Petroleum Industry Review February 2017 issue by Energy Industry Review

SUMMARY

news 6 7 8 9 10 11 12 13

p. 7

CEFC agrees with Kazakh state oil unit on stake transfer Industry entering period of greater oil price volatility GE signed a new service agreement with Transocean First fast charging station in an OMV filling station Aggreko to power 2018 Winter Olympics Schlumberger acquired Peak Well Systems Powering a New Silk Road project FMC Technologies and Technip merger completed

interview

p. 14

p. 26

Eugenia Guşilov, Director Romania Energy Center, on current challenges and opportunities in the energy sector

point of view

24 Back to the egg: US shale oil vs. OPEC 26 Romania and the Network Codes for the European Gas Transmission System

p. 32

oil & gas

30 32 38 42 43 46 48

Historical records: Gazprom’s light continues to shine throughout 2017 Connecting Romania and Bulgaria Governing Programme 2017-2020: Priorities in the energy sector Eni’s energy predictions for 2017 Reliable performance for the oil and gas industry The future of gas in decarbonising European energy markets DNV GL survey: Energy efficiency as a proven investment strategy

focus

p. 36

50 4

USD 136 bn mergers and acquisitions worldwide in the upstream sector www.petroleumreview.ro

SUMAR

editorial pag. 58

Noua lume de după Davos

știri

pag. 61

60 61 62

pag. 64

interviu 64

Iranul, interesat de preluarea Rafo Oneşti Prima stație de încărcare rapidă pentru vehicule electrice într-o benzinărie OMV Cele mai tranzacţionate acţiuni la BVB în decembrie

Eugenia Guşilov, Director Romania Energy Center, despre provocări şi oportunităţi actuale în sectorul energetic

opinie pag. 76

74 76

Din nou în conflict: OPEC versus petrolul de șist Petrolul, la 60 de dolari/baril: preocupare pentru OPEC

pag. 79

petrol și gaze

78 80 84 88 90

Scurtă istorie a petrolului azer Programul de guvernare 2017 – 2020: priorităţi în sectorul energetic Confind produce unități de pompare cu balansier la standarde americane de calitate Proiectul bugetului de stat pe 2017: taxele speciale impuse în sectorul energetic se menţin 2017 – anul Proiectului de dezvoltare Moftinu pentru Serinus Energy

focus 92 Fuziuni și achiziții de 136 de miliarde de dolari la nivel global în sectorul 5 upstream

news

BIG NEW OIL DISCOVERY IN ALASKA

onocoPhillips Alaska announced on January 13 a new oil discovery in the Greater Mooses Tooth (GMT) Unit located in the northeast portion of the National Petroleum Reserve – Alaska. The Willow discovery wells, Tiŋmiaq 2 and 6, were drilled in early 2016 and encountered 72 feet and 42 feet of net pay, respectively, in the Brookian Nanushuk formation. ConocoPhillips has a 78 percent working interest in the discovery and Anadarko Petroleum Corporation holds a 22 percent interest. The two discovery wells are located about 28 miles west of the

Alpine Central Facility, and are located approximately four miles apart. The Tiŋmiaq 2 well was tested and established good reservoir deliverability with a sustained 12-hour test rate of 3,200 barrels of oil per day of 44-degree API oil. Initial technical estimates indicate the discovery could have recoverable resource potential in excess of 300 million barrels of oil. Appraisal of the discovery commenced in January 2017 with the acquisition of stateof-the-art 3D seismic. Subject to appraisal results and the choice of development scenario, Willow could produce up to 100,000 barrels of oil per day (BOPD).

Assuming timely permit approvals and competitive project economics, initial commercial production could occur as early as 2023. “This discovery is tremendously exciting not only for ConocoPhillips, but also for the state of Alaska,” said Joe Marushack, president of ConocoPhillips Alaska. “Willow’s proximity to existing infrastructure improves the economic viability of the discovery. Development of Willow, a potential multi-billion-dollar investment, could provide thousands of jobs during construction and could generate substantial revenue for the federal government, state, North Slope Borough, and communities in the NPRA,” he also added.

CEFC AGREES WITH KAZAKH STATE OIL UNIT ON STAKE TRANSFER

rivate group CEFC China Energy has signed a new deal with a unit of Kazakhstan’s state oil and gas company owning assets mainly in Europe to go ahead with a stake transfer that was agreed a year earlier, CEFC executives said recently. A year ago CEFC agreed to pay USD 680 million for 51 percent of KMG International, a fully-owned unit of Kazakh state oil and gas firm KazMunayGas that owns a key refinery in Romania and nearly 1,000 petrol stations in Europe. 6

But conclusion of that deal got held up after the Romanian government seized the refinery and other assets belonging to Rompetrol and parent company KazMunayGas in a probe of the Romanian company’s privatisation in 2000. Under a new deal agreed last month in Romania, CEFC took over 51 percent of KMGI paying ‘a small portion’ of the USD 680 million, and will pay the remainder once the probe is over, said the CEFC officials. CEFC officials have said the company plans to acquire more service stations and also invest in

storage facilities and terminals in the Black Sea region, using KMGI’s European assets as a platform. Among KMGI’s key assets are its 100,000 barrels-per-day Petromidia refinery in the Black Sea port of Constanta and a 400,000 tonnesper-year fertiliser plant in southern Romania, along with nearly 1,000 petrol stations in Romania, Spain, Georgia and Bulgaria. The USD 680 million transaction may take two years to complete depending on the speed of regulatory approvals in countries where Rompetrol holds assets. www.petroleumreview.ro

news

INDUSTRY ENTERING PERIOD OF GREATER OIL PRICE VOLATILITY

INDUSTRY MEDIA VECTOR 41 Costache Negruzzi St., Ploiești 100147, Romania Phone: +40 (0)344-143.530; Fax: +40 (0)344-140.342 E-mail: office@petroleumreview.ro General Manager: Lavinia Iancu lavinia.iancu@petroleumreview.ro Marketing Manager: Marius Vlădăreanu marius.vladareanu@petroleumreview.ro Sales Manager: Valentin Matei valentin.matei@petroleumreview.ro

Edited by: INDUSTRY MEDIA VECTOR

he industry is entering a period of greater oil price volatility, according to Fatih Birol (photo), the IEA’s executive director. “If oil prices rise in the short term, then shale producers can react quite quickly to put more oil on the market, producing a see-saw movement,” Birol said. “And if we continue to see subdued investments in new conventional oil projects, this could have profound consequences in the longer term,” he added. Birol’s comments were made following the release of the IEA’s World Energy Outlook 2016 report, which predicted that global oil demand will continue to grow until 2040 - mostly because of the lack of easy alternatives to oil in road freight,

aviation and petrochemicals. Fatih Birol outlined that the share of Middle Eastern countries contributing to global oil production reached 35 percent in 2016, which is the highest level in the last 45 years. He also predicted that a second gas revolution, following the shale gas movement in the US, would be seen in the coming years. “This is going to be driven by LNG,” Birol said. The IEA director said that a huge number of LNGs would be coming into the market in the near future, followed by second wave driven by countries such as Mozambique and Tanzania. The report outlined that the share of LNG will overtake pipelines and will grow to more than half of the global long-distance gas trade, up from a quarter in 2000.

Honorary President: Univ.Prof.Dr.Eng. N. N. Antonescu Honorary Director General: Andrew M. Costin Editor in Chief: Lavinia Iancu

lavinia.iancu@petroleumreview.ro

Senior Editor: Laurențiu Roșoiu Journalists: Adrian Stoica; Victor Lupu; Vlad Iancu Contributors: Alex Șerban; Dumitru Chisăliță; Ioan-Corneliu Dinu Art Director: Justin Iancu

justin.iancu@petroleumreview.ro Printed by: GRAFOANAYTIS Phone/Fax: +40 (0)244.510.507 ISSN 2065 - 0396 PRICE: RON 22 © Material in Petroleum Industry Review may not be reproduced in any form without the written consent of the Industry Media Vector. All rights reserved. All other editorial items are the copyright property of Industry Media Vector.

news

GE SIGNED A NEW SERVICE AGREEMENT WITH TRANSOCEAN

E Oil & Gas announced on January 11 a new contractual service agreement (CSA), valued at approximately USD 180 million, with Transocean. The agreement, signed at the end of 2016, aims to further maximize productivity and lower operating costs for Transocean. As a pioneer of new business models and performancebased service agreements, GE will provide condition-based monitoring and maintenance services for pressure control equipment on seven of Transocean’s rigs over the next 10 to 12 years. “This agreement builds on the new service model we introduced last year to address today’s industry shift toward maximizing productivity and lowering

operating costs while also maintaining operating flexibility,” said Lorenzo

Simonelli (photo), president and CEO, GE Oil & Gas. “When cost and risk are at the top of operators’ minds, we share the responsibility by investing in equipment uptime and performance.” The agreement leverages GE’s digital capabilities to shift from event and calendar-based maintenance to condition-based monitoring and maintenance. Working with GE on parts forecasting and service scheduling will allow Transocean to optimize operations by proactively planning and minimizing betweenwell maintenance. “We are evolving our business and enhancing our digital offerings to match the needs of our customers,” Lorenzo Simonelli underlined. “Digitization truly is the single largest step change for the industry and the foundation for its future.”

TECTONIC SHOCK WAVES IN THE OIL INDUSTRY

late tectonics is a topic that is ingrained into the modern geoscientists psyche and accepted as a given. So much so that it is difficult to imagine a time when it wasn’t an accepted truth. However, less than a hundred years ago it was a subject of ridicule and rejected by many a fine geoscientist as implausibility. In the November edition of AAPG Explorer, Henry Edmundsen and Mark Mau published an article entitled “Tectonic Shock Waves in the Oil Industry”, in which they document the history of plate tectonics from the 8

earliest observations and theories, the widespread disregard for plate tectonics and its final acceptance as the “grand unifying theory”. The application of plate tectonic theory has enabled geoscientists to explain many academic curiosities which would otherwise have remained a mystery, and most importantly it has had profound implications on the oil industry. It provides an appreciation for the distribution of potential petroleum systems elements, the timing of trap formation and valuable insight into potential analogues. All of which have

contributed to the ability to extend plays beyond where we would have thought them to be a viable option. Edmundsen and Mau go on to state how the concept of plate tectonics now form “a core element of software applications such as the Neftex Earth Model”. The Neftex Earth Model is now owned by Neftex, a Halliburton company and the authors provide an excellent summary of what the Neftex Earth Model is and the potential power that holds. A copy of “Tectonic Shocks in the Oil Industry” can be found on the AAPG’s website. www.petroleumreview.ro

news

Formation Evaluation| Well Construction | Completion | Production

FIRST FAST CHARGING STATION IN AN OMV FILLING STATION

lectrica and OMV Petrom launched the first fast charging station for electric vehicles in an OMV filling station. The event is part of a pilot project according to which fast chargers for electric cars will be installed in Bucharest in four OMV brand petrol stations, as well as at the headquarters of OMV Petrom (Petrom City) and Electrica. “In Romania, there have been taken small steps in the electro-mobility field, so far. This is why we, Electrica and OMV Petrom, are putting our joint efforts to support the development of the fast charging infrastructure for electric vehicles, because we care about the environment and the sustainable development of Romania. It is the beginning of a new era of what Electrica names ‘The Green Highway’ of Romania”, says Catalin Stancu, CEO Electrica. “Trends and transformations in the

energy and mobility fields are topics which we are closely following. Although electric cars’ market is in an early development stage for now and hydrocarbons will continue to be the main energy source worldwide for the next decade, we wish to adopt new technologies to sustain our ongoing development of the range of products and services that we offer, continuing thus to offer top quality services and experiences to our customers”, added Adrian Nicolaescu, Head of Retail OMV Petrom. In each of the four OMV petrol stations in Bucharest, as well as at the headquarters of Electrica and OMV Petrom, fast charging sockets will be installed for electric vehicles, with a 50 kWh maximum charging capacity. By using these fast charging plugs, the battery of a 100% electric car can be charged by 80% in just around 20 minutes, compared to the seveneight hours needed through a regular socket.

At Weatherford, we believe in getting every job right, listening to your concerns, and working with you to meet your needs and your expectations. on your objectives.

Weatherford International Eastern Europe S.R.L.

www.weatherford.com

news

TOP 10 COMPANIES IN THE DOWNSTREAM

ccording to a survey from Rigzone, the respondents’ choices for the top 10 companies in the downstream are: Royal Dutch Shell plc, Exxon Mobil Corp., Chevron Corp., BP plc, Halliburton Co., Total SA, Schlumberger Limited, John Wood Group plc, Technip SA and GE Oil & Gas. Shell took the top spot in multiple rankings for Rigzone’s Ideal Employer Survey, and its placement in the ‘Top 10 Companies in the Downstream’ category is no exception. The integrated energy company’s activities fall into four businesses: Upstream, Integrated Gas and New Energies, Downstream and Projects and Technology. The Downstream unit includes Shell’s Refining, Trading and Supply, Pipelines and Marketing and Chemicals activities. Shell’s interests in 23 refineries – located in Europe, Africa, the Americas, the Middle

East and Asia-Pacific – represent approximately 3.1 million barrels per day of refining capacity. Shell also engages in chemical manufacturing at 32 sites in the above regions. In 2015, Shell supplied more than 1,000 major customers with more than 17 million tones of petrochemicals. ExxonMobil is the largest publicly traded multinational oil and gas company in the world, and its reach in the downstream is extensive. In 2015, it boasted 4.4 million barrels per day (bpd) of throughput at 23 refineries in 14 countries in North America, Europe, the Mideast and Asia-Pacific. Its ExxonMobil Chemical business maintains manufacturing sites in 16 countries in the above regions as well as South America. ExxonMobil sold nearly 5.8 million bpd of petroleum products and 24.7 million tones of chemical products in 2015. Chevron’s business units include Upstream, Downstream

and Chemicals, Midstream and Development, Technology and Renewable Energy and Energy Efficiency. The Downstream and Chemicals unit encompasses refining, fuels and lubricants marketing and petrochemicals and additives manufacturing and marketing. In 2015, it processed 1.7 million barrels per day (bpd) of crude and on average sold 2.7 million bpd of refined products. Chevron owns interests in 10 refineries worldwide, with operations primarily in the United States, Singapore, Thailand, South Korea and South Africa. It manufactures petrochemicals via its 50-percent stake in Chevron Phillips Chemical Co. LLC as well as Chevron Oronite Co. LLC. Chevron’s Midstream and Development business operates globally, with hubs in Texas and California in the U.S., the U.K and Singapore.

AGGREKO TO POWER 2018 WINTER OLYMPICS

emporary power provider Aggreko has won a contract for the 2018 Winter Olympics in South Korea. The company, which supplies generators for events and large energy users, will provide temporary power for 18 competition venues and an international broadcast centre 10

for the games in Pyeongchang, in a contract worth an estimated USD 40 million. Aggreko will also be a sponsor for the games as part of the deal. Planned for February 2018, the Winter Olympics will comprise 15 winter sports in venues in Pyeongchang itself, as well as some in coastal city Gangneung.

Aggreko had earlier pulled out of a tender to supply generators to the Olympic Games in Rio de Janeiro in 2016, after not being awarded the first tranche of contracts. Aggreko provides power generation and temperature control solutions to customers who need them either very quickly, or for a short length of time. www.petroleumreview.ro

news

SCHLUMBERGER ACQUIRED PEAK WELL SYSTEMS

chlumberger announced the acquisition of Peak Well Systems (Peak), a leading specialist in the design and development of advanced downhole tools for flow control, well intervention and well integrity. The addition of Peak’s mechanical and remedial solutions for cased-hole well intervention strengthens the Schlumberger Production Services portfolio with a broader offering of mechanical services to its global customers. “In the past few years, Peak has developed a portfolio of flow control technologies that are recognized as some of the leading products in the industry largely due to their simplicity, performance, reliability and ease of retrievability,” said Hinda Gharbi, President, Wire line, Schlumberger. “Bringing Peak technologies into our existing Production Services portfolio will give us the opportu nity to offer our customers fully integrated well intervention solutions on electric line, mechanical slickline or digital slickline.” “Schlumberger’s acquisition of Peak is extremely positive news for both companies and for the industry in general. We have been working closely with Schlumberger on several collaborations and initiatives during the past year and what has become clearly apparent is our compatibility. This is a natural fit for both companies and one which will ultimately benefit our customers,” Nigel Avern (photo), Chief Executive Officer, Peak Well Systems, added. Peak Well Systems designs and manufactures advanced downhole tools that isolate, extend well life, restore well integrity and enhance well performance with SIM retrievable bridge plugs and disruptive

technologies such as the SIM ULTRA plug, which is a high performance retrievable bridge plug capable of providing HPHT and gas tight (ISO 14310:2008 – Grade V0) zonal isolation, even in sour gas conditions. Existing Peak customers will continue to have access to the full range of Peak’s well intervention products, and will now benefit from a wider distribution network and world-class service delivery platform offered by Schlumberger, in all global markets. Schlumberger acquired Peak from growth equity investor Summit Partners and the company’s founders and management team. Schlumberger is the world's leading provider of technology for reservoir characterization, drilling, production, and processing to the oil and gas industry. Working in more than 85 countries and employing approximately 100,000 people who represent over 140 nationalities, Schlumberger supplies the industry's most comprehensive range of products and services, from exploration through production, and integrated poreto-pipeline solutions that optimize hydrocarbon recovery to deliver reservoir performance. 11

news

POWERING A NEW SILK ROAD PROJECT

he New Silk Road project will change the fate of the region and is actually the future of the world, says Malik Ayub Sumbal, Pakistani political analyst and editor-in-chief of Eurasia Media Network. “This is a world leading trade project which will change the fate of the countries that are to be transit points, as the duty taxes will be paid to the Central Asian, South Asian and South Caucasus countries and add money in their exchequer,” the expert mentioned. Ayub Sumbal stressed that the New Silk Road is actually a revival of the ancient Silk Road and in fact there are many projects which are its parts – land-to-land, land-to-sea and sea-to-land projects and roads. He noted that China has a dream to create

One Belt, One Road to transform the global trade. According to the expert, the New Silk Road project is very important in the current situation in Europe when the European Union is heading towards the worst disintegration in its history. “At this time Chinese products and trade could help boost the economy of European countries. After Brexit, the situation of Europe will change, there are more countries that will be on the path to leave the EU as the economy of Europe will be at crossroad. So, the Chinese support is inevitable at this level,” Ayub Sumbal underlined. The analyst believes that the South Caucasus route will be the main one from China to Europe, because the region has an advantageous geopolitical situation. He noted that

the New Silk Road will be beneficial for the South Caucasian countries and will help to promote trade and cultural links with other countries. Speaking about Azerbaijan’s role in the New Silk Road, Ayub Sumbal reminded that the country historically was a hub of the global trade. He noted that in the ancient times Azerbaijan was a gateway of trade between Asia and Europe, and Azerbaijani city of Barda was the global capital of trade. “Azerbaijan has a great potential of becoming an integral part of the Silk Road and a doorway to Europe,” the expert also mentioned. He noted that the Chinese and Azerbaijani leadership know this potential and there is strong communication in progress to give a pragmatic approach to the New Silk Road project.

ROXTEC SEALS DEAL ON USD 1.8 BLN NORTH SEA WIND FARM

oxtec has secured a major contract to deliver its innovative safety seal solutions to an ambitious USD 1.8 bln offshore wind farm project in the North Sea. Roxtec UK managing director Graham O’Hare said the firm will deliver cable transit systems which are a key safety component to safeguard workers, structures and equipment on a substation platform being created as part of the Dudgeon Offshore Wind farm. The deal will see a wide range of 12

sealing solutions used on the platform, which will sit 20 miles offshore near the seaside town of Cromer in North Norfolk. Graham O’Hare explained the cable sealing systems will meet the long-term lifecycle of the 402 MW wind farm whose turbines will provide power to 410,000 UK homes and which is set to be commissioned during 2017. “We have been chosen for this ambitious renewable energy project because we are industry leaders in sealing solutions for the renewables sector,” he

added. “We have been involved in cable sealing projects across more than 40 offshore wind farms in Europe.” Roxtec’s expert team has also been actively involved in the design of the platform seals, harnessing more than 15 years’ experience in offshore industries. “Our seals are designed to be flexible with easy maintenance access and spare capacity for upgrades. They are both easy to install and inspect. This proved another positive factor when it came to winning this contract. Our team is further providing training as part of the deal.” www.petroleumreview.ro

news

FMC TECHNOLOGIES AND TECHNIP MERGER COMPLETED

echnipFMC recently announced that it is operating as a unified, combined company following completion of the merger of FMC Technologies and Technip. The merger creates a global leader in oil and gas projects, technologies, systems, and services that will enhance the performance of the world’s energy industry. “Beyond today’s pressures on the oil and gas industry, hard-to-reach resources cannot be fully developed unless there is significant and sustainable improvement in project economics. Change is needed, now more than ever,”

Head Office Leobersdorf Austria Office Vienna Austria Office Riyadh Kingdom of Saudi Arabia

says a company’s press release. “This is a transformational day for TechnipFMC and our employees,” stated Thierry Pilenko, Executive Chairman of TechnipFMC. “As one company, we can make oil and gas projects more viable, driving value for our clients and shareholders. With an unmatched commitment to innovation and efficiency, TechnipFMC will advance the creation of cost-efficient solutions for years to come.” “With our merger complete, TechnipFMC is uniquely positioned to unlock possibilities for our clients to transform their project economics. We will do this by inspiring a culture of

challenging conventions and finding new and better ways of doing things. I am honoured to lead our combined team of talented employees and look forward to our future as TechnipFMC,” Doug Pferdehirt, Chief Executive Officer of TechnipFMC, added. Formed through the combination of two market leaders with complementary capabilities and technologies, the company builds on early involvement and integrated solutions to simplify field architectures and decision-making. TechnipFMC believes in innovation, smarter design, and seamless ways of working.

Office Ploies‚ ti Romania TECON Engineering SRL 16 Negru Voda Str. RO-100149 Ploiesti ‚ Tel.: + 40 (344) 401-333 Fax: + 40 (344) 401-334 romania@tecon.eu

www.tecon.eu 13

www.petroleumreview.ro

Losing investments, the biggest risk for Romania Romania Energy Center (ROEC) is Romania’s first independent English language energy studies think tank. ROEC connects three epistemic communities – academia, business and decision makers – and supply high quality in-depth studies, reports and analysis. According to Eugenia Guşilov, Director Romania Energy Center, an overview of the energy sector indicates major changes underway globally and a backlog of unfinished business domestically. “On the oil & gas side, Romania is caught between two unfavourable trends: onshore, it is a mature region (which means declining production), offshore – potential medium-to-high cost projects may not be favoured by the current price and oversupplied market. The energy strategy, a useful document in itself, is more descriptive than prescriptive and lacks strong policy signals as to what constitutes a priority.”

ach CV starts with a brief personal statement. What are the key data on Eugenia Guşilov’s business card? Eugenia Guşilov: I am an energy analyst, a beautiful profession which is still little understood and valued in Romania. There are economic and financial analysts or journalists specialized in economics (energy included) or political analysts, but the notion of an ‘energy analyst’ does not have very strong roots in Romania. It involves rigorous approach, high-level research abilities (be good at data mining), interdisciplinary knowledge (economy, law, statistics, etc.), constant reading, and most important - freedom of thought and ability to see what others don’t in order

to formulate recommendations/solutions, spot trends, forecast. The key data in my professional background are the US academic experience (I pursued a Master in International Affairs – International Energy Management and Policy – at Columbia University in New York during 2008-2010 on a Fulbright scholarship) and the entrepreneurial experience of establishing the think tank Romania Energy Center (ROEC) with everything that it entails from concept, transition from idea to reality and subsequent development of the project. Aside from these two milestones, my 3 year experience in research and analysis for the Romanian Diplomatic Institute (affiliated to the Romanian MFA), where I have worked

www.petroleumreview.ro

INTERVIEW WITH EUGENIA GUŞILOV Our goal as an organization is to conduct research at the highest academic standards, to produce original analysis, on difficult or ignored topics, by which to contribute to an informed public discussion and formulation of sustainable public policies that would result in economic development and more investment.

on area studies (economic and political developments in the former Soviet Union countries) – represents an important stage in my professional development. How was the idea of setting up an English language energy studies think tank in Romania born? What are the goals and role of the organization? Eugenia Guşilov: The idea was born in 2010, out of the realization that there was no such entity in Romania, being also a direct result of my contact with the American world where thinks tank are numerous, very active and have a consistent input in the formulation of public policies. In Romania, the project was met with a lot of scepticism and pessimism, while the work of winning public confidence was (and still is) an ongoing and long-term effort. As opposed to the US, in Europe the think tank sector is less developed. In Eastern Europe, entities with such a role appeared only after 1989, but did not call themselves ‘think tanks’, but ‘research institute’, ‘academic society’, or ‘research center’ instead. Only since 20092010 did we witness the establishment of entities in Romania which defined themselves explicitly as ‘think tanks’ and ROEC’s activity contributed significantly to the spread of this concept. In 6 years of existence we have shown what is the added value that a think tank can bring, but significant obstacles remain regarding the understanding of the role of such an organization. First, in order to qualify as a ‘think tank’ you need to engage in research and analysis, publish (the analytical production of a think tank consists of studies, reports, policy papers, briefs, opeds, etc.) and disseminate the results. If you do only research and analysis, you are not a think tank, but rather a research institute. A think tank is very active in disseminating the research results, has frequent contacts with the media, business and academic communities, and is present with points of view and positions on current affairs topics. A think tank does not conduct strict theoretical research, but focuses on current issues, supplies analysis relevant for here and now, offers key input that shapes public policy. Secondly, a think tank

is not an organizer of commercial events. Of course, think tank’s experts participate in academic/business events or can (co) organize roundtables, presentations, conferences, but this is a secondary activity, subordinated to the main one which is research and analysis. A third difficulty is the lack of a framework for cooperation between decision makers and specialized think tanks. In fact, this framework is yet to be built. There is no tradition or culture of working between authorities and think tanks in Romania, which makes the contacts sporadic and rare. I would say that we do however have a progress, in the sense that compared to a couple of years ago, we are no longer seen as an oddity, but there is still a long way to go until we can talk about a functional relationship. For instance, a ministry can organize a tender for a study, but cannot organize a Call for Proposals, (Cf P) to award a grant. Meaning that there exists a commercial framework (tenders for companies), but there is no framework for think tanks (such as a grant competition for writing a study on a topic of interest to the respective institution). An exception would be RoAid –Romania’s Cooperation Program for Development (managed by the MFA and UNDP) which has annual Cf Ps for civil society organizations for communication and advocacy projects. But Calls for Proposals for analytical material, calls where think tanks could submit proposals and compete in a transparent process, are extremely rare. In the US, government institutions (agencies, departments, embassies) frequently launch Cf P under conditions which allow the participation of project proposals from universities and think tanks, in Romania we either do not have this possibility at all, or (where it happens to exist) it is not a widespread practice, but rather an exception. As long as we do not have an official interaction format defined between think tanks and authorities, the contacts will be limited to individual communication, reading our analysis and/or attending our events, and that’s it. Our goal as an organization is to conduct research at the highest academic standards, to produce original analysis, on difficult or 17

ignored topics, by which to contribute to an informed public discussion and formulation of sustainable public policies that would result in economic development and more investment. Unfortunately, an independent think tank is seen as ‘exotic’ in Romania, but I think that, in time, we will overcome this perception and all relevant actors will come to appreciate the expertise and insight of such an organization. By writing in English, we ensure our ideas a global exposure, are fighting the image of a country considered home to academic cheating and imposture, basically we are the living proof of the fact that you can have analytical capacity in Romania which is comparable to what exists in Western countries, you can have new ideas originate and quality analysis made here. Currently, we have a great cooperation with business, academia, and civil society, and we are open to build a working relation with the decision makers. In order for that to happen, however, the authorities need to recognize the existence of solid expertise in the nongovernmental sector and be willing to access it.

In energy, Romania has many advantages, but does not always use them to the full extent. The problem is that of a modern, efficient and visionary management, meaning a serious approach, active diplomacy, timely decision making, work with qualified people, modernizing those institutions that manage key energy sectors.

