Petroleum Industry Review July-Aug 2017 issue by Energy Industry Review

SUMMARY

news

p. 9

7 8 8 9 10 10

New Polyfuel unit at Petrobrazi Refinery GE to supply core technology for Romgaz’s power plant Iran’s new priorities in the short run Replacing field equipment without interrupting operations Romania champions growth among frontier markets Hungary’s radical amendments to BRUA pipeline

interview

p. 18

p. 22

p. 41

Gerd Bommer, Commercial Counsellor at the Austrian Embassy, on the importance of business planning in a stable and predictable environment

point of view

20 22

Withdrawing from Paris Agreement: U.S.’ decarbonisation efforts to continue U.S. fuel exports on the rise: Any connection with the new sanctions against Russia?

oil & gas

24 30 34 36 40 42 44

Overcharging the profit of the domestic gas producers Transgaz investment programme by 2025 August’s reading: Phoenix rising - The oilfield services sector transforms again Making Romania a true market hub for Southeast Europe Profound advantage in down hole pump technology with Bosch Rexroth MOL to invest USD 1.9bn within polyol project Implementing Zero routine flaring initiative

focus

p. 47

47 4

Divergent developments in H1 2017: CEE Oil & Gas Industry, under pressure on the stock markets www.petroleumreview.ro

SUMAR

știri

pag. 57

56 56 57 58 58

GE, furnizor pentru centrala Romgaz de la Iernut Cele mai bune practici pentru securitatea industrială S-a deschis a treia benzinarie ETU Oil & Gas Transgaz a semnat Memorandumul de Înțelegere pentru Coridorul Vertical Trenchless România, la a doua ediție

interviu pag. 66

pag. 72

opinie

pag. 89

pag. 90

Gerd Bommer, consilier comercial la Ambasada Austriei, despre importanța planificării afacerii într-un mediu stabil și previzibil

68 72

Exporturile de combustibili ale SUA, în creștere: vreo legătură cu noile sancțiuni impuse Rusiei? Strategia Energetică a Italiei, un model de urmat?

petrol și gaze

74 76 82 88 89

România, pregătită să preia preşedinţia Energy Charter Conference Suprataxarea profitului producătorilor autohtoni de gaze naturale: cine câștigă și cine pierde Programul de investiții al Transgaz până în 2025: priorități majore ale proiectelor strategice pentru transportul gazelor naturale 104 ani de la primul export de petrol românesc INCDT Comoti valorifică expertiza în domeniul materialelor avansate

focus 93

Evoluții divergente în S1 2017: industria de petrol și gaze din ECE, sub presiune pe burse 5

EDITORIAL

A major dilemma for the EU

t the end of April 2017, Gazprom announced the conclusion of the agreement with Engie, OMV, Shell, Uniper and Wintershall to fund the Nord Stream 2 project. Almost concurrently, the reactions of the project’s supporters and opponents surfaced. Thus, on June 26, a series of information was released on the demarche made by 13 Member States that have announced their support for a draft legislative bill by which the EU executive would have the right to negotiate this project with Russia; on June 29, there was a series of information about a letter received by the European Commission (EC), by which six gas network operators from several Member States expressed their support for the disputed project. From a geographic point of view, the Central and SE Europe countries are particularly in the opponents’ camp, joined by some of the northern states and Italy, while the supporters’ camp includes mainly Europe’s ‘hard core’ countries, the operators of the natural gas transmission networks in Austria, Germany and the Czech Republic. The project is supported by Germany – EU’s most important economic power and, a little less vocal, by France (the second pillar of the EU), while its opponents have the support of the EC - the supreme executive body of the Union. The structure and the dividing lines between the two camps have been over time and still are in a continuous progress, the shifting of sides or the contradictions between the position of some companies and the position of their home states are not few. Nord Stream 2 is therefore an equally desired and dispraised project mainly within the EU. But at the same time, from outside the EU - which makes it of global importance! At least this can be said if we consider that, on the one hand, the supporters’ camp benefits from Russia’s arsenal of influencing the opinion and the European public authorities, while the opponents’ camp has the U.S. support. The debates on the advantages and disadvantages of this project for Europe can be carried out in a multitude of gray shades, in a wide range from white to black. However, going over the many elements of detail, one can still highlight a few important elements as reference point of the debate. Thus, a Nord Stream in Northern Europe, doubled by a TurkStream in the Black

by Laurenţiu Roşoiu Sea, outlines the impression of the arms of a ‘gas clipper’ opened by Russia to the EU, focussed on Central and SE Europe. And that is not at all good - because it leads to the growth or to maintaining the high EU dependence on gas and on the good relations with Russia and/or Gazprom and thus to higher direct and indirect Russian influence in a region which is anyway in a centrifugal process against the EU. On the other hand, it is quite obvious that the EU is already prisoner to the lack of economically viable alternatives to the natural gas offered by Russia, clearly not economically feasible for Europe. That’s because any of the alternatives is more expensive than Russian gas, a fact that is undesirable for the EU, in the context of more pressing global competition and even less wanted by Germany, Europe’s main industrial power. The problem stands in the same terms – of efficiency and profitability in regard to the U.S. offer, which announced its willingness and interest in covering the gas deficit on the European market by exporting liquefied natural gas from the surplus on the US market. It is true that any tax cuts, and/or the implementation of various forms of public subsidies can make these economically unviable alternatives relatively realistic for Europe’s supply of natural gas; in any event, however, in a possible ‘gas price war’, the cost of gas brought to the EU from any such alternative source cannot be less than the one offered by Russia, which is particularly interested in maintaining the European market. Therefore, such a calculation of economic efficiency for gas imports, makes the EU face one of the greatest dilemmas since its birth and turns the Nord Stream 2 project into a very important milestone on the Union’s path. Not necessarily from the economic perspective, as the geopolitical dimension is much more important! In this turbulent and difficult EU context, the completing of the EC project to create an integrated gas market in Central and SE Europe, by building a transport network able to carry large amounts of gas from East to West and from North to South, is an important component of the EU response. An answer in which - through its central position in the BRUA project, through the Black Sea gas fields and Transgaz’ recent agreements with similar entities in South Eastern Europe, Romania plays one of the most important roles in its recent history. 3

news

NEW POLYFUEL UNIT AT PETROBRAZI REFINERY

Connect on Google+

PetroleumreviewRomania

Join us on Linkedin Petroleum Review

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

MV Petrom, the largest oil and gas producer in Southeastern Europe, has started construction of the new Polyfuel unit in Petrobrazi Refinery. The new unit will allow the conversion of LPG components into gasoline and middle distillates, using a catalytic process. This first phase will involve building the foundations; this will require pouring approximately 3,000 cubic meters of concrete and 335 tons of steel. “The new Polyfuel unit is an ambitious project through which highend technologies in the refining and petrochemical industry will be available in Romania. The project is going according to plan and we expect the new unit to be fully operational at the beginning of 2019”, stated Neil Anthony Morgan, OMV Petrom Executive Board

member responsible for Downstream Oil. The Polyfuel unit will allow for a shift in refinery production of up to 50,000 tonnes of LPG components, into gasoline and middle distillates. The project consists of three main reactors, several adsorbers, columns and pumps. The investment budget for this project is approximately EUR 60 mn. After privatization (2005 - 2016), investments in the Petrobrazi Refinery have totaled EUR 1.2 billion, of which around EUR 600 mn was invested in the modernization program which took place between 2010 and 2014. With a refining capacity of 4.5 million tonnes per year, Petrobrazi can process the entire crude production of OMV Petrom in Romania. Petrobrazi refinery currently has an 11.5 Nelson Index, the largest in the region, capable of processing a large variety of crude.

Scientific Board: President: Prof. Niculae Napoleon Antonescu PhD Members: Prof. Lazar Avram PhD; Assoc. Prof. Marius Stan; Prof. Ionuț Purica PhD; Alexandru Pătruți 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 7 EUR 180 - EUROPEAN UNION shipping included

news

GE TO SUPPLY CORE TECHNOLOGY FOR ROMGAZ’S POWER PLANT

E has been awarded an order from the consortium Duro Felguera (DF Energy) - Romelectro for core technology in a new combined-cycle power plant from Romgaz in Iernut. With a planned installed generation capacity of 430 megawatts (MW), the Iernut project is South Eastern Europe’s largest gas project in five years, and GE’s technology will be capable of generating the equivalent power needed to supply 1 million average Romanian households. In addition, the project is Romania’s largest public investment in conventional power in 20 years with a total investment of EUR 268 million from Romgaz. The plant will feature four of GE’s 6F.03 gas turbines, two steam

turbines and four heat recovery steam generators (HRSG) as part of expanded scope solutions from GE’s portfolio following the acquisition of the former Alstom Power business. GE technology is expected to increase the plant’s gross efficiency to 56.42 percent - an increase of 18 percentage points - and reduce CO2 emissions by 38 percent compared to the current levels. The new combinedcycle power plant will be built within the existing gas-fired power plant site. Work will commence later in 2017, and the new plant is expected to replace the existing plant upon completion in 2019. GE’s technology will benefit the Romanian grid in multiple ways. In addition to flexible start up times of less than 15 minutes, the power plant

will bring more stability to the grid by providing faster and more accessible energy reserves. The strategic location of the Iernut power plant - close to high-voltage lines connecting Romania’s different geographic regions - will enable energy providers to respond quickly to grid demand fluctuations in the region with minimal transmission and distribution loss. This year, GE celebrates more than three decades of business in Romania. The company’s history dates back to 1984 when GE provided turbogenerator units for the Cernavodă Nuclear Power Plant. Today, all of GE’s major businesses have a presence in Romania, and almost 1000 employees support customers in the country and abroad.

IRAN’S NEW PRIORITIES IN THE SHORT RUN

ran is increasing its focus on natural gas export to neighboring states as well as India, shifting away from costly and potentially complicated plans to supply the fossil fuel to the European Union. “Gas export to Europe is not a priority. Neighboring states and India are now the main targets for Iranian gas,” Amirhossein Zamaninia, deputy for international affairs at the Oil Ministry, was quoted as saying by IRNA 8

recently. “Europe is not a suitable option for gas exports, because the continent is already oversupplied. Holding one of the world’s largest gas reserves, Iran always keeps an eye on Europe, but the market is not a priority in the short run,” he said. Russia is a major rival, as it has dominated the European energy market. Russia’s state-owned gas monopoly Gazprom shipped a record amount of gas to the European Union last year and accounts for about 34% of the trading bloc’s use of the fuel,

Bloomberg reported. Zamaninia added the lifting of international economic sanctions last year presented Iran with an opportunity to raise natural gas production and expand its footprint in regional energy markets. „Upon the launch of new phases of the South Pars Gas Field by the end of the fiscal year (March 2018), gas output will exceed 1 billion cubic meters per day. Some of the new capacity will be exported,” Zamaninia underlined. www.petroleumreview.ro

news

Formation Evaluation| Well Construction | Completion | Production

REPLACING FIELD EQUIPMENT WITHOUT INTERRUPTING OPERATIONS

oftware and consulting company Implico recently announced the successful completion of a major modernization project for loading processes at the Gunvor refinery in Ingolstadt. Field equipment for tank truck filling was replaced on all twelve loading bays. Crucially, the upgrade was performed with the refinery in normal operation. Thanks to the flexibility of the OpenTAS terminal management system, one loading bay after another was successfully upgraded without impacting other loading operations. Work on the project was completed early this year. Gunvor had no option but to go ahead with replacing the hardware, since the loading master no longer met the latest technical standards. Some of the field gear on the loading bays also needed replacing with newer equipment. To minimize the impact on company business, Gunvor decided to complete the work with the refinery in normal operation. The technically and logistically challenging project

began in early 2016. As a first step, Implico installed a new OpenTAS system to work alongside the existing one. One loading bay after another could then switch to the new system. On the software side, Implico’s downstream experts decoupled each loading bay to be moved from the legacy system. Once the equipment had been replaced on the loading bay by the services provider Actemium, Implico then integrated the platform into the new system. “We also took the opportunity to replace the old interfaces,” says Volkmar LindnerBilliau, Senior Consultant Oil & Gas at Implico. “Gunvor now uses the latest XML format for data exchange and will benefit from smooth and seamless data communications in the long run.” In addition to the production system, Implico also set up development and acceptance systems during the migration period. This allowed the software company’s developers to test the nuts and bolts of the new functions beforehand and verify compatibility for hardware and software components.

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

ROMANIA CHAMPIONS GROWTH AMONG FRONTIER MARKETS

omania’s equity market is profiting from the positive macro backdrop. BET Total Return (BETTR) index, which also includes the dividends distributed by the most traded companies listed on Bucharest Stock Exchange (BVB), has jumped by over 40% in USD terms year to date (YTD), and thus it reports the fastest growth among all 23 MSCI Frontier Markets Index countries, a Berenberg analysis shows. The increase comes from the two-digit dividends for several companies coupled with the market upgrowth as the main index BET reached a 9-year high. “Romania’s economy is beating record after record. The Eastern European growth tiger is back on track to converge to

Western Europe in the not so distant future amid the implementation of important structural reforms during the global financial crisis, large inflows of EU funds, foreign direct investments and its proEuropean stance,” said Carsten Hesse, EME Equity Strategist at Berenberg. “When it comes to most dynamic capital markets, Romania is the place to be not only in Europe but also in the world for the investors who target growth. The Romanian capital market can accommodate growth and substantial amounts of money in the same time, and it’s not only about equities but about bonds as well. At the same time, we want to attract the attention of entrepreneurs so they don’t miss this unique opportunity of financing through the capital market and thus acquire a new business dimension,”

stated Ludwik Sobolewski, CEO of BVB. Romania has a great opportunity to be upgraded from Frontier Markets to Emerging Markets, Berenberg strategist believes. “This would be a game changer for the Romanian equity market as a lot more international investors would start to invest in Romania as seen in Qatar, UAE and Pakistan which were upgraded over the last years. To increase the speed and the likelihood of Romanian being upgraded to EM status, it would be very much appreciated if there would be more large-scale privatizations and IPOs on the Bucharest Stock Exchange such as Hidroelectrica and the Bucharest Airport as well as a reduction of the governments stakes in e.g. OMV Petrom, Romgaz and Electrica to increase the free float,” Hesse concluded.

HUNGARY'S RADICAL AMENDMENTS TO BRUA PIPELINE

ccording to a press release issued by Transgaz, the BRUA pipeline will not cross Hungary anymore, this country’s gas operator FGSZ having proposed for the gas volume coming from Romania to be distributed from Hungary to Slovakia, Ukraine, Croatia or Serbia. Transgaz representatives stated that on Romania’s territory, the plans regarding this project stay unchanged. The Romanian gas carrier mentions in the release that on 18 July 2017, it received a letter from the Hungarian gas carrier - the FGSZ 10

company - referring to the committed open season process planned to unfold for the allocation of capacities specific to the Romania-HungaryAustria natural gas transport corridor. “Through this letter, we were informed that the FGSZ cannot unfold the planned procedure due to the lack of the necessary approval from the company’s Supervisory Council, motivated by economic efficiency issues. The Hungarian side proposed in exchange to unfold the committed open season process for only the RO-HU interconnection point, following that the 4.4 billion cubic metres/year gas volume

that would come from Romania to be distributed from Hungary to Slovakia, Ukraine, Croatia or Serbia. In parallel, the FGSZ would continue talks with the Austrian gas operator (Gas Connect) to further identify possibilities of physical transport from Hungary to Austria,” the Transgaz officials added. The European Federation of Energy Traders (EFET) has urged Hungarian authorities to set out the reasons for bringing radical amendments to the EU’s flagship BRUA pipeline so the industry can find a solution for the resumption of the original project. 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

www.petroleumreview.ro

INTERVIEW WITH GERD BOMMER

Importance of business planning in a stable and predictable environment According to the Romanian Ministry of Foreign Affairs, Austria is one of the main trading partners and the second biggest foreign investor in Romania in terms of capital invested. Petroleum Industry Review recently met Gerd Bommer, the Commercial Counsellor at the Austrian Embassy, in his office in Bucharest, for a wide-range discussion on issues the energy industry is facing and important common projects in our region. 13

r. Bommer, you started your mission in Romania in August 2016. Please tell us what key topics within the energy sector are on your agenda during your mandate in our country. Thank you for giving me the opportunity of this interview, itâ&#x20AC;&#x2122;s very much appreciated. Austria can be a very interesting partner in the energy sector. As you are fully aware, we are one of the largest investors in Romania, amongst the market leaders in about eight to ten sectors, be it oil and gas, construction, logistics, packaging materials, banking and insurance. Austrian companies also play a major role in different sectors, so the mission is a rather big one. We are very much involved with the Austrian companies being present here in Romania. Austriaâ&#x20AC;&#x2122;s businesses have more than 7,000 companies with Austrian capital registered in Romania, but we talk about 1,000 â&#x20AC;&#x201C; 1,500 permanently operational Austrian companies in Romania, which is a very high number compared to other countries investing

in the country. If you compare this to other assignments I had in the United States, in the Gulf or Scandinavia, one has to say that I am very much engaged with the Austrian companies present in Romania. There is a lot of assistance and support from our side, also in the energy sector. Referring to the energy sector, it was the main task I had over the past years and I guess the main challenges are in the alternative energy sector, the renewables. It is a big topic here and there were several changes in Romanian renewables legislation, which were discussed and introduced in fall of 2016, later on we had an emergency ordinance introduced at the end of March, which were enforced by the beginning of April. More, the level of insecurity was rather high within Austrian companies. As you know, Austrian companies are involved in wind power, solar power and hydropower; there are many energy producers in Romania and for them the changes were a big concern. The change of the legislation of the green certificates influences, of course, the projects strongly, but I think overall Romania has gone a really good way within

www.petroleumreview.ro

INTERVIEW WITH GERD BOMMER A certain degree of stability gives the companies the ability to run a return of investment, which companies need to be able to invest into the future. Investment is also the future driver for Romania’s development, not only for the development of the company itself. So, again, I’ll always come back to the same points – stability, predictability is what is needed.

the renewable energy sector, because the share of renewables in the overall energy production is rather high, considering Romania’s starting point a few years ago – meaning we see big challenges, but also a big success story for Romania. Of course also OMV Petrom, one of the big oil and gas companies in Romania, was very much involved in the sector. I came to Romania from the Gulf, I came in from Doha (Qatar), getting acquainted with the oil and gas sector as you have to get acquainted with it in the Gulf, as being the predominant economic sector. I’ve worked in New York, Helsinki, Riga, Milan and in the Gulf, I worked in electronics and healthcare industry, meaning I did see different countries, different conditions, but, to be honest, I have never seen a mid-size country with such great preconditions as Romania has Romanians are motivated, well educated, most of the people are talking about raw materials, also about oil and gas resources. Romania is more or less independent in respect of gas and with the offshore projects Romania may become a net gas exporter, which is a very comfortable situation. Another issue you should look at, in my opinion, is the assistance you can provide to the European Union. Exporting gas to the EU is what the EU needs dearly, especially Austria as well; as you know Baumgarten is the final node where, potentially, the offshore gas from the Black Sea exploration might go to. This could be a big factor of stability, which you bring to the European Union. As said, Romania overall is in an absolutely amazing situation, which I have not seen before in the world - a country with 20 million inhabitants having such great preconditions to be able to build upon. How would you assess the potential of energy/oil and gas market in Romania compared to the region? The Romanian energy market is functional; one thing that we see is that there are a lot of changes the government implements, there are thoughts about taxes, royalties and different issues which are being discussed. Given the major

impact on the companies in the sector, there is a certain degree of insecurity in the sector. Overall I have to say, that the cooperation between the government and the companies in the sector is really good. There might be things that companies are surprised or disappointed about – changes in the laws and directives have impact on projects, factors that affect the companies’ profitability. Biomass has gone a bumpy road, although Romania has all the preconditions for biomass. As regards the oil and gas sector, considering the situation of Romania in the light of energy independence, the potential is great also for the future. Major Austrian investors in Romania are involved in the exploration, production, or management of energy resources. What is the point of view of these companies about doing business in Romania? What aspects should be improved in your opinion? One of the most important issues for the companies is to work in a stable economic environment and especially some kind of certain degree of predictability – this is what companies need. Companies like OMV for instance and other Austrian companies are active in fifty to one hundred markets worldwide, which means they can adapt to different preconditions and situations and I think this is the biggest ability and the biggest asset of companies, that they can adapt to situations, but what they need is a rather stable framework with a certain degree of predictability. Romania could still improve the degree of predictability in legislation and framework conditions. So, if we talk about taxes, royalties and other issues, I guess, the government should have a close cooperation with the companies. Allowing some kind of pre-warning time would be much appreciated. If you look at OMV Petrom, they have paid huge taxes and dividends for the past year, so the positive impact for the government is there. Concretely, what do you think international investors would want and 15

need in Romania? What should the authorities do to increase the investors’ interest? I talked to several hundred companies here and what they really need is predictability, so in certain sectors of course the influence of the government is a strong one. If you have a few large companies in one segment, the govern ment’s decisions have a huge impact, but also in other sectors it is very important that Romania keeps up the good work done over the past few years. The development of Romania is very impressive and I guess this can be carried on as well. There is a lot of work ahead of us if we talk about companies, about the economy, the infrastructure needed to facilitate it. Infrastructure is, in my opinion, the companies’ major concern. Faster and more investments in infrastructure would be very much appreciated. A certain degree of stability gives the companies the ability to run a return of investment, which companies need to be able to invest into the future. Investment is also the future driver for Romania’s development, not only for the

development of the company itself. So, again, I’ll always come back to the same points – stability, predictability is what is needed, but we definitely see certain sectors in Romania where development could be made - this is the tourism sector. The government could do a lot for an initial push which is not done yet. If you compare to the development in Bulgaria, there is a lot of touristic development, so the government could give major impetus in the tourism sector for investments. We are very happy about the development overall, but we see that in some sectors the government would have to give more push, and especially go much more and faster into infrastructure investments. Operators and experts in the oil & gas industry are concerned about the recovery in the various sectors of the industry. In recent months, oil prices seem to have stabilized near USD 50 per barrel. Despite this, the market’s outlook has shifted somewhat. In your view,

www.petroleumreview.ro

INTERVIEW WITH GERD BOMMER In competition for capital with other destinations, Romania should ensure stability and consistent dialogue, but also modern infrastructure and labour force. A big factor which also helps in the development of a country like Romania is that Austrian companies are bringing in a lot of knowhow, a lot of technologies and capabilities-abilities, and this is something Romania can profit from.

how will energy companies be able to thrive in this price environment? It was really fascinating, because during the time when the oil price, in the end, went up to the highest level and then fell again to the 50 dollars per barrel, I lived in the Gulf, so I had the direct view on the impact of the oil price and I saw that there is a different oil price or a fiscal oil price that those countries need. It was always talk about prices in Bahrain (over 120 dollars/barrel) and prices in Saudi Arabia or in Qatar (70-80 dollars/barrel) and there was always talk about the US shale cost per barrel. If you look at the fiscal oil prices that the countries in the gulf needed to thrive and survive and if you look especially at the situation in US about the fracking, everybody said fracking does not work bellow USD 7080/barrel. Nowadays it works below USD 40/barrel, so it is already profitable and the technology developed very well. Again, I am coming back to something which is called stability and predictability. If the issue of the oil price happens over a few years, companies can adapt to it and I guess that’s definitely what happened, because also if you talk about OMV Petrom, you see that they could adapt to it, they can deal with the situation right now. Of course, it had a strong impact, but looking at OMV Petrom, here in Romania in 2017, the investments are going to double compared to the investments in 2016. That shows you that, despite the oil price, there is a future outlook, there is a future expectation on the market and the company’s efforts are profitable. OMV Petrom had a really good first quarter overall. The company believes in the market, the company also believes that the bottom price has been overcome, so the oil price might go up over the next few years again and larger investments - like OMV Petrom conducts right now with ExxonMobil in the offshore gas exploration - is beneficial. If companies will be able to adapt to certain environments, that will help them as long as the situation is stable on the fiscal and regulatory side and the same for every company. I guess this is the reason for

concern sometimes in Romania, because the situation has to be the same for all the companies, this allows for free play of the market and the competition will get balanced by itself. One interesting point to be mentioned: without continued inflation and seen over the long run (many decades), the oil price has a rather linear development, so everything that happened was a relatively small movement up or down. Overall, the oil price is stable, of course we are at the low end if you calculate inflation, but the oil prices will go up again and, if you look at it over one hundred years, you see a very linear stable trend in the oil price, especially if you calculate it in euros. We lost many professionals during this downturn cycle within the industry. How will it be possible to replace them? It is definitely a tough issue, we have seen it because we are always in contact with Austrian expats. OMV Petrom has decreased the number of expats, especially over the last two years, but it derives from two factors. Factor number one is the development of the company. OMV acquired a big share in Petrom and then managed to do a turnaround. Petrom was not the most profitable company at that time and it was a real turnaround for which OMV brought in a lot of expats. The oil price now of course forced them into sending many expats back home, but there is a strong second factor present in Romania. In terms of managers and of know-how, Romania has excellent know-how and people. For me also, as I have been all over the world by now, it’s a situation which is completely new, that expats are actually not needed that much in Romania, as the Romanians are really clever people, with a lot of technical skills and overall know-how, and also with great motivation and ambitions. There is a study from an Austrian company, Target Executive Search – which conducted a study about managerial skills all over the SEE countries and Romanians came in at second place. I talked to Klemens Wersonig, the group’s CEO, and asked 17

him what he believes the main reasons are. He said that is just the great education and know-how which Romanian managers possess and the ambition and motivation. I guess this is one of the points especially for OMV Petrom as a large company, being able to replace experts with locals. The work on BRUA (Bulgaria – Romania – Hungary – Austria) gas pipeline is scheduled to begin later this year, and the interconnector will be operational in 2020, when ExxonMobil and OMV Petrom will start natural gas extraction from the Black Sea. Are there any energy projects you find most promising in our region? BRUA is not going to be the only answer to the gas exploration in the Black Sea, because BRUA does not yet have the connection to the Black Sea gas exploration. Connections to the Black Sea will be necessary, but BRUA will definitely assist in bringing new independence and new and different negotiation power in Europe, as you have North Stream and other different long distance pipeline connections, which are either already built, or in the planning or envisaged for the long-term future. So it is a big

development for Romania, but it is also a big development for Austria, as the final node for the gas transport. OMV together with Petrom will play a major role in the development of the energy sector in the region. Overall, I see the developments in the energy sector as really strong, in terms of alternative energy, and this is something that we can build on, Austria has one of the highest shares worldwide, with 70 – 80% of energy coming from renewables. Talking about Austrian energy companies operating in Romania, how do their results for 2016 look like? Do you expect more of the same in 2017? The results in the oil and gas sector are getting better, we will have poorer results in the renewable energy sector, especially solar power projects are facing difficult times right now. We also saw that biomass projects are facing really difficult times, which derive from the eligibility of biomass for green certificates, so in that sector the green certificates changed the profitability and the projects’ return. We do have biomass projects, we do have solar power projects

www.petroleumreview.ro

INTERVIEW WITH GERD BOMMER Gas is definitely clean energy, it is one of the future opportunities, gas can be transported by pipelines but it could also be transported via LNG and ships. So, Romania has future options, there are many development opportunities especially for Romania in this sector. Overall it is a great future for gas.

