Petroleum Industry Review April 2017 by Energy Industry Review

SUMMARY

news 6 7 8 9 10 12

p. 9

High-level visit at the Petroleum-Gas University (UPG) Gazprom and Moldovagaz to address cooperation prospects Industry’s first adaptive drill bit from Baker Hughes Vulcan and KOC signed historic contract Schlumberger and Weatherford to form OneStim joint venture Weatherford AutoFrac system wins OTC Spotlight on New Technology Award

interview

p. 16

p. 26

p. 42

p. 50

Alexandra Damascan Armegioiu, Country Manager Winstar Satu Mare, on Moftinu gas field project and Serinus Energy’s plans for the near future in Romania and the region

point of view

22 24 26

Russia’s politic, energy and geostrategic games with R. of Moldova The information technology revolution and the oil & gas labour market 2017 oil and gas trends: More of the same?

oil & gas

30 32 34 38 40 42 45 46

April’s reading: 20th CEO Survey Natural gas prices liberalization divided into two phases Russia to clinch Europe with two more arms Focus on Iran: New oil & gas business opportunities Sarata-Monteoru, the only oil mine still in operation in Europe ILF 50th Anniversary Reimagining the new style of business: Deloitte to expand cloud services 60 years of European Union in the world

focus 48

CEE oil & gas companies’ evolution: The best, the worst and the losers of the Stoxx 300 CEE Oil & Gas index www.petroleumreview.ro

SUMAR

editorial pag. 56

Strategia energetică a României? Și, totuși, ne-am putea grăbi puțin

știri

pag. 59

58 59 60 61

pag. 62

interviu 62

Venituri de 160 de milioane de euro pentru Siemens România în 2016 Vulcan și KOC au semnat un contract istoric Moody’s acordă MOL rating recomandat pentru investiții Vizită la nivel înalt la UPG

Alexandra Damascan Armegioiu, Country Manager Winstar Satu Mare, despre perimetrul Moftinu și planurile de viitor ale Serinus Energy în România și în regiune

opinie pag. 74

pag. 83

pag. 94

70 72 74

Jocurile politice, geostrategice și energetice ale Rusiei în relația cu R. Moldova Tehnologia informației și piața muncii în sectorul de petrol și gaze Petrolul, limfa vitală a economiei

petrol și gaze

75 80 83 84 90

Rusia înlănțuie Europa cu încă două braţe Liberalizarea prețului gazelor naturale, în două etape Romgaz și UNICEF, forțe unite pentru sănătatea copiilor Cu ochii pe Iran: Noi oportunități de afaceri ILF, la cea de-a 50-a aniversare

focus 93

Evoluții în industria de petrol și gaze din Europa Centrală și de Est: cei mai buni, cei mai slabi și perdanții indicelui Stoxx 300 CEE Oil & Gas 5

news

HIGH-LEVEL VISIT AT THE PETROLEUM-GAS UNIVERSITY (UPG)

he international notoriety of UPG of Ploiesti is also due to the generations of foreign students, trained by professors to become excellent professionals in their home countries. The African continent was for decades a traditional partner of collaboration, as hundreds of young talented people came to study in Romania. Prof. Mihail Minescu PhD, Pro-Rector in charge with International Relations of UPG, organised on December 6, 2016 the visit of an important African delegation. Their Excellencies: Mrs. Faouzi El Achchabi, Extraordinary and Plenipotentiary Ambassador of the Kingdom of Morocco, dean of the African Group of Ambassadors; Mrs. Boutheina Labidi, Extraordinary and Plenipotentiary Ambassador of the Republic of Tunisia; Mrs. Taous Djellouli, Extraordinary and Plenipotentiary Ambassador

of the Democratic Republic of Algeria; Mr. Mohamed Alaaeldin Aly Shawky Elhadidi, Extraordinary and Plenipotentiary Ambassador of the Arab Republic of Egypt; Mr. Mohamed Eltayeb Gasmalla Mudawi, charge d’affaires and Head of Mission of the Republic of Sudan in Romania; Mr. Bomoy Losila Nixon, charge d’affaires of the Democratic Republic of Congo; Mr. Marin Stancu, Honorary Consul of the Republic of Ghana, were received, on behalf of the university, by the Rector Prof. Mihai Pascu Coloja PhD, by Mrs. Pro-Rector Prof. Anca Dobrinescu PhD, by Mr.

Pro-Rector Prof. Mihail Minescu PhD, by Mr. Pro-Rector Prof. Paul Rosca PhD, the deans of the Faculties of Letters and Sciences, Petroleum and Petrochemical Technology and Mechanical Engineering, by the Head of International Relations, by the general administrative director, by the president of the Chamber of Commerce and Industry Prahova and by industry partners - former graduates of UPG. For a few hours, in a cordial atmosphere, the guests learned about the educational offer of the faculties, the results of the academic community on research and research facilities, about the booklet with the generations of graduates from the Maghreb countries, printed in high quality graphics. The ambassadors were delighted to learn about the specifics of the faculties with UPG of Ploiesti and the way the African students integrate into the Romanian education system.

DNV GL SELECTED FOR MGD PROJECT FEED VERIFICATION

NV GL is entrusted by Black Sea Oil and Gas (BSOG) with FEED verification of the Midia Gas Development Project (MGD) offshore Romania. This project gets key interest of players in the Black Sea region as it is one of the very few upstream greenfield development projects currently proceeding offshore 6

Romania. The scope of DNV GL is to verify the design for compliance with applicable local Romanian, European and international codes and standards. As per the current regulatory requirements in Romania, verification of the project is not mandatory at this point in time, however BSOG is aiming for technical expertise and input from DNV GL and to lay the basis for

future compliance right from the beginning. Special attention is paid to the fulfilment of requirements from the EU offshore safety directive. DNV GL will provide experience from the recent ten years of verification work performed for projects offshore Romania and will provide multi-discipline technical support in any area of expertise as needed. www.petroleumreview.ro

news

GAZPROM AND MOLDOVAGAZ TO ADDRESS COOPERATION PROSPECTS

Connect on Google+

PetroleumreviewRomania Managing Editor: Lavinia Iancu lavinia.iancu@petroleumreview.ro Senior Editor: Laurențiu Roșoiu Contributors: Adrian Stoica; Victor Lupu; Vlad-Adrian Iancu; Ioan-Corneliu Dinu Art Director: Justin Iancu justin.iancu@petroleumreview.ro Marketing Manager: Marius Vlădăreanu marius.vladareanu@petroleumreview.ro Sales Manager: Valentin Matei valentin.matei@petroleumreview.ro

working meeting between Alexey Miller, Chairman of the Gazprom Management Committee, and Vasile Botnari, Chairman of the Board of Directors of Moldovagaz, took place at the Gazprom headquarters on March 14. The parties discussed the ongoing and future activities of Moldovagaz and cooperation between the companies. Specifically, the meeting addressed Russian gas supplies to and gas transit across Moldova. Moldovagaz is a joint RussianMoldovan company set up by Gazprom, the Moldovan Government, and the Ministry of Industry of Transnistria. The Republic of Moldova does not have its own proven gas reserves and meets its gas needs by importing natural gas from Russia. In 2016, consumers in the Republic of Moldova received some 3 billion

cubic meters of Russian gas. The contracts for gas supplies to and gas transit across Moldova signed by Gazprom and Moldovagaz are valid until the end of 2019. Only two days after, on March 16, Gazprom sued Moldovagaz in Russia’s International Commercial Arbitration Court demanding payment of USD768.6 million for natural gas supplied in 2014. The Russian gas giant filed the suit in February, according to a prospectus it issued for an upcoming Eurobond issue. No date has been set yet for the hearing. This is the third time the companies will face off in court. Gazprom sued Moldovagaz twice in a Russian arbitration court over debts from 2012 and 2013. The Moldovan company owed Gazprom USD562.3 million for 2013 and over USD800 million for 2012. The court ruled in Gazprom’s favour both times. The latter ruling was made in September 2016.

Scientific Board: President: Prof. Niculae Napoleon Antonescu PhD Members: Prof. Lazar Avram PhD; Assoc. Prof. Marius Stan; Prof. Ionut Purica PhD; Alexandru Patruti PhD

ISSN 2065 - 0396 PUBLISHER: INDUSTRY MEDIA VECTOR 38 Dragoș Vodă St., Apt. 1, Bucharest 020747, RO 41 Costache Negruzzi St., Ploiești 100147, RO Phone: +40 (0)344-143.530; E-mail: office@petroleumreview.ro © 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.

Subscription Petroleum Industry Review subscription rates: Annual subscription - 10 print issues per year RON 200 (EUR 45) shipping included - ROMANIA only EUR 180 - EUROPEAN UNION shipping included

news

INDUSTRY’S FIRST ADAPTIVE DRILL BIT FROM BAKER HUGHES

aker Hughes announced on March 14 the commercial release of its TerrAdapt™ adaptive drill bit, which can deliver dramatic improvements in drilling economics by using automation to mitigate downhole dysfunctions that cause inefficient drilling and costly tool failures. With the industry’s first self-adjusting depth-of-cut (DOC) control elements, the TerrAdapt bit automatically changes its aggressiveness based on the formation through which it is drilling to mitigate vibrations, stick-slip and impact loading. For operators, this means faster, more consistent rates of penetration (ROP), longer bit/ tool life and significantly reduced non-productive time and invisible lost time. The vast majority of well intervals are drilled through a variety of formations containing layers of different rock types, however,

current polycrystalline diamond compact (PDC) drill bit designs feature a fixed DOC control setting that is optimized for only a single rock type. A fixed-DOC bit will drill smoothly in some areas but will perform erratically and inefficiently in others because of vibrations that occur when the bit transitions between different rock types, causing stick-slip. During stick-slip events, the bit’s bite becomes too aggressive, causing it to ‘stick’ and stop rotating, while the drillpipe behind it continues to wind up like a spring until the bit releases, or ‘slips,’ and begins spinning uncontrollably. These stick-slip events dramatically increase drilling costs by reducing ROP, and can seriously damage the bit and other expensive mechanical and electrical bottom hole assembly (BHA) components. When this happens, operators have to make extra trips to replace the bit/BHA, or continue to drill with diminished

performance. The TerrAdapt bit incorporates self-adjusting DOC elements that autonomously extend to create an optimal DOC based on the formation, preventing vibrations and stick-slip when the bit transitions between rock types or sections. When the risk of stick-slip has passed, the elements retract, enabling drilling to resume at a maximum ROP. The elements also absorb any sudden shock to the bit face, significantly reducing damage to the TerrAdapt bit’s cutters and other BHA hardware and electronics. This TerrAdapt bit is the first in a new line of adaptive bits that Baker Hughes is developing to help operators address various drilling dysfunctions, improve performance and reduce costs. TerrAdapt bits are the latest example of Baker Hughes’ strategy to improve well efficiency, optimize production and increase ultimate recovery.

NEW NAME FOR OMV SHAREHOLDER

ne of OMV’s two core shareholdings has been transferred, the Austrian oil and gas group announced March 9. The 24.9% stake previously held by Abu Dhabi state-owned International Petroleum Investment Company (IPIC) has been transferred to another Abu Dhabi state holding, Mubadala. This follows the 8

USD125bn merger of the former Mubadala with IPIC announced January 21, 2017 by Abu Dhabi’s ruler Sheikh Khalifa bin Zayed Al Nahyan into a single sovereign wealth fund, officially named Mubadala Investment Company. Although the transfer was effected on January 19, OMV was only notified on March 7 and it noted on March 9 that a law giving

rise to the Mubadala-IPIC merger has yet to be published in Abu Dhabi. The 31.5% OMV stake held by Austrian state holding OBIB is unchanged; the latter and IPIC had a long-term shareholders’ pact to manage their combined 56.4% majority interest in OMV, which is not expected to be affected by the share transfer. www.petroleumreview.ro

news

Formation Evaluation| Well Construction | Completion | Production

VULCAN AND KOC SIGNED HISTORIC CONTRACT

omanian heavy machinery producer Vulcan signed a USD10 million (EUR 9.4 million) contract with state owned company Kuwait Oil Company (KOC) for the delivery of 270 pumping units. This is the largest contract of its kind for Vulcan, a company with more than 100 years of experience. According to a press release of Euro Insol, Vulcan’s judicial administrator, the oil company has a turnover of over USD20 billion and a net profit of over USD4 billion. Under the contract, signed on March 12, Vulcan will provide the pumping units to KOC until December 31, 2017. If Vulcan fulfils the contract in due time, KOC said will order other 700 pumping units. The delivery time of just seven months, until December 31, 2017, represents also a record. Vulcan is a Romanian manufacturer of power plant boilers, industrial equipment and pumping units, founded in 1904. At the end of 2002, it became a privately-owned company, owned by plants division Grup Energetic Tender, part of Romanian

private group Tender. The group owns geophysical services provider Prospectiuni, which is also insolvent since April 2016. Vulcan became insolvent in 2013, as at the time its outstanding liabilities amounted to EUR 37 million. The same year it was delisted temporarily from the secondary trading segment of the Bucharest Stock Exchange, where it had a market capitalisation of RON 5.94 billion. Although is insolvent since 2013, Vulcan is the biggest supplier of pumping units from Europe and one of the leading supplier worldwide. KOC was established by the AngloPersian Oil Company, now known as the British Petroleum Company, and Gulf Oil Corporation, now known as Chevron Corporation, in 1934. KOC activities had extended to include exploration operations, onshore and offshore surveys, drilling of test wells, and developing of producing fields in addition to crude and natural gas exploration. Kuwait’s Oil Company has a daily production of over 1 million barrels of oil and 1 billion cubic meters of gas.

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

SCHLUMBERGER AND WEATHERFORD TO FORM ONESTIM JOINT VENTURE

eatherford International and Schlumberger recently announced that they have inked an agreement to form a joint venture ( JV) – OneStimSM – to provide completions products and services for the growth of unconventional resource plays in the United States and Canada land markets. The joint venture is expected to offer one of the largest multistage completions portfolios in the market as well as one of the leading hydraulic fracturing fleet in the industry. Weatherford will support the

JV with its leading multistage completions portfolio, cost-effective regional manufacturing capability and supply chain. Schlumberger, on the other hand, will provide access to its industryleading surface and downhole technologies, efficient operational processes and advanced geoengineered workflows. Schlumberger and Weatherford will hold stakes of 70% and 30%, respectively, in the JV. Subject to regulatory approvals and other customary closing conditions, the transaction is

expected to close in the second half of 2017. Per the terms of the agreement, Schlumberger and Weatherford will contribute their respective North America land hydraulic fracturing pressure pumping assets, multistage completions and pump-down perforating businesses. Weatherford is also entitled to receive a one-time cash payment of USD535 million from Schlumberger. Schlumberger will be responsible for managing the joint venture and consolidating it for purposes of financial reporting.

EUR 160MLN REVENUES FOR SIEMENS ROMANIA IN 2016

iemens Romania, one of the leading technology companies in Romania, reported a revenue of 160 million euro in fiscal year 2016 (ended September 30, 2016), a slight increase compared with the previous year. The FY2016 results are in line with the objectives and reflect Siemens long term strategy which includes three main development areas: automation, electrification and digitalization. Equally, an upward trend was recorded for new orders in most of the business lines: from transport and factory automation to energy. Fiscal year 2016 brought an 10

increase in Siemens Romania’ team. The total number of employees, in all Siemens companies in Romania, reached 1,936 people mainly determined by the development in research and development, but also due to the expansion of the manufacturing activity. “2016 results were in line with our expectations. Locally, large infrastructure projects financed by European funds and smart cities projects are areas with development potential. We hope that such investments will continue as the future of sustainable development lies in intelligent technologies,” said George Costache (photo), CEO Siemens Romania. www.petroleumreview.ro

news

BEST OIL & GAS SOFTWARE SPECIALIST 2017

t this year’s Software & Cloud Services Awards, the trade magazine Softech presented the Implico Group with the award for “Best Oil & Gas Software Specialists 2017.” The consulting and IT company received the award for its innovative software and cloud solutions for the downstream industry. „Our awards programs showcase the most innovative and dynamic firms throughout the industry that offer unique and versatile solutions and support to

their clients”, wrote the trade magazine. “The 2017 International Software & Cloud Services Awards recognize the integral service provided by those behind the scenes who are changing the game with their innovative thinking , dedication and exceptional work ethic. These awards aim to pay homage to those in the industry and reward them for their outstanding accomplishments.” “We’re very pleased with this honour. The Software & Cloud Services Award confirms our strategy of offering efficient processes to the downstream industry in the form of services from the cloud,” said

Michael Martens, Managing Partner of Implico. “Topics relevant for the future such as the Internet of Things and Industry 4.0 are not ends in themselves for us. They have to lead to solutions that are easy to use, cost-efficient, reliable and offer high value.” Implico optimizes and automates logistics and business processes for downstream companies. Refineries and tank storage facilities worldwide are using the wide range of products from Implico as on-premises solutions or – increasingly – as cloud services.

news

WEATHERFORD AUTOFRAC SYSTEM WINS OTC SPOTLIGHT ON NEW TECHNOLOGY AWARD

he Weatherford AutoFrac® RFID-enabled stimulation system has been recognized by the 2017 Spotlight on New Technology Awards, which are formally presented during the Offshore Technology Conference (OTC). The Spotlight on New Technology Awards showcases the latest and most advanced technologies that are leading the industry into the future. The AutoFrac system was selected based on a number of criteria, including the requirement that the technology be new and innovative, demonstrate proven performance, have broad appeal for the industry and provide significant benefits beyond existing technologies. The

system enables efficient stimulation in openhole sections of extendedreach offshore wells where traditional technologies have often failed to provide adequate reliability. “It is an honor to receive this prestigious

award for the AutoFrac system, one of the innovative tools in our RFID downhole portfolio that reduces total completion costs for our clients,” said Mark Hopmann, Vice President of Completions at Weatherford.

IOGP WELCOMES FIRST POLISH MEMBER

arsaw-based PGNiG leads the Polish natural gas market. The company’s core business includes exploration and production of natural gas and crude oil fields. Key subsidiaries import, store, sell and distributes gaseous and liquid fuels. They also generate heat and electricity. PGNiG holds stake in about 30 companies including entities that provide professional geophysical, drilling and maintenance services. Munich-based PGNiG Sales & 12

Trading is engaged in gas trading in Western Europe. PGNiG holds exploration and production licenses on the Norwegian Continental Shelf and in Pakistan. Commenting on the company’s participation in IOGP, PGNiG President Piotr Woźniak said: “As we plan to extend our upstream activities we are willing to share our knowledge and at the same time we hope to learn from our new partners within IOGP. Enjoying the membership will allow us to get involved in joint initiatives with other exploration and production stakeholders

from the whole world. This will help our capital group develop in the upstream area according to the best global standards”. For IOGP’s part, “It’s a milestone for us to welcome our first member from Poland. We look forward to PGNiG’s unique insights and expertise as well as the company’s active participation in the work on the Association’s committees,” said IOGP Executive Director Gordon Ballard. PGNiG’s Member Representative is Aneta Wilmańska, who is based in the company’s Brussels office. www.petroleumreview.ro

news

TRANSOCEAN TO SELL JACK-UP RIG FLEET

ransocean which is based in Switzerland but has its U.S. corporate office in Houston, is selling off some of its drilling rigs for USD1.35 billion. Borr Drilling Ltd., an international drilling contractor in the oil and gas industry, plans to buy all of Transocean’s 15 high-specification jack-up rigs. Schlumberger, the world’s largest oilfield services provider, has bought recently a stake in Borr Drilling, announced company’s CEO Paal Kibsgaard at a conference in New Orleans. He said the company had

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

set up a special venture fund for project investments “to demonstrate our openness to new types of business relationships with our customers.” “With our new venture fund, we are simply expanding our offering from technical support to now also include financial support, where needed, with

the ultimate goal of securing more activity for our 18 product lines.” He then revealed that examples of some of the investments “so far” include the Fortuna Project with Ophir and OneLNG, the Tendrara project with Sound Energy, “and most recently our investment in Borr Drilling.” After the announcement, Borr Drilling launched a private placement through which it raised some USD800 million with the support from new and existing investors. According to Finansavisen, Schlumberger bought some USD220 million worth of shares in Borr Drilling.

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

Q & A WITH ALEXANDRA DAMASCAN ARMEGIOIU

Serinus Energy sees first Moftinu gas field production in Q1 2018 Serinus Energy, the Canadian-based Company that owns Winstar Satu Mare, has recently revealed plans to invest in the Satu Mare Concession in Romania and to bring the Moftinu gas field onto experimental production. In February, Serinus Energy announced that they successfully raised C$25.2 million dollars in an equity financing that provides the funds to invest in the Romanian operations and begin to expand the exploration coverage of the Satu Mare Concession. Ms Alexandra Damascan Armegioiu, Country Manager Winstar Satu Mare, gave us some major details about the Moftinu gas field project and Serinus Energyâ&#x20AC;&#x2122;s plans for the near future in Romania and the region. 15

Oil and gas is an industry which has always been male-dominated, regardless of geographical location. There have been positive steps which have helped to integrate women into the industry, but females continue to be under-represented. What is it like to be a woman working in the O&G sector? Turning back in time 20-30 years, yes, we can say that you are right: it was a world dominated by men. I am certain that the two determinants, intellectual maturity and behavioural decency, are vectors applicable to all people. Of course, certain perceptions or beliefs, seemingly impossible to refute, contributed to a misconception regarding the skills and capabilities of women to acquire a range of general skills, specific and transversal, enabling them to participate in

various industrial fields. Regardless of the sector, even if it was the privilege of men, I am convinced that together we will overcome the mental barriers, which lead to management errors, with relevant arguments. The challenges are constant. One cannot afford management â&#x20AC;&#x2DC;poetryâ&#x20AC;&#x2122;. The consequences are hard to measure, as you are not responsible only for yourself. However, through dialogue and communication, the solutions can be identified. Working in this field is a permanent challenge. I admit, it was not at all easy to make my partners listen to me. But gradually, I managed to make myself heard and the arguments and my professional achievements made them accept my views. I am happy to see that some peopleâ&#x20AC;&#x2122;s incapacity and frustration to understand that a woman can

www.petroleumreview.ro

Q & A WITH ALEXANDRA DAMASCAN ARMEGIOIU Getting the approval for Phase three of our concession agreement on October 28, 2016, was very important; we were able to make the decision to proceed with bringing our two gas discoveries in Moftinu onto experimental production.

coordinate and lead an oil and gas company in Romania has begun, slowly, to dissipate, whereas men and women have started to be present in equal numbers at any management level of oil and gas companies. There should be no difference between a man and a woman who works in this field: the challenges are permanent, and the responsibility is always the same. Personally, I feel that others’ expectations with regard to the success and achievements of women managers in the oil industry are very high. When and why did you join Winstar? What are your main responsibilities within the company and key achievements? I joined Winstar in 2008 and it has been a tremendous experience for me. I have always been intrigued by the oil and gas industry and I cherish the opportunity that the Company has provided to me. Since I have worked for the company, I have continued taking on more and more responsibilities which have helped me developed my skills and talents. Every day I come to work to take on all the challenges and projects that the oil and gas industry presents each day. As the Romanian Country Manager I am responsible for representing and implementing the company’ plans and activities.

What are Serinus Energy and Winstar Satu Mare’s recent milestones? The last two years in the oil & gas industry have been full of uncertainty and upheaval. Serinus currently produces oil and gas in Tunisia and had produced gas in Ukraine until February last year, at which time they sold their interest and exited the country. As all this was going on, Romania became the focus of the Company going forward. Getting the approval for Phase three of our concession agreement on October 28, 2016, was very important. With that in place, we were able to make the decision to proceed with bringing our two gas discoveries in Moftinu onto experimental production. It is transformational for the Company and I am very happy to be playing a large role in the Company’s strategic future here in Romania. Tell us more about the exploration coverage of the Satu Mare Concession and the Moftinu gas field. Serinus owns an undivided 60% working interest in the onshore Satu Mare concession, a 2,949-square kilometre (729,000 gross acres) exploration and development block, in north western Romania. The Company signed the addendum for a 3-year term extension effective October 28, 2016 approval

MOFTINU CONCEPTUAL DEVELOPMENT PLAN New Production in early 2018 • Drilling and construction expected to take 12 months • Capex to first production: $7.9 million • Nominal 15 MMcf/d initial capacity • Dehydration, NGL/Condensate recovery and compression • 3 km tie-in to Transgaz system • Pre-permitting and design underway Future Potential • Moftinu-1005 designed to test gas deliverability from shallower zones. Successful test will validate eventual recompletion of deeper wells to fully access these reserves. • Moftinu-1002bis to be tested for oil potential based on logs and oil stains on core. Success may indicate additional appraisal locations in the area.

to the exploration period of the concession agreement from the National Agency for Mineral Resources (NAMR). Winstar agreed with NAMR a new work program to be carried out during the extension period. That program includes a commitment to drill two wells plus, at the Company’s option, either acquire 120 km2 of new 3D seismic data or drill a third well. Both wells are following up on the Moftinu-1000 well drilled in 2012, prior to the acquisition of 3D seismic over the area, and is located down dip of both the Moftinu-1001 and 1002bis wells. The Moftinu-1001 and 1002bis locations have been selected using 3D seismic and are targeting Miocene and Pliocene sands at depths between 1,800 - 2,000 metres, within structural closures in combination with seismic amplitude anomalies. Moftinu gas discovery should provide production and cash flow in 2018. Future development also implies the construction of a 15 MMcf/d gas plant with dehydration, liquids recovery and compression.

Serinus looks at the big picture and wants to do not only what is right for its investors, but also be a committed contributor to the growth and development of the country of Romania.

As Country Manager for Romania, you supervise the drilling program of the company. What are the latest developments and the next stages of Moftinu gas field objective? As Country Manager, I oversee all aspects of the Company’s operations and regulatory, government, and public affairs. Following the start-up of the Moftinu experimental production project, the Company is going to drill the first two commitment exploration wells of the Phase 3 extension. These are planned to be completed in the first half of 2018. After this, we will decide how best to proceed with further exploration activities on the concession. The Company is very excited about the potential of the Satu Mare concession. What does bringing ‘onto experimental production’ these reserves actually mean (Nm3/day)? What are the main benefits of this project? Winstar Satu Mare as the Operator and Titleholder of the Satu Mare concession for the Moftinu discovery, located in Moftinu Mic, Satu Mare County, required to Romanian Engineering Company (Contractor) to carry out the Basis Engineering for execute (EPCC phase). 18

www.petroleumreview.ro

Q & A WITH ALEXANDRA DAMASCAN ARMEGIOIU A total of three wells were drilled in Moftinu geological structure (Moftinu 1000, 1001 and 1002 BIS) and 2 are to start production by means of a group of facilities that will be located on well 1001 pad. Such facilities will separate well fluids and perform gas conditioning in view of its delivery to Transgaz. The first unit is for the separation of gas and associated liquids from wells and covers an inlet manifold, a high pressure three phase test separator, a high pressure two phase production separator, a low pressure three phase production separator, a condensate storage tank and a water storage tank. The gas from low pressure separator shall be used as fuel gas in the TEG dehydration unit. The gas from high pressure separators shall be directed to GCU that includes a TEG dehydration unit to achieve a proper water dew point and a LTS unit to achieve a proper hydrocarbon dew point. At LTS outlet gas is measured in a metering skid GMS located on the well pad and then delivered into Transgaz pipeline via a 10”x3 km connecting pipeline. The condensate from LTS shall be directed into the condensate storage tank at the separation facility. The project and its completion will result in no harm to the environment. Also, the proposed works will not lead to the occurrence of continuous sources of pollution to water, air and soil and the

maximum allowable standard limits will not be exceeded. Fluids will be separated from the well gas (gas, condensate, produced water) in the new facilities at Moftinu, in two stages. Also, gas metering will be in place for gas delivery to Transgaz according to ANRE requirements. According to current gas delivery requirements the gas has to be dehydrated (to get a dew point of -15°C to pressure in delivery point) and heavy fractions (condensate) separated. Therefore, a new TEG gas dehydration unit and LTS unit should be designed to achieve this goal. The new gas conditioning unit (Gas dehydration Unit with TEG + LTS unit) will be located at approximately 26 km North-West of Satu Mare city, outside Moftin village, Satu Mare county. The explored perimeter pertains to Moftinu Mic locality, Moftin commune, Satu Mare county. The location can be accessed from road DN 19 (European road E671) that crosses the locality and separates Domnesti village from villages Moftinu Mic, Moftinu Mare, Sinmiclaus, Istrau, Ghirolt, Ghilvaci and Ghilvaci Gara. Obviously, our Company will benefit from this project, but just as important will be the local and national economic benefits as well as the employment and business opportunities the project offers to the citizens and businesses of Romania.

