Petrolul din producţia internă se va epuiza în mai puţin de 20 ani

În ultimul deceniu, au fost descoperite doar 20 de zăcăminte, de mici dimensiuni, confirmând scenariile apropiatei epuizări a rezervelor Zeci de milioane de euro sunt pompaţi în

În ultimul deceniu, au fost descoperite doar 20 de zăcăminte, de mici dimensiuni, confirmând scenariile apropiatei epuizări a rezervelor

Zeci de milioane de euro sunt pompaţi în descoperirea zăcămintelor-surpriză. Deloc surprinzător însă, după o istorie de 150 de ani, hidrocarburile se lasă greu descoperite.

Falcon Oil&Gas, companie înregistrată în Canada, a anunţat săptămâna trecută Agenţia Naţională de Resurse Minerale că renunţă la explorarea în perimetrul Valea Jiului. Falcon devenise titular de contract pentru acest perimetru, preluând participaţia americanilor de la Pannonian International. Sperau să aibă mai mult noroc în găsirea gazelor naturale, pentru că, se ştie, acolo unde sunt cărbuni, sunt şi gaze.

Probail că vor avea mai mult noroc în perimetrul Anina, unde anul acesta au preluat în întregime un contract de explorare.

Pierderea marilor speranţe

Falcon este doar una dintre zecile de companii petroliere care mizează sume consistente pariind că, după 150 de ani de explorare ţiţei şi 100 de ani explorare gaze naturale, România mai are zăcăminte care pot oferi surprize.

Surprizele întârzie deocamdată să se arate. În urmă cu zece ani, giganţi precum Shell (Olanda) şi Amoco (SUA) renunţau la acordurile de "explorare şi împărţire a producţiei" semnate cu statul, reprezentat de Rompetrol, în 1992, pentru perimetrele Valea Someşului-Valea Mureşului, respectiv Salcia- Pietroasele.

Din 1996, acordurile "explorare şi împărţire a producţiei" au fost înlocuite de acorduri de concesiune, ceea ce a mărit interesul companiilor să exploreze în România. Dar, până acum, "din 50 de acorduri încheiate pentru explorare, au fost descoperite de-abia 20 de zăcăminte noi, şi acestea de dimensiuni mici sau medii. Aportul lor este de mai puţin de 5% din producţia actuală", spune Bogdan Găbudeanu, preşedintele ANRM.

Urmează runda a noua

E greu de vorbit practic de perimetre cu adevărat noi scoase la licitaţie. "La noi, cercetarea geologică s-a făcut bine; ce era de descoperit s-a cam descoperit", arată şeful ANRM. În principal, perimetrele oferite sunt cele la care au renunţat Petrom şi Romgaz, atât pentru explorare, cât şi exploatare.

Spre exemplu, până acum, cele două mari companii integrate au retrimis la ANRM în jur de 40 de zăcăminte "seduse şi abandonate". Din acestea, 19 au fost adjudecate de şase companii, dar, din nou, aportul la producţia naţională este nesemnificativ. Cu atât mai puţin la bugetul de stat.

ANRM se aşteaptă ca la sfârşitul lunii august să anunţe următoarea rundă (a noua) de scoatere la licitaţie a perimetrelor pentru exploatare, "reprezentând 15-20 de perimetre la care Petrom a renunţat din motive economice". La începutul anului viitor, este programată şi runda a noua pentru explorare (se estimează că vor fi 40 de perimetre, în total circa 38.000 kmp).

După exemplul rundei a opta, se aşteaptă ca actualele cotaţii internaţionale să impulsioneze companiile să pluseze pentru obţinerea concesiunilor. La începutul acestui an, din 26 de perimetre de exploatare au fost adjudecate 15 (şase companii sau consorţii).

Din Dallas la Făureşti

Puţini sunt însă cei care mai reuşesc perfomanţa să mai găsească petrol în piatră seacă. Toreador, o companie din Dallas, exploatează din 2003 blocul Făureşti, un perimetru de unde din 1970 încoace, de la descoperirea sa, s-au produs mai mult de 7,6 milioane de barili de ţiţei şi circa un miliard mc de gaze.

Anul trecut, americanii au mai scos 1.000 de tone de ţiţei ( date ANRM)sau 10.000 de barili, după cum anunţau în raportul către acţionari. Producţia este derizorie, mai puţin de 3% decât au obţinut, spre exemplu, săpând în Franţa, în zona Paris. Oricum, producţia este cu 25% mai mare decât în 2006.

La noi însă, miza nu mai stă atât în găsirea de petrol cât de gaze. În 2007, au raportat în jur de 20 milioane mc de gaze, o cantitate încă nesemnificativă, care a contribuit chiar la creşterea cheltuielilor de exploatare faţă de estimări.

Se mândresc însă cu titulatura de primul producător străin de gaz din România şi anunţă perspective frumoase: analizele a încă două perimetre aflate acum în faze de explorare - Vipereşti şi Moineşti - le-au dat convingerea că au un potenţial de producţie între 12 milioane de barili echivalent petrol (BOE) şi 105 milioane BOE. Iar câmpul Moineşti are cel puţin o forţă de atracţie. În 1996, începuseră exploatarea aici Petrom împreună cu Ramco, din Marea Britanie. În 2002, cele două companii renunţă la acord.

