În perioada de vârf a prețului la țiței, zăcămintele de petrol și gaze din România au fost luate cu asalt de giganții din domeniu. Deși prețurile s-au prăbușit, explorările continuă și sunt descoperite noi depozite. Problema e unde le vindem.
În vara lui 2014, cotațiile internaționale ale petrolului depășeau 100 de dolari pe baril. În ultimii patru ani, prețurile variaseră între un minim de 85 și un maxim de 125 de dolari, ceea ce făcuse ca investițiile în exploatarea zăcămintelor de țiței și gaze să fie extrem de profitabile pe întreg globul.
Nici România nu a fost ocolită, și atât perimetrele de pe uscat, cât și cele din largul Mării Negre au fost vizate de companii cu renume, precum Chevron, Lukoil sau ExxonMobil.
A venit decizia Arabiei Saudite de a crește producția în ciuda abundenței de petrol de pe piață și prețurile s-au prăbușit. Aceasta era și ideea, saudiții sperând să scoată din joc firmele care exploatau zăcămintele de șist din America de Nord și care erau profitabile, teoretic, doar la un anumit nivel al prețurilor (mult mai mare decât cel la care își extrag țițeiul cei din regatul hașemit).
În mod normal, nici proiectele de pe platforma continentală a Mării Negre nu ar fi trebuit să scape neatinse după ultimii trei ani în care petrolul s-a vândut cu 29 până la 55 de dolari pe baril. Este știut că exploatarea zăcămintelor de țiței și gaze în larg este mult mai scumpă decât pe uscat. Totuși, o analiză a pieței de profil arată că lucrurile merg înainte. Fie calculele arată că depozitele descoperite ar putea fi profitabile și la actualele prețuri, fie s-au investit deja sume suficient de mari încât este mai rațional ca proiectele să continue.
Miliarde peste miliarde
În primăvara acestui an, de pildă, grupul american ExxonMobil și partenerii lor de la OMV Petrom au lansat o licitație pentru identificarea unui furnizor de servicii de proiectare, achiziție și construcție a facilităților de producție de gaze in perimetrul Neptun din zona românească a Mării Negre.
Valoarea respectivelor servicii a fost estimată la 942 de milioane de dolari fără TVA. Suma este probabil una dintre cele mai mari investite în zonă și se adaugă celor 1,5 miliarde de dolari deja cheltuiți de cei doi investitori pentru explorarea respectivului perimetru, dar este justificată prin faptul că aria în care urmează să se desfășoare lucrările este situată în larg, unde apa are adâncimi de până la 3.000 de metri. În plus, se estimează că zăcământul aflat acolo totalizează undeva în jur de 130 de miliarde de metri cubi, respectiv ar putea acoperi consumul intern al României pentru 10-11 ani.
Tot în primăvară s-a anunțat că Black Sea Oil & Gas (BSOG), parte a Carlyle International Energy, a atribuit către GSP Offshore un contract de foraj pentru săparea a două sonde de explorare offshore. Cele două sonde vor fi situate în perimetrul petrolier Midia din sectorul românesc al Mării Negre, în ape cu adâncimea de maxim 100 de metri, iar executarea lor urma să înceapă în acest trimestru. „Vizăm prospecțiuni care nu doar consolidează portofoliul de resurse, dar, mai important, ar putea alimenta Proiectul de Dezvoltare Gaze Midia, care actualmente constă în descoperirile Ana și Doina, aflat în faza de obținere a aprobării pentru dezvoltare“, spunea Mark Beacom, CEO BSOG. Este vorba de zăcăminte de gaze descoperite recent în zona Midia, estimate la 10-20 de miliarde de metri cubi.
„Investițiile totale se ridică în prezent la aproximativ 200 de milioane de dolari. Este dificil să estimăm suma totală care urmează să fie investită până la punerea în producție, deoarece aceasta ar putea include și investițiile ulterioare ca urmare a unor descoperiri viitoare. Totalul ar putea ajunge, eventual, la 500 de milioane de dolari“, dezvăluia Beacom la începutul anului.
În apă și pe uscat
Și Romgaz continuă căutările, alături de partenerii săi din perimetrul Trident, Lukoil Overseas și Panatlantic (fosta Vanco International), încurajată de rezultatele obținute până acum. „Analizăm posibilitatea săpării de noi sonde, după ce explorările derulate până în prezent au demonstrat că există potențial pentru noi descoperiri de gaze în acel perimetru“, anunța în septembrie Vlad Pavlovschi, director de dezvoltare afaceri în cadrul Romgaz. El mai dezvăluia că una din sondele deja săpate în zonă a relevat un depozit de gaze de circa 30 de miliarde de metri cubi.
