Petroleum Industry Review - May 2017 issue by Energy Industry Review

SUMMARY

p. 11

news 7 8 9 10 11 12 13

First CNG refuelling stations network in Romania EU and Israel to develop Eastern Mediterranean gas pipeline Oil price predicted at USD 100/barrel by 2020 Iran set to become petrol exporter OMV and Gazprom to jointly produce gas in Siberia Halliburton expects well completion to catch up with the rig count HitecVision and Point Resources to acquire ExxonMobil’s operated business in Norway

interview

p. 14

p. 22

p. 39

p. 48

Energy and environment expert Ionuț Purica on Romania’s blueprint for streamlining the use of resources

point of view

22 24

OPEC getting ready to extend the output cut The cost of independence for the British gas market

oil & gas

26 30 32 38 40 44 46

That special mix getting us to 2040 May’s reading: Field services races toward digital Royalties back in the spotlight The journey to the Moftinu gas development project BRUA to forge ahead: Transgaz getting ready to take over the Black Sea gas LUKOIL LUBRICANTS EAST EUROPE 10th Anniversary Romanian ENERGY DAY 2017 Annual Conference

focus 48

Saudi Aramco listing: Miracle or mirage? www.petroleumreview.ro

SUMAR

știri

pag. 59

58 59 60 61

pag. 62

interviu 62

pag. 74

Prima rețea de stații GNC din România Noi soluții de analiză pentru echipamente industriale OMV Petrom, investiții în creștere în 2017 Colaborare tehnico-științifică în domeniul energiei între România și Republica Moldova

Ionuț Purica, Expert în energie și mediu, despre planurile României pentru eficientizarea utilizării resurselor

opinie 70 Costul independenței pentru piața britanică de gaze naturale 72 OPEC, gata să prelungească acordul privind un nivel mai redus al producției 74 Echilibru pe piața petrolului: acorduri și înțelegeri secrete

petrol și gaze

pag. 84

76 80 82 83 84 86 88

Din nou despre redevențe: prețul scăzut al petrolului și declinul producției complică discuțiile BRUA merge înainte BSOG atribuie contractul de foraj pentru săparea a două sonde în largul Mării Negre Suport tehnic pentru noile proiecte energetice din Marea Neagră Prahova, Capitală mondială a petrolului Instalația Confind pentru tratarea șlamului petrolier LUKOIL LUBRICANTS EAST EUROPE, la a 10-a aniversare

pag. 92

focus 92

Listarea Saudi Aramco: miracol sau miraj?

EDITORIAL

The European Commission’s reply

Romania and the EU agreement with Gazprom

mid concerns that Gazprom has abused its dominant position, by fragmenting and isolating the Central and Eastern European gas markets, the European Union (EU) and Gazprom have reached an agreement to renegotiate the gas prices for the Central and Eastern European states, an agreement which does not include Romania. According to the agreement, the prices of natural gas supplied by Gazprom will no longer be linked to the international oil prices, but will be related to the natural gas reference prices on the main European markets. European Competition Commissioner Margrethe Vestager noted that the Gazprom officials have also agreed to amend the contracts, in order to remove the export restrictions imposed so far by the Russian company to the importing countries in terms of the volume of gas supplied. The energy giant has also promised to supply these countries with gas at low, flat and transparent prices. In addition, Gazprom has committed not to charge any commission if the gas is exported to an EU Member State. “We believe that Gazprom’s commitments will enable the free flow of gas in Central and Eastern Europe at competitive prices. They address our competition concerns and provide a forward-looking solution in line with EU rules. In fact, they help to better integrate gas markets in the region,” the European Commission (EC) press release reads. The text of appendix A – “Proposals for Commitments COMP / 39/816 Gazprom; Commitments under Article 9 of Council Regulation No 1/2003” reads that the countries to which reference is made are: Estonia, Lithuania, Latvia, Poland, Slovakia, the Czech Republic, Hungary and Bulgaria. Romania, however, is not among them, reason for which

by Lavinia Iancu we have called for the European Union’s response to this issue. Following our request, the Directorate General for Competition with the European Commission states that: “Given the relatively small volumes of gas supplied by Gazprom to Romania, Romania is not covered by the Gazprom antitrust investigation. On that basis, the commitments offered by Gazprom which are now subject to a market test would not cover Romania if the Commission were to accept them. Nevertheless, a contract that imposes on the purchaser a territorial restriction in the form of an export restriction or a restriction regarding the territory into which goods can be resold may be regarded as a restriction of competition and may contravene EU competition rules. If you have evidence that Gazprom’s customers in Romania are subject to such clauses, you may want to bring it to the attention of the National Competition Authority or the European Commission.” In conclusion, Romania is not subject of the Gazprom commitments and cannot benefit from the clauses included in the agreement, such as: • restrictions to re-sell gas cross-border are removed once and for all and facilitating such cross-border flow of gas in Central and Eastern European gas markets; • gas prices in Central and Eastern Europe reflect competitive price benchmarks; and • Gazprom cannot act on any advantages concerning gas infrastructure, which it obtained from customers by having leveraged its market position in gas supply. The European Commission answer is very clear. But what do the competent authorities in Bucharest have to say about this topic? 3

news

FIRST CNG REFUELLING STATIONS NETWORK IN ROMANIA

he Association of Producers and Users of Natural Compressed Gas announced the launch of EUR 5.2 million project to build the first network of nine specialized filling stations in Romania. „The project started very hard, because it’s something new. But the nine stations that we want to make through this project are only the beginning. We won’t stop here, we’ll continue to cover Romania with stations of liquid natural gas,” Dumitru Becsenescu, President of Antares Group, stated. Antares Group, one of the most popular groups of companies with Romanian capital, opened the first compressed natural gas (CNG) refuelling station in Romania in November 2015 in Ramnicu Valcea, after an investment of EUR 3.2 million. The total investment of 5.2 million euro, will run until 2019 and benefits from a non-refundable contribution of 4.4 million euro grant from the CEF Program of the European Commission. The project is developed by Denisson Energy SRL, a member of Antares Group, and the Association of Producers and Users of Compressed Natural Gas – CNG (Romanian CNG Association). The CNG refuelling stations will be deployed in major cities located along the European core network corridors Rhine-Danube & Orient/East-Med: Arad, Bucharest, Constanta, Craiova Deva, Drobeta Turnu Severin, Sibiu, Pitesti and Timisoara helping to improve sustainable mobility within the country and EU. At the opening of the first CNG refuelling station in Romania, Antares Group was announcing that they were prepared to invest in this area and to

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

create a national network of CNG refuelling stations that will allow users to travel anywhere in the country and in Europe. Until 2015, Romania was the only European Union continental member state without refuelling stations for CNG vehicles, although there is a European Directive which says that by 2025, all Member States must have such stations at every 150km distance on their segments of TEN-T core network. According to Dumitru Becsenescu, the lack of appetite for investment in this area was justified by three factors: the absence of a market, too high investment costs and, not the least, because of an incomplete legislation in this area until recently. “We seized this opportunity and overcame all the difficulties due to my desire to create something that will mater, to be able to offer our children a better future”, Becsenescu underlined. Compressed Natural Gas vehicles provide clean power for transport and are quieter than diesel-engine vehicles. A CNG vehicle can reach an autonomy of over 500 km and it is on average 50% more economical.

Sales Manager: Valentin Matei valentin.matei@petroleumreview.ro 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

ROMANIA INVESTOR DAY

ucharest Stock Exchange (BVB) and its partners continue promoting Romania internationally as the main investment destination among the world’s most attractive capital markets in front of investors who gathered in New York for the yearly conference, “Romania Investor Day”. The companies that took part in the 2017 investors’ conference were: Banca Transilvania, BRD-Group Société Générale, Aeroporturi Bucuresti, Bursa de Valori Bucuresti, Electrica, Fondul Proprietatea, Hidroelectrica, MedLife, Nuclearelectrica, Romgaz, Salrom, Transelectrica and Transgaz. The event was attended by 43 investors, representing 32 investment funds, managing over USD 750bn, who met 13 Romanian companies. “Romania Investor Day”, held for the third consecutive time in New York,

took place on April 19th, 2017. On the 20th of April, BVB representatives held talk with representatives of FTSE Russell and S&P Dow Jones Indices, about the perspectives and conditions for the upgrade of the Romanian capital market to the status of the Emerging Market, thus continuing dialog with those renowned agencies. A working meeting with MSCI is planned for the first decade of May in Europe. During the meeting the following developments of the Romanian stock market were presented and discussed: BVB as the market of choice for largesize transactions of the secondary and primary market; High dividends yields, supported by the enhancement of the corporate governance and the quality of management of BVB-listed companies; Progress in formation of the local institutional capital; Current IPO pipeline, especially of

privately-owned companies; Standard conditions for global investors to open securities accounts in the Romanian system of accounts, allowing them to take part in the IPO market in a quick and efficient manner; Sustainable growth of the Romanian GDP and the macroeconomic perspectives; Potential to improve the market liquidity residing in the liquidation of the “dormant accounts”, development of the lending and borrowing of securities and the chances offered by the consolidation of the trading architecture after the absorption of the second market operator by BVB; Decisions of the BVB shareholders on the fees of the market operator, further decreasing the direct cost of access to the market, and promoting the competitiveness of the capital market, in line with the expectations towards a market aspiring to become a new emerging market.

EU AND ISRAEL TO DEVELOP EASTERN MEDITERRANEAN GAS PIPELINE

hree Mediterranean EU countries and Israel agreed on April 3 to continue pursuing the development of a gas pipeline project that could link gas fields offshore Israel to Cyprus, Greece, and Italy, and potentially help the EU to diversify supplies away from Russia. The pipeline could be completed in 2025, but the parties will try to speed 8

up the project, Israeli Energy Minister Yuval Steinitz said after the meeting, as quoted by international media. “This is going to be the longest and deepest subsea gas pipeline in the world. It’s a very ambitious project,” Steinitz stated. In his turn, the European Commissioner for Climate Action and Energy, Miguel Arias Cañete, who attended the ministerial summit, said: “In the next decades, gas flows from

the eastern Mediterranean region will play a vital role in the energy security of the European Union. The Commission strongly supports the construction of the necessary energy infrastructure and developing a competitive and liquid gas market in the region.” IGI Poseidon, the company that has completed the feasibility study, sees a final investment decision on the project by 2020. www.petroleumreview.ro

news

Formation Evaluation| Well Construction | Completion | Production

OIL PRICE PREDICTED AT USD 100 PER BARREL BY 2020

ccording to Anatoly Zolotukhin (photo), deputy chancellor of International Affairs at the Gubkin Russian State University of Oil and Gas, oil prices are expected to reach USD 100 per barrel by 2020 but not exceed this level. Zolotukhin told Anadolu Agency in an interview he sees “a very bright future” for the oil sector. “Oil prices are low now. We know that and everybody is talking about alternative sources,” he said. He disputed geopoliticians who maintain that the era of oil is ending. “They are saying that this is the end of the oil, and in 20-30 years, this source will not be required because alternative sources of energy are coming onstream which will replace everything that is just depleting now,” the Russian professor stated. Although alternative energy is a very important source of energy, he argued that alternative energy sources

cannot replace the requirements of the petroleum industry because coal, oil and gas will still take the majority share, 75 percent, from the total energy basket in the foreseeable future, meaning 35 years plus from now. “When we look 50 years ahead, we know the impacts, we know the weak points about petroleum. We know how to cope with the problems,” the professor added. He maintained that although more investments are needed in the industry, the investment in 2017 superseded those made last year. Anatoly Zolotukhin underlined that despite the current oil price volatility, he expects that prices will be around USD 100/barrel by 2019 or 2020, but will not surpass this amount. Recently, the International Energy Agency (IEA) also announced that it foresees crude oil prices rising sharply by 2020 due to falling investment in new oil projects.

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

EXXONMOBIL AND QATAR PETROLEUM TO OPERATE IN THE EXCLUSIVE ECONOMIC ZONE OF CYPRUS

he Cyprus government and the consortium of companies ExxonMobil Corporation and Qatar Petroleum signed on April 5 the exploration and production sharing contract for Block 10 of the Exclusive Economic Zone (EEZ) of the Republic of Cyprus. The contracts were signed in the presence of the Ministers of Energy, Foreign Affairs, Finance and Labour of the Republic of Cyprus. Before the signing of the contracts, the representatives of the consortium had a meeting with Cypriot President Nicos Anastasiades at the Presidential Palace in Nicosia. In his remarks at the signing ceremony, Minister of Energy Yiorgos Lakkotrypis welcomed the

Cyprus’ Energy Minister Yiorgos Lakkotrypis, ExxonMobil Senior Vice President Andrew Swiger and Qatar Petroleum President Saad Sherida Al-Kaabi signed the Exploration and Production Sharing Contracts for licensing Block 10 of Cyprus’ (EEZ).

commitment by the ExxonMobil and Qatar Petroleum consortium to the drilling of their first exploration well

within 2018. He also referred to a successful 3rd licensing round, saying that “by exercising our sovereign rights, we believe we have clearly achieved the target set by the Government to attract oil and gas companies with extensive experience to operate in our EEZ”. “The strategic significance of ExxonMobil’s and Qatar Petroleum’s presence in the EEZ of Cyprus and, for the first time, in the Eastern Mediterranean region, is immense, especially when considering their financial depth and calibre of expertise in the field of hydrocarbons and LNG”, the official said. “We firmly believe that investing in our human capital is a prerequisite for Cyprus to become a true energy hub in the Eastern Mediterranean”, underlined Lakkotrypis.

IRAN SET TO BECOME PETROL EXPORTER

he full operation of Persian Gulf Star Refinery will turn Iran into an exporter of petrol, a member of the Iranian parliament stated, according to Shana news agency. Ali Adyani said Iran will join the club of petrol exporters by the time the facility becomes fully operational adding 36 million liters of petrol to the country’s daily production capacity. He mentioned the project is 80% constructed by state-of-theart domestic technologies, adding 10

the project’s first phase with 12 ml/d of petrol production capacity minimizes the gap between supply and demand in the country. The MP said production of petroleum products is in line with the policies of Economic Resilience that has been advised by Supreme Leader of the Islamic Revolution Ayatollah Seyyed Ali Khamenei. Iranian President Hassan Rouhani officially launched the first phase of a landmark natural gas condensate refinery project in the southern province of Bushehr. The project

adds 12 million liters of Euro-4 gasoline to Iran’s daily production capacity, rendering the country needless if importing gasoline. Construction of the refinery began in 2006 under the severest sanctions on Iran’s key economic sectors. Once fully operational, it will supply 36 million liters of quality petrol which makes Iran an exporter of the strategic item. Besides, it will supply 14 ml/d of gasoil and 3.37ml of jet fuel. The facility is fed by gas condensate (ultralight crude oil) recovered from the supergiant South Pars Gas Field. www.petroleumreview.ro

news

OMV AND GAZPROM TO JOINTLY PRODUCE GAS IN SIBERIA

YOUR PARTNER IN HEAT-TRACING SOLUTIONS

RAYCHEM DOWNHOLE HEATING SYSTEMS • Raise oil temperature and reduce viscosity for Enhanced Oil Recovery (EOR). • Mitigate risk of wax or hydrate formation in the production tube for Flow Assurance.

ccording to Sputnik, Rainer Seele, the OMV CEO, said that Austrian oil and gas company OMV plans to jointly produce gas in Siberia with Russian energy giant Gazprom, while at the same time is pleased to enter the Russian market as an investor. “Together with Gazprom we intend to start joint gas production in Siberia, and we intend to jointly start building the necessary infrastructure for this purpose,” Seele mentioned. He added that OMV Group seeks to prolong the

existing contract with Gazprom and agree on additional supplies of gas. In March, the OMV announced its intention to buy German Uniper’s 24.99 percent share in the Russian Yuzhno-Russkoye oil and gas field worth USD 1.85 billion. The total gas reserves of the field are estimated at 1 trillion cubic meters. A joint venture between Gazprom (40 percent), German Wintershall Holding GmbH (35 percent) and Uniper (25 percent) are developing the field. The purchase deal is expected to be carried out by the end of 2017.

RAYCHEM SOLUTIONS FOR LONG PIPELINES • Raychem Skin-Effect Heat-Tracing System (STS) is designed to deliver heat to pipelines up to hundreds of kilometers long.

WE MANAGE THE HEAT YOU NEED

H82191

news

HALLIBURTON EXPECTS WELL COMPLETION TO CATCH UP WITH THE RIG COUNT

alliburton managed to snag a boost in revenue from its North American arm that shrunk its sequential quarterly loss in the first quarter. The company reported a net loss of USD 32 million for the first quarter, a smaller loss than the USD 153 million net loss from the fourth quarter and a vast improvement over the USD 2.42 billion loss from the first quarter in 2016, according to the company’s earnings release. “We are in the midst of a unique and challenging cycle,” Halliburton’s president, Jeff Miller, stated. “I am excited by the activity I see in North America.” The company’s North American division saw significant growth as the rig count increased. The company’s North American businesses managed to generate USD 2.2 billion in revenue in the first quarter, marking a 24 percent increase sequentially, according to the release.

“There’s no doubt that the pace of completions activity is catching up with the rig count,” said Dave Lesar, Halliburton CEO.

The company’s total revenue was USD 4.28 billion, up from USD 4.02 billion in the fourth quarter. “There’s no doubt that the pace of completions activity is catching up

with the rig count,” Halliburton CEO Dave Lesar said on a conference call related to the release. “We expect to see that relationship continue into the next quarter.”

EU SIGNS PROJECT FOR NUCLEAR SAFETY WITH IRAN

he European Commission has signed the first ever project for nuclear safety co-operation with Iran, under the framework of the Joint Comprehensive Plan of Action (JCPOA), the European Commission reported April 18. The EUR 2.5-million project 12

aims to enhance the capabilities of the Iranian Nuclear Regulatory Authority (INRA). It will do so by preparing a feasibility study for the Nuclear Safety Centre foreseen in the JCPOA. The project will support the INRA in developing a nuclear regulatory framework, working toward the accession by Iran to several

international nuclear conventions, including the Convention on Nuclear Safety, and reviewing the results of the stress test to take place in the Bushehr nuclear power plant. A second project for the stress test at the Bushehr nuclear power plant is going to be signed in the coming weeks. www.petroleumreview.ro

news

HITECVISION AND POINT RESOURCES TO ACQUIRE EXXONMOBIL’S OPERATED BUSINESS IN NORWAY

itecVision and its majority owned portfolio company Point Resources recently announce the signing of an agreement to acquire ExxonMobil’s operated upstream business in Norway from ExxonMobil Exploration and Production Norway AS. This includes a transfer of the majority of ExxonMobil’s offshore and onshore E&P staff in Norway; a significant package of operated producing assets on the Norwegian Continental Shelf; field assets such

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

as platforms and Floating Production Storage and Offloading vessels (FPSOs); as well as the company’s office building in Sandnes, near Stavanger. The business will be acquired by and combined with Point Resources to create a strong, new mid-sized Norwegian E&P company. The transaction is subject to customary regulatory and partner consents and is expected to complete in Q4 2017, with an effective date of 1 January 2017. On completion of the transaction, the combined company will become one of the top

independent oil and gas producers on the Norwegian Continental Shelf. Production in 2016 from the combined assets was about 60,000 barrels of oil equivalent per day (boe/d), of which about 54,000 from the ExxonMobil operated fields. With an asset portfolio that includes several fields in the development phase, the combined company has the potential to grow its production base organically to over 80,000 boe/d by 2022, and will have reserves and contingent resources of about 350 million barrels of oil equivalent.

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

Technological strategies, risk analysis and paradigm shift What advantages does Romania have within the European Union, what country risks exist? What major challenges face the business environment? What does the change of paradigm in energy mean? What are the prospects of integration to the eurozone? What stages has Romania gone through on the road map for streamlining the use of resources? These are only some of the questions we tried to find answers to together with energy and environment expert IonuĹŁ Purica. 14

www.petroleumreview.ro

rofessor Ionuţ Purica PhD is researcher with the Romanian Academy, the Institute for Economic Prognosis and Managing Director of the Energy and Environmental Consultancy Centre. He had been adviser to the Minister of Economy and previously to the Minister of Environment and expert with the Romanian Parliament. He participated to the development of Romania’s strategy for the EU accession and of the energy strategy (electricity and heat) for the Ministry of Economy and Trade and conducted risk and structural transactions analysis and managed projects for the World Bank, USEA, JBIC, MARSH, ITOCHU, MVV, etc. He was in charge with the energy and infrastructure projects for the World Bank in Romania and in the Balkans, with specialization in projects’ guarantees, value at risk, acquisitions, in order to complete his expertise in engineering gained as director for international projects with RENEL and as chief engineer in the joint energy group Atomic Energy of Canada - IMG Bucharest,

in charge with the quality of manufactured components for CANDU nuclear reactors groups in Romania. He worked also as international researcher with ENEA Rome – the Italian Commission for New Energy and Environment Technologies and as associate researcher with ICTP Trieste. He is the author of several books on energy issues published by the Imperial College Press, Academic Press, etc. and published articles in magazines such as Risk Analysis, IEEE Power Engineering Review, Foundations of control engineering, etc. He received his second PhD degree in Economics (the first doctoral degree was in energy engineering) and is Academy of Romanian Scientists (AOSR) member and professor of risk management for masters in science with the Polytechnic University of Bucharest and the Hyperion University. He is a member of the Energy Consultative Group with the EU Commission and member of the study group of energy scenarios for 2050 and 2060 with the World Energy Council.

Frequently, it is not necessary to use too many words about an internationally recognized personality. However, how did you start working in the energy field, Mr. Ionuţ Purica? One does not choose through where he enters into this world. But when you become aware that you are in a family of personalities that have contributed to the development of the nuclear field in Romania, a moment of decision is reached in the sense of continuing the scientific activity in the energy field. I had such a moment and found out that I can bring a contribution that seems to be appreciated not only in the country but abroad as well. The research activity is like a virus of which not only one cannot escape but does not want to escape.

As graduate of the Faculty of Energy, which were the most important ‘energy substations’ throughout your career? As I usually (half ) joke: when I graduated nuclear energy engineering I had no nuclear power plant so, I went to build myself one at IMGB-FECNE (Heavy Machine Works of Bucharest – Nuclear equipment factory) that was starting, then, the manufacturing of equipment for the nuclear field. The youngsters looking for a career in energy must understand that in production (especially of nuclear grade components) one is actually making one or two more faculties beside the one for which he has a diploma. Do not avoid production if you want to understand how the economy works. Along with: the first quality assurance manual in the industry, neutron radiography for nuclear

We are facing a strong penetration of new energy technologies for energy storage, small modular reactors, fuel cells, that use Hydrogen or methane, used also for transportation, Black Sea hydrates, smart grids of electrical energy and gas, distributed and local generation, integration of information and energy systems, decision and advanced protection algorithms (cybersecurity), etc.

www.petroleumreview.ro

Q & A WITH IONUČ&#x161; PURICA equipment welding, starting the eddy current control activity and coordination of the quality engineering team in the manufacturing of CANDU fuel channel components, I had done a doctorate in energy engineering as well as presented various papers in international conferences. One of these papers has drawn the attention of the head (Nobel Prize) of the International Centre for Theoretical Physics in Trieste. I was proposed a contract of international researcher at ENEA Italy where I had done risk analysis for the Italian gas network and prepared Rioâ&#x20AC;&#x2122;92 conference with IPCC Italy. I was awarded a prize of the ISPESL institute in Rome for the risk analysis report. After returning to Romania I had coordinated the international projects of RENEL, following which I worked in the World Bank as project officer for energy and infrastructure projects (Rehabilitation of the energy system and rehab of the railroad system). One of the last activities done in

the World Bank was the evaluation of the energy system in Kosovo and in Albania, in 1999, (immediately after the war in that area), also, more recently, I had participated in the team that has done the climate change strategy for Romania. Back in the country, I have developed Joint Implementation projects as per the Kyoto Protocol and acted as adviser to the minister of environment, associated expert to the Parliamentary commission for industry and adviser to the minister of economy. In parallel as a researcher in the Institute of Economic Forecasting of the Romanian Academy I have written books published by important international printing houses as well as papers in the energy, environment and nonlinear systems. Out of this activity resulted the second doctorate in economics, with an application to the dynamics of the energy market. The book based on this thesis was awarded the Prize of the Romanian Academy. Teaching courses (mostly to

master studies) was a constant activity and I am a Professor. The activity in the energy field resulted in being selected by the EU Commission in its Advisory Group for Energy (AGE). I am also a member and co-author of the energy scenarios study group of the World Energy Council (WEC) in London that elaborates world energy developments scenarios. I am a corresponding member of the Academy of Romanian Scientists (AOSR) and was awarded the Prize of this academy for a book on the dynamics of financial crises where methods of the energy systems have been applied in a synergetic way.

Romania is a special case in the EU for having its own energy resources; the country has a future as a potential energy hub and we need to have a clear understanding of what we want and how to get it.

You have a rich experience in terms of risk analysis for power systems. Looking at Romania as energy system and taking into account its status within the European Union, which would be the main advantages and country risks? Romania is a special case in the EU for having its own energy resources (let’s not forget that we were the first country in the world to have reported in 1857 the production of 275 tons of oil – I have an American friend that is still envious they were not the first). The use of natural gas is also so old (beginning of the 20th century) that some names had become common substantives in the Romanian language (the best example is the word ‘aragaz’ cooking machine that comes from the gas cooking machine launched by the American Romanian Association for gas; the label was ARAgaz). Romania has a future as a potential energy hub and we need to have a clear understanding of what we want and how to get it. A joke that I use says that the end of the world is coming, all countries disappear only Romania remains – why? – because we are ten years behind. If you know what you want you are neither behind not advanced but on your evolution trajectory having the advantage of not repeating the mistakes of others. We have negotiating power and a resilient energy system the can resist gas supply discontinuities (like the one in 2009). We still have enterprises that can maintain and produce energy equipment of high quality and we have schools that can prepare the needed personnel for the system. Our energy companies are performant and the state aid should be well separated from the costs of security in 18

www.petroleumreview.ro

Q & A WITH IONUȚ PURICA the system according to the new EU strategies. Moreover, like CEZ, E.ON, ENGIE, etc. we have to think a corporate expansion policy in the EU and outside it. Having such a strategy puts us in a better negotiating position for our presence in the EU not only at the level of the energy system but also as a member country. What major challenges is the business environment facing and what solutions do you see for the future? In the WEC report for energy strategies are identified two scenarios: The first where the market advances, with new technologies, financing, etc. while the government supports the development by taking various risks; The second where the government gives a direction and the market follows into it. Obvious examples for the first scenario are the USA and for the second is China. Romania stays in a ‘no men’s land’ between these scenarios, we try to give directions for development without having an economic strategy; we let the market evolve without a coherent government support. In connection to resources we concentrate on royalties and neglect monitoring the number of jobs created in the field (a recent report on the shell gas for Romania done for CNR-CME (Romanian member committee of WEC) points at the fact that the most important gains for the budget are not the royalties but the taxes on wages from the newly created jobs). Our governmental policies are seldom mentioning the number of jobs estimated to be created from various actions. Maybe we should develop the modelling capacity for scenarios in the economy in order to analyse multiple options and to have the adaptive flexibility to the economic dynamics at least of the EU (I remember that in 2009 we were talking about converging to the advanced economies in the EU – in that moment they were in full crisis (called submergent by contrast to emergent)). Looking forward to converge to an economic crisis situation means that we do not know what we want - we need to better define our priorities. At the latest SEE Upstream 2017 conference, you talked about the technological strategy and about the paradigm shift. According to Kurzweil’s Law, the speeding up of technological progress is made on an exponential curve. What is, exactly, the paradigm shift in the energy industry/oil and gas sector? We are facing a strong penetration of new energy technologies for energy storage, small modular

reactors, fuel cells, that use Hydrogen or methane, used also for transportation, Black Sea hydrates, smart grids of electrical energy and gas, distributed and local generation (already there are small boilers that have an electric energy generator included), integration of information and energy systems (not to forget that the energy system is the greatest machine made by men), decision and advanced protection algorithms (cybersecurity), etc. Commercially, the prices will continue to stay low for a while (the price of oil is used also as a deterrent for the countries that base their arms race on oil exports). The new energy technologies are also seen as a potential bridge to a world where hydrocarbons do not any longer represent the key element for development (the owners of Lithium reserves will become the Saudi Arabia of tomorrow). There are today technologies that once implemented on a large scale may lead to a world completely different from the one we live in now. As an example, imagine what would have happened if Edison was inventing the infrared goggles instead of the light bulb. We could see in the dark without the need for light – a great economy of energy and less emissions. You participated in numerous studies and strategies in the energy field. For oil and gas, this is a weak point, meaning that any delay in drafting the legislation turns into blocking the investment projects and programmes. Recently, the royalties’ law, for example, was moved from the Ministry of Finance to the Ministry of Economy. What is the expert’s opinion on this subject? We probably have a planning complex reminiscent from the ‘80-ties. Every time a strategy is done nobody follows its implementation afterwards. All big corporations have a welldeveloped planning function, the same goes for developed economies (obviously, it is not the central planning we were accustomed to). As long as the strategy is done without having the perception of its utility (other than reporting an activity) we will not have well defined priorities and will not be able to negotiate them accordingly. As I have said above the royalties have to be considered integrated with other elements of the exploitation activity such as the number of jobs. The scenarios analysis is precarious and the prioritizing criteria are frequently non-explicit. Generally, there is a lack of a medium and long term vision. The legislation is essential as a condition of stability and of risk control; the continuous change of laws such as the fiscal code, 19

royalties, and others having an impact on the validity of economic projects is proof of a lack of vision correlated with a proper feedback from the economy that cannot manifest itself in months but needs years. At the level of the Parliament there should be a centre of competence for the analysis of the impact of laws provided with welldeveloped models able to compete with the ones used by the EU Commission for such analysis. The Romanian Academy organized last month a scientific session about â&#x20AC;&#x2DC;Romania in the European Unionâ&#x20AC;&#x2122;. The prospects are not very optimistic, our country should make strides in several directions, including in terms of increasing energy efficiency, in order to join the eurozone. What prospects are there?

