Cum este afectată Petrom, cea mai mare companie de energie din Europa de Sud-Est, de efectele pandemiei, care este impactul prețurilor mici ale petrolului asupra activității de explorare, câți bani se taie din investiții în acest an, care este efectul reglementărilor, ce proiecte de anvergură sunt pe masă, cum se vede viitorul energetic și alte lucruri într-un interviu cu Peter Zeilinger, directorul responsabil cu activitatea de upstream în OMV Petrom.
Petrom a estimat pentru anul acesta investiții totale de 4,2 miliarde lei. Rămâne valabil acest plan în contextul actual și cât din acest buget va fi direcționat către upstream?
Pandemia de Covid-19 a avut un impact profund asupra industriei de petrol și gaze, piețele de țiței, mai ales, fiind foarte afectate. Industria a trebuit să reacționeze repede în fața scăderii rapide a cererii de petrol și a prețurilor deoarece pandemia a generat o reducere acută a utilizării carburanților pentru transport. Criza a avut loc într-o piață deja deteriorată, fiind agravată în primele luni ale anului prin eliminarea restricțiilor de aprovizionare de către OPEC+.
În plan global, dacă ne uităm la ce s-a întâmplat în industrie, observăm că producătorii de hidrocarburi de șist au suferit cea mai mare lovitură, iar multe alte companii majore de țiței au fost nevoite să facă ajustări considerabile.Unele au închis sonde, iar altele, începând cu sfârșitul primului trimestru, au luat o serie de măsuri financiare dure, de la reduceri ale costurilor operaționale și concedieri, la amânarea distribuirii de dividende.
O estimare a IEA arată că investițiile globale în sectorul upstream de țiței și gaze pentru 2020 sunt planificate să scadă cu o treime față de 2019. În mod similar, noi am redus CAPEX-ul grupului cu 30%, de la 4,2 mld lei la aproximativ 3 mld lei. Scăderea vine în principal dintr-o activitate redusă de foraj, precum și din amânarea unor proiecte din domeniile petrochimic și de distribuție cu amănuntul. Estimăm că investițiile totale în upstream se vor ridica la 2 mld lei pentru 2020.
În plus, costurile noastre operaționale și cheltuielile cu explorarea și evaluarea sunt planificate să scadă cu 320 mil. lei în 2020.
De ce preț al petrolului are nevoie compania pentru a-și maximiza investițiile în upstream și care este nivelul maxim pe care îl pot atinge?
Aceasta este o întrebare destul de rară pentru că oamenii consideră că doar costul direct de producție este reflectat în prețul unui baril de ţiţei. Ceea se uita adesea este că trebuie acoperite și cheltuieli cu descoperirea, evaluarea și dezvoltarea zăcămintelor, inclusiv cele a căror explorare nu a avut succes, precum si activităţile de abandonare, la finalul fazei de producţie. Fiecare zăcământ are un declin natural și necesită înlocuirea sondelor, reparații capitale ale echipamentelor și lucrări de modernizare.
Stabilitatea și predictibilitatea cadrului fiscal, nivelul de impozitare și al redevențelor și prospectarea sau șansele geologice de a avea succes în explorare reprezintă alți factori determinanți pentru atragerea investițiilor.
Costul total de producție sau costul de lifting reprezintă minimul necesar pentru a ne recupera costurile, nemaivorbind de marja de profit necesară pentru a atrage investitori într-o piață de capital competitivă global.
Pentru ca o afacere sa fie competitivă, investiţiile trebuie să fie eficiente şi profitabile, ceea ce necesită un control strict al costurilor, reducerea costului unitar și un randament competitiv al investițiilor. Din păcate, impozitarea excesivă sau necesarul investițional mare pentru ameliorarea declinului natural pun presiune semnificativă pe competitivitate.
Criza prin care trecem este destul de diferită față de ce am văzut în trecut și vine pe fondul unei presiuni accelerate din partea societății de reducere a amprentei asupra mediului. Oamenii au nevoie de energie și acest lucru nu se va schimba – nu ne putem imagina cum ar arăta omenirea fără zboruri internaționale sau aparate electrocasnice precum aerul condiționat sau mașina de spălat. Cu toate acestea, energia trebuie să fie mai curată, pentru că noi toți vrem să păstrăm mediul înconjurător intact pentru noi și pentru copiii noștri. Și, în calitate de companie de energie, vrem să fim parte din soluție în timp ce furnizăm energie accesibilă și sustenabilă.
