Drumul gazelor naturale offshore: de la sute sau mii de metri adâncime sub nivelul mării la aragaz. O analiză realizată de GazDeRomania.ro

Publicat pe Categorii Flux energetic, Opinii / Analize, Petrol si gaze
Prima Pagina Actual Flux energetic Drumul gazelor naturale offshore: de la sute sau mii de metri adâncime sub nivelul mării la aragaz. O analiză realizată de GazDeRomania.ro

Cu o istorie de exploatare de peste un secol, zăcămintele de gaze naturale ale României au intrat în declin, deși companiile din domeniu fac anual investiții considerabile pentru stabilizarea producției. Proiectele petroliere din Marea Neagră pot compensa însă această scădere a producției de pe uscat. În zona offshore, România are deja o experiență de peste cinci decenii, astfel că, în prezent, aproximativ unul din zece metri cubi de gaze naturale produși în țară provine din adâncurile mării. Odată cu descoperirile făcute în 2012 în zona de mare adâncime, potențialul este de a crește semnificativ această producție.

Cât de complex este acest proces, prin care moleculele de gaz sunt extrase din adâncuri pentru a ajunge în casele noastre, ori în termocentralele care produc energia de care avem nevoie când aprindem lumina?

Proiectele de exploatare a resurselor de hidrocarburi offshore sunt printre cele mai sofisticate proiecte de inginerie, iar tehnologia de top și personalul specializat joacă un rol cheie. Procesul de extragere a resurselor de gaze naturale pentru a ajunge la consumatori este lung și implică eforturi investiționale uriașe, pe care le vom explica detaliat în cele ce urmează.

Acest drum începe cu faza de cercetare a adâncurilor mării, pentru identificarea resurselor disponibile, prima din cele trei mari etape care compun ciclul de viață al unui proiect offshore: explorare (1), dezvoltare (2) și producție (3). De regulă, pentru proiectele offshore în zona de mare adâncime, durata totală a celor trei etape este de până la 30 de ani.

Gaz de România a sumarizat, în infograficul următor, acest traseu parcurs de companiile petroliere pentru identificarea și extragerea resurselor offshore de gaze naturale:

Depășirea limitelor tehnologice: spre ape tot mai adânci

La nivel global, „exploatările offshore au început să devină semnificative în anii ‘70-‘80, atunci când au fost descoperite și cele mai mari zăcăminte în apele de mică adâncime. Pe măsură ce rezervele mai ușor de descoperit și exploatat au început să se epuizeze, companiile internaționale de petrol (Supermajors) s-au îndreptat spre ape tot mai adânci, iar ponderea gazelor naturale a început să crească în totalul descoperirilor”, se arată în analiza „Provocările exploatărilor offshore de mare adâncime. Situația Mării Negre”, publicată de Energy Policy Group (EPG). 

Situația este similară și la noi. „În România, proiectele petroliere offshore au debutat în perioada 1967-1969. Scopul acestora a fost creșterea producției naționale prin accesarea potențialului de foraj și exploatare în cadrul platformei continentale a Mării Negre”, conform datelor Asociației Române a Concesionarilor Offshore din Marea Neagră (sursa, aici). De atunci, iată cum am progresat, datorită avansului tehnologic și investițiilor uriașe realizate:

•        În 1975, când prima platformă marină de foraj a fost instalată în largul Mării Negre, prima sondă a fost săpată într-o zonă în care apa avea o adâncime de 84 de metri.

•        Între decembrie 2011 – martie 2012, ExxonMobil și OMV Petrom au forat sonda Domino-1, prima sondă de explorare în ape de mare adâncime din România, care a confirmat prezența gazelor naturale. Domino-1 a atins o adâncime totală de peste 3.000 de metri sub nivelul mării. Acest lucru a fost posibil folosind tehnologie de ultimă oră (detalii, aici).

„Modul în care se explorează acum în apele de mare adâncime era de neconceput în urmă cu 20 de ani. Vasele, platformele de foraj, dar și tehnologia de prelucrare – toate au făcut progrese enorme în ultimele două decenii”, scrie unul dintre cei mai reputați specialiști în domeniul energetic, Vasile Iuga, în analiza publicată de EPG.

Pentru a înțelege și mai bine procesul de aducere la suprafață a resurselor de gaze naturale offshore, vom detalia mai jos aceste etape, descrise în analiza EPG:

În faza de explorare, un investitor angajează costuri legate de studii geo-științifice și de mediu, sonde de evaluare, activitate de explorare, achiziție de albie de drepturi de exploatare, studii seismice etc.

Dacă în urma analizării datelor seismice, geologice și a rezultatelor sondelor de explorare se ia decizia de investiție, urmează faza de dezvoltare, timp în care se implementează planul de investiții cu costuri foarte ridicate.

