La 10 ani de la ultima licitație pentru concesionarea unor perimetre petroliere în vederea explorării și exploatării, statul, prin Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) pune pe masă încă 28 de perimetre, din care 6 offshore. Numai că decizia vine într-un moment în care piața este „înghețată” din cauza instabilității legislative din ultimii ani, care a culminat cu OUG 114/2018, prin care se plafonează prețul gazelor din producția internă. Inclusiv cel mai mare proiect de investiții din România, cel de producție în blocul Neptun Deep din Marea Neagră, a fost pus on hold de către investitori, din aceste motive.

Ordinul ANRM prin care sunt scoase la licitație cele 28 de perimetre a fost publicat astăzi în Monitorul Oficial. Investitorii interesați au termen de 120 de zile lucrătoare pentru depunerea ofertelor, începând cu ziua următoare publicării anunțului în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene.

Cele 22 de perimetre onshore au între 650 și circa 1.000 km2 și sunt în toate regiunile țării. Cele 6 blocuri offshore au între 867 și 915 km2 (puteți citi ordinul AICI). Statul mai avea disponibile 9 perimetre în platforma continentală a Mării Negre.

Iată harta perimetrelor de explorare și exploatare petrolieră deja active, publicată de ANRM pe site-ul propriu:

Instabilitatea legislativă crește gradul de risc al investițiilor, făcându-le mai scumpe

Statul scoate la licitație aceste perimetre într-un context în care piața este extrem de tensionată din cauza modificărilor legislative făcute „pe genunchi”, care au afectat semnificativ profitabilitatea investițiilor în producția de petrol și gaze.

Acestea au fost adoptate fie de către Parlament, fie de Guvern, fie de ANRM, fără consultarea industriei, ori fără o negociere reală.

Cele mai importante modificări legislative adoptate în ultimii ani au fost:

  • Prelungirea pe termen nelimitat a suprataxei pe profitul suplimentar obținut din liberalizarea prețului gazelor naturale la producător (inițiator: Comisia de Industrii, Camera Deputaților)
  • Impunerea unui preț de referință pentru calculul redevenței raportat la prețul mediu de pe piața spot din Viena – Baumgarten (inițiator: ANRM)
  • Plafonarea prețului gazelor la producător pentru populație și centrale termice la 68 lei/MWh, în intervalul mai 2019 – februarie 2022 (inițiator: Guvern)
  • Obligația de a vinde cel puțin 50% din producție pe piața internă (inițiator: Comisia de Industrii, Camera Deputaților)
  • Negocieri dificile și întârziate pe marginea Legii offshore (inițiator: Comisia de Industrii, Camera Deputaților)

Instabilitatea legislativă și lipsa de predictibilitate se transpun în riscuri mult mai mari pentru investitori. Rămâne de văzut cine va mai risca să cheltuiască bani în astfel de proiecte, care presupun investiții ridicate și o perioadă îndelungată de recuperare a lor. În plus, în scenariul de business pe care și-l face orice companie, riscul de reglementare se transpune într-o cotă a profitului mai ridicată, care să justifice investiția riscantă, a explicat recent Răzvan Nicolescu (foto), partener în compania de consultanță Deloitte, având rolul regional de lider al industriei gazelor naturale, petrolului și produselor chimice pentru Europa Centrală.

Razvan Nicolescu - sursa: Deloitte

Razvan Nicolescu – sursa: Deloitte

El a mai atras atenția că în România se obțin mult prea ușor licențele de explorare în domeniul petrolier. „E o competiție între angajamente și ANRM decide un câștigător. Dacă nu le fac, pierd licența la un moment dat. Cred că statul român ar trebui să propună un sistem de acordare de licență mai restrictiv, să ajute mai mult investitorii serioși și să încerce să îi descurajeze pe speculanți”, a afirmat Răzvan Nicolescu.

  • De altfel, Curtea de Conturi a descoperit nereguli în modul în care ANRM a acordat concesiuni, la runda a X-a din 2009-2010.  

Astfel, din analiza modului în care au fost acceptate şi evaluate ofertele depuse de operatorii economici în cadrul Rundei X, Curtea de Conturi a constatat că punctajele individuale de evaluare a ofertelor depuse (pentru criteriile de evaluare a ofertelor) nu au fost publicate în Jurnalul Uniunii Europene, conform prevederilor Directivei 94/22/CE.

  • În plus, „reprezentanţii ANRM au acceptat oferta operatorului Clara Petroleum Ltd, în vederea concesionarii a 5 perimetre (Tulca, Adea, Curtici, Periam şi Biled), în condiţiile în care, pentru criteriul de evaluare “Capacitatea financiară” operatorul a obţinut 7 puncte, respectiv mai puţin de 50% din punctajul maxim al acestui criteriu (15 puncte), condiţie în care, deși oferta trebuia descalificată, a fost declarat câștigător”, se arată în raportul Curții, pe care îl puteți citi integral AICI.

Investiții anulate sau reduse semnificativ din cauza haosului legislativ

Nu doar proiectele viitoare sunt afectate de deciziile autorităților, ci și cele prezente. OMV Petrom a anunțat oficial că nu mai poate investi în proiectul Neptun Deep din Marea Neagră, unde a fost descoperit un zăcământ de 42-84 miliarde de metri cubi de gaze.

