Petroleum Industry Review no 78 April - Aprilie 2015 by Energy Industry Review

DRILLING SERVICES

ADVANCED MEASUREMENTS SpectralWave enabled optimal well ADVANCED placement and achieved total depth in MEASUREMENTS ™

1run

™ SpectralWave in record time enabled optimal well placement and achieved total depth in

DEEPER INSIGHT

1run in record time

ShockWave® produced semblance imaging, at INSIGHT the wellsite, DEEPER

saved

2 days

semblance ShockWave of rig time ®inproduced offshore well imaging, at the wellsite,

PRECISION PLACEMENT saved

2 days

of rig time in offshore well GuideWave™ geosteered within

PRECISION PLACEMENT range ft. for

3 1,000 ft. range 3 ft. for 1,000 ft. GuideWave™ geosteered within maximized production profile

maximized production profile

By delivering the industry’s most accurate petrophysical measurements and borehole imaging, Weatherford Wave Series logging-while-drilling sensors improve your well placement, harsh, unconventional Byevaluation, deliveringand the drilling—even industry’s mostinaccurate petrophysical formations. This enables youimaging, to make Weatherford informed geosteering measurements and borehole Wave Series decisions in real time,sensors allows improve for safer your drilling, avoids logging-while-drilling welland placement, costly events in nonproductive time. evaluation, andresulting drilling—even in harsh, unconventional

formations. Thiscollaborate enables youwith to make geosteering Contact and us atinformed weatherford.com/wave decisions in real time, allows for safer drilling, and avoids costly events resulting in nonproductive time. Contact and collaborate with us at weatherford.com/wave

Formation Evaluation

Well Construction

Completion

Production

Anul VIII - Aprilie 2015 | www.petroleumreview.ro | www.blackseaevents.com | Year VIII - April 2015

Reduce geologic uncertainty with real-time, high-quality data. with Reduce geologic uncertainty real-time, high-quality data.

DRILLING SERVICES

ADVANCED MEASUREMENTS SpectralWave enabled optimal well ADVANCED placement and achieved total depth in MEASUREMENTS ™

1run

™ SpectralWave in record time enabled optimal well placement and achieved total depth in

DEEPER INSIGHT

1run in record time

ShockWave® produced semblance imaging, at INSIGHT the wellsite, DEEPER

saved

2 days

semblance ShockWave of rig time ®inproduced offshore well imaging, at the wellsite,

PRECISION PLACEMENT saved

2 days

of rig time in offshore well GuideWave™ geosteered within

PRECISION PLACEMENT range ft. for

3 1,000 ft. range 3 ft. for 1,000 ft. GuideWave™ geosteered within maximized production profile

maximized production profile

Formation Evaluation

Well Construction

Completion

Production

Anul VIII - Aprilie 2015 | www.petroleumreview.ro | www.blackseaevents.com | Year VIII - April 2015

Reduce geologic uncertainty with real-time, high-quality data. with Reduce geologic uncertainty real-time, high-quality data.

editorial

Turcia, principalul partener economic non-UE al României

de Adrian Stoica

n următorii patru - cinci ani, nivelul schimburilor comerciale între România și Turcia ar putea să ajungă la 10 miliarde de euro, faţă de șapte miliarde cât sunt în prezent, acesta fiind unul dintre obiectivele comune ale celor două ţări, potrivit discuţiilor avute la București, la începutul acestei luni, între președintele României, Klaus Iohannis, și omologul său turc, Recep Tayyip Erdoğan. Interesul companiilor producătoare din România de a accesa piaţa turcă este în creștere. România este interesată de investiţiile reciproce în tehnologii din domeniul clusterelor inovative, crearea și promovarea de produse moderne, cu grad înalt de competitivitate, dar și în domenii precum industria militară, producţia de locomotive și material rulant, echipamente energetice, petrochimie, producţia de bunuri electrocasnice, producţia de autoturisme și componente auto, industria alimentară, industria materialelor de construcţii, construcţiile, turismul, parcurile industriale și tehnologice, consultanţă în controlul echipamentelor nucleare, al materialului rulant.

La rândul său, premierul român Victor Ponta consideră că relaţiile dintre cele două ţări sunt într-un moment cu totul și cu totul deosebit în care colaborarea politică, strategică și economică sunt la un nivel care nu a fost atins în trecut și care trebuie îmbunătăţit în perioada următoare. El a afirmat că România are proiecte comune cu Turcia în agricultură și energie și că își dorește infrastructură ca în Turcia și în ţara noastră. „Cu siguranţă, Turcia este principalul partener comercial al României din afara UE și pentru dezvoltarea economică a României relaţiile economice cu Turcia la nivelul instituţiilor, dar și la nivelul companiilor private sunt esenţiale”. De asemenea, premierul a adăugat că România are nevoie de acest parteneriat strategic cu Turcia, iar realizările Turciei reprezintă un model de urmat. În prezent, în România există peste 14.000 de companii cu capital turcesc, cu un capital social vărsat de 742 de milioane de dolari și cu investiţii de 5,5 miliarde de dolari. Una dintre cauzele care frânează creșterea afacerilor bilaterale este viza necesară pentru cetăţenii turci. În ciuda unor dificultăţi legate de faptul că Turcia nu este ţară membră UE, aceste date plasează Turcia pe primul loc între ţările non-UE în schimburile comerciale ale României și pe locul al cincilea la general. În cadrul discuţiilor bilaterale, președintele României, Klaus Iohannis, a abordat și subiectul cablului electric România-Turcia, un proiect amânat de ani de zile. Pentru România, scopul proiectului, care a fost conceput ca urmare a unor înţelegeri preliminare între autorităţile din România și Turcia, este facilitarea comerţului cu energie electrică între cele două ţări, în principal pentru satisfacerea nevoilor în creștere de consum de electricitate din Turcia, precum și pentru valorificarea potenţialului de producţie pentru export din România. Totuși, președintele turc a subliniat că ţara sa discută despre importurile de energie atât cu România, cât și cu Bulgaria, urmând să aleagă cea mai bună ofertă. „Proiectul cablului submarin România - Turcia nu este unul nou. Am discutat despre comerţul cu energie electrică și cu România, și cu Bulgaria. Vom alege cea mai bună ofertă, un astfel de acord trebuie să fie reciproc avantajos”, a declarat președintele Erdoğan. Proiectul cablului submarin trenează de mai mulţi ani, una din cauze fiind și opoziţia guvernului bulgar, care nu vrea ca România să concureze Bulgaria la vânzarea de curent electric către Turcia. Cablul submarin ar urma să tranziteze apele teritoriale ale Bulgariei, din acest motiv fiind nevoie de acordul guvernului bulgar. 3

SUMAR

review & preview

pag. 7

05 06 06 07 08 08

Gaze mai ieftine pentru Ucraina, preţuri reduse în Bulgaria şi în România Gazoduct pe sub Dunăre, între România şi Bulgaria Ungaria, centru regional de distribuţie a gazelor? OMV are un nou CEO Talking Oil & Gas, prima ediţie OMV Petrom lansează Şcoala Petroliştilor

interview 10 pag. 10

Mihai Popa, Partener fondator Şerbaniuc & Popa attorneys at law - Opiniile sale cu privire la noul regim de taxare în sectorul de petrol şi gaze şi prevederile legislative specifice operaţiunilor de explorare

point of view pag. 18

16 18

Axa listărilor: Bucureşti – Londra – New York Războiul ţiţeiului, mai actual ca oricând

oil & gas 20 24 26

pag. 25

30 35 36

Proiecte de peste 1,5 miliarde de euro: dezvoltarea infrastructurii de transport de gaze naturale Negocieri tripartite: noul South Stream, în variantă greco-macedoneană 8 bariere în calea investiţiilor în sectorul energetic şi tot atâtea potenţiale soluţii O nouă zonă de liber schimb: Portul Midia, oportunităţi pentru investitori Strategia energetică naţională, în dezbatere la CCIB Noua matematică a petrolului: cum se rezolvă ecuaţia preţ-cerere-ofertă

special focus 42

Vremea fuziunilor și achizițiilor în industria de petrol și gaze din Europa

pag. 46 4

www.petroleumreview.ro

review & preview

Gaze mai ieftine pentru Ucraina, preţuri reduse în Bulgaria și România

rețul gazelor naturale a fost în ultimii ani un subiect aprins de discuții la nivel european și în acest context conducerea companiei ruse Gazprom a cerut aviz guvernului de la Moscova pentru acordarea unei reduceri de preţ pentru gazele naturale care vor fi furnizate Ucrainei în următoarele trei luni. Directorul general al Gazprom,

multe runde de negocieri mediate de Uniunea Europeană, cele două state au ajuns la o înţelegere pentru reluarea livrărilor de gaze. Tot pe această temă, Rusia, Ucraina şi UE se vor întâlni pentru noi negocieri la jumătatea lunii aprilie, la Bruxelles. Și în Bulgaria prețul gazelor va scădea cu 13% în aprilie, fiind posibilă o nouă reducere a acestuia

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

www.petroleumreview.ro Edited by: INDUSTRY MEDIA VECTOR

Alexei Miller, nu a specificat nivelul reducerii, dar a menţionat că termenii actualului contract dintre Gazprom şi Naftogaz, care a expirat la finele lunii martie, prevăd posibilitatea acordării unei reduceri de preţ pentru gazele furnizate Ucrainei. De partea cealaltă, Naftogaz, compania ucraineană de stat în domeniul gazelor naturale, a cerut Gazprom prelungirea acordului actual până în primăvara următoare, ceea ce ar însemna menţinerea preţului acceptat de Rusia în decembrie 2014, când a fost reluată furnizarea de gaze către Ucraina, după o întrerupere de şase luni. Rusia a întrerupt livrările de gaze naturale către Ucraina în iunie 2014, din cauza unei dispute privind preţul gazului şi a unei datorii neîncasate de 5,3 miliarde de dolari. După mai

cu până la 10% în luna iulie, a declarat directorul general al furnizorului de stat Bulgargaz, Petio Ivanov, care a mai punctat că producţia de gaze naturale a Bulgariei a scăzut de la un nivel iniţial de 16%, din primii ani de exploatare a zăcămintelor ţării, la numai 4%. Ivanov a explicat că Bulgargaz va începe să cumpere, pentru început cu fonduri proprii, gaze de la depozitul subteran Chiren, cantitatea totală fiind de 280 de milioane de metri cubi. În România, ANRE a anunţat că preţurile pentru furnizarea gazelor naturale la clienţii casnici vor scădea în medie cu 3,9% de la 1 aprilie, ca urmare a reducerii costurilor de achiziţie a gazelor destinate furnizării în regim reglementat şi a unor tarife de distribuţie.

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

lavinia.iancu@petroleumreview.ro Senior Editor: Laurențiu Roșoiu Journalists: Adrian Stoica; Daniel Lazăr; Ioan Corneliu Dinu; Victor Lupu; Alex Șerban; Dumitru Chisăliță Art Director: Justin Iancu

justin.iancu@petroleumreview.ro Printed by: GRAFOANAYTIS Phone/Fax: +40 (0)244.510.507 ISSN 2065 - 0396 © 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.

review & preview

Gazoduct pe sub Dunăre, între România și Bulgaria

istemele de transport de gaze naturale din România şi Bulgaria vor fi conectate prin construcţia unui gazoduct pe sub Dunăre care va lega cele două state. În vederea realizării acestui obiectiv, Transgaz şi Bulgartransgaz, transportatorul naţional de gaze din Bulgaria, vor organiza o licitaţie comună pentru atribuirea unui contract de 4,7 milioane de euro, fără TVA, costurile licitaţiei urmând a fi suportate de Transgaz. În urmă cu trei ani, România şi Bulgaria au început construcţia unui gazoduct pentru conectarea reţelelor naţionale de transport de gaze naturale, proiect estimat la 24 de milioane de euro. Interconectorul, cu o lungime de 25 de kilometri (15,4 kilometri pe teritoriul Bulgariei şi 7,5 kilometri pe teritoriul românesc), trebuia să fie finalizat în iunie 2013, însă lucrările au fost

întârziate de o serie de probleme tehnice întâmpinate la construcţia gazoductului pe sub Dunăre, între localităţile Giurgiu şi Ruse. Bulgartransgaz nu a anunţat data organizării licitaţiei pentru conducta care va trece pe sub Dunăre, dar a

estimat că interconectorul va fi dat în folosinţă până la finele anului. Lungimea segmentului de sub Dunăre este de 2,1 kilometri, în vreme ce capacitatea maximă a interconectorului va fi de 1,5 miliarde de metri cubi de gaze pe an.

Ungaria, centru regional de distribuţie a gazelor?

ngaria are o capacitate de stocare de aproximativ 6 miliarde de metri cubi de gaze, ceea ce o plasează pe locul al cincilea în rândul ţărilor din Uniunea Europeană la acest capitol. Prin comparaţie, capacitatea de stocare a României este de 3 miliarde de metri cubi, iar țara vecină nouă ar putea deveni un centru regional de distribuţie de gaze naturale livrate în principal de Rusia, datorită capacităţii sale de stocare, a declarat ambasadorul 6

rus la Budapesta, Vladimir Sergeev. Acesta a precizat că înfiinţarea unui centru regional de distribuţie în Ungaria ar asigura îmbunătăţirea securităţii furnizării de gaze naturale în această ţară, centrul putând fi alimentat cu gaze ruseşti în viitorul apropiat. Primul pas al parteneriatului a fost făcut la finalul anului trecut, când companiile de stat Gazprom şi, respectiv, MVM au încheiat un acord pentru ca Ungaria să stocheze 700 de milioane de metri cubi de gaz din

Rusia în depozitele sale. Mai mult, în luna februarie a acestui an, cele două state au ajuns la o înţelegere prin care Ungaria poate beneficia în următorii ani de gazele cumpărate de la Gazprom, dar nefolosite încă, dar trebuie, de asemenea, să continue să şi cumpere anumite cantităţi de gaze naturale. Ungaria nu a utilizat 22 de miliarde de metri cubi de gaze naturale, cantitate pe care trebuie să o plătească, potrivit contractului în vigoare. www.petroleumreview.ro

review & preview

OMV are un nou CEO

ompania austriacă OMV, acționarul majoritar al OMV Petrom, are un nou CEO, în persoana președintelui Camerei de comerț Germania – Rusia,

germană are încheiat un joint-venture cu Gazprom și operează câmpuri în Siberia. Wintershall a înregistrat, în 2014, pentru a patra oară consecutiv, un câștig de peste 1 miliard de euro,

Rainer Seele noul CEO al OMV

Rainer Seele, în vârstă de 55 de ani, un partener de afaceri tradițional al Gazprom, acesta fiind și preşedintele Consiliului de Administrație al companiei germane Wintershall (parte a concernului BASF). Rainer Seele este succesorul lui Gerhard Roiss, care va părăsi OMV la data de 30 iunie a.c. Wintershall este cel mai mare producător german de țiței, cu peste 2.500 de angajați în 40 de țări în care operează, fiind unul dintre cei mai apropiați parteneri de afaceri ai concernului rus Gazprom. Compania

profitul de anul trecut fiind de exact 1,464 miliarde de euro, după ce, în anul precedent, a fost de 1,73 miliarde de euro. Rainer Seele a fost ales, în martie 2012, președinte al Camerei de comerț Germania - Rusia. „Motivul pentru care Germania și Rusia sunt parteneri puternici și, mai ales, parteneri pe termen lung, este faptul că firmele din ambele țări recunosc că un dialog continuu furnizează bazele pentru succesul reciproc”, afirma Seele într-un comunicat oficial al companiei. 7

review & preview

Talking Oil & Gas, prima ediţie

a finalul lunii martie, a avut loc la Copper’s Pub, în București, prima ediţie a unei serii de seminarii organizate de Petroleum Club of Romania pentru oamenii de afaceri și specialiștii din sectorul de petrol și gaze, cu scopul de a pune în discuţie cele mai fierbinţi subiecte din domeniu. Talking Oil & Gas, un eveniment conceput ca o întâlnire informală, interactivă, deschide drumul unor dezbateri deosebit de interesante, pe teme de actualitate, în cadrul cărora se prezintă analize, se lansează întrebări, se propun soluţii, şi se comentează variante de rezolvare a problemelor, într-un mediu relaxat și prietenos, la o cafea cu prietenii și partenerii de business. Subiectul primei întâlniri a fost, așa cum era de așteptat, preţul petrolului – factori care influenţează piaţa și consecinţele acestora. Analiza, realizată de expertul invitat – Matei

Matei Păun, Managing Partner BAC Romania

Păun, Managing Partner BAC Romania (companie de consultanţă pentru investiţii), a evidenţiat factorii majori ce au condus, în opinia sa, la declanșarea crizei actuale a petrolului, situaţia curentă pe principalele pieţe de profil (avantaje și vulnerabilităţi), comparaţii între zona americană și zona euro, măsuri de minimizare a consecinţelor, precum și soluţii

de „supravieţuire” a companiilor ce își desfășoară activitatea pe o piaţă caracterizată de o maximă volatilitate. Concluziile analistului au condus la ideea că pentru o revenire cât mai grabnică a pieţei petrolului, este necesară coborârea preţului ţiţeiului sub valoarea de 40 de dolari pe baril, o previziune nu tocmai îmbucurătoare pentru jucătorii din piaţă.

OMV Petrom lansează Şcoala Petroliştilor

a sfârşitul lunii martie, OMV Petrom a lansat un nou proiect în domeniul educaţiei, denumit Şcoala Petroliştilor, care se adresează tinerilor interesaţi să înveţe o meserie cu tradiţie. Acesta este derulat în parteneriat cu trei licee – Liceul Tehnologic Astra Piteşti, judeţul Argeş, Colegiul Tehnic „Grigore Cobălcescu” Moineşti, judeţul Bacău, şi Liceul Tehnologic „Voievodul Mircea” Târgovişte, judeţul Dâmboviţa, pentru 8

clasele ce pregătesc calificările de operator sonde şi operator extracţie ţiţei şi gaze. Important de menţionat că cele trei licee oferă cazare şi cantină elevilor care nu locuiesc într-unul din cele trei oraşe. Elevii înscrişi într-o clasă profesională la una dintre cele două specializări vor obţine o calificare profesională recunoscută la nivel european şi vor beneficia de o bursă de maximum 700 de lei pe lună, oferită

de OMV Petrom, ce se va adăuga la bursa profesională oferită de către statul român, precum şi de practică profesională în domeniul operării sondelor sau operării extracţiilor de ţiţei şi gaze, ce se va desfăşura în cadrul companiei, alături de specialişti în domeniu. La finalul celor trei ani, după absolvire, elevii au posibilitatea de a-şi continua studiile de clasa a XII-a în învăţământul liceal, în vederea obţinerii diplomei de bacalaureat. www.petroleumreview.ro

9 39

MIHAI POPA, PARTENER FONDA ATTORNEYS AT LAW

Opiniile sale cu privire la noul regim de taxare în sectorul de petrol şi gaze şi prevederile legislative specifice operaţiunilor de explorare Şerbaniuc & Popa este o firmă de avocatură care oferă servicii juridice adaptate cerințelor clientului pentru litigii, arbitraje, consultanţă juridică şi de reglementare în domeniul legislaţiei pentru sectorul de petrol şi gaze, societar, fiscalitate , comercial, achiziții publice, dreptul muncii, imobiliar, insolvență. Dl. Mihai Popa, Partener fondator Şerbaniuc & Popa attorneys at law, ne-a împărtăşit opiniile sale cu privire la noul regim de taxare în sectorul de petrol şi gaze, prevederile legislative specifice, ce ar trebui elaborate şi implementate pentru operaţiunile de explorare, şi planurile de viitor ale companiei. 10

www.petroleumreview.ro

INTERVIEW

TOR ŞERBANIUC & POPA

INTERVIEW Petroleum Industry Review: Care este cartea dumneavoastră de vizită şi cum v-aţi câştigat experienţa profesională? Mihai Popa: Un avocat este obișnuit, în mod normal, să vorbească despre alții, nu despre el însuși. Prin urmare, acest interviu este pentru mine un exercițiu interesant. Sunt avocat în cadrul Baroului Prahova, Uniunea Națională a Barourilor din România. Practic această profesie de mai bine de 12 ani. În 2006, după câțiva ani în care am lucrat în cadrul unei reputate echipe de litigatori în litigii axată în principal pe litigii societare, comerciale şi de privatizare, a apărut o provocare profesională pentru mine, respectiv aceea de a pune bazele unei firme de avocatură de nişă (“boutique law firm”). Așa s-a născut firma de avocatură MPCA. Chiar de la început, MPCA s-a concentrat pe acordarea de servicii adaptate nevoilor clienților, având o echipă de avocați tânără, pasionată și entuziastă, specializată pe domeniile dreptului societar, comercial, privatizări și reorganizări. Ne-am ocupat cu preponderență de litigii, dar ne-am dezvoltat continuu practica de consultanță juridică pentru a echilibra afacerea. Cum afacerea s-a dezvoltat, ne-am extins aria de activitate spre insolvență, domeniul fiscal și achiziții publice, în conformitate cu cerințele clienților noștri. Pentru o perioadă de timp ne-am concentrat asupra domeniului imobiliar, în timpul perioadei de efervescență imobiliară, ocupându-ne de câteva interesante proiecte de dezvoltare.

Prima abordare a domeniului petrol și gaze nu a fost legată de sectorul upstream, ci de downstream, acordând consultanță unei mari companii româneşti de proiectare pentru câteva proiecte. Acum, întrebarea care se pune în mod normal este, evident, de ce ne ocupăm de petrol și gaze și nu de agricultură, de exemplu? Răspunsul este simplu: pentru că avem sediul la Ploiești, cel mai important centru naţional al petrolului şi gazelor, astfel încât nu puteam rămâne deoparte. Ne-am extins activitatea pe această nișă în mod progresiv, concentrându-ne mai ales pe operațiunile upstream onshore, furnizând servicii clienților noștri după principiul “one stop shop”, ca firmă de avocatură specializată în explorare și producție. Activitatea noastră acoperă orice procedură de atribuire pentru contractele de achiziții publice pentru proiectele de foraj onshore şi reparaţii (workover), consultanță pe perioada implementării proiectului de foraj și workover, contracte privind servicii conexe forajului, acorduri cadru pentru foraj şi/sau servicii conexe, achiziții de echipamente, dezvoltarea afacerilor pentru operațiuni upstream în Africa de nord și în țările din Orientul Mijlociu, proiecte de foraj geotermal şi, nu în ultimul rând, asigurăm asistenţă juridică pentru litigii derivate din accidente tehnice cu potenţial ridicat de risc ce pot apărea în timpul activităţilor de foraj și servicii conexe. Şerbaniuc & Popa este un parteneriat în domeniul avocaturii la început de drum, care a activat inițial ca un

www.petroleumreview.ro

consorțiu care asigura în comun cercetarea științifică pe probleme legate de legislaţia petrolului și a gazelor, în parteneriat cu Universitatea Petrol-Gaze din Ploiești. Am făcut echipă pentru câteva proiecte, ne-am confirmat compatibilitatea și valorile comune și am decis astfel să fuzionăm pentru a fi capabili să oferim o calitate îmbunătățită clienților noștri. Trebuie să subliniez că partenerii mei, doamna Mirela Şerbaniuc și dl. Liviu Şerbaniuc, sunt avocați de prestigiu, cu o experiență profesională mai mare de 30 de ani. Experienţa noastră vastă de litigii reprezintă cheia competenţei în probleme de consultanţă juridică, deoarece deţinem un know-how extins a ceea ce ar trebui securizat în cadrul unui proiect, în beneficiul clienţilor noştri. Firma Şerbaniuc & Popa dorește să ofere servicii de înaltă calitate în cadrul parteneriatelor pe termen lung cu clienții pe care îi avem în portofoliu. Ne concentrăm în permanență pe îmbunătățirea calității în beneficiul clienților noștri. De aceea, motto-ul nostru este „Sinergie & Performanță”. Petroleum Industry Review: Care este paleta de servicii oferite clienţilor? Mihai Popa: Asigurăm o gamă largă de servicii, respectiv litigii, arbitraje, consultanţă juridică de afaceri şi pe probleme de reglementare. Domeniul nostru de expertiză include dreptul comercial, fiscal, achiziții publice, reorganizare, imobiliar, insolvență, muncii și, nu în ultimul rând, petrol și gaze. Petroleum Industry Review: Sunteţi probabil cel mai tânăr membru al Consiliului de Administraţie al societăţii Dafora Mediaş. Ce v-a atras spre domeniul energiei, mai precis spre sectorul de petrol şi gaze? Mihai Popa: Sunt cu siguranță cel mai tânăr membru în Consiliul de Administraţie al Dafora. Conform reglementărilor în domeniul guvernării corporative, am fost numit membru non-executiv al Consiliului de Administraţie de către Adunarea Generală a Acționarilor în 2012. Experiența ca membru non-executiv în Consiliu reprezintă o provocare profesională uriașă și o oportunitate de a-mi îmbunătăți cunoștințele în domeniu, având contact cu ingineri și manageri experimentaţi din sectorul de petrol şi gaze din România de înaltă calificare. Petroleum Industry Review: Cum se vede piaţa de petrol şi gaze din România prin ochii avocatului Mihai Popa? Cum estimaţi evoluţiile recente din domeniu, aflate sub amprenta scăderii preţurilor ţiţeiului, şi cum vedeţi, pe termen scurt şi mediu, revenirea industriei de profil? Mihai Popa: Este o întrebare foarte dificilă. Într-o economie globalizată, piața românească de petrol și gaze este dependentă în proporție de sută la sută de factori

globali, precum şi de evoluţiile pieţelor mondiale, atât cea financiară cât şi cea de mărfuri. Îndrăznesc să sugerez evitarea, pe cât posibil, a previziunilor privind tendințele sau evoluțiile piețelor, în general, deoarece nimeni nu poate prezice evoluţia pieţelor. Cred că ar fi mai sănătos pentru orice companie din domeniul petrol și gaze să își formuleze strategia fără să facă predicții privind tendințele actuale. Astfel, companiile nu ar trebui să anticipeze cât de jos vor ajunge prețurile la ţiţei sau cât va dura criza ori când se așteaptă ca operațiunile de explorare și producție să revină la ceea ce se obişnuia a fi numit „standardul de normalitate”. Dacă ar fi să ascultăm zvonurile, mai ales cele venind dinspre OPEC, „standardul de normalitate” s-ar putea să nu mai revină niciodată. Cred că firmele ar trebui să formuleze strategii care să acopere scenarii alternative, ar trebui să se adapteze la resursele disponibile pe termen scurt, fără să pună în pericol dezvoltarea pe termen mediu și lung. Fără să luăm în considerare riscurile geopolitice, care ar putea influența piețele în mod dramatic, cred că, din 13

INTERVIEW

perspectiva prețului ţiţeiului, condițiile actuale de piață vor rămâne la fel pentru cel puțin doi ani. Există o multitudine de factori. Aș menționa numai o parte dintre aceștia, cei pe care îi consider ca fiind majori, cum ar fi nivelul record din ultimii optzeci de ani al stocurilor din Statele Unite, nivelul în creștere al producției petroliere al țărilor OPEC, creșterea capacităților de rafinare ale statelor din Golf membre ale OPEC, aprecierea dolarului american care a urmat finalizării programului de relaxare cantitativă din partea Federal Reserve în condiţiile aşteptărilor de creştere a dobânzii de politică monetară. Mai mult decât atât, o eventuală rezoluție pozitivă a ONU privind sancțiunile împotriva Iranului ar putea determina Teheranul să mărească nivelul exporturilor de ţiţei cu până la un milion de barili pe zi. Toate acestea sunt considerații care conduc spre concluzia că prețul ţiţeiului poate să scadă și mai mult în 2015. Desigur, nu putem elimina mişcări de contratrend pe termen scurt, însă cred că orice creştere ar aduce consolidarea pe termen lung şi nu are totuşi potenţialul de a schimba trendul principal. Deci sentimentul de scădere a preţului ţiţeiului va domina această piaţă. În orice caz, orice criză aduce cu ea și oportunități. Pe lângă faptul că prețurile mici la energie sunt potențial stimulatoare pentru consum și pot genera creștere 14

economică, pentru jucătorii din industrie apar oportunități specifice precum prețuri mai mici pentru echipamente și servicii, precum şi condiţii mai bune de plată, consum prudent al resurselor, respectiv un nou val de fuziuni și achiziții care pot consolida afacerile. Cel mai elocvent exemplu în acest sens este achiziționarea Baker Hughes de către Halliburton. În plus, companiile ar trebui să încerce săşi diversifice operaţiunile. Dacă ar fi să comparăm valoarea de piaţă a companiilor de foraj cu cea a furnizorilor de servicii conexe, vom înţelege rapid de ce cei din urmă au avut de suferit mai puţin. Petroleum Industry Review: Noul regim de taxare în sectorul de petrol şi gaze constituie o chestiune fierbinte în negocierile dintre guvern şi companiile din domeniu. Din punctul de vedere al preşedintelui Klaus Iohannis, legislaţia ar trebui modificată astfel încât o parte din redevenţele către bugetul de stat să fie reorientate către comunităţile locale şi chiar către proprietarii terenurilor, la fel ca în SUA. Care este opinia dvs. referitoare la acest subiect? Sunteţi partizanul vreunui model european? Mihai Popa: Există două chestiuni legate de acest subiect. Una este nivelul redevențelor, iar cea de-a doua este legată www.petroleumreview.ro

de beneficiarul/beneficiarii fondurilor care se colectează. Din câte cunosc, conform unui recent studiu furnizat de Deloitte, redevențele și taxele în România în sectorul de petrol și gaze sunt la nivelul de 13,9 la sută din veniturile operaționale generate de explorare și producție, ceea ce înseamnă mai mult decât media europeană de 12,2 la sută și aproape dublu față de media taxării în statele cu productivitate redusă (cu mai puțin de 40 de barili pe zi/ sondă), nivel similar cu al României. Dacă ar fi să păstrăm acest nivel, am putea să ne confruntăm cu serioase bariere investiționale pentru orice investiție străină directă în domeniul petrol și gaze, cu atât mai mult în condițiile actuale de piață. Având în vedere tendinţele de evoluţie ale pieţelor de mărfuri, toţi actorii implicaţi în acest proces, din perspectivă constituţională, ar trebui preventiv să facă o analiză aprofundată înainte de a lua decizii cu privire la noul regim de taxare, în vederea asigurării unui mediu de afaceri prietenos, care să stimuleze creşterea economică, crearea de locuri de muncă şi creşterea veniturilor bugetare, ceea ce nu înseamnă neapărat taxe şi redevenţe mai mari. În privința celei de-a doua chestiuni, sunt de acord cu punctul de vedere exprimat de președinte, având în vedere că statul beneficiază deja de colectarea veniturilor bugetare mai ales din taxarea companiilor și din fiscalizarea muncii. Așadar, redevențele, într-o măsură sau alta, ar putea merge cu ușurință către comunitățile locale numai pentru proiectele de dezvoltare regională, având drept principal scop crearea de locuri de muncă și dezvoltarea infrastructurii comunităților locale.

