Confruntată cu o scădere considerabilă a producției interne de gaz, de 6,2% pe 2020 și de 8,6% în ultimul trimestru al anului trecut, OMV Petrom pare a-și pune toate speranțele în declanșarea producției în Marea Neagră, în special în perimetrul Neptun Deep, pe care-l deține alături de americanii de la Exxon Mobil.
Numai că, pentru ca exploatarea să fie profitabilă comercial, ar trebui modificată Legea offshore prin care a fost majorată impozitarea în domeniu.
Deși acest lucru este promis de politicieni de 2 ani, până în prezent nu s-au înregistrat mari progrese. Cu toate acestea, conducerea OMV Petrom este optimistă.
28 noiembrie - Profit Financial.forum
"Conform declarațiilor recente ale autorităților din România, estimăm că Legea Offshore va fi modificată în prima parte a anului 2021”, se precizează în raportul cu rezultatele companiei pe anul trecut.
Întrebat dacă OMV Petrom va renunța la proiect în cazul în care nu se va adopta modificarea legii offshore în 20121, CEO-ul OMV Petrom Christina Verchere a refuzat să ofere un răspuns categoric, însă a precizat că, date fiind evoluțiile, atât regionale, cât și cele legate de tranziția energetică, “timpul nu este de partea României. 2021 este un an critic!”
Un mesaj similar a sosit și de la Viena, de la sediul principalului acționar al OMV Petrom. “Decizia finală de investiții (în proiectul Neptun Deep - n.red) va fi luată în primul trimestru din 2022. Aceasta înseamnă că Legea offshore va trebui adoptată de Guvernul român în prima jumătate a lui 2021”, a afirmat directorul de upstream de la grupul OMV, Johann Pleininger, într-o conferință de presă prilejuită de publicarea rezultatelor pe anul 2021.
Nu este prima dată când Viena anunță iminența luării unei decizii finale de investiții, în pofida incertitudinilor legate de legea offshore sau cele referitoare la intenția partenerului Exxon de a-și vinde participația.
În noiembrie 2019, chiar CEO-ul OMV, Rainer Seele, anunța, în mod surprinzător că Petrom va adopta în 2020 o decizie finală de investiție favorabilă în cazul proiectului Neptun Deep în cazul Legea offshore va fi modificată, susținând că această modificarea legislației ar garanta atingerea unei rentabilități a capitalului investit de 12% în acest proiect.
Ca și cele din 2019, și declarațiile șefilor OMV din prezent sunt surprinzătoare din mai multe puncte de vedere. În primul rând, OMV nu poate lua o decizie de investiție în absența uneia similare a partenerului și, totodată, operatorului zăcământului, Exxon. Iar Exxon a informat autoritățile române, dar și OMV Petrom, că intenționează să-și vândă fie participația, fie firma care deține participația în Neptun Deep. Cu alte cuvinte, până la vânzarea participației de către Exxon, OMV Petrom nu poate adopta nicio decizie finală de investiție favorabilă.
În al doilea rând, în pofida promisiunilor din programul de guvernare al PNL, care s-a declarat pentru modificarea legislației în vederea începerii producției în Marea Neagră, Parlamentul are cuvântul decisiv atât în ceea ce privește instalarea noului guvern, cât și în ceea ce privește legea offshore. Iar procedurile parlamentare nu prea “încurajează” adoptarea atât de rapidă a modificărilor aduse legii offshore.
"Producția de gaze naturale în România a scăzut cu 6,2%, la 27,13 milioane bep, fiind influențată de declinul natural al principalelor zăcăminte de gaze (Totea Deep și Lebădă Est), de efectul nerecurent al lucrărilor de suprafață în zona Totea-Hurezani și de lucrările de mentenanță , aspecte parțial contrabalansate de contribuția sondei 4461 Totea Sud”, se precizează în raport.
La 31 decembrie 2020, rezervele totale dovedite de țiței și gaze din portofoliul Grupului OMV Petrom erau de 473 milioane bep (din care 451 milioane bep în România), în timp ce rezervele dovedite și probabile de țiței și gaze însumau 761 milioane bep (din care 720 milioane bep în România). La nivelul Grupului, rată medie de înlocuire a rezervelor, calculată pe ultimii trei ani, a crescut la 44% în 2020 (2019: 42%), iar în România această a crescut la 43% (2019: 38%). Pentru anul 2020, calculat individual, rată de înlocuire a rezervelor la nivel de Grup a fost 41% (2019: 49%), iar în România a crescut la 48% (2019: 39,5%).
