Politica de rentieri a actualilor guvernanți, care poate fi sintetizată prin zicala populară “niciun câine nu pleacă de la măcelărie”, pare a compromite cel puțin pe termen scurt și mediu exploatarea gazelor din Marea Neagră. Guvernul, totuși, încearcă să convingă, dacă nu ExxonMobil, măcar opinia publică, de faptul că, deși fizic câinele (compania americană) ar putea pleca de la măcelărie, rămâne cu gândul (ca operator) la ea!
Decizia Exxon de a se retrage cel puțin parțial (dar mult mai probabil total) din proiectul Neptun Deep este o surpriză numai pentru guvernanții “patrioți”, care s-au comportat precum un tată care crede că are cea mai frumoasă fată de măritat și se oripilează că mirele fuge din fața altarului când află că socrul nu mai intenționează să-i dea zestrea fetei, ci vrea să o joace la păcănele. Și că, în plus, trebuie să-i mai plătească și întreținerea, el fiind declarat dependent de jocuri de noroc.
Guvernanții români au pariat totul pe o singură carte: că ExxonMobil nu părăsește România, indiferent de majorarea fiscalității prin Legea Offshore sau plafoarea prețului prin OUG 114, după ce au investit 700 de milioane de dolari în Neptun Deep. Numai că gigantul american este cea mai importantă companie de petrol și gaze la nivel global, cu un profit anual de peste 20 de miliarde de dolari și investiții anuale (nu pe zece ani, precum cea din România) de peste 25 de miliarde de dolari, și nu OMV Petrom (partenerul său autohton în proiect) pentru care fiecare miliard este o problemă de viață și moarte.
În plus, autoritățile române par a nu avea nici cea mai mică idee despre complexitatea procesului de adoptare a unei decizii de investiție finală într-un proiect de tipul Neptun Deep.
În primul rând, se fac simulări pentru a vedea dacă investiția este profitabilă, dacă prețurile viitoare estimate depășesc cu un procent semnificativ (pentru a fi asigurați în eventualitatea într-un scenariu negativ) costurile de producție. Prin majorarea fiscalității introdusă prin adoptarea Legii offshore, dar și prin plafonarea prețului gazelor, politicienii români au diminuat considerabil nivelul profitabilității Neptun Deep. Argumentul guvernanților că plafonarea este doar temporară nu-i liniștește pe americani, care au remarcat volatilitatea ieșită din comun a legislației fiscale și reglementatoare din domeniu. Foarte probabil, ei se așteaptă ca, după expirarea termenului de trei ani, plafonarea să fie extinsă sau înlocuită cu o măsură cu efecte similare. Și impozitarea veniturilor suplimentare din liberalizarea prețului gazelor, de exemplu, a fost o măsură temporară, însă a fost permanentizată anul trecut de comisia condusă de deputatul PSD Iulian Iancu. Iar, în prezent, se aplică, în pofida denumirii, pe o piață în care s-a renunțat la liberalizare și s-a revenit la controlul prețurilor!
În al doilea rând, randamentul estimat al proiectului este comparat cu randamentele proiectelor similare aflate în portofoliul companiei, pentru stabilirea unei liste de priorități. Foarte probabil, decizia de retragere a americanilor din România a fost luată demult, cel târziu din februarie 2019, momentul în care au anunțat Comisia de supraveghere a pieței de capital din SUA că perimetrul offshore de gaze naturale Neptun Deep din apele teritoriale românești ale Mării Negre reprezintă cel mai scump proiect de producție de hidrocarburi cu lucrări de explorare finalizate și gata să fie lansat din portofoliul de 40 de astfel de proiecte al gigantului american.
Ca și cum acest lucru nu ar fi fost suficient, în aceeași perioadă Exxon a anunțat descoperirea unui zăcământ de gaze în apele teritoriale ale Ciprului, care, potrivit Wood Mackenzie, va fi una din cele mai mari descoperiri de rezerve de gaze din acest an, rezervele sale fiind estimate la o valoare de 3 ori mai ridicată decât cea a celor din Neptun Deep. În plus, Exxon a mai semnat un contract cu guvernul israelian pentru mai multe perimetre offshore, raportate la care Neptun Deep este practic inexistent.
În al treilea rând, contrar deciziilor adoptate de cele mai multe ori după ureche de companiile autohtone, un gigant precum Exxon analizează și politicile de investiții și comerciale ale concurenței. Prelungirea Turkstream pe teritoriul Bulgariei și Serbiei va fi finalizată înainte de începerea producției în Marea Neagră. Cu alte cuvinte, dacă ar fi extrase, cele 6 miliarde de metri cubi anuale din Neptun Deep (pe o perioadă de 10 ani) ar suporta concurența în regiune nu numai a actualelor surse de alimentare, ci și a altor 15 miliarde de metri cubi suplimentari transportați anual din Rusia, via Turcia (pe o perioadă nedeterminată, nu limitată la zece ani, date fiind rezervele uriașe de gaz ale Gazprom). De asemenea, până la lansarea producției din Marea Neagră, ar putea intra în Europa și gazul asiatic venit pe traseul TANAP.