Prin urmare, companiile trebuie să inoveze în materie de soluții pentru o energie mai curată, prin utilizarea de tehnologii de ultimă generație și prin analiza datelor. Sunt soluții care necesită costuri mari într-o industrie in care capitalul este sub presiune, unde există o concurență puternică între proiecte și, trebuie să spun că industria românească de upstream nu este într-o poziție favorabilă. Pentru că nu avem stabilitate și predictibilitate legislativă și nici capacitatea de a utiliza metode de analiză digitală în cloud pentru datele de zăcământ. Încă generăm kilometri de documente pe hârtie, în timp ce competitorii noștri utilizează cele mai noi instrumente de inteligență artificială și de învățare automată.
Ne uităm la toate aceste elemente și le punem în balanță când luăm decizii de investiții. În 2020, investițiile upstream sunt estimate la 2 miliarde de lei. Cu toate acestea, în acest moment, trebuie să fim precauți. Nu suntem într-o situație de exuberanță a pieței; așteptăm și observăm, într-un mediu volatil.
Cum este afectat sectorul upstream de programul gas release? Ce pierderi are compania din cauza acestui program, alături de alte consecințe?
Guvernul României a făcut un pas important prin abrogarea OUG 114. Începând cu 1 iulie, reîntoarcerea la o piață liberalizată a fost planificată.
Intenția de a avea un program gas release este un pas către o piață liberă și competitivă.
O componentă importantă a programului de gas release este să oferim volume de gaze naturale, inițial conectate doar la o referință externă, și anume la un preț cu 5% mai mic decât prețul din CEGH. Această măsură pune sub semnul întrebării competitivitatea unor proiecte deoarece efectele pandemiei încep acum să fie resimțite și pe piața gazelor naturale.
Piața europeană, precum și cea românească, se confruntă cu excedent de produse, accentuat de volumul mare de gaze aflat în depozite, o cerere slabă din cauza reducerii activității economice și o iarnă cu temperaturi blânde în primul trimestru.
O perioadă prelungită cu prețuri de producție mici, chiar dacă, la prima vedere, poate părea o veste bună pentru consumatori, dar, în combinație cu o perioadă prelungită de cerere scăzută, va descuraja investițiile în proiecte noi de explorare și exploatare și va determina ca anumite zăcăminte mature să devină neprofitabile.
Pentru o țară producătoare ca România, cu zăcăminte mature, piața liberalizată trebuie să fie însoțită de măsuri predictibile de stimulare a producției de gaze naturale, pentru siguranța aprovizionării.
Producția de hidrocarburi, în special de gaze, scade mult de la an la an. În afară de Neptun Deep, care este înghețat, ia compania în considerare și alte proiecte pentru creșterea producției de gaze?
Consider că gazele naturale reprezintă un subiect cheie pentru România, ținând cont de maturitatea zăcămintelor, procentul deținut în sursele primare de energie utilizate și importanța în economie. A căpătat o și mai mare importanță în contextul Green Deal. Tranziția la o energie curată nu se poate face fără o sursă fiabilă de energie care să echilibreze producția de electricitate din surse eoliene, solare sau hidro.
Perioada recentă de carantină a evidențiat importanța de a avea lanțuri de aprovizionare și producție locală pe care să te poți baza: cu cât piața este mai departe de sursă, cu atât este mai mare riscul apariției de probleme în aprovizionare.
Marea Neagră este o ocazie unică, datorită faptului că va aduce venituri la bugetul de stat și va genera investiții. Este o șansă pentru dezvoltare locală. Într-un studiu efectuat de Deloitte în 2018, investițiile totale necesare pentru toate proiectele potențiale din Marea Neagră au fost estimate la aproximativ 16 miliarde de dolari, în timp ce dezvoltarea industriilor conexe precum petrochimia, producția de electricitate și transportul ar aduce încă 9 miliarde de dolari.