şi producţie reprezintă o afacere cu doză mare de risc, cred că noua lege a petrolului ar trebui să conțină prevederi legale precise privind drepturile și obligațiile, conform contractelor specifice de exploatare și producție, precum şi o împărţire precisă a riscurilor între operatori, contractori de foraj şi furnizori de servicii conexe. În plus, îndrăznesc să spun că ar trebui reglementate prevederi legale speciale pentru operațiunile de explorare, standardizate diferit, fie că atribuirea contractelor are loc prin proceduri de licitaţie publică sau nu. De pildă, rate zilnice de operare ar trebui aplicate în orice circumstanţe în cadrul operaţiunilor de explorare în cazul unor accidente tehnice care exclud culpa contractorului, cum ar fi manifestările eruptive, pierderile de circulaţie, prinderile garniturilor de foraj, modificarea condiţiilor geotehnice în cadrul formaţiunilor traversate, precum şi efectele subsecvente ale acestora.

Petroleum Industry Review: Proiectul de strategie energetică naţională pentru perioada 2015 – 2035 identifică o serie de bariere investiţionale, printre care şi instabilitatea cadrului de reglementare în sectorul energetic şi în sistemul fiscal. Care este abordarea dvs. cu privire la aceste probleme? Mihai Popa: După cum am subliniat deja, în privința fiscalizării este obligatorie conceperea și implementarea integrală a unui sistem fiscal predictibil și stabil pentru toate domeniile economice pentru a atrage investiții străine directe în general. Mai mult decât atât, aceasta ar trebui aplicată domeniului de petrol și gaze, mai ales în condițiile de piață actuale când orice barieră fiscală mărește povara costurilor de producție, fiind astfel imediat respinsă de către investitori. Cu alte cuvinte, este preferabil să avem mai puţin din ceva ce are potenţial de creştere decât să încercăm să obţinem mai mult din ceva mic sau poate inexistent. Pe lângă chestiunile fiscale, în privința cadrului legal pentru domeniul energiei, confirm faptul că un obstacol important pentru evoluția pe mai departe a industriei este chiar actuala lege a petrolului și cadrul legislativ adiacent, care ar trebui amendate conform unor standarde noi de tip API, IADC. De exemplu, cum operaţiile de explorare

Petroleum Industry Review: Ce proiecte aveţi în plan pentru perioada următoare? Intenţionaţi să vă extindeţi activitatea şi în alte arii? Mihai Popa: Preocuparea noastră principală pe termen scurt este îmbunătățirea sinergiilor și performanțelor membrilor echipei noastre. Datorită tendințelor economice actuale, în viitorul apropiat firma Şerbaniuc & Popa intenționează să își consolideze operațiunile, în special în domeniul fiscal, reorganizare, sectorul de petrol și gaze, achizițiile publice şi dreptul muncii. Cea mai mare provocare profesională pentru noi pe termen mediu este extinderea practicii noastre de nișă de petrol și gaze în zona de operațiuni offshore.

Petroleum Industry Review: În vederea conformării la cerinţele de mediu ale Uniunii Europene, companiile din sectorul de petrol şi gaze se confruntă cu provocări majore. Oferiţi şi servicii de consultanţă juridică pe probleme de mediu? Mihai Popa: Bineînțeles! Nu neapărat în mod individual, ci ca parte a activităţii noastre din sectorul de petrol şi gaze, deoarece chestiunile legate de mediu reprezintă priorități de top pentru orice companie din acest domeniu, indiferent că vorbim de operatorii sau contractorii de foraj și/sau pentru furnizorii de servicii conexe.

Petroleum Industry Review: Numiţi principalele motive pentru care clienţii apelează la serviciile dvs., dar şi valorile de bază după care vă conduceţi activitatea. Mihai Popa: Cred că asta se întâmplă ca urmare a pasiunii noastre profesionale, precum și datorită rezultatelor muncii noastre. Principalele valori ale firmei sunt transpuse în motto-ul nostru. Încercăm să creăm sinergie pentru a ne mări performanțele pe care le punem la dispoziția clienților noștri. 15

point of view

AXA LISTĂRILOR

București - Londra - New York În ultimii doi ani, statul român în parteneriat cu Bursa de Valori Bucureşti (BVB) au promovat listarea pe piața de capital londoneză a două companii majore din domeniul energetic: Romgaz (2013) și Electrica (2014). de Alex Şerban, Senior Partner, Serban & Musneci Associates

ondul Proprietatea țintește și el în prezent o listare la Londra, acționarii săi împuternicind, la începutul anului, Franklin Templeton Investment Management să întreprindă toate demersurile necesare în vederea finalizării procedurii de listare pe piața londoneză până la data de 10 iulie 2015. Interesul Franklin Templeton este unul firesc, în condițiile în care pe piața de capital românească acțiunile Fondului Proprietatea se tranzacționează cu un discount de aproximativ 30%. Expunerea directă la un bazin de investitori foarte larg prin intermediul bursei nu poate fi decât benefică pentru Fond, așa cum a fost și pentru cele două societăți energetice deținute de stat. De altfel, în săptămâna 30 martie, la New York, Franklin Templeton și Fondul Prorietatea, împreună cu BVB și statul român, urmează să prezinte (la momentul redactării prezentului material) portofoliul de oportunități investitorilor americani, în special celor de pe Wall Street. Decizia Autorității de Supraveghere Financiară (ASF) de a nu adopta anul trecut un regulament de listare pe piața secundară într-un stat membru al Uniunii Europene, prin intermediul titlurilor de interes, a temperat entuziasmul Franklin Templeton, ca și al altor companii care vizau deja listarea pe piața londoneză. ASF a revenit însă în acest an și, foarte probabil, un regulament clar pe această componentă va fi adoptat. În caz contrar, companiile păstrează oricum opțiunea (e drept, mai costisitoare) a listării externe prin intermediul certificatelor de depozit (GDR – utilizate de altfel și de statul român în cazul listării Electrica pe bursa londoneză). Este important însă ca o astfel de încurajare să existe și din partea reglementatorului pieței financiare autohtone. Ar fi un semnal de consecvență transmis investitorilor, nu doar interni, ci și externi, în condițiile în care la nivel politic 16

angajamentele sunt asumate de Guvernul României privind continuarea trendului de listare duală pe piața de la București și de la Londra a diferitor societăți publice, precum Portul Contanţa, Aeroporturi București și, poate cel mai important, Hidroelectrica. De la datorii de 1 miliard de euro la momentul intrării pentru prima oară în insolvență, în iunie 2012, Hidroelectrica a reușit să încheie exercițiul financiar 2014 cu o cifră de afaceri record, de 3,4 miliarde de lei la un profit de 1,2 miliarde de lei (dincolo de performanța sumei în sine, fiind de remarcat și rata profitului de 30% din cifra de afaceri). În contextul rezultatelor financiare de excepție, listarea Hidroelectrica prevăzută pentru acest an, ulterior ieșirii din cea de-a doua procedură de insolvență, va avea fără îndoială parte de o bună primire pe piața londoneză. Dincolo de atragerea de capital ce va rezulta, este important și că această listare va atrage după sine o responsabilizare și pe viitor a conducerii societății și păstrarea companiei departe de problemele care au afectat-o în trecut. Prin crearea unui adevărat fenomen de listare secundară, rezultat prin alăturarea numelor unor mari companii publice precum Romgaz, Electrica, Hidroelectrica, de cele ale unor societăți private performante, precum Fondul Proprietatea, România va începe să își construiască o imagine și o reputație de interes, atractivă pentru investitorii globali activi pe bursele de la Londra şi New York. Și acesta este poate cel mai important câștig, nu pentru o companie sau pentru o industrie, ci pentru mediul economic-financiar românesc şi pentru procesul de maturizare a pieţelor româneşti de capital.

www.petroleumreview.ro

Sterling SIHI Noi vehiculăm lichide şi gaze... în condiţii de siguranţă şi fiabilitate De mai bine de 80 de ani, Sterling SIHI este lider mondial în pomparea lichidelor şi gazelor şi producătorul principal în domeniul tehnologiilor inovatoare, tehnologii care sunt utilizate în toate segmentele industriei de proces. Noi proiectăm şi producem pompe hidraulice, pompe de vid, compresoare şi sisteme tehnice pentru numeroase aplicaţii din industriile chimică, farmaceutică, energetică, de apă/apă reziduală, alimentară/băuturi, maselor plastice, oţelului, hârtiei şi constructoare de maşini şi utilaje. Focalizaţi pe satisfacerea cerinţelor din domeniul industrial Sterling SIHI îşi propune să le ofere clienţilor servicii excepţionale, concentrându-şi resursele pe activitatea din domeniul industrial. În primul rând, sectoarele de activitate se împart în trei diviziuni şi anume sectorul chimic, sectorul industrial şi sectorul energie şi mediu. Cunoaşterea extensivă a aplicaţiilor combinată cu o gamă de produse Sterling SIHI respectate şi consacrate conferă încredere la nivelul unei game largi de pieţe şi procese de fabricaţie. Sterling SIHI asigură maximum de angajament faţă de clienţii săi prin serviciile de întreţinere şi asistenţă oferite pentru toate sistemele şi pompele sale utilizate în domeniul industrial. Serviceul oferit de compania noastră asigură asistenţa tehnică completă a clientului pe durata de viaţă a aplicaţiei. Reţeaua de service locală – recunoscută la nivel global Sterling SIHI recunoaşte nevoia de a asigura cel mai înalt nivel de întreţinere şi asistenţă pentru toate produsele şi sistemele sale care funcţionează în domeniu. Centrele de service ale Concernului se

găsesc în întreaga lume pentru a asigura întotdeauna accesibilitatea la cele mai bune servicii de asistenţă. Asigurarea calităţii Asigurarea calităţii totale este oferită de toate companiile Sterling SIHI în condiţiile standardelor aprobate de ISO 9000. Reglementările (normative) formale sunt, de asemenea, emise în conformitate cu cerinţele Comunităţii Europene CE. Toate facilităţile de producţie ale Grupului din întreaga lume sunt în conformitate cu standardele de calitate cerute în regiunea respectivă, precum şi cu condiţiile de sănătate şi securitate. Proiectarea În această lume din ce în ce mai competitivă, avem capacitatea de a furniza noi modele inovatoare care sunt eficiente din punct de vedere al costurilor, oferind totodată un înalt grad de fiabilitate. Utilizarea celor mai sofisticate pachete CAD (Computer Aided Design proiectare asistată pe calculator) asigură atingerea performanţelor mecanice şi hidraulice optime. Producţia Facilităţile de producţie şi asamblare din întreaga lume funcţionează ca unităţi individuale, toate făcând parte dintr-o operaţiune globală, integrată, de fabricaţie. Aceste centre de excelenţă tehnică proiectează, produc şi dezvoltă produse, sisteme şi tehnologii folosind cele mai moderne procese DNC. Lucrând în parteneriat Înţelegând cerinţele dumneavoastră privind procesele şi aplicaţiile, putem oferi o soluţie eficientă din punct de vedere al costurilor potrivită procesului indicat de dumneavoastră.

point of view

Războiul ţiţeiului, mai actual ca oricând a constrânge America să se aprovizioneze din Zona Golfului, nu poate clarifica dinamica variilor alianţe conjuncturale, dar şi interesele care au determinat actualul război al preţurilor în concertul distonant de pe piaţa ţiţeiului. Literatura de specialitate, ziarele însele nu vorbesc mai deloc despre legăturile strategice, stricte, între SUA şi producătorii OPEC, de exemplu Iran, dar şi Rusia nemembră, ţări în care resursele energetice, petrolgaze etc., afectează cu 60%, respectiv 50% bilanţul public. Rusia a pierdut foarte mult, 70% din exportul ţării fiind asigurat de hidrocarburi, rubla a înregistrat un regres de circa 50% faţă de dolar, iar deficitul public a crescut periculos. S-ar putea crede cu destul de multă exactitate că această bătălie pentru preţul petrolului a fost declanşată de Arabia Saudită, o luptă care, merită subliniat, nu conduce numai la căderea preţului resursei însăşi, dar mai ales la menţinerea concurenţei la nivel cantitativ vizavi de producţia SUA, producţie care se bazează în principal pe resursa energetică neconvenţională dovedită abundentă, dar cu siguranţă mai scumpă pe termen lung. de Ioan Corneliu Dinu, Consilier ştiinţific CNR-CME

ăzboiul ţiţeiului, conflict economic la prima vedere, nu poate fi explicat numai şi numai cu argumente economice apelând ca de obicei la deja celebrele fraze legate de jocul pieţelor, al burselor mondiale etc. Mai evident pare adevărul căderii drastice a preţului petrolului urmare unei acţiuni dirijate cuplată cu un alt adevăr de necontestat, cel al încetinirii redresării economice mondiale (cu precădere Europa şi China). Ţinând cont şi de creşterea ofertei de ţiţei prin intrarea pe piaţă a noilor producători nord-americani paralel cu scăderea cererii de petrol, putem afirma că toate aceste motivaţii sunt înrămate într-o cornişă de sorginte politică, ce întregeşte cu claritate tabloul ultimilor ani, definitoriu pentru continuarea descreşterii economice cvasigeneralizate. Încercarea de justificare a căderii preţului ţiţeiului apelând la ipoteza războiului motivat de autosuficienţa productivă a SUA chiar luând în calcul adevăruri, ca de exemplu permanenta dorinţă a Arabiei Saudite de 18

OPEC, influenţată de Arabia Saudită, a decis în ultimele zile să nu se recurgă la micşorarea producţiei de ţiţei, constrângând astfel pe unii dintre marii producători, membri ai organizaţiei, să-şi vândă propriul „aur negru” la preţuri cu 30 - 40% mai mici decât cele din perioada precedentă a actualei crize. Analizând preţul Brent, acesta a ajuns sub pragul de 60 de dolari barilul, iar posibilitatea scăderii în continuare se întrevede în ceaţa creată de diversele interese. Finanţele publice ale marilor exportatori OPEC (Iran, Irak, Venezuela, Nigeria) sau ale nemembrelor (Rusia, Mexic) au intrări diminuate la propriile bugete, resimt serios acest lucru pe care, volens-nolens, îl transferă ca efecte economice negative în plan internaţional. Practic, la nivelul finanţelor publice, riscurile ar putea fi: mărirea deficitului, sărăcirea zăcămintelor, dar şi a rezervei de monedă externă – până acum se estimează cifre care sunt în jur de 90 de miliarde de dolari, pericol care a condus la situaţia în care unele ţări producătoare să liberalizeze fluctuaţia schimbului între diferitele monede locale cu dolarul american sau cu euro. (Putin www.petroleumreview.ro

point of view

a ordonat Băncii Centrale Ruse să „apere” schimbul rublă-dolar, diferenţele de costuri fiind suportate de bancă, astfel salvând devalorizarea rublei, inflaţia care ar apărea imediat, expunerea la speculaţii internaţionale cu moneda rusească, iar în planul dezvoltării economice s-ar accentua riscul ieşirii din ţară a capitalului străin, răspuns la sancţiunile pe care Rusia le-a primit urmare politicii din Ukraina, de exemplu). În paralel cu multele riscuri amintite mai sus, riscuri cu care se luptă marii producători de ţiţei, Arabia Saudită continuă să îşi permită să accepte căderea preţului petrolului pe baza costurilor reduse pentru extracţie, precum şi a abundenţei rezervelor de valută forte. Ca exemplu: bugetul/bilanţul public saudit este construit pe un preţ al ţiţeiului propriu de circa 40 de dolari/ baril, spre deosebire de filozofia bugetară iraniană care ia în considerare preţul ţiţeiului extras de 140 de dolari/ baril, a celei venezuelene ce ia în calcul un preţ de 120 de dolari/baril, sau de cea rusească, ce pleacă de la 100 de dolari/baril. Evident că în acest mod Arabia Saudită sfidează majoritatea producătorilor importanţi de pe piaţa de petrol.

Se aşteaptă ca în curând să fie tras un semnal de alarmă vizavi de această situaţie comercială-economicăpolitică, nemaiîntâlnită pe piaţa de petrol de la începutul anilor ‘90, epoca războiului din Golf, alarmă care să ne readucă în memorie politica de manipulare prin intermediul preţului ţiţeiului, deseori contrară intereselor producătorilor, politică dovedită riscantă în plan internaţional. Să nu se uite deci că în vara anului 1990, Saddam Hussein, după ce şi-a adus ţara, Irak, într-o specie de insolvenţă, pe motiv de acceptare a preţului scăzut al ţiţeiului, a invadat Kuweitul dând vina pe necesitatea de a se apropia, geostrategic vorbind, de propriile zăcăminte de petrol. S-ar putea pune şi problema precum că Arabia Saudită ar întreţine această politică a preţului scăzut al ţiţeiului pentru a concura/diminua forţa alianţei şiite IranIrak, bazându-se pe slaba diplomaţie iraniană, sărăcind economic atât aceste două ţări, cât şi forţa comercială a legilor economice-comerciale ce funcţionează pe orice piaţă, inclusiv pe cea atât de complicată a petrolului. Pe fondul acestor incertitudini, s-ar putea pune problema reluării programelor nucleare.

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 Sud-Est Aggreko South East Europe SRL 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

oil & gas

PROIECTE DE PESTE 1,5 MILIARDE DE EURO

Dezvoltarea infrastructurii de transport de gaze naturale Societatea Naţională Transgaz SA Mediaş îşi propune realizarea unor proiecte majore de investiţii, astfel încât la orizontul anului 2023, cu interconexiunile necesare, România să aibă mai multe opţiuni de import de gaze naturale. Prin intermediul terminalelor regionale de gaz natural lichefiat (GNL) din Grecia, Croaţia şi Polonia, piaţa românească va putea achiziţiona gaze din Bazinul Levantin (Mediterana de Est), iar prin interconexiunea Bulgaria - România va putea fi importat gaz caspic din Coridorul Sudic al Gazelor. De asemenea, realizarea infrastructurii pentru aducerea gazelor naturale din Marea Neagră reprezintă o altă prioritate a companiei. de Adrian Stoica

riorităţile stabilite de Transgaz pentru dezvoltarea infrastructurii de transport de gaze naturale sunt incluse în planul de dezvoltare pe zece ani al companiei care vizează perioada 2014 - 2023. Valoarea planului este estimată la 1,5 miliarde de euro şi ea va fi acoperită în procent de 35% din surse proprii, ceea ce înseamnă aproximativ 525 de milioane de euro, iar procentul de 65%, respectiv 975 de milioane de euro, va fi acoperit din surse atrase. Capacitatea totală proiectată a SNT este de aproximativ 30 de miliarde mc/an (excluzând magistralele de transport internaţional al gazelor naturale a căror capacitate proiectată cumulată este de 27,7 miliarde mc/an şi o capacitate tehnică totală la presiunea actuală de 20

operare de 21,35 miliarde mc/an). Capacitatea de transport şi transport internaţional de gaze naturale este asigurată prin reţeaua de conducte şi racorduri de alimentare gaz cu diametre cuprinse între 50 mm şi 1.200 mm, la presiuni cuprinse între 6 bar şi 63 bar. Deşi baza de active este învechită, peste 71% din cei 13.112 km de conducte de transport al gazelor naturale necesitând reabilitare şi modernizare, starea tehnică a SNT se menţine la un nivel corespunzător. Capacitatea de comprimare este asigurată de cinci staţii de comprimare a gazelor, amplasate pe principalele direcţii de transport şi care dispun de o putere instalată de circa 32 MW, cu o capacitate anuală de comprimare de 5,5 miliarde de metri cubi.

Actualul plan de dezvoltare a sistemului românesc de transport al gazelor naturale cuprinde proiecte de anvergură menite să reconfigureze reţeaua de transport gaze naturale care, deşi extinsă şi complexă, a fost concepută într-o perioadă în care accentul se punea pe aprovizionarea cu gaze naturale a marilor consumatori industriali şi crearea accesului acestora la resursele concentrate în cea mai mare parte în centrul ţării şi în Oltenia, precum şi la unica sursă de import. În identificarea proiectelor necesare a fi dezvoltate în sistemul naţional de transport al gazelor naturale s-a pornit de la principalele cerinţe pe care acesta trebuie să le asigure în actuala dinamică a pieţei regionale de gaze naturale. www.petroleumreview.ro

oil & gas

Principalele componente ale Sistemului Naţional de Transport: •

• • • • •

3.112 km conducte magistrale de transport şi racorduri de alimentare gaze naturale, din care 553 km - conducte pentru transportul internaţional al gazelor naturale; 1.119 staţii de reglare măsurare gaze naturale; şase staţii de măsurare a gazelor naturale pentru transportul internaţional; trei staţii de măsurare a gazelor naturale din import (Isaccea, Medieşu Aurit, Csanadpalota); 1.007 staţii de protecţie catodică; 48 de staţii de comandă vane şi-sau noduri tehnologice.

Având în vedere ultimele evoluţii şi tendinţe în domeniul traseelor de transport gaze naturale la nivel european, este evidentă profilarea a două noi surse importante de aprovizionare: gazele naturale din regiunea Mării Caspice şi cele descoperite în Marea Neagră. Poziţia geostrategică şi resursele de energie primară pot ajuta România să devină un jucător semnificativ în regiune, însă doar în condiţiile în care va ţine pasul cu progresul tehnologic şi va reuşi să atragă finanţările necesare. În acest sens, prin proiectele propuse pentru dezvoltarea şi modernizarea infrastructurii de transport de gaze naturale, prin implementarea unor sisteme inteligente de control, automatizare, comunicaţii şi management al reţelei, Transgaz urmăreşte atât maximizarea eficienţei energetice pe întreg lanţul de activităţi desfăşurate, precum şi crearea unui sistem inteligent de transport gaze naturale, eficient, fiabil şi flexibil. Managementul reţelei va putea fi îmbunătăţit prin conceptul “Smart energy transmission”, aplicabil şi reţelelor inteligente de transport gaze naturale “Smart gas transmission systems” şi care va gestiona problemele legate de siguranţa şi utilizarea instrumentelor inteligente în domeniul presiunii, debitelor, contorizării, inspecției

interioare a conductelor, odorizare, protecţie catodică, reacţii anticipative, trasabilitate, toate generând creşterea flexibilităţii în operare a sistemului, îmbunătăţind integritatea şi siguranţa în exploatare a acestuia şi, implicit, creşterea eficienţei energetice.

Dezvoltarea Coridorului Sudic În prezent, la nivel european se află în curs de implementare o serie de proiecte majore care să permită diversificarea surselor de alimentare cu gaze naturale a Europei prin transportul gazelor naturale extrase din perimetrele din Marea Caspică spre Europa Centrală. Acestea vizează amplificarea South Caucasus Pipeline, construirea conductei Trans-Anatolian Pipeline (TANAP), construirea conductei Trans Adriatic Pipeline (TAP), construirea interconectorului Grecia - Bulgaria (IGB). Prin implementarea acestor proiecte se creează posibilitatea transportului unor volume de gaze naturale din zona Mării Caspice până la graniţa de sud a României. În aceste condiţii se impune adaptarea Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale la noile perspective, prin extinderea capacităţilor de transport gaze naturale între punctele existente 21

Stația de tranzit Isaccea

de interconectare ale sistemului românesc de transport gaze naturale cu cel al Bulgariei (la Giurgiu) şi al Ungariei (la Nădlac).

Coridorul Bulgaria - România Ungaria - Austria Proiectul „Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria - România Ungaria - Austria” vizează dezvoltări ale capacităţilor de transport în sistem între interconectările dintre sistemul românesc de transport gaze naturale şi sistemele similare ale Bulgariei şi Ungariei. Mai precis constă în construirea unei conducte noi de transport gaze naturale care să realizeze legătura între Nodul Tehnologic Podişor şi SMG Horia. Acest proiect s-a impus ca necesitate 22

în a doua parte a anului 2013 şi, în consecinţă, proiectul nu a fost prevăzut în TYNDP-ul european pentru perioada 2013 - 2022. Cu toate acestea, Comisia Europeană a decis în ultimul moment includerea sa pe lista proiectelor de interes comun pentru a acorda o alternativă de diversificare a surselor de aprovizionare statelor membre afectate de deselectarea proiectului Nabucco. Termenul de finalizare a proiectului ar fi anul 2019, iar valoarea sa este estimată la 560 de milioane de euro. Având în vedere statutul de proiect de interes comun, Transgaz intenţionează atragerea unei finanţări nerambursabile prin programul “Connecting Europe Facility”. În acest sens a fost depusă o aplicaţie în cadrul primei sesiuni de depunere a cererilor de finanţare în vederea obţinerii unui grant pentru studiile de proiectare ale celor trei staţii de comprimare incluse în proiect.

Valoarea estimată a acestor studii este de aproximativ trei milioane de euro, valoarea grantului putând să ajungă la 50% din această sumă.

Preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre În contextul în care Europa devine tot mai dependentă de importuri de gaze naturale, accesul la noi surse devine o necesitate imperioasă. Studiile şi evaluările realizate până în prezent au evidenţiat zăcăminte de gaze naturale semnificative în Marea Neagră. În aceste condiţii dezvoltarea pe teritoriul României a unei infrastructuri de transport gaze naturale de la ţărmul Mării Negre până la graniţa România - Ungaria reprezintă una din priorităţile majore ale Transgaz. Proiectul a devenit o prioritate pentru Transgaz, în a doua jumătate a anului 2013, ca www.petroleumreview.ro

oil & gas

tehnologic Podişor (jud. Giurgiu) care să facă legătura între gazele offshore disponibile la ţărmul Mării Negre şi coridorul Bulgaria - România Ungaria - Austria. Proiectul va fi inclus în ediţia 2015 - 2024 a TYNDP şi va fi, de asemenea, propus pentru includerea în cea de-a doua listă a proiectelor de interes comun la nivel european. Termenul de finalizare a proiectului ar fi anul 2019, iar valoarea sa este estimată la 262,4 milioane de euro.

Interconectarea cu conductele de transport internaţional

dezvoltări în sistemul românesc de transport gaze naturale, astfel încât să poată fi asiguraţi parametrii tehnici adecvaţi. Prima etapă a proiectului vizează construcţia conductei de transport gaze naturale Gherăeşti Leţcani, iar etapa a doua a proiectului urmăreşte dezvoltarea capacităţii de transport a SNT în vederea asigurării fluxului de gaze naturale pe direcţia România - Republica Moldova. Termenul de finalizare a proiectului este anul 2017, iar valoarea totală estimată a investiţiei este de 110 milioane de euro.

Dezvoltarea Transgaz are un interes deosebit în Coridorului Central

urmare a necesității asigurării unor capacități adecvate de transport pentru valorificarea gazelor naturale din Marea Neagră pe piețele centraleuropene. Fiind un proiect nou,

Dezvoltarea pe teritoriul României a unei infrastructuri de transport gaze naturale de la ţărmul Mării Negre până la graniţa România - Ungaria reprezintă una din priorităţile majore ale Transgaz.

care nu a fost inclus în TYNDP 2013 - 2022 (document elaborat în 2012), acesta vizează construirea unei conducte de transport de la ţărmul Mării Negre până la nodul

implementarea acestui proiect pentru a elimina posibilitatea impunerii de către Comisia Europeană a unor penalităţi financiare extrem de costisitoare, dar şi pentru a asigura venituri cât mai substanţiale prin valorificarea acestor capacităţi, după ce contractele de tip “take or pay” expiră. Proiectul va consta în modernizarea şi amplificarea staţiei de comprimare Siliştea, modernizarea şi amplificarea stației de comprimare Oneşti, modificări în interiorul staţiei de măsurare Isaccea şi reabilitarea tronsoanelor de conductă Cosmeşti Oneşti (66,2 km) şi Siliştea - Şendreni (11,3 km). În prezent, Transgaz a demarat studiul de pre-fezabilitate, finalizarea lucrărilor de execuție fiind preconizată în anul 2018. Valoarea estimată a investiţiei se ridică la suma de 65 de milioane de euro.

