На фоне политического кризиса Румыния ищет возможности для роста добычи газа, в т.ч. на шельфе Черного моря

Бухарест, 19 фев - ИА Neftegaz.RU. Румыния, столкнувшаяся с падением объемов добычи газа и необходимостью его импортировать, ищет возможности для восстановления добычи, в первую очередь за счет шельфа Черного моря.
Возможностей для самостоятельных геологоразведочных работ (ГРР) на шельфе у Румынии нет, а инвесторы относятся к черноморским проектам крайне осторожно.
Это вынуждает Румынию входить в шельфовые проекты совместно с рядом партнеров и с крайне скромной долей участия.

18 февраля 2020 г. Reuters сообщил о том, что румынский Romgaz договорился с OMV Petrom, румынской дочкой австрийской OMV, и польской PGNiG совместно предложить ExxonMobil выкупить принадлежащие ей 50% в проекте по добыче природного газа в Черном море Neptun Deep.
В январе 2020 г. ExxonMobil подтвердила, что рассматривает возможность выход из проекта.
OMV Petrom, которая контролирует оставшиеся 50% в проекте, тоже думала о выходе из проекта и окончательно эту тему для себя не закрыла.
Но для OMV проект более интересен, поскольку границы блока Neptun Deep примыкают к границам блока Han Asparuh (Хан Аспарух) в болгарском секторе Черного моря, где OMV Offshore Bulgaria владеет 30%.
OMV было бы интересно объединить эти проекты, но целесообразность участия в проекте Neptun Deep компания будет оценивать с учетом изменения в законодательстве Румынии.

PGNiG, сосредоточенная на поисках альтернативных источников поставок газа для замещения поставок газа из России, ранее не афишировала своего интереса к активам в Черном море.
Компания занималась проектами по увеличению добычи на территории Польши, договаривалась с Украиной по приграничному месторождению и приобретала доли участия в проектах на норвежском шельфе, газ с которых доставлялся бы в Польшу по магистральному газопроводу (МГП) Baltic Pipe, запуск которого планируется в 2022 г.
Руководство PGNiG давало понять, что Норвегия, благодаря своему огромному потенциалу по добыче газа и нефти, является одним из основных направлений развития PGNiG.
После сообщения о возможном выходе ExxonMobil из проекта Neptun Deep, появилась неподтвержденная информация о том, что PGNiG не заинтересована в приобретении доли участия в румынском шельфовом блоке.
Но после смены руководства, планы PGNiG могли поменяться.

Romgaz же безусловно заинтересован в участии в проекте Neptun Deep.
Если ExxonMobil решиться на продажу, Romgaz хотел бы приобрести 20%-ную долю участия в проекте Neptun Deep, заявил исполнительный директор Romgaz А. Волинтиру.
Romgaz уже подписал совместное обязывающее соглашение с OMV Petrom и PGNiG о партнерстве в покупке доли участия ExxonMobil в проекте Neptun Deep.
О том, на какие доли участия в проекте рассчитывают OMV Petrom и PGNiG, не сообщается.

Romgaz уже участвует в проекте по разработке блока Trident в румынском секторе Черного моря.
Компании принадлежит 12,2% в проекте, ее партнером и оператором проекта является ЛУКОЙЛ, которому принадлежит 87,8%.
Первоначально ГРР на этом участке недр шли не очень удачно, однако в 2015 г. было открыто месторождение газа с запасами 30 млрд м3 газа.

Проект Neptun Deep считается более перспективным.
Предварительные оценки показывают, что в границах блока Neptun Deep запасы газа могут составлять 42-84 млрд м3.
Блок площадью 7,5 тыс. км2 расположен в глубоководном секторе Черного моря, где глубина воды колеблется от 100-1700 м.
В 2008-2016 гг. на блоке был проведен большой объем 3D-сейсмики и пробурены 8 разведочных и оценочных скважин, большинство из которых дали уверенный приток газа.
OMV Petrom и ExxonMobil остались довольны результатами ГРР, но окончательного инвестиционного решения (ОИР) по проекту так и не приняли.
В конце-концов ExxonMobil посчитала существенную часть своих добычных проектов в Европе не соответствующими ее стратегии развития и начала процесс выхода из них.

