Άρθρο του Ηλία Κονοφάγου: Γιατί τα ελληνικά κοιτάσματα φυσικού αερίου είναι οικονομικά εκμεταλλεύσιμα

“Μία ανακάλυψη κοιτάσματος φυσικού αερίου έχει ουσιαστικό εμπορικό ενδιαφέρον μόνο εάν το αναμενόμενο Τεχνικό Κόστος Παραγωγής του, είναι αρκετά χαμηλό και εάν οι συμβατικοί όροι διανομής των καθαρών κερδών μεταξύ του αναδόχου και του κράτους είναι εύλογοι και βεβαίως εάν οι τιμές διάθεσης του φυσικού αερίου στην αγορά είναι ικανοποιητικές.

Για την προσέλκυση επενδύσεων εντοπισμού και αξιοποίησης κοιτασμάτων υδρογονανθράκων στη χώρα μας έχει ιδρυθεί αρμόδιος “φορέας των υδρογονανθράκων”,  η “Ελληνική Διαχειριστική Εταιρεία Υδρογοναθράκων” (Ε.Δ.Ε.Υ. Α.Ε.) η οποία βάσει της κείμενης νομοθεσίας φροντίζει για την παραχώρηση δικαιωμάτων Έρευνας και Παραγωγής Υδρογοναθράκων σε πετρελαϊκές Εταιρείες εντός της Ελληνικής αποκλειστικής οικονομικής ζώνης.

Έτσι μέχρι το 2020  παραχωρήθηκαν δικαιώματα σε πολλές Εταιρείες (Εικ. 6) με την υποχρέωση να εντοπίσουν, να ανακαλύψουν και να εκμεταλλευτούν κοιτάσματα υδρογονανθράκων σε 12 χερσαίες και θαλάσσιες περιοχές της χώρας μας.

Επ’ αυτών των χερσαίων και θαλάσσιων περιοχών όταν μία εταιρεία ή κοινοπραξία εταιρειών πετρελαίου πραγματοποιήσει μια ανακάλυψη κοιτάσματος υδρογονανθράκων θα πρέπει κατ’ αρχήν να επιβεβαιώσει εάν το εύρημα της είναι οικονομικά εκμεταλλεύσιμο ή όχι. Η οικονομικότητα μιας ανάπτυξης κοιτάσματος εξαρτάται όχι μόνο από την τεχνικά του χαρακτηριστικά και τις ποσότητες των αποληψίμων αποθεμάτων του αλλά ιδιαίτερα από τους συμβατικούς όρους (δικαιώματα από την παραγωγή + φορολογικές υποχρεώσεις)  που έχουν συμφωνηθεί μεταξύ της πετρελαϊκής εταιρείας (ή κοινοπραξίας) με  την χώρα υποδοχής εν προκειμένω την Ελλάδα. Να επισημάνουμε ότι οι θαλάσσιες περιοχές 11 και 12 (Εικόνα 6) -επί των οποίων υπέβαλλαν σχετική αίτηση παραχώρησης η Κοινοπραξία ExxonMobil, Total & τα Ελληνικά Πετρέλαια Α.Ε.- περιλαμβάνουν θαλάσσια βάθη που κυμαίνονται από 1.500 μέτρα μέχρι και 3.000 μέτρα ύδατος.

Γι’ αυτά τα θαλάσσια βάθη υπήρξε προβληματισμός  εάν μετά την πρόσφατη κατάρρευση των τιμών του φυσικού αερίου στην διεθνή αγορά (μείωση κατά 50% από το 2011), είναι πράγματι δυνατή μία οικονομική εκμετάλλευση κοιτάσματων φυσικού αερίου. Επ’ αυτού του ερωτήματος απάντησε ήδη στο 13^ο συνέδριο του Economist στην Λευκωσία  ο Tristan Αspray, aντιπρόεδρος της ExxonMobil για την Ευρώπη, Ρωσία και Κασπία, δηλώνοντας ότι είναι εσφαλμένη η εκτίμηση ότι χαμηλές τιμές δεν δικαιολογούν ακριβές εξορύξεις σε βαθιά νερά στην Ανατολική Μεσόγειο. Όπως εξήγησε ο κ. Αspray, εταιρείες όπως η ExxonMobil χρειάζονται χρόνια για να εκτιμήσουν και να αναπτύξουν τεμάχια που θα παράγουν πόρους για 70 ή 80 χρόνια. “Δεν προχωρούμε σε επενδύσεις πολλών δισεκατομμυρίων με βάση τις τιμές που ισχύουν τη συγκεκριμένη ημέρα”, είπε. Αντίθετα, σημείωσε, «λαμβάνουμε περισσότερο υπόψη το ποια θα είναι η ζήτηση στο μέλλον και αναγνωρίζουμε την αυξανόμενη ζήτηση για φυσικό αέριο». «Η δουλειά μας», πρόσθεσε, «είναι να κοιτάξουμε σε όλο τον κόσμο και να αναζητήσουμε νέους πόρους για να ανταποκριθούμε στη ζήτηση ,που γνωρίζουμε ότι θα είναι εκεί. Και γι` αυτό είμαστε εδώ».