SATU MARE EXPLORATION POTENTIAL Satu Mare on trend with well-established hydrocarbon fairway to the southwest • Wells in Moftinu, Madaras and Santau confirm that fairway continues into Satu Mare. Significant Exploration Potential and Still Growing • Multi-year exploration inventory of >25 leads and prospects identified to date • Study of concession is ongoing – inventory could grow further. Berveni and Nisipeni likely next areas of concentration • Legacy seismic and other data suggest structures analogous to Moftinu discovery as well as several other play types. • Future exploration will require 3D seismic.

When do you anticipate the first gas from Moftinu field? We are very excited to be on the verge of awarding the EPC contract for the project in the coming weeks as well as receiving our gas operatorâ&#x20AC;&#x2122;s license from ARNE. With these milestones achieved, the project can then move onto the construction stage, which will be about eight months duration. After testing and commission, the project should be in production in the 1Q of 2018. On October 28, 2016, NAMR approved the addendum letter for an additional three-year exploration period on the concession. On February 24, 2017, Serinus Energy announced that they successfully raised C$25.2 million dollars in an equity financing that provides the funds to invest in the Romanian operations and begin to expand the exploration coverage of the Satu Mare Concession. What are the plans for the near future in Romania and the region? Are there other new concessions the company intends to acquire? As you may be aware, a new management team was established at Serinus in September, 2016. It has been such a pleasure to work with them and to have them invite me to all management and strategy meetings. We have made tremendous progress in the relative short time we have been together, including getting the addendum letter, moving forward on the experimental production project and being able to raise the money to move forward with 20

the project. This demonstrates the Companyâ&#x20AC;&#x2122;s focus and commitment to Romania. Obviously, we will always be looking at new opportunities in Romania that can help the Company grow and expand. The Company will make acquisitions that fit its strategy and make technical and financial sense to achieving these objectives. You are also involved in creating new business opportunities and a stable environment for more Romanian-Canadian projects. What are the results so far? I see more and more people and companies who are attracted by the idea of starting or conducting their business in Romania. On the other side, I see the Romanian community is growing and growing each day, and this can only make me feel happy. I strongly believe that both of these countries will and can benefit from learning from each otherâ&#x20AC;&#x2122;s experiences and projects. We know that there is no sure shot success formula, and yet successful people are driven by a series of things they value. So, what are you driven by? I am driven by the new challenges my job brings every day. It is such a rewarding experience to work with such a smart and dedicated team of colleagues. The Company looks at the big picture and wants to do not only what is right for its investors, but also be a committed contributor to the growth and development of the country of Romania. www.petroleumreview.ro

point of view

Is there a way out?

Russia’s politic, energy and geostrategic games with R. of Moldova

R 22

by Victor Lupu epublic of Moldova’s dependence of Russian gas and energy, as well as the complicated issue of Transdniestria, make Chisinau even more vulnerable to political and economic pressures coming from Moscow or indirectly from Gazprom. Republic of Moldova does not have its own proven gas reserves and meets its

gas needs by importing natural gas from Russia. In 2016, the consumers in the Republic of Moldova received some 3 billion cubic meters of Russian gas. Overall, Moldova can cover only about one fourth of its energy needs, mostly electricity. If this picture needs being completed, let’s say that the Moldovan-Russian relations are strained, due to the geostrategic games played by Moscow in terms of energy and political pressure. To this it adds the eagerness of President Igor Dodon to forge closer relations with Moscow, at any cost, while the Moldovan government and the parliament would rather bet on getting closer to the EU. R. of Moldova depends 90% on Russian gas, based on a contract signed in 2011 and renewed every year since 2011, now due in 2019. The natural gas prices were of about USD 200 per thousand cubic metres in 2015 (due to lower price of oil and gas on international markets) but were of about USD 400 per thousand cubic metres during 2010-2015. Romanian gas supply would be a solution, but the Iasi - Ungheni gas pipeline project extension to Chisinau is going slow. During the recent joint Romanian - Moldovan government sitting in late March in Piatra Neamt, the prospects were analysed. PM Sorin Grindeanu said the project could be completed before 2019, Moldovan PM Pavel Filip eyes the end of 2018 – thus, still work to do... Works are ongoing at the Issaccea-Vulcanesti interconnection and then the extension to Chisinau, feasibility studies are completed, next is the technical design. According to sources, the overall costs for the southern connection and the pipeline to Chisinau could rise to EUR 300 million. So, Moldova remains dependent on Russia energy www.petroleumreview.ro

point of view

sources, mainly on gas, while the debts for the gas supply are increasing rapidly. During his first visit to Moscow in January, after winning the elections in late 2016, Moldovan President Igor Dodon had officially admitted to the Transdniestria debt for gas as being R. of Moldova’s, so that the overall debt of Chisinau would be of no less than USD 6.5 billion. “The debt for the right bank of Dniester River is only USD 500 million, however the left bank has a debt of USD 6 billion. We have to understand the total debt of USD 6.5 billion is Moldova’s,” Igor Dodon said, stirring the outrage of Moldovan opposition. His explanation: Gazprom does not divide the debt between Transdniestria and Moldova. After meeting Gazprom’s Alexey Miller in Moscow, Igor Dodon assured the Moldovans that the Russian giant will supply gas to Moldova, irrespective of the transit situation in Ukraine. In his efforts to forge better relations with Moscow and Russian President Vladimir Putin, Dodon said that after the next general elections in Moldova he hopes to cancel the association agreement with the EU. At the middle of March, Gazprom and Moldovagaz, represented by Alexey Miller, Chairman of the Gazprom Management Committee, and by Vasile Botnari, Chairman of the Board of Directors of Moldovagaz, carried out talks in Moscow on further cooperation. The parties discussed the ongoing and future activities of Moldovagaz and cooperation between the companies. Let’s note that Moldovagaz is a joint Russian-Moldovan company set up by Gazprom, the Moldovan Government, and the Ministry of Industry of Transdniestria. In December, Gazprom renewed its contract with Moldovagaz for the supply and transit of gas across its territory for three years. And yet... two days later news surfaced that Gazprom had sued Moldovagaz in February to Russia’s International Commercial Arbitration Court demanding the payment of USD 768.6 million for the natural gas supplied in 2014. It is the third time the companies will face off in court. Gazprom sued Moldovagaz twice in a Russian arbitration court over debts from 2012 and 2013. Moldovagaz owed Gazprom USD 562.3 million for 2013 and over USD 800 million for 2012. The court ruled in Gazprom’s favour both times. The last ruling was made in September 2016. Meanwhile, the Moldovan authorities are trying to find alternatives. In early March the government signed an agreement with the US company Frontera Resources, which is to conduct explorations for oil and gas for five years and, if it succeeds, it would exploit the resources for 45 years. The exploration is expected to take place on one third of Moldova’s territory, namely between the localities of Ungheni and Basarabeasca, involving investments of about USD 6 million, up to USD 50-100 million if successful. Frontera Resources is an international company for exploration and production of oil and gas

resources, was set up in 1996 and aims at identifying opportunities on emerging markets in Eastern Europe near the Black Sea area. Analysts say Moscow has no current interest to turn the Moldovan energy sector upside down, as it depends 50 to 90% on Russia for gas and electric power. The same sources say it aims at keeping Chisinau at bay and any attempt to unite the country (with Transdniestria) would stir economic pressures. Nevertheless, the Moldovan - Russian relations are rather strained. In early March, Moldovan authorities notified Moscow on the abuses committed against MPs, government officials, politicians and intelligence officers entering the Russian Federation. According to the note, the Moldovan officials were abusively stopped, interrogated and searched, and were “humiliatingly treated by the representatives of the Russian special services. Such behaviour is both inadequate and unjustified,” the note reads. Parliament Speaker Adrian Candu and PM Pavel Filip summoned the Russian ambassador Farit Muhametshin in this regard. According to Chisinau, the actions have got amplified as Moldovan investigators announced they have made progress in investigating the laundering of some USD 22 billion through Moldinconbank, money from the Russian Federation, reportedly after the request addressed to Russia to provide information about the source of the money. Allegedly part of the money was meant to bribe Moldovan MPs. And yet, President Dodon claimed the events are accidental, placing himself on the Russian side and hoping, maybe, to influence the Russian administration to put an end to such procedures. President Dodon’s efforts to improve the relations with Russia continued, as on March 21 he addressed a letter to the President of the Supreme Eurasian Economic Council, Almazbek Atambaev, requesting the status of observer to the organisation – seen as the mean to partly revive the late USSR. His efforts may be in vain or at least partly inefficient. Russia’s political approach to Moldova, analysts say, is methodical and a time-consuming game with the nerves of Chisinau – economic embargo still to be completely lifted, the presence of Russian troops in Transdniestria, the abuses against officials, dependence on Russian gas. The reasons are most likely related to Moldova’s strategic position and to its ‘nerve’ to attempt closer ties with the European Union. Relevant or not, the latest developments show arrogance. In his second visit to Moscow in late March, Igor Dodon was to meet Russian President Vladimir Putin. He had to wait in the antechamber from 13.00h to 17.00h – no less than four hours. It surely is a sign Dodon’s efforts to improve the bilateral relations are far from enough from the Russian point of view. 23

point of view

The information technology revolution and the oil & gas labour market by Daniel Neagoe, Business Director Premier Global

he industry of fossil fuels transformed the world as we know, bringing humanity at the peak of civilization up to know. While the decline of the oil and gas industry is obvious, its end is not imminent, and if we could not think about industry development, we can observe that an industry transformation is on its way. The information technology revolution that we can currently witness affects all the aspects of people lives, both personal and professional. In the entire human evolution, people had not been able to better overcome the challenges our civilization is facing, then we currently are. The tremendous innovation that organizations has brought into their products and services through the joint effort of people and technology created the context of solving some of the greatest issues of humanity. While in the past people created the technology, in the present, people and technology are interfering, in the future, the technology could take charge of more complex matters. As the energy sector is having a difficult time concerning the fossil fuels industry decline, corroborated with the progress of technology, companies are focusing on creating competitive advantages by automated processes that could reduce costs, increase productivity, and ensure a safer working environment. The evolving technology is influencing every aspect and level of oil and gas industry, from upstream to midstream and downstream. There is a multitude of technological innovations that are considered or already implemented in the oil and gas sector, affecting the labour market, already in difficulty 24

due to the cut offs. Among the most interesting recent technological innovations used complementary with people, can be mentioned: autonomous tanks used in distribution of petroleum retail products to replace the drivers, semi-automatic drilling wells installation to reduce the number of drilling technicians connecting the pipes, automated big-data systems to analyse information in order to optimize processes and reduce downtimes of the refineries, electromagnetic technology to precisely detect the size of oil and gas deposits and the composition of the deposit and the examples could go on. THE ADVANTAGES OF TECHNOLOGICAL PROGRESS FOR THE HUMAN RESOURCES WITHIN OIL AND GAS SECTOR There is a fact that technological progress and automation come with reducing the number of the personnel needed in performing the activities as well with the necessity of skills enhancements of the remaining people within a specific organization or industry. This obviously affects an important number of people but has some positive aspects, especially for the people who are enough competitive to remain within the industry. Introducing innovative and automatic processes and equipment in the oil and gas field takes the people out of their comfort zone, meaning that they need to be better prepared and qualified to remain competitive, increasing people interest for their own personal and professional development. www.petroleumreview.ro

point of view

The technological progress provides also higher standards of safety and additional support for people remaining in the industry, as they can achieve more with less effort and diminished level of stress. This can be translated in higher satisfaction within the job and less incidents caused by human errors. While the change resistance differs among different professionals, the ones with lower resistance to change and higher interest for new skills development will benefit the most, as the level of wages could improve for the people matching the new skills required within the oil and gas industry and for the people that are prepared to adapt to the new challenges and digital technologies. THE CHALLENGES OF TECHNOLOGICAL PROGRESS FOR THE HUMAN RESOURCES WITHIN OIL AND GAS SECTOR One important challenge that the technological progress is creating for the labour market with the oil and gas industry is concerning new entrants on the labour market who receive little preparation during their educational programmes regarding the industry latest innovations and technological paradigm shift.

As well as the young employees, people close to retiring are also affected by the challenges and changes within the oil and gas market, as the time span needed for skill enhancement might be similar with the time span up to the retirement, so they might not be considering the alternative of professional development, choosing inactivity or jobs below their qualification level. Maybe the most important challenge for the human resources within oil and gas industry is the mind-set reset. People need to accept the idea that the sector is transforming and they need to adjust accordingly, otherwise they will excluded. People within the oil and gas industry need to embrace the technological progress, develop new skills that maintain them competitive on the labour market and positioning themselves as open-minded, flexible and digital literate professionals. While the oil and gas industry is facing a transformational process integrating technological and information innovations, the digital environment is critical for recruiting the people with the right skills for the industry new challenges. Things such as job search engines, professional networks or video CV are becoming usual tools for matching the candidates with the employersâ&#x20AC;&#x2122; requirements.

point of view

2017 oil and gas trends

MORE OF THE SAME? Some people would say that the oil and gas industry is somewhat cyclical. Long periods of prosperity are followed by periods of crisis and vice versa. There’s no secret that for a couple of years now the industry has been lacking in the profit department. Everyone has been struggling to make ends meet however they saw fit. Or at least this is what they have been telling us. So, when looking forward, one dangerous question rears its ugly head: Will 2017 be a rehash of 2016? Will companies be faced with the same hardship or will we finally see the light at the end of the tunnel? Some analysts and people in the know tend to favour the hypothesis that we are now in the ‘recovery’ phase. Meaning we have learned how to take a punch and we’re ready to hit back. Investment and innovation seem to be the main weapons but we must have the courage and consistency to implement them. But we already know this, it is old news. Fact of the matter is that by now the industry has gotten used to being so pressured that it will continue to act so even if opportunities do appear. If 2017 proves to be radically different this will present an even greater challenge. by Vlad-Adrian Iancu 26

he catchphrase of choice seems to be ‘risk management’. Even though prices seem to be recovering they are still far from what they used to be. Due to cutbacks, the companies will find new investments a tricky affair. Every step will need to be calculated and recalculated. We still have the model of the cost reduction period that saw the industry lose about 400,000 workers and cancel several unprofitable projects. But these measures, helped by the process of improving efficiency, proved to be exactly what the doctor ordered. Of course, they were useful then, but how about know? According to PWC these measures were essential in navigating the crisis and we are just now seeing the results: “A growing number of projects can break even at oil prices in the high USD20s. One good example is Statoil’s Johan Sverdrup field in the North Sea, where the breakeven price of development costs has been reduced to around USD25 per barrel. That would have been unthinkable a few years ago.”1 The new price gains are expected to remain in place and eventually balance the supply and demand cycle. A spike in oil prices might even be possible and this of course will attract 1 http://www.strategyand.pwc.com/ trend/2017-oil-and-gas-trends www.petroleumreview.ro

point of view

more traders which will again build up prices. But this constitutes an uneasy alliance and companies need to be wary of that. The good news is that not only the big international oil companies will benefit from this but also the oil-field service providers can finally break even. In what pertains to the upstream sector this might prove

A growing number of projects can break even at oil prices in the high USD20s. One good example is Statoilâ&#x20AC;&#x2122;s Johan Sverdrup field in the North Sea, where the break-even price of development costs has been reduced to around USD25 per barrel. That would have been unthinkable a few years ago.

to be a balancing act between keeping the development prices down and investing in new digital initiatives to replace the knowhow and man power they lost in the personnel cutbacks of 2014. Seeing as this is more of a transition period than a full recovery, it is high time that the underdogs started biting off a piece of the pie. According to PWC, Latin America could be the next oil hotspot, with new domestic business creating employment opportunities. In order to navigate this uncertain period, PWC developed six strategies to see you through 2017. They highlight the fact that preparedness will be a deciding factor in this affair as these couple of years have certainly

proved that oil companies need a clear strategic profitability plan for all scenarios. The focus, they say, has shifted from values like production growth and reserves to profitability and capital efficiency. For companies that used to focus on production volume targets this may come as a hard reset, especially for their internal organizational structure. The next goal would be diversification of services provided. It will most likely prove difficult for the big companies to compete in all areas and this is where smaller, specialized companies will move in. In terms of capabilities a harsh selection has to be undergone and only essentials will make the cut. Furthermore, this specialization will seriously shift the balance between big oil companies and contractors. New ways of collaborating and managing an oil or gas field have to be thought of in order to ensure that the job goes to the best prepared entity. A good example is BPâ&#x20AC;&#x2122;s alliance with exploration specialist Kosmos Energy where the bigger company is technically partnering up with its smaller competitor. The era of one company exercising full control over all their assets might be at an end as no business may stretch that far. Another important direction should be the reassessment of portfolios in order to ensure the company is going in the right direction and has the right traction. Nothing would be more harmful than sticking to a project that does not match your capabilities. In anticipation of the low-carbon environment, companies may choose to make the switch now to specific technologies. It will be surprising but also entertaining to see long running oil and gas companies making the jump towards renewable energy. New asset dealing and buying is also back on the table with the barrel price stabilizing around USD50 per barrel as well as new opportunities for successful mergers and acquisitions to keep up with the 27

point of view

fluidity of the market. Furthermore, the name of the game is still going digital and companies that want improved efficiency and innovation will have to commit to the trend at one point or another. As explored in a recent interview, robotics is set to become a staple of the industry. Last but not least, the oil and gas industry must finally refocus its attention on the most important resource: talent. Going through the restructuring and downsizing phase, many veterans were deprived of their jobs and new recruits regretted the day they chose this field. Seeing as things are finally looking up it would be a missed opportunity not to start recruiting fresh and up and coming minds to carry the industry forward. PRICES MAY BE GOING UP, WHAT ABOUT DEMAND?

A variable that has been popping up in recent years is the energy one and more specific electricity. According to BP: “An extra 100m battery-electric vehicles could lower oil demand by around 1.4 Mb/d in 2035”2. Autonomous vehicles, car sharing and ride pooling will have an impact on both energy and oil demand. This is certainly something to consider as the world could be on the verge of a mobility revolution. Two scenarios have been offered in this instance, one dealing with the digital revolution and the other with the electrical one. The first scenario builds on the premise that the technology for autonomous vehicles, car sharing and ride pooling progresses faster than reductions in battery costs and electric vehicles. All this would eventually reduce oil demand but at the same time lower the price of car travel making it more accessible and hence more reliant on oil. In the other scenario, all car travel 2 http://www.bp.com/en/global/corporate/ energy-economics/energy-outlook/mobilityrevolution.html 28

is implemented with electric vehicles thus eliminating the need for oil altogether. But let’s not get caught up in theories here and lose the main idea. The IOGP is adamant on this thing: “The world will continue to rely on oil and gas for decades to come – even as we all travel along the path to a lower carbon future.”3 If we are to give credit to them and the IEA, we may rest assured that global oil demand will grow by 2040 boosted by the population growth and energy requirement. The most likely scenario is that governments will start developing their energy sectors by using current and future policies agreed upon in the COP21. Again, according to the IEA, the consumption for natural gas is likely to increase, accounting for 24% of energy use by 2040, but renewables will still have the biggest development in the primary energy mix. Coal will be left out of the equation, as the least attractive option. OMV is also committed to this switch: “However, we are certainly committed to working on energies of the future, such as hydrogen for example”4. explains Wolfgang Ernst, from the strategy department. As ways of producing this resource they have listed biomass and artificial photosynthesis. Seeing as 2017 is actually here, the time for strategies may be over and action has to take the forefront. A cumulated 44 trillion USD investment by 2040 is no easy feat, but it may prove to be a necessary one. The track record is not in our favour and if 2017 is going to be another low investment year this may start yet another bad cycle for the industry just as it seemed to be recovering. Considering that limiting CO2 emissions will have to be 3 http://www.iogp.org/PapersPDF/GEB%20 -%20Future%20of%20OG%20FINAL%20 15%20Feb.pdf 4 http://blog.omv.com/en/world-energyoutlook-2016/

There are lots of ways of cutting greenhouse gases. This holds true equally for producing energy with natural gas, just as it does for biofuels or hydrogen, for applying new methods and for energy efficiency. It will not be possible to switch over global energy demand to renewables immediately; it will have to be done step by step. This is why every sensible measure must be applied to achieve an optimal solution”, says Wolfang Ernst.

observed as well we can surely state that this year will pose some issues to all oil companies, be they established majors or up and coming starters. It is up to them, all of them in the industry to give us a definitive answer to the burning question: is 2017 just more of the same? www.petroleumreview.ro

oil & gas

April’s reading

20th CEO Survey KEY FINDINGS FROM THE GLOBAL OIL & GAS INDUSTRY In their 20th CEO Survey, PwC interviewed 83 Oil & Gas executives in 39 countries to get their insights on the economy, the impact of globalisation and technological changes. Some of their views are highly consistent with the overall findings, but Oil & Gas CEOs also differ in their views about threats to the industry, which territories will be most important for growth, and which job skills will be crucial to the future of their organisation. COUNTRIES MOST IMPORTANT FOR GROWTH

The Oil & Gas industry, like all CEOs surveyed, see the US and China as the most important countries for growth. However, while Germany is important to many sectors (17% ranked it as the third most important), the Oil & Gas industry sees Russia as much more vital to growth (13% versus 4% survey-wide). Mexico and Saudi Arabia are also more important to Oil & Gas than other sectors. And the three most important cities? Oil & Gas CEOs rank London (11%), New York (8%) and Beijing (8%) as the most important. HOW WILL OIL & GAS CEOS DRIVE GROWTH THIS YEAR?

Organic growth is the top focus for CEOs across all industries (79%), including the Oil & Gas sector (69%), 30

Download the full report: http://www.pwc.com/gx/en/ceosurvey/2017/industries/20th-ceo-surveyoil-gas-findings.pdf but cost reduction is just as important for Oil & Gas CEOs (also 69%). More Oil & Gas CEOs will consider new M&A (46% vs. 41% survey-wide) or selling a business or exiting a market (22% vs. 15% survey-wide) than in other sectors. And given the current business environment they’re in, innovation is what CEOs most want to strengthen in order to capitalise on new opportunities (18% for Oil & Gas vs 23% survey-wide). Digital and technological capabilities are also very important. MANAGING MAN AND MACHINE

Technology can help drive efficiency, and open up opportunities for companies, but will technological advances also lead to job elimination? We asked CEOs about their plans to increase headcount this year. In the overall survey, 52% of CEOs indicated that they plan to increase headcount.

Only 41% of Oil & Gas CEOs plan to do so, however, and 27% plan to actually decrease headcount. The Oil & Gas industry is still recovering from the significant downturn of the last two years, so it may take longer for the sector to get back to fuller employment. But automation is not the primary cause of headcount reductions. Half of the Oil & Gas CEOs surveyed confirmed that automation and other technologies are not the cause of decreases in headcount. The industry is beginning to use more technology – drones, robots, and artificial intelligence, so the scenario may change in the future. For now, only 5% of the Oil & Gas CEOs PwC interviewed think technology will cause decreases in headcount to a large extent. TOP THREATS TO STAKEHOLDER TRUST

To what extent do Oil & Gas CEOs think aspects of digital technology will impact negatively on stakeholder trust levels in their industry in the next five years? And are CEOs taking actions to address these threats? The top threat for the Oil & Gas industry stems from IT outages and disruptions (93%). And CEOs are addressing this issue (93%). In terms of other top threats to stakeholder trust, Oil & Gas CEOs see cyber security (91%), risks from use of social media (82%) and breaches of data privacy (80%) as more threatening. www.petroleumreview.ro

oil & gas

Natural gas prices liberalization divided into two phases Under an emergency ordinance approved last year, respectively GEO 64/2016, as of April 1, 2017 the gas price from domestic production is supposed to be liberalized. The decision is denied by the distribution companies’ representatives with the Federation of Associations of Companies for Energy Utilities (ACUE). Any decision to postpone this decision would, however, require a Parliament decision, a decision subsequently to be validated by the European Commission. by Adrian Stoica 32

he first step has already been made by the members of the Committee for Industries and Services with the Chamber of Deputies, who decided to reject the report amending the Law on electric power and natural gas so that the gas market is liberalized as of April 1, 2017. They motivated their decision by the fact that the population would be seriously affected if the price is set on the gas market. “We’ve rejected this report, otherwise it would have a particularly strong impact on consumers, particularly on household consumers. We expect a more solid argument coming from the government and from ANRE and we also want to see the energy strategy,” Deputy Sorin Bumb said. ACUE REJECTS ABRUPT LIBERALIZATION

The parliamentary committee’s viewpoint is supported by the Federation of Associations of Companies for Energy Utilities (ACUE) announcing that the gas market is not ready for full liberalization and requested a postponement of the deadline proposed by the government, based on estimates of dramatic increases in prices especially next winter, if the deadline is maintained. “Our forecasts on the import price of natural gas - which (in the absence of a fair price for gas from domestic production, result of supply and demand on a liquid and operational market) will remain the only reference price on the gas market - indicates an extremely important increase in the cost of natural gas as commodity by year-end (about RON 100/MWh in Q3 and RON 104/MWh in Q4),” the representatives of utilities providers warned in a press release. A federation’s survey notes that natural gas prices could double by year-end. ACUE argues that the www.petroleumreview.ro

oil & gas

liberalization of the gas price is too sudden this year. The survey reveals that the gas market is not ready for the full liberalization scheduled for April 1, 2017 and requires a postponement of the deadline, estimating otherwise dramatic price increases. Thus, the price of gas will increase from RON 60/MWh, as it is now, to RON 80/ MWh as of April 1, then to RON 100/MWh in Q3 and to RON 104/ MWh at the end of the year. ACUE believes that in order to have a real free market of methane gas - a process during which an essential step is to establish the price of natural gas from domestic production through market mechanisms and not by administrative decision - there must be non-discriminatory access of participants to the trade in this energy product. The competition on the gas market is too frail for liberalization. “The gradual deregulation of natural gas acquisition does not represent a barrier to boosting competition, given that at this time any client can change the supplier of natural gas. Currently, this does not happen in a meaningful manner, precisely because the natural gas market in Romania lacks the mechanisms to generate adequate liquidity and thus create to the customers the situation so that they have more options in regard to choosing the supplier,” the ACUE survey reads.

LIBERALIZATION IN STAGES According to Energy Minister Toma Petcu, the liberalization of gas prices for the household consumers should be carried out in two stages. The first stage would target the market between manufacturers and suppliers and is scheduled to be completed this year. The second stage would cover the price liberalization between suppliers and the household customers, which will be completed in 2021. Basically, the Energy Minister hinted that liberalization will not be done abrupt, but gradual, meaning there is an agreement from Brussels on the situation of the Romanian household consumer.

market. As of April 1, there will no longer be a regulated price for gas production and only the other elements of the final price will remain regulated: network tariffs, supply tariffs and elements that are considered natural monopolies,” the ANRE chairman explained. In turn, the Energy Minister announced that by year-end the final price of natural gas for the population could increase by 8.5% at the most. The only supporters of the price liberalization for households are the two largest domestic producers, Romgaz and OMV Petrom, which could sell their production at a market set price, given that the export opportunities are nil at the moment.

OFFICIALS ANNOUNCED MODEST INCREASES

A NEW ORDINANCE

Under these conditions, the natural gas price will increase by 5-6% as of April 1 for household consumers, which will be protected during any unexpected increase of prices on the free market, said the Chairman of the National Energy Regulatory Authority (ANRE), Niculae Havrilet, in the beginning of March. “As of April 1, according to GEO 64/2016, under debate in Parliament and we believe that it will be approved, the procedure for total liberalization of the gas market in Romania begins, with precise reference to the household

We’ve rejected this report, otherwise it would have a particularly strong impact on consumers, particularly on household consumers. We expect a more solid argument coming from the government and from ANRE and we also want to see the energy strategy,” Deputy Sorin Bumb said.