Выход ExxonMobil из проекта Neptun Deep может существенно замедлить его реализацию.
До этого проект тормозился в связи с изменениями в законодательстве Румынии, повышающими налоги для добывающих компаний.
Также сказался закон о добыче газа на морском шельфе Румынии, принятый в 2018 г. и предусматривающий введение прогрессивной ставки налогообложения доходов компаний от добычи газа на шельфе.
Эти законодательные новшества помешали ExxonMobil и OMV Petrom принять ОИР в отношении Neptun Deep, поскольку существенно изменили экономику проекта.
Сейчас этот закон может быть смягчен и в случае, если такое решение будет принято, OMV Petrom не исключает возможности принятия ОИР в течение года с момента внесения поправок.

Между тем политическая нестабильность в Румынии может поставить крест на ожиданиях OMV Petrom.
В начале февраля 2020 г. парламент Румынии проголосовал за вотум недоверия правительству под руководством премьер-министра Л. Орбана, президента Национальной либеральной партии.
Инициатором процедуры отставки выступила Социал-демократическая партия, которая посчитала многочисленные поправки в законы, осуществленные в одностороннем порядке, без консультаций и обсуждений «приватизацией румынской демократии».
Таким образом либералы в Румынии не удержались у власти более 5 месяцев - Л. Орбан на посту премьер-министра Румынии сменил социал-демократа В. Данчилэ в октябре 2019 г.
Ситуация похожа на смену правительства в соседней Молдове, где в ноябре 2019 г. аналогичным образом было отправлено в отставку правительство лидера правоцентристской партии Действие и солидарность М. Санду, руководившее страной с июля того же года.
Вотум недоверия был инициирован фракцией социалистов и поддержан в молдавском парламенте демократами.
Причиной стало то, что правительство, игнорируя мнение депутатов и общественности, взяло на себя ответственность за поправки к закону о прокуратуре.
Сейчас и в Румынии к власти могут вернутся социал-демократы, что делает перспективы смягчения закона о шельфе туманными.
Если, как и в Молдове, в Румынии будет сформировано техническое правительство, то шансы на смягчение имеются.
В любом случае, перед властями Румынии, независимо от их политической принадлежности, встанет вопрос о необходимости пересмотра законодательства в сфере добычи газа.

Тем более, что ситуация с добычей газа в Румынии стремительно ухудшается.
В числе множества причин, по которым Румыния затягивала строительство МГП Яссы - Унгены - Кишинев, являлась неопределенность в отношении ресурсной базы проекта на фоне падения добычи.
По данным Национального статистического управления Румынии (NIS), добыча газа в Румынии в 2019 г. снизилась на 2,5% по сравнению с 2018 г. и составила 8,08 млн т н.э. (9,39 млрд м3).
На этом фоне импорт газа вырос на 76,8%, достигнув 2,117 млн т н.э.
А ведь еще в 2016 г. Румыния строила планы добывать после 2020 г от 6 млрд м3/год до 10 млрд м3/год природного газа только в глубоководной зоне Черного моря.

Между тем, у Румынии имеются достаточные запасы газа на шельфе Черного моря и на суше.
Black Sea Oil & Gas (BSOG), контролируемая Carlyle Group LP, сумела преодолеть трудности и готовится начать добычу газа.
Если законодательство Румынии изменится, то BSOG рассчитывает начать добычу газа в объеме около 1 млрд м3/год в 2021 г.
Romgaz рассчитывает на открытие новых месторождений газа на суше.
В 2017 г. компания объявила о крупнейшем за 30 лет сухопутном открытии - месторождении Карагеле в в уезде Бузэу.
Запасы месторождения оцениваются в 25-27 млрд м3 газа.
Romgaz надеется на открытие сопоставимого по объемам месторождения в Буковине на востоке Румынии.

СЛЕДУЮЩИЙ МАТЕРИАЛ РАЗДЕЛА "Мир"