1 | P a g e

Provocările exploatărilor offshore de mare

adâncime. Situaţia Mării Negre1

Vasile Iuga

Iunie 2015

Recent s-a manifestat în presa şi societatea românească un val de entuziasm, optimism şi

certitudine în legătură cu potențialul de gaze naturale din offshore de mare adâncime din zona

economică exclusivă a României de la Marea Neagră.

Nu mai departe de anul trecut se manifesta același optimism și față de exploatarea gazelor de

șist. Însă după plecarea celor de Chevron, s-a lăsat o liniște asurzitoare pe subiect și poate că ar

fi utilă la un moment-dat o dezbatere despre cauzele care au dus la această retragere.

Optimismul este necesar la momentul demarării unui proiect de explorare de hidrocarburi,

esențială este însă o atitudine realistă în privința potențialului acestora şi a riscurilor asociate.

Atunci când se vorbește despre provocările exploatărilor offshore de mare adâncime, discuția se

concentrează îndeosebi pe aspectele fiscale, respectiv împărţirea profiturilor între stat şi

investitori. Chiar dacă termenii fiscali joacă un rol important în decizia de investiţie, există şi alţi

factori majori de care trebuie să se ţină seama.

1. Producţia offshore de mare adâncime este tot mai importantă pentru

satisfacerea cererii globale de ţiţei şi gaze naturale

Analiza porneşte de la proiecția evoluției cererii globale de petrol2 şi a modalităților de

satisfacere a acesteia.

Se consideră că piața globala de țiței va continua sa fie una strânsă, în care cererea si oferta vor fi

apropiate. Potrivit prognozelor Agenției Energetice Internaționale, cererea de țiței va crește cu

un ritm anual de 1% până în 2035 (vezi graficul 1), motorul creșterii reprezentându-l sectorul de

transporturi. Satisfacerea cererii va necesita exploatarea resurselor din offshore, inclusiv a celor

de mare adâncime, precum și a celor onshore neconvenționale, în condițiile declinului

producției din zăcămintele convenționale, precum şi din zăcămintele offshore aflate în prezent

în producție,.

1 Articolul de faţă reflectă strict opinia autorului şi nu implică cu nimic poziţia PwC România; 2 În articolul de faţă termenul petrol este folosit pentru a desemna producţia de ţiţei şi gaze naturale;

2 | P a g e

Grafic 1: Evoluţia cererii şi ofertei globale de ţiţei până în 2035 (sursa IEA)

Situația este similară în ceea ce privește cererea de gaze naturale. Se estimează că aceasta va

creşte la nivel global cu 65% până în 2035 şi că două treimi din producție va proveni din

zăcăminte neconvenționale, inclusiv din zăcăminte offshore de mare adâncime (vezi graficul 2).

3 | P a g e

Grafic 2: Evoluţia cererii şi ofertei globale de gaze naturale până în 2035 (sursa

IEA)

Piaţa gazelor naturale va rămâne una fragmentată în 3 mari blocuri regionale: America, Europa

si Asia - cu un element de legătură, reprezentat de gazul natural lichefiat (circa 20% din ofertă)

şi care va contribui la conturarea unei piețe globale.

Exploatările offshore au început să devină semnificative în anii 70-80, atunci când au fost

descoperite şi cele mai mari zăcăminte în apele de mică adâncime. Pe măsură ce rezervele mai

ușor de descoperit şi exploatat au început să se epuizeze, companiile internaţionale de petrol

(Supermajors) s-au îndreptat spre ape tot mai adânci, iar ponderea gazelor naturale a început să

crească în totalul descoperirilor. (vezi graficul 3).

4 | P a g e

Grafic 3: Tendinţa în offshore, tot mai adânc şi tot mai mult gaz (sursa Bernstein)

De altfel, exploatarea zăcămintelor offshore de mare adâncime este (cu excepția Petrobras și

Statoil) apanajul Supermajors, în condițiile în care acestea dețin doar 10% din rezervele

mondiale sigure de hidrocarburi, restul de 90% fiind deținut de companiile energetice naționale.

Majoritatea rezervelor deținute de Supermajors sunt situate în zone de frontieră, cu costuri

ridicate de extracţie, în vreme ce companiile energetice naţionale exploatează în general

zăcăminte convenţionale, mai ieftin de exploatat – aşa cum sunt cele din Orientul Mijlociu.

Supermajors sunt de altfel lideri mondiali în materie de tehnologie de prospecțiune şi extracție,

acționând ca o combinaţie între bănci de investiţii capabile să mobilizeze resurse financiare

substanțiale în proiectele de explorare şi exploatare şi companii de tehnologie şi de management

de proiect, ce-şi păstrează avantajul competitiv prin inovație continuă. Poate tocmai de aceea

Supermajors provin din spaţiul economic anglo-saxon care este dinamic şi competitiv,

încurajând şi recompensând inovația.

