Cel puțin 5 descoperiri promițătoare au fost făcute în ultimii ani în Marea Neagră, începând din 2008, dar nu au fost încă făcute anunțuri comerciale. Chiar înainte de a face un astfel de anunț, este necesar un așa numit eveniment de „Lansare a Proiectului”, care să îndeplinească cinci categorii de condiții prealabile: tehnice, comerciale, economice, de finanțare și de reglementare. Acestea fiind spuse, experții preconizează că primul anunț comercial nu va veni înainte de sfârșitul anului 2017, iar prima producție de gaz va urma peste doi ani, în 2019.
Royal Dutch Shell a lansat campania sa de explorare în Bulgaria, în blocul offshore Silistra din Marea Neagră, cu lucrări seismice în Blocul 1-14, în baza unui contract pe cinci ani semnat în februarie. Shell a promis să investească 18,6 milioane euro în studii seismice, ca parte a contractului. French Total explorează la rândul său Blocul 1-21 din blocul Khan Asparuh. Este vorba de cel mai mare bloc din zona Mării Negre din Bulgaria și este în apropierea descoperirii ExxonMobil de la Neptun, în România, unde se estimează resurse de gaze naturale de 42-84 miliarde de metri cubi. Total a declarat în raportul său privind veniturile din trimestrul al treilea, în octombrie, că a descoperit petrol pe coasta Mării Negre în Bulgaria, dar nu a oferit detalii suplimentare în afara unei simple mențiuni că această descoperire „deschide noi posibilități”.
Scăderea drastică a prețurilor petrolului din 2014, care a obligat jucătorii majori din industria petrolului să reducă cheltuielile de capital, inclusiv activitățile de explorare, a obligat Total să amâne forajul pe coasta Mării Negre din Bulgaria până în aprilie 2016. Acesta este doar unul din blocajele care împiedică o dezvoltare mai rapidă a proiectelor din Marea Neagră. În primul rând, există probleme tehnice. Astfel cum a declarat Mark Beacom, președinte și director general al Black Sea Oil & Gas SRL într-o conferință publică în octombrie anul acesta, „este absolut vital ca întregul proiect să fie definit, proiectat și bugetat. Este vorba de foraje offshore, de proiectarea și costul de construcție a platformelor și topside-urilor, a conductei care trebuie să conecteze platforma de mal. Revenind pe uscat, este nevoie de o conductă onshore și de o instalație de tratare a gazelor. Totul trebuie proiectat și trebuie înțelese foarte bine costurile înainte de lansarea proiectului”.
Apoi, există problemele comerciale. Mark Beacom, din nou: „Cel mai important, gazul trebuie scos din stația de tratare. Trebuie să existe o anumită cale de preluare, în România se va face prin Transgaz, pentru a putea pune gazul pe piață. Prin urmare, trebuie să înțelegem cum va fi transportat gazul și care sunt costurile, iar toate acestea trebuie agreate. În plus, trebuie să existe cineva dispus să cumpere acest gaz – un cumpărător, și trebuie să existe și o grilă de vânzare de gaze naturale care să fie implementată”.
După ce se pun laolaltă toate informațiile de pe partea comercială (veniturile) și de pe partea tehnică (costuri de investiție și de exploatare), se va putea lua o decizie cu privire la eficiența economică a acestui proiect. După ce această eficiență economică a fost clarificată și acceptată de consiliul acționarilor, urmează finanțarea, semnarea unui acord pentru finanțarea proiectului.
În ce privește exploatarea offshore din România, problemele de reglementare reprezintă una din cele mai mari provocări, spune Mark Beacom: „trebuie realizate studiile de impact asupra mediului și trebuie acordate aprobările, trebuie obținute autorizațiile de construire și toate acestea trebuie să existe înainte măcar să putem spune că lansăm proiectul”. Cu toate acestea, Mark Beacom și-a asumat riscul de a estima că Black Sea Oil & Gas va fi primul din toate proiectele în curs care va atinge acest stadiu probabil spre sfârșitul anului 2017, cel mai devreme, în timp ce prima producție de gaz este estimată peste doi ani, în 2019.
Câteva săptămâni mai târziu, Black Sea Oil & Gas a anunțat că a acordat Xodus Group, în asociere cu partenerii săi, contractul de Front End Engineering and Design pentru instalațiile sale offshore și onshore pentru dezvoltarea descoperirilor Ana și Doina din blocul de mică adâncime Midia.
Blocajele majore au fost eliminate
România încă mai are de rezolvat o serie de blocaje din cele care, timp de mulți ani, au stat în calea dezvoltărilor offshore. Unul dintre ele era conexiunea cu Transgaz, care ar trebui să permită companiilor E&P să transporte producția de gaz din Marea Neagră spre conductele majore de transport, oferindu-le și acces neobstrucționat la export. În acest sens, proiectul major BRUA va rezolva probabil problema interconectivității pe piață. Tot în legătură cu proiectul BRUA, o altă verigă lipsă de reglementare, care a împiedicat realizarea lucrărilor pentru construirea unei conducte care să traverseze plaja, a fost soluționată recent după ce a fost adoptată o nouă lege.