Dezvoltarea SNT în zona de nord-est a României Având în vedere necesitatea îmbunătăţirii alimentării cu gaze naturale a regiunii de nord-est a României şi ţinând seama de perspectiva oferită de noua conductă de interconectare dintre România şi Republica Moldova de a oferi capacităţi de transport spre Republica Moldova, sunt necesare o serie de

În funcţie de volumele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre, pe termen lung se are în vedere dezvoltarea capacităţii de transport pe culoarul central Isaccea - Şendreni - Oneşti - Coroi - Haţeg Horia. În prezent, Transgaz a demarat un studiu de pre-fezabilitate privind dezvoltarea Coridorului Central de transport gaze naturale, iar în vederea optimizării şi eficientizării atât a procesului de implementare cât şi a posibilităților de atragere a unor cofinanţări nerambursabile. Coridorul Central a fost împărţit în trei proiecte prin a căror implementare urmează să se atingă obiectivele stabilite pentru realizarea acestui culoar de transport gaze naturale. Cele trei proiecte sunt: 1. Interconectarea sistemului național de transport cu sistemul de transport internațional și asigurarea curgerii reversibile la Isaccea. 2. Asigurarea curgerii reversibile pe interconectarea România – Ungaria. 3. Dezvoltarea SNT între Onești și Băcia. Termenul de finalizare este anul 2023, iar valoarea estimată a investiţiei se ridică la suma de 544 de milioane de euro. 23

oil & gas

NEGOCIERI TRIPARTITE

Noul South Stream, în variantă greco-macedoneană Rusia a tranşat traseul noului South Stream, în varianta greco-macedoneană, după ce Bulgaria a blocat construcţia gazoductului pe teritoriul său la presiunile Bruxellesului care a acuzat faptul că acesta încalcă legislaţia comunitară. Balkan Stream ar urma să fie conectat la Turkisk Stream, asigurând astfel furnizarea gazelor ruseşti către Europa. de Adrian Stoica

upă anularea proiectului South Stream, Rusia s-a reorientat rapid şi a anunţat lansarea unui nou gazoduct numit “Balkan Stream“. Potrivit publicaţiei Sputnik News, conducta este proiectată să se conecteze la Turkish Stream, un gazoduct anunţat încă din luna decembrie a anului trecut de către ruşi. Ideea este de a conecta conducta turcă la un gazoduct care să asigure furnizarea gazelor către Serbia, Ungaria şi Austria, ocolind prin Grecia şi Macedonia pentru a compensa excluderea Bulgariei. Rusia a tranşat traseul noului South Stream, în varianta greco-macedoneană după ce Bulgaria a blocat construcţia South Stream pe teritoriul său la presiunile Bruxellesului care a acuzat faptul că acesta încalcă legislaţia comunitară, mai exact separarea producătorilor de furnizori şi transportatori. În consecinţă, Rusia a reacţionat, prin vocea Gazprom, care a anunţat încheierea unui acord cu societatea 24

turcă de stat TPAO pentru realizarea unui gazoduct pe sub Marea Neagră - Turkish Stream, acesta urmând să livreze 63 de miliarde de metri cubi de gaz din 2019. În acest fel, Gazprom va putea folosi o parte din investiţiile făcute deja pentru South Stream. Potrivit preşedintelui Gazprom, Alexei Miller, aproximativ 14 miliarde de metri cubi de gaz, adică 20% din capacitate, vor fi livrate Turciei, restul fiind trimis către ţările din Balcani, prin realizarea conductei Balkan Stream. Mai departe, gazele vor trebui achiziţionate de clienţii din Europa dintr-un hub care va fi construit la graniţa Turciei cu Grecia. Gazprom a trimis încă din luna ianuarie Comisiei Europene o scrisoare prin care anunţă că va sista total livrările de gaze naturale prin Ucraina odată ce va termina de construit noul gazoduct prin Turcia. Recent, compania rusă Stroitransgaz, una dintre societăţile implicate în proiectul South Stream, a anunţat că va începe construirea unei

conducte de gaz prin Macedonia, proiect ce va fi finalizat până în vara anului viitor. Totuşi, construcţia noului gazoduct balcanic întâmpină o serie de probleme de natură politică, având în vedere disensiunile care există între Grecia şi Macedonia pe tema folosirii numelui Macedonia, pe de o parte, şi Turcia şi Grecia, pe de altă parte în privinţa Ciprului de Nord. Dacă toate cele trei ţări vor coopera pentru realizarea gazoductului Balkan Stream, atunci Moscova ar deveni, prin acest proiect, un garant al stabilităţii din Balcanii de Est şi Sud, notează analiştii internaţionali, apreciind, totodată, că Rusia ar putea prelua conducerea discuţiilor diplomatice, în calitate de mediator, asupra subiectelor sensibile care opun cele trei ţări.

Ungaria susţine proiectul Vladimir Putin a sugerat oficial în cadrul conferinței de presă anuale de la Kremlin că „ocolul” grecowww.petroleumreview.ro

oil & gas

macedonean ar putea reprezenta o soluție pentru anularea South Stream, cu condiţia să existe un interes faţă de propunerea sa. Acest lucru a fost susţinut ulterior şi de către ministrul de externe ungar la mijlocul lunii ianuarie, atunci când a afirmat că ţara sa va susţine proiectul. De asemenea, preşedintele maghiar, în timpul recentei vizite pe care a efectuat-o în Turcia, a discutat cu preşedintele Recep Erdoğan despre un plan de finanţare pentru acest proiect, acelaşi aspect fiind abordat şi de către ministrul macedonean de externe în cadrul vizitei pe care a efectuat-o în Turcia. Persistă însă o serie de temeri legate de zona politică, ce ar putea afecta negativ construcţia gazoductului Balkan Stream, analiştii politici internaţionali reţinând aici instabilitatea guvernului de la Atena generată de situaţia economică a ţării, dar şi instabilitatea politică din Macedonia în urma izbucnirii unui scandal privind interceptările ilegale ale unor politicieni, jurnalişti sau cetăţeni obişnuiţi.

Grecia, unul dintre marii câştigători ai proiectului Unul dintre marii câştigători ai proiectului Balkan Stream va fi Grecia, ţară care va primi un flux de

venituri garantate pentru asigurarea tranzitului de gaze pe teritoriul său. Milioanele de euro care ar urma astfel să intre în conturile Greciei în fiecare an ar putea fi reinvestite în alte proiecte economice şi de infrastructură sau folosite pentru a consolida sectorul social. În plus, Grecia poate spera în continuare la investiţiile ruseşti, fapt ce ar ar putea revigora economia şi compensa scăderea fluxului de capital dinspre Uniunea Europeană în ultimii ani, apreciază presa internaţională. La fel cum Austria a constituit un pod în aducerea laolaltă a ambelor părți ale vechiului „război rece”, în prezent Grecia poate juca acelaşi rol în timpul noului „război rece”, notează Sputnik News. Grecia ar fi primul membru al Uniunii Europene de pe traseul gazoductului balcanic, iar această politică multipolară ar putea s-o înlocuiască pe cea unipolară orientată exclusiv spre Uniunea Europeană, care este considerată de către greci un eşec. Mai mult, Grecia poate spera la obţinerea unor concesii economice din partea Rusiei, care ar putea include chiar şi un plan de finanţare a datoriei către Bruxelles, mai ales că noul guvern de la Atena a exprimat numeroase aprecieri faţă de politica lui Vladimir Putin, mai notează presa internaţională. 25

oil & gas

8 bariere în calea investiţiilor în sectorul energetic şi tot atâtea potenţiale soluţii Impactul negativ al barierelor din sectorul energetic în realizarea investițiilor se răsfrânge asupra sectorului energetic, dar şi a întregii economii. de Dumitru Chisăliţă

1.Accesul la terenuri Obţinerea accesului pe un teren pentru realizarea unor activităţi permanente sau temporare durează în România până la 18 luni, spre deosebire de alte ţări din Uniunea Europeană unde durează câteva luni. În plus: • astfel de elemente produc întârzieri costisitoare în desfășurarea etapelor de investiții și generează mari costuri administrative și de conformitate; • condițiile dificile pentru exercitarea drepturilor de servitute instituite de legislație, care implică o durată de timp considerabilă până la momentul soluționării; • din cauza lipsei cadastrului și a înscrierii terenurilor în cartea funciară, deseori proprietarii terenurilor necesare pentru activitățile de explorare și exploatare nu pot fi identificați; în astfel de condiții, încheierea convenției cu privire la cuantumul rentei datorate pentru exercitarea dreptului de servitute instituit de Legea Petrolului este imposibilă. Soluţii: • reducerea volumului de documente ce trebuie semnate; • simplificarea procedurilor de acces la terenuri în urma unor modificări legislative; • cointeresarea membrilor comunităților locale prin participarea la câștigurile financiare rezultate din desfășurarea activităților petroliere/energetice; • desfășurarea de campanii de informare cu privire la riscurile și beneficiile activităților energetice. 26

2. Procesele de aprobare şi avizare a lucrărilor de investiţii Un număr semnificativ de investitori au decis să nu investească în România când au descoperit procedurile lungi, complicate şi costisitoare de obţinere a avizelor, autorizaţiilor, acordurilor, licenţelor etc. În plus: • procesul de răspuns la o solicitare durează de la minim 30 de zile până la câteva luni de la furnizarea documentelor; • se produc întreruperi ale investiţiilor și se generează costuri suplimentare; • statul român are de pierdut din cauza lipsei situației actualizate a resurselor naturale şi a exploatării propriu-zise a acestora; • investitorii se reorientează spre state cu un grad mai scăzut de birocraţie; • procedurile anevoioase cu care operează autoritățile implicate; • atribuțiile limitate ale agențiilor de reglementare și deficitul de resurse umane și materiale cu care acestea se confruntă; • durata ratificării acordurilor de concesiune este foarte mare, pentru că circuitul de avizare include numeroase ministere; suplimentar, întreg circuitul de avizare trebuie reluat în întregime atunci când titularul inițiază o modificare a planului de operațiuni, dar și atunci când au loc schimbări la vârful ministerelor care avizează – chiar dacă acestea nu privesc tipul de operațiuni în discuție. www.petroleumreview.ro

oil & gas

Soluţii: • clarificări legislative; • atribuțiile ANRM/ANRE/ministere clarificate și consolidate; • simplificarea procesului de „ratificare” a concesiunilor petroliere și a amendamentelor la acestea; • întărirea rolului ANRM de autoritate de reglementare și partener al companiilor petroliere.

3. Nearmonizări între legile specifice domeniului energiei şi alte legi româneşti sau din Uniunea Europeană Există o majoră lipsă de armonizare în cadrul legislaţiei româneşti, dar şi între legislaţia românească şi legislaţia europeană. Conceptual, legislația în domeniul energiei a fost realizată în cea mai mare parte în urmă cu zece ani, fiind ulterior completată, actualizată şi armonizată, fără a se ţine seama că noile cerinţe – liberalizarea pieţei, privatizarea companiilor energetice, listarea pe bursă, integrarea în piaţa unică europeană – impun un concept nou, necesar a fi reconstruit corespunzător din temelie. În plus: • lipsa de armonizare între diversele acte legislative ce guvernează activitățile de prospecțiune și exploatare; • lipsa de armonizare a legislației din domeniul energiei cu legislația construcțiilor și cu cea de mediu; • autoritățile locale interpretează legea după „cutume” locale. Soluţii: • anul 2015 este anul unui nou început, datorită: geopoliticii regionale, obligaţiilor impuse de Uniunea Europeană la nivelul pieţei gazelor şi electricităţii, dar şi noilor concepte de securitate, regândirii fiscale ce se va impune în domeniul gazelor naturale, poziţionării viitoare în ceea ce priveşte gazele neconvenţionale; astfel, se impune o nouă viziune care să constea în elaborarea unui Cod al Energiei care să cuprindă toate elementele necesare funcţionării sectorului energetic şi armonizarea întregii legislaţii cu noua abordare (un Cod al Energie).

4. Stabilitatea cadrului legislativ şi predictibilitatea în sectorul energetic Lipsa unui cadru stabil, transparent, predictibil și

competitiv pe termen lung determină aversiunea de a investi sau investiţii nerentabile care nu aduc plus valoare pe termen lung. În plus: • regimul actual de impunere a taxelor și redevențelor pleacă de la necesarul de venit la bugetul de stat, nu de la principiile unei impozitări echilibrate și stimulative a industriei, avantajoase atât pentru stat, cât și pentru investitori; • informațiile despre concesiuni și rezerve sunt tratate ca secret de stat, deși, potrivit legii, sunt secret de serviciu; o reglementare defectuoasă nu distinge substanţial între cele două categorii, contrar practicii internaționale și interesului economic al statului; • sectorul energetic necesită un cadru instituţional și legislativ adecvat; este nevoie de o legislație stabilă, transparentă, atractivă pentru toți participanții și de o instituție responsabilă cu supravegherea aplicării acesteia. Soluții: • fiscalitatea nu trebuie să mai fie doar o metodă de echilibrare a balanţei contabile; trebuie să fie simplă, stabilă, predictibilă, ușor de gestionat şi coroborată cu realităţile şi optimizările pe termen scurt şi lung, dar şi echilibrând sărăcia energetică şi securitatea energetică; • simplificarea și transparentizarea sistemului de vehiculare a informațiilor privind concesiunile petroliere.

5. Politici publice neadecvate Incapacitatea de a produce documente coerente, clare şi care să puncteze principalele priorităţi în acord cu nevoile sectoriale, care ar fi trebuit identificate până la acest moment. În plus: • sunt necesare politici fiscale de stimulare a investițiilor în acest sector, de creştere a eficienţei economice, a gradului de utilizare a infrastructurii, a protejării clienţilor vulnerabili, a promovării de noi direcţii strategice (noi forme de energie, descoperirea de noi resurse, inovarea şi cercetarea, noi tehnologii etc.); • sunt necesare armonizări ale politicilor energetice, fiscale, sociale, dar şi armonizarea acestora cu unele politici specifice diverselor domenii de activitate. 27

oil & gas

Soluții: • structurarea proceselor şi a responsabililor de procese şi subprocese şi realizarea politicilor publice specifice fiecărui sector, armonizate cu obiectivele strategice ale României şi cu o coordonare unitară; • realizarea unei hărţi a proceselor și a politicilor publice specifice aferente.

•

6. Piaţa energiei România este ţara care îşi bazează tranzacțiile pe relațiile dintre oameni, contractele fiind doar o formă de protecţie. În fapt, piaţa gazelor din România, astăzi, este una reactivă, în care nu cunoşti ce s-a întâmplat cu gazele proprii, deţinute şi plătite, decât la sfârşitul lunii, când eşti pus şi în faţa faptului împlinit. (?)

•

• În plus: • inexistența unor mecanisme de alocare a cantităților vândute fac ca acele cantități vândute să nu poată fi individualizate în condițiile legii; • lipsa codului reţelei de transport și distribuție care să stabilească responsabilitățile și drepturile părților, dar și modul în care trebuie asigurată continuitatea curgerii gazelor, penalitățile percepute sau de care beneficiază clientul; • lipsa codului depozitelor de înmagazinare, sub forma unor reguli detaliate privind procesul de injecţie/extracţie din depozitele de înmagazinare; • lipsa codului pieţei gazelor naturale (lipsa modelului de piaţă) – piaţa de gaze din România funcţionează „la întâmplare”, lipsa regulilor privind corelaţia între acţiunile de tranzacţionare şi acţiunile de transport, distribuţie şi înmagazinare fac imposibilă urmărirea fluxurilor de gaze de la punctul de achiziţie la punctul de livrare; • lipsa cunoaşterii capacităţilor ferme/întreruptibile/backhaul în punctele sistemelor de transport, distribuţie şi înmagazinare; • lipsa operatorului de echilibrare face ca piaţa de gaze din România să funcționeze, aproape exclusiv, în funcţie de temperatura exterioară, contractele devenind, din această cauză, inutile; • lipsa mecanismelor de asigurare a flexibilităţii furnizării prin dezvoltarea mecanismelor secundare prin care să se gestioneze derularea corectă a contractelor; • lipsa sistemelor de garantare ieftine, care să reducă riscurile extrem de ridicate aferente fiecărei tranzacţii; • lipsa sistemelor de transmitere şi stocare a informaţiilor, care să permită urmărirea continuă, 28

cel puţin zilnică (în ţările europene urmărirea se realizează la nivel orar şi există sisteme funcţionale în acest sens), şi să facă posibilă derularea corespunzătoare a contractelor semnate; lipsa planurilor preventive/reactive pentru situaţii de urgenţă, prin care să se cunoască consecinţele a ceea ce poate determina nefuncţionarea contractelor în situaţii de urgenţă; restricțiile juridice care permit „manipularea” directă sau indirectă a prețului şi care fac ca piaţa liberă să nu poată funcţiona decât impunând riscuri mari asupra celor care tranzacţionează gaze; reengineering-ul sistemului de transport, distribuţie, a interconectărilor şi înmagazinărilor, neadaptate pieţei liberalizate, în care drepturile şi obligațiile trebuie să fie de ambele părţi; lipsa implicării statului în promovarea culturii, cunoștințelor şi a diseminării informaţiei specifice pieţei de gaze naturale.

Soluții: • modificarea legislației primare şi secundare, pentru a asigura funcţionarea pieţei; • road-map-ul pentru liberalizarea reală a pieţei (care să fie şi în avantajul consumatorului); • implementarea urgentă a elementelor necesare, fără de care funcţionarea pieţei este iluzorie (codul reţelei, operatorul de echilibrare, stabilirea capacităţilor, reengineering-ul sistemului etc.); • obligarea fiecărui furnizor de gaze din România să îşi realizeze o Politică de vânzare proprie, care să fie făcută publică şi care să permită urmărirea corectitudinii tranzacţiilor şi atacarea oricăror suspiciuni asupra încheierii contractelor; • dezvoltarea de mecanisme de stimulare a vânzării gazelor naturale pe bursă; • dezvoltarea programelor de diseminare a informaţiei privind liberalizarea pieţei gazelor naturale şi modul în care consumatorul trebuie să se integreze în ea, astfel încât să beneficieze şi el de avantajele acesteia.

7. Planificarea și conducerea în sectorul energetic Procesele derulate pe piaţă în ultimii 15 ani în sectorul energetic: liberalizarea pieței, unbundling-ul fostelor companii energetice integrate, privatizarea companiilor energetice, lipsa datelor din piaţă necesare fundamentării unei decizii unitare, sub motivul secretizării acestora la nivelul companiilor și sectoarelor, separarea funcțiilor care coordonează sectorul energetic între diverse instituţii www.petroleumreview.ro

oil & gas

(ANRM, ANRE) determină lipsa coordonării naționale unitare a resurselor energetice și lipsa prognozelor și planificării energetice. În plus: • planificarea națională asupra resurselor energetice ar elimina alocarea ineficientă a resurselor şi coordonarea situaţiilor de criză atunci când forţele pieţei nu pot face faţă sau când acestea dezvoltă acţiuni speculative extreme; dezvoltarea de politici, norme, reguli, instituţii pentru asigurarea securităţii energetice, cu scopul de a contrabalansa speculațiile şi a acoperi activităţi nerentabile (sau la limita rentabilităţii), pe care piaţa nu şi le însuşeşte. • lipsa prognozelor asupra cererii de forme de energie pe termen scurt, mediu şi lung și a mixului energetic pe principiul asigurării surselor cu costuri minime în condiții de risc acceptate; • lipsa unei entități responsabile cu urmărirea aplicării strategiei energetice și implementarea planului strategic. Soluții: • definirea urgentă a unei entităţi care să aibă acces legal la toate datele din sectorul energetic, sub obligaţia de confidenţialitate, care să prevină situaţiile de criză prin analiza în ansamblu a problemelor energetice (gaz, ţiţei, electricitate, cărbune), transmiţând avertizările corespunzătoare şi care să aibă competenţa de a interveni în situaţii de criză în vederea dispecerizării corespunzătoare a surselor disponibile pentru depăşirea corespunzătoare a acestora. • gestionarea unei baze de date naţionale operaţionale, care să reunească toate formele de energie şi impactul lor asupra societății.

8. Nerespectarea drepturilor corporative ale investitorilor Investițiile, inclusiv în sectorul energetic, sunt realizate de societăți comerciale cu capital românesc sau străin și care întâmpină multiple dificultăți birocratice. În plus: • investitorii au adeseori mari dificultăţi în utilizarea Procurilor pentru votul în cadrul Adunărilor Generale ale Acţionarilor (AGA); • legislaţia românească solicită existenţa Procurii speciale (Procura) care stipulează votul exact al acţionarului la fiecare punct de pe ordinea de zi a

•

• •

AGA; împuternicitul trebuie să urmeze instrucţiunile de vot; acest lucru atrage de la sine obligaţia de a emite o nouă Procură pentru fiecare AGA în parte şi pentru fiecare emitent în parte, ceea ce restricţionează capacitatea investitorilor de a reacţiona ad-hoc la evenimente curente şi la dezbaterile din AGA şi nu le permite utilizarea procurii generale emise la momentul deschiderii contului de valori mobiliare; procura trebuie să fie în original, ştampilată şi semnată, fără îndeplinirea altor formalităţi; atunci când acţionarul mandatează o instituţie de credit – custode (?); timpul pentru pregătirea procurii este, în practică, unul extrem de limitat şi face uneori foarte complicată, dacă nu chiar imposibilă, emiterea ei de către investitorii străini; acest lucru este determinat mai ales de faptul că, pentru a obţine procura, trebuie cunoscută ordinea de zi a Adunării care, în unele cazuri, devine finală cu doar zece zile înainte de Adunare, în timp ce procura trebuie livrată cu 48 de ore înainte de AGA; de asemenea, procedurile de vot în cadrul AGA sunt dificile şi necesită timp de pregătire îndelungat şi multă documentaţie de depus pentru ca voturile să fie luate în considerare; votul prin corespondenţă sau electronic necesită timp şi efort pentru a fi utilizat, astfel că rămâne complicat de utilizat de către investitori; adeseori companiile nu prezintă raportări în limba engleză.

Soluţii: • introducerea şi acceptarea unei Procuri generale discreţionare – cu perioadă de valabilitate sau fără perioadă de valabilitate – sau acceptarea Procurii generale primite de custozi şi brokeri la momentul deschiderii contului; • să nu se solicite pentru exercitarea drepturilor de vot în AGA – indiferent de modalitatea de exercitare a votului – documente adiţionale, cu excepţia actului de identitate şi a Procurii; • actualizarea şi utilizarea bazei de date a depozitarului central al acţionarilor şi a reprezentanţilor legali sau autorizaţi, pentru a servi ca dovadă a deţinerii şi reprezentării, combinată cu recunoaşterea brokerilor şi custozilor ca reprezentanţi autorizaţi ai clienţilor lor; • simplificarea votului prin corespondenţă şi a celui electronic.

www.dumitruchisalita.ro 29

oil & gas

O NOUĂ ZONĂ DE LIBER SCHIMB

Portul Midia, oportunități pentru investitori După porturile Constanţa şi Basarabi, şi portul Midia se pregăteşte să aibă o zonă de liber schimb. Aceasta ar urma să fie instituită pe o suprafaţă de circa 23 de hectare, iar agenţii economici care vor activa aici vor beneficia de importante facilităţi fiscale. Portul dispune de 14 dane şi are o importantă infrastructură petrolieră, aspect extrem de important în noua conjunctură politică generată de conflictul ruso-ucrainean. de Adrian Stoica

rmând exemplul aplicat în cazul porturilor Constanţa și Basarabi, unde s-a instituit regimul de zonă liberă, fapt care a dus la dezvoltarea de noi facilităţi pentru operarea mărfurilor și implicit la creșterea traficului de mărfuri, executivul vrea să instituie o zonă de liber schimb și în portul Midia. Portul dispune de 14 dane cu o lungime totală a cheului de 2,24 km. În urma lucrărilor de dragaj efectuate, adâncimea apei a crescut la nouă metri la danele 1-4 de descărcare petrol brut, permiţând astfel accesul tancurilor petroliere cu pescaj maxim de opt metri și 20.000 dwt. În incinta portului s-a finalizat cel mai mare terminal maritim de gaz petrol lichefiat (GPL) din ţară, cu o capacitate de stocare de 4.000 mc, cu potenţial de a deveni unul dintre cele mai importante terminale din piaţa de gaz petrol lichefiat din Europa Centrală și de Est. De asemenea, infrastructura 30

portuară permite dezvoltarea unor terminale specializate care vor duce la

creșterea traficului de mărfuri, susţine executivul în expunerea de motive

www.petroleumreview.ro

oil & gas

care însoţește proiectul de hotărâre. Prin acest act normativ, se va institui regimul de zonă liberă în portul Midia pe o suprafaţă de teren de 2.337.491 mp, fapt care conduce la preconizarea unor avantaje financiare în beneficiul Companiei Naționale „Administraţia Porturilor Maritime Constanţa”, precum și în beneficiul operatorilor economici care își vor desfășura activitatea în zona liberă - portul Midia. Prin instituirea regimului de zonă liberă în portul Midia, operatorii economici vor beneficia de facilităţile vamale conform legislaţiei în vigoare și, totodată, se vor dezvolta și moderniza noi facilităţi pentru operarea mărfurilor, ce vor conduce la creșterea traficului de mărfuri în port. Beneficierea de facilităţi financiare în conformitate atât cu normele europene cât și cu cele interne în vigoare va face din zona liberă - port Midia o zonă atractivă pentru marii investitori în domeniu, cu importante avantaje economice pentru toate părţile implicate.

GSP Logistics, acord de mediu pentru investiţii Grup Servicii Petroliere, prin GSP

Logistics, a primit recent acordul de mediu pentru a realiza o serie de investiţii în portul Midia. În primă fază este vorba de construirea a două platforme tehnologice. Planurile GSP constau în amenajarea a 350 m de dane, construirea unor spaţii pentru depozitare și montaj, centre de instruire și cercetare, hale de producţie, clădiri administrative și de birouri etc.

Investiţiile din sectorul petrolier, în top Midia este portul de la Marea Neagră care a înregistrat o dezvoltare spectaculoasă în ultimii ani, acesta dovedindu-se a fi extrem de atractiv pentru investitori, îndeosebi pentru cei din sectorul petrolier. În februarie 2009, aici a intrat în exploatare terminalul de transfer al ţiţeiului Midia Marine, primul de tip monoboy, din regiunea Mării Negre. Acesta poate primi nave de până la 165.000 tdw și poate transfera până la 24 de milioane de tone de ţiţei pe an. Pe data de 7 octombrie 2010, Octogon Gas & Logistics a inaugurat, la Midia, cel mai modern terminal de gaze naturale lichefiate din Europa, a cărui capacitate de stocare este de 4.000 de metri cubi. Acesta este conectat la calea ferată, reţeaua rutieră și transportul pe apă, putând primi nave de 2.500 tdw. Tot în portul Midia a construit și Rompetrol Rafinare un terminal de gaze petroliere lichefiate (GPL), cu capacitatea de 3.000 de tone/transport. Obiectivul este amplasat în dana nr. 9 a portului Midia și este conectat direct la două rezervoare de GPL ale rafinăriei (de aproximativ 3.600 de metri cubi). Lucrările realizate de companie pentru dezvoltarea danei au permis atât triplarea capacităţii de transfer a produselor finite (de la 90.000 tone/ lună la 310.000 tone/lună), cât și acostarea navelor maritime cu o capacitate maximă de 10.000 tdw și a barjelor de tip tanc de maxim 2.000 tdw. 31

oil & gas

HANNOVER MESSE 2015

Pregătit pentru Industry 4.0 cu Kaeser SAM2, Sigma Network, întreţinere predictivă, suflante cu şurub şi noi motoare electrice: Kaeser Kompressoren are plăcerea de a prezenta o gamă întreagă de inovaţii anul acesta la Târgul de la Hanovra. Produsele Kaeser nu sunt proiectate doar pentru a furniza aer comprimat în cel mai fiabil, eficient şi economic mod cu putinţă, ci sunt şi complet pregătite să profite de beneficiile orientate către viitor pe care le oferă Industry 4.0.

igma Air Manager 2 (SAM2) reprezintă a doua generație de controler central, și mai puternic, de mare succes, produs de Kaeser Kompressoren. Nu

SAM 2: Sigma Air Manager 2 (SAM 2) nu numai că asigură o monitorizare şi un control foarte eficiente ale tuturor componentelor din staţia de aer comprimat, dar le permite de asemenea să beneficieze de avantajele orientate spre viitor pe care le oferă Industry 4.0. 32

numai că maximizează eficienţa tuturor componentelor din staţia de aer comprimat, dar de asemenea evaluează datele achiziționate pentru a oferi, de exemplu, întreţinere

predictivă, precum şi multe alte opţiuni suplimentare. Printre alte avantaje, utilizatorii beneficiază de costuri energetice reduse, eficienţă îmbunătăţită şi o gestiune complexă

www.kaeser.com

www.petroleumreview.ro

Sigma Network: Puternica reţea de date Kaeser Sigma Network permite monitorizarea şi controlul optime ale staţiilor de aer comprimat şi beneficiază de capacităţile de funcţionare avansate oferite de Industry 4.0. a energiei, în conformitate cu ISO 50001.