Din punct de vedere al distribuției geografice, rezervele offshore de mare adâncime descoperite

în ultimii ani sunt situate preponderent în zone dificil de explorat şi de exploatat, cu provocări

mari (vezi harta 1). Spre exemplu, în zona arctică (22 descoperiri recente) exploatările se fac în

condiții extreme, sub banchiza de gheață și la adâncimi mari, iar Golful Mexic (34 de

descoperiri) este o zonă afectată de uragane frecvente. Bazinul Santos (51 de descoperiri) este

situat în mijlocul Atlanticului – între Brazilia şi Africa, zonă afectată de furtuni violente. Acest

coridor lung de 500 mile şi larg de 100 (adâncimea la care se află hidrocarburile este de 5000 de

metri sub fundul mării) conține un zăcământ enorm unde se presupune ca ar exista 100 mld.

barili de țiței, ceea ce la un preț al barilului de 60 $/baril, înseamnă aproximativ 6 mii mld. $,

5 | P a g e

aproximativ 35% din PIB-ul actual al SUA. Un singur perimetru din zonă, Tupi, are rezerve

estimate între 8 si 10 mld. barili echivalent petrol (bep). Dar mijlocul Atlanticului prezintă și alte

provocări cum ar fi adâncimea apei (peste 2500 metri) și distanța foarte mare de uscat. În

aceeași situație sunt și exploatările din estul și vestul Africii (46 de descoperiri), situate în zone

notorii pentru instabilitatea politică și geopolitică.

În Asia de Sud-Est, cele 17 descoperiri recente sunt într-o zonă cu temperatură geopolitică în

creștere și cu dispute asupra zonelor economice exclusive, între China, Japonia, Vietnam,

Malaiezia şi Filipine.

Harta 1: Localizarea zăcămintelor offshore de mare adâncime descoperite în

ultimii ani (sursa Arthur D. Little)

Se estimează că rezervele de petrol din apele de mare adâncime ar fi de aproximativ 83o mld.

bep, din care circa 70% nu au fost încă explorate (vezi graficul 4). Până în prezent s-au produs

doar 75 mld. bep - sub 10% - si au fost dezvoltate alte 67 mld. bep. Sunt necesare investiții şi

eforturi considerabile pentru explorarea şi dezvoltarea rezervelor estimate.

Nu este neobişnuit ca un proiect să coste 8-10 mld. $, doar business plan-ul Petrobras pentru

pentru dezvoltarea zăcămintelor din Bazinul Santos fiind de 225 mld. $. Proiectul de exploatare

pentru zăcământul Tupi, cu rezerve de 8-10 mld. bep, amintit anterior, presupune o finanţare de

7 mld. $.

6 | P a g e

Grafic 4: Inventarul resurselor de gaze naturale şi de ţiţei din apele de mare

adâncime la nivel mondial (sursa Rystad Energy)

2. Creşterea costurilor proiectelor offshore de mare adâncime

Investițiile în sector se concentrează acolo sunt oportunităţile, astfel, dintr-un total de investiții

de peste 7000 mld. $ în sectorul de explorare şi producţie în perioada 2011-2020, 40% vor fi

alocate pentru explorările şi exploatările offshore, din care 18% către zonele de mare adâncime

(vezi grafic 5), în medie 60-70 mld. $ pe an.

7 | P a g e

Grafic 5: Investițiile în proiecte de explorare şi exploatare în apele de mare

adâncime la nivel mondial în perioada 2011-2020 (sursa Arthur D. Little)

Acest lucru este reflectat şi de evoluția numărului de sonde de explorare și dezvoltare în apele de

mare adâncime (vezi grafic 6), care au înregistrat o rată anuală medie de creștere de 8% în

ultimul deceniu. Chiar dacă recenta scădere a prețului țițeiului va duce la o încetinire a

investițiilor, se estimează că zona offshore de mare adâncime va continua să atragă o parte

importantă a eforturilor de explorare.

Grafic 6. Numărul de sonde de explorare şi dezvoltare în apele de mare adâncime

la nivel mondial între 2005 şi 2012 (sursa Arthur D. Little)

8 | P a g e

Investițiile în zonele de mare adâncime presupun costuri foarte ridicate. În timp ce o sondă de

explorare în zona onshore matură costă între 5-10 milioane $, ea poate să ajungă pana la 100-

180 de milioane $ în zona offshore de frontieră, şi aceasta în condiţiile în care probabilitatea de

succes a acesteia din urmă este de aproximativ 20-25% (între 3 şi 4 din 5 sonde de explorare

forate sunt uscate sau descoperă resurse de hidrocarburi fără viabilitate economică).

De asemenea, un rol important în creşterea costurilor sondelor de explorare de adâncime (circa

50%) l-a avut şi înăsprirea cadrului de reglementare în urma accidentului platformei BP

Deepwater Horizon din 2010 (vezi grafic 7).

Grafic 7: Costurile medii ale forării unei sonde de explorare în funcţie de tipul

zăcământului (sursa Wood Mackenzie)

Exista însă sonde de explorare care au costat peste 250 de milioane $. Un exemplu este sonda

Pitanga săpată de BP în apele braziliene, care a fost abandonată, dar care a costat compania 850

de milioane $, potrivit datelor din raportul anual 2014 al companiei.

