Cum își gestionează Petrom rezervele de hidrocarburi din subsolurile României

Mihai Nicuț 18/05/2020 | 10:50 Financiar
Cum își gestionează Petrom rezervele de hidrocarburi din subsolurile României

Rezervele de hidrocarburi raportate de Petrom în România au scăzut sub pragul de 500 de milioane de barili. Miliardele de euro pompate până acum în subsolul României au atenuat declinul. Pe fondul prețurilor mici de pe piețe, Petrom are acum și un alt fel de rezerve: cele în pri­vința deciziei de a investi în căutarea de noi resurse într-o țară care tot extrage petrol de 150 de ani.

Petrom, companie deținută majoritar de gru­pul austriac OMV, arată în ultimul său raport anual, cel de pe 2019, publicat acum câteva zile, că rezervele dovedite de petrol și gaze din România erau, la 31 decembrie 2019, de 477 de milioane de barili echivalent petrol (bep), în scădere cu 6% față de ce raporta la finalul anului 2018. Re­zervele dovedite (1P) sunt cele mai si­gure (după ele urmează cele probabile și dovedite – 2P: proved and probables) și sunt cele pe care își fac planurile de afa­ceri toate companiile petroliere.

Petrom este cea mai mare companie pe­tro­lieră din România și singurul produ­că­tor de petrol și gaze. Celălalt producător de hidrocarburi, Romgaz, extrage doar gaze naturale din România.

Opt ani și jumătate

Ce înseamnă 477 de milioane bep rezerve în subsolul Româ­niei, administrate de Petrom? La scară mon­dială, extrem de puțin, adică echiva­lentul a mai puțin de cinci zile de consum – în condiții normale, consumul (doar de pe­trol) al planetei este, grosier, de 100 de milioane de barili pe zi. Sau, la ritmul de extracție al companiei, care a fost de 55,8 milioane bep în 2019, și el în scădere, ar în­semna producția de țiței și gaze din Ro­mânia pe următorii opt ani și jumătate. Cu alte cuvinte, în lipsa unor noi descoperiri, Petrom va termina de extras hidrocarburile din România în mai puțin de nouă ani.

Iar rezervele tot scad. La finalul lui 2019, compania anunța o scădere cu 6% față de cele din 2018, când se ridicau la 509 mili­oane bep, la rândul lor în scădere, tot cu 6%, față de cele din 2017 și așa mai departe.

De ce scad rezervele?

Prima cauză este declinul natural al zăcămintelor. În Ro­mânia se extrage petrol de peste 150 de ani, iar țara noastră este atestată documentar cu prima sondă comercială de ex­tracție a petrolului din lume. De-a lungul timpului însă, zăcămintele se tot golesc, producția lor scade și devine din ce în ce mai costisitoare pe măsură ce se tot extrage.

O comparație relevantă: România încă are 13.000 de sonde active, iar Norvegia, țara europeană la care ne place să ne ra­por­tăm când vorbim despre taxarea resur­selor, are doar 400. Însă producția medie pe sondă este la noi de 21 de barili pe zi, față de 2.350 de barili pe zi în Norvegia.

Singura soluție viabilă pentru a mai avea și pe termen lung petrol și gaze în România sunt noile descoperiri. Industria petro­lieră folosește un indicator care se nu­mește rata de înlocuire a rezervelor, ceea ce înseamnă, procentual, cât se descoperă într-un an față de cât se extrage. Care este încă destul de mică. Petrom a raportat, pentru anul 2019, o rată de înlocuire de 39,5% (adică la 1.000 de barili extrași s-au descoperit 395 de barili „noi“), în scădere ușoară față de anul precedent (40%). Media ultimilor trei ani raportată de Petrom pentru România în 2019 este de 38%, în creștere cu 4 puncte procentuale totuși față de raportarea identică de la finalul anului 2018.

Petrom a investit, începând cu 2005 (pri­vatizarea a fost în 2004), aproximativ 15 miliarde de euro, mare parte în zona de explorare și de producție. Rezultatul este o scădere a producției interne de doar 4-5% pe an, nicidecum o creștere. O parte din rezultat a fost pe fondul redezvoltării zăcămintelor actuale, folosind noile tehno­logii de explorare seismică și de foraje, și doar o mică parte a fost urmarea unor des­coperiri noi.

Din păcate însă, previziunile din acest ultim punct de vedere sunt mai degrabă rezervate decât optimiste, din cel puțin două motive: efectele pandemiei de COVID-19 și mediul de reglementare impus de statul român pentru afacerile din sectorul de petrol și gaze.

Efectul coronavirus

Pandemia a con­dus la restrângerea dramatică a activi­tății economice în majoritatea statelor lumii. Fabricile s-au închis, avioanele nu mai zboară, vapoarele transportă tot mai pu­ține mărfuri, centralele electrice care folosesc hidrocarburi produc mai puțin, circu­lația mașinilor personale a fost și ea limi­tată.