• Για να επαληθεύσουμε τις δηλώσεις της ExxonMobil ότι τα κοιτάσματα φυσικού αερίου, παρά τα θαλάσσια βάθη, παραμένουν από εμπορική άποψη ελκυστικά, εκτιμήσαμε το συνολικό κόστος παραγωγής ή όπως συνηθίζεται να λέγεται στην διεθνή αγορά υδρογονανθράκων το “τεχνικό κόστος παραγωγής” (technical production cost). Επικεντρωθήκαμε στα ανακαλυφθέντα ήδη κοιτάσματα της ανατολικής Μεσογείου, Ζohr στην Αίγυπτο, Tamar στο Ισραήλ καθώς και σε στόχους, σχετικά μικρότερων κοιτασμάτων φυσικού αερίου, που έχουν ήδη εντοπιστεί από την εταιρεία σεισμικών ερευνών PGS νότια της υπεράκτιας Κύπρου και  νότια της υπεράκτιας Κρήτης.

To “τεχνικό κόστος παραγωγής” (Τ.Κ.Π.) αποτελεί τον κυριότερο παράγοντα προσέλκυσης ερευνητικών επενδύσεων σε μία πετρελαιοπιθανή περιοχή ενδιαφέροντος και επί της ουσίας εκφράζει το συνολικό κόστος εξόρρυξης των υδρογονανθράκων προ φόρων και κέρδους¹. Περιλαμβάνει τα έξοδα χρηματοδότησης και κατά κανόνα εκφράζεται συνήθως σε $/Mcf  (δολάριο ανά χίλια κυβικά πόδια) ή σε $/bοe (δολάριο ανά ισοδύναμο βαρέλι πετρελαίου) και ορίζεται από τον λόγο των συνολικών επενδύσεων για την ανακάλυψη, ανάπτυξη και παραγωγή ενός κοιτάσματος φυσικού αερίου δια των συνολικών αναμενόμενων ανακτήσιμων αποθεμάτων του¹:

                 Συνολικό Kόστος (F & D + OPEX)

T.Κ.Π. = ——————————————————-

                  Σύνολο Aνακτήσιμων Aποθεμάτων

 Όπου: F & D = Finding & Development  Cost δηλ. Επενδύσεις Ανακάλυψης & Ανάπτυξης

& OP.EX. = Operating Expenditures δηλ. Συσσωρευμένα Λειτουργικά Έξοδα καθ’ όλην την διάρκεια της  ζωής του κοιτάσματος.

Λαμβάνοντας υπόψη ότι στην αγορά υπάρχουν ήδη δημοσιευμένες όλες οι τεχνικές και οικονομικές πληροφορίες σχετικά με τα κόστη ανακάλυψης και ανάπτυξης των κοιτασμάτων Zohr από την Ιταλική εταιρεία ΕΝΙ, Tamar από την Αμερικανική Εταιρεία Noble Energy καθώς και δεδομένα κόστους από άλλες εταιρείες για μικρότερες αναμενόμενες ανακαλύψεις κοιτασμάτων φυσικού αερίου στην Ανατ. Μεσόγειο υπολογίσαμε τα ύψη του Τ.Κ.Π. και τα συγκρίναμε με τις τρέχουσες τιμές του φυσικού αερίου όπως αυτές έχουν διαμορφωθεί στην ανατολική Μεσόγειο⁶⁴. Όσον αφορά το λειτουργικό κόστος παραγωγής (OPEX) -καθ’ όλη την διάρκεια της ζωής των κοιτασμάτων- υπολογίστηκε βάσει της υπάρχουσας διεθνούς εμπειρίας στην αγορά των υδρογονανθράκων¹ δηλ. ότι είναι της τάξης  του 8% έως και 12% επί των συνολικών επενδύσεων ανάπτυξης των κοιτασμάτων. Ο εμπορικός χαρακτήρας των κοιτασμάτων εξαρτάται μεν από το Τ.Κ.Π. που επιτυγχάνεται από τις ανάδοχες εταιρείες πετρελαίου στην εκμετάλλευση, αλλά ιδιαίτερα και από το επίπεδο των τιμών πώλησης του φυσικού αερίου που εγγυάται στις ανάδοχες εταιρείες η υπογραφείσα σύμβαση παραχώρησης μεταξύ των παραχωρούντων δικαιώματα εκμετάλλευσης κρατών και των αντίστοιχων αναδόχων εταιρειών.