Creşterea costurilor cu sondele de explorare este parte a unui trend mai general de creştere a

costurilor de descoperire pe baril, cu o rată anuală de 11% între 1999 şi 2013 (vezi graficul 8).

9 | P a g e

Grafic 8: Evoluţia costurilor de descoperire a unui baril de petrol echivalent.

Creştere accelerată a costurilor începând cu anul 2000 (sursa Barclays)

In zonele de mare adâncime se folosesc utilaje, platforme sau nave foarte scumpe. O nava

autonomă, care poate sa foreze 50.000 de picioare de la nivelul marii pana la zăcământ poate să

coste în jur de 800 de milioane $ şi se închiriază cu 700.000 $ pe zi. Există de altfel o piață a

închirierii de utilaje, platforme şi vase de foraj în offshore care până recent a fost una extrem de

strânsă, cu cerere mare şi cu o ofertă relativ limitată.

Aşa cum s-a menționat, Supermajors sunt foarte active în offshore de mare adâncime din

dorința de a-şi menține producția şi rezervele. Aceasta necesită investiții din ce in ce mai mari,

așa cum se observă din analiza comparativă a creșterii cheltuielilor de capital la trei mari

companii petroliere internaționale – ExxonMobil, Royal Dutch Shell şi Chevron (vezi graficul 9).

10 | P a g e

Grafic 9: Creşterea cheltuielilor de capital raportată la evoluţia producţiei pentru

ExxonMobil, Royal Dutch Shell şi Chevron în perioada 2009-2013, sursa Wall-

Street Journal

3. Ciclul de viaţă al unui proiect de exploatare de ţiţei şi gaze naturale şi

caracteristicile investiţiilor în sector

Ceea ce este caracteristic în general proiectelor de exploatare de ţiţei şi gaze naturale, şi în mod

deosebit a celor din zona de frontieră, este durată lungă a investiţiilor, valoarea foarte

ridicată a acestora şi riscurile semnificative.

Graficul 10 prezintă ciclul de viaţă al unui proiect offshore de mare adâncime, cu o durată totală

de până la 30 de ani, împărţită în 3 mari faze (explorare, dezvoltare şi producţie).

În faza de explorare, care poate dura 4-5 ani, un investitor angajează costuri legate de studii

geologice, sonde de evaluare, activitate de explorare, achiziţie de drepturi de exploatare, studii

seismice, etc.

Ca exemplu, Shell a început să se intereseze de potenţialul de ţiţei şi gaze naturale din zona

arctică la sfârşitul anilor 80. A săpat atunci câteva sonde care au identificat rezerve de gaze

naturale în perimetrul Burger din largul coastelor Alaskai, dar care la acel moment nu aveau

viabilitate economică. Compania a reevaluat situaţia la începutul anilor 2000 şi a ajuns la

concluzia că în zonă s-ar putea descoperi şi ţiţei, aşa că în 2008 a achiziţionat mai multe licenţe

de explorare în aceleaşi perimetre. După alţi şapte ani, Shell nu a săpat încă nicio sondă de

producţie, însă a investit până acum în acest proiect 7 mld. $. 3

3 Ed Crooks, Shell ready to seize its Arctic drilling chance, in Financial Times, 26 May 2015;

11 | P a g e

Grafic 10: Ciclul de viaţă al unui proiect de exploatare de ţiţei şi gaze naturale

(sursa BERD)

Dacă în urma analizării datelor seismice, geologice şi a rezultatelor sondelor de explorare se ia

decizia de investiție, urmează faza de dezvoltare, de 2-3 ani, timp în care se implementează

planul de investiţii cu costuri foarte ridicate. În medie, timp de şapte ani de la începerea unui

proiect de exploatare de ţiţei şi gaze naturale în ape de mare adâncime, acesta are numai ieșiri

de fluxuri de numerar și zero intrări de venituri.

De exemplu, proiectul Ichthys din vestul Australiei, operat de japonezii de la INPEX ar urma să

exploateze unul dintre cele mai mari zăcăminte de gaze naturale descoperite în acea parte a

lumii, are un buget de dezvoltare estimat la 34 mld. $. Practic, se doreşte integrarea a trei mari

zăcăminte gazeifere offshore, construcţia unei facilităţi de procesare onshore pentru conversia în

gaz natural lichefiat şi conectarea acestora cu o conductă lungă de aproape 900 de kilometri. 4

Un alt exemplu este proiectul Kashagan, din zona economică exclusivă a Kazahstanului din

Marea Caspică. Acest zăcământ uriaş de gaze natural de 13.000 de milioane de bep recuperabili

(dintr-un total estimat de 38.000 de milioane de bep) a fost descoperit în anul 2000 şi a fost

dezvoltat de un consorţiu format din KazMunayGas, Eni, Royal Dutch Shell, Total, ExxonMobil,

chinezii de la CNP şi INPEX. Deşi au trecut 15 ani de la descoperirea zăcământului, acesta nu a

4 http://www.inpex.com.au/our-projects/ichthys-lng-project/ichthys-at-a-glance/;

12 | P a g e

intrat încă în producţie, estimându-se că aceasta va începe abia din 2017 (costurile estimate ale

proiectului sunt de peste 50 de mld. $, mergând chiar până la 100 de mld $).