„Mediul legislativ actual nu oferă premisele necesare pentru o decizie de investiție în valoare de câteva miliarde. Avem nevoie de un regim fiscal și de reglementare stabil pentru a putea lua decizia finală de investiție și, momentan, ne chinuim acolo”.

Aceasta este declarația făcută de unul din reprezentanții grupului austriac OMV, acționarul principal al OMV Petrom, unde statul român încă mai deține 20% din acțiuni.

În plus, OMV Petrom a redus bugetul total alocat investițiilor în acest an cu suma de 500 milioane de lei. „Un cadru fiscal și de reglementare stabil, predictibil și favorabil investițiilor reprezintă o cerință esențială pentru dezvoltarea investițiilor noastre viitoare, atât onshore, cât și offshore”, a arătat OMV Petrom, în raportul anual.

De asemenea, ROPEPCA – Asociația Română a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră spune că unii membri ai asociației au redus considerabil fondurile pentru investiții, în condițiile în care investitorii caută cea mai bună rată de recuperare a investiției cu cel mai mic risc.

Compania Black Sea Oil & Gas (BSOG) este singurul investitor care a luat decizia de a demara producția de gaze în perimetrul concesionat din Marea Neagră, în luna februarie a acestui an, cu circa doi ani întârziere față de planul inițial.

  • Totuși, BSOG nu exclude posibilitatea de a demara o acțiune juridică împotriva autorităților române, din cauza noilor modificărilor cadrului fiscal pentru proiectele offshore și restricțiilor privind prețul și libera circulație a gazelor naturale (detalii AICI).

Rușii și Comănescu, „ascunși” în apele din Marea Neagră

Harta concesiuni perimetre offshore - sursa: RBSTA

Harta concesiuni perimetre offshore – sursa: RBSTA

În Marea Neagră, mai sunt prezenți rușii de la LukOil, care au concesionat, la licitația din 2009 (Runda a X-a) două perimetre în zona de mare adâncime (Rapsodia și Trident), unde s-au asociat ca acționari minoritari compania de stat Romgaz și Panatlantic Petroleum, tot o firmă rusească.

De asemenea, în 2009, alte două perimetre (Cobălcescu și Muridava) au fost concesionate de Petromar Resources, înregistrată în Olanda, dar deținută de omul român de afaceri Gabriel Comănescu, un partener de afaceri cunoscut al rușilor de la Gazprom.

Dacă OMV și Exxon au anunțat că au investit până acum circa 1,4 miliarde de dolari în proiectul Neptun Deep, despre investițiile rușilor și ale lui Comănescu efectuate în Marea Neagră nu se cunosc public date, fiindcă reprezentanții acestor companii nu au comunicat pe marginea acestui subiect.

  • Totuși, firma GSP Offshore SRL deținută de omul de afaceri Gabriel Comănescu a câștigat contractul de antrepriză generală pentru toate lucrările offshore și onshore necesare realizării Proiectului Midia din Marea Neagră a consorțiului condus de BSOG (detalii AICI).

Zăcămintele din M. Neagră rămân „pe hârtie” și importăm masiv gaze de la ruși

Sediul Gazprom (sursa: Gazprom)

Sediul Gazprom (sursa: Gazprom)

Așadar, niciun metru cub de gaze naturale nu a fost scos din cele cinci perimetre atribuite la licitația din 2009, deși au trecut zece ani de atunci, iar România depinde de gazele importate de la ruși pentru a-și acoperi necesarul intern.

  • Potențialul Mării Negre este estimat la 200 miliarde metri cubi, conform ANRM, iar producția anuală din Marea Neagră ar putea ajunge la circa 9 miliarde de metri cubi, din care 6 miliarde de metri cubi ar fi extrase numai de consorțiul ExxonMobil – OMV Petrom din perimetrul Neptun Deep.

Black Sea Oil & Gas, care a concesionat perimetrele Midia si Pelican în zona de mică adâncime, ar putea produce aproximativ un miliard de metri cubi anual.

  • În acest moment, România produce circa 10-11 miliarde de metri cubi anual, din care circa un miliard de metri cubi este extras deja de Petrom în zona offshore, din zăcăminte vechi. Restul este producție onshore, Petrom și Romgaz fiind cei mai mari producători. De la momentul publicării OUG 114/2018, importurile de gaze naturale au explodat

ARTICOLE SIMILARE:

Producătorii de gaze către guvernanți: „Nu omorâți gâsca cu ouă de aur!”

SPECIAL. OUG 114, „minge la fileu” pentru ruși. Facturile pentru gazele din import au explodat

ANALIZĂ. Statul a „înghețat” prețul gazelor, iar România va îngheța la iarnă, așteptând gazul de la ruși

Ucraina se așteaptă ca Rusia să oprească gazele, la iarnă. Și ungurii își pun centura de siguranță

Comisia Europeană: OUG 114/2018 încalcă legislația UE și nu protejează consumatorii casnici

Un gigant prezent și în România a câștigat primul contract de la ExxonMobil pentru Neptun Deep

Comănescu a câștigat contractul de antrepriză generală pentru proiectul Midia din Marea Neagră