В Черно море има газ, но при съседите – в нашите води сондажите са сухи. Засега

Сподели статията с твоите приятели:

Корабите, търсещи нефт и газ от няколко години са част от пейзажа на Черно море. В териториалните води на Румъния, Турция и България са разположени проучвателни кораби на световни компании. Търсенето на нефт и газ продължава, а твърденията, че в Черно море има огромни находища на нефт и газ се потвърждават. В румънски и турски води бяха открити значителни залежи. В близост до българските териториални води, но не и в тях. Проучванията продължават.

Надеждите на Турция

Турция обяви преди година за откритието на газово находище с капацитет от 320 млрд. куб м в блока Tuna-1 (преименуван на поле Сакария) в Западно Черно море. Плановете са добивът да започне през 2023 г. Тогава е 100-годишнината от рождението на съвременната турска република. В момента турската ТРАО търси инвеститори.

Газово откритие от такъв мащаб в блок Tuna-1 на Черно море, ако бъде разработено, би довело до трансформиране на газовия пазар в Турция, предвид огромната й зависимост от вноса и високата цена, която страната плаща за това. Турция разчита основно на тръбопроводния газ от Русия, Азербайджан и Иран. Расте обаче и делът на вноса на втечнен природен газ. В случай, че обявените залежи от 320 млрд. куб м се потвърдят, това ще е огромно откритие, коментират експерти. Не всичко е гладко обаче – газът е на голяма дълбочина, а това ще изисква огромни инвестиции. Има и още един проблем – откритието засяга само един кладенец, а за оценка на вече обявените запаси това не е достатъчно.

Турция ще трябва да направи сондажи в още кладенци, резултатите от които ще дадат реалната картина за ресурсите. Оттук нататък това означава вложения от милиарди долари и то в момент, когато светът говори за енергиен преход. Експерт от WoodMackenzie коментира при появата на новината не само усложненията, които съпровождат добива в дълбоки води, но и геоложките особености на Черно море, което създава допълнителни логистични предизвикателства, които трябва да се управляват. Като пример бе посочен румънският проект Neptun Deep, разположен само на 100 километра северно от находището Tuna-1 (Сакария).

В момента турската компания ТРАО търси инвеститори. Вероятно такива ще има, но нека погледнем и цифрите. Необходимите инвестиции за извличане на газ и доставянето му до брега са оценени на около 3,2 милиарда долара. ТРАО получи 13,4 милиарда турски лири /1,9 милиарда долара/ от бюджета на правителството за 2021 година. Не е ясно каква част от тази сума ще бъде насочена към газовия проект в Черно море, според скорошен коментар на агенция Bloomberg.

Проектът за развитие на находището Tuna-1 (Сакария) предвижда газ да бъде ваден от кладенци на 175 км от турския бряг при Зонгулдак. Те биха могли да произвеждат над 8 пъти повече от потреблението на страната и да сложат край на зависимостта на Турция от внос на газ. Но това е само едната гледна точка към ситуацията. Защото има и друга страна. Турският газов пазар е голям, но продължителната икономическа криза в страната, усложнена заради кризата с коронавируса, поетите ангажименти за внос от чужди партньори, енергийният преход, с който се ангажират все повече компаниите от сектора за проучване и добив на нефт и газ са фактори, които турската страна няма как да елиминира. Все пак подобно откритие може да има последици, свързани с бъдещия внос на газ от Русия, Азербайджан и Иран.

По-реални са възможностите за добив от газовото находище SASB, на което работи Trillion Energy International Inc и е в плитките води на Черно море. И там обаче има нужда от потвърждения на запасите. Все още се водят преговори със сондажни компании за започване на преустройство на находището SASB в Черно море и разбира се на изграждането на нови платформи за добив. Коронавирусът забави плановете за 2020 година. Компанията бърза да започне работа и да си възвърне вложенията от почти 80 милиона долара досега. Очакванията са, че през 2022 година най-сетне може да се стигне до печалба и парични потоци, с които да продължи финансирането на последващите дейности. От находището SASB се произвеждат 705 милиона кубически фута на ден (mcf/d) и се генерират около 38 000 щатски долара на ден месец, става ясно от съобщение на компанията. Trillion Energy International Inc има 49% дял в газовото находище SASB, открито преди повече от десетилетие и е на дълбочина около 1200 метра и до момента е произвело около 41 милиарда кубически фута (BCF) природен газ. Разбира се, Trillion Energy International Inc разчита и на друго свое находище в страната и връщането на цените на петрола на нивото отпреди кризата.

