Peter Zeilinger, membru al directoratului OMV Petrom responsabil cu activitatea de explorare și producție de hidrocarburi, spune, într-un interviu acordat Profit.ro, că este încrezător că "rațiunea va învinge" și că problemele fiscale și de reglementare care au împiedicat până acum luarea deciziei finale de investiție în proiectul Neptun Deep, la care compania este parteneră cu americanii de la ExxonMobil, vor fi depășite prin dialog cu Guvernul.
"Nu pot spune când se va lua decizia, nu mai număr zilele. Sunt încrezător că se va întâmpla și că rațiunea va învinge. Gazele există, sunt aproape de piețele din UE și peste tot este exprimată voința de a aduce gazele românești din Marea Neagră pe piețe. Însă trebuie ca lucrurile să se miște în privința condițiilor fiscale și de reglementare. Investitorii au ultimul cuvânt. Eu pot doar să le prezint datele proiectului, iar ei vor decide pe bază de argumente economice și pe baza analizei riscurilor dacă merită sau nu să investească", a spus Zeilinger, întrebat dacă speră ca decizia finală de investiție să fie luată anul acesta.
Întrebat dacă se pune doar problema momentului când va fi luată decizia de investiție, el a răspuns că "totdeauna se pune și problema lui <dacă>".
"Să spunem că îți construiești o casă și lucrările au ajuns la acoperiș, iar dintr-o dată ți se spune că prețul de construcție a crescut de 500 de ori. Ce faci? Nu-ți mai permiți casa respectivă și te gândești să-ți construiești o casă în altă parte", a punctat top-managerul OMV Petrom.
Anul trecut, autoritățile de la București au luat mai multe măsuri care au descurajat investițiile în explorarea și exploatarea de noi zăcăminte de gaze naturale, printre care Legea offshore, care a majorat semnificativ povara fiscală suportată de companiile concesionare din Marea Neagră și le-a obligat să-și vândă minimum 50% din producție pe bursele din România, măsuri care au făcut ca OMV Petrom și ExxonMobil să amâne luarea deciziei finale de investiție în proiectul Neptun Deep.
Potrivit unor calcule prezentate de PSD la dezbaterile din comisiile parlamentare, în ultima variantă a Legii offshore, statul român ar încasa, pe întreaga perioada de exploatare a tuturor zăcămintelor de gaze din Marea Neagră, circa 35% din totalul veniturilor rezultate din vânzarea acestor gaze, respectiv 13,52 miliarde dolari, iar companiile petroliere - 18,18 miliarde dolari, adică 65%. În această ultimă variantă, limita maximă a deductibilității investițiilor companiilor este de 30% din impozitul pe veniturile suplimentare datorat.
În schimb, din aceleași calcule ale social democraților rezulta că, în varianta anterioară a draftului de act normativ, în care limita maximă a deductibilității investițiilor era de 60% din veniturile suplimentare care se supun supraimpozitării, statul român ar încasa doar 24% din totalul veniturilor rezultate din vânzarea gazelor din Marea Neagră, adică 9,32 miliarde dolari, cu peste 4 miliarde dolari mai puțin față de ultima variantă, iar petroliștii 76%, respectiv 22,38 miliarde dolari.
Ulterior, OUG nr. 114/2018, adoptată la finalul anului, a plafonat prețul de vânzare de către producători către furnizori a gazelor destinate populației la 68 lei/MWh, i-a obligat să asigure cu prioritate consumul casnic și a majorat de 20 de ori, de la 0,1% la 2%, contribuția bănească datorată ANRE de toți deținătorii de licențe din domeniul energiei electrice și gazelor naturale. Tot anul trecut, ANRM a decis ca producătorii de gaze naturale din România să plătească redevențe având ca preț de referință cotația medie a tranzacțiilor de pe bursa de profil de la Viena și nu a celor de pe piața românească, ceea ce a majorat semnificativ sumele plătite de operatori.
La începutul lui 2019, Guvernul a aprobat prelungirea cu 15 ani, până în 2045, a acordului petrolier dintre stat și concesionarii ExxonMobil și OMV Petrom privind perimetrul de gaze naturale de mare adâncime Neptun Deep din Marea Neagră, semnat inițial în anul 2000 cu valabilitate până în 2030, prin încheierea în acest sens a unui act adițional la acord. Parteneriatul OMV Petrom-ExxonMobil la acest proiect, în care americanii sunt operatori ai perimetrului, datează din 2008, iar descoperirea inițială de resurse de gaze pe concesiune a fost făcută în 2012.
CITEȘTE ȘI Toate filmele și serialele care apar pe Netflix în luna iulie"Investitorii mă vor întreba: Ești sigur că taxele nu se vor modifica? Ești sigur pe estimarea evoluției prețului gazelor? Pentru că prețul a fost plafonat, deși avem contracte în derulare. A fost o deteriorare continuă a condițiilor fiscale și de reglementare, care a culminat cu plafonarea. Plafonarea a fost o măsură extrem de neobișnuită, m-a surprins foarte mult, pentru că eu consider că protecția consumatorilor vulnerabili trebuie făcută altfel, nu printr-o astfel de măsură-șoc. Fără îndoială că e prerogativa Guvernului să decidă. Însă a afectat încrederea investitorilor. Pentru că, acum, ce preț pun în proiecția mea? Pun 68 lei/MWh sau pun prețul de piață cu care lucrează toți ceilalți? Estimarea evoluției prețului gazelor merge laolaltă cu cea a volumelor extrase și vândute și cu prognoza asupra costurilor de dezvoltare ale proiectului, toate sunt legate", a arătat Zeilinger.