The decision to postpone the price liberalization now belongs to the Parliament, which would expectedly reject GEO 64/2016 on amending the Law on electric power and natural gas. The government will transmit this decision to the European Commission (EC) which should validate it, given that it involves the modification of a liberalization schedule assumed by our country - and will issue a new ordinance to modify the application conditions of liberalizing the natural gas prices. It is speculated, however, that a postponement of this deadline could jeopardize the BRUA project (Bulgaria-RomaniaHungary-Austria). On July 29, 2016 the European Commission President, Jean-Claude Juncker, sent a letter to the Romanian government requesting the removal of physical and commercial barriers for the export of natural gas, in exchange for funding of almost EUR 180 million to build the BRUA pipeline on Romanian territory. The EC also started, in June last year, an investigation into Romgaz, Transgaz and OMV Petrom for possible arrangements in order to block the gas exports. 33

oil & gas

n 2016, Gazprom sold record quantities of natural gas to Europe and Turkey - 180 billion cubic meters, up by 12% against 2015, Russia covering a third of Europe’s gas consumption, which is a record. Moreover, according to a presentation by Gazprom CEO Alexei Miller, by 2025 Europe would need to import extra 100 billion cubic meters of natural gas per year and extra 150 billion cubic metres by 2035. Given that currently Gazprom covers 34% of Europe’s gas consumption (in 2035 the share will reach 65%), the

continent’s dependence on Russian gas will increase, especially since it is the closest and cheapest source. To ensure this increase in deliveries, Gazprom does not hide its intentions to continue the construction of gas pipelines to Western Europe. POWERFUL ALLIES FOR NORD STREAM 2

First of all, the construction of Nord Stream 2 is envisaged in order to double the operational capacities towards Germany via the Baltic Sea. Eastern countries, Poland first,

oppose the stream, but the Russians have secured important allies for this project, especially as they face opposition from Brussels, which claims that, by building the new pipeline, the competition laws would be violated. The list of allies includes western companies Engie, Shell, OMV, Uniper (E.On group) and Wintershall (BASF Group). In 2015, Gazprom and the above-mentioned companies have signed an agreement for the Nord Stream 2 project, which means the construction of two pipelines besides the already existing two, so the ability to transport gas would double

Russia to clinch Europe with two more arms: Nord Stream 2 and TurkStream by Adrian Stoica The Russian Federation continues the pipeline offensive to the heart of the European Union, melting the Brussels’ plans to limit dependence on Russian gas. Nord Stream 2 and TurkStream are the Gazprom’s latest spearheads and, in order to be certain of success for these projects, Russia has taken as allies the large energy companies in Western Europe. As for Romania, which hardly awoke from the dream called Nabucco, it is not on either of the two axes. The hopes are related to the hydrocarbon reserves in the Black Sea. 34

www.petroleumreview.ro

oil & gas

to 110 billion cubic metres per year. Gazprom will invest in the project approximately USD 1.9 billion. WHEN WILL THE CONSTRUCTION START OFF?

The Austrian group OMV wants to be sure there will be no impediments and to begin works on the Nord Stream 2 project as quickly as possible, which should mean an even deeper energy connection between Europe with Russia, bypassing Ukraine, according to the Tass news agency. “Next year the construction should begin. We are in the stage of concluding agreements with European partners, we consider what steps to take to avoid an event such as cancelling our commitments again,” OMV CEO Rainer Seele said recently, quoted by Tass. “Each participant has a favourite model. We have to reach a joint stance on the model, supported by five potential European partners and by Gazprom, but we still haven’t reached one,” he added. TURKSTREAM ALREADY HAS THE LICENSES TO START THE WORKS

The new Russo-Turkish alliance has as collaboration’s spearhead the energy project TurkStream and things start to move. The construction of the first line of the pipeline will start at midyear, following the obtaining of building permits for the first two parts of the project. According to information published by russianconstruction.com, at midMarch, Russian Energy Minister Alexander Novak said that the Russian side is already taking care of obtaining rest of the permits for the part to be built on the Turkish coast. The route’s length is 900 kilometres, taking into account the 660 kilometres of route included in the South Stream gas pipeline project. “All licenses for the first line of the offshore section up to km 660 have been granted and confirmed by the Turkish side, work is already underway,

and by mid-2017 we will begin installing the pipeline,” the Russian minister said. The pipeline will pass under the Black Sea from Russia (from Russkaya – the compressing station in the Krasnodar region, to the receiving terminal on the coast of Turkey) and will consist of two lines with a projected overall capacity of 31.5 billion cubic meters of natural gas per year. The commissioning of both lines is scheduled on December 30, 2019. The length of the offshore section will reach approximately 920 kilometres, whereas the offshore transit line will be of approximately 200 kilometres. Italy’s ENI has already announced it wants to extend the pipeline to the peninsula. TAP, BLOCKED BY AN OLIVE GROVE

The construction of the Trans Adriatic Gas Pipeline (TAP) officially began in May last year, a gas pipeline designed to bring natural gas from the Caspian Sea basin to European markets, in view to reduce Europe’s dependence on Russia. With a length of 870 kilometres, the Trans Adriatic Gas Pipeline is part of a larger project called Southern Gas Corridor, of over 3,500 kilometres. The EUR 5 billion project will cross Georgia, Turkey, Greece and Albania to reach southern Italy via the Adriatic Sea. The Trans Adriatic Gas Pipeline would connect the Trans Anatolian Pipeline (TANAP) at the Kipoi border post between Greece and Turkey, and the South Caucasus Pipeline in Georgia. The Trans Adriatic Gas Pipeline (TAP) project is implemented by a consortium having as shareholders BP, SOCAR, Snam, Fluxys, Engas and Axpo. The European Bank for Reconstruction and Development (EBRD) is analysing the granting of funding to TAP of up to EUR 1.5

billion, the largest loan ever granted by the EBRD. For the time being, the project is blocked by a centuries-old olive grove in the Italian region of Puglia, according to international press. Moving the grove endangers the deadline for completing the project worth EUR 40 billion. If the olive trees will not be replaced until April, then there will be a growth period of six months when the trees cannot be moved, and the TAP consortium must wait until the end of November to complete the replacement. Considering a rate of 20 trees removed every day, it would take about a week to transfer the first batch of olive trees. However, even if TAP will be able to move all the olive trees until the end of April, the project must meet more than 30 other conditions, which means it could lead to new delays, the spokesman for the consortium that implements the project said. BRUA, THE FIRST STEPS

In early March, the Ministry of Energy announced it has issued the building license for the BRUA pipeline, a new European gas transport corridor which will interconnect Bulgaria, Romania, Hungary and Austria. The license, issued on February 27, 2017, is the preliminary step to commencing the works in our country, the institution informs. “The BRUA project was blocked when taking office, as the building license could not be issued, Romania risking delaying in works and the European funding of about EUR 180 million,” Energy Minister Toma Petcu said. The works on BRUA interconnector will include 11 counties, the deadline for the completion of Phase I being scheduled in 2019. The new pipeline will have a total length of 550 kilometres and a maximum capacity of 1.5 billion cubic meters per year to Bulgaria and 35

oil & gas

4.4 billion cubic meters per year to Hungary. “The most important benefit through the construction of BRUA is that Romania is diversifying the sources of gas supply. On the other hand, a larger number of suppliers lead to the increase of Romania’s bargaining power to obtain the best possible prices for consumers. Once commissioned, BRUA can be an outlet for gas reserves in the Black Sea, which will bring us closer to the goal of being an energy hub and a pole of stability in the region,” Toma Petcu added. The pipeline is part of the Southern Gas Corridor which will transport gas from Azerbaijan to Italy via Turkey, Greece, Albania. Thus, Romania will have access, through BRUA, to the Shah Deniz II gas deposit in Azerbaijan. WHAT DOES BRUA MEAN FOR ROMANIA

This project involves the developing of the transport capacity of natural gas between the existing interconnection points to the natural gas transmission systems in Bulgaria (at Giurgiu) and in Hungary (Csanadpalota) by building a new pipeline with a total length of about 550 kilometres on the direction Giurgiu – Podisor – Corbu – Hurezani – Hateg – Recas – Horia and three compression stations located along the pipeline (SC Corbu, SC Hateg, SC Horia). Practically, through BRUA, Romania will reduce dependence on Russian gas, in the context of completing new projects aimed at diversifying the gas transport routes from the Caspian Sea region to Central Europe, as well as new sources of natural gas from the offshore blocks in the Black Sea. The new transport corridor will ensure the exploitation of natural gas volumes related to these sources on the Romanian and European markets and the possibility of permanent bidirectional flow 36

The most important benefit through the construction of BRUA is that Romania is diversifying the sources of gas supply. Once commissioned, BRUA can be an outlet for gas reserves in the Black Sea, which will bring us closer to the goal of being an energy hub and a pole of stability in the region,” said Toma Petcu.

through the interconnections with Bulgaria and Hungary. The pipeline will be operational in 2019 and the total costs are estimated to EUR 560 million. The European Commission has endorsed, on January 19, 2016, the funding by almost EUR 180 million of the works to be carried out by Transgaz on the national gas transmission pipeline for the BRUA development, Phase I. BRUA, CONNECTED TO THE TUZLA - PODISOR PIPELINE

To BRUA is also related the Bucharest authorities’ project to bring

gas from the Black Sea to Giurgiu. This second project aims at building a pipeline on the route Tuzla - Podisor, from the Black Sea shore to Giurgiu. Thus, the gas extracted from the Black Sea will join the BRUA mainland transport network and, further on, will be transported to Hungary, Austria and Western Europe. Transgaz has already announced that it will start building this pipeline, by publishing the decision on meeting the stage set by the National Agency for Environmental Protection in the assessment process of environmental impacts and appropriate assessment for the project ‘gas transmission pipeline in the area of Black Sea coast – Podisor’, proposed to be located in the counties of Constanta, Giurgiu and Calarasi. The feasibility study for the pipeline that brings gas from offshore to the shore is ongoing (to be financed entirely by OMV Petrom and ExxonMobil), but neither the consortium nor Transgaz do not mention the onshore location for the pipeline. “The project consists of building a transmission pipeline from the Black Sea to the Podisor Technology Hub (Giurgiu County), to connect the natural gas available from the Black Sea to the Bulgaria – Romania – Hungary – Austria corridor. The completion deadline of this project is estimated in 2020 and the related investments amount to around EUR 278.3 million,” the Transgaz website reads. From Podisor, the gas brought from the Black Sea will enter the BRUA pipeline, which is also to be connected to Bulgaria and the Caspian Sea. The network of pipelines to transport gas from the Black Sea and the one coming from Azerbaijan will be 530 kilometres long and will cost EUR 550 million. Both BRUA and Tuzla - Podisor are part of the Transgaz development strategy for 2015-2023 for the construction of pipelines connecting Romania to Western Europe. www.petroleumreview.ro

oil & gas

Focus on Iran

New oil & gas business opportunities Once the sanctions imposed by the UN were lifted, Iran immediately attracted the major global energy companies. The country ranks second in the world in terms of proven gas reserves (34 trillion cubic meters) and fourth in terms of proven oil reserves (157.8 billion barrels). According to estimates, Iran could provide Europe some 35 billion cubic meters of gas by 2030. by Adrian Stoica 38

ran’s entry on the European market will have political impact as well, given that it will diminish the European Union’s dependence on Moscow gas, which exports now about 158 billion cubic meters of natural gas to the EU. What would a competitor like Iran mean for Russia? For example, the Iranian reserves in southern Pars, shared with Qatar, is10% of the world gas reserves and 60% of Iran gas reserves. The output value that can be achieved from the Iranian deposit is valued at about USD 4 billion per year. UNEXPLOITED DEPOSITS

Currently, there are about 150 oil fields in Iran with nearly 300 oil and gas deposits. Due to the sanctions imposed by the UN, foreign investments lacked, leaving most of these deposits unexploited. According to Tehran’s plans, Iran aims to increase production and export of crude oil, so it will reach 4.7 billion barrels in 2020, given that the output in January 2016 had reached 2.8 billion barrels

and in January 2017 reached 3.7 billion barrels. Also in 2020, the gas production would reach 180 billion cubic meters and the one of liquefied natural gas would reach 1 billion cubic meters. In order to achieve these targets, Iran needs massive investments in oil and gas, and thus has auctioned about 70% of its reserves. The new contracts proposed by Iran Petroleum to the world energy giants are for a period of 2025 years, compared to previous contracts of 7-10 years. Also, in order to improve the transport infrastructure, it is considering launching a bond issue worth USD 4.5 billion. STILL PENDING...

The second deadline for international companies to file bids for oil and gas development projects in Iran expired at midFebruary. No less than 29 major oil companies submitted bids to obtain new licenses for exploration and production, among them are the Gazprom, Lukoil, Shell, Eni and Total groups. Also interested are the www.petroleumreview.ro

oil & gas

US group Schlumberger, CNPC and Sinopec (China), Mitsubishi and Japan Petroleum Exploration ( Japan). GAZPROM OPEN FOR COOPERATION

Gazprom is interested in developing two energy projects in the oil fields of Sangule and Cheșmeh-Khoș in Iran, but it looks open to other projects, the company’s first Vice-president Vadim Yakovlev said. “For now, only Sangule and Cheșmeh-Khoș,” Yakovlev said, adding however that Gazprom is considering participating in other joint projects concerning the development of Iranian oil fields.

gas plants, and the first deliveries to Europe will take place in two years. Alireza Kamel, director of the National Company of Gas Export, said at the time that Tehran was conducting negotiations for the construction of such plants with several European groups, including Golar LNG. Therefore, in the coming years, in terms of business development, the opportunities provided by Iran for European oil & gas companies, and not only, are just beginning...

•

The EU exported almost EUR 6.5 billion worth of goods to Iran in 2015. EU exports to Iran are mainly machinery and transport equipment, chemicals and manufactured goods.

•

The EU imported over EUR 1.2 billion worth of goods from Iran in 2015. Most EU imports from Iran are energy-related (mineral fuels), followed by chemicals, manufactured goods and food. Due to sanctions, EU oil imports from Iran came to a halt.

•

Total EU imports from Iran decreased by 86% between 2012 and 2013. Total EU exports decreased by 26% during the same period. In 2014 EU imports from Iran increased by 48% and EU exports increased by 18%.

EU TRADE RELATIONS WITH IRAN

•

IRAN TO DELIVER LNG TO EUROPE IN TWO YEARS

Last year, the Iranian officials announced that they are interested in developing also liquefied natural

years with Iran were mostly negative (except for 2009).

•

China and the United Arab Emirates are now Iran’s main trade partners, followed by the EU. The EU used to be the first trading partner of Iran before the current sanctions regime. Balance in trade with Iran was EUR 5.2 billion in 2015. Trade balances for the previous 10

EU AND IRAN Relations between the EU and Iran have been through different stages and most recently, over the last decade, conditioned by the international dispute over Iran’s nuclear programme, and the consequent sanctions regime that was in place against Iran. Having reached on 16 January 2016 ‘Implementation Day’ of the Joint Comprehensive

Plan of Action (JCPOA) on Iran’s nuclear programme (14 July 2015), the way is now opened for a renewal of broader relations. “This is a deal that exactly one year after has delivered both on the nuclear-related commitments Iran took and on the firm determination of the international community,

starting with the European Union, to fully implement also its part of the deal. One year later we have seen, for what concerns EUIran relations for instance, an increase in trade and economic relations that is really significant,” Europe’s foreign affairs chief Federica Mogherini (photo) stated on the occasion of the first anniversary of the imple mentation of the JCPOA.

oil & gas

•

Beneficiary: OMV Petrom S.A. Bucharest, Asset IX South Moldovia

•

Rand; the main drive motor having a rated power of 200 kW; two desiccant air dryers completed with coalescing filters, which provide 1.2.1 quality class of instrumental air, according to ISO 8573.1, manufactured by Ingersoll Rand; two containers for weather protection, which are housing the compressors and dryers; Compressed air supply flow rate at the discharge of each container - 30 Nmc/min.@7 barg; a central command and control

Streamlining the compressed air station Sărata-Monteoru, the only oil mine still in operation in Europe by Liviu Radu - OMV Petrom, Nicu Adrian Cărbunaru - Ircat

s the old air compression station, originally started up in 1978, with equipment based on old and obsolete, energyintensive technology, resulting in high maintenance costs, OMV Petrom decided, in 2012, its rehabilitation. From the designing stage of the new compressor station, IRCAT-CO has been involved in the development of Premium solutions, by offering the most up to date and efficient screw compressors on the market. 40

Therefore, the new compression station was equipped with new screw compressors with two-stage compression, more energy-efficient than the single stage technology. The new station, started-up and tested in September 2016, consists of: • two oil-injected screw compressors, with two-stage compression. One of the compressors has variable speed drive and one has constant speed motor, manufactured by Ingersoll

system enabling control data display/safety on a remote HMI station also manufactured by Ingersoll Rand. One of the biggest challenges was to create, together with the designer and the manufacturer, a container having a complex cooling system to protect and cool the operating equipment. The old compressors, for example, were using cooling water, which is no longer needed due to the new adopted solutions. 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

From left to right: Andreas Ramharter - Executive Vice President, Regional Group Director; Sigfried Gugu - Managing Director Tecon Engineering; Adrian Stoica - Managing Director Tecon Engineering; Klaus LĂ¤sser - Chief Executive Officer

ILF 50 ANNIVERSARY TH

ILF Consulting Engineers celebrates 50 years of existence and activity in 2017. With a proven track record of more than 6,000 completed projects in over 150 countries, ILF ranks among the worldâ&#x20AC;&#x2122;s leading engineering firms in the areas of its core expertise: Oil & Gas; Energy & Climate Protection; Water & Environment; Transport & Structures. On the occasion of the jubilee we met the Group Management Board (GMB) members who revealed the highlights of their activity, current issues and future prospects. 42

www.petroleumreview.ro

oil & gas

A jubilee usually offers many thought-provoking and interesting lessons. What are the ILF Group activity highlights and key figures so far? Klaus Lässer, Chief Executive Officer: We are extremely pleased to celebrate this year our 50th anniversary; as a company, over the course of time we have developed in a sound and proper way. We are happy with what we have achieved. As you can imagine, 50 years ago my father started this company as one-person company and now we have reached 2,000 headcounts with a good global footprint. Despite the current harsh political and economic situations, in many parts of the world, we have a good global footprint in 30 countries, and we are also active in different business areas. This helps us mitigate risk and still develop the company in a good and proper way. We owe this success to our employees, who have done a tremendous job over the last years in developing the company, in exercising good projects, and at the end of the day also to our clients who continuously entrusted us with new projects. We try our very best to come up with their expectations.

We are extremely pleased to celebrate this year our 50th anniversary; as a company, over the course of time we have developed in a sound and proper way. We are happy with what we have achieved. As you can imagine, 50 years ago my father started this company as oneperson company and now we have reached 2,000 headcounts with a good global footprint. Klaus Lässer

As we know, organic growth is a top focus for CEOs across all industries, including the Oil & Gas sector, but cost reduction is just as important. How do you manage to reconcile the two challenges? Klaus Lässer: Regarding growth, maybe we are a bit different than many of our competitors in a sense that we do not seek growth per se; we do not have growth targets in ‘x’ years. That is maybe also because the company is still family owned, there are no shareholders whom we have to prove certain track records, a growth history per se. What we want to achieve is to reach critical size in all different locations where we are present. There we want to be able to handle several projects simultaneously. In terms of costs, we again do not at all believe in terms of this sort of ‘hire and fire mentality’. What we really try is to seek a constant sustainable development of the company so we are ready and prepared even to dive through certain period with less economic growth. We want to keep competence on board because we want to be well prepared, once the economy picks up again. What do you consider the biggest threats to developing your business and ‘dangerous territories’? What actions do you plan in order to address these threats? Klaus Lässer: There are challenging political situations in several parts of the world where we are operational. Hence, we carefully observe the political situation as well as the security situation in these areas. Moreover, we also monitor if there are potential business partners or projects under some embargos. In case of changes we have to take 43

oil & gas

the necessary measures to adapt to the new surroundings. And of course, we need to remain flexible to adapt to such changes. So far, we did ok in the past and we shall continue our utmost to do that also in the years to come. What are the most important areas of growth for ILF in the coming years? Klaus Lässer: As we are speaking, our entire industry is changing in the sense of digitization, new services emerging, other services changing. We are strongly pursuing innovative ideas in order to offer a better quality for our clients. As an example, integrated design tools are a strong theme that will be even stronger in the future. This sort of ideas we want to pursue as much as we can. In addition, we are of course constantly observing new business areas, where we can also develop our company.

Our portfolio is well known in Romania, we are mainly focusing on services for the oil and gas industry, but besides that we are also present in other areas where we can offer interesting services to the market. The oil and gas business is generating some 4050% of the group’s turnover so other business areas are quite important for us. Andreas Ramharter

Do you intend to increase your presence and expand the activities in Romania and/or in the European Region in the future? Andreas Ramharter, Executive Vice President, Regional Group Director: Of course, this is a target for us. We will remain present in the oil and gas business in Romania but besides that ILF group is also offering services in many other business areas. We are structured in four main business areas (Oil & Gas; Energy & Climate Protection; Water & Environment; Transport & Structures – editors’ note), we are operating in the infrastructure business, we have strong footprint in the motor business and we are also dealing with the energy and renewable energy business areas. All these sectors are of interest to us and we want to expand in all these areas in Romania. So, we have strategic consideration how we can contribute more in the future in the infrastructure business, how we can conquer the energy business in Romania and of course we also want to expand our footprint in entire Europe. As low oil prices take their toll on both industry profits and spending projections, most companies are turning to technology and innovation to reduce costs and increase capital efficiency, while aiming to meet increased future energy demand in a low carbon environment. What are your short-term/mediumterm targets and projections? Andreas Ramharter: Our portfolio is well known in Romania, as I have already explained we are mainly focusing on services for the oil and gas industry, but besides that we are also present in other areas where we can offer interesting services to the market. The oil and gas business is generating some 40-50% of the group’s turn over so other business areas are quite important for us. www.petroleumreview.ro

oil & gas

Reimagining the new style of business

DELOITTE TO EXPAND CLOUD SERVICES

eloitte announced recently significant investments in its cloud services, providing clients with an advanced set of analytic and cognitive capabilities to enable their digital transformation. Investments include the acquisition of substantially all of the assets of Day1 Solutions Inc. (Day1), an innovative cloud consulting firm; the addition of 3,000 new, U.S.-based high-tech engineering jobs; and the opening of new cloud studios across the country. According to Ranjit Bawa, principal, Deloitte Consulting LLP, cloud is the backbone of innovation and a conduit for clients to reimagine how they do business. “For years, we’ve helped our clients view cloud integration as a critical driver for business transformation. By adding these significant investments to our portfolio, our clients will have access to deeper cloud expertise and even more innovative capabilities, as well as the talent they need to help them thrive in a fast-moving digital

economy.” The services of Day1’s team will further enhance Deloitte’s cloud capabilities and accelerate its collaboration with leading cloud platforms in the market. Day1’s customer base extends across commercial industries and government agencies, with significant success in the public sector. “As one of the largest professional services organizations in the world and a recognized leader in applying new technologies to businesses, Deloitte provides the reach and expertise needed to share our award-winning cloud solutions with a diverse client roster,” said Luis Benavides, founder and CEO of Day1. “At the end of the day, our commitment to clients is to harness the power of cloud to accelerate their digital transformation.” Deloitte is also amplifying the value of cloud by adding 3,000 new engineers over the next year to help organizations integrate, streamline and manage business operations in the cloud. This group will focus on

innovating cloud technologies to accelerate and enhance the depth of analytics and cognitive solutions available to customers. The majority of these new engineers will operate out of three new cloud studios to be opened in Orlando, New York and Washington, DC, over the next year, expanding the existing network of 44 Deloitte Digital studios worldwide. “The growth of cloud computing has skyrocketed over the last few years - according to Synergy Research Group, USD148 billion in 2016 and growing 25 percent annually. Cloud capabilities are the great enablers of digital transformation and there’s a strong demand from clients to help them innovate their businesses with new cloudbased platforms,” added Bawa. “These strategic investments help strengthen Deloitte’s cloud-based solutions by providing clients with a full spectrum of digital, analytics and enterprise cloud services - that ultimately power business agility and growth in a cloud-driven world.” 45

oil & gas

60 YEARS OF EUROPEAN UNION IN THE WORLD

he voice of the European Union and its people is heard all around the world. From Asia and the Pacific to Africa, Europe and Central Asia, from the Greater Middle East to the Americas, the European Union’s diplomatic network runs wide and deep to all corners of the globe, making a difference when it comes to human rights, democracy support, migration, development, responding to crises, providing security, contributing to defence and building the resilience and capacities of societies. 140 Delegations represent the EU and its citizens around the globe, building networks and partnerships and promoting the values and interests of the EU. Since the Rome Treaties in 1957, the European Union has enjoyed six decades of unparalleled peace, prosperity and security. European countries living peacefully side-by-side has also contributed to a more peaceful world. The European Union is a unique economic and political partnership between 28 European countries that together cover much of the continent. The first steps were to foster economic cooperation: the idea being that countries that trade with one another become economically interdependent and so more likely to avoid conflict. In 1951, six countries founded the European Coal and Steel Community, and later, in 1957, the European Economic Community and the European Atomic Energy Community: Belgium, Germany, France, Italy, Luxembourg and the Netherlands. A 46

An attractive market to do business with • 500 million consumers looking for quality goods • The world’s largest single market with transparent rules and regulations • A secure legal investment framework that is amongst the most open in the world • The most open market to developing countries in the world Every day, Europe exports hundreds of millions of euros worth of goods and imports hundreds of millions more. Europe is the world’s largest exporter of manufactured goods and services, and is itself the biggest export market for around 80 countries. European Union’s members account for 16% of world imports and exports.

further 22 countries have since joined the EU, including a historic expansion in 2004 marking the re-unification of Europe after decades of division, followed by further enlargements in 2007 and 2013. The EU’s enlargement policy aims at preparing those European countries which aspire to join the EU – and have been given the perspective to do so – for membership. The current enlargement process covers five candidate countries (Albania, the former Yugoslav Republic of Macedonia, Montenegro, Serbia and Turkey) and two potential candidates (Bosnia and Herzegovina and Kosovo). The EU is supporting transformation and modernization to the tune of EUR 11.7 billion between 2014 and 2020. Support focuses on the rule of law, fundamental rights, economic development and competitiveness, as well as the functioning of democratic institutions and public administration reform. The European Union and its Member States share a common history and many common interests with their neighbours. The European Neighbourhood Policy (ENP) governs the EU’s relations with 16 of its closest Eastern and Southern Neighbours. To the South: Algeria, Egypt, Israel, Jordan, Lebanon, Libya, Morocco, Palestine, Syria and Tunisia and to the East: Armenia, Azerbaijan, Belarus, Georgia, Moldova and Ukraine. Russia takes part in CrossBorder Cooperation activities under the ENP but is not a part of the ENP as such. The ENP was launched and developed throughout with the objective www.petroleumreview.ro

oil & gas

of avoiding the emergence of new dividing lines between the enlarged EU and its neighbours and to increase the mutual prosperity, stability and security of the EU and neighbouring countries. It is based on the values of democracy, the rule of law and respect of human rights. The aim is to achieve the closest possible political association and the greatest possible degree of economic integration. The EU provides EUR 15.4 billion for good governance, democracy, rule of law and human rights; economic development for stabilisation; security; and migration and mobility. To live up to growing expectations of citizens and partners, the European Union has recently taken decisive steps to further reinforce European security and defence. Based on the 2016 EU Global Strategy, a package of three key interlinked elements were defined: 1) a new level of ambition and set of concrete actions to enable fast and effective EU responses to external crises particularly in the neighbourhood, build capacity for security in partner countries and contribute to tackle threats such as terrorism, proliferation or hybrid threats to improve protection of the EU and its citizens; 2) a European Defence Action Plan including a fund to finance capability development and defence cooperation and 3) a set of proposals for reinforced EU-NATO cooperation following the historic EUNATO Joint Declaration signed in Warsaw in July 2016. Implementation of the package is currently underway and has made significant progress in the short time since January 2017. The March European Council took note of this progress and will revert to the matter in June. Cooperation with developing countries goes all the way back to the beginnings of the European project. The EU is the only donor worldwide which gives support in all countries that are fragile or suffer from conflict.