Sigma Network Sigma Network este o reţea Ethernet închisă, foarte sigură, creată special de Kaeser pentru produsele Kaeser şi permite monitorizarea şi controlul optime ale staţiilor de aer comprimat. Elaborată în colaborare cu producători de software şi hardware renumiţi, Sigma Network reprezintă încă un exemplu de serviciu independent Kaeser care oferă o calitate şi performanţe excepţionale. Clienţii se pot bucura de economii de cost semnificative şi un service extrem de convenabil rezultat al disponibilităţii şi evaluării rapide a datelor.

Întreţinere predictivă Imaginaţi-vă că nu va mai trebui să aveţi de a face cu opriri neprevăzute ale producției! Ce ar fi dacă aţi putea şti

imediat dacă un compresor chiar are nevoie de întreţinere azi sau în viitorul apropiat şi în ce măsură este service-ul necesar? Acest lucru este deja posibil, trecând pur şi simplu de la întreţinerea programată la întreţinerea predictivă – o opţiune care promite costuri semnificativ mai mici ale producţiei de aer comprimat.

Economii de energie miraculoase pentru gama de joasă presiune În urma lansării pe piaţă a extrem de eficientelor suflante cu şurub EBS echipate cu rotoare cu Sigma Profil ale Kaeser Kompressoren în 2014, gama de produse a fost extinsă şi include acum un „frate mai mare”– FBS – care oferă debite de aer comprimat de până la 67 m3/min. Astfel, suflantele cu şurub Kaeser sunt acum disponibile pentru debite cuprinse între 10 şi 67 m3/min, cu o diferenţă maximă de presiune de 1,1 bar. Aceste noi suflante cu şurub

dovedesc că tehnonogia confirmată, deja folosită la compresoarele Kaeser, care oferă economii de energie semnificative, poate fi aplicată cu succes şi la gama de joasă presiune. Acestea sunt cu până la 35 de procente mai eficiente comparativ cu suflantele rotative convenţionale, dar în acelaşi timp surclasează alte suflante cu şurub şi turbosuflante datorită avantajelor energetice semnificative. Controlerul integrat Sigma Control 2 oferă o monitorizare constantă şi complexă, permiţând de asemenea conectarea directă a fiecărui echipament la reţele de comunicare.

Compresorul cu şurub DSDX Kaeser este de asemenea lider în industria tehnologiei compresoarelor cu şurub şi are plăcerea de a prezenta îmbunătăţirile din acest domeniu de care beneficiază ultimele modele de compresoare cu şurub din noua gamă DSDX. Acestea dispun acum 33

www.kaeser.com

FBS: Suflantele Kaeser cu şurub inovatoare şi eficiente din punct de vedere energetic EBS şi FBS sunt o sursă eficientă şi fiabilă de aer comprimat de calitate pentru gama de joasă presiune. de o versiune optimizată a blocului de compresie foarte eficient Sigma care furnizează debite de aer mai mari întrun mod mai eficient; puterea specifică a fost îmbunătăţită cu 5%, iar debitul de aer este cu 2 până la 3% mai ridicat.

Motoare noi pentru eficienţă optimă Kaeser va prezenta o nouă şi inovatoare generaţie de motoare cu înaltă eficienţă dezvoltată în colaborare cu un producător de motoare renumit în cadrul unui studiu, care va oferi o performanţă îmbunătăţită, în special la 34

încărcări parţiale.

Kaeser şi Industry 4.0 Capabile să se integreze perfect întrun sistem şi să comunice între ele, toate produsele Kaeser sunt gata să profite în întregime de avantajele orientate către viitor oferite de Industry 4.0. Pentru Kaeser Kompressoren, Industry 4.0 reprezintă un concept umbrelă pentru promovarea producţiei de aer comprimat de înaltă eficienţă. În mod specific, descrie un sistem în care toate elementele interrelaţionează, de la planificarea

producţiei până la implementare şi la întreţinerea predictivă. Scopul interrelaţionării acestor elemente este de a avea un control inteligent asupra acestora pentru a putea furniza volumul şi calitatea de aer comprimat cerute de fiecare utilizator specific. Mai mult, această strategie ajută la menţinerea unei disponibilităţi şi eficienţe maxime şi reduce costurile de funcţionare la minimum. Datele complete colectate de sistem sunt utilizate adiţional pentru a mări gradul de inovaţie şi eficienţă al produselor viitoare, bazându-se pe condiţii reale de funcționare. www.petroleumreview.ro

oil & gas

Strategia energetică naţională, în dezbatere la CCIB Camera de Comerţ şi Industrie a Municipiului Bucureşti (CCIB) a organizat pe data de 24 martie, cu susţinerea Casei de Avocatură Muşat şi Asociaţii, un nou eveniment din seria Business Breakfast, cu tema „Agenda noului Minister al Energiei, IMM şi Mediului de Afaceri în domeniile de responsabilitate – prezent şi perspective”. Invitatul special al ediţiei, moderate de prof. univ. dr. ing. Sorin Dimitriu, preşedintele Camerei bucureştene, a fost ministrul de resort, Andrei Dominic Gerea.

„

Prin organizarea Business Breakfast, iniţiativă care s-a bucurat de succes şi de aprecierea mediului de afaceri, dar şi a partenerilor noştri din mediul guvernamental, ne-am propus iniţierea unui dialog mai puţin convenţional, dar eficient între decidenţi şi firme”, a declarat preşedintele CCIB în deschiderea evenimentului. Managerii şi antreprenorii prezenţi au avut posibilitatea de a obţine informaţii privind: stadiul elaborării noii strategii energetice a României; siguranţa energetică a ţării noastre în context european; evoluţia sectorului energiei obţinute din surse regenerabile, în contextul modificărilor legislative privind certificatele verzi; facilitarea accesului la surse de finanţare, avantajele oferite întreprinderilor mici şi mijlocii de noul Cod fiscal. În ceea ce priveşte strategia energetică a ţării noastre, potrivit ministrului Andrei Gerea, se urmăreşte: majorarea capacităţii de stocare a gazelor naturale; realizarea unor îmbunătăţiri tehnice la nivelul sistemului naţional de transport al gazelor naturale, în vederea creşterii

presiunii în sistem; rezolvarea unor probleme legate de interconectare, astfel încât România să beneficieze, pe termen mediu, de beneficiile unor proiecte transnaţionale; restructurarea sistemului energetic, ţinând seama de necesitatea asigurării unui mix energetic echilibrat. În cadrul discuţiilor, ministrul Andrei Gerea a punctat importanţa asigurării unor surse multiple de obţinere a energiei. În acest context, a apreciat că „avem nevoie de capacităţi pe cărbune”, dar şi că proiectul Tarniţa-Lăpusteşti, hidrocentrala de pompaj, cu rol de echilibrare a sistemului, trebuie dezvoltat. De asemenea, întâlnirea cu ministrul energiei, IMM-urilor şi mediului de afaceri s-a dovedit o excelentă ocazie pentru a se discuta problemele cu care se confruntă domeniile din sfera de responsabilitate. Astfel, dinamica prea mare a schimbărilor legislative, anumite reguli rigide introduse în piaţa centralizată de energie electrică, necesitatea realizării unor investiţii masive pe zona de interconectare, dezvoltarea unor capacităţi industriale

care să valorifice resursele autohtone, dificultăţile în domeniul accesării fondurilor europene, actele normative a căror aplicare influenţează negativ activitatea mediului de afaceri, fără obţinerea unor beneficii semnificative de către stat (ex. legislaţia privind taxa de stâlp), au fost câteva dintre subiectele abordate de către participanţi în dialogul cu ministrul Andrei Gerea. De asemenea, s-a discutat despre lipsa unor stimulente reale pentru industriile cu valoare adăugată mare (ex. tehnologia informaţiei) şi despre necesitatea de a se aduce corecţii cadrului legislativ, în vederea eliminării aspectelor interpretabile, dar şi a celor care pot conduce la discriminarea anumitor categorii de firme. „Cunoașterea din sursă directă a problemelor reale întâmpinate de operatorii economici în activitatea de zi cu zi are o importanță deosebită pentru decidenți, ceea ce ne determină să susținem necesitatea organizării periodice a unor astfel de evenimente, poate pe teme mai punctuale”, a declarat în încheiere demnitarul român. Sursă: Biroul de presă al CCIB 35

oil & gas

NOUA MATEMATICĂ A PETROLULUI

Cum se rezolvă ecuaţia preţ-cerere-ofertă Pe data de 3 martie 2015, o știre uimitoare făcea ocolul presei americane: stocurile de petrol ale Statelor Unite au atins 444,4 milioane de barili, cea mai mare cantitate stocată vreodată cu începere din anii 19301. Numai în săptămâna precedentă, stocurile au crescut cu 10,3 milioane de barili2, cea mai mare creștere înregistrată din 2002. Producția de gaze în luna februarie 2015 a depășit 2.000 miliarde mc/zi3, înregistrând o creștere de 1% față de luna ianuarie și 10,5% față de producția din februarie 2014. de Prof. Constantin Crânganu, Brooklyn College of the City University of New York 1 http://www.bizjournals.com/dallas/news/2015/03/04/oil-prices-could-tumble-again-as-storage-tanks-max.html?page=all 2 http://business.financialpost.com/news/energy/oil-prices-fall-as-u-s-runs-out-of-room-to-store-its-crude?__lsa=a722-be77 3 http://www.pennenergy.com/articles/pennenergy/2015/03/u-s-natural-gas-production-rises-in-february.html?cmpid=EnlDailyPetroM arch92015

aptul că Statele Unite au ajuns să nu mai aibă unde să depoziteze țițeiul și gazele produse de companiile americane este cea mai strălucită și mai neașteptată confirmare a succesului revoluției tehnologice numite fracturarea hidraulică a șisturilor gazeifere și petrolifere. În același timp, pentru multă lume, motto-ul poate suna ca o contradicție în termeni: de unde Statele Unite erau, până nu demult, cel mai mare consumator de hidrocarburi, (unii „scenariști” spuneau chiar că războiul din Irak a fost, de fapt, declanșat pentru ca americanii să pună mâna pe petrolul 36

de acolo!?!), s-a ajuns, de câteva luni bune, ca piețele internaționale și lumea finanțelor să fie obligate să accepte o nouă paradigmă: Statele Unite au acum prea mult petrol și gaze!!! Și acest fapt a determinat o reevaluare a strategiilor de producție, rafinare, stocare, vânzare-cumpărare etc., pe termen scurt și mediu. Piețele petrolului continuă să oscileze între o stare acută de îngrijorare şi un sentiment fragil de speranță că ajustarea ofertei, așteptată de multă lume, este deja pe drum. Cred că această ajustare, când va avea loc, va schimba fundamental structura piețelor de petrol şi vom asista, în

următorii cinci ani, la apariția unei noi matematici a petrolului, în care ecuația clasică preț-cerere-ofertă va avea nevoie de soluții multiple pentru rezolvare. În articolul „Deflația petrolului. Cauze şi consecințe”1 am indicat trei evenimente ca fiind declanșatoarele climatului deflaționist actual (revoluţia fracturării hidraulice a argilelor petrolifere din SUA, reînceperea producției în Libia şi „gambitul” OPEC din 27 noiembrie 1 http://www.contributors.ro/reactierapida/defla%C8%9Bia-petrolului-cauze%C8%99i-consecin%C8%9Be/

www.petroleumreview.ro

oil & gas

2014). Dar începutul anului 2015 aduce în prim plan un nou aspect, care cred că va afecta substanțial ajustarea ofertei de petrol văzute ca posibilă cale de rezolvare a ecuației prețcerere-ofertă: transformarea Statelor Unite într-un swing producer (i). Prin acceptarea acestui nou rol pentru SUA, strategia OPEC, controlată de Arabia Saudită, creează un mediu cu o mare volatilitate a prețului şi cu stresuri semnificative asupra piețelor de capital şi mecanismelor financiare. Mai mult, se discută chiar despre dispariția rolului OPEC de arbitru al piețelor mondiale de petrol (Why OPEC is dead)2. Întrebarea crucială a acestui început de an este: se cuvine ca Statele Unite să-şi joace noul rol de swing producer şi să-și ajusteze oferta pentru stabilizarea/creșterea prețului petrolului? Să vedem, mai întâi, cum se prezintă cei trei termeni ai ecuației, cel puțin în următorul „cincinal”, 2015 2020.

Oferta de petrol Datorită revoluției fracturării hidraulice, producătorii de țiței de șist din SUA au devenit, fără intenție, swing producers. Asta înseamnă că ritmul adăugării de noi oferte pe piață se va ajusta rapid ca răspuns la schimbările de preț ale petrolului. Sau, cu alte cuvinte, se așteaptă ca producția de țiței a Statelor Unite să își reducă rata de creștere în perioada 2015 - 2017, pentru a se relansa apoi ca răspuns la o piață mai restrânsă. Astfel, se estimează o creștere moderată a producției în perioada 2015 - 2017 (de la ~9,5 la ~10,4 milioane de barili/zi), care va fi urmată, între anii 2017 - 2020, de producții ajungând până la 13 milioane de barili/zi. În 2014, contribuția țițeiului de șist la producția totală americană a fost de 2 http://www.cnbc.com/id/102477252

1,5 milioane de barili/zi, cea mai mare creștere anuală din istoria SUA (ii). Impunerea sau, mai degrabă, asumarea, de către Statele Unite, a noului rol de swing producer în domeniul petrolului a fost determinată de schimbarea strategiei OPEC, recte decizia Arabiei Saudite, care, în luna noiembrie 2014, a făcut o mișcare decisivă: a renunțat, după patru decenii, la controlul prețului petrolului prin creșterea/scăderea cantităților produse. Practic, OPEC a lăsat piețele libere să decidă prețul petrolului, chiar cu riscul de a le inunda cu supraproducție. În noul „cincinal” (2015 - 2020), OPEC va continua să existe, dar nu așa cum am știut-o. Arabia Saudită va continua să-și apere partea de piață, dar, în același timp, va permite pieței libere să funcționeze. Piețele de petrol se vor zbate să găsească o nouă plajă a prețurilor de echilibru. În acest context, sunt posibile schimbări de preț cu mare frecvență, întrucât consensul pe piața de valori este foarte instabil prin însuși natura sa. A juca rolul de swing producer în locul Arabiei Saudite va fi o provocare pentru Statele Unite. Actualmente, țițeiul de șist produs de SUA a impus acest rol, dar perioadele dominate de investiții înseamnă că schimbările în producția de țiței vor fi mai lente decât implementarea unor schimbări în politica producției saudite. Arabia Saudită și OPEC s-ar putea să încerce să redevină iarăși ce au fost până anul trecut. Numai că ciorba reîncălzită nu mai are același gust. Unii membri OPEC (Venezuela, Nigeria) sunt „puteri” consumate în termeni de petrol din cauza războaielor, conflictelor interne, problemelor economice și lipsa investițiilor. Arabia Saudită mai poate spera să capete o influență puternică, dar nu la fel de mare ca mai înainte. Rocada Arabia Saudită - SUA a avut deja loc pe piața produselor petroliere rafinate: în 2014, Statele Unite au exportat în medie 3,8 milioane de

barili/zi, o creștere de 347.000 de barili/zi față de 2013, conform datelor raportate de U.S. Energy Information Administration (Petroleum Supply Monthly3). Exporturile se referă, în principal, la benzină auto, propan și butan, iar principalii beneficiari au fost America de Sud și Centrală, Canada și Mexic. Exporturile americane de produse petroliere rafinate în 2014 au crescut pentru al 13-lea an consecutiv. În același timp, Arabia Saudită a exportat 2,3 milioane de barili/zi de produse rafinate și s-a declarat mulțumită să ocupe locul al doilea pe această piață4. Pe lângă cuplul Statele Unite OPEC, care și-au schimbat rolurile la începutul acestui an, mai trebuie considerați și alți jucători pe piața ofertei de petrol în perioada imediat următoare: Irak - securitatea este adecvată pentru a mări producția, în special în sudul țării, dar accentuarea insecurității în restul țării creează mari riscuri. Iran - un acord nuclear comprehensiv și stabil se dovedește iluzoriu, dar producția de țiței continuă să crească încet, încet. Țările Golfului - reușesc să se mențină, în general, păzite de tulburările regionale, dar problemele pot apărea rapid. Venezuela - producția este în scădere și există riscuri de schimbări politice. Rusia - tensiunile legate de conflictul ucrainean diminuează accesul țării pe piețele de capital și tehnologie; în consecință, producția scade. Șocurile întârziate ale unor proiecte amânate sau anulate vor diminua ofertele și din zone bine cunoscute, precum Africa de Vest ori Marea Nordului. Vor fi și surprize, inclusiv în locuri unde nu ne așteptăm. 3 http://www.eia.gov/petroleum/supply/ monthly/ 4 http://www.bloomberg.com/news/articles/2015-02-25/oil-demand-seen-risingby-saudi-arabia-s-naimi-as-market-calm-

oil & gas

Figura 1

Figura 1 ilustrează schimbările prognosticate ale producției celor 12 membri OPEC în perioada 2014 2020. Cu excepția Statelor Unite, producția de țiței a țărilor non-OPEC se va menține constantă, în loc să crească. Indicație pentru rezolvarea ecuației: ajustarea ofertei este necesară imediat pentru rebalansarea pieței petrolului.

Cererea de petrol La o primă vedere, creșterea cererii de petrol prezintă un ritm ascendent. Dacă în 2014 cererea a crescut doar cu 0,6 milioane de barili/zi, se așteaptă ca aceasta să ajungă până la 1 milion de barili/zi în 2015 și 1,3 - 1,4 milioane de barili/zi în perioada 2017 - 2020. Regional, însă, cererea ar putea fi mai slabă (de exemplu, în Rusia/CSI și America Latină), ceea ce va diminua efectul unor creșteri ale cererii în SUA și pe alte piețe. Îmbunătățirea condițiilor economice reprezintă factorul cheie pentru creșterea cererii de petrol. Răspunsul la cerere este o funcție cu două variabile: elasticitatea prețului (iii) și creșterea/scăderea PIBului, care sunt unice pentru fiecare țară. 38

din zona Asia-Oceanul Pacific vor contribui cel mai mult la dinamica globală a cererii, în special de hidrocarburi lichide. Dacă cererea de benzină pe piețele libere răspunde scăderii prețurilor, cererea de motorină este în principal controlată de PIB. Astfel, în 2015, motorina reprezintă jumătate din valoarea cererii, incluzând și schimbările specificațiilor pentru carburantul folosit de tancuri petroliere și alte nave maritime de transport transoceanic. Indicație pentru rezolvarea ecuației: este foarte probabil că, în următorii cinci ani, creșterea cererii nu va „înghiți” surplusul ofertei, cu alte cuvinte, cererea nu este soluția la surplusul de producție. Analiștii de la IHS estimează că, până în 2020, creșterea cererii de petrol se va apropia de 1,3 -1,4 milioane de barili/zi, în principal, datorită îmbunătățirii condițiilor economice (vezi figura 2). Piețele emergente (de ex., China, India) vor continua să conducă creșterea cererii, în timp ce țările europene vor avea o contribuție parțială, uneori negativă. După cum rezultă din graficul de mai sus, țările

Balanţa globală a petrolului, perspectivele preţului și scenarii alternative Balanța mondială a hidrocarburilor lichide se reechilibrează doar pe măsură ce creșterea ofertei va încetini după 2015. În această relație dinamică, se întrevăd două faze: • Faza I: 2015 - 2016. Prețurile

Figura 2

www.petroleumreview.ro

oil & gas

petrolului vor rămâne sub presiune până când excesul de producție este redus sau eliminat. Majoritatea ajustării ofertei va avea loc în Statele Unite. Prețul petrolului Brent va ajunge la 47 USD/baril în 2015 și la 63 USD/baril în 2016. • Faza II: 2017 - 2020. Prețurile vor crește suficient pentru a stimula o dezvoltare a producției care să satisfacă o creștere cumulată a cererii de 5,5 milioane de barili/zi în 2017 - 2020. Proiectele amânate în 2015 - 2016, în particular cele din zonele de apă adâncă, vor avea un impact pronunțat asupra ofertei. Prețurile vor trebui să stimuleze și producția onshore din SUA pentru a satisface cererea. Se estimează că prețul petrolului Brent va ajunge undeva între 70 și 95 USD/baril. Nu este un secret pentru nimeni că actuala legislație americană nu permite exportul de țiței brut. Astfel că producătorii americani nu pot să-l vândă decât pe teritoriul SUA, la un preț numit indicele WTI (West Texas Intermediate) pe piața NYMEX (New York Mercantile Exchange). Istoric, diferențele de preț între indicele Brent (piața internațională din Londra) și indicele WTI au fost nesemnificative, atâta timp cât Statele Unite erau cel mai mare importator de petrol. Dar, începând din 2008, fracturarea hidraulică a argilelor petrolifere (în principal, argilele Bakken, Three Forks, Eagle Ford și cele din West Permian Basin) au schimbat radical structura importurilor americane. Așa cum am scris mai sus, actualmente, SUA nu mai au spații să depoziteze surplusul de hidrocarburi. Locul tradițional de depozitare a hidrocarburilor americane este orașul Cushing din Oklahoma și tot acela este locul de unde pleacă spre New York cotațiile care vor fi încorporate în prețul american WTI. Capacitatea de stocare de la Cushing este de 71 de milioane de barili și este aproape de limita maximă.

Figura 3

Diferențele de preț Brent minus WTI (vezi figura 3) au crescut constant din 2012 încoace, ajungând la 12,78 USD/baril în prezent. Analiștii financiari estimează însă că aceste diferențe ar putea să atingă chiar 15 – 20 USD/baril în următorii ani, dacă producătorilor americani nu li se va permite să vândă și ei pe piața internațională, acolo unde se plătește prețul Brent. Nu este de mirare, așadar, că, în condițiile actuale de supraproducție, lipsă de spații de depozitare și prețuri scăzute, au apărut două aspecte particulare în industria americană de hidrocarburi: 1. O parte din producție a intrat în contango: petrolul este stocat în supertancuri petroliere, cu capacități de până la 4.000.000 de barili consumul României pe 19 zile!! așteptând ajustarea prețurilor. 2. A început să crească presiunea pentru ridicarea interdicției de export al țițeiului brut american5, pentru că prețul scăzut WTI nu favorizează producătorii autohtoni. Aceștia se simt nedreptățiți că nu pot vinde cu prețul Brent, mult mai mare în prezent. 5

https://www.ihs.com/

Utilizarea scenariilor energetice ca element cheie de diferenţiere strategică Scenariile sunt instrumente foarte puternice care ajută companiile să planifice pentru viitor, indiferent dacă este vorba de dezvoltarea bugetului pe anul următor, dezvoltarea unei noi strategii, revigorarea unei strategii sau testarea unei decizii de investiții. În toate aceste cazuri, utilizarea scenariilor poate deveni foarte utilă, pentru că scenariile extind analiza dincolo de o simplă caracteristică liniară din viitor. Când suntem surprinși de dezvoltările care apar în viitor, este adesea din cauza lipsei de imaginație. Folosind scenarii, putem privi în viitor prin mai multe lentile în loc de una singură. Dezvoltăm două sau trei perspective ale viitorului, vederi foarte diferite, care testează prejudecățile şi presupunerile noastre. Folosirea scenariilor ne forțează să fim expliciți în legătură cu ce presupunem despre viitor şi să considerăm rezultate alternative. În plus, scenariile sunt un instrument foarte efectiv de-a lungul timpului pentru testarea strategiilor şi creșterea rezilienței companiilor 39

oil & gas

confruntate cu fenomene adverse şi, de asemenea, pentru implementarea mai eficientă a avantajelor oferite de noile oportunități emergente.

Figura 4

Scenariile de rivalitate, autonomie şi vertigo Analiștii de la IHS au creat anul trecut o nouă generație de scenarii energetice globale. „Rivalitatea” este ceea ce ei numesc scenariul de planificare sau cazul de referință. Rivalitatea este o lume a competițiilor crescânde dintre sursele de energie: regenerabile, petrol, gaze naturale şi altele. Această rivalitate se manifestă în mai multe feluri: gazul natural va începe să intre pe piața transporturilor; electricitatea va juca un rol mai semnificativ în transporturi etc. De exemplu, astăzi există circa 900 de milioane de automobile în întreaga lume. În 2040 numărul acestora se va dubla, vor fi circa 1,8 miliarde. Totuşi, cererea de benzină nu va crește la fel de mult pentru că multe dintre aceste automobile vor fi mai eficiente decât cele de astăzi, multe vor folosi gaz natural, iar o parte vor utiliza electricitate. Acesta este un posibil exemplu de rivalitate energetică în viitorul nu prea îndepărtat. Există şi două scenarii alternative. Unul se numește „autonomie” (vezi figura 4) (iv). Autonomia este o lume fascinantă în care cererea locală de energie este satisfăcută într-un grad ridicat de sursele energetice locale. Cu alte cuvinte, energiile regenerabile devin mult mai eficiente din punctul de vedere al costurilor. Dar, pe de altă parte, va însemna şi o expansiune mai mare a producției de țiței şi gaze neconvenționale. Astfel, există mult mai multă ofertă energetică în multe părţi ale lumii care astăzi nu au suficientă producție de energie. Al doilea scenariu alternativ se numește „vertigo”. Vertigo înseamnă o lume a schimbărilor tehnologice accelerate. Este o lume în care 40

automobilele cu autoconducere devin larg răspândite. Este o lume în care computerele joacă un rol mult mai semnificativ în diagnosticele medicale, de exemplu. Este o lume a marilor schimbări tehnologice, dar şi o lume în care schimbările sunt așa de mari, încât este foarte dificil pentru guverne şi societățile umane să țină ritmul cu aceste schimbări. Şi aceasta are un mare impact asupra energiei. Apar dezacorduri între cererea de energie şi oferta energetică. Cu alte cuvinte, vertigo înseamnă o lume a marilor schimbări, foarte fascinantă, dar şi foarte turbulentă. Ceea ce trebuie reținut, în cazul celor trei scenarii propuse de IHS, este variația prețului Brent al barilului de țiței pentru perioada 2015 - 2020: • scenariul „autonomie” estimează un preț aproape constant, în jur de 60 USD/baril; • scenariul „rivalitate” pleacă de la sub-50 USD/baril în 2015 și consideră un preț de circa 90 USD/ baril în 2020, în timp ce • scenariul „vertigo” sugerează o evoluție a prețului de tip W: în jos din 2014 în 2015, până la 70 USD/baril, în sus în 2018, până la 130 USD/baril, apoi iarăși în jos în 2019 și 2020, până la 80 USD/baril. Indicația finală pentru rezolvarea

ecuației preț-cerere-ofertă: utilizaţi toate informaţiile anterioare. Note: i) Swing producer se referă la un furnizor sau un grup restrâns de furnizori oligopolici ai unei mărfi, care controlează depozitele globale ale mărfii și posedă mari capacități de producție a acesteia. Un swing producer este capabil să crească sau să descrească oferta mărfii cu costuri adiționale minime, și astfel este capabil să influențeze prețurile și să balanseze piețele, oferind protecție pe termen scurt și mediu împotriva aspectelor negative ale investițiilor. Exemple clasice de swing producers includ Arabia Saudită pentru petrol (până anul acesta!), Rusia pentru îngrășăminte potasice sau Compania De Beers pentru diamante. ii) BP Energy Outlook 2035, http:// www.bp.com/en/global/corporate/ about-bp/energ y-economics/energ youtlook.html iii) O explicație a conceptului de elasticitate a prețului petrolului se poate citi aici: http://faculty.winthrop.edu/ stonebrakerr/book/oilprices.htm iv) Prețurile indicate sunt nominale, adică reprezintă valoarea petrolului în ani diferiți. Prețurile reale (neindicate în grafic) sunt ajustate pentru diferențele între nivelul prețurilor din anii considerați. Sursă: www.contributors.ro www.petroleumreview.ro

oil & gas

Compresoare de închiriat personalizate pentru proiectul offshore Saipem Atlas Copco Rental furnizează contractorului industrial de petrol şi gaze Saipem un contract de închiriere pe o perioadă de un an pentru echipamente personalizate, pentru a-i servi la operaţiunile offshore.

ând Saipem a început construcţia primei conducte de gaz care se va întinde din Rusia până în Bulgaria, a avut nevoie nu doar de service experimentat, dar şi de materiale personalizate, aşadar a contactat echipa Atlas Copco Rental.

