INTERVIU | Verchere (OMVPetrom): Gazele din Marea Neagră pot ajuta la revenirea economică a României, dar Legea offshore întârzie

Gazele din Marea Neagră pot ajuta România să îşi revină din punct de vedere economic post-pandemie, însă modificările la Legea offshore întârzie, ceea ce erodează fundamentul economic al acestui proiect, a declarat Christina Verchere, CEO al OMV Petrom, într-un interviu acordat AGERPRES.

ExxonMobil şi OMV Petrom sunt parteneri egali în proiectul de mare adâncime Neptun Deep din Marea Neagră, unde a fost descoperit un zăcământ de gaze evaluat la 42-84 de miliarde de metri cubi. Spre comparaţie, producţia anuală a României este de 10-11 miliarde de metri cubi de gaze.

Christina Verchere a arătat că este vorba despre noi surse de venituri evaluate la 1,2 miliarde de euro pe an în etapele de producţie, despre noi locuri de muncă, dar şi despre o resursă autohtonă care ar putea susţine dezvoltarea altor industrii conexe, cum ar fi petrochimia sau transportul, generând, astfel, creştere economică.

Totodată, proiectul Neptun Deep ar atrage investiţii de mai multe miliarde în faza de extracţie, în condiţiile în care doar explorarea a implicat 1,5 miliarde de dolari.

Declaraţiile şefei OMV Petrom vin în contextul în care tonul investitorilor cu privire la demararea acestui proiect este din ce în ce mai pesimist. Dacă anii trecuţi erau avansate termene privind decizia finală de investiţii, în ultimele luni Exxon a anunţat că vrea să se retragă din proiect, iar reprezentanţii OMV Petrom spun că nu vor aştepta la nesfârşit ca autorităţile din România să ia o decizia cu privire la cadrul fiscal.


AGERPRES: Care au fost principalele efecte ale crizei COVID asupra OMV Petrom?

Christina Verchere: Industria de petrol şi gaze a fost puternic afectată de această criză pe aproape întregul lanţ valoric, de la producţia de petrol şi gaze, până la rafinării, vânzări de gaze şi de produse petroliere. Desigur, am implementat măsuri sanitare şi de distanţare pentru a asigura continuitatea operaţiunilor şi am trecut la un tip de organizaţie mai digital, mulţi dintre angajaţii noştri lucrând de acasă. Au fost, de asemenea, decizii pe care a trebuit să le luăm foarte repede pentru a face faţă mediului de afaceri deteriorat, cum ar fi ajustarea producţiei noastre în linie cu cererea pieţei, reducerea investiţiilor şi a costurilor.

Al doilea trimestru a fost cel mai dur, fiind afectat atât de scăderea abruptă a preţurilor la petrol şi gaze, cât şi de cererea joasă pentru produse petroliere. Cu toate acestea, rezultatele din primele şase luni reflectă o performanţă bună în contextul crizei şi au existat două elemente care au contribuit la aceasta: deciziile rapide menţionate mai sus şi modelul nostru de afaceri integrat.

Cum estimaţi că va arăta a doua jumătate a anului pentru OMV Petrom?

Ne aflăm pe un teritoriu necunoscut şi ne aşteptăm ca volatilitatea ridicată să continue. Ne menţinem estimările de 40 de dolari pe baril, preţ mediu pentru 2020. În ceea ce priveşte cererea pentru combustibili şi energie electrică, ne aşteptăm la o cerere mai redusă în 2020 faţă de 2019, în timp ce la gaze naturale ne aşteptăm la un consum aproximativ stabil.

Activităţile noastre din lunile următoare vor continua sub aceleaşi reguli sanitare stricte şi de distanţare. Partea bună este că am avut şi de câştigat în lunile care au trecut şi există îmbunătăţiri ale activităţilor noastre care sunt definitive.

Suntem mult mai digitali. Să vă dau doar un exemplu: într-o perioadă foarte scurtă de timp, am implementat semnătura electronică pentru peste 4.500 de persoane şi intenţionăm să ajungem în curând la 6.000. Acesta este un avantaj uriaş şi a fost accelerat de criză.

Dintre businessurile OMV Petrom, care credeţi ca va lua cea mai mare amploare anii următori şi de ce?

OMV Petrom are un model de afaceri integrat, cu o prezenţă semnificativă de-a lungul multora dintre elementele lanţului valoric al sistemului energetic. Acest lucru s-a dovedit a fi un mare avantaj mai ales în aceste perioade dificile.

Strategia noastră de afaceri se bazează pe capacitatea noastră de a fi competitivi şi de a continua să creştem atât prin extinderea regională, cât şi prin dezvoltarea portofoliului nostru de afaceri. Am făcut paşi importanţi prin intrarea pe noi pieţe pentru Upstream, Bulgaria şi Georgia, şi suntem pe drumul cel bun în ceea ce priveşte portofoliul de mobilitate pentru clienţii staţiilor noastre. Până la sfârşitul anului viitor, ne aşteptăm să avem în jur de 30 de puncte de încărcare pentru vehicule electrice, instalate în staţiile noastre de distribuţie a carburanţilor.

În ceea ce priveşte agenda schimbărilor climatice, gazele naturale reprezintă un element-cheie. În prezent, mai mult de jumătate din producţia noastră de hidrocarburi este gaz şi vedem gazele naturale ca soluţia potrivită pentru a asigura securitatea furnizării de energie cu emisii reduse de carbon.