What did last year, so rich in geopolitical events, mean for ROEC? What did last year mean for Romania in terms of energy? Eugenia Guşilov: Last year meant for ROEC the publication of two flagship Special Reports which represent the fruit of our partnership with NATO. The first, titled “Black Sea in Access Denial Age” ( Jan. 2016), the second “NATO Warsaw Summit and Beyond” (out in October) – both unique in terms of research effort, depth and novelty of analysis, and human resource involved, as well as geopolitical topics covered. Both can be read on our website and are an example of the highly diversified level of expertise held by ROEC, including on international affairs, military and regional security topics. As far as energy is concerned, a positive thing for Romania is the conclusion of work on the energy strategy document. But, as a state secretary in the Energy Ministry said in March 2016, “we would be naive to expect substantial changes during this mandate”, given that in 2016 we had a caretaker government which by definition means a limited mandate, without any spectacular 18

www.petroleumreview.ro

INTERVIEW WITH EUGENIA GUŞILOV measures. Consequently, many important decisions were postponed for 2017. During FOREN 2016, organized by Romanian National Committee of the World Energy Council (CNR-CME), it was stressed that Romania has a privileged status in the region, with a diversified energy mix, which if used rationally, will allow a safe and sustainable supply in the medium and long term. Moreover, given a proper approach to available resources, Romania can have a deciding role in the energy security of Central and Eastern Europe. What is the present situation and what prospects are there? To what extent does Romania use these benefits? Eugenia Guşilov: In energy, Romania has many advantages, but does not always use them to the full extent. The diagnostic analysis of the energy sector was covered in the 2014 strategy draft exercise as well as in the 2016 one, and is a useful reading in both cases. In the question you raised, the unknown part is ‘if used rationally’, therefore in our case the problem is that of a modern, efficient and visionary management, meaning a serious approach, active diplomacy, timely decision making, work with qualified people, modernizing those institutions that manage key energy sectors (such as NAMR). Having mineral resources is of little use, if poor management or decisions not taken block the activity in the sector, or worse, if through lack of professionalism or indecisiveness you keep potential investors in a perpetual limbo. Yes, Romania can have a role in supplying energy security to the region, but in order for that to happen it needs to exit institutional inertia, attract new and highly qualified people in the public sector, and send clear energy policy signals to business. Romania’s prospects depend on the ability of the state to trace clear future development directions, be a responsible partner to the private sector, understand the global, European and regional changes and respond adequately. In a world characterized by a rapid and continuous transition, we expect fast changes, in sync with global developments. How do you see the situation in Romania, compared with countries in the region? The Environment Ministry is set to issue its opinion on the national energy strategy in 6 months, after a year in which nothing actually happened, the Royalties Law and the NAMR 11th round are

delayed, so we’ve lost another year... Eugenia Guşilov: Oftentimes, Romania is in counter step with outside developments and/or things happen slow or very slow. Even if you have many advantages as a country, it doesn’t mean you have to become passive or expect things to get settled by themselves. In the times we are living, the speed of reaction is essential. If you’re not spot on, you can lose opportunities, if you don’t have a granular understanding of developments around you, your actions won’t be timely or there is the risk of taking a wrong decision. Herein is the difference that a think tank analysis (which is conducted in a different time horizon, not under the pressure of immediate decision-making, but has the due time necessary to study and monitor the market, actors, trends) can make in supplying critical insights and solutions to decision makers. Some of the unsolved issues mentioned are linked: you can’t organize the 11th round without updating the petroleum fiscal package (royalties law) first, because if you hold the tender before the new royalties law is passed, the current ones would apply, and then, why did we bother working on a new fiscal package at all? This is what a vicious circle looks like. Of course, everything is relative, and if you look at how our country fares compared to other countries in the region (with bigger problems or unlucky to be as geologically endowed as us), things don’t look that bad; on the contrary Romania can be the object of regional envy. However, if a country is serious about being a leader in the region, it has to be very active (both domestically and outside). You have to possess not only mineral resources, but know-how, will to take action, power of conviction (fitting arguments, supplied by research and analysis) with which to mobilize foreign partners, secure financing for infrastructure projects, convince neighbours to join your initiatives, etc. Maybe, for some, what I say sounds too critical, but I think Romania can do more and deserves better. Time waits for none, if we don’t move fast, others will, or events will happen or new technologies will appear which can close the window of opportunity or cancel the competitive advantage we currently have. How will a 5% growth, estimated by the new government for 2017, be possible under current conditions of reduced investment, according to a NBR analysis of early this year? Are there any positive signals to encourage 19

investments in the energy sector? Eugenia Guşilov: It is too early for a categorical statement in this regard, the new government just got sworn in, the new ministers have not yet fully assumed their roles, but indeed a 5% target is very ambitious. The European Commission fall forecast indicates a more moderate growth expectation for Romania: of 3.9% in 2017 and 3.6% in 2018. As far as the signals to encourage investments, the energy section in the 2017-2020 government program does not look bad, in fact it shows an understanding of the issues that the energy sector is facing. However, planning is one thing and implementation is another. Much will depend on the minister in charge and his team. Ultimately, what matters is what the government will actually do in its daily activity, on all the topics and subtopics on which investors have been expecting decisions for years. We are in need of clear and firm signals. Expectations are high, further delay is not an option. The biggest risk for Romania is loss of investment due to uncertainty and procrastination. NBR says that, in order to consolidate the economic situation, a balanced mix of macroeconomic policies is required, including progress of structural reforms. Energy policy decisions must be taken based on serious modelling and impact studies. Which, in your opinion, are the pluses and minuses of the current national energy strategy for 2016-2030? Eugenia Guşilov: I fully agree with the NBR point of view regarding modelling-based and impact studies-based decision making, this is our philosophy as well, the very reason why we exist as an organization. There has to be, however, a degree of awareness that in-depth studies cannot be made in a hurry, in the span of one week, that they require an appropriate timeframe. The quality of an analysis is directly influenced by the time available. When the time is too short, quality suffers. Few understand this aspect. Regarding the 2016 energy strategy, it is of course a useful exercise, as was the draft 20

from 2014, written during the mandate of minister Răzvan Nicolescu. It is regrettable however that every time we have a new minister, everything achieved under the previous one is thrown away and the effort starts anew. To the point, among the pluses of the 2016 document, I would say it is good that it was completed, that there was a wide (although not inclusive) expert consultation process, that work included scenarios and sensitivity analysis, and that it is based on quantitative modelling. Among the minuses I would mention the superficial treatment of a key topic – heating (especially, district heating, but also the situation in the countryside where 90% of households rely on firewood, a state of affairs labelled in the strategy as having to do ‘with tradition’...). The document looks more like an energy outlook and is too descriptive instead of offering a list of priority projects and an actionable roadmap. If you don’t have a priority list, how do we know that the attention of next governments will focus on the truly critical problems and won’t be wasted on non-essential/cosmetic issues? I think such a priority exercise would have been useful, so that no matter what party comes to power, it could choose its ‘to do’ topics in energy from a pre-established list of issues considered zero-priority, instead of promising to fix all the ills of the energy system at once. The time and effort of any government is limited, and the strategy could have delineated the red flag topics in order to help decision makers focus on what truly matters.

Romania can do more and deserves better. Time waits for none, if we don’t move fast, others will, or events will happen or new technologies will appear which can close the window of opportunity or cancel the competitive advantage we currently have.

The development of the internal energy market is influenced by the new interconnection projects in the region. Support for the Projects of Common Interest (PCI) is an important point on the European agenda. What are the most important consequences for Romania? Eugenia Guşilov: The interconnection projects in our region are late, but will create eventually an integrated market. Whether it wants it or not, Romania shall be part of the regional market, it cannot remain an energy island for much longer. A stronger Romanian www.petroleumreview.ro

INTERVIEW WITH EUGENIA GUŞILOV lobby at EU level would be needed to support the PCIs relevant for our country. It is not enough to just be on an eligible list, considerable additional efforts are needed for projects of interest to have higher chances of being selected for financing sooner rather than later. The PCI list is updated every 2 years. In the 2015 Cf Ps for Connecting Europe Facility (CEF), only one Romanian project was selected – the development of the national gas system, BRUA segment on Romanian territory (work stage 1) with up to 179,320,400 EUR of financial assistance. In the 2014 Cf Ps for CEF, another Transgaz project was selected – FEED studies for Corbu, Haţeg and Horia compressor stations (1,519,342 EUR). Both Transgaz projects are part of the Southern Gas Corridor.

In 2016 however, no Romanian project was selected (results of first call/2016, those for the second 2016 call are not yet known). The oil price drop, as well as the rich supply of oil and natural gas on the world market, has substantially reduced investments in E&P. At the same time, hydrocarbon production in Romania is on a downward trend. What should the incentives focus on? Eugenia Guşilov: The timing is bad; developments on the international market do not favour us. Romania is not insulated from what occurs globally. We are going through a period of oversupply, it is a buyer’s market and it could stay that way until 2025. BP

Energy Outlook 2017 (out on January 25) indicates a major shift in the global oil supply in favour of the holders of large scale and low cost resources (Middle East, US, Russia) which could crowd out the high cost producers. In such moments, the state has to show flexibility, you can’t increase the fiscal burden when the price is going down, but you can devise a sliding scale mechanism that would adjust taxes depending on the changes in price, ensuring that you don’t have a taxation system that is cut off from reality. For Romania, and for the EU, the introduction of the Black Sea reserves in the regional economy is of great importance. How do you see the developments in the Black Sea region? Eugenia Guşilov: The competition for market has increased, while demand has slowed down. We have a soft market (many sellers, high storage levels) which means higher cost resources risk of becoming ‘stranded’, and not reach the market too soon. That is, oil/gas fields with a lower production cost will be developed first. From statements made before 2014 by companies present in the Black Sea, we know that, in the Romanian sector, the production costs in the deep water segment are not particularly small, that the Black Sea presents a difficult environment, making the exploitation of deep water gas resources costlier. Therefore, there is a risk that the final investment decision (FID) will be taken only when commercial (above ground) conditions will be more attractive. On the other hand, until we do not have in place the new fiscal package for 22

the petroleum sector, I don’t think we shall see any FID on the part of the operators. No company will commit to develop offshore fields in conditions of uncertainty regarding fiscal provisions. Two very important factors (market price and new fiscal regime) will determine the economics (profitability) of Black Sea projects and the moment when they will be brought on stream. On the other hand, positive developments on the gas infrastructure front (on the Romanian segment of BRUA, on Tuzla-Podişor, the completion of the GiurgiuRuse gas interconnector last year) are good signs. Infrastructure = commitment. In the medium and long term, the Black Sea gas will reach consumers, but it could be a few years later than initially expected (2018-2019). What new projects and activities does ROEC have in mind for 2017? Eugenia Guşilov: 2016 was an excellent year for ROEC and we have very high expectations for 2017, a year in which ROEC will continue to work with companies looking to invest in Romania or those already present here on things such as legal monitoring, impact analysis, regulatory framework, risk and market analysis. We shall continue our ongoing partnerships with academia (ASE and Bucharest University) and shall conclude new ones. We have already identified new topics which we shall approach in a critical, yet balanced manner. As always, ROEC projects and events will be interactive, fill informational voids, and supply unusual perspectives. We start the new year with optimism. www.petroleumreview.ro

point of view

Back to the egg

US SHALE OIL VS. OPEC

by Victor Lupu

ccording to his promises during the election campaign, freshly inaugurated US President Donald Trump has announced that his administration will support the so-called oil and gas revolution, making the US independent from OPEC oil exporting countries. As noted by analysts, he is not the first one trying to achieve this goal. In the ‘70s it was Henry Kissinger who tried to do it, whereas former President George W. Bush had aimed to reduce oil imports from the Middle East. None of them succeeded. 24

As things look in early 2017, we’re heading back to the egg – i.e. to the ‘war’ between the US shale gas producers and the OPEC. In 2014 OPEC turned down the option to cut the output, the member countries trying to keep their market share and to drive the US shale oil producers away from the profitability range. It didn’t work out and the oil prices fell sharply by midyear to lead to a consistent crisis on the energy market worldwide and to large budget deficits for the oil exporting countries. The recent OPEC decision in late 2016 to cut the output, in the attempt to reduce oversupply and to increase world oil prices, seemed to work, for a change – the oil price surged in January above USD 55 per barrel. But this development had brought back to life the US shale oil producers have more economic base and motivation. Recent information show this is really what is happening. The US oil production is on the rise and the US Energy Information Administration (EIA) forecasts an increase of some 41,000 barrels per day in February, up to the level of 4,748 million barrels per day, adding that if the trend is maintained, the shale oil output might reach 500,000 million barrels per day by yearend. Overall, the US oil production, as forecasted by EIA, would reach 9 million barrels per day. It’s rather a small revolution that has taken place in January. The number of rigs drilling in the US increased by 35 in only one week, up to 694, confirming the largest increase in one week during the past five years. Since the low point registered at the end of May 2016, the number of rigs went up by 290, i.e. about 70%. Consequent to such evolutions the IEA warns that the shale oil is reviving and could most probably lead to another fall in worldwide oil prices. In addition to the above mentioned data, the IEA anticipates an increase www.petroleumreview.ro

point of view

of 170,000 barrels per day on average for 2017. To the already increasing pressure on oil price come some projects started years ago by Brazil and Canada, they would bring on the market some 415,000 barrels per day. According to IEA the OPEC cuts agreed upon late last year, a decrease of 900,000 barrels per day in January, up to 1.2 million barrels per day, would tighten the market during the first half of 2017. Nevertheless, the higher output of non-OPEC countries could lead to another price fall in the second part of the year, greater price volatility is set to return, the IEA says. As one analyst put it, the OPEC and non-OPEC oil exporting countries have helped the declining US shale gas sector get back to life. “Supply is a big factor right now and you have the US are really filling the gap that OPEC has left open,” a US analyst said. In this context, there is room for speculations and scenarios. Some say that a fast shale oil output increase would most likely lead to the end of the output cuts agreed upon by the OPEC and non-OPEC countries and turn back to the unsuccessful policy of keeping the market share by increasing their own output. The same analysts point to Saudi Arabia as the driver in this regard. “Few placed faith in any OPEC action as production from that side was rising strongly. Now however, the uncertainty around both of these factors has cleared to a large degree. American shale oil producers are alive and kicking ,” an important bank analyst said. And yet... The OPEC and non-OPEC countries do not seem too preoccupied by the recent developments. Saudi Oil Minister Khalid Al-Falih recently said, during the World Economic Forum in Davos, that the current prices varying around USD 50 per barrel are not enough to lead to a significant return of the US shale oil production, and that he expects the costs to go up over long-term for the US drillers. “As demand goes up, they would go to the more expensive, more difficult, less prolific areas of the shale and I think they will find that they need higher prices,” Al-Falih said. In an interview for CNN the Saudi minister said “I don’t lose sleep that shale is going to come and overwhelm us. I don’t think it will.” Kuwaiti Oil Minister Essam Al-Marzouk expressed a similar opinion, following the meeting of the Joint Ministerial Monitoring Committee (JMMC). The minister said the possible expansion of shale oil production is not a threat to the global oil market, as demand is expected to equal supply over 2017. “As prices grow, we expect production to grow alongside them,” AlMarzouk said. “We are not worried about the potential rise in shale oil output, as we believe the global demand will consume

any excessive volume.” The other oil exporting countries are rather relaxed as well. Algerian Energy Minister Noureddine Boutarfa underlined that “OPEC and other producers are due to reach the 1.8 million-barrel-a-day reduction target next month,” according to the deal. His opinion is shared by the Kuwaiti Oil Minister, who claimed the nations are likely to comply with the deal and the curbs will bring global crude oil markets into balance this year. In his turn, former Russian Energy Minister Igor Yusufov has recently dismissed concerns that the US shale oil companies could try to use the output cuts by Russia and by the Middle East oil exporters to take over part of their market share. Fereydoun Barkeshli, President of Vienna Energy Research Group, former General Manager of the National Iranian Oil Company (NIOC), explained the decision made by OPEC. “OPEC’ decision was intended to force non-OPEC countries to cooperate with the organization’s pricing policies that proved to be relatively successful, to send a powerful message to US shale oil and gas producers. (...) The organization has already thrown some 2.5 million barrels a day of shale oil out of market. This volume of crude from shale cracking cannot be immediately returned to the market, because of complicated cracking production structure,” Barkeshli said. He also predicted that the OPEC ministers would call on the US shale oil producers to join in and voice support for the organisation’s policy aiming at market stability. On the other hand there is uncertainty regarding the coming US policy with Tehran and there is talk about a possible reinstating of the sanctions lifted one year ago. Would Iran be ousted again from the world oil market? With what consequences? The first tensions have been stirred by President Trump’s decision regarding immigration and banning citizens coming from several countries from entering the US. Tehran has made a similar decision for US citizens. Meanwhile, Iran’s energy exports are increasing, the crude oil and gas condensate exports are expected to reach 2.2 million barrels per day in February, following a level of 2 million barrels per day in January. The post-sanctions peak was reached in September – 2.6 million barrels per day. So, the world is going back to the uncertainties, to the ‘war’ between traditional oil exporters and the US emerging shale oil producers. It is an energy consuming battle with unknown winners, if some winners are expected. For the time being, during the oil crisis, many would say all parties lost, in one way or another. Some had to close down exploitations, others have put on hold investments or had to rethink their domestic policies as the budget deficits climbed. 25

point of view

Romania and the Network Codes for the European Gas Transmission System

by Lavinia-Petronela TÄ&#x192;nase, LLM Oil and Gas Law with Professional Skills University of Aberdeen 26

he overarching goal of the European Third Energy Package and Regulation 715/2009 is the creation of an integrated Internal Energy Market (IEM), implicitly one in natural gas, in order to ensure security of energy supply, to promote competitive energy prices and higher standards of service. A well-functioning, non-discriminatory internal market in gas may be achieved if the conditions for accessing the gas transmission network throughout the EU are harmonised at an EUwide level, guaranteeing an effective management of the gas flows. www.petroleumreview.ro

point of view

Therefore, in order to secure the fluidity of the cross-border gas transactions, to balance and regulate the cross-border gas transmission network, the European Union has initiated the adoption of strict rules which determine who can use the network, under which conditions, how much capacity can be allocated, to whom, how to solve the congestion problems, how to harness effective and efficient communication between TSOs, how is the transmission activity priced. These rules are known by the name of â&#x20AC;&#x2DC;Network Codesâ&#x20AC;&#x2122; (NCs). According to Article 6(1) of EU Regulation 715/2009, the areas in which the NCs are issued are a component part of an Annual Priority List, issued by the European Commission (EC). Upon that list, the Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) drafts Framework Guidelines which contain the general principles of the future NC. Then, the document is sent to the European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSOG). ENTSOG will come up with the original text of the NC and will send text to ACER, for its opinion. After issuing the opinion, ACER forwards the document to the EC, recommending adoption (or not) in the Comitology procedure, with the approval of the Council of the EU and of the European Parliament. The NCs currently in place throughout the EU are the following: Gas Balancing of the Transmission Networks (BAL NC); Capacity Allocation Mechanism (CAM NC); Congestion Management Procedures Guidelines (CMP GL); Interoperability and Data Exchange (IO&DE NC). In the near future, the NC on Harmonised Transmission Tariffs Structures for Gas (Tariffs NC) will enter into force this year.

IMPORTANCE OF THE NETWORK CODES The Balancing rules have been designed to uphold the creation of a short-term wholesale gas market by trading cross-border gas in an interactive, swift and easy manner on a so-called Trading and/or Balancing Platform. In addition, these rules envisage the financial incentivising of the network users, to balance their daily imbalanced positions via cost-reflective charges. EU MS were grouped into 3 implementation clusters, according to their implementation date: 2015, 2016 and 2019. Specifically, the 2015 cluster (such as, UK, France, Denmark) successfully enabled the short-term market, while the 2016 cluster (such as, Italy, Spain, Portugal) are making valid progress towards it. On the other hand, the 2019 implementation cluster (such as, Romania, Greece, Bulgaria) has made little progress. CAM aims at ensuring equal and transparent access to all network users to the gas infrastructure, by laying down rules regarding the cross-border capacity allocation in the day-ahead and within day market, whereas Congestion Management Procedures, applied at Interconnection Points (IPs), envisage finding a solution for the contractual congestion the TSOs are faced with, by bringing unused capacity back to the market to be reallocated in the course of the regular allocation process. The NC on CAM was applicable as of November 1st 2015, whereas the CMP Guidelines came into force on August 24th 2012. On the other hand, the technical aspects, such as rules for flow control, gas quality and odourisation or the common data exchange standard used by NUs and TSOs are dealt with in the Interoperability and Data Exchange Network Code. The Code entered into force on May 1st 2016. Tariffs NC establishes the requirements for publishing the

TRANSPORT WITHOUT LIMITS

Services Road Transport Offshore Containers & Baskets Rigmoves Storage & Handling Projects Resources

www.lubbers.net ploiesti@lubbers.net

T +40 0244 408 040 27 408 049 F +40 0244

point of view

information related to the method in which the revenues of the TSOs, for performing gas transmission/nontransmission activities, are calculated. The entry into force of this NC spans from April 2017 until 2023. The implementation of the NC will be done in various stages. Due to the fact that the Network Codes are adopted through EU Regulations, the provisions become part of the national law, automatically. Hence, the EU MS must apply them and comply with their provisions. Nonetheless, upon Article 8(7) of Regulation 715/2009, the adoption of these European-wide NCs ‘shall not prejudice, under any condition, the Member States’ right to create their own NCs which do not affect cross-border trade’. The EU scenery in what concerns BAL, CAM and CMP NCs’ implementation is a bit diverse. While Western Europe seems to be more proactively engaged in the transformation of their national systems and aligning them towards the creation of a sustainable IEM, Eastern Europe is lagging behind. More specifically, the Romanian NCs’ implementation design reveals the following: For Balancing: Romania is part of the 2019 implementation cluster. This means that until 2019, Romania has chosen to use Interim Measures, to ensure o smooth transition to a balanced transmission network. Basically, nowadays, Romania does not have a Virtual Trading Point in place, which is one of the most fundamental enablers of the shortterm wholesale market. Specifically, in order for the short-term wholesale market to function, the gas transfer between two users shall be made through trade notifications, submitted to the TSO, in respect of that gas day. According to ACER’s Implementation Monitoring Report (published in October 2016), there is no evidence towards the use of trade notifications 28

within-day, containing the date and quantity of gas expressed in kW/h. Romania, along with other 2019 clusters (Bulgaria or Greece) should work towards the introduction of a proper Trading/Balancing platform, in order to avoid future infringement procedures initiated by the EC, which could be thoroughly substantiated by the slow progress of the TSO in stimulating the market. In what concerns CAM: Romania estimates to fully apply the CAM auctions starting with January 1st 2017, for all the IPs sides situated on Romanian territory. And, finally, when it comes to CMP, Romania has been identified to be affected by ‘contractual congestion’ at its IP with Bulgaria. According to article 2(21) of Regulation EU 715/2009, contractual congestion is defined as the situation in which the level of firm capacity (gas transmission capacity contractually guaranteed as uninterruptible by the TSO) demand exceeds the technical capacity of the network. It is important to highlight the difference between contractual and physical congestion, which represents the situation where the level of demand for energy exceeds the technical capacity of the pipeline, at a specific point in time, according to Article 2(23) of Regulation 715/2009. While physical congestion could be solved by actual infrastructure investments or flow commitments among TSOs, the contractual congestion, including at the Romanian-Bulgarian IP, could be solved by positively implementing one of the four congestion management procedures, dealt with in Article 2.2 of CMP Guidelines: Over-Subscription and Buy Back (OSBB), Firm DayAhead Use-it-or-lose it (FDA UIOLI), Long term use-it-or-lose-it (LT UIOLI) and surrender of contracted capacity. The application of each of these mechanisms is determined by specific rules laid out in Commission Decision of 24 August 2012 on amending Annex I to Regulation (EC)

no 715/2009. However, the most common ones are OSBB and FDA UIOLI. The latter should have been applied to the congested IPs by July 1st 2016. Up to now, there is no record of LT UIOLI being used in order to tackle congestion. CONCLUSIONS

The role of the NCs is fundamental when it comes to the establishment of the IEM and regulation of cross-border gas transmission and trade. Each NC is very technical and targets a certain area of the transmission network, in order to ascertain unhampered gas flows throughout the EU gas market. Some Member States are more advanced in the implementation of the NCs than others. Unfortunately, Romania lags behind in the implementation of almost all NCs, either due to the lack of resources or necessary infrastructure. However, its willingness to cooperate with other members of the South East Gas Regional Initiative on a voluntary basis shows interest into developing a future liquid and open gas market, which could be easily integrated and relied upon into the Internal Energy Market. Note: For the purposes of this written piece, according to Article 2(1) of Regulation (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the natural gas transmission networks (Regulation 715/2009), ‘transmission’ represents the transportation of natural gas through a network, usually high pressure pipelines, other than an upstream pipeline or a gas distribution pipeline. Transmission System Operator (TSO) represents the company which ensures gas transportation through a fixed network, whereas the Network User (NU) might be a company with a diverse portfolio, such as a shipper, a trader, a company aspiring to obtain access to the gas transmission network. In Romania, the gas TSO is Transgaz. www.petroleumreview.ro

oil & gas

HISTORICAL RECORDS

Gazprom’s light continues to shine throughout 2017

ew Year’s Eve is a time of joy and happy recollections of the year that has just wrapped up. Everyone should just enjoy this period and promise to themselves that the year to come will bring even more in terms of self improvement and satisfaction. And, as surprising as it may seem, this also applies to CEOs. The only difference is that while the average Joe just commemorates the ending of another year by summing up his life experiences and boosting his expectations, some people have it harder at the end of the year. On a personal level it may be the same exact feeling, but when you are part of an industry that spans across the entire planet, the perspective changes radically. Not to mention that this wasn’t exactly the beast year to be an oilman. A lot of people just gave up, they threw the towel and that was it. But it was harder still for the people that did not walk away. These people had to stick it out and face the music when the end of the year reports finally hit their desks. What if the bottom line shows that you did well? Do you pat yourself on the back and call it a day? Or you march forward and keep fighting the good fight? Alexey Miller, CEO of Gazprom, was called upon to give a speech regarding exactly this type of situation. Let’s see if he and Gazprom made the cut. Not surprisingly, 2016 was a good year for Gazprom. Keeping in mind the challenges that the community 30

Gazprom's Annual Meeting had to face, the Russian giant kept its head high and proudly announced that they have met every single goal they had seat for the year. And they even beat some personal records. We are not speaking about numbers, we’re speaking about facts. And fact of the matter is that Gazprom has improved the reliability, sustainability and safety of gas supplies to consumers in Russia and beyond. The group is now in charge of the supply for the autumn and winter periods in Belarus, Armenia and Kyrgyzstan, not only Russia, where their USG facilities already reached an all time high of 72.1 billion cubic metres of gas. So the www.petroleumreview.ro

oil & gas

Europe can rest assured seeing as Gazprom’s gas supplies reached 614.5 million cubic metres per day, an amount never seen before in the region. Germany stands out as one of the biggest customers, with deliveries expected to be close to 50 billion cubic metres this year. Alexey Miller

seasonal peak loads will not represent an issue, seeing as their production was ramped up to over 419 billion cubic metres. Europe can rest assured seeing as Gazprom’s gas supplies reached 614.5 million cubic metres per day, an amount never seen before in the region. Germany stands out as one of the biggest customers, with deliveries expected to be close to 50 billion cubic metres this year. In terms of successful projects we could mention the Eastern Gas Program, highlighting Power of Siberia, their most dauntless enterprise, totalling 445 kilometres of the gas pipeline’s linear section. The ongoing program also includes the Chayandinskoye,

Kirinskoye, Yuzhno-Kirinskoye, Kshukskoye and NizhneKvakchikskoye fields. Another decisive project is the Amur gas processing plant that upon completion will feature a gas capacity of 42 billion cubic metres, the highest in Russia. Things are going north regarding the resource base, with a new gas production centre and new oil province in Yamal and production capacities at Bovanenkovskoye up to 264 million cubic metres of gas per day. The Arctic Gate oil loading terminal adds another entry to the list of accomplishments, this one being brought to reality by Gazprom Neft, the most efficient gas company in Russia, with an increase of 8% in hydrocarbon output. The northern corridor is being steadily built and will feature the enviable gas trunklines: Bovanenkovo – Ukhta 2 and Ukhta – Torzhok 2. The first of the two most advanced trunklines is almost completed and this means that 2017 will see a new powerful gas transmission corridor on Russia’s gas scheme. By strengthening the Unified Gas Supply System, the capacities for gas deliveries through the Nord Stream 2 offshore gas pipeline will also increase. This project is right on track and will be brought online by late 2019 with an estimated total of 110 billion cubic metres of gas per year to be supplied across the Baltic Sea by the Nord Stream and Nord Stream 2. Seeing as all the main tendering procedures have been completed in 2016 for Nord stream 2, the European market can also look forward to the TurkStream, the other project that has all the necessary approvals and permits and a start date for pipe-laying in the Black Sea for the second half of 2017. The linear part and the compressor stations have been completed and thus Russia is ready to start delivering gas via the TurkStream. Another important business segment for the company was the power industry with two new modern power units brought on stream in Troitsk SDPP and Novocherkassk SDPP with a combined capacity of approximately 1 GW. The national Gasification Program was not neglected, producing roughly 170 gas pipelines and providing gas for about 3,800 population centres. Since the Russian President gave the order, the program has amounted to more than 29,000 kilometres of gas pipeline. Russia’s gas penetration for 2016 has exceeded 66.5% with two thirds of the country’s consumers receiving pipeline gas. A 1.6 fold increase was observed in providing gas to rural areas, proving once again that people are the main beneficiaries of these advancements. It seems that this has been a good year for Gazprom and they will continue their successful run. If they beat the crisis, then so can everybody else. Just keep at it and hope for the best. After all, the year is just beginning.