It is also the biggest development and humanitarian aid donor in the world. For example, in 2015 alone, the EU, together with its Member States invested EUR 68 billion of Official Development Assistance. In recent years, several developing countries have experienced strong economic growth and have managed to reduce poverty. Starting in 2014, the EU is therefore phasing out direct aid to large countries such as India and other countries like Malaysia or many Latin American countries. This process is called â&#x20AC;&#x2DC;graduationâ&#x20AC;&#x2122;. Instead, the EU is increasingly focusing on the poorest places in the world. In the period 2014-2020, about 75% of EU support will go to these countries which, in addition, often are hard hit by natural disasters or conflict, something that makes their citizens particularly vulnerable. 2015 marked a defining year for sustainable development worldwide. World leaders adopted at the 70th UN General Assembly on 25 September 2015 a new global sustainable development framework: the 2030 Agenda for Sustainable Development having at its core the Sustainable Development Goals (SDGs). The EU was instrumental in shaping the global 2030 Agenda, which has now become the worldâ&#x20AC;&#x2122;s blueprint for global sustainable development. The 2030 Agenda represents a commitment to eradicate poverty and achieve sustainable development by 2030 worldwide. The 17 SDGs and their 169 associated targets are global in nature, universally applicable and interlinked. WATER AND ENERGY

The EU Water Initiative contributes to providing good quality drinking water for all and the EU Energy Initiative aims to improve access to modern, affordable, sustainable, clean and effective energy.

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 47 408 049 F +40 0244

www.petroleumreview.ro

FOCUS CEE OIL & GAS COMPANIES EVOLUTION

The best, the worst and the losers of the Stoxx 300 CEE Oil & Gas index

first part of the year in slight decline on the stock exchanges, amid financial reports showing rising profits and generalized decrease of revenues in 2016! This is the characteristic of the oil and gas industry in Central and Eastern Europe (CEE) revealed by the Stoxx 300 Oil & Gas index at the beginning of 2017. In this context, of the results’ dynamic, companies such as Hellenic Petroleum, MOL and OMV Petrom stood out whereas sector leaders Gazprom, Lukoil and Rosneft consolidate their position. On the stock markets however, after the price increases in the first quarter, the leading places are taken by less visible and less important players in the sectoral index representative for the region. by Laurențiu Roșoiu 49

FOCUS THE OIL AND GAS INDUSTRY IN CEE, DECLINE ON THE STOCKS EARLY THIS YEAR The Stoxx 300 Oil & Gas Index was at the end of Q1 2017 (slightly) below the closing level at the end of 2016.

+2.5% 0% -2.5% -5% -7.5% 2 Jan.

9 Jan.

16 Jan.

23 Jan.

30 Jan.

6 Feb.

13 Feb.

20 Feb.

27 Feb.

6 Mar.

13 Mar.

20 Mar.

The graph shows the development of the index in EUR, according to data posted by Stoxx Ltd. SOURCE: STOXX LTD

The 2016 year-end and early 2017 seem to have been not so auspicious for the oil and gas industry in Central and Eastern Europe. If we look at the development of the representative sectoral stock index in the region, which seems to hesitate in incorporating the sustained upward trend in oil prices that started in the first half of last year, this is the conclusion. Thus, the Stoxx 300 Oil & Gas index (with ID EE050P), reflecting the overall evolution of specialized companies in this region, was at the end of Q1 2017 at around 160 points; the value is close to the threshold at which it closed 2016 (i.e. 170 points), see the chart “The oil and gas industry in CEE, decline on the stocks early this year.” It is therefore an evolution not so auspicious of the index, which seems not to have accumulated any positive results reported by the companies included in that index for 2016, or the rising oil prices. In other words, the rise in oil prices late last year is found in a large share in the increase of the aggregate value of revenue for companies in the regional index profile; the amount of their revenues increased from the equivalent of EUR 373 billion in 2015 to about EUR 417.1 billion in 2016. Also, the oil price increase is reflected in the profit increase at index level; the aggregate profits reported by companies in the index increased from EUR 28.1 billion in 2015 to EUR 37.1 billion last year. 50

However, the positive development in oil prices is not so keen to transfer to the level at which Stoxx 300 Oil & Gas index is actually quoted. GROWING PROFITS

The end of Q1 2017 was a period full of financial reports. During this period, no less than 20 of the 25 companies included in the Stoxx 300 Oil & Gas index published the financial results for 2016. All 20 companies reported profits for 2016, unlike in 2015 when only 15 reported profit and the remaining five - losses. This development in profits gives a first positive note to the sector in early 2017. The industry’s positive image at the end of 2016 beginning of 2017 is in fact completed by the figures of the other five companies in the index, which although had not published the results for all 12 months of last year, support the positive development of the sector by the figures reported for the first three quarters. Thus, three of the five companies had in the first nine months of 2016 profits significantly higher than those reported in the same period in the previous year. In parallel, the dynamic of figures has to be highlighted, namely the fact that 20 of the 25 companies in the index representative for the oil and gas industry in Central and www.petroleumreview.ro

FOCUS GROWING PROFITS IN 2016 All companies in the Stoxx 300 Oil & Gas index reported profits in 2016 as compared to 2015. 2016 net profit EUR (million)

2015 net profit EUR (million)

12,745.39

9,828.37

NOVATEK

3,994.90

929.02

NK Lukoil OAO

3,204.57

3,635.55

Gazprom Neft

3,102.06

1,369.39

AK Transneft OAO Pref *

2,970.77

1,790.43

Rosneft *

2,804.85

4,433.07

Tatneft-3 *

1,469.57

1,235.39

Polski Koncern Naftowy ORLEN SA

1,195.71

666.49

KOC Holding

932.69

1,125.85

MOL PLC

852.27

(827.16)

Bashneft ANK ao

816.60

726.46

Gornictwo Naftowe i Gazownictwo SA

534.33

501.34

Tupras

483.40

804.77

Hellenic Petroleum SA

329.76

46.68

Motor Oil Hellas Corinth Refineries SA

298.17

204.81

Unipetrol

295.39

260.35

Grupa Lotos SA

230.74

(61.85)

OMV Petrom SA

229.96

(149.64)

SNGN Romgaz

225.93

264.37

SNTGN Transgaz

131.32

108.19

NIS AD

121.99

120.42

Petrol

72.66

65.53

Ina

13.39

(185.57)

4.9

(11.49)

9,509.97

Company name Gazprom PAO *

Turcas Petrol Surgut **

The table shows the net profits reported by the companies included in the regional index; losses are inluded in brackets. Note 1: The companies noted* have not released the results for the entire year 2016. For these companies, the calculations are based on the results in nine months and on the figures reported in the last quarter of the previous year. Note 2: Small differences between the values in the table and the ones from other sources may occur due to possible different sources of information used for converting the figures into EUR. Note 3: The companies noted** have released their latest reports at mid last year and were not taken into account. SOURCE: INVESTING.COM, AUTHOR'S CALCULATION

Eastern Europe reported increasing profits in 2016 against the previous year. From this perspective, Russian companies Novatek and Gazprom Neft stand out, whereas good developments were reported also by the Greeks with Hellenic Petroleum, the Poles with Grupa Lotos, the Romanian company OMV Petrom or Hungarian company MOL, see the table “Growing profits in 2016”. Thus, Novatek’s profit increased from the equivalent of EUR 929 million in 2015 to nearly EUR 4 billion in 2016 (thus showing an increase of 330%) and Gazprom Neft’s profit in 2016 reached EUR 3.1 billion, by 126% higher than in 2015 (which was of only EUR 1.3 billion). It should be noted that the Russian companies’ results received support from the significant appreciation of the Ruble against the EUR. At the end of 2015, the exchange rate was about 80 rubles for EUR 1, at the end of 2016 the EUR had fallen to about 65 rubles - which means a depreciation of the EUR and an appreciation of the Russian currency (more EUR for the same amount in rubles) and, accordingly, a substantial financial bonus in the exchange of the results in rubles to EUR to get uniformity and comparability of figures. BEST DYNAMICS

The best development was recorded by the Greeks with Hellenic Petroleum; the company’s profit increased from less than EUR 47 million in 2015 to EUR 330 million in 2016, an increase of about 600% which also marks a historic high, according its representatives. A significant contribution to this result had, according to the public reports, the refining sector, whose net income increased from EUR 51

FOCUS 116 million in 2015 to EUR 500 million in 2016. OMV Petrom, MOL and Grupa Lotos also stand out by switching from substantial losses to significant profits. MOL reported for 2016 a profit of EUR 852 million after the loss of EUR 827 million reported in 2015; OMV Petrom moves from a minus of EUR 149 million in 2015 to a profit of EUR 229 million last year; Grupa Lotos moved from a minus of EUR 62 million to a profit of EUR 230 million. The good development of the Polish company in terms of financial results has also been recognized as such by investors! At least this can be said about the fact that at the end of Q1 2017 the Lotos shares registered growth on the stock market by about 50% against the end of 2016, up to the level of PLN 56. Returning to the figures in the financial results, we see that 2016 was a very good year for the regional and index leader - Gazprom PAO, a company that had the most spectacular growth in fundamental terms, see the table “Growing profits in 2016”: Gazprom PAO reported for 2016 a profit of EUR 12.7 billion, the positive development was supported in particular by decreasing costs in exploration and development, according to the company’s reports. It is noteworthy that, dynamically viewed, the Gazprom revenues are by only 29% higher than in 2015. Seen but in absolute figures, Gazprom’s gross profit in 2016 represents more than one third of the overall reported profits of all the other companies in the index (of about EUR 37 billion). However, the advance in profit for Gazprom in 2016 against 2015 (equivalent to about EUR 3 billion) is approximately equal to the aggregate increases recorded at the same time by all the other 52

DECREASING REVENUES IN 2016 About half of the companies in the Stoxx 300 Oil & Gas index reported declining revenues in 2016 as compared to 2015.

Company name NOVATEK

2016 2015 revenues Revenues % 2016 față (billion EUR) (billion EUR) de 2015 8,328.90

5,935.63

40%

Gazprom Neft

23,951.40

18,330.96

31%

Gazprom PAO*

96,930.28

75,886.89

28%

AK Transneft OAO Pref*

12,934.62

10,185.46

27%

Tatneft-3*

8,582.73

6,902.00

24%

Bashneft ANK ao

9,190.39

7,633.29

20%

Rosneft*

77,296.18

64,310.69

20%

NK Lukoil OAO

81,000.53

71,791.33

13%

410.98

368.21

12%

Petrol

3,856.70

3,816.88

Hellenic Petroleum SA

6,679.92

7,302.94

-9%

Motor Oil Hellas Corinth Refineries

6,356.85

7,060.22

-10%

NIS AD

1,558.31

1,733.12

-10%

Grupa Lotos SA

4,757.17

5,335.11

-11%

SNTGN Transgaz

OMV Petrom SA

3,581.46

4,016.60

-11%

11,492.08

12,964.21

-11%

7,544.72

8,566.46

-12%

KOC Holding

19,120.58

21,929.98

-13%

Polski Koncern Naftowy ORLEN

18,080.64

20,752.71

-13%

752.11

897.11

-16%

Ina

2,064.14

2,468.26

-16%

Unipetrol

3,252.57

4,029.86

-19%

Tupras

9,395.60

11,642.68

-19%

12,520.04

MOL PLC Gornictwo Naftowe i Gazownictwo

SNGN Romgaz

Turcas Petrol Surgut**

The table shows the earnings reported by the companies included in the regional index in 2016 against 2015. Note 1: The companies noted* have not released the results for the entire year 2016. For these companies, the calculations are based on the results in nine months and on the figures reported in the last quarter of the previous year. Note 2: Small differences between the values in the table and the ones from other sources may occur due to possible different sources of information used for converting the figures into EUR. Note 3: The companies noted** have released their latest reports at mid last year and were not taken into account. SOURCE: INVESTING.COM, AUTHOR'S CALCULATION www.petroleumreview.ro

FOCUS components of the Stoxx 300 Oil & Gas index.

WINNERS AND LOSERS ON THE STOCK MARKETS

DECREASING REVENUES

Despite good financial results in 2016, the Russian companies registered the worst performance on the stock markets in Q1 2017.

On the other hand, the positive outlook of the industry, revealed by the fact that all companies in the index reported profits (unlike 2015) and that the vast majority of companies had in 2016 higher profits than in 2015... is offset by the negative trend in terms of revenues. Only about half of the companies in the Stoxx 300 Oil & Gas index reported in 2016 higher revenues than 2015; the other half reported lower revenues than in the previous year. In terms of revenues, as in the case of profits, the Russian companies are drivers in the sector: no less than eight out of the ten companies which registered higher revenues in 2016 against the previous year are Russian companies, Novatek and Gazprom Neft being leaders in this respect too, with increases of 40% and 31% respectively of the reported revenues in 2016 against the previous year (from EUR 5.9 billion to EUR 8.3 billion, and from EUR18.3 billion to EUR 23.9 billion respectively). Gazprom PAO, Lukoil and Rosneft are next by revenues, recording higher revenues of up to 10-20% against the previous year, see the table â&#x20AC;&#x153;Decreasing revenues in 2016â&#x20AC;?. THE WEAKEST DEVELOPMENT

At the other end, from a fundamental perspective, the weakest development in a general context characterized by a relatively favourable oil price recovery and by upward changes in estimates was registered by Turkish company Tupras; the company registered a revenue decline of about 20% and a profit fall of about 40% in 2016 against 2015, from EUR 804 million to EUR 483 million. According to official reports, the declining revenues reflect lower exports by 18% and falling domestic sales by about 1% due to significant increase of discounts. At the same time, the significant increase of expenditures for interest (by about 33%) was another element that significantly led to lower profits. Interestingly, although significantly affected in turnover and profit, Tupras is one of the companies that have performed well in terms of market price; the Tupras shares

Company name

Market price variation Q1 2017

Grupa Lotos SA

44.76%

SNTGN Transgaz

26.53%

Turcas Petrol

26.03%

Tupras

25.44%

Unipetrol

24.65%

Polski Koncern Naftowy ORLEN SA

21.14%

Motor Oil Hellas Corinth Refineries SA

18.63%

OMV Petrom SA

15.90%

Hellenic Petroleum SA

15.38%

SNGN Romgaz

14.80%

KOC Holding

12.54%

Petrol

7.72%

Gornictwo Naftowe i Gazownictwo SA

5.86%

Bashneft ANK ao

2.47%

NIS AD

0.68%

MOL PLC

-1.49%

AK Transneft OAO Pref

-3.03%

Surgut

-6.80%

Gazprom Neft

-7.15%

Ina

-8.08%

NOVATEK

-8.78%

NK Lukoil OAO

-13.37%

Gazprom PAO

-17.19%

Tatneft-3

-19.40%

Rosneft

-22.27%

The table shows the market price development for these companies at the end of Q1 2017. Note: The values were available for the meeting on March 27, 2017, which means that there may be small differences against other possible alternative sources. SOURCE: INVESTING.COM 53

FOCUS THE OIL AND GAS INDUSTRY DECREASING WORLDWIDE IN Q1 Both the index relevant for Western Europe and the index relevant globally had disappointing developments in the first part of 2017, similar to the index for the CEE region. EE05OP: 166.33 (-2.59%) SXW1ENEE: 464.16 (-9.26%) SXEBP: 311.33 (-6.92%)

0% -5%

-10% 2 Jan.

9 Jan.

16Jan.

23 Jan.

30 Jan.

6. Feb

13 Feb.

20 Feb.

27 Feb.

6 Mar.

13 Mar.

20 Mar. 27 Mar.

The graph shows the development of the index in EUR, according to data posted by Stoxx Ltd. SOURCE: STOXX LTD

recorded at the end of Q1 2017 an increase of 25% as compared to the end of 2016. THE LOSERS

Despite financial results with very positive development year on year, the Russian companies are the most affected in terms of market price trends. At the end of Q1 2017, the stock prices of all Russian companies included in the Stoxx 300 Oil & Gas index recorded negative variations between 5% and 20%, see the table “Who loses and who wins on the stocks”. Gazprom and Rosneft - the largest companies by revenues in 2016 of the companies included in the index, two of the companies with the best returns in value and dynamic - are companies which recorded the largest losses on the stocks: minus 17% for Gazprom and minus 22% for Rosneft. DEVELOPMENTS IN TUNE WITH THE REST OF THE WORLD

The development of the Stoxx 300 Oil & Gas index seems to contrast with the overall evolution of the financial results of companies included in the index. The index reflects the major dependence on Russian companies and thus includes the negative trend recorded by them on the stocks. 54

Due to the relatively low weigh in the index, the other companies in Central and Eastern Europe therefore do not offset the negative impact of the falling prices of shares of major Russian companies. On the other hand, the regional index is moving along with similar indices (for oil and gas), representative for Western Europe and globally – both having in the first part of 2017 developments as disappointing, see the graph “The oil and gas industry decreasing worldwide in Q1”. The Stoxx Eastern Europe 300 Oil & Gas index (EE050P – representative for Central and Eastern Europe) registered at the end of Q1 2017 a decrease of about 3%, the Stoxx Europe 600 NC Oil & Gas index (SXEBP – representative for the industry in Western Europe) fell by about 7%, whereas the Stoxx Global 1800 Oil & Gas index (SXW1ENEE – representative for the global oil and gas industry) lost more than 9% in the first three months. Overall, the oil and gas industry in Central and Eastern Europe had a disappointing development, similar to the one registered worldwide by the industry (by indices!). Seen in detail, and ignoring the major negative impact from the falling quotations of all Russian companies’ shares, one could notice that not few companies have stood out as pleasant surprise. The result is seen both from the outlook of financial results and from the development of shares’ prices... which sets up the premises for potential pleasant surprises for the rest of the year. 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

EDITORIAL

Strategia Energetică a României

Și, totuși, ne-am putea grăbi puțin?

efinitivată într-un timp record de Ministerul Energiei în 2016 și lansată în dezbatere publică la finele anului trecut, mult-așteptata „Strategie Energetică a României” ar putea fi aprobată, într-un caz fericit, abia la finele acestui an. Nimic rău până aici, dacă ne gândim că un document de o astfel de anvergură necesită o analiză multidisciplinară a implicațiilor și a posibilelor efecte. Cum însă de finalizarea demersurilor acesteia depinde efectiv viitorul și direcția de dezvoltare a industriei de petrol și gaze (între alte industrii/domenii – dar, foarte probabil, una dintre cele mai importante!) este greu de acceptat orice întârziere; orice zi în plus în procesul de aprobare înseamnă o zi întârziere a planurilor companiilor din industria de profil. Vorbim de o industrie de multe miliarde de euro care suferă nu doar de pe urma unui cadru fiscal și de reglementare birocratic și inhibator, ci și de pe urma unei nevoi imperioase de investiții; investiții care înseamnă, evident, bani la buget și locuri de muncă... dar care, mai mult decât atât, ar putea fi ancorele care să dea companiilor și industriei de profil (și astfel întregii economii naționale) acea stabilitate de care avem nevoie ca țară (și economie!) întrun context geopolitic și economic extrem de tulbure și de imprevizibil la nivel regional și european. Altfel spus, situația actuală este dificilă. Europa se confruntă cu problema lipsei de direcție și strategie în ceea ce privește strategia comună energetică; Brexitul aduce un plus de tensiune în piață, prin necunoscutele ce decurg din modificarea statutului pe care Marea Britanie îl avea în sistemul energetic european; iar proiectul Nord Stream 2 merge înainte în ciuda unor discuții în contradictoriu cu oficialii Comisiei Europene, ceea ce înseamnă că centrul de greutate în ceea ce privește fluxurile de intrare de gaze naturale în spațiul european nu face practic decât să se mute 56

de Laurențiu Roșoiu de la Est la Nord-Vest, fără o majorare reală a independenței energetice a statelor din Europa Centrală și de Sud-Est. Și asta pentru a trece în revistă doar trei dintre elementele cu potențial destabilizator pentru Uniunea Europeană, și implicit pentru noi. În acest context, noi, românii, ce facem? În primul rând, continuăm supraimpozitarea companiilor locale de profil (între altele și prin deja celebra taxă pe stâlp!) – fapt care nu doar că pune presiune pe profitabilitatea acestora, ci și pe vânzările lor pe plan local; de notat exemplul companiei Romgaz, ale cărei vânzări au scăzut în 2016 în mod special ca urmare a faptului că prețul de producție era mai mare decât cel al gazelor de import (de la Gazprom). Ce (nu!) mai facem? Lăsăm să treacă neobservat faptul că între Comisia Europeană și Gazprom este deja foarte apropiată încheierea unui acord prin care compania rusă își ia o serie de angajamente – între care și acela de a nu mai bloca revânzarea gazelor... acord din care România este exclusă; sau, pentru a ne întoarce la punctul de la care am plecat, transmitem Strategia Energetică spre analiză și avizare la Ministerul Mediului... și o uităm acolo, așteptând cuminți și liniștiți ca o seamă de funcționari publici să-și dea cu părerea și să pună o ștampilă sau o semnătură. Ce-am putea face sau ce ar trebui să facem? Să grăbim aprobarea Strategiei Energetice! Astfel, companiile de profil ar putea să meargă înainte cu planurile de dezvoltare, precum și cu proiectele și programele de investiții. Cu cât acest lucru se întâmplă mai curând, cu atât România reușește mai repede să se consolideze ca o insulă de reală independență, stabilitate, know-how și resurse naturale în sistemul energetic din Europa Centrală și de Sud-Est. Și ținând cont de dinamica (foarte rapidă) a evenimentelor – în special a celor negative, în zilele noastre, cu cât facem asta mai repede – cu atât ne va fi mai bine! 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

știri

VENITURI DE 160 DE MILIOANE DE EURO PENTRU SIEMENS ROMÂNIA ÎN 2016

iemens România, una dintre principalele companii de tehnologie din România, a înregistrat în 2016 venituri de 160 de milioane de euro, în creştere uşoară faţă de anul precedent. Rezultatele obţinute în 2016 au fost în linie cu obiectivele stabilite pentru această perioadă şi reflectă strategia pe termen lung a companiei, care include trei direcţii de dezvoltare: automatizări, electrificare, digitalizare. De asemenea, comenzile noi au înregistrat un parcurs ascendent pentru majoritatea liniilor de afaceri: de la domeniul industrial sau cel al transporturilor la sectorul energetic. Numărul total de angajați ai companiilor Siemens din România a crescut la 1.936 de persoane, majorare determinată preponderent de evoluţia

echipelor din centrele de cercetaredezvoltare IT și de extinderea activităţii de producţie de pe plan local. „Am încheiat anul 2016 conform așteptărilor, pieţele pe care activăm având un an stabil. În continuare, proiectele mari de infrastructură finanţate prin fonduri

europene, alături de sectorul oraşelor inteligente reprezintă domenii cu potenţial în România. Sperăm ca astfel de investiţii să fie continuate pentru că viitorul unei dezvoltări sustenabile stă în tehnologiile inteligente”, a declarat George Costache (foto), CEO Siemens România.

MINISTERUL ECONOMIEI ȘI BERD ÎȘI EXTIND COLABORAREA

etre Nicolescu, secretar de stat în Ministerul Economiei, s-a întâlnit, pe data de 22 martie, cu delegația Băncii Europene de Reconstrucție și Dezvoltare (BERD) condusă de Harry Boyd-Carpenter, senior banker, energie și utilități energie, în care au discutat despre proiectele comune din sectorul public. Secretarul de stat Nicolescu i-a asigurat pe reprezentanții Băncii 58

Europene de Reconstrucție și Dezvoltare de sprijinul Ministerului Economiei, în limitele legii, în calitate de acționar principal, în ceea ce privește proiectele pe care BERD le derulează cu companiile din portofoliul ministerului, Transelectrica și Transgaz. În cadrul discuțiilor, cei doi interlocutori au analizat oportunități de colaborare și pe alte proiecte, regăsite în Programul de guvernare 2017 - 2020, altele decât cele

referitoare la transportatorii de energie și gaze naturale, precum acordarea de expertiză în conturarea mecanismului de finanțare a Fondului Suveran de Dezvoltare și Investiții. Pornind de la deschiderea reprezentanților BERD de a se implica în dezvoltarea unor proiecte derulate de Ministerul Economiei, a fost stabilită o întâlnire ulterioară pentru a fi identificate modalități concrete de colaborare. www.petroleumreview.ro

știri

VULCAN ȘI KOC AU SEMNAT UN CONTRACT ISTORIC

ulcan SA a semnat, pe data de 12 martie, cu compania Kuwait Oil Company (KOC), cel mai mare contract de fabricație pentru 270 de unități de pompare din istoria de peste 110 ani a companiei, se arată într-un comunicat de presă al Euro Insol, administratorul judiciar al Vulcan. Potrivit documentului citat, contractul are o valoare de 10 milioane de dolari (9,4 milioane de euro) și prevede livrarea, până la finalul anului, a 270 de unități de pompare, ceea ce reprezintă un dublu record pentru Vulcan. Un prim record constă în numărul de unități livrate, mai mare decât producția totală de unități realizată de companie din 1990 și până în prezent. Al doilea record constă în termenul de livrare de doar șapte luni, respectiv până la data de 31 decembrie, 2017.

În condițiile în care Vulcan își va îndeplini obligațiile de producție și livrare asumate prin contract, KOC va mai lansa o nouă comandă de 700 de unități de pompare, ce acoperă întreaga capacitate de producție a Vulcan pentru perioada 2018-2019. Vulcan se află în insolvență din anul 2013 și este administrată de Euro Insol, liderul pieței reorganizărilor judiciare din România. Deși aflată în insolvență, compania românească este cel mai important furnizor de unități de pompare din Europa și unul dintre liderii pieței de profil din lume. Fondată în 1934, Kuwait Oil Company este cea mai mare companie a emiratului, având o cifră de afaceri de peste 20 de miliarde de dolari și un profit net de peste 4 miliarde de dolari. KOC are o producție zilnică de peste 1 milion de barili de țiței și peste 1 miliard de metri cubi de gaze naturale. 59

știri

MOODY’S ACORDĂ MOL RATING RECOMANDAT PENTRU INVESTIȚII

oody’s Investors Service Ltd. a acordat MOL Hungarian Oil and Gas Public Limited Company rating Baa3 recomandat pentru investiţii pe termen lung, cu perspectivă stabilă. Moody’s a acordat acest rating pentru a reflecta: (1) lichiditatea puternică şi profilul financiar al MOL, care este de aşteptat să genereze flux de numerar liber pozitiv; (2) prezenţa puternică în regiunea Europei Centrale şi de Est în segmentele rafinare şi distribuţie de produse petroliere, cu două active de rafinare de înaltă calitate şi cu unul dintre cele mai înalte nivele de complexitate dintre rafinăriile europene; (3) profilul de afaceri integrat pe segmentele

downstream şi upstream, care şi-a dovedit rezistenţa într-un mediu marcat de un preţ scăzut al petrolului, şi (4) integrarea segmentelor retail

şi petrochimie, care servesc ca importante canale de vânzare a produselor rafinate. „Suntem foarte mulţumiţi de ratingul recomandat pentru investiţii acordat de Moody’s, care confirmă soliditatea modelului nostru de afaceri integrat şi profilul financiar puternic. În conformitate cu Strategia 2030 a Grupului MOL, vom continua să ne consolidăm punctele forte, combinând baza de active de înaltă calitate cu orientarea constantă spre creşterea eficienţei. În cele din urmă, scopul nostru este să ne poziţionăm ca lideri ai procesului de transformare industrială din Europa Centrală şi de Est, menţinând totodată robusteţea financiară a grupului şi lichiditatea puternică”, a declarat József Simola (foto), director financiar (CFO) al Grupului MOL.