In the last years, the EU Commission has diversified the approach to energy and climate change strategy. If the 2020 horizon was aiming at renewables, emissions and energy efficiency, recently interconnection of energy systems and research and innovation are added for 2030. There are also a security strategy and a research and innovation one. As may be seen EU responds to the world dynamics related to resources and to new energy technologies and their implementation in the economy. There are several fluxes that sustain the economy among which money and energy are essential. Economic stability requires financial and energy systemsâ&#x20AC;&#x2122; stability. There is space in Romania for the implementation of energy efficiency increase measures but, there is a need for a support policy and for their effective implementation activity. Without defining coherent and

www.petroleumreview.ro

Q & A WITH IONUȚ PURICA Economic stability requires financial and energy systems’ stability. There is space in Romania for the implementation of energy efficiency increase measures but, there is a need for a support policy and for their effective implementation activity.

adequate time duration programs it is unlikely to have a hope of success. An example is given by the fact that few banks are doing project finance. The risks are much smaller if buying T-bonds than if investing in complex projects. Moreover, an energy efficiency project say in central heating is paid back after a number of Winters hence several years. The banking practice allows credits for several months or a year, less credits associated with the business cycles specific to the energy sector. Again, we need to know what we want and dimension the measures in energy in correlation with the whole economy to join the Euro-zone. For the moment, it is probably better to retain control of our currency till we have the assurance of the economy’s financial stability before the European Central Bank will make the monetary policy of Romania once inside the Euro-zone. It is though clear that a united Europe will eventually have only one currency in all its member countries. The present Brexit shows alternative scenarios may unfold but we will not discuss this here. In the context of the envisaged changes in the European Union, the Romanian Academy has been invited to contribute to a common strategy to promote and support the national interests in the EU. What contribution can this forum bring to the established national targets? It is refreshing that the Romanian Academy is called to contribute to such an initiative. Using the existing competences in the Academy’s system as well as AOSR and the specific domains academies as well as the various research centres in Romania should be done in a more coherent way to allow involving the researchers from various fields in the socio-economic life, at a deeper level. The research system under the Ministry of Research (newly founded in recognition of this sector’s importance), must be involved in the ‘life of the city’ with the purpose to provide the prospective vision that prepares the economy for the transformations coming in a not so far future. The European Council’s Strategy Paper – Europe 2020, marks the energy resource efficiency as an important goal. What steps has Romania covered so far?

As previously said the EU finally starts to see the importance of development and penetration of new technologies (that the USA are doing for a long time). Energy efficiency brings significant benefits in the economy (energy suppliers may not fully agree since the consumption of energy decreases with a decrease in price due to higher competition). In the last years, the most visible were the building thermal insulation programs having an impact in the heating bill. There are implementations in the industry of energy efficiency measures but the uneasy finance of such projects is not helping their large-scale deployment. The EU money (ESIF) are not transferred with fluid financing. The idea that one has to spend its own money first and be refinanced after several months creates a repulsion in the economy for such finance. Poland is a good example in the good sense of attracting funds by making financing schemes aimed at spending the money. Unfortunately, the fear of illegal use of the ESIF funds in our country is producing an effect of ‘throwing the child toghether with the water’ i.e. no projects done because we fear potential fraud. I hope we will come out of this blocking mentality we have now and control the use of the EU funds while they are invested with good results. Potential fraud may be treated as the exception not as the general rule. Your agenda includes as priorities in the coming period... Which are the concerns regarding Romania and to what extent do you channel your energy towards international projects? Presently I continue my participation in the EU-AGE and in the WEC energy scenarios study group. In parallel I support the development of the ALFRED (Advanced Lead Fast Breeder European Demonstrator) nuclear reactor, bringing to the existing team some compentence in nuclear and financial structuring. I have a book under publication at AGIR and am preparing papers on risk analysis and nuclear security for national and international conferences to which I will participate this year. As a university professor I am coordinating the dissertation of some master students and improve the support of the courses that I teach. 21

point of view

OPEC getting ready to extend the output cut

by Victor Lupu

n the background of weak international oil market, with an oil price going around the level of USD 50 per barrel and of enhanced output in the US, the coming OPEC meeting in Vienna on May 25 seems almost ready to extend the output cut agreed upon on November 30, 2016. As known, late last year the OPEC countries, Russia and other producers agreed to cut production by 1.8 million barrels per day (bpd) for six months, as of January 1, 2017 to support the market and avoid further fall in international prices. Contrary to the months before this past meeting, when 22

Iran and other countries had initially opposed a decision on reducing the output, currently it looks like most players are ready to extend the production cuts. At mid-April an OPEC and non-OPEC technical committee (called Joint Technical Committee – JTI) allegedly recommended that producers extend a global deal to cut oil supplies for another six months from June. The output levels were agreed upon, the same sources say, by OPEC members Kuwait, Venezuela, Algeria and nonOPEC Russia and Oman. Let’s note that compliance with the cuts agreed upon last year improved to 104% in March, up from a 90% level in February. The rate for non-OPEC producers in the accord rose to 64% from 38% over the same two months, the International Energy Agency said in an April 13 report. OPEC’s average compliance for 2017 is 99 percent, the IEA said. The trend, in terms of agreement, is motivated by the unwanted alternative of seeing oil prices slide again down to USD 30-40 per barrel, as OPEC sources said in an internal assessment it would happen if the output cuts are not extended, on concerns that increasing US production will kill OPEC efforts to curb supplies. Saudi Arabia and Kuwait gave a clear signal that the organisation is getting ready to prolong the agreement. “There is an initial agreement but it has not been communicated to all the countries yet that we might be forced to extend in order to reach our goal,” Saudi Energy Minister Khalid al-Falih said during an energy forum in Abu Dhabi. “There is consensus building but it’s not done yet,” he added. In his turn, Kuwaiti oil minister Essam al-Marzooq praised the high level of commitment in the first three months of the year in terms of output cuts. “We have achieved the target of reducing the supply,” he said. Confirming the development, OPEC Secretary-General Mohammad Barkindo stated the oil producing countries are moving closer to re-balancing the crude oil market. “The Organization of Petroleum Exporting Countries and other major producers are committed to reducing oil stockpiles, and all countries participating in a six-month deal to pare output are committed to restoring the market’s stability,” Barkindo www.petroleumreview.ro

point of view

underlined at a conference in Abu Dhabi. “We are optimistic the policy measures have already placed us on the path of recovery,” Barkindo mentioned in a speech. “Our collective action will continue to prove effective.” PRESSURE FROM THE US

Knowing the long-time divergent opinions and interests of the oil producing countries, the current position may look strange. But there’s a huge reason staying behind this, not at all a secret, the very starting point of the battle on prices on the international markets: the US producers, with stress on the shale oil producers. News from across the ocean read that the US shale will not succumb to the price pressure that OPEC has placed on it. The number of US oil rigs rose by five in one week in mid-April, as well as the gas rigs. Latest information reveal that the number of active oil rigs in the US now stands at 688, by 345 rigs higher than one year ago. On the other hand, the total oil and gas rig count now stands at 857, by 426 more than in April 2016. Furthermore, in Canada the number of rigs is by 59 higher than last year. RUSSIA – A DECISIVE PLAYER

Russia seems inclined to go along with the OPEC leaders, although there’s no firm stance yet. Although not an OPEC member, Russia is essential for the success of the agreement and for its further implementation. Russian Energy Minister Alexander Novak said recently a decision on extending the cuts is not yet made, but would be discussed with OPEC on May 24 (one day before the OPEC meeting in Vienna). According to the agreement late last year, Russia’s contribution in terms of cuts would amount to 300,000 bpd to be gradually implemented. “There is no firm decision. Each country is looking into the matter by itself so it can make its proposals and evaluations,” Alexander Novak remarked on a visit to Tokyo. He also said Russia’s oil output cuts had reached 250,000 barrels per day (bpd) and would hit a targeted 300,000 bpd by the end of April. He showed optimism: “The situation has gradually been improving since the beginning of March. The oil surplus has been reduced. The situation is getting more and more stable and there’s less volatility on the market.” OTHER ACTORS

The trend is clear – oil exporting countries are heading towards keeping the output cuts. Nevertheless, there’s no guarantee further cuts will be operated, as UAE Energy Minister Suhail Al Mazrouei mentioned recently, the unknowns being Iran, Nigeria and Libya. Nigeria is in

turmoil due to internal conflicts, Libya faces unrest and Iran was allowed to pump additional 90,000 bpd to reach an output of 3.8 million bpd to recover from former international sanctions. According to sources, Iran would be permitted to keep production unchanged if OPEC decides to extend the agreement. “I think they will keep the same level if the deal is extended,” one source said, adding Iran is cooperating: “They are not cutting, but they aren’t increasing output from what was agreed on.” However, another OPEC source gives an explanation for that: “We know they can’t raise their production much more.” Officially, Iranian Oil Minister Bijan Zanganeh said Tehran is ready to join the initiative as long as there is consensus among the cartel’s members. He added that most oil producers support an extension of output cuts by OPEC and non-OPEC countries, and Iran would also back such a move. Iran produced 3.79 bpd in March, down slightly from the 3.82 million bpd in February but higher than the 3.78 million bpd in January. Kuwait and the UAE are clearly having the same position as Saudi Arabia, in favour of an extension, confirmed by the Kuwaiti oil minister Essam al-Marzouq. Iraq, OPEC’s second-largest producer after Saudi Arabia, had an output of 4.464 million bpd in March, down by 300,000 bpd against the level before the implemented cuts. More complicated situations are to be found in Libya and Venezuela, due to the domestic situations – civil unrest and economic crisis, respectively. Libya needs higher oil revenues and has reopened its largest oil field, increasing the output to about 660,000 bpd. However, analysts consider it would not stand against the cuts extension. As far as Venezuela is concerned, things are unclear and under strain. Recently, the Supreme Court approved an amendment, considered by analysts as discouraging to the market, to shift the powers from congress to President Nicolas Maduro in terms of oil reserves, in a move some see as a desperate attempt to generate revenues to the state budget. The head of state reportedly would have the power to decide on the country’s oil fields and to launch joint ventures with foreign companies – but this move does not seem to encourage foreign investors to do business in Venezuela. Drawing the line, the OPEC summit in May might not be as tensioned as the other meetings before. The general option is to continue on the current trend, knowing actually there’s no viable alternative, given the pressure of US producers. It’s so long since optimism reigned before an OPEC meeting... but now it’s ‘alive’. As OPEC Secretary General said: “We are optimistic the policy measures have already placed us on the path of recovery. Our collective action will continue to prove effective.” 23

point of view

The cost of independence for the British gas market by Laurenţiu Roşoiu

f we talk about Brexit and its implications, the major debate was about the impact of this event on the European gas market. It is a very relevant topic, given Britain’s position in the European system. Less approached, but equally important and relevant, is the issue of the Brexit consequences on the British economy. A topic on which we can only imagine a series of working hypotheses on a ‘scale of gravity’ ranging from ‘soft’ to ‘hard’ Brexit; the first, which would bring almost no change to the current situation, the second could turn upside down the trade relations between the island and the continent. However, ‘soft’ Brexit may be, there are a multitude 24

of possible negative effects for the UK that deserve public attention. Thus, the main result of Brexit, and the starting point for any of the scenarios, is that Britain will give up its position as the main pillar and spearhead of the liberalization process for the European gas market and will position itself outside it. From here on, the door opens wide for any type of working hypothesis. Among the many subsequent themes that should be discussed in order to place Brexit in the context, at least three, in close connection, have a particular relevance in terms of negative effects on the British economy. Thus, first of all, the Brexit takes place at a time when the UK gas reserves exploited in the North Sea are in full decline whereas the shale gas exploitation does not seem to have the capacity to offset the trend. At the end of 2016, the representative of one of the leading companies said that the British oil and gas industry exploits the deposits at a rate four times higher than the replacement rate. Until recently, the trend wasn’t worrying, given that by belonging to the European gas market, Britain had access to Norwegian gas (Norway being part of the European Economic Area) and to the gas from the continent; after Brexit, however, both the continental and the Norwegian gas will become ‘imported gas’. It is true that, in principle, the UK is a net exporter of natural gas, at least for the time being. Even so, however, there were few situations where, over the short term, generally during winter, it turned into a net importer. This contributes to the relevance of a second topic for discussion, namely that Britain is taking the step outside the European single market without having an adequate natural gas storage infrastructure. Hitherto, in potential times of crisis, it could rely on the European Union’s storage capacity (accounting for about 25% of annual consumption); after Brexit, however, the UK may only rely on a level of less than 5% of the annual consumption - the level of the national storage capacity. Subsequently and concurrently, closely linked to the two topics discussed above, the fact that the NBP (National Balancing Point) natural gas hub has all the chances to turn from an international player into a regional one is another major loss for the UK. This is because leaving the regulatory framework of the single market and breaking away from the European gas market infrastructure will automatically lead to the decrease in number and value of transactions conducted here and to increased volatility. And this will translate for the UK into another loss, both in reputation and authority, and financially; the latter comes together with the very likely losses due to restricting the access of the British financial players to the single market. These are just three of the directions where the UK can register significant losses in the gas field following the Brexit. Nevertheless, freedom always comes at a cost! www.petroleumreview.ro

Honor sAfety responsiBility Achievement qUality 10

100

110

120

130

Plant construction

130

120

Pipeline construction

120

110

Civil works projects

110

100

EPCC projects

100

Drilling projects

www.habau.com www.pipelinesystems.de

Sinaii Street, â&#x201E;&#x2013; 3, Floor 1-3 Ploiesti, Prahova, 100357 ROMANIA

Phone: +40 244 595940 +40 244 406616 +40 244 406621 Fax: +40 244 595942 E-mail: office@habau.ro

10 10

100

110

120

130

point of view

THAT SPECIAL MIX GETTING US TO 2040 A lot may happen in 20 years. It would be a major mistake to just wait it out and rely on the old saying “come what may”. The industry will surely still be around in 2040 but its face may have drastically changed by that time. And it should be no surprise that those who start preparing, investing and thinking about the future will eventually reap the benefits. All sounds fine and well but what are we actually preparing for? Since this business hasn’t started yesterday, we already have multiple ways of approaching the future and, apart from some individual previsions that see us flying cars to the moon in the next ten years we can actually rely on some informed opinions. No offence to the occasional oil and gas enthusiast, but let’s talk about some cold hard facts here. Like it or not, some changes are coming. Are we staring down the barrel? by Vlad-Adrian Iancu 26

he ExxonMobil team seems to know what could be in the pipeline for 2040. From the energy point of view, their report covers the major factors that will shape the world as we know it. They base their argumentation on seven key factors. First would be economic growth, which means higher living standards. A higher standard of living will automatically mean a growth in energy consumption. Urbanization will also play a big part in this, with China and India already cementing a position as large contributors of GDP gains. To support these changes, a new dynamic will be required. This is where the energy mix discussion comes in. A diversification of the offer will be needed in order to satisfy more customers. A growth in nuclear and renewables is envisioned, but at the moment natural gas seems to be the star that emerges victorious out of this affair, providing up to a quarter of the world energy demand come 2040. Do not forget that this will also bring changes in the technological field and new policies to rein in the resulting emissions, expected to peak during the 2030s. Technology wise we have a lot to look forward to, as more and more energy efficient and unconventional solutions are taking shape each day. Make no mistake www.petroleumreview.ro

point of view

about it; oil will not go down without a fight. Far from being out of the picture, it will continue to act as the vital ingredient in the energy mix, fuelled by transportation and the chemicals industry. Let’s take things one at a time.

9.1 billion world population projected to reach by 2040, up from 7.3 billion today

The trick here is that the increasing population is not the biggest threat; the middle class will more than double in the following years. As proposed earlier, urbanization will greatly affect this change with non-OECD countries leading the economic growth race. In order to satisfy the needs of this evergrowing middle class, the demand in energy is expected to rise by 25% in 2040. To keep up with this growth we will have to use technology smartly to make up the lost ground. By committing to reducing energy intensity up to 38% by 2040, we could arrive at using energy more efficiently and flattening the carbon intensity of energy use. As expected, efficiency will be the name of the game and this is where natural gas, nuclear, wind and solar power come in. As electricity generation will become the fastest and largest sector on the market so will alternative solutions. But all the gas in the world won’t be able to replace oil in supporting transportation and chemical needs. According to Exxon, global transportation-related energy demand is projected to increase by about 25%. The majority of this growth will of course happen in the

non-OECD countries in relation with the GDP growth. Technology will again lend a hand with new engine designs, aerodynamic improvements and much expected hybridization which will see full hybrid vehicles reach about 15% of the offer. Due to decrease in battery costs, small shorter range electric cars are expected to exceed more than 10% of new car sales in the US by 2040 but conventional cars that will still be primarily powered by gasoline will remain the widest spread thanks to cost, functionality and greater fuel efficiency. Oil will remain the world’s primary energy source, meeting about 95 percent of transportation energy needs thank to its far-reaching availability, economic advantages and high energy density. It will eventually decline as a fuel but grow as the base for chemicals, roads and lubricants. Bio fuels will play a part in some sectors but natural gas will see the biggest increase, reaching a quarter of all demand. Coal will play a progressively smaller part as the world moves towards cleaner resources. This movement will be spearheaded by the US and countries in Europe bent on using more gas, wind and solar energy as the world shifts to less carbon-intensive energy. Thus, wind and solar electricity supplies are expected to grow about 360%, close to 15% of global energy by 2040 supported by policies to reduce CO2 emissions. Nuclear capacity will grow by 75% equalling the same electricity output as wind and solar energy combined. It should be noted that more than 50% of this growth will come from China whose coal power generation will fall while India’s use for the resource in energy production will more than double come 2040. Speaking about good intensions, there is a clear trend towards eradicating the world’s greenhouse gas emissions with help from

20%

the percentage that greenhouse emissions will drop by, between 2015-2040 technology advances and new policies. The ever-present shadow of the COP21 is still looming large, driving the R&D departments towards cleaner energy evolution, with some interesting results like carbon capture and storage technologies such as the break through Fuel Cell Technology. The report envisions that innovation in the transportation sector will deliver some major gains in fuel economy and drops in global carbon dioxide emissions with the help of market based, transparent and predictable policies that will be applied on a global scale. Said emissions are likely to peak and then progressively decline stopping close to 10% above the level of 2015. But this push’s biggest impact will ultimately be felt in the energy mix. Significant increases of nuclear power and renewables are to be expected, with gas overtaking coal as the world’s second largest fuel, generating up to 60% fewer CO2 emissions. Speaking about the energy supply, some nations have flipped the script, an outstanding example being North America, long time oil importer primed to become a net exporter in just a couple of years, all due to the significant oil and gas production increases from shale fields. Global liquid production is set to rise in order to meet demand growth, with technology-enabled NGLs, tight oil, deepwater and oil sands seeing strong improvement. Of course, this will demand a continued investment but it’s all worth the 27

point of view

risk, as things could go downhill pretty quickly without it. More than USD450 billion a year in upstream oil investment will be needed to meet demand. Luckily, global oil resources are still generous, with experts assuring us that the remaining oil resources can account for 150 years of supply if consumed at the current rate or they could even rise given that technology advances as well. The gas trade will be influenced by new dynamics as North America will become a natural gas exporter with Russia still holding the lead and Asia Pacific becoming the most important gas importer by 2040 in order to meet the doubled gas demand. Amidst all this, unconventional gas will support one third of gas production with LNG

45% global gas demand growth between 2015-2040

remaining very competitive as export supplies diversify. A growth of 170% in exports is expected for LNG by 2040 with the most substantial share coming from the United States. This growth will occur in all major sectors but it will chiefly be influenced by electricity generation. Again, less than 15% of global gas

resources have been used and the remaining supply could see us well past the 200-year mark at current demand rates. In 2040, it will power 5% of total transportation, 10% of marine transportation and 30% of the world’s electricity as the most versatile resource. Nobody can say for sure that this will be the future. Be advised that these are just calculations that do not take into account the essential human factor. Something unpredictable might happen at any turn. At least we have the resources at our disposal. It seems that by 2040 maybe we will actually know how to use them. This report is just the ideal scenario; it’s up to us to mix all the ingredients together to get where we’re going. But time is on our side.

www.petroleumreview.ro

oil & gas

May’s reading

Field Services Races Toward Digital As digitization matures respondents in a recent A.T. Kearney study rated it the top disruptor across industries - old boundaries are being tested and surpassed, and what once set companies apart doesn’t even turn heads today. “By 2020 more than half of revenues will be funneled through digital channels, or driven by digital products and services - or both,” one CEO participant in the A.T. Kearney study stated. “We are all digital companies now.” Field-service retailers and others companies that deliver the products and services that people use every day - from packages, consumer goods, and groceries to maintenance and repairs - are at the forefront of this digital change, underlined the authors of the study. These companies have to have the speed to plan, act, and react quickly, and the endurance to perform for a long period of time. Meanwhile, digitally 30

Download the study: http://www. atkearney.ro/documents/10192/11955374/ Field+Services+Races+Toward+Digital.pdf/ e18cbd57-6bd2-4c2e-8657-4a136dddecdd

savvy customers are using new channels to obtain information, want tailored and mistake-free encounters, and demand fast resolution when errors do occur. How are the forward-thinking companies meeting these demands in field services? By riding the digital wave to master logistics, customer service, pricing, order management,

forecasting, and delivery - to deliver products and services when, where, and how their customers want it. A.T. Kearney’s team experience in the retail gas industry shows just how much value field-service operations can gain from digitization. Some companies uncover as much as USD 20 million in annual cost savings by adopting new digital approaches, insight-enriched customer relationships, and advanced data analytics. The impact included: • Improved routing and remote monitoring technology, which allowed the company to deliver 40 percent more deliveries per mile; • An additional 30 hours per week freed up for customer service agents, additional time that can be used for more valuable sales activities; • The elimination of billing errors, boosting customer satisfaction. • - With that company’s experience as a guide, A.T. Kearney study reveals how digitized fieldservice operations brings more value to both customers and shareholders, and how transforming delivery and service business models can fuel long-term growth and create strategic flexibility. www.petroleumreview.ro

oil & gas

Royalties back in the spotlight

Low oil prices and declining output to complicate debates The Ministry of Economy has resumed in April the talks on the amendment of the oil royalties’ law with the dialogue partners. The tax system should have been changed since December 2014, at the expiry of the deadline set by the Petrom privatisation contract with the Austrian OMV Group. Although almost three years have passed since the deadline, no government has been able to carry out this task until now. by Adrian Stoica 32

re the oil royalties collected by the Romanian state high or too low? Some say they are far too low and justify this by putting forward the royalty system in the Arab countries. Others, not few, claim that the current level of royalties should not be increased and have strong arguments to support this position. In the middle - the Romanian state, which would aim higher revenues from oil royalties, given that an actual tax revolution is being prepared, which would bring along a substantial increase of revenues in the public employees’ field. It remains to be seen what the future law would look like, currently the only certainty is that the royalties related to the offshore oil and gas exploration and production operations will be lower than those charged for onshore operations. MEETINGS WITH THE INDUSTRY

Economy Minister Mihai Tudose has recently asked the oil companies to express their views on the new royalties’ law and has promised to maintain an open dialogue. A first meeting with the representatives of the Romanian Petroleum Exploration and Production Companies Association (ROPEPCA) occurred already in early April, with the delegation headed by Harald Kraft. The main topics discussed were the royalties in the oil field and the ways to approach the new law on royalties. www.petroleumreview.ro

oil & gas

A first meeting between the Ministry of Economy and the representatives of the ROPEPCA occurred already in early April.

The Ministry of Economy reiterated the principle by which the state grants exploration-exploitation rights, given that the level of royalty mirror the correct price for the exploitation of resources and the need to set a stability clause during the period in which it is enforced. On this occasion, the ROPEPCA representatives presented the overview in Romania regarding the royalties’ system, against other European states, as well as a number of issues the oil companies face in conducting their operations. “Given the important contribution of the oil sector to Romania’s economy, Minister Mihai Tudose expressed openness to working with ROPEPCA to find solutions to the issues presented by the delegation. In this context, it was agreed that during the elaboration of the royalties’ law there should be a dialogue within the inter-ministerial group established at the level of the Ministry of Economy, in this sense ROPEPCA being invited to submit its views,” a communiqué issued by the ministry after this meeting reads. Also, Prime Minister Sorin Grindeanu met a delegation of the consortium made up by ExxonMobil, the world’s largest oil company listed on the stock exchange, and OMV Petrom, the largest Romanian oil company.

