Drumul gazelor naturale offshore: de la sute sau mii de metri adâncime sub nivelul mării la aragaz

FOTO Shutterstock

Cu o istorie de exploatare de peste un secol, zăcămintele de gaze naturale ale României au intrat în declin, deşi companiile din domeniu fac anual investiţii considerabile pentru stabilizarea producţiei.

Proiectele petroliere din Marea Neagră pot compensa însă această scădere a producţiei de pe uscat. În zona offshore, România are deja o experienţă de peste cinci decenii, astfel că, în prezent, aproximativ unul din zece metri cubi de gaze naturale produşi în ţară provine din adâncurile mării. Odată cu descoperirile făcute în 2012 în zona de mare adâncime, potenţialul este de a creşte semnificativ această producţie. 

Proiectele de exploatare a resurselor de hidrocarburi offshore sunt printre cele mai sofisticate proiecte de inginerie, iar tehnologia de top şi personalul specializat joacă un rol cheie. Procesul de extragere a resurselor de gaze naturale pentru a ajunge la consumatori este lung şi implică eforturi investiţionale uriaşe, pe care le vom explica detaliat în cele ce urmează.

Acest drum începe cu faza de cercetare a adâncurilor mării, pentru identificarea resurselor disponibile, prima din cele trei mari etape care compun ciclul de viaţă al unui proiect offshore: explorare (1), dezvoltare (2) şi producţie (3). De regulă, pentru proiectele offshore în zona de mare adâncime, durata totală a celor trei etape este de până la 30 de ani.

Gaz de România a sumarizat, în infograficul următor, acest traseu parcurs de companiile petroliere pentru identificarea şi extragerea resurselor offshore de gaze naturale:

Depăşirea limitelor tehnologice: spre ape tot mai adânci

La nivel global, „exploatările offshore au început să devină semnificative în anii ‘70-‘80, atunci când au fost descoperite şi cele mai mari zăcăminte în apele de mică adâncime. Pe măsură ce rezervele mai uşor de descoperit şi exploatat au început să se epuizeze, companiile internaţionale de petrol (Supermajors) s-au îndreptat spre ape tot mai adânci, iar ponderea gazelor naturale a început să crească în totalul descoperirilor”, se arată în analiza „Provocările exploatărilor offshore de mare adâncime. Situaţia Mării Negre”, publicată de Energy Policy Group (EPG). 

Situaţia este similară şi la noi. „În România, proiectele petroliere offshore au debutat în perioada 1967-1969. Scopul acestora a fost creşterea producţiei naţionale prin accesarea potenţialului de foraj şi exploatare în cadrul platformei continentale a Mării Negre”, conform datelor Asociaţiei Române a Concesionarilor Offshore din Marea Neagră (sursa, aici). De atunci, iată cum am progresat, datorită avansului tehnologic şi investiţiilor uriaşe realizate:

În 1975, când prima platformă marină de foraj a fost instalată în largul Mării Negre, prima sondă a fost săpată într-o zonă în care apa avea o adâncime de 84 de metri.

Între decembrie 2011 – martie 2012, ExxonMobil şi OMV Petrom au forat sonda Domino-1, prima sondă de explorare în ape de mare adâncime din România, care a confirmat prezenţa gazelor naturale. Domino-1 a atins o adâncime totală de peste 3.000 de metri sub nivelul mării. Acest lucru a fost posibil folosind tehnologie de ultimă oră.

„Modul în care se explorează acum în apele de mare adâncime era de neconceput în urmă cu 20 de ani. Vasele, platformele de foraj, dar şi tehnologia de prelucrare – toate au făcut progrese enorme în ultimele două decenii”, scrie unul dintre cei mai reputaţi specialişti în domeniul energetic, Vasile Iuga, în analiza publicată de EPG.

Pentru a înţelege şi mai bine procesul de aducere la suprafaţă a resurselor de gaze naturale offshore, vom detalia mai jos aceste etape, descrise în analiza EPG:

În faza de explorare, un investitor angajează costuri legate de studii geo-ştiinţifice şi de mediu, sonde de evaluare, activitate de explorare, achiziţie de albie de drepturi de exploatare, studii seismice etc.

Dacă în urma analizării datelor seismice, geologice şi a rezultatelor sondelor de explorare se ia decizia de investiţie, urmează faza de dezvoltare, timp în care se implementează planul de investiţii cu costuri foarte ridicate.

