Statul ar putea prelungi perioada de explorare a perimetrului de gaze naturale Neptun Deep din Marea Neagră, unde concesionari sunt ExxonMobil și OMV Petrom, prin încheierea în acest sens a unui act adițional la acordul petrolier semnat cu cele două companii, care să prevadă două perioade de extindere opționale, menite să permită operatorului perimetrului, ExxonMobil, să determine dacă indicatorul privind rata de succes a explorării poate fi atins, astfel încât să se justifice trecerea la dezvoltarea economică a zăcămintelor.
Ulterior, actul adițional va trebui aprobat prin hotărâre de Guvern.
Acordul petrolier inițial privind perimetrul Neptun Deep a fost încheiat în anul 2000, titulari fiind atunci compania franceză Elf Aquitaine (transformată ulterior în Total) și Petrom, pe atunci deținută integral de statul român. Ulterior, în 2008, participația francezilor a fost preluată de americanii de la ExxonMobil. Din 2000 și până în prezent, perioada de explorare inițială a fost prelungită cu două faze de extindere opționale și cu încă două faze de extindere opționale suplimentare, se arată într-un document al Agenției Naționale pentru Resurse Minerale (ANRM).
"Potrivit clauzelor Acordului de concesiune, perioada de explorare inițială a fost prelungită cu două faze de extindere opționale și cu încă două faze de extindere opționale suplimentare. În cursul perioadei de explorare, titularii au depășit în mod semnificativ angajamentele din fazele de explorare. Lucrările de explorare în perimetrul XIX Neptun au fost efectuate într-o manieră responsabilă, ce a implicat un nivel al investițiilor de peste 1,2 miliarde de euro, respectând cadrul contractual și depășind în mod semnificativ programele de lucrări asumate", relevă sursa citată.
Având în vedere că etapa de dezvoltare offshore în ape de mare adâncime, cum este cazul în perimetrul XIX Neptun, implică investiții masive în tehnologie sofisticată, se mai spune în document, este necesar să să descopere un nivel ridicat de rezerve petroliere, pentru a justifica trecerea la dezvoltarea economică a zăcămintelor.
"Costurile de dezvoltare ajung, în mod obișnuit, până la aproximativ 2-3 miliarde dolari. Față de cele de mai sus, apare necesitatea unei perioade de timp suplimentare pentru a continua explorarea resurselor de hidrocarburi disponibile, astfel încât titularul să poată determina dacă indicatorul privind rata de succes a explorării poate fi atins, precum și păstrarea suprafeței perimetrului XIX Neptun pentru o perioadă mai îndelungată, care să permită analiza datelor colectate. În același timp, distribuția fizică a potențialului de hidrocarburi în cadrul perimetrului XIX Neptun trebuie evaluată într-un mod sistematic, care să ducă la elaborarea unui model de dezvoltare și producție adecvat", mai afirmă ANRM.
Agenția menționează că localizarea și dezvoltarea unor astfel de resurse suplimentare se poate face în această perioadă suplimentară pe baza evaluărilor inițiale, a analizei seismice extinse prin aplicarea tehnicilor de ultimă generație și a modelelor calibrate cu cele opt sonde de explorare forate până în prezent.
"Acordarea acestei extinderi oferă o oportunitate unică pentru statul român de descoperire și recuperare a unor resurse suplimentare, cu încasarea unor redevențe suplimentare asociate acestor resurse, care altfel nu s-ar putea realiza niciodată. În vederea maximizării șanselor de obținere a unei producții de hidrocarburi din perimetrul XIX Neptun, într-o perioadă de timp rezonabilă, este esențial ca titularul Acordului de concesiune să dispună de timpul adecvat unei explorări sistematice a perimetrului, ceea ce impune prelungirea duratei perioadei de explorare. În acest sens este necesară modificarea și completarea Acordului de concesiune printr-un act adițional care să aibă ca obiect completarea acestuia cu clauze referitoare la cea de a V-a fază de extindere opțională și la cea de a VI-a fază de extindere opțională, respectiv durata acestora, programul de lucrări aferent și valoarea estimativă a lucrărilor, precum și condiționarea trecerii la fiecare din cele două faze adiționale de extindere de necesitatea îndeplinirii integrale a programului de lucrări petroliere aferent fazelor anterioare", se mai spune în document.
Astfel, se are în vedere modificarea și completarea Acordului de concesiune în ceea ce privește prelungirea perioadei de explorare inițială cu două faze de extindere opționale contractuale, cu un program de lucrări aferent fiecărei faze. Prelungirea perioadei de explorare inițială cu încă două faze de extindere opționale suplimentare nu conduce la prelungirea duratei Acordului de concesiune, precizează ANRM.
"Referitor la categoriile de lucrări petroliere preconizate pe durata prelungirii și zona de apă unde vor fi efectuate, acestea vor fi prezentate în actul adițional (...), document clasificat conform legii", se mai arată în documentul citat.