Noile zăcăminte nu vor reuşi să crească resursele cu mai mult de 20%-25%.Practic, în ultimii 20-30 de ani, nu s-au mai descoperit mari zăcăminte.La noi, cercetarea geologică s-a făcut bine: ce era de descoperit s-a cam descoperit
Bogdan Găbudeanu
preşedintele ANRM

Arhiva subsolului, în administrare privată

Alocarea perimetrelor în licitaţiile organizate de ANRM se face, în principal, în funcţie de investiţiile angajate de solicitanţi. Statul va fi interesat ca operatorul să se angajeze la investiţii obligatorii cât mai mari, pentru a putea creşte şansele descoperirii de zăcăminte (pe care ulterior va plăti redevenţe). Dacă nu duc la petrol, investiţiile vor aduce, cel puţin, mai multe informaţii la fondul naţional geologic.

Practic, petrolistul nu plăteşte cu bani dreptul de explorare, ci cu informaţii: cu cât va săpa mai mult, cu atât va aduce mai multe date despre "ce se află în subsol". Evident, proprietarul acestor date cu regim confidenţial este statul, prin ANRM, doar acesta având dreptul să le comercializeze.

Cu toate acestea, arhiva veche, cu date acumulate în zecile de ani de explorare, nu se găseşte la Agenţie, ci la foste întreprinderi de stat, acum privatizate, precum Prospecţiuni - grup Tender şi Foradex. Preşedintele ANRM, Bogdan Găbudeanu, spune că aceste companii păstrează arhiva, fără să perceapă chirie şi respectând caracterul de "secret de serviciu".

"Datele nu pot fi comercializate", spune preşedintele ANRM. Avantajul companiilor este că se pot folosi de date în cazul în care sunt titularii unui contract de concesiune. Agenţia nu are prevăzute fonduri pentru "strângerea" acestei arhive şi trecerea datelor pe suport digital de înregistrare a datelor.

Parteneriate pentru împărţirea riscului

În 2002, directorul de explorare de la Ramco fondează Aurelian Oil&Gas şi preia portofoliul deţinut de fosta companie în Europa Centrală, inclusiv în România. Aici, Aurelian deţine în coparticipaţie - având ca principal partener Romgaz - acorduri de explorare pentru cinci perimetre (Brodina, Cuejdiu, Bacău, Suceava şi Brateş), plus producţie din blocul Bâlca. Investiţiile de până acum au totalizat 17 milioane de euro, spune directorul comercial Frank Jackson.

Scumpirea petrolului motivează investitorii

Sumele au început să crească însă în ultimii ani, odată cu saltul preţurilor mondiale la ţiţei şi gaze naturale. Numai anul trecut au fost cheltuiţi în România 5,9 milioane de euro pentru explorare şi patru milioane în dezvoltare la Bâlca, după cum se arată în raportul Aurelian către acţionari. Suma este comparabilă cu investiţiile din Polonia, unde au descoperit rezerve consistente în bazinul Poznan.

La sfârşitul anului trecut, compania declara că are fonduri de 29,3 milioane de euro, suficient pentru finanţarea operaţiilor pe doi ani din Europa Centrală, cu excepţia Poloniei (unde ar fi necesari în jur de 30 milioane de euro pentru dezvoltare). Stoarcerea vechilor zăcăminte presupune sume tot mai mari şi, implicit, atragerea de parteneri pentru împărţirea riscurilor.

Săptămâna tercută, Aurelian tocmai a anunţat că a cooptat Romgaz, cel mai mare producător român de gaze, în proiectele de explorare din Slovacia şi Polonia.

Cooperarea va presupune şi împărţirea participaţiei pe care Aurelian o are în concesiunea Bacău, Romgaz contribuind cu 60% din sonda Lilieci, care va săpa la 2.900 metri.

Şansele pentru o descoperire "adevărată" se pare, însă, că nu se găsesc "pe uscat", ci la câţiva zeci de kilometri în largul mării. Aici s-ar putea găsi un rezervor mai mare decât producţia anuală de gaze din acest moment - după datele titularului concesiunii, Sterling Resources, o companie înregistrată în Marea Britanie. Exploatarea a început în urmă cu zece ani şi mai necesită investiţii de 100 milioane de euro, după cum arăta directorul Stephen Birrell.

14, cel mult 25. A început numărătoarea inversă

Statisticile internaţionale înregistrează România ca fiind prima ţară cu producţie de petrol - 275 de tone în 1857. (SUA erau înregistrate de-abia doi ani mai târziu). În 1900, producţia ajunge la 250.000 de tone, iar în 1914, la 1,78 milioane de tone. În 1937, studiile disponibile arătau că rezerva naţională de ţiţei este de 95 milioane de tone, locul şapte în lume.

În 1976, când se atingea producţia-record de 14,7 milioane de tone, în România începea să se vorbească deja de epuizarea rezervelor. În 2006, guvernul calcula că rezervele de ţiţei erau de 80 milioane de tone. Calculele oficiale arată că am început numărătoarea inversă a celor 14 ani în care ne mai ajunge rezerva (o producţie anuală estimată la 5,2 milioane de tone).

"În cele mai bune situaţii, noile descoperiri nu vor reuşi să crească resursele cu mai mult de 20-25%", spune Bogdan Găbudeanu, preşedintele ANRM. Mihail Batistatu, profesor la Universitatea de Petrol şi Gaze, Ploieşti, crede că, "după un scenariu optimist, se va mai putea extrage ţiţei în jur de 25 de ani".

Vorbim de exploatarea în condiţiile unui prag de rentabilitate rezonabil. În acest moment, raportul cost-beneficii este de 1 baril echivalent petrol pentru obţinerea a 5-10 barili. "Oricum, în materie de petrol, în condiţiile tehnologiei actuale, nu se poate vorbi de exploatare până la epuizare, pentru că două treimi din cantitatea totală din subsol rămâne acolo."