mai 31, 2020

Gazele naturale din apele adânci ale Mării Negre: ultimul tren

  • La nivel mondial, noile proiecte de gaze naturale se confruntă cu un mediu concurențial tot mai dur, pe fondul înmulțirii descoperirilor de zăcăminte, al comerțului în creștere cu GNL, ceea ce determină proiecții pe termen lung de preț diminuat al gazelor naturale.
  • Tendința se manifestă cu claritate în UE, unde prețurile medii ale gazelor pe huburi au fost în 2019 cu peste o treime mai mici decât în 2018. Oferta de gaze în UE va continua să crească în anii următori, date fiind noile capacități confirmate de regazificare a GNL și de import prin gazoduct. Și în România evoluția pe platforma spot a BRM în 2019 confirmă această tendință.
  • În UE, European Green Deal introduce limitări suplimentare foarte restrictive în finanțarea infrastructurii de gaze naturale.
  • În aceste condiții, proiectele offshore, cu precădere, sunt nevoite să-și revizuiască calculele de profitabilitate, date fiind nevoile crescute de capital, riscurile mari de operare și orizonturile lungi de recuperare a investițiilor.
  • Ca urmare, pentru zăcămintele din apele adânci ale Mării Negre, luarea unei decizii finale de investiții (FID) nu mai suportă întârziere. Din multiple motive, actuala conjunctură reprezintă, în 2020, un „ultim tren” pe care țara noastră nu trebuie să-l piardă.
  • Decidenții politici români trebuie să acționeze grabnic, în mod nonpartinic, responsabil și informat, pentru a identifica setul de condiții critice, prin comparație cu cele mai bune practici internaționale, pe baza cărora să poată fi luată decizia finală de investiții în 2020.

În ultimii ani, s-a discutat intens în spațiul public despre importanța economică, socială și politică excepțională pe care ar avea-o exploatarea rezervelor de gaze naturale din largul Mării Negre. Descoperirile de zăcăminte offshore din anii 2000 și începutul anilor 2010 însumează rezerve de cel puțin 130 mld. mc, a căror punere în producție ar reprezenta un progres major pentru securitatea energetică, veniturile bugetare, oportunitățile de reindustrializare, precum și relevanța regională a României. De asemenea, țara noastră și-ar putea susține mai ușor efortul de tranziție la o energie curată prin trecerea de la cărbune la gaze naturale în generarea de energie electrică și prin creșterea considerabilă a ofertei de flexibilitate, în sprijinul dezvoltării de noi surse de energie regenerabilă.
Cu toate acestea, pe fondul unei prelungite instabilități și impredictibilități legislative, cu un deficit cronic de capacitate instituțională, statul român nu a fost capabil, la un deceniu de la semnarea acordurilor de concesiune, să asigure condițiile de stabilitate și avantaj economic reciproc, similare practicilor internaționale de succes, care să ducă la anunțarea deciziei finale de investiții (FID) din partea operatorilor celor mai mari zăcăminte.
Spre exemplu, descoperirea din perimetrul Neptun Deep a avut loc în anul 2012. De atunci, nu numai că operatorii nu s-au apropiat de o FID, ci par să se fi îndepărtat de ea. Unul dintre partenerii din proiect, ExxonMobil, lider mondial al producției offshore de țiței și gaze, a anunțat public decizia de a se retrage din joint venture-ul cu OMV Petrom, în contextul unei strategii globale prin care gigantul american răspunde tendințelor recente de pe piețele petroliere internaționale, care par a nu mai avea răbdare cu statul român, după cum se detaliază mai jos.

Condițiile oneroase de taxare suplimentară aduse de Legea Offshore nr. 256/2018, obligația foarte constrângătoare de piață centralizată pentru producătorii români de gaze și, ca o culme a ad hoc-ului legislativ, prevederile OUG 114/2018, ce au suspendat vreme de trei ani liberalizarea piețelor de energie, au zugrăvit până recent tabloul unei lipse de voință a decidenților români de fructificare a acestui proiect național.

Au fost vehiculate considerații care au pus sub semnul întrebării ideea implicării unor companii străine în proiectele offshore de la Marea Neagră, corectitudinea împărțirii profiturilor între stat și investitori, perspectiva exporturilor de gaze naturale, sau oportunitatea valorificării lor rapide (sugerându-se mai degrabă „păstrarea rezervelor de gaze pentru generațiile viitoare”). Toate aceste abordări arată o insuficientă înțelegere a modului de operare în proiectele de apă adâncă, a naturii riscurilor specifice și, mai ales, a tendințelor dominante de pe piețele energetice, care sunt potrivnice noilor investiții în exploatarea zăcămintelor offshore.