INCREASING TAXATION LEVEL The oil and gas royalties, ranging from 3.5% to 13% of the output, were set for the period 2004 up until December 2014. Despite the difficult operating conditions, the average effective rate of royalties and similar taxes rose from 15% in 2014 to 15.7% in the first half of 2015 and to 16.9% at the end of 2015, reaching 17.5% in 2016, according to a study conducted by a Deloitte team of experts for ROPEPCA. The actual tax rate was calculated as the average of fees and similar observable taxes paid (oil and gas royalties, additional taxes and tax on special constructions), in relation to the revenues collected by the main players on the Romanian market - SNGN Romgaz SA (22.5% effective tax rate in 2015 and 21.8% in 2016) and OMV Petrom SA (14.7% effective tax rate in 2015 and 15.9% in 2016). “The Deloitte study shows a very worrying fact: the actual taxation regime of the industry has grown in Romania and, along with it, the pressure has also increased on the onshore oil exploration and production companies, hit in any case from unfavourable market conditions. Concomitantly, at European level, most states are trying to stimulate investments and the oil exploration and production. Once again, we draw attention on the

TRANSPORT WITHOUT LIMITS

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

www.lubbers.net ploiesti@lubbers.net

T +40 0244 408 040 33 408 049 F +40 0244

oil & gas

fact that the upstream oil sector has an important contribution to public revenues and the sector’s sustainability depends directly on how the long-term investments are encouraged,” said Mark Wagley, ROPEPCA acting president. ROPEPCA also notes that the Deloitte analysis, based on data from public sources, shows that the average effective rate of royalties and of similar taxes declined in 2015 as compared to 2014 in 10 European countries: the UK, Norway, Denmark, Hungary, Austria, Germany, the Netherlands, Italy, Bulgaria and Albania. Another conclusion of the study is that the actual tax rate for the upstream gas activity in Romania is much higher than the one related to oil exploration and production, the difference resulting mainly from the additional tax on natural gas. Currently, in Romania there are over 400 oil fields and more than 13,000 operational wells. In order to maintain a constant level of oil and gas output, significant and stable investments are needed, and a predictable and friendly fiscal framework, issues many times reported by the large oil and gas industry players on the domestic market. According to ROPEPCA, production is ongoing through a 10% natural decline, whereas the level of depletion of current reserves is 87%, which raises the level of investments needed to EUR 1 billion/year to keep the output at the same level. Without these investments, Romania’s oil production will be depleted in 12 years, and natural gas output in nine years, the association’s representatives warned in September 2016. They also said that in Romania the production cost is quite high, somewhere between USD 16 and USD 18 per barrel for crude oil, so the final price cannot be lower. According to the latest draft bill issued by the Ministry of Finance last year, the current level of royalties is preserved, claiming that the deposits 34

Steady decline in production

Over the past 30 years, the crude oil and natural gas output in Romania has been steadily declining due to the depletion of reserves in the exploited fields, many of them mature, in exploitation for several decades. As compared to the peak of oil exploitation in Romania, throughout 1975-1989, during 2011-2015 the quantities of oil and natural gas extracted dropped significantly, by over 70%, the evolution of crude oil and natural gas output being influenced by the deposits’ degree of maturity. During 2011-2015 the crude oil and condensate production fell by a relatively small share, by 5.4% in 2015 (to 3.86 million tons) against 2011 (4.08 million tons), the largest amount of oil and condensate being extracted by OMV Petrom (99.4%).

are old, depleted. Moreover, they are deep deposits and have high costs of exploitation, whereas the discovery of other deposits requires consistent investments. Instead, the novelties aim, among other things, at introducing tax incentives to companies according to their exploitation methods, in the attempt to increase the deep-sea recovery factor. Another novelty is the introduction of tax incentives for offshore operations, currently not regulated, and a distinction is made between shallow sea water deposits and deep sea deposits, due to the different costs involved. EXPANDING THE APPLICATION OF THE SPECIAL TAX

The government intends to keep the 60% tax on additional revenues from the deregulation of gas prices, although since April 1 the domestic gas price for households has been liberalized, as the calculation formula has excluded the regulated price. However, according to a normative document drawn up by the Ministry of Finance, the executive will modify the calculation formula by replacing the price established by government decision with the new weighted average price on the competitive market or on the centralized gas markets for household gas. Without this amendment, the Finance Ministry representatives say in the statement of reasons, the 60% tax on the additional revenues earned as a result of the deregulation of prices in the natural gas sector could not have been applied, which would have meant that the state revenues would have fallen by about RON 800 million. Thus, the Finance Ministry estimated for last year revenues of RON 872.93 million from the tax on the additional revenues collected by the producers following the price deregulation, slightly lower against 2015 when the estimated revenues amounted to RON 881.04 million. www.petroleumreview.ro

oil & gas

ADVANCED HEAT TRACING ENGINEERING FROM PENTAIR THERMAL MANAGEMENT Most industrial projects are feeling the impact of capital cost overruns, as well as rising energy costs. In terms of capital cost overruns, it is becoming increasingly critical that project teams establish credible and predictable budgets for cost and schedule. This is particularly relevant to engineered systems, where the accuracy of these designs can impact many aspects of a project scope. In the case of Electric Heat Trace (EHT) systems, an early Front End Engineering Design (FEED) that is accurate, relevant and complete can ensure that other aspects of the project - i.e. site-based man-power, associated indirect costs, power distribution, loading or control & monitoring architecture. For the facility owners, to find ways to reduce energy consumption at these facilities is equally important.

HEAT MANAGEMENT SYSTEMS (HMS) Steam and/or electric trace heating has been used in the industry for many decades as a viable solution for freeze protection, process

temperature maintenance and heat-up of specific processes. Use of ‘excess’ process steam for trace heating was widely implemented historically before the emergence of newer electric trace heating solutions which were more easily installed, maintained, monitored and controlled. For freeze protection and process

temperature maintenance, trace heating only needs to be ‘on’ when the pipe fluid temperature falls below its minimum set point. Steam systems usually require manual intervention for turning ‘on’ or ‘off’ and are typically left ‘on’ independent of the fluid set point temperature thus wasting significant energy.

www.petroleumreview.ro

oil & gas

There are, however, applications where steam is the best solution, particularly those requiring very high temperatures or energy demands. For these cases, energy saving opportunities for steam supply and distribution systems include improved insulation, improved steam traps, steam trap monitoring and maintenance, leak repair, flash steam recovery and condensate return. As mentioned above, electric trace heating usage has grown steadily for many reasons, energy savings over steam systems being one of the key benefits. When we discuss electric trace heating, we need to define the entire Heat Management System (HMS). HMS include the electric trace heating products (cable, connection kits and accessories), the secondary power distribution system (power and control wires, conduit and transformers), control & monitoring equipment & software, and thermal insulation. A typical HMS for electric trace heating in an industrial plant can be a complex system influenced and/or specified by a multitude of engineering disciplines including process, mechanical, electrical, instrumentation and piping engineering. In addition, the HMS execution cycle includes various functions such as basic and detailed engineering, procurement and material management,

construction services, start-up and commissioning which may or may not occur as a concerted effort. A recent breakthrough in HMS is PENTAIR THERMAL MANAGEMENT development of the TRACERLYNX software which fully integrates and implements all of the best engineering practices through all these engineering disciplines Below are listed the main advantages of using TRACERLYNX along the entire execution cycle of an HMS for electric trace heating. • TRACERLYNX can be used to complement the reduction in energy usage, as well as a tool for early, predictable Technical/ Cost basis, as a tool for effective Change Management, as a tool for cost-effective design of the Power Distribution architecture or as a tool for construction and downstream project beneficiaries. • TRACERLYNX is compatible with nearly all types of 3D modelling software used in the industry’s leading systems (PDS, PDMS, SmartPlant®, etc.) and is able to receive input design data directly from the project’s plant 3D model without any manipulation with a seamless and time proven process data transfer. • TRACERLYNX operates from a single, central database which

is accessible by multiple users simultaneously, multiple design centers from around the globe including Ploiesti-RO Office, accessing and work-sharing the same project data for 24/7 design capability. Multiple levels of security provide data integrity while built in revision control enables efficient backup and change control with automatic detection of missing or incorrect data, reducing errors and speeding up the design process. • TRACERLYNX automatically identifies and extracts the required data from the Client’s 3D model needed for the HMS design, checks for missing or inconsistent data, highlights changes, additions or deletions from prior data file downloads, and dynamically builds the HMS, including verified design data, energy and power demands, costs and materials with significant schedule impact. It also automatically selects the best match of pipe and equipment heat losses, thermal insulation, heating cables, and control & monitoring equipment. • TRACERLYNX points out opportunities for further energy conservation (if available), flags any discrepancies, offers the best energy saving options for the trace heating design and significant savings in materials, installation and commissioning costs by optimizing the heater power and/ or control panel point locations cable/wiring sizing and routing. More details about TRACERLYNX: valentin.ilie@pentair.com Valentin Ilie, Sales Manager at Pentair Thermal Management Romania, 39A Bvd. Bucuresti, 3rd level, 100520 Ploiesti, ROMANIA

oil & gas

The Journey to the Moftinu Gas Development Project

atural gas was first encountered in the Moftinu area forty-seven years ago when the Moftinu-950 exploration well encountered gas that flowed to surface naturally before the well was abandoned in 1971 â&#x20AC;&#x201C; the gas accumulation was deemed too small to be commercially exploited. Three more exploration wells were drilled in the area over the next sixteen years to discover the presence of a larger gas pool, but none of these wells successfully defined the presence of gas. After these failures, exploration activity ceased. Fast-forward thirty years and Serinus Energy is in the final stages of preparation for construction of their 15 mmcf/d gas processing facility, through which 20 billion cubic feet of gas will flow over the next 15 years. The residents of Moftinu Mare remember the Spring of 2015 when the Moftinu-1001 well was drilled by Serinus Energy. Amongst the longabandoned Moftinu well locations from the 1970s and 1980s, the well flowed gas from three gas reservoirs at 7.4 mmcf/d, producing a warm yellowy-orange flame that symbolized the burgeoning economic potential of hydrocarbon development in the Satu Mare County. The presence of such a large gas accumulation within an area that had seemingly been sporadically explored without much success comes as a welcome event for the region. The project will be the largest single 38

investment in the Satu Mare County in 2017, and will mark the beginning of a new economic industry. While the economic benefits of this new oil and gas activity are apparent, a bigger question for people in the region is: how much additional economic potential lies beneath the rich agricultural lands of Satu Mare? Serinus believes that with the implementation of new oil and gas exploration techniques â&#x20AC;&#x201C; specifically the acquisition of three-dimensional seismic data â&#x20AC;&#x201C; that the Moftinu gas project will be the first of many new commercial discoveries to be made by the company over the next several years. Moftinu: The Role of 3D Seismic in the First Commercial Gas Discovery in Satu Mare After Half a Century of Exploration From the late 1960s to the early 1990s, exploration for oil and gas in the Satu Mare county was driven by the acquisition and interpretation of two-dimensional seismic data. These seismic data loosely blanketed the region in a patchwork of seismic lines

that were typically spaced several hundred metres to a few kilometres apart. Despite using this data to guide the drilling of nearly 180 exploration wells over an area of nearly 3,000 km2, the early exploration efforts yielded numerous oil and gas shows, but failed to define a commercial hydrocarbon discovery. Even at Moftinu, 2D seismic indicated the potential presence of a large hydrocarbon trap, but failed to correctly identify the precise configuration of the structure, resulting in four failed exploration wells. Although the earlier exploration wells in the Moftinu area may not have yielded commercial gas discoveries, the information of well results gave strong geological impetus for shooting an eighty squarekilometre 3D survey in 2012. This 3D seismic data provided a complete image of the subsurface features in the Moftinu area and showed that highest point in the Moftinu structure lay several hundred metres from any of the previously drilled wells, opening the possibility of sizeable closure that had not yet been tested www.petroleumreview.ro

oil & gas

by the drill bit. The 3D seismic survey allowed not only for the â&#x20AC;&#x2DC;trueâ&#x20AC;&#x2122; shape of the Moftinu structure to be accurately defined, but it also helped confirm the presence of gas using seismic amplitude modelling, which predicts the expected seismic response for a gas-filled (as opposed to wet) reservoir. These features are clearly present in the Moftinu seismic and strongly suggested that gas was present in the structure, even before drilling had commenced. Although seismic amplitude modelling using 2D data can provide some indications of gas, confidence in amplitude response remains very low in comparison with 3D data, which allows for robust seismic models and for bright amplitudes to be mapped in configurations that are consistent with uniform (in terms of elevation) gas-water contacts across a particular structure. The high-confidence mapping of the Moftinu structure and positive indications of gas-filled sandstone ultimately gave the confidence to drill the Moftinu-1001 well (2014) amongst the decades-old failed Moftinu wells. The well encountered not only one, but at least three gasbearing sands stacked on top of another. Despite covering an area of only a few square kilometres, the stacked nature of the reservoirs results in approximately 20 billion cubic feet of recoverable gas1. At least 1 RPS Report â&#x20AC;&#x201C; 2016 Year End Satu Mare Resource Evaluation

two additional wells will be required at Moftinu to fully develop the gas resources in the structure. Seismic Acquisition in Satu Mare: A Positive Experience for Serinus and the Communities of Satu Mare During the most recent 3D seismic survey conducted by Serinus Energy (in 2014) one-hundred and eighty square kilometres of 3D data were acquired in the area north of Tasnad. The endeavour demonstrated a compatibility between the intense agricultural activity and hydrocarbon exploration activity in the area by minimizing interference with scheduled cultivation activities and by leaving no lasting impacts on the land. Two months of seismic-acquisition operations were conducted during the fall months when the fields had mostly been cleared of crops. These two months of activity were preceded by several months of careful land negotiations with near 2,000 landtitle holders, along with several public information sessions and community consultation events. During these information sessions, stakeholders in the community were introduced to the technology used to generate and record seismic energy (i.e., vibroseis trucks and geophones, respectively), the methods used to deploy this technology in the field (i.e., laying out geophone cables and moving trains of vibroseis trucks through the acquisition area), and the minimal impact of the entire process on the landscape.

To date, Serinus Energy has acquired two 3D seismic data sets in Satu Mare county (Moftinu 3D, 2012; Santau 3D, 2014), covering a total of 260 km2 out of the nearly 3,000 km2 covered by the concession. These two seismic surveys were the first 3Ds to be shot in the Romanian Pannonian basin and other operators are now following suit. Serinus expects to shoot additional 3D data to the east and north of Moftinu in the coming years. As with two previous seismic acquisition campaigns, frequent and open stakeholder engagement will ensure similarly successful seismic campaigns for both Serinus and for the involved communities.

Duncan Mackay, Senior Geoscientist Alexandra Damascan, Country Manager (Winstar is a wholly owned subsidiary of Serinus Energy Inc) 15-17 Navodari Street Ground Floor, Ap.01 14107, 01st District Bucharest Romania T: +40371071037 F: +40372899350 M: +40722647572 E: ADamascan@serinusenergy.com http://www.serinusenergy.com 39

petrol și gaze

he BRUA gas pipeline will connect Bulgaria, Romania, Hungary and Austria and is part of the European Union strategy to ensure energy independence. Last year, the European Commission approved for Transgaz a grant of about EUR 180 million to build the BRUA section that crosses Romania from Giurgiu to Nădlac, and in September 2016 the Parliament adopted the bill that would allow the construction of natural gas pipelines in the Black Sea coastal zone. The Tuzla-Podişor pipeline will

have a length of 308 kilometres and should become operational in 2020. It will cross the counties of Constanţa, Giurgiu and Călăraşi. The BRUA project involves the construction of a new natural gas pipeline in Romania, which will make the connection between Podişor Technological Node and the Horia Gas Metering Station (SMG), in the direction PodişorCorbu-Hurezani-Haţeg-Recaş-Horia, and of three compression stations. The pipeline, with a total length of about 528 km, is designed to carry natural gas at a pressure of up to 63 bars, according to the Transgaz representatives.

ON THE MAP OF EUROPEAN GAS MARKET The Tuzla-Podişor pipeline will place Romania on the map of European gas market through the BRUA gas pipeline, which will facilitate the access to the gas coming from the Caspian region through the Trans-Adriatic Pipeline (TAP) and the Trans-Anatolian Pipeline (TANAP). The estimated value of the BRUA project amounts to EUR 560 million, to which it is to be added the investment for the connection between the technology nodes Tuzla and Podişor worth EUR 278 million. BRUA will ensure a maximum natural

BRUA TO FORGE AHEAD

Transgaz getting ready to take over the Black Sea gas by Adrian Stoica The technical operator of the National Gas Transmission System Transgaz Mediaş has requested the National Environment Protection Agency (ANPM) the environmental agreement for the construction of the Tuzla-Podişor natural gas pipeline, which will ensure the connection between the Black Sea shore and the BRUA gas pipeline. Once achieved, the transport of the Black Sea offshore production by the Transgaz transmission system will become possible. 40

www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

gas transmission capacity of 1.5 billion cubic meters per year to Bulgaria and 4.4 billion cubic meters per year to Hungary. According to estimates, Romania’s gas output will be relatively constant until 2019, of about 10 billion cubic meters per year, after which Romania will become a net exporter of gas, in only four years the production will double to 19 billion cubic meters annually. However, the gas consumption will remain constant at 12-13 billion cubic meters per year. RECOVERING THE INVESTMENT WITHOUT INCREASING THE TARIFFS The European Commission adopted in March a Regulation according to which potential gas producers and suppliers of mainstream pipeline projects must guarantee the transport operators that they will recover their investments from the increase in quantities of transported gas and that they will not be obliged to increase the transmission fees as a result of insufficient demand. According to the national legislation in force, any investment by the operator of the national gas transmission system - Transgaz - to extend the national gas pipeline system must be recovered from the receipts. Given that the volumes of the transported gas are growing, the amortisation of the investments can be done without increasing the regulated tariffs approved by the National Regulatory Authority for Energy (ANRE), but only from the additional amounts resulting from the application of the same tariffs to larger quantities. Otherwise, the tariffs need to be increased. The transport fees are found in the final price of gas paid by the consumers. Last year they had a share of about 17-18% in the total cost of purchasing natural gas for household customers and for heat producers for the population.

The share in the final price paid by consumers is lower, as it includes the margin for suppliers, plus the VAT and the excise duty. ANRE DRAFT FOR TRANSPOSING THE LEGISLATION

Recently, ANRE has completed a draft order to transpose the new European Regulation into the Romanian legislation. The draft also includes a framework contract model to be concluded by Transgaz and the network users which request additional transmission capacity. The draft law introduces the notion of ‘incremental capacity’ of natural gas transport, defined as “a possible future growth through market-based procedures, through the existing technical capacity or through a potential new capacity created where currently there is none, that can be offered on the basis of investments in the physical transport network and which can then be subsequently allocated, subject to positive economic test results, to the existing entry/exit points to and from the national transmission system or by setting up new entry/exit points to and from the national transmission system.” According to the draft order, a certain minimum threshold will be calculated and set out for the total binding commitments on the additional transport capacity contracted by applicants, up from which the development of a gas transmission infrastructure project is considered to be viable from the economic point of view. “The obligation of the TSO (the Transmission and System Operator - Transgaz) to make the reserved transport capacity available and to provide the transport service is conditional on meeting the minimum capacity threshold,” the project reads. Transgaz will also be able to request a certain minimum capacity allocation over several years and/or a final investment decision for projects that have led to additional transport capacity requests.

FINANCIAL GUARANTEES AND PENALTIES The natural gas producers and suppliers will be required to provide a financial guarantee to Transgaz in case they decide to unilaterally terminate the incremental capacity contract with the carrier, before confirming the additional transport capacity that would justify the investment in expanding the pipelines network. The guarantee is in the form of a letter of guarantee, collateral deposit or escrow account. The exact amount of the guarantee will be determined on case-by-case basis, through the documentation for each incremental capacity allocation. “The financial guarantee for payment (...) may be executed by the TSO up to the amount determined in accordance with the provisions of the specific procedure for carrying out the incremental capacity process. The non-executed part of the guarantee will be refunded by the TSO within 15 calendar days from the confirmation date,” the ANRE draft order reads. Accordingly, Transgaz will also be bound over to pay a late payment penalty to the network users if it fails to meet the agreed deadlines for completion and commissioning of the transport capacity enhancement projects it is committed to. “This penalty shall be equal to the capacity booking fee for long-term firm transport services applicable in that month, multiplied by the booked transport capacity per day and the number of days in that month in which the reserved transport capacity was not ensured,” the document reads. Transgaz intends to borrow EUR 150 million from the international capital markets to finance the works on the Romanian section of the BRUA international pipeline, after the state has imposed on the companies where it is majority shareholder to give dividends to the shareholders in a share of 90% of the profit in 2016. 41

oil & gas

Hägglunds hydraulic drive solutions keep WARRIOR TOP DRIVES ON THE FRONT LINE Warrior Manufacturing Services Ltd. is a Canadian producer of drilling equipment based in Calgary, Alberta. Since its start, the company has seen and undergone significant changes. But one thing that remains is Warrior’s trust in Hägglunds direct drives from Bosch Rexroth. 42

EVOLVING WITH HÄGGLUNDS When Warrior started out, it was as a producer of portable drilling rigs, focused on shallow gas and coal bed methane. At the time, the company used Hägglunds hydraulic direct drives to power its drawworks and mud pumps. Today Warrior does business in Alberta and beyond, but as a different type of manufacturer. “We’re serving customers on the oil and gas exploration side of things,” says McGrath of today’s Warrior. “We’ve switched focus from doing complete rigs to specific components for drilling , like pipe-handling equipment and top drives.” Though drawworks are still part of the offering, hydraulic top drives are where Hägglunds solutions are vital today. “Compact torque is essential,” Jeff Blacklock, Warrior’s Vice President of Engineering & Technical Services relates, that while there is still CBM work in Alberta, the push in recent years has been toward large horizontal wells and well stimulation. “With that, the torque requirements of the top drives are only increasing , and there we see a real advantage with Hägglunds,” he says. “The Hägglunds CA motor has definitely helped us to compete.” The reason, he says, is the ability to pack a lot of horsepower into a very small footprint. At a supply pressure of 5000 psi, Warrior can get well over 30,000 ft-lbs of torque to the quill. This would require a larger installation with an AC drive, and the difference can be of critical importance. “When retrofitting older rigs, a lot of times the masts simply aren’t designed for top drives,” he says. “They can be very skinny at the top, which can make a top drive difficult to install. A small drive footprint can actually make the difference between a top drive working or not working.” STRAIGHT FROM MOTOR TO QUILL

Contributing to the small footprint of the Hägglunds concept is the direct www.petroleumreview.ro

oil & gas

drive concept, which has yet another advantage for Warrior’s hydraulic top drives. When the torque is transferred directly to the drill string, a vulnerability is removed. “The Hägglunds design is coupled directly to the quill via the splines inside the motor,” Blacklock explains. This creates a very high level of reliability and maximizes uptime and minimizes the risk of costly failures. FLEXIBILITY AND THE FUTURE

For customers, the power and security of Warrior’s hydraulic top drives is complemented by their fully variable speed, and by the two-speed shifting enabled by a Hägglunds motor with a two-speed manifold. The latter, says Blacklock, “gives you options without getting into the plumbing and working with multiple motors – it’s simply integrated into the product.” In the field, that product can now be found in roughly 120 hydraulic top drives from Warrior. Blacklock and McGrath agree that there is a real difference in the Hägglunds capabilities, and that customers are pleased with the torque and power characteristics. For Warrior, there is thus little question that Bosch Rexroth and Hägglunds direct drives will remain a part of the future.

Bosch Rexroth România 2 Aurel Vlaicu st. 515400 Blaj Romania Tel. 004 0258 807 872 www.boschrexroth.ro 43

oil & gas

LUKOIL Lubricants East Europe 10th anniversary 27,000 tons

total sales volume of LUKOIL Lubricants East Europe in 2016

15% market share in Romania

40,000 tons/year, the Ploiesti lube plant production capacity

EUR 1 million, investments in 2017

9 own plants and

24 contracted production sites worldwide 44

n 2017, LUKOIL Lubricants East Europe, a subsidiary of LUKOIL Lubricants Company, celebrates 10 years anniversary. On this occasion, Maxim Donde, General Director of LUKOIL Lubricants Company, and Felician Dragu, General Director of LUKOIL Lubricants East Europe, have marked the key moments in the company’s evolution as well as the directions for development in the coming period. In Russia, you are the largest producer of motor oils, 45% to the national production. What is the current situation in Romania? Recently, LUKOIL Lubricants Company has been named the ‘Best Supplier 2016’ for its outstanding contribution to the development of the automotive lubricant industry in Russia. What is your position in the top of manufacturers? Maxim Donde: LUKOIL Lubricants’ total production volume is of over one million tons of lubricants per year. In Romania, we estimate our market share at around 15%. We have nine own plants and 24 contracted production sites worldwide. The production capacities in Romania (the Ploiesti plant) ensure a production of about 40,000 tons per year. In Europe, we have production plants in Austria, Finland and Romania, which allow us to fully cover the European market.

For automotive manufacturers, it is important that our production facilities are very close to their car plants. The synergy between our units allows us to have identical production on all production sites at the same quality level. LUKOIL Lubricants Company has been operating on the international lubricant market over the past 12 years, while many global market players have been represented on this market for decades. The company is one of the youngest players in the European lubricants sector. Nevertheless, we are quite ambitious. Our closest objective is to increase the sales of premium products, first of all of the GENESIS motor oils. LUKOIL Lubricants East Europe distributes its products to South Eastern Europe and to the Balkan countries without focusing solely on the Romanian market, so the Ploiesti plant plays a key global role in supplying products to our customers. Worldwide, LUKOIL Lubricants is one of the top ten lubricant manufacturers. The subsidiary in Romania operates as a regional hub for the distribution of automotive lubricants to the states in the region. What are the future plans for expanding the product portfolio, customers, partners (global projects)? www.petroleumreview.ro

oil & gas

Maxim Donde and Felician Dragu gave comments on the key moments in the company’s evolution and directions for development in the coming period.

Felician Dragu: Business with lubricants in the group of countries that are part of the company’s regional presence is a great challenge; there is a fierce competition coming from well-known European brands of oils. LUKOIL Lubricants East Europe’s competitive advantage is a rich product portfolio, repeatedly updated and improved thanks to the efforts of our lab specialists. Another key advantage is the perfect geographic position in the heart of Eastern Europe. This provides us access to the most remote markets in the south and west. Currently, the plant in Ploiesti produces over 300 types of oils, whereas the entire range of LUKOIL Lubricants products includes 2,500 SKU. Our modern laboratory, the blending plant at European level,

the best industry experts allow us to produce any kind of lubricants to meet the requirements of the most demanding customers. LUKOIL actively develops new products. Thus, in 2016, the company has developed about 50 new lubricants. The extension of our range of local products depends on the local market’s demand for specific products. We will continue to focus on high-margin products and on long-term cooperation with our trusted customers. The company will strengthen its partnership relations with customers such as CFR (Romanian Railways), ROMGAZ, European water operator VEOLIA, with local transport companies and the European public transport companies.

We see growing potential in sales of industrial oils for mining, construction and agricultural sectors in the region, including in Romania. LUKOIL has a range of products widely used in these sectors. In Romania, we produced for the first time two such premium ranges, which have become key products such as LUKOIL GENESIS and AVANTGARDE PROFESSIONAL. Most of our investments in the development of production equipment for the next few years have already been achieved. Currently, our plant in Romania is one of the most modern lubricants plant in Central Europe. In 2017, major investments will be aimed at increasing the brand awareness in the region and the marketing activities to promote oils. 45

oil & gas

6th Annual Conference

Romanian ENERGY DAY 2017 Regional cooperation, a key driver for the Energy Union: Mechanisms and initiatives for the energy industry and policymakers organised by the Romanian Energy Center (CRE) 30-31st of May 2017, Brussels Organized in cooperation with the Permanent Representation of Romania to the European Union and MEP Victor Negrescu, the 2017 edition enjoys the participation of Maroš Šefčovič, European Commission’s Vice-President in charge of a Resilient Energy Union with a Forward-Looking Climate Change Policy. Until recently, Central and SouthEast Europe has not been involved in the European policy-making process. Its geopolitical vulnerabilities and the persuasive bottlenecks in the energy market have made a case for boosting regional cooperation. New mechanisms and initiatives for cooperation have empowered the Member States to work towards fulfilling their energy and climate commitments and make the Energy 46

Union work to their benefit. On the 30th of May in the exquisite premises of the Cercle de Lorraine in Brussels, energy industry representatives will have the chance to debate: CESEC 2.0 or how to maximize RES integration through infrastructure; Mitigating energy poverty through energy efficiency in Central and South-East Europe Diversifying supplies and routes for an improved energy security in the Central and South-Eastern European region; Energy services companies’ digital path to energy transition. Following a full day of industry discussions regarding Mechanisms and initiatives for regional cooperation, the policy module

foreseen for the 31st of May in the European Parliament aims at showcasing the policymakers’ efforts to address the challenges in creating an integrated and fully functioning energy market in the form of the newest initiative dedicated to all Europeans: The Clean Energy Package. The Romanian Energy Day 2017 will bring together key representatives energy policy makers at national and EU level, representatives of the European Commission, Members of the European Parliament, representatives of professional associations and energy companies active in Brussels and all those interested in understanding the Central-Eastern European energy market. www.petroleumreview.ro

FOCUS A TRILLION-DOLLAR QUESTION

Saudi Aramco listing: Miracle or mirage?

www.petroleumreview.ro

FOCUS In early April 2017, the whole Europe was steaming on Brexit’s official start. Right at this time British Prime Minister Theresa May was taking time to visit Saudi Arabia. She was accompanied by a group of businessmen which included, not at all incidentally, Xavier Rolet, one of the London Stock Exchange (LSE) directors. The media reported in particular the fact that Premier May did not wear a headdress during the meeting with Prince Muhammad bin Nayef, but the visit had as general objective the strengthening of the economic ties between the UK and the Saudi Kingdom. As a specific objective, however, the listing of Saudi Aramco on the London stock exchange was by far the most important topic on the agenda. At least this is the headline of a series of specialized publications that highlighted the intense activity of the LSE representative in relation to Saudi officials. He had repetitive meetings with the Saudi Kingdom representatives, holding extended talks at the airport, long after Prime Minister Theresa May was already boarded for take-off.