Aşa cum se vede în graficul 11, pentru proiectele în ape de mare adâncime producţia începe în

medie după aproximativ 7 ani de la demararea proiectului, spre deosebire de proiectele onshore

şi din ape mai puţin adânci.

Odată cu faza de producţie, încep să apară şi veniturile, iar primele profituri sunt generate

cam după 10 ani de la demararea proiectului, respectiv 2-3 ani de la începerea producției.

În faza de producţie sunt şi alte ieșiri de fluxuri de numerar, reprezentate de taxe, redevențe,

impozite, dar şi de cheltuieli operaționale. La sfârșitul ciclului de viaţă economică al proiectului5

există costuri de închidere sau de abandonare a zăcămintelor şi de refacerea sau restaurare a

zonei, inclusiv demontarea infrastructurii.

Grafic 11: Durata medie necesară dezvoltării unor proiecte de exploatare de ţiţei şi

gaze naturale (sursa Wood Mackenzie)

Aşa cum se vede în graficul 10, la aprobarea planului de investiţii, angajamentul financiar, care

poate fi foarte semnificativ, devine practic irevocabil.

Aşa cum s-a menţionat anterior, proiectele din sector, pe lângă necesarul de investiţii

semnificative şi termenul lung de recuperare a acestora, se fac în condiții de risc. Înainte de

analiza detaliată a riscurilor s-ar impune câteva comentarii sintetice despre legătura dintre

riscul general şi profitabilitatea cerută de investitori.

5 Limita viabilităţii economice a proiectului este atinsă atunci când fluxurile de numerar nete din exploatare devin negative (n.a);

13 | P a g e

În analiza investiţională se ia în considerare riscul total al proiectului, care este dat de suma

componentelor acestuia. Investitorii evaluează riscul şi rentabilitatea aşteptată a proiectului. Cu

cât mai mare riscul, cu atât mai mare profitabilitatea aşteptată. Pentru optimizarea activităţii

prin diversificarea riscurilor, companiile din sector îşi constituie portofolii de proiecte.

Din acest punct de vedere, sectorul se aseamănă cu industria farmaceutică şi cea aerospaţială şi

de apărare, două sectoare în care se fac de asemenea pariuri mari şi riscante, pe termen lung, fie

pe câteva molecule, fie într-un nou tip de aeronavă de transport sau de luptă. Nu toate

proiectele reuşesc, însă pentru că există un portofoliu, cele care reuşesc trebuie să compenseze şi

pariurile ratate. În toate situaţiile, investiţia se recuperează numai după ani buni.

Având în vedere riscul total, este necesară o rată internă de profitabilitate a proiectelor offshore

de mare adâncime de peste 15%, care poate ajunge însă până la 20%. Ţinând seama de impactul

asupra rezultatelor financiare al proiectelor eşuate, rezultă o profitabilitate medie raportată la

capitalul Supermajors de peste 12% pe termen lung, în linie cu aşteptările investitorilor într-un

sector cu risc ridicat şi nu semnificativ diferită de profitabilitatea companiilor energetice

naţionale care exploatează în general zăcăminte mult mai bogate şi mai facile.

4. Riscurile proiectelor offshore de mare adâncime

Figura 1: Principalele riscuri în sectorul de ţiţei şi gaze naturale

Mai sus este prezentat tabloul celor mai semnificative riscuri din sectorul de ţiţei şi gaze

naturale în ape de mare adâncime, componente ale riscului total. Fiecare dintre acestea va fi

analizat pe scurt în cele ce urmează.

Incertitudinea privind potenţialului resurselor. Cu toate dezvoltările tehnologiei,

probabilitatea de a fora o sondă de succes este între 20-25%, ceea ce poate duce la eşecuri

costisitoare, sau, în altă lectură, la experienţe utile.

BP, care după accidentul din Golful Mexic a devenit foarte transparentă, menționează în

raportul anual 2014 nu mai puțin de 12 exemple de sonde eșuate – cea mai mare, deja

menționata sondă Pitanga din Brazilia. Alte exemple: Algeria (524 de milioane $), India (139 de

milioane $), Golful Mexic (500 de milioane $), China (112 milioane $), Angola (110 milioane %)

şi Maroc (83 milioane $).

14 | P a g e

Un alt exemplu este Statoil, compania petrolieră de stat norvegiană, care a săpat 3 sonde în zona

arctică în 2014, toate trei uscate.

Infrastructura şi logistica pot să reprezinte provocări semnificative. Acestea sunt esenţiale

pentru a aduce petrolul în piaţă. Există zone în lume cu infrastructură deja dezvoltată, în primul

rând conducte, cum ar fi Golful Mexic şi Marea Nordului. Însă în noile zone de frontieră -

mijlocul Atlanticului, zona arctică, estul Africii sau zona Mării Negre - nu există o astfel de

infrastructură.

