Provocările exploatărilor offshore de mare adâncime. Contextul Mării Negre

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.

Când se vorbește despre provocările ex­ploa­tărilor offshore de mare adâncime, dis­cuția se concentrează îndeosebi pe îm­părţirea profiturilor între stat şi in­ves­ti­tori. Chiar dacă termenii fis­cali joacă un rol im­por­tant, există şi alţi factori ma­jori în decizia de in­ves­tiţie 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

Piața de țiței va continua să fie una glo­ba­lă, dar strânsă, în care cererea şi oferta vor fi relativ apropiate. Potrivit prog­no­ze­lor Agenției Energetice Internaționale, ce­re­rea de țiței va crește cu un ritm anual de 1% până în 2035, 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 onshore con­venționale, precum şi din zăcămintele off­shore aflate în prezent în producție. 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, când producția va proveni din zăcăminte neconvenționale, inclusiv din zăcăminte offshore de mare adâncime. 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, având 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 proiecte de explorare şi ex­ploa­tare şi companii de tehnologie şi de ma­nagement de proiect, ce-şi păstrează avan­ta­jul competitiv prin inovație continuă.

Rezervele offshore de mare adâncime des­coperite în ultimii ani sunt situate pre­pon­derent în zone dificil de explorat şi de ex­ploatat, cu provocări mari. Spre exemplu, în zona arctică (cu 22 descoperiri recente), exploatările se fac în condiții extreme, sub banchiza de gheață și la adâncimi mari, iar Golful Mexic (cu 34 de des­co­pe­riri) este o zonă afectată de uragane frec­vente. Bazinul Santos (cu 51 de des­co­pe­riri) este situat în mijlocul Atlanticului – între Brazilia şi Africa, o zonă afectată de furtuni violente. Acest coridor lung de 500 mile şi larg de 100 (adâncimea la care se află hidrocarburile este de 5.000 de me­tri sub fundul mării) conține un zăcământ enorm, unde se estimează că ar exista 100 de miliarde de barili de ți­ței, ceea ce la un preț al ba­rilului de 60 de dolari/ba­ril, înseamnă aproximativ 6.000 de miliarde de dolari, cam 35% din PIB-ul actual al SUA. Un singur pe­ri­me­tru din zonă, Tupi, are re­zerve estimate între 8 şi 10 miliarde de barili echivalent petrol (bep). Dar mijlocul Atlanticului prezintă și alte provocări, cum ar fi adâncimea apei (peste 2.500 metri) și distanța foarte mare de uscat. În aceeași situație sunt și exploatările din estul și vestul Africii (cu 46 de des­co­pe­riri), situate în zone notorii pentru in­stabilitatea politică. 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. Se estimează că re­zer­vele de petrol din zonele offshore ar fi de aproximativ 830 de miliarde bep, din care circa 70% nu au fost încă explorate. Până în prezent, dintre acestea s-au produs doar 75 miliarde bep - sub 10% - şi au fost dezvoltate alte 67 miliarde bep.

2. Creşterea costurilor proiectelor offshore de mare adâncime

Investițiile în sector se concentrează, evi­dent, acolo unde sunt şi oportunităţile, ast­fel, dintr-un total estimat de investiții de peste 7.000 de miliarde de dolari 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 Graficul 1), respectiv 60-70 de mi­li­arde de dolari în medie pe an.

Graficul 1: Investițiile în proiecte de explorare şi exploatare în offshore de mare adâncime la nivel mondial în perioada 2011-2020 (sursa: Arthur D. Little)

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. In­ves­­tițiile în zonele offshore de mare adân­cime presupun costuri foarte ridicate. În timp ce o sondă de explorare în zona on­shore matură costă între 5-10 milioane de dolari, ea poate să ajungă până la 100-180 de milioane de dolari în zona offshore de adâncime, şi aceasta în condiţiile în care probabilitatea de succes a acesteia din ur­mă este de aproximativ 20-25% (între trei şi patru din cinci sonde de explorare fo­ra­te sunt uscate sau descoperă resurse de hidrocarburi fără viabilitate economică). 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. In­flaţia costurilor cu sondele de explorare es­te parte a unui trend mai general de creş­tere a costurilor de descoperire pe ba­ril, care a avut între 1999 şi 2013 o rată anuală de 11%. În zonele offshore de mare adâncime se folosesc utilaje, platforme, echi­pamente sau nave foarte scumpe. O na­vă autonomă, care poate să foreze 50.000 de picioare de la nivelul mării pâ­nă la zăcământ, poate să coste în jur de 800 de milioane de dolari şi se închiriază cu 700.000 de dolari pe zi.

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 durata lungă a inves­ti­ţii­lor, valoarea foarte ridicată a acestora şi riscurile semnificative. Graficul 2 pre­zin­tă ciclul de viaţă al unui proiect off­shore de mare adâncime, cu o durată to­tală de până la 30 de ani, împărţită în trei mari fa­ze (explorare, dezvoltare şi pro­duc­ţie). În faza de explorare, care poate dura patru-cinci ani, un investitor angajează costuri legate de studii geologice, studii se­ismice, activitate de explorare, sonde de evaluare, achiziţie de drepturi de ex­ploa­tare etc.

Graficul 2: 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 doi-trei 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. Pentru proiectele în zo­nele offshore de mare adâncime, pro­duc­ţia începe în medie după aproximativ șap­te ani de la demararea proiectului, spre deosebire de proiectele onshore şi cele off­shore de mai mică adâncime. Odată cu fa­za de producţie, încep să apară şi ve­ni­turile, iar primele profituri sunt generate cam după 10 ani de la demararea pro­iec­tului, respectiv doi-trei 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. Atunci când se atinge limita viabilității economice a pro­iectului, apar costuri de închidere sau de abandonare a zăcămintelor şi de re­fa­cere sau restaurare a zonei, inclusiv de­montarea infrastructurii.