Officially launched at the end of 2016 and having as deadline 2018, the listing of Saudi Aramco oil giant is quiet but firm. At least this can be understood from the series of events that have taken place since late March 2017. The market value is estimated by Saudi Arabia officials at about USD 2,000 billion, however several independent assessments place the company’s capitalization at USD 400 billion. Existing data so far make the Initial Public Offering (IPO) for Saudi Aramco to look like a miracle. Their interpretations may turn it into a mirage. by Laurențiu Roșoiu

COURTED BY SEVERAL STOCK EXCHANGE MARKETS

The prospect claiming that the main objective of the British Prime Minister’s visit to Saudi Arabia was to attract Saudi Aramco to LSE is also validated by the fact that, concomitantly with the visit, several officials from other countries and other stock markets, who want to host the Aramco listing, made statements; the New York Stock Exchange, the Tokyo Stock Exchange or the Hong Kong Stock Exchange were among those who had public appearances on the issue. On March 13, 2017, for example, the Japanese Prime Minister publicly requested the Saudi king to back Saudi Aramco’s listing on the Tokyo Stock Exchange; at the end 49

FOCUS of the same month, a Saudi official confirmed the serious talks on Saudi Aramco’s listing on the New York Stock Exchange, while the Hong Kong Stock Exchange also expressed interest in hosting the listing. This is the sequence of public events that reveals the fierce battle in the undergrounds of the international political-economic mechanism to bring the Saudi giant’s shares on one stock market or another. And this is happening in a context that the Saudi government has cut the taxation level of petroleum companies from 85% to 50% of profit at the end of March - a move intended to increase the attractiveness of the company in view of the IPO under discussion. In the same direction was the completing of the first audit on oil reserves in the Saudi Aramco operation at the end of January 2017, a transparency exercise that confirms the Saudi government’s intention to open the company to the public. The intention of Saudi officials to open the company by listing on a stock exchange is therefore more topical than ever before; this makes the initially announced deadline (2018) seem feasible. HOW MUCH IS THE PETROLEUM GIANT WORTH

As Saudi Aramco’s listing is getting closer, the more important is to assess its market value. The first starting point in the evaluation process, setting the company’s value at about USD 2,500 billion, is the audit conducted in early 2017, which confirmed reserves of about 260 billion barrels of oil the company mentioned in all public reports. Starting from this figure, in a very conservative assessment - considering a price of only USD 10 per barrel - the company could well exceed USD 2,500 billion. However, such an assessment has a high degree of irrelevance because, as Saudi officials 50

TOP 20 COMPANIES BY DAILY HYDROCARBON OUTPUT Saudi Aramco is the world’s largest producer of hydrocarbons. Output (million barrels oil equivalent/day) (average rate in 2014)

Country

Company name

Saudi Arabia

Saudi Aramco

Russia

Gazprom

9.7

Iran

National Iranian Oil Company

6.4

United States of America

ExxonMobil

5.3

China

PetroChina

4.4

4.1

Netherlands and UK

Royal Dutch Shell

3.9

Mexico

Pemex

3.6

United States of America

Chevron Corporation

3.5

Kuwait

Kuwait Petroleum Corporation

3.2

UAE

Abu Dhabi National Oil Co

2.9

France

Total SA

2.7

Algeria

Sonatrach

2.7

Brazil

Petrobras

2.6

Russia

Rosneft

2.6

Russia

LukOil

2.2

Italy

Eni

2.2

Norway

Statoil

2.1

United States of America

ConocoPhillips

2.0

China

Sinopec

1.6

12.5

The table includes the levels of hydrocarbon output (crude oil, natural gas, etc.) registered by the companies in 2014. Note 1: Discrepancies may be recorded due to the source, depending on the type of hydrocarbon used for comparison. Note 2: Data for 2014 were used for better comparability, given that the state-owned companies do not report such figures. SOURCE: PUBLIC SOURCES, PRESS, COMPANIES REPORTS, AUTHOR' CALCULATION ETC. www.petroleumreview.ro

FOCUS WORLD’S TOP 10 COMPANIES BY REVENUES Saudi Aramco is the world’s largest company by revenues. 2015 Revenues (USD billion)

Country

Company name

Saudi Arabia

Saudi Aramco

478

China

Sinopec

455

China

China National Petroleum Corporation

428

China

PetroChina

368

United States of America

ExxonMobil

269

Netherlands and UK

Royal Dutch Shell

265

Kuwait

Kuwait Petroleum Corporation

252

223

France

Total SA

212

Russia

LukOil

144

The table includes revenues reported by the companies in 2015. Note 1: Discrepancies may be recorded depending on the source of information and on the exchange rates used. Note 2: Data for 2015 were used for better comparability, given that the state-owned companies do not report relevant figures in due time. SOURCE: PUBLIC SOURCES, PRESS, COMPANIES REPORTS, AUTHORS' CALCULATION ETC.

Saudi Aramco History 1933

Oil concession agreement signed

On May 29, an oil concession agreement is signed between Saudi Arabia and Standard Oil Company of California (Socal). On November 8, a subsidiary company, California Arabian Standard Oil Company (Casoc) is created to manage the concession.

1934

First geological survey of Dammam Dome completed

Schuyler B. “Krug” Henry and J.W. “Soak” Hoover complete their survey and structural contour map of the Dammam Dome, the location of the first oil field discovery in Saudi Arabia.

First plane is used for aerial surveys.

A Fairchild 71, specially modified for long-distance flying and aerial photography, arrives in Jubail in 1934. The plane drastically reduces the time it takes to map the concession area which is the size of Louisiana and Texas combined. Dick Kerr, the plane’s pilot as well as a geologist, helps map the bulk of the concession in 1934 and 1935.

have clearly highlighted on several occasions, the deposits are stateowned and not owned by the Saudi company. In addition, in daily practice, investors evaluate a company in particular according to its ability to produce cash in the future. In the light of such an approach, an assessment by the consultancy house Wood Mackenzie through the ‘Discounted Cash Flow’ method (DCF - a method based on an output estimate, barrel price and extraction, transport and sales costs, applying a discount rate of 10% to the cash amount) leads the company’s potential market value to only USD 400 billion; nevertheless, very high, but significantly less than the estimates (or expectations!) of the Saudi officials. It is true, however, that the Wood Mackenzie assessment focuses on the company’s ability to produce cash over short term only (i.e. only for the next few years) and not for the entire lifetime (and extraction!) which may last up to 70 years at the current rate of using the deposits. Such a shorter-term approach, to the detriment of the oil deposits market value, is also required by the fact that over the longer term the degree of unpredictability in terms of taxes and royalties is significantly higher, or even the output level (which may be restricted by OPEC agreements or for other reasons by the government). The risks are not to be neglected, even though Saudi Aramco would benefit - as it is likely to happen - of a concession, production and sale agreement for the deposits in question. Drawing the line, the higher the risk, the higher the discount rate and the figure resulting from the evaluation will decrease. A more appropriate approach could be to evaluate the financial results and some fundamental indicators, by which it can be compared to similar entities; by its size and complexity, ExxonMobil could play such the 51

FOCUS 1935

First well drilled

The first test well is drilled at Dhahran into the Dammam Dome.

1936

Texas Co. acquires 50% of the concession.

Texas Co. (now Chevron Corporation) acquires a 50% interest in Socal’s concession.

1938

Commercial quantities of oil discovered at Dammam Well No. 7.

The success of the Saudi Arabian oil enterprise rests on Well No. 7. After five years of fruitless drilling, Well No.7 seems like a dead end. Socal department heads seek advice from renowned geologist Max Steineke. Drawing on years of fieldwork in the Saudi desert and his own encyclopaedic knowledge, Steineke tells them to keep drilling. Finally, on March 4, 1938, Dammam No. 7 starts producing 1,585 bpd at a depth of nearly 1½ kilometres.

1939

First tanker load of petroleum exported

In May, King ‘Abd al-’Aziz travels to Ras Tanura for a ceremony to mark the first export of crude oil from Saudi Arabia, loaded onto the D. G. Scofield. The ship, named after a co-founder of Socal, holds just under 1/20th the load of a modern supertanker.

1940

Abqaiq field discovered

While drilling continues on the Dammam Dome, chief geologist Max Steineke leads teams to study an apparent uplift in the Abqaiq area. Steineke, J. W. “Soak” Hoover and Jerry Harriss use this camp as their base of operations in 1936. Abqaiq Well No. 1 hits oil in early 1941, with flow rates indicating a major new oil field.

1944

Casoc becomes the Arabian American Oil Company.

On January 31, to more accurately reflect the Kingdom’s newfound prominence among oil-producing nations, our name is changed to the Arabian American Oil Company, which becomes better known by its acronym, Aramco.

1948

Aramco acquires additional owners.

Standard Oil of New Jersey and Socony-Vacuum (both now ExxonMobil) join Socal and Texaco (now Chevron Corporation) as owners of Aramco.

1949

Oil production hits 500,000 bpd.

Crude oil production of 500,000 bpd is achieved early in the year.

1950

Tapline

The 1,212 kilometre Trans-Arabian Pipeline (Tapline), is completed, making it the longest in the world. Tapline links eastern Saudi Arabia to the Mediterranean Sea, sharply cutting the time and cost of exporting oil to Europe. Tapline remains in operation until 1983.

1951

Safaniya offshore oil field discovered

The field proves to be the world’s largest offshore oil field. 52

‘benchmark’ role. The US company reported revenues of USD 226 billion last year and a net profit of less than USD 8 billion. The company’s report reads it gained almost nothing in the Upstream segment (where it produces about 4 million barrels of oil equivalent per day - against about 10 million barrels of oil equivalent per day produced by Saudi Aramco), with profits coming mainly from refining and petrochemistry. Considering these results, with a price of USD 84 per share, ExxonMobil has a market value of about USD 350 billion. In this context, the question is: is Saudi Aramco worth six times more than ExxonMobil? The answer is not hard to give... in circumstances where it is hard to believe that Saudi Aramco would have the same capability as ExxonMobil to manage its assets and produce cash. Moreover, in daily practice, the investors assess the state oil companies by applying a number of other discounts, depending on the specifics. If we relate to companies such as Rosneft or Petrobras, it is likely that Saudi Aramco could have the actual value closer to, or even below, the level of USD 100 billion. Rosneft, for example - the largest Russian oil producer and, obviously, one of the largest in the world - pumps about 5 million barrels of oil per day (almost half of the Saudi Aramco’s output); the company market value is only about USD 35 billion. Based strictly on this indicator - the output level, Saudi Aramco would therefore be worth only about USD 70 billion. Another example could be Petroleo Brasileiro SA, its market price being assessed at only USD 23 billion, although this company controls almost everything that means oil industry in Brazil. By comparison, ExxonMobil or Chevron - with similar or even lower production levels, have a market value of about USD 350 billion and USD 160 billion respectively. www.petroleumreview.ro

FOCUS 1952

Aramco headquarters moves from New York to Dhahran.

Aramco management makes the decision to move the company’s headquarters from New York to Dhahran, reflecting Saudi Arabia’s central role in the company’s future.

1954

Oil production hits 1 million bpd.

In May 1954, oil production exceeds 1 million bpd for the first time.

1957

True size of Ghawar revealed

After ascertaining its full size, the Ghawar field enters the record books by becoming the world’s largest known oil field, with reserves estimated at the time of 80 billion barrels.

1958

Oil production exceeds 1 million bpd annually.

Over the course of 1958, the company averages more than 1 million barrels of oil per day for the first time.

1960

OPEC formed

Officials from Iran, Iraq, Kuwait, Saudi Arabia, and Venezuela form the Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC).

1961

Exporting of liquefied petroleum gas (LPG) begins.

The first shipment of liquefied petroleum gas (LPG) is loaded onto a tanker at Ras Tanura.

1962

Crude oil production hits 5 billion barrels.

Cumulative crude oil production reaches 5 billion barrels.

1973

Saudi government buys 25% interest in Aramco.

The Saudi government buys a 25% participation interest in Aramco, increasing it to 60% the following year.

1974

Saudi government increases interest to 60%.

The Saudi government increases its participation interest in Aramco to 60%.

1976

Aramco becomes the only company to produce more than 3 billion barrels of oil in a year.

Saudi Aramco becomes the only company to produce more than 3 billion barrels of oil in a year.

1980

Saudi government concludes purchase of Aramco.

The government increases its participation interest in Aramco’s crude oil concession rights, production and facilities to 100%, with retroactive financial effect to 1976.

A first possible explanation for this underassessment of state-owned companies is the existence of a risk, whether real or only hypothetical, of arbitrary state intervention. Another explanation is given by the very low degree of transparency that stateowned companies usually have and, last but not least, by the high degree of corruption. As far as Saudi Aramco is concerned, the assessment is infinitely more complicated given its structure. This is because, in addition to the industry’s specific operations (exploration, processing and sales of oil and gas), the company financially supports a multitude of projects conducted by the Saudi Kingdom in areas such as health, research, education or even green projects and alternative energy; this means a consistent financial effort which, on the one hand, is difficult to separate from the company’s balance sheet and, on the other hand, it is very unlikely that it can be taken out overnight - given the social function of such projects. CHINA INTERESTED IN THE LISTING

According to the international press, among the banks selected to assist the stock listing are JPMorgan Chase & Co and Morgan Stanley. A bank with access to foreign investors could also be invited. The transaction has attracted China’s attention, which considers the process to be of strategic interest to the government, while participation in the listing is also a political decision. In the top of banks that could offer a credit line for Chinese investors are HSBC Holdings, alongside the International Industrial and Commercial Bank of China, a subsidiary of China’s Industrial and Commercial Bank, as well as International Capital China Corp. 53

FOCUS 1982

East-West Pipelines completed

Two pipelines are completed, linking oil production facilities in the Eastern Province with Yanbu’ on the west coast. One line transports natural gas liquids (NGL) from Shedgum and the other delivers crude oil from Abqaiq. The two pipelines are the most advanced computermonitored hydrocarbons pipelines ever built. Company halts production at Well No. 7. The discovery well, Dammam No. 7, is shut in after producing almost 32.5 million barrels of oil over 45 years.

1988

Saudi Arabian Oil Company (Saudi Aramco) is established.

On November 8, 1988, the Council of Ministers approves a charter for a new national oil enterprise — the Saudi Arabian Oil Company. A Royal Decree issued by King Fahd ratifies that decision, establishing a new company to take over all the responsibilities of Aramco.

1989

First oil discovery in central Saudi Arabia

The first oil discoveries in central Saudi Arabia — at Hawtah and Dilam, south of Riyadh — are announced.

1996

First European joint venture

Saudi Aramco announces its first joint venture in Europe — the purchase of a 50% stake in privately held Greek refiner Motor Oil (Hellas) Corinth Refineries S.A., and its marketing affiliate, Avinoil Industrial Commercial and Maritime Oil Company.

2007

Equity ventures in China

Company subsidiary Saudi Aramco Sino Co. Ltd. (SASC) signs agreements with ExxonMobil, Sinopec Corp and the Fujian Provincial Government of China to form two joint ventures: Fujian Refining and Petrochemical Co. Ltd. (FRPC), a refining and petrochemicals venture, and Sinopec SenMei (Fujian) Petroleum Co. Ltd. (SSPC), a marketing venture.

2013

Five new oil and gas fields were discovered.

The company added three new oil and two gas discoveries to its portfolio, this included AlHaryd oilfields in the Red Sea, in addition to the previous gas find at Shaur, and in the core operational areas, they found oil in Duhul and Salsa, and discovered new conventional gas fields at Turayga, in the Rub’ Al-Khali and at Mihwaz in Central Saudi Arabia.

2014

Eight new oil and gas fields discovered

The exploration program discovered eight new fields, Abu ali, Faras, Amjad, Badi, and Faris, two oil fields, Sadawi and Naga, and one oil and gas field, Qadqad. This brings the total number of discovered fields to 129.

2015

Five new oil and gas fields

The company discovered three oil fields in Faskar, offshore in the Arabian Gulf, and Janab, and Maqam, in the Rub’ al-Khali. It also discovered two non-associated gas fields: Edmee, and Murooj in the Rub’ al-Khali.

The HSBC Group, headquartered in London, is one of the world’s leading financial and banking services providers, having a network currently covering 70 countries and territories across Europe, Asia, the Middle East and Africa, North America and Latin America. HSBC was set up in 1865 to finance the growing trade between Europe, India and China. POSITIVE PROSPECTS

Beyond the many questions that may arise in the context of the (difficult!) assessment process, the IPO for Saudi Aramco remains very attractive to investors. After all, we are talking about the largest oil company in the world in terms of reserves, revenues and output. The 261 billion barrels of oil estimated to be in the company’s petroleum blocks under exploitation represent more than 10 times the volume of reserves reported by the largest listed company, ExxonMobil (which in 2016 reported reserves of about 20 billion oil barrels) and as many times as Rosneft’s reserves - the largest Russian producer (which in 2015 reported oil reserves of 34.5 billion tonnes oil equivalent). The Saudi company is by far the largest oil producer in the world! Approximately one out of every 8 barrels of oil extracted worldwide comes from the Saudi Aramco production. The Saudi company had an output of about 12 million barrels a day at the end of 2014; at about the same level as ExxonMobil, Royal Dutch and BP produced altogether. At the same time, the company’s revenues amounted to USD 478 billion at the end of 2015 - twice as much as ExxonMobil, the largest listed company. Figures show, therefore, that this listing could be the largest IPO in history. Their interpretation and integration into the context of other realities and information can transform this miracle into a mirage. 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

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 56

www.petroleumreview.ro

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

EDITORIAL

Răspunsul Comisiei Europene

România și acordul UE cu Gazprom

e fondul îngrijorărilor cu privire la faptul că Gazprom a abuzat de poziția sa dominantă, enclavizând piețele de gaze din Europa Centrală și de Est, Uniunea Europeană (UE) și Gazprom au ajuns la un acord cu privire la renegocierea prețurilor la gazele naturale pentru statele din Europa Centrală și de Est, acord în care România nu este luată în calcul. Potrivit înțelegerii, prețurile pentru gazele naturale livrate de Gazprom nu vor mai fi legate de prețurile internaționale ale petrolului, ci se vor raporta la prețurile de referință ale gazelor naturale de pe principalele piețe europene. Comisarul european pentru concurență, Margrethe Vestager, a menționat că oficialii Gazprom au fost de acord inclusiv cu modificarea contractelor, în sensul eliminării restricțiilor de export impuse până în prezent de compania rusă statelor importatoare în ceea ce privește volumul de gaze furnizat de Gazprom. De asemenea, gigantul energetic a promis că le va oferi acestor state gaze la un preț redus, fix și stabilit în mod transparent. Gazprom s-a mai angajat și să nu perceapă niciun comision în situația în care gazele sunt exportate într-o țară membră UE. „Comisia consideră că angajamentele Gazprom îndeplinesc obiectivele fixate de Comisie în ceea ce privește fiecare dintre problemele de concurență menționate, asigurându-se că: restricțiile privind revânzarea gazelor peste hotare sunt eliminate o dată pentru totdeauna și se va facilita fluxul transfrontalier de gaze pe piețele din Europa Centrală și de Est”, reiese din comunicatul de presă al Comisiei Europene (CE). Textul Anexei A – “Proposals for Commitments COMP/39/816 – Gazprom; Commitments under article 9 of Council Regulation No 1/2003” menționează că țările la care se face referință sunt: Estonia, Lituania,

de Lavinia Iancu Letonia, Polonia, Slovacia, Republica Cehă, Ungaria și Bulgaria. România, însă, nu se numără printre acestea, motiv pentru care am solicitat răspunsul Uniunii Europene în legătură cu această chestiune. În urma solicitării noastre, Direcția Generală Concurență din cadrul Comisiei Europene precizează că: „Având în vedere volumul relativ scăzut de gaze naturale furnizate de Gazprom României, România nu se află sub incidența investigației asupra presupusei încălcări de către Gazprom a legislației antitrust. Pe aceste considerente, angajamentele Gazprom, în situația în care vor fi acceptate de comisie, nu au impact asupra României. Totuși, un contract care impune o restricție teritorială achizitorului, sub forma unei restricții asupra exportului sau unei restricții cu privire la teritoriul în care bunurile pot fi revândute, poate fi privit ca o limitare a concurenței și poate contraveni legislației europene în domeniul competiției. Dacă există dovezi cu privire la clienți ai Gazprom din România care fac obiectul unor asemenea clauze, vă puteți adresa Consiliului Concurenței sau Comisiei Europene”. În concluzie, României nu i se aplică prevederile angajamentelor Gazprom și nu poate beneficia de clauzele incluse în acord, precum următoarele: • restricțiile privind revânzarea gazele peste hotare sunt eliminate o dată pentru totdeauna și se va facilita fluxul transfrontalier de gaze pe piețele din Europa Centrală și de Est; • Gazprom nu poate recurge la niciun avantaj, referitor la infrastructura de gaze naturale, obținut de la clienți, prevalându-se de poziția sa pe piața aprovizionării cu gaze. Răspunsul Comisiei Europene este foarte clar. Ce părere au însă, referitor la acest subiect, autoritățile competente de la București? 57

știri

PRIMA REȚEA DE STAȚII GNC DIN ROMÂNIA

sociația Producătorilor și Utilizatorilor Gazului Natural Comprimat (GNC) a lansat, la finalul lunii aprilie, proiectul privind construirea primei rețele de stații de gaze naturale comprimate din România, care prevede realizarea a nouă astfel de stații de alimentare până la sfârșitul anului 2019. „Proiectul a demarat foarte greu, fiind ceva nou pentru România, însă cele nouă stații pe care le vom realiza în cadrul acestui proiect reprezintă doar începutul. Nu ne vom opri aici, vom continua să acoperim arterele importante ale țării”, a declarat Dumitru Becșenescu, Președintele Antares Grup. Antares Grup a deschis prima staţie de alimentare a vehiculelor cu gaz natural comprimat (GNCV) din România în luna noiembrie 2015, la Râmnicu Vâlcea, în urma unei investiții de 3,2 milioane de euro.

Investiția totală se ridică la o valoare de 5,2 milioane de euro, din care 4,4 milioane de euro reprezintă o contribuție nerambursabilă din partea Comisiei Europene. Stațiile vor fi amplasate în orașele principale ce sunt tranzitate de coridoarele europene de transport rutier Rhine-Danube: Arad, Timișoara, Deva, Sibiu, Pitești, București, Constanța și Orient/ East-Med: Drobeta Turnu-Severin și Craiova. La inaugurarea primei stații publice de GNCV din România, Antares Group anunța că va continua să investească în acest domeniu pentru a crea o reţea naţională care să permită utilizatorilor să se deplaseze oriunde în ţară şi în Europa. România era, până acum, singura ţară din Uniunea Europeană care nu deţinea o retea de staţii de alimentare pentru maşinile pe gaz natural

comprimat, deşi există o directivă europeană care stipulează că, până în 2025, toate statele membre trebuie să aibă astfel de staţii în reţeaua naţională de drumuri, la fiecare 150 de km. „Lipsa de apetit pentru investiţii în acest domeniu a fost justificată de trei factori: absenţa unei pieţe de desfacere, costurile de investitie prea mari, şi, până de curând, o legislaţie nedefinită în domeniu. Am văzut această oportunitate şi am depăşit toate dificultăţile datorită dorinţei mele de a face ceva care să conteze pentru a le putea oferi un viitor mai bun copiilor noștri”, a mai menționat Dumitru Becșenescu. Maşinile pe gaz natural comprimat poluează cu până la 30% mai puţin şi sunt cu 50-70% mai silenţioase decât maşinile cu motor Diesel. O maşină alimentată cu gaz natural comprimat are o autonomie de până la 500 de km şi este, în medie, cu 50% mai economică.

COOPERARE SIEMENS - ADIDAS

didas și Siemens au anunțat recent că intenționează să colaboreze în domeniul producției digitale a articolelor sportive. Ca parte a unui program comun de cercetare și dezvoltare, partenerii vor colabora în vedere creșterii gradului de digitalizare a unităților de producție Adidas SPEEDFACTORY, cu scopul amplificării capacităților pentru o 58

producție rapidă, transparentă și individualizată. Adidas SPEEDFACTORY deschide o nouă eră pentru producția de articole sportive. Astfel, deschide porțile creării unor produse mult mai apropiate de consumatori și complet unice în ceea ce privește măsurile și nevoile de funcționalitate ale acestora. Producția de articole sportive individualizate cere flexibilitate și integrare rapidă a noilor tehnologii.

Ca lider de piață global în soluții de simulări industriale, Siemens aduce o experiență vastă. Un „geamăn digital” al SPEEDFACTORY va permite ca întregul proces de producție să fie simulat, testat și optimizat în avans. Beneficiile așteptate prin unirea lumii virtuale cu cea reală sunt reducerea timpului de lansare pe piață a produselor, creșterea flexibilității și îmbunătățirea calității și eficienței procesului de producție. www.petroleumreview.ro

știri

NOI SOLUȚII DE ANALIZĂ PENTRU ECHIPAMENTE INDUSTRIALE

ână în 2020, sectorul industrial va produce aproape 15 trilioane de gigabiți de date. Luând în considerare volumul în creștere al datelor, producătorii trebuie să găsească modalități mai eficace și eficiente pentru a folosi aceste date. Rockwell Automation lansează oferte de programe analitice extinse și scalabile pentru a-i ajuta pe clienți mai rapid și pentru a obține cu ușurință informații din investițiile lor în tehnologia automatizării. „Viziunea noastră pentru Întreprinderea Conectată a avut mereu la bază analiza și colaborarea”, afirmă John Genovesi, vicepreședintele Information Software and Process Business, Rockwell Automation. „Pe măsură ce ne extindem ofertele de soluții informatice, un obiectiv important este de a face ca programele analitice să fie mai ușor de abordat și pe măsura clientului. Noile soluții analitice îi ajută pe clienții noștri să progreseze pe drumul lor către o Întreprindere Conectată,

oriunde s-ar afla astăzi”. Noile oferte Rockwell Automation extind capacitățile de analiză în toată platforma instalațiilor pentru aparate, echipamente și sisteme, cât și pentru întreaga întreprindere. În această abordare, analiza este computerizată și primește informații din imediata apropiere a sursei de decizie la nivelul corespunzător în arhitectură pentru a oferi cea mai bună calitate – de la aparate de ultima generație la cloud într-o varietate de dispozitive, aparate și platforme cloud în interiorul sau în exteriorul întreprinderii. Noile soluții includ monitorizarea la distanță, performanța mașinilor, starea și diagnosticarea dispozitivelor și mentenanță predictivă pentru a permite companiilor să valorifice mai rapid datele, cu mai multă ușurință și în mod progresiv. La nivel de întreprindere, aceste soluții oferă mai multe moduri viabile de a integra datele de la nivelul platformei în strategiile de Business Intelligence. 59

știri

OMV PETROM, INVESTIȚII ÎN CREȘTERE ÎN 2017

MV Petrom a anunțat recent hotărârile adoptate în cadrul Adunării Generale Ordinare a Acţionarilor (AGOA) din data de 25 aprilie 2017. Acestea se referă la distribuirea de dividende pentru anul financiar 2016 și la planul de investiții pentru anul 2017. AGOA a aprobat propunerea directoratului de a distribui dividende de 0,015 lei/acțiune pentru anul financiar 2016. Valoarea totală a dividendelor de distribuit se ridică la circa 850 de milioane de lei. „În 16 februarie 2017, am anunțat Strategia Actualizată 2021+, care reafirmă direcțiile curente ale Societăţii, asigurând continuitate în generarea de performanță. Prin această strategie, OMV Petrom se angajează să mențină o poziție

financiară solidă și să ofere un dividend atractiv pentru acționari”, a declarat Mariana Gheorghe (foto), CEO al OMV Petrom. De asemenea, AGOA a aprobat bugetul de investiții pentru 2017 al OMV Petrom. Astfel, OMV Petrom estimează că investițiile pentru 2017 se vor ridica la 4,56 miliarde de lei, în creștere cu 83% față de 2016 (2,49 miliarde de lei). Principala destinație

a investițiilor continuă să fie divizia Upstream, pentru care s-au bugetat investiții de peste 4,15 miliarde de lei (91% din buget), urmată de Downstream Oil, cu un buget de investiții de 323 de milioane de lei, în 2017. AGOA a mai aprobat numirea membrilor Consiliului de Supraveghere pentru un mandat de patru ani începând cu 28 aprilie 2017, până la data de 28 aprilie 2021. Componența Consiliului de Supraveghere este: Rainer Seele, Reinhard Florey, Manfred Leitner, Johann Pleininger, Daniel Turnheim, Jochen Weise, Joseph Bernhard Mark Mobius, Radu Cojocaru și Mihai Busuioc (ultimii doi sunt noi membri, propuși de acționarul Statul Român, prin Ministerul Energiei).