Versatilitatea gazelor naturale oferă acestora o gamă variată de utilizări, inclusiv producerea de electricitate cu emisii reduse de carbon pentru a echilibra cererea atunci când sursele intermitente nu produc. Pentru a vă oferi un exemplu, centrala Brazi a avut o contribuţie esenţială la producţia de energie electrică pe perioada carantinei. Pe fondul unei producţii mai scăzute de electricitate din cărbune şi hidro, Brazi a asigurat echilibrul cererii de energie cu o producţie continuă de electricitate cu emisii reduse de carbon.

Neptun Deep este, de asemenea, o componentă importantă a strategiei noastre, iar importanţa acestui proiect stă în contribuţia sa potenţială la bunăstarea ţării.

Ministrul Economiei a anunţat, recent, că nu există un consens politic în Parlament pentru modificarea Legii offshore şi mai mulţi parlamentari au declarat că este exclus ca în acest an să se opereze vreo modificare legislativă în acest sector. Cum afectează acest lucru planurile OMV Petrom privind investiţiile din Marea Neagră? Cum ar trebui modificată Legea offshore, astfel încât să fie deblocate investiţiile în proiectul Neptun Deep?

Gazul din Marea Neagră este o resursă descoperită şi evaluată, cu un potenţial ridicat de a contribui la recuperarea economică post-pandemie a României. Vorbim despre noi surse de venituri evaluate de Deloitte la 1,2 miliarde de euro pe an în etapele de producţie, despre noi locuri de muncă, dar şi despre şansa de a utiliza o resursă naţională care va contribui la eforturile României de a-şi îndeplini obiectivele de reducere a emisiilor de carbon în industrie, producţie de energie, transport şi agricultură. Este o resursă care ar putea susţine dezvoltarea altor industrii conexe, cum ar fi petrochimia sau transportul, generând, astfel, creştere economică.

Cheia pentru deblocarea proiectelor din Marea Neagră constă într-o legislaţie care oferă claritate, condiţii fiscale competitive şi stabilitate. Acestea sunt premisele pentru orice investiţie de amploare.

Cât sunteţi dispuşi să aşteptaţi până să renunţaţi de tot la proiectul Neptun Deep?

Noi continuăm să facem toate eforturile pentru ca acest proiect să fie dezvoltat. Cu toate acestea, decizia finală de investiţie depinde de mai multe premise-cheie, inclusiv Legea offshore, unde nu vedem progrese. Orice întârziere erodează fundamentele economice ale proiectului.

Care sunt principalele riscuri investiţionale ale acestui proiect? Care este suma pe care ar trebui să o investiţi în acest proiect pentru extracţia gazelor?

Christina Verchere: Industria de petrol şi gaze este o industrie cu risc ridicat, care necesită capital semnificativ. Doar pentru a vă oferi un exemplu, în explorarea onshore, doar una din trei sonde are succes. Dezvoltarea în apele de mare adâncime implică investiţii de mai multe miliarde. Pentru Neptun Deep, doar explorarea şi evaluarea depăşesc 1,5 miliarde de dolari.

Ce se va întâmpla cu gazele din perimetrul Neptun, dacă le veţi extrage?

Nu suntem la acel moment cu proiectul. Dar aş dori să clarific faptul că orice provine din subteran ajunge în reţeaua de transport naţional. Şi din acel moment ajunge cu prioritate la consumatorii români, care sunt în prezent principalii beneficiari ai producţiei noastre, fie că vorbim de ţiţei sau de gaze naturale.

Cum estimaţi ca va evolua preţul gazelor în următorii ani?

În acest an, preţul gazelor din hub-urile europene a atins valori minime istorice. Acesta a fost rezultatul unei combinaţii de cerere scăzută din cauza vremii călduroase şi a efectelor Covid-19, precum şi a supraofertei, în special din cauza volumelor mari importate de GNL, dar şi a volumelor mari disponibile în depozite.

Evoluţia ulterioară a preţului gazelor va reflecta finalizarea proiectelor de infrastructură de transport şi rolul gazului ca materie primă pentru alte industrii, în special în procesul de decarbonizare.

Cum comentaţi decizia ANRE de a obliga producătorii de gaze sa vândă pe bursă 40% din producţie?

Guvernul român a făcut un pas important prin abrogarea OUG 114. Începând cu 1 iulie, s-a revenit la piaţa liberalizată odată cu eliminarea plafonului preţurilor la gaz. Am observat progrese spre o piaţă complet liberalizată prin implementarea programului gas release în iunie 2020 şi eliminarea ulterioară a obligaţiei de vânzare pe piaţa centralizată. Recunoaştem progresul; cu toate acestea, există unele provocări în ceea ce priveşte aplicarea programului gas release.

Credeţi că piaţa gazelor din România este pregătită pentru liberalizare? Ce ar trebui să însemne liberalizarea pentru consumatorii finali?

Marele avantaj al unei pieţe libere, unde preţurile sunt determinate în funcţie de ofertă şi cerere, este că încurajează concurenţa, ceea ce duce la reducerea preţurilor. A avea preţuri accesibile la energie este un argument convingător pentru guverne, iar practicile din întreaga lume au arătat că protecţia consumatorilor vulnerabili poate coexista cu mecanismele pieţei libere.