by Vlad Iancu 31

CONNECTING ROMANIA AND BULGARIA

Project: Construction of a main and back-up gas pipeline Dn 500 mm of the Danube crossing (including the Danube undercrossing) to interconnect the gas transmission systems of Romania and Bulgaria Client: BULGARTRANSGAZ EAD and SNTGN TRANSGAZ SA Contractor: HABAU PPS PIPELINE SYSTEMS SRL (together with INSPET SA) Construction period: April 2016 â&#x20AC;&#x201C; November 2016

www.petroleumreview.ro

oil & gas

ome years ago, the Bulgarian and Romanian governments applied with the EU for co-financing to upgrade the existing cross-border gas supply network. The corresponding tender focused on the installation of three pipelines below the River Danube between Comasca in Giurgiu County (Romania) and Marten in Ruse County (Bulgaria). These works were aimed at replacing the existing culverts, which were installed by means of open cut method more than 60 years ago, which could only be operated with the low pressure due to their present poor condition. An EPC contract was set-up to cover the requirement for three horizontal drillings each 2100 m in length, whereby one DN 150 = 6â&#x20AC;? cable protection pipe and two DN 500 = 20â&#x20AC;? gas pipes had to be installed, including all secondary work. It needs to be noted that the project had to be completed by Christmas 2016, as otherwise EU co-financing would no longer be available. The bidding consortium HABAU PPS Romania and INSPET SA won the contract for the execution and completion of those work, preparing a complex technical offer which involved a drilling concept that covered various foreseeable scenarios and risks. The main assumptions were that the soil was heavily disturbed on the first 120 m along the drilling alignment and that mud losses could be expected on the remaining drilling section. Accordingly, it was proposed to install casing pipes along these first 120 m of the drill alignment and to have a concept for the rest of the drilling, which took into account significant or even total mud losses. The drilling concept also provided just one drill rig for the execution of drilling

operations from the Bulgarian side. After an intensive phase of engineering and planning development for the drilling operations and several coordination

meetings with the Client, the predrilling works began in June. This included the installation of 120 m long casings for the start section of both bore holes. With the drill entry

oil & gas

points some 15 m above the river level and the ground level dropping relatively quickly, these casing pipes had the added benefit of providing a safeguard against mud breakouts to surface. At the same time, a soil investigation campaign took place, covering the entire drill line for both river crossings. This provided 10 core drillings to depths of up to 100 m which became the basis for the development of a comprehensive ground model defining the distribution and juxtaposition of the varying soil types along the route. The results were far from ideal with the river crossings being located at a point where geological conditions were highly unfavourable. Nonetheless, with the connector stations on the Bulgarian and Romanian sides of the Danube already built there was no option to change the crossing point. The ground on the Bulgarian side was interspersed with localised zones of heavy tectonic disturbance. The rest of the drill line did not prove to be much better, except that the frequency of the disturbed zones reduced from five disturbed zones in the first 200 m to ten further disturbed zones over the remaining 1,900 m. Otherwise, it was clear that more or less fractured limestone with uniaxial compressive strengths of between 30 and 160 MPa (the strength of porcelain) had to be passed through. As expected, the casing pipe installation worked well and both casing pipes were completed within five weeks and was followed by the mobilisation of the HDD equipment. On 2nd July 2016, drilling operations began. Soon, the first disturbed zone was encountered and it came as no surprise when total mud losses occurred immediately. What was a surprise, even to the geotechnical consultants on site, was the speed with which the drilling 34

www.petroleumreview.ro

oil & gas

fluid ran away. This left the drill crew with the impression of having encountered a â&#x20AC;&#x2DC;black holeâ&#x20AC;&#x2122; that had swallowed more than 60 mÂł of drilling fluid within a few seconds! The next month was characterized by cementations, which filled and sealed these disturbed loss zones. Cementing equipment and technology originating from the oil field was used on site. In addition, new cement slurry mixes were developed on the construction site, which allowed an even more efficient process for sealing each of these loss zones. In parallel, pilot drilling operations continued. The frequency of the cementations confirmed the aforementioned, generally negative, findings of the soil investigation campaign. Despite the fact that large volumes of sealing and filling material were pumped downhole, the extremely high frequency of fractures in conjunction with high groundwater flow rates probably explains the rapid removal of the sealing and filling material and the frequency of stops for cementation which came as a surprise to all the involved parties. This led to an undesirable delay in the construction period. As a result, discussions soon started to consider how to minimise the delays and what could potentially be done to finish the project before the winter break. At the end of July, 40% of the first pilot drill was complete but had already taken 115% of the allotted construction time for that operation. These discussions continued with inputs from all parties. The Client and construction companies stood with their backs to the wall as a construction time analysis made clear that, if everything went well, only the first crossing would just be completed by Christmas 2016. This would have put the EU co-financing at risk. Eventually, Habau PPS and Client decided that drilling works were to 35

oil & gas

continue and with full mud losses where necessary. With this being the case, some additional specialist equipment and personnel was mobilised. It was also decided that so as to ensure that the end date could be kept drilling was to continue on a multi shift basis (24 hours, 7-day week). Consequently, the first pilot drilling was completed on 27th August at 23:28 hrs. This was a great relief for all parties with extremely high forces: torque > 80 KNm and push forces > 900 KN required to finish the pilot borehole. Subsequently, the enlargement of the borehole began. However, this had to stop quickly as torque forces acting on the drill string were permanently in the overload range > 90 kNm on the first 10 drill rods (from 215). In addition, the borehole was checked with a specially designed drilling tool. That tool aimed to reduce the forces on the drill string. After the successful check trip with that tool the borehole could be enlarged. The reaming of a long borehole through rock is a stern challenge as the drill string is a 2100 m long drive shaft for the hole-opener. The handling of the drill tool by the operators was a difficult task as the drill string, over such lengths, tends to twist several times before the drilling tool, a hole-opener, begins to work on the bottom of the borehole. At the same time, in the case of rock drilling, an added risk is that such tools occasionally jam temporarily (for some seconds, before the rock breaks away) â&#x20AC;&#x201C; which leads to an even more uneven performance. Risks relating to this include the breaking of drill pipes or the loosening of threaded connections, which then leads to time-consuming rescue or recovery works. While the drill string was undamaged a situation arose whereby the drill string in the borehole unscrewed due to the aforementioned 36

www.petroleumreview.ro

oil & gas

‘slip-stick effect’. Fortunately, it proved possible to immediately reconnect the drill string due to the prudent and farsighted action of the driller. Following this incident, the drill string was again torqued up and then the reaming operations could be successfully completed. The reaming was followed by a check-trip and another run through the bore hole with a dummy. The dummy-run was to prove that the anti-corrosion coating system could resist the forces which would act on that product during pullback. The first product pipe was successfully pulled in consultation and upon request of the beneficiary. A subsequent intensive measurement showed no damage to the insulation system, which was met with great relief. With the background of winter working conditions, for the 2nd pipe Habau PPS adapted new drilling concept, whereby major parameters are shown hereafter: • The use of a new, modified drilling assembly and drilling programme; • Reduction of the length of sections of the bore hole where cementation operations shall take place in case of mud losses; • Performing a meeting in the middle and to accept the unavoidability of mud losses should they materialise; • Starting drilling operations as soon as possible on a multiple 24/7 shift basis. The first pullback was followed by an exhilarating pipe fest and the moving of the drill rig and the preparation, in parallel, of the additional drilling rig on the Romanian construction site near Comasca. Then the pilot drilling on the second crossing could begin. This was to a great extent free of problems on the Romanian side,

until at approx. 1,400 m drilling distance the pilot drilling operations were stopped, in order to wait for the ‘pilot’ coming from Bulgaria. Pilot drilling operations, starting in Bulgaria progressed also better than anticipated. Just one cementation (compared to > 8 on HDD1) was required. One unexpected challenge was encountered when the drill string was strongly deflected at approximately 400 m distance. The formations encountered at that position were unfavourably aligned with respect to the drill alignment, were locally very karstic and showed frequent changes in hardness (soft rock – hard rock = rock lasagne). This required a timeconsuming correction of the drill line but after several days the procedure was complete and the meeting (= intersect) could proceed. To effect the intersect, the Bulgarian pilot passed the Romanian pilot and with the support of specialised borehole surveying tools, the distance between the two steering probes inside the pilot drill assemblies could be determined. Based on this, bore path correction parameters were evaluated and calculated and the pilot drilling could be continued. This process was repeated several times until finally the Bulgarian pilot entered the borehole of the Romanian pilot. This was carried out within the limits of the pre-determined elastic bending radii of the product pipe for the load case ‘test- pressure’. Afterwards, the Romanian pilot was quickly tripped out and the Bulgarian pilot was pushed forwards. This worked very well although 80 m before the exit point the Bulgarian pilot drill assembly drifted out of the bore hole in locally occurring soft soils. However, this happened in jettable, soft soils and the rock drilling assembly on the end of the Bulgarian pilot string was used with success in drilling to the Romanian exit point. That ‘Plan B operation’ was

not planned but helped in achieving and accessing the target exit-point in Romania. After the successful completion of the pilot drilling, the bore hole was enlarged. With the experience gained on the first drill, the objective was to avoid the occurrence of high torques on the drill string. To achieve this goal, the drilling rig on the Romanian site was modified. This resulted in both drill rigs being able to rotate and pull the drill string in the borehole simultaneously. In this manner, the torque on the drill string was reduced from 90 - 100 kNm (HDD 1) to 10 65 kNm (HDD 2). This enabled progress during the reaming of the borehole at a much improved rate with these works taking 10 days to complete, much closer to the original programme. Despite the loss zones encountered during pilot drilling, a special drilling fluid configuration and conditioning enabled mud return flow to be maintained for almost 1,800 m of the hole. After the borehole was reamed, a check-trip was carried out. This was done to ensure that the bore hole was free from obstacles. The check-trip was also used to confirm the forces acting on the drill string during pilot drilling and reaming. These forces were compared with the values of the first crossing, too. The good quality of the bore hole could be confirmed with the check-trip and the pullback could then be carried out with great success with completion within 18½ hours with this final drilling operation complete on 4th November at 17:38 hrs local time, well before the beginning of the winter and to the great pleasure of the Client. By conducting the works to a successful end, Habau PPS is now part of the most important project of its kind, conducted in Europe in the last 5 years and gained the experience to be part of the future similar projects. 37

oil & gas

ccording to the new Energy Minister Toma Petcu, the national energy strategy on the development framework for 2016-2030, is to be completed in order to include, as priorities, the decrease by 40% of the emissions of greenhouse gases as compared to 1990, the share of renewable energy to reach 27% of the energy demand, energy efficiency to reach at least 27% as compared to the status quo scenario and the interconnection degree of the power systems to increase to 15%.

Over medium and long term, until 2035 and subsequently, the adaptation of the energy mix is envisaged, giving priority to renewable energy, coal and clean gas, hydrogen combustion and nuclear energy, the Energy Minister said during the hearings by the parliamentary committees for his investiture. This transition requires the redrawing of Romania’s energy policy, a new strategic approach and the redefining of some priorities, focus is to be laid on research - innovation and support, on promoting new technologies

regarding energy storage, smart networks or on energy efficiency of the entire system. STRATEGIC OBJECTIVE

Romania has an obsolete energy system, polluting and inefficient. “Out of 100 units of energy for raw materials, only 15% reach the end consumer. This disadvantage must be turned into an opportunity, into a strategic goal: streamlining the energy system with direct and immediate impact on lowering energy prices and on improving the citizens’ life quality

GOVERNING PROGRAMME 2017-2020

PRIORITIES IN THE ENERGY SECTOR Romania’s current development phase requires the development of the highly qualified human capital and investment in research, innovation and development, so that, in every industry, the efficiency of processes and the development of high quality products is ensured, turning Romania into a hub of competitiveness in the area - the Grindeanu cabinet Governing Programme for 2017-2020 reads. 38

www.petroleumreview.ro

oil & gas

and in the region, the document reads. Also, local authorities will have to become a key player in the energy sector’s transition process and for redesigning the energy policies at national and local level. FOCUS ON DISCOVERING NEW RESERVES

by improving the environmental quality. The solution to the new technological and systemic challenges is a new technological revolution, i.e. a new digital revolution,” the government programme reads in regard to the energy sector. ENSURING ENERGY SECURITY AND EFFICIENCY

The governing programme envisages the monitoring of the contracts negotiation procedures and ensuring transparent procedures, review of the tax legislation in the field of oil and gas, but also the strengthening of the power and independence of the specific control and regulation authorities, as well as avoiding situations of monopoly. The Romanian energy system must be integrated at continental level, based on competition, on optimum use of resources and supported by an autonomous, independent, transparent and effective regulatory system both for the energy markets and for operators and consumers. In order to ensure energy security and efficiency, the energy system must advance simultaneously on the following directions: • Maintain an energy mix by diversifying the sources and technologies for energy production, promoting renewable energy and conversion technologies for electricity, heating and cooling with low-

• •

•

carbon emissions; The decarbonisation of the transport system by switching to alternative fuels; Energy market liberalization and interconnection of energy networks, with ‘smart’ and communication networks for a complementary and interactive network of services; Elimination (minimization) of dependence between economic development and environmental degradation by providing clean, secure and affordable energy; Policies to increase energy efficiency and promoting low emission carbon technologies, combined with a stable market for carbon emissions may determine the direction and the behaviour change.

BUILDING NEW POWER UNITS

Also for ensuring the national energy security, the governing programme 2017-2020 reads that the electricity transmission and distribution network is a social safety net, representing the foundation for the progress of society. In the coming years, the building of new coal power units using the latest clean technologies and having high efficiency will be part of the answer to the increased electricity consumption. The new nuclear capacities or the new hydropower capacities will play a key role in the decarbonisation of the electricity production in Romania

The exploitation of probable and possible reserves can be achieved, according to the document, through targeted investments to develop the exploration and exploitation of oil and gas resources of Romania. “Over medium term, the discovery of new reserves is conditioned by completing the projects for deep onshore blocks (below 3,000 m), with complicated geology and for offshore blocks in the Black Sea, particularly in deep water (below 1,000 m). The works, to be carried out over short and medium term, can support production in order to avoid the depletion of resources,” reads the cited document. REVITALIZATION OF COAL PRODUCTION

Coal will remain an important component of the mix of energy raw materials in Romania. Over medium term, production of pit coal should be maintained to ensure the operation of a new energy group at the Mintia thermal plant and a group at the Paroşeni thermal plant to produce electricity and thermal energy for the urban heating systems in Deva and in the Jiu Valley (Petroşani, Lupeni, Vulcan, etc.). At Mintia thermal plant, over the next 10 years, a project for an energy group (200 MW or 500 MW) can be implemented, with high efficiency (43-45% yield, supercritical or ultra supercritical parameters), to replace the two existing groups, i.e. an energy group of 150-200 MW fluid bed or supercritical parameters, at Paroşeni, equipped with the appropriate environmental installations. The indigenous lignite 39

oil & gas

remains an important energy source in the mix of energy resources, on which further production capacities of electricity with high efficiency should be preserved and developed. STRENGTHENING THE NUCLEAR ENERGY PRODUCTION

Nuclear energy will be a pillar of security in electricity production and in cutting CO2 emissions. The CANDU 6 units can have their economic life doubled, up to 60 years, by overhauls and retubing each reactor after 30 years of use. It is envisaged the maintaining of employment and professional expertise on a full nuclear cycle by increasing the share of nuclear energy in the national energy mix. In order to have a higher capitalization of the uranium reserves, it is necessary to ensure competitive market conditions in uranium exploitation (new mining quarries, improving the refining technologies). It also aims at attracting investors for the completion of units 3 and 4, respectively the retubing of units 1 and 2. INCREASING THE HYDROPOWER POTENTIAL

Achieving the programme for improving the hydropower potential will ensure higher volumes of electricity from renewable sources (including hydropower capacity of over 10 MW) by up to 43% in 2020, a value that will stabilize at about 42% of the hydropower potential. For 2017-2035, the hydropower sector can contribute with an installed capacity of about 6,500 MW in the national power system. According to Hidroelectrica’s strategy, the hydropower potential should reach 59% in 2020, respectively 67% in 2035. The completing of the ongoing investments in hydropower conducted by Hidroelectrica is necessary in order to support the 40

THE USE OF COAL AND THE DISCOVERY OF NEW OIL AND GAS RESERVES REMAIN PRIORITIES

national programme to reduce greenhouse emissions and to supplement the reserves of power for the system’s technological services. Completing the pumping hydroelectric project at Tarniţa Lăpuşteşti (1,000 MW) and other hydroelectric plants can help ensure the power reserve. NATIONAL INVESTMENT PROGRAMMES

Another important component of the future governing programme in the field of energy aims at launching national programmes focused on Romania’s country advantage. These include the completing of the infrastructure for alternative fuels CNG, LNG and bio fuels, the establishment of new distribution systems for natural gas and electricity in areas without power and gas supply (supporting the investment through the monopoly tax, about EUR 50 million per year). LEGISLATIVE AMENDMENTS

Another objective announced by the new Energy Minister is the amending of the legislative framework. It will focus mainly on the reanalysis, in the new context of redefining energy policies in the European Union (EU), of the Law

123/2012 for electricity and natural gas, on amending the petroleum law, on the finalization and adoption of the new royalties Law, on transposing the EU directive on infrastructure for alternative fuels and for compressed natural gas (CNG), liquefied natural gas (LNG) and the transport of bio fuels. It also considers the drafting a law on biomass, bio fuels and geothermal energy, and a new energy law to have a unitary definition of hot water, heat and cooling supply for all Romanian homes. OFFSETTING THE PRODUCTIONCONSUMPTION BALANCE

Promoting electricity from renewable energy sources (RES-E) is an imperative in Romania and in the European Union, justified by the environment protection, increase of energy independence from imports by diversifying the energy supply sources and for economic and social cohesion reasons. A longterm predictable legal framework is required to include correction mechanisms achieved by market rules and to encourage investments in small capacities up to 1 MW. The new government aims to build up a long-term predictable legal framework based on correction mechanisms achieved by market rules, but also on stimulating investments in small capacities up to 1 MW. In order to achieve this, however, an operational system of top plants is needed, because the current way of operating has negative implications on production costs and on the basic groups’ lifespan. Thus it is important to build a capacity of 3,500 MW to offset the productionconsumption balance without jeopardizing the system’s safety, for the current structure and for the projected one over medium-term. This conclusion will be considered when elaborating the scenarios for the network’s rational dimensioning. www.petroleumreview.ro

oil & gas

ENI’S ENERGY PREDICTIONS FOR 2017

ccording to ENI, energy generation, electricity costs and the switch to renewables are at the top of most country’s political agendas as they look ahead to 2017 and beyond. So what can we expect to see in the energy sector this year? Prediction 1 – Fossil fuel energy costs on the up: The World Bank released its latest forecasts for 2017. It estimates that the cost of energy generated from oil, gas and coal will go up by 25 percent. This shift will be driven primarily by the cost of oil increasing by USD 2 a barrel as producers start to limit production. Prediction 2 – Growth in electricity created from natural gas: The US Energy Administration (USEA) anticipates that electricity generated from natural gas will continue to be one of the fastest growing sources across the globe. In its report, International Energy Outlook 2016, statistics show that between 2012 and 2040, natural gas-fired electricity generation will increase by 2.7 percent/year so that by the time we get to 2040 it will be providing 28 percent of worldwide electricity, which is a 6 percent increase from 2012 levels. Prediction 3 – Coal to keep its top spot for now: The same report shows that, despite its detrimental environmental impacts, coal will remain the largest single fuel used for electricity generation worldwide while strategies for reducing coal power continue to develop. Alongside strategies for reducing its use, there is lots of research going into clean coal 42

technologies to reduce its impact until it can be phased out completely. A 2016 Global Clean Coal Technology Industry Report has recently been published, looking in depth at the developments in North America, Asia and Europe. Prediction 4 – Liquid fuels to remain on a downward trend: Figure in the USEA’s Short Term Energy Outlook issued in November 2016, and in the International Energy Outlook 2016, show that the energy use from petroleum and other liquid fuels will continue on a steady decline globally throughout 2017. Factors influencing this include the growing number of fuel efficient vehicles in use in developed economies and slowing economic growth in China, India and Brazil. Prediction 5 – Hydropower projects in Southeast Asia will move forward: Southeast Asia’s many hydropower projects are still progressing despite controversy and protest. Developments continue along the Mekong River, which feeds Tibet, China, Myanmar, Thailand, Cambodia, Vietnam and Laos. China already has six dams in place, and plans to build more, although the latest project confirmed for Laos is raising concerns across the region. Prediction 6 – Boom time for biomass pellets: The International Energy Outlook 2016 also predicts that the global market for wood pellets for biomass energy production will continue to grow. Much of the growth in this sector is driven by demand from Europe, the UK in particular, and exports mainly come from North

America, but demand and export flows will be affected by the Brexit decision and resulting currency fluctuations. Despite this a recent market study carried out by Zion Research forecasts that the global market will almost double in value between 2014 and 2020. Prediction 7 – Solar to slow again: The latest forecast from Greentech Media’s Global Solar Demand Monitor is that there will be a global market slowdown in 2017 for solar energy of around 7 percent below 2016’s expected cumulative figure of 74 GW. But the slowdown is only temporary and they predict that solar will get back on its feet in 2018 and then see steady cumulative growth of 9 percent by 2021. Prediction 8 – Wind to grow again: The Global Wind Energy Outlook 2016 forecasts that global wind capacity will grow significantly again, particularly in Asia, Africa and Latin America. World wind power generation capacity reached 433 gigawatts at the end of 2015, which is only 7 percent of total global power generation capacity. The report has put together a number of scenarios to predict how wind power generation might grow between now and 2050 based on a number of other factors. The most conservative scenario puts it at around a 563 percent increase on 2015 levels while the most optimistic has a 1241 percent increase. What happens long-term remains to be seen but in 2017, new wind power projects will come online across the globe and Asia will remain in the top spot for the amount of energy coming from wind. www.petroleumreview.ro

Kraftanlagen Romania S.R.L. was founded in 2007 as a subsidiary of the German company Kraftanlagen MĂźnchen GmbH and expanded its local services successfully in 2014 with KAROM Servicii Profesionale in Industrie S.R.L. and in 2016 with IPIP S.A. We engineer, design and build complex piping and plant systems for the chemical and petrochemical industry. Our technical competence covers also requirements for new plants and maintenance for refinery, extraction & production and industrial plants. The range of our solutions: Feasibility, process studies Basic design and front end engineering design Multidisciplinary detailed engineering Technical documentation for authorities Project management Technical assistance for commission, start-up, test run, guarantee test Supply and installation of all pipelines and brackets Basic and precision installation of all components, such as devices, columns, pumps and compressors Steel construction Installation of cracking and reaction furnaces Tank farm construction System integration, operating checks and commissioning Plant revisions Pipeline and bracket corrosion protection Insulation Scaffolding

oil & gas

Reliable performance for the oil and gas industry When you work with oil and gas, it’s more than energy you seek. You’re looking for a competitive edge, and you needn’t look further than Bosch Rexroth, where you’ll find well-proven solutions with the latest technology – and enough versatility for the most extreme demands. Compact, lightweight and robust, our systems provide unbeatable torque, as well as any speed you require. So when it comes to maximizing productivity and reliability, there’s no solution more ingenious. OIL & GAS PRODUCTION – ENERGY EFFICIENT OPERATIONS IN A COMPACT SOLUTION There is a demand for technical solutions that offer reliable, clean, economic and energy efficient oil production. The electro-hydraulic downhole pump drive R7 from Bosch Rexroth meets all these requirements. The R7 design is based on a hydraulic cylinder mounted directly on the well head tubing and a hydraulic power unit. Bosch Rexroth also provides perfectly matched electro-hydraulic drive systems for the complete range of progressing cavity pumps. R7 - THE ELECTRO-HYDRAULIC DOWNHOLE PUMP DRIVE – DESCRIPTION OF FUNCTIONS The electro-hydraulic downhole pump drive R7 from Rexroth is built up of a hydraulic cylinder mounted directly on the well head tubing and 44

a hydraulic power unit (HPU). The HPU consists of an axial piston unit (A), e-motor (E) with integrated flywheel (S) and system control (AS). The upward and downward movement of the downhole pump produces the crude oil from the well. The drive system is CE-approved and meets the safety requirements of the machinery directive 2006/42/ EC. The cylinder and the mounting frame are in compliance with ATEX equipment directive 94/9/EC. R7 ELECTRO-HYDRAULIC DOWNHOLE PUMP DRIVE – FEATURES • Increased efficiency through individual cycle time adjustment The R7 equipment operates independently from the sinusoidal v/t function. The maximum lifting speed is not limited by the maximum lowering speed. Simple individual adjustments of the cycle times are possible, as well as fast optimization of cylinder stroke to the production conditions of the well. • Increased efficiency through condition monitoring The efficiency of the crude oil downhole pump drive is determined by the evaluation of a dynogram. The current motion sequence can be saved within the R7 system control, and the dynogram showed on the installed screen can be directly imported into an Excel table. This function allows the immediate overview and

optimization of various settings of the R7 unit. • Increased efficiency through overload protection Continuous monitoring and limiting of the cylinder force prevents an overload or a break of the sucker rods. In the event of too much resistance in the drill hole, the drive does not switch off but starts a creep speed movement in the opposite direction. This results in reduced downtimes of the equipment. • Simple installation and fast start-up Due to the low weight and the low space requirements, the transport and the installation of the R7 equipment can be executed quickly and with minimal effort.

Bosch Rexroth România 2 Aurel Vlaicu st. 515400 Blaj Romania Tel. 004 0258 807 872 www.boschrexroth.ro www.petroleumreview.ro

Antwerp was chosen as PEFTEC’s location as it is situated in the World’s second largest cluster of Petrochemical Industry activities and the largest outside of the USA.

CONFERENCE EXHIBITION & SEMINARS

2017

29thth- 30 NOVEMBER 2017 - ANTWERP, BELGIUM ANTWERP 29 &th30 th BELGIUM NOVEMBER

Antwerp is an ideal location for visitors as it is placed in the heart of Europe with easy access by car and by rail with excellent Air links for visitors from the Middle East, Africa, Asia and the Americas.

CONFERENCE EXHIBITION & SEMINARS 29th - 30th NOVEMBER 2017 - ANTWERP, BELGIUM

Peftec 2017 is a focused international Conference and Exhibition for Companies specialising in monitoring and analytical technologies for the Petroleum, Refining and Environmental Industries. Peftec offers international visitors and experts an extensive conference and seminar programme on case studies, regulation, standards and analytical techniques with a focussed exhibition of product and service providers. The need to produce accurate analytical and monitoring data is essential to industry.