În rezumat, este de așteptat ca, în viitor, regiunea să fie inundată de gaz rusesc (eventual și asiatic), ceea ce va pune presiune pe prețuri. Iar exploatările offshore sunt unele cu costuri de producție ridicate, care nu vor face față concurenței gazului rusesc, cu cost de producție extrem de mic.
Faptul că Exxon este extrem de sensibilă la evoluția prețurilor este demonstrat de vânzarea majorități activelor offshore din Europa (în special din Marea Nordulu), dar și din Australia, SUA sau, mai nou, Nigeria. Potrivit raportului companiei pe primul semestru al acestui an, prăbușirea prețurilor gazelor (în special din Europa) la minimul ultimilor ani va afecta rezultatele pe 2019 ale companiei. Prețul gazului pe piețele europene din luna iunie este cu peste 25% mai redus decât cel din perioada similară a anului trecut.
În plus, pentru a adopta o decizie finală de investiție favorabilă, americanii ar fi trebuit să aibă contracte deja semnate cu potențialii clienți. Numai că, în prezent, nu prea există cumpărători. Bulgaria și restul statelor din Balcani au semnat contracte pe termen lung cu Gazprom, iar Ungaria, singurul potențial cumpărător declarat, nu poate risca să rămână fără gaz până începe producția în Marea Neagră. De altfel, maghiarii au dat deja un ultimatum Exxon în luna mai: dacă până în septembrie nu adoptă decizia de investiție în Marea Neagră, vor semna un nou contract pe termen lung cu rușii.
Însă chiar și dacă ar avea o piață de desfacere, Exxon ar mai avea două probleme: decizia guvernanților români de a impune obligativitatea tranzacționării a 50% din producție pe piața internă și absența infrastructurii de export (BRUA II, prin care s-ar putea exporta peste 4 miliarde metri cubi fiind în prezent blocată).
Toate acestea survin și într-un moment total nepotrivit: după o campanie agresivă de achiziții și investiții în explorare, ExxonMobil trece printr-o perioadă de optimizare a portofoliului.
Vânzările de participații și explorările noi efectuate de Exxon în 2018
Într-un interviu acordat CNBC în luna martie, CEO-ul ExxonMobil, Darren Woods, a anunțat că gigantul american își revizuiește portofoliul global și că intenționează să vândă activele care nu corespund priorităților sale strategice. Potrivit lui Woods, compania va căuta, de asemenea, oportunități tactice de înstrăinare a unor active la prețuri avantajoase. ExxonMobil intenționează să încaseze până în 2025 peste 15 miliarde de dolari numai din vânzarea activelor care nu sunt prioritare din portofoliu.
Printre acestea era evident pentru oricine, mai puțin pentru guvernanții români, că se număra și Neptun Deep, mai ales în urma adoptării în 2019 a Legii offshore și a OUG 114, care au afectat considerabil profitabilitatea potențială a proiectului.
În 2018, ExxonMobil a înstrăinat nu mai puțin de 19 participații pe care le deținea în proiecte din Europa, SUA sau Astralia, pentru care, în unele cazuri deținea și statutul de operator, pe care nu și l-a păstrat, așa cum susține guvernul că intenționează în cazul Neptun Deep.
De altfel, actuala politică a Exxon (care a contribuit la luarea deciziei de vânzare a participației deținute în Neptun Deep) a fost anunțată încă de acum un an de prim-vicepreședintele companiei, Neil Chapman.
Politica de investiții a Exxon s-a modificat, concentrându-se pe petrol, și nu pe gaz, ca urmare a profitabilității mai mari a produselor rafinate și a diferenței dintre prețul gazelor și cel al petrolului (aflat în ascensiune în ultimul an), anunța acesta la finalul lunii iulie a anului trecut. “Nu am mai investit atât de mult în afacerile cu gas, ci în petrol și în Permian (bazin din SUA) și o să vedeți rezultatele în viitorul apropiat”, susținea Chapman.
“Este o diferență de profitabilitate a volumelor de gaze pe care le producem. Ne vom concentra pe cele care vor produce cea mai mare valoare investitorilor”, mai adăuga vicepreședintele gigantului american.
La rândul său, celălalt vicepreședinte al companiei, Neil Hansen, a explicat că, în ceea ce privește producția de gaze, aceasta este extrem de sensibilă la volatilitatea prețurilor. “Acesta este motivul pentru care ne vom concentra pe investițiile din upstream care să aducă valoare investitorilor la o varietate cât mai largă de prețuri. De aceea le garantăm investitorilor o profitabilitate de 20% în upstream”, a declarat Hansen.
Profitabilitate de 20% care, foarte probabil, nu poate fi atinsă în cazul Neptun Deep în urma majorării fiscalității prin Legea offshore, care a extins impozitul pe liberalizarea prețului (neliberalizat! -sic) și asupra producției din Marea Neagră.
