru cele două gazoducte sunt localităţile de pe ţărm Tuzla, în cazul Exxon – Petrom, şi Vadu (comuna Corbu), în cazul Black Sea Oil&Gas (BSOG). Informaţia a fost oferită în exclusivitate pentru publicaţia noastră de către preşedintele Autorităţii Naţionale pentru Reglementare în Energie, Niculae Havrileţ, şi confirmată încă de o sursă oficială din Guvern.
La Corbu, BSOG a anunţat deja şi construcţia unei staţii de tratare a gazelor, ceea ce înseamnă că decizia de exploatare a companiei conduse de fondul american de investiţii Carlyle este una fermă. De altfel, într-un răspuns remis Capital, Mark Beacom, director general BSOG, susține că firma pe care o conduce „este în curs de obţinere a tuturor aprobărilor necesare pentru dezvoltarea zăcămintelor offshore. Aceste aprobări includ autorizaţiile din partea ANRE şi ANRM, acordul de mediu şi autorizaţia de construcţie, autorizaţiile din partea autorităţilor locale şi naţionale, aprobarea Transgaz precum şi aprobarea acţionarilor şi partenerilor noştri“. Potrivit lui Mark Beacom, există totuși multe aspecte în materie de legislaţie care trebuie soluţionate. „Consorţiul vizează obţinerea acestor aprobări în 2017.
Odată obţinute, atunci vor fi necesari doi ani pentru construirea platformei offshore, săparea sondelor de dezvoltare, montarea conductelor offshore şi onshore şi construirea staţiei de tratare a gazelor“, ne-a mai transmis reprezentantul BSOG.
Pomparea propriu-zisă a gazelor din perimetrul Midia pe teritoriul României ar urma să înceapă la jumătatea lui 2019, ne-a confirmat și Niculae Havrileţ. „Black Sea Oil & Gas a cerut acord de conectare la SNT (Sistemul Naţional de Transport a Gazelor) începând cu 1 iulie 2019“, arată președintele ANRE.
Cât priveşte producţia anuală de gaze a BSOG, aceasta ar urma să fie de 500 de milioane de metri cubi, într-o primă fază, urmând să ajungă la circa un miliard de metri cubi, în doi – trei ani. „Estimăm că proiectul va produce aproximativ 10% din necesarul României sau aproximativ 1 miliard de metri cubi pe an. Investiţiile firmelor care au deţinut calitatea de titulari ai celor două perimetre se ridică în prezent în total la aproximativ 200 milioane de dolari. Estimăm că, dacă şi eforturile de explorare viitoare vor fi încununate de succes, aproximativ 500 milioane de dolari ar putea fi cheltuiți doar pentru dezvoltarea perimetrului Midia“, mai spune directorul americanilor.
Clauze ferme
Faptul că autorităţile statului sunt în ultima fază a elaborării noului sistem de redevenţe aferent exploatărilor de hidrocarburi nu pare să-i îngrijoreze prea mult pe cei de la BSOG. Ei se bazează pe anumite clauze incluse de-a dreptul în lege, la momentul în care fosta Sterling a obţinut concesiunile din Marea Neagră. „Am afirmat în mod constant faptul că stabilitatea fiscală este vitală pentru investitori… La momentul la care investitorii au obţinut aceste perimetre, anumite clauze de stabilitate au fost incluse în lege şi în acordurile de concesiune şi presupunem că aceste prevederi vor fi respectate“, declară Mark Beacom. Întrebat despre aceste clauze de „stabilitate“, directorul BSOG precizează clar: „Ordonanţa de Urgenţă Nr. 160 din 27 octombrie 1999 privind instituirea unor măsuri de stimulare a activităţii titularilor de acorduri petroliere şi subcontractanţilor acestora, care desfăşoară operaţiuni petroliere în perimetre marine ce includ zone cu adâncime de apă de peste 100 metri şi Acordul de Concesiune pentru explorare, dezvoltare şi exploatare petrolieră în perimetrele XIII Pelican şi XV Midia, care este confidenţial“.