Οι συμβάσεις προβλέπουν τους σχετικούς όρους διανομής της καθαρής παραγωγής (βάσει μισθωμάτων & φόρων) μεταξύ των κρατικών φορέων διαχείρισης και των αναδόχων εταιρειών.Σχετικά με το κόιτασμα φυσικού αερίου “Tamar” –που ανακαλύφθηκε το 2009 και άρχισε να παράγει φυσικό αέριο το 2013- με 8,4 Tcf ανακτήσιμα αποθέματα υδρογονανθράκων καλύπτει εξ ολοκλήρου τις ανάγκες σε φυσικό αέριο του Ισραήλ και αναμένεται να εξακολουθήσει να καλύπτει τις τοπικές ανάγκες του σε φυσικό αέριο για τουλάχιστον 20 χρόνια. Το κοίτασμα βρίσκεται σε θαλάσσιο βάθος 1.688 μέτρων ύδατος. Το ερευνητικό κόστος εντοπισμού και ανακάλυψης του κοιτάσματος έφτασε πριν από την ανάπτυξη του το 1 δισεκατομμύριο δολάρια ($1 Billion), το δε κοίτασμα αναπτύχθηκε εξ ολοκλήρου με  υποθαλάσσιο εξοπλισμό κεφαλών γεωτρήσεων και υποθαλάσσιων αγωγών μεταφοράς φυσικού αερίου προς την ξηρά, συνολικού κόστους $5 δισεκατομμυρίων⁶³.

Με βάση τα παραπάνω δεδομένα το Τ.Κ.Π. του Τamar εκτιμήθηκε στο επίπεδο των ~$2,1 ανά χίλια κυβικά πόδια φυσικού αερίου (~$2,1/Μcf) ή ~$13 ανά βαρέλι ισοδυνάμου πετρελαίου (~$13/boe). Λαμβάνοντας υπόψη ότι η ισραηλινή κυβέρνηση αγοράζει το φυσικό αέριο  του «Tamar» σε τιμή ~ $5,8/McF και ότι οι συμβατικές ρήτρες προβλέπουν ένα 66% συνολικό φορολογικό δικαίωμα για το Ισραηλινό κράτος,  ο δείκτης εσωτερικής οικονομικής απόδοσης της εκμετάλλευσης (ΙRR) υπολογίστηκε ότι είναι της τάξης του 20%. Σχετικά με το υπεργιγαντιαίο κοίτασμα φυσικού αερίου “Zohr” που βρίσκεται σε βάθος νερού 1.500 μέτρων με ανακτήσιμα αποθέματα 30 Tcf η έναρξη της παραγωγής του αναμένεται στις αρχές του 2018.

Το ερευνητικό κόστος εντοπισμού και ανακάλυψης του Zohr έφτασε πριν από την ανάπτυξη του το 1,2 δισεκατομμύριο δολάρια ($1,2 Δις), η δε ανάπτυξη του η οποία προβλέπεται να πραγματοποιηθεί μέσω 26 φρεάτων παραγωγής θα είναι επίσης  εξ’ ολοκλήρου υποθαλάσσια (όπως η περίπτωση του Tamar) και αναμένεται να κοστίσει περί τα $11 δισεκατομμύρια. Λαμβάνοντας  υπ’ όψη ένα λειτουργικό κόστος εκμετάλλευσης της τάξης του $1,1 Δις/έτος, το Τ.Κ.Π. του κοιτασματος Zohr εκτιμήθηκε στο επίπεδο των ~$1,8/Μcf ή ~ $11/boe.