MONITORIZARE STRICTĂ A INDICATORILOR DE PERFORMANȚĂ ENERGETICĂ

ncepând cu luna octombrie 2017, standardul ISO 50003:2014 impune organismelor acreditate pentru certificarea sistemelor de management al energiei efectuarea unor analize mai riguroase în cadrul procesului de auditare. Termenul de tranziție către aplicarea standardului ISO 50003:2014 expiră în octombrie 2017. Astfel, începând de atunci, organismele acreditate 60

pentru certificarea sistemelor de management al energiei (SMEn) conform ISO 50001 sunt obligate să aplice cerințele și prevederile sporite ale noului standard. Cea mai mare provocare pentru organizațiile cu sistem de management al energiei certificat este nu numai menținerea unui sistem de management destinat creșterii eficienței energetice, ci și probarea în mod concret a eficienței acestuia cu indicatori. În acest scop, îmbunătățirea obiectivă a eficienței

energetice trebuie documentată prin mărimi fizice măsurabile și trasabile. O documentare deficitară în acest sens poate genera neconformități în cadrul procesului de certificare. Standardele ISO 50006:2014 și ISO 50015:2014 conțin principiile de bază și liniile directoare în acest scop și oferă instrucțiuni practice pentru a face măsurabile performanțele energetice prin utilizarea nivelului energetic de referință și a indicatorilor de performanță energetică. www.petroleumreview.ro

știri

COLABORARE TEHNICO-ȘTIINȚIFICĂ ÎN DOMENIUL ENERGIEI ÎNTRE ROMÂNIA ȘI REPUBLICA MOLDOVA

a finalul lunii martie, a avut loc la București întâlnirea de lucru între specialiști din domeniul energiei din Republica Moldova şi reprezentanţi ai membrilor colectivi ai CNR-CME, în cadrul protocoalelor de colaborare încheiate cu Universitatea Tehnică a Moldovei şi cu Institutul de Energetică al Academiei de Ştiinţe a Republicii Moldova. La eveniment au participat reprezentanţi ai companiilor Transelectrica, ISPE, Electrica, Transgaz, AGIR, Universităţii Politehnica din Bucureşti, FORMENERG. Întâlnirea de lucru, care se doreşte a fi anuală, a pus în evidenţă stadiul actual de dezvoltare a sistemului de energie din Republica Moldova, strânsa colaborare cu

CNR-CME, rezultatele obţinute în urma protocoalelor încheiate cu Universitatea Tehnică a Moldovei şi Institutul de Energetică al Academiei de Ştiinte al Republicii Moldova. De asemenea, au fost puse în discuţie noi obiective, căi şi mijloace pentru intensificarea colaborării între specialiştii din cele două ţări. Delegaţia din Republica Moldova a subliniat faptul că o colaborare cu CNR-CME este deosebit de benefică pentru specialiştii din Republica Moldova şi reprezintă unul dintre cele mai eficiente mijloace pentru conectarea specialiştilor din Republica Moldova la realizările tehnice şi ştiinţifice actuale, iar protocoalele încheiate au avut un rol important în stabilirea obiectivelor privind colaborarea specialiştilor din cele două ţări. 61

Despre strategii tehnologice, analize de risc și schimbări de paradigmă Ce atuuri are România în cadrul Uniunii Europene, dar și ce riscuri de țară există? Cu ce provocări majore se confruntă mediul de afaceri? Ce înseamnă schimbarea de paradigmă în domeniul energiei? Care sunt perspectivele cu privire la integrarea în zona euro? Ce etape a parcurs România pe drumul creșterii eficienței utilizării resurselor? Sunt doar câteva dintre întrebările la care am încercat să găsim răspunsuri împreună cu expertul în energie și mediu, Ionuț Purica. 62

www.petroleumreview.ro

rof.univ.Dr. Ionuț Purica este cercetător la Academia Română, Institutul de Prognoză Economică şi director executiv al Centrului de Consultanță Energetică și Ambientală. A fost consilierul ministrului Economiei și, anterior, al ministrului Mediului, precum și expert la Parlamentul României. A participat la elaborarea strategiei de aderare la Uniunea Europeană pentru România şi a strategiei energetice (electricitate şi căldură) pentru Ministerul Economiei şi Comerţului și a realizat analize de risc şi structură tranzacții și management de proiecte pentru Banca Mondială, USEA, JBIC, MARSH, ITOCHU, MVV etc. A lucrat în calitate de responsabil proiecte pentru energie și infrastructură pentru Banca Mondială, în România și în Balcani, având specializare în garanțiile proiectelor, valoarea la risc, achiziții, pentru a-și completa expertiza în inginerie dobândită ca director pentru proiecte internaționale la RENEL și ca inginer-șef în cadrul grupului energetic

comun Atomic Energy of Canada – IMGBucurești, responsabil cu calitatea fabricației componentelor reactoarelor nucleare pentru grupurile CANDU din România. A lucrat, de asemenea, ca cercetător internațional la ENEA Roma – Comisia Italiană pentru Tehnologii Noi Energetice și de Mediu – și ca cercetător asociat la ICTP Trieste. Este autorul mai multor cărți pe teme legate de energie, publicate de Imperial College Press, Academic Press etc. și a publicat articole în reviste precum Risk Analysis, IEEE Power Engineering Review, Foundations of control engineering etc. A obținut al doilea doctorat în economie (primul doctorat l-a obținut în inginerie energetică) și este membru al AOSR și profesor de management al riscului la masteratele de științe din cadrul Universității Politehnica București și al Universității Hyperion. Este membru al Grupului Consultativ pentru Energie din cadrul Comisiei UE și membru al grupului de studiu al scenariilor de energie pentru anii 2050 și 2060 din cadrul Consiliului Mondial al Energiei.

De multe ori, nu este necesar să spui prea multe cuvinte despre o personalitate recunoscută pe plan internațional. Totuși, cum v-ați început activitatea în domeniul energiei, domnule Ionuț Purica? Nu alegi pe unde ieși în lume. Dar când devii conștient că te găsești într-o familie de personalități care au contribuit la dezvoltarea domeniului nuclear în România, ajungi la un moment de decizie în sensul continuării activității științifice în domeniul energetic. Am trecut printr-un asemenea moment și am constatat că pot să aduc o contribuție care se pare că este apreciată nu numai în țară. Activitatea de cercetare este ca un virus de care nu numai că nu poți scăpa, dar nici nu mai dorești să scapi.

transformare a energiei” de-a lungul carierei dvs.? Cum glumesc (pe jumătate) de obicei: când am terminat energetica nucleară, nu aveam o centrală nucleară; deci m-am dus să-mi fac și eu una la IMGB-FECNE care începea atunci activitatea de fabricație de echipamente pentru domeniul nuclear. Trebuie înțeles, pentru tinerii care vor o carieră în energetică, faptul că în fabricație (mai ales la nivel nuclear) ajungi să mai faci, în practică, una sau două facultăți pe lângă cea pentru care ai diplomă. Nu stați departe de producție dacă vreți să înțelegeți cum funcționează economia. Pe lângă primul manual de asigurarea calității din industrie, radiografie cu neutroni pentru sudurile echipamentelor nucleare, inițierea controlului cu curenți turbionari și coordonarea ingineriei calității în fabricația componentelor

Ca absolvent al Facultății de Energetică, care sunt cele mai importante „stații de 64

Ne găsim în fața unei penetrări puternice de noi tehnologii energetice de la stocarea de energie, reactori nucleari mici modulari, celule de combustie folosind hidrogen (sau metan) utilizate și pentru vehicule electrice, hidrații de gaz din Marea Neagră, rețele inteligente de energie electrică și de gaz, generare distribuită și locală, integrarea sistemelor informatice cu cele de energie, algoritmi de decizie și protecție avansată etc.

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU IONUȚ PURICA canal combustibil al reactoarelor CANDU, am obținut și titlul de doctor inginer, prezentând și lucrări la conferințe internaționale. O lucrare a atras atenția conducătorului (Premiu Nobel) Centrului Internațional de Fizică Teoretică de la Trieste (ICTP). Mi s-a propus un contract de cercetător internațional la ENEA Italia, unde am realizat analiza de risc distribuit pentru rețeaua de gaz natural italiană și am pregătit Conferința Rio’92 cu IPCC Italia. Am obținut un premiu al institutului ISPESL din Roma pentru analiza de risc. Revenit în România, am coordonat activitatea internațională a RENEL, ajungând să lucrez în Banca Mondială ca Project Officer pentru energie și infrastructură (Proiecte de reabilitare a sistemului energetic și de reabilitare a căilor ferate). Ultima activitate desfășurată în Banca Mondială a fost evaluarea situației sistemului energetic din Kosovo și Albania în 1999 (imediat după războiul din acel an în zonă), precum și participarea mai

recent în echipa care a elaborat strategia de schimbări climatice a României. Revenit în țară, am dezvoltat proiecte de Joint Implementation conform Protocolului Kyoto și am fost consilier al ministrului mediului, expert asociat la Comisia Parlamentară de industrie și consilier al ministrului economiei. În paralel, ca cercetător la Institutul de Prognoză Economică al Academiei Române, am scris lucrări și cărți publicate la edituri mari din lume asupra comportării sistemelor neliniare cu aplicații în economie. Din această activitate a rezultat al doilea doctorat, în economie, cu aplicație la dinamica pieței de energie, cartea bazată pe această temă a luat premiul Academiei Române. Predarea de cursuri către studenții mai ales de master a fost prezentă tot timpul și sunt profesor universitar. Activitatea din domeniul energetic a condus la selectarea de către Comisia Europeană în Grupul de Consultanță pentru Energie (AGE) al comisiei. De asemenea, sunt membru

(și coautor) în grupul de studii de strategie al Consiliului Mondial al Energiei (WEC) de la Londra care elaborează scenariile de dezvoltare energetică ale lumii. Sunt membru corespondent al Academiei Oamenilor de Știință din România (AOSR) și am luat premiul acestei Academii pentru o carte publicată în SUA de Academic Press despre dinamica neliniară a crizelor financiare unde se aplică în mod sinergetic metode din sistemele de energie.

România este un caz aparte în Uniunea Europeană prin existența unor resurse energetice proprii; țara are în continuare un viitor de potențial hub energetic și va trebui să fim fermi în a înțelege ce dorim și cum să obținem acest lucru.

Aveți o experiență bogată în ceea ce privește analiza de risc pentru sistemele de energie. Privind România ca sistem energetic și luând în considerare statutul său în cadrul Uniunii Europene, care ar fi principalele atuuri, dar și riscuri de țară? România este un caz aparte în Uniunea Europeană prin existența unor resurse energetice proprii (să nu uităm că am fost prima țară care a raportat producție de 275 de tone de petrol brut în 1857 – am un prieten american care încă este invidios că nu au fost ei primii). Folosirea gazului natural este atât de veche (începutul secolului al XX-lea) încât unele substantive proprii s-au comunizat în limba română (exemplul relevant este cuvântul „aragaz” care provine de la denumirea mașinii de copt cu gaz lansată de Asociația RomânoAmericană de gaz; eticheta ei era ARAgaz). România are în continuare un viitor de potențial hub energetic și va trebui să fim fermi în a înțelege ce dorim și cum să obținem acest lucru. O glumă pe care o folosesc de obicei spune că vine sfârșitul lumii și toate țările dispar, numai România rămâne; de ce? pentru că suntem cu 10 ani în urmă. Dacă știi ce vrei, nu ești în urmă sau înainte, ci pe traiectoria ta de dezvoltare, având avantajul că nu vei repeta greșelile altora. Avem putere de negociere și un sistem rezilient care poate face față unor discontinuități de alimentare cu gaz (cum a fost cea din 2009). Avem încă întreprinderi care pot întreține și produce echipament energetic de calitate și școli care să pregătească personalul necesar sistemului. Întreprinderile noastre energetice sunt performante, iar ajutorul de stat trebuie bine diferențiat de costurile de securitate a sistemului conform noilor strategii ale UE. În plus, asemenea CEZ, E.ON, ENGIE etc. va trebui să gândim o politică de expansiune corporatistă în UE și în afara sa. Având o 66

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU IONUȚ PURICA asemenea strategie, vom putea să negociem mai bine prezența noastră în UE, nu numai la nivel de sistem energetic, dar și ca țară membră. Cu ce provocări majore se confruntă mediul de afaceri și ce soluții vedeți pentru viitor? În raportul WEC de strategii energetice sunt identificate două scenarii: primul - în care piața merge înainte cu noi tehnologii, finanțare etc., iar guvernul susține dezvoltarea preluând riscuri diverse; al doilea - în care guvernul trasează direcția, iar piața se orientează în acel sens. Exemplele sunt evidente: pentru primul scenariu - SUA, iar pentru cel de-al doilea - China. România se găsește într-un „no man’s land”, între aceste scenarii, încercăm să trasăm direcții de dezvoltare energetică, fără a avea însă o strategie economică; lăsăm piața să evolueze, fără însă a avea o susținere coerentă a guvernului. Legat de resurse, ne concentrăm pe redevențe și nu urmărim numărul de locuri de muncă ce se creează în domeniu (un studiu realizat pentru CNRCME privind efectul economic al folosirii gazului de șist arată că sursa principală de venit la buget nu sunt redevențele, ci impozitarea salariilor din locurile de muncă nou create). Politicile noastre guvernamentale nu menționează decât rar câte locuri de muncă se estimează a se crea din diverse acțiuni. Poate că ar trebui să dezvoltăm capacitatea de modelare a scenariilor din economie astfel încât să analizăm opțiuni multiple și să avem flexibilitatea de adaptare la dinamica economică cel puțin din UE (îmi amintesc faptul că în 2009 vorbeam de ajungerea din urmă a economiilor avansate din UE – în acel moment acestea erau în plină criză (numite submergente prin contrast cu emergente)). A dori să ajungi din urmă situația de criză economică dovedește că nu știi ce vrei – va trebui să ne definim mai bine prioritățile. La cea mai recentă conferință – SEE Upstream 2017, vorbeați despre strategia tehnologică și schimbarea de paradigmă. Potrivit legii lui Kurzweil, accelerarea progresului tehnologic se realizează pe o curbă exponențială. Ce presupune, mai exact, schimbarea de paradigmă în industria energetică/sectorul de petrol și gaze? Ne găsim în fața unei penetrări puternice de noi tehnologii energetice de la stocarea de energie, reactori nucleari mici modulari, celule de combustie folosind hidrogen (sau metan) utilizate și pentru vehicule electrice, hidrații de gaz din Marea Neagră, rețele inteligente de energie electrică și de gaz, generare distribuită și locală (deja există modele de

mici cazane de gaz care au și un sistem de generare de energie electrică integrat), integrarea sistemelor informatice cu cele de energie (nu trebuie uitat că sistemul de energie este cea mai mare mașină construită de om), algoritmi de decizie și protecție (cybersecurity) avansată etc. Comercial, prețurile vor mai staționa la nivele relativ joase încă un timp (prețul petrolului este folosit și ca un factor de descurajare pentru înarmarea țărilor care își bazează veniturile pe exportul de petrol). Noile tehnologii energetice sunt văzute și ca o punte potențială de trecere spre o lume în care hidrocarburile nu mai reprezintă elementul cheie al dezvoltării; (posesorii de rezerve de litiu pentru baterii vor deveni Arabiile Saudite de mâine). Există tehnologii azi care, implementate pe scară mare, pot conduce la o lume complet diferită de cea în care trăim acum. Ca un exemplu, gândiți-va cum ar arăta o lume în care Edison ar fi inventat ochelarii în infraroșu și nu becul. Am vedea noaptea, fără a fi nevoie de lumină – o mare economie de energie și mai puține emisii. Ați participat la realizarea a numeroase studii și strategii în domeniul energetic. Pentru industria de petrol și gaze, acesta reprezintă un punct nevralgic, în sensul că orice întârziere în elaborarea legislației are ca urmare blocarea proiectelor și a programelor de investiții. Recent, legea redevențelor, spre exemplu, s-a mutat de la Ministerul Finanțelor Publice la Ministerul Economiei. Care este opinia expertului cu privire la acest subiect? Este probabil să avem un complex al planificării rămas din anii ‘80. De câte ori facem o strategie, nu se mai ocupă nimeni de implementarea ei. Toate marile corporații au o funcție de planificare bine dezvoltată, la fel și economiile dezvoltate (evident nu este vorba despre planificarea centralizată cu care eram obișnuiți). Atât timp cât strategia este făcută fără a avea conștiența utilității acestei activități (alta decât aceea de a mai raporta o activitate), nu vom putea să avem priorități bine definite și coerente și nici să le negociem în mod corespunzător. Așa cum am afirmat anterior, redevențele trebuie privite în mod integrat cu celelalte elemente ale activității de exploatare a resurselor ca de exemplu numărul de locuri de muncă ce se creează. Analiza de scenarii este precară și criteriile de prioritizare sunt de multe ori neexplicite. În general, lipsește viziunea pe termen mediu și lung. Legislația este esențială și ca o condiție de stabilitate și riscuri controlate; schimbarea permanentă a unor legi cum este codul fiscal, redevențele și altele cu impact asupra 67

validității proiectelor economice este o dovadă a lipsei unei viziuni corelată cu o conexiune inversă din economie care nu se poate manifesta în luni, ci în ani de zile. La nivelul Parlamentului ar trebui să existe un centru de competență pentru analiza impactului legislativ dotat cu modele bine dezvoltate care să poată concura cu cele folosite de Comisia Europeană pentru astfel de analize. Academia Română a organizat luna trecută o sesiune științifică cu tema „România în Uniunea Europeană”. Perspectivele nu sunt foarte optimiste, țara noastră ar trebui să facă pași importanți pe mai multe direcții, inclusiv în ceea ce privește creșterea eficienței energetice, pentru a se integra în zona euro. Ce perspective există? În ultimii ani, UE și-a diversificat abordarea strategiei de energie și schimbări climatice. Dacă perspectiva 2020 viza regenerabilele, emisiile și eficiența

energetică, recent se adaugă pentru 2030 și interconectarea sistemelor de energie, precum și cercetarea și inovarea. Există, de asemenea, o strategie de securitate energetică și una de inovare. După cum se vede, UE răspunde la dinamica mondială legată de resursele de energie, de tehnologii noi și de implementarea lor în economie. Există câteva fluxuri care susțin economia, printre care banii și energia sunt esențiale. Stabilitatea economică impune stabilitatea sistemelor financiare și a celor de energie. În România este spațiu pentru implementarea măsurilor de creștere a eficienței energetice, însă este necesară o politică de susținere a acestora, precum și de activitate efectivă de implementare. Fără definirea unor programe coerente și pe durată adecvată de timp, e puțin probabil să existe speranța de succes. Un exemplu este dat de faptul că puține bănci fac ceea ce se numește „project finance”. Riscurile sunt mult mai mici dacă se investește în bonuri de tezaur

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU IONUȚ PURICA Stabilitatea economică impune stabilitatea sistemelor financiare și a celor de energie. În România este spațiu pentru implementarea măsurilor de creștere a eficienței energetice, însă este necesară o politică de susținere a acestora, precum și de activitate efectivă de implementare.

decât în proiecte complexe. Mai mult, un proiect de eficiență energetică de exemplu în încălzire centrală se recuperează după un număr de ierni, deci mai mulți ani. Practica bancară este de a acorda credite pe câteva luni sau un an, mai puțin credite asociate cu ciclurile de afaceri specifice sectorului energetic. Din nou, va trebui să știm ce vrem și să dimensionăm măsurile din energie corelat cu întreaga economie pentru a ajunge la zona Euro. Pentru moment, poate că este mai bine să putem controla moneda națională până când avem siguranța stabilității financiare a economiei în perspectiva în care Banca Centrală Europeană va face politica monetară a României odată cu trecerea la Euro. Este însă clar că o Uniune Europeană integrată va avea aceeași monedă în toate țările membre mai devreme sau mai târziu. Prezentul Brexit ne arată că pot exista diverse scenarii de viitor cu privire la UE pe care nu le discutăm aici. În contextul modificărilor preconizate în Uniunea Europeană, Academia Română a fost invitată să contribuie la realizarea unei strategii comune în vederea promovării și susținerii interesului național în cadrul UE. Care este aportul acestui for al spiritualității naționale pentru atingerea țintelor propuse? Este îmbucurător că Academia Română este chemată să contribuie la o asemenea inițiativă. Abordarea competențelor existente în sistemul Academiei, precum și în AOSR și în academiile pe domenii de specialitate, ca și în centrele de cercetare diverse din România ar trebui să se facă într-un mod mai consecvent care să permită implicarea cercetătorilor din diverse domenii în viața socio-economică la un nivel mai adânc. Sistemul de cercetare în cadrul general al Ministerului Cercetării nou înființat, ca o recunoaștere a importanței acestui sector, trebuie implicat în „viața cetății” cu scopul de a da viziunea de perspectivă care să pregătească economia pentru transformările ce vor avea loc într-un viitor care nu mai este deloc îndepărtat. Documentul strategic al Consiliului European – Europa 2020, marchează eficiența resurselor de energie ca un obiectiv important de realizat. Ce etape a parcurs România în acest sens până

în prezent? Așa cum afirmam anterior, Uniunea Europeană începe în sfârșit să aprecieze importanța dezvoltării și penetrării de noi tehnologii (lucru pe care SUA îl face de mult timp). Eficiența energetică aduce beneficii deosebite în economie (furnizorii de energie s-ar putea să nu fie complet de acord pentru că scade consumul de energie, lucru care conduce la scăderea prețului datorită competiției mai mari). În ultimii ani, cele mai vizibile au fost programele de izolare termică a locuințelor, cu efecte în factura de încălzire. În industrie există implementări de măsuri de eficiență energetică, dar finanțarea greoaie a proiectelor de acest fel nu este de natură să ajute penetrarea pe scară largă. Banii europeni (fonduri ESIF) nu sunt transferați prin finanțări fluide. Ideea că trebuie întâi cheltuiți bani proprii, care apoi sunt refinanțați după cel puțin câteva luni, produce o repulsie a economiei pentru asemenea finanțări. Polonia este un exemplu deosebit în sensul bun al atragerii de fonduri prin scheme de finanțare care sunt destinate să cheltuiască banii. Din păcate, teama de folosiri frauduloase a fondurilor ESIF la noi produce efectul de „aruncare a copilului odată cu apa”, adică nu mai realizăm proiecte de frica unor potențiale fraude. Sper să ieșim din mentalitatea de blocaj pe care o avem în prezent și să controlăm folosirea banilor europeni în timp ce sunt investiți cu rezultate bune. Posibilele fraude pot fi tratate ca excepții și nu ca regulă generală. Agenda dvs. de lucru are ca priorități în perioada următoare... Care sunt preocupările ce vizează România și în ce măsură vă canalizați energia spre proiecte internaționale? În prezent continui participarea la AGE-EU și la Grupul de studii al WEC pentru strategii energetice. În paralel, mă ocup de dezvoltarea și implementarea proiectului de reactor rapid răcit cu Plumb ALFRED, aducând echipei existente competențe în domeniile nuclear și finanțare proiecte. Am o carte în curs de publicare la AGIR și pregătesc lucrări de analiză de risc și securitate nucleară pentru conferințe naționale și internaționale la care voi participa în acest an. Ca profesor universitar, coordonez câțiva studenți de master la dizertație și îmbunătățesc suportul cursurilor pe care le țin la zi și master. 69

opinie

Costul independenței pentru piața britanică de gaze naturale

de Laurențiu Roșoiu

acă vorbim despre Brexit și implicațiile acestuia, tema majoră de dezbatere a fost cea privitoare la impactul acestui eveniment asupra pieței europene de gaze naturale. O temă foarte relevantă, dat fiind poziția Marii Britanii în sistemul european de profil. Mai puțin dezbătută, dar la fel de importantă și de relevantă este însă tema privitoare la efectele Brexit-ului asupra economiei britanice. O temă pe marginea căreia nu putem decât să ne imaginăm o serie de ipoteze de lucru pe o „scală a gravității” mergând de la un ‘soft’ la un ‘hard’ Brexit; primul, care n-ar aduce aproape nici o schimbare actualei situații, al doilea ar putea întoarce cu susul în jos relațiile comerciale dintre insulă și continent. Oricât de ‘soft’ ar fi însă Brexit-ul, există o multitudine de posibile consecințe punctuale negative pentru Marea Britanie, care merită supuse atenției publice. Astfel, principala rezultantă a Brexit-ului, și punctul de plecare totodată pentru oricare dintre scenariile ce pot fi construite, este aceea că Marea Britanie va renunța la poziția de pilon principal și de vârf de lance al procesului de liberalizare pentru piața europeană a gazelor naturale și se va poziționa în afara acesteia. De aici se deschide 70

larg ușa pentru orice tip de ipoteză de lucru. Iar dintre multele teme subsecvente ce ar trebui aduse în discuție pentru a pune Brexit-ul în context, cel puțin trei, aflate într-o strânsă conexiune, au o relevanță deosebită din perspectiva efectelor negative asupra economiei britanice. Astfel, în primul rând, Brexit-ul se întâmplă într-un moment în care zăcămintele de gaze naturale exploatate de Marea Britanie în Marea Nordului sunt în plin declin; iar exploatarea gazelor de șist nu pare a avea capacitatea de a contrabalansa trendul. La finele anului 2016, reprezentantul uneia dintre cele mai importante companii de profil afirma că industria britanică de petrol și gaze exploatează zăcămintele cu o rată de patru ori mai mare decât cea de înlocuire. Până recent, tendința n-ar fi fost poate îngrijorătoare, dat fiind faptul că prin apartenența la piața europeană a gazelor naturale, Marea Britanie avea acces la gazele norvegiene (Norvegia fiind parte a Zonei Economice Europene) și la gazele de pe continent; după Brexit însă, atât gazele din Europa Continentală cât și cele din Norvegia vor deveni „gaze de import”. Este adevărat că, în principiu, Marea Britanie este exportator net de gaze naturale. Cel puțin deocamdată. Chiar și așa însă, nu puține au fost situațiile în care, pe termen scurt, în general iarna, s-a transformat într-un importator net. Și asta contribuie la relevanța unei o a doua teme de discuție; și anume aceea că Marea Britanie face pasul în afara pieței unice europene, fără a dispune de o infrastructură adecvată de stocare a gazelor naturale. Până în prezent, în potențiale momente de criză se putea baza pe capacitatea de stocare a Uniunii Europene (care reprezintă circa 25% din consumul anual); după Brexit însă, Marea Britanie se va putea baza doar pe o cotă mai mică de 5% din consumul anual - cât reprezintă capacitatea de stocare existentă la nivel național. Subsecvent și concomitent, și totodată strâns legat de cele două teme puse în discuție anterior, faptul că hub-ul de gaze naturale NBP (National Balancing Point) are toate șansele să se transforme dintr-un jucător internațional într-unul regional este o altă pierdere majoră pentru Marea Britanie. Și asta pentru că ieșirea acestuia din cadrul de reglementare aferent pieței unice și desprinderea de infrastructura pieței europene de gaze naturale va conduce în mod automat la scăderea numărului și valorii tranzacțiilor realizate aici și la creșterea volatilității. Iar asta se va traduce pentru Marea Britanie într-o altă pierdere. Atât de reputație și prestanță cât și efectiv financiară; aceasta din urmă venind la pachet cu foarte probabilele pierderi aduse de limitarea accesului jucătorilor financiari britanici pe piața unică. Acestea sunt doar trei dintre direcțiile pe care Marea Britanie poate înregistra pierderi însemnate în domeniul gazelor naturale în urma Brexit-ului. Dar libertatea are întotdeauna un cost! www.petroleumreview.ro

71 39

opinie

OPEC, gata să prelungească acordul privind un nivel mai redus al producției

e fondul unei piețe mondiale slăbite a petrolului, cu un preț al petrolului în jur de 50 dolari pe baril și cu o creștere a producției în SUA, viitoarea reuniune a OPEC de la Viena din data de 25 mai pare pregătită să prelungească reducerea nivelului producției, convenită la 30 noiembrie 2016. După cum se știe, la sfârșitul anului trecut, țările OPEC, Rusia și alți producători de petrol au convenit să reducă producția cu 1,8 milioane de barili pe zi (bpd) pe o perioadă de șase luni, începând cu 1 ianuarie 2017, pentru a susține piața și pentru a evita scăderea în continuare a prețurilor internaționale. Spre deosebire de lunile anterioare acestei întâlniri, când Iranul și alte țări s-au opus inițial unei decizii privind reducerea producției, în prezent se pare că majoritatea jucătorilor sunt gata să prelungească reducerile de producție. La mijlocul lunii aprilie, un comitet tehnic OPEC și al țărilor non-OPEC (denumit Comitetul Tehnic Comun - JTI) a recomandat extinderea acordului global pentru reducerea livrărilor de petrol pentru încă șase luni, începând cu luna iunie. Nivelurile de producție au fost convenite, potrivit acelorași surse, de către membrii 72

de Victor Lupu OPEC - precum Kuweit, Venezuela, Algeria, și de Rusia și Oman din afara OPEC. Să notăm că conformarea cu reducerile convenite anul trecut a ajuns la 104% în luna martie, față de nivelul de 90% în februarie. Rata pentru producătorii non-OPCEC care au semnat acordul a crescut la 64% de la 38% în același interval de două luni, informa Agenția Internațională pentru Energie (AIE) într-un raport din data de 13 aprilie. Media de conformare în OPEC în 2017 este de 99%, arată raportul AIE. Tendința, din punctul de vedere al acordului, este motivată de alternativa nedorită de a vedea prețurile petrolului scăzând din nou până la 3040 de dolari pe baril, arată totodată o evaluare internă a OPEC, în cazul în care reducerile nu vor fi prelungite, pe fondul îngrijorării că creșterea producției americane va anula eforturile OPEC. Arabia Saudită și Kuweitul dau un semnal clar că organizația se pregătește să prelungească acordul. „Există un acord inițial, dar nu a fost comunicat tuturor țărilor, s-ar putea să fim forțați să prelungim reducerile pentru a ne atinge scopul”, a declarat Ministrul saudit al energiei, Khalid al-Falih, în cadrul unui forum energetic din Abu Dhabi. „Există consens, dar nu este încă finalizat”.