Exxon se pregăteşte de exploatare
Dacă în ceea ce priveşte BSOG şi gazele din perimetrul Midia sunt clare, când începe producţia, unde ajunge gazoductul, cât vor pompa anual, în cazul Exxon – Petrom încă nu este „bătută în cuie“ data de începere a pompării de gaze şi producţia anuală. Ştim rezervele estimate în perimetrul Neptun Deep – circa 84 de miliarde de metri cubi şi, informaţia exclusivă Capital, că gazoductul va ajunge la Tuzla, unde, cel mai probabil, vor construi şi o staţie de tratare a gazelor. Revista noastră a cerut toate aceste date de la Exxon, liderul consorţiului, ai căror reprezentanţi au precizat că forajele s-au terminat, iar acum se interpretează datele.
„ExxonMobil şi OMV Petrom au finalizat cel mai ambiţios program de explorare realizat în zona de apă adâncă din Marea Neagră, forând în total opt sonde de explorare. Campania de foraj s-a încheiat la începutul anului 2016. Pasul următor implică evaluarea datelor colectate, finalizarea conceptului tehnic de dezvoltare şi stabilirea potenţialului comercial. Studiile de evaluare atât pentru planul tehnic – inclusiv evaluarea coastei Mării Negre pentru infrastructura de dezvoltare, cât şi evaluarea vialibității comerciale a perimetrului Neptun Deep sunt în desfășurare“, arată Exxon.
Deci, nimic despre producţia anuală vizată, însă estimări privind începerea ei şi asupra investiţiilor. „Dacă proiectul se dovedeste comercial, estimăm prima producţie la începutul decadei următoare… Investiţiile făcute de titularii perimetrului Neptun (ExxonMobil si OMV Petrom) depăşesc 1,5 miliarde de dolari. (dat fiind programul de explorare extins – n.r.). În cazul în care descoperirea se dovedește a fi comercială, dezvoltarea unor proiecte de acest gen implică o investiție de mai multe miliarde de dolari“, ne-au precizat americanii.
Şi Exxon clamează, cu referire la redevenţe, că are nevoie de predictibilitate fiscală: „investitorul trebuie să aibă încrederea că termenii fiscali sunt stabili pe durata de viaţă a proiectului“. Totuşi, spre deosebire, de BSOG, colosul american nu aduce în discuţie niciun fel de clauză specială care le-ar garanta această stabilitate în domeniul taxelor.
Transgaz, pregătită să preia gazele din Marea Neagră
Trebuie precizat că aducerea gazului din Marea Neagră la ţărm cade în sarcina concesionarilor de perimetre. De aici, adică din Tuzla şi Corbu, le preia Transgaz în SNT. În acest sens, compania de stat românească a lansat deja proiectul de gazoduct Ţărmul Mării Negre – Podişor, care va transporta gazele Exxon şi BSOG până la Giurgiu, unde se face joncţiunea cu BRUA, proiect comun al Bulgariei, României, Ungariei şi Austriei, care are menirea să aducă gaze în Vestul Europei. De altfel, Transgaz beneficiază şi de o cofinanţare de 180 de milioane de euro de la Bruxelles pentru a construi secţiunea românească a acestui gazoduct.
În Marea Neagră mai există un concesionar de perimetru gazeifer, consorţiul LukOil – Romgaz, care acum este în proces de explorare a zacământului Trident, unde au anunţat rezerve estimate de 30 de miliarde de metri cubi. De la acest consorţiu nu au fost anunţate niciun fel de date privind data probabilă de începere a producţiei, unde va ajunge la ţărm gazoductul lor sau dimensiunea anuală a producţiei.
România are, în prezent, un consum anual de circa 12 miliarde de metri cubi, din care circa 10,5 miliarde reprezintă producţia locală a Petrom şi Romgaz, restul reprezentând importuri din Rusia. Concesionarea perimetrelor din Marea Neagră, care a început din 1999, a avut ca scop declarat să asigure securitatea energetică a României, diminuând şi mai mult necesitatea importurilor, dar şi să facă din România un producător major de gaz în regiune. Cât despre preţul cu care vor fi vânduite pe piaţa locală gazele din Marea Neagră, este greu de crezut că acestea vor fi supuse vreunui discount. Cum piaţa de achiziţie a preţului gazului se liberalizează de la 1 aprilie, toate gazele disponibile la vânzare de acum înainte vor avea preţ de piaţă.
Sistemul redevenţelor percepute pe exploatările de hidrocarburi, valabil din 2004, ar putea să se schimbe în următoarea perioadă, după două amânări succesive, în 2015 şi 2016. Şefia comitetului interministerial care se ocupă de această problemă a fost trecută la Ministerul Economiei, condus de Mihai Tudose.