Rental, pentru oferirea unei soluţii adaptate nevoilor sale. Formalităţile vamale n-au făcut deloc proiectul unul uşor, dar cu ajutorul departamentului de vânzări Atlas Copco Rental şi al colegilor de la departamentul de logistică din Belgia, cu care şi-au unit forţele, Saipem a reuşit să primească la timp comanda de două compresoare PTS 1600 containerizat de aer PTS 1600, 100% oil-free, Saipem avea deja proiectul instalaţiei pe precum şi uscătoare CD şi accesorii care o dorea. Pe baza acestuia, era timpul pentru închirierea pe o perioadă de un să înceapă construcţia primului traseu, an. Suportul tehnic Atlas Copco Rental care consta în patru conducte ce urmau este oferit de doi ingineri de service, care să traverseze ţărmul, dar şi zone de apă cu colaborează îndeaproape pentru a oferi adâncime mică, folosindu-se de cele două satisfacţie maximă clientului. nave grandioase ‘Saipem 7000’ şi ‘Castro „Saipem ne-a cerut să propunem o soluţie Sei’. Înainte de începerea construcţiei şi a pentru sablare, folosind echipament special, PTS 1600 containerizat amplasării, conductele trebuiau sablate, certificat pentru offshore. Cererea lor a venit ca o sarcină deloc uşoară, din cauza poziţionării o alternativă la achiziţia respectivelor echipamente. instalaţiei pe o barjă, ceea ce însemna că tot echipamentul folosit Accentul nostru puternic pe proiectele offshore ne-a permis să venim trebuia să fie containerizat, realizat la comandă. rapid cu o propunere axată pe nevoia clientului”, explică Nicola Di Acesta a fost momentul când Saipem a contactat Atlas Copco Savino, inginer Atlas Copco Rental.

Atlas Copco este un grup industrial, având poziţii de top în comercializarea de compresoare, echipamente de construcţie şi minerit, unelte electrice şi sisteme de asamblare. Grupul oferă soluţii sustenabile pentru creşterea productivităţii, prin produse şi servicii inovatoare. Fondată în 1873, compania are sediul în Stockholm, Suedia, având o acoperire globală în mai mult de 170 de ţări. În 2014, Atlas Copco Group a avut venituri de 10.3 BEUR şi mai mult de 44.000 de angajaţi. Specialty Rental este o divizie în cadrul domeniului de activitate Construction Technique a companiei Atlas Copco. Deserveşte clienţi din toată lumea, prin furnizarea de soluţii de închiriere pentru aer comprimat, azot, energie. Serviciile de închiriere sunt oferite sub diferite mărci. Sediul central se află în Houston, SUA.

SPECIAL FOCUS

Vremea fuziunilor și achizițiilor în industria de petrol și gaze din Europa Anul 2014 a adus pentru industria globală de petrol și gaze o intensificare semnificativă a activității pe piața fuziunilor și achizițiilor și o scădere abruptă a prețului petrolului. Dacă inițial prăbușirea prețului petrolului a fost un element care a blocat piața M&A, aceasta s-a transformat într-un factor de stimulare a procesului de restructurare a industriei de profil. Problemele cu care aceasta se confruntă deja vor da un nou impuls acestui proces și va susține relansarea pieței de fuziuni și achiziții, chiar și în Europa Centrală și de Est unde până acum lucrurile s-au mișcat într-un ritm mai lent. de Laurenţiu Roşoiu

căderea prețului petrolului în a doua parte a anului trecut (o prăbușire de peste 50%, în doar câteva luni, în termeni procentuali și a doua cea mai mare scădere în valori absolute a ultimilor aproximativ 50 de ani) a făcut ca 2014 să fie unul dintre cei mai spectaculoși, dar și cei mai complicați ani, pentru industria de petrol și gaze la nivel global. Spectaculozitatea acestuia este dată în primul rând de evoluția prețului petrolului. Implicațiile acestei mișcări de preț sunt însă cel puțin la fel de spectaculoase, prin mutațiile produse situației geopolitice sau chiar militare, la nivel global; pentru actorii din industria de profil mișcarea amplă a prețului este impresionantă, dar și extrem de importantă, deoarece la finalul procesului de restructurare și reașezare în care industria de petrol și gaze a fost efectiv împinsă, am putea avea o industrie cu o cu totul altă față. Cel puțin aceasta este concluzia la care putem ajunge dacă ne uităm la ceea ce s-a întâmplat la finele secolului al XX-lea, când scăderea prețului petrolului de la 20 la circa 10 dolari pe baril între anii 1998 și 1999 (în termeni procentuali o scădere de circa 50%, similară ca amplitudine celei înregistrate la jumătatea anului trecut) a dus la reconfigurarea 42

spectaculoasă a industriei printr-o serie de fuziuni între unii dintre jucătorii de calibru de la acea vreme; atunci Exxon a fuzionat cu Mobil; BP a preluat Amoco și ARCO; în grupul francez Total au intrat companiile Petrofina și Elf, iar Chevron a fuzionat cu Texaco.

UN AN AL EXTREMELOR Industria de petrol și gaze a intrat în 2014 cu un preț al petrolului stabilizat în jurul nivelului de 100 de dolari pe baril și cu numeroase prognoze ce indicau creșterea cererii de petrol la nivel global - și în special în economiile emergente din Asia. Aceste prognoze au fost elementele care au stimulat activitatea de fuziuni și achiziții în domeniu și au condus la încheierea unora dintre cel mai mari tranzacții ale industriei de profil din cursul anului trecut. Asta însă în prima parte a anului! Prăbușirea prețului petrolului începând cu luna iulie a redus semnificativ, până aproape de stagnare, activitatea de fuziuni și achiziții (Mergers & Acquisition – M&A) la nivel global în cea de-a doua parte. Potrivit raportului “Global oil and gas transactions review 2014”, realizat de compania de consultanță www.petroleumreview.ro

EVOLUŢIA TRANZACŢIILOR M&A ÎN INDUSTRIA DE PETROL ȘI GAZE, LA NIVEL GLOBAL 2014 a fost anul tranzacţiilor mari în industria de petrol și gaze. La nivel global numărul afacerilor a fost în scădere, dar valoarea însumată a acestora a înregistrat un nou maxim. $500

3,000

$450 2,500

$400 $350

2,000

$300 $250

1,500

$200 1,000

$150 $100

500

$50 $0

2010

2011

2012

2013

2014

Graficul relevă evoluția valorii și numărului tranzacțiilor M&A în industria de petrol și gaze în ultimii cinci ani. Pe axa verticală din dreapta este reprezentat numărul de tranzacții. Pe axa verticală din stânga, este evoluția valorii tranzacțiilor (în miliarde dolari), ilustrată de linia galbenă.

Sursă: raportul Ernst & Young “Global oil&gas transactions review 2014”

Ernst & Young, majoritatea celor mai mari tranzacții ale anului s-au realizat în primele șase luni din 2014. În această perioadă s-au încheiat nu mai puțin de patru tranzacții în valoare de peste 5 miliarde de dolari. Spre deosebire, în a doua parte a anului s-a încheiat o singură astfel de tranzacție majoră, cea dintre Halliburton și Baker Hughes. Este însă adevărat că valoarea acesteia a depășit cu mult valorile însumate ale celor patru tranzacții încheiate în prima parte a anului, fiind a treia cea mai mare tranzacție din industria de profil, la nivel global, a ultimului deceniu: 38 de miliarde de dolari. În urma schimbării bruște a situației de pe piața petrolului, industria a intrat și ea, la fel de rapid, întrun proces de reconfigurare, trecând în mai puțin de o jumătate de an de la o extremă la alta: astfel, dacă în prima parte a anului se tranzacționau perspectivele pozitive ale industriei, în a doua parte a anului companiile și-au recalibrat planurile, tranzacționând perspectivele date de noul context economic, caracterizat de volatilitate, imprevizibilitate și de un preț scăzut al petrolului. Iar trecerea de la o extremă la alta este ilustrată de cifre: dacă în prima jumătate a anului efervescența în domeniu părea a fi la cote maxime, numărul tranzacțiilor realizate situându-se în zona de maxim

a mediei anteriorilor cinci ani… aceasta s-a redus semnificativ, astfel încât, în ultimul trimestru din 2014 numărul de tranzacții realizate să fie cu 40% mai mic decât în trimestrul al patrulea din 2013 și cu 55% mai mic decât în ultimul trimestru din 2012.

ANUL TRANZACŢIILOR MARI Cu toate acestea însă, activitatea din prima parte a anului a fost atât de intensă încât a contrabalansat blocajul din cea de-a doua. Cel puțin asta se poate înțelege din cifrele raportului Ernst & Young, din care reiese că 2014 a fost practic cel mai prolific din ultima jumătate de deceniu din punct de vedere al valorii tranzacțiilor M&A din industria de profil. Astfel, în 2014 suma tranzacțiilor a fost de circa 443 de miliarde de dolari, cu 69% mai mare decât valoarea tranzacțiilor din 2013, și semnificativ peste cele ale anilor anteriori (a se vedea graficul „Evoluția tranzacțiilor M&A în industria de petrol și gaze, la nivel global”). Totodată, valoarea medie a tranzacțiilor realizate în 2014 a fost de 447 de milioane, de asemeni semnificativ mai mare decât media ultimilor circa patru ani. În paralel însă, numărul tranzacțiilor realizate a avut în 2014 un al treilea an consecutiv de scădere. Ceea 43

SPECIAL FOCUS EVOLUŢIA TRANZACŢIILOR M&A ÎN INDUSTRIA DE PETROL ȘI GAZE DIN EUROPA 2014 a fost anul în care valoarea tranzacţiilor M&A din industria de petrol și gaze s-a prăbușit în Europa, continuând într-un ritm accelerat tendinţa descendentă din perioada 2011 - 2013. $30

300

$25

250

$20

200

$15

150

$10

100

2010

2011

2012

2013

2014

Graficul relevă evoluția valorii și numărului de tranzacții M&A în industria de petrol și gaze din Europa, în ultimii cinci ani. Pe axa verticală din dreapta este reprezentat numărul de tranzacții. Pe axa verticală din stânga, este reprezentată evoluția valorii tranzacțiilor (în miliarde dolari), ilustrată prin linia galbenă. În culoarea gri deschis este ilustrată ponderea tranzacțiilor pe sectorul downstream; cu gri intermediar este ilustrată ponderea valorii tranzacțiilor din sectorul upstream; cu gri închis este ilustrată ponderea valorii tranzacțiilor în sectorul midstream.

Sursă: raportul Ernst & Young “Global oil&gas transactions review 2014”

ce poate conduce la concluzia că 2014 a fost un an al tranzacțiilor mari. Iar cifrele cu privire la numărul tranzacțiilor de valoare mare și foarte mare completează și întăresc această perspectivă: astfel, din totalul tranzacțiilor realizate în cursul anului trecut în industria de petrol și gaze la nivel global, nu mai puțin de 82 au avut valori de peste 1 miliard de dolari, patru dintre acestea depășind valoarea de 10 miliarde de dolari. Spre comparație, în 2013 s-au înregistrat doar 67 de tranzacții cu valori de peste 1 miliard de dolari în întreaga lume, una singură fiind de peste 10 miliarde.

EUROPA, ÎN BLOCAJ Dacă la nivel global, dat fiind evoluțiile sus-menționate din sectorul M&A, anul 2014 poate fi catalogat drept anul tranzacțiilor mari, în Europa operațiunile de fuziuni și achiziții aproape că s-au blocat, numărul și valoarea deal-urilor au continuat, într-un ritm ceva mai accelerat însă, tendința descendentă din perioada 2011 - 2013. După cum se poate vedea și în graficul „Evoluția tranzacțiilor M&A în industria de petrol și gaze din Europa”, cele 146 de tranzacții încheiate anul trecut au însumat doar aproximativ 15 miliarde de euro, activitatea din 2014 fiind astfel mai redusă decât cea din 2013 când s-au încheiat 243 de tranzacții, cu o valoare totală de 44

puțin peste 18 miliarde de dolari. Situația din Europa merită analizată însă cu mai multă atenție; iar prima observație ce se impune este aceea că, deși economia Europei are o pondere însemnată în economia globală (PIB-ul UE reprezintă peste 15% din PIB-ul global, cam tot atât cât reprezintă cel al SUA sau al Chinei), iar industria europeană de petrol și gaze este o componentă majoră a industriei globale de profil (BP, Royal Dutch, Total sau Eni numărându-se printre giganții industriei la nivel global)… statisticile ultimilor ani ne arată că industria europeană de petrol și gaze este aproape nesemnificativă în ansamblul operațiunilor globale de M&A. Privind în urmă, de-a lungul ultimilor circa cinci ani, se poate observa astfel că valorile tranzacțiilor de acest tip realizate în Europa au reprezentat doar în jur de 1/10 (cu eventuale mici abateri în plus sau minus!) din valoarea totală a acestor tranzacții la nivel global. Lipsa unei activități intense în această zonă ar putea fi interpretată în mai multe moduri: pe de o parte ar putea fi reflecția unei industrii mai stabile decât cea din alte părți ale lumii – ceea ce înseamnă însă și o capacitate și o viteză de adaptare relativ moderate; o altă interpretare ar putea fi aceea că numărul redus al acestor tranzacții este și o consecință a specificului industriei europene de profil – specific dat de lipsa unei palete largi de companii www.petroleumreview.ro

TOP 10 TRANZACŢII PE ZONA UPSTREAM ÎN 2014, LA NIVEL GLOBAL Tranzacţia Letter One Group este singura care a reprezentat Europa în topurile cuprinzând cele mai importante 10 tranzacţii după zona de activitate a operaţiunilor transferate.

Data anunț

Cumpărător

15 decembrie 2014 Repsol 16 martie 2014 Letter One Group 27 septembrie 2014 EnCana 13 iulie 2014 Whiting Petroleum

Vânzător

Valoare (mld. USD)

Talisman

RWE

7,1

Athlon Energy

Kodiak Oil & Gas

14 octombrie 2014 Southwestern Energy

Chesapeake Energy

5,4

15 decembrie 2014 Woodside Petroleum

Apache

3,8

Freeport-McMoRan

3,1

Royal Dutch Shell

3,8

7 mai 2014 EnCana 17 iunie 2014 Ofertă Publică 24 iulie 2014 Breitburn Energy Partners

QR Energy

4 iunie 2014 Ofertă Publică

Pemex

3 2,8

Tabelul cuprinde cele mai importante 10 tranzacții la nivel global pe zona upstream, după valoarea tranzacției. Sursă: raportul Ernst & Young “Global oil & gas transactions review 2014”

care în SUA este formată de numeroșii jucători activi în zona de exploatare a zăcămintelor alternative. Pe de altă parte, strict legat de evoluția pieței din 2014, trebuie însă avut în vedere și faptul că, dincolo de elementele care au condus la blocajul pieței de M&A la nivel global în a doua parte a anului (adică impactul unor elemente resimțite în toată lumea, precum scăderea prețului petrolului, imprevizibilitatea mediului de afaceri, reticența instituțiilor financiare în a finanța proiecte etc.), piața europeană de fuziuni și achiziții a fost suplimentar afectată de o serie de complicații specifice regiunii. Un exemplu relevant în acest sens este referendumul pentru independența Scoției, care a blocat finalizarea unor afaceri și demararea negocierilor în cazul altora.

TRANZACŢII DE TOP ÎN EUROPA Defalcată pe subdomenii, în Europa, cea mai intensă activitate a fost înregistrată pe zona upstream. După doi ani de scăderi consecutive, valoarea afacerilor încheiate în acest sector (secțiune evidențiată cu culoarea gri intermediar în graficul „Evoluția tranzacțiilor M&A în industria de petrol și gaze din Europa”) s-a majorat

până la circa 13 miliarde de dolari, cu circa 6 miliarde mai mare (aproape dublă!) față de cea din 2013, determinantă în această evoluție fiind tranzacția de 7,1 miliarde de dolari prin care Letter One Group a preluat RWE Dea, subsidiară a grupului german RWE. Această tranzacție este de altfel a doua cea mai mare ca valoare la nivel global pe acest sector de activitate (a se vedea tabel „Top 10 tranzacții pe zona upstream în 2014, la nivel global”) și singura care a reprezentat Europa în topurile cuprinzând cele mai importante 10 tranzacții după zona de activitate a operațiunilor transferate (upstream, midstream, downstream și offshore), topuri dominate de regulă de companiile americane. În categoria tranzacțiilor importante, la nivel european, în zona upstream (chiar dacă nu au mai avut loc în Top 10 la nivel global!) se înscriu și preluarea Marathon Oil de către Det Norske (tranzacție cu o valoare de 2,1 miliarde de dolari), dar și achiziția operațiunilor din Norvegia ale Statoil de către Grupul Wintershall (1,3 miliarde USD). Spre deosebire, pe sectorul midstream (secțiune evidențiată cu culoarea gri închis în graficul „Evoluția tranzacțiilor M&A în industria de petrol și gaze din Europa”) activitatea s-a redus în 2014 până aproape de dispariție; asta după ce, în 2013, valoarea tranzacțiilor 45

SPECIAL FOCUS FUZIUNI ȘI ACHIZIŢII LA NIVEL GLOBAL, PE SECTOARE În 2014 valoarea tranzacţiilor M&A pe sectorul downstream (la nivel global!) a depășit-o semnificativ pe cea înregistrată în 2013. $500 $450 $400 $350 $300 $250 $200 $150 $100 $50 $0

2010 Upstream

2011

2012 Downstream

2013 Midstream

2014 OFS

Graficul relevă evoluția valorii și numărului tranzacțiilor M&A în industria de petrol și gaze din Europa, în ultimii cinci ani, structurată pe sectoare. Pe axa verticală din stânga este reprezentată valoarea acestora în miliarde dolari. În culoarea gri deschis este ilustrată valoarea tranzacțiilor cu operațiuni/active offshore; cu gri intermediar este ilustrată valoarea tranzacțiilor din sectorul midstream; cu gri închis este ilustrată valoarea tranzacțiilor în sectorul downstream; cu galben este ilustrată valoarea tranzacțiilor din zona upstream.

Sursă: raportul Ernst & Young “Global oil&gas transactions review 2014”

europene pe acest sector înregistrase un nivel record al ultimilor ani, de 7,3 miliarde de dolari. De asemenea, în Europa au fost foarte puține tranzacții M&A și în sectorul downstream, unde s-a înregistrat o dinamică diferită față de cea de la nivel global; astfel, la nivel global, valoarea tranzacțiilor M&A realizate în 2014 pe sectorul downstream a depășit-o semnificativ pe cea înregistrată în 2013 (a se vedea graficul „Fuziuni și achiziții la nivel global, pe sectoare”); spre deosebire, după cum se poate vedea și din graficul „Evoluția tranzacțiilor M&A în industria de petrol și gaze din Europa”, în sectorul downstream european nu s-au înregistrat decât 15 tranzacții însumând 1,3 miliarde de dolari. Europa este foarte bine reprezentată însă în zona exploatărilor offshore, unde sunt active câteva mii de companii, multe dintre ele cu experiență, capacități și vechime considerabile în realizarea operațiunilor complexe de explorare, exploatare și/sau service – cum sunt cele active în zona Mării Nordului. Astfel că, deși nu este înregistrată ca tranzacție în Europa, preluarea companiei Kentz de către SNC Lavalin, în valoare de 2,8 miliarde de dolari, este cel mai mare deal pe offshore la nivel european, și una dintre cele mai importante 10 astfel de afaceri la nivel global (vezi tabelul „Top 10 tranzacții offshore în 2014, la nivel global”). 46

ACTIVITATE MODESTĂ ÎN ECE Și, dacă în ceea ce privește Europa abia se poate vorbi de existența unei activități pe sectorul M&A în cursul anului trecut prin comparație cu ceea ce s-a întâmplat la nivel global (unde lucrurile s-au mișcat mult mai bine, iar valoarea tranzacțiilor s-a majorat în ciuda blocajului din a doua parte a anului), în Europa Centrală și de Est (ECE) activitatea pe zona M&A a avut o dinamică încă și mai redusă; fuziunile și achizițiile nu au lipsit, dar valorile au fost mai degrabă modeste. Astfel, în mai 2014, compania maghiară MOL anunța achiziția benzinăriilor Agip deținute în România, Slovacia și Cehia de grupul Italian Eni – fără ca valoarea tranzacției să fie făcută publică. Preluarea s-a făcut treptat de-a lungul întregului an, preluarea operațiunilor din România încheindu-se în februarie 2015. În august 2014 aceeași companie maghiară anunța preluarea a 44 de benzinării deținute de rușii de la Lukoil în Cehia, valoarea tranzacției fiind de asemeni ținută secretă; această operațiune a avut loc în cadrul procesului de retragere a Lukoil de pe piața ECE, proces în cadrul căruia rușii au mai vândut 75 de stații din Ungaria, plus alte 19 localizate în Slovacia, către compania maghiară Norm Benzinku’t Kft. La finalul lunii septembrie 2014, după doar câteva luni de negocieri, compania austriacă AMIC Energy www.petroleumreview.ro

TOP 10 TRANZACŢII OFFSHORE ÎN 2014, LA NIVEL GLOBAL Preluarea companiei Kentz de către SNC Lavalin este cel mai mare deal pe offshore din Europa și unul dintre cele mai importante 10 deal-uri la nivel global.

Data anunț

Cumpărător

17 noiembrie 2014 Halliburton

Vânzător

Valoare (mld. USD)

Baker Hughes

Dresser-Rand Group

7,6

Foster Wheeler

3,2

25 iunie 2014 C&J Energy Services

Nabors Industries

2,9

23 iunie 2014 SNC Lavalin

Kentz

2,8

7 aprilie 2014 Alpha Laval

Frank Mohn

2,1

Bourbon

1,4

Seadrill Limited

0,9

Warren Equipment Co

0,8

Wheatherford International

0,8

22 septembrie 2014 Siemens AG 13 ianuarie 2014 AMEC

17 martie 2014 JACCAR Holdings 4 noiembrie 2014 Seadrill Partners LP 20 iulie 2014 Compressco Partners LP 1 decembrie 2014 Lubrizol Group

Tabelul cuprinde cele mai importante 10 tranzacții offshore, după valoarea tranzacției. Sursă: raportul Ernst & Young “Global oil & gas transactions review 2014”

Management intra în posesia a 100% din acțiunile Lukoil Ukraine – subsidiară a grupului rus Lukoil care deținea în Ucraina 240 de stații de alimentare și șase depozite de petrol – în schimbul unei sume estimate de piață de cel puțin 300 de milioane de euro (reprezentând doar valoarea benzinăriilor evaluate la circa 1,5 milioane de euro pe unitate). La scurt timp după aceasta, la finalul lunii octombrie, compania franceză Total anunța vânzarea subsidiarei sale norvegiene Total E&P Norge AS către PGNiG International (la rândul ei subsidiară a grupului polonez PGNiG), pentru suma de 317 milioane de dolari. Iar în ultima parte a lunii decembrie a anului trecut, autoritățile cehe au aprobat preluarea de către Unipetrol a pachetului de circa 34% din capitalul social pe care compania italiană ENI îl avea la Grupul Ceska Rafinerska – companie deținătoare a celor două rafinării din Cehia – pentru aproximativ 30 de milioane de euro.

2015, ANUL FUZIUNILOR ȘI ACHIZIŢIILOR ÎN ECE? Acestea sunt câteva dintre tranzacțiile încheiate în ECE în cursul anului trecut, care relevă

interesul companiilor din regiune pentru creșterea profitabilității, eficientizarea și dezvoltarea afacerilor prin noi achiziții. Un proces care ar putea lua amploare în 2015. Cel puțin aceasta este concluzia ce se poate trage dacă ne uităm la doar câteva din cele mai recente declarații ale oficialilor marilor jucători din industrie pe această temă. „Nu aș spune că apetitul nostru (pentru M&A) este mai mare decât în trecut, dar lucrăm în mod constant la dezvoltarea infrastructurii noastre pe segmentul upstream”, afirma, spre exemplu, Sławomir Jędrzejczyk, CFO al PKN Orlen, în cadrul unei conferințe pe tema rezultatelor financiare ce a avut loc la începutul anului 2015, precizând că PKN caută în mod constant noi oportunități de achiziții. PGNiG este de asemenea una dintre companiile care își pot accelera procesul de achiziții în 2015, dacă ținem cont de faptul că, la finele anului trecut, compania poloneză anunța că își caută consultanți pentru preluări ale unor active sau operațiuni cu valori de peste 600 de milioane de dolari (dublul celei amintite mai sus, prin care PGNiG a preluat Total E&P Norge AS, ce a fost încheiată în 2014). În aceeași categorie, a informațiilor care pot da o imagine asupra posibilei evoluții a pieței M&A în 2015, 47

SPECIAL FOCUS se înscrie și știrea potrivit căreia compania maghiară MOL ar fi interesată de preluarea Gulf Keystone Petroleum – o companie independentă, înregistrată în Bermude, care este listată pe segmentul AIM al pieței de capital londoneze și ale cărei principale operațiuni sunt cele de exploatare a unor zăcăminte din regiunea Kurdistan din Irak. Știrea apărută prima oară în martie 2014 a fost readusă în atenția publicului în februarie 2015 când Gulf Keystone a anunțat că a desemnat Deutsche Bank și Perella Weinberg Partners drept consultanți financiari în discuțiile ce sunt purtate cu mai multe părți interesate, pe marginea unei eventuale preluări. De menționat faptul că printre cei cu care negociază s-ar putea afla și PKN Orlen, dacă ar fi să luăm în considerație declarații neoficiale ale unor reprezentanți ai companiei poloneze, care, preluate de agenția de presă Reuters în 2014, arătau că Gulf Keystone s-ar potrivi foarte bine în planurile de extindere ale PKN. De altfel nici MOL nu ezită să comunice constant intențiile de continuare a achizițiilor; cea mai recentă astfel de declarație, făcută de un oficial al companiei la începutul acestui an, a fost ocazionată de publicarea rezultatelor financiare pentru anul 2014. „Urmărim orice posibilă achiziție în regiune pe zona downstream… și sperăm că vom putea face un anunț nou până la finele acestui an”, afirma Ferenc Horváth, vicepreşedinte executiv şi responsabil cu activitatea de rafinare și marketing al MOL, în februarie 2015. Planurile companiei maghiare vizează de altfel majorarea vânzărilor de combustibili în regiunea ECE de la 4,3 miliarde de litri în 2014 la 5,4 miliarde de litri în 2017, potrivit declarațiilor lui Horvath. Nu în ultimul rând, în această categorie, a potențialilor cumpărători de operațiuni și/sau active în regiunea ECE, în 2015, se înscrie și compania românească Conpet Ploieşti, care a anunțat că dorește să cumpere servicii de consultanţă juridică în vederea extinderii în afara ţării; potrivit informațiilor apărute în presă, Conpet este interesată să cumpere un terminal petrolier în Republica Moldova.

