Șansele ca ExxonMobil să adopte o decizie de investiție favorabilă în ceea ce privește producția de gaze din Marea Neagră (Neptun Deep), deținut în parteneriat cu OMV Petrom, ar putea fi afectate nu numai de brusca creștere a fiscalității adoptate de Parlamentul român săptămâna trecută, ci și de schimbarea politicilor investiționale ale noii conduceri a gigantului petrolier american.
23 aprilie - Profit News TV - Maratonul de Educație Financiară. Parteneri: 123 Credit, ARB, BCR, BRD, CEC Bank, PAID, UNSAR, XTB
25 aprilie - MedikaTV - Maratonul Sănătatea Digestiei
27 mai - Eveniment Profit.ro Real Estate (ediţia a IV-a) - Piața imobiliară românească sub aspectul crizei occidentale
Într-o analiză intitulată «Exxon, cândva “mașina perfectă”, merge pe uscat», publicația americană The Wall Street Journal remarcă o reîntoarcere a Exxon, sub conducerea noului CEO, Darren Woods, la vechile practici prudențiale. Darren a anunțat în ultimul an un plan menit a readuce compania la gloria de altă dată.
“Sub conducerea fostului CEO, Rex Tillerson, Exxon a pariat pe investiții masive în explorarea de hidrocarburi în locații riscante și scumpe precum regiunea arctică a Rusiei. Pe măsură ce prețurile petrolului s-au prăbușit, aceste proiecte nu au adus câștigurile sperate de Exxon. În prezent, compania cotată la 350 miliarde de dolari ,din Irving, Texas, se întoarce la vechile sale obiceiuri: cheltuieli mari și disciplinate pe proiecte care produc bani la prețuri scăzute ale barilului de petrolul”, susține The Wall Street Journal.
Printre eșecurile investiționale enumerate de publicația americană se numără și eroarea evaluării riscului politic al operațiunilor din Rusia. Ca urmare a impunerii de sancțiuni de către SUA și UE din 2014, Exxon “s-a retras la începutul acestui an din parteneriatul pe care îl avea cu gigantul controlat de statul rus Rosneft în vederea explorării de hidrocarburi în Marea Neagră și în Marea Arctică”. Anul trecut, compania americană a fost nevoită să recunoască că rezervele de 3,6 miliarde de barili din Canada (dintr-un proiect de nisipuri bituminoase care a costat peste 30 miliarde de dolari) nu pot fi exploatabile comercial (nu pot fi profitabile, nu pot fi extrase la costuri ce pot fi recuperate).
În comparație cu zăcămintele din Canada, perimetrul din Marea Neagră este unul mult mai sărac în rezerve (estimate la 390 de milioane barili echivalent petrol), iar investiția realizată de Exxon până în actuala, a fost de doar 0,75-1 miliard de dolari.
Una din practicile la care Exxon s-a întors, potrivit WSJ, este analiza detaliată a oricărei decizii. Iar regula de aur tradițională a Exxon era aceea că proiectele erau evaluate pe baza unui preț al barilului de petrol cu cel puțin 50% mai redus decât cel actual sau cel prognozat.
Dacă va aplica această regulă și în cazul Neptun Deep, șansele adoptării unei decizii de investiție favorabile sunt reduse. În prezent, prețul unui baril de petrol West Texas Intermediate (WTI- de referință pe piața americană) este de 71 de dolari. Cu alte cuvinte, Exxon ar putea adopta o decizie favorabilă de investiție în cazul în care costurile (cheltuielile de capital, operaționale, administrative, de transport, plus taxele pe producție) nu vor depăși pragul de 35,5 dolari/baril echivalent petrol (bep) în cazul gazelor din Marea Neagră. Potrivit unor calcule Profit.ro, acestea ar fi de peste 38 dolari/bep.
Dacă aplică aceeași formulă și la prețul gazelor, decizia de investiție va fi evident negativă. Pe piața autohtonă prețul gazelor este în medie de sub 80 de lei/MWh. Costul de producție al Exxon, doar cheltuieli de capital și operaționale, este de 56 lei/MWh, mult peste un prag de 40 lei/MWh considerat prudențial profitabil. Și asta fără a mai lua în calcul cei 14 lei - valoarea redevenței, și cei 9-10 lei - impactul noului impozit introdus de Parlament.
Dacă ar lua în calcul exportul întregii capacități de gaze din Marea Neagră, Exxon s-ar putea raporta la prețul european, de pe bursa cea mai apropiată, cea vieneză, de 23 euro/MWh, aproximativ 107 lei/MWh. Cu alte cuvinte, pentru a adopta o decizie favorabilă, Exxon ar avea nevoie de un preț de la care producția devine profitabilă de 53,5 lei/MWh. Însă chiar și acesta ar fi mai redus decât costul de producție, fără taxe, de 56 lei/MWh. Dacă mai sunt adăugați și cei aproximativ 23 lei necesari achitării redevențelor și noului impozit, este evident că se încalcă evident regula istorică de evaluare a investițiilor practicată în trecut de compania americană.
