De ce, anual, din conturile OMV Petrom se evaporă zeci de milioane de euro

Încet, dar sigur, producţia OMV Petrom scade, iar din conturile companiei se evaporă anual zeci de milioane de euro. Cum contracarează Petrom o evo­luţie naturală, dar cu efecte masive asupra rezultatelor financiare şi, implicit, asupra celor 15.000 de angajaţi?

„Gradul de epuizare la resursele de pe­trol este de 90%. Mai avem posibilitatea de a produce hidrocarburi în România doar pentru o perioadă limitată, respectiv 12 ani la țiței și 9 ani la gaze naturale. Atât ne mai ajung rezervele dovedite din zona de onshore (pe uscat, n.r.), fără a mai investi“, avertiza în septem­brie 2016 Artur Stratan, din poziția sa de atunci de președinte al Asociației Române a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA).

Între timp, diminuarea cantităţilor extrase de OMV Petrom, ca urmare a declinului natural al resur­selor, forţează cea mai mare companie integrată de ţiţei şi gaze din sud-estul Europei să ia măsuri de impact pe termen lung.

Compania a produs anul trecut 63,74 milioane barili echivalent petrol (bep), faţă de 65,19 milioane bep în 2015 și 81,31 milioane bep în 2004, anul pre­luării Petrom de către austriecii de la OMV. Pentru 2017, OMV Petrom are ca obiectiv limitarea declinului la cel mult 3%, în condițiile în care vânzările segmentului upstream – activitatea de explorare, dezvoltare şi producţie de ţiţei şi gaze naturale – au scăzut abrupt în ulti­mii ani, de la 12,8 miliarde de lei în 2014 la 8,9 miliarde de lei în 2015 și 7,3 miliarde de lei (1,62 miliarde euro) în 2016.

OPȚIUNI STRATEGICE. Măsurile prin care Petrom combate efectele unei pro­ducţii mai mici merg de la ierarhizarea investiţiilor la reduceri de costuri şi re­nun­­ţarea la zăcă­min­tele marginale. Ca efect pe termen lung însă, cea mai impor­tantă decizie vizează extinderea explo­rărilor, atât în România, cât şi în regiunea Mării Caspice şi – mai ales – în Marea Neagră.

„În upstream am continuat să imple­mentăm măsurile de îmbunătăţire a efi­cienţei şi am obţinut o reducere semni­ficativă a costurilor, cheltuielile unitare de producţie scăzând cu 10% (în 2016, n.r.), la sub 12 USD/baril. Astfel, am reuşit să compensăm declinul de 2,5% al pro­ducţiei zilnice de hidrocarburi, dar nu am putut compensa impactul preţurilor în scădere. Totuşi, suntem mândri că am reuşit să limităm declinul producţiei mult sub limita superioară a estimării noastre de 4%“, explică directorul general al OMV Petrom, Mariana Gheorghe.

La rândul său, Peter Zeilinger, membru al Directoratului Petrom, responsa­bil cu acti­­vitatea upstream, spune că zăcă­min­tele marginale au fost vândute și contrac­tele de creştere a producţiei, re­ne­gociate.

„Luând în considerare mediul caracteri­zat printr-un preţ scăzut al ţiţeiului, care determină o schimbare a paradigmei de la volum către valoare, eforturile noastre în 2016 s-au concentrat pe dezvoltarea op­ţiunilor strategice având ca obiective maximizarea valorii portofoliului şi asigurarea sustenabilităţii bazei de rezerve. Valorificarea întregului potenţial al portofoliului activelor producătoare din România şi creşterea bazei existente de active pentru a asigura sustenabilitatea pe termen lung sunt cele două direcţii strategice pentru segmentul upstream“, de­ta­liază acesta. Strategia va fi pusă în prac­tică, printre altele, prin programe de foraj, reparaţii capitale la sondă şi redezvoltare a zăcă­mintelor, cu obiectivul unei rate de 100% privind înlocuirea rezer­velor, până în 2021.

DEPENDENȚA DE NOI DESCOPERIRI. Dezvoltarea Petrom pe termen lung depinde însă de capacitatea companiei de a descoperi şi exploata comercial noi rezerve. Expertul în energie Ionuț Purică atrage atenția că este timpul ca România să accelereze forajele exploratoare, atât în teritoriu, cât și offshore, în baza unui plan de acțiune concret cu măsuri destinate creșterii numărului de explorări.