În unele din aceste zone, spre exemplu mijlocul Atlanticului sau Africa de Vest, nu se poate

construi o reţea de conducte. În acest caz vor fi necesare capacităţi de stocare, procesare

offshore şi transport. Graficul 12 prezintă o structură tipică de producţie în ape de mare

adâncime.

Dacă pentru ţiţei sunt suficiente tancuri petroliere de transport care să preia producţia şi să o

transporte către zonele de stocare de pe ţărm, pentru zăcămintele de gaze naturale ce nu pot fi

conectate cu ţărmul prin conducte, vor fi necesare facilităţi de lichefiere offshore.

Grafic 12: Structura de conducte de exploatare a unei nave de foraj marin, sursa

ExxonMobil

Riscul legat de tehnologie. Evoluţia tehnologică în general reprezintă, pentru sectorul de

ţiţei şi gaze, atât un risc, cât şi o oportunitate. Este un risc pentru că progresele din ultima

perioadă confirmă că bateriile pot deveni un competitor puternic în sectorul furnizării de

energie, iar costul tehnologiei scăde cu timpul. În paralel, costul extragerii unei resurse finite,

cum sunt ţiţeiul şi gazele naturale, are o tendinţă ascendentă. Tehnologia poate să fie un

competitor pentru că aduce înlocuitori.

15 | P a g e

În acelaşi timp, aceasta reprezintă şi o barieră de intrare. Cine o stăpâneşte poate să ţină

competitorii la distanţă. Cu excepţia Petrobras, marile companii energetice naţionale nu au

tehnologia necesară pentru apele de mare adâncime. Inovarea are loc în economii în care

concurenţa este ridicată.

Şi în sfârşit, tehnologia poate fi un facilitator. Modul în care se explorează acum în apele de

mare adâncime era de neconceput în urmă cu 20 de ani. Vasele, platformele de foraj, dar şi

tehnologia de prelucrare – toate au făcut progrese enorme în ultimele două decenii.

Pentru a înţelege provocările tehnologice ar trebui spus că unele zăcăminte se află la adâncimi

totale de 9000 de metri sub nivelul mării (în ape adânci de 2000 de metri şi la 7000 de metri

sub fundul mării). Echipamentele amplasate pe fundul mării trebuie să lucreze sub o presiune

de 200 de atmosfere timp de 20 de ani. Aceasta în condiţiile în care cele mai performante

submarine nucleare nu coboară la adâncimi mai mari de 500 de metri.

Cu toate evoluţiile, tehnologia poate să pună în continuare probleme. Astfel, explorările făcute

de Shell în apele arctice au fost întrerupte de două ori ca urmare a cedărilor de materiale. Navei

de foraj Noble Discoverer i s-a defectat motorul, iar platformei Kulluk i s-au rupt cablurile cu

care era tractată şi aceasta a eşuat, fiind în cele din urmă abandonată.6

Un exemplu foarte recent de risc legat de tehnologie este proiectul Chevron din Golful Mexic

denumit Big Foot. Zăcământul este situat la 225 de mile sud de New Orleans în ape adânci de

circa 1600 de metri şi ar fi trebuit să producă 75.000 de barili de ţiţei şi 675.000 mc de gaze

naturale pe zi. Platforma de producţie, care are o înălţime de 130 de metri, urma să fie ancorată

de fundul mării prin 16 tendoane (tuburi de oţel cu diametrul între 61 şi 81 de centimetri). Pe 1

iunie 2015, în timpul manevrelor de conectare la corpul platformei, 6 dintre tendoane şi-au

pierdut chesoanele care le asigurau flotabilitatea şi s-au scufundat. Acest incident va afecta

semnificativ calendarul de punere în producţie şi va genera costuri suplimentare pentru

Chevron.7

De asemenea, contează din ce în ce mai mult şi sistemele informatice necesare pentru

procesarea şi interpretarea datelor seismice şi geologice, precum şi a rezultatelor forărilor. Spre

exemplu, British Petroleum a dezvoltat la Houston, Texas, un centru de calcul cu o capacitate de

prelucrare a datelor de 2,2 petaflops (suficientă cât să efectueze 2.200 de trilioane de calcule pe

secundă) în condiţiile în care necesarul de putere de calcul al companiei a crescut de 20.000 de

ori faţă de 1999. 8

Riscul comercial şi fluctuaţiile preţului petrolului. S-a constatat deja că scăderea

preţului petrolului a dus la oprirea multor proiecte offshore de mare adâncime. Potrivit unei

analize Bernstein, în anul 2014 au fost demarate doar 39 de proiecte offshore (similar cu ce s-a

întâmplat în perioada 2008-2009, la apogeul crizei financiare globale, când preţul petrolului se

prăbuşise la aproximativ 40$ pe baril), comparativ cu o medie de 58 în anii 2011 – 2013.