O altă problemă care rămâne de rezolvat este conformitatea cu reglementările Directivei Europene privind siguranța activităților offshore. Acestea au fost transpuse în legislația românească, dar nu au fost încă numite un birou și o persoană responsabile pentru aceste probleme.
România a parcurs pași importanți în direcția continuării liberalizării pieței de gaze naturale și există promisiuni oficiale din partea ministerului de finanțe potrivit cărora se va implementa un regim fiscal stabil. Ministerul Finanțelor din România a finalizat proiectul de lege privind redevențele din petrol, iar actul normativ păstrează nivelul actual de impozitare în domeniu, a declarat ministrul finanțelor, Anca Dragu. Proiectul de lege va face distincția între investițiile în proiecte offshore și onshore. Deoarece investițiile offshore sunt mai substanțiale, autoritățile se gândesc să acorde deduceri mai mari în acest segment. Noul Guvern și noul Parlament de după alegerile din decembrie vor putea prelua acest proiect de lege care „din punctul nostru de vedere este finalizat”, a declarat Anca Dragu.
Beneficii
Noul proiect pentru strategia energetică a României menționează că resursele suplimentare din zăcămintele de gaze naturale offshore sunt luate în considerare în mixul energetic al României în toate scenariile, cu excepția unei perioade improbabil de lungi de prețuri scăzute, care nu ar justifica investițiile în continuare. Proiecțiile făcute publice de ministrul Energiei indică faptul că producția de gaze din zăcămintele din Marea Neagră va atinge vârful cel mai devreme în 2025, dar cel mai târziu în 2030.
Aceste proiecte offshore aduc beneficii clare, nu doar în ceea ce privește securitatea energetică, ci și în ceea ce privește veniturile la bugetul de stat, prin prisma redevențelor și impozitelor plătite guvernului. În plus, investiția va fi consumată în majoritate în România, iar locurile de muncă create sunt bine plătite, de înaltă calitate.
Cel puțin 5 descoperiri promițătoare au fost făcute în ultimii ani în Marea Neagră, începând din 2008, dar nu au fost încă făcute anunțuri comerciale. Chiar înainte de a face un astfel de anunț, este necesar un așa numit eveniment de „Lansare a Proiectului”, care să îndeplinească cinci categorii de condiții prealabile: tehnice, comerciale, economice, de finanțare și de reglementare. Acestea fiind spuse, experții preconizează că primul anunț comercial nu va veni înainte de sfârșitul anului 2017, iar prima producție de gaz va urma peste doi ani, în 2019.
Royal Dutch Shell a lansat campania sa de explorare în Bulgaria, în blocul offshore Silistra din Marea Neagră, cu lucrări seismice în Blocul 1-14, în baza unui contract pe cinci ani semnat în februarie. Shell a promis să investească 18,6 milioane euro în studii seismice, ca parte a contractului. Franch Total explorează la rândul său Blocul 1-21 din blocul Khan Asparuh. Este vorba de cel mai mare bloc din zona Mării Negre din Bulgaria și este în apropierea descoperirii ExxonMobil de la Neptun, în România, unde se estimează resurse de gaze naturale de 42-84 miliarde de metri cubi. Total a declarat în raportul său privind veniturile din trimestrul al treilea, în octombrie, că a descoperit petrol pe coasta Mării Negre în Bulgaria, dar nu a oferit detalii suplimentare în afara unei simple mențiuni că această descoperire „deschide noi posibilități”.
Scăderea drastică a prețurilor petrolului din 2014, care a obligat jucătorii majori din industria petrolului să reducă cheltuielile de capital, inclusiv activitățile de explorare, a obligat Total să amâne forajul pe coasta Mării Negre din Bulgaria până în aprilie 2016. Acesta este doar unul din blocajele care împiedică o dezvoltare mai rapidă a proiectelor din Marea Neagră. În primul rând, există probleme tehnice. Astfel cum a declarat Mark Beacom, președinte și director general al Black Sea Oil & Gas SRL într-o conferință publică în octombrie anul acesta, „este absolut vital ca întregul proiect să fie definit, proiectat și bugetat. Este vorba de foraje offshore, de proiectarea și costul de construcție a platformelor și topside-urilor, a conductei care trebuie să conecteze platforma de mal. Revenind pe uscat, este nevoie de o conductă onshore și de o instalație de tratare a gazelor. Totul trebuie proiectat și trebuie înțelese foarte bine costurile înainte de lansarea proiectului”.