For more information email: info@peftec.com

Topics and products featured at Peftec 2017 will include: • Laboratory Testing and Measurement • Petrochemical Analysis • Emissions Monitoring in Air, Water and Soil • Portable and Field Sampling • Process Monitoring • Reference Materials • Oil Analysis • Calibration • Regulation and Standards

www.PEFTEC.com Organiser: International Labmate Ltd, Publisher of Petro Industry News, International Environmental Technology, Asian Environmental Technology, International Labmate and Lab Asia.

oil & gas

February’s reading

The Future of Gas in Decarbonising European Energy Markets

paper from the Oxford Institute for Energy Studies has warned that, unless the gas sector is decarbonised, the fuel will inevitably have a declining future in Europe. Written by Jonathan Stern and published on 9 January, ‘The Future of Gas in Decarbonising European Energy Markets’, establishes that current sentiment within the gas sector is that it can play a major role in the transition to decarbonised energy markets because of the advantages of switching from coal to gas, and the role of gas in backing up intermittent renewable power generation. While this remains a logical approach for some countries, in others it has proved either not relevant, or generally unsuccessful in gaining acceptance with either policymakers or the environmental community. This has left gas in a position of continuing to be labelled a fossil fuel, where its carbon-related advantages over other fossil fuels are viewed in the longer term (203050) as, at best, questionable. 46

It is not necessary to accept the credibility of carbon reduction targets and timetables that governments have set themselves post COP21, to recognise that decarbonisation of European energy markets is ongoing and unstoppable. The key variables which will determine the long-term future of gas in Europe will be policy and technology, as well as economics – defined as the price of gas in relation to the costs and prices of other sources of energy, impacted by policy measures such as carbon pricing. To ensure a post-2030 future in European energy balances, the gas community will be obliged to adopt a new message: ‘Gas can Decarbonise’ (and remain competitive with other low/zero carbon energy supplies). In this context, there are several potentially different (but related) futures for the groups of companies in the gas value chain: • commodity producers and exporters may either have to take the initiative on decarbonisation, or run the risk that governments and other value www.petroleumreview.ro

oil & gas

chain stakeholders may decide to pursue nonmethane-related options; â&#x20AC;˘ if non-methane-related options are adopted, owners of gas-fired power stations, LNG regasification terminals, and storages will run the risk that their assets will be stranded before they reach the end of their useful lives; â&#x20AC;˘ failure to decarbonise is likely to mean that the gas business of wholesale and retail gas suppliers and traders will decline, but they will be able to reorient their business(es) towards electricity; â&#x20AC;˘ owners of transmission and distribution networks can have different futures depending on decisions taken regarding the decarbonisation of the commodity and the use of the assets. Networks serving different regions may have different futures, depending on decisions to switch to hydrogen (whether produced from gas or renewables), biogas or bio-methane. But if decarbonisation follows a path of electrification or district heating based on renewables, gas networks could be stranded. The European gas community suffers from mismatches

of commercial interests and time frames along the value chain; and mismatches between the time horizons of commercial decisions and government decarbonisation policies. The latter may result in policy decisions being taken in the next 5-10 years which will irreversibly impact the future of gas in the period 2030-50. A paradigm shift in commercial time horizons and gas value chain cooperation will be necessary for the industry to embrace decarbonisation technologies (such as carbon capture and storage), which will eventually be necessary if gas is to prolong its future in European energy markets. The European gas community must adopt a new approach to its future in decarbonising energy markets. Specifically, it needs to devise and implement a strategy which will lead to the decarbonisation of methane starting no later than 2030. Failure to do so will be to accept a future of decline, albeit on a scale of decades, and to risk that by the time the community engages with decarbonisation, non-methane policy options will have been adopted which will make that decline irreversible.

oil & gas

Preparing for 2019 Abu Dhabi World Energy Congress

ttended by Eng. Suhail Al Mazrouei, UAE Minister of Energy and Chair of the UAE National Committee, Dr Matar Al Neyadi, the Undersecretary of the Ministry of Energy and the Chair of the Organizing Committee signed on January 18th the Project Management Office (PMO) contract with Energy Events Experts (E3) to support the work of the Committee and ensure the efficient delivery of this milestone event for the UAE energy sector. Held every three years and positioned as the flagship event of the World Energy Council, the World Energy Congress is the longestrunning and most influential energy event in the world, covering all aspects and scopes of the energy sector across the world. The Congress brings together Heads of State, Energy Ministers from around the world, as well as global energy leaders and stakeholders to lead the global energy debate. The next World Energy Congress will take place in Abu Dhabi, following a successful international bid that Abu Dhabi won at the Executive Assembly of the World Energy Council in 2014. The Abu Dhabi Congress will be held from 7 to 14 September 2019 and is envisioned to be the most successful World Energy Congress in history since its inception in 1924. “When the UAE decided to enter the bid to organize the 2019 World Energy 48

Congress, it did so to with the vision to deliver the best Congress in its more than 90 years of history,” said Minister Al Mazrouei. “Today, we appoint the experts that will ensure that the vision of success of the 2019 World Energy Congress vision is delivered.” “The planning and execution of a global event of this magnitude requires sophisticated organizational and execution skills, as well as an in-depth understanding of the energy sector,” said Dr Matar Al Neyadi, Chair of the Organizing Committee. “We conducted a thorough process to learn the key lessons of preceding Congresses and identified a need to bring an experienced PMO to support the complex work to coordinate thousands of energy stakeholders from around the world, as well as a multifaceted group of eventrelated organizations. Appointing the PMO three years in advance will ensure the efficient and viable delivery of the best World Energy Congress in the history of the World Energy Council,” said Dr Matar Al Neyadi, Chair of the Organizing Committee. During the event, UAE Minister of Energy and Chair of the UAE National Committee to the World Energy Council, also described the key entities responsible for delivering the 2019 World Energy Congress in Abu Dhabi, composed of the Steering Committee heated by the Minister to overseen the preparation for organizing the 2019 Congress and the Organizing Committee chair by the Undersecretary to work with E3 and Secretariat of the WEC to organize

Abu Dhabi Congress. The E3 leadership, represented by Alexis Neron-Bancel, E3 Managing Director, conveyed that all their energies would be devoted to delivering the best possible World Energy Congress for all the stakeholders involved and that it was indeed an honour to play a fundamental role in this prestigious and challenging project. Abu Dhabi will join the exclusive list of cities that have hosted the World Energy Congress since 1926, where only a selected list of 23 cities so far have hosted this prestigious and truly global event. The 2019 Abu Dhabi World Energy Congress will be the first Congress to take place in a MENA country. Also, the UAE will be the first OPEC country to host this crucial event for the energy sector. This confluence of unique factors will support the objective of the Organizing Committee to deliver a unique platform for energy stakeholders covering all perspectives of the energy industry, to convene in Abu Dhabi in 2019 to strategically address the issues impacting the energy sector and continue to lead the global energy debate. The 2019 World Energy Congress will join other world-leading energy events hosted in the UAE, such as ADIPEC, WEFS or WETEX, to make 2019 a genuinely critical year for the energy sector in the UAE and position the nation as an epicentre for the future of energy. www.petroleumreview.ro

oil & gas

DNV GL survey

Energy efficiency as a proven investment strategy

NV GL recently released findings from a comprehensive survey of nearly 500 commercial facility managers across the United States to analyze the current patterns of energy management and efficiency investments in large- and mid-sized commercial facilities. The potential for cost-effective savings for commercial customers is a 20-30% reduction of current use levels, but utility energy efficiency programs are finding it difficult to achieve their stated energy savings goals. DNV GL undertook the Commercial Facility Pulse Survey to characterize the attitudes of commercial facility managers toward energy efficiency and to use these insights to identify strategies to increase program participation in that segment. The survey probed the facility owners’ and managers’ attitudes about energy efficiency and the activities they participate in to increase energy efficiency in their facility and characterized three areas of business operations related to energy use: policies and resources, practices and investment, and the perception of the benefits of energy efficiency. DNV GL’s findings on customer practices highlight the importance of three strategies to motivate commercial customers to implement energy

efficient technologies and behaviors: 1. An activated trade ally network that works closely with utility energy efficiency programs; 2. Targeted outreach to commercial facilities that promotes the general business benefits of energy efficiency; 3. Individual facilities can capture more energy savings through improved operations and maintenance practices and investments in lighting and HVAC technologies. DNV GL found that a majority (53 percent) of managers and business leaders in mid-to large-sized commercial facilities view energy efficiency as a proven operating and investment strategy. Eighty-four percent of the respondents who reported having taken steps to save energy reported at least one positive business benefit, such as lower operating costs or higher worker productivity. One respondent said: “We have faced a series of budget cuts over the past few years, and reducing our energy costs has been one important and strategic component of staying within our budget guidelines.” The survey revealed that executive leadership is a key driver to both setting policy and achieving energy management goals within commercial facilities. This was true independent of facility type and size; energy

management practices and efficient technologies were more likely to be adopted in facilities where the decision to adopt these practices were made at the executive level. DNV GL found that 65 percent of mid-sized and large commercial and industrial (C&I) facilities set energy management goals, and 50 percent assign personnel to achieve them. However, larger facilities were more likely to have set energy management goals than small or mid-sized facilities. That said, even management at smaller facilities are committed to reducing energy use; an assistant manager reported that “We strongly believe that energy is just going to become a bigger and bigger expense, and finding new ways to cut costs in that area are key to future success.” Another finding of the study was directly related to the impact of strong energy efficiency programs. In those states where utilities are required to run energy efficiency programs, facilities were 12 percent more likely to install LED lighting and 21 percent more likely to install high-efficiency HVAC. The study found that strong energy efficiency programs are helping to accelerate the adoption of energy efficiency practices and technologies by guiding customers to emerging technologies, supporting vendors in developing products and sales efforts, and reducing the risks of large investments by providing incentives. 49

FOCUS

USD 136BN MERGERS AND ACQUISITIONS WORLDWIDE IN THE UPSTREAM SECTOR

The oil prices upturn, the prospects of keeping the upward trend in terms of global demand and especially the OPEC decision to cap the output have led to the revival of mergers and acquisitions in the global oil and gas industry in late 2016. Thus, at year end, the value of transactions in the upstream sector was of USD 136 billion amid the growth in the number of transactions by 34% against the previous year. by Laurenţiu Roşoiu

www.petroleumreview.ro

FOCUS

hroughout a year of major changes for the global oil and gas industry, the oil price upturn began in January 2016 and has stimulated the interest in new investments. This is what is revealed by the figures presented in the survey conducted by ‘Evaluate Energy’, one of the most important houses of financial consultancy in the oil and gas sector, released in early January 2017 under the title ‘Global upstream oil & gas M&A reached USD 136 billion in 2016’.

Group takeover by Royal Dutch Shell (USD 81 billion deal - almost half of the total), which was an absolutely exceptional transaction, should be excluded. Having as landmark only the transactions that can be considered as ‘ordinary’, according to the above mentioned experts’ methodology, the activity of mergers and acquisitions completed in 2016 was higher by about 71% - in terms of value, and by 34% - in terms of the number of large transactions (i.e. transactions with values above USD 100 million); the number of large transactions in 2016 was 168, up from 125 in 2015 - which shows that the investors’ interest in this area has been significantly higher. The survey notes that the highest activity was recorded in the fourth quarter, when the number and value of transactions made were well above the average; hence comes the conclusion that the OPEC decision on capping the output was a strong factor in reviving the interest (see the graph ‘Upstream deal counts by quarter’). Thus, in the last three months of 2016 were registered no less than 49 large transactions (out of the

INTENSE ACTIVITY IN THE SECTOR

The study reveals that the mergers and acquisitions (M&A) in the upstream sector completed in 2016 totalled USD 136 billion. At first glance, the figure is lower than the one in the previous year (when the value of the mergers and acquisitions was of approximately USD 161 billion)... however, according to the ‘Evaluate Energy’ analysts, out of the transactions in 2015, the BG

UPSTREAM DEAL COUNTS BY QUARTER 100

120

90 100

60 50

WTI ($/bbl)

Number of deals

40 40

30 20

10 0

2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 Deal Count > $50 million

Deal Count > $100 million

WTI price 51

FOCUS 168 over the entire year); other 60 smaller transactions were completed - with values of over USD 50 million. The fourth quarter 2016 was thus the most intense quarter of the last 10 (starting with the third quarter 2014 – i.e. when oil prices started falling), the value of transactions carried out in these three months amounted to more than USD 60 billion (out of USD 136 billion during the entire year 2016). The data for 2016 therefore indicate a year of industry’s consolidation and recovery, ending a highly volatile 2015! Let’s recall that 2015 was the first full year since the decision made by Saudi Arabia not to respond to the price decrease... being thus the first full year in which the ‘market’ forces were actually allowed to dictate the oil prices. In 2015 the oil was traded between a low of USD 35 and a high of USD 61/barrel, on an yearly average of about USD 49/barrel; given this background, the value of M&A transactions completed in 2015 (including the exceptional BG Group takeover by Royal Dutch Shell) was by 4% lower than the one recorded in 2014.

In this area in 2016 were registered transactions of USD 7.25 billion (including 13 transactions of over USD 100 million) - much larger than in 2015 when USD 0.92 billion M&A transactions were registered and only three of them were over USD 100 million. Moreover, the number of large transactions made in 2016 in this area (Marcellus) reached the highest level since 2010 (when 15 transactions larger than USD 100 million were concluded) until 2016. It is also noteworthy that one of the transactions concluded last year in the Marcellus area (Rice Energy took over Vantage Energy for USD 2.77 billion) was in the Top 10 transactions globally (by value). Thus, the transaction by which Rice Energy took over the exploitation perimeters in several fields in the US (perimeters having an aggregate production capacity of 399 million cubic meters per day), was ranked sixth in the rankings (see the table ‘Top 10 M&A transactions in 2016’).

THE US DOMINATION

Another characteristic of the mergers and acquisitions market in 2016 is the balance in terms of value and number of transactions that can be considered (relatively) ‘ordinary’ - namely the transactions that, by value or potential to repeat, differ from the ‘exceptional’ ones (as was the 2015 transaction by which Royal Dutch Shell took over the BG Group). Unlike 2015, in 2016 were recorded a higher number of transactions with values close to the median statistics (value that is given by the middle set of values taken into account), whereas the deviations from the median were significantly lower. Therefore, the largest 10 transactions recorded globally in 2016 had values between USD 2.5 billion and USD 15.7 billion (see the table “Top 10 M&A transactions in 2016”); for comparison, in 2015 the extremes were significantly farther: the largest transaction recorded in the Top 10 (Royal Dutch Shell took over BG Group) was approximately USD 84 billion, the lowest value was of only USD 1.8 billion (Devon Energy took over Felix Energy - see the table “Top 10 M&A transactions in 2015”). This statistic can be considered as an indication of an activity with a higher degree of sustainability and continuity. At the same time, we can say that we also have an indicator of reduced volatility of the activity and perceptions about the industry, which indicates a strengthening of a trend that falls into positive territory; this trend is supported by the good prospects on the market regarding the main specific indicators, such as price or the prospects for global demand.

The Canadian consultancy firm’s survey also emphasizes the United States dominance in the global oil and gas industry. A first reason for this is that the value of upstream M&A transactions completed in the US in 2016 (of USD 69 billion) was more than double against 2015 (of only USD 33 billion) - therefore the dynamics of activity in the US was significantly higher than the one recorded globally. A second argument showing the US industry’s decisive role worldwide is the fact that the USD 69 billion (the value of upstream M&A transactions in the US) is about half of the total value of upstream transactions worldwide. An important impetus to this positioning of the American industry in the global perspective is given by the exploitation of shale deposits (the shale industry)! This sector of the US oil and gas industry has been heavily hit in 2015 by the fall in oil prices, the value of M&A transactions decreasing in 2015 by 75%, down to USD 13 billion (the lowest level since 2009 to date). In 2016 the evolution was almost as spectacular, but contrariwise: the value of transactions was of USD 48 billion, by 269% higher than in 2015. The US shale industry registered a significant revival in M&A; both in the Permian Basin in western US (reference area for the oil and gas sector in the US)... but also outside it. For example, a spectacular activity was also registered, the report noted, in the Marcellus formation area (an area for shale mining in northeastern US - a benchmark for the shale industry). 52

TOP 10 TRANSACTIONS IN 2016

www.petroleumreview.ro

FOCUS THE DRIVERS OF MERGERS AND ACQUISITIONS MARKET REVIVAL The oil price and its prospects were thus mainly responsible for the return of investors’ interest (see the graph “Upstream deal counts by quarter”, which reveals a causal relationship between the oil price and the development in the number of mergers and acquisitions transactions).

The oil price was at the beginning of 2016 at around USD 36 per barrel and moved upward throughout the year as rumours on capping production by OPEC were gaining credibility; so that at the end of the year, oil was traded at around USD 53 per barrel – i.e. by 46% above the price early in the year (see the chart “The oil price evolution”). However, simultaneously with the change in oil price

TOP 10 M&A TRANSACTIONS IN 2016 The largest transaction in 2016 was worth USD 15.7 billion. Value of transaction (USD bn)

Buyer

Saler

Short description

Glencore, Qatar Investment Authority

Rosneft

Glencore and Qatar Investment Authority took over 19.5% of Rosneft after a share capital increase.

Dominion Resources Inc.

Questar Corporation

Dominion Resources took over Questar Corporation, forming one of the largest electricity and gas integrated US companies.

6.00

Rosneft

Bashneft

Rosneft acquired the control stake of Bashneft from the Russian state, which sold it to get cash.

5.91

Range Resources Corporation

Memorial Resource Development Corp

Range Resources took over Memorial Resourses in order to exploit the growing export demand for gas.

4.40

Rosneft

Bashneft

The transaction was made through an offer addressed to the minority investors, for a package of 37.52%.

3.77

Rice Energy Inc.

Vantage Energy, LLC

Following the transaction, Rice Energy took over exploitation blocks in several deposits in the US, with an aggregate output capacity of 399 million cubic meters per day.

2.77

RSP Permian Inc.

Silver Hill Energy Partners, LLC

RSP Permian Inc. bought the companies Silver Hill Energy Part and Silver Hill E&P, which together totalled an output capacity of about 15,000 barrels of oil equivalent per day from 58 production wells.

2.55

InterOil Corp.

The transaction provides ExxonMobil access to the resources held by InterOil in Papua New Guinea, including four million acres of land, and to the PRL 15-1 block - key asset in a national LNG project.

2.50

Statoil ASA

Petrobras

The transaction provides Statoil access to operating a deposit in Carcara, containing, according to Petrobras, between 700 million and 1.3 billion barrels of oil equivalent of oil and natural gas.

2.50

EOG Resources Inc.

Yates Petroleum Corporation

"EOG Resources, one of the most dynamic companies in the production of oil and gas from shale deposits, has expanded its presence in Texas, New Mexico, Colorado and Wyoming.

2.47

ExxonMobil Corp.

15.70

The table shows the 10 largest global transactions in 2016 in the industry. SOURCE: EVALUATE ENERGY M&A AND DEAL ANALYTICS DATABASE 53

FOCUS prospects, the prospects regarding consumption have also improved. As in recent years the demand was under the significant pressure of distrust in global economic recovery, both 2015 and subsequently 2016 were years with increasing consumption!

According to EIA, IEA and OPEC estimates, the demand for liquid fuels in 2015 had a 1.5-1.8% increase - the largest contribution came from the US, Europe, China and India (and other countries in Asia-Pacific and the Middle East). In 2016 the trend continued as

TOP 10 M&A TRANSACTIONS IN 2015 The record transaction by which Royal Dutch Shell took over the BG Group accounted for about half the value of all M&A transactions recorded in 2015. Value of transaction (USD bn)

Buyer

Saler

Short description

Royal Dutch Shell

BG Group

The transaction provides the Anglo-British company a solid base for offshore exploitations in Brazil.

Suncor Energy Inc

Canadian Oil Sands

The transaction was completed after achieving a second takeover bid (hostile) whose price per share offered a premium of about 17% against the closing price of the previous session before the announcement.

4.90

SamrukKazyna

KazMunayGas

Samruk-Kazyna is Kazakhstanâ&#x20AC;&#x2122;s sovereign investment fund; it took over half of the stake owned by KazMunayGas together with Eni, Total, Royal Dutch Shell and ExxonMobil in the Kashagan deposit.

4.70

Noble Energy

Rosetta Resources

Noble Energy took over Rosetta Resources and, along with the assets, took over the proven reserves at the end of 2014, of 282 million barrels of oil equivalent and a production of 63,000 boe per day.

3.81

Dragon Oil

ENOC took over entirely the Anglo-Irish company with operations in Turkmenistan, where it held the rest of the stake. Dragon Oil - listed on the London Stock Exchange, was subsequently delisted.

2.86

WPX Energy

RKI E&P LLC

Both US companies; following the transaction, WPX Energy took over extraction blocks of about 92,000 acres in the Permian Basin and an output of approximately 22,000 boe per day.

2.75

Ontario Teachers' Pension Plan

Heritage Royalty Limited Partnership

Ontario Teachersâ&#x20AC;&#x2122; Pension Plan - Canadian pension fund, took over HRP, subsidiary of the Canadian company Cenovus, which held the exploitation rights of large oil perimeters in western Canada.

2.67

Cairn India

Both companies are in India; through the transaction, Vedanda, Cairn shareholder, took over the remaining stake in the natural gas producing company.

2.33

ADNOC

The French company took over a 10% stake in the ADCO Onshore concession which covers 15 major oilfields in Abu-Dhabi, accounting for more than half of the UAE production.

2.10

Felix Energy

Devon took over 80,000 acres of land in the Anadarko oilfield Basin, having about 3,000 drilling locations, with an average output estimated at approximately 9,000 boe per day and resources of about 400 million boe/day.

1.80

Emirates National Oil Company

Vedanda Limited

Total

Devon Energy

83.90

The table shows the 10 largest transactions in 2015 in the industry worldwide. SOURCE: EVALUATE ENERGY M&A AND DEAL ANALYTICS DATABASE 54

www.petroleumreview.ro

FOCUS strongly! At least this is what the report “Short-Term Energy Outlook - January 2017”, released earlier this year by the Energy Information Administration – US government’s specialized agency (see the chart “The evolution of oil production and consumption”). The report shows that the global consumption of oil and other liquid fuels reached an average of 95.6 million barrels per day in 2016, by 1.4 million barrels per day more than in 2015 – the consumption being enhanced, as in the previous year, mainly by the demand from non-OECD economies. CONTINUED TREND

The prospects are for a continued trend - the same report reads: for 2017 the EIA estimates an increase in

global energy consumption by additional 1.6 million bpd and by 1.5 million bpd in 2018 (see the graph “The evolution of oil production and consumption”); most of the added demand in each of those two years specifically, more than 1.2 million barrels per day – are expected to come from non-OECD economies, India and China being the main determinants. For example, according to the EIA experts, China will have an additional consumption of 0.3 million barrels per day in 2017 and 2018 - in particular due to higher consumption of automotive and aviation fuels that will offset and outrun the decrease of diesel fuel consumption. Regarding India’s consumption, it is estimated to increase by about 0.2 million barrels per day in 2017 and 2018. The dynamics is expected to be enhanced, according to the same experts, on one hand

THE OIL PRICE EVOLUTION Oil has evolved on an upward trend in 2016. 120 100 80 60 40 20 0 Dec

Feb

Apr

Jun

Aug

Oct

Dec

Feb

Apr

Jun

Aug

Oct

Dec

Feb

Apr

Jun

Aug

Oct

Dec

31, 28, 30, 30, 31, 31, 31, 28, 30, 30, 31, 31, 31, 29, 30, 30, 31, 31, 31, 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 2016 2016 The graph shows the daily evolution of WTI oil since December 31, 2015. SOURCE: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION 55

FOCUS THE EVOLUTION OF OIL PRODUCTION AND CONSUMPTION The increasing trend of the global oil demand was one of the determinants of the increasing M&A activity. 102

100

2.5

1.5

0.5

Q2 2018 Q3 2018 Q4 2018

Q2 2017 Q3 2017 Q4 2017 Q1 2018

Q2 2016 Q3 2016 Q4 2016 Q1 2017

-1.5 Q2 2015 Q3 2015 Q4 2015 Q1 2016

82 Q2 2014 Q3 2014 Q4 2014 Q1 2015

-1 Q2 2013 Q3 2013 Q4 2013 Q1 2014

84 Q2 2012 Q3 2012 Q4 2012 Q1 2013

-0.5

Q1 2012

Implied stock change and balance (right axis) million barrels per day World production (left axis) million barrels per day World consumption (left axis) million barrels per day SOURCE: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION

by the increasing demand for transport fuels and on the other hand by the growing demand for raw materials for the petrochemical industry. And the positive outlook regarding the evolution of oil and gas demand is complemented by the latest BP report, â&#x20AC;&#x2DC;BP Energy Outlookâ&#x20AC;&#x2122; 2017 edition - released at the end of January, showing that global energy demand will increase by 30% until 2035, with an average annual growth of about 1.3%; the increasing prosperity of the developing countries will be the main driver, offsetting the fall in demand due to higher efficiency. It is noteworthy that although non-fossil renewable energy sources will cover half of the additional demand during the next 20 years, the BP outlook shows that oil and natural gas (along with coal) will remain the 56

main energy source for the global economy, accounting for 75% of the energy supply in 2035 (against 86% in 2015). Oil demand will continue to grow by an average rate of 0.7% per year, although a gradual moderation is expected, the BP analysts say. The transport sector will continue to be the main consumer of oil (about 60% of total oil consumption in 2035), but its use as non-fuel (such as in the petrochemical industry) will take over the role of main driver in demand growth as of 2030. In parallel, the gas consumption will register an increase of demand at a significantly accelerated pace, with an average rate of 1.6% per year and will become the second most important primary energy source in 2035. www.petroleumreview.ro

EDITORIAL

NOUA LUME DE DUPĂ DAVOS

de Laurenţiu Roşoiu

erspectiva tot mai clară a relansării viguroase a activității de exploatare a zăcămintelor neconvenționale de petrol și gaze în Statele Unite a fost cea mai importantă dintre temele referitoare la această industrie, abordate în cadrul Forumului Economic Mondial ce a avut loc în perioada 17-20 ianuarie la Davos. Drumul prețului petrolului spre pragul de 70 de dolari pe baril a fost un subiect subsecvent primului, dar cel puțin la fel de important. Iar în acest context, discuțiile purtate în cadru privat între executivii companiilor din domeniu cu privire la standardizarea unor echipamente folosite în activitățile de explorare și producție completează tabloul preocupărilor existente la nivel global cu privire la acest domeniu. Pe ansamblu însă, mai importante decât prezența și discuțiile purtate de reprezentanții sectorului, este absența noului președinte ales al Statelor Unite de la discuții și faptul că un președinte al Chinei a ținut discursul de

deschidere a lucrărilor Forumului – pentru prima oară în istoria acestuia. Absența Președintelui SUA subliniază încă o dată, dacă mai era nevoie, magnitudinea mișcării de reorientare a prezenței, politicii și intereselor Statelor Unite spre interiorul granițelor proprii; în același timp, forumul din 2017 marchează o schimbare „istorică” de leadership la nivel global, prin preluarea cu determinare de către Xi Jinping - primul Președinte al Republicii Chineze care participă la acest eveniment – a stindardului luptei pentru implementarea principiilor și prevederilor acordului de la Paris. SUA pare a-și fi șubrezit așadar poziția de lider la nivel global, chiar dacă deocamdată doar la nivel de imagine. Denunțarea acordului de la Paris va aduce Americii o întărire considerabilă a poziției sale economice prin faptul că relansarea energiei fosile poate reprezenta un stimul major pentru agenții economici și populație; o energie mai ieftină, ceea ce înseamnă o economie mai competitivă și o populație cu o putere de cumpărare mai mare. Competitivitatea și consumul – ca motoare ale economiei, rămân așadar doi dintre pilonii măreției Americii. În plus, stimularea activităților de explorare și producție a zăcămintelor alternative va continua să țină SUA în prima linie în ceea ce privește nivelul tehnologic și de inovație în industria de petrol și gaze. Și avem astfel un al treilea pilon pe care americanii pot continua construcția unei țări mai puternice. Mai ales că, în paralel, prin asumarea reducerii emisiilor de carbon, China – consacrată prin acest Forum drept principalul (și singurul) rival al Americii – își asumă costuri pe care economia națională s-ar putea să nu le poată suporta. America are prin urmare toate șansele să rămână în continuare la fel de „măreață” pe cât a fost până acum… și chiar mult mai mult de-atât! Doar că măreția de până în prezent a fost dată într-o foarte mare măsură tocmai de o implicare și de o prezență majoră la nivel global. Fenomenul de reflux care se întrevede poate aduce o serie de beneficii pe termen scurt, dar minusuri la nivelul anvergurii și capacității de proiecție a intereselor... și astfel foarte probabile pierderi pe termen lung. www.petroleumreview.ro

știri

NOU APEL PENTRU DEPUNEREA APLICAȚIILOR PCI ÎN DOMENIUL ELECTRICITĂȚII ȘI GAZELOR NATURALE

omisia Europeană a anunțat deschiderea unui nou apel pentru depunerea aplicațiilor privind Proiectele de Interes Comun (PCI) în domeniul electricității și gazelor naturale. Proiectele vor fi evaluate la nivel european, în cadrul Grupurilor Regionale, urmând ca lista finală să fie validată la finele anului 2017. Ministerul Energiei a atras atenția asupra importanței pe care operatorii din cadrul Sistemului Energetic Național (SEN) trebuie s-o acorde acestui subiect, deschiderea unui nou apel pentru depunerea aplicațiilor de proiecte PCI fiind de maximă importanță pentru interesul național

pe domeniul energetic. Regulamentul privind liniile directoare pentru dezvoltarea infrastructurii energetice transeuropene (TEN-E), adoptat în 2013, prevede identificarea proiectelor de infrastructură de interes comun şi accelerarea executării lor printr-o cooperare regională consolidată, prin proceduri simplificate de autorizare, printr-un proces adecvat de reglementare şi cu ajutorul asistenţei financiare puse la dispoziţie de UE prin intermediul mecanismului pentru interconectarea Europei (MCE), sub formă de granturi și instrumente financiare inovatoare precum și din Fondul european pentru investiții strategice (FEIS), care vor contribui la

atragerea investițiilor necesare. Proiectele de interes comun sunt incluse într-o listă europeană, care se actualizează o dată la doi ani. Prima listă PCI a fost aprobată în anul 2013, iar a doua listă - în noiembrie 2015. PCI ajută statele europene în integrarea piețelor de energie prin diversificarea surselor de energie și a rutelor de transport, la creșterea cotei de energie din surse regenerabile în rețea, contribuind la încetarea izolării energetice a unora dintre statele europene. Lista PCI cuprinde în general proiecte în domeniul stocării de energie (electrică și gaze naturale), terminale LNG, rețele de transport electricitate și gaze naturale care interconectează statele europene.