6 Ed Crooks, Shell ready to seize its Arctic drilling chance, in Financial Times, 26 May 2015; 7 Chevron says production at Big Foot field delayed - http://www.reuters.com/article/2015/06/02/chevron-gulfmexico-idUSL3N0YO1BH20150602; 8 PwC – Driving Value in Upstream Oil and Gas, http://www.pwc.com.au/industry/energy-utilities-mining/assets/Driving-Value-Upstream-O-G-Nov13.pdf;

16 | P a g e

În noile condiţii de piaţă, esenţială este selectivitatea proiectelor, nu viteza de execuţie. Foarte

multe companii îşi riscă o parte importantă din valoare, şi chiar existenţa, cu un singur proiect,

de aceea este critică alegerea atentă a proiectelor de investiţii.

Nu doar volumul descoperirilor este important, ci şi calitatea acestora, iar aceasta variază foarte

mult în funcţie de tipul de zăcământ. Spre exemplu, în provincia canadiană Alberta – 13

zăcăminte generează 13 tipuri diferite de petrol, valoarea acestora fiind evident diferită în

funcţie de calitate. 9

Managementul de proiect. În pofida dezvoltării tehnologiei şi a abilităţilor de management

avansate, multe dintre proiectele de explorare şi exploatare înregistrează întârzieri şi depăşiri de

costuri, în medie de 20%. Au fost oprite proiecte care păreau că au un potenţial foarte mare. Un

exemplu îl reprezintă proiectul Shtockman, din zona arctică, la care erau asociaţi Gazprom,

Statoil şi francezii de la Total. Proiectul prevedea exploatarea unui zăcământ situat la 600 km

nord de peninsula Kola cu un potenţial estimat la 3.800 mld. mc de gaze naturale şi 37 milioane

de tone de gaz condensat. Descoperit încă din 1988, dezvoltarea proiectului a început efectiv

abia în 2005, la momentul semnării unui acord între Rusia şi Norvegia. Din mai multe motive

însă – neînţelegeri între parteneri, depăşiri de costuri, lipsa perspectivelor de piaţă, proiectul a

fost oprit în 2012.

Riscurile de mediu. Este clasic de acum accidentul platformei operate de BP - Deepwater

Horizon (vezi Figura 2). Acesta a costat până în prezent compania 40 mld. $ despăgubiri, iar

litigiile nu sunt încheiate. Se vorbeşte de despăgubiri care ar putea ajunge la 80 mld. $. Acest

lucru s-a reflectat şi în valoarea de piaţă a BP, care s-a redus cu 20% după accident, în condiţiile

în care compania a oferit un nivel foarte ridicat de dividende pentru a-şi păstra acţionarii. Se

speculează chiar că, urmare a acestui accident, BP ar putea fi o ţintă de preluare pentru un alt

Supermajor – fie ExxonMobil, fie Chevron.

9 Darryl Egbert, Commercionalization Challenges for Offshore Resources, ExxonMobil, 2015;

17 | P a g e

Figura 2: Platforma DeepWater Horizon după accident

Aceasta din urmă are propriile probleme în urma unui accident de mediu ca urmare a unei

deversări de 4000 de barili în apele braziliene pentru care riscă să plătească despăgubiri de până

la 17 mld. $.

Dacă în cazul accidentului DeepWater Horizon s-a putut interveni pentru că era oarecum

aproape de ţărm în Golful Mexic, cum ar putea fi gestionată o situaţie similară în mijlocul

Oceanului Atlantic sau în zona arctică?

Riscurile de mediu impun investitorilor utilizarea de tehnologie foarte performantă şi prime de

asigurare mari, ceea ce creşte costul proiectelor.

Riscul reputaţional. Accidentele de mediu, controversele legate de împărţirea profiturilor

între guverne, investitori şi comunităţi, protestele unor categorii sociale împotriva „big

business” pot să aibă, în condiţiile comunicării globale, un impact semnificativ asupra reputaţiei

marilor companii din sector.

Riscuri politice sau geopolitice. Pentru că multe dintre zăcămintele din apele de mare

adâncime sunt în zone complicate, acestea prezintă şi riscuri politice şi geopolitice ridicate.

Africa de Est şi Africa de Vest sunt notorii pentru instabilitatea politică, iar zăcămintele din zona

arctică, Asia de Sud-Est şi Marea Neagră sunt în zone cu temperatură geopolitică în creştere.

Riscuri fiscale. Sectorul e o ţintă pentru guverne aflate în căutare de venituri bugetare. Riscul

fiscal creşte mai ales după ce investiţia a devenit irevocabilă şi investitorul nu se mai poate

retrage. Modificarea termenilor fiscali pe parcursul derulării unui proiect poate afecta în mod

semnificativ parametrii de profitabilitate, ba chiar viabilitatea proiectului. De aceea este

18 | P a g e

esenţială adoptarea unor clauze de stabilitate şi predictibilitate înainte de demararea

proiectelor.

Termenii fiscali trebuie să ţină cont de profilul zăcămintelor şi să reflecte dificultăţile de

extracție şi aducere în piaţă a resurselor. Nu se pot impune termeni fiscali similari exploatărilor

onshore cu cele de ape de mare adâncime, acelaşi lucru fiind valabil şi pentru zăcămintele

bogate, respectiv cele marginale. Se constată că la nivel global, în zonele cu risc total redus se

practică un nivel mai ridicat de impozitare, pe când în zonele cu riscuri ridicate, aşa cum sunt şi

zăcămintele offshore de mare adâncime, fiscalitatea este în general mai redusă (vezi graficul 13).