Румънски премеждия

Пет десетилетия. Толкова продължават проучванията в румънския континентален шелф на Черно море, които започват през 1969 г. Първото откритие на въглеводородите е през 1980 г., а първият добив е през 1987 г.

На дълбоководния блок Нептун (Neptun Deep) румънската OMV Petrom, австрийската OMV и американската ExxonMobil откриха няколко находища. Според някои оценки, общите запаси надвишават 170 млрд. куб м. Официално бе заявено, че само от едното находище запасите се оценяват на 43-84 млрд. куб м. Румънският проучвателен блок Neptun е с площ 7500 кв. км и засега е един от най-обещаващите в Черно море. Откритието датира от 2012 година. Сега сме 2021 година. Това е достатъчно, за да илюстрира не само технологичните, но и другите проблеми, съпровождащи разработването на едно находище. От 2018 година датират проблеми с данъчното законодателство, което е и причина за заявките за оттегляне на ExxonMobil.

OMV Petrom в края на миналата година отново отложи окончателното си инвестиционно решение за Neptun. Последната информация е за засилване на проучвателните дейности в румънските води на Черно море с голяма нова инвестиция. Проблемите с данъчното законодателство обаче остават, а с това и неясното бъдеще на Neptun. Сега OMV Petrom започва нова офшорна сондажна дейност за 32 милиона евро в плитките води на блока Истрия в Черно море. Първите сондажни операции започнаха в края на декември миналата година.

В Черно море лицензи за проучване притежават също американската енергийна компания Black Sea Oil and Gas (BSOG) и руската Lukoil. През ноември миналата година обаче Lukoil обяви, че възнамерява да продаде своя 87,8% дял в блока EX-3-Trident, където, според сеизмичните данни от 2015 г., запасите могат да надхвърлят 30 милиарда кубически метра газ. Romgaz, който държи 12,2% дял в проекта, е най-вероятният купувач.

През есента на миналата година стана ясно, че Румъния е започнала да строи газопроводи от новите находища в Черно море и плановете са за пускането им през 2021 година. Компанията Black Sea Oil & Gas, която е собственост на американския инвестиционен фонд Carlyle Group, започна строителство на 126-километров газопровод от черноморския блок в плитки води Мидия. Там са разположени находищата Анна и Дойна със запаси от 10 млрд. куб м газ, добивът е планиран за края на 2021 година. Очаква се проектът да осигурява 1 млрд. куб м газ и да задоволява 10 % от потреблението на страната.

Българските мечти и реалности

Откритията в румънски води породиха надежди и мечти в България. Най-вече за намаляване на енергийната зависимост от руския газ. Очакването за поне няколко процента нашенски газ засега остава несбъднато, а реалността – отрезвяваща.

Издадените в България разрешения за търсене и проучване на нефт и газ в Черно море са три – за блок “Хан Аспарух”, за блок “Хан Кубрат” (преди “Силистар”) и за блок “Тервел”.

Първото разрешение за търсене и проучване на нефт и газ в дълбоките води на Черно море е дадено за блока “Хан Аспарух” през септември 2012 г. на консорциум от австрийската OMV Offshore Bulgaria (30%), френската Total E&P Bulgaria (40%), която е и оператор, и испанската Repsol Bulgaria (30%). Първоначалният блок бе с площ от 14 220 кв. км. Той и е съседен, както на турския, така и на румънския, в които бяха открити залежите. Обхваща дълбоководната част на изключителната икономическа зона на България в Черно море.