which are in a very difficult financial and economic situation. The wind electricity production shows slightly better results right now. One must not forget that especially solar power projects and also wind power projects are projects that can be taken out of the country. If investors do not see that in the near future they are going to have a return of their projects, they also might take the projects out of the country. Electricity consumption is growing permanently, so there is a demand behind it, as long as the offer and the demand are equal to build the price. We definitely have a chance for good prices, but right now it’s very much regulated by the state, by OPCOM, the prices are more or less set, so we are facing a bit of a difficult time. In the energy sector, we see many changes, projects having to stop the operation, some projects, which are being offered by the banks – might be a solution for some of the projects, but not for all of the projects. In terms of oil and gas market, it might be a prosperous outlook. The prices are at the lowest level, obviously OPEC does not have that much influence on the oil prices, as it would wish for (OPEC is headquartered in Vienna, Austria). Overall, we see many opportunities right now – the US becoming net exporter of oil and gas in the future, so markets will change, the prices will go up again, economy is currently developing really well, different institutes are lifting predictions for the economy up, overall the world economy is much more stable and getting better right now. Increased demand means increased prices, so I think we can be positive about rising prices in the oil and gas sector again up to a sustainable level that maintains the industry’s ability to invest. What are your thoughts on the future cooperation between our countries? Austrian investors have been in Romania for a long time, our two countries always have had longstanding cultural ties with each other. Austrian companies, and this is specific about us, if they come, are here to stay. I think this is the most important factor for Romania as well, to have stable investors and as you have seen over the past

few years, Austria is a stable investor. After the crisis Austrian investors stayed on the market and the Austrian companies went on with their investments. If we look at investments, companies like OMV Petrom have invested in the last 12 years more than 10 billion euros. One factor we see - there are not too many new Austrian companies coming into the market anymore, we still have companies coming on the market, but we see a major move from new investments towards modernization investments, efficiency investments, enlargement investments, all kinds of replacement investments. In competition for capital with other destinations, Romania should ensure stability and consistent dialogue, but also modern infrastructure and labour force. A big factor which also helps in the development of a country like Romania is that Austrian companies are bringing in a lot of know-how, a lot of technologies and capabilities-abilities, and this is something Romania can profit from. And finally, which are the biggest energy challenges facing humanity in the near future, in your opinion? Generally speaking, I guess power grids are one big issue, so what I personally think is that the energy production and especially energy storage has to be changed. If we talk about mobility, everybody speaks about electric cars, I’ve already discussed with my friends about it and only few private persons invest into an electric car right now. Hydrogen comes into the game, another thing is the energy production has to be decentralized. The decentralization of energy production and the energy storage decentralization will completely change the face of the industry. We will also see disruptions in the energy sector as for instance the battery technology of Kreisel Electronic from Austria. Gas is definitely clean energy, it is one of the future opportunities, gas can be transported by pipelines but it could also be transported via LNG and ships. So, Romania has future options, there are many development opportunities especially for Romania in this sector. Overall it is a great future for gas. 19

point of view

Withdrawing from Paris Agreement

U.S.’ decarbonisation efforts to continue by Michael Ferguson, Director, U.S. Energy Infrastructure, S&P Global Ratings

rguably, President Trump owed much of his victorious campaign in 2016 to gaining unexpected support in the Rust Belt – where high concentrations of coal-fired generators are under threat from natural gas’s rise to prominence. To address the adverse economic effects that the coal-to-gas switch has created for coal-heavy states, the Trump Administration has introduced measures in the hope of reviving the American coal industry. First, Trump announced that the Obama Administration’s climate reduction policy, the Clean Power Plan (CPP), would be rolled back. Then in June came an announcement that sent reverberations across global energy sectors: The President declared his intention to withdraw the U.S. from the Paris Agreement before 2020. The controversy that followed aside, can the Administration’s assumed intentions of reinvigorating the coal sector be achieved by rolling back clean energy initiatives? In our view, coal’s renaissance remains unlikely and the Administration’s actions seem consistent with a belief that carbon regulation has been responsible for coal’s demise. While the shift toward gas-fired generation has had the ancillary consequence of reducing carbon emissions, this has been driven, in large part, by economics. As such, we believe that the outlook for gas-fired generation, at least, will remain largely unaffected by the decision to withdraw 20

from the Paris Agreement in the near-term. To understand why the Administration’s focus on emission reduction regulatory rollbacks may not benefit the coal industry, one need only consider the past seven years in the energy sector. The burgeoning U.S. gas-fired energy sector is making significant gains in the competitive markets. Plummeting gas prices and more efficient gas turbines have prompted the closure of coal-fired generators with a total capacity of 100 gigawatts (GW). The boom in natural gas production from the Marcellus and Utica shales has transformed the power markets. Drilling in the country’s Appalachian Basin, which began in 2011, precipitated a surge in conversion to gas, with coal declining to less than 30% of total generation in recent years. Because the relatively inexpensive gas will continue to flow, we do not foresee an exit from the Paris Agreement having a detrimental effect on gas-fired generation. While this may not please gas’s competitors, it would be misguided to attribute the dominance of gas to any regulatory advantage. So, what has this meant for coal? Regardless of the CPP’s future – or how stringently the U.S. would have had to reduce emissions under its Nationally Determined Contributions (NDC) proposed in Paris – coal has simply become less economical. Consequently, it seems unlikely that coal is going to resume its previous position at the lower end of the dispatch stack in competitive markets. www.petroleumreview.ro

point of view

Adding to the challenge, the increasing intermittency of the U.S. grid (in terms of renewables and demand reduction) may place additional burdens on assets, namely supercritical coal assets, that are less able to respond to changing net demand patterns by ramping production up or down efficiently. Another significant consideration of the U.S.’ withdrawal from Paris – in addition to the CPP’s repeal – is the effects on the country’s shift toward decarbonisation. Certainly, the announcement has raised doubts over whether the U.S. can reach its prior commitment to reducing emissions by 28% before 2025 from outside the Paris Agreement. Of course, the previous administration oversaw a reduction in emissions without any then-active federal obligations. This has been encouraged by cheaper gas, biofuel developments, the falling costs of renewable technology, diminishing energy demand and, perhaps most importantly, a number of state-level initiatives. For instance, it seems unlikely that progressive states, such as New York or California, will retreat on decarbonisation efforts – and may even be inclined to step up their efforts. Moreover, Trump’s election victory may have altered the fate of nuclear assets. Similar to coal assets, in competitive markets nuclear assets have been witnessing weaker cash

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

flows due to cheap competing gas and a changing grid. Unlike coal, however, many states viewed nuclear – the only baseload zero-emission power source – as critical for meeting carbon reduction goals that were based on historical baselines (which included nuclear). This gave states a considerable incentive to support nuclear assets during the CPP’s opening period. Indeed, both Illinois and New York cited carbon reduction as one justification for subsidies. But without those reduction goals in focus, that may be a harder sell now. And other states with fledgling nuclear assets, including New Jersey, Ohio, and Pennsylvania, may have not have the same motivation to aid nuclear assets. We expect that the Trump Administration could – temporarily, at least – slow the course of decarbonisation on the U.S. grid. And although, looking ahead, market forces (mostly cheaper gas) may be responsible for lower emissions, the U.S. will likely struggle to meet its 2025 climate goal as it stands. By chance, the earliest date that the U.S. can complete its withdrawal from the Paris Agreement will coincide with the next presidential election. Whether the withdrawal really hinges upon a Trump re-election is yet another variable in a period of uncertainty for U.S. energy markets and for global climate change.

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 21

point of view

U.S. fuel exports on the rise

Any connection with the new sanctions against Russia? by Victor Lupu

he shale oil revolution, started in 2010, has turned the U.S. from a net importer of oil into a net exporter on the fuel markets and the exports, according to analysts, may hit a record in 2017. Ten years ago, the US had net fuel imports amounting to 2.3 million barrels per day (bpd), the exports in 2016 peaked to 2.5 billion bpd. On the other hand, the U.S. refineries work around the clock with heavy demand mainly from overseas. The efforts made by OPEC and non-OPEC countries since late last year and reaffirmed in May 2017, to cut the oil output in order to see the international oil price rise, have been mostly in vain, as the international price varies around USD 50 per barrel. On the other hand, the U.S. still is a huge crude oil importer, but has shifted focus on exporting jet fuel, diesel and gasoline in Latin America (2.5 million bpd), Europe (500,000 bpd) and Asia (to China 303,000 bpd). So, where is the U.S. heading to in terms of energy policy? During the election campaign last year, U.S. President Donald Trump had voiced his intention to stimulate domestic producers of coal, oil, shale oil and gas, thus to ignore the calls for environment protection. Trump had campaigned on a promise to ‘cancel’ the Paris deal and sweep away the Obama-era environmental regulations to help coal miners, whose output in 2016 sank to the lowest level since 1978. Despite the allies’ criticism for rejecting the Paris Climate Accord, the U.S. coal exports have jumped more than 60% this year due to soaring www.petroleumreview.ro

point of view

demand from Europe and Asia, according to government data, allowing President Donald Trump’s administration to claim that efforts to revive the battered industry are working. Overall, the U.S. energy policy aims at expanding and boosting exports and making the U.S. the top power, mainly in terms of fuel and gas. According to analysts, now, the government of U.S. President Donald Trump is seeking to deregulate oil and gas production to further leverage rising U.S. exports for international political gain - a policy President Trump calls ‘energy dominance’. Well, just days after the U.S. Senate sanctions against Russia, which have stirred discontent and anger not only in Moscow, but also in European capitals, there are voices wondering about a possible connection between the U.S. energy plans and the sanctions. As one German official put it, the new sanctions could have an ulterior motive - getting energy customers to buy American. On July 27, the U.S. Senate overwhelmingly adopted sanctions against Russia for alleged meddling in the presidential elections, a bill that has to be further approved by President Trump. The vote was 98 to 2 and makes it difficult for the president to exercise the veto right. The sanctions are expected to further deteriorate the relations with Moscow and, at least for the moment, have strained the relations with the EU. The new sanctions could see U.S. fines imposed on EU investors in Russian energy projects. They also target Russian extraction of offshore gas in the High North, Russian arms exports, and Russian banks. The interesting part is that the sanctions might affect European companies that work with the Russian companies. Therefore, the threat of U.S. fines could put at risk Russia’s plan to build the gas pipeline Nord Stream 2, which involves five Austrian, German, French, and Anglo-Dutch firms - Engie, OMV, Shell, Uniper, and Wintershall. The EU officials themselves expressed disappointment, as the sanctions could damage the multibillion-euro pipeline and infrastructure projects. The European Commission chief Jean-Claude Juncker said that “if our concerns are not taken into account sufficiently, we stand ready to act appropriately within a matter of days. America first cannot mean that Europe’s interests come last,” referring to German complaints that the new sanctions were designed to help U.S. firms sell liquid gas to Europe. It should be noted that the EC had previously criticised Nord Stream 2 for increasing dependence on Russia, however the new developments related to the U.S. sanctions has led to a shift in the official position. Germany and Austria have complained in strident terms that the U.S. has no right to impose restrictions on their energy sectors. German foreign minister Sigmar Gabriel said his country won’t accept new U.S. sanctions against Russia being applied to European companies but underlined that Berlin hopes in a coordinated policy

towards Moscow. “It remains the case that we will in no way accept an extraterritorial application of these U.S. sanctions against European companies,” he said, adding that sanctions are not “an appropriate instrument to promote national export interests and the domestic energy industry.” German Economy Minister Brigitte Zyries has also warned the U.S. to expect repercussions after abandoning the ‘common line’ with Europe over Russia sanctions. On the other hand, the U.S. believes that Nord Stream 2 would give Moscow a bigger say in Berlin and would split the EU by ignoring the complaints of Poland, the Baltic States, and other Eastern European countries that see the pipeline as a strategic threat. In its turn, Russia has retaliated to the sanctions, hitting the U.S. diplomatic corps. Thus, the U.S. must downsize its diplomatic and technical staff in Moscow and other cities. The U.S. has until September 1 to cut the number of its staff at the Moscow embassy and at three consulates to match the exact number of Russian diplomats who are working in the U.S. – i.e. 455 people. Foreign minister Sergei Lavrov has told U.S. Secretary of State Rex Tillerson in a phone call that Moscow was forced to respond to the new package of U.S. sanctions and that it is still willing to improve ties with Washington. Lavrov told Secretary Tillerson in a phone call earlier that day that Russia’s decision was “triggered by a number of hostile steps” the U.S. has recently taken but added that Moscow was “ready to normalize the bilateral relations with the U.S. and cooperate on important international issues.” Russian President Vladimir Putin himself has reacted, accusing the U.S. lawmakers of ‘insolence’ and promised retaliation is the sanctions turn into law. “We are behaving in a very restrained and patient way, but at some moment we will need to respond,” he said, adding that the sanctions were “Russophobic instruments in the U.S. domestic political struggle”. WILL THE SANCTIONS KILL NORD STREAM 2?

Tough question, anyway. Former U.S. diplomat Daniel Fried, who coordinated the sanctions in the Obama administration, was recently asked if Nord Stream 2 will be ‘killed’ and said he doesn’t believe it will. “I do not think this bill alone will kill it. If the deal falls apart, it will be because of either it’s found inconsistent with European energy policy, or Europeans themselves change their mind about it.” On the other hand, he admitted the fact that US LNG exports are good for European security, because they help to weaken the Russian monopoly. The connection between sanctions and the U.S. energy expansion worldwide may not be that far apart, some people would say, looking a bit further than the immediate consequences and analyse the parties involved. After all, international politics are based on the strategic economic interests. 23

oil & gas

pon the request of the Committee for Industries and Services, the Chamber of Deputies decided to amend the law for the approval of Government Ordinance no. 7/2013 in the sense of increasing the tax level from 60% to 80% for selling prices of natural gas exceeding RON 85/MWh. G.O. no. 7/2013 read that only a supplementary tax of 60% on the extra profit was to be

applied to the difference between the reference price set at RON 72/ MWh and the one reached after each price increase. The Committee for Industries and Services with the Chamber of Deputies justified this increase in the supplementary taxation by the fact that gas producers have already increased prices by more than 20% after April 1, when the market liberalization came into force, as producer prices were being set by demand and supply.

The arbitrary setting of the reference price at RON 72/MWh and maintaining it, given that the market prices fluctuated below this level last year, has opened the door to Russian gas imports. â&#x20AC;&#x153;The supplementary taxation was enforced in 2013 as a temporary measure for the economic crisis. Now, in 2017, the tax has been increased ( from 60% - editorâ&#x20AC;&#x2122;s note) to 80% and it is for an indefinite period. It is a new measure that penalizes domestic producers

WHO WINS AND WHO LOSES

Overcharging the profit of the domestic gas producers by Adrian Stoica The supplementary taxation applied to domestic gas producers for the profit gained following the liberalization of the natural gas market has stirred great discontent on the market, amplified following the parliament decision in mid-June to increase this tax. However, the problem will be settled this autumn, because Romanian President Klaus Iohannis has rejected the Government Emergency Ordinance no. 13/2014 amending the appendix to the Government Ordinance no. 7/2013 on the charge on extra revenues, derived from the deregulation of prices in the natural gas sector. Besides, the debates on OPCOM exclusivity in gas trading have been postponed for September this year. 24

www.petroleumreview.ro

oil & gas

THE FORMULA FOR CALCULATING THE SUPPLEMENTARY INCOME Depending on the price level, the following calculation formulas are to be applied: If PMPC is less than or equal to RON 85/MWh, the formula is: Tax on supplementary income due = 0.60 x (VS - royalty x VS - VI) VS = (PMPC - PRC) x VGC, If the PMPC is higher than RON 85/MWh, the formula is: Tax on supplementary income due = IVS1 + IVS2, and IVS1 = 0.60 x (VS1 - royalty x VS1 - VI) VS1 = (85 - PRC) x VGC IVS2 = 0.80 x (VS2 - royalty x VS2) VS2 = (PMPC - 85) x VGC where: VS - supplementary income, calculated at PMPC up to RON 85/MWh; VS1 - supplementary income, calculated at PMPC of RON 85/MWh;

against Gazprom. It is a tremendous discrimination of Romanian producers against external producers,” says Harald Kraft, elected president of the Romanian Petroleum Exploration and Production Companies Association (ROPEPCA). HOW WAS THE 80% LEVEL REACHED

The increase of the supplementary taxation to 80% was included, in early June, by the Committee of Industries and Services with the Chamber of Deputies, in the report on the draft bill for approval of GO no. 7/2013, the draft being subsequently voted by the Chamber, decisional forum in this case. “The tax (...) shall be calculated by applying 60% and 80% respectively on the supplementary revenues (...) of which the royalties relating to that income are deducted, as well as investments in the Upstream segment. The percentages for calculation are: a) 60% of the supplementary

VS2 - supplementary income calculated at PMPC exceeding RON 85/ MWh; IVS1 - Tax on supplementary income due, calculated at PMPC of RON 85/MWh; IVS2 - Tax on supplementary income due, calculated at PMPC exceeding RON 85/MWh; VI - the amount of upstream investments in the period for which the supplementary income tax is due; PMPC - the weighted average price of natural gas sold from its own domestic production; PRC - the purchase price of natural gas from domestic production for household and non-household customers in 2012, i.e. RON 45.71/ MWh, adjusted by the CPI rate in 2014; VGC - gas volumes of domestic production sold; CPI - consumer price index published by the National Statistics Institute in Romania.

income for prices up to RON 85/ MWh, included; b) for prices exceeding RON 85/MWh a level of 80% on the supplementary income, on the difference between RON 85/MWh and the price applied,” the commission report reads. Another amendment to the ordinance is the permanence of the supplementary tax. HOW TO CALCULATE THE SUPPLEMENTARY TAX

According to the proposals by the Committee for Industries and Services, OPCOM, Romania’s electricity and gas market operator, would remain the only trading platform. The amendments to GEO 64/2016 on the gas market, decided by the Industry and Services Committee, stated that gas producers would have to publicly offer and trade, transparently and on a non-discriminatory basis, on the centralized natural gas markets, all the natural gas produced, except

for the quantities used for their own technological consumption. Also, all the quantity produced or imported could be traded on a single wholesale market, whereas the direct bilateral contracts between producers and suppliers, traders or consumers could disappear. In a joint mid-June report by the Committee on Industry and Services and the Budget, Finance and Banks Committee with the Chamber of Deputies, an amendment was introduced in the original draft bill for the approval of GEO no. 25/2017 amending the appendix to Government Ordinance no. 7/2013 on the levying of the tax on supplementary income derived from the deregulation of prices in the natural gas sector. In particular, the proposed amendment introduces progressive taxation on producers’ supplementary income, the reason being “to collect the funds needed to support the social protection programmes for the vulnerable 25

oil & gas

consumer.” Therefore, according to the modifications to article 2, paragraph 2, the tax is amended as follows: “The tax stipulated in paragraph (1) shall be calculated by applying 60% and 80% respectively on the supplementary income, as determined in accordance with the appendix that forms an integral part of this Ordinance, of which the royalties related to such income are deducted, as well as investments in the upstream segment. The tax calculation percentages are: a) 60% of the supplementary income for prices up to RON 85 lei/MWh, included; B) for prices exceeding RON 85/MWh a percentage of 80% of the supplementary income resulted from the difference between RON 85/MWh and the price applied.” The formula for calculating the supplementary income is detailed in the appendix to GO no. 7/2013 and is adjusted by the Chamber of Deputies amendments (see "The formula for calculating the supplementary income"). In addition, by the changes made, the time limit for the application of the supplementary income tax is also eliminated. Article 7 of Government Ordinance no. 7/2013 is repealed, introduced by Government Emergency Ordinance no. 99/2016, which provides that “the supplementary income tax set by this ordinance shall apply to supplementary income earned up to and including December 31, 2017,” which means it is a permanent tax on supplementary income. The initial version, adopted in early May by the Senate and backed by the government, provided only a 60% tax with a modified calculation formula. By these legislative changes, adopted overnight and without thorough substantiation, Romania succeeds to position itself against the European current in terms of enforcing tax on gas companies. Recently, a Deloitte study highlights that in Romania, contrary to the European trends, 26

natural gas is charged more than oil. “The effective tax rate for Romgaz, the major natural gas producer, was of 22.5% in 2015, whereas for OMV Petrom, which also produces oil, the tax rate was 14.7%”, the study reveals. The net profit registered by Romgaz dropped by over 14% last year, to RON 1.02 billion, following the fall in turnover by almost 16%, to RON 3.4 billion, due to the 24% decrease in the gas output. The main reason for these financial results was the strong increase of gas imports. The company’s gas output dropped by 24% to 4.219 billion cubic meters and gas sales fell by 17%. For this year, the state budget anticipates a 7.48% increase in revenues from the tax on supplementary incomes following the deregulation of gas prices, despite the fact that its enforcement and continuation have very high costs.

Under the industry’s pressure, but also due to the warning received from Brussels, the Chamber of Deputies plenary decided to resend the bill on the amendment of the Law on Electricity and Natural Gas to the Commission for Industries and Services, in order to regulate the extraction of natural gas on the territory Romania and its trading through a single stock market, namely OPCOM. Debates on this subject will be resumed by the new parliamentary session. The intention of the parliamentary committee to remove the BRM from the game, by shifting all gas transactions on a single stock market, generated dissatisfaction of the BRM representatives, which threatened to bring the Romanian state to court at international forums if the parliament approves the proposed amendments.

SINGLE STOCK MARKET

ROPEPCA EXPECTS PREDICTABILITY

Another hot topic, turning OPCOM into the single wholesale gas trading platform, was not well received by the Competition Council, the president of this institution saying that the authority disagrees with the elimination of the Romanian Commodity Exchange (BRM) from the centralized natural gas market in Romania, claiming that both trading platforms, OPCOM and BRM have to be maintained. In fact, the European Commission too did not agree with the intention filed by the Industry and Services Committee, saying such issue raises problems. In its reply, the European Commission considers that it is not advisable to move the trading on OPCOM, given that BRM is currently a more liquid market, whereas the granting of exclusive rights to OPCOM raises competition concerns. The Commission also considers that trading 100% share of gas production on the stock market may be excessive.

The Romanian Petroleum Exploration and Production Companies Association (ROPEPCA) argues that unpredictable and excessive changes to the tax framework are likely to jeopardize both the local petroleum industry and the investment climate, by sending negative signals to the entire business environment about the lack of stability and credibility. ROPEPCA has repeatedly stated that by applying the additional tax only to domestic production, it will be disadvantaged against imported sources. Given the dependence on a single source of import - the Russian Federation - this form of discrimination directly affects the national energy security. This trend is also confirmed by the latest figures published by the National Statistics Institute: Romania imported 537,000 toe of natural gas usable in Q1 2017, by 332% more than in the similar period of 2016, while local www.petroleumreview.ro

oil & gas

production is falling, the companies being forced to close wells. “The liberalization of natural gas prices is not a phenomenon justifying an additional tax, but represents the implementation of an objective assumed by Romania at European level to move to normality for a free market and in the single European market context. Moreover, the increase of the quota is not justified in relation to the current level of taxation of the Romanian industry.” According to the Deloitte study,

while the average effective tax rate of royalties and other similar taxes on income have increased in Romania from 15% in 2014 to 17.5% in 2016, the average level of taxation in Europe (excluding the Groningen deposit in the Netherlands which has a special tax regime) has fallen from 9.3% in 2014 to 7.9% in 2015. “In recent years, ROPEPCA has been permanently open to consultations with the authorities on a new tax framework applicable to the petroleum industry.

Any unannounced change without consultations and analysis, such as the Parliament’s intention to increase and extend indefinitely the supplementary taxation of income following the liberalization of gas prices, disregards the dialogue over the past four years and calls into question the credibility and stability of the Romanian business environment,” Mark Wagley, acting chairman of ROPEPCA, said in midJune. “Besides the amendments to enforce the tax on supplementary revenues, following the deregulation of the natural gas market, we are also worried about the recent talks on the obligation for natural gas producers to sell the entire domestically produced quantities exclusively on the trading platform for an indefinite period of time, an obligation included in the amendments proposed to amend the Law on Electricity and Natural Gas no. 123/2012. In this regard, we consider that the proposed obligation is a restriction on bilateral trade agreements agreed through direct negotiation, on cross-border natural gas deliveries agreed through direct negotiation, in fact a ban on direct bilateral gas trade with suppliers, traders and consumers in other Member States, on natural gas exports and on the producers’ right to dispose freely of the natural gas produced, as well as discriminatory treatment of domestic gas producers against the foreign ones to whom these obligations do not apply,” he added. The ROPEPCA argue that by this tax, domestic producers are disadvantaged against the Russian gas giant Gazprom, who exports to the Romanian market without paying this supplementary tax and without being forced to sell all its production on the stock market. How much favoured are the Russians by the decisions of the Bucharest authorities can be seen by looking at statistical data. Last year, the natural gas imports from the Russian Federation exploded, increasing by 629%, 27

oil & gas

after they became cheaper than the domestic production. If early last year imports covered 5% of the market, their share reached 25% at the end of the year. ANRE’S POINT OF VIEW

“ANRE does not have the information on which the allegation of the increase in the selling price of natural gas is based, allegation brought by the Industry and Services Committee with the Chamber of Deputies to the producers. Regarding the price formation of natural gas from domestic production, as of April 1, 2017, according to the provisions of the Law on Electricity and Natural Gas no. 123/2012, it is freely floating on the competitive market, as a result of commercial gas transactions between economic operators on the basis of freely negotiated contracts or transactions on the centralized markets (BRM and OPCOM),” ANRE states in a point of view sent to Petroleum Industry Review. “Regarding the Government Ordinance no. 7/2013 on the tax on supplementary income obtained following the deregulation of prices in the natural gas sector, this has already been amended by Emergency Ordinance no. 25, dated March 30, 2017, to revise the content of the appendix to the Government Ordinance no. 7/2013 on the introduction of the tax on supplementary income obtained following the deregulation of prices in the natural gas sector, published in the Official Gazette on March 31, 2017,” the ANRE reply also reads. ROMGAZ DEMANDS FAIR COMPETITION

“As of April 1, 2017, the market is free, and producer prices are set by demand and supply. Romgaz no longer has administered prices, the price being modified according to the market demands, and here we are primarily talking about centralized markets. In 2016, Romgaz paid RON 28

291,440,195 (tax on supplementary income – editor’s note). Consistency and predictability are needed in fiscal policy, which is recognized and affirmed in all environments,” Romgaz says. “The taxes, required for the functioning of the entire state apparatus, should be structured not to choke the taxpayers or to prevent fair competition. The best example in this regard was the price situation for domestic gas vs. the price of imported gas, which was overcharged,” Romgaz said in a reply to Petroleum Industry Review. OMV PETROM’S POINT OF VIEW

“The natural gas market must operate according to the same principles as any free market. On a free market, price developments are determined by the supply-demand ratio. This market regulation mechanism allows optimal use of resources in any field, not just regarding for natural resources. It stimulates investment on a healthy basis from an economic viewpoint and encourages consumers to streamline their consumption. The functioning of this market in competitive conditions and with the protection of the consumer is regulated by ANRE,” OMV Petrom representatives say. “After April 1, we witnessed convergence of wholesale gas prices for household consumers towards the wholesale price of non-household customers, for which the market had already been liberalized in 2015. For transactions on centralized markets, no information is available on the final customer (household or non-household), manufacturers are no longer visible. The price development is determined by the demand-supply ratio. The current level of wholesale prices of all participants on the two stock markets is around RON 70-72/MWh, a level envisaged also by the latest version of the liberalization calendar. In Romania, gas prices follow the trends on European markets, but they are below the quotations on the main stock markets. For example, at CEGH in

Austria, prices now exceed EUR 16.5/ MWh (RON 75),” OMV Petrom’s reply to the editorial office reads. “The wholesale purchase price for household customers will be reflected in the final regulated price after a certain period of time, according to ANRE norms for establishing the final price for natural gas on the regulated market. The regulated final price is also influenced by other elements such as the regulated tariffs for distribution, transport and storage, which, according to market information, have a share of over 50% in the final price. Given that the actual price of gas represents less than half of the price charged to final customers, a hypothetical 20% increase in these prices would translate into an increase of less than 10% in the price charged to household consumers,” the viewpoint further reads. INCREASE OF THE TAX ON SUPPLEMENTARY INCOME IS POSTPONED “Given the specific, temporary and extraordinary reasons for enforcing this tax, we believe that its regulation should follow the same temporary nature. Considering the particular importance of the regulatory framework for the oil and gas sector’s performance, we believe it is essential to define a predictable and stable fiscal and legislative framework, conducive to the creation of long-term business plans, for continued investment and for the stimulation of new investments,” the Head of State said when deciding to postpone the promulgation of the law on supplementary taxation of the domestic gas producers for the profit gained following the liberalization of the natural gas market. Also, in order to meet social objectives, the president believes that this law should provide a transparent mechanism, based on the principle of equivalence between taxation and the protection of vulnerable consumers. www.petroleumreview.ro

oil & gas

Transgaz investment programme by 2025

Major priorities of the strategic natural gas transmission projects The development plan of the national gas transmission system for 2016-2025, managed by Transgaz, amounts to EUR 1.6 billion. It was approved in mid-June by the National Regulatory Authority for Energy (ANRE) and includes eight strategic projects aiming, among other things, at developing the Black Sea gas taking-over infrastructure, at completing the interconnection of the Romanian transmission system with the networks in Serbia, and at developing the connections with the Republic of Moldova. by Adrian Stoica 30

he most important investment - the project Bulgaria-Romania-HungaryAustria (BRHA) aims at developing the transmission capacities and the interconnections between the Romanian transmission system and the similar systems in Bulgaria and Hungary, and the implementation is to take place in two stages. The first stage consists in achieving the following objectives: the Podişor - Recaş 32” x 63 bar pipeline in length of about 479 km; three gas compressor stations (SC Podişor, SC Bibeşti and SC Jupa), each station being equipped with two compressor aggregates (one in operation and a backing compressor), with the possibility of providing bidirectional gas flow. The second stage involves the following objectives: the Recaş - Horia 32” x 63 bar pipeline in length of about 50 km; the enhancing of the three compressor stations (SC Podişor, SC Bibeşti and SC Jupa) by mounting a compressor equipment at each station; the enhancing of www.petroleumreview.ro

oil & gas

the current SMG Horia gas metering station. The BRHA project allows the transport of 1.75 billion cubic metres per year in the first stage and 4.4 billion cubic metres per year in the second stage, including the possibility to take over the new supply from the Black Sea. The deadline is estimated in 2019 for the first stage and in 2020 for the second stage, whereas the overall Transgaz investment amounts to EUR 547.4 million – EUR 478.6 million in the first stage and EUR 68.8 million in the second stage. TAKEOVER OF THE BLACK SEA GAS