Με δεδομένο ότι η αιγυπτιακή κυβέρνηση δεσμεύεται συμβατικά να αγοράσει το φυσικό του κοιτάσματος “Zohr” σε τιμές που κυμαίνονται από $4/Mcf μέχρι και $5,88/Mcf, με μια μέση τιμή $5/Mcf ο δείκτης εσωτερικής οικονομικής απόδοσης εκμετάλλευσης αυτού του κοιτάσματος εμφανίζεται να είναι της τάξης του 35%. Για τον υπολογισμό του δείκτη οικονομικής απόδοσης του έργου λάβαμε υπ’ όψιν ότι η σύμβαση μεταξύ της αναδόχου ΕΝΙ και του  Αιγυπτιακού κράτους προβλέπει μία διανομή επί της καθαρής αξίας της παραγωγής 35% για την ΕΝΙ και 65% για το Κράτος. Επειδή μεσοπρόθεσμα αναμένεται να εμφανιστούν νότια της Κύπρου και νότια της Κρήτης νέες ανακαλύψεις φυσικού αερίου επιχειρήσαμε να εξετάσουμε αν μικρότερες σε μέγεθος ανακαλύψεις κοιτασμάτων με ανακτήσιμα αποθέματα φυσικού αερίου περίπου ~ 2,5 Tcf (το ήμισυ των αναμενομένων ανακτήσιμων αποθεμάτων του πεδίου της Αφροδίτης της Κύπρου) σε βάθη θαλάσσιου ύδατος της τάξης των 1.500 μ. και σε βάθος γεώτρησης κάτω από το βυθό της θάλασσας 3.000 μέτρων, θα μπορούσαν να θεωρηθούν εμπορικά εκμεταλλεύσιμα. Επ’ αυτού, προκειμένου να ελαχιστοποιησουμε τις επενδύσεις ανάπτυξης για ένα τόσο μικρό κοίτασμα δεν υιοθετήσαμε μία εξ’ ολοκλήρου υποθαλάσσια ανάπτυξη αλλά υιοθετήσαμε ένα συνδιασμό παρουσίας υποθαλάσσιων κεφαλών φρεάτων παραγωγής και εύκαμπτων αγωγών μεταφοράς του φυσικού αερίου από τα φρέατα  προς ένα πλωτό σύστημα μετεσκευασμένου τάνκερ -Floating Production System Offloading (F.P.S.O.)- για τον καθαρισμό της παραγωγής⁶³. Στην συνέχεια θεωρήσαμε ότι το φυσικό αέριο παραδίδεται με αγωγό στην ακτή σε απόσταση 70 χιλιομέτρων. Το  κόστος ανάπτυξης ενός τέτοιου έργου υπολογίσθηκε ότι είναι της τάξης των 4 δισεκατομμυρίων δολαρίων και συνοδεύεται από ένα ετήσιο λειτουργικό κόστος ~ $360 εκατομμυρίων δολαρίων. Το δε τεχνικό κόστος παραγωγής του εκτιμήθηκε σε ~4,5$/Mcf ή ~27$/boe. Η οικονομική ανάλυση της ανωτέρω περίπτωσης μας έδειξε ότι ένα κοίτασμα σχετικά μικρού μεγέθους μπορεί να θεωρηθεί εμπορικά βιώσιμο μόνο εφ’ όσον οι τιμές της αγοράς φυσικού αερίου θα μπορούσαν να βρίσκονται σε ένα επίπεδο τιμών των $7/Mcf και εφ’ όσον οι συμβατικοί όροι θα μπορούσαν να επιτρέψουν ένα επιμερισμό της καθαρής αξίας της παραγωγής μεταξύ του κράτους και της αναδόχου εταιρείας της τάξης του 50% για το κράτος και 50% για την Εταιρεία. Σε μια τέτοια περίπτωση, το IRR θα μπορούσε να φτάσει για την ανάδοχο εταιρεία στο οριακό επίπεδο του ~14%.

Με βάση τα παραπάνω γίνεται αντιληπτό ότι μία ανακάλυψη κοιτάσματος φυσικού αερίου έχει ουσιαστικό εμπορικό ενδιαφέρον μόνο εάν το αναμενόμενο Τ.Κ.Π. του, είναι αρκετά χαμηλό και εάν οι συμβατικοί όροι διανομής των καθαρών κερδών μεταξύ του αναδόχου και του κράτους είναι εύλογοι και βεβαίως εάν οι τιμές διάθεσης του φυσικού αερίου στην αγορά είναι ικανοποιητικές. Να σημειώσουμε ότι η μεγάλη διαφορά που υπάρχει μεταξύ μιας ανακάλυψης κοιτάσματος  φυσικού αερίου και μιας ανακάλυψης κοιτάσματος πετρελαίου είναι ότι στην περίπτωση του πετρελαίου το πετρέλαιο έχει παντού την ίδια τιμή παγκοσμίως ενώ αντίθετα η τιμή του φυσικού αερίου εξαρτάται κατά κύριο λόγο από την απόσταση που αυτό βρίσκεται από την αγορά διάθεσης του.

