Costurile de extracție a gazelor din perimetrele din România vor crește în anii următori, deoarece zăcămintele românești de uscat sunt tot mai epuizate de resurse, iar gazele care vor proveni din exploatările offshore de mare adâncime din Marea Neagră sunt mai scump de extras, ca urmare a lucrărilor și tehnologiilor speciale necesare, atenționează Sorin Gal, șeful Direcției Generale Gestionare, Evaluare și Concesionare Resurse Petrol din Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM).
El a făcut această declarație la un seminar prilejuit de lansarea studiului "Perspectivele gazelor naturale în România și modalități de valorificare superioară a acestora", elaborat de Vasile Iuga, autor al studiului, alături de Radu Dudău, cofondator și director al think-tank-ului Policy Energy Group.
"Taxarea suplimentară face gazele mai scumpe și mai puțin competitive. Costul de extracție a gazelor din România va crește, întrucât va deveni tot mai scump să produci din zăcăminte depletate, unele în producție din 1910-1912, iar gazele care vor vei din Marea Neagră de la mare adâncime vor avea și ele costuri mai mari", a spus Sorin Gal.
Anul trecut, autoritățile au decis permanentizarea impunerii impozitului de 60% sau 85%, în funcție de preț, pe veniturile suplimentare obținute de producătorii interni de gaze naturale, ca urmare a dereglementării prețurilor de vânzare către furnizori. Concesionarii de perimetre offshore de gaze din Marea Neagră ar dori să fie scutiți de acest impozit, fiind în dezacord din acest punct de vedere cu Parlamentul.
Fără a avea certitudinea stabilității regimului fiscal, companiile nu pot lua deciziile finale de investiție în proiectele de exploatare. De exemplu, cea a consorțiului ExxonMobil-OMV Petrom, care deține concesiunea perimetrului de gaze naturale Neptun Deep din Marea Neagră, este așteptată în a doua jumătate a acestui an.
Directorul general din ANRM a arătat că, anul trecut, cota medie de redevență încasată de stat pe veniturile din producția internă de gaze, care în prezent este integral onshore, a fost de 7,4%. Potrivit Legii petrolului, cotele de redevență sunt de 3,5% pentru zăcăminte care produc sub 1 milion de metri cubi/trimestru, 7,5% pentru zăcăminte care produc între 1 și 5 milioane de metri cubi/trimestru, 9% pentru zăcăminte care produc între 5 și 20 de milioane de metri cubi/trimestru și 13% pentru zăcăminte care produc peste 20 de milioane de metri cubi/trimestru.
"Multe zăcăminte aflate în producție sunt mici și se încadrează la cota minimă de redevență, de 3,5%", a explicat Gal.
O altă doleanță a petroliștilor din Marea Neagră este de a beneficia de un regim aparte de redevențe, mai avantajoase decât cele în prezent în vigoare pentru zăcăminte onshore și care să stimuleze investițiile masive necesare, dat fiind că, prin natura lor, zăcămintele offshore au volume mari de resurse și se încadrează toate în categoria cu cea mai mare cotă de redevență.
Pe de altă parte, Sorin Gal a arătat că potențialul de producție de gaze al României este mai mare pe partea de zăcăminte de uscat decât pe cea de resurse offshore. El a mai spus că nevoia de gaze a Europei va crește, mai ales după ce masivul zăcământ olandez Groningen va ieși din producție, lăsând în urmă un deficit de 40 până la 60 miliarde metri cubi pe an.
"Noi suntem mici, nu putem suplini, chiar și cu gazele din Marea Neagră. Anul trecut, Gazprom a exportat în Europa Occidentală 156 miliarde metri cubi", a declarat directorul general ANRM.
Importurile de gaze ale României de la Gazprom au scăzut cu circa 20% anul trecut, la circa 1,19 miliarde mc.
Gal a încheiat relatând o butadă a unui membru al top managementului Gazprom, Iuri Lebedev, care, întrebat în ce măsură prețurile de export către Europa practicate de gigantul rus țin de marketing sau sunt decise de considerații politice, a răspuns: "Fifty/fifty".
