Anul 2018 debutează ca un an al marilor speranţe în sectorul upstream românesc. După entuziasmul din 2013-2015, când s-au realizat descoperirile importante din Marea Neagră, au urmat doi ani, 2016 şi 2017, de frânare a marilor investiţii, când singurele evoluţii notabile au venit din on-shore, şi anume descoperirea de la Caragele, începerea activităţilor de explorare a East West Petroleum şi NIS din vestul ţării şi investiţiile de redezvoltare a zăcămintelor pentru deblocarea unor rezerve suplimentare, mai ales din partea OMV Petrom.
Ultimii doi ani s-au încadrat practic şi în România în tendinţele globale, preţul scăzut al petrolului amânând deciziile de investiţie ale marilor jucători şi împingându-i spre derularea de programe intensive de eficientizare, flexibilizare a costurilor şi, în multe cazuri, chiar restructurare. De fapt, a avut loc o reaşezare a întregului lanţ de valoare, ceea ce a determinat o scădere considerabilă a costurilor de explorare şi producţie. Ca idee, costurile de explorare ale marilor giganţi petrolieri au scăzut cu aproximativ 60% faţă de vârful atins în anul 2014 şi se preconizează că vor continua să scadă în ciuda unei nevoi stringente de înlocuire a rezervelor, după 3-4 ani de investiţii reduse.
Anul 2018 marchează primele semne ale reluării deciziilor de investiţie, în special în sectorul off-shore, care a fost în definitiv, cum era de aşteptat, cel mai afectat, pe fondul costurilor ridicate. În Europa sunt semnale de reluare a proiectelor off-shore atât în Marea Nordului, cât şi în Marea Mediterană, şi foarte posibil în Marea Neagră.
Deşi contextul internaţional este unul favorabil, România se confruntă însă cu nişte provocări şi bariere care trebuie depăşite rapid pentru a profita de momentum-ul şi avântul din sector. În cele ce urmează, mă voi referi la principalele cinci tipuri de obstacole, care sunt, după părerea mea, problematici absolut prioritare pentru România, şi anume: cadrul fiscal, infrastructura, accesul la terenuri, lansarea unor noi runde de licitaţii, dar şi evoluţia consumului.
În ceea ce priveşte cadrul fiscal, sistemul actual de redevenţe prevede cote între 3,5 şi 13,5% în funcţie de caracteristicile tehnice ale zăcământului exploatat, la care se adaugă însă şi alte taxe, cea mai importantă fiind în ultimii ani taxa de 60% pe veniturile suplimentare obţinute în urma liberalizării pieţei gazelor naturale. Guvernul a subliniat în nenumărate rânduri dorinţa de revizuire a acestui cadru de taxare, ţintind inclusiv o impozitare diferenţiată a sectorului on-shore şi off-shore, însă până acum problematica fiscală rămâne una nerezolvată, de această legislaţie depinzând practic, în mod crucial marile decizii de investiţii.
Infrastructura, şi în acest sector, rămâne laitmotivul oricăror discuţii. Nu mă refer însă strict la infrastructura fizică, bineînţeles crucială, care practic permite exportul fizic al hidrocarburilor din ţara noastră şi fără de care niciun plan de afaceri nu poate fi fundamentat, ci inclusiv la infrastructura comercială – la existenţa unor instrumente şi mecanisme de piaţă eficiente şi transparente care să asigure funcţionalitatea pieţelor româneşti. Mă refer aici în principal la piaţa gazelor naturale, pe care din multe puncte de vedere o consider nefuncţională. Se vorbeşte mult de România ca potenţial hub energetic, dar până nu vom ajuta piaţa cu reglementări şi reguli simple, transparente şi care să aibă sens economic, nu vom putea să trecem de nivelul unui simplu producător regional. Revenind la infrastructura fizică, România trebuie să îşi respecte prompt obligaţiile sale de investiţie, pentru a reuşi într-adevăr să ne interconectăm cu vecinii noştri.
Accesul la terenuri şi dificultatea exproprierilor reprezintă alte obstacole în calea dezvoltărilor upstream, în special on-shore. Proiectele de exploatare a gazelor, spre exemplu, nu sunt legiferate ca proiecte de interes public. În acest sens, mari dezvoltări, cum este cea de la Caragele, pot întâmpina întârzieri semnificative din acest motiv.
În plus, în ultimii ani, ANRM a tot întârziat organizarea unor noi runde de licitaţii pentru concesionarea perimetrelor petroliere. Desigur, în lipsa unei legislaţii clare şi a unui regim fiscal cert, un astfel de demers ar fi cel puţin inoportun, investitorii neavând în general apetit pentru impredictibilitate. Dar odată cu soluţionarea problematicii redevenţelor, acest demers trebuie reluat fără întârziere. Sunt studii care arată că fiecare euro investit în explorare şi producţie poate genera alţi 3-4 euro în economie.
În încheiere, un element-cheie în toată ecuaţia este reprezentat de consumul intern. Acesta s-ar putea stabiliza pe termen mediu şi scurt odată cu liberalizarea totală a pieţei, însă pe termen lung ar putea creşte, dacă în mixul de electricitate, spre exemplu, gazul va juca un rol din ce în ce mai important, creştere posibil susţinută şi de o disponibilitate a resurselor, o producţie implicit mai mare, dar şi de angajamentele de decarbonizare pe care România va fi obligată să şi le asume prin noul pachet legislativ european în domeniul energiei şi schimbărilor climatice.
Pentru toate acestea însă, se vor dovedi cruciale deciziile finale de investiţie în proiectele-cheie din Marea Neagră (Neptun, Midia), decizii care ar putea fi luate până la finalul acestui an. Astfel, sperăm cu toţii că marile speranţe din anul 2018 se vor transforma în mari decizii de investiţii şi nu vor ajunge să fie doar alte mari deziluzii...