La rândul său, ministrul petrolului din Kuweit, Essam al-Marzooq, a lăudat nivelul ridicat de angajament în primele trei luni ale anului în ceea ce privește reducerile de producție. „Neam atins obiectivul de reducere a ofertei”, a menționat acesta. Confirmând evoluțiile, secretarul general al OPEC, Mohammad Barkindo, declara că țările producătoare de petrol se apropie de reechilibrarea pieței țițeiului. „Organizația țărilor exportatoare de petrol și alți producători majori sunt deciși să reducă stocurile de petrol, iar toate țările care participă la angajamentul pe șase luni pentru a obține rezultate sunt hotărâte să restabilească stabilitatea pieței”, a declarat Barkindo. „Suntem încrezători că măsurile politice ne-au dus deja pe calea redresării”, sublinia Barkindo. „Acțiunea noastră colectivă va continua să se dovedească eficace”. PRESIUNEA VINE DIN SUA

Cunoscând lungul șir de opinii și interesele divergente ale țărilor producătoare de petrol, situația actuală poate părea ciudată. Dar există un motiv important în spatele acesteia, nu este un secret, este punctul de plecare al bătăliei privind prețurile pe piețele internaționale: producătorii americani, mai ales producătorii de petrol de șist. www.petroleumreview.ro

opinie

Informațiile de dincolo de ocean arată că producătorii de petrol de șist din SUA nu se vor lăsa copleșiți de presiunea exercitată pe prețuri de către OPEC. De altfel, numărul de platforme petroliere americane a crescut cu cinci într-o singură săptămână, la jumătatea lunii aprilie, la fel și numărul sondelor de gaze. Cele mai recente informații arată că numărul de platforme de petrol active în SUA a ajuns la 688, cu 345 de platforme mai mult decât în urmă cu un an. Pe de altă parte, numărul total de platforme de petrol și gaze este de 857, cu 426 mai mult decât în aprilie 2016. În plus, și în Canada numărul de platforme a crescut cu 59 față de anul precedent. RUSIA - UN JUCĂTOR CU ROL DECISIV

Rusia pare a înclina să se alăture liderilor OPEC, deși nu are încă o poziție fermă. Deși nu este membru al OPEC, Rusia are un rol esențial pentru succesul acordului și pentru continuarea tendinței actuale. Ministrul rus al energiei, Alexander Novak, declara recent că nu s-a luat încă o decizie privind prelungirea reducerilor de producție, dar aceasta va fi discutată cu OPEC pe 24 mai (cu o zi înainte de reuniunea OPEC de la Viena). Conform acordului de la sfârșitul anului trecut, reducerile care trebuie operate de Rusia ar fi de 300.000 bpd, implementate treptat. „Nu există încă o decizie fermă. Fiecare țară analizează această chestiune, astfel încât să poată comunica propriile propuneri și evaluări”, declara Alexander Novak în timpul unei vizite la Tokyo. Acesta a mai afirmat că reducerile de țiței operate de Rusia au ajuns la 250.000 de barili pe zi și urmau să atingă ținta de 300.000 bpd până la sfârșitul lunii aprilie. Novak s-a arătat încrezător: „Situația s-a îmbunătățit treptat de la începutul lunii martie. Excedentul de

petrol s-a redus. Situația devine din ce în ce mai stabilă și volatilitatea pe piață a scăzut”. ALȚI ACTORI

Tendința este clară - țările exportatoare de petrol se îndreaptă spre o decizie de menținere a reducerilor de producție. Cu toate acestea, nu există nici o garanție că vor fi operate alte reduceri suplimentare, după cum afirma recent ministrul energiei din Emiratele Arabe Unite, Suhail Al Mazrouei, necunoscutele în acest sens fiind Iranul, Nigeria și Libia. Situația din Nigeria este tulbure din cauza conflictelor interne, Libia se confruntă cu turbulențe, iar Iranului i s-a permis să pompeze 90.000 bpd în plus pentru a atinge o producție de 3,8 milioane bpd, pentru a-și reveni după sancțiunile internaționale. Unele surse susțin că Iranului i se va permite să mențină producția în cazul în care OPEC decide să prelungească acordul actual. „Cred că vor păstra același nivel în cazul în care acordul va fi extins”, afirma sursa, adăugând că Iranul este cooperant: „Nu a tăiat din producție, dar nici nu produce mai mult decât s-a convenit”. Cu toate acestea, o altă sursă OPEC oferă o explicație pentru aceasta evoluție: „cunoaștem faptul că nu sunt capabili să mărească producția cu mult mai mult”. În mod oficial, ministrul iranian al petrolului, Bijan Zanganeh, a declarat că Teheranul este pregătit să se alăture inițiativei, atâta timp cât există un consens între membrii cartelului. Acesta a adăugat că majoritatea producătorilor de petrol sprijină o extindere a reducerilor de producție din partea țărilor OPEC și nonOPEC, iar Iranul ar susține o astfel de decizie. Iranul a produs 3,79 milioane bpd în martie, în scădere ușoară față de cei 3,82 milioane bpd din februarie, dar mai mult decât în ianuarie - 3,78 milioane bpd. Kuweitul și Emiratele Arabe

Unite au în mod clar aceeași poziție ca Arabia Saudită, în favoarea unei prelungiri, confirmată de ministrul petrolului din Kuweit, Essam alMarzouq. Irakul, al doilea mare producător al OPEC după Arabia Saudită, a avut o producție de 4,464 milioane bpd în martie, în scădere cu 300.000 bpd fată de nivelul de dinaintea reducerilor. Situația este mai complicată în Libia și Venezuela, din cauza problemelor interne - tulburări civile și, respectiv, criza economică. Libia are nevoie de venituri mai mari din petrol și a redeschis cel mai mare câmp petrolifer, crescând producția la circa 660.000 bpd. Cu toate acestea, analiștii consideră că nu se va opune prelungirii intervalului de reduceri. În ceea ce privește Venezuela, lucrurile sunt neclare și tensionate. Recent, Curtea Supremă a aprobat un amendament, considerat de analiști ca fiind descurajator pentru piață, de a transfera puterile congresului către președintele Nicolas Maduro în privința rezervelor de petrol, o decizie considerată o încercare disperată de a aduce venituri la bugetul de stat. Șeful statului ar urma să aibă puterea de decizie asupra câmpurilor petrolifere din țară și să aprobe formarea de societăți mixte cu companii străine - însă această schimbare nu pare să încurajeze investitorii străini să facă afaceri în Venezuela, consideră analiștii. Trăgând linie, summit-ul OPEC din luna mai nu ar trebui să fie la fel de tensionat ca alte reuniuni anterioare. Opțiunea generală este de a continua tendința actuală, știind că nu există o alternativă viabilă, având în vedere presiunea din partea producătorilor americani. De mult timp nu a mai domnit optimismul înaintea unui summit al OPEC... dar acum este real. O confirmă secretarul general al OPEC: „suntem încrezători că măsurile de politică ne-au adus deja pe drumul redresării; acțiunile noastre colective vor continua să se dovedească eficiente”. 73

opinie

Echilibru pe piața petrolului

Acorduri și înțelegeri secrete

de Ioan-Corneliu Dinu

n prezent, petrolul – principala sursă de energie a lumii, „a fost și va rămâne astfel cel puțin până în anul 2030”! Acest adevăr recunoscut de marea majoritate a actorilor din sectorul petrolier este subliniat în Anexa 1 a unuia dintre documentele permanente de lucru ale Agenției Internaționale de Energie (IEA), care adaugă în susținerea acestui concept „pe fondul creșterii consumului mondial de gaze naturale”. De fapt, toate acestea reprezintă adevăruri mai mult decât axiomatice pentru specialiștii din domeniul energetic. Motivele pentru care petrolul își păstrează primordialitatea ca sursă energetică sunt versatilitatea utilizării acestei materii prime, costul menținut în parametri comerciali normali, transportul nefiind foarte 74

complicat, lichidul conservând în bună măsură presiunea pompelor etc. Alt aspect foarte important - mereu ampla disponibilitate existentă dintotdeauna pe piața mondială. Echilibrul pe piața de petrol crud a fost și este încă garantat cât de cât având la bază, în diferite forme de abordare dictate de burse și nu numai de acordul istoric semnat de către Președintele SUA, Franklin Delano Roosevelt, și Suveranul saudit Abdul Aziz ibn Saud, în februarie 1945. Clauzele acordului sunt însă secrete, poate și pentru că Washingtonul a stabilit și stabilește cu saudiții o diminuare a influenței Angliei în zona Orientului Mijlociu. Practic, s-ar putea spune că, prin acest acord, Statele Unite își luau totodată angajamentul de a apăra familia regală saudită. La schimb, se asigura accesul preferențial pentru companiile petroliere americane la petrolul din zăcămintele saudite la un preț menținut matematic-comercial mai scăzut, pentru a ajuta procesele de creștere a economiei mondiale, mai cu seamă pentru reconstrucția Europei în perioada de după Al Doilea Război Mondial. Alianța cu Arabia Saudită ar fi trebuit să permită satisfacerea unei oferte crescătoare, globalizantă. În acest mod, se putea susține cererea enormă de țiței, stimulând creșterea economică în expansiune democratică sub conducerea Americii - liderul lumii libere. Într-un anume fel, acest acord a fost paralel cu Planul Marshall, precum și în concordanță cu înțelegerile cunoscute drept sistemele “Bretton Woods” și, în particular, “Gold Standard”. Dintr-un calcul simplu, reiese că acordul durează, prin urmare, de mai bine de 60 de ani. Riadul nu numai că dezvoltă acțiuni de modernizare, fiind parte în cartelul OPEC, dar menține un rol esențial în atenta echilibrare a cererii cu oferta. Rolul jucat de Arabia Saudită ar putea fi asimilat cu o „Bancă Mondială a Petrolului”. Crescând exporturile proprii, Riadul a avut și are rolul de moderator al jocului prețului petrolului, fie menținându-și capacitatea extractivă, aceea de rafinare, de transport, uneori neutilizată, dar păstrată în rezervă și utilizată la nevoie cu rapiditate. Conform conceptului www.petroleumreview.ro

opinie

OPEC, toți membrii „clubului bogaților” trebuie să aibă rezerve pentru aproximativ 90 de zile de consum la valorile normale ale cererii mondiale. Până în prezent, doar SUA au reușit să respecte angajamentele privitoare la rezerve în accepțiunea OPEC pentru membrii săi. Cu toate tentativele americane de a diversifica din punct de vedere geopolitic aprovizionarea cu țiței a piețelor, cu adresă subînțeleasă vizavi de Rusia, Marea Caspică, Africa Occidentală etc., Golful a fost și rămâne un punct central pentru aprovizionarea cu petrol a economiilor globalizate. Acest punct nodal este destinat, inclusiv pentru viitorii ani, dezvoltării, date fiind rezervele imense din zăcămintele zonei, rezerve recunoscute în lume pentru costurile reduse ale exploatării acestora. Este un motiv major pentru ca Washingtonul să se îngrijească de stabilitatea întregii zone. Marile pericole pentru așanumita „limfă vitală a economiei mondiale” nu sunt legate însă de problematica tehnico-geologică, ci de aspecte geopolitice, mai cu seamă de posibilele diminuări ale cererii pe piața mondială a petrolului, chestiuni care pot genera nu numai recesiuni economice, dar și conflicte comerciale care vor însemna un posibil sfârșit al globalizării definite și cunoscute drept “Pax Americana”. Consumurile mondiale

de petrol vor crește mai cu seamă pentru a face față „setei de țiței” a Chinei și Indiei, dar și pentru a acoperi mai slaba producție a SUA, știut fiind că prețul scăzut al țițeiului din anii trecuți a condus la diminuarea producției americane de petrol neconvențional. Pentru moment, politica de extracție se bazează pe continuarea exploatării zăcămintelor existente, aplicând tehnologiile cele mai coerente și îmbunătățite, atât pentru activitatea de extracție, cât și pentru cea de rafinare. Revenirea prețului petrolului a fost ajutată și de reactivarea micilor câmpuri petrolifere, care până mai ieri nu reprezentau o bună decizie din punct de vedere economic. Alternativa energeticii nucleare se oprește în necesitatea abordării ecologice a acestei tehnologii pentru a păstra cât se poate de atent obiectivele Protocolului de la Kyoto. Rămâne ca latură viitoare utilizarea din ce în ce mai accentuată a hidrogenului drept vector energetic important, la fel a etanolului din biomasă ca aditiv al petrolului etc. Toate acestea însă cer investiții importante, apreciate ca insuficiente în prezent. Pe fondul problematicii energetice de mare amplitudine sunt mereu anunțate succese tehnologice, progrese importante ale tehnologiilor, ce oferă liniște consumatorului, generic vorbind.

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

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

petrol și gaze

Prețul scăzut al petrolului și declinul producției complică discuțiile despre redevențe Ministerul Economiei a reluat în luna aprilie discuțiile pe tema modificării legii redevențelor petroliere cu partenerii de dialog din industria de profil. Sistemul de impozitare trebuia schimbat încă din decembrie 2014, odată cu expirarea termenului stabilit prin contractul de privatizare a companiei Petrom cu grupul austriac OMV. Deși au trecut aproape trei ani de la expirarea termenului, niciun guvern nu a reușit, până în prezent, să ducă la îndeplinire această sarcină. de Adrian Stoica 76

unt mari redevențele petroliere percepute de statul român sau sunt prea mici? Unii spun că sunt mult prea mici și aduc ca justificare sistemul de redevențe din țările arabe. Alții, și nu sunt puțini nici aceștia, susțin că actualul nivel ar redevențelor nu ar trebui modificat în sensul creșterii lor și au argumente solide în susținerea acestei poziții. La mijloc - statul român, care și-ar dori venituri mai mari din redevențele petroliere, mai ales că se pregătește o adevărată revoluție fiscală care va aduce după ea și o creștere substanțială a veniturilor în zona angajaților bugetari. Cum va arăta viitoarea lege rămâne să aflăm, la ora actuală singura certitudine fiind faptul că redevențele aferente activităților din sectorul offshore de explorare și producție a țițeiului și gazelor naturale vor fi mai mici decât cele percepute pentru activitățile onshore. ÎNTÂLNIRI CU INDUSTRIA DE PROFIL

Ministrul Economiei, Mihai Tudose, le-a solicitat recent

companiilor petroliere să-și exprime punctele de vedere cu privire la noua lege a redevențelor și a promis că va menține un dialog deschis cu acestea. O primă întâlnire cu reprezentanții Asociației Române a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA) a avut loc deja la începutul lunii aprilie, delegația fiind condusă de Harald Kraft. Principalele teme abordate în cadrul discuţiilor au fost redevenţele în domeniul petrolier şi modalităţile de abordare în domeniul noii legi a redevenţelor. Ministerul Economiei a reiterat principiul prin care statul acordă dreptul de explorareexploatare, ţinând cont de faptul că nivelul redevenţei exprimă preţul corect pentru exploatarea resurselor şi de necesitatea de a stabili o clauză de stabilitate a licenţei pe toată durata de valabilitate. Cu această ocazie, reprezentanții ROPEPCA au prezentat imaginea de ansamblu din România în ceea ce privește sistemul de redevențe comparativ cu celelalte state europene, precum și o serie de aspecte cu care se confruntă companiile petroliere în activitatea pe care o desfășoară. www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

O primă întâlnire cu reprezentanții ROPEPCA a avut loc deja la începutul lunii aprilie, la Ministerul Economiei, delegația fiind condusă de Harald Kraft.

„Având în vedere contribuţia importantă a sectorului petrolier în economia României, ministrul Mihai Tudose şi-a exprimat deschiderea pentru colaborarea cu ROPEPCA pentru găsirea unor soluţii la aspectele prezentate de delegaţia asociaţiei. În acest context, s-a convenit ca pe timpul elaborării legii redevenţelor să existe un dialog în cadrul grupului interministerial constituit la nivelul Ministerului Economiei, în acest sens ROPEPCA fiind invitată să transmită punctele sale de vedere”, se preciza într-un comunicat emis de minister după această întâlnire. De asemenea, și premierul Sorin Grindeanu s-a întâlnit cu o delegație a consorțiului format din ExxonMobil, cea mai mare companie petrolieră din lume listată la bursă, și OMV Petrom, cea mai mare companie petrolieră românească. NIVEL DE TAXARE ÎN CREȘTERE

Redevenţele la petrol şi gaze, al căror cuantum este cuprins între 3,5% şi 13% din producţie, sunt fixate pentru perioada 2004 până în decembrie 2014. În pofida condițiilor dificile de operare, rata medie efectivă a redevențelor și a altor impozite similare a crescut de la 15% în 2014, atingând valori de 15,7% în prima jumătate a anului 2015 și de 16,9% la sfârșitul lui 2015, ajungând la

17,5% în 2016, potrivit unui studiu realizat de o echipă de experți din cadrul Deloitte pentru ROPEPCA. Rata efectivă de impozitare a fost calculată ca medie între redevențele și impozitele similare observabile plătite (redevențe de petrol și gaze naturale, impozite suplimentare și impozitul pe construcții), raportată la veniturile obținute de principalii jucători de pe piața de profil din România - SNGN Romgaz SA (22,5% - rata efectivă de impozitare în 2015 și 21,8% în 2016) și OMV Petrom SA (14,7% rata efectivă de impozitare în 2015 și 15,9% în 2016). „Studiul Deloitte arată un fapt extrem de îngrijorător: regimul de taxare efectivă a industriei a crescut în România și odată cu acesta a crescut și presiunea pusă pe companiile de explorare și producție petrolieră onshore, care suferă oricum de condiții de piață nefavorabile. Asta în timp ce, pe plan european, majoritatea statelor acționează pentru stimularea investiţiilor şi a activităţii de explorare şi producţie petrolieră. Atragem încă o dată atenția că sectorul petrolier upstream onshore are o contribuţie importantă la veniturile publice, iar sustenabilitatea sectorului depinde direct de modul în care sunt încurajate investiţiile pe termen lung”, a subliniat Mark Wagley, președintele în exercițiu al ROPEPCA. ROPEPCA mai notează și că analiza Deloitte, realizată pe baza datelor din surse publice, arată că 77

petrol și gaze

rata medie efectivă a redevențelor și a impozitelor similare a fost în scădere în 2015 comparativ cu 2014 în 10 state europene: Marea Britanie, Norvegia, Danemarca, Ungaria, Austria, Germania, Olanda, Italia, Bulgaria și Albania. O altă concluzie a studiului este că rata efectivă de impozitare determinată pentru activitatea upstream de gaze naturale în România are o valoare mult mai ridicată decât cea aferentă activității de explorare și producție de petrol, diferența rezultând, în principal, din impozitul suplimentar aplicabil gazelor naturale. În prezent, în România există peste 400 de zăcăminte petroliere și peste 13.000 de sonde active. Pentru menţinerea constantă a nivelului producţiei de ţiţei şi gaze este nevoie de investiţii semnificative şi de un cadru fiscal stabil, predictibil şi prietenos, aspecte semnalate de altfel de nenumărate ori de marii actorii din industria de petrol și gaze de pe piața domestică. Potrivit datelor ROPEPCA, producția suferă de un declin natural de 10%, iar gradul de epuizare a rezervelor actuale este de 87%, ceea ce ridică necesarul investițional la un miliard de euro/an pentru menținerea producției la același nivel. Fără aceste investiții, producția României de țiței se va epuiza în 12 ani, iar cea de gaze naturale în nouă ani, avertizau reprezentanții asociației în luna septembrie 2016. De asemenea, tot aceștia precizau că în România costul de producție este destul de mare, undeva între 16 și 18 dolari per baril la țiței, prin urmare prețul final nu poate fi scăzut. Potrivit ultimului proiect elaborat de Ministerul de Finanţe anul trecut se păstrează actualul nivel al redevenţelor, invocându-se faptul că zăcămintele sunt vechi, epuizate. Mai mult, ele se află la mare adâncime şi sunt costuri mari cu exploatarea lor, iar descoperirea altora necesită investiţii consistente. În schimb, noutăţile aduse 78

Declin constant al producţiei

În ultimii 30 de ani, producţia de ţiţei şi gaze naturale realizată în România a înregistrat un declin constant, pe fondul epuizării rezervelor din zăcămintele aflate în exploatare, multe dintre aceste perimetre aflânduse la maturitate, aflate în producţie de câteva zeci de ani. Faţă de perioada de vârf a exploatării petrolului din România, între anii 19751989, în perioada 2011-2015, nivelul cantităţilor de ţiţei şi gaze naturale extrase a scăzut foarte mult, cu peste 70%, evoluţia producţiei de ţiţei şi gaze naturale fiind influenţată de gradul de maturitate a zăcămintelor. În perioada 2011-2015, producţia de ţiţei şi condensat a scăzut într-o proporţie relativ mică, cu 5,4% în 2015 (3,86 milioane tone) faţă de anul 2011 (4,08 milioane tone), cea mai mare cantitate de ţiţei şi condensat fiind extrasă de OMV Petrom (99,4%).

vizează, printre altele, introducerea unor facilităţi fiscale acordate companiilor în funcţie de metodele de exploatare, mizându-se astfel pe creşterea factorului de recuperare pentru zăcămintele de mare adâncime. De asemenea, o altă noutate se referă la introducerea unor facilităţi fiscale pentru activităţile din zonele offshore, care în prezent nu sunt reglementate, şi se face o diferenţiere între zăcămintele marine de mică adâncime şi cele de mare adâncime, pe motivul costurilor diferite pe care le implică aceste activități. EXTINDEREA APLICĂRII IMPOZITULUI SPECIAL

Guvernul intenționează să păstreze taxa de 60% pe veniturile suplimentare obţinute din dereglementarea preţurilor la gaze, deşi de la 1 aprilie, preţul gazelor din producţia internă pentru consumatorii casnici a fost liberalizat, din formula de calcul dispărând preţul reglementat. Însă potrivit unui act normativ pregătit de Ministerul Finanțelor, executivul urmează să modifice formula de calcul, înlocuind prețul stabilit prin hotărâre de guvern cu noul preț mediu ponderat, realizat pe piața concurențială sau piețele centralizate de gaze naturale, în cazul gazului destinat consumatorilor casnici. Fără această modificare, arată cei de la finanțe în expunerea de motive, impozitul de 60% pe câștigurile veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale nu s-ar fi putut aplica, ceea ce ar fi însemnat că veniturile statului s-ar fi redus cu aproximativ 800 de milioane de lei. Astfel, Ministerul Finanțelor a estimat pentru anul trecut venituri de 872,93 milioane de lei din taxarea veniturilor suplimentare obținute de producători ca urmare a dereglementării prețurilor, în ușoară scădere față de 2015 când au fost estimate venituri de 881,04 milioane lei. 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

petrol și gaze

azoductul BRUA va lega Bulgaria, România, Ungaria și Austria și face parte din strategia Uniunii Europene de asigurare a independenței energetice. Comisia Europeană a aprobat anul trecut pentru Transgaz o finanțare nerambursabilă de aproximativ 180 de milioane de euro, pentru a construi partea din BRUA care traversează România de la Giurgiu la Nădlac, iar în luna septembrie 2016, Parlamentul a adoptat proiectul de lege care să permită construirea conductelor de gaze naturale în zona de coastă a Mării Negre. Conducta Tuzla – Podişor va avea o lungime de 308 kilometri şi ar trebui să fie funcțională în 2020. Aceasta va traversa judeţele Constanţa, Giurgiu şi Călăraşi.