Câteodată, când stăm prea aproape de lucrurile mari, avem tendința să nu le mai observăm. Marea Neagră este o oportunitate care se află în fața noastră, este o resursă descoperită care ar putea reprezenta temelia securității energetice pentru România și sperăm să vedem acest proiect dezvoltat.
Sunt discuții cu Exxon pentru achiziția participației lor la Neptun Deep sau a anunțat compania americană că va rămâne în proiect?
Știți că nu comentăm acest subiect.
Din lucrările de explorare de până acum, există vreo descoperire majoră la vreun zăcământ nou, sau la unul redezvoltat?
Am anunțat cea mai recentă descoperire în trimestrul 4 al anului trecut, este vorba de sonda Totea 4461. Aceasta a fost pusă în producție în octombrie 2019 în urma unei investiții de aproximativ 50 de milioane de euro. Este o descoperire făcută în apropierea zăcământului Totea Deep din regiunea Olteniei (județul Gorj). Este unul din zăcămintele noastre cele mai productive; doar pentru dezvoltarea infrastructurii de gaze din zona Totea am investit 200 de milioane de euro, începând din 2011.
Alături de această sondă, avem alte sonde care sunt în prezent în faza de testare (4700 Bărbătești, în principal gaze) sau care sunt planificate pentru testare anul acesta (6600 Băicoi, în principal țiței), și care ar putea aduce o contribuție semnificativă la producția de hidrocarburi.
În plus, căutăm și investim în permanență în proiecte de explorare din cadrul licențelor noastre sau împreună cu alți parteneri internaționali de renume.
În ce fază este tranzacția prin care Petrom a preluat participația OMV la Han Asparuh din Bulgaria? A crescut suma plătită din cauza faptului ca OMV și-a mărit participația după ce a preluat partea Repsol? Ce lucrări (și investiții) estimați pentru acel perimetru și când vor începe?
Tranzacția este conform principiului „arm’s lenght”, cu o evaluare independentă de către o terță parte – un consultat internațional specializat. Nu vă pot oferi mai multe detalii în acest moment. Estimăm că vom finaliza tranzacția în perioada următoare.
Recent, a fost finalizată o campanie seismică 3D extinsă, care acoperă aproximativ 5.600 km2. În prezent, are loc procesarea datelor, care se estimează că va fi finalizată în primul trimestru al anului viitor. Pașii următori vor fi stabiliți în funcție de rezultate.
Sunteți interesați să participați la licitații pentru noi perimetre în România, după anunțarea rundei XI? Dacă da, la câte?
Da, dorim să aplicăm pentru câteva licențe selectate, despre care noi credem că vor aduce valoare resurselor noastre și bazei noastre de rezerve și unde putem identifica sinergii cu activitățile noastre de business existente.
Ne uităm la 4-5 perimetre onshore selectate, care au un potențial puțin explorat și care prezintă sinergii cu infrastructura noastră existentă
Este Petrom implicată sau intenționează să se implice în proiectele internaționale în upstream? Dacă da, vă rugăm să ne oferiți mai multe detalii.
Am anunțat deja semnarea tranzacției pentru un proiect prin care ne extindem în Marea Neagră, respectiv Han Asparuh. În plus, foarte de curând am câștigat o licitație pentru un bloc de explorare offshore în Georgia. Obiectivul nostru este să creștem în zona Mării Negre, unde competențele noastre tehnice și experiența reprezintă un avantaj competitiv și unde putem beneficia de sinergii cu operațiunile noastre.
Nu comentăm pe marginea activității de M&A.
CV: Peter Rudolf Zeilinger
Născut în 1965 în Germania, a absolvit un master (Diploma Inginer) cu specializarea ingineria petrolieră la Universitatea din Clausthal-Zellerfeld, Germania. În trecut, acesta a deţinut o serie de poziţii internaţionale atât de management, cât şi tehnice în cadrul Grupului OMV, precum şi în cadrul OMV Petrom, inclusiv poziția de Director Domestic Assets al OMV Petrom în perioada 2008-2011. Înainte de întoarcerea sa în România a condus regiunea Asia-Pacific OMV din Wellington ca Managing Director OMV Noua Zeelandă Ltd. & Director al OMV Australia Ltd. A fost ales în calitate de membru al Directoratului OMV Petrom începând cu 1 aprilie 2016.