Dar nici explorările onshore nu au rămas fără rezultat.
Anul trecut, același Romgaz anunța descoperirea unui foarte important zăcământ de hidrocarburi la Caragele, în județul Buzău. Aparent este cea mai importantă descoperire de acest gen făcută de o companie de stat în ultimii 30 de ani – circa 150-170 de milioane barili echivalent petrol (în jur de 25-29 de miliarde de metri cubi de gaze). „Pentru Romgaz, creșterea portofoliului de resurse și rezerve de hidrocarburi, precum și dezvoltarea activității de înmagazinare rămân prioritare. Într-o piață în continuă schimbare, investițiile în explorare, exploatare și înmagazinare sunt importante pentru dezvoltarea companiei. Rezultatele obținute dovedesc că programul de investiții și strategia de explorare și-au atins obiectivele, ceea ce creează perspective foarte bune pentru continuarea programelor de explorare în România“, explica directorul general al companiei, Virgil Metea.
În același timp, OMV Petrom a confirmat că zăcământul de gaze de la Totea, din județul Gorj, este mai mare decât se credea în urmă cu câțiva ani și ar putea totaliza undeva spre cinci miliarde de metri cubi.
Piață limitată
O provocare pentru companiile care caută zăcăminte noi de țiței și gaze în România este piața de desfacere. Degeaba s-ar putea ajunge la descoperiri noi de peste 210 miliarde de metri cubi de gaze dacă piața internă poate consuma doar 11-12 miliarde de metri cubi pe an, care deja sunt asigurați din producția internă în proporție de până la 98%. Astfel încât interconectarea cu rețelele de transport și distribuție ale altor țări este, de aceea, esențială pentru viitorul proiectelor pomenite mai sus.
Din păcate, planurile giganților din domeniu au fost date peste cap de o decizie recentă a Ungariei, care a anunțat că lucrările la gazoductul BRUA (Bulgaria-România-Ungaria-Austria) se vor opri pe teritoriul țării vecine, fără a continua până în Austria. Acolo, prin hub-ul de la Baumgarten, gazul transportat prin BRUA ar fi urmat să fie distribuit mai departe la consumatorii din centrul și vestul Europei. Așa că, potrivit operatorului rețelei maghiare de transport al gazelor naturale, se va utiliza doar punctul de interconectare dintre România și Ungaria cu o capacitate maximă de 4,4 miliarde de metri cubi pe an, care ar putea apoi să fie distribuită către Slovacia, Ucraina, Croația sau Serbia.
O mică parte din gazele extrase în România s-ar putea duce și spre Moldova, prin gazoductul Iași-Ungheni-Chișinău, care are o capacitate de 1,5 miliarde de metri cubi pe an.
Deocamdată, secțiunea Ungheni-Chișinău este în lucru, cu termen de finalizare pentru decembrie 2019. O capacitate anuală de numai 500 de milioane de metri cubi pe direcția România-Bulgaria are și conducta Giurgiu-Ruse, inaugurată în 2016. O conductă cu o capacitate de până la 1,6 miliarde de metri cubi pe an ar putea fi construită și între România și Serbia, însă cel mai probabil va fi gata în 2025. Ceea ce înseamnă că, pentru moment, o bună parte din producția potențială a depozitelor de gaze menționate în articol nu are piață de desfacere.
Proiect cu semne de întrebare
Evoluțiile din sectorul petrol și gaze nu le sunt indiferente nici guvernanților. Aceștia au pregătit un proiect de lege prin care încearcă să reglementeze explorarea și exploatarea hidrocarburilor offshore. Printre altele, se stipulează că titularii acordurilor din perimetrele petroliere din largul Mării Negre vor beneficia, pe toată durata derulării contractelor, de nivelul de redevență, cotele procentuale de redevență petrolieră, pragurile de producție brute bruta aferente acestor cote și reglementările fiscale existente la data intrării in vigoare a legii. Mai exact, firme precum ExxonMobil, Lukoil ori OMV vor achita statului între 3,5% și 13% din valoarea producției brute extrase (în funcție de cantitățile extrase, astfel încât cel mai probabil redevențele se vor situa la nivelul maxim).
Mai trebuie spus și că proiectul de lege obligă firmele care desfășoară activități petroliere offshore să aibă minimum 25% din angajați români, dar și ca, în condiții similare tehnice și de preț, acestea să cumpere bunuri și servicii de la companii al căror capital este deținut în proporție de peste 25% de persoane fizice și/sau juridice române. Rămâne de văzut ce părere vor avea despre aceste prevederi autoritățile de la Bruxelles și Consiliul Concurenței.