3.1 Η Συνδεση Υποδομών Παραγωγής στην Ανατ. Μεσόγειο

Μετά την ανακάλυψη του κοιτάσματος “Ονησιφόρος” από την εταιρεία Total στο Κυπριακό θαλάσσιο οικόπεδο 11, με ανακτήσιμα αποθέματα 350 δισεκατομμυρίων κυβικών ποδων (350 Bcf), το κοίτασμα αυτό θεωρήθηκε από μόνο του μη εκμεταλλεύσιμο παρ’ ότι αντιπροσωπεύει τις ενεργειακές ανάγκες της Κύπρου μίας ολόκληρης δεκαετίας. Όπως ανακοινώθηκε όμως η συνεκμετάλλευση του κοιτάσματος αυτού με μελλοντικές γειτονικές ανακαλύψεις φυσικού αερίου μπορεί να το καταστήσει εμπορικά βιώσιμο.  Εξ’ αυτού καθίσταται φανερό ότι μία σύνδεση υποδομών παραγωγής μεταξύ κοιτασμάτων φυσικού αερίου στην μείζονα περιοχή της Κύπρου, του Ισραήλ, της Αιγύπτου & της Ελλάδος θα μπορούσε να οδηγήσει σε ελαχιστοποίηση του κόστους ανάπτυξης, εκμετάλλευσης και μεταφοράς φυσικού αερίου⁵⁸. Επ’ αυτού του θέματος υπάρχει ανάγκη η Κύπρος και η Ελλάδα να εναρμονίσουν την  ενεργειακή πολιτική τους ώστε να διευκολύνουν με ιδιαίτερα κίνητρα τις συνεκμεταλλεύσεις κοιτασματων καθώς αντίστοιχες συνδέσεις υποδομών παραγωγής στην μείζονα περιοχή της ανατολικής Μεσογείου δεδομένου ότι αυτό μπορεί να μειώσει δραστικά το κόστος παραγωγής των αναμενόμενων ανακαλύψεων φυσικού αερίου αλλά και το κόστος μεταφοράς του προς την Ευρωπαϊκή Ένωση.

Πρόσφατα υπήρξαν σημαντικές μακροοικονομικές πρωτοβουλίες της Ιταλικής Κυβέρνησης η οποία μέσω του Πρωθυπουργού της ενημέρωσε την ομάδα των επτά χωρών με τις πιο εξελιγμένες οικονομίες στον κόσμο, των «G7», σχετικά με την μεταφορά του φυσικού αερίου μέσω του υποθαλάσσιου αγωγού(ων) EastMed, που θα συνδέει τα αναμενόμενα κοιτάσματα της Κύπρου, του Ισραήλ, της Αιγύπτου και της Ελλάδος μέσω Κρήτης με την ηπειρωτική Ελλάδα, Ιταλία προς την Ευρώπη. Οι τρεις διαφορετικές τεχνικές οικονομικές μελέτες που πραγματοποιήθηκαν πρόσφατα για τον αγωγό EastMed -κάποιες χρηματοδοτήθηκαν και από την ΕΕ- έδειξαν ότι ο αγωγός είναι τεχνικά εφικτός και βεβαίως οικονομικά βιώσιμος. Με βάση δε την τεχνική μελέτη της Ιταλικής εταιρείας Edison, ο αγωγός EastMed θα συνδέει τα υποθαλάσσια κοιτάσματα της Κύπρου και του Ισραήλ, στην συνέχεια θα οδεύσει υποθαλάσσια προς την Κύπρο όπου θα υπάρχει σταθμός συμπίεσης φυσικού αερίου για να καταλήξει στην Κρήτη, όπου επίσης θα υπάρχει σταθμός συμπίεσης. Ακολούθως θα οδεύσει προς την ηπειρωτική Ελλάδα και μέσω ξηράς θα καταλήγει στα σύνορα με την Ιταλία για να ενωθεί με τον αγωγό IGI που θα συνδέει την Ελλάδα με την Ιταλία. Η παραπάνω διαδρομή πηγάζει από συγκεκριμένα δεδομένα προοπτικών ανακάλυψης νέων πολύ μεγάλων κοιτασμάτων φυσικού αερίου στην μείζονα περιοχή μας. Βεβαίως η αξιοποίηση των κοιτασμάτων αυτών θα απαιτήσει σημαντικό χρόνο & πολύ μεγάλη ένταση επενδύσεων στην έρευνα και εκμετάλλευση κοιτασμάτων υδρογονανθράκων. Η απόσβεση των επενδύσεων αυτών θα πραγματοποιηθεί  όμως με ασφάλεια μέσω της διοχέτευσης της παραγωγής με αγωγούς προς τις αγορές της Ευρώπης αλλά και προς την διεθνή αγορά φυσικού αερίου στην περίπτωση υγροποίησης του.