UNIUNEA EUROPEANĂ, ȘASE DECENII DE EXISTENȚĂ

n urmă cu șaizeci de ani, la Roma, au fost puse bazele Europei pe care o cunoaștem astăzi, inaugurându-se astfel cea mai lungă perioadă de pace din istoria scrisă a continentului. Tratatele de la Roma prevedeau o piață comună, în care oamenii, bunurile, serviciile și capitalul pot circula liber, creând totodată condițiile necesare pentru prosperitatea și stabilitatea cetățenilor europeni. Cu prilejul acestei aniversări, 60

Europa se uită în urmă cu mândrie și cu speranță către viitor. Timp de 60 de ani, a fost construită o Uniune care promovează cooperarea pașnică, respectarea demnității umane, a libertății, democrației, egalității, precum și solidaritatea între națiunile și popoarele europene. Pentru celebrarea celor 60 de ani împliniți de la semnarea Tratatelor de la Roma, Reprezentanța Comisiei Europene în România organizează, alături de centrele EDIC (Reţeaua Centrelor de Informare Europe

Direct) din țară, o serie de evenimente aniversare. Evenimentele vor avea loc pe parcursul întregului an și includ, printre altele: Festivalul de film documentar One World Romania; dezbaterea cu tema „Uniunea Europeană: priorităţi şi provocări după șase decenii de existenţă”; dezbaterea pe tema 10 ani de la aderarea României la Uniunea Europeană în contextul aniversării a 60 de ani de la semnarea Tratatelor de la Roma, precum și proiecții de filme documentare și vernisaje ale unor expoziții aniversare. www.petroleumreview.ro

știri

VIZITĂ LA NIVEL ÎNALT LA UPG

otorietatea internațională a Universității PetrolGaze (UPG) din Ploiești se datorează inclusiv generațiilor de studenți străini, pregătiți de cadrele didactice pentru a deveni excelenți profesioniști în țările de origine. Continentul african s-a dovedit, de-a lungul deceniilor de colaborare, partener tradițional, trimițând la studiu în România sute de tineri talentați. Domnul Prof. dr. ing. Mihail Minescu, prorector însărcinat cu relațiile internaționale ale UPG, a organizat în data de 6 decembrie 2016 vizita unei importante delegații africane. Astfel, Excelențele Lor: doamna Faouz El Achchabi, ambasador extraordinar și plenipotențiar al Regatului Maroc, decan al grupului african al ambasadorilor; doamna Boutheina Labidi, ambasador extraordinar și plenipotențiar al Republicii Tunisia; doamna Taous Djellouli, ambasador extraordinar și plenipotențiar al Republicii Democrate Algeria; domnul Mohamed Alaaeldin Aly Shawky Elhadidi, ambasador extraordinar și

plenipotențiar al Republicii Arabe Egipt; domnul Mohamed Eltayeb Gasmalla Mudawi, însărcinatul cu afaceri și şeful misiunii Republicii Sudan în Romania; domnul Bomoy Losila Nixon, însărcinatul cu afaceri al Republicii Democrate Congo; domnul Marin Stancu, consul onorific al Republicii Ghana au fost primiți, din partea universității, de către domnul rector prof. dr. ing. Mihai Pascu Coloja, doamna prorector prof.dr. Anca Dobrinescu, domnul prorector prof. dr. ing. Mihail Minescu, domnul prorector prof. dr. ing. Paul Roșca, decanii facultăţilor Litere şi Ştiinte, Tehnologia Petrolului şi Petrochimie şi Inginerie Mecanică, directorul departamentului de Relaţii internaţionale, directorul general administrativ, preşedintele Camerei de Comerţ şi Industrie Prahova şi parteneri din industrie - foşti absolvenţi ai Universităţii Petrol-Gaze din Ploieşti. Ambasadorii au fost încântați să afle detalii despre specificul facultăților din UPG și despre modul în care se integrează studenții africani în sistemul românesc de învățământ. 61

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU ALEXANDRA DAMASCAN ARMEGIOIU

Serinus Energy așteaptă prima producție de gaze din perimetrul Moftinu în T1 2018 Serinus Energy, compania canadiană care deține Winstar Satu Mare, și-a anunțat recent planurile de investiții cu privire la concesiunea Satu Mare din România și la demararea producției experimentale de gaze din zăcământul Moftinu. În luna februarie, Serinus Energy a comunicat că a obținut 25,2 milioane de dolari canadieni (CAD) ca finanțare de capital pentru investiții în operațiunile din România și că a început extinderea explorărilor în concesiunile din județul Satu Mare. Doamna Alexandra Damascan Armegioiu, Country Manager Winstar Satu Mare, ne-a oferit detalii importante despre perimetrul Moftinu și despre planurile companiei Serinus Energy, în România și în regiune, pentru viitorul apropiat. 63

Industria de petrol și gaze a fost întotdeauna dominată de bărbați, indiferent de locația geografică. S-au făcut pași pozitivi care au dus la integrarea femeilor în cadrul industriei, dar ele continuă să fie subreprezentate. Cum e să lucrezi ca femeie în sectorul de petrol și gaze? Dacă ne întoarcem cu 2030 de ani în urmă, da, putem spune că aveți dreptate: era o lume dominată de bărbați. Sunt convinsă că două elemente determinante, maturitatea intelectuală și decența comportamentală, reprezintă vectori aplicabili tuturor oamenilor. Bineînțeles, anumite percepții sau convingeri, aparent imposibil de combătut, au contribuit la o concepție greșită asupra capacităților și capabilităților femeilor de a-și însuși o serie de competențe generale, specifice și transversale, care să le permită participarea în diverse domenii industriale. Indiferent de sectorul de activitate, chiar dacă acesta era apanajul bărbaților, sunt

convinsă că împreună vom depăși barierele mentale generatoare de erori manageriale, cu argumente pertinente. Provocările sunt permanent prezente. Nu-ți permiți „poezii” manageriale. Consecințele sunt greu de comensurat, pentru că nu răspunzi doar pentru tine. Dar, prin dialog și prin comunicare, soluțiile se pot identifica. A lucra în acest domeniu reprezintă o provocare permanentă. Recunosc, nu mi-a fost deloc ușor la început să îi determin pe parteneri să mă asculte. Dar, treptat, am reușit să mă fac auzită, iar argumentele și realizările mele profesionale au reușit să-i determine să-mi accepte punctele de vedere. Mă bucur să văd că incapacitatea și frustrarea unora să înțeleagă că și o femeie poate coordona și conduce o companie de petrol și gaze în Romania au început, încet-încet, să se disipeze, iar bărbații și femeile au început să fie prezenți în număr egal la orice nivel de conducere a unei companii de petrol și gaze. Nu ar trebui să fie nici o diferență între un bărbat și o femeie

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU ALEXANDRA DAMASCAN ARMEGIOIU A fost foarte importantă obținerea aprobării pentru faza a treia a acordului nostru de concesiune, pe data de 28 octombrie 2016; având această aprobare, am putut lua decizia de demarare a producției experimentale din cele două zăcăminte din perimetrul Moftinu.

care lucrează în acest domeniu: provocările sunt permanente, iar răspunderea este mereu aceeași. Personal, simt că așteptările celorlalți vis-a-vis de succesul și realizările unei femei manager în industria petrolieră sunt foarte mari. Când și din ce motive ați început să lucrați pentru Winstar? Care sunt principalele dvs. responsabilități în cadrul companiei și principalele realizări? Am început să lucrez pentru Winstar în 2008 și a fost o experiență extraordinară pentru mine. Am fost întotdeauna intrigată de industria de petrol și gaze și prețuiesc oportunitatea care mi-a fost oferită de companie. De când lucrez în companie am preluat mereu noi și noi responsabilități, care m-au ajutat să îmi dezvolt competențele și talentele. În fiecare zi, vin la lucru să mă ocup de toate provocările și proiectele ce decurg din activitatea pe care o desfășor în cadrul domeniului. Ca și Country Manager în România, responsabilitățile mele includ reprezentarea, precum și implementarea planurilor și activităților companiei. Care sunt cele mai recente repere esențiale pentru Serinus Energy și Winstar Satu Mare? Ultimii doi ani au fost pentru

industria de petrol și gaze plini de incertitudini și frământări. Serinus produce în prezent petrol și gaze în Tunisia și a produs gaze naturale în Ucraina până în luna februarie a anului trecut, moment în care compania și-a vândut participația și a ieșit de pe această piață. Între timp, România a devenit obiectivul central al companiei în ceea ce privește dezvoltarea. A fost foarte importantă obținerea aprobării pentru faza a treia a acordului nostru de concesiune, pe data de 28 octombrie 2016. Având această aprobare, am putut lua decizia de demarare a producției experimentale din cele două zăcăminte din perimetrul Moftinu. Este o transformare pentru companie și sunt foarte bucuroasă să joc un rol important în cadrul viitorului strategic al companiei în România. Spuneți-ne mai multe despre explorările din concesiunea Satu Mare și din perimetrul de gaze Moftinu. Serinus deține o participație de 60% la concesiunea onshore de la Satu Mare, o suprafață de 2.949 de kilometri pătrați (729.000 de acri) ca perimetru de explorare și dezvoltare, în nord-vestul României. Compania a semnat pe data de 28 octombrie 2016 un addendum pentru extinderea efectivă a termenului cu trei ani pentru perioada de explorare a

PLANUL DE DEZVOLTARE PENTRU PERIMETRUL MOFTINU Producție inițială, la începutul lui 2018 • Forajul și construcția ar trebui să dureze 12 luni • Cheltuieli de capital până la începerea producției: 7,9 milioane dolari • Capacitate nominală inițială: 15 MMcf/zi • Dehidratare, recuperare și condensat • Lungime linie de conectare la sistemul Transgaz: 3 km • Pre-autorizare și proiectare, în curs de desfășurare Potențial de viitor • Moftinu-1005, proiectată pentru a testa debitul de extracție a gazului din zonele mai puțin adânci. Succesul testelor va valida eventuala reforare a sondelor de adâncime pentru accesul deplin la aceste rezerve. • Moftinu-1002bis va fi testată pentru potențialul petrolier pe baza diagrafiilor geofizice și a carotelor de foraj. Succesul ar indica o evaluare suplimentară a locațiilor din zonă. 65

acordului de concesiune cu Agenția Națională a Resurselor Minerale (ANRM). Winstar a agreat cu ANRM un program de lucru care să fie respectat pe perioada extinderii. Acest program include un angajament de a fora două sonde și, la alegerea companiei, fie o campanie de achiziție seismică 3D pe 120 de kilometri pătrați, fie să foreze o a treia sondă. Ambele sonde urmează sondei Moftinu-1000 forată în 2012, înaintea campaniei seismice 3D, localizată între sondele Moftinu-1001 și Moftinu-1002bis. Locațiile pentru sondele Moftinu-1001 și 1002bis au fost alese pe baza scanării seismice 3D și țintesc structurile din Miocen și Pliocen, la adâncimi de 1.800 - 2.000 de metri, în cadrul închiderilor structurale, combinate cu anomalii seismice de amplitudine. Descoperirea de gaze de la Moftinu ar trebui să asigure producție și flux financiar în 2018. Dezvoltarea ulterioară implică construcția unei stații de gaze de 15 MMcf/zi, care să asigure dehidratarea, recuperarea și compresia fluidelor.

Serinus vede lucrurile în ansamblu și dorește să realizeze nu doar ceea ce este benefic pentru investitori, ci este totodată un contributor dedicat creșterii și dezvoltării României.

Ca manager de țară în România, super vizați programul de foraj al companiei. Care sunt cele mai recente evoluții și următoarele etape în privința perimetrului de gaze de la Moftinu? Din poziția pe care o ocup supervizez toate aspectele privind operațiunile companiei, reglementările, guvernarea și afacerile publice. După start-up-ul proiectului experimental de producție de la Moftinu, compania va fora primele două sonde de explorare angajate pentru faza a treia a extinderii. Acestea sunt planificate să fie finalizate în prima jumătate a lui 2018. După aceea, vom decide cum este cel mai bine să procedăm în privința explorărilor ulterioare ale concesiunii. Compania este foarte entuziasmată în ceea ce privește potențialul concesiunii Satu Mare. Ce înseamnă mai exact „punerea în producție experimentală” a acestor rezerve (Nm3/zi)? Care sunt principalele beneficii ale acestui proiect? Winstar Satu Mare, ca operator și titular al concesiunii Satu Mare pentru perimetrul Moftinu, situat în Moftinu Mic, județul Satu Mare, a cerut unui contractor român specializat în proiectare să efectueze Proiectul tehnic pentru execuție (faza EPCC - Contract „la cheie” incluzând proiectare, achiziție, construire și punere în funcțiune). 66

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU ALEXANDRA DAMASCAN ARMEGIOIU În total trei sonde au fost forate în structura geologică Moftinu (Moftinu 1000, 1001 și 1002bis) și două dintre ele vor începe producția utilizând facilități ce vor fi amplasate pe platforma sondei 1001. Aceste facilități vor separa fluidele de sondă și vor efectua condiționarea gazelor în vederea livrării către Transgaz. Prima instalație este cea de separare fluide de la sonde constituita din manifold intrare, separator înaltă presiune trifazic de etalonare, separator înaltă presiune bifazic de total, separator joasă presiune trifazic de total, vas stocare condensat și vas stocare apă. Gazul din separatorul de joasă presiune va fi utilizat drept combustibil pentru unitatea TEG(„Instalație uscare gaze pe principiul absorbției folosind Trietilenglicol”). Gazul din separatoarele de înaltă presiune vor fi direcționate către GCU („Stație Condiționare Gaze alcătuită din Modul uscare TEG și modul LTS;”), care include unitatea de dehidratare TEG, pentru a obține punctul de rouă al apei, iar la unitatea LTS („Modul/Instalație control punct de rouă al hidrocarburilor pe principiul separării la temperatură scăzută;”) să obțină punctul de rouă adecvat al hidrocarburilor. La punctul de evacuare LTS, gazul este măsurat într-un skid de măsură gaze GMS localizat pe suportul sondei și apoi livrat către conducta Transgaz, printr-o conductă de 10”x3 km. Gazul condensat din LTS va fi direcționat către

rezervorul de condensare printr-un dispozitiv de separare. Proiectul și punerea sa în aplicare nu vor aduce nici un fel de prejudiciu mediului înconjurător. Totodată, lucrările necesare nu vor reprezenta o sursă de poluare a apei, aerului și solului, limitele maxime permise, conform standardelor, nu vor fi depășite. Fluidele vor fi separate de gazele de sondă (gaze, condensat, apă reziduală) de noile facilități de la Moftinu, în două faze. Totodată, măsurarea gazului va fi disponibilă pentru livrarea către Transgaz, conform cerințelor ANRE. Conform cerințelor actuale privind livrarea, gazul trebuie dehidratat (pentru obținerea unui punct de rouă de -15 grade Celsius pentru presurizarea la punctul de livrare), iar fracțiile grele (gazul condensat) trebuie separate. De aceea, noua unitate TEG de dehidratare și unitatea LTS trebuie proiectate astfel încât să realizeze aceste lucruri. Noua unitate de condiționare a gazului (unitatea de dehidratare cu unități TEG + LTS) va fi amplasată la circa 26 km nord-vest de Satu Mare, în afara localității Moftinu din județul Satu Mare. Perimetrul explorat se întinde către localitatea Moftinu Mic, comuna Moftin din județul Satu Mare. Se poate ajunge acolo prin drumul național DN 19 (drumul European E671) care traversează localitatea și separă satul Domnești de satele Moftinu Mic, Moftinu Mare, Sînmiclăuș, Istrău, Ghirolt, Ghilvaci și Ghilvaci Gară.

POTENȚIALUL DE EXPLORARE AL CONCESIUNII SATU MARE Satu Mare se află în trendul stabilit al hidrocarburilor către sud-vest • Sondele din Moftinu, Mădăraș și Santău confirmă continuarea canalului în Satu Mare. Potențial semnificativ de explorare în creștere • Inventar multianual de explorare a peste 25 de lead-uri și prospecte identificate până în prezent • Studiul asupra concesiunii este în desfășurare – baza de date ar putea crește în continuare. Berveni și Nisipeni, cel mai probabil următoarele zone de concentrare • Datele seismice existente și alte informații sugerează structuri similare descoperirii de la Moftinu, precum și de alte tipuri. • Explorările viitoare vor necesita lucrări de seismică 3D.

Evident, compania noastră va obține beneficii din proiect, dar la fel de importante sunt avantajele economice locale și naționale, ca și ocuparea forței de muncă și oportunitățile de afaceri pe care proiectul le oferă cetățenilor și mediului de afaceri din România. Când anticipați prima extracție de gaz din perimetrul Moftinu? Suntem nerăbdători, fiind în pragul acordării contractului EPC pentru proiect în următoarele săptămâni și al primirii licenței de operare din partea ANRE. Odată aceste obiective atinse, proiectul poate avansa către faza de construcție, care va dura circa opt luni. După testări și recepția de punere în funcțiune, proiectul ar trebui să intre în producție în trimestrul 1 din 2018. Pe 28 octombrie 2016 ANMR a aprobat un addendum pentru extinderea cu trei ani a perioadei de concesiune pentru explorare. Pe 24 februarie 2017, Serinus Energy a anunțat că a obținut 25,2 milioane dolari canadieni prin finanțare de capital, care asigură fondurile necesare investiției în operațiunile din România și începerea extinderii explorărilor în concesiunea Satu Mare. Care sunt planurile pentru viitorul apropiat în România și în regiune? Există și alte concesiuni pe care compania intenționează să le achiziționeze? Așa cum probabil cunoașteți, din septembrie 2016, Serinus are o nouă echipă managerială. A fost o plăcere să lucrez cu ei și să fiu invitată la toate întâlnirile privind conducerea și strategia. Am făcut progrese uriașe 68

într-un timp relativ scurt de când lucrăm împreună, inclusiv în ceea ce privește obținerea addendum-ului, proiectul producției experimentale și strângerea de fonduri pentru a avansa cu proiectul. Evident, vom urmări întotdeauna noile oportunități din România care ar ajuta compania să crească și să se extindă. Compania va face achiziții conform strategiei sale, care să aibă logică din punct de vedere tehnic și financiar, pentru atingerea obiectivelor. Sunteți totodată implicată în crearea de oportunități de afaceri și a unui climat stabil pentru proiectele româno-canadiene. Care sunt rezultatele de până acum? Observ tot mai mulți oameni și companii care sunt atrași de idea începerii unei afaceri în România. Pe de altă parte, observ creșterea de zi cu zi a comunității românești și acest lucru nu mă poate face decât fericită. Cred cu putere că ambele țări pot și vor beneficia de experiența și de proiectele celeilalte. Știm că nu există o formula unică de succes și totuși oamenii de succes sunt impulsionați de o serie de lucruri cărora le acordă valoare. Pe dumneavoastră ce vă motivează? Pe mine mă motivează provocările zilnice ce decurg din poziția pe care o dețin. Este o experiență care aduce atâtea satisfacții, să lucrezi cu o echipă atât de inteligentă și de dedicată. Compania vede lucrurile în ansamblu și dorește să realizeze nu doar ceea ce este benefic pentru investitori, ci este totodată un contributor dedicat creșterii și dezvoltării României. www.petroleumreview.ro

69 39

opinie

EXISTĂ CALE DE IEȘIRE?

Jocurile politice, geostrategice și energetice Rusia - R. Moldova

de Victor Lupu

ependența Republicii Moldova de gazele rusești, precum și problematica complicată a Transnistriei, fac ca Chișinăul să devină și mai vulnerabil la presiunile politice și economice din partea Moscovei sau indirect din partea Gazprom. Republica Moldova nu are confirmate rezerve de gaze și își asigură necesarul de consum importând gaze naturale din Rusia. În 2016, consumatorii din Moldova au primit circa 3 70

miliarde de metri cubi de gaze rusești. În total, Moldova își poate acoperi singură doar circa un sfert din nevoile energetice, în mare majoritate energie electrică. Pentru ca imaginea generală să fie completă, să spunem că relațiile moldo-ruse sunt destul de tensionate, influențate de jocurile geostrategice ale Moscovei în domeniul energiei și în chestiuni politice. La toate acestea se adaugă dorința președintelui moldovean Igor Dodon de a trasa relații mai strânse cu Rusia, cu orice preț, în timp ce parlamentul și guvernul moldovean par să meargă mai degrabă pe cartea apropierii de Uniunea Europeană. Republica Moldova depinde în proporție de 90% de gazele rusești, în baza unui contract semnat în 2011 și reînnoit în fiecare an din 2011 încoace, valabil până în 2019. Prețurile gazelor au fost de circa 200 USD/mia de metri cubi în 2016 (în urma scăderii prețurilor pe piețele internaționale), dar au atins aproximativ 400 USD/mia de metri cubi în perioada 2010 - 2015. Furnizarea de gaze de către România ar putea fi o soluție, dar proiectul de extindere a gazoductului Iași - Ungheni până la Chișinău merge cu pași mici. La recenta ședința comună de guvern, ținută la Piatra Neamț de cele două cabinete, au fost analizate perspectivele. Premierul Sorin Grindeanu a afirmat că vede proiectul finalizat înainte de 2019, în timp ce premierul moldovean Pavel Filip anticipează finalizarea acestuia la sfârșitul lui 2018. Cu alte cuvinte, mai este de lucru. În prezent, autoritățile din ambele țări sunt la etapa interconexiunii privind energia electrică pe itinerarul Isaccea - Vulcănești, unde urmează să fie construită o stație back-to-back și o linie de prelungire spre Chișinău. Costurile totale pentru interconexiunea pe sud se pot ridica până la 300 de milioane de euro. Astfel, Moldova rămâne dependentă de sursele rusești de energie, în special de gaze naturale, în timp ce datoriile cresc rapid. La prima vizită în Rusia în ianuarie, președintele moldovean Igor Dodon a acceptat oficial că datoriile www.petroleumreview.ro

opinie

Transnistriei pentru gazele rusești sunt ale Republicii Moldova, astfel încât datoria totală a Chișinăului s-ar ridica la 6,5 miliarde USD. „Datoria părții din dreapta Nistrului este de numai 500 milioane USD, totodată partea stângă are datorii de 6 miliarde USD. Trebuie să înțelegem că datoria totală de 6,5 miliarde USD este a Moldovei”, declara Igor Dodon, stârnind furia opoziției din țară. El și-a motivat poziția prin faptul că Gazprom nu acceptă divizarea datoriei între Transnistria și Moldova. După întâlnirea cu șeful Gazprom, Alexei Miller, la Moscova, Dodon dădea însă asigurări moldovenilor că vor fi aprovizionați cu gaze, indiferent de situația din Ucraina. În încercarea de a forța relații bune cu Moscova și cu președintele Vladimir Putin, Dodon merge până acolo încât promite că, după alegerile generale, va anula acordul de asociere al Moldovei cu Uniunea Europeană. La mijlocul lunii martie au avut loc negocieri la Moscova între Gazprom și Moldovagaz privind cooperarea, părțile fiind reprezentate de Alexei Miller, Președintele Comitetului de conducere al Gazprom, și de Vasile Botnari, Președintele consiliului director al Moldovagaz. Să menționăm că Moldovagaz este o companie mixtă rusomoldoveană având ca acționari Gazprom (!), guvernul Moldovei și ministerul industriilor din Transnistria. În luna decembrie fusese reînnoit contractul cu Moldovagaz pentru aprovizionarea cu gaz și tranzitul pe teritoriul Moldovei pentru trei ani. Și totuși... la două zile după această întâlnire, a apărut știrea conform căreia Gazprom a dat în judecată Moldovagaz în luna februarie la Curtea Internațională de Arbitraj Comercial a Rusiei, cerând plata a 768,6 milioane USD pentru gazul natural furnizat în 2014. Este pentru a treia oară când cele două companii se află în sala de judecată. Gazprom a mai dat Moldovagaz în judecată de două ori pentru datorii de peste 800 milioane USD în 2012. De fiecare dată curtea a dat dreptate Gazprom, ultima decizie fiind luată în septembrie 2016. Autoritățile moldovene încearcă să găsească alternative la dependența de gazul rusesc, astfel că la începutul lui martie au semnat un acord cu reprezentanții companiei americane Frontera Resources, ce prevede că aceasta va efectua timp de cinci ani explorări pentru a găsi eventuale zăcăminte de petrol și gaze naturale, firma putând exploata timp de 45 de ani zăcămintele pe care le va descoperi. Explorările vor acoperi circa o treime din teritoriul Republicii Moldova, mai exact de la Ungheni până la Basarabeasca, cu investiții anticipate la 6 milioane USD, dar care ar putea ajunge la 50100 milioane USD, dacă se vor obține rezultate. Frontera Resources este o companie internațională de explorare și producție de petrol și gaze naturale, înființată în 1996 și a cărei prioritate este identificarea oportunităților și operarea pe piețele emergente din Europa de Est din jurul Mării Negre. Conform analiștilor, Moscova nu are acum interes să

disturbe sectorul energetic din Moldova, oricum aceasta depinde în proporție de 50-90% de gazele și energia din Rusia. Aceleași surse susțin că se dorește ținerea Chișinăului în șah și că orice încercare a acestuia de reunificare cu Transnistria ar duce la intensificarea presiunilor economice. În acest context, relațiile moldo-ruse sunt destul de tensionate. La începutul lui martie, autoritățile moldovene au trimis o notă către Moscova privind abuzurile comise asupra parlamentarilor, oficialilor guvernamentali, politicienilor și ofițerilor de informații care au intrat în Federația Rusă. Conform notificării, oficialii moldoveni au fost opriți în mod abuziv, interogați și percheziționați și au fost „tratați în mod umilitor de către reprezentanți ai serviciilor speciale rusești. Un asemenea comportament este atât inadecvat, cât și nejustificat”, susțin autoritățile de la Chișinău. Președintele Parlamentului, Andrian Candu, și primministrul Pavel Filip au avut în acest sens o întrevedere cu ambasadorul Federației Ruse în Republica Moldova, Farit Muhametşin. Autoritățile de la Chișinău susțin că hărțuirea oficialilor moldoveni a luat amploare odată cu avansarea de către anchetatorii moldoveni în investigațiile privind spălarea a 22 de miliarde de dolari prin Moldinconbank, bani proveniți din Federația Rusă, iar abuzurile s-au intensificat odată cu solicitările transmise de anchetatorii moldoveni în Federația Rusă pentru a obține informații privind proveniența banilor. O parte din bani ar fi fost destinați coruperii unor deputați din Parlamentul Republicii Moldova. Pe de altă parte, președintele Dodon a susținut că evenimentele au fost pur accidentale, plasându-se astfel de partea rusă, în speranța că va influența administrația să pună capăt unor astfel de proceduri. În aceste condiții, eforturile președintelui Dodon de a se apropia de Rusia au continuat, pe 21 martie el solicitând, într-o scrisoare adresată lui Almazbek Atambaev, președintele Consiliului Economic Suprem Eurasiatic, statutul de observator al organizației. Demersurile sale ar putea fi zadarnice sau parțial ineficiente. Conform analiștilor, Moscova abordează Republica Moldova în mod metodic și se joacă cu nervii Chișinăului pe termen lung – embargoul economic nu a fost ridicat total, trupele ruse se află încă în Transnistria, au loc abuzuri asupra oficialilor moldoveni, dependența de gazul rusesc continuă. Motivele sunt legate, pe de o parte, de poziția strategică a Moldovei și, pe de altă parte, de faptul că aceasta a avut „tupeul” de a încerca apropierea de Uniunea Europeană. Relevantă sau nu poate fi recenta aroganță din timpul celei de-a doua vizite la Moscova, în a doua jumătate a lunii martie, când Igor Dodon urma să se întâlnească cu președintele rus Vladimir Putin. Președintele moldovean a fost ținut în anticameră de la ora 13 la ora 17 – nu mai puțin de patru ore. Cu siguranță este un semn că eforturile lui Dodon de a îmbunătăți relațiile bilaterale nu sunt suficiente, în viziunea Rusiei. 71

opinie

Tehnologia informației și piața muncii în sectorul de petrol și gaze de Daniel Neagoe, Business Director, Premier Global

ndustria combustibililor fosili a transformat lumea în maniera în care o cunoaștem astăzi, aducând omenirea la apogeul civilizației până în acest moment. În timp ce declinul industriei de petrol și gaze este evident, sfârșitul ei nu este încă iminent; în mod clar putem observa că o transformare a industriei este aproape. Revoluția tehnologiei informației la care suntem martori afectează toate aspectele vieții oamenilor, atât la nivel personal cât și profesional. De-a lungul întregii evoluții umane, oamenii nu au fost mai capabili ca în prezent să depășească provocările cu care se confruntă civilizația noastră. Inovația extraordinară pe care organizațiile au transpus-o în produsele și serviciilor acestora prin colaborarea strânsă între oameni și tehnologie a creat contextul rezolvării unora dintre cele mai mari probleme ale umanității. Dacă, în trecut, oamenii au creat tehnologia, iar în prezent, oamenii și tehnologia interferează, în viitor, tehnologia ar putea prelua controlul unor aspecte mult mai complexe. Cum sectorul energetic se confruntă cu dificultăți generate de declinul industriei combustibililor fosili, coroborat cu progresul tehnologic, companiile se concentrează din ce în ce mai mult pe obținerea de avantaje competitive prin automatizare de procese ce pot reduce costurile, crește productivitatea și pot asigura un mediu de muncă mai sigur. Evoluția tehnologică influențează fiecare aspect și nivel al industriei de petrol și gaze, de la Upstream la Midstream și Downstream. Există o multitudine de inovații tehnologice care sunt 72

luate în considerare sau chiar implementate în sectorul de petrol și gaze, afectând piața muncii, deja aflată în dificultate ca urmare a unor disponibilizări masive. Printre cele mai interesante inovații tehnologice recente utilizate complementar cu oamenii, se pot menționa: camioanecisternă autonome utilizate în distribuția produselor petroliere de retail pentru înlocuirea șoferilor, instalare semi-automată a sondelor de foraj pentru reducerea numărului de tehnicieni de foraj care conectează țevile, sisteme de big-data automate care analizează informațiile în vederea optimizării proceselor și reducerii perioadei de nefuncționare a rafinăriilor, tehnologie electromagnetică pentru detectarea precisă a mărimii depozitelor de petrol și gaze și a compoziției depozitelor și exemplele pot continua. Este o certitudine faptul că progresul tehnologic și automatizarea presupun reducerea numărului de personal necesar în realizarea activităților, precum și necesitatea dezvoltării de competențe noi de către personalul ce își continuă activitatea în cadrul unei organizații sau a unei industrii. Aceste lucruri afectează un număr important de oameni, dar are și un set de efecte pozitive, în special pentru personalul suficient de competitiv să rămână în industrie. Introducerea unor procese și echipamente inovative și automate în domeniul petrol și gaz scoate oamenii din zona lor de confort, ceea ce presupune că aceștia trebuie să fie mai bine pregătiți și calificați pentru a rămâne competitivi, crescând interesul acestora pentru propria dezvoltare personală și profesională. Progresul tehnologic furnizează, de asemenea, standarde www.petroleumreview.ro

opinie

ridicate de siguranță și suport adițional pentru oamenii care activează în continuare în industrie, deoarece aceștia pot obține mai mult cu un efort redus și un nivel de stres diminuat. Aceasta poate fi tradusă printr-o satisfacție profesională ridicată în raport cu job-ul și reducerea numărului de incidente cauzate de erorile umane. În timp ce rezistența la schimbare diferă de la un profesionist la altul, cei care au o rezistență redusă la schimbare și un interes ridicat pentru dezvoltarea de noi competențe vor avea cel mai mult de câștigat, existând perspectiva creșterii nivelurilor salariale pentru oamenii care îndeplinesc noile competențe cerute de industria de petrol și gaze și care sunt pregătiți să se adapteze la noile provocări și tehnologii digitale. O provocare importantă pe care progresul tehnologic o aduce pe piața muncii din cadrul industriei de petrol și gaze ar trebui să îi preocupe pe noii intrați pe piața muncii care beneficiază de o pregătire superficială de-a lungul programelor educaționale cu privire la ultimele inovații ale industriei și schimbările paradigmei tehnologice. La fel ca tinerii angajați, persoanele care se apropie de pensionare sunt, de asemenea, afectate de provocările și schimbările din sectorul de petrol și gaze, deoarece

intervalul de timp necesar pentru dezvoltarea competențelor poate fi similar cu intervalul de timp rămas până la pensionare, astfel încât aceste persoane ar putea să nu ia în considerare alternativa dezvoltării profesionale, alegând inactivitatea sau job-uri sub nivelul lor de calificare. Poate cea mai importantă provocare pentru resursele umane din industria de petrol și gaze este resetarea mentalității. Oamenii trebuie să accepte ideea că acest sector se transformă și ei trebuie să se adapteze corespunzător, altfel vor fi excluși. Oamenii din industria de petrol și gaze trebuie să îmbrățișeze progresul tehnologic, să dezvolte noi competențe care îi vor menține competitivi pe piața muncii și să se poziționeze ca profesioniști deschiși, flexibili și cu competențe digitale. În timp ce industria de petrol și gaze se confruntă cu un proces transformațional odată cu integrarea inovațiilor din sfera tehnologiei și informației, mediul digital este critic pentru recrutarea oamenilor cu competențele potrivite noilor provocări ale industriei. Instrumente precum motoare de căutare de job-uri, rețele profesionale sau CVul video devin din ce în ce mai comune pentru a identifica candidații potriviți cerințelor angajatorilor.