Partea care revine guvernelor din profitul unui zăcământ variază între 15 şi 95%, în funcţie de

mai mulţi factori, iar unele state adoptă o fiscalitate moderată pentru a atrage investiţii, mai ales

în zonele în care nu s-au înregistrat deocamdată descoperiri semnificative (Irlanda, Maroc, zona

arctică).

Partea care revine guvernelor este în zona superioară a intervalului în cazul zăcămintelor simplu

de exploatat, cu producție şi profitabilitate mare şi la care investitorii şi-au recuperat deja

investițiile. De asemenea, se constată o tendință de creștere a ponderii impozitului pe profit în

impozitarea totală a companiilor din sector.

Grafic 13: Sistemul fiscal şi nivelul de impozitare trebuie corelate cu profilulul

riscului total

Riscuri de reglementare. Accidente precum Deepwater Horizon au generat modificări ale

cadrului de reglementare, care îl fac din ce în ce mai complex, şi care duc la exploatări mai

sigure, dar cu costuri mai mari.

Riscul meteo. Acesta este ridicat în zona arctică, unde sunt posibile foraje doar 3-4 luni pe ani

în perioada verii, dar şi în Golful Mexic, zonă cunoscută pentru uraganele frecvente, vestul

Australiei, mijlocul Atlanticului, ba chiar şi Marea Neagră, unde se pot înregistra furtuni

violente. Un eveniment meteo major poate să ducă la distrugerea instalaţiilor, a infrastructurii şi

poate cauza probleme enorme de mediu.

Riscul terorist. Multe dintre perimetrele de exploatare offshore de mare adâncime sunt în

imediata vecinătate a zonelor de acţiune ale organizaţiilor teroriste –grupuri din delta Nigerului

sau piraţii din Cornul Africii. Riscurile teroriste sunt în creştere.

19 | P a g e

5. Exploatările offshore de mare adâncime din Marea Neagră – studiu de caz

Turcia

Se va analiza în continuarea situaţia Mării Negre prin aplicarea criteriilor descrise anterior.

Pontul Euxin este considerat ca fiind potenţial o nouă mare a Nordului, regiunea cea mai

importantă din punct de vedere energetic din Europa. Dar acest potenţial nu a fost deocamdată

confirmat, explorările fiind încă într-o fază incipientă (circa 100 de sonde forate), descoperiri

mai importante fiind făcute până în prezent doar în blocul românesc Neptun. Toate statele

riverane Mării Negre au proiecte de explorare, mai avansate fiind România, Turcia şi, într-o

oarecare măsură, Bulgaria (vezi harta 2). Proiectele de la Marea Neagră au caracteristici similare

cu cele descrise anterior, respectiv – costuri ridicate, o sondă de explorare costă 150 de milioane

de dolari, cu probabilitate de succes de 20-25%.

Harta 2. Proiecte de explorare offshore din Marea Neagră (sursa Schlumberger)

Marea Neagră prezintă mare parte din riscurile generale descrise anterior, dar şi unele specifice.

Pentru că s-au făcut puţine explorări, topografia fundului Mării Negre este mai puţin cunoscută,

ceea ce poate complica traseul conductelor. De asemenea, la adâncimi de peste 200 de metri se

găseşte hidrogen sulfurat cu potenţial de coroziune mare a conductelor şi echipamentelor. Pe

fundul mării se găseşte hidrat de metan în cantităţi mari care poate fi periculos pentru

exploatare prin ridicarea la suprafaţă, cu risc de incendiu sau de reducere a flotabilităţii navelor

şi echipamentelor.

20 | P a g e

În plus, în regiune sunt puţine companii de servicii petroliere cu experienţa necesară pentru

lucrările în zonele offshore de mare adâncime.

O altă particularitate a Mării Negre este faptul că e aproape o mare închisă, cu acces greu prin

Bosfor. Adâncimea minimă în Bosfor este de 50 de metri, iar podurile rutiere care leagă Europa

de Asia la Istanbul au 64 de metri deasupra apei. Aceasta înseamnă că platformele de foraj

trebuie demontate pentru traversarea Bosforului şi reasamblate ulterior, ceea ce măreşte

semnificativ costurile (vezi figura 3).

Figura 3: Platforma Ocean Endevour traversând Bosforul, cu turla demontată

(sursa ExxonMobil)

De asemenea, riscul geopolitic a crescut foarte mult în ultima perioadă ca urmare a

evenimentelor din Crimeea şi estul Ucrainei.

În pofida potenţialului ridicat de hidrocarburi al regiunii, activitatea de explorare în 2015 este

mai puţin intensă decât se anticipa, probabil din cauza riscurilor. Potrivit datelor Schlumberger

(vezi grafic 14) în acest an vor opera sonde de explorare doar în apele de mare adâncime ale

României şi Turciei, şi câteva în apele de mică adâncime ale Bulgariei.