PIAŢA GLOBALĂ DE FUZIUNI ȘI ACHIZIŢII ÎN PERSPECTIVĂ Căderea rapidă și amplă a prețului petrolului, care a blocat efectiv piața de fuziuni și achiziții la nivel global în a doua jumătate a anului trecut, a condus totodată la apariția a numeroase oportunități, creând astfel premisele unei reveniri a pieței M&A în 2015. Mai ales că jucătorii de profil, companii, managerii acestora, specialiștii și analiștii din domeniu sau investitorii și 48

instituțiile financiare finanțatoare par să se fi acomodat deja cu această „nouă normalitate”, caracterizată de volatilitate, de un preț mic al petrolului (cu riscuri mari de a realiza noi minime), de un nivel de eficiență a operațiunilor de exploatare a zăcămintelor alternative fără precendent în istorie, de o presiune imensă pe marjele de profit la nivel de industrie… și, nu în ultimul rând, de un nivel de asemeni fără precedent în istoria modernă, al rezervelor financiare pe care companiile din domeniu „stau” efectiv, în așteptarea de oportunități. Așadar, relansarea pieței M&A ar putea să nu aibă loc decât spre finalul anului 2015, dar premisele există! Un impuls serios în acest sens va fi dat de companiile aflate în căutarea a diferite formule pentru a-și „reseta” activitățile, pentru adaptarea la noul mediu economic. Această „resetare” se poate produce fie prin restructurare internă, fie prin recapitalizare, fie prin vânzarea de active sau prin alte forme de lichidizare a operațiunilor deținute, fie, în cazuri extreme, prin executări silite. Pe de altă parte, după declanșare, procesul M&A va fi întreținut de companiile ce dispun de lichidităţi și care sunt interesate de crearea unor sinergii care să ducă la reducerea costurilor, prin achiziționarea unor operațiuni la prețuri semnificativ mai reduse decât cele din urmă cu mai puțin de un an. În concluzie, indiferent de momentul la care va începe, și de cum se va produce (prin consolidări, restructurări interne, transformări, executări sau chiar falimente), restructurarea va conduce la apariția unei industrii de petrol și gaze capabile să opereze cu marje de profit semnificativ mai mici decât până în prezent. În același timp, dat fiind specificul producției de petrol din SUA, unde exploatarea zăcămintelor alternative de șist are un rol major, piețele vor evolua într-un context de volatilitate ridicată. Ciclurile scurte de capital în zona de exploatare a resurselor alternative (adică posibilitatea de a investi și dezinvesti rapid într-un business din acest domeniu) vor permite companiilor americane ce exploatează zăcămintele de șisturi să răspundă rapid la schimbările de preț. Acestea vor prelua astfel o parte din puterea pe care o aveau până acum membrii OPEC – și anume, capacitatea de a echilibra piața și prețul, prin reducerea sau creșterea producției de petrol – și vor intra în competiție cu producătorii tradiționali. Într-un astfel de context dominat de incertitudini, jucătorii din piață vor fi forțați să se concentreze pe crearea unor lanțuri financiare și operaționale care să le permită traversarea eventualelor perioade volatile, fără probleme; acesta va fi încă unul dintre elementele ce vor stimula activitatea de fuziuni și achiziții în perioada următoare. www.petroleumreview.ro

SUMMARY

point of view 51 52

The listing axis: Bucharest - London - New York Does the extended agreement with Iran make oil companies shiver?

interview 54 pag. 54

Mihai Popa, Founding Partner with Serbaniuc & Popa attorneys at law His views on the new tax framework in the oil & gas sector and the special legal provisions for exploration operations

review & preview

pag. 64

60 61 62 64 66 67

Sterling Resources withdraws from Romania Oltchim reorganizational plan approved by creditors Transgaz and Bulgartransgaz are looking for a builder SOCAR Petroleum to increase its joint stock in Romania National gas production, higher than consumption Memoranda for Eastring pipeline closer to enactment

special focus pag. 74

Time for mergers and acquisitions in the oil and gas industry in Europe

oil & gas 78 80 84 86 pag. 78 50

PAS Technologies Romania to grow tenfold in 2015 Projects of over Eur 1.5 Bn: Development of the gas transmission infrastructure Pentair expands its product bag: 40 years of Raychem self-regulating heat-tracing technology The new mathematics of oil: How to solve the price-demand-supply equation IOGP Position Paper on Energy Union www.petroleumreview.ro

point of view

The listing axis: Bucharest - London - New York In the past two years, the Romanian state, in partnership with the Bucharest Stock Exchange (BVB), has promoted the floating of two major energy companies - Romgaz (2013) and Electrica (2014) - on the London Stock Exchange (LSE). by Alex Şerban, Senior Partner, Serban & Musneci Associates

ondul Proprietatea (Property Fund) is also attempting a London float, as early this year its shareholders have mandated Franklin Templeton Investment Management to take all necessary steps to complete the floatation process for the LSE by 10 July 2015. Franklin Templeton’s interest is only natural, considering that Property Fund stock is traded on the Romanian capital market at a discount of about 30%. Direct exposure to a very large pool of investors on the stock market can only benefit the Fund, as it proved in the case of two state-owned energy companies. Incidentally, in New York, Franklin Templeton and Fondul Proprietatea, together with the BVB and the Romanian state, were to submit (at the time of writing this article) portfolio opportunities to US investors, especially those on Wall Street, sometime around 30 March. The decision adopted last year by the Financial Supervisory Authority (ASF) against a regulation of floats on secondary markets for a EU Member State through equity interests, has curbed the enthusiasm of Franklin Templeton and any other company interested in floats on the LSE. ASF has reconsidered its stance this year and will, most likely, pass clear regulation on this component. Otherwise, companies will retain the (more expensive) option of operating the external float through certificates of deposit (GDR - actually used by the Romanian state in the case of Electrica’s listing on the London Stock Exchange). However, it is important that such an encouragement exist, especially coming from the domestic financial market regulator. It would be a signal of consistency sent to investors, domestic and foreign alike, about Romanian government’s political commitments for the continued

trend of dual listing on the Bucharest market and on the London market of various public companies such as Constanta Port, Aeroporturi Bucuresti and, perhaps the most important, Hidroelectrica. Starting from EUR 1 billion debts at the time of its first insolvency call, in June 2012, Hidroelectrica managed to come out of 2014 with a record turnover of RON 3.4 billion and a profit of RON 1.2 billion (aside from the figure itself, it is worth mentioning the 30% profit rate). In the context of exceptional financial results, Hidroelectrica’s listing, anticipated for this year, once the second insolvency procedure is completed, will undoubtedly enjoy a good reception in the London market. In addition to the subsequent equity increase, the float will also determine the management to steer the company away from these problems in the future. By creating a real phenomenon of secondary floats, stemming from the association of public companies such as Romgaz, Electrica, Hidroelectrica with efficient private companies such as Fondul Proprietatea, Romania can start building an interesting and attractive image and reputation among global investors operating in the capital markets of London and New York. This is perhaps the most important gain, not for a company or an industry, but for the Romanian economic and financial environment and for the coming-of-age of Romanian capital markets.

point of view

Does the extended agreement with Iran make oil companies shiver?

he extended agreement reached on April 2 in Lausanne regarding Iran came as a surprise, as the deadline for an understanding had already been exceeded. A comprehensive nuclear agreement is to be reached by June 30 so that its implementation could start, as well as the inspections agreed upon for a 25 years period. Euphoria – this is how the agreement was welcomed both in Iran and in several western countries. But for some uncertainty lies ahead. The recent move might add more pressure on international oil prices as Iran could increase its crude exports. In a blink of an eye, the very next day after the Lausanne agreement, the Brent oil declined almost 4 percent, below USD 55/barrel. The world market is flooded with oil offers, some 2 million bpd. It is probable that Iran could put on the market some one million bpd and thus pressure might increase. Since 2012, when the EU sanctions were put in place, Iran’s exports have fallen by 1 million bpd from 2.5 million bpd (1% of the world market) and Tehran might want its place back, as its economy is dependent on oil exports. It is also thought that Iran has accumulated reserves of up to 30 million barrels and is waiting for the moment to get the crude on the market. A market under high pressure and lowering prices may be to the liking of importing countries eyeing economy boost, but for certain it’s the oil companies that feel uncomfortable. However, there’s good news as well. Sort of. According to international analysts, it may take some time until restrictions against Iran are lifted and its exports get enhanced. Some of them say Iran could not increase production by more than 0.5 million bpd by the end of 2016. Even before the western sanctions became active, its oil output was on the downturn (4 million bpd in 2007 and 3.5 million bpd in 2011). It seems oil companies from Europe, the Russian Federation and China are interested in returning to Iran, but the same analysts bet it could take some years of planning and continuous efforts to make things work. Currently the world market is ambiguous and volatile. On one hand oil supplies are increasing in the US, on the other hand uncertainty comes from conflicts like Libya and Iraq. Iran, as a regional power and a top four country in terms of proven reserves (after Saudi Arabia, Venezuela and Canada) is expected to reach out for more exports and influence. Its largest buyers are Asian countries with high rates of growth like China, Japan, India, South Korea and Turkey. If higher oil production is reached, 52

it may not be long until it challenges the leadership of Saudi Arabia (its regional foe) in OPEC, along with Venezuela and Iraq, some analysts say. The situation in Yemen tells a different story. Its own proved reserves are about 3 billion barrels of oil and 17 trillion cubic feet of gas. Nevertheless it counts for just some 0.2 percent of world output with an average production in 2014 of about 130,000 bpd. But the dangers coming from the conflict do not refer to Yemen itself, but to its strategic position in the Bab el-Mandeb strait. No less than 3.8 million barrels have passed through the strait in 2013. If it becomes an uncertain route – that is a heavy blow for maritime transporters. On the other hand, Saudi production may be put in peril. Let’s see what it’s all about. On March 26 a Saudi-led coalition of some 10 countries (Saudi Arabia, the United Arab Emirates, Kuwait, Bahrain, Qatar, Jordan, Morocco, Egypt and Sudan) began bombing Yemen, saying it was targeting the Houthis and their allies, which include forces loyal to Yemen’s former leader, Ali Abdullah Saleh, strikes carried in support of the ousted president Abed Rabbo Mansour Hadi who had fled the country. Saudi Arabia and Yemen accuse Iran of supporting the Shia rebels in Yemen. Iran and the Houthis deny that Tehran arms the rebel movement. The Saudis have fought the Houthis before, in 2009. The situation in Yemen is a complex one and involves not only Houthis, but important interests coming from Al-Qaeda and even ISIS. Al-Qaeda in the Arabian Peninsula (AQAP) – is seen as the most lethal of the jihadist groups, and a haven for Saudi jihadists. Oil markets have yet to react. The US crude prices have slumped back to USD 49 a barrel, while the world benchmark North Sea Brent crude oil rose by more than 7 per cent by the end of March to USD 59.19, but then plunged back to USD 56.41. For the time being, although the fighting is going on by air hits, it looks like the security of oil supply in the peninsula is not put at risk in such a way to affect the world markets. But uncertainty reigns in the country from the political, social and economic points of view. In the energy field, Yemen has recently begun producing natural gas - some 300 billion cubic feet a year, 90 per cent being exported via the Balhaf LNG terminal. The terminal loaded 6.1 million tonnes of LNG in 2014, i.e. less than 3 per cent of the global market. There are more than ten oil and gas concessions currently in production in Yemen with Total of France the only major www.petroleumreview.ro

point of view

oil company operating currently. Total is also the operator of the Balhaf LNG terminal. Other foreign companies operated in Yemen, such as DNO (42.8 percent owned by RAK Petroleum), OMV (having IPIC as shareholder), as well as Occidental Petroleum, Nexen (China) and Korea National Oil Company. Nexen has put an end to the operations at the East Al Hajr field in January following direct threats and decided to give up its licence; the same did DNO, TransGlobe and Dove Energy. Most analysts say the air military intervention of Sunny countries led by Saudi Arabia (which provided 100 aircraft) has little chances to destroy the Houthi forces, as long as they are supported by Iran and that, in order to achieve its goals, the intervention might need land forces â&#x20AC;&#x201C; which would complicate things even more and would lead to heavy casualties. But reports say the Houthis have missiles capable of hitting up to 500 kilometres inside Saudi Arabia and they are prepared to block access to the Bab al-Mandeb strait. The problems for the regional developments, as well as for the international developments in the field of oil markets, are related to the arch rivalry between Saudi Arabia and Iran, and to the Sunni-Shia struggle. Speculations go as far as saying forces loyal to Tehran could

enforce themselves in creating internal instability in Saudi Arabia itself with unknown consequences. The worst-case scenario: Saudi forces fight Iranian troops, should Tehran decide to march in. After all, Tehran is eager to take revenge against Saudi Arabia for mastering the fall of oil prices. Sources say it will operate through Hezbollah allies on the ground inside Saudi Arabia. Drawing the line, we dare say we are witnessing two different developments. If Iran gets to the oil markets most chances point to an even more volatile oil price. On the other hand, the developments in Yemen bear with them the risk of involving the Arabian Peninsula into a military conflict that could block the Bab al-Mandeb strait, or even draw Saudi Arabia into an era of attacks coming from the terrorist groups in Yemen. Even worse, a potential conflict with Iran is not excluded. For the time being, it seems analysts are rather relaxed. One specialist with a top western bank envisages the world oil market in motion. In May or June the market could tighten and this might be an important U-turn point for the coming period in terms of prices. by Victor Lupu

MIHAI POPA, FOUNDING PARTNER WITH SERBANIUC & POPA ATTORNEYS AT LAW

His views on the new tax framework in the oil & gas sector and the special legal provisions for exploration operations

Serbaniuc & Popa is a law firm which provides tailored legal services for litigation, arbitration, legal advisory and regulatory on oil & gas law, corporate, taxation, commercial, public procurement, employment, real estate and insolvency matters. Mr. Mihai Popa, Founding Partner with Serbaniuc & Popa, shared us his views on the new tax regime in the oil and gas sector, the special legal provisions that should be drafted and implemented for exploration operations, and the companyâ&#x20AC;&#x2122;s plans for the future.

www.petroleumreview.ro

INTERVIEW

Q: How does your business card look like and how have you gained professional experience? A: A lawyer is usually accustomed to talk about others, not about self matters. So, this interview would be an interesting exercise for me. I am a counsellor registered with Prahova Bar Association and the Romanian National Bars Association. I’m practicing law for more than 12 years. In 2006, following several years of work as a member of a reputable litigation team mainly on corporate, commercial and privatisation lawsuits, an interesting professional challenge came along for me, respectively the challenge to initiate a boutique law firm. This is how MPCA Attorneys at Law has been founded. Since its start-up, MPCA has been focused on tailored legal services by a small team of young, passionate and enthusiastic lawyers, in corporate, commercial, privatisation and reorganisation legal matters. We were doing mainly litigation, but we continuously developed a legal advisory practice to balance the business. As the business developed we extended to insolvency, taxation and public procurement, according to our clients’ needs. For some time, we were also focused on real estate during the real estate bubble, as we have handled several interesting development projects. MPCA’s first approach in the oil & gas sector was not 56

related to upstream, but to the downstream, as we advised a very large Romanian engineering company in several projects. The reasonable question is, of course, why oil & gas and not agriculture, for example? This answer is so simple: because we have our headquarters in Ploiesti, Romanian’s biggest oil & gas hub, so we just could not stand aside. We progressively extended our niche practice by focussing mainly on onshore upstream operations, while servicing our clients’ needs as a ‘one stop shop’ law firm for E&P. Our practice covers any kind of public procurement awarding proceedings for onshore drilling & workover projects, legal advice during the implementation of any onshore drilling & workover, well related services contracts, drilling and/or well related services framework agreements, equipment acquisition, business development for upstream operations in North Africa & Middle East countries, geothermal drilling projects and, last but not least, it covers the high potential risks technical accidents disputes related to drilling and well related services. Serbaniuc & Popa is a newly born law partnership that acted initially as a consortium to jointly provide scientific research on legal matters related to oil & gas law in partnership with the Oil & Gas University of www.petroleumreview.ro

Ploiesti. We teamed up for several projects, ascertained our compatibility and common values and thus decided to merge in order to be able to provide higher quality for our clients. I should point out that my partners Mrs. Mirela Serbaniuc and Mr. Liviu Serbaniuc are very prodigious litigators, having more than 30 years of professional background and experience. Our vast litigation experience is the key of our proficiency in legal advisory, because we have a wide know-how of what should be secured in a project, in our clients’ benefit. Serbaniuc & Popa aim to provide high quality legal services within long term partnerships with the clients of its portfolio. We are focused on permanent quality enhancement for the benefit of our clients. Therefore our motto is ‘Synergy & Performance’. Q: What is the range of services you offer to customers? A: We provide a wide range of services, respectively litigation and arbitration, regulatory and legal business advisory. Our area of expertise includes corporate law, commercial, taxation, public procurement, reorganisation, real estate, insolvency, labour and, last but not least, oil & gas law. Q: You’re probably the youngest member of the Board of Directors of the company Dafora Medias. What made you join the energy field, specifically the oil and gas sector? A: I am definitely the youngest member of Dafora’s Board of Directors. Due to corporate governance rules I have been appointed non-executive member of the Board by the General Assembly of Stockholders, as of 2012. Nonexecutive Board experience is an outstanding professional challenge and an opportunity to continuously enhance my specific knowledge for this sector, as I was in touch along with highly trained and experienced oil & gas engineers and managers in Romania. Q: How is the oil and gas market seen in Romania through the eyes of the lawyer Mihai Popa? How do you assess the recent developments in the field, under the imprint of decline in oil prices, and how do you see, on short and medium term, the industry’s recovery? A: This is a very hard question. In a global economy, Romania’s oil & gas market is 100% dependent on the global factors as well as the developments coming on the global financial and commodities markets. I would dare suggesting the attempt to forecast a trend or an evolution on the markets, in general, should be minimised as much as possible, because nobody can predict the markets. I do believe that it would be healthier for any company involved in the oil & gas sector to draw up its strategy

aside from making predictions about the ongoing trends. So, companies shouldn’t predict how low the crude oil prices would go, or how long the crises would last, or when the E&P operations would come back to what it used to be called the normal standard. Should we be listening to rumours, particularly from the OPEC, the ‘normal standard’ may never come back again. I believe the companies should just draw up strategies to cover alternative scenarios, to adapt to the resources on the short term without jeopardizing the development on the mid and long term. Without taking into account the geopolitical risks, which may brutally influence markets in general, I do believe that in terms of crude oil prices the current market conditions are to stay for the coming couple of years, at least. The factors are multiple, I would just mention few of them, which I do consider as the major ones, such as the eighty years record high stockpiles in the US, the growing output from OPEC countries, the OPEC Gulf countries’ 57

INTERVIEW increasing refining capacities, the rising value the USD subsequent the end of the last QE programme and the rate hike expectations. On top of that, should a positive resolution come regarding the UN sanctions against Iran, Tehran that could boost outbound shipments by as much as 1 million bpd. All in all, fundamentals are set for even lower crude oil prices in 2015. Of course, we cannot rule out short term counter trends, but I would consider any uprising move is just bringing consolidation on the long term, as doesnâ&#x20AC;&#x2122;t have the potential to change the main trend, yet. So bearishness will dominate this market. Anyway, any particular crisis brings along its own opportunities. Besides the fact that low energy prices have the potential to boost consumption to create growth, for the industry players there are some specific opportunities such as lower equipment prices and services, as well as better payment conditions, prudential resources consumption, as well as a new wave of M&A to consolidate the business. The most eloquent example in that respect is the acquisition of Baker Hughes by Halliburton. On top of that companies should try to diversify their operations. If you compare market valuations between drillers and well related services suppliers you would quickly understand why the latters suffered less. Q: The new tax regime in the oil and gas sector is a hot issue in the negotiations between the government

and companies. From the standpoint of President Klaus Iohannis, the legal framework should be amended so that part of the royalties to the state budget should be directed towards local communities and even to landowners, as in the US. What is your opinion on this topic? Are you a supporter of any European model? A: We have two kinds of issues regarding this topic. One is the value of the royalties and the second is the beneficiary/beneficiaries of the funds. As far as I know, according to a recent Deloitte research, the royalties and taxes in Romania for oil & gas sector are standing at 13.9 % of the operational revenues generated by the E&P operations, which is more than the European average of 12.2% and almost double than the 6.9% average for the low productivity states (less than 40 bpd/well), similar to Romaniaâ&#x20AC;&#x2122;s level. Should we keep this level, we might have to face serious investment barriers to any new FDI in oil & gas, moreover in the current market conditions. Whereas the trends and developments in the commodities markets, all the actors involved in this process from a constitutional perspective should priorly make a deep analysis before decide the new tax regime, looking for a business friendly environment to create growth, jobs and more taxation revenues, which doesnâ&#x20AC;&#x2122;t necessarily mean higher taxes and royalties. Regarding the second issue of this topic, I do agree with

www.petroleumreview.ro

the point of view expressed by the President, taking into account that the state is already benefiting by collecting revenues mainly from corporate and employment taxation. So, the royalties, in whole or in part, may easily go to the local communities for regional development projects only, with the main aim to create jobs and infrastructure for the local communities. Q: The draft national energy strategy for 2015 2035 points to a number of barriers to investments, including to the instability of the regulatory framework in the energy sector and tax system. What is your approach regarding these issues? A: As I have already emphasized, regarding taxation, it is mandatory to design and to fully implement a predictable and stable tax system for all economic areas in order to attract FDI in general. Moreover, this should be applicable to oil & gas, especially in the current market conditions, when any taxation barrier is meant to increase the burden of production costs, thus would be instantly rejected by the investors. In other words, itâ&#x20AC;&#x2122;s better to have less from something which has the potential to grow instead of trying to get more of something small or maybe not existent. Besides the taxation issues, regarding the energy law framework, I do confirm that an important obstacle to the further developments in the industry is the current petroleum law and the legal framework in force related to it, that should be updated to the new API, IADC standards. For instance, as E&P is a risky venture, I believe the new petroleum laws should contain accurate legal provisions about the rights and obligations under specific contracts for E&P operations, as well as an accurate partition of risks between operators, drilling contractors and well related services suppliers. In addition, I would dare say that special legal provisions should be designed for exploration operations which should fall under a different standard, notwithstanding the contracts are awarded upon a public or non public procedure. For example, daily rates should be applicable in any circumstances for exploratory operations in case of technical accidents which are not related with any kind of contractorsâ&#x20AC;&#x2122; fault, such as kicks, lost of circulation, stuck pipes and changes of the geo-technic conditions within encountered formations, and their subsequent effects. Q: In order to comply with the EU environment requirements, the companies in the oil and gas sector are facing major challenges. Do you provide legal advice in this field? A: Of course! Well, not on a standalone basis, but as a part of our oil & gas practice because environmental matters are top priorities for any oil & gas company, either

for operators, or for drilling contractors and/or for well related service suppliers. Q: What projects do you have in view for the next period? Do you intend to expand your business to other areas? A: Our main focus on the short term is to increase the synergy and performance among the members of our team. Due to the current economic trends, in the coming future Serbaniuc & Popa intends to consolidate its practice mainly regarding taxation, reorganisation, oil & gas, public procurement and employment. Our biggest professional challenge on the midterm is to extend our oil & gas niche practice to the offshore operations. Q: Would you name the main reasons why customers turn to your services and the core values by which you run your business. A: I think this happens due to our professional commitment, as well as due to the outcome of our work. The main values of our firm stand in our motto. We try to create synergy in order to enhance the performance we aim to deliver to our clients. 59

review & preview

Sterling Resources withdraws from Romania

terling Resources Ltd. has announced on March 26 it has entered into an agreement to sell its entire Romanian business to Carlyle International Energy Partners (CIEP), an affiliate of The Carlyle Group. The sale includes licence blocks 13 Pelican, 15 Midia, 25 Luceafarul and 27 Muridava, structured as a corporate sale of the Company’s wholly-owned subsidiary Midia Resources SRL. Carlyle Group manages assets of over USD 194 billion through 128 investment funds and other 142 associated vehicles. The group has 40 offices in North America, South America, Europe, Middle East, Africa, Asia and Australia. According to a statement issued by Sterling Resources, this transaction is expected to be completed in the second quarter of 2015, subject to certain customary conditions where such operations, including obtaining necessary approvals from the Romanian authorities and other participants in the agreement

concessions in Romania. According to Sterling release, the sale is expected to complete around the end of the second quarter of 2015 subject to satisfaction of certain conditions typical for a transaction of this nature, including statutory Romanian approvals and the consent of certain participants in the Romanian concessions. CIEP will pay a cash consideration of USD 42.5 million to Sterling at completion (prior to any Romanian tax liabilities). Concurrent with the above sale Sterling has entered into an agreement (“Termination Agreement”) with Gemini Oil & Gas Fund II, L.P. (“Gemini”) to terminate an investment agreement signed with Gemini in 2007. Under the investment agreement, Gemini provided funding to Sterling towards its drilling costs of the successful Ana discovery well on the Midia block in return for an entitlement for Gemini to receive payments equivalent to a share of Sterling’s gross revenue from any future production from a designated

area within the block. “Sterling has had a presence in the Romanian Black Sea since 1997. As operator, we discovered the Ana gas field in 2007 and built up further contingent and prospective resources through further drilling, seismic acquisition and interpretation, and gaining new licences. While we believe firmly in the significant future potential of these assets, we face material ongoing well commitments on our licences and potentially very material development costs which are inappropriate for a company of our size. We believe that the full value can only be realized by a company with much greater financial strength and with a longer term investment horizon. We have therefore decided to sell in order to focus our financial resources on the UK North Sea,” said Jake Ulrich, Sterling’s Chief Executive Officer. Sterling holds a 65 percent operated interest in blocks 13 Pelican and 15 Midia, a 50 percent operated interest in block 25 Luceafarul, and a 40 percent non-operated interest in block 27 Muridava, all in the Romanian Black Sea.

Conpet’s expansion plans

onpet, the operator of the national transmission system of petroleum products, wants to expand abroad and has decided to hire lawyers for advice in this regard, the company’s shareholders have decided on March 24 during a General Shareholders’ meeting. The report substantiating the decision reads that one of the company’s management plan aims, for 60

2014-2017, at “the development of new activities related to the basic ones, both domestically and internationally.” Conpet is interested in acquiring assets in Republic of Moldova, the Giurgiulesti oil terminal on the Danube, which runs annually 120,000 tons of fuel. Conpet representatives are negotiating the take over with the Giurgiulesti Free Port operator, Danube Logistics, a subsidiary

of the Dutch company Danube Logistics Holding BV. Also Conpet is interested in the project aimed at building a pipeline linking Pitesti city to the Pancevo refinery in Serbia. This pipeline would carry crude oil imported by sea and stored in Constanta Port up to the Pancevo refinery belonging to NIS company, controlled by the Russian group Gazprom. www.petroleumreview.ro

review & preview

Oltchim reorganizational plan approved by creditors

ltchim creditors approved the reorganization plan of the Valcea plant, according to lawyer Gheorghe Piperea, one of the company’s receivers. The judicial administrators envisage as way for the company’s reorganization the operational restructuring, corporate

the auction’s validity period, which should cover the entire period from submitting the offer until full payment of the price; the offered price for assets and Oltchim SA business, which would be firm and unconditional, expressed in EUR; the deadline for paying the price, and it would be paid

Head Ofﬁce Leobersdorf | Austria restructuring and partial or total conversion of debt into shares for budgetary creditors and selling the business. According to the reorganization document, the turning into account of Oltchim’s patrimony and business will be achieved by transferring the Oltchim business and assets to a Romanian legal person (Oltchim SPV SRL) as sole-associate for Oltchim SA, with legal personality distinct from Oltchim SA and having integral contribution constituted by the latter as contribution in kind and cash and transfer of shares to be held by the debtor in the Oltchim SPV to the investor. The minimum starting price for negotiation in the process of selecting the winning bid for acquiring shares of Oltchim is EUR 307 million, reads the document. “Any firm and engaged offer must necessarily include the following elements, to be validated by the Consortium of judicial administrators:

in full by maximum of 30 days before the completion of the implementation period for the reorganization plan,” reads the quoted document. Also, in order to be validated, any firm and engaging offer should be accompanied by a participation guarantee amounting to EUR 5 million. Oltchim’s three main creditors are the Authority for State Assets Management (AAAS), Electrica and BCR. Oltchim is under insolvency procedures for two years and its privatization was attempted repeatedly without success, the last deadline being December 15, 2014, but no investor was interested in the company located in Valcea County, which has debts of around EUR 800 million. The court decided to postpone discussions upon the confirmation of Oltchim’s reorganization plan, the next hearing being April 22, 2015, according to a statement sent to the Bucharest Stock Exchange.

Office Riyadh | Kingdom of SA Office Vienna | Austria Office Ploies‚ ti | Romania TECON Engineering SRL RO-100149 Ploiesti ‚ Tel.: + 40 (344) 401-333 romania@tecon.eu

www.tecon.eu 61

review & preview

Transgaz and Bulgartransgaz are looking for a builder

ransgaz and Bulgartransgaz will hold a joint auction to award a EUR 4.7 million contract, excluding VAT, for the construction of a gas pipeline underneath the Danube, meant to connect natural gas transmission systems in Romania and Bulgaria. “Transgaz has authorized Bulgartransgaz to start the common procedures for awarding the contract, in accordance with the law on public procurement in Bulgaria,” a statement released by Bulgartransgaz informs. The auction’s costs will be borne by Transgaz, according to the document. Romania and Bulgaria have begun in 2012 the construction of a gas pipeline to connect their natural gas national transport networks, a project estimated to EUR 24 million. The interconnector, with a length

of about 25 kilometres, should have been completed in June 2013, but works were delayed by a series of technical problems encountered in the construction of the gas pipeline under the Danube, between Giurgiu - Ruse. Bulgartransgaz hasn’t announced the date of the auction for the pipeline

passing under the Danube, but it estimated that the interconnector will be put into service until the end of the year. The segment under the Danube has a length of 2.1 kilometres. The maximum capacity of the interconnector will be 1.5 billion cubic meters of gas per year.

Lower dividends for OMV Petrom shareholders

MV Petrom management proposes to grant dividend of 1.12 bani/share for 2014, down by about 63% against the dividend paid for the previous year of 3.08 bani/share. The total amount of dividends for 2014 is a 30% redistribution of the net profit, which reached RON 2.1 billion in 2014. The paid dividend level makes the 2014 earnings per share to reach 32.32 bani. In 2014 OMV Petrom results went down mainly due to lower sales of crude and condensate oil and due to higher production costs. 62

Production costs in Romania expressed in USD/boe was of USD 16.84/boe, 13% higher than the 2013 level, while in RON/boe it increased

by 13% to RON 56.32/boe mainly due to the tax on special constructions introduced in 2014 and due to higher personnel costs. www.petroleumreview.ro

review & preview

SOCAR Petroleum to increase its joint stock in Romania

OCAR Petroleum gas stations, owned entirely by the state company SOCAR (the State Oil Company of Azerbaijan Republic), through two companies registered in the Netherlands - Becrux and Gacrux, has recently decided to contribute EUR 8 million to the joint stock in Romania. The local network of Azerbaijani gas stations has reached 32 stations, the latter being opened late January 2015 in Selimbar, Sibiu County, following an investment of about EUR 1 million. The company’s subscribed and paid joint stock in Romania has thus reached about RON 295.7 million. SOCAR has increased its share capital by EUR 50 million last year and the recent approval for the EUR 8 million capital increase was calculated at an exchange rate of RON 4.46/EUR. The approval of the capital increase was made “to further support operations and the expansion of the company’s activities planned for the Romanian market”, says the decision

on the last share capital increase. The stated objective of SOCAR is to reach 10% market share of fuel distribution in Romania, i.e. 100 gas stations. Socar holds, at the moment, gas stations in

Romania in the following counties: Botosani, Suceava, Neamt, Iasi, Bihor, Bistrita, Buzau, Bacau, Vrancea, County, Cluj, Valcea, Timisoara and Sibiu.