Investiții și riscuri uriașe asumate de către investitori

la începerea unui proiect de exploatare de țiței și gaze naturale în ape de mare adâncime, investitorul are numai ieșiri de fluxuri de numerar și zero intrări de venituri. Pentru proiectele în ape de mare adâncime, producția începe în medie după aproximativ 7 ani de la demararea proiectului, spre deosebire de proiectele onshore (de pe uscat) și din ape mai puțin adânci.

Odată cu faza de producție, încep să apară și veniturile, iar primele profituri sunt generate cam după 10 ani de la demararea proiectului, respectiv 2-3 ani de la începerea producției.

În faza de producție sunt și alte ieșiri de fluxuri de numerar, reprezentate de taxe, redevențe, impozite, dar și de cheltuieli operaționale.

La sfârșitul ciclului de viață economică al proiectului, există costuri de închidere sau de abandonare a zăcămintelor și de refacere sau restaurare a zonei, inclusiv demontarea infrastructurii.

VIDEO INFOGRAFIC: Cum pot fi scoase gazele naturale din Marea Neagră

Pentru a avea o imagine și mai clară asupra complexității acestui tip de proiecte, vă invităm să urmăriți infograficul video următor:

Pe lângă necesarul de investiții semnificative și termenul lung de recuperare a acestora, aceste proiecte offshore se realizează în condiții de risc ridicate. Atunci când se face analiza investițională a proiectului, se ia în considerare riscul total al proiectului și, cu cât acesta este mai mare, cu atât și profitabilitatea așteptată crește. În sine, deciziile de investiții sunt ca niște pariuri mari și riscante, pe termen lung, în care investiția se recuperează după o lungă perioadă de timp.

Iată principalele riscuri, descrise de analiza realizată de Vasile Iuga:

•        Incertitudinea privind potențialului resurselor

•        Infrastructura si logistica

•        Riscul comercial și fluctuațiile prețului petrolului

•        Managementul de proiect

•        Riscurile de mediu

•        Riscul reputațional

•        Riscuri politice sau geopolitice

•        Riscuri fiscale

Pandemia Covid-19 și obiectivele ambițioase ale reprezentanților Uniunii Europene de a reduce emisiile de gaze cu efect de seră cu cel puțin 55% până în 2030 comparativ cu anul 1990 expun sectorul de gaze naturale la o serie de noi riscuri și incertitudini. În prezent, „politicile europene privind posibilitatea clasificării investițiilor în gaze naturale drept investiții verzi sunt relativ ambigue”, arată PwC România, în „Studiu comparativ privind impozitarea specifică a producției de gaze naturale offshore din Europa”, publicat recent de către Federația Patronală Petrol și Gaze (FPPG).

Suprataxarea sectorului de gaze naturale offshore blochează investițiile

Regimul fiscal aplicat sectorului de gaze naturale offshore reprezintă o componentă esențială pentru operatorii economici din perspectiva deciziei de investiții, mai ales în contextul actual al tranziției energetice. Și totuși, autoritățile din România continuă să mențină un nivel prea ridicat al fiscalității, menținând astfel blocate deciziile de investiții în perimetrul offshore de mare adâncime (Neptun Deep), unde au fost identificate încă din 2012 rezerve considerabile de gaze naturale.

„În anul 2020, România avea cea mai mare rată efectivă de impozitare a sectorului de gaze naturale offshore (23%) dintre statele europene relevante pentru producția offshore, de aproximativ 4,3 ori mai mare decât media acestora, estimată la 5,3% (media fără RO). Acest nivel ridicat de impozitare efectivă arată necesitatea modificării regimului fiscal, astfel încât acesta să devină atractiv investițiilor, cu atât mai mult în contextul tranziției energetice. Astfel, pentru restabilirea echilibrului şi a competitivității regimului fiscal este necesară modificarea Legii Offshore (Legea nr. 256/2018)”, se mai arată în studiul realizat de PwC România, pe care îl găsiți AICI.

Avem în față o oportunitate istorică pentru dezvoltarea economică a țării: zăcămintele din Marea Neagră, pe care însă riscăm să o ratăm. Doar un cadru fiscal și de reglementare competitiv va debloca investițiile de mare anvergură necesare pentru a dezvolta proiectele de gaze naturale din Marea Neagră. Aceste investiții vor aduce României beneficii economice și geostrategice, asigurând, totodată, resursele necesare pentru atingerea obiectivelor de decarbonare din actualul Green Deal european. Timpul nu curge în favoarea noastră.


Publicat de

Redacția

Echipa InvestEnergy

Lasă un răspuns

Adresa ta de email nu va fi publicată. Câmpurile obligatorii sunt marcate cu *