The major objective of this investment is to create a transport infrastructure connecting the new potential natural gas resources available at the Black Sea coast and the Bulgaria-Romania-HungaryAustria corridor, thus ensuring the possibility of directing gas to Bulgaria and Hungary through the existing interconnections: Giurgiu - Ruse (with Bulgaria) and Nădlac - Szeged (with Hungary). The project has become a priority for Transgaz in the second half of 2013 as a result of the need to ensure the adequate transport capacity in order to capitalize the Black Sea natural gas in Romania and on the Central European markets. The estimated deadline is 2020, “depending on the offshore upstream plans,” the Development Plan reads, with the estimated investment of EUR 278.3 million. THE INTERCONNECTION WITH THE T1 INTERNATIONAL NATURAL GAS PIPELINE AND REVERSE FLOW ISACCEA By implementing the GreeceBulgaria-Romania-Ukraine project, a transport corridor is being established between the markets of Greece, Bulgaria, Romania and Ukraine, with a new interconnection between Greece

and Bulgaria. The transport contract for Tranzit 1 pipeline capacity expired on October 1, 2016. Starting with the 2016-2017 gas year, the Tranzit 1 transmission capacity is auctioned according to the European Code for Capacity Allocation Mechanisms at Cross-Border Interconnection Points and to the ANRE Order no. 34/2016. The project will consist of: the modernization and enlargement of the Siliștea compressor station; the building of a new compressor station in Onești; the interconnection of SMA Isaccea 1 (SNT with Transit 1); the rehabilitation of the Cosmeşti - Oneşti (66.2 km) and Siliștea - Şendreni (11.3 km) pipeline sections. The estimated completion date is 2019, with an estimated investment amounting to EUR 65 million. IMPROVING NATURAL GAS SUPPLY IN THE NORTH-EAST AREA

Considering the necessity to improve the natural gas supply of the North-East region of Romania and taking into account the perspective offered by the new Iași - Ungheni interconnection pipeline between Romania and Republic of Moldova to provide transport capacities to the Republic of Moldova, a series of developments in the Romanian gas transmission system are needed so that the technical parameters appropriate to the concerned regions’ consumption requirements can be ensured. The project envisages the construction of several natural gas pipelines and compressor stations and by completing it the necessary pressure and transport capacity of 1.5 billion cubic metres per year can be ensured at the interconnection point between the transport systems of Romania and the Republic of Moldova. Its objectives are: to build a natural gas pipeline (DN 700, Pn 55 bar) on the direction Onești - Gherăeşti, 104 km long. The route of this pipeline will

be largely parallel with the current pipelines DN 500 Oneşti - Gherăeşti; the construction of a new natural gas pipeline (DN 700, Pn 55 bar), in the direction Gherăeşti - Leţcani with a length of 61 km, which will replace the current DN 400 Gherăeşti - Iaşi pipeline on the Gherăeşti - Leţcani section; the construction of a new gas compressor station in Onești, with an installed capacity of 6 MW, two compressors of 3 MW, one operational and a backing one; the construction of a new gas compressor station in Gherăeşti with an installed capacity of 4 MW, two compressors of 2 MW, one operational and a backup one. The estimated deadline for the project is 2019, with a total estimated value of the investment of EUR 131.7 million. DEVELOPMENT OF THE ONEŞTI NĂDLAC CORRIDOR

Depending on the volumes of natural gas available at the Black Sea shore (which could not be taken over from the BRHA corridor), over longterm is envisaged the development of the transport capacity on the Oneşti - Coroi - Haţeg - Nădlac corridor. The development of this natural gas transmission corridor involves the following: the rehabilitation of current pipelines belonging to SNT; replacing the current pipelines belonging to SNT or installing new pipelines in parallel with current ones; developing four or five compressor stations with a total installed power of approximately 66 - 82.5 MW. Transgaz has currently conducted the pre-feasibility study on the development of this natural gas transport corridor and, in order to optimize and streamline both the implementation process and the possibilities of attracting nonreimbursable funding, the corridor has been divided into two projects - Reversible flow at the RomaniaHungary interconnection and The SNT development between Oneşti and Băcia. The first project will consist 31

oil & gas

THE SYSTEM’S MAIN COMPONENTS • 13,303 km main transport pipelines and natural gas supply connections, out of which 553 km international natural gas pipelines • 1,132 control stations for natural gas metering • 60 slide valve control stations (SCV, NT) • 6 gas metering stations for imported gas • 6 metering stations located on the international natural gas transmission pipelines (SMG) • 3 natural gas compressing stations (SCG) with an installed capacity of about 28.94 MW and a maximum compression capacity of 650,000 Nmc/h, i.e. 15,600,000 Nmc/day • 1,042 Cathodic Protection Stations (SPCs) • 871 natural gas odorizers (SOG)

of: the construction of a transmission pipeline on the Băcia - Haţeg - Horia - Nădlac route, approximately 280 km long, and the construction of two new gas compressor stations along the route. The second project aims at: rehabilitating some pipeline sections, replacing the current pipelines by new larger diameter and higher-pressure pipelines, and building two or three new gas compressing stations. The completion deadline for the entire corridor is 2023, the estimated investment being EUR 530 million.

feasibility study for a 25-km transport pipeline with Dn 500 diameter, from the Black Sea coast to the current T1 international transmission pipeline. The study analysed two routes of the natural gas pipeline, as well as different diameters of the pipeline, depending on the transport capacity. The estimated completion deadline is 2019, depending on the schedule of the offshore upstream projects. The investment’s estimated value is EUR 9 million.

ALTERNATIVE TO OFFSHORE GAS

ROMANIA - SERBIA INTERCONNECTION

Considering the natural gas deposits discovered in the Black Sea lately, Transgaz also envisages the setting up of an additional point for taking over the natural gas from the Black Sea submarine exploitation blocks. Transgaz has completed a pre-

The project “Interconnection of the national natural gas transmission system to the similar natural gas transmission system in Serbia” consists in the construction of a pipeline for the interconnection of the national natural gas transmission

system with the similar natural gas transmission system in Serbia in the Arad - Mokrin direction, in length of about 80 km. The analysed alternative of natural gas exports to Serbia is taking over natural gas from the future BRHA pipeline. The closest point of the BRHA pipeline to the Romania Serbia border is Mokrin, the Arad area. The estimated completion deadline is 2025, the estimated total investment being EUR 43 million, of which the investment in Romania is EUR 37 million, to which could be added EUR 3 million if a metering station will be built on the territory of our country. The project will consist of the following: • the construction of a new interconnection pipeline between Arad - Mokrin, about 80 km long, of which about 74 km on the territory of Romania and 6 km on the territory of Serbia with the www.petroleumreview.ro

oil & gas

•

following characteristics: pressure in the BRHA pipeline in Arad area - 47 bar (PN BRHA - 63 bar); diameter of the interconnection pipeline - 500 mm; transport capacity - max. 1 billion Smc/ year (115,000 Smc/h), Mokrin pressure - 42 bar; transport capacity - max. 1.6 billion Smc/ year (183,000 Smc/h), Mokrin pressure - 35 bar; the construction of a gas metering station (can be located on the territory of Romania or Serbia).

UPGRADING SMC ISACCEA 1 AND SMG NEGRU VODĂ 1

The project involves the construction of two new gas metering stations in the current buildings of the metering stations, the investment is estimated at EUR 13.9 million, out of which EUR 7.1 million for upgrading SMG Isaccea 1 and EUR 6.8 million for upgrading SMG Negru Vodă 1. The project should be completed in 2019. Both Isaccea 1 metering station and Negru Vodă 1 metering station will be equipped with separation/ filtering equipment and metering installations: the separation/filtration will be provided by separation/ filtration battery, and the filtration fineness will be of 10-12 microns. The metering equipment will include several parallel (operational and backup) metering lines equipped with ultrasonic meters to measure the quantities of natural gas supplied, each line being identically equipped with three independent metering systems (Pay, Check and Verification). The Pay and Check independent systems will use dual ultrasound gas-meters, and the Verification Systems will use a simple ultrasonic gas-meter. BENEFITS AND FINANCING WAYS

By ensuring the connection between different sources of gas

supply and the European market, these investment projects contribute to the achievement of the European Union’s targets, with considerable benefits, among which: • the integration of the gas market and interoperability of gas transmission systems in the region; • the convergence of gas prices in the region; • the elimination of congestion in the transport of natural gas in the direction Bulgaria-RomaniaHungary; • Increasing the European gas transmission system’s flexibility by achieving interconnections in bidirectional flow; • Romania’s and EU’s access to a new source of natural gas; • increasing the competition on the European gas market by diversifying the sources, the transport routes and the operational companies in the region; • increasing security of gas supply; • lower dependence on Russian natural gas imports; • boosting the development of renewable energy in the region (especially wind and solar energy) given the possibility of using natural gas as backup for renewable energies, which leads to a significant increase in the sustainability of the proposed projects. The investment program would be covered in a 35% share by Transgaz’ own sources (about EUR 560 million) and 65% (about EUR 1,040 million) will be covered from attracted sources. It should also be said that out of the eight strategic projects, the final decision for conducting the investments was made only for the one on the construction of the Bulgaria-Romania-Hungary-Austria transmission corridor (BRHA), the rest being in different phases of analysis.

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

Augustâ&#x20AC;&#x2122;s reading

PHOENIX RISING

eloitteâ&#x20AC;&#x2122;s new report, Phoenix rising: The oilfield services sector transforms again, examines the impact the downturn has had on the oilfield services sector. It explores the actions and attributes of the companies who survived and prospered during this time, as well as those that did not. With industry recovery taking shape, the paper also discusses the strategies that oilfield services companies are beginning to adopt to improve their performance and resiliency moving forward. THE SECRETS OF SURVIVAL

To understand the best strategies for moving forward, it is essential to look back. It this case, Deloitte analysed a group of 56 oilfield services companies to understand why and how they survived the industry downturn. Deloitte looked at the common qualities they shared and how could those qualities be used to their advantage - and replicated by other companies - to capitalize on the emerging industry recovery. The oilfield services companies that were the most resilient during the downturn had more geographically dispersed operations. They also had a

greater presence in service segments like offshore operations that benefited from longer-term contracts. Larger services companies - with broader and deeper technological capabilities applicable to diverse operating conditions - were more likely to have these characteristics, although some smaller companies also outperformed the group of examined companies. OUT OF THE ASHES: SEVEN STRATEGIES FOR SUSTAINED RECOVERY As the oil and gas market begins to recover, the oilfield services sector must undergo yet another transformation, developing new strategies to prosper in the upturn and stay strong through future price cycles. Deloitte analysed the strategic positioning statements from a majority of the 56 oilfield services companies in a sample to identify how they are planning to secure market share and drive revenue growth in 2017 and beyond. Deloitte identified seven key strategies across three transformation categories.

CATEGORY 1: Prioritize services that achieve ongoing cost reductions for upstream operators - in particular,

those related to achieving business process and integration efficiencies. Strategy 1 - Advanced technology to lower customer costs. Strategy 2 - Innovate business process efficiencies to lower customer costs. Strategy 3 - Integrate value chain offering or bundle offerings to lower customer costs. CATEGORY 2: Reorganize and redesign business processes to reduce internal costs within the services company. Strategy 4 - Increase internal business process efficiencies to support balance sheet improvements or lower prices for customers. CATEGORY 3: Develop new products and services in existing or adjacent markets. Strategy 5 - Expand or add new market offerings. Strategy 6 - Pursue long-term contracts. Strategy 7 - Add or expand market offerings to non-energy sectors. The unifying theme across these strategic categories is the recognition by oilfield services companies that sustainable success will likely depend on meeting and anticipating customer needs.

For more information see: www2.deloitte.com/us/en/pages/energy-and-resources/articles/oil-field-services-sector-transforms-again 34

www.petroleumreview.ro

oil & gas

Making Romania a true market hub for Southeast Europe

hen the Moftinu Gas Development Project reaches first gas in Q1 2018, Serinus Energy will become the newest gas producer in a country with a long, rich history of petroleum extraction. There were obviously many aspects that impacted the Company’s decision to invest in the project. The move to market liberalization in the country’s gas market was one of the positive aspects in the Company’s investment decision. This liberalization of the gas market in Romania will, over time, become more competitive and more integrated with the European Union, resulting in the natural gas industry of Romania becoming more efficient. As you may be aware, the Romanian gas market is atypical for Europe. The country’s production almost covers the country’s demand with a small amount of imports entering the market to create market equilibrium, while most of the rest of European countries import large amounts of gas to cover demand. As the Romanian gas market becomes fully liberalized with implementation of European Union policies, it could have dramatic impact on the upstream gas industry. The removal of all regulated prices as of 36

April 1, 2017, was the first step in having the Romanian gas market become fully integrated with the European markets, particularly those in southeast Europe. Proposed trans-border pipelines will also be important in fulfilling this integration as well as upgrades to the Transgaz system that will readily allow for interconnections with the national transmission systems of neighbouring countries. The removal of legislative hurdles to exports must also be carried out to create a full level playing field for Romanian domestic gas production. It will be important to encourage a competitive trading environment through multiple gas trading exchanges. With the physical connection of Romanian gas to European markets, there must also be coordinated effort to harmonize the energy-sector legislation at both the domestic and European level, and strengthening the capacity of the relevant regulatory authorities. There are two upstream gas industries in Romania, the very mature onshore industry and the burgeoning but immature offshore Black Sea industry. These areas are very different in what they require to continue to attract the necessary investment. The mature

onshore contains depleted gas pools that have resulted in the declining onshore production in Romania. To access new onshore gas deposits, new technologies must be adopted that will require large investments of capital. As the government contemplates changes to upstream fiscal regime, it will need to be extremely cognisant in its deliberations to consider the long-term competitiveness of the Romanian gas industry. With the proper policies implemented, the onshore upstream gas sector in Romania could reverse the declines in production. The onshore gas production must also receive the same treatment as the emerging offshore gas production in having open access to new pipeline systems and to potential export markets. New tenders for onshore oil & gas concessions must also be carried out to further create opportunities to grow domestic gas production. As a member of ROPEPCA, Serinus Energy supports the ROPEPCA’s engagement of the Government of Romania on a number of policy and taxation issues that could have a significant impact on the onshore upstream gas industry. Some of the important www.petroleumreview.ro

initiatives being taken up by the government include a new fiscal regime, natural gas reference price calculations, proposed changes to the Petroleum Law (land access, declassification of documents, and NAMR reformation), and the development of a National Energy Strategy. It will be imperative that these numerous initiatives are undertaken with the objective of protecting the sanctity of existing contracts, creating a level playing field between domestic gas production versus imported gas, and promote and encourage investment in new production and the adoption of new technologies. A stable and growing natural gas sector will be to the benefit of both domestic producers and consumers, and to the long-term economic development of Romania. As Serinus moves towards first gas for the Moftinu Gas Development Project, it must look at all ways it can best maximize the benefits and minimize the risks from the newly liberalized market. It will be important moving forward that the progress Romania has made to date maintains its momentum. The market liberalization and other policy initiatives can be the catalyst to making Romania a true market hub for Southeast Europe, given its significant current and future gas production as well as the intersection of many transit pipelines.

Calvin Brackman Vice President of External Relations & Strategy T: +1 403 264 8877 D: +1 587 349 5532 F: +1 403 264 8861

www.serinusenergy.com

Annual subscription - 10 print issues per year RON 200 (EUR 45) shipping included - ROMANIA only EUR 180 - EUROPEAN UNION shipping included

If the Post Office alerts us that your magazine is undeliverable, we have no further obligation unless we recieve a corrected address within three months. All orders subject to approval. By ordering, you agree not to resell 37 any subscriptions purchased.

www.petroleumreview.ro

oil & gas

Wintershall Down Hole Pumps: More Productivity, Flexibility and Safety

Profound Advantage in Down Hole Pump Technology with Bosch Rexroth

asily accessible oil deposits are becoming increasingly rare, while demanding oilfields impose great challenges on the deployed extraction technologies. Despite all difficulties, oil extraction will have to remain efficient, environmentally compliant and safe in the future, too. Wintershall Holding GmbH tested the performance of the R7 electrohydraulic unit provided by Rexroth to drive down hole pumps. Wintershall Holding GmbH, located in Kassel, is Germany’s biggest producer of petroleum and natural gas. Similar to other oil extracting companies, Wintershall previously used down hole pumps with ‘nodding’ pumpjacks at the wellheads. This technology is rather unwieldy as the string of sucker rods can be up to 3,000 meters long and weigh as much as 20 tons. Only massive mechanical drives of considerable height at the surface can manage this task. 40

MUCH BETTER IN COMPARISON This is where Rexroth can show their unique technological strength. At the production well La91 at Landau, Wintershall tested a common

mechanical nodding pumpjack and the electrohydraulic down hole pump drive R7 by Rexroth, in order to compare both solutions in terms of efficiency and productivity.

www.petroleumreview.ro

oil & gas

EASY AND SAFE CONTROL The R7 can be comfortably started and configured from a central control station. An automatically generated dynamogram enables the operating staff to control the efficiency of the oil extraction process at any time. The cycle speed and the cylinder stroke can be flexibly adapted at the touch of a button to suit modified pumping conditions. A sophisticated overload protection system helps to reduce costly and time-consuming repairs and downtimes. R7 scores with its low weight and space requirements and with improved safety. The installation does not contain any rotating components and thus reduces the injury risk for workers. Rexroth’s solution successfully passed the tests: Regarding the test criteria productivity and efficiency, the R7 was definitely ahead of its competitor. TOUGH APPLICATION

Efficient and flexible down hole pump drive, adapted to difficult oil extraction conditions

INGENIOUS SOLUTION The state-of-the-art electrohydraulic down hole pump drive system R7 replaces the previous mechanical ‘nodding’ pumpjack. SOLVED WITH

Cylinder with integrated position measuring system Electric motor with increased slip and integrated flywheel mass Monitoring via central control station

Bosch Rexroth România 2 Aurel Vlaicu st. 515400 Blaj Romania Tel. 004 0258 807 872 www.boschrexroth.ro 41

oil & gas

MOL to invest USD 1.9bn within Polyol Project Half a year after the announcement of the 2030 strategy, MOL Group has reached an important milestone in its industrial transformational journey. The license agreements signed with Evonik and thyssenkrupp, will enable MOL to produce propylene oxide, a key component for the production of polyether polyols. MOL intends to become a significant producer of polyether polyols, high-value intermediates for products applied in the automotive, packaging and furniture industries.

OL Group has entered into key contracts related to core technologies of the Polyol Project, which was announced in 2016 as part of the first investment cycle of the MOL 2030 long-term strategy. The contracts concern the purchase of technology licenses and process design packages for the so called HPPO (hydrogen peroxide to propylene oxide) technology of propylene oxide production. The licensor of the hydrogen-peroxide unit for captive use is Evonik, while a consortium formed by Evonik and thyssenkrupp Industrial Solutions AG licenses the propylene oxide unit. The contracts also contain 42

binding offers and pre-agreements regarding the later engineering and execution phases of the HPPO units by thyssenkrupp and the purchase of proprietary catalysts from Evonik. The signing of these license contracts marks the beginning of this major investment project that is of strategic importance for MOL, as well as the beginning of a long-term partnership between MOL Group, Evonik and thyssenkrupp. In addition, MOL Group has selected Fluor as Project Management Consultant (PMC) for the front-end engineering design and engineering, procurement and construction phases of the project. MOL Group is in the final stages of selecting the licensor for polyether polyol technology as well as

the contractor for the engineering of the utilities and other facilities. These agreements represent the first milestone in the execution of the MOL 2030 long-term strategy, which earmarked around USD 1.9bn in investments for transformational projects in the area of chemicals and petrochemicals for the period of 2017-21. The industrial complex, which will be built in Hungary, will be the single largest organic investment project of MOL Group in 2017-21. The new product line will not only provide access to attractive markets in the CEE, but it will also form a logical continuation of MOLâ&#x20AC;&#x2122;s strategy to move further along the Downstream value chain towards semi-commodity and specialty chemicals products. In line with MOLâ&#x20AC;&#x2122;s core value of sustainable development, this step has taken MOL closer to a state-of-theart, energy-efficient technology that is free of material by-product volumes. Propylene oxide based polyols serve as raw materials for polyurethane foams, which are widely applied in the automotive, construction, packaging and furniture industries. The planned new industrial complex consists of the HPPO plants having 200 kt/year propylene oxide production capacity, several production lines for polyether polyols, utilities and other infrastructural investments. www.petroleumreview.ro

oil & gas

Implementing Zero routine flaring initiative

overnments, oil companies, and development institutions around the world are encouraged to endorse the “Zero Routine Flaring by 2030” Initiative. During oil production, associated gas is produced from the reservoir together with the oil. Much of this gas is utilized or conserved because governments and oil companies have made substantial investments to capture it; nevertheless, some of it is flared because of technical, regulatory, or economic constraints. As a result, thousands of gas flares at oil production sites around the globe burn approximately 140 billion cubic meters of natural gas annually, causing more than 300 million tons of CO2 to be emitted to the atmosphere. Flaring of gas contributes to climate change and impacts the environment through emission of CO2, black carbon and other pollutants. It also wastes a valuable energy resource that could be used to advance the sustainable development of producing countries. For example, if this amount of gas were used for power generation, it could provide about 750 billion kWh of electricity, or more than the African continent’s current annual electricity consumption. While associated gas cannot always be used to produce power, it can often be utilized in a number of other productive ways or conserved (re-injected into an underground formation). This “Zero Routine Flaring by 2030” initiative, introduced by the World Bank, brings together governments, oil companies, and development institutions who recognize the flaring situation described above is unsustainable from a resource management and environmental perspective, and who agree to cooperate to eliminate routine flaring no later than 2030. The initiative pertains to routine flaring and not to flaring for safety reasons or non-routine flaring, which nevertheless should be minimized. Routine flaring of gas is flaring during normal oil production operations in the absence of sufficient facilities or amenable geology to reinject the produced gas, utilize it on-site, or dispatch it to a market. Venting is not an acceptable substitute for flaring. Governments that endorse this initiative will provide a 44

legal, regulatory, investment, and operating environment that is conducive to upstream investments and to the development of viable markets for utilization of the gas and the infrastructure necessary to deliver the gas to these markets. This will provide companies the confidence and incentive as a basis for investing in flare elimination solutions. Governments will require, and stipulate in their new prospect offers, that field development plans for new oil fields incorporate sustainable utilization or conservation of the field’s associated gas without routine flaring. Furthermore, governments will make every effort to ensure that routine flaring at existing oil fields ends as soon as possible, and no later than 2030. Oil companies that endorse this initiative will develop new oil fields they operate according to plans that incorporate sustainable utilization or conservation of the field’s associated gas without routine flaring. Oil companies with routine flaring at existing oil fields they operate will seek to implement economically viable solutions to eliminate this legacy flaring as soon as possible, and no later than 2030. Development institutions that endorse this initiative will facilitate cooperation and implementation, and consider the use of financial instruments and other measures, particularly in their client countries. They will endeavor to do so also in client countries that have not endorsed the initiative. Governments and oil companies that endorse the initiative will publicly report their flaring and progress towards the initiative on an annual basis. They also agree to the World Bank aggregating and reporting the same. The parties that endorse the initiative acknowledge that its success requires all involved – governments and oil companies, with the support of development institutions – to fully cooperate and take the action described herein to eliminate routine flaring no later than 2030. OMV ON TRACK

OMV endorsed the “Zero Routine Flaring by 2030” initiative beginning of 2017. www.petroleumreview.ro

oil & gas

According to OMV, associated-gas flaring is carried out at oil production sites all over the world. Satellite data shows more than 16,000 of these flares in around 90 countries. Flaring results in approximately 140 billion cubic meters of natural gas burned annually, causing more than 300 million tonnes of CO2 to be emitted into the atmosphere. “There are thousands of gas flames from flaring around the globe. That’s too many – in terms of both the environment and the economy”, says Brigitte Bichler, who is responsible for Environmental Management at OMV. Of course, the climate benefits from every single tonne of CO2 that can be saved. But it also makes no sense economically just to burn gas. Flaring associated gas is unproductive and is easier to avoid than other CO2 emissions. From a technical viewpoint, the gas can be reinjected into the oil reservoir to increase oil production. As it is ‘common’ natural gas, it can also be applied anywhere that natural gas is used: For producing power, as a raw material for manufacturing chemical substances, for heating homes, fuelling CNG vehicles etc. “Since 2008 we have reduced our annual direct CO2 emissions by one million tonnes through energy efficiency measures in our production sites. We are thereby on the right track!” – OMV representatives underlined. A project for gas utilization in Waha, in the south of Tunisia, is underway in a three-step process. At the beginning of the project there was a lack of infrastructure for utilizing the associated gas. In the first phase of the project, the gas will be compressed and fed through a newly built, 5km-long pipeline to the Tunisian gas market. The second step will see the installation of two vapor recovery units in order to handle the remaining low-pressure gas effectively. The construction of a 50km-long gas pipeline from the Anaguid Block to the Waha gas recovery will take place in the third phase. The whole project will save around 120,000 tonnes of CO2 emissions a year. ROMANIA, THE GROUP’S STAR WHEN IT COMES TO CUTTING CO2

OMV Petrom is taking a different approach in Romania with Gas-to-Power (G2P) and combined heat and power plants (CHP): The gas will be converted into power or heat and re-used for energy consumption. There are currently 31 projects of this type with a total capacity of 65 MW. This corresponds to the annual electricity consumption of around 270,000 households. To be able to meet the entire onshore power demand of OMV Petrom in the long run, additional 13 power plants will be built in the coming years. 45

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 46

www.petroleumreview.ro

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

FOCUS

Divergent developments in H1 2017

CEE OIL & GAS INDUSTRY, UNDER PRESSURE ON THE STOCK MARKETS

FOCUS The oil and gas industry in Central and Eastern Europe (CEE) had weaker development, overall, than the rest of the economy in the first half of 2017, as shown by the analysis of the stock markets indices. The Russian oil and gas companies have negatively influenced the development of the regional index (Stoxx Eastern Europe 300 Oil & Gas), given the effects of falling production as a result of the agreement reached with OPEC at the end of the previous year. In contrast, the European companies integrated in the respective index, including the Romanian ones, have pushed the index upwards, the prices of their shares on the stock markets comprising the good results, supported by the increase in oil prices in the first part of the year. by Laurenţiu Roşoiu

he Stoxx Eastern Europe 300 Oil & Gas index had lost, at mid-2017, more than 10% against the end of 2016; the index, calculated by the Stoxx Ltd agency, mirrors the overall evolution of the major oil and gas companies in Eastern Europe, including Russia and Turkey (25 companies), traded on the stock markets in those countries; by comparison, the Stoxx Eastern Europe 300 index, which reveals the overall economic development in the region, including the most important 300 representative companies for all economic fields (and thus a benchmark for Eastern Europe’s overall economic development, including Russia and Turkey) was at the end of June at approximately the same level as at the end of last year (see the graph ‘Oil and gas industry, weak performance in the first half of the year’). The figures show, therefore, that the oil and gas industry 48

in this region had weaker performance on the stock markets than the rest of the economy as a whole in the first six months of 2017; this is, on one hand, the effect of the movements on the oil market and, on the other hand, a result of the high share of Russian companies in the regional sectoral index. CONTRADICTORY RESULTS

Thus, in an in-depth analysis of the Stoxx Eastern Europe 300 Oil & Gas index, it can be noticed that the entities in its structure had divergent developments, depending on the geographic area (or, more precisely, the economic area) they are part of. More precisely, the shares of the Eastern European and Turkish companies registered positive developments (some of them rather spectacular), the Russian companies’ ones experienced decreases altogether (see the graph ‘Divergent developments within Stoxx 300 Oil & Gas index’). Not surprisingly, the evolution of Russian companies, totally different from that of companies in the rest of the region, is mainly a result of the agreement reached by OPEC and the non-OPEC countries at the end of 2016 - an agreement to cut oil output. Russia’s commitment in this agreement has therefore led to output cuts for the national companies (or to maintaining them at low levels), nevertheless, the positive evolution of oil prices following the agreement did not compensate for the drop in volumes. According to estimates by the US Energy Information Administration (EIA) at the end of March 2017, Russia’s oil output was by about 177,000 barrels a day lower than the peak reached in November 2016 - following the agreement with OPEC; the continued decrease in production (by 300,000 barrels per day) was ongoing under the same agreement - valid until 2018. This is the context in which the Russian oil and gas companies experienced poorer performance in the first three months of the year against the same period in the previous year, below analysts’ expectations. Among these, Novatek, for example, reported a decrease in total hydrocarbon output, down from 139.5 million barrels of oil equivalent in March 2016 to 127.7 million at end-March 2017; the production of liquid hydrocarbons (including oil) declined from 3.2 million tonnes (in Q1 2016) to 2.9 million tonnes in Q1 2017. On this background, the company’s net profit dropped in Q1 2017 by 38% against the same period of the previous year, from 115 to 71 billion rubles (1 EUR = about 68 Russian rubles (RUB) at the end of June 2017). Rosneft had also experienced a drop in production at the end of Q1 2017 – as compared to the peak levels recorded in October 2016... although it recorded an advance of www.petroleumreview.ro

FOCUS OIL AND GAS INDUSTRY, WEAK PERFORMANCE IN THE FIRST HALF OF THE YEAR The oil and gas companies in Eastern Europe (including Russia and Turkey) had overall weaker developments against those in other business areas in the first six months of the year. 190 180 170 160 150 140 130 120

100

30.12.2016 05.01.2017 11.01.2017 17.01.2017 23.01.2017 27.01.2017 02.02.2017 08.02.2017 14.02.2017 20.02.2017 24.02.2017 20.03.2017 08.03.2017 14.03.2017 20.03.2017 24.03.2017 30.03.2017 05.04.2017 11.04.2017 19.04.2017 25.04.2017 01.05.2017 05.05.2017 11.05.2017 17.05.2017 23.05.2017 29.05.2017 02.06.2017 08.06.2017 14.06.2017 20.06.2017 26.06.2017

110

STOXX® Eastern Europe 300 Oil & Gas (simbol EE050P)

STOXX® Eastern Europe 300 (simbol EEBP)

The graph shows the evolution of the representative indices (Stoxx Eastern Europe Oil & Gas 300 and Stoxx Eastern Europe 300) calculated in EUR in the first half of 2017. SOURCE: STOXX LTD

about 13% against the same period of the previous year (the growth being driven by the fact that Bashneft has been recently taken over). The report published by the company therefore reveals the negative impact on production generated by meeting the terms of the agreement with OPEC. In figures, the company has reported a profit of about 13 billion rubles in Q1, by about 8% higher than in Q1 2016, but significantly below the analysts’ expectations; according to a survey conducted by Reuters with 10 specialists, quoted by the Financial Times, the expected profit for Q1 2017 was of RUB 22 billion (considering also the Bashneft effect). Russian gas giant Gazprom also reported capping of oil output in Q1 - it was explained by the company as being in line with the annual output cuts plan and by a series of effects of the current operations in refining area; the company made no reference to the possible effects of the OPEC agreement!