Transgaz is preparing a corporate bond issuance

ransgaz, the national natural gas transmission company, controlled by the Romanian state, wants to borrow from financial markets through unsecured corporate bonds up to RON 500 million, with maturity of at least five years and fixed interest in order to finance investments for the development of gas pipelines, given that more than 64

half of last year’s net profit of RON 502.51 million will be distributed to shareholders as dividends. Transgaz has two options for the interest paid to investors, the company considering scenarios of 4.2%, and 4.5%. The bonds will have a nominal value of RON 10,000 and a maturity of at least five years and the interest rate will be steady by maturity.

In both versions, the interests proposed by Transgaz offer a higher gain than any other savings tool available on the market, at comparable minimal risks, given that the company is a natural monopoly with regulated profit. The five-year bonds have an average yield of 2.58%, according to the National Bank of Romania. www.petroleumreview.ro

ATLAS COPCO RENTAL SERVING YOUR BUSINESS AROUND THE CLOCK We develop and rent high quality air compressors, nitrogen generators, boosters and more. It is our brand promise and highest priority to be First in Mind–First in Choice® for rental solutions and 24/7 customer service. Visit us at www.atlascopcorental.ro

review & preview

National gas production, higher than consumption

omania will not import Russian gas in April, as the current domestic production of natural gas will exceed the total gas demand, including technological consumption and the quantities for storage in underground storages; an amount of 131,775 MWh is to be exported to Republic of Moldova, according to the Regulatory Authority for Energy (ANRE). According to the estimates of the natural gas national transmission operator Transgaz, published by ANRE, in April 2015, the total natural gas consumption, including

the regulated and eligible customers consumption, plus technological consumption, will be at least 6% lower

than in April 2014. According to Transgaz estimates for April, total demand for natural gas, including customer consumption, technological consumption and quantities for storage in underground stores will be of 10,028,000 MWh, by 0.2% less than the current domestic production of natural gas, estimated to 10,048,000 MWh. In April, the total demand for natural gas will be covered at a rate of only 0.007% from import, i.e. previously imported and stored gas that will be extracted from underground storage facilities, in the amount of 741.181 MWh.

PETROLEUM, REFINING & ENVIRONMENTAL MONITORING TECHNOLOGIES CONFERENCE EXHIBITION & WORKSHOPS 18th - 19th NOVEMBER 2015 - ANTWERP, BELGIUM

Peftec 2015 is a specialist Conference and Exhibition for Companies specialising in monitoring and analytical technologies for the Petroleum, Refining and Environmental Industries. Peftec brings together an extensive conference and workshop 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. Peftec will be held in Antwerp which is the Worldâ&#x20AC;&#x2122;s second largest cluster of Petrochemical Industry activities and the largest outside of the USA.

Topics and products featured at Peftec 2015 will include: s Laboratory Testing and Measurement s Petrochemical Analysis s Emissions Monitoring in Air, Water and Soil s Portable and Field Sampling s Process Monitoring s Reference Materials s Oil Analysis s Calibration s Regulation and Standards

BOOKING NOW

For more information email: info@peftec.com

www.peftec.com Organiser: International Labmate and Lab Asia. 66International Labmate Ltd, publisher of Petro Industry News, International Environmental Technology, Asian Environmental Technology,www.petroleumreview.ro

review & preview Formation Evaluation| Well Construction | Completion | Production

Memoranda for Eastring pipeline closer to enactment

ahram Chuguryan, spokesman for Eustream, the Slovak natural gas transmission company, said the memoranda of understanding with the countries through which the Eastring pipeline would pass (Hungary, Romania and Bulgaria) could be signed soon, TASR

a consortium of companies from the involved countries - Slovakia, Bulgaria, Romania and Hungary. The second source of funding could be the European Union, given that the project observes the design and meets the challenges of the European Commission. The third source of funding could be commercial

At Weatherford, we believe in getting every job right, listening to your concerns, and working with you to meet your needs and your expectations. From start to fininsh, our resources are focused on your objectives.

agency informed. “These documents should contain parameters based on their future participation to this project,” said Chuguryan, adding that Eustream has negotiated and continues to negotiate with all Eastring project potential partners, investors and state officials. The Slovak Government intends to actively support the Eastring project. According to Eustream general manager, Rastislav Ňukovič, the funding for Eastring depends on three main sources. “First of all it is

banks or the European Investment Bank,” Ňukovič said. Eastring pipeline is expected to have a length between 744 km and 1,015 km, depending on the final route, and to have a capacity of up to 20 billion cubic meters per year. The estimated cost of the project is EUR 1.3 billion and could become operational in late 2018. Romania would have a key role in the Eastring project, given that most of the pipeline is expected to be pass through its territory.

Weatherford International Eastern Europe S.R.L.

www.weatherford.com

review & preview

Shell opens its first European LNG truck refueling station

hell officially opened its first Liquefied Natural Gas (LNG) lanes in Europe, at a truck refueling station in Rotterdam Waalhaven, the Netherlands. The station is located near to a busy truck route, which runs through the Netherlands to Belgium, France, and the Ruhr Area of Germany. Heavy-duty truck fleet owners are beginning to choose LNG fuel over traditional diesel because it can be cost competitive for trucks that cover long distances. It is cleaner than diesel in terms of sulphur, particulates and nitrogen oxides, and can help reduce well-to-wheel greenhouse gas emissions. The new station has a capacity of 70,000 litres of LNG, which is enough to fuel around 170 trucks per day. Customers at this first site will include waste-specialist SUEZ Environnement NL, Vos Logistics and ABS Trucking. “I am delighted to see customers fuelling their trucks with LNG at this Shell filling station, in addition to FuelSave Diesel and GTL Fuel,” said Giorgio Delpiano, General-Manager Commercial Fleet. “We are pleased to be driving the develop-

LNG truck refuelling station - Rotterdam

ment of safe and cost-efficient LNG fuelling technology.” As customer demand grows, Shell plans to open additional LNG sites in the Netherlands. In due course, it plans to supply the LNG fuel via the new, ‘break bulk’ LNG terminal being built at the port of Rotterdam by a joint venture of Gasunie, Vopak and OMV. Lauran Wetemans, General Manager Downstream LNG, added, “LNG can be a strong option for fleet owners. We expect LNG will form a bigger

part of the sustainable transport fuel mix in the future and we continue to collaborate with engine manufacturers, customers and policy makers to encourage the use of LNG as a transport fuel.” Shell is the first customer of a new, dedicated LNG for transport infrastructure announced in July 2014 by the Gas Access to Europe (Gate) terminal, a joint venture of Gasunie, Vopak and OMV. The terminal is expected to become operational in 2016.

Rompetrol Well Services cuts dividends

he Board of Rompetrol Well Services SA has proposed a gross dividend of 2 bani per share for 2014, down 33% as compared to the dividend paid in the previous year of 3 bani per share. The total amount of dividends distributed of RON 5,563,818 is the equivalent 68

of 40% of the net profit amounting to RON 13,898,555 recorded by Rompetrol Well Services in 2014. The net profit was twice lower than in 2013, of over RON 27 million. The approval of the dividend payment date was set as the maximum permitted by the legal framework, as reported to the

recorded date, set by the shareholders general meeting. Rompetrol Well Services’ main shareholders are KMG International N.V. (Netherlands) 73.0111% and KJK FUND II SICAVSIF (Luxembourg) - 10.6797%. The other minority shareholders hold together 16.3092%. www.petroleumreview.ro

review & preview

Two new natural gas discoveries

omgaz completed in March the works for bringing into production test two new gas accumulations in the Moldavian Platform and in the Transylvanian Basin, nearby Frasin (Suceava County) and Cris (Mures County), respectively. Frasin well, drilled at 4,100 m depth, is located in the explorationdevelopment-production block RG 04 Moldova Nord, an area where Romgaz produces gas since 1972. This drilling operation, completed in January 2015, discovered a gas-condensate field which is currently under the development phase. Cris well (Danes village, Mures County) is drilled at 2,600 m depth and is included in the block RG 03 Transilvania Sud, where some of the

oldest Romanian natural gas fields are located. The discovery, made in January 2014, identified a new natural gas field where currently more wells are drilled for full assessment and development. The daily production of these two new wells exceeds 2,600 barrels of oil equivalent per day, which is approximately 3% of the company’s daily gas production. Both fields are included in the category of conventional hydrocarbon fields. “One of Romgaz management main objectives of the past few years was and continues to be the development of gas resources and reserves portfolio, through discovery of new fields and development and enhanced recovery of existing resources. The company allocated resources for

upgrade and modernization of existing facilities as well as for new investments, especially in geological exploration and production. Thus, in 2014, Romgaz spent RON 1,085.5 million for investments, out of which geological exploration and production expenses represented about 54%. The production decline reduced to zero during the last four years confirms the actual potential of the exploration blocks under the development-production phase and encourages us to increase our efforts for capitalizing this potential. We will continue to focus on finding solutions both for increasing field productivity and the recovery rate, and for discovering new oil and gas fields,” Dumitru Rotar, Deputy Director General – Exploration and Production, S.N.G.N. ROMGAZ S.A., stated.

SPECIAL FOCUS

Time for mergers and acquisitions in the oil and gas industry in Europe 2014 has brought for the global oil and gas industry a significant increase of operations on the mergers and acquisitions market and a sharp drop in oil prices. As the oil prices collapse was originally an element blocking the M&A market, it then turned into a stimulating factor for the restructuring of the industry. The problems the market is already facing will give new impetus to this process and will support the relaunch of the mergers and acquisitions market, even in Central and Eastern Europe where things have moved at a slower pace so far. By Laurenţiu Roşoiu

he drop in oil prices in the second half of last year (a fall of over 50% in just a few months, in terms of percentage and the second largest decrease in absolute values during the last 50 years) has made out of 2014 one of the most spectacular, but also the most complicated year for the oil and gas industry globally. The spectacular side is given primarily by the oil price developments. The implications of these price movements are at least as spectacular through the mutations produced to the geopolitical or to the military situation worldwide; for the actors in the industry the wide price movement is spectacular as well as extremely important because at the end of the restructuring and repositioning process the oil and gas industry has actually been pushed into, we could have an industry with a completely different face. At least this is the conclusion we can reach if we look at what happened at the end of the twentieth century, when the fall in oil prices from USD 20 to about USD 10 per barrel during 1998 - 1999 (in percentage terms a drop of about 50%, similar in amplitude to the one seen last year) has led to the impressive reconfiguration of 70

the industry through a series of mergers between some of the calibre players of the time; Exxon has merged with Mobil; BP has taken over Amoco and ARCO; the French group Total has joined Petrofina and Elf and Chevron has merged with Texaco.

YEAR OF EXTREMES The oil and gas industry faced 2014 with an oil price stabilized at around USD 100 per barrel and numerous forecasts were indicating the growth of global demand for oil - especially for the emerging economies in Asia. These forecasts were elements that stimulated the activity of mergers and acquisitions in the field and have led to the signing of some of the largest transactions in the industry in the past year. But that is what happened in the first part of the year! The collapse in oil prices starting July has significantly reduced to stagnation almost, the business mergers and acquisitions (Mergers & Acquisition - M&A) in the second half worldwide. According to the ‘Global Oil and Gas Transactions Review 2014’ report, conducted by the consultancy www.petroleumreview.ro

EVOLUTION OF M&A TRANSACTIONS IN THE OIL AND GAS INDUSTRY WORLDWIDE 2014 was a year of major transactions in the oil and gas industry. The number of businesses has been decreasing worldwide, but their aggregate value recorded a new high. $500

3,000

$450 2,500

$400 $350

2,000

$300 $250

1,500

$200 1,000

$150 $100

The graph shows the evolution of the value and number of M&A deals in the oil and gas industry over the past five years. The right vertical axis shows the number of transactions. The left vertical axis shows the value of transactions evolution (in billion USD), shown by the yellow line.

500

$50 $0

2010

2011

2012

2013

2014

Source: Ernst & Young ‘Global Oil & Gas Transactions Review 2014’.

company Ernst & Young, most of the biggest transactions of the year were made in the first six months of 2014. During this period deals worth over USD 5 billion were concluded. During the second half, unlike the first half, a sole major transaction has been concluded between Halliburton and Baker Hughes. It is true however that its value exceeded by a large margin the summed values of the four transactions concluded in the first half, being the third largest transaction in the industry, worldwide, during the last decade: USD 38 billion. Following the sudden change of the situation on the oil market, the industry has also joined a process of reconfiguration, passing in less than half a year from one extreme to another: thus, as in the first part of the year the industry’s positive outlooks were traded, in the second half of the year the companies have recalibrated their plans, by trading the prospects given by the new economic context characterized by volatility, unpredictability and a low price of oil. The move from one extreme to another is illustrated by figures: so, if in the first half of the year, effervescence in the field seemed to be at its peak, the number of transactions reaching the maximum average level of the previous five years... it has significantly reduced in the

second one, as in the last quarter of 2014 the number of transactions was by 40% lower than the fourth quarter of 2013 and by 55% lower than in the last quarter of 2012.

YEAR OF LARGE TRANSACTIONS Nevertheless, the activity of the first half of the year was so intense that it counterpoised the blockage during the second half of the year. At least this is what one can deduct from the figures released by the Ernst & Young report, which shows that 2014 was practically the most prolific in the last half-decade in terms of the value of M&A deals in the industry. Thus, in 2014 the transactions amounted to about USD 443 billion dollars, 69% higher than the value in 2013, significantly higher than those in the previous years (see the chart ‘Evolution of M&A transactions in the oil and gas industry worldwide’). However, the average value of the deals in 2014 was USD 447 million, also significantly higher than the average for the past four years. In parallel, however, the number of deals completed in 2014 was in decline for the third consecutive year. This observation may lead to the conclusion that 2014 was a year of major transactions. The figures 71

SPECIAL FOCUS EVOLUTION M&A TRANSACTIONS IN THE OIL AND GAS INDUSTRY IN EUROPE 2014 was the year of collapsed values of M&A transactions in the oil and gas industry in Europe, continuing fast the downward trend registered during 2011 - 2013. $30

300

$25

250

$20

200

$15

150

$10

100

2010

2011

2012

2013

2014

The graph shows the evolution in value and number of M&A transactions in the oil and gas industry in Europe during the last five years. The right vertical axis shows the number of transactions. The left vertical axis shows the evolution of the value of deals evolution (in billion USD), illustrated by the yellow line. The light gray colour shows the share of transactions in the downstream sector; intermediate gray illustrates the upstream sector share of transactions value; dark gray illustrates the share of value of transactions in the midstream sector.

Source: Ernst & Young ‘Global Oil & Gas Transactions Review 2014’.

on the number of large and very large deals reinforce this perspective: thus, out of the total transactions last year in the oil and gas industry globally, some 82 had values above USD 1 billion, four of which exceeded USD 10 billion. For comparison, in 2013 there were only 67 transactions with values of over USD 1 billion worldwide, only one being over USD 10 billion.

EUROPE, FACING DEADLOCK If globally, given the above mentioned developments in the field of M&A, 2014 can be labelled as the year of large transactions, in Europe the mergers and acquisitions have almost reached a deadlock, the number and value of deals continued the downward trend confirmed during 2011 - 2013, at a somewhat accelerated pace, however. As one can see in the chart ‘Evolution of the M&A transactions in the oil and gas industry in Europe,’ the 146 transactions concluded last year totalled only about EUR 15 billion, a considerably lower activity in 2014 against 2013 when 243 transactions were completed, reaching a total value of over USD 18 billion. It’s worth exploring deeper the situation in Europe; the first observation that emerges is that while Europe’s economy has a significant share in the global economy 72

(the EU’s GDP represents more than 15% of the global GDP, about the same as that of the US’s and China’s) and the European oil and gas industry is a major component of the global industry in the field (BP, Royal Dutch, Total and Eni being among the global industrial giants)... last year’s statistics show that the European oil and gas industry is almost insignificant as compared to the overall global M&A transactions. Looking back at the last five years, one can see that the values of such transactions in Europe accounted for only about one tenth (with possible small deviations plus or minus!) of the total value of these deals worldwide. The lack of extensive operations in this area could be interpreted in several ways: on the one hand it could be the reflection of an industry more stable than in other parts of the world – which means, however, a relatively moderate adaptation capacity and adaptation speed; another interpretation might be that the small number of such transactions is the consequence of the specificity of European industry - specificity given by the lack of a wide range of companies, a diversity that in the US is made up of many players operating in the area of exploiting alternative deposits. On the other hand, strictly related to the development of the market in 2014, one should take into account the fact that, beyond the elements that led to the M&A www.petroleumreview.ro

TOP 10 TRANSACTIONS IN THE UPSTREAM SECTOR IN 2014 WORLDWIDE The Letter One Group transaction is the only one in Europe in the standings covering the 10 most important business transactions by operations.

Announcement date

Buyer

Seller

15 December 2014 Repsol 16 March 2014 Letter One Group 27 September 2014 EnCana 13 July 2014 Whiting Petroleum 14 October 2014 Southwestern Energy 15 December 2014 Woodside Petroleum 7 May 2014 EnCana 17 June 2014 Ofertă Publică

Value (USD billion)

Talisman

RWE

7.1

Athlon Energy

Kodiak Oil & Gas

Chesapeake Energy

5.4

Apache

3.8

Freeport-McMoRan

3.1

Royal Dutch Shell

3.8

24 July 2014 Breitburn Energy Partners

QR Energy

4 June 2014 Public Offer

Pemex

3 2.8

The chart includes the most important ten upstream transactions by value. Source: Ernst & Young ‘Global Oil & Gas Transactions Review 2014’

market blockage worldwide in the second half of the year (i.e. the impact of elements felt worldwide, such as the falling oil prices, the unpredictable business environment, the financial institutions’ reluctance to finance projects, etc.), the European M&A market has been further affected by a number of complications specific to the region. A good example of this regard is the Scottish referendum on independence that blocked the completion of business and the beginning of negotiations for others.

TOP TRANSACTIONS IN EUROPE As regards the operations in Europe, as sub-domains, the most intense activity was recorded in the upstream area. After two years of decreases in a row, the value of the deals concluded in this sector (highlighted in light gray in the chart ‘Evolution of M&A transactions in the oil and gas industry in Europe’) increased to about USD 13 billion, by about USD 6 billion higher (almost double!) than in 2013, decisive in this development being the USD 7.1 billion transaction by which Letter One Group has taken over RWE Dea, a subsidiary of the German group RWE.

This transaction is also the second largest globally in this sector, in terms of value (see the table ‘Top 10 transactions in the upstream sector in 2014 worldwide’) and the only one in Europe in the standings covering the 10 most important business transactions by operations (upstream, midstream, downstream and offshore), standings usually dominated by the US companies. In the upstream area in Europe, important transactions (even if never included in the top ten worldwide!) were the takeover of Marathon Oil by Det Norske (USD 2.1 billion) and the takeover of Statoil operations in Norway by Wintershall Group (USD 1.3 billion). In contrast, the midstream sector (section highlighted in dark gray in the chart ‘Evolution of M&A transactions in the oil and gas industry in Europe’) the activity was reduced in 2014 to near extinction; in 2013, the value of European deals in this sector recorded a record level of last years of USD 7.3 billion. In Europe there were also very few M&A transactions in the downstream sector, where there was a different dynamic against the global one; thus the global M&A deals value achieved in 2014 on the downstream sector significantly exceeded the one recorded in 2013 (see the chart ‘Mergers and acquisitions worldwide, by sectors’); 73

SPECIAL FOCUS WORLDWIDE MERGERS AND ACQUISITIONS BY SECTOR In 2014 the value of M&A transactions in the downstream sector (worldwide!) has significantly exceeded the one recorded in 2013. $500 $450 $400 $350 $300 $250 $200 $150 $100 $50 $0

2010 Upstream

2013

2012

2011

Downstream

Midstream

2014 OFS

The graph shows the evolution of the value and number of M&A transactions in the oil and gas industry in Europe in the last five years, divided into sectors. The left vertical axis shows the value in billion USD. The light gray colour shows the value of transactions with offshore operations/assets; intermediate gray shows the value of transactions in the midstream sector; dark gray shows the value of transactions in the downstream sector; yellow shows the value of transactions in the upstream sector.

Source: Ernst & Young ‘Global Oil & Gas Transactions Review 2014’.

unlike the global trend, as can be seen from the chart ‘Evolution of M&A transactions in the oil and gas industry in Europe,’ the European downstream sector recorded only 15 transactions totalling USD 1.3 billion. But Europe is well represented in the offshore exploitation sector, where several thousand companies operate, many of them experienced, having skills and seniority in achieving its complex operations of exploration, exploitation and/or service - such as those active in the North Sea. Thus, although it is not registered as a transaction in Europe, the takeover of Kentz by SNC Lavalin, a transaction worth USD 2.8 billion, is the largest European offshore deal, and one of the top 10 such global businesses (see the table ‘Top 10 offshore transactions in 2014 worldwide’).

MODEST ACTIVITY IN CEE And if in terms of M&A one can hardly see operations carried out in Europe in the past year as compared to what happened globally (where things have moved much better, and the value of transactions increased despite the deadlock in the second half of the year) in Central and Eastern Europe (CEE) the activity on the M&A had an even poorer dynamic; mergers and acquisitions were not lacking, but the values were rather 74

modest. Thus, in May 2014, the Hungarian company MOL announced the takeover of Agip gas stations owned in Romania, Slovakia and Czech Republic from the Italian group Eni – the value of the transaction was not disclosed. The takeover was done gradually throughout the year, the taking over of operations in Romania ending in February 2015. In August 2014 the same Hungarian company announced the acquisition of 44 Lukoil gas stations in the Czech Republic, the value of the transaction was also kept secret; this operation took place in the process of Lukoil’s withdrawing from the CEE market, the Russians having sold 75 gas stations in Hungary, plus another 19 in Slovakia to the Hungarian company Norm Benzinku’t Kft. At the end of September 2014, after a few months of negotiations, the Austrian company AMIC Energy Management took possession of 100% stake in Lukoil Ukraine – subsidiary of the Russian group Lukoil which had in Ukraine 240 gas stations and six oil deposits in a transaction estimated on the market to EUR 300 million (representing only the value of the gas stations valued at about EUR 1.5 million each). Shortly thereafter, at the end of October, the French company Total announced the sale of its Norwegian subsidiary Total E&P Norge AS to PGNiG SA www.petroleumreview.ro

TOP 10 OFFSHORE TRANSACTIONS IN 2014 WORLDWIDE The takeover of Kentz by SNC Lavalin is the biggest offshore deal in Europe and one of the 10 most important offshore transactions worldwide.

Announcement date

Buyer

Seller

Value (USD billion)

17 November 2014 Halliburton

Baker Hughes

22 September 2014 Siemens AG

Dresser-Rand Group

7.6

Foster Wheeler

3.2

25 June 2014 C&J Energy Services

Nabors Industries

2.9

23 June 2014 SNC Lavalin

Kentz

2.8

Frank Mohn

2.1

Bourbon

1.4

Seadrill Limited

0.9

Warren Equipment Co

0.8

Wheatherford International

0.8

13 January 2014 AMEC

7 April 2014 Alpha Laval 17 March 2014 JACCAR Holdings 4 November 2014 Seadrill Partners LP 20 July 2014 Compressco Partners LP 1 December 2014 Lubrizol Group The chart includes the most important ten offshore transactions by value. Source: Ernst & Young ‘Global Oil & Gas Transactions Review 2014’

International (subsidiary of the Polish group PGNiG) for USD 317 million. And in late December last year, the Czech authorities approved the takeover by Unipetrol of the 34% package of the share capital the Italian company ENI had with Ceska Rafinerska Group - which owns the two refineries in Czech Republic - for EUR 30 million.

2015, THE M&A YEAR FOR CEE? These were some of the transactions concluded in CEE last year, revealing the companies’ interest in the region in terms of increasing profitability, efficiency and business development through the new acquisitions. Such process could escalate in 2015. At least this is the conclusion to be drawn if we look at some of the latest statements by the major players’ officials in the industry on this issue. “I would not say our appetite ( for M&A) is larger than in the past, but we constantly work to develop our upstream infrastructure segment,” said, for example, Sławomir Jędrzejczyk, CFO of PKN Orlen, during a conference on financial results, which took place at the beginning of 2015, adding that PKN constantly seeks new opportunities for acquisitions.

PGNiG is also one of the companies that can speed up its procurement process in 2015, considering the fact that, at the end of last year, the Polish company announced that is looking for consultants for assets acquisitions or operations with values higher than USD 600 million (twice the aforementioned within which PGNiG took over Total E&P Norge AS, which was completed in 2014). In the same category of information that may give an insight into the possible evolution of the M&A market in 2015, encompasses the news that the Hungarian company MOL would be interested in taking over Gulf Keystone Petroleum - an independent company registered in Bermuda, listed on the AIM segment of the London stock market and operating mainly the exploitation of fields in Iraq’s Kurdistan region. The news first surfaced in March 2014 and was brought back to public attention in February 2015 when Gulf Keystone announced that it has appointed Deutsche Bank and Perella Weinberg Partners as financial advisors in discussions carried out with several interested parties, on the edge of a possible takeover. It’s worth mentioning that among those carrying negotiations allegedly is also PKN Orlen, if we are to take into account informal 75

SPECIAL FOCUS statements made by the representatives of the Polish company, released by the Reuters news agency in 2014, saying that Gulf Keystone would fit very well in the PKN’s expansion plans. MOL does not hesitate in its turn to constantly communicate its intentions to carry on further acquisitions; the most recent such statement made by a company official earlier this year, was occasioned by the release of the financial results for 2014. “We follow any possible downstream acquisition in the region... and hopefully we can make a new announcement by the end of this year,” said, in February 2015, Ferenc Horváth, Executive Vice President in charge of refining and marketing with MOL. The company’s plans aim the increase of fuel sales in the CEE region from 4.3 billion litres in 2014 to 5.4 billion litres in 2017, according to Horvath’s statements. Last but not least, this category of potential buyers of operations and/or assets in the CEE region in 2015 might be joined by the Romanian company Conpet Ploiesti, which has announced it wants to buy legal services in order to expand abroad; according to information leaked to the press, Conpet is interested in buying an oil terminal in the Republic of Moldova.