IRANUL, INTERESAT DE PRELUAREA RAFO ONEŞTI

otrivit unui comunicat de presă emis de Rafo Oneşti, ca urmare a întâlnirilor și discuțiilor purtate la nivelul Camerei de Comerț și Industrie București și Bacău, au apărut o serie de oportunități de colaborare economică între România şi Republica Islamică Iran. Statul Iranian, prin ministrul Energiei, a transmis ambasadorului său din România interesul real pentru a se implica în 60

dezvoltarea societății Rafo Onești, a segmentului de prelucrare a țițeiului și a petrochimiei din zonă. Notificarea oficială vine la circa 40 de zile de când ambasadorul Republicii Islamice Iran la București, Excelența Sa Hamid Moayyer, s-a întâlnit, la Camera de Comerț și Industrie Bacău, cu reprezentanți ai Rafo și cu autoritățile județului Bacău. Pe data de 1 februarie a.c., o delegație a Rafo, însoțită de oficialii unor instituții, a fost invitată de

ambasadorul Iranului la București în scopul prezentării primelor date și elemente referitoare la colaborarea dintre cele două părți. În octombrie 2016, o delegație iraniană, condusă de Excelența Sa Hamid Moayyer, a venit în vizită în județul Bacău, unde s-a întâlnit cu mai mulți oameni politici, întâlnirea fiind facilitată de președintele Camerei de Comerț, Doru Simovici. Cu acea ocazie, oficialitățile iraniene au vizitat și rafinăria Rafo Oneşti. www.petroleumreview.ro

știri

PRIMA STAȚIE DE ÎNCĂRCARE RAPIDĂ PENTRU VEHICULE ELECTRICE ÎNTR-O BENZINĂRIE OMV

lectrica și OMV Petrom au inaugurat prima stație de încărcare rapidă pentru autovehicule electrice într-o benzinărie OMV. Evenimentul face parte dintr-un proiect pilot în cadrul căruia vor fi instalate puncte de încărcare rapidă a mașinilor electrice în Bucureşti, în patru stații OMV şi la sediile centrale ale OMV Petrom (Petrom City) și Electrica. „În România, până în prezent, s-au făcut pași mici în domeniul electromobilităţii. De aceea noi, Electrica şi OMV Petrom, ne-am unit eforturile pentru a susține dezvoltarea infrastructurii de încărcare rapidă a autovehiculelor electrice, pentru că ne preocupă grija pentru mediu şi, totodată, dezvoltarea durabilă a României. Credem că este doar începutul a ceea ce noi, la Electrica, numim Autostrada verde a României”, a declarat Cătălin Stancu, CEO al Electrica. „Transformările și tendințele din domeniul energetic și al mobilității sunt subiecte pe care le urmărim îndeaproape.

Chiar dacă piața mașinilor electrice este, deocamdată, în fază incipientă, iar în următoarea decadă hidrocarburile vor continua să fie principala sursă de energie la nivel mondial, ne dorim să adoptăm tehnologii noi care să susțină dezvoltarea continuă a gamei de produse si servicii pe care o oferim, continuând astfel să oferim servicii şi experiențe de înaltă calitate clienților noștri”, a afirmat Adrian Nicolaescu, retail manager în cadrul OMV Petrom. În fiecare dintre cele patru staţii OMV din Bucureşti, precum şi la sediile Electrica şi OMV Petrom, vor fi instalate staţii de încărcare rapidă pentru vehicule electrice, acestea având capacitatea maximă de alimentare de 50 kWh. Prin aceste stații cu încărcare rapidă, un autovehicul 100% electric poate încărca 80% din capacitatea acumulatorului, în doar aproximativ 20 de minute, față de şapte-opt ore cât ar dura la o priză non-dedicată acestui serviciu. 61

știri

PRINCIPALELE DIRECŢII DE DEZVOLTARE ALE CNR-CME ÎN 2017

esfăşurată în ziua de 26 ianuarie a.c., Adunarea Generală a CNR-CME şi-a propus să realizeze o analiză de ansamblu a activităţii Asociaţiei din anul precedent şi să traseze principalele direcţii ale activităţilor pentru anul 2017. Preşedintele CNR-CME, Iulian Iancu (foto), a marcat cu această ocazie priorităţile majore în opinia sa. „În acest an, trebuie să ne concentrăm asupra a două direcții: inovare și resursa umană. Pentru România, în această etapă, este important să investim în revoluţia tehnologică şi în dezvoltarea sistemelor inteligente, cu tehnologii alternative, eficienţă energetică şi o pregătire superioară a personalului. Problema resursei umane este foarte importantă, iar România este vulnerabilă în acest domeniu. Asociația noastră,

din 2011 susține un departament al tinerilor. Ne punem speranţa în tinerii care s-au implicat profund în rezolvarea problemelor de energie, iar VLER este un bun exemplu de ce pot face tinerii cu entuziasmul şi implicarea lor”, a afirmat Iulian Iancu. Preşedintele asociaţiei a mai menţionat că un rol important revine proceselor de informare şi cunoaştere. În acest sens, CNR-CME

a făcut eforturi pentru informarea utilizatorilor de energie, iar prin iniţiativa realizării unei platforme comune a antrenat şi alte ONGuri din domeniu pentru asigurarea transparenţei decizionale şi pentru a depăşi neîncrederea în formarea corectă a preţurilor. „Domeniul energie trebuie să ajungă cel mai transparent sector al economiei pentru formarea preţurilor”, a precizat Iulian Iancu.

CELE MAI TRANZACŢIONATE ACŢIUNI LA BVB ÎN DECEMBRIE

ursa de Valori Bucureşti şi-a continuat creşterea în decembrie 2016, o lună în care principalii indici ai BVB, BET şi BET Total Return (BET-TR), au urmat un trend ascendent. Cel mai mare ritm a fost înregistrat de indicele BETTR, care a cunoscut o majorare de aproape 10% într-un singur an şi a încheiat anul 2016 la un nivel de 8.7591,95 puncte. Indicele BETTR, care reflectă evoluţia celor mai lichide zece acţiuni listate la BVB, 62

cuprinse în indicele BET, precum şi dividendele distribuite acţionarilor de aceste companii, a urcat în ultimii trei ani cu aproape 30%. Valoarea medie zilnică de tranzacţionare cu acţiuni a crescut anul trecut şi a depăşit 35 de milioane de lei, apropiindu-se astfel de nivelul de 8 milioane de euro. Mai mult, valoarea totală a tranzacţiilor cu acţiuni pe segmentul principal a depăşit, pentru prima dată în ultimii doi ani, pragul de 2 miliarde de euro. Capitalizarea bursieră a tuturor

companiilor listate la BVB a fost de 146,55 miliarde lei la finalul lunii decembrie 2016, nivel care corespunde unei cifre de peste 32 de miliarde de euro. Din această sumă, capitalizarea bursieră a companiilor româneşti a fost de 76,34 miliarde lei, adică 16,81 miliarde de euro. În decembrie 2016, cele mai tranzacţionate cinci acţiuni au fost: Banca Transilvania (TLV), Fondul Proprietatea (FP), Romgaz (SNG), OMV PETROM (SNP) şi BRD – Groupe Société Générale (BRD). www.petroleumreview.ro

știri

SEMNAL DE ALARMĂ DIN PARTEA ERT

n cel mai recent Raport de referinţă, Masa Rotundă Europeană a Industriaşilor (ERT), asociaţie a celor mai mari companii europene, avertizează asupra protecţionismului şi efectelor unui număr tot mai mare de măsuri comerciale restrictive. Aşa cum concluzionează documentul, inovaţia şi digitalizarea sunt pârghiile creşterii competitivităţii, fiind necesară o regândire serioasă a politicilor naţionale şi europene în acest domeniu, astfel încât regiunea să nu rămână în urmă. „Industria rămâne coloana vertebrală a economiei europene, contribuind cu mai mult de 30% din creşterea PIBului şi mai mult de 80% din cheltuielile private în domeniul Cercetării & Dezvoltării. Vremurile actuale reprezintă o provocare atât la nivel global, cât şi în Europa. Tendinţele anti-globalizare şi protecţionismul sunt în creştere; oamenii sunt preocupaţi dacă Europa oferă

prosperitate şi o contribuţie echitabilă pentru cetăţenii săi, aşa cum au demonstrat votul în urma căruia Regatul Unit a părăsit Uniunea Europeană şi rezultatului negativ al referendumului din Italia”, se arată în raportul ERT. „Uniunea Europeană este o realizare unică, uneşte ţările europene şi creşte bunăstarea tuturor cetăţenilor săi. Nu trebuie să uităm acest lucru şi trebuie continuăm să clădim pe baza beneficiilor unei Europe puternice. Cu toate acestea, realizările anterioare nu garantează succesul viitor. O nouă competiţie se află la orizont, aşteptările de creştere la nivel mondial sunt în scădere, iar cea mai mare parte a creşterii are loc în afara Europei. Pentru a se adapta la acest noi evoluţii, Europa ar trebui să îşi intensifice eforturile în domeniul inovării, digitalizării şi să susţină comerţul liber şi accesul la pieţe externe”, a afirmat Kurt Bock (foto), Preşedinte al BASF şi lider al Grupului de lucru asupra competivităţii în cadrul ERT. 63

www.petroleumreview.ro

Pierderea investiţiilor, cel mai mare risc pentru România Romania Energy Center (ROEC) este primul think tank independent, în limba engleză, din România dedicat domeniului energiei. Organizaţia conectează cele trei comunităţi epistemice - zona academică, mediul de afaceri şi decidenţii politici, furnizând rapoarte, studii şi analize aprofundate de înaltă calitate. O privire de ansamblu asupra sectorului energetic indică, în opinia Directorului ROEC, Eugenia Guşilov, o agendă domestică neterminată în condiţiile unor schimbări majore (decarbonizare, electrificare, revoluţia mobilităţii) care au loc la nivel global. „Pe partea de petrol şi gaze, România e prinsă între două tendinţe nefavorabile: onshore, suntem o regiune matură (producţie în declin), iar offshore, avem potenţiale proiecte cu costuri medii spre ridicate (care nu sunt favorizate de contextul actual - preţ scăzut şi ofertă abundentă). Strategia energetică, în sine un exerciţiu util, e un document mai degrabă descriptiv, nu unul prescriptiv, lipsind semnalele puternice care să traseze clar acţiunile şi măsurile prioritare”.

iecare CV începe cu o scurtă declaraţie personală. Care sunt cele mai importante date de pe cartea de vizită a Eugeniei Guşilov? Eugenia Guşilov: Sunt un analist în energie, o meserie pe cât de frumoasă pe atât încă puţin înţeleasă şi apreciată în România. Există analişti economici şi financiari sau ziarişti specializaţi pe subiecte economice (printre care şi energia) sau analişti politici, dar noţiunea de „analist în energie” (energy analyst) încă nu a prins rădăcini puternice în România. Aceasta presupune rigoare, abilităţi de cercetare ieşite din comun (să găseşti date chiar atunci când acestea sunt de negăsit), interdisciplinaritate (cunoştinţe solide de economie, legislaţie, fiscalitate, piaţă, statistică etc.),

lectură continuă şi, cel mai important - libertate în gândire şi capacitate de a vedea ceea ce altora le scapă, pentru a formula recomandări/soluţii, a identifica tendinţe, a face prognoze. Datele cheie în formarea şi parcursul meu profesional sunt experienţa academică americană (am urmat un Master în Afaceri Internaţionale, specializarea Politici Internaţionale şi Management în Energie în cadrul Universităţii Columbia din New York, unde am studiat cu o bursă Fulbright în perioada 2008-2010) şi experienţa antreprenorială pe care o reprezintă înfiinţarea think tankului Romania Energy Center (ROEC), cu tot ce înseamnă conceperea proiectului şi transpunerea de la stadiul de idee în realitate, cât şi dezvoltarea lui ulterioară. În afara acestor

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU EUGENIA GUŞILOV Obiectivul nostru ca organizaţie este realizarea cercetării la cele mai înalte standarde academice, producţia de analize originale, pe subiecte dificile sau neglijate, prin care să contribuim la o discuţie publică informată şi raţională şi la formularea de politici publice sustenabile, concretizate în dezvoltare economică şi în mai multe investiţii.

două repere fundamentale, experienţa de cercetare şi analiză timp de trei ani în cadrul Institutului Diplomatic Român (afiliat MAE), unde am lucrat pe studii de arie (evoluţii politice şi economice în spaţiul post sovietic), a fost o etapă importantă în formarea mea profesională. Cum s-a născut ideea înfiinţării unui think tank în limba engleză pe teme de energie în România? Care sunt obiectivele şi rolul organizaţiei? Eugenia Guşilov: Ideea s-a născut în 2010, din constatarea că nu exista o asemenea entitate în România şi ca rezultat direct al contactului cu lumea americană, unde think tank-urile sunt numeroase, foarte active şi au aport consistent în formularea politicilor publice. În România, am întâmpinat foarte mult scepticisim şi pesimism faţă de proiect, iar munca de convingere a fost (şi este) un efort susţinut şi de durată. Spre deosebire de SUA, în Europa, sectorul think tank-urilor este mai puţin dezvoltat. În Europa de Est, entităţile cu acest rol s-au înfiinţat abia după 1989, dar nu şi-au spus “think tank”, s-au numit altfel: institute de cercetare, societăţi academice, centre de cercetare. Abia din 2009-2010 au apărut în România entităţi care s-au definit ca “think tank” şi activitatea ROEC a contribuit semnificativ la răspândirea acestui concept. În şase ani de existenţă am arătat care este plus valoarea pe care un think tank o poate aduce, dar rămân în continuare obstacole semnificative legate de înţelegerea rolului unei asemenea organizaţii. În primul rând, ca să te califici drept “think tank” trebuie să desfăşori activitate de cercetare şi analiză, să publici materiale de specialitate (producţia analitică a unui think tank constă în studii, rapoarte, documente de politică, sinteze, articole de opinie etc.) şi să faci diseminare. Dacă faci doar cercetare şi analiză, nu eşti un think tank, ci mai degrabă un institut de cercetare. Think tank-ul este foarte activ pe partea de diseminare a rezultatelor cercetării, are contacte frecvente cu presa, mediul de afaceri, lumea academică, este prezent cu puncte de vedere şi luări de poziţii pe subiecte de actualitate. Think tank-ul nu face cercetare strict teoretică, ci se ocupă de probleme de actualitate, oferă analiză relevantă pentru aici şi acum, furnizează date

pentru politici publice cu impact pentru prezent şi viitor. În al doilea rând, un think tank nu este un organizator de evenimente comerciale. Desigur că experţii think tankului participă la evenimente academice/ business sau pot organiza sau co-organiza mese rotunde, prezentări, conferinţe, dar aceasta este o activitate secundară şi subordonată activităţii principale – cercetarea şi analiza. O a treia dificultate o reprezintă lipsa unui cadru de colaborare între decidenţi (zona guvernamentală) şi think tank-urile de specialitate. De fapt, acesta încă trebuie construit. În România nu există o tradiţie şi o cultură a colaborării dintre autorităţi şi think tank-uri, contactele fiind sporadice şi rare. Bineînţeles că există un progres, în sensul că faţă de acum câţiva ani nu mai suntem priviţi ca o ciudăţenie, dar mai e mult până la construirea unui relaţii funcţionale. De pildă, un minister poate organiza o licitaţie pentru realizarea unui studiu, dar nu poate organiza Apeluri pentru Proiecte (Call for Proposals, Cf P) pentru acordarea de granturi. Adică avem un cadru de colaborare comercial (licitaţii la care pot participa companiile), dar nu există un cadru de colaborare cu think tank-urile (competiţie de granturi pentru realizarea unui studiu pe o temă de interes pentru respectiva instituţie). O excepţie ar fi RoAid - Programul României de Cooperare pentru Dezvoltare (gestionat de MAE şi UNDP) – care are anual apeluri pentru proiecte destinate organizaţiilor din societatea civilă pentru proiecte de comunicare şi advocacy (susţinere şi promovare). Însă Apeluri pentru Proiecte pentru realizarea de analize la care să poată participa think tank-urile sunt extrem de rare. În SUA, instituţiile guvernamentale (agenţii, ministere, ambasade) lansează frecvent Cf P la care pot participa cu propuneri de proiecte universităţi şi think tank-uri, la noi această posibilitate fie nu există deloc, fie (acolo unde există) nu este o practică răspândită, ci mai degrabă o excepţie. Atât timp cât nu există definit acest format oficial de interacţiune între think tank-uri şi autorităţi, contactele se limitează fie la comunicare individuală, fie la lectura analizelor sau participare la evenimentele noastre şi cam atât. Obiectivul nostru ca organizaţie este realizarea cercetării la cele mai înalte 67

standarde academice, producţia de analize originale, pe subiecte dificile sau neglijate, prin care să contribuim la o discuţie publică informată şi raţională şi la formularea de politici publice sustenabile, concretizate în dezvoltare economică şi în mai multe investiţii. Din păcate, un think tank independent este văzut ca fiind „exotic” în România, dar cred că, în timp, vom depăşi această percepţie şi toţi actorii relevanţi vor ajunge să aprecieze competența şi aportul unei asemenea organizaţii. Totodată, scriind în limba engleză, asigurăm un circuit global ideilor noastre, contracarăm imaginea de ţară a plagiatului şi a imposturii, suntem practic un exemplu viu al faptului că în România poate exista o expertiză analitică comparabilă cu cea din occident, pot să apară idei noi, se poate face analiză de calitate. În prezent, avem o colaborare bună cu mediul de afaceri, academic şi societatea civilă şi avem toată deschiderea pentru a construi o relaţie de lucru cu decidenţii. Pentru asta însă, autorităţile trebuie să recunoască existenţa unei competenţe solide în zona non-guvernamentală şi bineînţeles să existe şi dorinţa de a o accesa.

În sectorul energetic, România are multe atuuri, însă nu întotdeauna ştie să le valorifice. Problema cea mai mare ţine de un management modern, eficient şi vizionar, adică de o abordare serioasă, diplomaţie activă, decizii luate în timp util, lucru cu oameni pregătiţi, modernizarea instituţiilor care au în gestionare sectoare cheie din energie.

Ce a însemnat pentru ROEC anul care tocmai s-a încheiat, atât de bogat în evenimente pe scena geopolitică mondială? Dar pentruRomânia, la capitolul energie? Eugenia Guşilov: Anul care a trecut a însemnat pentru ROEC publicarea a două Rapoarte Speciale de referinţă care reprezintă rodul parteneriatului nostru cu NATO. Primul raport intitulat “Black Sea in Access Denial Age” (apărut în ianuarie 2016), iar al doilea “NATO Warsaw Summit and Beyond” (publicat în octombrie 2016) – ambele lucrări unicat în România, foarte consistente ca efort de cercetare, timp şi resursă umană implicată, dar şi ca subiecte geopolitice pe care le tratează. Ambele pot fi citite pe site-ul nostru şi sunt un exemplu al nivelului diversificat de competenţă deţinut de ROEC, în cazul de faţă inclusiv pe teme de relaţii internaţionale, analiză militară, securitate regională. În ceea ce priveşte energia, pentru România un aspect pozitiv e faptul că s-a finalizat lucrul la documentul de strategie energetică. Însă, aşa cum spunea, prin martie 2016, un secretar de stat din Ministerul Energiei - „am fi naivi să ne aşteptăm la modificări de substanţă pe durata acestui mandat”, dat fiind că în 2016 68

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU EUGENIA GUŞILOV am avut totuşi un guvern tehnocrat, ceea ce din start înseamnă un mandat limitat, fără măsuri spectaculoase. Prin urmare, multe decizii foarte importante au fost amânate pentru 2017. În cadrul FOREN 2016, organizat de CNRCME, a fost evidenţiat faptul că România are un statut privilegiat în zonă, cu un mix energetic variat care, dacă va fi raţional utilizat, va permite alimentarea sigură şi sustenabilă a ţării pe termen mediu şi lung. În plus, printr-o abordare adecvată și valorificarea resurselor disponibile, România poate avea un rol determinant în asigurarea securităţii energetice în zona Europei Centrale şi de Est. Care este situaţia în prezent şi ce perspective există? În ce măsură beneficiază România de aceste atuuri? Eugenia Guşilov: În sectorul energetic, România are multe atuuri, însă nu întotdeauna ştie să le valorifice. Analiza de diagnostic pe situaţia sectorului din prezent a fost acoperită atât în exerciţiul de realizare a strategiei din 2014, cât şi în cel din 2016 şi este o lectură utilă în ambele cazuri. În întrebarea ridicată, necunoscuta ţine de partea condiţională - „dacă va fi raţional utilizat” - aşadar, la noi problema cea mai mare ţine de un management modern, eficient şi vizionar, adică de o abordare serioasă, diplomaţie activă, decizii luate în timp util, lucru cu oameni pregătiţi, modernizarea instituţiilor care au în gestionare sectoare cheie din energie (cum ar fi, de pildă, ANRM). Degeaba eşti înzestrat cu resurse minerale, dacă prin management defectuos sau decizii neluate la timp poţi bloca activitatea sectorului sau, şi mai rău, dacă prin lipsă de profesionalism sau nehotărâre îndepărtezi potenţialii investitorii sau îi ţii într-o permanentă incertitudine. Da, România poate avea un rol ca furnizor de securitate energetică în regiune, dar pentru asta trebuie să iasă din inerţie instituţională, să atragă în sectorul public oameni noi şi cu pregătire de specialitate, să transmită semnale clare către mediul de afaceri în zona politicilor energetice. Perspectivele României depind de abilitatea statului român de a trasa clar direcţiile de dezvoltare pentru viitor, de a fi un partener responsabil în relaţia cu sectorul privat, de a înţelege schimbările la nivel global, contextul european şi regional şi de a le răspunde adecvat. Într-o lume caracterizată de o continuă şi accelerată tranziţie, așteptăm schimbări rapide, adaptate la ritmul global. Cum merg lucrurile în România, din punctul dvs. de vedere, comparativ cu statele din regiune? Strategia energetică naţională urmează să primească avizul

Ministerului Mediului peste şase luni, după un an în care nu s-a întâmplat de fapt mai nimic, Legea redevenţelor şi runda a XI-a ANRM întârzie, astfel încât s-a mai pierdut un an... Eugenia Guşilov: De multe ori, România este în contratimp cu evoluţiile din exterior şi/sau lucrurile se întâmplă încet sau foarte încet. Chiar dacă avem multe avantaje ca ţară, nu înseamnă că trebuie să devenim pasivi sau să ne aşteptăm ca lucrurile să se rezolve de la sine. În timpurile în care trăim, viteza de reacţie este esenţială. Dacă nu eşti pe fază, poţi pierde oportunităţi, dacă nu ai o înţelegere granulară a evoluţiilor din jurul tău, nu acţionezi la timp sau rişti să se ia o decizie greşită. Aici intervine rolul analizei realizate de think tank-uri (care se face în alt orizont de timp, nu sub presiunea deciziilor care trebuie luate urgent, ci are la dispozitie timpul necesar ca să studieze şi monitorizeze piaţa, actorii, tendinţele globale) şi poate furniza perspective, nuanţe, sau soluţii care îi scapă decidentului sau politicianului. Unele dintre lucrurile nerezolvate menţionate sunt legate între ele: nu poţi organiza runda a XI-a de licitaţie fără ca mai întâi să actualizezi pachetul fiscal (legea redevenţelor), pentru că dacă se ţine licitaţia înainte de a trece noua lege a redevenţelor, s-ar aplica cele actuale, şi atunci de ce s-a mai lucrat la pachetul nou? Cam aşa arată un cerc vicios. Desigur că totul este relativ şi, dacă ne comparăm cu state din regiune care au probleme mai mari sau nu au şansa să fie înzestrate geologic la fel ca noi, în România lucrurile nu stau chiar aşa de rău, ba chiar putem fi obiect de invidie regională. Însă dacă vrei sa fii un lider în regiune, tu ca ţară trebuie să fii foarte activă (atât în interior cât şi în exterior). Trebuie să deţii nu numai resurse minerale, ci şi competenţă, voinţă de a acţiona, putere de convingere (argumente pertinente, pe care tot analiza le furnizează) cu care să mobilizezi partenerii externi, să obţii finanţare pentru proiecte de infrastructură sau să convingi vecinii să ţi se alăture în iniţiative etc. Poate pentru unii ceea ce spun sună prea critic, dar eu cred că România poate să facă mai mult şi merită mai mult. Timpul nu aşteaptă pe nimeni, dacă noi nu ne mişcăm repede, o vor face alţii sau se vor întâmpla evenimente sau vor apărea noi tehnologii care vor închide fereastra de oportunitate sau vor anula avantajul competitiv pe care îl avem în prezent. Cum va fi posibilă o creştere economică de peste 5% în 2017, estimată de noul guvern, în condiţiile reducerii investiţiilor, potrivit analizei BNR de la începutul acestui an? Există semnale pozitive de încurajare a investiţiilor în sectorul 69

energetic? Eugenia Guşilov: Este prea devreme pentru o afirmaţie categorică, noul guvern abia s-a instalat, noii miniştri încă nu şi-au intrat în rol, dar într-adevăr ţinta asumată (de 5%) este foarte ambiţioasă. Prognoza din toamnă a Comisiei Europene indică o creştere mai temperată, de 3,9% în 2017 şi de 3,6% în 2018 pentru România. În ceea ce priveşte semnalele pentru încurajarea investiţiilor, partea de energie din programul de guvernare pe 2017-2020 nu arată rău, dimpotrivă denotă o înţelegere a problemelor cu care se confruntă sectorul. Însă, planul e una şi implementarea este alta. Foarte mult va depinde de ministrul de resort şi de echipa acestuia. Până la urmă, contează ce va face în mod concret guvernul în activitatea de zi cu zi, pe toate temele şi subtemele unde sunt decizii pe care investitorii le aşteaptă de ani buni. E nevoie de semnale clare şi decizii ferme. Aşteptările sunt mari, de amânat nu se mai poate. Riscul cel mai mare pentru România este pierderea investiţiilor din cauza incertitudinii sau a tergiversării. BNR afirmă că pentru consolidarea situaţiei economice este nevoie de asigurarea unui mix echilibrat de politici macroeconomice, inclusiv de progresul reformelor structurale. De asemenea, deciziile de politică energetică trebuie să fie fundamentate pe modelări şi studii de impact aprofundate. Care sunt, în opinia dvs. plusurile, dar şi minusurile actualei strategii energetice naţionale pentru perioada 2016-2030? Eugenia Guşilov: Întru totul de acord cu punctul de vedere al BNR, fundamentarea deciziilor în energie pe modelări şi studii de impact este şi filosofia noastră, însăşi raţiunea pentru existenţa noastră ca organizaţie. Însă trebuie să ajungem la un grad de conştientizare a faptului că studiile aprofundate nu se fac în grabă, pe genunchi, sau de pe o săptămână pe alta, ci au nevoie de timp corespunzător. Calitatea analizei e direct influenţată de timpul disponibil. Atunci când timpul e prea scurt, calitatea are de suferit. Puţini înţeleg acest aspect. Referitor la strategia energetică elaborată în 2016, bineînţeles că este un exerciţiu util. La fel a fost şi draftul din 2014, din 70

mandatul fostului ministru al Energiei, Răzvan Nicolescu. E regretabil însă stilul de lucru, în care de fiecare dată când avem un nou ministru, se aruncă la gunoi tot ceea ce s-a realizat în mandatul predecesorului şi se reia efortul de la zero. Punctual, pe strategia din 2016, printre plusuri aş enumera faptul că s-a făcut, că a existat un larg (deşi nu cuprinzător) proces de consultare cu experţii, că s-a lucrat cu scenarii, că documentul are la bază şi o modelare cantitativă. Printre minusuri, aş menţiona tratarea superficială a unui subiect foarte important – problema încălzirii (în special termoficarea, dar şi situația din mediul rural unde 90% din gospodării se încălzesc cu lemn de foc, o stare de fapt catalogată în strategie ca ținând „de tradiție”...). Documentul este prea descriptiv, în loc să ofere o listă de proiecte-priorităţi şi o foaie de parcurs în baza căreia să poţi acţiona. Dacă nu sunt stabilite proiectele prioritare (pe termen scurt, mediu, lung), de unde ştim că atenţia următoarelor guverne se va concentra pe problemele cu adevărat critice şi că nu va fi risipită pe aspecte neesenţiale? Cred că această prioritizare ar fi fost foarte utilă, întrucât indiferent ce partid ar veni la guvernare, ar putea să îşi aleagă temele de care să se ocupe în energie din această listă prestabilită de priorităţi zero, în loc să promită că se va ocupa simultan de toate problemele sistemului energetic. Resursa de timp şi efort a oricărui guvern este limitată, iar strategia ar fi putut circumscrie urgenţele de grad zero pentru a focaliza atenţia decidenţilor pe temele cu adevărat critice.