Gazprom reported a net profit of about RUB 333 billion in Q1 2017, according to IFRS reports posted on its website, by about 8% lower than in the same period last year (RUB 362 billion), and stagnancy of oil output. Thus, while in the gas segment the company reported a 12% increase in production for Q1 2017 as compared to Q1 2016 (from 113 to 127 billion cubic meters), the oil output increased only by 6%, from 11.3 to 12 million tonnes - clearly not enough to offset the drop in oil prices which started at the end of March. Lukoil, one of the most important oil producers in Russia (and not only!), also reported in the first quarter of the year a drop in the production of liquid hydrocarbons (oil included), from more than 2 million barrels of oil equivalent per day (boe/day) to a little bit more than 1.8 million boe/ day, explained by the company, among others, by aligning itself to the conditions imposed by the agreement with OPEC. 49

FOCUS DIVERGENT DEVELOPMENTS WITHIN STOXX 300 OIL & GAS INDEX All Russian companies fell on the stock markets in the first six months of the year, while those in the rest of Europe and in Turkey had positive developments. Company

Stock market where transactions take place in the country of origin

Developments in H1 2017

Hellenic Petroleum

Athens

88.01%

Unipetrol

Prague

54.24%

Türkiye Petrol Rafinerileri

Istanbul

51.93%

Motor Oil Hellas Corinth Refineries

Athens

45.19%

Turcas Petrol

Istanbul

36.30%

PKN Orlen

Warsaw

33.88%

Grupa Lotos

Warsaw

33.75%

Romgaz

Bucharest

22.80%

Koç Holding

Istanbul

20.19%

Transgaz

Bucharest

20.07%

Petrol

Ljubljana

14.46%

PGNiG

Warsaw

13.68%

Ina

Zagreb

12.09%

OMV Petrom

Bucharest

8.43%

MOL

Budapest

3.43%

NIS

Belgrade

-9.46%

Tatneft-3

Moscow

-10.85%

Gazprom Neft

Moscow

-14.21%

Lukoil

Moscow

-16.37%

Surgut

Moscow

-16.77%

Novatek

Moscow

-17.48%

Rosneft

Moscow

-18.51%

Transneft

Moscow

-19.65%

Gazprom

Moscow

-22.82%

Bashneft

Moscow

-30.67%

The table shows the price evolution of shares of the respective companies on the stock markets in the countries of origin, expressed in national currency, during the first six months of the year. SOURCE: INVESTING.COM 50

www.petroleumreview.ro

FOCUS “The liquid hydrocarbon production at group level declined by 7% in Q1 2017 against Q1 2016, mainly as a result of cuts in volumes resulting from West Qurna-2 project operations, but also as a result of output cuts imposed by the agreement with OPEC,” reads the report published by the company’s management on its website. It is true, however, that Lukoil compensated for the decline in oil production with revenues from other areas - therefore it managed to achieve in Q1 2017 sales of about RUB 1,431.5 billion (against RUB 1,177.7 billion in Q1 2016) and a net profit of RUB 62.3 billion (against RUB 42.8 billion in Q1 2016). However, these positive financial developments failed to offset the investors’ negative outlook regarding the company’s stock market position as a result of the fall in oil prices (which have been on a downward trend since the end of March) and as result of the pessimism on the market regarding the level at which it could get stabilized. Hence, a negative perspective on the company’s future development, shared by some company officials - according to international media, by Alexander Matytsyn – Vicepresident of the company: “Lukoil takes into account the possibility that the oil price will remain at an average level about USD 40 per barrel in 2017, and the likelihood of decline in total production by about 1% in 2017 as a result of the agreements with OPEC.” The effort made by Russian companies has led, in spite of a considerable increase in oil prices in early 2017, to rather negative results; the reports, released at the end of April and May, overlapped a strong correction of oil prices (starting with the first days of March) and the agreement to maintain low production levels set by the agreement signed in December 2016, still in force; as low prices and low levels of production set the prerequisites for weaker financial results - the negative trend of Russian companies on the stock markets has grown. EUROPE’S LEADERS IN TERMS OF GROWTH

Unlike the Russian companies, the other companies in the Stoxx Eastern Europe 300 Oil & Gas index registered positive developments on the stock markets in H1 2017, without exception. They benefited, on the one hand, from the price increase in early 2017 and, on the other hand, as a result of the increase in consumption, following the positive trend of the European economy. By far, the best performance was experienced by the Greek company Hellenic Petroleum’s shares, with a higher stock market value by about 90% in six months, supported, among other things, by the very good results reported in Q1. Hellenic Petroleum, Greece’s largest oil refiner, reported 35% increase in profit before tax, amortization and depreciation (EBITDA) in Q1, given the increase in

refined raw material and the increase in demand, as well as an increase of about 80% of the net profit, both of them significantly exceeding the analysts’ estimates. Tracing Hellenic, with 30% to 50% market price increase, are the Czech company Unipetrol, the Turkish Türkiye Petrol Rafinerileri (in short - Tüpraş), Motor Oil Hellas (also from Greece) and the Polish operator Grupa Lotos; these developments on the stock markets are also supported by good financial results in Q1 2017. Thus, e.g. Unipetrol - the largest integrated petrochemical group in the Czech Republic - recorded a spectacular evolution in Q1 2017, from a loss of about CZK 25 million in Q1 2016 to a net profit of CZK 3.3 billion in Q1 2017, amid revenues growth from CZK 17.6 billion (in Q1 2016) to CZK 29.8 billion (in Q1 2017) (EUR 1 = approximately CZK 26 at the end of June 2017). Motor Oil Hellas - the second Greek-owned company in the Stoxx Eastern Europe 300 Oil & Gas index – also reported in Q1 a net profit of about EUR 90 million, by 83% higher than the one reported in the same period last year. The company also recorded revenues growth from EUR 1.41 billion to EUR 1.97 billion. Last but not least, the Polish company Grupa Lotos which at the end of June marked a 30% increase in shares price - reported in Q1 2017 revenues of EUR 1.27 billion (against EUR 900 million in Q1 2016) and a net profit of EUR 95.8 million (against EUR 24.3 million in the same period in 2016). Equally spectacular is the development of Turkish companies in the index - despite an adverse local political climate. At the end of June, the Tüpras shares saw a 50% increase on the stock market amid an impressive operational performance: in the first three months of the year, Türkiye Petrol Rafinerileri processed 7,477 tons of raw material (against 7,006 in the same period of the previous year) and sold 7,215 tons of processed products (as compared to 6,191 tons in Q1 2016). Supported also by the rising oil prices, the company had revenues of about 12.3 billion Turkish pounds (TRY) - double against TYR 6.2 billion in Q1 2016) and a net profit about 10 times higher (TRY 876 million against TRY 83 million in Q1 the previous year). Interesting is also the evolution of Turcas Petrol, whose shares have increased their value on the stock market by about 36% at the end of June against the end of the previous year, despite the fact that it reported a loss of TRY 22 million in Q1 2017 (against a profit of TRY 15 million in Q1 2016). ROMANIAN COMPANIES, UPWARD

The same positive trend was also registered in the first six months of 2017 by the three Romanian companies in the index - Romgaz, Transgaz and OMV Petrom; their development was supported by the high dividend yields 51

FOCUS proposed for the financial year 2016 and, in particular, by the discussions on granting special dividends - by distributing the reserves built during the past years. These had a strong positive impact on the market prices, which lasted until mid-June, but the companies’ shares also had a strong support from the good financial results achieved during Q1. ROMGAZ, GROWING BUSINESS

Romgaz - whose shares registered a market price increase of over 20% at end-June against the end of 2016, reported a net profit of RON 565.9 million in Q1 2017 (by about 15% higher as compared to the same period in the previous year) for a turnover of about RON 1.5 billion – by about 10% higher than in Q1 2016 (RON 1.36 billion); the rise in financial indices were consistent despite the decrease in methane gas production – down from 1.37 billion cubic meters extracted in Q1 2016 to 1.33 billion in Q1 2017, and of condensed gas - from 2,047 tons to 1,672 tons. PROFIT ALMOST DOUBLE FOR TRANSGAZ

Transgaz also had financial achievements able to support the positive evolution of the market price! The company recorded in the first three months of the year a net profit of about RON 320 million, by 86% higher than the one achieved in the same period of the previous year, amid the increase in exploitation revenues by 37% to the level of RON 638 million. According to the company’s release, the good results are the result of the increase in operation respectively the increase of revenues from the reservation of transport capacity and from the increase in quantity of the transported gas (by 19% against the volume transported in the same period in 2016). OMV PETROM, EXCEPTIONAL FINANCIAL RESULTS

The largest Romanian oil and gas company, OMV Petrom, has evolved in the same positive trend! Less spectacular in terms of share prices development - marking an increase of about 8% at the end of June against the end of 2016 (in the absence of discussions and hopes of granting special dividends, as in the case of the other two companies in the index); but really spectacular in terms of financial results: in Q1 2017, the company reported a net profit of RON 618 million, more than double against the one registered in the same period in 2016 (RON 288 million), given the increase in sales value by 27%. The rise in world oil prices is one of the elements that have supported this positive development, along with the increase of natural gas and electricity traded volumes, the company’s press release reads. 52

IMPACT FACTORS It should be noted that the Romanian companies’ shares retained a large part of the growth registered in this first half of the year, despite the significant corrections registered at the end of June, as a result of news that adversely influenced the local investment environment. Thus, if in the first part of the second quarter the local oil and gas companies were also supported by the prospect of distributing extraordinary dividends – the investors found at the end of the month this would not happen; the negative impact of eliminating the possibility of receiving special dividends overlapped with the corrections registered as a result of registering the data in order to receive the dividends distributed for the previous year’s profits - a natural correction with prices normally adjusted by approximately the amount of dividends... which, however, was a bit broader this time. Last but not least, a strong impact on the shares prices oil and gas companies traded on the Bucharest market was given by the information on the possible nationalization of mandatory private pension funds (Private Pillar II – privately managed). This information led to a wave of sales of the most liquid of shares on the Bucharest Stock Exchange, obviously including the shares of oil and gas companies. THE FUTURE, GOOD AND BAD

The second half is not clear, however. On one hand, from the point of view of the Russian companies included in the index, given the high likelihood of maintaining the output decided within the limits of the agreement with OPEC and the prerequisites for continuing the fall in oil prices, the potential is rather unfavourable. The continued downward trend of their shares prices is therefore to be taken into account. On the other hand, the fall in fuel prices gives a positive impetus to the European oil and gas industry, which is however in a favourable context given by the obvious relaunch of the EU Member States economies; this positive macroeconomic situation is able to support the growth of demand and consumption, with beneficial effects in the companies’ balance sheets. At the index level, however, it is unlikely that the positive developments of European companies can offset the probable negative trend for the evolution of Russian companies - companies that, by their weight and size, influence the development of the Stoxx Eastern Europe 300 Oil & Gas; however, as the USD 40-barrel threshold has been already taken into account by the authorities and executives of Russia’s leading companies, pleasant surprises are not excluded in the second half. www.petroleumreview.ro

HOST

ONE GLOBAL INDUSTRY. ONE CITY. ONE MEETING PLACE. WHY EXHIBIT?

PROJECTED FOR ADIPEC 2017

PURCHASING POWER Over US $9 billion of contracts were signed during the 4 days of ADIPEC. With 81% of attendees either a decision maker, purchaser or influencer, ADIPEC delivers real business opportunities.

NOCs

IOCs

135,000 Gross sqm

100,000+ Attendees

KNOWLEDGE EXCHANGE

Country Pavilions

With over 900 speakers from around the world and over 180 sessions, ADIPEC provides one of the most comprehensive conference programmes in the world.

2,200+ Exhibiting Companies

180+ Conference Sessions

INTERNATIONAL PERSPECTIVE 22 NOCs, 15 IOCs and 28 international

900+

country pavilions along with 2,200+ exhibiting companies make ADIPEC unrivalled.

10,000+

Speakers

Conference Delegates

BOOK YOUR STAND NOW

adipec.com/bookastand

Supported SupportedByBy

Host City

Official Media Partner

ADIPEC Organised By

Conference Organiser

ADIPEC Organised By

EDITORIAL

O dilemă majoră pentru UE

Proiectul Nord Stream 2, în alb și negru membre care își anunțau susținerea pentru o propunere de act normativ prin care executivul Uniunii Europene să primească dreptul de a negocia cu Rusia acest proiect (înlocuind în acest proces companiile europene direct implicate); iar pe 29 iunie, apar o serie de informații privind o scrisoare primită de Comisia Europeană, prin care un număr de șase operatori ai rețelelor de gaze naturale din câteva state membre își exprimau susținerea pentru disputatul proiect. Privit din perspectivă geografică, în tabăra oponenților se află în mod special statele din Europa Centrală și de Sud-Est, cărora li se adaugă câteva dintre statele nordice și Italia, în timp ce, în tabăra susținătorilor se află în special țările din „nucleul dur” al Europei, intrând aici, alături de societățile din consorțiu (Engie din Franța, OMV din Austria, Wintershall și Uniper din Germania, Shell din Marea Britanie), operatorii rețelelor de transport al gazelor naturale din Austria (Gas Connect), Germania (Fluxys, Gascade, Gasunie) și Cehia (NET4Gas).

L 54

de Laurențiu Roșoiu a finele lunii aprilie 2017, Gazprom anunța încheierea acordului cu Engie, OMV, Shell, Uniper și Wintershall, în vederea finanțării proiectului Nord Stream 2. În urma acestui anunț, aproape concomitent apăreau reacțiile susținătorilor și oponenților proiectului. Astfel, pe 26 iunie, apar public o serie de informații privind demersul făcut de un număr de 13 state

Proiectul beneficiază de susținerea Germaniei – cea mai importantă putere economică a Uniunii, și, ceva mai puțin vocal, de susținerea Franței (al doilea pilon al UE)... în timp ce oponenții acestuia au susținerea Comisiei Europene – organismul executiv suprem al Uniunii. Componența și liniile despărțitoare dintre cele două tabere au fost de-a lungul timpului și sunt încă într-o continuă mișcare – nu puține fiind trecerile dintr-o parte în alta (în funcție de beneficiile previzibile sau promise de Rusia unor țări/companii) sau contradicțiile între poziția unor companii și cea a statelor lor de origine. www.petroleumreview.ro

EDITORIAL Nord Stream 2 este așadar un proiect în egală măsură dorit și blamat în primul rând în interiorul Uniunii Europene. Dar, în același timp, și înafara acesteia – fapt care-l face a avea o importanță globală! Cel puțin asta se poate spune dacă ne uităm că, pe de o parte tabăra susținătorilor beneficiază de întregul arsenal de influențare a opiniei și a autorităților publice europene pus la dispoziție de Rusia (atât prin reprezentanții oficiali ai statului cât și prin brațul său gazeifer – Gazprom), în timp ce tabăra oponenților are susținerea pe față a Statelor Unite; și nu doar prin declarațiile a diverși oficiali, ci și faptic: prin Senatul american trecând (pe 15 iunie 2017) un proiect de lege care, între altele, prevede posibilitatea instituirii de sancțiuni asupra companiilor europene implicate în proiectul Nord Stream 2 (alături de restricționarea puterilor președintelui Trump în ceea ce privește o eventuală relaxare a sancțiunilor deja existente cu privire la o serie de persoane și de companii rusești). Dezbaterile privind avantajele și dezavantajele aduse Europei de acest proiect se pot purta într-o multitudine de nuanțe de gri într-un spectru larg de la alb (respectiv, al efectelor pozitive) la negru (extrema efectelor negative). Trecând însă peste multitudinea de elemente de detaliu, care fac dezbaterea foarte complexă, se pot evidenția totuși câteva elemente extrem de importante, ca repere ale dezbaterii. Astfel, un Nord Stream în Nordul Europei dublat de un TurkStream în Marea Neagră1, conturează impresia brațelor unui „clește gazeifer” deschis de Rusia spre Uniunea Europeană, cu focusul pe Europa Centrală și de Sud-Est. Și asta nu-i deloc bine – deoarece conduce la creșterea sau fie chiar și doar la menținerea la cote ridicate a dependenței UE (și în special a statelor ECE – SEE) de gazele și bunele relații cu Rusia și/sau Gazprom… și astfel la creșterea influenței directe și indirecte a Rusiei într-o regiune aflată oricum într-un proces centrifug față de UE. Pe de altă parte, este destul de evident că UE este deja prizoniera lipsei unor alternative, viabile și rentabile economic, la gazele naturale oferite de Rusia; fiind în mod evident nefezabilă din punct de vedere economic pentru Europa. Și asta deoarece oricare dintre alternative este mai scumpă decât gazele rusești – fapt ce erodează eficiența și profitabilitatea industriilor dependente de gazele naturale din Uniune și, astfel, eficiența și profitabilitatea întregii 1 Gazprom a început lucrările la amplasarea celei de a doua linii a gazoductului TurkStream pe fundul Mării Negre, informează reprezentanți ai conducerii companiei elvețiene Allseas, contractorul lucrărilor de amplasare a conductei. Oficial, Gazprom a anunţat în luna mai a acestui an că a început lucrările la prima linie a gazoductului TurkStream pe coasta rusească a Mării Negre şi intenţionează să finalizeze lucrările până la sfârșitul lui 2019.

economii europene - un fapt, de asemenea, deloc de dorit de UE în contextul unei competiții globale tot mai aprige și chiar și mai puțin dorit de Germania – principala putere industrială a Europei (și cel mai important concurent al SUA pe piața globală). Problema punându-se în aceiași termeni – de eficiență și profitabilitate, și în ceea ce privește oferta SUA, care s-a anunțat dispusă și interesată să acopere deficitul de pe piața europeană a gazele naturale prin exportul de gaz natural lichefiat din surplusul de pe piața americană (surplus provenit din exploatările alternative). Este adevărat că eventuale reduceri ale taxelor, ale impozitelor și/sau implementarea a diferite forme de subvenții publice pot face din aceste alternative, neviabile economic, unele relativ realiste pentru aprovizionarea Europei cu gaze naturale (subvențiile și reducerile putând fi acordate fie producătorilor europeni de gaze, fie exportatorilor și transportatorilor americani); în orice variantă însă, într-un eventual „război al prețurilor gazelor”, costul gazelor aduse în UE din oricare astfel de surse alternative nu poate fi, sub nici o formă, mai mic decât cel pe care-l poate oferi o Rusie deosebit de interesată în menținerea pieței europene. Prin urmare, un astfel de calcul de eficiență economică a importurilor de gaze naturale face ca UE să se afle într-una din cele mai mari dileme de la nașterea ei până în prezent! Iar din proiectul Nord Stream 2 - o bornă foarte importantă pe drumul Uniunii. Și nu neapărat în perspectivă economică, deoarece dimensiunea geopolitică este cu mult mai importantă! În acest context tulbure și dificil pentru Uniunea Europeană, concretizarea proiectului Comisiei Europene, de creare a unei piețe de gaze naturale integrate în Europa Centrală și de Sud-Est, prin construcția unei rețele de transport capabilă să mute cantități mari de gaze de la Est la Vest și de la Nord la Sud, este o componentă importantă a răspunsului UE. Un răspuns în care – prin poziția centrală în proiectul BRUA, prin zăcămintele de gaze de la Marea Neagră și prin recentul acord încheiat de Transgaz cu entitățile similare din Europa de Sud-Est2, România joacă unul dintre cele mai importante roluri pe care le-a avut în istoria sa recentă. 2 Operatorii rețelelor de gazoducte Transgaz (România), Bulgartransgaz (Bulgaria), DESFA (Grecia), FGSZ (Ungaria) și ICGB — compania responsabilă pentru dezvoltarea, construirea și operarea Interconectării Grecia - Bulgaria, au semnat la finele lunii iunie, la București, un Memorandum de Înțelegere pentru implementarea Coridorului Vertical de transport al gazelor naturale.

știri

GE, FURNIZOR PENTRU CENTRALA ROMGAZ DE LA IERNUT

E a câștigat licitația organizată de consorțiul Duro Felguera (DF Energy) – Romelectro pentru furnizarea tehnologiei de bază a noii centrale termoelectrice cu ciclu combinat gaze/abur pe care Romgaz o va construi la Iernut. Cu o capacitate de producție estimată la 430 MW, proiectul de la Iernut este cel mai mare de acest tip din Europa de Sud-Est din ultimii cinci ani. Datorită tehnologiei GE, centrala poate genera suficientă energie pentru a acoperi consumul mediu a un milion de locuințe din țară. Pentru România, proiectul reprezintă cea mai mare investiție publică în energie convențională din ultimii 20 de ani, cu un total din partea Romgaz de 268 milioane de euro. Noua centrală termoelectrică

cu ciclu combinat gaze/abur va fi construită în cadrul actualei centrale termoelectrice pe gaz. Centrala va include patru turbine cu gaze GE de tip 6F.03, patru cazane recuperatoare generatoare de abur (HRSG) și două turbine cu abur - parte din portofoliul extins GE, dezvoltat în urma achiziției fostei companii Alstom Power. Se estimează că tehnologia GE va crește eficiența brută a centralei până la 56,42% - o creștere de 18% – și va reduce emisiile de CO2 cu 38% față de nivelul actual. Lucrările vor începe în cursul anului 2017, urmând ca noua centrală să o înlocuiască pe cea existentă după finalizare, în 2019. Tehnologia GE va ajuta rețeaua de electricitate din România din mai multe puncte de vedere. Pe lângă timpul de pornire redus, de sub 15

minute, centrala electrică va aduce rețelei un plus de stabilitate prin oferirea unor rezerve de energie mai rapide și mai accesibile. Datorită poziției strategice a centralei termoelectrice de la Iernut – în apropierea liniilor de înaltă tensiune care leagă zonele geografice ale României – furnizorii de energie vor putea reacționa prompt la fluctuațiile cererii de energie din rețea și minimiza pierderile din distribuție și transport. Anul acesta, GE sărbătorește peste trei decenii de activitate în România. Istoria companiei a început în 1984, când GE a furnizat unități de turbogeneratoare pentru Centrala Nucleară de la Cernavodă. Astăzi, toate diviziile GE sunt prezente pe piața locală și aproape 1.000 de angajați deservesc clienții din țară și din străinătate.

CELE MAI BUNE PRACTICI PENTRU SECURITATEA INDUSTRIALĂ

rganizațiile industriale operează în moduri dificil de imaginat acum câteva decenii. Acestea reunesc două sisteme separate în mod tradițional, cel al tehnologiei informației (IT) și al tehnologiei de operare (OT) și folosesc aplicații mobile, date analitice și cloud pentru a crește gradul de conectivitate și distribuție a informației. Acest lucru îmbunătățește în mod semnificativ operațiunile, însă, de asemenea, creează mai multe puncte posibile de intrare pentru amenințările 56

din domeniul securității. Pentru a rezolva această problemă, Rockwell Automation a dezvoltat o abordare în trei pași pentru elaborarea unui program de securitate industrială care ajută la diminuarea riscului pentru oameni, procese și tehnologie. Cei trei pași includ: evaluarea securității - realizarea unei evaluări la nivelul fabricii pentru a înțelege care sunt zonele de risc și posibilele amenințări; securitate de apărare în profunzime - desfășurarea unei abordări de securitate pe mai multe niveluri ce stabilește mai multe

categorii de apărare; furnizori de încredere - verificați faptul că furnizorii de produse automatizate urmează principiile de bază de securitate atunci când își proiectează produsele. „Noi vedem securitatea industrială ca fiind un model pe mai multe niveluri și încercăm să creăm o infrastructură unitară pentru clienții noștri”, afirmă Lee Lane, ofițer șef securitate produse, Rockwell Automation. „Abordarea noastră ia în considerare legăturile dintre securitatea de rețea, cât și cea fizică și siguranța în zonele industriale”. www.petroleumreview.ro

știri

S-A DESCHIS A TREIA BENZINARIE ETU OIL & GAS

otrivit unui comunicat de presă transmis de reprezentanţii companiei Neptun SA, cea mai mare staţie de carburanţi din România s-a deschis pe Drumul Naţional 1, lângă Ploieşti. Construcţia benzinăriei ETU Oil & Gas de lângă Ploieşti (pe DN 1, la kilometrul 68, pe partea dreaptă a sensului de mers Braşov – Bucureşti), a fost realizată în aproximativ nouă luni, în urma unei investiții a cărei valoare s-a ridicat la 2 milioane de euro. „Spaţiul comercial se întinde pe o suprafaţă de 1.000 de metri pătraţi (magazin şi zona bar), platforma şi parcarea ocupă 5.200 de metri pătraţi, beneficiind de șase locuri

pentru autocare şi 30 de locuri pentru autoturisme, patru pompe de autoturisme, două pompe pentru tiruri şi 1 skid GPL”, se mai arată în documentul citat. Adiacent staţiei de carburanţi, au fost amenajate o piață şi o terasă, fiind create 16 locuri de muncă. „Terasa acoperă o suprafață de 500 de metri pătraţi, având 80 de locuri la exterior şi 90 de locuri în interior. În meniu există burgeri, cartofi prăjiţi, salate, sandwich-uri proaspete, prăjituri, produse de patiserie, fresh-uri și cafea. Este o benzinărie modernă, cu mult spaţiu la interior şi exterior”, mai arată compania. Aceasta este cea de-a treia staţie de carburanţi ETU, aparţinând societăţii Neptun Câmpina. 57

știri

TRANSGAZ A SEMNAT MEMORANDUMUL DE ÎNȚELEGERE PENTRU CORIDORUL VERTICAL

e data de 19 iulie, transportatorii de gaze naturale Transgaz (România), DESFA (Grecia), Bulgartransgaz (Bulgaria), FGSZ (Ungaria) și compania ICGB, responsabilă cu interconectarea Grecia - Bulgaria au semnat Memorandumul de Înțelegere privind Coridorul Vertical de transport, pe direcția Nord-Sud. Documentul definește intenția semnatarilor de a coopera pentru transportul gazelor naturale din Grecia, via BulgariaRomânia-Ungaria, înspre piața UE, cu asigurarea posibilităților tehnice de reversibilitate, pentru diversificarea rutelor și surselor de aprovizionare ale statelor Uniunii. Realizarea noului coridor

transfrontalier va spori securitatea energetică a României, prin facilitarea accesului la surse și trasee diversificate de aprovizionare și interconectarea cu piața energetică regională și europeană a gazelor naturale. Proiectul deschide oportunități de implicare a furnizorilor de echipamente și servicii energetice din România și din restul Europei. Un alt efect economic pozitiv este generarea de locuri de muncă, la lucrările de execuție și exploatare de pe teritoriul României. În perspectivă, noua infrastructură poate fi conectată la posibilele noi surse de gaze naturale din Marea Neagră. „Ministerul Economiei va acorda în continuare tot sprijinul companiei aflate sub autoritatea sa, în contextul în care, în perioada 27-28 septembrie 2017,

România va fi gazda reuniunii CESEC, grup care a reușit dezvoltarea rapidă a infrastructurii în regiunea noastră și aplicarea normelor pieței UE”, se arată în comunicatul Ministerului Economiei. Conceptul Coridorului Vertical de transport gaze naturale, pe axa Nord-Sud, s-a conturat la Bruxelles în decembrie 2014, în contextul preocupării UE pentru livrări sigure de energie la prețuri competitive, asigurarea interconectării mai bune între rețelele de transport și diversificarea rutelor și surselor de aprovizionare ale Uniunii, prin Coridorul Sudic. Obiectivele Uniunii Energetice prevăd ca toate țările din Europa Centrală și de Sud-Est să aibă acces la cel puțin trei surse diferite de aprovizionare cu energie, în viitor.

