Este 2023 anul deciziilor finale privind exploatarea zăcămintelor de gaze din Marea Neagră?

2023 este anul în care, după prea multă așteptare, ar trebui să se ia decizia finală de investiție pentru exploatarea vastelor zăcăminte de gaze din Marea Neagră. Lu­crurile păreau că avansează, dar apar noi obstacole.

„OMV Petrom, operator al proiectului Neptun Deep, confirmă depunerea declarației de descoperire comercială de către titularii concesiunii. Declarația de descoperire comercială reprezintă un pas intermediar în procesul de luare a deciziei finale de in­vestiție și al începerii dezvoltării. Investiția totală a titularilor pentru dezvoltarea pro­iec­tului a fost estimată la aproape 4 miliarde de euro. În contextul îndeplinirii tutu­ror pașilor procedurali, decizia finală de in­vestiție este estimată pentru mijlocul anului 2023, iar prima producție de gaze, pentru începutul anului 2027.“

Acest anunț a venit pe 13 decembrie 2022, dar, poate con­trar așteptărilor tutu­ror, acest lucru nu înseamnă și că extracția gazelor naturale din perimetrul Neptun Deep al Mării Negre, cel mai important pro­iect energetic al României, va și demara peste patru ani.

Declarația de descoperire comercială nu este totuna cu decizia finală de investiție (FID). Această declarație, care din punct de vedere tehnic reprezintă trecerea din faza de explorare în cea de exploatare a ză­cământului, este solicitată de legislația românească, iar pentru companie, impor­tantă este FID.

Totuși, Petrom, care este și operator al blo­cului Neptun Deep, a fost obligată de le­gislația românească să depună decla­ra­ția. Numai că, din informațiile care au circulat apoi, se pare că nu a depus exact ce trebuia, adică ce solicita statul român prin Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM), iar lucrurile au căpătat o turnură neobișnuită.

Romgaz, partener egal al Pe­trom, a informat Guvernul, potrivit unei note care nu era inițial destinată publicului, dar în final a ajuns în presă, că Petrom nu a de­pus tot ce trebuia și nu a pus la dis­poziția ANRM „un studiu tehnico-econo­mic de evaluare a resurselor şi rezervelor“.

Ulterior, tot din surse, am aflat că ANRM a solicitat Petrom să depună noi documente, oferind un termen de șase săptă­mâni să se conformeze. La limită, dacă Petrom nu depune documentele solicitate, este posibil să piardă licența.

Un context complicat

Aceasta este doar ultima dintre problemele legate de dez­voltarea acestui zăcământ, care, aducem aminte, dacă ar fi fost dezvoltat de ExxonMobil în parteneriat cu Petrom în baza calendarului stabilit anterior, ar fi li­vrat primele gaze în anul 2022, adică fix în momentul în care Europa a traversat o criză energetică de proporții, amplificată de războiul din Ucraina și de efectele lui.

Sentimentul era, la finalul toamnei trecute, că proiectul merge mai departe. În no­iembrie, șeful OMV (acționarul majoritar al Petrom), Alfred Stern, spunea, în con­textul crizei și al reducerii aprovizio­nării cu gaze rusești, că „proiectul Neptun s-a mutat pe o poziție și mai avansată pe lista noastră de priorități în acest moment“. După câteva săptămâni, o delegație a OMV a fost în vizită la președintele Klaus Iohannis și s-a discutat inclusiv despre viitorul proiectului ca „subiect distinct“ pe agendă, după cum a informat și Pre­șe­dinția.

Din ce știm, singurul obstacol rămăsese o prevedere din Legea offshore modificată, potrivit căreia statul are drept de preemp­țiune la achiziția viitoarelor gaze extrase, o prevedere cu care compania nu este de acord. Nu putem decât specula că OMV nu este de acord și pentru că și-ar dori ca o parte din gaze să fie vândute pe piața austriacă, văduvită de cantitățile importate de la partenerul ei tradițional, Gazprom.

Lucrurile păreau însă că avansează – Petrom a depus și declarația menționată mai sus, o solicitare expresă a Guvernului de la București de altfel –, dar a sosit momentul votului negativ și surprinzător al Austriei privind aderarea României la Schengen. Austria și companiile româ­nești controlate de firme austriece au devenit ținta furiei opiniei publice de la noi, au fost chiar îndemnuri de boicot, iar rela­țiile politice dintre cele două țări s-au deteriorat rapid – România a ajuns chiar să își recheme ambasadorul de la Viena.