Ca atare, cererea de petrol a scăzut dramatic, dar nu la fel și producția, și s-a ajuns să se producă atât de mult în raport cu cât se consumă, încât nu mai există lite­ralmente loc de depozitare a petrolului, după ce s-au umplut rezervoarele de pe uscat, tancurile petroliere maritime, ba chiar și peșterile de sare din Scandinavia, doar ca să aveți un exemplu al grozăviei.

Prețurile, oricum și sub presiunea altor factori, au scăzut dramatic în aprilie și s-a ajuns, în premiera omenirii, ca, la finalul lui aprilie, să avem preț negativ la bursa de măr­furi din New York pentru contracte futures cu livrare în mai: minus 38 de dolari barilul.

Aceea a fost o situația particulară, dar, acum, prețul petrolului Brent, de referință pentru piața europeană, oscilează în jurul valorii de 20-25 de dolari pe baril, după scă­deri chiar și sub pragul de 20. Or, la acest preț pe termen lung, pentru a reveni la România, nu „ies“ suficienți bani nici mă­car pentru a se susține producția cu­rentă, ce să mai vorbim de investiții pentru a căuta noi resurse? O recunosc chiar oficialii Petrom pe care i-am întrebat despre asta. Costul total al extracției de pe­trol și gaze în România (total lifting cost – termenul folosit de industrie) riscă să de­vină mai mare decât prețul. Este 30 de do­lari pe baril.

„Putem spune că avem un cost de lifting de aproximativ trei ori mai mare decât cos­tul nostru de producție. Dacă vă uitați în raportul nostru, vedeți că avem un cost de producție de circa 10-11 dolari/baril. (…) Deci, avem cost de lifting de aproximativ 30 de dolari/baril. Monitorizăm conti­nuu prețul petrolului, desigur, avem foarte multe simulări, săptămânal, și chiar zilnic, în această perioadă cu volatilitate ridicată. 30 de dolari/baril este un scenariu pesimist, dacă vă uitați la estimările noastre, anticipăm o medie de 40 de dolari/baril pentru anul acesta și un preț mai mare anul viitor. Dar chiar și în acest scenariu pe­simist, cu 30 de dolari/baril, 95% din producția din România generează un flux de numerar pozitiv. Astfel, avem o expunere teoretică pentru 5% din producție. Nu credem că un preț de 20 de dolari/baril se va menține mult timp, ar putea fi câteva zile, chiar luni, dar nu pe termen lung, motiv pentru care sperăm că impactul nu ar fi mare“, a spus Alina Popa, director financiar la Petrom.

Compania are încă un buget semnificativ de investiții în acest an, chiar dacă a fost amputat. Investițiile prognozate de Petrom vor scădea la 3 miliarde de lei în 2020, de la 4,2 miliarde, cât estima inițial, în special pe fondul reducerii forajelor, dar și al amânării unor proiecte în domeniul petrochimiei și în cel al vânzărilor cu amă­nuntul. Dar nici această cifră nu reprezintă o garanție, mai ales în condițiile în care oficialii companiei spun foarte clar că nu se poate estima acum cât timp mediul economic va fi afectat și până la ce nivel.

„Răspândirea coronavirusului (COVID-19) la nivel global a adus o transformare bruscă în viețile oamenilor și a afectat în mod considerabil mediul economic. Măsurile de combatere a efectelor aferente au un impact major asupra dezvoltă­rii eco­nomiei globale și au condus la un declin brusc al cererii pentru produse și servicii. În același timp, producția de țiței a crescut pe fondul unui conflict între marii producători, intensificând astfel efectul scă­derii cererii pentru țiței și produse pe­troliere. Amploarea și durata efectelor asupra economiei nu pot fi estimate într-un mod credibil la acest moment“, se arată în comunicatul Petrom emis cu ocazia pre­zen­tării rezultatelor financiare pentru pri­mul trimestru al anului. La capitolul politici guvernamentale, putem selecta două mari zone: Legea offshore și runda XI.

Legea offshore

Chiar și în condițiile actuale, în care prețul gazelor de pe piață taie puternic din apetitul de a investi în cău­tarea de noi resurse (ca și în cazul pe­tro­lului), oficialii Petrom au dat de înțeles că sunt dispuși să continue proiectul din Marea Neagră, chiar dacă partenerul lor strategic în câmpul Neptun Deep, compania americană ExxonMobil, intenționează să renunțe la cota sa de 50% din proiect. Asta, dacă autoritățile de la București vor modifica prevederile legislative, în special cele din Legea offshore, adoptate în timpul guvernelor controlate de Liviu Dragnea, care afectează profitabilitatea proiectelor.

Compania petrolieră ar dori ca impozitul suplimentar pe producția de gaze offshore să fie diminuat, deducerile să fie mă­­rite, obligațiile de a vinde gazul pe piața centralizată, care pun frână vânzării gaze­lor pe piață, să fie îndepărtate, iar regimul de taxare să fie stabil pe toată durata ex­ploa­tării.