TRENCHLESS ROMÂNIA, LA A DOUA EDIȚIE

renchless România Conferință & Expoziție este cel mai important eveniment din regiune, special dedicat sectorului de tehnologii trenchless, ce are ca misiune prezentarea tuturor noutăților și inovațiilor din acest domeniu. A doua ediție Trenchless România, organizata pe data de 15 iunie, la Hotel Caro Club București, a adus împreună producători și distribuitori de tehnologii și utilaje specifice 58

sectorului no-dig; contractori și operatori; reprezentanți ai autorităților locale, reprezentanți ai ambasadelor și consulatelor, ai camerelor de comerț, cât și ai asociațiilor importante din domeniul construcțiilor și distribuitorilor de utilaje de construcții din România. Evenimentul a fost susținut de GSTT (German Society for Trenchless Technologies), AATT - Austrian Society for Trenchless Technology și RoSTT (Romanian

Society for Trenchless Technologies). De asemenea, printre partenerii evenimentului s-au numărat și ARA (Asociația Română a Apei), ADUC (Asociația Distribuitorilor de Utilaje pentru Construcții), ARACO (Asociația Română a Antreprenorilor de Construcții), PSC (Patronatul Societăților de Construcții), APMCR (Asociația Producătorilor de materiale pentru construcții din România), Petroleum Club România și AHK (Ca mera de Comerț Româno-Germană). www.petroleumreview.ro

Alege echipamentele Flowserve SIHI! Încrederea clientului - obiectivul major al companiei noastre Utilizând resursele și experiența noastră colectivă, ne sprijinim clienții, la nivel global, să-și depășească obiectivele de afaceri. Ne îndeplinim această promisiune prin modul atent în care ascultăm cerințele clienților și ulterior prin livrarea produselor și serviciilor de care aceștia au nevoie. Atuurile noastre • Un model de afaceri care subliniază avantajele clienților, precum: costuri de întreținere previzibile/reduse și fiabilitate crescută. • Numărul mare de clienți, dovada unei productivități crescute, a unei optimizări a costurilor de întreținere și reparații ale echipamentelor, ce contribuie la obținerea unor poziții competitive pe piețele lor. • Extindem inovațiile tehnologice ori de câte ori este posibil, pentru a ne îmbunătăți capacitatea de a satisface nevoile clienților noștri. • Suntem deschiși noilor provocări și potențialelor proiecte, pe care le abordăm cu o echipă de mare succes, cea a companiei Flowserve SIHI Pumps. • Din 14 aprilie 2017, numele companiei noastre s-a schimbat din Sterling Fluid Systems (România) în Flowserve SIHI România - singura entitate oficială a Flowserve Corporation pentru România și Republica Moldova.

Flowserve SIHI România SRL Mihai Eminescu 105-107 RO-020074 Bucureşti Tel: + 40 21 211 76 78 Fax: + 40 21 210 82 87 Email: office@sterlingsihi.ro www.flowserve-sihi.com Pompa WIK – conform Standard API 610 (BB5)

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU GERD BOMMER

Importanța planificării afacerii într-un mediu stabil și previzibil Potrivit Ministerului Afacerilor Externe al României, Austria este unul dintre principalii parteneri comerciali și al doilea cel mai mare investitor străin în România în privința capitalului investit. Petroleum Industry Review a avut recent o întâlnire cu Gerd Bommer, consilierul comercial al Ambasadei Austriei, în biroul său din București, pentru o discuție cuprinzătoare cu privire la problemele cu care se confruntă industria energetică și la proiectele comune importante din regiune. 61

omnule Bommer, v-ați început misiunea în România în august 2016. Vă rugăm să ne spuneți care sunt subiectele cheie din agenda dvs., pe parcursul mandatului în țara noastră, în domeniul energiei. Mulțumesc că mi-ați oferit oportunitatea acestui interviu, apreciez mult acest lucru. Austria poate fi un partener foarte interesant în domeniul energiei. După cum știți, suntem unul dintre cei mai mari investitori din România, suntem printre liderii pieței în aproximativ opt până la zece sectoare, fie petrol și gaz, construcții, logistică, ambalaje, servicii bancare și asigurări. Companiile austriece joacă, de asemenea, un rol major în diferite domenii, deci misiunea noastră este destul de amplă. Suntem foarte implicați alături de companiile austriece prezente în România. Afacerile austriece implică mai mult de 7.000 de companii cu capital austriac înregistrate în România, dar vorbim despre 1.000– 1.500 de companii austriece cu activitate permanentă în România, ceea ce înseamnă un număr foarte mare în

comparație cu alte țări care investesc aici. Dacă aș compara cu alte misiuni pe care le-am avut în Statele Unite, în Golf sau în Scandinavia, aș spune că sunt foarte angajat alături de companiile austriece prezente în România. Noi oferim mult sprijin și asistență inclusiv în sectorul energetic. Referindu-mă la domeniul energiei, aceasta a fost sarcina principală pe care am avut-o în ultimii ani și cred că principalele provocări vin din sectorul energiilor alternative, e vorba de energiile regenerabile. Acesta este un subiect important și în legislația românească s-au operat câteva modificări în privința energiei regenerabile, discutate și introduse în toamna anului 2016. Ulterior, la sfârșitul lunii martie a.c. a fost emisă o ordonanță de urgență, care a fost pusă în aplicare la începutul lunii aprilie. Lipsa de încredere era destul de ridicată în cadrul companiilor austriece. După cum știți, companiile austriece sunt implicate în domeniul energiei eoliene, al energiei solare și al energiei hidroelectrice; în România există mulți producători de energie și pentru ei schimbările au constituit o preocupare

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU GERD BOMMER Un anumit grad de stabilitate le oferă companiilor posibilitatea de a-și recupera investițiile, bani de care companiile au nevoie pentru a investi în viitor. Investițiile sunt, de asemenea, viitorul motor al dezvoltării României, nu numai pentru dezvoltarea companiei în sine. De aceea, din nou, mă voi întoarce mereu la aceleași puncte - stabilitate, previzibilitate, acestea sunt necesare.

majoră. Bineînțeles, modificarea legislației în privința certificatelor verzi influențează în mod deosebit proiectele, însă cred că România a parcurs un drum pozitiv în sectorul energiei regenerabile, deoarece ponderea energiilor regenerabile în producția globală de energie este destul de ridicată, dacă luăm în considerare punctul de plecare în care se afla România acum câțiva ani - ceea ce înseamnă că vedem mari provocări, dar și o importantă poveste de succes pentru România. Bineînțeles, și OMV Petrom, una dintre marile companii de petrol și gaze din România, a fost foarte implicată în acest domeniu. Am venit în România din zona Golfului, am venit de la Doha (Qatar), m-am familiarizat cu sectorul de petrol și gazelor, cum este normal în zona Golfului, unde acesta este sectorul economic predominant. Am lucrat în New York, Helsinki, Riga, Milano și în zona Golfului, am lucrat în industria electronică și de sănătate, cu alte cuvinte am văzut diferite țări, condiții diferite, dar, ca să fiu sincer, nu am văzut niciodată o țară de dimensiune medie cu atuuri atât de importante precum România - românii sunt motivați, bine instruiți - se vorbește mult despre materii prime, de asemenea despre resursele de petrol și gaze. România este mai mult sau mai puțin independentă în ceea ce privește gazele naturale și, odată cu proiectele offshore, România poate deveni un exportator net de gaze, ceea ce reprezintă o situație foarte confortabilă. O altă chestiune pe care ar trebui să o analizați, în opinia mea, este asistența pe care o puteți oferi Uniunii Europene. Exportul de gaze către UE este ceea ce are nevoie UE cu adevărat, ca și Austria, după cum știți. Baumgarten este nodul final, în care gazele exploatate offshore din Marea Neagră ar putea ajunge. Aceasta ar putea reprezenta un important factor de stabilitate, pe care îl aduceți Uniunii Europene. Așa cum am spus, în ansamblu România se află într-o situație absolut uimitoare, pe care nu am mai văzut-o în lume până acum - o țară cu 20 de milioane de locuitori având astfel de atuuri prețioase pe baza cărora să poată construi mai departe.

Cum evaluați potențialul pieței de energie/petrol și gaze în România în context regional? Piața energiei din România este funcțională; un lucru pe care îl constatăm este că guvernul face multe schimbări, există idei despre taxe, redevențe și diferite aspecte sunt discutate. Având în vedere impactul lor major asupra companiilor din acest domeniu, există un anumit grad de lipsă de încredere în acest sector. În general, cooperarea dintre guvern și companiile din sector este foarte bună. S-ar putea să fie lucruri de care companiile sunt surprinse sau dezamăgite – modificări de legi și directive care au impact asupra proiectelor, factori care afectează profitabilitatea companiilor. Biomasa a parcurs un drum dificil, deși România are toate precondițiile pentru a dezvolta energia din biomasă. În ceea ce privește sectorul petrolului și al gazelor naturale, având în vedere situația României în lumina independenței energetice, potențialul este mare și pentru viitor. Marii investitorii austrieci în România sunt implicați în explorarea, producția sau gestionarea resurselor energetice. Cum văd aceste companii afacerile în România? Ce aspecte ar trebui îmbunătățite în opinia dvs.? Unul dintre cele mai importante deziderate pentru companii este acela de a avea un mediu economic stabil și, în special, de a beneficia de un anumit grad de predictibilitate - de asta au nevoie companiile. Companii precum OMV și alte companii austriece sunt implicate în cincizeci, până la o sută de piețe din întreaga lume, ceea ce înseamnă că se pot adapta la diferite condiții și la situații diferite. Cred că acesta este cel mai mare atu și cel mai mare avantaj al companiilor, faptul că se pot adapta situațiilor, dar pentru asta au nevoie de un cadru stabil și de un anume grad de predictibilitate. România ar putea în continuare să îmbunătățească gradul de predictibilitate a legislației și a condițiilor generale. Prin urmare, dacă vorbim de taxe, redevențe și alte chestiuni, cred că guvernul ar trebui să aibă o strânsă colaborare cu companiile. Un sistem de preavizare ar fi foarte apreciat. 63

OMV Petrom, de exemplu, a plătit impozite și dividende uriașe anul trecut, deci impactul pozitiv pentru guvern există. În mod concret, ce credeți că își doresc investitorii străini și de ce ar avea ei nevoie în România? Ce ar trebui să facă autoritățile pentru a spori interesul investitorilor? Am discutat cu câteva sute de companii aici și ceea ce au cu adevărat nevoie este predictibilitatea, mai ales că în anumite sectoare influența guvernului este una puternică. Când există câteva companii mari într-un singur segment, deciziile guvernului au un impact enorm, dar și în alte sectoare este foarte important ca România să-și păstreze realizările obținute în ultimii ani. Dezvoltarea României este impresionantă și am încredere că poate fi continuată. E mult de muncă în continuare, dacă vorbim despre companii, despre economie, de infrastructura necesară. Infrastructura este, în opinia mea, preocuparea majoră a companiilor. Accelerarea și amplificarea investițiilor în infrastructură ar fi foarte apreciate. Un anumit grad de stabilitate le oferă companiilor

posibilitatea de a-și recupera investițiile, bani de care companiile au nevoie pentru a investi în viitor. Investițiile sunt, de asemenea, viitorul motor al dezvoltării României, nu numai pentru dezvoltarea companiei în sine. De aceea, din nou, mă voi întoarce mereu la aceleași puncte - stabilitate, previzibilitate, acestea sunt necesare. Vedem anumite sectoare din România care ar putea fi dezvoltate – cum ar fi sectorul turismului. Guvernul ar putea să impulsioneze acest sector, ceea ce nu s-a întâmplat deocamdată. Dacă comparați cu evoluția din Bulgaria, unde a avut loc o dezvoltare turistică importantă, și aici guvernul ar putea da un impuls major în sectorul turismului pentru stimularea investițiilor. Suntem foarte mulțumiți de evoluția generală, însă observăm că, în unele sectoare, guvernul ar trebui să stimuleze mai mult și, mai ales, să avanseze mult mai rapid și mai profund în ceea ce privește investițiile în infrastructură. Operatorii și experții din industria de petrol și gaze sunt preocupați de redresarea diverselor sectoare ale industriei. În ultimele luni, prețurile petrolului par să se

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU GERD BOMMER În competiția pentru capital cu alte destinații, România ar trebui să asigure stabilitate și dialog consecvent, dar și infrastructură modernă și forță de muncă. Un factor important care contribuie la dezvoltarea unei țări ca România este faptul că companiile austriece aduc know-how, o mulțime de tehnologii și capabilitățiabilități de care România poate profita.

fi stabilizat la aproape 50 de dolari pe baril. În ciuda acestui fapt, perspectivele pieței s-au schimbat într-o oarecare măsură. Cum vedeți dezvoltarea companiilor energetice în aceste condiții? În perioada în care prețul petrolului a urcat la cel mai înalt nivel și apoi a scăzut din nou la 50 de dolari pe baril, am locuit în zona Golfului, așa că am avut viziunea directă asupra impactului prețului petrolului, ceea ce a fost cu adevărat fascinant, și am observat că există prețuri diferite ale petrolului, de care țările respective au nevoie. Întotdeauna s-a vorbit despre prețurile din Bahrain (peste 120 de dolari/baril) și prețurile în Arabia Saudită sau în Qatar (70-80 de dolari/baril) și s-a vorbit, de asemenea, despre costul petrolului de șist în SUA. De exemplu, dacă analizăm prețurile petrolului de care țările din Golf au nevoie pentru a prospera și supraviețui și situația din SUA privind fracturarea hidraulică, toată lumea susținea că fracturarea nu funcționează sub 70-80 de dolari/baril. Iată că, în prezent, funcționează sub 40 de dolari/baril, deci este deja profitabilă, iar tehnologia s-a dezvoltat foarte bine. Din nou, mă întorc la ceea ce se numește stabilitate și previzibilitate. Problema prețului petrolului a apărut de câțiva ani, companiile se pot adapta la aceasta și cred că asta s-a întâmplat cu siguranță, pentru că, spre exemplu, OMV Petrom s-a putut adapta, poate face față situației în prezent. Bineînțeles, prețul petrolului a avut un impact puternic, dar investițiile OMV Petrom în România se vor dubla anul acesta față de cele din 2016. Asta ne arată că, în ciuda prețului petrolului, există o perspectivă, există așteptări ale pieței, iar eforturile companiei sunt profitabile. Per ansamblu, OMV Petrom a avut un prim trimestru foarte bun în 2017. Compania crede în piață, compania consideră, de asemenea, că limita de jos a prețului a fost depășită, astfel încât prețul petrolului ar putea crește în următorii câțiva ani și investițiile mai mari - cum ar fi cele ale OMV Petrom împreună cu ExxonMobil în explorarea gazelor offshore – vor fi benefice. Dacă companiile vor putea să se

adapteze la anumite medii, acest lucru le va ajuta, atât timp cât situația este stabilă din punct de vedere fiscal și al reglementărilor și este la fel pentru toate companiile. Cred că acesta este un motiv de îngrijorare uneori în România, fiindcă situația trebuie să fie identică pentru toate companiile, ceea ce permite jocul liber al pieței și concurența echilibrată. Mai trebuie menționat un punct interesant: fără inflație continuă și pe termen lung (câteva decenii), prețul petrolului are o evoluție destul de liniară, deci tot ceea ce s-a întâmplat a fost o mișcare relativ mică în sus sau în jos. În general, prețul petrolului este stabil, bineînțeles că suntem la limita inferioară dacă luăm în calcul inflația, dar prețurile petrolului vor crește din nou și, analizând o perioadă de o sută de ani, se observă o tendință foarte liniară, stabilă, a prețului petrolului, mai ales dacă este calculat în euro. Am pierdut mulți profesioniști din industrie pe parcursul declinului ciclic. Cum va fi posibil să îi înlocuim? Este cu siguranță o problemă dificilă, am constatat-o pentru că suntem mereu în contact cu expatriații austrieci. OMV Petrom a redus numărul expatriaților, în special în ultimii doi ani, dar acest lucru derivă din doi factori. Factorul numărul unu este dezvoltarea companiei. OMV a cumpărat o mare parte din Petrom și apoi a reușit să facă o schimbare radicală. Petrom nu era cea mai profitabilă companie la acel moment și OMV a produs o revoluție pentru care a avut nevoie de o mulțime de expatriați. Prețul petrolului i-a forțat, desigur, să renunțe la mulți expatriați, dar în România există un al doilea factor puternic. În ceea ce privește managerii și know-how-ul, România are cunoștințe și oameni excelenți. Și, pentru mine, deși am fost în toată lumea, este o situație complet nouă, aceea că nu este nevoie de expatriați în România, deoarece românii sunt oameni foarte inteligenți, cu o mulțime de abilități tehnice și know-how, dar și cu motivație și ambiții. Există un studiu realizat de o companie austriacă, Target Executive Search - despre abilitățile manageriale în 65

toate țările din sudul și estul Europei, iar românii s-au clasat pe locul al doilea. Am discutat cu Klemens Wersonig, CEO al grupului, și l-am întrebat care crede că sunt principalele motive. A afirmat că este vorba de studii și de know-how pe care managerii români le au, precum și ambiția și motivația. Cred că acesta este unul dintre atuurile speciale datorită căruia OMV Petrom, o mare companie, are posibilitatea să înlocuiască experții cu localnicii. Lucrările pentru gazoductul BRUA (BulgariaRomânia-Ungaria-Austria) urmează să înceapă în cursul acestui an, iar interconectarea va fi operațională în 2020, când ExxonMobil și OMV Petrom vor începe extracția gazelor naturale din Marea Neagră. Vedeți și alte proiecte energetice promițătoare în regiunea noastră? BRUA nu va fi singurul răspuns la explorarea gazelor din Marea Neagră, deoarece BRUA nu are încă conexiunea cu explorarea gazului din Marea Neagră. Conectările cu Marea Neagră vor fi necesare, însă BRUA va contribui în mod cert la asigurarea unei independențe și a unei noi puteri de negociere în Europa, deoarece există Nord Stream și alte conexiuni de conducte pe distanțe lungi, fie deja construite,

fie în plan sau preconizate pe termen lung pentru viitor. Pentru România, aceasta înseamnă o evoluție deosebită, la fel și pentru Austria, ca nod final pentru transportul de gaze. OMV împreună cu Petrom vor juca un rol major în dezvoltarea sectorului energetic în regiune. Per ansamblu, consider că evoluțiile din sectorul energetic sunt deosebite în ceea ce privește energia alternativă și pe acest lucru ne putem baza; Austria beneficiază de una dintre cele mai mari cote la nivel mondial, un procent de 70-80% din energie provenind din surse regenerabile. Vorbind despre companiile energetice austriece în România, cum arată rezultatele lor pentru anul 2016? Vă așteptați ca acestea să se repete în 2017? Rezultatele din sectorul de petrol și gaze se îmbunătățesc, vom avea rezultate mai slabe în sectorul energiei regenerabile, în special proiectele de energie solară se confruntă cu dificultăți. De asemenea, am observat că proiectele privind biomasa se confruntă cu momente dificile, care derivă din eligibilitatea biomasei pentru obținerea de certificate verzi, astfel că în acest sector certificatele verzi au schimbat profitabilitatea și rentabilitatea proiectelor. Există proiecte

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU GERD BOMMER Gazele naturale reprezintă cu siguranță o sursă curată de energie, una dintre oportunitățile viitoare; gazele pot fi transportate prin conducte, dar pot fi transportate și ca GPL pe nave. Prin urmare, România are opțiuni viitoare, există multe oportunități de dezvoltare, în special în acest sector. În ansamblu, întrevăd un viitor deosebit pentru această resursă.

de biomasă și proiecte privind energia solară care se află într-o situație financiară și economică foarte dificilă. Producția de energie electrică eoliană are rezultate ușor mai bune. Nu trebuie să uităm că în special proiectele de energie solară și proiectele de energie eoliană sunt proiecte care pot fi duse în afara țării. Dacă investitorii nu vor avea profit, în viitorul apropiat ar putea duce proiectele în afara țării. Consumul de energie electrică este în continuă creștere, bazat pe cerere, atât timp cât oferta și cererea sunt echilibrate în construcția prețului. Cu siguranță există o șansă de a avea prețuri bune, dar în prezent acestea sunt reglementate de stat, prin OPCOM, fiind mai mult sau mai puțin stabilite, așadar ne confruntăm cu un moment destul de dificil. În sectorul energetic, vedem multe schimbări, proiecte care trebuie să se oprească, unele proiecte sunt oferite de bănci – ceea ce ar putea fi o soluție pentru unele dintre ele, dar nu pentru toate. În ceea ce privește piața de petrol și gaze, aceasta ar putea avea o perspectivă bună. Prețurile sunt la cel mai scăzut nivel, evident că OPEC nu mai are prea multă influență asupra prețului petrolului, nu așa cum și-ar dori (OPEC are sediul în Viena, Austria). În ansamblu, în prezent există multe oportunități - Statele Unite vor deveni exportator net de petrol și gaze, astfel încât piețele se vor schimba, prețurile vor crește din nou, multe institute își îmbunătățesc previziunile economice, economia mondială este mult mai stabilă și se dezvoltă. Creșterea cererii înseamnă creșterea prețurilor, așadar cred că putem privi pozitiv în așteptarea creșterii prețurilor din sectorul de petrol și gaze, până la un nivel sustenabil, care să mențină capacitatea investițională a industriei. Cum priviți cooperarea viitoare între țările noastre? Investitorii austrieci se află în România de multă vreme, cele două țări au avut întotdeauna legături culturale de durată. Companiile austriece, iar acesta este un lucru specific pentru noi, dacă vin, sunt aici pentru a rămâne. Cred că acesta este și cel mai important factor pentru România, de a avea investitori stabili și, așa cum ați văzut

în ultimii ani, Austria este un investitor stabil. După criză, investitorii austrieci au rămas pe piață, iar companiile austriece au continuat investițiile. Din punct de vedere al investițiilor, companii precum OMV Petrom au investit în ultimii 12 ani mai mult de 10 miliarde de euro. Un alt factor - nu mai vin prea multe companii austriece noi pe piață, dar observăm o mișcare majoră, trecerea de la investiții noi către investiții în modernizare, investiții în eficiență, investiții de extindere, investiții de înlocuire. În competiția pentru capital cu alte destinații, România ar trebui să asigure stabilitate și dialog consecvent, dar și infrastructură modernă și forță de muncă. Un factor important care contribuie la dezvoltarea unei țări ca România este faptul că companiile austriece aduc know-how, o mulțime de tehnologii și capabilități-abilități de care România poate profita. În fine, care sunt cele mai mari provocări în domeniul energiei cu care se va confrunta omenirea în viitorul apropiat, după părerea dvs.? În general, cred că rețelele de energie sunt o problemă importantă, personal cred că producția de energie și în special stocarea energiei trebuie să se schimbe. Dacă vorbim despre mobilitate, toată lumea vorbește despre mașinile electrice, am discutat deja cu prietenii mei despre asta și doar câțiva au decis să investească într-o mașină electrică. Hidrogenul intră în joc, un alt aspect semnificativ este legat de producția de energie, care trebuie să fie descentralizată. Descentralizarea producției de energie și descentralizarea stocării energiei vor schimba complet imaginea industriei. Vom avea parte, totodată, de reorganizări în sectorul energetic, cum ar fi cea produsă de tehnologia bateriilor Kreisel Electronic din Austria. Gazele naturale reprezintă cu siguranță o sursă curată de energie, una dintre oportunitățile viitoare; gazele pot fi transportate prin conducte, dar pot fi transportate și ca GPL pe nave. Prin urmare, România are opțiuni viitoare, există multe oportunități de dezvoltare, în special în acest sector. În ansamblu, întrevăd un viitor deosebit pentru această resursă. 67

opinie

Exporturile de combustibili ale SUA, în creștere

Vreo legătură cu noile sancțiuni impuse Rusiei? Revoluția petrolului de șist începută în 2010 a transformat Statele Unite ale Americii dintr-un importator net de petrol într-un exportator net pe piețele de combustibili, exporturile urmând să atingă un nivel record în 2017, conform analiștilor. În urmă cu zece ani, SUA importau zilnic 2,3 milioane de barili de petrol, iar acum exporturile de combustibili au atins nivelul de 2,5 milioane de barili pe zi (bpz).

de Victor Lupu 68

www.petroleumreview.ro

opinie

afinăriile americane lucrează la capacitate maximă, având comenzi masive în special din străinătate. Eforturile țărilor OPEC si nonOPEC, începute la sfârșitul anului trecut și confirmate în mai 2017, de a reduce producția de petrol pentru a obține o creștere a prețurilor internaționale au fost zadarnice, prețul internațional variind în prezent în jurul a 50 de dolari pe baril. Pe de altă parte, trebuie notat că SUA încă importă petrol, dar s-au concentrat pe exportul de combustibili pentru aviație, motorină și benzină către America Latină (2,5 milioane bpz), Europa (500,000 bpz) și Asia (către China 303,000 bpz). ÎNCOTRO SE ÎNDREAPTĂ POLITICA ENERGETICĂ A SUA?

Așadar, încotro se îndreaptă politica energetică a SUA? În timpul campaniei electorale de anul trecut, candidatul Donald Trump și-a anunțat intenția de a stimula producătorii interni de cărbune, petrol de șist și gaze de șist, ignorând astfel apelurile pentru protecția mediului. Donald Trump a promis să anuleze acordul de la Paris și să renunțe la regulamentele de mediu din era Obama, astfel încât să vină în sprijinul minelor de cărbune, a căror producție s-a prăbușit în 2016 la cel mai jos nivel din 1978. În ciuda criticilor la adresa SUA din partea aliaților, pentru a fi respins prelungirea Acordului de la Paris privind schimbările climatice, exporturile de cărbune au crescut cu peste 60% în acest an, răspunzând cererii în creștere din Europa și din Asia, arată statisticile oficiale, ceea ce îndreptățește administrația Trump să clameze că eforturile pentru reînvierea acestei industrii au avut efect.

Una peste alta, politica energetică a SUA urmărește extinderea și stimularea exporturilor și transformarea SUA în principala putere energetică, în privința combustibililor și a gazelor. După cum afirmă analiștii, guvernul Președintelui Donald Trump încearcă să dereglementeze producția de petrol și gaze pentru a stimula în continuare creșterea exporturilor SUA, pentru a câștiga în planul politicii internaționale - politică denumită de președintele Trump a „dominării energetice”. La doar câteva zile după ce senatul American a votat noile sancțiuni împotriva Rusiei, care au stârnit nemulțumiri și iritare nu numai la Moscova, ci și în mai multe capitale europene, au apărut voci care se întreabă dacă nu există cumva o legătură între planurile energetice ale SUA și sancțiuni. După cum afirma un oficial german, noile sancțiuni ar avea un motiv ascuns – să îi facă pe consumatori să cumpere de la americani. SANCȚIUNI, NEMULȚUMIRI, RETORSIUNE

Senatul American a votat cu o majoritate covârșitoare, pe data de 27 iulie, noi sancțiuni împotriva Rusiei pentru presupusa implicare în alegerile americane, act legislativ ce trebuie aprobat și de Președintele Trump. Votul a fost de 98 la 2, proporție care face dificilă recurgerea de către președinte la dreptul de veto. Este de așteptat ca sancțiunile să deterioreze și mai mult relațiile cu Moscova și, cel puțin pentru moment, au tensionat relațiile cu Uniunea Europeană. Noile sancțiuni prevăd amenzi din partea SUA pentru investitorii din UE în proiecte energetice rusești, țintind totodată exploatările rusești de petrol din nordul îndepărtat, exporturile rusești de arme și băncile din Rusia. De subliniat că sancțiunile 69

opinie

ar putea afecta companiile europene care cooperează cu cele rusești. Astfel, amenințarea amenzilor americane ar pune în pericol planul Rusiei de realizare a conductei de gaz Nord Stream 2 care implică firme din Austria, Germania, Franța și AngloOlandeze – Engie, OMV, Shell, Uniper și Wintershall. Și oficialii europeni și-au exprimat dezamăgirea, pe motiv că sancțiunile ar putea afecta conducta de multe miliarde de dolari, precum și alte proiecte de infrastructură. Președintele Comisiei Europene, Jean-Claude Juncker, declara că „dacă preocupările noastre nu sunt luate în considerare, suntem gata să acționăm în consecință, în numai câteva zile. Sloganul America în primul rând nu înseamnă că interesele Europei sunt undeva la coadă”. Juncker se referea la nemulțumirile Germaniei conform cărora noile sancțiuni sunt menite să ajute firmele americane să vândă gaz petrolier lichefiat în Europa. Trebuie subliniat că anterior sancțiunilor, Comisia Europeană criticase proiectul Nord Stream 2 pentru creșterea dependenței de Rusia, dar noile evoluții au dus la schimbarea poziției oficiale. Germania și Austria au fost foarte vocale în a afirma că SUA nu au dreptul să impună restricții în sectoarele lor energetice. Ministrul german de Externe, Sigmar Gabriel, afirma că țara sa nu va accepta ca noile sancțiuni împotriva Rusiei să fie aplicate companiilor europene, subliniind totodată că Berlinul speră în creionarea unei politici coordonate față de Moscova. „În nici un fel nu vom accepta aplicarea extra-teritorială a sancțiunilor americane împotriva companiilor europene”, afirma ministrul, adăugând că sancțiunile „nu sunt un instrument potrivit pentru promovarea intereselor naționale privind exporturile și ale industriei energetice”. La rândul său, ministrul german al Economiei, Brigitte Zyries, 70

a avertizat SUA să se aștepte la repercusiuni dacă abandonează „linia comună” cu Europa în privința sancțiunilor împotriva Rusiei. Pe de altă parte, SUA consideră că Nord Stream 2 ar oferi Moscovei o mai mare influență asupra Berlinului și ar împărți Uniunea Europeană în două dacă se ignoră nemulțumirile exprimate de Polonia, Statele Baltice și alte țări est-europene, care văd în noua conductă de gaze o amenințare strategică. La rândul ei, Rusia a luat măsuri de retorsiune, vizând corpul diplomatic american. Astfel, SUA vor trebui să reducă personalul diplomatic și tehnic din Moscova și din alte orașe. Până la 1 septembrie, SUA vor trebui să reducă personalul de la ambasada din Moscova și din trei consulate la nivelul prezenței diplomaților ruși din America – 455 de persoane. Ministrul rus de externe Serghei Lavrov i-a transmis telefonic Secretarului de Stat Rex Tillerson că Moscova s-a văzut nevoită să răspundă noilor sancțiuni americane, dar că este dispusă să îmbunătățească relațiile cu Washingtonul. „Decizia Rusiei a fost determinată de măsurile ostile ale SUA, dar Rusia este gata să normalizeze relațiile bilaterale și să coopereze pe marile probleme internaționale.” Și președintele rus Vladimir Putin a reacționat, acuzând legislativul american de „insolență” și a promis măsuri de retorsiune dacă sancțiunile sunt aprobate prin lege. „Noi reacționăm într-un mod foarte reținut și calm, dar la un moment dat va trebui să răspundem”, a afirmat Putin, adăugând că sancțiunile sunt „instrumente ale rusofobiei în lupta politică internă din SUA”. VOR „UCIDE” SANCȚIUNILE NORD STREAM 2?

