2020, an decisiv pentru viitorul gazelor care acum sunt îngropate în Marea Neagră

Care sunt resursele şi cine este implicat în proiect

Chiar Autoritatea Naţională pentru Resurse Minerale (ANRM), estima că în subsolul Mării Negre româneşti există rezerve totale de circa 200 de milioane de metri cubi de gaze, doar pe baza explorării de până acum. Pentru comparaţie, consumul anual al României este de 11 miliarde.

În momentul de faţă, sunt trei proiecte de anvergură în zona noastră continentală.

Primul, în zona de apă adâncă, derulat de Exxon şi OMV Petrom (50% fiecare)-Neptun Deep-unde s-au descoperit rezerve potenţiale de gaze de până la 84 de miliarde de metri cubi, al doilea, derulat de fondul de investiţii american Carlyle, prin Black Sea Oil and Gas (BSOG), în zona de apă mică, are un potenţial cuprins între 10 şi 20 de miliarde de metri cubi, iar al treilea, derulat de Lukoil şi Romgaz, tot în zonă de apă adâncă, cu rezerve potenţiale de 30 de miliarde de metri cubi.

Dintre toate acestea, singurul pentru care există luată o decizie finală de investiţie este cel al BSOG. Cei de la Carlyle, cel mai mare fond de investiţii din lume, au anunţat decizia, care ar putea aduce primele gaze noi din Marea Neagră la ţărm în anul 2021, în februarie 2019, în ciuda unor riscuri şi condiţionat de viitoarele decizii ale Guvernului de la Bucureşti, despre care vom vorbi ceva mai departe. Lukoil şi Romgaz sunt încă în faza de explorare, iar cel mai mare şi avansat proiect, Neptun Deep, este blocat.

Cauzele blocajului

ExxonMobil şi Petrom trebuia să anunţe încă din 2018 dacă vor lua decizia finală de investiţie în privinţa exploatării comerciale, dar decizia a tot fost amânată. Principalul motiv a fost noua lege offshore, care stabilea cardul de reglementare şi taxare, a fost adoptată prea târziu, a crescut povara fiscală asupra companiilor şi a adus şi o impredictibilitate suplimentară afacerii, plus o restrângere a potenţialei pieţei, prin obligaţia de a se vidne gazele preponderent pe piaţa locală.

Totul coroborat cu celebra OUG 114, prin care se reglementa pentru următorii trei ani şi piaţa românească. În plus, în vara acestui an, americanii de la Exxon au anunţat Guvernul de la Bucureşti că scot la vânzare participaţia lor în proiect, unde sunt şi operator, pe fondul unei strategii pe care o aplică la nivel de global, de a renunţa la o parte din proiecte care îi aduc profit mai scăzut.

Ce ar putea urma

Principala solicitare a operatorilor este amendarea legii offshore, care să facă mai atractivă exploatarea gazelor. Doar în perimetrul Neptun Deep mai sunt necesare investiţii de circa 3 miliarde de euro, iar companiile trebuie să fie sigure că îşi vor recupera banii, cu profitul scontat.

Un pas a fost făcut de fost Guvernare PSD pe ultima sută de metri a mandatului, când a fost elaborat un proiect e modificare a legii, care a fost salutat de Petrom, ca un pas înainte în dezvoltarea proiectului. Impozitul suplimentar a fost diminuat, deducerile au fost extinse, obligaţia de a se vinde gazele preponderent pe piaţa locală a fost ridicată. Un studiu al companiei de consultanţă BirişGoran a arătat că, dacă vechea lege acorda statului 90% din profituri, iar companiilor doar 10%, în noua lege cota statului ar scădea la 60%, ceea ce ar fi mulţumitor pentru companii.

Totuşi, proiectul de lege nu a fost asumat de noul Executiv, care a anunţat că vrea o unanimitate a forţelor politice, în Parlament, pe această temă.

În paralel, Exxon pare a continiua demersurile de vânzare. Compania de stat Romgaz a anunţat că este dispusă să participe, prin achiziţia unei participaţii de 15%-20%, iar alte două companii străne au accesat camera de date cu informaţiile despre rezultatele explorprilor de până acum. Prin presă s-au vehiculat mai multe nume de potenţiali investitori interesaţi: francezii de la Total, polonezii de la PGNiG, Lukoil.

De ce 2020 este hotărâtor

Înainte de orice, trebuie spus că şi primele gaze care vor ajunge la ţărm, cele din perimetrul Midia, al BSOG, pentru care există decizie finală de investiţie, sunt problematice. Când au anunţat decizia, americanii de la Carlyle au spus că, la momentul în care va demara efectiv producţia, legislaţia trebuie să fie curaţată de efectele OUG 114 şi de suprataxe, lansând voalat o ameninţare cu instanţa dacă acest lucru nu se va întâmpla.

Este aşadar imperios necesară modificarea cadrului de reglementare, lucru cerut pe un tot răspicat şi de OMV Petrom. Oficialii companiei au anunţat deja că din cauza amânării, proiectul s-a depreciat ca valoare şi aşteaptă cu interes noile reglementări pe baza cărora să ia decizia finală, în 2020. În acest caz, gazul ar putea fi pus pe piaţa peste circa trei ani.

De ce proiectele nu mai pot fi amânate? O scurtă privire asupra contextului este lămuritoare. În primul rând pentru că ruşii nu stau degeaba. În 2020 va intra deja gaz rusesc în zonă prin gazoductul Turk Stream, care va fi legat şi la pieţele din Bulgaria şi Serbia. În al doilea rând pentru că se construiesc şi extind noi terminale de LNG (unul în sudul Greciei) prin care va ajunge suplimentar gaz, atât american, cât şi din noile descoperiri din zonă, inclusiv din uriaşul câmp din largul Israelului, la care se adaugă şi gazul suplimentar din Azerbaidjan, transportat prin conductele TANAP-TAP în sudul Europei.

Deci va fi foarte mult gaz în zonă, cu efect direct asupra preţului. De altfel, s-a şi vâzut în 2019: preţurile au scăzut în Europa centrală chiar la un nivel mai mic, uneori, decât plafonul de preţ reglementat din România (68 lei/MWh)-ca efect România a importat masiv-pe fondul unei ierni trecute mai blânde, a consumului mai mic şi a cantităţilor rămase în depozite. Or, un preţ mai mic este un impediment suplimentar pentru derularea proiectelor depp offshore din Marea Neagră.

În plus la cele de mai sus, apare politica de decarbonizare a Comisiei Europene, care vrea o tranziţie spre o economie cu emisii zero până la nivelului anilor 2040-2050. Gazul este socotit combustibilul tranziţiei, iar utilizarea lui în generarea de energie ar fi posibilă până la orizontul 2035. Dar şi acel orizont ar putea fi devansat având în vedere noua politică adoptată la finalul lui 2019 (Green Deal) şi anunţul sec al BEI care a ajunţat că, din 2021 nu va mai finanţa proiecte energetice noi care presupun utilizarea gazelor naturale.