Asta, în condițiile în care tergiversările de la noi și situația din piața europeană a gazelor, unde prețurile au scăzut – întâi ca urmare a unei ierni blânde, apoi a pandemiei –, au afectat serios profitabilitatea pro­iectului și sunt în sine un impediment în a se lua o decizie finală de investiție. Investitorii au îngropat deja 1,5 miliarde de dolari în exploatarea perimetrului Neptun Deep, cu rezerve estimate la 42-84 de miliarde de metri cubi de gaze, și ar mai fi nevoie de încă 3 miliarde.

În actualul cadru fiscal, guvernul ar primi 90% din profitul exploatării, iar investitorii – doar 10%, potrivit unui studiu al companiei de consultanță Biriș Goran, iar acest lucru împiedică demararea pro­iectului. Calculele erau valabile înainte de scăderile de preț din acest an. Un proiect de modificare a legislației, care a fost înaintat în ultima parte a guvernării PSD Dăn­cilă, scădea cota statului la 60% și ar fi fost fezabil pentru o decizie de investiții din partea petroliștilor. Noul guvern PNL nu și l-a asumat însă, iar actualul ministru al eco­nomiei, Virgil Popescu, a repetat că legislația va fi modificată de parlament doar dacă va exista un consens politic pe această temă.

Recent, Rainer Seele, șeful OMV, compania care controlează Petrom, a spus că o decizie finală de investiție în acest proiect va fi luată în 2021.

În total, potrivit chiar estimărilor oficialilor de la București, sub platoul continental al Mării Negre ar fi circa 200 de mili­arde de metri cubi de gaz, care ar asigura, doar ele, consumul național actual pe circa 18 ani.

Runda XI

De mai bine de zece ani, investitorii din petrol și gaze așteaptă ca statul român să dea drumul Rundei XI. Anunțată ca intenție anul trecut și având ca orizont pri­mă­vara acestui an, Runda XI se referă la scoaterea la concesiune a 28 de noi peri­metre, dintre care 22 sunt pe uscat, iar 6 sunt offshore, ultimele, în zona de apă mică a Mării Negre.

Companiile petroliere ar avea astfel noi perimetre disponibile unde, în urma atribuirii lor prin licitație, ar putea începe lu­crări de explorare și, mai apoi, foraje pentru a găsi noi rezerve de petrol și gaze. Pe­ri­metrele scoase la licitație au suprafețe cuprinse între 700 și 1.100 de kilometri pătrați fiecare.

Această Rundă XI a tot fost amânată ani buni și este amânată și acum, motivul ultim fiind hățișul legislativ. Legislația referitoare la explorarea și exploatarea hidrocarburilor face acum obiectul a trei legi: Le­gea petrolului, cea mai veche, Legea offshore și Legea pentru siguranța opera­țiu­nilor offshore. Oficialii români au văzut că există prevederi care se bat cap în cap și chiar suprapuneri de atribuții între in­sti­tuțiile relevante. De aceea, întâi s-a spus că vor fi scoase la concesiune perimetrele de uscat, unde situația juridică este mai clară, dar nici măcar asta nu s-a întâmplat.

Pe lângă problemele provocate de pre­țul actual de vânzare pe piața petrolului și gazelor, care nu prea poate susține pro­iecte costisitoare de explorare, a mai apă­rut o obligație legală care mai cerne și ea dintre potențialii doritori să caute resurse de hidrocarburi în România.

Agenția Națională pentru Resurse Mine­rale (ANRM) a primit în acest an prin lege atribuția de a se putea opune oricărei tran­zacții prin care o firmă care nu este din UE și este de stat să ajungă să dețină concesiuni în România, ba chiar guvernul poate rezilia inclusiv acordurile petroliere care sunt în vigoare, la propunerea ANRM, din motive de siguranță națională. Mai mult, orice transfer de acord petrolier se poate face doar cu acordul guvernului, chiar și în condiția în care nu se vinde concesiunea ca atare, ci doar firma care deține concesiunea.

Ar mai risca firme de calibru să intre în această afacere, știut fiind că, dacă la un moment dat vor să vândă, au nevoie de acordul statului?

„Observăm că, după ultimele modificări legislative impuse de guvern, statul tinde să instituie însă un control mai mare asupra titularului de acorduri petroliere sau al entităților care pot controla titularii de acorduri petroliere. Așa că probabil vor veni investitori prudenți, cu o ofertă finan­ciară redusă“, declara Oana Ijdelea, avocat specializat în petrol și gaze, în luna februarie a acestui an.

Oricum ar fi, licitațiile nu au fost nici mă­car lansate de statul român, petrolul este de aproape trei ori mai ieftin decât la înce­putul anului, gazele – la jumătate de preț, iar pandemia încă ține mare parte din eco­nomie închisă.


Acest articol a apărut în numărul 90 al revistei NewMoney.

Citește ultimul număr al revistei NewMoney în format e-paper