Ακόμη πιο πίσω πάνε τα επενδυτικά σχέδια των ξένων κι ελληνικών πετρελαϊκών ομίλων για την έρευνα κι εκμετάλλευση κοιτασμάτων φυσικού αερίου και πετρελαίου στη Δυτική Ελλάδα και την Κρήτη.
Η μεγάλη βουτιά των τιμών του αργού πετρελαίου στα επίπεδα των 25 και 30 δολαρίων το βαρέλι καθιστούν οικονομικά ασύμφορα τα projects των περιοχών που έχουν μισθώσει, ενώ και τα απαγορευτικά μέτρα που έχουν ληφθεί για τον περιορισμό της εξάπλωσης της πανδημίας εμποδίζουν τις μετακινήσεις του εξειδικευμένου τεχνικού προσωπικού για τις ερευνητικές διαδικασίες.
Από τα τέλη του Μαρτίου, μεγάλοι πετρελαϊκοί κολοσσοί που δραστηριοποιούνται και στην Ελλάδα, όπως η γαλλική Total, η αμερικανική ExxonMobil και η ισπανική Repsol, έχουν ανακοινώσει μέτρα περιστολής των επενδύσεών τους στον τομέα του upstream.
Ο πρόεδρος και διευθύνων σύμβουλος της Total Patrick Poyanne ανακοίνωσε περικοπές της τάξης των 5 δισ. δολ. για φέτος, με τα 2,5 δισ. να προέρχονται από το επενδυτικό πρόγραμμα στην έρευνα κι εκμετάλλευση υδρογονανθράκων.
Η ExxonMobil ανήγγειλε περικοπή κατά 10 δισ. δολ. των επενδύσεών της, κάνοντας μάλιστα γνωστό ότι μεταθέτει και κατά ένα χρόνο το πρόγραμμα των γεωτρήσεών της στην κυπριακή ΑΟΖ.
H ισπανική Repsol έκανε επίσης γνωστή την απόφασή της να μειώσει κατά 2,1 δισ. ευρώ τις δαπάνες της.
Παρατάσεις των ερευνών
Ανώτατος αξιωματούχος του υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας, κληθείς από το Euro2day.gr να απαντήσει στο αν υπάρχουν ενημερώσεις από τις εταιρείες-αναδόχους για μετάθεση των επενδυτικών τους προγραμμάτων, απάντησε πως «δεν έχουμε λάβει κάποια επίσημη ειδοποίηση. Ωστόσο, εξαιτίας των ακραίων συνθηκών, πιστεύουμε ότι τα επενδυτικά τους σχέδια θα μετατεθούν».
Ο πρόεδρος και διευθύνων σύμβουλος της Ελληνικής Διαχειριστικής Εταιρίας Υδρογονανθράκων Γιάννης Μπασιάς,μιλώντας στο Euro2day.gr, επισημαίνει με τη σειρά του: «Εκτιμούμε ότι θα έχουμε σειρά παρατάσεων στα επενδυτικά προγράμματα των εταιρειών στις οποίες έχουν παραχωρηθεί τα δικαιώματα έρευνας κι εκμετάλλευσης υδρογονανθράκων στις περιοχές».
Το Euro2day.gr απηύθυνε σχετική γραπτή ερώτηση και στην ισπανική Repsol, η οποία είναι επικεφαλής των δύο κοινοπραξιών με την Energean Oil & Gas και των Ελληνικών Πετρελαίων για τις περιοχές των Ιωαννίνων και του «Ιονίου», αντίστοιχα. Η γραπτή απάντηση που έστειλε η Repsol αναφέρει: «Από τις αρχές Μαρτίου, η Repsol ενεργοποίησε ένα σχέδιο σε παγκόσμια κλίμακα, προκειμένου να εξασφαλίσει την ομαλή λειτουργία των δραστηριοτήτων της και εξασφαλίζοντας την ασφάλεια και την υγεία των εργαζομένων, των εργολάβων καθώς και των πελατών της. Υπό τις τρέχουσες συνθήκες, η Repsol είναι πλήρως αφοσιωμένη στην εφαρμογή όλων των απαραίτητων μέτρων για τη μείωση του κινδύνου μετάδοσης του ιού στο προσωπικό της, με τηλέ-εργασία από το σπίτι όταν η παρουσία δεν είναι απαραίτητη και ενίσχυση των μέτρων ασφαλείας και πρόληψης όταν η παρουσία καθίσταται απαραίτητη».