За проучванията лицензиантът плати бонус в размер на 40 млн. евро. Срокът на договора е пет години. Освен това титулярът на разрешението заплаща и годишна такса площ в размер на 568 800 лв.

Първият сондаж бе направен през 2016 г. Тогава от Total обявиха, че са открили залежи на нефт, но подробностите бяха доста ограничени и неясни. Официално съобщение за открити залежи няма. “И трите сондажа не откриха промишлени акумулации на нефт и природен газ”, гласи официално съобщение. Въпреки това има слухове за високи петролни залежи. Общо направените сондажи са 3 до дълбочина над 5600 метра. Все още се очакват официални данни от 3D сеизмичното прочуване от миналата година. Междувременно Repsol се оттегли от проекта и продаде дела си на другите две компании, а участието на OMV и Total се увеличи до 42.86% и 57.14% съответно. След няколко удължавания на разрешението титулярът в момента има право да прави проучвания в блока до 2022 г. (“Тотал Е&П България” и “ОМВ Офшор България” станаха единствените титуляри на разрешителното), а площта на блока бе намалява на 13 819 кв. км. Инвестициите на компаниите за извършените дейности, според официалната информация, са близо 175 млн. евро.

Вторият блок, в който се извършват проучвания, е “Хан Кубрат” (по-рано “Силистар”). Разположен е на около 40 км източно от Бургас в континенталния шелф и изключителната икономическа зона на България в Черно море. Блокът е с обща площ 6893 кв. км, във води с дълбочина от 40 до 2000 м. Титуляр е Shell (“Шел Експлорейшън енд прадакшън (LIX) Б.В.”). Договорът за търсене и проучване на нефт и газ е от 2016 г. на Shell за срок от 5 години. Компанията извърши 2D и 3D сеизмични проучвания и проучвателен сондаж. Засега официално обявени резултати няма.

В края на 2018 г. с 30% в проекта влезе независимата австралийска компания в добива на нефт и газ Woodside (“Уудсайд Енерджи (България) Лимитид”), а в началото на 2019 г. като партньор се присъедини и испанската Repsol (“Репсол България Хан Кубрат С.А.”) с 20%.

Дейностите в “Блок Хан Кубрат” продължават според работния проект за 2021 г. Предстои обработка и интерпретация на данните, получени при провеждането на първия проучвателен сондаж в площта. В зависимост от получените резултати, титулярите на разрешението разполагат с възможност да заявят първо двегодишно продължение на срока на предоставеното разрешение, тъй като договорът изтича през 2021 г.

Третият проучвателен блок за нефт и газ е “Тервел” (“Блок 1-26 Тервел” предишно наименование “Блок 1-22 Терес” ). Производство за предоставяне на разрешение за търсене и проучване на нефт и газ след решение на правителството е открито на 6 август 2019 г. Няма обаче кандидат, който да е закупил конкурсни книжа и не е подадено и заявление за участие. Конкурсът ще бъде прекратен.

Енергийният преход замени газовата треска

Откриването на находище на нефт и газ е само началото. Отнема години и значителни средства. Нещо повече, находища може и да има, но въпросът е дали ще е рентабилна експлоатацията им. До реалната експлоатация на открито находище може да се стигне след 5 до 10 години.

През 2020 г. големите нефтогазови компании, занимаващи се проучване на находища заявиха намерения за значително свиване разходите за проучвателни дейности. С оглед на Парижкото споразумение за климата те вече пренасочват инвестиции към алтернативните източници на енергия.

Това съвсем не означава прекратяване на добива на нефт и газ. Със сигурност не е и краят на проучванията, добивът и бъдещето на нефта и газа, но е очевидно – започва период на ограничаване на ролята на изкопаемите горива. Нефтът, газът и въглищата бяха в основата на енергийната независимост, но и тук започва пренареждане.

Източник/ци: expert.bg, dir.bg

Facebook Comments
Сподели статията с твоите приятели:

Вашият коментар

Вашият имейл адрес няма да бъде публикуван. Задължителните полета са отбелязани с *