O întrebare dificilă, în orice caz. Fostul diplomat american Daniel Fried, cel care a coordonat sancțiunile în timpul administrației

Obama, a fost întrebat de curând dacă gazoductul Nord Stream 2 va fi „ucis”. Acesta și-a exprimat îndoiala: „nu cred că o singură lege va ucide proiectul; dacă acesta va fi abandonat, motivele vor fi legate fie de faptul că va fi considerat incompatibil cu politica energetică europeană, ori europenii înșiși își vor schimba poziția”, a menționat Fried. Pe de altă parte, Daniel Fried admite faptul că exporturile americane de GPL sunt benefice pentru securitatea europeană, pentru că acestea slăbesc monopolul rusesc. „Trebuie să fim foarte realiști și să ne gândim în primul rând la economiile noastre. Dacă vrem să avem securitate energetică, trebuie să avem disponibilitate energetică, adică trebuie să profităm de toate ofertele de energie care sunt pe piață și în acest fel să obținem în final condiții foarte bune pentru economiile noastre și nu cred că trebuie să se teamă cineva de această nouă ofertă de gaz lichefiat. Dacă condițiile de preț, de livrare sunt bune și se încadrează în normele noastre, atunci este o sursă în plus. Și discuția este mai veche în UE, România nu neapărat, dar mare parte din UE depinde foarte mult de gazul rusesc. Or, dacă această dependență ar scădea printr-o altă ofertă, dacă este bună, atunci toată lumea are de câștigat. Cu cât mai multe oferte, cu atât este mai avantajat consumatorul”, a declarat președintele român Klaus Iohannis la Summitul „Inițiativei celor Trei Mări” de la Varșovia, întrebat dacă noua ofertă de gaz lichefiat american intră în contradicție cu propunerile Germaniei privind proiectul Nord Stream 2. Legătura dintre sancțiuni și expansiunea energetică americană pe plan mondial s-ar putea să nu fie prea îndepărtată, ar spune unii, dacă privim dincolo de consecințele imediate și analizăm părțile implicate. La urma urmei, politica internațională are la bază interesele economice strategice. www.petroleumreview.ro

Sigma Smart Air: exact la timp! Sigma Smart Air este o ofertă de service care face posibil accesul la mentenanţa predictivă. Premisa pentru aceasta o constituie o instalaţie inteligentă de aer comprimat.

Întreținere făcută exact la timp cu costuri care nu au mai fost niciodată atât de mici: noua ofertă de service Sigma Smart Air de la Kaeser face acest lucru posibil.

Sigma Air Manager 4.0 este condiţia de bază pentru ca Sigma Smart Air să poată fi utilizat.

Sigma Smart Air reprezintă mult mai mult decât întreținerea sistemelor de aer comprimat cunoscută până în prezent. Până acum, întreținerea se făcea fie spontan, la dorinţa clientului, fie la intervale de timp prestabilite. În acest context, exista întotdeauna riscul ca, în funcţie de orele de funcţionare efective, întreținerea să fie efectuată prea devreme sau prea târziu. Ambele situaţii determină costuri suplimentare pentru utilizator. Prin Sigma Smart Air, Kaeser Kompressoren oferă un serviciu care va asigura atât mentenanţa predictivă (Predictive Maintenance), cât şi o eficienţă energetică cât mai mare posibilă, precum şi disponibilitatea nemaiîntâlnită a alimentării cu aer comprimat. Premisa în acest sens este ca staţia de aer comprimat să fie „inteligentă”, ceea ce înseamnă că este legată în reţea prin Sigma Network bazată pe Ethernet şi este controlată prin controlerul Sigma Air Manager 4.0 care depăşeşte sfera maşinilor. Doar astfel pot fi disponibile în timp real datele despre funcţionare, întreținere şi energie ale instalaţiei de aer comprimat. Această gestionare a datelor în timp real este combinată la Sigma Smart Air cu cunoştinţele experţilor şi mentenanța predictivă. În felul acesta, devine posibilă oferirea unei alimentări cu aer comprimat la nivel maxim cu costuri scăzute pe întregul ciclu de viaţă. CE PRINCIPIU STĂ LA BAZA SIGMA SMART AIR?

Lumea fizică este legată de lumea virtuală printr-un model structural. În felul acesta, în paralel cu construcţia reală a fiecărei instalaţii individuale de aer comprimat după cerinţele utilizatorului, se realizează şi o copie digitală a respectivei instalaţii. Datorită disponibilităţii în timp real a datelor de funcţionare, este posibilă identificarea stării de sănătate a unei instalaţii de aer comprimat. Astfel, se pot identifica deja în avans posibile disfuncționalități şi pot fi luate în mod automat măsurile adecvate pentru mentenanţă. Acest lucru duce la reducerea semnificativă a costurilor cu generarea aerului comprimat şi la o creştere semnificativă a disponibilităţii aerului comprimat. Lucrările de întreținere pot fi planificate în continuare în funcţie de nevoi la momentul ideal. În felul acesta, se economisesc alte costuri pentru aprovizionare, instruire, logistică, mentenanţă şi personal propriu. Mai mult, Sigma Smart Air oferă o transparenţă maximă a costurilor pe întregul ciclu de viaţă. Sigma Smart Air include, printre altele, monitorizarea indicatorilor, precum costurile cu întreținerea, nivelul de rezervă şi puterea specifică. Suplimentar, gestionarea ciclului de energie şi a ciclului de viaţă al staţiei de aer comprimat este posibilă pe întregul ciclu de viaţă. Indicatorii întotdeauna actuali ai datelor despre energie dintr-un singur loc oferă şi baza pentru un management al energiei conform ISO 50001. 71

opinie

Strategia Energetică a Italiei, un model de urmat?

de Ioan-Corneliu Dinu

trategia Energetică Națională a Italiei este titulatura corectă conform definiției documentului realizat și asumat de către Ministerul Dezvoltării Economice, minister cheie al guvernului Italiei. Această strategie va fi adusă permanent la zi, ca urmare a transformărilor de natură economică și, în particular, a fluctuațiilor echilibrelor de pe piața energetică. Enunțarea principalelor abordări strategice în sectorul energetic este legată de noile obiective europene cuprinse în Clean Energy Package, obiective regăsite în binomul axiomatic format din două elemente fundamentale: Siguranță și Economicitate. Definirea priorităților de acțiune cu adresabilitate către alegerea cea mai convenabilă a alocării resurselor naționale întregește gestionarea rolului cheie al sectorului energetic, ca vector esențial de creștere sustenabilă a Italiei. La modul general, Strategia Energetică Națională a Italiei dezvoltă concret patru sub-strategii adiacente, precum: Competitivitate; Mediu; Siguranță energetică; Creștere economică. Amplul capitol al Competitivității se concentrează 72

pe reducerea bugetului ce privește în mod direct costurile energetice, binomul bugete – costuri fiind aliniat biunivoc la prețurile practicate pe piețele UE. Prioritară este garantarea competitivității vizavi de competitorii din statele membre, în particular în sectoarele energofage, cu circa 3.000 de companii în care activează în mod direct 550 – 600 de mii de angajați. În ceea ce privește Mediul ambiant, strategia punctează necesitatea respectării abordărilor și obiectivelor rezultate din hotărârile conceptului Climă – Energie pentru 2020 și 2030. Noile obiective pentru anul 2030 la nivelul UE vor fi corelate cu atenția acordată echilibrării permanente ale raportului costuri – beneficii, precum și suportabilității mobilității alternative sub-secvențiale. Siguranța energetică este în centrul strategiilor, rezolvată odată cu îmbunătățirea aprovizionării, pe de-o parte, și a flexibilității sistemului integrat corespunzător, pe de alta. Extinderea obiectivelor de siguranță la adecvarea calității rețelelor de gaze naturale și a acelora de electricitate este considerată esențială. Același lucru și pentru gestionarea fluxurilor focalizate pe cerere și ofertă, menținând echilibrul general minimal, prin gestionarea atentă și permanentă a mixului energetic. Creșterea economică sustenabilă va fi decurge în urma celor trei sub-strategii prezentate anterior, componente care se vor constitui într-un cadru stabil și congruent, favorabil pentru cercetare și inventivitate, în paralel, la modul evident, cu dezvoltarea tehnologiilor evolutive (nanotehnologii etc). Din punct de vedere al realizării obiectivelor strategice, al distribuției integrate vertical pe sectoare de activitate, abordările vor urma cinci direcții principale: Energie regenerabilă; Eficiență energetică; Piața de electricitate; Piața de gaze naturale; Piața petrolului, precum și întreaga logistică adiacentă. O atenție deosebită va fi acordată surselor de aprovizionare, semnalul de alarmă constituindu-l scăderea cantitativă a contractelor de gaze naturale pe termen lung. În rezumat, temele cheie ale Strategiei Energetice Naționale sunt următoarele: www.petroleumreview.ro

opinie

1. Eficiența energetică vizavi de energia obținută din surse regenerabile prin: • stabilirea unui mix optim între energia obținută din surse regenerabile, electrică, termică și pentru transportul de la centrale definind politicile de creștere necesare; • definirea contribuției în termeni de eficiență energetică a nivelului sectorial, propunând și o evoluție a instrumentelor de susținere a diferitelor intervenții. 2. Evoluția sistemului de gaze naturale prin: • evaluarea oportunităților dezvoltării infrastructurii (de exemplu stocarea, GNL); • stabilirea instrumentelor pentru creșterea lichidităților pe piață; • analizarea implicațiilor, în termeni de siguranță a aprovizionării, a scăderii numărului de contracte actuale; • definirea parcursului profitabil pentru realizarea metanizării insulei Sardinia. 3. Evoluția sistemului electric prin: • definirea investițiilor pentru întărirea infrastructurii, susținere pentru resursele flexibile; • completarea armonizării regulilor pieței la nivelul corespunzător din UE.

4. Liberalizarea pieței de electricitate și de gaze naturale prin: • definirea parcursului profitabil pentru deplina liberalizare a pieței de retail (de completat cât mai urgent), stabilindu-se schimbările consecutive pentru consumator. 5. Evoluția sistemului de rafinare și logistică petrolieră prin: • echilibrarea evoluției sectorului în manieră coerentă cu obiectivele transportului ce se prefigurează a fi în majoritate alimentat din surse regenerabile; • evaluarea oportunităților, ca urmare a dezvoltării rafinării și a logisticii aferente. 6. Strategia Națională de Dezvoltare pe baza emisiilor în perspectiva anului 2050 este un document prin care Italia, la nivelul G7, se angajează să prezinte, actualizând cerințele Acordului de la Paris, un document în care vor fi indicate măsuri considerate convenabile pentru decarbonizarea economiei naționale. Ca în orice strategie importantă, marea majoritate a temelor prezentate pot constitui ele însele subiecte pentru articole ce urmează a fi publicate în următoarele ediții ale Petroleum Industry Review.

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

România va prelua preşedinţia Energy Charter Conference

ecent, România a participat la o serie de evenimente internaționale importante dedicate sectorului energetic, precum Energy Charter Conference (30 - 31 mai, Ashgabat, Turkmenistan), Caspian Oil & Gas Conference (31 mai - 2 iunie, Baku, Azerbaidjan) și 22nd World Petroleum Congress (9 13 iulie, Istanbul, Turcia). Energy Charter Conference este o organizație inter-guvernamentală care reprezintă organismul de guvernare și decizie pentru procesul Cartei Energiei, care a fost stabilită prin semnarea, în 1994, a Tratatului Cartei Energiei. Evenimentul a reprezentat o platformă de dialog pentru politicile privind tranzitul energetic în vederea promovării unei piețe energetice funcționale, diversificării surselor și a rutelor de aprovizionare energetică, precum și dezvoltării durabile. Potrivit organizatorilor, implementarea Coridorului Sudic de gaze, precum și demararea exploatării unor noi perimetre offshore de către Azerbaidjan vor conduce la creșterea potențialului acestei țări ca important furnizor de gaze și a rolului regiunii Caspice în peisajul energetic mondial. În cadrul conferinţei, Iulian-Robert Tudorache - Secretar de stat în Ministerul Energiei, coordonator al sectorului de petrol și gaze naturale 74

Delegația României la Caspian Oil&Gas Conference

din cadrul ministerului, a subliniat importanța consolidării cooperării internaționale în creșterea securității energetice și a oportunităților de afaceri în sectorul de petrolul și gaze în România. În intervenţia sa, IulianRobert Tudorache a expus o scurtă istorie a sectorului hidrocarburilor din România, capacitatea de explorare/ exploatare/producţie de petrol şi gaze, câteva considerente asupra cererii interne, a importului şi exportului, precum şi scurte prezentări ale companiilor din domeniu deţinute

de statul român (ROMGAZ, TRANSGAZ, OIL TERMINAL, CONPET) şi a Proiectelor de Interes Comun (PCI) din sectorul gazelor naturale, printre care şi interconectorul BRUA. De asemenea, acesta a prezentat şi oportunităţile de investiţii în România, printre care cele din Marea Neagră, unde se estimează că, la mare adâncime, există un potențial important (miliarde de barili de petrol și câteva miliarde de metri cubi de gaze naturale) care ar putea încuraja intensificarea activităților www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

de explorare în aceste zone. Un alt proiect asupra căruia a insistat oficialul este AGRI, ce oferă o alternativă de comercializare pentru gazele azere și evită dependența exclusivă de conducte. Proiectul AGRI, inițiativă unică în regiunea Mării Negre, acoperă atât componenta de securitate energetică, diversificarea rutelor și surselor energetice, cât și cooperarea regională. „Sperăm că proiectul va fi inclus pe lista a treia a PCI, în care AGRI este candidat. Azerbaidjanul este unul dintre cei mai importanți parteneri ai României în sectorul petrolului și gazului și sperăm că partenerii noștri din Azerbaidjan vor continua să susțină acest proiect. Acceptarea proiectului AGRI pe lista PCI a Comisiei Europene ar constitui o recunoaștere de către piața europeană a gazelor naturale a acestui nou coridor de import al gazului din Azerbaidjan pe Marea Neagră și ar reprezenta, fără îndoială, un argument puternic pentru acționari să ia decizia de a trece la următoarea fază de dezvoltare a proiectului”, a declarat Robert Tudorache. „Guvernul României acordă o importanță deosebită încurajării investițiilor pentru găsirea de noi rezerve de hidrocarburi și creșterea ratei de înlocuire, diversificarea surselor de aprovizionare cu gaze, precum şi finalizării interconectării cu țările vecine. Dezvoltarea proiectului BRUA este o parte importantă a Coridorul Vertical și va asigura accesul la gazele ce vor fi transportate prin infrastructura oferită de Coridorul Sudic al gazelor. Sunt importante, în mod semnificativ, proiectele de exploatare a gazelor naturale onshore și offshore, menite să sporească securitatea energetică în deceniile următoare. Un exemplu foarte bun: zăcământul de gaze naturale Caragele, care este cea mai importantă descoperire a gazelor onshore din România după 1989, are rezerve estimate la 25 - 30 de miliarde de metri cubi. Exploatarea sa ar asigura independența energetică a României timp de doi-trei ani”, a mai afirmat oficialul român. România va deține președinția

Iulian-Robert Tudorache, Liviu Ilași și Gabriel Şopandă - la standul României din cadrul expoziției 22nd World Petroleum Congress

Energy Charter Conference în anul 2018, după ce, în acest an, preşedinţia este asigurată de Turkmenistan. ROMÂNIA, PREZENTĂ LA EXPOZIȚIA 22ND WORLD PETROLEUM CONGRESS România a fost promovată, în cadrul expoziţiei 22nd World Petroleum Congress, de către CONPET, operatorul Sistemului Naţional de Transport prin conducte al ţiţeiului, condensatului şi gazolinei, delegaţia oficială fiind condusă de Secretarul de stat în Ministerul Energiei, Iulian-Robert Tudorache. „Obiectivul major al CONPET, pentru perioada următoare, este reprezentat de interconectarea Sistemului Naţional de Transport al ţiţeiului la nivel regional cu statele membre UE. În acest context, Congresul Mondial al Petrolului reprezintă, pentru noi, atât oportunitatea de a ne mări atractivitatea în rândul

investitorilor la nivel internaţional, precum şi cadrul în care vom continua demersurile extinderii SNT în afara graniţelor ţării noastre”, a declarat Liviu Ilaşi, Director General al CONPET şi membru al Consiliului de Administraţie. Acţiunile CONPET sunt listate pe piaţa reglementată administrată de Bursa de Valori Bucureşti (BVB), iar din anul 2017 societatea este inclusă în șapte din cei nouă indici ai BVB, care reflectă evoluţia celor mai tranzacţionate companii listate la BVB şi certifică respectarea principiilor de guvernanţă corporativă în România. Cu ocazia inaugurării oficiale a expoziţiei, la standul României au fost prezenţi Iulian-Robert Tudorache, Secretar de stat în Ministerul Energiei, Gabriel Şopandă, Ambasadorul României în Republica Turcia, Berat Albayrak, Ministrul turc al Energiei şi Resurselor Naturale, precum și alți oficiali români și străini. 75

petrol și gaze

a solicitarea Comisiei pentru industrii și servicii, Camera Deputaților a decis să modifice legea pentru aprobarea Ordonanței Guvernului nr. 7/2013 în sensul majorării cotei de impozitare de la 60% la 80% pentru prețurile de vânzare a gazelor naturale ce depășesc 85 lei/MWh. Prin OG nr. 7/2013 se prevedea doar suprataxarea cu 60% a profitului suplimentar, aceasta

aplicându-se asupra diferenței dintre prețul de referință stabilit la 72 de lei MW/h și cel la care se ajungea după fiecare scumpire. Comisia pentru industrii și servicii din Camera Deputaților a justificat această majorare a impozitului suplimentar prin faptul că producătorii de gaze naturale au majorat deja prețurile cu peste 20% după 1 aprilie când a intrat în vigoare liberalizarea pieței, preturile producătorilor fiind stabilite de cerere și ofertă.

Stabilirea arbitrară a prețului de referință, la nivelul de 72 de lei MW/h și păstrarea acestuia în condițiile în care preturile pe piață au fluctuat, ajungând anul trecut chiar sub această valoare, au deschis ușa importurilor rusești de gaze. „Suprataxarea a fost introdusă în 2013 ca o măsură temporară pentru perioada crizei economice. Acum, în 2017, taxa a fost majorată (de la 60% n. red.) la 80% și este pentru o perioadă nedeterminată. Este o nouă măsură

CINE CÂȘTIGĂ ȘI CINE PIERDE

Suprataxarea profitului producătorilor autohtoni de gaze naturale de Adrian Stoica Suprataxarea aplicată producătorilor autohtoni de gaze pentru profitul obținut în urma liberalizării pieței de gaze naturale a creat mari nemulțumiri în piață, iar acestea au fost amplificate după ce parlamentul a decis la mijlocul lunii iunie să majoreze acest impozit. Tranșarea problemei se va face însă la toamnă, deoarece președintele României, Klaus Iohannis, a respins Ordonanța de urgență a Guvernului nr. 13/2014 pentru modificarea anexei la Ordonanța Guvernului nr. 7/2013 privind instituirea impozitului asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale. De altfel, și dezbaterile referitoare la exclusivitatea OPCOM în tranzacționarea gazelor au fost amânate pentru luna septembrie a acestui an. 76

www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

FORMULA DE CALCUL AL IMPOZITULUI SUPLIMENTAR Dacă PMPC este mai mic sau egal cu 85 lei/MWh, se aplică formula: Impozitul asupra veniturilor suplimentare datorat = 0,60 x (VS – redevența x VS – VI) VS = (PMPC – PRC) x VGC, Dacă PMPC este mai mare de 85 lei/MWh, se aplică formula: Impozitul asupra veniturilor suplimentare datorat = IVS1+ IVS2, iar IVS1 = 0,60 x (VS1 – redevenţa x VS1– VI) VS1 = (85 – PRC) x VGC IVS2 = 0,80 x (VS2 – redevenţa x VS2) VS2 = (PMPC – 85) x VGC unde: VS – venitul suplimentar, calculat la PMPC de până la 85 lei/MWh; VS1 – venitul suplimentar, calculat la PMPC de 85 lei/MWh;

care penalizează producătorii interni în fața Gazprom. Este o discriminare extraordinară a producătorilor din România față de producătorii externi”, susține Harald Kraft, președinte ales al Asociației Române a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA).

VS2 – venitul suplimentar calculat la PMPC ce depăşeşte 85 lei/MWh; IVS1 – Impozitul asupra veniturilor suplimentare datorat, calculat la PMPC de 85 lei/MWh; IVS2 – Impozitul asupra veniturilor suplimentare datorat, calculat la PMPC ce depășește 85 lei/MWh; VI – valoarea investițiilor în segmentul Upstream în perioada pentru care impozitul asupra veniturilor suplimentare este datorat; PMPC – prețul mediu ponderat al gazelor naturale din producția internă proprie vândute; PRC – prețul de achiziție a gazelor naturale din producția internă pentru clienții casnici și non-casnici în anul 2012, respectiv 45,71 lei/MWh, ajustat cu rata IPC în anul 2014; VGC – volumele de gaze din producția internă vândute; IPC – indicele prețurilor de consum publicat de Institutul Național de Statistică din România.

ce depășesc 85 lei/MWh se aplică un procent de 80% la venitul suplimentar obținut din diferența dintre 85 lei/MWh și prețul practicat”, se arată în raportul comisiei. O altă modificare adusă ordonanței este și permanentizarea suprataxei.

CUM S-A AJUNS LA 80%

CUM SE CALCULEAZĂ IMPOZITUL SUPLIMENTAR

Majorarea suprataxei la 80% a fost inclusă la începutul lunii iunie de către Comisia pentru industrii și servicii a Camerei Deputaților în raportul la proiectul de lege pentru aprobarea OG nr. 7/2013, proiectul fiind votat ulterior în Cameră, for decizional în acest caz. „Impozitul (...) se calculează prin aplicarea unor procente de 60% și, respectiv, de 80% din veniturile suplimentare (...), din care se deduc redevențele aferente acestor venituri, precum și investițiile în segmentul Upstream. Procentele de calcul al impozitului sunt: a) 60% din venitul suplimentar pentru prețurile de până la 85 lei/MWh inclusiv; b) pentru prețurile

Potrivit propunerilor Comisiei pentru industrii și servicii, OPCOM, operatorul pieței de energie electrică și gaze naturale din România, ar urma să rămână singura platformă de tranzacționare. Modificările la OUG 64/2016 privind piața gazelor naturale, decise de Comisia pentru industrii și servicii, precizau că producătorii de gaze vor trebui să oferteze și să tranzacționeze public, transparent și nediscriminatoriu pe piețele centralizate de gaze naturale întreaga cantitate de gaze naturale produsă, mai puțin cantitățile aferente consumului propriu tehnologic. De asemenea, toată cantitatea produsă sau

importată s-ar putea tranzacționa pe o singură bursă angro, iar contractele bilaterale directe între producători și furnizori, traderi sau consumatori ar putea dispărea. Într-un raport comun de la mijlocul lunii iunie al Comisiei pentru industrii și servicii și al Comisiei pentru buget, finanțe și bănci din cadrul Camerei Deputaților a fost introdus un amendament în proiectul inițial al legii pentru aprobarea OUG nr. 25/2017 prin care se modifică anexa cuprinsă în Ordonanța Guvernului nr. 7/2013 privind instituirea impozitului asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale. Concret, amendamentul propus de deputați introduce o impozitare progresivă a impozitului aplicat veniturilor suplimentare ale producătorilor, motivul fiind „formarea fondurilor necesare susținerii programelor de protecție socială a consumatorului vulnerabil”. Astfel, potrivit modificărilor aduse la art. 2, alineatul 2, impozitul se modifică după 77

petrol și gaze

cum urmează „Impozitul prevăzut la alin. (1) se calculează prin aplicarea unor procente de 60% și, respectiv, de 80% din veniturile suplimentare, așa cum acestea sunt determinate potrivit anexei care face parte integrantă din prezenta ordonanță, din care se deduc redevențele aferente acestor venituri, precum și investițiile în segmentul Upstream. Procentele de calcul al impozitului sunt: a) 60% din venitul suplimentar pentru prețurile de până la 85 lei/MWh inclusiv; b) pentru prețurile ce depășesc 85 lei/MWh se aplică un procent de 80% la venitul suplimentar obținut din diferența dintre 85 lei/MWh și prețul practicat.” Formula de calcul al veniturilor suplimentare este detaliată în anexa la OG nr. 7/2013 și se modifică prin amendamentele aduse de Camera Deputaților (vezi caseta „Formula de calcul al impozitului suplimentar”). În plus, prin modificările aduse se elimină și limita de timp pentru aplicarea impozitului pe venituri suplimentare. Se abrogă astfel articolul 7 al OG nr. 7/2013, introdus prin OUG nr. 99/2016 care prevede că „impozitul asupra veniturilor suplimentare stabilit prin prezenta ordonanță se aplică pentru veniturile suplimentare obținute până la data de 31 decembrie 2017, inclusiv”, ceea ce înseamnă permanentizarea impozitului pe venituri suplimentare. Varianta inițială, adoptată la începutul lunii mai de Senat și susținută de guvern, prevedea doar un impozit de 60%, cu o formulă de calcul modificată. România reușește prin aceste modificări legislative, adoptate intempestiv și fără o fundamentare aprofundată, să se plaseze în contra curentului european în ceea ce priveşte impozitarea companiilor gazeifere. Recent, un studiu Deloitte evidenția faptul că în România, contrar tendințelor europene, gazele naturale sunt taxate mai mult decât petrolul. „Rata efectivă de impozitare pentru compania de stat Romgaz, producătorul principal de gaze naturale, a fost de 22,5% în 2015, în timp ce OMV Petrom, 78

care produce și petrol, a avut o rată de impozitare de 14,7%”, potrivit studiului. Profitul net al producătorului de gaze Romgaz a scăzut cu peste 14% anul trecut, la 1,02 miliarde lei, în urma reducerii cifrei de afaceri cu aproape 16%, la 3,4 miliarde lei, determinată de scăderea cu 24% a producției de gaze naturale. Principalul motiv al acestor rezultate financiare a fost creșterea puternică a importurilor de gaze. Producția de gaze a companiei a scăzut cu 24%, la 4,219 miliarde metri cubi, iar vânzările de gaze s-au redus în volum cu 17%. Pentru acest an, bugetul de stat prevede creșterea cu 7,48% a încasărilor din taxa pe veniturile suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale, în ciuda faptul că introducerea și menținerea acesteia are costuri foarte mari. BURSĂ UNICĂ

Un alt subiect fierbinte, transformarea OPCOM în unica platformă de tranzacționare angro a gazelor naturale, nu a fost bine primită de Consiliul Concurenței, președintele acestei instituții afirmând că autoritatea nu este de acord cu eliminarea Bursei Române de Mărfuri de pe piața platformelor centralizate de gaze naturale din România, susținând că trebuie menținute ambele platforme de tranzacționare, OPCOM și BRM. De altfel, nici la Comisia Europeană intenția Comisiei pentru industrii și servicii nu a fost agreată, forul european transmițând că propunerea avansată este problematică. Comisia aprecia în răspunsul transmis că nu este recomandată mutarea tranzacționării pe OPCOM, în condițiile în care, în prezent, BRM este o piață mai lichidă, iar acordarea unor drepturi exclusive OPCOM pune probleme de concurență. De asemenea, Comisia aprecia că tranzacționarea unei proporții de 100% din producția de gaze pe bursă poate fi excesivă.