Το κόστος
Ο πρόεδρος της ΕΔΕΥ, επιδιώκοντας να δείξει το κόστος των γεωτρήσεων και τον βαθμό δυσκολίας των εταιρειών, αναφέρει στο Euro2day.gr τα ακόλουθα στοιχεία: «Σε γενικές γραμμές, τα προγράμματα που αφορούν θαλάσσια βάθη 1.500 μ. μπορούν να υλοποιηθούν με κόστος κάτω των 27 δολαρίων (ανά βαρέλι ισοδύναμου πετρελαίου). Σε βάθος 4.000 μ., το κόστος θα μπορούσε να αυξηθεί κατά περίπου 25% ή κατά επιπλέον 4-5 δολάρια ανά βαρέλι ισοδύναμου πετρελαίου. Βέβαια μία γεώτρηση δεν επαρκεί για να δώσει σαφείς ενδείξεις σχετικά με τον όγκο των αποθεμάτων. Σε κάθε δυνητικό στόχο θα πρέπει να γίνουν γεωτρήσεις περιχαράκωσης σε τρία έως τέσσερα σημεία και αυτό έχει ένα συνολικό κόστος το οποίο μπορεί να ξεπερνά τα 700 εκατ. δολάρια. Προκειμένου να δρομολογηθούν εμπορικές αξιοποιήσεις σε μια περιοχή όπως αυτές του νοτίου Ιονίου και της Κρήτης, θα πρέπει να υπάρξουν ανακαλύψεις, κατά στόχο, ύψους τουλάχιστον 500 εκατ. βαρελιών ισοδύναμου πετρελαίου, που αντιστοιχεί σε περίπου 3 τρισ. κυβικά πόδια (TCF)».
Πάντως οι προαναφερόμενες παραχωρήσεις της Κρήτης, των Total - ExxonMobil - ΕΛ.ΠΕ δεν συμπεριλαμβάνονται στις ώριμες περιοχές για γεώτρηση κι έχουν μπροστά τους τρία χρόνια ερευνητικών εργασιών. Πηγές θεωρούν ότι εκ των πραγμάτων οι συμβατικές υποχρεώσεις θα πάνε πιο πίσω.
Ο Πατραϊκός, το Κατάκολο και τα Ιωάννινα
Οι πλέον ώριμες παραχωρήσεις του Πατραϊκού Κόλπου (ΕΛ.ΠΕ - Edison), του Κατάκολου (Energean Oil & Gas) και στα Ιωάννινα (Repsol - Energean Oil & Gas) έχουν χτυπηθεί πάντως εδώ και χρόνια και από τον «ιό» της γραφειοκρατίας….
Έτσι, η κοινοπραξία για την παραχώρηση των Ιωαννίνων είχε λάβει και δεύτερη παράταση, 12μηνη, μέχρι τον Οκτώβριο του 2020 για την ολοκλήρωση των ερευνητικών της εργασιών. Το επενδυτικό σχήμα του Πατραϊκού Κόλπου έχει πάρει παράταση για την πρώτη γεώτρηση 18 μηνών, δηλαδή μέχρι τον Ιούνιο του 2021.
Το κοίτασμα του Κατάκολου είναι έτοιμο για παραγωγή, αλλά η καθυστέρηση στην έγκριση των περιβαλλοντικών όρων και οι παρούσες συνθήκες δεν ευνοούν τη δραστηριοποίηση.
Ο Πρίνος
Σε μεγάλη δοκιμασία, όμως, βρίσκεται και το μοναδικό «ζωντανό» κοίτασμα πετρελαίου στην Ελλάδα, αυτό του Πρίνου που ανήκει στην Energean Oil & Gas.
Η μεγάλη πτώση των τιμών πετρελαίου αγγίζει το παλιό και πολυδάπανο κοίτασμα του Πρίνου, το οποίο έχει κόστος παραγωγής στα 21,5 δολάρια το βαρέλι. Το πετρέλαιο που παράγει ο Πρίνος είναι πολύ «βαρύ» κι έτσι οι τιμές με τις οποίες πουλά η Energean στην BP είναι χαμηλότερες κατά 7 με 8 δολάρια το βαρέλι σε σχέση με την τιμή του Μπρεντ.
Ο Πρίνος ήδη παράγει λιγότερες ποσότητες. Από το 2018, οπότε και ήταν χρονιά-ρεκόρ με 4.000 βαρέλια ημερησίως, το 2019 μειώθηκε στις 3.300 και το 2020 αναμένεται πιο δύσκολο, όπως αναφέρουν αρμόδιοι παράγοντες. Ήδη η παραγωγή του βρίσκεται στις 2.000 βαρέλια ημερησίως Η Energean, ως γνωστόν, έχει ήδη περικόψει κατά 80 εκατ. δολάρια το επενδυτικό της πρόγραμμα στο κοίτασμα του Πρίνου.
Πηγές αναφέρουν ότι η εταιρεία διερεύνησε τη δυνατότητα να παγώσει την παραγωγική δραστηριότητα, κάτι ωστόσο που ήταν τεχνικά δύσκολο. Κι αυτό καθώς στην περίπτωση μελλοντικής επανεκκίνησης της παραγωγικής δραστηριότητας, κάτι τέτοιο δεν θα ήταν εφικτό.
Ετσι, όπως αναφέρουν πληροφορίες, εξετάζει διάφορα μέτρα μείωσης του κόστους λειτουργίας.