Pariul Petrom pentru următorii patru ani: Să găsească rezerve noi de petrol şi gaze egale cu cât scoate din pământ

O rată de înlocuire a rezervelor de 100% înseamnă de fapt, ca, în fiecare an, compania să găsească în subsol noi rezerve de hidrocarburi, în zăcăminte noi sau prin redezvoltarea celor existente, egale cu cât extrage în anul respectiv. „Este pentru prima dată când ne propunem o ţintă de 100% de înlocuire a rezervelor, adică să aducem noi rezerve la nivelul producţiei pe care o extragem în fiecare an. Este o ţintă ambiţioasă”, a spus directorul general al companiei, Mariana Gheorghe.

Cât de ambiţioasă este ţinta? „La nivelul Grupului, rata medie de înlocuire a rezervelor, calculata pe ultimii trei ani, a crescut la 37% în 2016 (2015: 35%), în Romania aceasta fiind de 32% (2015: 33%). Pentru anul 2016, calculat individual, rata de înlocuire a rezervelor la nivel de Grup a fost de 36% (2015: 33%), valoarea inregistrata in Romania fiind de 29% (2015: 25%)” se arată în ultimul raport financiar al companiei.

Aşadar, Petrom ar vrea ca procentul să crească de la 37% la 100%, în doar patru ani. Evident, miza este perimterul Neptun Deep din Marea Neagră, unde încă nu se ştie dacă exploatarea rezervelor de gaze naturale (între 42 şi 84 de miliarde de metri cubi de gaze, potrivit estimărilor) va fi viabilă din punct de vedere comercial.

În ciuda unei ţinte de a menţine producţia la nivelul de 200.000 de barili pe zi, şi a investiţiilor mari din ultimii ani din zona de explorare şi producţie, producţia de hidrocarburi a Petrom a scăzut, din 2012 până în 2016 cu 4,7%, de la 183.000 la 174.000 de barili pe zi. Între 2015 şi 2016, producţia a scăzut cu 2,5%.

Este un procent mic, însă, spune Mariana Gheorghe, mai ales pe fondul scăderii investiţiilor, la care compania a fost obligată să recurgă, din cauza prăbuşirii preţului petrolului.

„Producţia a scăzut cu doar 2,5% în ultimul an, dar declinul natural al zăcămintelor noastre este de 10% pe an. Între 2012 şi 2016, reducerea de producţie este de 4,7%, dar investiţiile au fost reduse cu 45%. Deşi am scăzut volumul investiţiilor, am continuat să ne concentrăm pe valoare şi pe eficienţa capitalului utilizat”, a declarat directorul OMV Petrom. În 2016, compania a investit în sectorul de upstream (explorare şi producţie) 472 de milioane de euro

Compania a reuşit să scadă costurile de producţie în 2016, cu 10% comparativ cu anul precedent, cu 10%, până la 11,85 dolari pe baril.

„Producţia zilnică de hidrocarburi a Grupului Petrom a fost de 174,1 mii bep/zi (Romania: 165,8 mii bep/zi). Producţia de ţiţei, gaze şi condensat, la nivel de Grup a fost 63,74 mil bep in 2016, mai mică decât nivelul din 2015, ca rezultat al scăderii producţiei în România şi în Kazahstan. În România, producţia totala de ţiţei, gaze şi condensat a fost de 60,66 mil bep, cu 2% mai mică faţă de anul precedent. Producţia internă de ţiţei a fost de 26,34 mil bbl, cu 4% mai mică comparativ cu nivelul din 2015 din cauza declinului natural, lucrărilor de reparaţii capitale şi de suprafaţă planificate (atât onshore cât şi offshore). Producţia internă de gaze naturale a fost de 34,32 mil bep, aproape la acelaşi nivel ca în 2015. Producţia de ţiţei şi gaze în Kazahstan a scăzut cu 7%, la 3,07 mil bep, din cauza declinului natural şi a lucrărilor de mentenanţă la facilităţi”, se arată în raportul companiei petroliere.

OMV Petrom a raportat pentru anul trecut un profit de 1,023 miliarde de lei, comparativ cu pierderile de 690 de milioane de lei din 2015. Vânzările companiei au scăzut cu 10% faţă de 2015, până la 16,2 miliarde de lei.