Sub presiunea industriei de profil, dar și a avertismentului primit de la Bruxelles, plenul Camerei Deputaților a decis să retransmită la Comisia pentru industrii și servicii proiectul de lege privind modificarea Legii energiei electrice și a gazelor naturale, în sensul reglementării extracției de gaze naturale pe teritoriul României și tranzacționarea acesteia prin intermediul unei burse unice, respectiv OPCOM. Dezbaterile pe marginea acestui subiect vor fi reluate, odată cu începerea noii sesiuni parlamentare. Intenția comisiei parlamentare de a scoate din joc Bursa Română de Mărfuri, mutând toate tranzacțiile cu gaze pe o bursă unică, a generat nemulțumirea reprezentanților BRM care au amenințat că vor acționa statul român în judecată la forurile internaționale de justiție, dacă Parlamentul va aproba modificările propuse. ROPEPCA AȘTEAPTĂ PREDICTIBILITATE

Asociația Română a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA) susține că modificările inopinate și excesive ale cadrului fiscal sunt de natură să pună în pericol atât industria petrolieră locală, cât și climatul investițional, transmițând semnale negative întregului mediu de afaceri cu privire lipsa de stabilitate și credibilitate. ROPEPCA a arătat în repetate rânduri că prin aplicarea impozitării suplimentare exclusiv la producția internă, aceasta va fi defavorizată în raport cu sursele din import. Având în vedere dependența de o singură sursă de import – Federația Rusă – această formă de discriminare afectează direct și securitatea energetică națională. Această tendință este confirmată și de cele mai recente cifre publicate de Institutul Național de Statistică: România a importat 537.000 tep de gaze naturale utilizabile în T1 2017, cu 332% mai mult decât în perioada www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

Orice modificare inopinată a impozitării suplimentare a venitului din liberalizarea prețurilor la gaze naturale desconsideră dialogul pe această temă din ultimii patru ani și pune sub semnul întrebării credibilitatea și stabilitatea mediului de afaceri din România”, susține Mark Wagley.

similară din 2016, în timp ce producția locală este în descreștere, companiile fiind nevoite să închidă sonde. „Liberalizarea prețului gazelor naturale nu este un fenomen care să justifice o taxă adițională, ci reprezintă implementarea unui obiectiv asumat de România la nivel european pentru a trece la o stare de normalitate pentru o piață liberă și într-un context de piață europeană unică. În plus, majorarea cotei nu este justificată în raport cu nivelul actual de impozitare a industriei în România”. Conform studiului Deloitte, în timp ce rata medie efectivă a redevențelor și a altor impozite similare raportate la venituri a crescut în România de

la 15% în 2014 la 17,5% în 2016, media impozitării în Europa (exclusiv zăcământul Groningen din Olanda care are un regim fiscal special) a scăzut de la 9,3% în 2014 la 7,9% în 2015. „În ultimii ani, ROPEPCA a fost permanent deschisă la consultări cu autoritățile cu privire la un nou cadru fiscal aplicabil industriei petroliere. Orice modificare inopinată, fără consultări și analiză precum intenția Parlamentului de majorare și prelungire nedeterminată a impozitării suplimentare a venitului din liberalizarea prețurilor la gaze naturale desconsideră dialogul pe această temă din ultimii patru ani și pune sub semnul întrebării credibilitatea și stabilitatea

mediului de afaceri din România”, afirma Mark Wagley, președinte în exercițiu al ROPEPCA la mijlocul lunii iunie. „Pe lângă amendamentele cu privire la instituirea impozitului asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării pieței de gaze naturale, suntem îngrijorați și de recentele discuții cu privire la obligația pentru producătorii de gaze naturale de a comercializa întreaga cantitate produsă domestic exclusiv pe platforma de tranzacționare pentru o perioadă nelimitată de timp, obligație regăsită în amendamentele propuse spre modificarea și amendarea Legii energiei electrice și gazelor naturale nr. 123/2012. În această privință, considerăm că obligația propusă reprezintă restricții asupra acordurilor comerciale bilaterale agreate prin negociere directă, livrărilor transfrontaliere de gaze naturale agreate prin negociere directă, reprezentând în fapt o interdicție asupra comerțului de gaze naturale bilateral direct cu furnizori, traderi și consumatori din alte state membre, exportului de gaze naturale și a dreptului producătorilor de a dispune liber de gazul natural produs, precum și un tratament discriminatoriu față de producătorii locali de gaze naturale, în raport cu cei străini, cărora nu li se aplică aceste obligații”, a mai precizat acesta. Reprezentanții Asociației Române a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA) susțin că prin acest impozit producătorii autohtoni sunt defavorizați fată de gigantul rus Gazprom, care exportă pe piața românească fără plata acestei suprataxe și fără a fi obligat să-și vândă toată producția pe bursă. Cât de favorizați sunt rușii de deciziile autorităților de la Bucureşti se poate observa studiind datele statistice. Anul trecut, importurile de gaze naturale din Federația Rusă au explodat, acestea crescând cu 629%, după ce au ajuns să fie mai ieftine decât cele din producția internă. Dacă la începutul anului trecut importurile acopereau 5% din piață, cota lor a ajuns la sfârșitul anului la 25%. 79

petrol și gaze

PUNCT DE VEDERE ANRE „ANRE nu dispune de informațiile care au stat la baza acuzației referitoare la majorarea prețului de vânzare a gazelor naturale, aduse de către Comisia pentru industrii și servicii din Camera Deputaților producătorilor. Cu privire la modul de formare a prețului gazelor naturale din producție internă, începând cu data de 1 aprilie 2017, conform prevederilor Legii energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, acesta se formează liber pe piața concurențială în urma tranzacțiilor comerciale cu gaze naturale între operatorii economici, în baza contractelor liber negociate sau a tranzacțiilor pe piețele centralizate (BRM și OPCOM)”, precizează ANRE într-un punct de vedere transmis la solicitarea Petroleum Industry Review. „Referitor la Ordonanța Guvernului nr. 7/2013 privind instituirea impozitului asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale, aceasta a fost deja modificată prin Ordonanța de Urgență nr. 25, din 30 martie 2017, pentru modificarea conținutului anexei la Ordonanța Guvernului nr. 7/2013 privind instituirea impozitului asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale, publicată în Monitorul Oficial din 31 martie 2017”, se mai precizează în răspunsul transmis de ANRE. ROMGAZ CERE O CONCURENȚĂ JUSTĂ

„Începând cu 1 aprilie 2017, piața este liberă, iar prețurile producătorilor sunt stabilite de cerere și ofertă. Romgaz nu mai are prețuri administrate, prețul fiind modificat după cum cere piața, și aici ne referim în primul rând la piețele centralizate. În 2016, Romgaz a plătit 291.440.195 lei (impozit asupra veniturilor suplimentare – n. red.). Este nevoie de coerență și predictibilitate în politica fiscală, lucru recunoscut și afirmat în toate mediile”, afirmă 80

și reprezentanții Romgaz. „Taxele, necesare pentru funcționarea întregului aparat de stat, ar trebui structurate în așa fel încât să nu sufoce contribuabilii sau să împiedice o concurenţă justă. Cel mai bun exemplu în acest sens a fost situaţia preţului pentru gazul intern vs. prețul gazului de import, care a fost suprataxat”, precizează Romgaz întrun răspuns transmis la solicitarea Petroleum Industry Review. PUNCT DE VEDERE OMV PETROM

„Piața de gaze naturale trebuie să funcționeze după aceleași principii ca orice piață liberă. Pe o piață liberă, evoluția prețurilor este determinată de raportul dintre cerere și ofertă. Acest mecanism de reglare a pieței permite utilizarea optimă a resurselor în orice domeniu, nu doar cel al resurselor naturale. Stimulează investițiile pe baze sănătoase din punct de vedere economic și încurajează consumatorii să-și eficientizeze consumul. Funcționarea acestei piețe în condiții concurențiale și cu protecția consumatorului este reglementată prin intermediul ANRE”, apreciază reprezentanții OMV Petrom. „După 1 aprilie, am asistat la o convergență a prețurilor angro la gaze naturale pentru clienții casnici, către nivelul prețului angro pentru clienții non-casnici, pentru care piața fusese deja liberalizata în 2015. În cazul tranzacțiilor pe piețele centralizate, nu sunt disponibile informațiile privind clientul final (casnic sau non-casnic), producătorii nu mai au vizibilitate. Evoluția prețurilor este determinată de raportul dintre cerere și ofertă. Nivelul curent al prețurilor angro practicate de către toți participanții pe cele două burse se situează în jurul valorii de 7072 lei/MWh, nivel prevăzut și în ultima variantă a calendarului de liberalizare. În România, prețul gazelor urmărește tendințele de pe piețele europene, însă se situează sub cotațiile de pe principalele burse. De exemplu, la CEGH din Austria, în prezent, prețurile depășesc

16,5 EUR/MWh (75 lei)”, se arată în răspunsul OMV Petrom transmis redacției. „Prețul angro de achiziție pentru clienții casnici se va reflecta în prețul final reglementat după un anumit interval de timp, conform normelor ANRE pentru stabilirea prețului final la gazele naturale pentru piața reglementată. Prețul final reglementat este influențat și de alte elemente cum ar fi tarifele reglementate pentru distribuție, transport și înmagazinare, care, potrivit informațiilor din piață, au o pondere de peste 50% în prețul final. În condițiile în care prețul propriu-zis al gazului reprezintă mai puțin de jumătate din prețul aplicat clienților finali, o majorare ipotetică cu 20% a acestor prețuri s-ar traduce prin creșterea cu mai puțin de 10% a prețului aplicat clienților casnici”, se mai menționează în punctul de vedere citat. MAJORAREA SUPRATAXĂRII SE AMÂNĂ

„Date fiind rațiunile specifice, cu caracter temporar și extraordinar ale introducerii acestui impozit, considerăm că reglementarea lui ar trebui să urmeze același caracter temporar. Luând în considerare importanța deosebită a cadrului de reglementare pentru performanța sectorului de petrol și gaze, considerăm că este esențială definirea unui cadru fiscal și legislativ predictibil și stabil, propice creării unor planuri de afaceri pe termen lung, pentru continuarea investițiilor curente și stimularea de noi investiții”, și-a motivat șeful statului decizia de a amâna promulgarea legii privind suprataxarea producătorilor autohtoni de gaze pentru profitul obținut în urma liberalizării pieței de gaze naturale. De asemenea, pentru îndeplinirea obiectivelor de natură socială, președintele consideră că această lege trebuie să prevadă un mecanism transparent, în baza principiului echivalării între impozitare și protecția consumatorului vulnerabil. www.petroleumreview.ro

81 39

petrol și gaze

Programul de investiții al Transgaz până în 2025

Priorități majore ale proiectelor strategice pentru transportul gazelor naturale Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2016-2025, gestionat de compania Transgaz, are o valoare de 1,6 miliarde de euro. Acesta a fost aprobat la mijlocul lunii iunie de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) și include opt proiecte strategice care vizează, printre altele, realizarea infrastructurii pentru preluarea gazelor din Marea Neagră, interconectarea sistemului românesc de transport cu cel din Serbia, dezvol tarea conexiunilor cu Republica Moldova. de Adrian Stoica 82

ea mai importantă investiție - proiectul Bulgaria România - Ungaria - Austria (BRUA) vizează dezvoltarea capacităților de transport și a interconectărilor dintre sistemul românesc de transport și sistemele similare ale Bulgariei și Ungariei, iar implementarea acestuia va avea loc în două etape. Prima etapă constă în realizarea următoarelor obiective: conductă Podișor – Recaș 32” x 63 bar în lungime de aproximativ 479 km; trei stații de comprimare gaze (SC Podișor, SC Bibești și SC Jupa), fiecare stație fiind echipată cu două agregate de comprimare (unul în funcțiune și unul în rezervă), cu posibilitatea de asigurare a fluxului bidirecțional de gaze. Cea de a doua www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

etapă implică realizarea următoarelor obiective: conducta Recaș – Horia 32” x 63 bar în lungime de aproximativ 50 km; amplificarea celor trei stații de comprimare (SC Podișor, SC Bibești și SC Jupa) prin montarea unui agregat suplimentar de comprimare în fiecare stație; amplificarea stației de măsurare gaze existente SMG Horia. Proiectul BRUA va permite transportul a 1,75 mld. mc/an în prima etapă și 4,4 mld. mc/an în cea de a doua etapă, cu posibilitatea preluării inclusiv a noilor resurse de la Marea Neagră. Termenul de finalizare estimat este anul 2019 pentru prima etapă, respectiv 2020 pentru etapa a doua, iar investiția totală care va fi realizată de Transgaz se ridică la 547,4 milioane de euro - 478,6 milioane de euro în prima etapă și 68,8 milioane de euro în etapa a doua. PRELUAREA GAZELOR DIN MAREA NEAGRĂ

Obiectivul major al acestei investiții constă în crearea unei infrastructuri de transport care să facă legătura între noile resurse potențiale de gaze naturale disponibile la țărmul Mării Negre și Coridorul Bulgaria - România Ungaria - Austria, astfel asigurânduse posibilitatea dirijării gazelor spre Bulgaria și Ungaria prin interconectările existente: Giurgiu Ruse (cu Bulgaria) și Nădlac - Szeged (cu Ungaria). Proiectul a devenit o prioritate pentru Transgaz, în a doua jumătate a anului 2013, ca urmare a necesității asigurării unor capacități adecvate de transport pentru valorificarea gazelor naturale din Marea Neagră în România și pe piețele central europene. Termenul estimat de finalizare este anul 2020, „acesta depinzând de graficele de realizare ale proiectelor offshore din amonte”, se precizează în Planul de dezvoltare, valoarea estimată a

investiției fiind de 278,3 milioane de euro. INTERCONECTAREA CU CONDUCTA DE TRANSPORT INTERNAȚIONAL GAZE NATURALE T1 ȘI REVERSE FLOW ISACCEA Prin implementarea proiectului Grecia – Bulgaria – România – Ucraina se creează un culoar de transport între piețele din Grecia, Bulgaria, România și Ucraina, în condițiile în care se realizează și o nouă interconectare între Grecia și Bulgaria. Contractul de transport aferent capacității conductei Tranzit 1 a expirat la 1 octombrie 2016. Începând cu anul gazier 2016 – 2017 capacitatea de transport a conductei Tranzit 1 se comercializează pe bază de licitații, conform codului european privind mecanisme de alocare a capacităților în punctele de interconectare transfrontalieră și a Ordinului ANRE nr. 34/2016. Proiectul va consta în următoarele: modernizarea și amplificarea stației de comprimare Siliștea; construirea unei stații noi de comprimare la Onești; interconectarea SMG Isaccea 1 (SNT cu Tranzit 1); reabilitarea tronsoanelor de conductă Cosmești – Onești (66,2 km) și Siliștea - Șendreni (11,3 km). Termenul de finalizare estimat este anul 2019, valoarea estimată a investiției ridicându-se la 65 de milioane de euro. ÎMBUNĂTĂȚIREA ALIMENTĂRII CU GAZE NATURALE ÎN ZONA DE NORD-EST Având în vedere necesitatea îmbunătățirii alimentării cu gaze naturale a regiunii de Nord-Est a României și ținând seama de perspectiva oferită de noua conductă de interconectare dintre România și Republica Moldova dintre Iași și Ungheni, de a oferi capacități de transport spre Republica Moldova,

sunt necesare o serie de dezvoltări în sistemul românesc de transport gaze naturale astfel încât să poată fi asigurați parametrii tehnici adecvați cerințelor de consum din regiunile vizate. Proiectul prevede construirea mai multor conducte de transport al gazelor naturale și de comprimare, iar prin realizarea lui se va putea asigura presiunea necesară și capacitatea de transport de 1,5 mld. mc/an în punctul de interconectare dintre sistemele de transport ale României și Republicii Moldova. Obiectivele acestuia sunt: construirea unei conducte de transport al gazelor naturale (DN 700, Pn 55 bar) pe direcția Oneşti – Gherăeşti în lungime de 104 km. Traseul acestei conducte va fi paralel în mare parte cu conductele existente DN 500 Oneşti – Gherăeşti; construirea unei conducte noi de transport gaze naturale (DN 700, Pn 55 bar), pe direcția Gherăești – Lețcani în lungime de 61 km, ce va înlocui conducta existentă DN 400 Gherăești – Iaşi pe tronsonul Gherăești – Lețcani; construirea unei noi stații de comprimare gaze la Onești, având o putere instalată de 6 MW, două compresoare de câte 3 MW, unul activ si unul de rezervă; construirea unei noi stații de comprimare gaze la Gherăești, având o putere instalată de 4 MW, două compresoare de câte 2 MW, unul activ și unul de rezervă. Termenul estimat de finalizare a proiectului este anul 2019, valoarea totală estimată a investiției fiind de 131,7 milioane de euro. DEZVOLTAREA CULOARULUI ONEȘTI - NĂDLAC

În funcție de volumele de gaze naturale disponibile la țărmul Mării Negre (care nu vor putea fi preluate de culoarul BRUA), pe termen lung se are în vedere dezvoltarea capacității de transport pe culoarul 83

petrol și gaze

PRINCIPALELE COMPONENTE ALE SISTEMULUI • 13.303 km conducte magistrale de transport şi racorduri de alimentare gaze naturale, din care 553 km conducte de transport internațional gaze naturale • 1.132 de stații de reglare măsurare a gazelor naturale • 60 de stații de comandă vane (SCV, NT) • 6 staţii de măsurare a gazelor naturale din import • 6 staţii de măsurare amplasate pe conductele de transport internaţional gaze naturale (SMG) • 3 staţii de comprimare gaze naturale (SCG), cu o putere instalată de circa 28,94 MW și o capacitate maximă de comprimare de 650.000 Nmc/h, adică 15.600.000 Nmc/zi • 1.042 de staţii de protecţie catodică (SPC) • 871 de stații de odorizare gaze naturale (SOG)

Oneşti – Coroi – Haţeg – Nădlac. Dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale presupune următoarele: reabilitarea unor conducte existente ce aparțin SNT; înlocuirea unor conducte existente ce aparțin SNT sau conducte noi instalate în paralel cu conductele existente; dezvoltarea a patru sau cinci stații noi de comprimare cu o putere totală instalată de aproximativ 66 – 82,5 MW. În prezent Transgaz a elaborat studiul de prefezabilitate privind dezvoltarea acestui culoar de transport al gazelor naturale, iar în vederea optimizării și eficientizării atât a procesului de implementare cât și a posibilităților de atragere a unor finanțări nerambursabile, culoarul a fost împărțit în două proiecte 84

Asigurarea curgerii reversibile pe interconectarea România – Ungaria și Dezvoltarea SNT între Onești și Băcia. Primul proiect va consta în următoarele: construirea unei conducte de transport pe ruta Băcia – Hațeg – Horia – Nădlac în lungime de aproximativ 280 km și construirea a două stații noi de comprimare a gazelor naturale amplasate de-a lungul traseului. Cel de-al doilea proiect are ca obiectiv: reabilitarea unor tronsoane de conductă, înlocuirea unor conducte existente cu conducte noi cu diametru și presiune de operare mai mare și construcția a două sau trei stații noi de comprimare a gazelor. Termenul de finalizare pentru întreg coridorul

este anul 2023, valoarea estimată a investiției fiind de 530 de milioane de euro. ALTERNATIVĂ PENTRU GAZELE OFFSHORE

Având în vedere zăcămintele de gaze naturale descoperite în Marea Neagră în ultima perioadă, Transgaz are în vedere inclusiv crearea unui punct suplimentar de preluare a gazelor naturale provenite din perimetrele de exploatare submarine ale Mării Negre. Transgaz a finalizat un studiu de prefezabilitate pentru o conductă de transport în lungime de aproximativ 25 km și diametru Dn 500, de la ţărmul Mării Negre până la conducta existentă de transport www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

internațional T1. În cadrul studiului au fost analizate două trasee ale conductei de transport gaze naturale, precum și diferite diametre ale acesteia în funcție de capacitatea de transport. Termenul estimat de finalizare este 2019, acesta depinzând de graficele de realizare a proiectelor offshore din amonte. Valoarea estimată a investiției se ridică la nouă milioane de euro. INTERCONECTAREA ROMÂNIA - SERBIA

Proiectul „Interconectarea sistemului național de transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia” constă în construirea unei conducte de interconectare a sistemului național de transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia pe direcția Arad - Mokrin, în lungime de aproximativ 80 de km. Varianta analizată de export gaze naturale spre Serbia este de preluare a gazelor naturale din viitoarea conductă BRUA. Cel mai apropiat punct al conductei BRUA de granița dintre România și Serbia este localitatea Mokrin, zona Arad. Termenul estimat de finalizare este anul 2025, valoarea totală estimată a investiției fiind de 43 de milioane de euro, din care valoarea investiției pe teritoriul României este de 37 de milioane de euro, la care s-ar mai putea adăuga încă trei milioane de euro dacă se va construi și o stație de măsurare pe teritoriul tarii noastre. Proiectul va consta în următoarele: • construirea unei conducte noi de interconectare pe direcția Arad – Mokrin în lungime de circa 80 de km, din care aproximativ 74 de km pe teritoriul României și 6 km pe teritoriul Serbiei cu următoarele caracteristici: presiune în conducta BRUA zona Arad - 47 bar (PN BRUA – 63 bar); diametru conductă de interconectare - 500 mm;

•

capacitate de transport - max. 1 mld. Smc/an (115.000 Smc/h), presiune în Mokrin - 42 bar; capacitate de transport - max. 1,6 mld Smc/an (183.000 Smc/h), presiunea în Mokrin - 35 bar. construirea unei stații de măsurare a gazelor naturale (poate fi amplasată pe teritoriul României sau al Serbiei).

MODERNIZARE SMG ISACCEA 1 ȘI SMG NEGRU VODĂ 1

Proiectul constă în construirea a două stații noi de măsurare gaze naturale în incintele existente ale stațiilor de măsurare, iar investiția este estimată la 13,9 milioane de euro, din care 7,1 milioane euro modernizare SMG Isaccea 1 și 6,8 milioane euro modernizare SMG Negru Vodă 1. Proiectul ar urma să fie finalizat în 2019. Atât Stația de Măsurare Isaccea 1, cât și Stație de Măsurare Negru Vodă 1 vor fi dotate cu instalații de separare/ filtrare și instalații de măsurare: separarea/filtrarea va fi asigurată de o baterie de separare/filtrare, iar finețea de filtrare va fi de 10-12 microni. Instalația de măsurare va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare și în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităților de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu trei sisteme de măsurare independente (Pay, Check și Verificare). Sistemele independente Pay și Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual, iar sistemele de Verificare vor utiliza un contor cu ultrasunete simplu. BENEFICII ȘI MODALITĂȚI DE FINANȚARE

Prin asigurarea legăturii între surse diferite de aprovizionare cu gaze naturale și piața europeană, proiectele investiționale menționate contribuie la realizarea dezideratelor Uniunii Europene, având în plus beneficii

considerabile, dintre care amintim: • integrarea pieței de gaze și interoperabilitatea sistemelor de transport gaze din regiune; • convergența prețului gazelor în regiune; • eliminarea congestiei în transportul gazelor naturale pe direcția Bulgaria – România – Ungaria; • creșterea flexibilității sistemului european de transport gaze prin realizarea de intreconectări în flux bidirecțional; • accesul României şi Uniunii Europene spre o nouă sursă de gaze naturale; • creșterea concurenței pe piața europeană de gaze prin diversificarea surselor, a traseelor de transport și a companiilor active în această regiune; • creșterea securității aprovizionării cu gaze naturale; • reducerea gradului de dependență de importul de gaze naturale din Rusia; • impulsionarea dezvoltării de energie regenerabilă în regiune (în mod special energie eoliană și solară) având în vedere posibilitatea utilizării gazelor naturale ca variantă de rezervă pentru energiile regenerabile, fapt care conduce la creșterea semnificativă a gradului de sustenabilitate a proiectelor propuse. Programul de investiții ar urma să fie acoperit în proporție de 35% din sursele proprii ale companiei Transgaz (circa 560 de milioane euro), iar 65% (aproximativ 1.040 de milioane de euro) va fi acoperit din surse atrase. De precizat este însă și faptul că din cele opt proiecte strategice, doar pentru cel privind construcția coridorului de transport Bulgaria - România - Ungaria Austria (BRUA) a fost luată decizia finală pentru realizarea investițiilor, restul aflându-se în diverse faze de analiză. 85

www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

104 ani de la primul export de petrol românesc

n cadrul Programului Național „România 100” – Prahova, 2017 - Capitală Mondială a Petrolului, la Constanța a avut loc, pe data de 29 iunie, un eveniment aniversar intitulat Portul Constanța, primul export de produse petroliere din România. Evenimentul a inclus un simpozion dedicat primului export de produse petroliere din România și ceremonia dezvelirii unei plăci aniversare închinate academicianului Anghel Saligny, promotorul activității de transport al petrolului prin conducte din România, proiectant al „stației de petrol” și al rezervoarelor pentru produse petroliere din portul Constanța. Efigiile academicianului Anghel Saligny, lucrate de sculptorul Nicolae Lupu, au fost donate de Societatea Cultural-Istorică „Mihai Viteazul”. Simpozionul, desfășurat în sala de conferințe a Hotelului Ibis, a reunit reprezentanți ai Consiliului Județean Constanța, ai Primăriei Constanța, ai Oil Terminal Constanța, ai Comitetului de Organizare (Universitatea Petrol-Gaze din Ploiești, Societatea Cultural-Istorică „Mihai Viteazul”, Consiliul Județean Prahova), oficialități guvernamentale. Au fost susținute alocuțiuni și prezentări referitoare la istoria transportului țițeiului prin conducte în România, urmate de decernarea de medalii și diplome omagiale realizate cu ocazia evenimentului. Memorialul Anghel Saligny, 88

realizat de Prof. Univ. Dr. Gheorghe Calcan (UPG Ploiești), a evidențiat debutul discuțiilor asupra construirii conductelor pentru transportul produselor petroliere (anul 1899), scurte repere biografice ale academicianului Anghel Saligny, raportul său asupra transportului prin conducte (înaintat ministerului la data de 16 septembrie 1899), aspecte cu privire la construirea sistemului de conducte petroliere ale statului. „Anghel Saligny vedea la nivelul

producției și posibilităților anului 1899 construirea unei singure conducte de petrol. În 1907, inginerul L.C. Erbiceanu era ferm pentru proprietatea statului asupra conductei de petrol, propunând construirea unui sistem de trei conducte, așa cum de altfel s-a și concretizat acest proiect mai târziu. Construcția întregului sistem de transport petrolier românesc interbelic prin conducte a avut la bază proiecția și gândirea lui Anghel Saligny”, a concluzionat Prof. Univ. Dr. Gheorghe Calcan. www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

INCDT Comoti valorifică expertiza în domeniul materialelor avansate

ezvoltarea de soluţii inovative pentru produse şi tehnologii noi, cerute de piaţă, prin valorificarea expertizei în domeniul materialelor avansate şi transferul de cunoştinţe către mediul privat (TRANSCUMAT) a constituit tema conferinței organizate recent de INCDT Comoti la sediul Institutului din București. Evenimentul se înscrie într-un proiect amplu cofinanțat din Fondul European de Dezvoltare Regională prin Programul Operațional Competitivitate 20142020, derulat pe o perioadă de 60 de luni și care are ca obiectiv principal crearea unui parteneriat stabil, viabil între INCDT Turbomotoare Comoti și un grup de întreprinderi interesate să asimileze cunoștințe, abilități și competențe în domeniul cercetării – inovării, valorificând astfel expertiza Comoti și răspunzând propriilor necesități strategice și de dezvoltare ce au ca scop creșterea competitivității economice. Proiectul se încadrează în domeniul ECO-NANOTEHNOLOGII ȘI MATERALE AVANSATE și beneficiază de un buget de 13.635.000 lei, din care asistența financiară nerambursabilă solicitată se ridică la o valoare de 12.522.950 lei.