Proiectul BRUA presupune construirea pe teritoriul României a unei conducte noi de transport gaze naturale, ce va realiza conexiunea dintre Nodul Tehnologic Podişor şi Staţia de Măsurare Gaze (SMG) Horia, pe direcţia Podişor – Corbu – Hurezani – Haţeg – Recaş – Horia, precum şi a trei staţii de comprimare. Conducta în lungime totală de aproximativ 528 de km este proiectată pentru a transporta gaze naturale la o presiune de maximum 63 de bari, potrivit reprezentanţilor companiei Transgaz. PE HARTA PIEŢEI EUROPENE A GAZELOR

Conducta Tuzla – Podişor va pune România pe harta pieţei europene a gazelor, prin gazoductul BRUA,

care va facilita accesul la gazele care vor veni din regiunea caspică prin conducta trans-adriatică (TAP) şi cea trans-anatoliană (TANAP). Valoarea estimată a proiectului BRUA se ridică la 560 de milioane de euro, la care se adaugă investiţia pentru conexiunea dintre nodurile tehnologice Tuzla și Podişor, de 278 de milioane de euro. BRUA va asigura o capacitate maximă de transport gaze naturale de 1,5 miliarde metri cubi/an spre Bulgaria și de 4,4 miliarde metri cubi/ an spre Ungaria. Potrivit estimărilor, producţia de gaze a României va fi relativ constantă până în 2019, de circa 10 miliarde de metri cubi anual, după care România va deveni exportator net de gaze, în doar patru ani producția urmând să se dubleze până la 19 miliarde de metri cubi anual. Consumul de gaze

BRUA MERGE ÎNAINTE de Adrian Stoica Operatorul sistemului naţional de transport al gazelor naturale Transgaz Mediaș a solicitat Agenţiei Naţionale pentru Protecţia Mediului (ANPM) acordul de mediu pentru construcţia conductei de gaze naturale Tuzla – Podișor, care va asigura legătura dintre ţărmul Mării Negre şi gazoductul BRUA. Odată cu realizarea acesteia, va deveni posibilă preluarea în sistemul național de transport operat de Transgaz a producției din perimetrele offshore din largul Mării Negre. 80

www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

va rămâne însă constant, între 12 şi 13 miliarde de metri cubi anual.

Comisia Europeană a adoptat în cursul lunii martie un Regulament care prevede ca producătorii şi furnizorii de gaze naturale potenţial beneficiari ai proiectelor de extindere a conductelor magistrale trebuie să garanteze operatorilor de transport că îşi vor recupera investiţiile în extindere din creşterea cantităţilor de gaze transportate şi că nu vor fi obligaţi să majoreze, în acest scop, tarifele de transport, ca urmare a cererii insuficiente. Potrivit legislatiei naţionale în vigoare, orice investiţie a operatorului sistemului naţional de transport al gazelor naturale – Transgaz - în extinderea sistemului naţional de conducte de gaze trebuie recuperată din încasări. În condiţiile în care volumele de gaze transportate cresc, amortizarea investiţiilor se poate face fără majorarea tarifelor reglementate aprobate de Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), doar din sumele suplimentare rezultate din aplicarea aceloraşi tarife la cantităţi mai mari. În caz contrar, este nevoie de majorarea tarifelor. Tarifele de transport se regăsesc în preţul final al gazelor achitat de consumatori. La nivelul anului trecut, acestea aveau o pondere de circa 17-18% în costul total de achiziţie a gazelor naturale destinate clienţilor casnici şi producătorilor de energie termică pentru populaţie. Ponderea în preţul final plătit de consumatori este mai mică, întrucât acesta mai include marja furnizorilor, plus TVA și acciza.

noul Regulament european în legislaţia românească. Proiectul conţine şi un model de contractcadru care ar urma să fie încheiat între Transgaz şi utilizatorii de reţea care solicită capacitate suplimentară de transport. Proiectul de act normativ introduce noţiunea de „capacitate incrementală” de transport de gaze naturale, definită ca „o posibilă creştere viitoare, prin intermediul unor proceduri bazate pe piaţă, a capacităţii tehnice existente sau o posibilă capacitate nouă creată acolo unde, în prezent, nu există niciuna, care poate fi oferită pe baza unor investiţii în infrastructura fizică de transport şi care poate fi alocată ulterior, sub rezerva obţinerii de rezultate pozitive la testul economic, în punctele existente de intrare/ ieşire în şi din sistemul naţional de transport sau prin crearea unor noi puncte de intrare/ieşire în şi din sistemul naţional de transport”. Potrivit draftului de act normativ, se va calcula şi stabili un anumit prag minim al totalului angajamentelor obligatorii privind contractarea de capacitate suplimentară de transport prezentate de solicitanţi de la care pornind un proiect de dezvoltare a infrastructurii de transport de gaze este considerat a fi viabil din punct de vedere economic. „Obligaţia OTS (operatorul de transport și sistem – Transgaz) de a pune la dispoziţie capacitatea de transport rezervată şi de a presta serviciul de transport este condiţionată de întrunirea pragului minim de capacitate”, se stipulează în proiect. De asemenea, Transgaz va putea solicita un anumit nivel minim de capacitate alocată pe mai mulţi ani şi/sau o decizie finală de investiţie în privinţa proiectelor care au determinat solicitări de capacitate suplimentară de transport.

PROIECT ANRE PENTRU TRANSPUNEREA LEGISLAŢIEI

GARANŢII FINANCIARE ŞI PENALIZĂRI

Recent, ANRE a elaborat un Proiect de Ordin care va transpune

Producătorii şi furnizorii de gaze naturale vor fi obligaţi să constituie

RECUPERAREA INVESTIŢIEI FĂRĂ MAJORAREA TARIFELOR

o garanţie financiară în favoarea Transgaz pentru cazul în care decid să înceteze unilateral contractul de capacitate incrementală cu operatorul de transport înainte de confirmarea contractării către clienţi a capacității suplimentare de transport care justifică investiția în extinderea reţelei de conducte. Garanţia se constituie sub formă de scrisoare de garanţie, depozit colateral sau cont escrow. Cuantumul exact al garanţiei se va stabili de la caz la caz, prin documentaţia aferentă fiecărui proces de alocare de capacitate incrementală. „Garanţia financiară de plată (...) poate fi executată de către OTS până la nivelul sumei determinate în conformitate cu prevederile procedurii specifice de desfăşurare a procesului de capacitate incrementală. Partea neexecutată a garanţiei se va restitui de către OTS în termen de 15 zile calendaristice de la data confirmării”, prevede proiectul de ordin al ANRE. În mod corespunzător, Transgaz va fi obligat, la rândul său, să plătească o penalitate de întârziere utilizatorilor de reţea în situaţia în care nu respectă termenele convenite de finalizare şi punere în funcţiune a proiectelor de majorare a capacităţii de transport la care s-a angajat. „Această penalitate va fi egală cu tariful de rezervare de capacitate pentru servicii de transport ferme pe termen lung aplicabil în luna respectivă înmulţit cu capacitatea de transport rezervată pe zi şi cu numărul de zile din acea lună în care capacitatea de transport rezervată nu a fost asigurată”, se precizează în document. Transgaz intenţionează să împrumute 150 de milioane de euro de pe pieţele internaționale de capital pentru finanţarea lucrărilor la secţiunea românească a conductei internaţionale BRUA, după ce statul le-a impus companiilor unde este acţionar majoritar să acorde dividende acţionarilor în procent de 90% din profitul obţinut în anul 2016. 81

petrol și gaze

BSOG atribuie contractul de foraj pentru săparea a două sonde în largul Mării Negre de Adrian Stoica

lack Sea Oil & Gas SRL (BSOG) împreună cu partenerii săi de concesiune au anunţat recent atribuirea unui contract de foraj pentru săparea a două sonde de explorare offshore, situate în perimetrul XV Midia, Zona de Apă de Mică Adâncime, din sectorul românesc al Mării Negre, furnizorului local de servicii de foraj marin GSP Offshore SRL (GSP). BSOG a contractat platforma de 82

foraj de tip cantilever GSP Uranus pentru forajul a două sonde de explorare în ape cu adâncimea de până la 100 de metri, programat să înceapă în trimestrul al IV-lea al acestui an. Servicii auxiliare precum cele de transport aerian, logistică şi nave de servicii offshore care vor susţine operaţiunile de foraj au fost contractate tot de la GSP. „Titularii perimetrului XV Midia, Zona de Apă de Mică Adâncime, vizează prospecte care nu doar consolidează portofoliul de resurse al titularilor, dar,

mai important, ar putea alimenta Proiectul de Dezvoltare Gaze Midia, care actualmente constă în descoperirile Ana şi Doina, aflat în faza de obţinere a aprobării pentru dezvoltare”, a declarat Mark Beacom, CEO BSOG. Black Sea Oil & Gas SRL este în curs de obţinere a tuturor aprobărilor necesare pentru realizarea Proiectului de Dezvoltare Gaze Midia. Aceste aprobări includ autorizaţiile din partea ANRE şi ANRM, acordul de mediu şi autorizaţia de construire, autorizaţiile din partea autorităţilor locale şi naţionale, aprobarea Transgaz, precum şi aprobarea acţionarilor şi partenerilor. Cu toate că există multe aspecte în materie de legislaţie care trebuie soluţionate, consorţiul vizează obţinerea acestor aprobări în anul 2017. Odată obţinute aprobările respective, vor fi necesari doi ani pentru construirea platformei offshore, săparea sondelor de dezvoltare, montarea conductelor offshore şi onshore şi construirea staţiei de tratare a gazelor. Black Sea Oil & Gas, deţinută integral de Carlyle International Energy Partners, este o companie independentă de petrol şi gaze cu sediul în România care desfăşoară operaţiuni de explorare, dezvoltare şi exploatare a resurselor convenţionale de ţiţei şi gaze naturale. În prezent portofoliul companiei este alcătuit din concesiunea privind perimetrele XV Midia - Zona de Apă de Mică Adâncime şi XIII Pelican, situate în platforma continentală a Mării Negre, la care BSOG deţine o participaţie de 65% şi calitatea de operator. Pe data de 19 aprilie, reprezentanții Carlyle Group s-au întâlnit cu Guvernul României pentru a discuta despre proiectele de investiții offshore din Marea Neagră. Fondurile pe care le gestionează Carlyle Group investesc în patru domenii, respectiv capital privat al întreprinderilor, active reale, strategii pentru piaţa mondială şi soluţii de investiţii. www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

Suport tehnic pentru noile proiecte energetice din Marea Neagră de Adrian Stoica

e data de 10 aprilie, Ministerul Economiei a găzduit o întâlnire de lucru cu delegația consorțiului format din ExxonMobil și OMV Petrom, condusă de Richard Tasker, Director General al ExxonMobil, și Mariana Gheorghe, Director General Executiv al OMV Petrom. Întâlnirea a avut loc în contextul în care echipele tehnice din cadrul Comitetului interministerial coordonat de Ministerul Economiei lucrează pentru asigurarea suportului tehnic pentru sprijinirea noilor proiecte energetice cu potențial de dezvoltare în partea românească a Mării Negre realizate de cele două companii, se precizează în comunicatul de presă emis de Ministerul Economiei. Cu această ocazie, Ministrul Economiei, Mihai Tudose, a asigurat delegația consorțiului de faptul că acordă o atenţie sporită operaţiunilor de explorare şi exploatare a resurselor energetice din Marea Neagră și că dorește ca acestea să fie valorificate în mod competitiv și sustenabil, astfel încât să contribuie la consolidarea securității energetice a României. Reprezentanţii ExxonMobil și OMV Petrom au prezentat progresele obţinute în operaţiunile din zona adâncă de explorare, reafirmând, totodată, interesul pentru continuarea investiţiilor în explorarea resurselor de gaze din Marea Neagră. În ceea ce privește preocupările reprezentanților industriei offshore legate de evoluţiile cadrului de reglementare din sectorul petrol şi gaze, ministrul Economiei le-a transmis că Guvernul susţine adoptarea măsurilor necesare pentru încurajarea investițiilor în domeniu și dorește să faciliteze demararea proiectelor

de investiții în timp rezonabil, lucrând astfel la asigurarea cadrului de reglementare necesar pentru dezvoltarea acestor proiecte în România. În ședința de guvern din data de 2 martie, executivul a aprobat un Memorandum prin care a decis înființarea Comitetului interministerial privind asigurarea suportului tehnic necesar pentru sprijinirea noilor proiecte energetice cu potențial de dezvoltare în partea românească a Mării Negre realizate de ExxonMobil și OMV Petrom. Conducerea Comitetului interministerial este asigurată de ministrul Economiei și este compus din reprezentanţi la nivel de secretar de stat, respectiv conducători ai structurilor de specialitate ale administraţiei publice centrale din Ministerul Economiei, Ministerul Energiei, Ministerul Mediului, Ministerul Finanţelor Publice, Ministerul Muncii şi Justiţiei Sociale, Ministerul Cercetării şi Inovării, ANRM, Secretariatul General al Guvernului şi Autoritatea Competentă de Reglementare a Operaţiunilor Petroliere Offshore la Marea Neagră. 83

petrol și gaze

Prahova – Capitală Mondială a Petrolului

În 2017, se împlinesc 160 de ani de la înființarea, de către frații Mehedințeanu (în 1857) a primei rafinării de petrol din lume și 50 de ani de învățământ superior petrolier în Ploiești, ocazii cu care vor avea loc, pe parcursul întregului an, o serie de manifestări sub denumirea „Prahova, 2017 - Capitală Mondială a Petrolului”. 84

www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

Calendarul evenimentelor dedicate acestor aniversări include: Dezvelirea monumentului dedicat fraților Mehedințeanu; (aprilie - Ploiești); „Primul oraș din lume iluminat cu petrol lampant” – organizat în colaborare cu Primăria Municipiului București și Academia Română (mai - București); Ceremonia dezvelirii unei plăci aniversare închinate academicianului Anghel Saligny, promotorul activității de transport al petrolului prin conducte din România (iunie-Constanța); Ceremonia dezvelirii unei plăci aniversare închinate academicianului Anghel Saligny, proiectantul primei conducte de transport al petrolului între BuștenariBăicoi-Ploiești-Cernavodă-Constanța (iulie – Telega; Aniversarea întemeierii Școlii de Maiștri Sondori și Rafinori – prima de acest gen din lume (august – Câmpina); Expoziție în cadrul Muzeului Național al Petrolului (septembrie – Ploiești); Aniversarea a 50 de ani de învățământ universitar la Ploiești (octombrie – Ploiești). Organizatorii ciclului de evenimente sunt Universitatea Petrol-Gaze din Ploieşti (UPG), Consiliul Judeţean Prahova, Primăria Municipiului Ploieşti, Ministerul Culturii şi al Identităţii Naţionale, Societatea Cultural Istorică Mihai Viteazul şi Fundaţia Constantin Stere, alături de importante companii din sectorul de petrol și gaze și nu numai. Primul eveniment, care a avut loc pe data de 21 aprilie, s-a bucurat de prezența a numeroase oficialități, reprezentanţi ai ministerelor, ai diferitelor companii din domeniul energiei şi nu numai, ai comunităţii locale, a unor ambasadori ai ţărilor din care provin cetăţenii străini care studiază la UPG. Manifestarea a debutat cu dezvelirea în cadru festiv a monumentului dedicat fraţilor Mehedinţeanu – fondatorii primei rafinării de petrol din lume, continuând cu un simpozion desfășurat în Aula universităţii și dedicat personalităţii celor doi petrolişti prahoveni, Teodor

Premiere mondiale

Anul 1857 înregistrează pentru România, la nivel mondial, trei mari premiere: • Prima ţară din lume cu o producţie de petrol înregistrată oficial în statisticile internaţionale; • La Lucăceşti, Bacău, s-a construit prima sondă petrolieră comercială din lume. Prima rafinărie industrială a fost construită de fraţii Mehedinţeanu la periferia Ploieştiului, cu echipament comandat în Germania, de la compania Moltrecht; • Primul oraş din lume, iluminat public cu petrol lampant, a fost Bucureştiul. Începând cu 1 aprilie 1857, oraşul avea să fie iluminat cu 1.000 de lămpi. România a fost prima ţară din lume care a exportat benzină încă din anii 1900. În 1904 se înfiinţează prima şcoală din lume de maiştri sondori la Câmpina. Ulterior şcoala va pregăti şi maiştri rafinori.

şi Marin Mehedinţeanu. Au luat cuvântul rectorul Universităţii Petrol Gaze Ploieşti, Mihai Pascu Coloja; profesorul universitar doctor Ecaterina Andronescu, consilierul prezidenţial pentru cultură, culte şi centenar – Sergiu Nistor, Preşedintele Comisiei pentru industrii și servicii din Camera Deputaţilor - Iulian Iancu, primarul Adrian Dobre, doctorul în istorie Gheorghe Calcan și Ion Ocneanu, fost director al Rafirom. Cu convingerea că România este încă un jucător semnificativ în industria petrolului mai ales datorită şcolii de la Ploiești, Preşedintele Comisiei pentru industrii și servicii din Camera Deputaţilor a menționat că există 3.000 de studenţi absolvenţi de la UPG Ploieşti în toate colţurile lumii, şcoala industriei de petrol românească datând din anul 1904. „Nu ştiu câţi alţii se mai pot lăuda cu aşa ceva. Suntem un reper în lume pentru industria petrolului care va mai conta în materiile prime energetice cel puţin patru decade din acest moment. Există încă resurse nevalorificate de petrol şi gaze şi gaze de şist, care vor avea o exploatare de 250 de ani de aici încolo”, a afirmat Iulian Iancu. „După anii 90, meseria de inginer a fost marginalizată şi asta s-a reflectat în căderea noastră economică. Ploieştiul şi-a ocupat un loc în istoria petrolului, pentru că are aşa de multe începuturi. Cred că şi astăzi Prahova contează în principal prin industria de petrol, în economia românească”, a punctat fostul ministru al Educației, Ecaterina Andronescu. Evenimentul desfășurat la Ploiești face parte din Programul Naţional „România 100”, contribuţia fraţilor Mehedinţeanu la fondarea şi dezvoltarea industriei petroliere din România şi din lume fiind una importantă. Manifestările culturale au avut loc sub auspiciile Universităţii Petrol-Gaze Ploieşti, ale Ministerului Culturii şi Identităţii Naţionale, ale Primăriei Ploieşti, ale Societăţii Cultural Istorice „Mihai Viteazul” Ploieşti, ale Fundaţiei Constantin Stere, precum şi ale Consiliului Judeţean Prahova. 85

petrol și gaze

Instalația Confind pentru tratarea șlamului petrolier Din cauza unor incidente tehnice care se produc uneori în activitățile din industria de petrol, pot apărea contaminări ale unor întinse suprafețe de pământ cu ţiţei sau cu diverse produse petroliere lichide. Răspândirea produselor petroliere lichide la suprafaţa solului poate avea efecte negative atât asupra subsolului şi a pânzelor freatice - prin infiltrare, cât şi asupra aerului atmosferic - prin evaporarea compuşilor cu volatilitate ridicată din produsele poluante. Ecologizarea durabilă a unui sit contaminat cu produse petroliere se poate realiza și cu ajutorul instalațiilor de reciclare a șlamului petrolier. Recent, o instalație complexă destinată reciclării șlamului petrolier, precum și a terenurilor impregnate cu diverse produse petroliere a fost proiectată și executată de Confind SRL Câmpina, companie care dorește a se implica tot mai mult în proiectarea și execuția unor utilaje folosite în domeniul protecţiei mediului. Clientul pentru care a fost personalizată această lucrare, UNI-RECYCLING SRL, este o companie care activează în domeniul protecției mediului și are, printre principalele activități, decontaminarea siturilor, tratarea șlamurilor petroliere, tratarea apelor uzate, a emulsiilor și nămolurilor municipale și industriale. TRATAREA ȘLAMULUI PRIN CENTRIFUGARE

Proiectul instalației pentru reciclarea șlamului petrolier a fost realizat de Confind la cererea unei cunoscute companii ce activează în domeniul ecologizării și protecției mediului înconjurător. În interiorul unui container echipat cu o centrifugă pentru procesare șlam (aceasta din urmă fiind pusă la dispoziția constructorului-proiectant de către beneficiar), specialiștii din Confind au reușit amplasarea și montarea optimă, într-un spațiu nu foarte generos, a tuturor conductelor, cablurilor, robinetelor, rezervoarelor, aparatelor și echipamentelor necesare, astfel încât, în urma tratării prin metoda centrifugării, să fie recuperate pe trasee tehnologice distincte apă industrială, produse petroliere lichide și fracția solidă din șlam. CONTAINERUL INSTALAȚIEI

Containerul cu instalația pentru reciclarea șlamului prin centrifugare este de construcție maritimă, fiind autorizat pentru transport maritim. Este executat la standarde internaționale de o firmă de profil. Realizat dintr-o tablă 86

din oțel anticoroziv, are un volum interior de peste 31 de metri cubi și o greutate de circa 3,2 tone. Transportul containerului se realizează atât maritim, cât și terestru, cu un mijloc auto adecvat (platforma unui autocamion sau a unei remorci auto), care permite transportul unei mase de minimum 12 tone. Cu ajutorul suspensiei sale pneumatice, autocamionul realizează așezarea pe sol și ridicarea containerului (se evită, astfel, folosirea macaralei). Din punct de vedere al temperaturii mediului ambiant, containerul echipat cu centrifuga pentru prelucrat șlam poate funcționa la temperaturi cuprinse între -20°C și +40°C. Acesta este executat din profile de oțel și de tablă, iar podeaua este realizată din lemn stratificat. Containerul maritim este prevăzut cu un sistem independent și demontabil de calare, realizat printr-o tehnologie Confind. FUNCȚIONAREA INSTALAȚIEI

Instalația pentru reciclarea șlamului prin centrifugare reprezintă un flux complex care conține mai multe subansamble, dintre care mai importante sunt următoarele: centrifuga pentru prelucrat șlam; șnecul mic transversal; șnecul mare longitudinal împreună cu căruciorul și calea de rulare; rezervoarele de apă și ulei; pompele de apă și ulei; panoul electric de comandă în construcție ATEX; instalația electrică de cablaj între panoul electric de comandă și echipamentele electrice; instalația electrică de iluminat interior ATEX; pasarelele mobile și balustradele adiacente; scara de acces, pliată și introdusă în rama de bază. Principiul de funcționare constă în fluidizarea șlamului prin amestecarea mecanică a sa cu diverși componenți chimici și încălzirea reziduurilor petroliere (sau a pământului impregnat cu reziduuri petroliere), până la o temperatură de 80˚- 90˚C, într-o unitate separată. Apoi, fluidul rezultat este pompat într-o centrifugă specializată, montată în acest container. În urma centrifugării rezultă apă industrială, produs petrolier lichid și fracție solidă sub formă de pământ umed. Șlamul fluidizat este adus printr-un furtun de cauciuc prevăzut cu o cuplă rapidă care se îmbină cu perechea montată pe placa de cuplare a instalației. De aici, trece printr-un furtun de cauciuc și pătrunde în centrifugă. La finalul procesului de centrifugare vor rezulta: apă industrială, produs petrolier lichid (ulei) și fracția solidă a șlamului. Apa industrială este evacuată într-un rezervor amplasat sub centrifugă. În rezervor se află un senzor de www.petroleumreview.ro

montat transversal pe suportul centrifugii. De aici cade întrun șnec longitudinal al cărui cap de evacuare se află în afara containerului. Cu ajutorul celui de-al doilea șnec fracția solidă este evacuată într-un depozit mobil (container, habă, bena unui autovehicul basculant etc.) MODUL DE OPERARE

nivel care, în momentul atingerii nivelului maxim stabilit, pornește electropompa circuitului de apă. Aceasta refulează apa industrială la placa de legătură, unde se va cupla furtunul de evacuare din exterior. Cupla respectivă servește la evacuarea rapidă a unei cantități mari de apă, dacă e cazul, cuplându-se, în prealabil, un furtun de evacuare corespunzător. Produsul petrolier lichid este evacuat întrun al doilea rezervor, amplasat tot sub centrifugă, lângă rezervorul de apă. Și în acest rezervor se află un senzor de nivel care, în momentul atingerii nivelului maxim stabilit, pornește electropompa circuitului de ulei, acesta din urmă fiind refulat la placa de legătură, unde se va cupla furtunul de evacuare din exterior. Fracția solidă este evacuată prin partea de jos a centrifugii, într-un transportor cu șnec

CONFIND SRL

După ce containerului echipat cu centrifuga pentru prelucrat șlam a fost transportat pe locația de lucru (pe platforma unui autocamion sau a unei remorci auto corespunzătoare), se va orizontaliza solul în zona pe care se va amplasa containerul, respectiv acolo unde se vor amplasa cricurile de calare. După verificarea suspensiei pneumatice a mijlocului de transport, se deschid ușile batante laterale și se scot din interiorul containerului piesele componente ale picioarelor de calare, care încep a fi montate în fiecare colț al containerului, într-o ordine prestabilită. Se coboară talpa piciorului de calare pe sol, folosindu-se găurile de bolț din picior (reglaj grosier) și asamblarea filetată a tălpii (reglaj fin). Piulița de asigurare realizează strângerea necesară. După o ultimă verificare vizuală a montajului picioarelor de calare, se elimină aerul din camerele suspensiei pneumatice a mijlocului de transport, platforma pe care a stat containerul coboară, iar containerul va rămâne suspendat pe picioarele de calare. Se verifică apoi cu un dispozitiv orizontalitatea containerului în cele două planuri: longitudinal și transversal. Dacă orizontalitatea este bună se deplasează mijlocul auto de sub container, care va rămâne sprijinit pe picioarele de calare. Se extrage scara rabatabilă din locașul prevăzut în rama de bază și se așază pe sol. Se montează balustrada scării și diagonalele între picioarele de calare. Se coboară pasarelele la orizontală și se sprijină barele de siguranță pe rama containerului. Se montează balustradele în locașurile din pasarele, îmbinările asigurându-se cu agrafe. Apoi, se deschid ușile frontale ale containerului. Se deblochează căruciorul șnecului longitudinal și se împinge pe calea de rulare din poziția retrasă de transport, până când gura de alimentare a lui se aliniază cu gura de evacuare a șnecului transversal, după care se fixează pe calea de rulare. Se acționează pompa manuală de ridicare a șnecului longitudinal, până la realizarea unghiului de aproximativ 20° între axa șnecului și orizontală. Se montează ancora șnecului longitudinal de sistemul de întindere. Se cuplează furtunurile de evacuare pentru apa recuperată, uleiul recuperat și pământul nisipos. Se fac legăturile de împământare, ținând cont că rezistența de punere la pământ trebuie să fie mai mică de 4 ohmi.

Ing. Gabriel Mușat

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

petrol și gaze

LUKOIL Lubricants East Europe, la a 10-a aniversare 27 mii tone

volum total al vânzărilor de lubrifianți al LUKOIL Lubricants East Europe în 2016

15% cotă de piață în România

40 mii tone/an capacitate de producție a fabricii din Ploiești

1 milion €

investiții în 2017

9 fabrici proprii

și 24 de fabrici sub contract în întreaga lume 88

n 2017, LUKOIL Lubricants East Europe, subsidiară a companiei LUKOIL Lubricants, aniversează 10 ani de activitate. Cu acest prilej, Maxim Donde, Director general al LUKOIL Lubricants, și Felician Dragu, Director general al LUKOIL Lubricants East Europe, au marcat momentele cheie în evoluția companiei, precum și direcțiile de dezvoltare în perioada următoare. În Rusia, sunteți cel mai mare producător de uleiuri de motor, acoperind 45% din producția națională. Care este situația în prezent în România? Recent, compania LUKOIL Lubricants International a fost distinsă cu premiul ‘Best Supplier 2016’ (cel mai bun furnizor) pentru contribuția deosebită la dezvoltarea industriei de lubrifianți auto din Rusia. Care este poziția pe care vă situați în topul producătorilor? Maxim Donde: Volumul total de producție al LUKOIL Lubricants depășește un milion de tone de lubrifianți pe an. În România, evaluăm cota noastră de piață la circa 15%. Avem nouă fabrici proprii și 24 de fabrici sub contract în întreaga lume. Capacitățile de producție din România (fabrica de la Ploiești) asigură o producție de aproximativ 40.000 de tone pe an. În Europa, dispunem de platforme de producție în Austria, Finlanda și România, ceea ce ne permite să acoperim în totalitate piața europeană. Pentru producătorii de automobile

este important că unitățile noastre de producție sunt foarte apropiate de uzinele lor de vehicule. Sinergia dintre unitățile noastre ne permite să avem o producție identică pe toate platformele, la același nivel de calitate. Compania LUKOIL Lubricants a fost activă pe piața internațională de lubrifianți în ultimii 12 ani, în timp ce mulți jucători de pe piață la nivel mondial au fost reprezentați pe această piață pe parcursul mai multor decenii. Compania este unul dintre cei mai tineri jucători din sectorul european al lubrifianților. Cu toate acestea, suntem destul de ambițioși. Cel mai apropiat obiectiv al nostru este acela de a crește volumul vânzărilor de produse Premium, în primul rând uleiurile de motor GENESIS. LUKOIL Lubricants East Europe își distribuie produsele în Europa SudEstică și în țările balcanice, fără să se concentreze exclusiv asupra pieței din România, însă platforma de producție de la Ploiești joacă un rol cheie la nivel global în livrarea de produse pentru clienții noștri. La nivel mondial, LUKOIL Lubricants este unul dintre primii zece producători de lubrifianți. Unitatea din România funcționează ca centru regional pentru distribuția de lubrifianți auto pentru statele din zonă. Care sunt planurile de viitor cu privire la extinderea portofoliul de produse, clienți, parteneri (proiecte globale)? www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

Maxim Donde și Felician Dragu au expus planurile de viitor cu privire la extinderea portofoliul de produse, clienți, parteneri și proiecte globale.