El a mai spus că, de regulă, investitorii în astfel de proiecte pornesc de la presupoziția că nivelurile redevențelor și taxelor sunt stabile pe întreaga perioadă a concesiunilor și nu vor fi modificate de guverne pe parcurs, când se apropie momentul începerii producției.
"Sunt multe incertitudini. Nu ne mai trebuie încă una, cea cu privire la redevențe și taxe. Această instabilitate ucide planurile de business pentru că, pentru investitori, totul se reduce în cele din urmă la cash flow și la randamentul investiției. Oamenii tind să uite că zăcămintele există doar statistic până vine un investitor să le scoată la suprafață. Pot să stau pe un zăcământ fantastic, dar la ce bun, dacă nimeni nu deține mijloacele tehnologice și financiare pentru a-l valorifica? Iar investitorii vin dacă există stabilitate și dacă promisiunile sunt respectate", a declarat șeful diviziei upstream a OMV Petrom.
Peter Zeillinger era director al activelor interne ale OMV Petrom la încheierea parteneriatului cu ExxonMobil din 2008 și la descoperirea de gaze din Neptun Deep din 2012, după care, la scurt timp, a plecat la Antipozi, unde a ocupat poziții de top management la subsidiarele OMV din Australia și Noua Zeelandă. S-a întors în România în 2016.
El a arătat că proiectul Neptun Deep este gata din punct de vedere tehnic: zăcămintele de gaze au fost descoperite, au fost stabilite soluțiile inginerești de dezvoltare și a fost estimat costul lor, însă rentabilitatea economică a proiectului depinde în mare măsură de condițiile fiscale.
"Sunt inginer și sunt german. Sunt bun la găsirea soluțiilor tehnice și la lucrul cu riscuri tehnice. Nu sunt la fel de bun la gestionarea incertitudilor politice și fiscale. Aceste incertitudini omoară un proiect. Mă duc la acționarii mei și le spun că am descoperit o resursă, însă nu pot ști exact în ce cantitate până nu încep să produc. Însă le spun să aibă încredere în competența mea și le arăt estimările și proiecțiile pe 30 de ani cu privire la volumele care vor fi extrase, la prețul de vânzare al gazelor și la costurile de dezvoltare. Toate acestea sunt luate în calcul la luarea deciziei finale de investiție. Pentru că, odată decizia luată, nu mai poți da înapoi. Odată ce le-ai spus contractorilor să înceapă lucrările, nu te mai poți opri. Până acum am investit peste 1,5 miliarde de dolari în acest proiect", a spus Zeilinger.
Șeful de explorare și producție al OMV Petrom a explicat că, în 2008, la semnarea parteneriatului cu ExxonMobil, Marea Neagră era extrem de puțin explorată din punct de vedere al resurselor de gaze, ceea ce a sporit costurile proiectului.
"În Marea Neagră nu e ca în Golful Mexico, unde sunt foarte multe sonde și se lucrează de mult timp. Lucrurile sunt diferite în zone necunoscute, îndepărtate, greu accesibile și lipsite de infrastructură cum e Marea Neagră. Atunci când ai de săpat o singură sondă, contractorul îți spune că va fi nevoit să cheltuiască milioane pentru a mobiliza o platformă de foraj, așa că va cere onorarii suplimentare pentru asta, atât pentru timpul necesar pentru a aduce platforma în Marea Neagră, în care utilajul nu produce bani, cât și pentru că va trebui să o demonteze pentru a putea să treacă cu ea pe sub podurile din Bosfor. Așa că, în 2008, semnarea parteneriatului cu Exxon chiar a fost o mișcare curajoasă pentru acel moment. Toată lumea știa că Marea Neagră e subexplorată. Și e în continuare așa".
El a mai arătat că Marea Neagră are resurse de gaze mult peste nevoile interne de consum, ceea ce ar permite României să renunțe cu totul la importuri și să devină, dimpotrivă, un hub de export.
"Iubesc proiectul Neptun Deep. Noi l-am descoperit. Am adus cel mai potrivit partener, ExxonMobil. Din punct de vedere tehnic, proiectul este fezabil și bine pus la punct. Mai trebuie rezolvată problema stabilității fiscale, comerciale și de reglementare", a conchis Peter Zeilinger.
Un alt argument al oficialului OMV Petrom a fost declinul accentuat al producției de gaze a companiei, în medie de 10%, declin natural datorat ajungerii la maturitate a zăcămintelor importante și care trebuie compensat. Printre acestea se numără Totea Deep, descoperit și pus în producție în 2011.
"Am ajuns în faza de declin la Totea, iar declinul este accentuat. Scăderea producției din Totea Deep este principala cauză a declinului producției totale. Pentru a o compensa, va trebui să forăm mult mai multe sonde de explorare, ceea ce și facem. Anul trecut am forat 2 sonde de mare adâncime. Am descoperit gaze la Totea Sud, dar nu știm încă dacă volumele sunt suficiente. Onshore-ul românesc are încă potențial, dar acesta e localizat la mare adâncime, ceea ce presupune riscuri și costuri mai mari. Costurile cresc exponențial odată cu adâncimea la care forezi. Totea și Neptun Deep au fost ultimele două mari descoperiri de gaze din portofoliul nostru", a conchis Peter Zeillinger.