Dezvoltarea proiectelor petroliere de apă adâncă necesită implicarea unor mari companii internaționale, care dețin know-how-ul și capitalul necesare pentru a valorifica astfel de zăcăminte, în condiții de risc ridicat[1]. Fără îndoială, un partener capabil de proiect poate prelua controlul operațional, într-o fază mai avansată. Dar ideea vehiculată că astfel de capabilități pot fi lesne achiziționate de pe piața de servicii petroliere este, în cel mai bun caz, o naivitate.

Apoi, tema cea mai sensibilă, a impozitării corecte a veniturilor din valorificarea gazelor din offshore, a găzduit și cele mai fanteziste comparații și speculații. Răspunsul statului, pe care, din păcate, guvernele succesive nu l-au oferit până în prezent, trebuia să se bazeze pe o analiză atentă și competentă a celor mai bune practici internaționale în jurisdicțiile cu succes incontestabil al exploatărilor offshore. Aceasta ar fi permis stabilirea unor repere credibile în negocierea dintre stat și investitori. În lipsa acestora, inclusiv procesul legislativ a fost marcat de improvizație și amatorism. Nefericita idee că investitorul va accepta orice condiții de reglementare s-a dovedit a fi o călăuză ineptă, așa cum avertizaseră în zadar specialiștii.

În fine, așteptarea firească a operatorilor din segmentul upstream ca piața de gaze naturale să fie liberalizată și bine interconectată cu sistemele din țările vecine s-a lovit de o abordare izolaționistă, bazată pe concepția vetustă că securitatea energetică a țării presupune limitarea exporturilor de gaze. În mod particular, perspectiva ca gazele din offshore vor fi vândute în țări străine a stârnit reacții viscerale la București. Or, nu doar că această abordare contravine obligațiilor României ca stat membru al UE, dar împiedică realizarea potențialului de monetizare a producției de gaze, inclusiv constituirea unui hub gazier regional și diversificarea surselor de aprovizionare pentru consumatorii români.

Deși autorii prezentului articol au susținut ferm și documentat realizarea unui proiect național de valorificare superioară a gazelor naturale[2], punerea în exploatare a zăcământului Neptun Deep ar genera inevitabil un nivel de producție care ar depăși, timp de cel puțin un deceniu, consumul intern de gaze naturale, și în cel mai optimist scenariu de creștere a cererii.
În fine, este important ca o serie de tendințe profunde, de dată relativ recentă, ce afectează perspectivele de recuperare a investițiilor în noi zăcăminte – mai ales în cele din offshore, care necesită capitaluri foarte semnificative și, ca atare, au termene de recuperare de cel puțin 20-30 de ani – să fie bine înțelese și incluse în calculul strategic al decidenților români.

Pentru următorii ani, se manifestă o tendință robustă de scădere a prețului gazelor naturale pe huburile europene de tranzacționare, în special pe fondul creșterii ofertei de gaz natural lichefiat (GNL). În 2019, prețurile europene ale gazelor naturale au fost, în medie, cu 38% mai mici decât în 2018[3], tendință confirmată și de evoluția prețurilor medii ponderate ale gazelor pe platforma spot a BRM[4].

În afară de oferta actuală abundentă GNL, este planificată o creștere de capacitate cumulată de aproximativ 20 mld. mc/an de noi terminale de regazificare. La aceasta se adaugă o capacitate suplimentară de transport prin gazoducte de circa 80 mld. mc/an. O parte din oferta suplimentară semnificativă de gaze naturale pe piața europeană va fi absorbită de creșterea cererii în procesul de trecere de la cărbune la gaze în generarea de energie electrică, ca urmare a creșterii puternice a prețului certificatelor de emisii de carbon ETS în UE. Totuși, această creștere a cererii va fi insuficientă pentru a acoperi creșterea masivă de ofertă de gaze.
Tendința de creștere a ofertei de gaze naturale este susținută de numeroase descoperiri de zăcăminte la nivel mondial, multe dintre acestea în Africa și America de Sud. Dar tocmai multiplicarea surselor, cu efectul de presiune în sensul scăderii prețurilor, determină marile companii petroliere internaționale să acorde prioritate investițiilor în zăcăminte accesibile, care pot fi puse în producție rapid și la costuri mici, în detrimentul dezvoltării proiectelor scumpe, cu orizonturi lungi de recuperare a investițiilor.
După cum se exprimă plastic Amy Myers Jaffe într-o recentă analiză din
Foreign Affairs[5], „Piețele globale de gaze naturale, cu precădere, se confruntă cu o imensă supraofertă de resurse și proiecte care trebuie să concureze între ele, pe fondul costurilor în scădere ale tehnologiilor de resurse regenerabile. Ca urmare, Surinam, Guyana, Mauritania, Mozambic și o serie de alte țări în curs de dezvoltare cu descoperiri recente de combustibili fosili sunt într-o cursă disperată contra cronometru. Petrecerea încă nu s-a încheiat dar pentru cele mai recente petrostate poate fi ultima strigare. Pentru a preveni o posibilă prăbușire a prețului, multe companii de petrol și gaze își propun calendare ambițioase pentru noile proiecte, pentru a scădea costurile și a oferi rapid dividende acționarilor nerăbdători”.