România poate să facă mai mult şi merită mai mult. Timpul nu aşteaptă pe nimeni, dacă noi nu ne mişcăm repede, o vor face alţii sau se vor întâmpla evenimente sau vor apărea noi tehnologii care vor închide fereastra de oportunitate sau vor anula avantajul competitiv pe care îl avem în prezent.

Dezvoltarea pieței interne integrate de energie este evident influenţată de noile proiecte de interconectare a țărilor din regiune. Sprijinirea Proiectelor de Interes Comun (PIC) este un punct important pe agenda europeană. Care sunt cele mai importante consecinţe pentru România? Eugenia Guşilov: Proiectele de interconectare în regiunea noastră sunt tardive, dar vor crea în cele din urmă o piaţă integrată. Inevitabil, fie că vrem, fie că nu, România va face parte din această piaţă, nu are cum să rămână izolată. Este nevoie însă de un lobby românesc mai puternic la nivel european pentru susţinerea www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU EUGENIA GUŞILOV PIC în care e prinsă România. Nu cred că este suficient doar să fim pe o listă eligibilă, ci trebuie depuse eforturi considerabile de convingere şi lobby astfel încât proiectele în care suntem implicaţi să aibă şanse mai mari să fie selectate spre finanţare mai devreme decât mai târziu. Lista PIC se actualizează la fiecare doi ani. În cadrul Apelulului pentru Proiecte Connecting Europe Facility (CEF) din 2015 a fost selectat proiectul Transgaz de dezvoltare a SNTG pe tronsonul BRUA din România (lucrări faza 1) cu o asistenţă de 179.320.400 de euro. În cadrul apelului CEF din 2014, un alt proiect al Transgaz a fost selectat – studii FEED pentru staţiile Corbu, Haţeg şi Horia, în valoare de 1.519.342 de euro. Ambele proiecte ale Transgaz fac parte din Coridorul Sudic de Gaz. În 2016 însă nu există nici

un proiect românesc selectat pentru finanţare (rezultatele primului apel/2016, cele aferente celui de-al doilea apel din 2016 nu se cunosc încă). Scăderea preţurilor, în special la ţiţei, precum şi oferta crescută de petrol şi gaze naturale pe piaţa mondială au redus substanţial investiţiile în lucrările de explorare-exploatare. Totodată, producţia de hidrocarburi în România se află pe pantă descendentă. Pe ce ar trebui să se axeze abordarea strategică de stimulare a acestor activităţi? Eugenia Guşilov: Momentul actual este prost, evoluţiile de pe piaţa internaţională nu ne favorizează. Bineînţeles că ceea ce se întâmplă la nivel global se resimte în România. Traversăm

o perioadă de supraofertă, e o piaţă a cumpărătorilor şi s-ar putea să rămână aşa până în 2025. BP Energy Outlook 2017 (publicat pe data de 25 ianuarie) preconizează o schimbare majoră în structura ofertei mondiale de ţiţei în favoarea deţinătorilor de mari resurse care au costuri de exploatare mici (Orientul Mijlociu, SUA, Rusia), care ar putea să scoată din piaţă producătorii care au costuri ridicate. În astfel de momente, statul trebuie să dea dovadă de flexibilitate, nu poţi creşte povara fiscală când preţul se duce în jos, dar poţi gândi un mecansim de tip “sliding scale”, care să ajusteze taxele în funcţie de variaţia preţului, astfel încât să nu ai o taxare ruptă de realitate. Pentru România, şi pentru Uniunea Europeană în acelaşi timp, introducerea în circuitul economic regional a rezervelor din Marea Neagră prezintă o importanţă deosebită. Cum apreciaţi evoluţiile din bazinul Mării Negre? Eugenia Guşilov: Competiţia pentru piaţă s-a intensificat, iar cererea s-a contractat. Avem o piaţă soft (unde ai mulţi ofertanţi, unde aşadar dictează cumpărătorul), ceea ce înseamnă că hidrocarburile care au un cost ridicat de producţie riscă să devină „captive”, să nu ajungă prea curând pe piaţă. Adică, mai întâi vor fi exploatate zăcămintele de ţiţei/gaz care au un cost de producţie mai scăzut. Ştim, din numeroasele declaraţii din ultimii ani ale companiilor implicate în Marea Neagră, că, în sectorul românesc, costurile de exploatare a gazului din zona de mare adâncime nu sunt tocmai mici. Marea Neagră prezintă condiţii de exploatare dificile (deci resursele sunt mai costisitoare), în consecinţă, există riscul ca decizia de investiţie în exploatare să se ia doar atunci când condiţiile 72

comerciale (“above ground”) vor fi mai atrăgătoare. Pe de altă parte, până nu intră în vigoare noul pachet fiscal pentru sectorul petrolier, nu cred că vom vedea vreo decizie finală de investiţie din partea operatorilor. Nici o companie nu se va angaja la dezvoltarea zăcămintelor offshore în condiţii de incertitudine a prevederilor fiscale. Doi factori foarte importanţi (preţul din piaţă şi noul regim fiscal) vor determina rentabilitatea proiectelor din Marea Neagră şi momentul în care acestea vor fi puse în exploatare. Pe de altă parte, faptul că există evoluţii pozitive în privinţa infrastructurii domestice de transport gaze (BRUA pe segmentul românesc, Tuzla-Podişor) e un semn bun. Infrastructură = angajament. Aşadar, pe termen mediu şi lung, gazul din Marea Neagră va ajunge la consumatori, dar posibil cu câţiva ani mai târziu faţă de aşteptările iniţiale (2018-2019). Ce proiecte are în desfăşurare ROEC şi ce noi activităţi îşi propune în 2017? Eugenia Guşilov: 2016 a fost un an excelent pentru ROEC şi avem aşteptări foarte înalte pentru 2017, un an în care ROEC va continua lucrul cu companiile care sunt interesate să investească în România sau care sunt deja prezente aici, pe partea de monitorizare legislativă, analize de impact, cadru de reglementare, analize de risc şi de piaţă. Vom continua parteneriatele în vigoare cu mediul academic (ASE şi Universitatea Bucureşti) şi vom încheia unele noi. Avem deja identificate noi subiecte pe care le vom aborda critic, dar echilibrat. Ca întotdeauna, proiectele şi evenimentele ROEC din anul acesta vor fi interactive, vor umple goluri informaţionale şi vor furniza perspective inedite. Începem noul an cu optimism. www.petroleumreview.ro

Fuzionarea înseamna ÎNCEPUTUL, Preluarea înseamna PROGRESUL, În luna ianuarie 2016 s-a împlinit un an de când Flowserve Corporation a achiziţionat Concernul SIHI Group BV – un furnizor global de sisteme proiectate, echipamente de pompare, precum şi servicii conexe în domeniul vehiculării fluidelor şi aplicaţiilor de vacuum. Pe parcursul anului trecut s-a realizat integrarea SIHI Group BV în Flowserve Corporation, iar Sterling Fluid Systems (România) devine reprezentanţa oficială a Flowserve SIHI Pumps pentru România şi Moldova. De asemenea, ne face plăcere să vă aducem la cunoştinţă că prin această preluare, gama de echipamente s-a mărit considerabil, având acum în portofoliu atât produsele SIHI - consacrate pe piaţa românească de petrol şi gaze şi nu numai, cât şi cele ale Flowserve Corporation - produse de top, apreciate în întreaga lume. Angajamentele Sterling Fluid Systems România faţă de partenerii şi clienţii noştri nu se vor schimba. Ne dorim să dezvoltăm colaborările existente, conform principiului continuităţii “business as usual”, adăugând plus valoare, prin experienţa şi profesionalismul tuturor colegilor noştri din Flowserve SIHI Pumps. Pe viitor, suntem deschişi noilor provocări şi potenţialelor proiecte, pe care le abordăm cu o echipă de mare succes, cea a companiei Flowserve SIHI Pumps. Sterling Fluid Systems (România) Mihai Eminescu 105-107 RO-020074 Bucureşti Tel: +40 21 211 76 78 Fax: + 40 21 210 82 87 Email: office@sterlingsihi.ro www.sterlingsihi.ro

opinie

Din nou în conflict

OPEC VERSUS PETROLUL DE ȘIST

de Victor Lupu

onform promisiunilor făcute în campania electorală, noul președinte american Donald Trump a anunțat că administrația sa va susține așa numita revoluție a petrolului și gazelor, astfel încât SUA să devină independente de țările exportatoare de petrol OPEC. După cum comentează analiștii, nu este primul înalt oficial american care își propune o asemenea țintă. În anii ‘70 a încercat și secretarul de stat Henry Kissinger, apoi fostul președinte George W. Bush a vizat reducerea importurilor din Orientul Mijlociu. Nici unul nu și-a atins ținta. După cum se vede, la început de 2017 ne întoarcem 74

la conflictul inițial – la „războiul” dintre producătorii americani de petrol de șist și OPEC. În 2014 OPEC a refuzat să ia în considerare o reducere a producției, în timp ce țările membre au preferat să încerce să își păstreze cota de piață și să îi scoată pe producătorii de petrol de șist din marja de profitabilitate. Tentativa nu a avut succes, iar prețurile petrolului au scăzut dramatic la mijlocul anului, ducând la o importantă criză pe piața mondială a energiei și la deficite bugetare importante pentru țările exportatoare de petrol. Recenta decizie a OPEC de la sfârșitul lui 2016, de reducere a producției, în încercarea de a obține o scădere a supraofertei și o creștere a cotațiilor internaționale ale țițeiului părea să funcționeze; în schimb, prețul petrolului a urcat în ianuarie peste 55 de dolari pe baril. Această evoluție a readus însă la viață producătorii americani de petrol de șist, cu mai multă motivație decât înainte, potrivit unor informații recente. Producția de petrol a SUA este în creștere și US Energy Information Administration (EIA) anticipează o creștere cu circa 41.000 de barili pe zi a producției în luna februarie, până la nivelul de 4.748 milioane de barili pe zi, adăugând că, dacă tendința se menține, producția de petrol de șist ar putea atinge 500.000 de barili pe zi spre sfârșitul anului. Per total, producția SUA de petrol ar putea atinge 9 milioane de barili pe zi, conform EIA. În ianuarie a avut loc o mică revoluție. Numărul de sonde de foraj din SUA a crescut cu 35 într-o singură săptămână, până la 694, fiind cea mai mare creștere săptămânală din ultimii cinci ani. De la punctul de minim de la sfârșitul lunii mai 2016, numărul de sonde de foraj a crescut cu 290, adică cu circa 70%. Urmare a acestor evoluții, IEA avertizează la rândul său că petrolul de șist reînvie și, cel mai probabil, va conduce la o altă scădere a prețurilor mondiale ale petrolului. Pe lângă datele anterioare, IEA vede o creștere medie cu 170.000 de barili www.petroleumreview.ro

opinie

pe zi în 2017. La presiunile în creștere asupra prețului petrolului se adaugă și alte proiecte, începute cu ani în urmă de Brazilia și de Canada, care vor aduce pe piață încă circa 415.000 de barili pe zi. EIA susține că reducerile de producție operate de OPEC la sfârșitul anului trecut de circa 900.000 de barili pe zi în ianuarie și ulterior de 1,2 milioane de barili pe zi vor reduce oferta pe piață în prima jumătate a anului 2017. Ulterior, producția în creștere a statelor non-membre OPEC ar putea duce la o nouă scădere a prețurilor în a doua jumătate a anului, pe măsură ce volatilitatea se va reinstaura, afirmă IEA. După cum afirma un analist, țările exportatoare de petrol membre OPEC și nemembre OPEC au ajutat producătorii de petrol de șist, aflați în degringoladă, să reînvie. „Oferta este factorul important acum și gaura lăsată în urmă de OPEC este umplută acum de către Statele Unite,” afirma un analist american. În acest context apar speculații și scenarii. Unii opinează că o creștere rapidă a producției de petrol de șist va duce foarte probabil la încetarea reducerilor de producție agreate de OPEC și de țările nemembre ale OPEC și lumea se va întoarce la politicile falimentare de menținere a cotei de piață prin creșterea producției proprii. Aceiași comentatori susțin că Arabia Saudită va fi motorul în această privință. „Puțini au fost cei care au avut încredere în decizia OPEC, producția lor era în creștere. Acum nesiguranța în jurul ambilor factori s-a instaurat în mare măsură. Producătorii americani de petrol de șist sunt acum în viață și încep să miște”, afirmă un important analist bancar. Și totuşi... Țările OPEC și nemembre OPEC nu sunt prea îngrijorate de evoluțiile recente. Ministrul saudit al petrolului Khalid Al-Falih declara recent, la Forumul Economic de la Davos, că prețurile actuale care variază în jurul a 50 de dolari pe baril nu sunt suficient de mari ca să aducă o revenire semnificativă a producției americane de petrol de șist și că se așteaptă, pe termen lung, la creșterea costurilor pentru operatorii de șist americani. „Pe măsură ce cererea va crește, se vor îndrepta spre zonele mai scumpe, mai dificile, mai putin productive pentru petrolul de șist și cred că vor constata că au nevoie de prețuri mai mari,” a spus Al-Falih. Într-un interviu acordat CNN, ministrul saudit afirmă: „nu am probleme cu somnul din cauza petrolului de șist care ne-ar putea copleși. Nu cred că se va întâmpla așa ceva.” Ministrul kuweitian al petrolului Essam Al-Marzouk a avut o poziție similară, după reuniunea Comitetului Ministerial Comun de Monitorizare. Ministrul susținea că posibila creștere a producției de petrol de șist nu este o amenințare la adresa pieței mondiale, având în vedere că se așteaptă ca nivelul cererii să se echilibreze cu oferta pe parcursul lui 2017. „Pe măsură ce prețurile cresc, ne așteptăm ca și producția să crească proporțional,” afirma Al-Marzouk. „Nu

suntem îngrijorați în privința creșterii producției de petrol de șist, credem că cererea mondială va consuma orice volum în exces”. Și celelalte țări exportatoare de petrol sunt destul de relaxate. Ministrul algerian al energiei Noureddine Boutarfa susținea că „OPEC și alți producători trebuie să atingă un nivel al reducerilor de 1,8 milioane de barili pe zi luna viitoare (februarie – n.r.)”. Părerea sa este împărtășită și de ministrul kuweitian al petrolului, care arăta că statele care se vor conforma probabil cu reducerile și piețele internaționale de petrol vor fi echilibrate în acest an. La rândul său, fostul ministru rus al energiei, Igor Iusufov, afirma recent că nu există îngrijorări în privința companiilor americane producătoare de petrol de șist, care ar putea încerca să profite de reducerile de producție din Rusia și din Orientul Mijlociu pentru a prelua o parte a cotei de piață. Fereidoun Barkeshli, Președintele Grupului de Cercetare în domeniul Energiei de la Viena, fost manager general al Companiei Naționale Iraniene de Petrol (NIOC) explica decizia luată de OPEC. „Decizia OPEC a intenționat să forțeze țările nemembre OPEC să coopereze cu politicile organizației care au avut ceva succes, de a trimite un mesaj către producătorii americani de petrol de șist. (...) Organizația a scos deja circa 2,5 milioane de barili pe zi de petrol de șist de pe piață. Acest volum de petrol de șist nu se va reîntoarce imediat pe piață, din cauza structurii complicate de producție a petrolului de șist,” afirma Barkeshli. Acesta prezice că miniștrii OPEC îi vor îndemna pe producătorii americani de petrol de șist să se alăture politicii organizației pentru a da stabilitate pieței. Pe de altă parte, există incertitudini în privința politicii Statelor Unite față de Teheran și a posibilităţii reintroducerii sancțiunilor ridicate cu un an în urmă. Va fi Iranul din nou obligat să iasă de pe piața mondială a petrolului? Care vor fi consecințele? Primele tensiuni au apărut după decizia președintelui american Donald Trump privind imigrația și interzicerea intrării în țară a cetățenilor din mai multe țări. Teheranul a luat deja o decizie similară în privința cetățenilor americani. Dar deocamdată exporturile energetice ale Iranului sunt în creștere. Exporturile de petrol și gaze naturale condensate vor atinge 2,2 milioane de barili pe zi în februarie, după un nivel de 2 milioane de barili pe zi în luna ianuarie. Vârful în privința exporturilor a fost atins în septembrie anul trecut – 2,6 milioane de barili pe zi. Așadar, lumea se reîntoarce în zona incertitudinilor, la „războiul” dintre exportatorii tradiționali de petrol și producătorii americani de petrol de șist. Este o bătălie care consumă multe energii, iar învingătorii nu sunt cunoscuți. Pentru moment, pe parcursul crizei petrolului, cei mai mulți ar spune că de fapt toate părțile au pierdut într-un fel sau altul. Unii s-au văzut nevoiți să închidă exploatări, alții au oprit investițiile sau a trebuit să își revizuiască politica internă în urma creșterii dramatice a deficitului bugetar. 75

opinie

Petrolul, la 60 de dolari/baril

PREOCUPARE PENTRU OPEC

de Ioan-Corneliu Dinu

naliştii pieţelor de hidrocarburi nu consideră favorabil momentul de revenire a cotaţiilor ţiţeiului pe burse, aceştia aşteptând menţinerea unei perioade calculate de către economişti, dar şi consolidarea acestui trend. Creşterea cotaţiilor în bursă cu mai bine de 18%, de la începutul anului 2017, este importantă, deşi nu aduce semnul clar, neapărat, de echilibrare generală din chiar toate punctele de vedere. Se citează în varii ocazii previziunile doamnei Christine Lagarde, directorul general al Fondului Monetar 76

Internaţional, previziuni ce sunt considerate drept bază pentru analiza economică a sectoarelor energetice în integralitatea lor pentru o lungă perioadă de timp. Pe de altă parte, se iau în considerare şi estimările de coşmar, revizuite din rău în mai rău, zi de zi, estimări ce fac din ţiţei lebăda neagră a acestui început de an. Ar fi bine să nu uităm previziunea Vaticanului, din urmă cu mai bine de un an, previziune susţinută mai apoi şi de declaraţia Standard Chartered care estima preţul ţiţeiului, deja în cădere liberă pe atunci, la 10 dolari/baril, preţ comparabil de-a dreptul cu cel de la solduri generale. OPEC, până în prezent, omite sau nu ia încă în calcul necesitatea resetării, recalibrării producţiei de ţiţei faţă de o cerere ce stă în parametri minimali, fără tendinţe de creştere evidente, creşteri parcă frânate de ţările emergente care gândesc şi îşi recunosc o vină ascunsă - că nu s-au îngrijit la timp, pentru a încerca să repare abordările care au condus la declinul preţului. Este posibil ca OPEC să convoace o întâlnire la vârf în luna martie 2017, a anunţat preşedintele organizaţiei, nigerianul Emmanuel Ibe Kachikwu, practic o conferinţă de urgenţă care, după unii analişti, ar putea veni prea târziu sau chiar ar fi inutilă, de vreme ce sunt cunoscute, dar nerezolvate încă, tensiunile dintre Arabia Saudită şi Iran, problemă extrem de delicată, dacă nu imposibil de rezolvat. O chestiune este însă clară, de o certitudine evidentă, cum că aceste preţuri decise de la „masa de comandă” a multor state, dar şi dinspre unele mari companii petroliere, fac ca lămpile de avarie să lumineze şi chiar să fie ţinute aprinse în continuare. Potrivit analiştilor Goldman Sachs, cotaţiile petrolului ar urma să atingă 60 de dolari/baril spre sfârşitul anului, preţ ce va contribui la revenirea companiilor din sector, iar investitorii ar putea respira oarecum mai uşuraţi. De altfel, 2017 este caracterizat de către experţi ca fiind mai degrabă un „an liniştit”. Totuşi, www.petroleumreview.ro

opinie

după unii specialişti ai pieţelor de hidrocarburi, fluctuaţiile sunt un semn al unei situaţii fragile, ce va trebui gestionată cu atenţie în această perioadă. O greutate (s-o numin astfel) este resimţită de Rusia care, constrânsă de recesiune, a trebuit să reducă cu 10% cheltuiala publică, având ca obiectiv fundamental economisirea a nouă miliarde de dolari necesari echilibrării balanţei energetice. Eforturi au depus inclusiv Arabia Saudită, precum şi Norvegia, unde parte din fondurile suverane au fost utilizate pentru acoperirea unor goluri din bilanţ. Cam la fel se întâmplă şi pe fondul corporatist al marii companii BP, care ia în calcul reducerea locurilor de muncă cu circa 4.000 de posturi până spre sfârşitul anului 2017. Necazuri parcă şi mai mari se prezumă a fi resimţite de SUA, aprecierile vizând o perioadă mai lungă de timp. America (Terra Promessa, cum este cunoscută) va trebui să regândească producerea ţiţeiului de şist pentru a diminua din pierderile estimate de analişti drept semnificative. La preţurile actuale, producătorii din SUA pierd aproximativ două miliarde de dolari pe săptămână, după unele estimări. Este un efort din ce în ce mai mare, nesustenabil

economic, apreciază Wolfe Reasearch, care nu exclude un posibil faliment pentru o treime dintre companiile sectorului. Analizele se bazează pe greutatea susţinerii creditelor impuse de bănci care, în unele cazuri, îşi vor reduce cu până la 50% încrederea, ceea ce va sugruma practic activitatea economică a unora dintre producători. Concluzia nu-i deloc uşor de tras. Pe partea de strategie, totul depinde de fiecare stat, de fiecare mare companie producătoare. Pe partea economică, situaţiile diferă de la ţară la ţară, bugetele fiind construite în baza filosofiilor proprii, iar din punctul de vedere comercial, rezolvarea rămâne de domeniul burselor, înţelegerilor corporatiste, evaluatorilor specializaţi şi autorizaţi de pieţele de hidrocarburi. Segmentul downstream (produsele finite), pe de altă parte, are cu siguranţă o importanţă deosebită pe tot lanţul cunoscut, de la producător, transportator, procesator până la comerciant, în sarcina căruia căzând atât închiderea lanţului energetic expus anterior, cât şi a celui financiar, în acest fel dându-se cursivitate activităţii economice a întregului sector.

(Articol inspirat din informaţiile publicate de Oil Magazine - Eni)

Proiecte la cheie în Industria de Petrol şi Gaze Indiferent că aveţi nevoie de energie temporară pentru operaţiunile de exploatare de pe câmpurile petroliere, pentru construirea platformelor, întreţinere planificată sau de urgenţă sau testarea sarcinii sistemelor energetice principale, Aggreko vă vine în ajutor. Vă oferim planificarea întregului proiect, montarea şi punerea în funcţiune cu suport tehnic 24 de ore din 24, 7 zile pe săptămână, pentru a vă asigura buna funcţionare a producţiei dumneavoastră.

Aggreko, specialişti în Europa de Est Aggreko Eastern Europe Şoseaua de Centură 7A, Tunari, Ilfov 077180, România T: +4 0743 15 15 16 E: office.romania@aggreko.ae Aggreko operează din cadrul a 200 de unităţi din întreaga lume. Pentru a afla care este unitatea cea mai aproape de dumneavoastră, vizitaţi www.aggreko.com/contact

petrol și gaze

S SCURTĂ ISTORIE A PETROLULUI AZER „Azerbaijanul şi petrolul său au atras atenţia companiilor comerciale şi oamenilor de afaceri, în a doua jumătate a secolului al XIX-lea şi la începutul secolului al XX-lea, un număr mare de companii străine operând pe teritoriul ţării pentru a asigura producţia petrolului.” - Heydar Aliyev 78

ecolul al X-lea – istoricul arab Masudi-Abdul-Hussein atestă primele informaţii cu privire la câmpurile petrolifere de lângă Baku şi Absheron. Secolul al XIV-lea - Marco Polo menţionează în scrierile sale că oamenii din regiune folosesc petrolul în scopuri terapeutice. 1847 – începe epoca modernă a petrolului azer, prin punerea în funcţiune a primei sonde cu mijloace tehnice moderne la Bibiheybat. 1859 – se construieşte prima rafinărie la Baku. 1863 – se construieşte prima uzină de producere a kerosenului. 1878 – prima conductă de transport. 1883 – ia fiinţă “The Caspian-Black Sea Oil Company”, controlată de banca Rothschild. 1897 – 1907 – se construieşte conducta de transport Baku – Batumi, care asigură accesul petrolului azer la piaţa mondială. 1901 – Azerbaijan produce 11 milioane de tone de ţiţei, mai mult de 50% din producţia mondială la acea dată. 1901 – ia fiinţă prestigioasa instituţie a Premiilor Nobel, cea mai înaltă distincţie a intelectului uman, întemeiată de Alfred Nobel, cel mai important deţinător de acţiuni în compania de producţie petrolieră a fraţilor Nobel în Baku. 1920 – 1949 – se naţionalizează industria petrolieră din Azerbaijan; se descoperă zăcăminte noi (Gala, Buzovna-Mashtagha). 1941 – Azerbaijan produce 23,5 milioane de tone de ţiţei, 72% din producţia Uniunii Sovietice. 1949 – Azerbaijan devine primul producător mondial de ţiţei offshore (câmpul Neft Dashlari (“Oil Rocks”), aflat la 40 de km de ţărm şi la 90 de km de Baku. 1950 – 1969 – noi zăcăminte de petrol şi gaze apar pe hartă (Kurovdag, Mishovdag, Kursanga, Garabaghly, Galmaz, Garabagh). 1969 – prima perioadă a guvernului Heydar Aliyev; industria de petrol şi gaze se dezvoltă într-un ritm susţinut. 1970 – ia fiinţă asociaţia Khazardenizneft, iar petroliştii azeri sunt împuterniciţi, datorită marii lor experienţe în domeniu, să conducă toate operaţiunile de explorare şi producţie petrolieră din toate sectoarele Mării Caspice. 1970/80 – câmpurile petrolifere Chirag, Kapaz www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

Exploatarea petrolieră a familiei Nobel din Balakhani, o suburbie a capitalei Baku. Sondele erau atât de apropiate încât riscul de incediu era iminent, iar nivelul de zgomot înfiorător. Foto: Asbrink Collection.

Stânga: Săpători manuali de puţuri de petrol. Dreapta: studenţi la Colegiul Tehnic Baku (în prezent Academia de Petrol şi Gaze) stând lângă avionul pe care l-au construit în 1910. Foto: Arhivele Naţionale Azere.

Câmpuri petrolifere în apropiere de Baku, pompând petrol în lacuri de acumulare. Dezastrul ecologic încă afectează regiunea. Foto: Arhivele Naţionale Azere.

Dezvoltarea timpurie a capitalei Baku în perioada boom-ului petrolier, sfârşitul secolului al XIX-lea. Vedere asupra regiunii BibiHeybat. Foto: Arhivele Naţionale Azere.

Stânga: Caravană de cămile în Baku, sfârşitul secolului al XIX-lea. „Baronul Petrolului” Taghiyev importase deja primul automobil. Până în 1911, Baku avea deja 11 automobile. Foto: Arhivele Naţionale Azere. Centru: Tren gata de plecare din Baku. Ludvig Nobel construise şi produsese cisternele feroviare la Riga, în (pe atunci) Rusia. Foto: Asbrink Collection. Dreapta: Armata Roşie (şi trenul blindat) a intrat în Baku la 27 aprilie 1920, cerând demisia Parlamentului Republicii Democrate Azerbaijan şi punând efectiv capăt controlului azer asupra propriilor zăcăminte de petrol. Marea majoritate a „baronilor petrolului” s-a refugiat în Iran, Turcia sau Europa. Foto: Arhivele Naţionale Azere.

