Cele 50 miliarde metri cubi de gaze estimate a fi extrase de OMV Petrom (partea sa - cu cele ale Romgaz, producția ar ajunge la 100 miliarde metri cubi) din Neptun Deep sunt esențiale pentru companie, care în ultimii 7 ani și-a diminuat rezervele dovedite cu nu mai puțin de 37%, de la 606 milioane barili echivalent petrol (bep) la 380 milioane bep.
Rezervele totale dovedite ale celei mai importante companii de petrol și gaze din România au scăzut la finalul anului 2022 cu 9,3% sau 39 milioane barili echivalent petrol (bep), comparativ cu cele de la finalul anului precedent, de 419 milioane bep.
Rata de înlocuire a rezervelor din 2022 a fost de doar 10%, în scădere considerabilă față de nivelul de 31% din 2021.
Producția anuală de hidrocarburi a grupului s-a diminuat progresiv, cu 21,9% sau 17,7 milioane bep, de la un nivel de 61,2 milioane bep în 2017 la 43,5 milioane bep în 2022.
Evoluția rezervelor dovedite și probabile ale OMV Petrom din ultimii 7 ani
O scădere mai accentuată a înregistrat producția anuală de gaze, care s-a redus cu 33,4% sau 1,73 miliarde metri cubi, de la un nivel de 5,18 miliarde mc în 2017 la unul de 3,45 miliarde mc în 2022.
Evoluția rezervelor totale dovedite ale OMV Petrom din ultimii 7 ani
Producția de hidrocarburi a OMV Petrom a scăzut numai în 2022 cu 7,9%, la 43,5 milioane bep, din cauza vânzării activelor de producție din Kazakstan, a transferului celor 40 de zăcăminte marginale onshore de țiței și gaze naturale către Dacian Petroleum, precum și a declinului natural în principalele zăcăminte.
Evoluția rezervelor dovedite și probabile (inclusiv Neptun Deep) ale OMV Petrom din ultimii 7 ani
În România, producția de hidrocarburi a scăzut în 2022 cu 6,3%, la 43,5 milioane bep, reflectând în principal declinul natural și transferul celor 40 de zăcăminte marginale către Dacian Petroleum.
Producția de țiței și condensat s-a redus cu 6,6%, la 20,9 milioane barili, în principal din cauza declinului natural și a vânzărilor de active, iar producția de gaze naturale s-a diminuat cu 6,1%, la 22,6 milioane bep, fiind influențată de declinul natural al principalelor zăcăminte de gaze naturale (Totea Deep și Lebădă Est) și al sondei 4461 Totea Sud, precum și de vânzările de active, aspecte parțial contrabalansate de producția rezultată în urmă reparațiilor capitale la sonde și din sondele noi.
Evoluția producției de hidrocarburi a OMV Petrom din ultimii 6 ani
Rolul Neptun Deep în inversarea acestui trend a fost subliniat de directorul financiar al OMV, Reinhard Florey, cu ocazia prezentării rezultatelor grupului austriac: “Au existat unele reduceri ale valorii contabile ale activelor Petrom din cauza revizuirii în scădere a rezervelor și a ratei de declin (natural al producției - n.r.) mai mare decât anticipam, o rată de declin care se situează între 6% și 8%. Însă, când vor intra în execuție marile proiecte, cum este proiectul Jerun, precum și proiectul Neptun Deep, atunci valoarea activelor respective se va aprecia major”, a declarat directorul financiar al OMV, Reinhard Florey.
Acest lucru se vede în raportul OMV Petrom pe ultimul trimestru al anului trecut: dacă rezervele totale dovedite au coborât de la 419 milioane bep la finalul lui 2021 la 380 milioane bep la finalul anului trecut, rezervele dovedite și probabile de țiței și gaze naturale (care includ și Neptun Deep, la rezerve probabile, dar nedovedite) s-au majorat.
Evoluția producției de gaze a OMV Petrom din ultimii 6 ani
“Rezervele dovedite și probabile de țiței și gaze naturale au crescut la 741 milioane bep (2021: 680 milioane bep), în principal datorită progresului proiectului Neptun Deep, că urmare a înaintării declarației de descoperire comercială către Agenția Națională de Resurse Minerale, parțial contrabalasat de revizuirea în scădere a rezervelor estimate din zăcămintele existente”, precizează OMV Petrom în raportul său.
Evoluția producției de hidrocarburi a OMV Petrom din ultimii 6 ani
“Ne luptăm în fiecare an cu un declin natural al producției cuprins între 10% și 20%. Aceasta înseamnă că pentru a coborî acest procent la un nivel inferior, este nevoie, desigur, de investiții continue. Anul trecut am ajuns la o scădere de 5,6%, iar în ultimul trimestru chiar la 3%. Cum? Ca urmare a producției sondelor extraordinare din zona Bustuchin, sonde de gaze, care au adus declinul la acest nivel scăzut. Cu toate acestea, la planificarea pe termen lung nu am luat în considerare aceste succese extraordinare, ci valorile medii ale tuturor puțurilor.
De aceea, anticipăm în 2023 o scădere a producției de aproximativ 8%. În ceea ce privește rata anuală de scădere compusă, am comunicat un procent de -3% până în 2025, pe care-l creștem acum la -6%. Acest lucru este mai aproape de ratele pe care le vedem în performanța puțurilor. În ceea ce privește rata de înlocuire a rezervelor, aceasta a fost de 10% pentru anul trecut. Media de înlocuire a rezervelor pe trei ani este de aproximativ 31% și credem că poate rămâne între 10% și 20% pentru anii până când Neptun Deep va intra în funcțiune presupunând că nu va exista niciun impact din partea programelor de optimizare a portofoliului.
Apoi (după intrarea în funcțiune a Neptun Deep - n.r.), desigur, trecem la peste 100% rată de înlocuire a rezervelor”, a explicat recent, într-o întâlnire cu analiștii, Christopher Veit, membru al Directoratului OMV Petro responsabil cu segmentul de Explorare și Producție.