Investiţii şi riscuri uriaşe asumate de către investitori

Ce este foarte IMPORTANT DE REŢINUT: În medie, timp de şapte ani de la începerea unui proiect de exploatare de ţiţei şi gaze naturale în ape de mare adâncime, investitorul are numai ieşiri de fluxuri de numerar şi zero intrări de venituri.

Pentru proiectele în ape de mare adâncime, producţia începe în medie după aproximativ 7 ani de la demararea proiectului, spre deosebire de proiectele onshore (de pe uscat) şi din ape mai puţin adânci.

Odată cu faza de producţie, încep să apară şi veniturile, iar PRIMELE PROFITURI sunt generate cam după 10 ani de la demararea proiectului, respectiv 2-3 ani de la începerea producţiei.

În faza de producţie sunt şi alte ieşiri de fluxuri de numerar, reprezentate de taxe, redevenţe, impozite, dar şi de cheltuieli operaţionale.

La sfârşitul ciclului de viaţă economică al proiectului, există costuri de închidere sau de abandonare a zăcămintelor şi de refacere sau restaurare a zonei, inclusiv demontarea infrastructurii.

Pe lângă necesarul de investiţii semnificative şi termenul lung de recuperare a acestora, aceste proiecte offshore se realizează în condiţii de risc ridicate. Atunci când se face analiza investiţională a proiectului, se ia în considerare riscul total al proiectului şi, cu cât acesta este mai mare, cu atât şi profitabilitatea aşteptată creşte. În sine, deciziile de investiţii sunt ca nişte pariuri mari şi riscante, pe termen lung, în care investiţia se recuperează după o lungă perioadă de timp.

Iată principalele riscuri, descrise de analiza realizată de Vasile Iuga:

• Incertitudinea privind potenţialului resurselor
• Infrastructura si logistica 
• Riscul comercial şi fluctuaţiile preţului petrolului
• Managementul de proiect
• Riscurile de mediu
• Riscul reputaţional
• Riscuri politice sau geopolitice
• Riscuri fiscale

Pandemia Covid-19 şi obiectivele ambiţioase ale reprezentanţilor Uniunii Europene de a reduce emisiile de gaze cu efect de seră cu cel puţin 55% până în 2030 comparativ cu anul 1990 expun sectorul de gaze naturale la o serie de noi riscuri şi incertitudini. În prezent, „politicile europene privind posibilitatea clasificării investiţiilor în gaze naturale drept investiţii verzi sunt relativ ambigue”, arată PwC România, în „Studiu comparativ privind impozitarea specifică a producţiei de gaze naturale offshore din Europa”, publicat recent de către Federaţia Patronală Petrol şi Gaze (FPPG).

Suprataxarea sectorului de gaze naturale offshore blochează investiţiile

Regimul fiscal aplicat sectorului de gaze naturale offshore reprezintă o componentă esenţială pentru operatorii economici din perspectiva deciziei de investiţii, mai ales în contextul actual al tranziţiei energetice. Şi totuşi, autorităţile din România continuă să menţină un nivel prea ridicat al fiscalităţii, menţinând astfel blocate deciziile de investiţii în perimetrul offshore de mare adâncime (Neptun Deep), unde au fost identificate încă din 2012 rezerve considerabile de gaze naturale.

„În anul 2020, România avea cea mai mare rată efectivă de impozitare a sectorului de gaze naturale offshore (23%) dintre statele europene relevante pentru producţia offshore, de aproximativ 4,3 ori mai mare decât media acestora, estimată la 5,3% (media fără RO). Acest nivel ridicat de impozitare efectivă arată necesitatea modificării regimului fiscal, astfel încât acesta să devină atractiv investiţiilor, cu atât mai mult în contextul tranziţiei energetice. Astfel, pentru restabilirea echilibrului şi a competitivităţii regimului fiscal este necesară modificarea Legii Offshore (Legea nr. 256/2018)”, se mai arată în studiul realizat de PwC România.

Avem în faţă o oportunitate istorică pentru dezvoltarea economică a ţării: zăcămintele din Marea Neagră, pe care însă riscăm să o ratăm. Doar un cadru fiscal şi de reglementare competitiv va debloca investiţiile de mare anvergură necesare pentru a dezvolta proiectele de gaze naturale din Marea Neagră. Aceste investiţii vor aduce României beneficii economice şi geostrategice, asigurând, totodată, resursele necesare pentru atingerea obiectivelor de decarbonare din actualul Green Deal european.