Legea offshore, adoptată în ultima parte a lunii trecute de către Parlament, așteaptă în prezent promulgarea de către președintele Klaus Iohannis. La începutul săptămânii, Asociația Română a Concesionarilor Offshore din Marea Neagră (ARCOMN), compusă din companiile ExxonMobil, OMV Petrom, Black Sea Oil&Gas, Lukoil Overseas Atash, Gas Plus International, Petro Ventures Europe și Romgaz, a transmis oficial că Legea offshore afectează principiul stabilității, introduce noi taxe și impune companiilor anumite condiții privind modul în care acestea își vor vinde producția.
"Importanța unui cadru fiscal stabil și competitiv, stabilirea unui cadru de reglementare clar precum și respectarea dreptului de a comercializa liber producția proprie de gaze au reprezentat mesajele principale pe care ARCOMN le-a promovat constant, în aceasta perioadă. Votul din Camera Deputaților, din 24 octombrie 2018, marchează încheierea procesului parlamentar de reexaminare cu o nouă variantă a legii, care afectează principiul stabilității, introduce noi taxe și stipulează condiții specifice privind modul de comercializare a producției", se arată într-un comunicat al Asociației.
ARCOMN se așteaptă ca, după publicarea variantei finale, fiecare investitor din industria offshore să evalueze impactul legii asupra businessului propriu și asupra viabilității oricăror oportunități de investiții offshore.
"În ultimii 10 ani s-au investit peste 2 miliarde de dolari doar pentru activitățile de explorare. Dezvoltarea facilităților de producție pentru proiectele noi implică investiții suplimentare de câteva miliarde de dolari", au mai arătat companiile.
OMV Petrom nu va adopta decizia finală de investiție referitoare la Neptun Deep în 2018, a confirmat, într-o conferință cu analiștii, CEO-ul companiei, Christina Verchere, adăugând că motivul amânării nu a rezultat din analiza textului legii, ci din întârzierea de trei luni cu care aceasta a fost adoptată de Parlament.
În raportul privind rezultatele financiare ale grupului pe trimestrul al treilea, publicat miercuri, OMV Petrom preciza că nu vede probabilă luarea unei decizii finale de investiție pentru Neptun Deep în ultimul trimestru al acestui an, confirmând, chiar dacă pe un ton mai prudent, declarațiile CEO-ului OMV, principalul său acționar, Rainer Seele. O declarație atenuată similar a avut și CEO-ul OMV la Viena, într-o teleconferință cu analiștii.
Ulterior, în cadrul unui interviu acordat miercuri la postului TV american de top CNBC, Seele a precizat că zăcămintele din Marea Neagră sunt importante pentru România, dar mai ales pentru diversificarea surselor de aprovizionare ale Europei.
"Cred că Guvernul vrea să creeze un cadru legislativ care să fie suficient pentru investitori. Trebuie să așteptăm. Durează prea mult. Acum așteptăm și citim draftul Legii offshore. La prima vedere, aș putea spune că există unele elemente pe care le putem accepta pentru o asemenea investiție, dar trebuie să vedem cum va arăta forma finală, de după votul prezidențial. Nu va avea nici un impact pe termen scurt asupra bilanțului OMV, este o chestiune care ține de OMV Petrom în România", a spus Seele, părând puțin surprins de întrebarea postului referitoare la România.
Înainte cu o săptămână, Seele anunța categoric că OMV a decis să amâne pentru anul viitor decizia finală de investiție în proiectul Neptun Deep pentru că Legea offshore a fost aprobată prea târziu, ceea ce nu mai permite OMV să evalueze condițiile prevăzute de aceasta și să adopte o decizie în trimestrul IV al acestui an, cum își planificase inițial. În plus, șeful OMV s-a declarat nemulțumit și de obligația impusă de lege producătorilor offshore de gaze de a vinde pe piețele centralizate din România minimum 50% din cantitatea anuală de gaze naturale contractate cu livrare în anul calendaristic respectiv, cu precizarea că este vorba de 50% din cantitatea de gaze naturale din producția proprie.
Ulterior, un alt operator concesionar din Marea Neagră, Black Sea Oil & Gas (BSOG), a declarat că nu va putea lua o decizie de investiție în proiectul offshore Midia Gas Development (descoperirile Ana și Doina) în cursul acestui an ca urmare a regimului fiscal necompetitiv prevăzut de Legea offshore. Cei de la ExxonMobil nu și-au exprimat deocamdată nici o poziție, nici în raport cu Legea offshore și nici cu privire la decizia finală de investiție în proiectul Neptun Deep.
Pe 24 octombrie, Parlamentul a votat Legea offshore cu o fiscalitate majorată chiar și față de nivelul prevăzut de varianta trimisă de președintele Klaus Iohannis la reexaminare. Într-o ultimă tentativă de îmbunare a investitorilor, care s-au declarat nemulțumiți de prevederile legii, parlamentarii au acceptat să reintroducă clauza de stabilitate a regimului fiscal al exploatărilor de gaze naturale din Marea Neagră pe toată perioada de derulare a acordurilor petroliere, inclusiv în ceea ce privește impozitul pe veniturile suplimentare ale concesionarilor, eliminată la comisiile Camerei Deputaților.