Nu știm dacă legat de asta sau nu, dar, brusc, Guvernul României a instituit printr-o ordonanță de urgență, nediscutată cu nimeni și adoptată de pe o zi pe alta, un mecanism de impozitare suplimentară a profiturilor companiilor din extracția de pe­trol și gaze și din sectorul de rafinare. 60% din diferența dintre profitul anului 2022 (la Petrom va fi unul istoric, estimat de noi acum la circa două miliarde de euro) și media profiturilor anilor 2017-2021 plus 20% ar urma să fie virată de companii statului. Și în 2022, și în 2023.

Este de fapt un regulament european (care stabilea posibilitatea de a impune aceste taxe pentru statele membre, nu și procentul de taxare) adoptat încă din octombrie, dar pe care România nu dăduse niciun semn că ar dori să-l implementeze. Dar nu fusese încă vo­tul pe Schengen.

Guvernul și-a prognozat încasări de mi­nimum 3,9 miliarde de lei din această taxă. Industria a criticat noua taxă, în contextul în care aceasta se adaugă de fapt unei alte taxe suplimentare, impusă asupra produc­ției de gaze acum zece ani, avertizând că se compromit proiectele noi din sectorul de explorare și al producției de hidrocarburi. „Prin proiectul de ordonanță de ur­gență, România are cea mai ostilă abordare din UE pentru industria de petrol și gaze, în contextul în care are deja cel mai mare nivel de taxe suplimentare. Neluarea în considerare a taxelor suplimentare deja introduse este în contradicție cu principiile Regulamentului European“, a reacționat Fe­derația Patronală de Petrol și Gaze (FPPG), ai cărei membri sunt Petrom și Ro­mgaz.

FPPG amintea și că sectorul de petrol și gaze este deja suprataxat: rata medie de taxare a veniturilor din gaze naturale este de peste 60% (impozit de 80% pe veniturile suplimentare obținute ca urmare a de­re­glementării prețurilor din sectorul gazelor naturale, impozitul asupra veniturilor suplimentare offshore). Rata efectivă de impozitare a producției de gaze naturale în România este de peste trei ori mai mare decât media europeană încă din 2018.

Planuri cu gazele de sub apă

La nivel de stat, România și-a făcut tot timpul planuri cu gazele din Marea Neagră, chiar dacă, inclusiv din cauza legiferării, momen­tul demarării producției a tot fost amânat. Să vorbim doar despre ultimul.

Anul trecut, administratorul judiciar al ter­mocentralei de la Mintia, pe vremuri unul dintre cei mai importanți producători de energie electrică pe bază de cărbune din România (între timp, intrată în faliment), reușea să vândă activele către o com­panie arabă, cu promisiunea că investitorul va ridica acolo o centrală pe gaze de 1.700 de megawați.

Cumpărătorul, Mass Global Energy Rom, companie deținută de antreprenorul iordanian Ahmad Ismail Saleh, a plătit pe final de 2022 prețul pe active după ce a pri­mit de la Transgaz garanția că, până la jumătatea lui 2025, va fi terminată o nouă conductă de gaze, de 56 de kilometri, pe traseul Hațeg-Băcia-Mintia, care să se „în­țepe“ în gazoductul BRUA, în care, prin vii­toarea conductă de la malul mării până în Muntenia (Tuzla-Podișor), vor intra viitoa­rele gaze din Marea Neagră.

Noua centrală de la Mintia, de maximă importanță pentru Sistemul Energetic Na­țio­nal, ar trebui să fie operațională în 2026, deci la timp pentru a prelua gazul din Ma­rea Neagră. Iar aceasta se va adăuga noilor centrale pe gaze care ar trebui dezvoltate în Oltenia în locul centralelor pe cărbune, care vor fi închise. Prin urmare, gazul din Marea Neagră este esențial.

Neptun Deep, pe scurt

Neptun Deep este cel mai bogat zăcământ de gaze naturale descoperit în platoul con­ti­nental românesc al Mării Negre și încă neexploatat.

• ESTIMARE. ­­Rezervele probabile totale din acest perimetru ar putea ajunge la 100 de miliarde de metri cubi. Producția anuală de gaze la platou este estimată la 6-7 miliarde de metri cubi, începerea extracției fiind estimată pentru 2027.
• DIMENSIUNI. ­­În suprafața de 7.500 de kilometri pătrați, adâncimea apei variază între 100 și 1.700 de metri.
• PARTENERI. ­­După retragerea corporației americane Exxon Mobil, exploatarea zăcă­mântului va fi realizată, în cadrul unui par­te­neriat cu drepturi și obligații 50%/50%, de OMV Petrom și de Romgaz.
• INVESTIȚII. ­­Până acum s-au făcut investiții de circa două miliarde de euro. Necesarul de in­vestiții suplimentare este de până la patru miliarde de euro, până la extracția „primului gaz“.

Acest articol a apărut în numărul 155 al revistei NewMoney

FOTO: Getty