Activitățile TRANSCUMAT includ stimularea transferului de cunoștințe, accesul partenerilor la facilități, instalații, echipamente, cercetare-dezvoltare în colaborare efectivă, management de proiect (inclusiv informare și publicitate privind proiectul). Implementarea proiectului vizează obținerea de rezultate precum: dezvoltarea unei soluții noi, performante, de realizare a pieselor rotative, paletate; tehnologie inovativă de obținere a dornurilor de deformare la cald de dimensiuni mici; dezvoltarea de tehnici inovative de investigare și analiză elementală complexă a materialelor; soluții inovative pentru dezvoltarea unui nou material

compozit cu matrice metalică din aliaj ușor ranforsat cu particule ceramice și a unei tehnologii inovative de turnare; soluții tehnologice și design structural de materiale inovatoare, pe bază de materiale compozite avansate, utilizând tehnologii de procesare performante. INCDT COMOTI își propune, la sfârșitul perioadei de implementare a proiectului, realizarea unui număr total de 11 contracte încheiate cu întreprinderi mici și mijlocii, din care un număr de șapte contracte de cercetare dezvoltare, precum și publicarea unui număr de 15 lucrări științifice în colaborare cu partenerii de proiect, ca urmare a contractelor încheiate. 89

petrol și gaze

CONFIND SRL – FURNIZOR IMPORTANT DE ECHIPAMENTE ELECTRICE Cu peste 25 de ani de experiență, CONFIND SRL reprezintă unul dintre cei mai importanți furnizori de echipamente și servicii din România în domeniul petrolului și gazelor. Societatea este implicată atât în sectorul de producție, cât și în cel de rafinare, asimilând continuu noi produse, primele fiind introduse în fabricație încă din 1992, la un an de la înființare. Însă Confind nu reprezintă doar un producător recunoscut de utilaje și instalații realizate prin prelucrări mecanice și folosite în explorarea și exploatarea țițeiului, a gazelor sau în rafinării, ci și un fabricant important de echipamente electrice utilizate în industria petrolieră națională, și nu numai.

n cadrul companiei câmpinene funcționează foarte bine un atelier de proiectare a echipamentelor electrice, dar și un atelier de producție impresionant în care se materializează toate aceste proiecte și se realizează o gamă variată de repere electrice. Produsele electrice ce poartă marca binecunoscută a companiei câmpinene nu se folosesc doar în industria petrochimică, ci și în alte domenii, precum cel al sănătății. ECHIPAMENTE ELECTRICE DE JOASĂ TENSIUNE

Având o bogată experiență în domeniul electric, specialiștii de la Confind reușesc să execute produse apreciate, bazate pe tehnologii de ultimă generație, produse care prezintă o mare fiabilitate și siguranță în exploatare. Astăzi, uzina câmpineană 90

poate duce la bun sfârșit numeroase proiecte de tip EPCC (Proiectare, Achiziție, Construcții-montaj și Punere în funcțiune), în care partea electrică este preponderentă (echipamente electrice containerizate, dulapuri electrice de distribuţie şi de comandă, tablouri electrice de forță pentru acționarea motoarelor și pompelor de mari dimensiuni etc). Cea mai mare societate românească din jumătatea de nord a județului Prahova are o ofertă extrem de generoasă în ceea ce privește echipamentele electrice de joasă tensiune, domeniu în care se remarcă prin realizarea unei game largi de produse. Echipamentele electrice de la Confind, având o calitate devenită deja tradiție, se întâlnesc la instalațiile de intervenție și reparații la sonde AM 12/40 și AM 12/50 (cu 40 tf și 50 tf – sarcina maximă la cârlig), la pompe cu cavități progresive (orizontale/verticale) și pompe de adâncime, la centrale termice în www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

module containerizate, la skid-uri de proces (etalonare sonde, filtrarea apei sărate, injecție chimicale, separatoare bifazice/trifazice pentru separarea producției sondelor), la vase sub presiune și schimbătoare de căldură, la calorifere pentru gaze, la posturi de transformare, la parcuri de exploatare și depozite de carburanți etc. TABLOURI ELECTRICE DE DISTRIBUȚIE

În Atelierul Electric Confind, se execută atât tablouri electrice de distribuție – care alimentează consumatori trifazați (tensiuni 400 Vta, 500 Vta) și consumatori monofazați (tensiune 230 Vta), cât și tablouri pentru acționarea motoarelor electrice (400 Vta, 500 Vta), cu convertizoare de frecvență, soft-startere, pornire DOL. În general, Confind realizează tablouri electrice pentru sectorul oil & gas, dar au fost onorate comenzi și din alte domenii (agricultură, sănătate). Pentru a întări cele enumerate în rândurile de mai sus, menționăm câteva lucrări esențiale din portofoliul Confind: • Tablouri de distribuție 4000 A, 2000 A și 1000 A (Merișani, Vâlcele, Centrul Medical

SanConfind); Tablouri de acționare cu convertizoare de frecvență destinate pentru răcitoare de gaz și de glicol (Band, Mureș, Merișani și Vâlcele); • Tablouri pentru controlul pompelor echipate cu motoare trifazate (400 Vta și 500 Vta) prin intermediul convertizoarelor de frecvență sau a soft-starterelor (Independența, Vața, Pordeanu, Satchinez, Ochiuri); • Tablouri pentru inversoare de sursă (Independența); • Baterii de condensatoare pentru compensarea energiei reactive; • Tablouri destinate instalațiilor de aer instrumental, dar și tablouri destinate consumatorilor vitali: sistemul de iluminat, centrala termică, PSI etc.(Ochiuri, Merișani, Vâlcele, Padina); • Tablouri electrice destinate acționării grupurilor de pompare apă sărată sau țiței. La solicitarea clientului, Confind poate proiecta și executa tablouri de distribuție și control cu tensiuni de comandă 24 Vtc, 48 Vtc etc. •

Distribuitoarele electrice sunt constituite din diferite tipuri de dulapuri electrice. Unul dintre ele este cel de intrare, alcătuit dintrun întreruptor ce protejează la suprasarcină și la scurtcircuit, făcând legătura directă cu podul de bare. De obicei, în această celulă este amplasat analizorul de rețea sau aparatele de măsură. Un alt tip de dulap electric este cel destinat alimentării consumatorilor. Aceste dulapuri electrice sunt echipate cu întreruptoare pentru protecția consumatorilor. De asemenea,

petrol și gaze

dulapurile de alimentare a consumatorilor pot fi echipate cu circuite de acționare a motoarelor prin intermediul unor convertizoare de frecvență, soft-startere sau porniri DOL. Dulapurile electrice de comandă au încorporate echipamente electrice care reprezintă partea esențială a instalațiilor de acționare, deoarece de aici se efectuează toate comenzile, atât în regim manual, cât și în cel automat, în funcție de procesul tehnologic. Dulapurile electrice destinate serviciilor auxiliare au rolul de a alimenta consumatorii auxiliari prin intermediul transformatoarelor de tensiune pentru servicii interne (500 Vta în primar/400 Vta sau 230 Vta în secundar – tensiunea se alege în funcție de consumatorii existenți). În Confind se execută și baterii de condensatoare pentru compensarea factorului de putere. De obicei, un astfel de tablou nu trebuie să lipsească într-o instalație electrică. Tabloul electric se realizează pe baza unui studiu întocmit în funcție de consumatorii care primesc energie reactivă din rețea. Energia reactivă este compensată prin intermediul dispozitivului de control automat al factorului de putere. Treptele regulatorului factorului de putere și condensatorii se stabilesc în urma studiului energetic. STANDARDE EUROPENE DE CALITATE

Confind proiectează și execută tablouri electrice de joasă tensiune, în conformitate cu standardul SR EN 61439 și normativele în vigoare, oferă servicii de asistență tehnică, mentenanță și postgaranție. Având autorizări ANRE și INSEMEX, Confind poate realiza tablouri electrice după proiecte elaborate de către firme autorizate

CONFIND SRL 92

în acest domeniu sau după proiecte realizate chiar de către Confind, în conformitate cu cerințele clientului. Echipamentele electrice de protecție sunt în conformitate cu standardul IEC 60947-2. Uzinarea tablourilor electrice respectă normele de sănătate și securitate a muncii, astfel încât accesul la aparate se realizează fără pericolul atingerii circuitelor active. Toate componentele sunt însoțite de certificate de garanție și conformitate care să ateste efectuarea probelor de funcționare. ECHIPAMENTELE ELECTRICE CONFIND CUCERESC NOI PIEȚE

În ultimii ani, prin produsele sale electrice, Confind a depășit piața industriei de petrol și a pătruns cu succes în domenii precum cel medical, realizând tablouri electrice pentru blocuri operatorii. Tablourile electrice respective sunt testate pentru a atenua perturbațiile electromagnetice, respectând standardul internațional IEC 60364-7-710. Acestea sunt dotate cu un sistem de monitorizare permanentă a izolației pentru a informa în timp real personalul de întreținere și cel medical, în cazul producerii unui defect electric în sala de operație (Centrul Medical SanConfind). Pentru execuția tablourilor elec trice, în Confind au fost elaborate documentații de execuție și testare. Alegerea aparatajului electric a fost efectuată respectându-se calculul curenților de scurtcircuit și a consu matorilor din teren. Confind stabilește obiective îndrăznețe, propune soluții tehnice optime, toate acestea atent coordonate și puse în practică de un personal calificat, cu o frumoasă experiență în domeniul proiectării și execuției instalațiilor electrice.

www.confind.ro

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 www.petroleumreview.ro

FOCUS

Evoluții divergente în S1 2017

INDUSTRIA DE PETROL ȘI GAZE DIN ECE, SUB PRESIUNE PE BURSE Industria de petrol și gaze din Europa Centrală și de Est (ECE) a evoluat, în ansamblul ei, mai slab decât restul economiei în prima jumătate a anului 2017, după cum reiese din analiza indicilor bursieri reprezentativi. Companiile rusești de petrol și gaze au influențat negativ evoluția indicelui reprezentativ pentru sectorul de profil din regiune (Stoxx Eastern Europe 300 Oil & Gas), resimțind efectele scăderii producției ca urmare a acordului încheiat cu OPEC la finele anului anterior. Spre deosebire de acestea, companiile europene din structura indicelui respectiv, între care și cele românești, au tras în sus indicele, prețurile acțiunilor acestora pe burse înglobând rezultatele bune susținute de creșterea prețului petrolului în prima parte a anului. de Laurențiu Roșoiu 93

FOCUS

ai mult de 10% pierdea la jumătatea anului 2017 indicele bursier Stoxx Eastern Europe 300 Oil & Gas, față de finele anului 2016; indicele, calculat de agenția de specialitate Stoxx Ltd, urmărește evoluția de ansamblu a celor mai importante companii din industria de petrol și gaze din Europa de Est, incluzând Rusia și Turcia (acestea fiind în număr de 25), tranzacționate pe bursele din țările respective; prin comparație, indicele Stoxx Eastern Europe 300, care relevă evoluția de ansamblu a economiei din această regiune, incluzând cele mai importante 300 dintre companiile reprezentative pentru toate sectoarele economice (și care este astfel un benchmark pentru evoluția economică de ansamblu a Europei de Est, incluzând Rusia și Turcia), se afla la finele lunii iunie la aproximativ același nivel cu cel înregistrat la finele anului trecut (vezi grafic „Industria de petrol și gaze, performanțe slabe în primul semestru”). Datele arată așadar că industria de petrol și gaze din această regiune a performat pe burse mai slab decât restul economiei în ansamblul ei în primele șase luni ale anului 2017; acesta este pe de o parte efectul mișcărilor ce au avut loc pe piața petrolului, iar pe de altă parte un rezultat al ponderii ridicate a companiilor rusești în componența respectivului indice sectorial regional. REZULTATE CONTRADICTORII

Astfel, la o analiză în profunzime a indicelui Stoxx Eastern Europe 300 Oil & Gas, se poate observa că entitățile din structura acestuia au avut evoluții divergente, în funcție de zona geografică (sau, mai bine zis, zona economică) din care fac parte. Mai exact, dacă acțiunile companiilor din zona de est a Europei și cele din Turcia au înregistrat evoluții pozitive (unele de-a dreptul spectaculoase), cele rusești au marcat scăderi pe linie (vezi grafic „Evoluții divergente în interiorul indicelui Stoxx 300 Oil & Gas”). Deloc surprinzătoare, evoluția companiilor rusești, total diferită de cea a companiilor din restul regiunii avute în vedere, este în principal un rezultat al acordului încheiat între OPEC și țările non-OPEC la finele anului 2016 – acord prin care s-a decis reducerea producției de petrol. Angajamentul Rusiei în acest acord a condus așadar la reducerea producției companiilor naționale de profil (sau la menținerea acesteia la niveluri reduse), fără însă ca evoluția pozitivă a prețului petrolului, ulterior încheierii acordului, să reușească să compenseze reducerea volumelor. Potrivit unor estimări realizate de EIA (US Energy Information Administration) la finele lunii martie 2017, 94

producția de petrol a Rusiei a fost cu circa 177.000 de barili pe zi mai mică decât maximul atins în noiembrie 2016 – ca efect al acordului încheiat cu OPEC; iar continuarea reducerii producției (cu 300.000 de barili pe zi) era în derulare conform aceluiași acord – valabil până la jumătatea anului. Acesta este contextul în care companiile rusești de petrol și gaze au raportat pe primele trei luni din an rezultate mai slabe decât cele din aceeași perioadă a anului anterior, acestea fiind chiar sub așteptările analiștilor. Între acestea, Novatek, spre exemplu, a raportat o scădere a producției totale de hidrocarburi, de la 139,5 milioane barili echivalent petrol (mbep) în T1 2016 la 127,7 mbep la finele lunii martie 2017; producția de hidrocarburi lichide (unde este inclus petrolul) scăzând la rândul ei de la 3,2 milioane tone (în T1 2016) la 2,9 milioane tone în primul trimestru din 2017. Pe acest fond, profitul net al companiei a scăzut în primul trimestru din 2017 cu 38% față de aceeași perioadă a anului anterior, de la 115 la 71 miliarde ruble (1 EUR = aproximativ 68 de ruble rusești, la finele lunii iunie 2017). O scădere a producției a înregistrat, de asemenea, Rosneft la finele primului trimestru din 2017 – prin comparație cu nivelurile maxime înregistrate în luna octombrie a anului 2016... chiar dacă față de aceeași perioadă a anului anterior a înregistrat un avans de circa 13% (creșterea fiind determinată de integrarea companiei Bashneft, proaspăt preluată). Raportul publicat de companie relevă deci și în cazul acesteia impactul negativ asupra producției generat de respectarea condițiilor acordului cu OPEC. În cifre, compania a raportat pentru primul trimestru al anului un profit de circa 13 miliarde ruble, cu circa 8% mai mare decât cel raportat în T1 2016, dar semnificativ sub așteptările analiștilor; conform unui sondaj realizat de Reuters cu un număr de 10 analiști de specialitate, și citat de publicația Financial Times, profitul așteptat pentru T1 2017 era de 22 de miliarde ruble (luând în calcul și efectul Bashneft). Gigantul rus Gazprom a raportat, de asemenea, o limitare a producției de petrol în T1 – chiar dacă aceasta a fost explicată de companie ca fiind în acord cu planul anual de reducere a producției și printr-o serie de efecte ale unor operațiuni curente în zona de rafinare; compania nu a făcut deci trimitere la eventuale efecte ale acordului cu OPEC! Gazprom a raportat pentru primul trimestru din 2017, conform raportărilor IFRS postate pe site-ul propriu, un profit net de circa 333 miliarde ruble, cu circa 8% mai mic decât cel din aceeași perioadă a anului trecut (362 miliarde ruble), și o stagnare a producției de petrol. Astfel, în timp ce pe segmentul de gaze compania a raportat pentru T1 2017 o creștere a producției, de circa 12%, față de primele trei luni din 2016 (de la 113 la 127 miliarde www.petroleumreview.ro

FOCUS INDUSTRIA DE PETROL ȘI GAZE, PERFORMANȚE SLABE ÎN PRIMUL SEMESTRU Companiile de petrol și gaze din Estul Europei (incluzând Rusia și Turcia) au evoluat, pe ansamblu, mai slab decât cele din celelalte domenii de activitate în primele șase luni din an. 190 180 170 160 150 140 130 120

100

110

STOXX® Eastern Europe 300 Oil & Gas (simbol EE050P)

STOXX® Eastern Europe 300 (simbol EEBP)

Graficul relevă evoluția indicilor reprezentativi (Stoxx Eastern Europe Oil & Gas 300 și Stoxx Eastern Europe 300) calculați în euro, în prima jumătate a lui 2017. SURSĂ: STOXX LTD

metri cubi), producția de petrol a crescut cu doar 6%, de la 11,3 la 12 milioane tone – în mod evident insuficient pentru a compensa scăderea prețului petrolului începută la finele lunii martie. Și Lukoil, unul dintre cei mai importanți producători de petrol din Rusia (și nu numai!) a raportat, de asemenea, în primul trimestru al anului o scădere a producției de hidrocarburi lichide (unde este inclus și petrolul), de la un nivel de peste 2 milioane barili echivalent petrol pe zi (bep/zi) la puțin peste 1,8 milioane bep/zi, aceasta fiind explicată de companie, între altele, și prin alinierea la condițiile impuse de acordul cu OPEC. „Producția de hidrocarburi lichide la nivel de grup s-a diminuat în primul trimestru din 2017 cu 7% față de primul trimestru din 2016, în primul rând ca urmare a reducerii volumelor rezultate din activitățile legate de proiectul West Qurna-2, dar și ca urmare a tăierilor de producție impuse de

limitările acordului cu OPEC”, se arată în raportul publicat de managementul companiei pe site-ul acesteia. Este adevărat însă că Lukoil a compensat reducerea producției de petrol cu veniturile din celelalte domenii – astfel încât a reușit să realizeze în T1 2017 vânzări de circa 1.431,5 miliarde ruble (față de 1.177,7 miliarde ruble în T1 2016) și un profit net de 62,3 miliarde ruble (față de 42,8 miliarde în primul trimestru din 2016). Aceste evoluții financiare bune nu au reușit însă să contrabalanseze perspectiva negativă cu privire la situația companiei pe care o au investitorii pe burse, ca urmare a scăderii prețului petrolului (care se află pe un trend descendent începând cu finele lunii martie) și ca urmare a pesimismului existent în piață cu privire la nivelul la care acesta s-ar putea stabiliza. O perspectivă prin urmare negativă cu privire la evoluția viitoare a companiei, împărtășită chiar de unii oficiali ai companiei 95

FOCUS EVOLUȚII DIVERGENTE ÎN INTERIORUL INDICELUI STOXX 300 OIL & GAS Toate companiile rusești au scăzut pe burse în primele șase luni ale anului, în timp ce cele din restul Europei și Turcia au evoluat pozitiv. Companie

Bursa pe care se tranzacționează în țara de origine

Evoluție în S1 2017

Hellenic Petroleum

Atena

88,01%

Unipetrol

Praga

54,24%

Türkiye Petrol Rafinerileri

Istanbul

51,93%

Motor Oil Hellas Corinth Refineries

Atena

45,19%

Turcas Petrol

Istanbul

36,30%

PKN Orlen

Varșovia

33,88%

Grupa Lotos

Varșovia

33,75%

Romgaz

București

22,80%

Koç Holding

Istanbul

20,19%

Transgaz

București

20,07%

Petrol

Ljubliana

14,46%

PGNiG

Varșovia

13,68%

Ina

Zagreb

12,09%

OMV Petrom

București

8,43%

MOL

Budapesta

3,43%

NIS

Belgrad

-9,46%

Tatneft-3

Moscova

-10,85%

Gazprom Neft

Moscova

-14,21%

Lukoil

Moscova

-16,37%

Surgut

Moscova

-16,77%

Novatek

Moscova

-17,48%

Rosneft

Moscova

-18,51%

Transneft

Moscova

-19,65%

Gazprom

Moscova

-22,82%

Bashneft

Moscova

-30,67%

Tabelul relevă evoluția prețurilor companiilor respective pe bursele din țările de origine, exprimate în moneda națională, în primele șase luni ale anului. SURSĂ: INVESTING.COM 96

www.petroleumreview.ro

FOCUS – potrivit media internațională, prin Alexander Matytsyn – vicepreședinte al companiei: „Lukoil ia în calcul posibilitatea ca prețul petrolului să se mențină la un nivel mediu de circa 40 de dolari pe baril pentru 2017 și probabilitatea scăderii producției totale în întreg anul 2017 cu circa 1%, ca efect al acordurilor încheiate cu OPEC”. Efortul realizat de companiile rusești a condus așadar, în ciuda unei creșteri considerabile a prețului petrolului în primele luni ale anului 2017, la raportarea unor rezultate mai degrabă negative; iar raportările, venite la final de aprilie și în cursul lunii mai, s-au suprapus unui trend corectiv puternic al prețului petrolului (începând cu primele zile ale lunii martie) și faptului că acordul de menținere a nivelurilor scăzute de producție, agreate prin acordul din decembrie 2016, era încă în vigoare; și, cum prețurile mici și nivelul redus al producției creează premisele obținerii unor rezultate financiare tot mai slabe – tendința negativă a companiilor rusești pe burse s-a amplificat. LIDERI LA CREȘTERI ÎN EUROPA

Spre deosebire însă de companiile rusești, celelalte companii din componența indicelui Stoxx Eastern Europe 300 Oil & Gas au înregistrat, fără excepții, evoluții pozitive pe burse în această primă jumătate a anului 2017. Acestea au beneficiat din plin pe de o parte de creșterea prețurilor în prima parte a anului, iar pe de altă parte de pe urma majorării consumului, ca urmare a trendului pozitiv la nivelul economiei europene. De departe, cea mai bună evoluție a fost înregistrată de acțiunile companiei grecești Hellenic Petroleum, ale căror valoare pe bursă a crescut în cele șase luni ale anului cu aproximativ 90%, susținută, între altele și de rezultatele foarte bune raportate pe primul trimestru al anului. Hellenic Petroleum, cel mai mare rafinator de petrol din Grecia, a raportat pe primele trei luni ale anului o creștere de 35% a profitului obținut înainte de taxe, impozite, amortizare și depreciere (EBITDA) – pe fondul creșterii volumului de materie primă rafinată și a majorării cererii, și o creștere de circa 80% a profitului net, ambele semnificativ peste estimările analiștilor. În urma Hellenic, cu aprecieri ale prețurilor de piață de 30% până la 50%, se află compania cehă Unipetrol, cea turcă Türkiye Petrol Rafinerileri (pe scurt, Tüpraş), Motor Oil Hellas (de asemenea din Grecia) și operatorul polonez de profil Grupa Lotos; aceste evoluții pe burse fiind, de asemenea, susținute și de rezultatele financiare bune din primul trimestru al anului 2017. Astfel, spre exemplu, Unipetrol – cel mai mare grup petrochimic integrat din Cehia, a înregistrat în primul trimestru din 2017 o evoluție spectaculoasă, de la o pierdere de circa 25 milioane coroane cehești (CZK) în

T1 2016 la un profit net de 3,3 miliarde CZK în T1 2017, pe fondul creșterii veniturilor de la 17,6 miliarde CZK (în T1 2016) la 29,8 miliarde CZK (în T1 2017) (1 EUR = aproximativ 26 CZK, la finele lunii iunie 2017). De asemenea, Motor Oil Hellas – a doua companie de profil grecească din componența indicelui Stoxx Eastern Europe 300 Oil & Gas – a raportat în primul trimestru al anului un profit net de circa 90 milioane euro, cu 83% mai mare decât cel raportat în aceeași perioadă a anului trecut. Compania a înregistrat, de asemenea, o creștere a veniturilor de la 1,41 la 1,97 miliarde euro. Nu în ultimul rând, compania poloneză Grupa Lotos – care la finele lunii iunie marca o creștere a prețului acțiunilor de peste 30% – raporta pe primele trei luni din 2017 venituri de 1,27 miliarde euro (față de 900 milioane euro în T1 2016) și un profit net de 95,8 milioane euro (față de 24,3 milioane în același interval din 2016). La fel de spectaculoasă este și evoluția companiilor turcești din indice – în ciuda unui climat politic local advers. Acțiunile Tüpraş marcau la finele lunii iunie o creștere a prețului pe bursă de peste 50%, pe fondul unei evoluții operaționale impresionante: în primele trei luni ale anului, Türkiye Petrol Rafinerileri a procesat 7.477 tone materie primă (față de 7.006 în aceeași perioadă a anului anterior) și a vândut 7.215 tone de produse procesate (față de 6.191 tone în primele trei luni din 2016). Ajutată și de creșterea prețurilor petrolului, compania a realizat venituri de circa 12,3 miliarde lire turcești – dublu față de cele 6,2 miliarde din T1 2016) și un profit net de aproximativ 10 ori mai mare (876 milioane lire turcești față de doar 83 milioane în primele trei luni ale anului anterior). Interesantă însă este și evoluția Turcas Petrol, ale cărei acțiuni creșteau pe bursă cu circa 36% la finele lunii iunie față de finele anului anterior, în ciuda faptului că a raportat pierdere de 22 milioane de lire turcești pentru T1 2017 (față de un câștig de 15 milioane în T1 2016). COMPANIILE ROMÂNEȘTI, PE PLUS

În aceeași tendință pozitivă au evoluat în aceste prime șase luni ale anului 2017 și cele trei companii românești din componența indicelui – Romgaz, Transgaz și OMV Petrom; creșterile acestora au fost susținute de randamentele ridicate ale dividendelor propuse pentru anul financiar 2016, dar și, în mod special, de discuțiile privind acordarea unor dividende speciale – prin distribuirea rezervelor constituite anii trecuți. Acestea au avut un puternic impact pozitiv asupra prețului de piață, care a durat până spre jumătatea lunii iunie, dar acțiunile companiilor respective au avut și un puternic suport fundamental dat de rezultatele financiare bune realizate pe primele trei luni ale anului. 97

FOCUS ROMGAZ, AFACERI ÎN CREȘTERE Astfel, Romgaz – companie ale cărei acțiuni înregistrau la finele lunii iunie o creștere a prețului de piață de peste 20% față de finele lui 2016, a raportat pentru T1 2017 un profit net de 565,9 milioane lei (cu circa 15% mai mare decât cel din aceeași perioadă a anului anterior) pe fondul unei cifre de afaceri de aproximativ 1,5 miliarde lei – cu circa 10% mai mare decât cea din T1 2016 (de 1,36 miliarde lei); creșterile indicatorilor financiari fiind consistente în ciuda scăderii nivelului producției de gaz metan – de la 1,37 miliarde metri cubi extrași în T1 2016 la 1,33 miliarde în T1 2017, și a celui de gaze condensate – de la 2.047 tone la 1.672 tone. PROFIT APROAPE DUBLU PENTRU TRANSGAZ

Și Transgaz a avut realizări financiare de natură a susține evoluția pozitivă a prețului de piață! Compania a înregistrat în primele trei luni ale anului un profit net de circa 320 de milioane de lei, cu 86% mai mare decât cel realizat în aceeași perioadă a anului trecut, pe fondul creșterii veniturilor din activitatea de exploatare cu 37% până la nivelul de 638 milioane lei. Potrivit comunicatului companiei, rezultatele bune sunt urmare a creșterii activității – respectiv creșterea veniturilor din rezervarea de capacitate de transport și creșterea cantității de gaze transportate (cu 19% față de volumul transportat în aceeași perioadă a anului 2016). OMV PETROM, REZULTATE FINANCIARE EXCEPȚIONALE

Iar cea mai mare companie românească de petrol și gaze, OMV Petrom, a evoluat în aceeași tendință pozitivă! Mai puțin spectaculoasă din perspectiva prețului acțiunilor pe bursă – marcând o creștere de circa 8% la finele lunii iunie față de închiderea anului 2016 (în lipsa discuțiilor și speranțelor de distribuire a unor dividende speciale, ca în cazul celorlalte două companii din indice); dar, de-a dreptul spectaculoasă din punct de vedere al rezultatelor financiare: pe primul trimestru din 2017 compania a raportat un profit net de 618 milioane lei, mai mult decât dublul celui înregistrat în aceeași perioadă din 2016 (288 milioane lei), pe fondul creșterii valorii vânzărilor cu 27%. Creșterea prețului petrolului pe plan mondial este unul dintre elementele care au susținut această evoluție pozitivă, alături de majorarea volumelor de gaze naturale și electricitate comercializate, se arată în comunicatul companiei. FACTORI DE IMPACT

De remarcat faptul că acțiunile companiilor românești 98

și-au conservat o bună parte din creșterea înregistrată în această primă jumătate a anului în ciuda corecțiilor semnificative înregistrate la finalul lunii iunie, ca urmare a unor știri care au influențat advers mediul investițional local. Astfel, dacă în prima parte a trimestrului al doilea companiile de petrol și gaze locale erau ținute sus și de perspectiva distribuirii unor dividende extraordinare – finalul de lună a adus investitorilor confirmarea faptului că acest lucru nu se va întâmpla; iar impactul negativ dat de eliminarea posibilității de a primi dividende speciale s-a suprapus corecțiilor înregistrate ca urmare a trecerii datelor de înregistrare pentru a primi dividendele distribuite din profitul anului anterior – o corecție naturală, în cadrul căreia prețurile se ajustează în mod normal cu aproximativ valoarea dividendelor... care însă, de această dată, a fost ceva mai amplă. Nu în ultimul rând însă, un impact puternic asupra prețurilor acțiunilor companiilor de petrol și gaze tranzacționate pe piața de la București a fost dat de informația privind posibila naționalizare a fondurilor de pensii private obligatorii (Pilonul II de pensii – aflat în administrare privată). Această informație a determinat un val de vânzări pe cele mai lichide dintre acțiunile de pe bursa de la București, între acestea aflându-se, evident, și acțiuni ale companiilor de petrol și gaze. VIITORUL, CU BUNE ȘI CU RELE

Următoarea jumătate de an nu se anunță însă a fi foarte clară. Pe de o parte, din perspectiva companiilor rusești din componența indicelui, având în vedere probabilitatea mare de menținere a limitelor de producție agreate cu OPEC și premisele de continuare a scăderii prețului petrolului, potențialul este mai degrabă nefavorabil. Continuarea tendinței de scădere a prețurilor acțiunilor acestora este prin urmare de luat în calcul. Pe de altă parte, scăderea prețurilor combustibililor dă un impuls pozitiv industriei europene de petrol și gaze, aflată oricum într-un context favorabil dat de tot mai vizibila relansare a economiilor statelor membre ale Uniunii Europene; această situație pozitivă de ordin macroeconomic fiind de natură a susține creșterea cererii și a consumului, cu efecte benefice în bilanțurile companiilor de profil. La nivel de indice însă, puțin probabil că evoluțiile pozitive ale companiilor europene pot contrabalansa tendința negativă probabil a fi imprimată de evoluția companiilor rusești – companii care, prin pondere și dimensiuni, influențează major mișcările indicelui Stoxx Eastern Europe 300 Oil & Gas; dar, cum pragul de 40 de dolari pe baril este un nivel deja luat în calcul de autoritățile și executivii companiilor de profil din Rusia, surprizele plăcute nu sunt excluse pentru a doua parte a anului. www.petroleumreview.ro