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

opinie

Limfa vitală a economiei

de Ioan-Corneliu Dinu

ecolul al XX-lea a fost supranumit „secolul petrolului”, resursă considerată din abundență, la preț scăzut. Adică, utilizată pentru mecanizare și pentru războaie. Evident, mecanizate și acestea. După 1979, petrolul a devenit principala sursă (și resursă) de energie, în cifre -o cotă de 43% din totalul producției de energie era obținută având la bază țițeiul. Paralel, se dezvoltă în mod excepțional și petrochimia, care și aceasta era consumatoare de țiței. Pentru utilizare industrială și mai cu seamă pentru transport, petrolul a devenit de nesubstituit de la acel moment și până în prezent. Dacă transformările economiilor industrializate și post industrializate au mai redus din superconsumurile energetice, globalizarea a generat creșteri ale exigențelor de transport, prin urmare, consumuri mari de petrol. Resursa de hidrocarburi reprezintă un factor crucial pentru economia mondială, în prezent creșterea prețului petrolului a stimulat o continuă dezbatere legată de viitorul energiei, dezbatere care, în particular, se axează pe următoarele aspecte: diminuarea până la posibila dispariție a rezervelor de petrol; posibilitatea scăderii ofertei, de exemplu ca efect al atacurilor teroriste contra infrastructurii, care pot vulnerabiliza rețeaua logistică petrolieră (extracția, rafinarea, transportul); efectele 74

macroeconomice ale fluctuației necontrolate a prețului țițeiului; foarte importantă este și competiția geopolitică pentru controlul surselor de petrol pentru independența zăcămintelor, pentru siguranța energetică națională, dar și pentru instrumentele de presiune asupra altor state; posibilitatea substituirii țițeiului cu alte surse de energie; efecte ecologice globale ca urmare a creșterii consumului de combustibili fosili. Opiniile experților, petro-optimiștii pe de-o parte și petro-pesimiștii pe de altă parte, sunt diferite, fără a mai ține cont de creșterea numărului petro-catastrofiștilor. Din noianul de date furnizate de mai toți experții, indiferent de categoriile enunțate mai sus, rezultă adevărul biunivoc dintre rezervele estimate și impactul efectului de seră, concepte și abordări ce sunt în opoziție tehnică și tehnologică permanentă. Paralel cu adevărul tehnic trebuie ținut seama și de diversitatea evidentă a intereselor țărilor producătoare și cele ale consumatorilor, dar și de impactul preferințelor ideologice, ca de exemplu producerea sau nu a energiei electronucleare. În analogie cu proverbul „epoca de piatră nu s-a terminat din lipsa pietrei”, optimiștii susțin că, tot așa, și petrolul nu va dispărea prin consumarea definitivă a zăcămintelor de țiței, ci prin descoperirea de noi surse de energie mai convenabile din punct de vedere economic, ecologic, dar și politic. Proverbul pietrei este adevărat prin faptul că piatra este oricum reutilizabilă. În „epoca de aur a aurului negru”, perioada 1948 – 1973, piața era întreținută de cerere, care creștea în mod rapid, cu 10 – 11% anual. Astăzi, lucrurile stau un pic pe dos, piața condiționând oferta, o oferta insuficientă sau alimentată cu resursa utilizată excesiv pe tot lanțul logistic al petrolului. De exemplu, în SUA, capacitățile de rafinare sunt exploatate în proporție de 92 – 95%, fără a lăsa timpi pentru întreținerea instalațiilor. Dacă oferta este rigidă, atunci cererea nu este flexibilă la nivelul jocurilor de pe piața petrolului sau ar putea fi, însă necesitând timpi extrem de lungi. Optimiștii sunt de acord cu fluctuațiile prețului țițeiului, insistând asupra faptul că problema nu este insurmontabilă. Pesimiștii o țin una și bună, precum că prețul petrolului va crește în mod continuu, fapt ce va determina un dezechilibru major între oferta descrescătoare și cererea mondială de petrol care va fi permanent crescătoare. Se ia în calcul „setea” de petrol a Chinei și a Indiei, pe fondul diminuării producției SUA, plecând chiar și numai de la scăderea consumurilor poporului american. www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

n 2016, Gazprom a vândut cantități record de gaze naturale în Europa și în Turcia - 180 de miliarde de metri cubi, în creștere cu 12% față de 2015, Rusia acoperind o treime din consumul de gaze naturale al Europei, ceea ce reprezintă un record. Mai mult, potrivit unei prezentări realizată de Alexei Miller, CEO-ul Gazprom, până în 2025, Europa ar urma să

aibă nevoie de importuri de 100 de miliarde de metri cubi de gaze în plus pe an și de 150 de miliarde în plus până în 2035. În condițiile în care, în prezent, Gazprom acoperă 34% din consumul de gaze al Europei (în 2035, procentul va ajunge la 65%), dependența continentului față de gazul din Rusia se va accentua, mai ales că acesta reprezintă sursa cea mai apropiată și mai ieftină. Pentru a asigura această creștere a livrărilor,

Gazprom nu-și ascunde intențiile de a continua construcția de gazoducte spre vestul Europei. ALIAȚI PUTERNICI PENTRU NORD STREAM 2

În primul rând, se dorește construcția unui Nord Stream 2 care să dubleze capacitățile operaționale spre Germania via Marea Baltică. Țările estice, în frunte cu Polonia, se

RUSIA ÎNLĂNȚUIE EUROPA CU ÎNCĂ DOUĂ BRAŢE: NORD STREAM 2 ŞI TURKSTREAM de Adrian Stoica Federaţia Rusă continuă ofensiva gazoductelor spre inima Uniunii Europene, topind planurile Bruxelles-ului de a limita dependenţa de gazul rusesc. Nord Stream 2 şi TurkStream reprezintă cele mai recente vârfuri de atac ale gigantului Gazprom, iar pentru a fi sigură de succesul acestor proiecte, Rusia şi-a luat deja drept aliaţi marile concerne energetice vest europene. Cât despre România, care s-a trezit cu greu din visul numit Nabucco, ea nu se află pe niciuna dintre cele două axe. Speranţele se leagă de rezervele de hidrocarburi din Marea Neagră. 75

petrol și gaze

opun, dar rușii și-au asigurat aliați importanți pentru realizarea acestui proiect, mai ales că au de înfruntat și opoziția Bruxelles-ului care acuză că, prin realizarea noului gazoduct, s-ar încălca legile concurenței. Pe lista aliaților figurează companiile occidentale Engie, Shell, OMV, Uniper (grupul E.On) și Wintershall (grupul BASF). În 2015, Gazprom și companiile menționate au semnat un acord pentru realizarea proiectului Nord Stream 2, ce presupune construirea a încă două conducte pe lângă cele două deja existente, astfel încât capacitatea sa de transport ar urma să se dubleze, până la 110 miliarde de metri cubi anual. Gazprom va investi în acest proiect aproximativ 1,9 miliarde de dolari. CÂND ÎNCEP LUCRĂRILE

Grupul austriac OMV vrea să se asigure că nu vor mai exista impedimente și să înceapă cât mai rapid lucrările la proiectul Nord Stream 2, ce ar trebui să conecteze energetic și mai adânc Europa cu Rusia, ocolind Ucraina, potrivit agenției Tass. „Anul viitor ar trebui să înceapă construcția. Suntem în faza în care încheiem acorduri cu partenerii europeni, astfel încât să ne gândim la ce măsuri vom adopta, pentru a nu ne confrunta cu o situație în care va trebui să ne revocăm din nou angajamentele”, a declarat recent Rainer Seele, CEO-ul OMV, citat de Tass. „Fiecare participant are un model preferat. Trebuie să cădem de acord asupra unui model comun, care să fie sprijinit de cinci potențiali parteneri europeni și de Gazprom, dar încă nu avem unul”, a mai precizat acesta. TURKSTREAM ARE DEJA AVIZELE PENTRU ÎNCEPEREA LUCRĂRILOR

Noua alianță ruso-turcă are în fruntea colaborării proiectul energetic TurkStream și lucrurile încep să se miște. Construcția 76

primului fir al gazoductului va începe la mijlocul acestui an, după ce au fost obținute toate autorizațiile de construcție pentru primele două părți ale proiectului. Potrivit informațiilor publicate de russianconstruction.com la mijlocul lunii martie, ministrul rus al Energiei, Alexander Novak, a declarat că partea rusă se ocupă deja de obținerea restului de autorizații pentru porțiunea care se va construi pe coasta turcă. Lungimea traseului este de 900 de kilometri, fiind luați în calcul și cei 660 de kilometri de traseu ce erau incluși în proiectul gazoductului South Stream. „Toate avizele cu privire la primul șir al secțiunii offshore de până la kilometrul 660 au fost acordate și confirmate de către partea turcă, lucrarea este deja în curs de desfășurare, iar de la mijlocul anului 2017 va începe instalarea conductei”, a mai menționat ministrul rus. Sistemul de conducte va trece pe sub Marea Neagră din Rusia (de la Russkaya - stație de compresoare din regiunea Krasnodar, la terminalul de recepție de pe coasta Turciei) și va consta din două linii cu o capacitate totală maximă proiectată de 31,5 miliarde de metri cubi de gaze pe an. Punerea în funcțiune a ambelor linii este programată pentru data de 30 decembrie 2019. Lungimea secțiunii offshore a proiectului va atinge aproximativ 920 de kilometri, în timp ce linia offshore de tranzit va fi de circa 200 de kilometri. Italienii de la Eni au anunțat deja că doresc prelungirea conductei până în peninsulă. TAP, BLOCAT ÎNTR-O LIVADĂ DE MĂSLINI

În luna mai a anului trecut, a demarat oficial construcția gazoductului TAP, o conductă destinată să aducă gaze naturale din bazinul Mării Caspice pe piețele europene, în ideea de a reduce

dependența Europei de Rusia. Cu o lungime de 870 de kilometri, gazoductul Trans Adriatic Gas Pipeline (TAP) face parte dintrun proiect mai amplu, denumit Coridorul Sudic de Gaze, de peste 3.500 de kilometri. Acest proiect de cinci miliarde de euro va trece prin Georgia, Turcia, Grecia și Albania pentru a ajunge până în sudul Italiei via Marea Adriatică. Trans Adriatic Gas Pipeline ar urma să facă legătura cu conducta Trans Anatolian Pipeline (TANAP) la punctul de frontieră Kipoi dintre Grecia și Turcia, precum și cu conducta Caucazul de Sud prin Georgia. Proiectul Trans Adriatic Gas Pipeline (TAP) este derulat de un consorțiu la care acționari sunt companiile BP, SOCAR, Snam, Fluxys, Engas și Axpo. Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare (BERD) analizează acordarea unei finanțări de până la 1,5 miliarde de euro pentru TAP, aceasta urmând să fie cel mai mare credit acordat vreodată de BERD. Deocamdată, proiectul este blocat de o livadă de măslini vechi de secole din regiunea italiană Puglia, potrivit presei internaționale. Mutarea acestei livezi pune în pericol respectarea calendarului de realizare a proiectului în valoare de 40 de miliarde de euro. Dacă măslinii nu vor fi mutați până în luna aprilie, atunci va urma o perioadă de creștere de șase luni în care copacii nu vor fi mutați, iar consorțiul TAP trebuie să aștepte până la finele lunii noiembrie pentru a putea finaliza mutarea. La un ritm de 20 de copaci mutați în fiecare zi, ar fi nevoie de aproximativ o săptămână pentru a transfera primul lot de măslini. Cu toate acestea, chiar dacă TAP va reuși să mute toți măslinii până la finele lunii aprilie, proiectul trebuie să respecte alte peste 30 de condiții, ceea ce înseamnă că ar putea apărea noi întârzieri, a declarat un purtător de www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

cuvânt al consorțiului ce realizează proiectul.

prin BRUA, la zăcământul de gaze Shah Deniz II din Azerbaidjan.

BRUA, PRIMII PAȘI

CE ÎNSEAMNĂ BRUA ÎN ROMÂNIA

La începutul lunii martie, Ministerul Energiei a anunțat că a emis autorizația de construire pentru gazoductul BRUA, un nou coridor european de transport al gazelor naturale care va interconecta Bulgaria, România, Ungaria și Austria. Autorizația, eliberată pe data de 27 februarie 2017, reprezintă etapa premergătoare începerii lucrărilor pe teritoriul țării noastre, se arată într-o informare a instituției. „Proiectul BRUA era în blocaj la preluarea mandatului, deoarece nu se putea emite autorizația de construire, România riscând atât întârzierea lucrărilor, cât și finanțarea europeană de aproape 180 de milioane de euro”, a declarat Toma Petcu, ministrul Energiei. Lucrările la interconectorul BRUA se vor desfășura pe teritoriul a 11 județe din țară, termenul de finalizare a Fazei I fiind, conform calendarului, anul 2019. Noul gazoduct va avea o lungime totală de 550 de kilometri și o capacitate maximă de 1,5 miliarde de metri cubi anual spre Bulgaria și 4,4 miliarde de metri cubi anual spre Ungaria. „Cel mai mare beneficiu, prin construcția BRUA, este că România își diversifică sursele de aprovizionare cu gaze. Pe de altă parte, un număr mai mare de furnizori crește puterea de negociere a țării noastre pentru obținerea unor prețuri cât mai bune pentru consumatori. Odată pus în funcțiune, BRUA va putea fi și un debușeu pentru rezervele de gaze din Marea Neagră, fapt ce ne va apropia și mai mult de obiectivul de a fi un hub energetic și pol de stabilitate în regiune”, a adăugat Toma Petcu. Acest gazoduct face parte din Coridorul Sudic de Gaze prin care se vor transporta gaze din Azerbaidjan spre Italia, via Turcia, Grecia, Albania. În felul acesta, România va avea acces,

Acest proiect presupune dezvoltarea unei capacități de transport gaze naturale între punctele existente de interconectare cu sistemele de transport gaze naturale din Bulgaria (la Giurgiu) și Ungaria (Csanadpalota), prin construirea unei noi conducte, în lungime totală de aproximativ 550 de kilometri, pe culoarul Giurgiu - Podișor - Corbu Hurezani - Hațeg - Recaș - Horia și a trei stații de comprimare amplasate pe traseul conductei (SC Corbu, SC Hațeg, SC Horia). Practic, prin BRUA, România îşi va reduce dependența de gazele rusești, în contextul materializării unor noi proiecte ce vizează diversificarea rutelor de transport gaze naturale din regiunea Mării Caspice înspre Europa Centrală, precum și a unor noi surse de gaze naturale din perimetrele offshore din Marea Neagră. Noul coridor de transport va asigura valorificarea volumelor de gaze naturale aferente acestor surse pe piața românească și europeană și posibilitatea curgerii fizice bidirecționale permanente pe interconectările cu Bulgaria și Ungaria. Gazoductul urmează să fie funcţional din 2019, iar costurile totale sunt estimate la 560 de milioane de euro. Comisia Europeană a validat, pe data de 19 ianuarie 2016, finanţarea cu suma de aproape 180 de milioane de euro a lucrărilor ce urmează să fie efectuate de Transgaz la sistemul naţional de transport al gazelor naturale pentru dezvoltarea conductei BRUA, Faza I. BRUA LEGAT DE CONDUCTA TUZLA - PODIŞOR

De proiectul BRUA este legat și proiectul autorităților de la București de aducere a gazelor din Marea Neagră

până la Giurgiu. Acest al doilea proiect vizează construirea unei conducte pe traseul Tuzla - Podişor, care pleacă de la ţărmul Mării Negre şi ajunge până în judeţul Giurgiu. Astfel, gazele ce urmează să fie extrase din Marea Neagră vor intra în reţeaua continentală de transport BRUA şi, mai departe, vor fi transportate către Ungaria, Austria şi vestul Europei. Compania Transgaz a anunțat deja că va începe realizarea acestei conducte, publicând luarea deciziei privind etapa de încadrare de către Agenţia Naţională pentru Protecţia Mediului în cadrul procedurii de evaluare a impactului asupra mediului şi de evaluare adecvată, pentru proiectul «Conductă de transport gaze naturale zona Ţărmul Mării Negre - Podişor», propus a fi amplasat în judeţele Constanţa, Giurgiu şi Călăraşi. Studiul de fezabilitate pentru conducta care aduce gazele din larg la ţărm se află în lucru (aceasta va fi finanţată în totalitate de OMV Petrom şi ExxonMobil), însă nici consorţiul, nici Transgaz nu menţionează în ce localitate de pe litoral va ieşi conducta la mal. „Proiectul constă în construirea unei conducte de transport de la țărmul Mării Negre până la Nodul Tehnologic Podişor (jud. Giurgiu), care să facă legătura între gazele naturale disponibile la țărmul Mării Negre şi coridorul Bulgaria - România - Ungaria - Austria. Finalizarea acestui proiect este estimată pentru anul 2020, iar investițiile aferente se ridică la aproximativ 278,3 milioane de euro”, se menționează pe site-ul Transgaz. De la Podişor, gazele aduse din Marea Neagră vor intra în gazoductul BRUA, care are prevăzută şi joncţiunea cu Bulgaria şi Marea Caspică. Reţeaua de conducte care va transporta gazele din Marea Neagră şi cele care vor veni din Azerbaidjan va avea 530 de kilometri şi va costa 550 de milioane de euro. Atât BRUA, cât şi Tuzla - Podişor fac parte din strategia de dezvoltare a Transgaz 2015-2023 pentru construcţia de gazoducte care să lege România de vestul Europei. 77

TÂRGUL DE LA HANOVRA

Potrivire pentru viitor prin pachetul perfect cu aer comprimat Industrie 4.0 – următorul nivel: la noua amplasare din Hala 27, Standul E 18, în cadrul Târgului de la Hanovra (24 - 28 aprilie), specialistul în aer comprimat Kaeser Kompressoren vă prezintă o mulţime de produse şi servicii inovative, ce oferă utilizatorilor, indiferent de mărime sau domeniul de activitate, soluţia potrivită pentru o alimentare cu aer comprimat fiabilă, economică şi în primul rând potrivită pentru viitoarea Industrie 4.0. Fie că este vorba despre compresoare cu şurub ultraeficiente pentru generarea şi pregătirea aferentă a aerului comprimat, controlere şi sisteme de management inteligente, oferte de service inovative personalizate până la întreţinere preventivă sau soluţii pentru operatori economici, Kaeser oferă atât module individuale cât şi soluţii complete pe întregul ciclu de viaţă al unui sistem de aer comprimat. EFICIENŢA ENERGETICĂ PE PRIMUL LOC

O alimentare economică cu aer comprimat începe cu componente economice. În felul acesta, de exemplu, la Kaeser toate compresoarele cu şurub de la 30 kW şi mai mari sunt dotate, de regulă, cu motoare Super Premium Efficiency IE4. Acestea oferă în prezent cea mai ridicată eficienţă, prin care se poate reduce şi mai mult consumul de curent al compresoarelor. Datorită dezvoltării la blocul de compresie cu şurub, aşadar direct acolo unde este generat aerul comprimat, prin noi măsuri de optimizare şi prin îmbunătăţirea profilului Sigma, la 78

compresoarele cu şurub de 75 kW şi mai mari s-au putut obţine îmbunătăţiri în ceea ce priveşte puterea specifică de până la 12 procente. Din acest motiv, noile compresoarele cu şurub din seria DSD şi FSD se remarcă prin eficienţă îmbunătăţită semnificativ şi debit volumetric mărit, ceea ce este o contribuţie pozitivă pentru costurile cu energia. Un alt punct de reper este stabilit la seria de compresoare ASD cu frecvenţă reglabilă. Acestea sunt echipate pentru prima dată din fabricaţie cu un motor cu reluctanţă sincronă, care înregistrează pierderi semnificativ mai mici faţă de motoarele sincrone tocmai în zona de sarcină parţială. FĂRĂ ULEI ŞI CU ECONOMIE DE SPAŢIU

Compresoarele cu şurub cu funcţionare uscată pentru generarea de aer comprimat fără ulei pot fi amplasate flexibil datorită containerului: Varianta de construcţie compactă a unei staţii de aer comprimat cu container, dotată cu un compresor cu şurub din seria CSG cu uscător rotativ integrat, furnizează

aer comprimat în stare comprimată fără ulei şi, totodată, cu necesar redus de spaţiu. Deoarece containerul poate fi amplasat flexibil peste tot în locaţie (este necesară doar o suprafaţă plană), nu mai este nevoie, de exemplu, de investiţii într-o incintă proprie pentru compresoare. Această staţie compactă de aer comprimat furnizează aer comprimat fără ulei în mod eficient şi sigur cu un punct de rouă al presiunii de până la -30°C. POTRIVIT PENTRU INDUSTRIE 4.0

Când este vorba despre Industrie 4.0, legarea în reţea şi capacitatea de comunicare a maşinilor sunt obligatorii. Pentru ca pe viitor şi aşanumitele compresoare mici cu şurub (de la 2,2 până la 22 kW) să poată fi legate fără probleme în Industrie 4.0, toate compresoarele cu şurub din seriile SX – ASK sunt dotate de pe acum din fabrică cu controlerul de compresor Sigma Control 2 cu capacitate de comunicare. SIGMA AIR MANAGER 4.0

Sistemul de management al aerului www.petroleumreview.ro

Kaeser vă prezintă un pachet complet pentru o alimentare cu aer comprimat eficientă, sigură şi economică, care este adecvată pentru Industrie 4.0 şi, astfel, şi pentru viitor.

comprimat nu doar potriveşte între ele la perfecţie toate componentele unui sistem de aer comprimat, ci şi asigură tot timpul disponibilitatea maximă şi eficienţa energetică a staţiei de aer comprimat prin funcţia de control 3D Advanced dezvoltată de Kaeser. În plus, este aproape un punct de legătură şi condiţia de bază pentru a face în primul rând posibile

prestarea serviciilor pentru Industrie 4.0. Aici sunt incluse, de exemplu, managementul permanent al energiei sau servicii precum mentenanţa predictivă. CUM SE ASIGURĂ SERVICE-UL

Soluţiile de service moderne şi inovative reprezintă elementul

Noile compresoare cu şurub se disting printr-o eficienţă foarte ridicată datorită motoarelor IE4.