şi Gunashli sunt descoperite în ape adânci de 80 până la 350 de metri. Gunashli produce în prezent mai mult de 60% din petrolul SOCAR. 1994 – se semnează “The Joint Development and Production Sharing Agreement for the Azeri, Chirag, and Gunashli (Deepwater) Field”. Acest acord va fi numit ulterior „Contractul

Secolului” datorită importanţei lui majore. Contractul a fost semnat de 11 companii din opt state şi este privit ca un semnal privind viziunea, curajul politic şi înţelepciunea liderului Republicii Azerbaijan, Heydar Aliyev. Contractul a crescut încrederea lumii în Republica Azerbaijan şi a încurajat companiile petroliere să opereze în

Azerbaijan. Până în prezent, SOCAR a semnat, cu companii străine, 32 de contracte în domeniul producţiei de petrol. 2011 – ia fiinţă SOCAR Petroleum SA în România, sub conducerea Directorului General Hamza Karimov. 2016 – SOCAR Petroleum operează 35 de staţii pe teritoriul României. 79

petrol și gaze

otrivit noului ministru al Energiei, Toma Petcu, Strategia energetică naţională pentru perioada 2016 – 2030, privind cadrul de dezvoltare, urmează să fie completată astfel încât să includă, ca priorităţi, reducerea cu 40% a emisiilor de gaze cu efect de seră comparativ cu nivelul din 1990, cota de energie regenerabilă să ajungă la 27% din cererea de energie, eficienţa energetică să ajungă la minim 27%, comparativ cu scenariul de status-quo, iar gradul de interconectare a sistemelor electroenergetice să crească până la

15%. Pe termen mediu şi lung, până în anul 2035 şi ulterior, se are în vedere adaptarea mixului energetic, acordându-se prioritate energiei din surse regenerabile, cărbunelui şi gazelor curate, combustiei hidrogenului şi energiei nucleare, a afirmat ministrul Energiei în cadrul audierilor din cadrul comisiilor parlamentare pentru învestirea sa. Această tranziţie impune redesenarea politicilor energetice ale României, o nouă abordare strategică şi redefinirea unor priorităţi, punând accent pe activitatea de cercetare - inovare şi de susţinere, promovare a noilor

tehnologii privind stocarea energiei, reţelelor inteligente sau măsurilor de eficienţă energetică în întreg sistemul. OBIECTIV STRATEGIC

România are un sistem energetic îmbătrânit, poluant şi ineficient. „Din 100 de unităţi energetice ale materiei prime, doar 15% mai ajung la consumatorul final. Acest dezavantaj trebuie transformat într-o oportunitate, respectiv într-un obiectiv strategic: eficientizarea sistemului energetic, cu consecinţe calitative directe şi imediate asupra scăderii preţului energiei şi creşterea calităţii vieţii cetăţenilor

PROGRAMUL DE GUVERNARE 2017 - 2020

PRIORITĂŢI ÎN SECTORUL ENERGETIC Etapa de dezvoltare prezentă a României impune dezvoltarea unui capital uman înalt calificat, precum și investiția în cercetare-inovare-dezvoltare (CDI), astfel încât, în toate domeniile industriale, să fie asigurată eficiența proceselor și realizarea unor produse de înaltă calitate, transformând România într-un pol de competitivitate în zonă – se arată în Programul de guvernare pentru perioada 2017 - 2020 al cabinetului Grindeanu. 80

www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

prin îmbunătăţirea calităţii mediului înconjurător. Soluţia pentru noile provocări tehnologice și de sistem reprezintă o nouă revoluție tehnologică, respectiv o nouă revoluție digitală”, se precizează în programul de guvernare în domeniul energetic al noului Executiv. ASIGURAREA SECURITĂŢII ŞI EFICIENŢEI ENERGETICE

Programul de guvernare are în vedere monitorizarea procedurii de negociere a contractelor şi asigurarea transparenţei procedurilor, revizuirea legislaţiei fiscale în domeniul petrolului şi gazelor naturale, dar şi întărirea puterii şi independenţei autorităţilor specifice controlului şi reglementării, precum şi evitarea situaţiilor de tip monopol. Sistemul energetic românesc trebuie să fie integrat la nivel continental, bazat pe concurenţă, pe utilizarea optimă a resurselor şi susţinut de un sistem de reglementare autonom, independent, transparent şi eficace atât pentru pieţele de energie cât şi pentru operatori şi consumatori. Pentru asigurarea securităţii şi eficienţei energetice, sistemul energetic trebuie să progreseze concomitent pe următoarele direcţii principale: • Menţinerea unui mix energetic prin diversificarea surselor şi tehnologiilor de producere a energiei, promovarea energiilor din surse regenerabile şi a tehnologiilor de conversie, cu emisii reduse de carbon pentru energie electrică, încălzire şi răcire; • Decarbonizarea sistemului de transport, prin trecerea la combustibili alternativi; • Liberalizarea pieţei de energie şi interconectarea sistemelor energetice, cu reţele „inteligente” şi de comunicare, pentru o reţea complementară şi interactivă de servicii;

UTILIZAREA CĂRBUNELUI ŞI DESCOPERIREA DE NOI REZERVE DE PETROL ŞI GAZE RĂMÂN PRIORITARE

•

Eliminarea (minimizarea) dependenţei dintre dezvoltarea economică şi degradarea mediului, prin asigurarea de energie curată, sigură şi la preţuri accesibile; Politicile de creştere a eficienţei energetice şi stimularea tehnologiilor cu emisii reduse de carbon, combinate cu o piaţă stabilă pentru emisii de carbon pot determina direcţia şi schimbările de comportament.

CONSTRUIREA DE NOI GRUPURI ENERGETICE

Tot pentru asigurarea securităţii energetice naţionale, programul de guvernare 2017 - 2020 precizează că reţeaua de transport şi de distribuţie a energiei electrice este o reţea de siguranţă socială, reprezentând fundaţia pentru progresul societăţii. În anii care urmează, construcţia de noi grupuri energetice ce utilizează cărbune în tehnologii curate de ultimă generaţie şi de înaltă eficienţă va fi parte a răspunsului la creşterea consumului de energie electrică. Noile capacităţi nucleare sau noile capacităţi hidroenergetice vor juca un rol cheie în decarbonizarea producţiei de energie electrică în România şi în regiune, mai precizează documentul.

De asemenea, autorităţile locale vor trebuie să devină un actor cheie al procesului de tranziţie al sectorului energetic, precum şi cele de redesenare a politicilor energetice la nivel naţional cât şi local. FOCUS PE DESCOPERIREA DE NOI REZERVE

Exploatarea rezervelor probabile şi posibile se poate realiza, conform documentului, prin investiţii specifice pentru dezvoltarea activităţii de explorare şi exploatare ale resurselor de petrol şi gaze naturale ale României. „Pe termen mediu, descoperirea de noi rezerve este condiţionată de realizarea proiectelor pentru zone de adâncime onshore (sub 3.000 m), cu geologie complicată şi în perimetre offshore din Marea Neagră, îndeosebi în zona de apă adâncă (sub 1.000 m). Lucrările, care se vor realiza pe termen scurt şi mediu, pot susţine producţia pentru evitarea epuizării resurselor”, se menţionează în documentul citat. REVITALIZAREA PRODUCŢIEI DE CĂRBUNE

Cărbunele va rămâne o componentă importantă a mixului de materii prime energetice a României. Pe termen mediu, producția de huilă trebuie menținută pentru a asigura funcționarea unui nou grup energetic la termocentrala Mintia și un grup la termocentrala Paroșeni, pentru producerea de energie electrică și energie termică în sistemele centralizate de termoficare de la Deva și din Valea Jiului (Petroșani, Lupeni, Vulcan etc.). La termocentrala Mintia, în următorii 10 ani, se poate implementa un proiect cu un grup energetic (200 MW sau 500 MW) cu eficiență ridicată (randament 43-45%, parametri ultracritici sau ultrasupracritici), în locul celor două grupuri existente, respectiv un grup energetic de 150-200 MW, cu pat 81

petrol și gaze

fluidizat sau parametri supracritici, la Paroșeni, dotate cu instalații de mediu corespunzătoare. Lignitul indigen rămâne o sursă energetică importantă în mixul de resurse energetice, pe baza căreia trebuie păstrate și dezvoltate, în continuare, capacități de producere de energie electrică cu eficiență ridicată. CONSOLIDAREA PRODUCȚIEI DE ENERGIE NUCLEARĂ

Energia nucleară va fi un pilon al securității în producția de energie electrică și de diminuare a emisiilor de CO2. La unitățile tip CANDU 6 se poate dubla durata de viață economică, până la 60 de ani, prin realizarea unei revizii și retubare a fiecărui reactor, după 30 de ani de utilizare. Se are în vedere menținerea locurilor de muncă și a expertizei profesionale pe un ciclu complet nuclear, prin extinderea ponderii energiei nucleare în mixtul energiei naționale. Pentru valorificarea superioară a rezervelor de uraniu, se impune asigurarea condițiilor competitive de piață în exploatarea uraniului (cariere de exploatare noi, îmbunătățire tehnologii de rafinare). De asemenea, se urmăreşte atragerea de investitori pentru finalizarea unităților 3 și 4, respectiv retubarea unităților 1 și 2.

potențialul hidroenergetic amenajat ar urma să ajungă la 59% în anul 2020, respectiv la 67% în 2035. Finalizarea investițiilor hidroenergetice în derulare, de către compania Hidroelectrica, este necesară, pentru a sprijini programul național de reducere a emisiilor cu efect de seră și a suplimenta rezerva de putere pentru servicii tehnologice de sistem. Realizarea proiectului centralei hidroelectrice prin pompare Tarnița Lăpuștești (1.000 MW) și a altor centrale hidroelectrice poate să contribuie la asigurarea rezervei de putere. APAR PROGRAMELE NAŢIONALE DE INVESTIŢII

O altă compenentă importantă a viitorului program guvernamental în domeniul energiei vizează demararea unor programe naţionale axate pe avantajul de ţară al României. Printre acestea se numără realizarea infrastructurii pentru combustibili alternativi GNC, GNL şi biocombstibili, înfiinţarea unor noi sisteme de distribuţie a gazelor naturale şi energie electrică în localităţile fără alimentare cu energie electrică şi gaze naturale (susţinerea investiţiei prin taxa de monopol, circa 50 de milioane de euro anual).

MĂRIREA POTENȚIALULUI HIDROENERGETIC

MODIFICĂRI ALE CADRULUI LEGISLATIV

Realizarea programului de amenajare a potențialului hidroenergetic va asigura creșterea cantității de energie electrică din surse regenerabile (inclusiv capacități hidroenergetice de peste 10 MW) până la 43% în anul 2020, valoare care se va stabiliza la circa 42% din potențialul hidroenergetic. Pentru perioada 2017 - 2035, sectorul hidroenergetic poate participa cu o putere instalată de circa 6.500 MW în sistemul electroenergetic național. Conform strategiei Hidroelectrica,

Un alt obiectiv anunţat de noul ministru al Energiei este şi modificarea cadrului legislativ. Acesta va viza, în principal, reanalizarea, în noul context al redefinirii politicilor energetice la nivelul Uniunii Europene (UE) a Legii 123/2012 pentru energie electrică şi gaze naturale, schimbarea Legii petrolului, finalizarea şi adoptarea noii Lege a redevenţelor, transpunerea directivei UE privind infrastructura combustibililor alternativi şi a gazelor naturale comprimate (GNC),

gazelor naturale lichefiate (GNL) şi transportul biocombustibililor. De asemenea, se are în vedere elaborarea unei legi a biomasei, biocombustibililor şi energiei geotermale, precum şi o nouă lege a energiei termice în vederea definirii unitare a modului de alimentare cu apa caldă, căldură şi răcire pentru toate locuinţele României. ECHILIBRAREA BALANŢEI PRODUCȚIE-CONSUM

Promovarea producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie (E-SRE) reprezintă un imperativ la nivelul României și al Uniunii Europene justificat de protecția mediului, creșterea independenței energetice față de importuri, prin diversificarea surselor de aprovizionare cu energie, precum și pentru motive de ordin economic și de coeziune socială. Se impune realizarea unui cadru legislativ predictibil pentru o lungă perioadă de timp realizat cu mecanisme de corecție prin reguli de piață, dar și de încurajare a investițiilor în capacități mici până la 1 MW. Noul guvern îşi propune realizarea unui cadru legislativ predictibil pentru o lungă perioadă de timp realizat cu mecanisme de corecție prin reguli de piață, dar și de încurajare a investițiilor în capacități mici până la 1 MW. Pentru aceasta însă, este necesară funcționarea în sistem a unor centrale de vârf, deoarece modul actual de funcționare are implicații negative asupra costurilor de producție și duratei de viață a grupurilor destinate funcționării în bază. Tocmai de aceea se impune realizarea unei capacități de echilibrare a balanței producțieconsum, fără a periclita siguranța sistemului, pentru structura existentă și prognozată pe termen mediu a parcului de producție, de 3.500 MW. Această concluzie va fi luată în considerare la elaborarea scenariilor de dimensionare rațională a rețelei. www.petroleumreview.ro

83 39

petrol și gaze

Confind produce unități de pompare cu balansier la standarde americane de calitate

in anul 2007, S.C. CONFIND produce și livrează unități de pompare cu balansier non-API, iar din 2009 - o gamă de unități cu balansier certificate API 11E.

CERTIFICAREA API 11E

Unitățile de pompare CONFIND acoperă unitățile nonAPI produse în țară de diverse firme pentru forțe de tragere a garniturii de prăjini de 3; 5; 7; 8; 9,5 şi 12 tone și curse de 0,5 – 2,2 m (cursa pistonului pompei de adâncime). Unitățile de pompare CONFIND certificate API răspund cerințelor API Spec. 11E – Ediţia 19 (2014) și cerințelor OMV PETROM, care sintetizează o experiență

de multe decenii în exploatarea unităților de pompare cu balansier. Unitățile CONFIND respectă următoarele standarde: • API Spec. 11E – Ed. 19/May 2014: Petroleum and Natural Gas Industries. Specification for Pumping Units; • API RP 11G: Recommended Practice for Instalation and Lubrication of Pumping Units; • ANSI/AGMA 2001 – D04; AGMA 422.03/May 1984; AGMA 908-B89; SR EN 10083-1+A1 pentru angrenajele reductorului; • Directiva 94/0/EC (ATEX), Directiva 97/37/EC (Maşini).

www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

UNITĂȚILE DE POMPARE API 11E ÎN FABRICAȚIE LA CONFIND Caracteristici unitate de pompare Sistemul imperial Unitatea de pompare (cod API 11E)

Momentul la ieşirea din reductor

Sarcina la tija polizată

Sistemul internaţional Cursa la tija polizată

Momentul la ieşirea din reductor

Sarcina la tija polizată

Cursa la tija polizată

Tipul reductorului

in*lbs

lbs

N*m

57-76-54

57000

7600

6440

3450

1372

D57

57-109-48

57000

10900

6440

4950

1220

D57

57-95-48

57000

9500

6440

4313

1220

D57

57-89-42

57000

8900

6440

4040

1067

D57

57-76-48

57000

7600

6440

3450

1220

D57

80-119-64

80000

11900

9038

5402

1626

D80

80-133-54

80000

13300

9038

6038

1372

D80

80-119-54

80000

11900

9038

5402

1372

D80

80-133-48

80000

13300

9038

6038

1220

D80

80-109-48

80000

10900

9038

4950

1220

D80

114-119-86

114000

11900

12880

5402

2185

D114

114-143-74

114000

14300

12880

6492

1880

D114

114-173-64

114000

17300

12880

7854

1626

D114

114-143-64

114000

14300

12880

6492

1626

D114

114-133-54

114000

13300

12880

6038

1372

D114

160-143-74

160000

14300

18077

6492

1880

D160

160-173-64

160000

17300

18077

7854

1626

D160

160-173-74

160000

17300

18077

7854

1880

D160

160-173-86

160000

17300

18077

7854

2185

D160

160-200-74

160000

20000

18077

9080

1880

D160

228-200-74 228-213-86

228000 228000

20000 21300

74 86

18078 25761

9080 9080

1880 1880

D228 D228

228-246-86

228000

24600

25761

9670

2184

D228

228-173-100

228000

17300

100

25761

11168

2184

D228

228-213-120

228000

23100

120

25761

7854

2540

D228

320-213-86

320000

21300

25761

10487

3048

D320

320-256-100

320000

25600

100

36155

9670

2184

D320

320-305-100

320000

30500

100

36155

11622

2540

D320

320-213-120

320000

21300

120

36155

13847

2540

D320

320-256-120

320000

25600

120

36155

9670

3048

D320

320-256-144

320000

25600

144

36155

11622

3048

D320

petrol și gaze

PARAMETRII REDUCTOARELOR CONFIND TIP D160 ŞI D80 Parametri Momentul nominal Raportul de transmitere Maxim

Turaţia la ieşire

Minim

D160

D80

în. lbs

160000

80000

N.m

18077

9038

29,89

29,03

5 2

rpm

Numărul de trepte

Poziţia axelor

În plan orizontal

Tipul angrenajului

V – cu două angrenaje cu dinţi înclinaţi

Distanţa între axe

280

230

Raportul de transmitere

5,3

6,19

Tipul angrenajului

Angrenaj în V

Distanţa între axe

450

370

Raportul de transmitere

5,64

4,69

Capete de cuplare ax intrare (Ø x l)

Ø 60 x 105 Conic 1:10

Ø 50 x 82 Conic 1:10

Capete de cuplare ax ieşire (Ø x l)

Ø 115 x 210

Ø 100 x 21

Masa reductorului

1800

1000

Treapta I

Treapta II

CONSTRUCȚIA UNITĂȚILOR DE POMPARE CONFIND Unitățile de pompare CONFIND sunt dezvoltate pe o ramă de bază, pe care sunt fixate postamentul reductorului și capra unității. Atașată ramei de bază este rama de bază auxiliară, pe care sunt așezate motorul electric, sistemul de pretensionare a transmisiei cu curele și comanda frânei. O particularitate a unităților CONFIND este poziționarea acestei rame auxiliare, care este dispusă la o anumită înălțime față de rama de bază. Reductorul unității este fixat pe postamentul menționat și, împreună cu transmisia cu curele, asigură frecvența mișcării garniturii de prăjini de pompare. De la arborele de ieșire al reductorului sunt antrenate cele două mecanisme patrulater, de o parte și de alta a reductorului, mecanisme ce realizează transformarea mișcării continue de rotație a manivelelor în mișcare oscilantă a balansierului, în raport cu lagărul central, fixat pe capra unității. Balansierul este prevăzut cu „ capul de cal”, care poate fi rabătut pentru a putea permite accesul la garnitura de prăjini de pompare, în cazul operațiilor de intervenție. Echilibrarea unităților CONFIND se face cu contragreutățile prinse pe cele două manivele. Poziția contragreutăților se poate regla după cerințele specificației unității. Spațiul de lucru al unității de pompare este delimitat de un grilaj. Pentru lucrări de intervenție la partea superioară a structurii unității (balansier, „cap de cal”, lagărul central, lagărul sferic) sunt prevăzute două scări, de o parte și de alta a caprei unității. Unitățile de pompare CONFIND pot fi livrate cu compresor de gaz asociat, acționat de la balansierul acestora. Tipul compresorului: CGA 6 x 36 – alezaj 6” x cursa 36”, cu simplă sau cu dublă acțiune. www.petroleumreview.ro

REDUCTOARELE UNITĂȚILOR DE POMPARE CONFIND Pentru unitățile de pompare, CONFIND a dezvoltat o gamă de reductoare speciale, calculate conform următoarelor standarde: • API Spec. 11E – Ed 19/Mai 2014: Petroleum and Natural Gas Industries. Specification for Pumping Units; • ANSI/AGMA 2001-D04: Fundamental Rating Factors and Calculation Methods for Involute Spur and Helical Gear Teeth; • AGMA 422.03/May 1984: Practice for Helical and Herringbone Speed Reducers for Oilfield Pumping Units; • AGMA 908-B89: Geometry Factors for Determining the Pitting Resistence and Bending Strength of Spur, Helical and Herringbone Gear Teeth; • SR EN 10083-1+A1: Quenched and temperated steels. Part 1: Technical delivery conditions for special steels (includes amendament A1: 1996); • API RP 11G: Recommended Practice for Instalation and Lubrication of Pumping Units. Reductoarele CONFIND au un raport de transmitere de circa 30, realizat în două trepte cu angrenaje în V. Angrenajul primei trepte este în V deschis, cu dantura frezată și rectificată. Angrenajul treptei secundare este danturat pe mașini Sykes cu cuțite roată. Carcasa, o construcție întărită în zona lagărelor arborelui principal și a tălpilor, este realizată din fontă, prelucrată pe mașini

CONFIND SRL

de alezat de precizie, iar controlul poziției axelor se face cu dornuri de control pe o placă de bazalt. Acest cadru tehnologic pentru angrenaje și carcasă asigură reductorului un bun contact la angrenaje și o funcționare silențioasă. O particularitate a reductoarelor CONFIND este baia de ungere cu două niveluri, ceea ce face ca necesarul de ulei de ungere să fie redus cu circa 50% față de execuția obișnuită a altor reductoare pentru unitățile de pompare. La reductoarele CONFIND, ungerea angenajelor este realizată prin scufundarea roților celor două trepte în baia de ulei. Ungerea lagărelor-rulmenți la primele două axe și bucșe-lagăr, la arborele principal, se asigură cu uleiul colectat de pe roata treptei secundare și condus în cele șase puncte. Etanșarea la arborele de intrare și la arborele principal se realizează fără contact, ceea ce exclude uzurile la cei doi arbori. Frâna unităţii, fixată pe axa de intrare a reductorului, este cu saboţi şi realizează menţinerea în repaus a elementelor unităţii la lucrările de intervenţie. Pentru siguranţă mărită, frâna are un sistem suplimentar de menţinere în poziţia frânat, prin intermediul unui şurub de urmărire. Unitățile de pompare CONFIND se execută în sistemul de asigurare a calității API Spec. Q1. Principalele lor avantaje (certificare API Spec. 11E; funcționare silențioasă, având prima treaptă a reductorului cu dantura rectificată; siguranță mărită a sistemului de frânare; intervenție ușoară și rapidă) le-au consolidat renumele pe care și l-au câștigat pe piața echipamentelor din industria de petrol.

ing. G. Muşat

Str. Progresului nr. 2, Câmpina, jud. Prahova, tel: +40 244 333160; fax: +40 244 374 719, web: www.confind.ro; e-mail: confind@confind.ro 87

petrol și gaze

Proiectul bugetului de stat pe 2017

Taxele speciale impuse în sectorul energetic se menţin Guvernul estimează pentru acest an o creştere uşoară a veniturilor obţinute din taxele speciale impuse în sectorul energetic. Conform proiectului de buget pe 2017, acestea ar urma să ajungă la suma de 2,76 miliarde de lei, ceea ce înseamnă o creştere a încasărior de circa 35 de milioane de lei comparativ cu anul trecut. de Adrian Stoica 88

creştere minimă se prevede şi în ceea ce priveşte încasările din redevenţe, ceea ce înseamnă că dacă guvernul a estimat aceste încasări în baza noii legi a redevenţelor, pe care şi-a propus să o adopte, legea nu are în vedere majorări consistente ale acestora. Astfel, faţă de anul 2016, pentru care redevenţele petroliere încasate de statul român sunt estimate la 1,521 de miliarde de lei, pentru acest an se estimează încasări de 1,798 miliarde de lei. Mai mult, potrivit proiecţiei pentru anii următori, veniturile statului din redevenţe vor scădea în 2018 la 1,686 miliarde de lei. Pentru anul 2019, este estimată suma de 1,782 miliarde de lei, iar pentru 2020 - suma de 1,884 miliarde de lei. TAXA VARIAZĂ ÎNTRE 3,5% ŞI 13,5%

Redevenţele la ţiţei sunt de 3,5% pentru zăcămintele care produc sub 10.000 de tone/trimestru, 5% pentru zăcămintele care produc între 10.000 şi 20.000 de tone/trimestru, 7% pentru zăcăminte care produc între 20.000 şi 100.000 de tone/trimestru şi 13,5% pentru zăcămintele care produc peste 100.000 de tone/trimestru. La gaze naturale, redevenţele sunt de 3,5% pentru zăcămintele care produc sub un milion de metri cubi/trimestru, 7,5% pentru zăcămintele care produc între unu şi 5 milioane de metri cubi/ trimestru, 9% pentru zăcămintele care produc între 5 şi 20 de milioane de metri cubi/trimestru şi 13% pentru zăcămintele care produc peste 20 de milioane de metri cubi/trimestru. Guvernul a adoptat spre sfârşitul lunii ianuarie o notă privind elaborarea unui act normativ pentru sistematizarea redevenţelor din domeniul resurselor minerale, dar nu au fost oferite amănunte www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

despre ce cuprinde această notă, ea fiind clasificată la documente secrete. Potrivit însă programului de guvernare prezentat Parlamentului la învestirea noului guvern, se prevede supraimpozitarea cu cel puţin 20% a profiturilor obţinute din extracţia resurselor naturale, în măsura în care aceste resurse nu sunt prelucrate în România. Deocamdată nu este clar de unde provine creşterea încasărilor. Din schimbarea Legii redevenţelor în cursul acestui an sau din majorarea producţiei? Dacă s-a luat în calcul cea de a doua variantă, calculele guvernului s-ar putea dovedi înşelătoare. FOSTUL GUVERN PĂSTRA TAXAREA ŞI ADĂUGA FACILITĂŢI

Potrivit proiectului elaborat de Ministerul de Finanţe anul trecut şi lăsat moştenire noului guvern, se păstrează practic actualul nivel al redevenţelor, dat fiind că zăcămintele sunt vechi, epuizate, se află la mare adâncime, costurile cu exploatarea fiind mari, iar descoperirea altor zăcăminte necesită investiţii consistente. În schimb, noutăţile aduse vizează, printre altele, introducerea unor facilităţi fiscale acordate companiilor în funcţie de metodele de exploatare, mizânduse astfel pe creşterea factorului de recuperare pentru zăcămintele de mare adâncime. De asemenea, alte noutăţi se referă la introducerea unor facilităţi fiscale pentru activităţile din zonele offshore, care nu sunt reglementate în prezent, şi la diferenţierea între zăcămintele marine de mică adâncime şi cele de mare adâncime, având în vedere costurile diferite pe care le implică. ÎNCASĂRI MAI MARI ÎN SECTORUL GAZEIFER

O creştere ceva mai consistentă a veniturilor estimează executivul din taxa de 60% pe venitul suplimentar

obţinut din liberalizarea preţurilor din sectorul gazelor naturale. Astfel, acestea ar urma să înregistreze o creştere de 7,49%, de la 659,21 milioane lei în 2016 (estimat) la 708,59 milioane lei în 2017. Puternic contestată de cei doi mari producători de gaze, companiile Romgaz şi OMV Petrom, acest impozit a generat o reacţie adversă care s-a concretizat prin reducerea producţiei. Odată cu liberalizarea preţului gazelor naturale, statul român a decis în 2013 instituirea unei suprataxe speciale, din dorinţa de a atrage venituri din acest proces, care ar fi adus mai mulţi bani în conturile firmelor producătoare. Astfel, producătorii interni au fost obligaţi să plătească statului 60% din diferenţa de preţ al gazelor ce se utiliza în anul 2012 (înainte de liberalizare - 45,71 lei/MWh) și prețul mediu ponderat al gazelor naturale din producţia internă corespunzătoare cantităților comercializate pe piața concurenţială pentru consumatorii noncasnici, nu mai mic de 72 de lei/ MWh. Prin această măsură, statul a impus arbitrar un preţ de referinţă şi a exclus luarea în calcul a preţului de vânzare stabilit de piaţă. La stabilirea acestui impozit special, statul nu a luat însă în considerare o altă ipoteză, la vremea respectivă fiind puţin probabilă: ce se întâmplă dacă preţul gazelor din import scade? În lipsa unei reglementări clare, Romgaz s-a văzut obligat să plătească acest impozit special luând în calcul preţul de 72 de lei/MWh, chiar dacă importurile au ajuns să fie şi cu 20 de lei/MWh mai ieftine la un moment dat. ELIMINAREA IMPOZITULUI PE MONOPOL SE AMÂNĂ

