Μετά τα γραφειοκρατικά εμπόδια που αντιμετωπίζουν οι επενδυτές για την έρευνα κι εκμετάλλευση υδρογονανθράκων σε περιοχές της Δυτικής Ελλάδας όπου τους έχουν παραχωρηθεί τα σχετικά δικαίωματα, ήρθε και η κρίση στις αγορές του αργού πετρελαίου για να μεταθέσει ακόμη πιο πίσω τα σχέδια τους για γεωτρήσεις.
Η πρωτοφανής πτώση των τιμών του Μπρεντ σε επίπεδα ακόμη και 25 δολαρίων το βαρέλι σε συνδυασμό και με τη μεγάλη μείωση της ζήτησης εξαιτίας των απαγορευτικών μέτρων για την αντιμετώπιση πανδημίας, φρέναρε, όπως αναφέρουν πηγές, τις επενδυτικές διαθέσεις για την υλοποίηση των εργασιών, σύμφωνα με τα όσα προβλέπονται στις συμβάσεις τους με το ελληνικό δημόσιο.
Αν και η τιμή του αργού έδειξε τις τελευταίες μέρες σημάδια ανάκαμψης στα 33 με 34 δολάρια το βαρέλι, εντούτοις, σύμφωνα με παράγοντες της εγχώριας πετρελαιακής αγοράς η αβεβαιότητα που υπάρχει για το μέλλον δεν επιτρέπει επενδυτικά πλάνα για το μέλλον.
Τα πλέον ώριμα projects στη χώρα μας είναι το Κατάκολο, που ανήκει στην Energean Oil & Gas καθώς και ο Πατραϊκός Κόλπος των ΕΛ.ΠΕ – Energean (μετά την απόκτηση του χαρτοφυλακίου της Edison). Για την πρώτη παραχώρηση που βρίσκεται στη φάση της παραγωγής το υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας δεν έχει βέβαια ακόμη εγκρίνει τη Στρατηγική Μελέτη Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων, αν και να είχε συμβεί, το κόστος των δραστηριοτήτων που απαιτούνται δεν καλύπτεται από τις τιμές του αργού πετρελαίου.
Ο Πατραϊκός λίγο πριν τα περασμένα Χριστούγεννα πήρε παράταση 18 μηνών για την πρώτη γεώτρηση, η οποία μετατίθεται για τον Ιούνιο του 2021. Η ανάδοχος κοινοπραξία δεν έβρισκε τις επαρκείς λιμενικές υποδομές για τη θαλάσσια γεώτρηση, ενώ οι εκτιμήσεις θέλουν και οι όποιες προετοιμασίες να παγώνουν.
Σύμφωνα με αρμόδιους αξιωματούχους τον αναγκαίο χρόνο μέχρι να γυρίσει η κατάσταση στις αγορές του μαύρου χρυσού παίρνουν τα πλέον φιλόδοξα σχέδια του ελληνικού upstream που είναι οι θαλάσσιες περιοχές Δυτικά και Νοτιοδυτικά της Κρήτης. Η κοινοπραξία των Total – ExxonMobil – ΕΛ.ΠΕ μπορεί να προχωρήσεις τις μικρές σε κόστος προκαταρκτικές στην έρευνα διαδικασίες. Οι φάσεις αυτές διαρκούν πέντε έως έξι χρόνια.
Ενδεικτική της βαρύτητας που έχουν οι τιμές του αργού πετρελαίου για το κόστος των γεωτρήσεων είναι και η σχετική αναφορά της ΕΔΕΥ στην ετήσια οικονομική της έκθεση για το 2019: «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», σημειώνει η ΕΔΕΥ και συνεχίζει: «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).
Μετά από τη δήλωση της εμπορευσιμότητας που κατατίθεται στο ελληνικό κράτος, όταν ένα κοίτασμα θεωρείται τελικά εκμεταλλεύσιμο, η επένδυση που σχετίζεται με την ανάπτυξη και την παραγωγή κοστίζει δισεκατομμύρια δολάρια», καταλήγει με βάση κοστολογικές μελέτες που έχει πραγματοποιήσει.