Sigma Air Manager 4.0 (SAM 4.0) nu doar asigură monitorizarea şi controlul foarte eficient al tuturor componentelor unei staţii de aer comprimat, ci le şi adaptează pentru Industrie 4.0.

esenţial în ciclul de viaţă al unei alimentări cu aer comprimat care completează sistemul. Datorită serviciului inovativ Sigma Smart Air, Kaeser oferă servicii de service adaptate pentru nevoile specifice ale fiecărui utilizator. În felul acesta, şi datorită întreţinerii preventive prin Sigma Air Manager 4.0, se asigură tot timpul o eficienţă energetică şi disponibilitate maximă a alimentării cu aer comprimat. CUMPĂRAŢI DOAR AERUL COMPRIMAT – CONTRACTARE CU SIGMA AIR UTILITY Modelele pentru utilizatori, precum Sigma Air Utility, oferă completarea ideală a ofertei Kaeser. Nu fiecare utilizator doreşte şi trebuie să se ocupe singur de generarea de aer comprimat în propria staţie. De cele mai multe ori merită să achiziţionaţi aerul comprimat sub formă de serviciu şi, astfel, să plătiţi doar pentru volumul de aer comprimat care este efectiv consumat. Costurile fixe devin costuri variabile. EFICIENT ŞI PE DRUMURILE PUBLICE

Ca şi o completare a programului, Kaeser vă prezintă noile compresoare mobile cu acţionare electrică care sunt performante şi în acelaşi timp silenţioase. Atenţie, locaţie nouă: Hala 27, Standul E 18 79

petrol și gaze

Liberalizarea prețului gazelor naturale, în două etape Potrivit unei ordonanţe de urgenţă aprobată anul trecut, respectiv OUG 64/2016, de la 1 aprilie 2017 ar fi urmat să aibă loc liberalizarea preţului gazelor din producţie internă. Măsura este contestată însă de reprezentanții companiilor de distribuție reuniți în cadrul Federaţiei Asociaţiilor Companiilor de Utilităţi din Energie (ACUE). O eventuală decizie de amânare a acestei măsuri ar avea însă nevoie de o decizie pe care să o ia Parlamentul, decizie care ulterior să fie validată și de către Comisia Europeană. de Adrian Stoica 80

rimul pas a fost făcut deja de către membrii Comisiei de Industrii și Servicii din Camera Deputaților care au decis să respingă raportul privind modificarea Legii energiei electrice și a gazelor naturale care prevedea liberalizarea pieței gazelor de la 1 aprilie 2017. Aceștia șiau motivat decizia prin faptul că populația ar fi grav afectată în cazul în care piața ar impune prețul pentru gaze. „Am respins acest raport, pentru că altfel ar fi avut loc un impact deosebit de puternic asupra consumatorilor, în special asupra celor casnici. Aşteptăm o argumentaţie mai solidă din partea guvernului şi a ANRE şi vrem să vedem şi strategia energetică”, a declarat deputatul Sorin Bumb. ACUE RESPINGE LIBERALIZAREA ABRUPTĂ

Punctul de vedere al comisiei parlamentare este susținut și de Federaţia Asociaţiilor Companiilor de Utilităţi din Energie (ACUE) care a anunţat că piaţa de gaze nu e pregătită pentru liberalizarea completă şi a solicitat o amânare a termenului propus de guvern, estimând în caz contrar creşteri dramatice de preţuri mai ales în iarna următoare. „Prognozele privind preţul de import al gazelor naturale - care (în absenţa unui preţ corect al gazului din producţia internă, rezultat al cererii şi ofertei într-o piaţă lichidă şi funcţională) va rămâne singurul preţ de referinţă pe piaţa gazelor naturale - indică pentru sfârşitul anului o creştere extrem de importantă a costului gazului natural ca marfă (aproximativ 100 lei/MWh în trimestrul al treilea şi 104 lei/MWh în trimestrul al patrulea)”, au avertizat reprezentanţii furnizorilor de utilităţi printr-un comunicat de presă. Un studiu al federației atrage atenţia asupra faptului www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

că preţul gazului metan s-ar putea dubla către finalul anului. Aceasta pentru că, susține ACUE, liberalizarea preţului la gaze se face prea brusc anul acesta. Studiul consideră că piaţa de gaze nu este pregătită pentru liberalizarea completă, prevăzută pentru data de 1 aprilie 2017, şi cere o amânare a acestui termen, estimând în caz contrar creşteri dramatice de preţuri. Astfel, prețul gazului va crește de la 60 de lei/MWh, cât este acum, la 80 de lei, de la 1 aprilie, apoi 100 de lei/MWh în T3 şi 104 lei/MWh la finalul anului. ACUE consideră că pentru a avea o piaţă cu adevărat liberă a gazului metan – proces în cadrul căruia o etapă esenţială o constituie stabilirea preţului gazului natural din producţia internă prin mecanisme de piaţă, şi nu prin decizie administrativă, trebuie să existe un acces nediscriminatoriu al participanţilor la comerţul cu acest produs energetic. Concurenţa de pe piaţa gazului este prea firavă pentru liberalizare. „Dereglementarea graduală a achiziţiei gazelor naturale nu constituie o barieră pentru stimularea competiţiei, dat fiind că la acest moment orice client îşi poate schimba furnizorul de gaze naturale. Acest lucru nu se întâmplă în prezent într-o manieră semnificativă tocmai din cauza faptului că piaţa gazelor naturale din România nu dispune de mecanisme care să genereze o lichiditate adecvată şi, astfel, să creeze

clienţilor condiţiile pentru ca aceştia să dispună de mai multe opţiuni în ceea ce priveşte alegerea furnizorului”, se arată în studiul ACUE. Potrivit ministrului Energiei, Toma Petcu, liberalizarea preţurilor gazelor naturale pentru populaţie ar urma să fie realizată în două etape. Prima etapă ar viza piaţa între producători şi furnizori, fiind programată să se realizeze în acest an. Cea de a doua etapă va viza liberalizarea preţurilor între furnizori şi clienţii casnici, aceasta urmând să se încheie în 2021. Practic, ministrul Energiei a lăsat să se înțeleagă că liberalizarea nu se va mai face abrupt, ci gradual, ceea ce înseamnă că există înțelegere la Bruxelles pentru situația în care se află consumatorul casnic român. OFICIALII AU ANUNȚAT SCUMPIRI MODICE

În aceste condiții, preţul gazelor va creşte cu 5-6% de la 1 aprilie pentru consumatorii casnici, care vor fi protejaţi pe parcursul anului de eventuale creşteri neaşteptate de preţuri pe piaţa liberă, declara preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), Niculae Havrileţ, la începutul lunii martie. „De la 1 aprilie, conform OUG 64/2016, care este în dezbatere în Parlament şi considerăm că va fi aprobată, începe

Am respins acest raport, pentru că altfel ar fi avut loc un impact deosebit de puternic asupra consumatorilor, în special asupra celor casnici. Aşteptăm o argumentaţie mai solidă din partea guvernului şi a ANRE şi vrem să vedem şi strategia energetică”, a declarat deputatul Sorin Bumb.

procedura de liberalizare totală a pieţei de gaze naturale din România, cu referire exactă către piaţa casnică. De la 1 aprilie nu va mai exista un preţ reglementat pentru producţia de gaze şi vor rămâne reglementate doar celelalte elemente ale preţului final: tarifele de reţea, de furnizare şi elementele care sunt considerate monopol natural”, a specificat președintele ANRE. La rândul său, ministrul Energiei a anunțat că până la sfârşitul anului preţul final al gazelor naturale pentru populaţie s-ar putea majora cu cel mult 8,5%. Singurii susținători ai măsurii de liberalizare a prețului pentru consumatorii casnici sunt cei doi mari producători interni, Romgaz și OMV Petrom, care ar putea să-și vândă producția la prețul stabilit de piață, în condițiile în care posibilitățile de export sunt nule în acest moment. O NOUĂ ORDONANȚĂ

Decizia de a amâna liberalizarea prețului aparține acum Parlamentului, care ar urma să respingă OUG 64/2016 privind modificarea Legii energiei electrice și a gazelor naturale. Guvernul va transmite această decizie Comisiei Europene (CE) - care ar trebui să o valideze, fiind vorba de modificarea unui calendar de liberalizare la care țara noastră s-a angajat - și va emite o nouă ordonanță care să modifice condițiile de aplicare a liberalizării prețului la gazele naturale. Se speculează însă că o amânare a acestui termen ar putea pune în pericol proiectul BRUA (Bulgaria-România-UngariaAustria). Pe data de 29 iulie 2016, preşedintele Comisiei Europene, Jean-Claude Juncker, a transmis o scrisoare Guvernului României prin care a cerut eliminarea barierelor fizice şi comerciale în exportul gazelor naturale, în schimbul finanţării de aproape 180 de milioane de euro pentru construirea gazoductului BRUA pe partea românească. De 81

petrol și gaze

asemenea, CE a demarat anul trecut, în iunie, o investigaţie asupra Romgaz, Transgaz şi OMV Petrom pentru posibile înţelegeri în vederea blocării exporturilor de gaze. LIBERALIZAREA PIEȚEI GAZELOR NATURALE, ÎN VIGOARE DE LA 1 APRILIE Potrivit unui comunicat de presă al Ministerului Energiei, emis pe data de 3 aprilie, liberalizarea pieței gazelor naturale a intrat în vigoare pe data de 1 aprilie 2017. Ca urmare a dezbaterii parlamentare pe tema liberalizării pieței gazelor începând cu 1 aprilie 2017, conform OUG 64/2016, dar și ca urmare a adresei Comisiei pentru Servicii și Industrii din Camera Deputaților privind amânarea datei de intrare în vigoare a liberalizării, Ministerul Energiei a purtat mai multe discuții la nivelul Executivului, Parlamentului și Comisiei Europene. „Am analizat toate observațiile și nu au fost identificate argumente tehnice suficiente pentru ca România să amâne din nou un proces care ar fi trebuit implementat încă din 2007, anul intrării țării noastre în Uniunea Europeană, existând în schimb o serie de riscuri. Mă refer, în primul rând, la reluarea de către Comisia Europeană a procedurii prin care statul român poate suferi amenzi europene, dar și la pierderea a peste 180 de milioane de euro pentru interconectorul BRUA, atât de necesar pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale a României. Legat de temerile din spațiul public privind o posibilă creștere substanțială a prețului gazelor la populație după momentul liberalizării, aceasta este, de asemenea, nejustificată. Populația va fi protejată până la 30 iunie 2021 prin prețuri finale reglementate de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei. Un alt avantaj ar fi că, după 1 aprilie 2017, tranzacționarea gazelor naturale se va face în condiții de eficiență economică printr-un proces transparent de achiziție 82

Am analizat toate observațiile și nu au fost identificate argumente tehnice suficiente pentru ca România să amâne din nou un proces care ar fi trebuit implementat încă din 2007, anul intrării țării noastre în UE, existând în schimb o serie de riscuri. Mă refer, în primul rând, la reluarea de către Comisia Europeană a procedurii prin care statul român poate suferi amenzi. Toma Petcu care va permite accesul nediscriminatoriu al tuturor participanților la piață”, a declarat Toma Petcu, ministrul Energiei. ANRE a aprobat, pe data de 30 martie, prețurile pentru furnizarea reglementată a gazelor naturale pentru cei 38 de furnizori de gaze naturale, ajustarea pentru clienții casnici fiind în medie cu 2%, cu începere de la 1 aprilie. La stabilirea prețurilor reglementate s-au avut în vedere prevederile metodologiei aprobată prin Ordinul

ANRE 182/2015, cu modificările și completările ulterioare, în concordanță cu prevederile OUG 64/2016, potrivit căreia, începând cu 1 aprilie 2017, gazele naturale de proveniență internă se vor vinde pe piața concurențială, inclusiv pentru clienții casnici, fără stabilirea unui preț de vânzare. Chiar dacă producția internă de gaze naturale este liberalizată, ANRE are în continuare obligația de a stabili prețuri reglementate pentru clienții casnici și, astfel, de a monitoriza evoluția pieței concurențiale de gaze naturale. ANRE mai menționează că, în prezent, orice client casnic are opțiunea de a rămâne în piața reglementată de gaze naturale - în care furnizarea gazelor naturale se efectuează în baza contractelorcadru de furnizare reglementată și la preț reglementat, ambele stabilite de ANRE, sau de a trece în piața concurențială - în care furnizorul vinde gaze naturale clientului final la prețul și în condițiile comerciale de furnizare convenite cu acesta, prin negociere sau, după caz, la prețul și condițiile comerciale din oferta-tip pentru care respectivul client final a optat. De asemenea, au fost aprobate tarifele de distribuție la Distrigaz Sud Rețele, în scădere, în medie, cu 4,16%. Solicitarea de aprobare a tarifelor de distribuție pentru Delgaz Grid (fost E.On Distribuție) se află, în prezent, în analiză la ANRE. De la data de 1 aprilie s-a liberalizat strict prețul de achiziție a gazelor naturale, care reprezintă doar un element din prețul final plătit de consumatorii casnici, alături de tarifele de transport, distribuție, furnizare și înmagazinare care compun factura consumatorului final. Totodată, liberalizarea pieței gazelor este necesară pentru a se crea un mediu competitiv, transparent și echitabil, atât pentru operatorii din această piață, cât și pentru consumatori. www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

Romgaz și UNICEF, forțe unite pentru sănătatea copiilor

ea mai mare companie producătoare de gaze naturale din România Romgaz, și UNICEF în România susțin accesul copiilor, în special al celor mai vulnerabili, la servicii medicale la nivelul comunității, în al treilea an de parteneriat în beneficiul copiilor. Începând cu anul 2014, UNICEF, împreună cu partenerii săi, testează în 45 de comunități din județul Bacău Pachetul Minim de Servicii. Astfel, în fiecare comunitate, cel puțin un asistent social, un asistent medical și un consilier școlar, uneori alături și de un mediator sanitar și de un mediator școlar, lucrează împreună pentru a oferi copiilor vulnerabili și familiilor acestora acces la servicii de protecție, educație și sănătate. Romgaz va susține în anul 2017 implementarea intervențiilor din cadrul componentei de sănătate a Pachetului Minim de Servicii în câteva comunități din județul Bacău, printre care Găiceana și Motoșeni. „Acest parteneriat cu UNICEF în România vine în întâmpinarea dorinţei noastre de a contribui la îmbunătăţirea condiţiilor de viaţă, în special în comunităţile unde desfăşurăm activităţi. Şansa oamenilor la o viaţă sănătoasă pare a fi ceva de la sine înţeles, doar că de multe ori ne confruntăm cu o realitate

neaşteptat de aspră, pe care o trăiesc multe familii chiar din imediata noastră apropiere. Din motive diverse, acestea nu reuşesc să ofere copiilor condiţiile minime pentru a se dezvolta frumos şi sănătos. Prin acest parteneriat avem oportunitatea de a ne implica în mod real în viaţa comunităţilor, oferind sprijin acolo unde este cu adevărat nevoie, dar mai ales oferind îndrumarea necesară pentru ca familiile vulnerabile să se poată proteja de pericolul unei vieţi marcate de educaţie precară, suferinţe şi lipsuri. Sperăm ca acest proiect să devină un exemplu real de implicare socială şi să genereze îmbunătăţirea serviciilor publice

în beneficiul comunităţilor”, a afirmat Virgil Marius Metea (foto), Director General al Romgaz. Pachetul Minim de Servicii are caracter universal, poate fi accesat de orice familie, însă vizează în mod special copiii cei mai vulnerabili și familiile acestora. Echipa de profesioniști colaborează strâns în beneficiul familiilor, lucrând totodată împreună cu actorii relevanți la nivel local, precum primăria, ONG-urile și alți parteneri din comunitate. „Pentru copiii vulnerabili și familiile lor este foarte important să primească sprijin la ei în comunitate și să învețe cum pot avea o sănătate mai bună. Pentru familie, comunitate și societate per ansamblu, este mai ieftin și mai eficient să prevină spitalizarea copiilor și apariția bolilor, decât să le trateze. Ne bucurăm că Romgaz susține accesul copiilor la servicii la nivelul comunității și prevenția ca soluție pe termen lung”, a declarat Eduard Petrescu, Coordonator Programe, UNICEF în România. Pe data de 29 martie, reprezentanții Romgaz și UNICEF au vizitat comuna Motoșeni, unde s-au întâlnit cu reprezentanții autorităților locale, cu profesioniștii de la nivel local, parte a Pachetului Minim de Servicii, cu copii și părinți care au beneficiat de serviciile furnizate în cadrul programului. 83

petrol și gaze

Cu ochii pe Iran

Noi oportunități de afaceri Odată cu ridicarea sancțiunilor impuse de către ONU, Iranul a atras imediat marile concerne energetice mondiale. Această țară se află pe locul al doilea în lume din punct de vedere al rezervelor dovedite de gaze (34 de trilioane de metri cubi) și pe locul al patrulea în ceea ce privește rezervele dovedite de petrol (157,8 miliarde de barili). Conform estimărilor, Iranul ar putea furniza Europei 35 de miliarde de metri cubi de gaze naturale până în 2030. de Adrian Stoica 84

ntrarea Iranului pe piața europeană va avea un impact chiar și politic, având în vedere că va diminua dependența Uniunii Europene de gazul Moscovei care exportă acum circa 158 de miliarde de metri cubi de gaze naturale în UE. Ce ar însemna pentru Rusia un concurent ca Iranul? De exemplu, zona iraniană a zăcământului ParsSud, care este împărțit cu Qatarul, reprezintă 10% din rezervele de gaz ale lumii și 60% din rezervele de gaz ale Iranului. Valoarea producției care se poate realiza din zona iraniană a zăcământului este evaluată la aproximativ patru miliarde de dolari pe an. ZĂCĂMINTE NEEXPLOATATE

În prezent, există aproximativ 150 de câmpuri de hidrocarburi din Iran care conțin aproape 300 de zăcăminte de petrol și gaze. Din cauza sancțiunilor impuse de ONU, investițiile străine au dispărut, ceea ce a făcut ca cele mai multe din aceste zăcăminte să rămână neexploatate. Potrivit planurilor Teheranului, până în 2020 Iranul și-a propus să majoreze producția și

exportul de țiței, astfel încât aceasta să ajungă în 2020 la 4,7 miliarde de barili, în condițiile în care în ianuarie 2016 producția ajunsese la 2,8 miliarde de barili, iar în ianuarie 2017 la 3,7 miliarde de barili. De asemenea, producția de gaze ar urma să atingă în 2020 cantitatea de 180 de miliarde de metri cubi, iar cea de gaze naturale lichefiate un miliard de metri cubi. Pentru atingerea țintelor, Iranul are nevoie de investiții masive în industria de petrol și gaze, iar pentru aceasta a scos la licitație aproximativ 70% din rezervele sale. Noile contracte propuse de Iran Petroleum giganților energetici mondiali sunt pe o perioadă de 20-25 ani, față de contractele anterioare, de 7-10 ani. De asemenea, pentru modernizarea infrastructurii de transport, se are în vedere lansarea unei emisiunii de obligațiuni în valoare de 4,5 miliarde de dolari. ÎN AȘTEPTARE...

La jumătatea lunii februarie, a expirat cel de al doilea termen până la care companiile internaționale au putut depune oferte pentru dezvoltarea de proiecte petroliere www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

și gazeifere în Iran. Nu mai puțin de 29 de mari companii petroliere au trimis oferte pentru obținerea unor noi licențe de explorare și producție, printre acestea numărându-se grupurile Gazprom, Lukoil, Shell, Eni și Total. De asemenea, interesate sunt și grupul american Schlumberger, CNPC și Sinopec (China), Mitsubishi și Japan Petroleum Exploration (Japonia). GAZPROM, DESCHIS SPRE NOI COLABORĂRI

Rușii de la Gazprom sunt interesați să dezvolte două proiecte energetice în câmpurile petrolifere Sangule și Cheșmeh-Khoș din Iran, dar se arată deschiși și pentru alte proiecte, a declarat prim-vicepreședintele companiei, Vadim Yakovlev. „Numai Sangule și Cheșmeh-Khoș pentru moment”, a precizat Yakovlev, adăugând însă că Gazprom are în vedere inclusiv participarea și la alte proiecte comune în ceea ce privește dezvoltarea câmpurilor petrolifere iraniene.

INTERES PENTRU UNITĂȚI DE LICHEFIERE A GAZELOR Anul trecut, oficialii iranieni anunțau că sunt interesați să dezvolte și uzine de gaze naturale lichefiate, iar primele livrări către Europa vor avea loc în doi ani. După cum declara atunci Alireza Kameli, directorul Companiei Naţionale de Export de Gaze, Teheranul se afla în negocieri pentru construcţia unor astfel de uzine cu mai multe grupuri europene, inclusiv cu Golar LNG, companie ce operează mai multe metaniere. Așadar, în anii ce vin, oportunitățile oferite de Iran, din punct de vedere al dezvoltării afacerilor, pentru companiile europene și nu numai sunt de abia la început... RELAȚII COMERCIALE UE - IRAN

•

China și Emiratele Arabe Unite sunt în prezent partenerii majori de afaceri ai Iranului, urmați de Uniunea Europeană. Înaintea impunerii regimului de sancțiuni, Uniunea Europeană era principalul partener

•

comercial al Iranului. În 2015, balanța comercială cu Iranul era de 5,2 miliarde de euro. Balanțele comerciale cu Iranul din ultimii zece ani au fost în general negative (cu excepția lui 2009). În 2015, UE a exportat în Iran bunuri în valoare de aproape 6,5 miliarde de euro, în general mașini și echipamente de transport, produse chimice și manufacturate. În 2015, UE a importat din Iran bunuri în valoare de peste 1,2 miliarde de euro, în special combustibili minerali, produse chimice, produse manufacturate și alimente. Din cauza sancțiunilor, importurile de țiței din Iran au fost sistate. Importurile totale ale UE din Iran s-au redus cu 86% în 2012 – 2013. Exporturile totale ale EU, în aceeași perioadă de timp, s-au redus cu 26%. În 2014, importurile UE din Iran au crescut cu 48%, în timp ce exporturile au crescut cu 18%.

UNIUNEA EUROPEANĂ ȘI IRAN Relațiile dintre Uniunea Europeană și Iran au parcurs diverse etape, iar recent, în ultimii zece ani, au fost condiționate de disputa internațională pe tema programului nuclear iranian și de sancțiunile economice și financiare împotriva Iranului. Având în vedere că, începând cu data de 16 ianuarie 2016 - ziua implementării Planului

Comun și Cuprinzător de Acțiune (JCPOA), sancțiunile au fost ridicate, calea spre o colaborare extinsă între părți este acum deschisă. „La un an de la Implementarea Planului Comun și Cuprinzător de Acțiune (JCPOA), în urma publicării de către Agenția Internațională pentru

Energie Atomică (AIEA) a raportului care confirmă îndeplinirea de către Iran a măsurilor pregătitoare cuprinse în plan, se constată o intensificare semnificativă a relațiilor economice dintre UE și Iran”, a declarat Înaltul Reprezentant al UE pentru Afaceri Externe și Politică de Securitate, Federica Mogherini (foto), cu ocazia primei aniversări a implementării JCPOA.

petrol și gaze

Pompele Confind cu cavități progresive – calitate și performanță

nființată la 31 mai 1991, compania petrolieră Confind SRL reprezintă, de mulți ani, unul dintre cei mai importanți furnizori de echipamente și servicii din România în domeniul petrolului și gazelor naturale. Din anul 2000, Confind produce și livrează grupuri de pompare cu pompe cu șurub excentric și stator de cauciuc, cunoscute și sub denumirea de pompe cu cavități progresive (Progressive Cavity Pumps - PCP). Confind poate fabrica pompe cu cavități progresive care acoperă o gamă de debite de la 2-3 mc/oră până la 60-70 mc/oră, precum și o gamă de presiuni de la 5-6 bar la 120 bar. Pompele cu cavități progresive care poartă pecetea calității Confind sunt bine cunoscute pe piața petrolului prin fiabilitatea și performanțele lor. PRINCIPIUL DE LUCRU AL POMPELOR CU ȘURUB

Principiul cavității progresive a fost inventat de René Moineau în 1929. Pompele cu șurub au două elemente active: un rotor de oțel și un stator de cauciuc. Rotorul este realizat sub forma unui șurub cu un singur început. Profilul rotorului în secțiune transversală este un cerc cu centrul pe o elice cilindrică. Statorul este o suprafață elicoidală cu două începuturi, cu profilul frontal compus din două arce de cerc de aceeași rază ca și rotorul, racordate cu două segmente de dreaptă. Rotorul și statorul închid o cameră sub formă de lentilă, care este deplasată axial în mișcarea de „angrenare” a rotorului în stator: deplasare de un pas-stator la fiecare rotație. Pompa cu un singur pas-stator asigură o presiune de până la 6 bar. Pe măsură ce rotorul se rotește, în interiorul statorului sunt formate cavități care trec de la un capăt al statorului la celălalt capăt. Pe durata unei mișcări de rotație a rotorului, se formează două cavități separate: o cavitate se deschide în același timp în care cea de-a doua cavitate se închide. Acest lucru duce la un flux previzibil, fără pulsații. Majoritatea pompelor cu cavități progresive au statorul format dintr-un material elastomeric care se montează pe rotor cu strângere. Strângerea dintre rotor și stator conduce la formarea liniilor de etanșare, pe lungimea cărora rotorul ia contact cu statorul. Acest lucru asigură separarea cavităților individuale ce avansează prin pompă cu fiecare mișcare de rotație a rotorului. Folosirea unui stator elastomeric permite pompelor cu cavități 86

progresive să pompeze materiale abrazive și fluide cu particule solide mari în suspensie. ROTORUL POMPEI CU CAVITĂȚI PROGRESIVE

Rotoarele Confind ale pompelor cu cavități progresive se execută pe mașini moderne, de import, având comandă numerică, prin intermediul cărora se pot aplica tehnologii deosebite. Este vorba despre strunjirea specială la care se folosește așa-numitul dispozitiv „vârtej”, alcătuit din mai multe cuțite speciale dispuse circular. Procedeul are o înaltă productivitate, datorită căreia Confind poate produce întrun timp scurt astfel de rotoare cu tipodimensiuni dintre cele mai variate. Mașina are capacitatea de a executa rotoare cu lungimi până la 5500 mm și diametre ce pot ajunge până la 140 mm. Confind este printre foarte puținele companii din țară care produc rotoare PCP prin această tehnologie specială, ce are ca rezultat și aplicarea ulterioară, mult mai rapid și mai eficient, a tratamentelor termice corespunzătoare. GRUPUL DE POMPARE GP25.110

Unul dintre cele mai mari grupuri de pompare cu cavități progresive este GP25.110, un echipament Confind pentru pomparea fluidelor de diverse vâscozități, neutre sau agresive, lichide cu conținut de fibre sau cu granule solide. Pompa propriu-zisă este formată dintr-un stator de cauciuc, cu o suprafață elicoidală cu două începuturi, și un rotor sub forma unui șurub cu un singur început. Această pompă lucrează fără pulsații sau turbulențe. Alunecările mici dintre rotor-stator și elasticitatea mare a statorului fac ca particulele solide din fluidul vehiculat să nu producă decât uzuri mici (mult mai mici decât la alte tipuri de pompe), asigurând durabilități mari. Scăderile de debit ca urmare a uzurii devin semnificative numai după o funcționare îndelungată. În acest scop, suprafața de lucru a rotorului este placată cu crom (strat foarte dur) , iar elastomerul statorului este ales în funcție de condițiile concrete de lucru ale pompei: fluidul vehiculat, temperatura acestuia, conținutul de particule solide. Pompele cu șurub sunt cu autoamorsare. Deoarece fluidele vehiculate de pompele cu șurub excentric pot fi într-o mare diversitate și cu vâscozitate în limite foarte largi, este indicat ca aceste www.petroleumreview.ro

pompe să funcționeze înecat. Pompele cu un şurub pot vehicula şi lichide cu conţinut important de gaze. Nu sunt însă probleme atâta timp cât gazele rămân în soluţie şi nu formează „pachete” care să conducă la funcţionarea uscată a pompei. COMPONENȚĂ ȘI CARACTERISTICI PRINCIPALE

Pompa GP25.110 este o pompă hidraulică volumetrică, iar rolul ei este de a deplasa lichidul din aspirație către refulare și, în același timp, să învingă presiunea din instalație. Învingerea acestei presiuni se realizează prin intermediul liniilor de etanșare care nu permit întoarcerea fluidului în pompă. Pompele orizontale cu cavități progresive GP25.110 se utilizează pe zăcămintele de petrol și gaze din România, ca pompe orizontale în aplicații specifice: pompe de vehiculare țiței; pompe de vehiculare și injecție apă sărată în zăcăminte; pompe de vehiculare amestec țiței și apă sărată. Temperatura fluidului este, în general, 10-50°C. Problema „îngheţării“ fluidului de pompat devine acută atunci când pomparea se face intermitent şi între pompări temperatura mediului ambiant scade atât de mult, încât intervine îngheţarea fluidului în pompă. În acest caz, pompa este prevăzută cu un kit electric cu autoreglare, care asigură o temperatură convenabilă în stator și exclude înghețarea fluidului în pompă. Principalii parametri ai grupului de pompare GP25.110 sunt: debitul maxim la presiunea maximă (mc/h) 25; presiunea maximă (bar) 110. Datorită faptului că statorul pompei este din elastomer, depășirea temperaturii rezultată în urma frecării dintre rotor și stator poate avea ca efect deteriorarea permanentă a statorului. Cea mai frecventă cauză care poate conduce la acest rezultat este funcționarea pompei în gol, fără lichid. Pentru a evita acest lucru, este obligatoriu ca pompa să fie echipată cu sesizor de prezență lichid pe aspirație, care să comande oprirea motorului. Pentru a evita depășirea presiunii maxime admisibile pe refularea pompei este obligatoriu ca aceasta să fie echipată cu presostat, care să comande oprirea motorului. Pentru a evita întoarcerea în pompă a lichidului din linia de refulare după oprirea motorului, fapt ce poate conduce la schimbarea sensului de rotație al pompei și implicit la deteriorarea transmisiei intermediare, a etanșării mecanice și a modulului de antrenare, este obligatorie montarea pe linia de refulare, după presostat, a unui robinet de reținere cu clapă corespunzător presiunii maxime a pompei și, de asemenea, a fluidului vehiculat. Grupul de pompare cu cavități progresive GP25.110 este rezultatul politicii constante a Confind de adaptare a producției în funcție de necesitățile operatorilor din industria de petrol și gaze, a experienței și a capacității companiei de a dezvolta noi produse competitive.