Apoi, există problemele comerciale. Mark Beacom, din nou: „Cel mai important, gazul trebuie scos din stația de tratare. Trebuie să existe o anumită cale de preluare, în România se va face prin Transgaz, pentru a putea pune gazul pe piață. Prin urmare, trebuie să înțelegem cum va fi transportat gazul și care sunt costurile, iar toate acestea trebuie agreate. În plus, trebuie să existe cineva dispus să cumpere acest gaz – un cumpărător, și trebuie să existe și o grilă de vânzare de gaze naturale care să fie implementată”.
După ce se pun laolaltă toate informațiile de pe partea comercială (veniturile) și de pe partea tehnică (costuri de investiție și de exploatare), se va putea lua o decizie cu privire la eficiența economică a acestui proiect. După ce această eficiență economică a fost clarificată și acceptată de consiliul acționarilor, urmează finanțarea, semnarea unui acord pentru finanțarea proiectului.
În ce privește exploatarea offshore din România, problemele de reglementare reprezintă una din cele mai mari provocări, spune Mark Beacom: „trebuie realizate studiile de impact asupra mediului și trebuie acordate aprobările, trebuie obținute autorizațiile de construire și toate acestea trebuie să existe înainte măcar să putem spune că lansăm proiectul”. Cu toate acestea, Mark Beacom și-a asumat riscul de a estima că Black Sea Oil & Gas va fi primul din toate proiectele în curs care va atinge acest stadiu probabil spre sfârșitul anului 2017, cel mai devreme, în timp ce prima producție de gaz este estimată peste doi ani, în 2019.
Câteva săptămâni mai târziu, Black Sea Oil & Gas a anunțat că a acordat Xodus Group, în asociere cu partenerii săi, contractul de Front End Engineering and Design pentru instalațiile sale offshore și onshore pentru dezvoltarea descoperirilor Ana și Doina din blocul de mică adâncime Midia.
Blocajele majore au fost eliminate
România încă mai are de rezolvat o serie de blocaje din cele care, timp de mulți ani, au stat în calea dezvoltărilor offshore. Unul dintre ele era conexiunea cu Transgaz, care ar trebui să permită companiilor E&P să transporte producția de gaz din Marea Neagră spre conductele majore de transport, oferindu-le și acces neobstrucționat la export. În acest sens, proiectul major BRUA va rezolva probabil problema interconectivității pe piață. Tot în legătură cu proiectul BRUA, o altă verigă lipsă de reglementare, care a împiedicat realizarea lucrărilor pentru construirea unei conducte care să traverseze plaja, a fost soluționată recent după ce a fost adoptată o nouă lege.
O altă problemă care rămâne de rezolvat este conformitatea cu reglementările Directivei Europene privind siguranța activităților offshore. Acestea au fost transpuse în legislația românească, dar nu au fost încă numite un birou și o persoană responsabile pentru aceste probleme.
România a parcurs pași importanți în direcția continuării liberalizării pieței de gaze naturale și există promisiuni oficiale din partea ministerului de finanțe potrivit cărora se va implementa un regim fiscal stabil. Ministerul Finanțelor din România a finalizat proiectul de lege privind redevențele din petrol, iar actul normativ păstrează nivelul actual de impozitare în domeniu, a declarat ministrul finanțelor, Anca Dragu. Proiectul de lege va face distincția între investițiile în proiecte offshore și onshore. Deoarece investițiile offshore sunt mai substanțiale, autoritățile se gândesc să acorde deduceri mai mari în acest segment. Noul Guvern și noul Parlament de după alegerile din decembrie vor putea prelua acest proiect de lege care „din punctul nostru de vedere este finalizat”, a declarat Anca Dragu.
Beneficii
Noul proiect pentru strategia energetică a României menționează că resursele suplimentare din zăcămintele de gaze naturale offshore sunt luate în considerare în mixul energetic al României în toate scenariile, cu excepția unei perioade improbabil de lungi de prețuri scăzute, care nu ar justifica investițiile în continuare. Proiecțiile făcute publice de ministrul Energiei indică faptul că producția de gaze din zăcămintele din Marea Neagră va atinge vârful cel mai devreme în 2025, dar cel mai târziu în 2030.
Aceste proiecte offshore aduc beneficii clare, nu doar în ceea ce privește securitatea energetică, ci și în ceea ce privește veniturile la bugetul de stat, prin prisma redevențelor și impozitelor plătite guvernului. În plus, investiția va fi consumată în majoritate în România, iar locurile de muncă create sunt bine plătite, de înaltă calitate.
—————————————-
Articolul integral poate fi citit în numărul din decembrie 2016 al energynomics.ro Magazine.
Dacă vrei să primești numărul următor (martie 2017), în format tipărit, scrie-ne la adresa office [at]energynomics.ro, pentru a te include în lista de distribuție.