România are o resursă uriașă de gaze în Marea Neagră. O rezervă care ne-ar putea aduce nu doar independența energetică, ci și profituri importante.
Neglijența statului sau chiar interesele unora dintre reprezentanții săi ne-ar putea lăsa, însă, cu buza umflată. „România liberă“ vă prezintă, în serial, pozițiile principalilor jucători din acest proces. Dacă ieri v-am arătat cum statul este optimist, dar nu face mai nimic, astăzi vă prezentăm poziția companiilor private, mult mai pesimiste în ceea ce privește viitorul.
Anul trecut, BSOG aprecia că în 2019 ar putea începe producția. “În prezent, Proiectul de Dezvoltare Gaze Midia din sectorul românesc al Mării Negre se află în faza de pregătire în vederea aprobării. Dacă BSOG obține aprobarea la sfârșitul anului 2017, atunci, după finalizarea lucrărilor de construcții estimate să dureze doi ani, punerea în producție a zăcămintelor se va realiza în anul 2019”, spunea, în martie 2017, Mark
Beacom, directorul companiei. Acum, după un an, lucrurile arată puțin diferit din perspectiva investitorului. Contrar optimismului arătat de funcționarii statului, BSOG a amânat cu cel puțin un an începerea lucrărilor, în cazul în care vor începe vreodată, dovadă că obținerea avizelor, documentelor și actelor necesare s-a lăsat așteptată.
„Pentru începerea producției de gaze naturale din zăcămintele Ana şi Doina din largul Mării Negre trebuie să ajungem mai întâi la o etapă majoră, obţinerea deciziei finale de investiție, care este condiționată de obținerea tuturor autorizațiilor şi permiselor cerute de legislația română. Există încă o serie de incertitudini cu privire la modul de parcurgere a procesului de avizare pentru obținerea cu succes a autorizațiilor necesare, iar acest lucru, la rândul său, poate influența data obținerii deciziei finale de investiție. Lucrăm cu autoritățile guvernamentale pentru clarificarea anumitor aspecte ale procesului de avizare. Presupunând o rezolvare în timp util a acestor aspecte critice, acum ne propunem să începem producția din zăcămintele Ana și Doina în anul 2020“, spune Beacom.
De remarcat expresia “aspecte critice”, folosită de american, care se referă la acele avize pe care statul întârzie să le acorde, tergiversând aprobarea cadrului legislativ. Este vorba, în primul rând, de „legea offshore-ului“, care trenează în Parlament, și care trebuie să stabilească cadrul legal în care se fac investițiile în Marea Neagră, cine dă avizele de construcție și de mediu, care sunt instituțiile abilitate cu supravegherea lucrărilor, inclusiv problema redevențelor. Proiectul de lege a offshore-ului, adoptat de Guvernul Mihai Tudose, apoi trimis către Parlament, stabilește păstrarea, pentru exploatările offshore, a cotelor de redevență din Legea Petrolului 2014 sau a celor negociate cu cei care au preluat acordul de concesiune. Mai precis, cote de 3,5%, 7%, 9% sau 13% din producția realizată, în funcție de dimensiunea acesteia.
Cine a avut și cine are concesiunea resurselor
Spre exemplu, Sterling Resources a obținut, în 2008, acordul de concesiune pentru perimetrele Midia și Pelican, transferat ulterior către BSOG. Or, directorul de acum al companiei atrage voalat atenția că se așteaptă ca acordurile inițiale să fie respectate. „Am afirmat în mod constant faptul că stabilitatea fiscală este vitală pentru investitori… La momentul la care investitorii au obţinut aceste perimetre, anumite clauze de stabilitate au fost incluse în lege şi în acordurile de concesiune şi presupunem că aceste prevederi vor fi respectate“, declară Mark Beacom.
Întrebat despre aceste clauze de „stabilitate“, directorul BSOG precizează clar: „Ordonanţa de Urgenţă nr. 160 din 27 octombrie 1999, privind instituirea unor măsuri de stimulare a activităţii titularilor de acorduri petroliere şi subcontractanţilor acestora, care desfăşoară operaţiuni petroliere în perimetre marine ce includ zone cu adâncime de apă de peste 100 metri, şi Acordul de concesiune pentru explorare, dezvoltare şi exploatare petrolieră în perimetrele XIII Pelican şi XV Midia, care este confidenţial“.
Cu alte cuvinte, americanii vor ca regimul redevențelor să rămână așa cum a fost negociat cu ani în urmă.
Producție estimată: 1 miliard metri cubi de gaz
Dacă reușesc să obțină toate avizele necesare, BSOG estimează că va putea avea o producție anuală de 1 miliard metri cubi de gaze, din rezerve estimate de circa 10 miliarde metri cubi ca urmare a unei investiții de 500 de milioane de dolari.
Exxon–Petrom nu comentează declarațiile oficialilor de stat care dezvăluie, în locul lor, date privind producția, rezervele, data anunțului ferm de investiție. Într-un limbaj „de lemn“, corporatist, reprezentanții din România ai colosului american au precizat că „dacă proiectul se dovedește comercial, estimăm prima producţie la începutul decadei următoare. Investiţiile făcute de titularii perimetrului Neptun (ExxonMobil și OMV Petrom) depăşesc 1,5 miliarde de dolari (dat fiind programul de explorare extins – n.r.). În cazul în care descoperirea se dovedeşte a fi comercială, dezvoltarea unor proiecte de acest gen implică o investiţie de mai multe miliarde de dolari”.
Niciun termen concret oferit. Ceva despre potențialul zăcământului Neptun Deep găsim doar în raportul financiar pe 2016 al Exxon, unde se vorbește despre o producție anuală în jurul a 6 miliarde metri cubi, estimare identică cu cea făcută recent de Sorin Gal, de la ANRM. Şi Exxon clamează, cu referire la redevenţe, că are nevoie de predictibilitate fiscală: „Investitorul trebuie să aibă încrederea că termenii fiscali sunt stabili pe durata de viaţă a proiectului“.
Surse din piață afirmă însă că nimic din „jocul“ gazelor din Marea Neagră nu este încă jucat. Investitorii au banii, în spatele BSOG stau Carlyle și BERD, Exxon nu poate fi suspectată că are probleme de bonitate financiară, însă chiar și acești coloși nu pot face nimic în lipsa unui cadru legislativ clar și solid.
Sorin Bolojan