CONFIND SRL

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

www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

De la stânga la dreapta: Andreas Ramharter, Vicepreședinte Executiv, Director Regional; Sigfried Gugu - Managing Director Tecon Engineering; Adrian Stoica - Managing Director Tecon Engineering; Klaus Lässer - CEO

ILF, la cea de-a 50-a aniversare Compania ILF Consulting Engineers sărbătorește în 2017 50 de ani de existență și de activitate. Având la activ un istoric de mai mult de 6.000 de proiecte realizate în peste 150 de țări, ILF se află printre firmele de engineering de top în lume în domenii precum: petrol & gaze; energie & protecția climei; apă & mediu; transport & construcții. Cu ocazia jubileului, neam întâlnit cu membrii Consiliului de Administrație, care ne-au relatat despre cele mai importante activități, probleme curente și proiecte de viitor ale companiei. 90

www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

De obicei, un jubileu oferă ocazia multor gânduri inspirate și a unor lecții interesante. Care sunt momentele și cifrele cele mai importante pentru grupul ILF până în prezent? Klaus Lässer, CEO: Suntem foarte încântați să sărbătorim cea de-a 50-a aniversare; de-a lungul timpului, compania și-a dezvoltat propriul stil, solid și adecvat. Suntem mulțumiți de ceea ce am obținut. După cum vă puteți imagina, în urmă cu 50 de ani tatăl meu a pus bazele acestei companii cu un singur angajat, iar acum avem două mii de angajați și o bună amprentă globală. În ciuda situațiilor politice și economice dificile, în multe regiuni ale lumii, avem o bună amprentă globală în 30 de țări și suntem activi în diverse domenii de afaceri. Acest lucru ne permite să reducem riscurile și să dezvoltăm compania într-o manieră pozitivă și adecvată. Datorăm acest succes angajaților noștri, care au făcut lucruri extraordinare de-a lungul anilor pentru dezvoltarea companiei, pe parcursul derulării proiectelor și, trăgând linie, și clienților noștri care au avut întotdeauna încredere în noi și ne-au atribuit proiecte. Noi facem tot ceea ce putem pentru a ne ridica la nivelul așteptărilor clienților noștri.

Suntem foarte încântați să sărbătorim cea de-a 50-a aniversare; de-a lungul timpului, compania și-a dezvoltat propriul stil, solid și adecvat. Suntem mulțumiți de ceea ce am obținut. După cum vă puteți imagina, în urmă cu 50 de ani tatăl meu a pus bazele acestei companii cu un singur angajat, iar acum avem două mii de angajați și o bună amprentă globală. Klaus Lässer

După cum știm, creșterea organică este în topul preocupărilor unui CEO în toate domeniile, inclusiv în cel al sectorului de petrol și gaze, dar reducerea costurilor este la fel de importantă. Cum reușiți să reconciliați cele două provocări? Klaus Lässer: În ceea ce privește creșterea, s-ar putea să fim puțin diferiți față de competitori, în sensul că nu căutăm să obținem creștere în sine; nu ne propunem o țintă de creștere în „x” ani. Poate pentru că această companie este încă deținută de o familie, nu avem acționari cărora trebuie să le demonstrăm că avem un anume parcurs, o istorie a creșterii în sine. Ceea ce dorim este să atingem dimensiunea critică în toate locațiile în care suntem prezenți. Acolo vrem să fim capabili să derulăm concomitent o serie de proiecte. În privința costurilor, din nou nu credem în mentalitatea de genul „angajează și disponibilizează”. Ceea ce vrem să facem cu adevărat este să obținem o creștere sustenabilă a companiei, astfel încât suntem pregătiți pentru o creștere economică redusă pe perioadă de timp. Dorim să menținem competențele, deoarece odată ce economia începe să își revină, vrem să fim pregătiți. Care sunt cele mai mari amenințări la adresa dezvoltării afacerii și care sunt „teritoriile periculoase”? Cum vă propuneți să le faceți față? Klaus Lässer: Există situații politice provocatoare în diverse regiuni ale lumii, unde avem operațiuni. Iată de ce urmărim cu atenție evoluțiile politice, precum și nivelul de securitate din acele zone. Mai mult decât atât, monitorizăm dacă există parteneri potențiali sau proiecte sub embargo, iar în cazul 91

petrol și gaze

unor schimbări trebuie să luăm măsurile necesare, conform noilor condiții. Bineînțeles, trebuie să rămânem flexibili, astfel încât să ne adaptăm acestor provocări. Până acum ne-am descurcat bine și vom face tot ce ne stă în putință să facem același lucru și în anii ce vin. Care sunt cele mai importante domenii de creștere pentru ILF în perioada următoare? Klaus Lässer: În timp ce vorbim, întreaga industrie se află în schimbare, în sensul digitalizării, apar noi servicii, alte servicii se modifică. Urmărim cu obstinație ideile inovative, în așa fel încât să oferim clienților noștri o calitate cât mai bună. De exemplu, instrumentele designului integrat reprezintă un mijloc puternic, ce va deveni și mai important în viitor. Acest fel de idei dorim să urmăm, cât de mult putem. În plus, urmărim constant noile domenii de afaceri în care putem dezvolta compania.

Portofoliul nostru este binecunoscut în România, ne concentrăm în special pe servicii dedicate sectorului de petrol și gaze, dar dincolo de asta suntem prezenți și în alte domenii în care putem oferi servicii interesante. Afacerile din domeniul petrol și gaze generează aproximativ 4050% din cifra de afaceri a grupului, astfel încât și celelalte domenii sunt destul de importante pentru noi. Andreas Ramharter

Doriți să majorați implicarea companiei și să extindeți activitățile în România și/sau în Europa în viitor? Andreas Ramharter, Vicepreședinte Executiv, Director Regional: Bineînțeles, aceasta este o țintă pentru noi. Vom rămâne o prezență constantă în domeniul petrolului și gazelor în România, dar, dincolo de asta, grupul ILF oferă servicii în multe alte domenii. Suntem structurați în patru domenii de afaceri (petrol & gaze; energie & protecția climei; apă & mediu; transport & construcții – nota editorului), activăm în domeniul infrastructurii, avem o amprentă puternică în domeniul motoarelor și totodată în domeniul energiei și al energiei regenerabile. Toate aceste sectoare sunt de interes pentru noi și dorim să ne extindem în România în toate aceste domenii. Avem deci considerente strategice despre cum ne putem implica mai mult în viitor în domeniul infrastructurii, cum putem pătrunde în domeniul energetic în România și, bineînțeles, dorim să ne extindem amprenta în întreaga Europă. Prețurile scăzute au avut drept victime profiturile industriei și cheltuielile programate, iar cele mai multe companii se orientează spre tehnologie și inovații pentru a putea reduce costurile și pentru a crește eficiența capitalului, țintind totodată să poată furniza energie la nivelul cererii, într-un mediu dominat de emisii reduse de carbon. Care sunt țintele și proiecțiile dvs. pe termen scurt/mediu? Andreas Ramharter: Portofoliul nostru este binecunoscut în România, după cum am explicat, ne concentrăm în special pe servicii dedicate sectorului de petrol și gaze, dar dincolo de asta suntem prezenți și în alte domenii în care putem oferi servicii intere sante. Afacerile din domeniul petrol și gaze generează aproxi mativ 40-50% din cifra de afaceri a grupului, astfel încât și celelalte domenii sunt destul de importante pentru noi. www.petroleumreview.ro

FOCUS EVOLUȚII ÎN INDUSTRIA DE PETROL ȘI GAZE DIN EUROPA CENTRALĂ ȘI DE EST

Cei mai buni, cei mai slabi și perdanții indicelui Stoxx 300 CEE Oil & Gas

n început de an în ușor declin pe burse, pe fondul unor raportări financiare ce arată profituri în creștere și scăderi generalizate ale veniturilor realizate în anul 2016! Aceasta este caracteristica industriei de petrol și gaze din Europa Centrală și de Est (ECE) ilustrată de indicele Stoxx 300 Oil & Gas, la început de 2017. În acest context, prin dinamica rezultatelor, se fac remarcate companii precum Hellenic Petroleum, MOL sau OMV Petrom, dar și liderii sectorului, Gazprom, Lukoil sau Rosneft, care își consolidează poziția. Pe burse însă, după creșterea prețurilor în primul trimestru al anului, conduc jucătorii mai puțin vizibili și mai puțin importanți în indicele sectorial reprezentativ pentru regiune. de Laurențiu Roșoiu 93

FOCUS INDUSTRIA DE PETROL ȘI GAZE DIN ECE, ÎN DECLIN PE BURSE LA ÎNCEPUT DE AN Indicele Stoxx 300 Oil & Gas se afla la finele primului trimestru din 2017 (ușor) sub pragul la care a închis anul 2016.

+2.5% 0% -2.5% -5% -7.5% 2 Ian.

9 Ian.

16 Ian.

23 Ian.

30 Ian.

6 Feb.

13 Feb.

20 Feb.

27 Feb.

6 Mar.

13 Mar.

Graficul relevă evoluția indicelui respectiv ca preț exprimat în EUR, conform datelor publicate de Stoxx Ltd. SURSĂ: WEB-SITE-UL AGENȚIEI STOXX LTD

Perioadele de final de an 2016 și de început de 2017 nu par să fi fost chiar cele mai faste intervale de timp pentru industria de petrol și gaze din Europa Centrală și de Est. Cel puțin dacă ne uităm la evoluția indicelui bursier sectorial reprezentativ pentru regiune, care pare a ezita să încorporeze evoluția crescătoare susținută a prețului petrolului începută încă din prima parte a anului trecut. Astfel, indicele Stoxx 300 Oil & Gas (având identificatorul EE050P), care reflectă evoluția de ansamblu a companiilor de profil din această regiune, se afla la finele primului trimestru din 2017 în jurul nivelului de 160 de puncte; valoare apropiată de pragul la care a închis anul 2016 (respectiv 170 de puncte), vezi grafic „Industria de petrol și gaze din ECE, în declin pe burse la început de an”. Se observă așadar o evoluție nu tocmai fastă a indicelui, ce pare a nu fi încorporat nici rezultatele pozitive raportate de companiile din componența indicelui respectiv pentru anul 2016, nici creșterea prețului petrolului. Altfel spus, creșterea prețului petrolului din ultima parte a anului trecut se regăsește într-o bună măsură în creșterea valorii însumate a veniturilor companiilor din componența indicelui regional de profil; suma veniturilor acestora majorându-se de la echivalentul a 373 de miliarde euro în 2015 la circa 417,1 miliarde în 2016. De asemeni, creșterea prețului petrolului se regăsește și în majorarea valorii profiturilor la nivel de indice; suma profiturilor raportate de companiile din indice majorându-se de la 28,1 miliarde euro în 2015 la 37,1 miliarde anul trecut. Cu toate acestea însă, evoluția pozitivă a prețului 94

petrolului ezită să se transfere și în nivelul la care indicele Stoxx 300 Oil & Gas este efectiv cotat. PROFITURI ÎN CREȘTERE

Finalul primului trimestru din 2017 a fost o perioadă plină de raportări financiare. În această perioadă nu mai puțin de 20 din cele 25 de companii din componența indicelui Stoxx 300 Oil & Gas își publicaseră rezultatele financiare aferente anului 2016. Toate cele 20 de companii au raportat profituri pentru anul 2016, spre deosebire de 2015 când numai 15 au raportat profit, iar restul de cinci - pierderi. Această evoluție a profiturilor dă o primă notă pozitivă imaginii sectorului de profil la început de an 2017. Imaginea pozitivă a industriei la final de an 2016 – început de 2017 este de altfel completată de cifrele celorlalte cinci companii din componența indicelui, care deși nu aveau publicate rezultatele aferente tuturor celor 12 luni ale anului trecut, susțin evoluția fastă a sectorului cu cifrele raportate pentru primele trei trimestre. Astfel, trei din cele cinci aveau pe primele nouă luni din 2016 profituri semnificativ mai mari decât cele raportate în același interval al anului anterior. În paralel, trebuie subliniată și dinamica cifrelor, și anume faptul că 20 din cele 25 de companii din componența indicelui reprezentativ pentru industria de petrol și gaze din Europa Centrală și de Est au raportat în 2016 profituri în creștere față de anul precedent. Din această perspectivă se detașează companiile rusești www.petroleumreview.ro

FOCUS PROFITURI ÎN CREȘTERE ÎN 2016 Toate companiile din componența indicelui Stoxx 300 Oil & Gas au raportat profituri în 2016, spre deosebire de 2015.

Novatek și Gazprom Neft, dar evoluții foarte bune au raportat și grecii de la Hellenic Petroleum, polonezii de la Grupa Lotos, compania românească OMV Petrom sau cea maghiară MOL, vezi tabel „Profituri în creștere în 2016”. Astfel, profitul Novatek a crescut de la echivalentul a 929 milioane de euro în 2015 la aproape 4 miliarde de euro în 2016 (ilustrând deci o creștere de circa 330%), iar profitul Gazprom Neft a obținut în 2016 un profit de 3,1 miliarde de euro, cu 126% mai mare decât cel raportat în 2015 (care a fost de doar 1,3 miliarde de euro). De precizat însă că evoluțiile rezultatelor companiilor rusești au primit un ajutor semnificativ din aprecierea rublei în raport cu euro. Astfel, dacă la finele lui 2015 un euro era cotat la aproximativ 80 de ruble, la finele lui 2016 euro scăzuse până la aproximativ 65 de ruble – ceea ce înseamnă o depreciere a monedei europene și o apreciere a celei rusești (deci mai mulți euro pentru aceeași sumă în ruble) și, în consecință, un plus financiar consistent din conversia rezultatelor din ruble în euro pentru uniformizarea și comparabilitatea cifrelor.

Profit net 2016 EUR (mil)

Profit net 2015 EUR (mil)

12.745,39

9.828,37

NOVATEK

3.994,90

929,02

NK Lukoil OAO

3.204,57

3.635,55

Gazprom Neft

3.102,06

1.369,39

AK Transneft OAO Pref *

2.970,77

1.790,43

Rosneft *

2.804,85

4.433,07

Tatneft-3 *

1.469,57

1.235,39

Polski Koncern Naftowy ORLEN SA

1.195,71

666,49

KOC Holding

932,69

1.125,85

MOL PLC

852,27

(827,16)

Bashneft ANK ao

816,60

726,46

Gornictwo Naftowe i Gazownictwo SA

534,33

501,34

Tupras

483,40

804,77

Hellenic Petroleum SA

329,76

46,68

Motor Oil Hellas Corinth Refineries SA

298,17

204,81

Unipetrol

295,39

260,35

Grupa Lotos SA

230,74

(61,85)

OMV Petrom SA

229,96

(149,64)

SNGN Romgaz

225,93

264,37

SNTGN Transgaz

131,32

108,19

CEA MAI BUNĂ DINAMICĂ

NIS AD

121,99

120,42

Petrol

72,66

65,53

Ina

13,39

(185,57)

4,9

(11,49)

9.509,97

Cea mai bună evoluție a fost cea înregistrată de grecii de la Hellenic Petroleum; companie al cărei profit a crescut de la mai puțin de 47 de milioane de euro în 2015 la circa 330 de milioane de euro în 2016, descriind astfel o creștere de circa 600% și marcând totodată un maxim istoric potrivit declarațiilor reprezentanților săi. Un aport semnificativ la acest rezultat l-a avut, potrivit raportărilor publice, segmentul de rafinare, al cărui rezultat net a crescut de la 116 milioane în 2015 la peste 500 de milioane în 2016. OMV Petrom, MOL sau Grupa Lotos se fac de asemenea puternic remarcate prin trecerea de la pierderi

Nume companie Gazprom PAO *

Turcas Petrol Surgut **

Tabelul cuprinde profiturile nete raportate de companiile din componența indicelui regional de profil; în paranteză sunt rezultatele negative (pierdere). Notă 1: Cu * sunt bifate companiile care nu și-au publicat rezultatele pentru întreg anul 2016. Pentru acestea, calculele sunt realizate pe baza rezultatelor la nouă luni și a cifrelor raportate în ultimul trimestru al anului anterior. Notă 2: Mici diferențe între valorile din tabel și cele din alte surse pot apărea din cauza unor eventuale surse diferite de informații utilizate pentru convertirea cifrelor din monedele de raportare în euro. Notă 3: Cu ** sunt bifate companiile ale căror ultime raportări erau pentru jumătatea anului trecut și care nu au fost luate în calcul. SURSĂ: PORTALUL FINANCIAR INVESTING.COM, CALCULE AUTOR

FOCUS consistente la profituri la fel de semnificative. MOL raportează astfel pentru 2016 un profit de 852 de milioane de euro după pierderea de 827 de milioane de euro raportată în 2015; OMV Petrom trece de la un minus de 149 de milioane de euro în 2015 la un plus de 229 de milioane de euro anul trecut; iar Grupa Lotos face trecerea de la un minus de 62 de milioane de euro la un plus de 230 de milioane de euro. Evoluția bună a companiei poloneze din punct de vedere al rezultatelor financiare a fost de altfel recunoscută ca atare și de către investitori! Cel puțin așa poate fi interpretat faptul că la finele primului trimestru din 2017 acțiunile Lotos înregistrau o creștere a prețului pe bursă, de circa 50% față de închiderea din 2016, până la nivelul de 56 PLN. Revenind însă la cifrele din rezultatele financiare, putem observa că anul 2016 a fost unul foarte bun pentru liderul regiunii și al indicelui – respectiv Gazprom PAO, companie care are cea mai spectaculoasă evoluție din punct de vedere fundamental, vezi tabel „Profituri în creștere în 2016”: pentru anul 2016 Gazprom PAO a raportat un profit de 12,7 miliarde de euro, evoluția pozitivă fiind susținută în mod special de scăderea costurilor în zona de explorare și dezvoltare, potrivit raportărilor transmise de companie. Este de remarcat că, privită în dinamică, veniturile Gazprom sunt cu doar 29% mai mari decât cele din 2015. Privit însă în valori absolute, profitul Gazprom pe 2016 reprezintă mai mult de o treime din suma profiturilor raportate de toate celelalte companii din componența indicelui (care este de circa 37 de miliarde de euro). Totodată, numai plusul înregistrat de profitul Gazprom în 2016 față de 2015 (echivalentul a circa 3 miliarde de euro) este aproximativ egal cu suma plusurilor înregistrate în același interval de timp de toți ceilalți componenți ai indicelui Stoxx 300 Oil & Gas. 96

VENITURI ÎN SCĂDERE ÎN 2016 Aproximativ jumătate dintre companiile din componența indicelui Stoxx 300 Oil & Gas au raportat venituri în scădere în 2016 față de 2015. Nume companie NOVATEK

Venituri 2016 Venituri 2015 % 2016 față EUR (mld.) EUR (mld.) de 2015 8,328.90

5,935.63

40%

Gazprom Neft

23,951.40

18,330.96

31%

Gazprom PAO*

96,930.28

75,886.89

28%

AK Transneft OAO Pref*

12,934.62

10,185.46

27%

Tatneft-3*

8,582.73

6,902.00

24%

Bashneft ANK ao

9,190.39

7,633.29

20%

Rosneft*

77,296.18

64,310.69

20%

NK Lukoil OAO

81,000.53

71,791.33

13%

410.98

368.21

12%

Petrol

3,856.70

3,816.88

Hellenic Petroleum SA

6,679.92

7,302.94

-9%

Motor Oil Hellas Corinth Refineries

6,356.85

7,060.22

-10%

NIS AD

1,558.31

1,733.12

-10%

Grupa Lotos SA

4,757.17

5,335.11

-11%

OMV Petrom SA

3,581.46

4,016.60

-11%

11,492.08

12,964.21

-11%

7,544.72

8,566.46

-12%

KOC Holding

19,120.58

21,929.98

-13%

Polski Koncern Naftowy ORLEN

18,080.64

20,752.71

-13%

752.11

897.11

-16%

Ina

2,064.14

2,468.26

-16%

Unipetrol

3,252.57

4,029.86

-19%

Tupras

9,395.60

11,642.68

-19%

12,520.04

SNTGN Transgaz

MOL PLC Gornictwo Naftowe i Gazownictwo SA

SNGN Romgaz

Turcas Petrol Surgut**

Tabelul cuprinde veniturile raportate de companiile din componența indicelui regional de profil în 2016 versus 2015. Notă 1: Cu* sunt bifate companiile care nu și-au publicat rezultatele pentru întreg anul 2016. Pentru acestea calculele sunt realizate pe baza rezultatelor la nouă luni și a cifrelor raportate în ultimul trimestru al anului anterior. Notă 2: Mici diferențe între valorile din tabel și cele din alte surse pot apărea din cauza unor eventuale surse diferite de informații utilizate pentru convertirea cifrelor din monedele de raportare în euro. Notă 3: Cu** sunt bifate companiile ale căror ultime raportări erau pentru jumătatea anului trecut și care nu au fost luate în calcul. SURSĂ: PORTALUL FINANCIAR INVESTING.COM, CALCULE AUTOR www.petroleumreview.ro

FOCUS VENITURI ÎN SCĂDERE Pe de altă parte însă, perspectiva pozitivă a industriei, relevată de faptul că toate companiile din indicele de profil au raportat profituri (spre deosebire de 2015) și de faptul că în marea lor majoritate companiile au avut în 2016 profituri mai mari decât în 2015... este contrabalansată de tendința negativă în ceea ce privește veniturile. Doar aproximativ jumătate dintre companiile din componența indicelui Stoxx 300 Oil & Gas au raportat pentru 2016 venituri mai mari decât în 2015; cealaltă jumătate raportând venituri mai mici decât cele realizate în anul anterior. Ca și în cazul profiturilor, și din punct de vedere al veniturilor, tot companiile rusești sunt cele care trag sectorul înainte: nu mai puțin de opt din cele zece companii care au înregistrat creșteri de venituri în 2016 față de anul anterior sunt companii rusești, Novatek și Gazprom Neft fiind lideri și la acest capitol, cu majorări de 40%, respectiv 31% ale veniturilor raportate în 2016 față de anul anterior (de la 5,9 la 8,3 miliarde, respectiv de la 18,3 la 23,9 miliarde de euro). Gazprom PAO, Lukoil și Rosneft sunt următoarele clasate după valoarea veniturilor, cu majorări ale acestora față de anul anterior de zece până la 20%, vezi tabel „Venituri în scădere în 2016”. CEA MAI SLABĂ EVOLUȚIE

La cealaltă extremă, din punct de vedere fundamental, cea mai slabă evoluție într-un context general relativ favorabil caracterizat de revenirea prețului petrolului și de modificarea în creștere a estimărilor pentru acesta, este cea înregistrată de compania turcă Tupras; companie care a înregistrat o scădere a veniturilor de circa 20% și o reducere de circa 40% a profitului în 2016 față de 2015 de la 804 la 483 miliarde de euro. Potrivit raportărilor oficiale, scăderea veniturilor reflectă reducerea exporturilor cu circa 18% și scăderea vânzărilor pe piața internă de circa 1% pe fondul majorării semnificative a discount-urilor la vânzare. În același timp, majorarea semnificativă a cheltuielilor cu dobânzile (cu circa 33%) a fost un alt element care a contribuit semnificativ la diminuarea profitului. Interesant însă, chiar și afectată semnificativ la nivelul cifrei de afaceri și a profitului, Tupras este una dintre companiile care au o evoluție bună din punct de vedere al prețului de piață; acțiunile Tupras înregistrau la finele

CINE PIERDE ȘI CINE CÂȘTIGĂ PE BURSE În ciuda rezultatelor financiare foarte bune pentru 2016, companiile rusești au înregistrat cele mai slabe performanțe pe burse în primul trimestru al anului 2017. Nume companie

Variație preț piață în T1 2017

Grupa Lotos SA

44,76%

SNTGN Transgaz

26,53%

Turcas Petrol

26,03%

Tupras

25,44%

Unipetrol

24,65%

Polski Koncern Naftowy ORLEN SA

21,14%

Motor Oil Hellas Corinth Refineries SA

18,63%

OMV Petrom SA

15,90%

Hellenic Petroleum SA

15,38%

SNGN Romgaz

14,80%

KOC Holding

12,54%

Petrol

7,72%

Gornictwo Naftowe i Gazownictwo SA

5,86%

Bashneft ANK ao

2,47%

NIS AD

0,68%

MOL PLC

-1,49%

AK Transneft OAO Pref

-3,03%

Surgut

-6,80%

Gazprom Neft

-7,15%

Ina

-8,08%

NOVATEK

-8,78%

NK Lukoil OAO

-13,37%

Gazprom PAO

-17,19%

Tatneft-3

-19,40%

Rosneft

-22,27%

Tabelul relevă evoluția prețului de piață pentru companiile respective la finele primului trimestru din 2017. Notă:Valorile sunt valabile pentru ședința din data de 27 martie 2017, ceea ce înseamnă că pot apărea mici diferențe față de alte eventuale surse alternative. SURSĂ: PORTALUL FINANCIAR INVESTING.COM 97

FOCUS INDUSTRIA DE PETROL ȘI GAZE, ÎN SCĂDERE ÎN T1 ÎN ÎNTREAGA LUME Atât indicele reprezentativ pentru vestul Europei cât și cel relevant la nivel global înregistrau în prima parte a anului 2017 evoluții la fel de dezamăgitoare ca și cea a indicelui specific industriei de profil din regiunea ECE. EE05OP: 166.33 (-2.59%) SXW1ENEE: 464.16 (-9.26%) SXEBP: 311.33 (-6.92%)

0% -5% -10%

2 Ian.

9 Ian.

16 Ian.

23 Ian.

30 Ian.

6. Feb

13 Feb.

20 Feb.

27 Feb.

6 Mar.

13 Mar.

20 Mar. 27 Mar.

Graficul relevă evoluția indicilor respectivi ca preț exprimat în EUR, conform datelor publicate de Stoxx Ltd. SURSĂ: WEB-SITE-UL AGENȚIEI STOXX LTD

primului trimestru din 2017 o creștere de circa 25% față de finalul anului 2016. PERDANȚII

Spre deosebire, în ciuda unor rezultate financiare cu o evoluție foarte bună privită de la un an la altul, companiile rusești sunt cele mai afectate din perspectiva evoluției prețului de piață. La finele primului trimestru din 2017, prețurile acțiunilor tuturor companiilor rusești din componența indicelui Stoxx 300 Oil & Gas înregistrau variații negative cuprinse între 5% și 20%, vezi tabel „Cine pierde și cine câștigă pe burse”). Gazprom și Rosneft – cele mai mari companii după veniturile realizate în 2016 dintre companiile din componența indicelui de referință, și două dintre companiile cu cele mai bune profituri, atât în valori absolute cât și în dinamică – sunt companiile care înregistrau și cele mai mari pierderi pe bursă: -17% în cazul Gazprom și -22% în cazul Rosneft. EVOLUȚII ÎN TON CU RESTUL LUMII

Evoluția indicelui Stoxx 300 Oil & Gas pare a contrasta așadar cu evoluția de ansamblu a rezultatelor financiare ale companiilor din indice. Indicele reflectă însă dependența majoră pe care o are față de companiile rusești și încorporează astfel evoluția negativă înregistrată de acestea pe burse. Prin ponderile relativ reduse în indice, restul 98

companiilor din Europa Centrală și de Est nu reușesc prin urmare să contrabalanseze impactul negativ major dat de scăderea prețurilor acțiunilor companiilor rusești. Pe de altă parte însă, indicele regional se mișcă în ton cu indicii similari (de petrol și gaze) reprezentativi pentru vestul Europei și la nivel global – ambii înregistrând în prima parte a anului 2017 evoluții cel puțin la fel de dezamăgitoare, vezi grafic „Industria de petrol și gaze, în scădere în T1 în întreaga lume”. Astfel, dacă indicele STOXX Eastern Europe 300 Oil & Gas (EE050P – reprezentativ pentru Europa Centrală și de Est) înregistra la finele primului trimestru din 2017 o scădere de circa 3%, indicele STOXX Europe 600 NC Oil & Gas (SXEBP – reprezentativ pentru industria de profil din vestul Europei) scădea cu circa 7%, iar STOXX Global 1800 Oil & Gas (SXW1ENEE – reprezentativ pentru industria globală de petrol și gaze) pierdea în cele aproximativ trei luni peste 9%. Industria de petrol și gaze din Europa Centrală și de Est, în ansamblul ei, are prin urmare o evoluție cel puțin la fel de dezamăgitoare ca cea înregistrată în restul lumii de industriile (indicii!) de profil. Privită însă în detaliu, și făcând abstracție de impactul negativ major dat de scăderea cotațiilor acțiunilor companiilor rusești, se poate observa că nu puține sunt companiile care au surprins plăcut. Și asta atât din perspectiva dinamicii rezultatelor financiare cât și din perspectiva evoluțiilor prețurilor acțiunilor... ceea ce creează premisele unor noi potențiale surprize plăcute pentru restul anului. www.petroleumreview.ro