4. Riscurile proiectelor offshore de mare adâncime

Incertitudinea privind potenţialul re­sur­selor. 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 menționează în raportul anual 2014 nu mai puțin de 12 exemple de sonde eșuate. Un alt exemplu este Statoil, compania petrolieră de stat nor­vegiană, care a săpat trei sonde în zo­na arctică în 2014, toate trei uscate.

Infrastructura şi logistica pot să reprezinte provocări semnificative. Acestea sunt esen­ţiale pentru a aduce țițeiul sau gazul 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 infrastructură. În unele din aceste zone, spre exemplu mijlocul Atlanticului sau Africa de Vest, nici nu se poate construi o reţea de conducte. În aceste cazuri, vor fi necesare capacităţi de stocare, procesare offshore şi transport. Dacă pentru ţiţei exis­tă tancuri 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 sunt necesare fa­cilităţi de lichefiere offshore.

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, spre exemplu, bateriile pot deveni un com­petitor puternic în sectorul furnizării de energie, iar costul tehnologiei acestora sca­de 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 generează înlocuitori. În acelaşi timp, aceasta reprezintă şi o barieră de in­trare. Cine o stăpâneşte poate să ţină com­petitorii la distanţă pentru o vreme. Cu excepţia Petrobras, marile companii ener­getice naţionale nu au tehnologia necesară pentru zonele offshore de mare adâncime. Şi, în sfârşit, tehnologia poate fi un faci­li­tator. Modul în care se explorează acum în zonele offshore de mare adâncime era de neconceput în urmă cu 20 de ani. Pen­tru a înţelege provocările tehnologice, ar trebui spus că unele zăcăminte se află la adâncimi totale de 9.000 de metri sub ni­velul mării (în ape adânci de 2.000 de me­tri şi la 7.000 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 aibă pro­ble­me. Spre exemplu, 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. Un alt exemplu 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 1.600 de metri, şi ar fi trebuit să producă 75.000 de barili de ţiţei şi 675.000 metri cubi 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, şase 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. De ase­me­nea, creşte din ce în ce mai mult şi im­por­tanţa sistemelor informatice necesare pen­tru procesarea şi interpretarea datelor seis­mice şi geologice, precum şi a rezultatelor forărilor. 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.

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 de dolari/ba­ril), comparativ cu o medie de 58 în anii 2011–2013. În noile condiţii de piaţă, esen­ţia­lă este selectivitatea proiectelor, nu nea­părat 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.

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 potenţial promiţător. 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 de mi­li­ar­de de metri cubi de gaze naturale şi 37 de 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. Compania a plătit până acum despăgubiri de 40 de miliarde de do­lari, iar litigiile nu sunt încheiate. Se vor­beşte de sume care ajung la 80 de miliarde de dolari. Acest lucru s-a reflectat şi în va­loarea de piaţă a BP, care s-a redus cu 20% după accident. Se speculează chiar că, urmare a acestui accident, BP ar putea fi o ţintă de preluare pentru un alt Su­per­major. La rândul său, Chevron are pro­bleme în urma unui accident de mediu ca urmare a unei deversări de 4.000 de barili în apele braziliene, pentru care riscă să plă­tească despăgubiri de până la 17 mi­li­arde de dolari. 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 Atlanticului sau în zona arctică? Riscurile de me­diu im­pun investitorilor utilizarea de teh^­no­lo­gie foarte performantă şi prime de asigurare mari, ceea ce creşte costul pro­iectelor.

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 sau chiar viabilitatea proiectului. Este esen­ţia­lă, deci, 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. 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. 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.

Alte riscuri demne de luat în seamă: ris­curi de reglementare, riscul meteo, ris­cul reputaţional, riscuri politice sau geo­politice, riscul terorist.

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

Pontul Euxin este considerat ca fiind po­tenţial o nouă mare a Nordului, 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 1). Proiectele de la Marea Nea­gră au caracteristici similare cu cele des­cri­se an­te­rior, respectiv costuri ridicate, o sondă de explorare ajungând la 150 de mi­lioane de do­lari, cu probabilitate de succes de 20-25%.

Harta 1: 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 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. 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 o înăl­ţime de 64 de metri deasupra apei. Acea­s­ta înseamnă că platformele de foraj tre­buie demontate pentru traversarea Bos­fo­rului şi reasamblate ulterior, ceea ce mă­reşte semnificativ costurile. De asemenea, riscul geopolitic a crescut 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. 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 s-a con­centrat pe perimetrele din zona eco­no­mică exclusivă din Marea Neagră, estimate de TPAO, compania petrolieră naţională, ca având rezerve de 10 miliarde de bep şi 1.500 miliarde de metri cubi de gaze na­turale. În vederea explorării perimetrelor din Marea Neagră, Turcia a semnat trei înţelegeri în perioada 2009-2010, cu Che­vron, ExxonMobil şi Petrobras. Fiecare acord a presupus investiţii de aproximativ 400-500 de milioane de dolari, respectiv câte două sonde. Rezultatele acestor ex­plo­rări au fost modeste, toate cele şase sonde de explorare au fost uscate. 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 de dolari. 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 de dolari 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.

* SEE Cluster Leader, PwC România

Notă: Articolul de faţă reflectă strict opinia autorului şi nu implică cu nimic poziţia PwC România.