„Sunt costuri mari, dar mari pot fi și câș­tigurile. Oricum, ce costă mai mult: să rămâi fără petrol și gaze și să imporți la prețuri enorme, fiind la mâna altora, și în plus să omori rafinăriile, industrii întregi, sau să iei acum măsuri?“, întreabă prof. univ. dr. Ionuț Purică, cercetător la Aca­de­mia Română, Institutul de Prognoză Eco­nomică și director executiv al Centrului de Consultanță Energetică și Ambien­tală.

Totodată, acesta atrage atenția asupra faptului că statul nu este un simplu acțio­nar al OMV Petrom, ci garantul siguranței alimentării cu petrol și gaze, astfel că și implicarea sa în acest domeniu trebuie să fie pe măsură.

Cea mai promiţătoare oportunitate offshore este Neptun Deep, adică partea de ape adânci a blocului XIX Neptun din sectorul românesc al Mării Negre, unde OMV Petrom desfăşoară activităţi în baza unui parteneriat încheiat cu grupul american ExxonMobil. Rezultatele campaniilor de fo­raj au fost încurajatoare, descoperin­du-se gaze naturale, astfel că Petrom şi ExxonMobil încearcă să stabilească acum dacă potenţiala exploatare se va dovedi viabilă din punct de vedere comercial. Decizia finală de investiţie este aşteptată pentru 2018, iar producţia ar putea fi lan­sată în 2021 sau 2022. Cu experienţă în operarea de active atât în România, cât şi în Kazahstan, OMV Petrom ţinteşte expansiunea regională, prin câteva investiţii atent selecţionate, compania planificând achiziții cu rezerve potențiale de circa 80 de milioane bep. Priorităţile pe termen mediu sunt repre­zentate de regiunea Caspică şi vestul Mării Negre, iar după eventuala începere a producţiei în peri­metrul Neptun Deep, dezvoltarea regio­nală va reprezenta o modalitate impor­tantă de valorificare a gazelor naturale.

COSTURI MASIVE. Lucrările de explo­rare necesită în general inves­tiţii ridicate, iar Neptun Deep nu e o ex­cep­ție de la regulă. Proiectul a atras în perioada 2008-2016 investiţii de 1,5 miliarde de dolari, din care jumătate au revenit Petrom.

Strategia de dezvoltare a resurselor descoperite prevede investiții medii anuale de un miliard de euro în 2017-2021, strict pentru anul în curs fiind programate finanţări de 800 de milioane de euro.

În momentul de față, producţia offshore acoperă 8% din ţiţeiul livrat de com­­panie şi 26% din producţia de gaze naturale a OMV Petrom în România.

Și celălalt mare producător de gaze local, compania de stat Romgaz, se con­fruntă cu problema scăderii producției, aflată anul trecut la jumătate față de nivelul din 2000. În ultimii zece ani, Romgaz a reușit totuși să-și stabilizeze scăderea la aproximativ 1% pe an (cu excepția nota­bilă a unui 2016 în care producția sa de gaze a scăzut cu 24%), după ce și-a mo­der­nizat instalațiile, a pus în producție noi descoperiri și a construit stații de comprimare. Să mai spunem că majoritatea zăcămintelor companiei sunt mature, fiind în exploatare de peste 30 de ani.

Spre deosebire de Romgaz, companie specializată în producția de gaze, OMV Petrom este un grup petrolier integrat, care nu doar extrage țiței și gaze, ci și rafinează și distribuie către clienții finali, prin rețeaua de benzinării, activând în plus și pe piața electricității.

OMV Petrom acoperă aproape întreaga producţie de ţiţei a României şi circa ju­mătate din gazele locale. Pentru a evita însă o schimbare radicală, are nevoie să descopere zăcăminte noi. Şi chiar rapid, pentru că la rata actuală de exploatare rezervele dovedite de ţiţei şi gaze ale Ro­mâniei s-ar epuiza în circa zece ani. Ceea ce ar putea fi echivalentul lunii viitoare, dacă e să ne raportăm la decalajul de timp dintre explorare și exploatare.

FOTO: Mediafax