21 | P a g e

Grafic 14: Numărul de platforme de explorare în Marea Neagră în 2015, exluzând

Rusia şi Georgia (sursa Schlumberger)10

În dezbaterea publică din ţara noastră, accentul a fost pus pe zăcămintele din zona economică

exclusivă a României, iar dominanta dezbaterii a reprezentat-o entuziasmul.

Experienţa recentă a Turciei în privinţa explorărilor din Marea Neagră este însă un bun exemplu

pentru nevoia de realism.

Turcia, care are o economie dinamică, este şi cel mai important consumator regional de energie.

Numai în 2014, Ankara a plătit 60 mld. $ pentru importurile energetice de diverse tipuri. Pentru

a-şi satisface setea de resurse şi a-şi întări securitatea energetică (obiectivul este asigurarea

independenței energetice până în 2023) Turcia a început să exploreze intens atât în onshore

convenţional, cât şi în apele de mare adâncime din Mediterana şi Marea Neagră. În total, în

2014 s-au forat în Turcia, în principal pe onshore, 224 sonde de explorare şi producţie, cu o rată

de succes de 33%. Rata de succes pe onshore a fost mai mare, dar descoperirile au fost mult mai

mici decât s-a sperat.

În offshore au fost identificate rezerve semnificative în Mediterana, însă acestea fiind localizate

într-o zonă aflată în dispută cu Ciprul şi cu Israelul, nu s-a demarat încă exploatarea. În aceste

condiţii, Turcia s-a concentrat pe perimetrele din zona economică exclusivă din Marea Neagră,

estimate de TPAO, compania petrolieră naţională, ca având rezerve în offshore de 10 mld. bep şi

1500 mld. mc de gaze naturale.

În vederea explorării perimetrelor din Marea Neagră, Turcia a semnat 3 înţelegeri în perioada

2009-2010 cu Chevron, ExxonMobil şi Petrobras. Fiecare acord a presupus investiţii de

10 Cifrele prezentate sunt cu zecimală pentru că unele platforme de explorare nu acţionează pe întreg parcursul unui trimestru, n.a.;

22 | P a g e

aproximativ 400-500 de milioane $, în două sonde, însă rezultatele acestor explorări au fost

modeste. Toate cele şase sonde de explorare au fost nereuşite.

Astfel, în 2010, Chevron a anunţat că se retrage temporar din Turcia şi, potrivit unor surse, ar fi

plătit o clauză de penalizare de 100 de milioane $. În 2011, ExxonMobil a abandonat de

asemenea două perimetre de explorare. În fine, Petrobras se află în acest moment în proces de

închidere a operaţiunilor de explorare din zona economică exclusivă a Ankarei.

În pofida acestor eşecuri, Turcia nu a abandonat eforturile de explorare şi, la începutul acestui

an, TPAO a semnat cu Shell un contract de explorare în vestul Mării Negre. Cei de la Shell s-au

angajat la investiţii de circa 200 de milioane $ pentru săparea unei sonde.

Ankara continuă eforturile de explorare, iar acestea se vor concentra pe perimetrele din zona

economică exclusivă a Turciei din vecinătatea blocului Neptun, unde ExxonMobil şi OMV

Petrom au identificat rezerve semnificative de gaze naturale.

Turcia este un exemplu concludent despre riscurile şi incertitudinea aferentă activităţilor de

explorare din apele adânci ale Mării Negre şi care confirmă statisticile.

Concluzii

Exploatările offshore de mare adâncime sunt esenţiale pentru acoperirea cererii de ţiţei şi gaze

în viitor. Costurile şi riscurile asociate unor astfel de proiecte sunt ridicate şi se fac pe termen

lung. În plus, viabilitatea acestora este afectată de reducerea preţului petrolului. Există un drum

lung de la săparea unei sonde de explorare de succes până la comercializare.

De aceea foarte puţine companii dispun de tehnologia, forţa financiară şi capacitatea de

management de proiect necesară pentru asemenea proiecte.

Potenţialul Mării Negre, chiar dacă există, până în prezent nu a fost confirmat. Exemplul Turciei

arată că incertitudinea privind potenţialul resurselor nu este o vorbă goală, România, cu

descoperirile din perimetrul Neptun, fiind mai degrabă o excepţie.

De la proiectele riscante, inclusiv de la cele din Marea Neagră, investitorii aşteaptă o

profitabilitate ridicată. Dacă nu pot obţine profitabilitatea corespunzătoare riscului total,

investitorii mari s-ar putea să nu fie interesaţi de un anumit proiect. În acestea situaţii însă pot

să apară investitori care nu au ca obiectiv profitul, ci interese geopolitice.

Pentru a se ajunge la mult discutata situaţie win-win-win, din care să aibă de câştigat atât

societatea, cât şi statul şi investitorii, este nevoie de înlănţuirea fericită a multor factori.

Materializarea unui singur risc major poate rupe lanţul proiectului, pentru că tăria unui lanţ este

dată de tăria celei mai slabe verigi. De aceea este nevoie de optimism rezonabil, dar şi de

realism, în privinţa proiectelor offshore de mare adâncime din Marea Neagră.