O altă taxă controversată în sectorul energetic, pe care bugetul mizează şi în acest an, este cea pe monopol, plătită de către transportatorii şi distribuitorii de energie şi de gaze. Aceasta ar urma să înregistreze o creştere consistentă

în acest an, fiind estimate venituri de 152,47 milioane de lei, în condiţiile în care pentru anul trecut se estimează încasări de 141,86 milioane de lei. Taxa a fost introdusă în anul 2013 de guvernul Ponta, dar avea o aplicabilitate limitată, până la sfârşitul lui 2015. Guvernul Cioloş a revenit asupra acestei prevederi, menţinând taxa şi în 2016. VÂNZAREA CERTIFICATELOR DE CO2, ÎN REGRES

Proiectul de buget pe anul 2017 prevede o reducere semnificativă a încasărilor din vânzarea certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră. Astfel, guvernul mizează pe încasări de 118,97 milioane de lei, în condiţiile în care în 2016 ele sunt estimate la 159,11 milioane de lei. Atât anul 2016, cât şi 2017 sunt departe de performanţa realizată de statul român în 2015, când a reuşit să încaseze 305,56 milioane de lei. Schema de comercializare a certificatelor în cadrul Uniunii Europene s-a aplicat în primă fază pentru perioada 1 ianuarie 2005 - 31 decembrie 2007, iar a doua fază în perioada 2008 - 2012. Cea de-a treia etapă are o durată de opt ani şi se desfăşoară în intervalul 1 ianuarie 2013 - 31 decembrie 2020. MODIFICĂRI DE ULTIMĂ ORĂ

Noul proiect al bugetului pentru 2017 măreşte veniturile şi reduce cheltuielile faţă de vechiul document. Bugetul de stat se stabileşte la venituri în sumă de 117,08 miliarde de lei, iar la cheltuieli în sumă de 150,20 miliarde de lei, cu un deficit de 33,11 miliarde de lei, arată noul proiect de buget postat pe site-ul oficial al Ministerului Finanţelor Publice. În proiectul anterior, publicat pe data de 23 ianuarie, bugetul de stat era stabilit la venituri în sumă de 116,48 miliarde de lei, iar la cheltuieli în sumă de 149,60 miliarde de lei, cu acelaşi deficit de 33,11 miliarde de lei. 89

petrol și gaze

2017 – Anul Proiectului de dezvoltare Moftinu pentru Serinus Energy Serinus Energy, reprezentat cu succes în România de subsidiara sa Winstar, a dezvoltat inițial un sector de activitate de explorare a zăcământului Moftinu, prin autorizarea și execuția Sondelor Moftinu 1000, Moftinu 1001 și Moftinu 1002 Bis.

rmare a probelor de producție, pe parcursul cărora s-a demonstrat că zăcământul de la Moftinu are încă rezervă de gaze naturale, Serinus a decis continuarea proiectării instalațiilor de suprafaţă ce vor deservi zăcământul Moftinu și punerea în producție a sondelor executate. Producția de gaze naturale a zăcământului Moftinu poate

fi estimată la 450.000 Nm3/zi. Dezvoltarea şi exploatarea acestor rezerve de gaze naturale, precum și livrarea acestor resurse în „Sistemul Național de Transport Gaze Naturale” va contribui la creşterea economică regională şi națională. Proiectul de dezvoltare Moftinu este compus din: A) „Proiectul de dezvoltare Moftinu – Conducte de amestec 1000-1001-1002Bis; B) „Proiectul de dezvoltare

www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

Moftinu – Instalație condiționare gaze Moftinu”; C) „Proiectul de dezvoltare Moftinu - Racord de înaltă presiune DN 200 X 40 Bari la SNT – GN și panou de măsurare gaze Moftinu Mare”. Proiectul, analizat în ansamblul său (Conducte de amestec, Instalație condiționare gaze, Racord de înaltă presiune și panou măsură gaze), urmăreşte menținerea producției de gaz, protecția mediului, creşterea siguranței şi fiabilității facilităților propuse, precum şi îndeplinirea cerințelor de vânzare ale Sistemului Național de Transport Gaze Naturale. Proiectul de dezvoltare Moftinu are următoarele obiective: • Exploatarea rezervei de gaz a zăcământului Moftinu spre creșterea economică regională și națională; • Creșterea siguranței și fiabilității instalațiilor; • Implementarea unei tehnologii testate în practică; • Adoptarea unui concept de

pachet modular; Asigurarea unei operări în condiții de siguranță în caz de avarie; • Realizarea unei echipări cu o construcție şi echipamente adaptate la specificațiile privind calitatea gazelor naturale impuse atât de ANRE, cât şi de S.N.T.G.N. Transgaz S.A.; • Asigurarea de flexibilitate a cadrului de operare şi a reglajului; • Implementarea unui sistem de monitorizare a echipamentelor şi instalațiilor operaționale aferente Instalației de condiționare gaze; • Asigurarea unei viitoare extinderi; • Îmbunătățirea impactului asupra mediului prin fiabilitatea şi consumurile de funcționare ale instalației. Principalele criterii utilizate pentru selectarea proiectului conceptual adoptat au fost de a se asigura că diferitele componente ale Proiectului sunt proiectate în condiții de siguranță, rentabil şi fiabil. Obiectul de activitate al Proiectului •

de dezvoltare Moftinu (conducte de amestec, Instalație condiționare gaze, Panou măsură gaze și racord de înaltă presiune) vizează transportul gazului natural în forma sa naturală, tratarea gazelor naturale și măsurarea și transportul gazului natural tratat către Sistemul Național de Transport. La sfârşitul lunii ianuarie 2017, Winstar a obţinut Acordul de mediu. Evaluarea Impactului asupra Mediului a fost realizată integral, analizând întregul ansamblu al Proiectului de dezvoltare Moftinu, şi anume „Proiectul de dezvoltare Moftinu – Conducte de amestec 1000-10011002 Bis, Instalație condiționare gaze Moftinu, Racord de înaltă presiune DN 200 X 40 Bari la SNT – GN și panou de măsurare gaze Moftinu Mare” din cadrul Perimetrului Moftinu, judeţul Satu Mare. Serinus se pregăteşte intens pentru demararea acestui proiect. Cu siguranţă că acesta este un proiect aşteptat şi urmărit cu interes de către toţi jucătorii de pe piaţa de gaze naturale din România, fiind supervizat îndeaproape de către echipa tehnică şi managerială din România, împreună cu echipa Serinus.

Alexandra Damascan A. Country Manager Serinus in Romania (Winstar is a wholly owned subsidiary of Serinus Energy Inc) 15-17 Navodari Street Ground Floor, Ap.01 14107, 01st District Bucharest Romania T: +40371071037 F: +40372899350 M: +40722647572 E: ADamascan@serinusenergy.com http://www.serinusenergy.com 91

FOCUS

FUZIUNI ȘI ACHIZIȚII DE 136 DE MILIARDE DE DOLARI LA NIVEL GLOBAL ÎN SECTORUL UPSTREAM Revenirea prețului petrolului, perspectiva menținerii trendului crescător în ceea ce privește cererea la nivel global și, mai ales, decizia OPEC de limitare a producției au condus la revigorarea activității de fuziuni și achiziții în industria globală de petrol și gaze în ultima parte a anului 2016. Astfel, la finele anului, valoarea tranzacțiilor realizate în sectorul upstream în această industrie a fost de 136 de miliarde de dolari pe fondul creșterii numărului tranzacțiilor mari cu 34% față de anul anterior. de Laurenţiu Roşoiu

www.petroleumreview.ro

FOCUS

ntr-un an al transformărilor profunde pentru industria globală de petrol și gaze, revenirea prețului petrolului, începută în luna ianuarie a anului 2016, a stimulat interesul pentru realizarea de noi investiții. Asta arată cifrele studiului realizat de “Evaluate Energy”, una dintre cele mai importante case de consultanță financiară pentru sectorul petrol și gaze, publicat la începutul lunii ianuarie 2017, sub titlul “Global upstream oil & gas M&A reaches USD 136 billion in 2016”.

valoarea totală), care a fost o tranzacție cu caracter absolut excepțional. Luând prin urmare ca reper doar tranzacțiile ce pot fi considerate „ordinare” potrivit metodologiei specialiștilor menționați, activitatea de fuziuni şi achiziţii realizată în 2016 a fost mai intensă cu circa 71% – din punct de vedere al valorii, și cu 34% – din punct de vedere al numărului de tranzacții mari (adică tranzacții cu valori de peste 100 de milioane de dolari); în 2016 numărul tranzacțiilor mari a fost de 168, față de doar 125 în 2015 – ceea ce arată că interesul investitorilor în această zonă a fost semnificativ în creștere. Studiul remarcă faptul că cea mai intensă activitate a fost înregistrată în ultimul trimestru al anului, când numărul tranzacțiilor realizate și valoarea acestora au fost mult peste medie; acest fapt conduce la concluzia că decizia OPEC de limitare a producției a reprezentat un puternic determinant al revenirii interesului (vezi grafic „Evoluția valorii tranzacțiilor M&A, pe trimestre”). Astfel, în ultimele trei luni ale anului 2016 au avut loc nu mai puțin de 49 de tranzacții mari (din cele 168 câte s-au încheiat pe ansamblul întregului an); acestora li s-au

ACTIVITATE INTENSĂ ÎN DOMENIU

Studiul arată că operațiunile de fuziuni și achiziții (M&A) realizate în 2016 au însumat 136 de miliarde de dolari. La o primă vedere, cifra este mai mică decât cea realizată anul anterior (când valoarea operațiunilor de fuziuni şi achiziţii a fost de aproximativ 161 de miliarde de dolari)… doar că, potrivit analiștilor “Evaluate Energy”, din tranzacțiile realizate în 2015 trebuie exclusă preluarea BG Group de către Royal Dutch Shell (care a avut o valoare de 81 de miliarde de dolari – aproape jumătate din

EVOLUȚIE NUMĂR TRANZACȚII M&A, PE TRIMESTRE 100

120

90 100

Preț petrolWTI ($/bbl)

Număr tranzacții

70 60 50

40 40

30 20

10 0

2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 Nr. tranzacții > $50 milioane

Nr. tranzacții > $100 milioane

Preț petrol WTI 93

FOCUS adăugat alte peste 60 de tranzacții mai mici – dar cu valori de peste 50 de milioane de dolari. Trimestrul al patrulea din 2016 a fost astfel cel mai intens trimestru din ultimele 10 (începând cu trimestrul al treilea din 2014 – adică momentul în care prețul petrolului a început să scadă), valoarea tranzacțiilor realizate în aceste trei luni însumând la rândul ei peste 60 de miliarde de dolari (din totalul de 136 de miliarde de dolari înregistrat în întregul an 2016). Cifrele pentru 2016 indică așadar un an al consolidării și relansării industriei, punând capăt unui 2015 extrem de volatil! Să ne reamintim că 2015 a fost primul an întreg de la decizia luată de Arabia Saudită de a nu răspunde scăderii prețului… fiind deci primul an întreg în care forțele „pieței” au fost lăsate efectiv să dicteze prețul petrolului. În 2015 petrolul s-a tranzacționat între un minim de 35 și un maxim de 61 de dolari/baril, la o medie anuală de circa 49 de dolari/baril; pe acest fond, valoarea tranzacțiilor M&A realizate în 2015 (incluzând excepționala preluare a BG Group de către Royal Dutch Shell) a fost cu 4% mai mică decât cea înregistrată în 2014. DOMINAȚIA SUA

Studiul publicat de firma de consultanță canadiană subliniază totodată poziția dominantă pe care Statele Unite o au în industria globală de petrol și gaze. Un prim argument în acest sens este faptul că valoarea tranzacțiilor M&A realizate în SUA în 2016 (care a fost de 69 de miliarde de dolari) a fost mai mult decât dublă față de cea înregistrată în 2015 (de doar 33 de miliarde) – deci dinamica activității în SUA este net superioară celei înregistrate la nivel global. Un al doilea argument care ilustrează rolul determinant al industriei de profil din SUA în plan global este dat de faptul că cele 69 de miliarde de dolari (valoarea tranzacțiilor M&A din SUA) reprezintă aproximativ jumătate din valoarea toală a tranzacțiilor de profil înregistrate la nivel global. Un impuls important în această poziționare a industriei americane de profil în perspectivă globală este dat de sectorul de exploatare a zăcămintelor de șisturi (shale industry)! Acest sector al industriei americane de petrol și gaze a fost puternic lovit în 2015 de scăderea prețului petrolului, valoarea tranzacțiilor M&A scăzând în 2015 cu 75% până la nivelul de 13 miliarde de dolari (cel mai mic din 2009 până la momentul respectiv). În 2016 evoluția a fost aproape la fel de spectaculoasă, dar în sens invers: valoarea tranzacțiilor a fost de 48 de miliarde de dolari, cu 269% mai mare decât cea înregistrată în 2015. Industria americană de shale a înregistrat un reviriment semnificativ din punct de vedere al activității în M&A; atât în bazinul Permian din vestul SUA (zonă de referință 94

pentru sectorul de petrol și gaze din SUA)… dar și înafara acestuia. Spre exemplu, o activitate spectaculoasă a fost de asemeni înregistrată, potrivit raportului amintit, în zona formațiunii Marcellus (zonă de exploatare a șisturilor din nord-estul SUA – o altă zonă de referință pentru industria de shalle). În acest perimetru s-au înregistrat în 2016 tranzacții de 7,25 miliarde de dolari (între care 13 tranzacții de peste 100 de milioane de dolari) – mult peste nivelul din 2015, când s-au înregistrat tranzacții M&A în valoare de doar 0,92 miliarde - și numai trei dintre acestea au fost de peste 100 de milioane de dolari. Mai mult, numărul tranzacțiilor mari realizate în 2016 în acest perimetru (Marcellus) a fost la cel mai ridicat nivel înregistrat începând cu anul 2010 (an în care au avut loc 15 tranzacții mai mari de 100 de milioane) până în 2016. Este de remarcat de asemeni faptul că una dintre tranzacțiile încheiate anul trecut în zona Marcellus (cea prin care Rice Energy a preluat Vantage Energy pentru suma de 2,77 miliarde de dolari) a intrat chiar în Top 10 tranzacții (după valoare) la nivel global. Astfel, tranzacția prin care Rice Energy a preluat perimetre de exploatare în mai multe zăcăminte din SUA (perimetre cu o capacitate de producție însumată de 399 de milioane de metri cubi pe zi), ocupă poziția a șasea în clasament (vezi tabel „Top 10 tranzacții M&A în 2016”). TOP 10 TRANZACȚII ÎN 2016

O altă caracteristică a pieței de fuziuni şi achiziţii în 2016 este dată de faptul că se poate vorbi despre un echilibru în ceea ce privește valorile și numărul tranzacțiilor ce pot fi considerate (relativ) „ordinare” – respectiv acele tranzacții care prin valoare sau prin potențialul de a se repeta se deosebesc de cele cu caracter „excepțional” (cum a fost tranzacția din 2015 prin care Royal Dutch Shell a preluat BG Group). Spre deosebire deci de 2015, în 2016 se înregistrează un număr mai mare de tranzacții cu valori apropiate de mediana statistică (valoare ce este dată de nivelul situat la mijlocul setului de valori luate în considerație), iar abaterile de la mediană sunt semnificativ mai mici. Astfel, cele mai mari 10 tranzacții înregistrate în 2016 la nivel global au valori cuprinse între 2,5 și 15,7 miliarde de dolari (vezi tabel „Top 10 tranzacții M&A în 2016”); spre comparație, în 2015 extremele au fost semnificativ mai depărtate: dacă cea mai mare tranzacție înregistrată în Top 10 (cea prin care Royal Dutch Shell a preluat BG Group) a fost de aproximativ 84 de miliarde de dolari, cea mai mică a avut o valoare de doar 1,8 miliarde de dolari (cea prin care Devon Energy a preluat Felix Energy – vezi tabel „Top 10 tranzacții M&A în 2015”). Această situație statistică poate fi considerată un indiciu al existenței unei activități cu un grad de sustenabilitate www.petroleumreview.ro

FOCUS și continuitate mai ridicat. În același timp, putem spune că avem totodată un indicator al reducerii volatilității activității și percepțiilor în și despre industria de profil, fapt care indică o consolidare a unei tendințe care se înscrie în zona pozitivă; această tendință fiind susținută de perspectivele bune existente în piață cu privire la principalii indicatori specifici, precum prețul sau perspectivele privind cererea globală.

MOTOARELE RELANSĂRII PIEȚEI DE FUZIUNI ŞI ACHIZIŢII Prețul petrolului și perspectivele acestuia au reprezentat așadar principalii determinanți pentru revenirea interesului investitorilor (vezi grafic „Evoluție număr tranzacții M&A, pe trimestre” care relevă existența unei relații de cauzalitate între evoluția prețului petrolului – linia neagră, și evoluția numărului tranzacțiilor de fuziuni şi achiziţii – coloanele de

TOP 10 TRANZACȚII M&A ÎN 2016 Cea mai mare tranzacție din 2016 a avut o valoare de 15,7 miliarde dolari. Valoarea tranzacției (mil. USD)

Cumpărător

Vânzător

Scurtă descriere

Glencore, Qatar Investment Authority

Rosneft

Glencore și Qatar Investment Authority au preluat 19,5% din Rosneft în urma unei majorări de capital social.

Dominion Resources Inc.

Questar Corporation

Dominion Resources a preluat Questar Corporation, formând una dintre cele mai mari companii americane integrate de electricitate și gaz.

6,00

Rosneft

Bashneft

Rosneft a preluat pachetul de control la Bashneft de la Statul rus, care a vândut pentru a face rost de lichidități.

5,91

Range Resources Corporation

Memorial Resource Development Corp

Range Resourses a preluat Memorial Resources cu scopul de a exploata creșterea cererii de export de gaze naturale.

4,40

Rosneft

Bashneft

Tranzacția s-a făcut printr-o ofertă adresa investitorilor minoritari, pentru un pachet de 37,52%.

3,77

Rice Energy Inc.

Vantage Energy, LLC

În urma tranzacției, Rice Energy a preluat perimetre de exploatare în mai multe zăcăminte din SUA, cu o capacitate de producție însumată de 399 de milioane de metri cubi pe zi.

2,77

Silver Hill Energy Partners, LLC

RSP Permian Inc a cumparat firmele Silver Hill Energy Part şi Silver Hill E&P, care împreună însumau o capacitate de producție de circa 15000 barili echivalent petrol pe zi, din 58 de puțuri de producție.

2,55

InterOil Corp.

Tranzacția oferă companiei ExxonMobil acces la baza de resurse deținute de InterOil în Papua Noua Guinee, incluzând patru milioane de acri de teren, și la câmpul PRL 15 - un activ cheie într-un proiect național de GNL.

2,50

Statoil ASA

Petrobras

Tranzacția oferă Statoil acces la operarea unui zăcământ din Carcara, ce conține, conform Petrobras, între 700 milioane și 1,3 miliarde barili echivalent petrol, în petrol și gaze naturale.

2,50

EOG Resources Inc.

Yates Petroleum Corporation

EOG Resources, una dintre cele mai dinamice companii în domeniul producției de petrol și gaze din zăcăminte de șisturi, și-a extins prezența în Texas, New Mexico, Colorado și Wyoming.

2,47

RSP Permian Inc.

ExxonMobil Corp.

15,70

Tabelul relevă cele mai mari 10 tranzacții din 2016, din industria de profil, la nivel global. SURSĂ: EVALUATE ENERGY M&A AND DEAL ANALYTICS DATABASE 95

FOCUS culoare portocalie). Petrolul a început anul 2016 în jurul nivelului de 36 de dolari pe baril și a evoluat ascendent de-a lungul anului pe măsură ce zvonurile privind limitarea producției de către OPEC câștigau în credibilitate; astfel că, la finele anului, petrolul se tranzacționa în jurul nivelului de 53 de dolari pe

baril – mai precis, cu 46% peste prețul la care l-a început (vezi grafic „Evoluție preț petrol”). Concomitent însă cu schimbarea perspectivei asupra prețului petrolului s-a îmbunătățit și perspectiva asupra consumului. Astfel, dacă în anii trecuți cererea a fost semnificativ presată de neîncrederea în relansarea

TOP 10 TRANZACȚII M&A ÎN 2015 Tranzacția record prin care Royal Dutch Shell a preluat BG Group a reprezentat circa jumătate din valoarea tuturor tranzacțiilor M&A înregistrate în 2015. Valoarea tranzacției (mil. USD)

Cumpărător

Vânzător

Scurtă descriere

Royal Dutch Shell

BG Group

Tranzacția oferă companiei anglo-britanice o bază solidă de operațiuni în exploatările offshore din Brazilia.

Suncor Energy Inc

Canadian Oil Sands

Tranzacția a fost încheiată după realizarea unei a doua oferte de preluare (ostilă) al cărei preț pe acțiune a oferit o primă de circa 17% față de prețul de închidere din ședința anterioară anunțului.

4,90

SamrukKazyna

KazMunayGas

Samruk-Kazyna este Fondul Suveran de investiții al Kazakhstanului; acesta a preluat jumătate din participația deținută de KazMunayGas alături de Eni, Total, Royal Dutch Shell și ExxonMobil în zăcământul Kashagan.

4,70

Noble Energy

Rosetta Resources

Noble Energy a preluat compania Rosetta Resources și, odată cu aceste active, rezerve dovedite, la finalul lui 2014, de 282 milioane barili echivalent petrol și o producție de 63000 barili echivalent petrol pe zi.

3,81

Dragon Oil

ENOC a preluat astfel în întregime compania anglo-irlandeză cu operațiuni în Turkmenistan, la care avea deja restul participației. Dragon Oil - listată pe London Stock Exchange, a fost ulterior delistată.

2,86

WPX Energy

RKI E&P LLC

Ambele companii din SUA; în urma tranzacției, WPX Energy a preluat perimetre de exploatare de circa 92000 de acri în bazinul Permian și o producție de circa 22000 barili echivalent petrol pe zi.

2,75

Ontario Teachers' Pension Plan

Heritage Royalty Limited Partnership

Ontario Teachers' Pension Plan - fond de pensii canadian, a preluat HRP, subsidiară a companiei canadiene Cenovus care deținea drepturile de exploatare a unor mari perimetre petrolifere în vestul Canadei.

2,67

Cairn India

Ambele companii sunt din India; prin tranzacția respectivă, Vedanda, acționar al Cairn, a preluat restul pachetului de acțiuni la compania producătoare de gaze naturale.

2,33

ADNOC

Compania franceză a preluat o participație de 10% din concesiunea ADCO Onshore care acoperă 15 dintre principalele câmpuri petrolifere din AbuDhabi, reprezentând mai mult de jumătate din producția EAU.

2,10

Felix Energy

Devon a preluat 80000 de acri de teren în bazinul petrolifer Anadarko, cu circa 3000 de locații de forare, cu o producție medie estimată la circa 9000 barili echivalent petrol pe zi și resurse de circa 400 milioane bep/zi.

1,80

Emirates National Oil Company

Vedanda Limited

Total

Devon Energy

83,90

Tabelul relevă cele mai mari 10 tranzacții din 2015, din industria de profil, la nivel global. SURSĂ: EVALUATE ENERGY M&A AND DEAL ANALYTICS DATABASE 96

www.petroleumreview.ro

FOCUS economică la nivel global, atât anul 2015 cât și, ulterior, 2016 au fost ani cu un consum în creștere! Potrivit estimărilor EIA, IEA și OPEC, în 2015 cererea de combustibili lichizi a avut o creștere cuprinsă între 1,5 și 1,8 procente – cea mai mare contribuție având-o SUA, Europa, China și India (acestora adaugându-se alte țări din zona Asia-Pacific și Orientul Mijlociu). Iar în 2016 tendința a continuat la fel de susținut! Cel puțin asta arată raportul “Short-Therm Energy Outlook – January 2017” publicat la începutul acestui an de Energy Information Administration – agenție de specialitate a Guvernului Statelor Unite (vezi grafic „Evoluția cererii și producţiei de petrol”). Raportul arată că, la nivel global, consumul de petrol și alte lichide combustibile a ajuns la un nivel mediu de 95,6 milioane de barili pe zi în 2016, fiind astfel cu 1,4 milioane de barili pe zi mai mare decât în 2015 – consumul fiind potențat, ca și în anul anterior, în special de cererea venită din economiile non-OECD.

CONTINUARE DE TREND Iar perspectivele sunt de continuare a tendinței – mai arată același raport: pentru 2017 EIA estimează o creștere a consumului la nivel global cu alte 1,6 milioane de barili pe zi și cu circa 1,5 milioane de barili pe zi pentru 2018 (vezi grafic „Evoluția cererii și producţiei de petrol”); cea mai mare parte a plusului de cerere în fiecare dintre cei doi ani – mai precis, peste 1,2 milioane de barili pe zi – urmând a veni tot din economiile non-OECD, India și China fiind principali determinanți. China, spre exemplu, va avea, potrivit specialiștilor EIA, un consum suplimentar de 0,3 milioane de barili pe zi în 2017 și 2018 – ca urmare, în mod special, a creșterii consumului de combustibili auto și de aviație, care vor contrabalansa și devansa scăderea consumului de motorină. În ceea ce privește consumul în India, acesta este estimat să se majoreze cu circa 0,2 milioane de barili pe

EVOLUȚIE PREȚ PETROL Petrolul a evoluat pe trend ascendent în 2016. 120 100 80 60 40 20 0 Dec

Feb

Apr

Iun

Aug

Oct

Dec

Feb

Apr

Iun

Aug

Oct

Dec

Feb

Apr

Iun

Aug

Oct

Dec

31, 28, 30, 30, 31, 31, 31, 28, 30, 30, 31, 31, 31, 29, 30, 30, 31, 31, 31, 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 2016 2016 Graficul relevă evoluția zilnică a petrolului WTI începând cu 31 decembrie 2015. SURSĂ: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION 97

FOCUS EVOLUȚIA PRODUCȚIEI ȘI A CONSUMULUI DE PETROL Tendința crescătoare înregistrată de cererea de petrol la nivel global a fost una dintre determinantele intensificării activității M&A. 102

100

2.5

1.5

0.5

T2 2018 T3 2018 T4 2018

T2 2017 T3 2017 T4 2017 T1 2018

T2 2016 T3 2016 T4 2016 T1 2017

-1.5

T2 2015 T3 2015 T4 2015 T1 2016

T2 2014 T3 2014 T4 2014 T1 2015

-1 T2 2013 T3 2013 T4 2013 T1 2014

84 T2 2012 T3 2012 T4 2012 T1 2013

-0.5

T1 2012

Evoluția stocurilor și a balanței energetice, axa dreaptă, în mil. barili/zi Producția mondială de petrol, axa stângă, în mil. barili/zi Consumul mondial de petrol, axa stângă, în mil. barili/zi SURSĂ: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION

zi și în 2017 și în 2018. Dinamica fiind potențată, potrivit acelorași specialiști, pe de o parte de creșterea cererii de combustibili pentru transport, iar pe de altă parte de majorarea cererii de materie primă pentru industria petrochimică. Iar perspectiva pozitivă privitoare la evoluția cererii de petrol și gaze este completată de cel mai recent raport al BP, “BP Energy Outlook” ediţia 2017 – publicat la finele lunii ianuarie, din care reiese că cererea globală de energie se va majora cu circa 30% până în anul 2035, cu o rată medie de creștere anuală de circa 1,3%; creșterea prosperității în țările în curs de dezvoltare fiind principalul motor, compensând reducerea cererii ca urmare a creșterii eficienței. De notat este faptul că, deși sursele de energie non-fosile vor acoperi jumătate din cererea suplimentară în următorii 98

20 de ani, proiecțiile BP arată că petrolul și gazele naturale (împreună cu cărbunele) vor rămâne principala sursă de energie pentru economia globală, reprezentând 75% din oferta de energie în 2035 (față de 86% în 2015). Cererea de petrol va continua să crească cu o rată medie de 0,7% pe an, deși este estimată o temperare graduală, conform analiștilor BP. Sectorul transporturilor va continua să fie principalul consumator de petrol, (circa 60% din totalul consumului de petrol în 2035), dar utilizarea non-combustibilă a acestuia (cum ar fi în industria petrochimică) va prelua rolul de principal motor al avansului cererii începând cu 2030. În paralel, consumul de gaze va înregistra o creștere a cererii într-un ritm semnificativ accelerat, cu o rată medie de 1,6% pe an, și va ajunge a doua cea mai importantă sursă primară de energie în 2035. www.petroleumreview.ro