Este, așadar, evident că presiunea timpului apasă la nivel global, pe toate noile proiecte de țiței și gaze naturale, dar mai cu seamă pe cele offshore, date fiind costurile relative mari și orizonturile mai lungi de recuperare a investițiilor. Însă în UE presiunea este cu mult amplificată de politicile climatice extrem de ambițioase incluse în European Green Deal (Pactul Ecologic European).

Deși încă neconcretizată în detaliu, agenda European Green Deal-ului este structurată pentru atingerea obiectivului de eliminare cvasicompletă a emisiilor de gaze cu efect de seră în UE până în 2050. Ca atare, marile programe de finanțare europeană, dar și organizarea instituțiilor de guvernanță energetică și climatică favorizează în mod categoric abandonul rapid al combustibililor fosili, investițiile în tehnologii regenerabile, eficiență energetică și digitalizare, cu cerința imperativă a decarbonizării sectorului gazelor naturale.

Pe termen scurt, aceasta se va traduce în îngreunarea considerabilă a accesului la resurse financiare pentru proiectele de gaze naturale, atât în upstream (explorare, dezvoltare, producție), cât și midstream (transport, distribuție, înmagazinare) – cu excepția explicită a investițiilor în gazele „verzi” – hidrogen produs fără emisii de carbon, biometan și, în general, tehnologii power-to-X, precum și infrastructura aferentă de transport și stocare (inclusiv pentru CO2).

Banca Europeană de Investiții se transformă într-o „bancă climatică” a UE, care va aloca cel puțin 50% din finanțări pentru proiecte cu impact climatic pozitiv. În noiembrie 2019, BEI a anunțat că nu va mai finanța proiecte de gaze naturale începând cu finele lui 2021. Pe de altă parte, Comisia Europeană a elaborat o taxonomie a tehnologiilor energetice considerate sustenabile din punctul de vedere al sectorului financiar. Tehnologiile bazate pe gaze naturale și energie nucleară nu sunt incluse în acest document (care încă nu a fost aprobat oficial).

Există încă unele instrumente, accesibile în special pentru statele membre est-europene – de exemplu, Fondul de Modernizare, prevăzut de Directiva ETS –, prin încă mai pot fi finanțate capacități de producție a energiei electrice și termice pe bază de gaze naturale, precum și lista de Proiecte de Interes Comun (PIC), pe care încă se mai regăsesc proiecte de infrastructură gazieră în UE, inclusiv în România. Dar atât în ceea ce privește lista PIC, cât și taxonomia mai sus-menționată, confruntarea politică la Bruxelles este extrem de aprinsă, cu presiuni mari ca „gazul fosil” să fie cât mai grabnic exclus de la orice noi finanțări.

În aceste condiții, trebuie să fie evident că nici pentru proiectul gazelor naturale din apele adânci ale Mării Negre timpul nu mai are răbdare. Decizia finală de investiții trebuie luată în acest an, altminteri ea devine extrem de improbabilă. Prin urmare, autoritățile competente ale statului român trebuie, în mod nonpartinic, să recunoască caracterul de prioritate absolută a temei offshore-ului, să repună de urgență în dezbatere parlamentară cadrul legislativ pentru operațiunile petroliere offshore, în lumina aspectelor critice semnalate de mediul de afaceri și de asociațiile industriei, și să decidă în mod responsabil și în cunoștință de cauză dacă România își propune sau nu să prindă acest ultim tren al dezvoltării acestui proiect de importanță națională.

Articol scris de analiştii Radu Dudău și Vasile Iuga

[1] Vasile Iuga și Radu Dudău (2019), Riscuri, fiscalitate, decizii de investiții în sectorul offshore de țiței și gaze naturale. Marea Neagră și România, martie, FPPG
[2] Vasile Iuga și Radu Dudău (2019), Perspectivele gazelor naturale în România și modalități de valorificare a acestora, ianuarie, FPPG
[3] Wood and Company (2019), EMEA Natural Gas: Gas Trick Ulcers, November
[4] http://www.brm.ro/piata-disponibil/ringuri/gaze-naturale
[5] Amy Myers Jaffe (2020), Striking Oil Ain’t What It Used to Be. Poor Countries Find Fossil Fuels Just as the Rich World Swears Them Off, Foreign Affairs, January 20

SURSA: ECONOMISTUL.RO