Felician Dragu: Afacerile cu lubrifianți în grupul țărilor care fac parte din zona de prezență a companiei noastre reprezintă o mare provocare; există o concurență acerbă a unor bine-cunoscute branduri europene de uleiuri. Avantajul competitiv al LUKOIL Lubricants East Europe este un portofoliu bogat de produse, care este actualizat periodic și îmbunătățit datorită eforturilor specialiștilor noștri din laboratoare. Un alt avantaj cheie îl reprezintă poziția geografică perfectă, în inima Europei de Est. Acest lucru ne oferă acces la cele mai îndepărtate piețe din sud și din vest. În prezent, fabrica din Ploiești produce peste 300 de sortimente de uleiuri, în timp ce întreaga gamă de produse ale LUKOIL Lubricants include 2.500 de sortimente de produse. Laboratorul nostru modern,

instalația de blending de înalt nivel european, cei mai buni experți din industrie ne permit să producem orice fel de lubrifianți care îndeplinesc cerințele celor mai pretențioși clienți. LUKOIL dezvoltă în mod activ noi produse. Astfel, în 2016, compania a dezvoltat aproximativ 50 de noi lubrifianți. Extinderea gamei noastre de produse locale depinde de cererea de produse specifice a pieței locale. Vom continua să ne concentrăm asupra produselor cu marjă ridicată și asupra cooperării pe termen lung cu clienții noștri de încredere. Compania își va consolida relațiile de parteneriat cu clienții, cum ar fi Căile Ferate Române, ROMGAZ, operatorul european de apă VEOLIA, companiile locale de transport auto și companiile europene de transport public. Vedem un potențial de creștere în domeniul de comercializare a

uleiurilor industriale pentru minerit, construcții și sectoarele agricole din regiune, inclusiv în România. LUKOIL are o serie de produse utilizate pe scară largă în aceste sectoare. În România am produs pentru prima dată două astfel de game Premium, care au devenit produse cheie, precum LUKOIL GENESIS și AVANTGARDE PROFESSIONAL. Cea mai mare parte a investițiilor noastre în dezvoltarea instalațiilor de producție pentru următorii câțiva ani a fost deja realizată. Astăzi, fabrica noastră din România este una dintre cele mai moderne fabrici de lubrifianți din Europa Centrală. În 2017, investițiile majore vor avea ca scop sporirea gradului de conștientizare a brandului în regiune și activitățile de marketing pentru promovarea uleiurilor. 89

www.petroleumreview.ro

FOCUS O Ã&#x17D;NTREBARE DE TRILIOANE DE DOLARI

Listarea Saudi Aramco: miracol sau miraj?

www.petroleumreview.ro

FOCUS La începutul lunii aprilie 2017, întreaga Europă fierbea pe tema proaspăt declanșatului, în mod oficial, Brexit. Exact în această perioadă, premierul britanic Theresa May își făcea timp pentru o vizită în Arabia Saudită. Și nu singură, ci însoțită de un grup de oameni de afaceri, din care, deloc întâmplător, făcea parte și Xavier Rolet, unul dintre directorii London Stock Exchange (LSE). Reflectată în media în mod deosebit prin detaliul dat de faptul că premierul May nu a purtat un acoperământ al capului la întâlnirea cu prințul Muhammad bin Nayef, vizita a avut însă ca obiectiv general strângerea legăturilor economice dintre Regatul Britanic și Regatul Saudit. Ca obiectiv specific însă, atragerea Saudi Aramco la cota bursei londoneze a fost de departe cel mai important punct de pe listă. Cel puțin astfel titrează o serie de publicații de specialitate care au subliniat existența unei activități intense a reprezentantului LSE în relația cu oficialii saudiți. Acesta a avut întâlniri repetate cu reprezentanții Regatului Saudit, purtând discuții prelungite la plecare, pe aeroport, mult după momentul în care Premierul Theresa May era deja îmbarcată pentru decolare.

Demarat oficial pe final de an 2016 și cu deadline propus în 2018, procesul de listare a gigantului petrolier Saudi Aramco înaintează pe tăcute, dar ferm. Cel puțin asta se poate înțelege din seria de evenimente ce au avut loc începând cu finalul lunii martie 2017. Valoarea de piață este estimată de oficiali ai regatului Arabiei Saudite la aproximativ 2.000 de miliarde de dolari, dar o serie de estimări independente plasează capitalizarea companiei în jurul valorii de 400 de miliarde de dolari. Datele existente până în prezent fac IPO-ul (Initial Public Offering – Ofertă Publică Inițială, proces în care un acționar vinde pentru prima oară pe bursă din acțiunile deținute) Saudi Aramco să pară un miracol. Interpretările acestora însă îl pot transforma într-un miraj. de Laurențiu Roșoiu

CURTATĂ DE MAI MULTE BURSE

Perspectiva ce susține că principalul obiectiv al vizitei premierului britanic în Arabia Saudită a fost atragerea Saudi Aramco la cota LSE este de altfel validată de faptul că vizita s-a suprapus apariției a tot mai multor declarații ale unor oficiali ai altor țări și ai altor piețe bursiere, careși doresc să găzduiască listarea Saudi Aramco; New York Stock Exchange, bursa din Tokyo sau cea din Hong Kong fiind printre cele care au avut ieșiri publice pe această temă. Pe 13 martie 2017 spre exemplu, premierul Japoniei solicita public regelui saudit să susțină listarea Saudi Aramco pe bursa din Tokyo; la finele aceleiași luni, un oficial saudit confirma existența unor discuții serioase privind listarea Saudi Aramco pe New York Stock Exchange, în timp ce bursa din Hong Kong își exprima de asemenea 93

FOCUS interesul pentru găzduirea acestei listări. Aceasta este succesiunea de evenimente publice care relevă că în subteranele mecanismului politicoeconomic internațional se duce o bătălie aprigă pentru a aduce acțiunile gigantului saudit la cota unei burse sau a alteia. Și asta se întâmplă într-un context în care, la finele lunii martie, guvernul saudit reducea nivelul de taxare a companiilor petroliere de la 85% la 50% din profit – un demers menit a crește atractivitatea companiei în perspectiva IPO-ului aflat în discuție. În același sens, finalizarea, la finele lunii ianuarie 2017, a primului audit al rezervelor de petrol aflate în exploatarea Saudi Aramco este un exercițiu de transparență care vine să confirme intenția guvernului saudit de a-și deschide compania către public. Intenția oficialilor saudiți de a deschide compania prin listare pe o bursă apare așadar a fi mai de actualitate ca niciodată până în prezent; iar asta face ca deadline-ul anunțat inițial (2018) să pară realizabil. CÂT VALOREAZĂ SAUDI ARAMCO

Cu cât listarea Saudi Aramco este mai aproape, cu atât mai importantă este stabilirea valorii de piață a acesteia. Primul punct de plecare în demersul de evaluare, care situează valoarea companiei la circa 2.500 de miliarde de dolari, este chiar auditul realizat la începutul anului 2017, care a confirmat existența celor circa 260 de miliarde de barili de petrol pe care compania îi menționa în toate rapoartele publice. Plecând de la această cifră, într-un demers de evaluare cât se poate de conservator – luând în considerare un preț de doar 10 dolari pe baril – compania ar putea depăși cu mult valoarea de 2.500 de miliarde de dolari. Doar că o astfel de evaluare are un grad ridicat de irelevanță deoarece zăcămintele se află, așa cum oficialii saudiți au subliniat clar în mai multe rânduri, în proprietatea statului, și nu în proprietatea companiei saudite. În plus, în practica de zi cu zi, investitorii evaluează o companie în 94

TOP 20 COMPANII ÎN FUNCȚIE DE PRODUCȚIA ZILNICĂ DE HIDROCARBURI Saudi Aramco este cel mai mare producător de hidrocarburi la nivel global. Producție (mil. barili echiva lent petrol/zi) (medie 2014)

Țară

Denumire companie

Arabia Saudită

Saudi Aramco

Rusia

Gazprom

9,7

Iran

National Iranian Oil Company

6,4

Statele Unite ale Americii

ExxonMobil

5,3

China

PetroChina

4,4

Marea Britanie

4,1

Olanda și Marea Britanie

Royal Dutch Shell

3,9

Mexic

Pemex

3,6

Statele Unite ale Americii

Chevron Corporation

3,5

Kuwait

Kuwait Petroleum Corporation

3,2

EAU

Abu Dhabi National Oil Co

2,9

Franța

Total SA

2,7

Algeria

Sonatrach

2,7

Brazilia

Petrobras

2,6

Rusia

Rosneft

2,6

Rusia

LukOil

2,2

Italia

Eni

2,2

Norvegia

Statoil

2,1

Statele Unite ale Americii

ConocoPhillips

2,0

China

Sinopec

1,6

12,5

Tabelul cuprinde nivelurile de producție de hidrocarburi (țiței, gaze naturale etc.) realizate de companiile respective, la nivelul anului 2014. Nota 1: pot fi înregistrate diferențe de la sursă la sursă, în funcție de tipul de hidrocarburi utilizate spre comparație. Nota 2: Au fost utilizate datele din 2014 pentru o mai bună comparabilitate, în condițiile în care cele mai multe dintre companiile de stat nu obișnuiesc să raporteze astfel de date. SURSĂ: SURSE PUBLICE, PRESĂ, RAPOARTE COMPANII, CALCULE AUTOR ETC. www.petroleumreview.ro

FOCUS TOP 10 COMPANII ÎN FUNCȚIE DE VENITURI LA NIVEL GLOBAL Saudi Aramco este cea mai mare companie din lume în funcție de venituri. Venituri 2015 (miliarde dolari)

Țară

Denumire companie

Arabia Saudită

Saudi Aramco

478

China

Sinopec

455

China

China National Petroleum Corporation

428

China

PetroChina

368

Statele Unite ale Americii

ExxonMobil

269

Olanda și Marea Britanie

Royal Dutch Shell

265

Kuwait

Kuwait Petroleum Corporation

252

Marea Britanie

223

Franța

Total SA

212

Rusia

LukOil

144

Tabelul cuprinde veniturile raportate de companii la nivelul anului 2015. Nota 1: Pot fi înregistrate discrepanțe în funcție de sursa de informare și de cursurile valutare utilizate pentru conversie. Nota 2: Au fost utilizate datele din 2015 pentru o mai bună comparabilitate, în condițiile în care cele mai multe dintre companiile de stat nu obișnuiesc să raporteze cifrele relevante în timp util. SURSĂ: SURSE PUBLICE, PRESĂ, RAPOARTE COMPANII, CALCULE AUTOR ETC.

Scurt istoric Saudi Aramco 1933

Are loc semnarea primului acord petrolier

Pe 29 mai a fost semnat un acord de concesiune petrolieră între Arabia Saudită și Standard Oil Company of California (Socal). Pe 8 noiembrie a fost creată subsidiara California Arabian Standard Oil Company (Casoc) pentru a opera concesiunea.

1934

Este finalizată prima cercetare geologică la Dammam Dome

Schuyler B. ‘Krug’ Henry și J.W. ‘Soak’ Hoover finalizează cercetarea și harta liniilor structurale la Dammam Dome, prima descoperire petrolieră în Arabia Saudită.

Primul avion folosit pentru observații aeriene

Un avion Fairchild 71, modificat special pentru zboruri lungi și fotografiere aeriană, sosește la Jubail în 1934. Cu ajutorul avionului se reduce drastic timpul dedicat întocmirii hărților pentru ariile concesionate, cu suprafețe considerabile - cât statele americane Louisiana și Texas la un loc. Pilotul avionului, Dick Kerr, geolog de profesie, a ajutat la cartografierea concesiunilor în 1934 și 1935.

mod deosebit în funcție de capacitatea acesteia de a produce numerar în viitor. Prin prisma unei asemenea abordări, o evaluare realizată de casa de consultanță Wood Mackenzie prin metoda “Discounted Cash Flow” (DCF – metodă care pleacă de la o estimare a producției, a prețului pe baril și a costurilor de extracție, transport și vânzare, aplicând o rată de discount pentru numerarul efectiv rezultat de 10%) duce posibila valoare de piață a companiei la doar 400 de miliarde de dolari; încă foarte mult, dar semnificativ mai puțin decât estimările (sau așteptările!) oficialilor saudiți. Este adevărat însă că evaluarea realizată de Wood Mackenzie pune accentul pe capacitatea companiei de a produce numerar (cash) doar pe termen relativ scurt (adică doar pe următorii câțiva ani) și nu pe toată durata posibilă de viață (și extracție!), care se poate întinde până la 70 de ani la actuala rată de utilizare a zăcămintelor. O astfel de abordare, pe termen mai scurt de timp, în detrimentul celei care ia în calcul valoarea „de piață” a zăcămintelor de petrol, este de altfel impusă și de faptul că pe termen mai lung crește semnificativ gradul de imprevizibilitate al nivelului taxelor și redevențelor, sau chiar al nivelului de producție (care poate fi restricționat prin acorduri ale OPEC, sau din alte considerente, de guvern). Iar riscurile nu sunt deloc de neglijat chiar dacă Saudi Aramco ar beneficia – așa cum este foarte probabil să se întâmple, de un acord de concesiune, producție și vânzare pentru zăcămintele în cauză. Una peste alta, cu cât riscurile sunt mai mari, cu atât rata de discount este mai mare, iar cifra rezultată în urma evaluării va fi mai mică. O abordare mai potrivită ar putea fi aceea prin care evaluarea să se facă în funcție de rezultatele financiare și de unii indicatori fundamentali prin intermediul cărora să fie comparată cu entități similare; iar prin dimensiune și complexitate, ExxonMobil ar putea juca un astfel de rol de „reper”. Compania americană a raportat pentru anul trecut 95

FOCUS 1935

Forarea primei sonde

Prima sondă a fost forată la Dhahran, în Dammam Dome.

1936

Texas Co. obține 50% din concesiune

Texas Co. (în prezent Chevron) obține 50% din concesiunea Socal.

1938

Cantități comerciale de petrol descoperite la Dammam sonda nr. 7

Succesul activităților petroliere în Arabia Saudită se bazează pe sonda nr. 7. După cinci ani de foraj fără rezultate, sonda nr. 7 părea să fie un drum fără ieșire. Șefii de departament din Socal solicită sfatul renumitului geolog Max Steineke. Bazându-se pe ani de muncă de teren în deșertul saudit și pe propriile sale cunoștințe enciclopedice, Steineke le spune să continue forarea. În cele din urmă, pe 4 martie 1938, Dammam nr. 7 începe să producă 1.585 de barili pe zi de la o adâncime de aproape 1,5 kilometri.

1939

Primul petrolier cu țiței la export

În mai, regele Abd al-Aziz călătorește la Ras Tanura pentru ceremonia ce marchează primul export de țiței din Arabia Saudită, încărcat pe petrolierul D. G. Scofield. Nava, numită după un cofondator al Socal, transportă doar sub a douăzecea parte din încărcătura unui superpetrolier modern.

1940

Este descoperit câmpul Abqaiq

În timp ce forajul continuă la Dammam Dome, geologul șef Max Steineke conduce echipele pentru a studia o aparentă schimbare în zona Abqaiq. Steineke, J. W. ‘Soak’ Hoover și Jerry Harriss folosesc această tabără ca bază de operațiuni în 1936. Sonda Abqaiq numărul 1 descoperă petrol la începutul anului 1941, debitele indicând un câmp petrolifer important.

1944

Casoc devine Arabian American Oil Company

Pe 31 ianuarie, pentru a reflecta cu mai multă precizie noua poziție a Regatului între națiunile producătoare de petrol, numele companiei este schimbat în Arabian American Oil Company, care devine mai cunoscută prin acronimul său, Aramco.

1948

Aramco, noi acționari

Standard Oil din New Jersey și Socony-Vacuum (ambele în prezent ExxonMobil) se alătură Socal și Texaco (în prezent Chevron) în calitate de acționari ai Aramco.

1949

Producția de petrol atinge 500.000 de barili pe zi La începutul anului producția de țiței atinge 500.000 barili pe zi.

1950

Tapline

Este finalizată conducta trans-arabă (Tapline), de 1.212 kilometri, devenind cea mai lungă conductă din lume. Tapline leagă estul Arabiei Saudite de Marea Mediterană, reducând drastic timpul și costul exportului de petrol către Europa. Tapline a rămas în funcțiune până în 1983. 96

venituri de 226 de miliarde de dolari și un profit net mai mic de 8 miliarde. Potrivit raportului companiei, aceasta nu a câștigat mai nimic în segmentul Upstream (unde produce circa 4 milioane de barili echivalent petrol pe zi – față de circa 10 milioane de barili echivalent petrol pe zi, cât produce Saudi Aramco), profitul provenind în mod special din operațiunile de rafinare și petrochimie. La aceste rezultate, cu un preț de 84 de dolari pe acțiune, compania ExxonMobil are o valoare de piață de aproximativ 350 de miliarde de dolari. În acest context, întrebarea care se pune este: valorează Saudi Aramco de șase ori mai mult decât ExxonMobil? Iar răspunsul nu este chiar greu de dat… în condițiile în care este greu de crezut că Saudi Aramco ar avea aceeași capacitate ca ExxonMobil de a-și administra activele și de a produce numerar. În plus, în practica de zi cu zi investitorii evaluează companiile petroliere de stat aplicându-le o serie de alte discount-uri, în funcție de specificul fiecăreia în parte. Iar dacă ne raportăm la companii precum Rosneft sau Petrobras, probabil că Saudi Aramco ar putea avea o valoare reală mai aproape de, sau chiar sub, nivelul de 100 de miliarde de dolari. Rosneft, spre exemplu – cel mai mare producător rus de petrol și, evident, unul dintre cei mai mari din întreaga lume – pompează circa 5 milioane de barili de petrol pe zi (aproape jumătate din cât pompează Saudi Aramco); valoarea de piață a companiei este însă de doar circa 35 de miliarde de dolari. Strict pe acest indicator – al nivelului producției, Saudi Aramco ar valora prin urmare doar vreo 70 de miliarde de dolari. Un alt exemplu poate fi Petroleo Brasileiro SA, care este evaluată de piață la doar 23 de miliarde de dolari, deși această companie controlează aproape tot ceea ce înseamnă industrie petrolieră în Brazilia. Prin comparație, ExxonMobil sau Chevron - cu niveluri de producție similare sau chiar mai mici, au o valoare de piață de circa 350, respectiv 160 de miliarde de dolari. www.petroleumreview.ro

FOCUS 1951

Este descoperit câmpul petrolifer offshore Safaniya

După doi ani de explorare în apele de mică adâncime din Golful Arabiei, este descoperit câmpul Safaniya, la trei kilometri în larg și la 225 km nord de Dhahran. Câmpul este dovedit a fi cel mai mare câmp petrolifer offshore din lume.

1952

Sediul Aramco este mutat de la New York la Dhahran

Conducerea Aramco ia decizia de a muta sediul companiei de la New York la Dhahran, pentru a reflecta rolul central al Arabiei Saudite în viitorul companiei.

1954

Producția de petrol atinge 1 milion de barili pe zi

În mai 1954, producția de țiței depășește pentru prima dată 1 milion de barili pe zi.

1957

Se stabilește dimensiunea reală a câmpului petrolifer Ghawar

După ce se stabilește dimensiunea reală, câmpul petrolifer Ghawar intră în cartea recordurilor, devenind cel mai mare câmp petrolifer cunoscut, cu rezerve estimate la 80 de miliarde de barili.

1958

Producția de țiței depășește media anuală de 1 milion de barili pe zi Pe parcursul anului 1958, compania înregistrează pentru prima dată o medie de peste 1 milion de barili de petrol pe zi.

1960

Înființarea OPEC

Oficiali din Iran, Irak, Kuweit, Arabia Saudită și Venezuela înființează Organizația Țărilor Exportatoare de Petrol (OPEC).

1961

Începe exportul de gaz petrolier lichefiat (GPL)

Primul transport de gaz petrolier lichefiat (GPL) este încărcat într-un tanc la Ras Tanura.

1962

Producția de țiței atinge 5 miliarde de barili Producția cumulată de țiței atinge 5 miliarde de barili.

1973

Guvernul saudit cumpără 25% din Aramco

Guvernul saudit cumpără o cotă de participare de 25% la Aramco, cotă majorată la 60% în anul următor.

1974

Guvernul saudit majorează cota de participare la 60% Guvernul saudit își majorează cota de participare la Aramco la 60%.

1976

Pentru prima oară se extrag mai mult de 3 miliarde de barili de petrol pe an Aramco devine singura companie care produce peste 3 miliarde de barili de petrol pe an.

O primă eventuală explicație pentru această subevaluare a companiilor de stat este dată de existența unui risc, fie el real sau doar ipotetic, de intervenție arbitrară a statului. O altă explicație este dată de gradul foarte redus de transparență pe care companiile deținute de stat îl au de regulă și, nu în ultimul rând, adesea, de gradul ridicat de corupție. În ceea ce privește Saudi Aramco, evaluarea este însă infinit mai complicată de structura acesteia. Și asta pentru că, pe lângă operațiunile specifice industriei (exploatare, prelucrare și vânzare de petrol și gaze), compania susține financiar o multitudine de proiecte derulate de Regatul Saudit în domenii precum sănătate, cercetare, învățământ sau chiar proiecte ecologice și în domeniul energiilor alternative; iar asta înseamnă un efort financiar consistent care, pe de o parte este greu de separat de bilanțul companiei, iar pe de altă parte este foarte puțin probabil să poată fi exclus peste noapte – dată fiind funcția socială a acestor proiecte. CHINA, INTERESATĂ DE LISTARE

Potrivit presei internaționale, băncile selectate să asiste cu listarea la bursă a unei participații includ JPMorgan Chase & Co şi Morgan Stanley. De asemenea, ar mai putea fi invitată și o bancă cu acces la investitorii străini. Tranzacția a atras atenția Chinei, care consideră că procesul prezintă un interes strategic pentru guvern, participarea la listare fiind totodată o decizie politică. În topul băncilor care ar putea oferi o linie de credit pentru investitorii chinezi se află HSBC Holdings, alături de Banca Industrială şi Comercială Chineză Internaţională, o subsidiară a Băncii Industriale şi Comerciale a Chinei, precum şi International Capital China Corp. Grupul bancar HSBC, cu sediul central la Londra, este unul dintre cei mai importanți furnizori de servicii 97

FOCUS 1980

Guvernul saudit finalizează achiziția Aramco

Guvernul își majorează cota de participare la drepturile de concesiune a petrolului brut, la extracție și la instalațiile Aramco la 100%, cu efecte financiare retroactive până în 1976.

1982

Conductele est-vest sunt finalizate

Sunt finalizate două conducte care leagă instalațiile de extracție a petrolului din provincia estică cu Yanbu’ pe coasta de vest. O conductă transportă gaze naturale lichefiate (GNL) de la Shedgum, iar cealaltă livrează țiței brut de la Abqaiq. Cele două conducte sunt cele mai avansate conducte pentru hidrocarburi construite vreodată, fiind monitorizate de calculator. Compania oprește producția la sonda nr. 7. Descoperirea nr. 7 de la Dammam este închisă după ce a produs aproape 32,5 milioane de barili de petrol timp de peste 45 de ani.

1988

Se înființează Saudi Arabian Oil Company (Saudi Aramco)

Pe 8 noiembrie 1988 Consiliul de Miniștri aprobă acordul pentru o nouă companie națională de petrol - Saudi Arabian Oil Company. Un decret regal emis de regele Fahd ratifică această decizie, înființând o nouă companie care să preia toate responsabilitățile Aramco.

1989

Prima descoperire de petrol în centrul Arabiei Saudite

Sunt anunțate primele descoperiri de petrol în centrul Arabiei Saudite - la Hawtah și Dilam, la sud de Riad.

1996

Prima companie mixtă în Europa

Se anunță înființarea primei companii mixte în Europa - achiziționarea unei participații de 50% la operatorul privat grec Motor Oil (Hellas) Corinth Refineries S.A. și la partenerul său de marketing, Avinoil Industrial Commercial and Maritime Oil Company.

2007

Companii cu capital mixt în China

Filiala companiei Saudi Aramco Sino Co. Ltd. (SASC) semnează acorduri cu ExxonMobil, Sinopec Corp și guvernul local din provincia Fujian din China pentru a forma două societăți mixte.

2013

Sunt descoperite cinci noi câmpuri de petrol și gaze

În portofoliul companiei intră trei noi descoperiri de petrol și două de gaze, printre care se numără și câmpul petrolifer Al-Haryd din Marea Roșie, care se adaugă descoperirilor anterioare de la Shaur și în zonele principale de funcționare - țiței în Duhul și la Salsa și noi câmpuri convenționale de gaz la Turayga, în Rub 'Al-Khali și la Mihwaz în centrul Arabiei Saudite.

2014

Sunt descoperite opt noi câmpuri de petrol și gaze

În cadrul programului de explorare sunt descoperite opt noi câmpuri. Numărul total de câmpuri descoperite ajunge la 129.

2015

Cinci noi câmpuri de petrol și gaze

Sunt descoperite trei câmpuri petrolifere și două câmpuri de gaze neasociate. 98

financiar-bancare la nivel global, a cărui rețea acoperă în prezent 70 de țări și teritorii din Europa, Asia, Orientul Mijlociu și Africa, America de Nord și America Latină. HSBC a fost înființat în 1865 cu scopul de a finanța comerțul în creștere dintre Europa, India și China. PERSPECTIVE POZITIVE

Dincolo de multele semne de întrebare ce se pot naște în contextul procesului (dificil!) de evaluare, IPO-ul Saudi Aramco rămâne foarte atractiv pentru investitori. Până la urmă vorbim de cea mai mare companie petrolieră din lume în termeni de rezerve, venituri și producție. Cele 261 de miliarde de barili de petrol estimați a se afla în câmpurile petrolifere aflate în exploatarea companiei reprezintă de peste 10 ori volumul rezervelor raportate de cea mai mare companie de profil listată, ExxonMobil (care pentru 2016 a raportat rezerve de circa 20 de miliarde de barili de petrol) și tot cam de atâtea ori nivelul rezervelor Rosneft – cel mai mare producător de profil din Rusia (care, pentru 2015 raporta rezerve de hidrocarburi în cuantum de 34,5 miliarde tone echivalent petrol). Compania saudită este de departe cel mai mare producător de petrol la nivel global! Aproximativ unul din fiecare 8 barili de petrol extrași la nivel global este producție Saudi Aramco. Compania saudită avea, la finele anului 2014, o producție de circa 12 milioane de barili pe zi; cam tot atât cât produceau ExxonMobil, Royal Dutch și BP împreună. În același timp, veniturile companiei ajungeau (la finele anului 2015) la valoarea de 478 de miliarde de dolari – dublu față de ExxonMobil, cea mai mare companie de profil listată. Cifrele arată, prin urmare, că această listare ar putea reprezenta cel mai mare IPO din istorie. Interpretarea acestora și integrarea lor în contextul celorlalte realități și informații pot transforma însă acest miracol într-un miraj. www.petroleumreview.ro