THE GLOBAL M&A MARKET SEEN IN PERSPECTIVE The swift and extensive fall of oil prices, which effectively has blocked the mergers and acquisitions market globally in the second half of last year, have led also to the emergence of numerous opportunities, thus creating the conditions to reverse the M&A market in 2015. The players in the field, the companies, their managers, the specialists and industry analysts or the investors and the financing institutions seem to have already got used to this ‘new normality’, characterised by volatility, by a low price of oil (incurring high risks to achieve new lows), by an unprecedented low level of efficiency in terms of exploitation operations of alternative resources, by the immense pressure on profit margins at industry level... and, not least, also by an unprecedented level in modern history of financial reserves companies in the field ‘sit on’ actually, pending opportunities. Therefore, the M&A market’s relaunch may not take place until the end of 2015, but the premises are real! A serious impetus in this regard will be given to companies in search of different formulas to ‘reset’ their activities, in order to adapt to the new economic environment. This ‘reset’ can occur either through internal restructuring, by recapitalization or by selling assets or through other forms to get liquidities for their own operations or, in 76

Ferenc Horváth, Executive Vice President, MOL

extreme cases, by foreclosures. On the other hand, after such a start, the M&A process will be supported by the companies that have cash and which are interested in creating synergies leading to cost cuts, through the acquisition of operations at prices significantly lower than those registered less than a year ago. In conclusion, regardless of when it will start and how it will take place (through consolidations, internal reorganizations, transformations, executions or even bankruptcies) the restructuring will lead to the emergence of an oil and gas industry capable of operating on significantly lower profit margins than hitherto. At the same time, given the specific oil production in the US, where alternative shale reserves play a major role, the markets will evolve in a context of high volatility. Short cycles of capital in the exploitation of alternative resources (i.e. ability to invest and divest quickly in a business in this area) will allow the US companies dealing with exploiting of shale deposits to respond quickly to price changes. They will thus take some of the power OPEC members had hitherto namely, the ability to balance the market and the price by reducing or increasing oil production - and will compete with traditional manufacturers. In such a context dominated by uncertainties, the players on the market will be forced to focus on creating financial and operational chains that would allow them to cross without problems any volatile periods; this will be another element that will stimulate the activity of mergers and acquisitions in coming period. www.petroleumreview.ro

oil & gas

PAS Technologies Romania to grow tenfold in 2015 PAS Technologies Inc. is a privately held corporation that operates globally in six locations: Kansas City, Hillsboro and Phoenix in the US, then Campina and Ploiesti in Romania and a joint venture in Singapore called AST.

ustomers with high-performance needs rely on PAS Technologies. PAS specializes in providing costeffective OEM and MRO solutions for the aerospace, oil and gas, and Industrial Gas Turbine markets. By using innovative and proprietary high-technology processes, along with solutions licensed from OEMs, the company provides great value for customers whose components are exposed to high wear, high heat, and corrosive environments. The companyâ&#x20AC;&#x2122;s highly engineered, innovative products are worldrenowned for advanced technology and unsurpassed reliability. In just a few words, PAS Technologies can be described as the premier Original Equipment Manufacturer (OEM) and Maintenance, Repair, and Overhaul (MRO) application and component provider. PAS Technologies Romania was started in 2008, as the result of the strategic partnership with the main customer, Cameron Romania. The agreement was that PAS establish a production unit inside Cameron premises in Campina. The main object of activity was the coating of components for oil & gas using a high tech application called HVOF (High Velocity Oxy Fuel) and we did an 78

onsite operation. The process applies a tungsten carbide layer on customer parts, which increases significantly the wear and corrosion resistance, thus providing a cost effective solution to a very demanding industry. The implementation of the program was done in only nine months including audits and qualification, which was described by the OEM customers as an absolute record in the industry. PAS delivered the first coated component in July 2008 and the following months the business started to grow significantly. Unfortunately 2009 brought the effects of the worldwide recession and the business started to

slow down visibly in the second half of the year. December 2009 was the most critical month for us with record low sales, but we are very proud that even then we kept the company above the break even line and managed to keep all our employees, while other companied laid off significant amount of people to keep costs under control. 2010 came with a slightly better outlook and slowly but constantly the business got back to the previous levels, finally exceeding them significantly. In 2011 we set another major milestone for the company, by starting a second product line, the machined products. The first parts were small components for gate www.petroleumreview.ro

oil & gas

valves and for the first year we focused on a very small range. After a while we expanded into more complex parts, requiring special processes like nickel plating, QPQ, borofuse, xylan, everslik, molycote etc. We also implemented modern NDT techniques and we became an approved supplier for Ultra Sonic, Magnetic Particle and Liquid Penetrant inspection. 2012 came with a significant change, PAS leased space in Ploiesti West Park and moved the machining operation in this area. This proved to be a very inspired decision, as things took off significantly after that move. The management of the company moved in this space as well, making it the headquarters of PAS Technologies Romania. The initial space was rather small, we filled it up quite quickly with equipment after which we initiated our expansion and leased more space in the same building. 2013 and 2014 were years with significant growth and despite the overall market situation 2015 started quite well for us as well. We are confident we will do approximately 30% growth for the full year and this means we have grown the business tenfold from our first full year, 2009. The turnover for 2015 is expected to exceed 20 million dollars. At the beginning of 2015 we have expanded one more time and leased another space in the same

building, where we will implement another significant project called weld cladding. This type of technology helps customers to reduce costs, by applying high tech materials in the critical areas, while the base part is made from standard materials. In this way, the customers benefit fully from the properties of the high tech material, without having to pay the premium price, when the part is entirely made of that material. Another area of interest is the aerospace industry, where PAS experience and quality are very well known and make a difference in the customer supply chain. PAS Technologies Romania received the AS9100 certification in 2014, which is a standard requirement in this prestigious industry. Following subsequent discussions with the customers, it looks like before the end of 2015 a number of projects will be transferred to Romania and we are already discussing about a new building to continue our expansion. Regarding the geographical coverage, we currently supply 50% of the products in Romania and there rest are exported worldwide to customers from: US, Canada, Mexico, Venezuela, Brazil, Argentina, France, UK, Ireland, Middle East, Singapore, Malaysia, Indonesia, Australia. It currently employs 65 people, from which 18 are

in Campina facility and 47 in Ploiesti facility. The company has the following certifications: ISO 9001, AS9100, ISO 14001, ISO 18001. “PAS project happened mostly due to a personal initiative in a specific context. At that time, I was young and I had no idea how much and how quickly a business can grow if you know to listen to your customer and address its specific needs cost effectively and in a timely manner. I was involved from the very beginning, I was the first employee of the company and now after eight years I can proudly say it was the most successful project I have ever worked on in my life. I admit there was a bit of luck which helped us, but like one of my mentors like to say, I also believe that luck is the intersection between preparation and opportunity. In what concerns me, I think I was lucky enough to join a modern company which promotes progress and also to find very good people to support me in this endeavour. I have promoted an open culture in which initiative and responsibility are encouraged and rewarded and that in itself is a major competitive advantage which sooner rather than later becomes visible in the overall results of the company. I think a project like PAS technologies could serve as a model for other companies which want to invest in Romania. I also hope that we have done at the micro level could be replicated at the macro level as well, case when our country could see the most spectacular growth in its history!” – Dragos Grigorescu, Vice President & General Manager Romania Operations, stated.

PAS Technologies Romania Ploiești West Park, Șos. Ploiești-Târgoviște Km. 8 Ariceștii Rahtivani, Jud. Prahova 79

oil & gas

PROJECTS OF OVER EUR 1.5 BN

Development of the gas transmission infrastructure The National Gas Transmission Company Transgaz SA Medias aims at achieving major investment projects, so that by the year 2023, with the necessary interconnections, Romania would have several options to importing natural gas. Through regional terminals of liquefied natural gas (LNG) from Greece, Croatia and Poland, the Romanian market will be able to purchase gas from the Levantine Basin (eastern Mediterranean) and, through the interconnection Bulgaria - Romania, Caspian gas will be imported from the Southern Gas Corridor. Also, another priority of the company is building the infrastructure to bring natural gas from the Black Sea. by Adrian Stoica

he priorities set by Transgaz for developing the natural gas transmission infrastructure are included in the companyâ&#x20AC;&#x2122;s ten-year development plan for 2014 - 2023. The value of the plan is estimated to EUR 1.5 billion and it will be covered 35% from own resources, which means about EUR 525 million and 65%, EUR 975 million respectively, will be covered by raised funds. The NTS total projected capacity is 30 billion cubic metres/year (excluding international transport pipelines for gas, whose aggregate designed capacity is 27.7 billion cubic meters per year and have a total technical capacity, at the current operating pressure, of 21.35 bcm/year). The transmission 80

and international transmission capacity of natural gas is provided through a network of pipelines and fittings for gas supply with diameters between 50 mm and 1,200 mm at pressures between 6 and 63 bar. Although the asset base is outdated, as over 71% of the 13,112 km of gas pipelines require rehabilitation and modernization, the NTS technical condition is maintained at an appropriate level. The compression capability is provided by five gas compression stations located on the main transmission routes, which have an installed capacity of about 32 MW, with an annual capacity of compression of 5.5 billion cubic meters. The current development plan

for the Romanian natural gas transmission system includes major projects aimed at reconfiguring the gas transmission network which, although extended and complex, was designed in a time when the emphasis was laid on natural gas supply to large industrial consumers and on making possible their access to resources concentrated mostly in the central regions and in Oltenia region, and to the sole source of imports. The identification of projects needed to be developed in the national gas transmission system started from the main requirements that must be provided by the current dynamic natural gas regional market. Given the latest developments and trends in the field of natural www.petroleumreview.ro

oil & gas

gas transmission routes in Europe, the existence of two new sources of supply becomes obvious: natural gas from the Caspian region and from the sources discovered in the Black Sea. Its geostrategic position and the primary energy resources can help Romania become a significant player in the region, on condition it keeps the pace with the technological progress and on condition it will be able to get the needed financing. In this respect, by implementing the proposed projects for the development and modernization of gas transmission infrastructure, through the implementation of intelligent systems of control, automation, communications and

pipes, freshener, cathodic protection, anticipatory reactions, traceability, all resulting in increased flexibility in operating the system, improving the integrity and operational safety and, consequently, in increased energy efficiency.

The Southern Corridor development At European level a number of major projects allowing diversification of gas supply to Europe are currently being implemented, by transporting natural gas extracted from the fields in the Caspian Sea to Central Europe. They aim at amplifying the South Caucasus Pipeline, the

The main components of the National Transmission System (NTS): • 3,112 km of transmission pipelines and supply fittings for natural gas supply, of which 553 km - international transmission pipelines for natural gas; • 1,119 gas regulation and metering stations; • Six gas metering stations for international transmission; • Three metering stations for natural gas imports (Isaccea, Mediesu Aurit, Csanadpalota); • 1,007 cathodic protection stations; • 48 valve control stations and/or connection points.

network management, Transgaz aims both to maximize energy efficiency in the entire activities chain and to set up an intelligent, efficient, reliable and flexible natural gas transmission system. The network management can be improved through the concept of “Smart energy transmission”, applicable also to the “Smart gas transmission systems” intelligent gas transmission grids, which will manage the issues of safety and intelligent use of instruments in the field of pressure, flow, metering, interior inspection of

construction of the Trans-Anatolian Pipeline (TANAP), the building of the Trans Adriatic Pipeline (TAP), the building of Greece Bulgaria interconnector (IGB). By implementing these projects, the possibility of transporting large volumes of gas from the Caspian Sea to the southern border of Romania is created. In these circumstances it is necessary to adapt the National Gas Transmission System to the new prospects by expanding the natural gas transmission capacity between the existing interconnection points of the 81

oil & gas

Isaccea gas metering station

Romanian natural gas transmission system with the one of Bulgaria (at Giurgiu) and the one of Hungary (at Nadlac).

Bulgaria – Romania – Hungary – Austria corridor The project “Development on Romanian territory of the National Gas Transmission System for the Bulgaria - Romania - Hungary Austria corridor” aims to develop the system of transmission capacity between the interconnections of the Romanian natural gas transmission system and the similar systems of Bulgaria and Hungary. More precisely it consists in building a new pipeline to transport natural gas in view of connecting Podisor with GMS (gas metering station) Horia. This project has become a necessity in the second half of 2013; this explains why the 82

project was not envisaged for the European TYNDP for the 2013 2022. However, the European Commission decided in the last minute to include it on the list of projects of joint interest to provide an alternative as to diversify the supply sources for the Member States affected by the deselecting of the Nabucco project. The deadline for the project’s completion would be 2019, and its value is estimated to EUR 560 million. Given the status of the project of joint interest, Transgaz intends to attract a grant through the “Connecting Europe Facility”. In this regard an application has been submitted in the first session for submission of applications to obtain a grant for the design studies of the three compressor stations included in the project. The estimated value of these studies is approximately EUR 3

million and the grant may reach 50% of this amount.

The transmission of natural gas from the Black Sea coast Given that Europe is becoming increasingly dependent on imports of natural gas, the access to new sources becomes an imperative. Surveys and assessments conducted so far have shown there are significant natural gas deposits in the Black Sea. Under these circumstances the development of transport infrastructure for natural gas in Romania from the Black Sea to the Romania - Hungary border is one of the major priorities of Transgaz. The project became a priority for Transgaz in the second half of 2013, due to the need to ensure adequate transmission capacities for natural gas from the Black Sea to the Central www.petroleumreview.ro

oil & gas

European markets. Being a new project, which was not included in TYNDP 2013 - 2022 (document issued in 2012), it aims to build a transmission pipeline from the Black Sea to Podisor connection point (Giurgiu County) which would connect the available offshore gas from the Black Sea to the Bulgaria Romania - Hungary - Austria corridor. The project will be included in the 2015 - 2024 edition of TYNDP and will also be proposed to be included in the second list of projects of joint European interest. The deadline for the completion of the project would be 2019, and its value is estimated to EUR 262.4 million.

Interconnection with international transmission pipelines Transgaz has a particular interest in implementing this project in order to eliminate the possibility of some very expensive financial penalties from the European Commission, but also to ensure it gets substantial revenues by harnessing these capabilities after the â&#x20AC;&#x153;take or payâ&#x20AC;? contracts expire. The project will consist in upgrading and increasing the Silistea compressor station, in modernizing and increasing the Onesti compressor station, in operating changes within the Isaccea metering station and in rehabilitating the pipeline sections Cosmesti - Onesti (66.2 km) and Silistea - Sendreni (11.3 km). Currently Transgaz started the pre-feasibility study; the completion of execution is envisaged for 2018. The estimated value of the investment amounts to EUR 65 million.

NTS development in North-Eastern Romania Given the need to improve gas supply in North-Eastern Romania and taking into account the perspective offered by the new interconnector between Romania and Republic of

Moldova, by providing transmission capacity to Republic of Moldova, a number of developments are needed for the Romanian natural gas transmission system, so that the appropriate technical parameters are met. The first phase of the project is to build the Gheraesti - Letcani natural gas pipeline and second stage of the project is to develop the NTS transmission capacity to ensure the gas flow in the direction Romania Republic of Moldova. The deadline for the project is 2017, and the total estimated investment is EUR 110 million.

The Central Corridor development Depending on the volume of gas available from the Black Sea coast, on the long term it is intended to develop the transmission capacity for the central corridor Isaccea - Sendreni - Onesti - Coroi - HaĹŁeg - Horia. Currently Transgaz has started a prefeasibility study for the development of the natural gas transmission Central Corridor, in order to optimize and to make more efficient both the implementation process and the possible attraction of co-grants. The Central Corridor was divided into three projects, their implementation being meant to achieve the objectives set for this natural gas transmission corridor.

The three projects are: 1. The interconnection between the national transmission system and the international transmission system and to ensure the reverse flow at Isaccea; 2. To ensure the reverse flow at the Romania - Hungary interconnection; 3. To develop NTS between Onesti and Bacia. The deadline is 2023 and the estimated value of the investment amounts to EUR 544 million. 83

PENTAIR EXPANDS ITS PRODUCT BAG

40 years of Raychem selfregulating heat-tracing technology “Since the introduction of heatRaychem has remained at the heat management,” comments Director at Pentair. “We are very wanted to celebrate Raychem’s way. Our Pole Position campaign is right way to step into the future with Raychem fans around the world.”

tracing technology in 1974 until today, forefront of innovation in industrial Martin Lee, Global Marketing proud of this achievement and remarkable heritage in a special fun, exciting and simply the our partners, customers and

entair is a global leader in industrial heat-tracing, with solutions for applications including freeze protection, temperature maintenance and heatup to 700°C or more. Recently they launched enhanced versions of Raychem XTV and KTV self-regulating heat-tracing cables. The new heating cables are suitable for exposure to 250°C, whereas previous versions were limited to 215°C. At the same time, Pentair brings the ‘system approach’ testing methodology into compliance with the latest revision of the international standard IEEE 515. This provides significant improvements to maximum sheath temperatures of Raychem’s XTV and KTV cables when using stabilised designs in hazardous locations. As a result, they can now be used for applications with higher maximum pipe temperatures (process or runaway temperature or control-limited set point), within the same temperature classification. This will simplify the design and installation considerably on projects, in particular for applications with temperature class T3 (200°C). Next to that, Pentair has launched a new electronic surface sensing thermostat for hazardous areas. The 84

www.petroleumreview.ro

STEP INTO THE FUTURE WITH US, ONCE AGAIN

Raychem ETS-05 thermostat provides accurate temperature control and monitoring for heat-tracing installations. It provides an increased maximum current load (32A), bigger connection terminals (6 mm2), a broader temperature control range, local LED indications and an additional fail-safe option. The increased size of the terminals to 6 mm2 enables power and heattracing cables to be connected directly. This reduces the cost for plant owners as it will no longer be necessary to use junction boxes. Raychem ETS-05 is available in two versions: the ETS-05-L2-E up to 199°C, and the ETS-05-H2-E for temperatures up to 499°C. Both come with a maximum nominal current of 32 Amps for longer circuits. The thermostat has a configurable failsafe mode (power on/off ). The local LED indicator shows the status of the device itself and whether the heat-tracing cable is switched on or off. In case of sensor failure, the thermostat will switch to an on or off state, depending on the user’s requirement. Raychem ETS-05 is fully compliant

with ATEX and IECEx requirements for use in ZONES 1, 2, 21 and 22. A new public version of Pentair’s design software with the above enhancements (TraceCalc Pro 2.7) is now available and can be downloaded from the Pentair website. Raychem, the inventor of self-regulating heat-tracing cables, continues to be the global reference for energyefficient heat-tracing designs with superior performance and highest reliability.

Reliable heat-tracing systems designed to meet the highest expectations for safety, optimised energy efficiency and comfort for industrial applications.

Website:

www.pentairthermal.com More information: Valentin Ilie, 39A Bucuresti Blvd., 3rd Fl., 100520, Ploiesti; +40.722.63.23.54

Valentin.Ilie@pentair.com Thermal.info@pentair.com

LEARN ALL ABOUT OUR SOLUTIONS AND NEW PRODUCTS AT WWW.PENTAIRTHERMAL.COM 85

oil & gas

THE NEW MATHEMATICS OF OIL

How to solve the price-demand-supply equation On March 3, 2015 amazing news hit the US media: US oil stocks reached 444.4 million barrels, the highest amount ever stored starting from the 1930s1. The previous week the stocks rose by 10.3 million barrels2, the highest growth rate since 2002. The gas production in February 2015 exceeded 2,000 billion cubic meters/day3, up by 1% as compared to January and up by 10.5% against the production registered in February 2014. by Prof. Constantin Crânganu, Brooklyn College of the City University of New York 1 http://www.bizjournals.com/dallas/news/2015/03/04/oil-prices-could-tumble-again-as-storage-tanks-max.html?page=all 2 http://business.financialpost.com/news/energy/oil-prices-fall-as-u-s-runs-out-of-room-to-store-its-crude?__lsa=8457-7050 3 http://www.pennenergy.com/articles/pennenergy/2015/03/u-s-natural-gas-production-rises-in-february.html?cmpid=EnlDailyPetroM arch92015

he fact that the United States have reached the stage as not to have where to store the oil and gas produced by US companies is the most brilliant and unexpected confirmation of the technological revolution’s success called hydraulic fracturing of oil shales and gas shales. At the same time, for many, the motto may sound like a contradiction in terms: as the United States were, until recently, the largest hydrocarbons consumer, (some ‘script-writers’ even said that the war in Iraq was, in fact, started so that the Americans could seize the 86

oil there!?!), now, the United States now have too much oil and gas!!! The international markets and the financial world were forced to accept this new paradigm. Thus, this has led to a reassessment of the strategies on production, refining, storage, salebuy, etc., on the short and medium term. Oil markets continue to oscillate between an acute state of anxiety and a fragile sense of hope that the adjustment of supply, expected by many, is already on the way. I believe this adjustment, when it will occur, is going to change the fundamental

structure of the oil markets and we are going to witness, in the next five years, the emergence of a new mathematics of oil, in which the classical equation of price-demandsupply will require multiple solutions in order to get solved. In the article ‘Oil deflation. Causes and Consequences1’ I pointed to three events as being the triggers of the current deflationary environment (the hydraulic fracturing revolution 1 http://www.contributors.ro/reactierapida/defla%C8%9Bia-petrolului-cauze%C8%99i-consecin%C8%9Be/

www.petroleumreview.ro

oil & gas

in the US for shale oil clays, the restart of production in Libya and ‘the OPEC gambit’ on November 27, 2014). But the beginning of 2015 brought to the forefront a new issue, which I believe will substantially affect the oil supply adjustment seen as a possible way to solve the pricedemand-supply equation: the United States’ turning into a swing producer (i). By accepting this new role for the US, the OPEC strategy, controlled by Saudi Arabia, creates an environment with high price volatility and significant stress on capital markets and financial mechanisms. Moreover, discussions are taking place about the disappearance of OPEC’s role as arbiter on the world oil markets (Why OPEC is dead2). The crucial question for this beginning of the year: is it proper for the United States to play their new role as swing producer and to adjust their offer in order to stabilize/ increase the oil prices? Let’s see, firstly, how the three terms of the equation are working currently, at least for the next five-year term 20152020.

Oil supply Due to the revolution brought by the hydraulic fracturing, shale oil producers in the US have become unintentionally swing producers. This means that the pace of adding new offers on the market will rapidly adjust in response to oil price changes. Or, in other words, it is expected that the United States’ oil production sees its growth rate cut during 2015-2017 in order to get relaunched in response to a narrower market. Therefore it is estimated a moderate increase in production during 2015-2017 (from ~ 9.5 to ~ 10.4 million barrels/day), which will be followed during 2017-2020 by increased production of up to 2 http://www.cnbc.com/id/102477252

13 million barrels/day. In 2014, the contribution of shale oil to the US total production was of 1.5 million barrels/day, the highest annual growth in US history (ii). Imposing or rather, the taking over by the United States of the new role of swing producer in the oil field was determined by the OPEC’s change in strategy, specifically Saudi Arabia’s decision in November 2014 to make a decisive move: it abandoned after four decades the control of oil prices by increasing/decreasing production. Practically, OPEC has allowed the free markets to decide the price of oil, even at the risk of flooding them with overproduction. In the new five-year term (20152020), OPEC will continue to exist, but not as we knew it. Saudi Arabia will continue to defend its market share, but at the same time it will allow the free market to operate. The oil markets will struggle to find a new price strand for balance. In this context, price changes are possible with high frequency, since consensus on the stock market is very unstable by its nature. Playing the role of swing producer instead of Saudi Arabia will be a challenge for the United States. Currently, the shale oil produced by the US has imposed this role, but periods dominated by investment means that changes in oil production will be slower than the implementing of changes in Saudi policy on production. Saudi Arabia and OPEC might attempt again to regain their status of last year. But a reheated soup doesn’t taste the same. Some OPEC members (Venezuela, Nigeria) are exhausted ‘powers’ in terms of oil because of war, internal conflicts, economic problems and lack of investments. Saudi Arabia can hope to gain a strong influence, but not as high as before. The castling Saudi ArabiaUSA has already taken place on the refined petroleum products

market: in 2014, the United States exported on average 3.8 million barrels/day, an increase of 347,000 barrels/day against 2013, according to the data reported by the US Energy Information Administration (Petroleum Supply Monthly3). Exports refer mainly to petrol for engines, propane and butane, and the main beneficiaries were South and Central America, Canada and Mexico. The US exports of refined petroleum products in 2014 have increased for the 13th consecutive year. At the same time, Saudi Arabia exported 2.3 million barrels/day of refined products and it was pleased to take the second place on this market4. Along with the United States and OPEC, which changed roles earlier this year, other players on the market of oil supply should be considered in the immediate future: Iraq - security is appropriate to increase production, especially in the south, but higher insecurity in the rest of the country creates risks. Iran - a comprehensive and stable nuclear agreement proves to be illusory, but oil production continues to grow slowly. Gulf countries - they succeed to maintain production, in the absence of regional unrest, but problems can show up quickly. Venezuela - production is declining and there are risks of political change. Russia - the tensions incurred by the Ukrainian conflict have cut its access to capital markets and to technology; accordingly, the productivity is on the decrease. Late shocks from postponed or cancelled projects will diminish the offers coming from well known areas such as West Africa or the North Sea. 3 http://www.eia.gov/petroleum/supply/ monthly/ 4 http://www.bloomberg.com/news/articles/2015-02-25/oil-demand-seen-risingby-saudi-arabia-s-naimi-as-market-calm-

oil & gas

Chart 1

There will be surprises, including from unexpected places. The chart 1 illustrates the forecasted production changes of the 12 OPEC members during 20142020. Except for the US, the oil production of non-OPEC countries will remain constant, instead of being on the increase. Tip for solving the equation: supply adjustment is needed immediately to rebalance the oil market.

economic conditions are the key factor for oil demand growth. The reply to the demand is a function of two variables: price elasticity (iii) and the increase/decrease of the GDP, which are unique to each country. The IHS analysts (www.ihs.com) estimate that by 2020 the oil demand growth will approach 1.3-1.4 million barrels/day, mainly due to improved

economic conditions (see the chart 2). Emerging markets (e.g. China, India) will continue to drive the growth demand, while European countries will have a partial contribution, sometimes negative. As shown in the chart above, the countries of the Asia-Pacific area will contribute the most to the overall demand growth, particularly for liquid hydrocarbons. If the gasoline demand on the free market responds to the falling prices, demand for diesel is mainly controlled by the GDP. Thus, in 2015, diesel is half the demand, including changes in fuel specifications used by oil tankers and other ships for ocean transport. Tip for solving the equation: it is very likely that during the next five years, the increasing demand will not â&#x20AC;&#x2DC;swallowâ&#x20AC;&#x2122; the excess supply, in other words the demand is not the solution to surplus production.

The global oil balance, price outlook and alternative scenarios The global balance for liquid

Chart 2

Oil demand At first glance, the oil demand growth shows an upward trend. In 2014 the demand has increased only by 0.6 million barrels/day, but in 2015 it is expected to reach up to 1 million barrels/day and 1.3 to 1.4 million barrels/day during 2017 2020. On regional level, however, the demand could be weaker (e.g. in Russia/CIS and Latin America), which will reduce the effect of demand increases in the US and on other markets. The improving 88

www.petroleumreview.ro

oil & gas

hydrocarbons rebalances only as supply growth will slow after 2015. In this dynamic relationship, two phases are foreseen: • Phase I: 2015-2016. Oil prices will remain under pressure until the production excess is cut or is eliminated. Most offer adjustments will take place in the United States. Brent oil price will reach USD 47/ barrel in 2015 and USD 63/barrel in 2016. • Phase II: 2017-2020. Prices will go up enough to stimulate production development that would meet aggregate demand growth of 5.5 million barrels/day during 20172020. The projects postponed from 2015-2016, in particular the deep water areas ones, will have a definite impact on supply. Prices will have to stimulate also the US onshore production in order to meet the demand. Brent oil price is expected to reach USD 70-95/barrel. There is no secret that the current US law does not allow the export of crude oil. So US producers can sell it only in the US at a price called WTI index (West Texas Intermediate) on the NYMEX market (New York Mercantile Exchange). Historically speaking, the price differences between Brent (London international market) and WTI index were insignificant as long as the United States were the largest importer of oil. But since 2008, hydraulic fracturing of the oil from shale formations (mainly Bakken, Three Forks, Eagle Ford and those in the West Permian Basin) have radically changed the structure of US imports. As I wrote above, currently the US don’t have any more space to store the excess oil. The traditional spot to store the American oil is in Cushing, Oklahoma, the city that delivers quotations to New York which are to be included in the WTI price. The storage capacity at Cushing is 71 million barrels and is close to the

Chart 3

upper limit. Differences in price between Brent and WTI (see the chart 3 have increased steadily since 2012, reaching USD 12.78/barrel currently. Financial analysts estimate that these differences could even reach USD 15-20/barrel in the coming years as long as the US producers will not be allowed to sell on the international market, where the Brent price is set. No wonder, therefore that in the current situation dominated by overproduction, lack of storage space and low prices, two particular aspects of the American oil industry have surfaced: 1. Part of the production went into contango: oil is stored in oil supertanks, with capacities up to 4,000,000 barrels – Romania’s consumption for 19 days!! – in expectation of price adjustment. 2. Mounting pressure to lift the ban for the US crude oil exports is seen5, because the low WTI price does not favour domestic producers. They feel being wronged they cannot sell at Brent prices, much higher currently. 5 http://www.bizjournals.com/dallas/ news/2015/03/04/pressures-on-to-liftcrude-oil-export-ban-as.html

Using energy scenarios as a key element for strategic diﬀerentiation Scenarios are powerful tools that help companies to plan for the future, whether it’s all about the next year’s budget growth, about the development of a new strategy, a strategy revival or the test for an investment decision. In all these cases, the use of scenarios can be very useful, as scenarios extend analysis beyond a simple linear characteristic in the future. When we are surprised by developments occurring in the future, it’s often due to lack of imagination. By using scenarios, we can look to the future with more lenses instead of one. We develop two or three perspectives of the future, very different views to test our assumptions and prejudices. By using scenarios we are forced to be explicit about what we assume regarding the future and to consider alternative outcomes. In addition, scenarios are a very effective instrument in time for testing the strategies and for increasing companies’ resilience when facing adverse events and also for more efficient implementation 89

oil & gas

of the benefits coming from the new emerging opportunities.

Chart 4

Scenarios on rivalry, autonomy and vertigo The IHS analysts created last year a new generation of global energy scenarios. ‘Rivalry’ is how they call the planning scenario or the reference case. Rivalry is a world of growing competition between energy sources: renewable, oil, natural gas and others. This rivalry is manifested in several ways: natural gas will begin to enter the transport market; electricity will play a more significant in transportation, etc. For example, today there are about 900 million cars worldwide. In 2040 their number will double, will be about 1.8 billion. However, demand for petrol will not increase as much, as many of these cars will be more efficient than they are today, many of them will use natural gas and some will use electricity. This is a possible example of energy rivalry in a not too distant future. There are two alternative scenarios. One is called ‘autonomy’ (see the chart above) (iv). Autonomy is a fascinating world where local demand is satisfied to a high degree by local energy sources. In other words, renewable energies become more efficient in terms of costs. But on the other hand, this will mean a greater expansion of the unconventional oil and gas production. Thus, there is much more energy supply in many parts of the world which today do not have sufficient energy production. The second alternative scenario is called ‘vertigo’. Vertigo means a world of accelerated technological changes. It is a world where self-driven cars become widespread. It is a world where computers play a much more significant role in medical diagnostics, for example. It is a world 90

of great technological changes, but also a world where changes are so huge that it is very difficult for governments and for human societies to keep the pace with these changes. And this has a great impact on energy. Disagreements surface between the energy demand and the energy supply. In other words, vertigo means a world of great changes, very fascinating and very turbulent at the same time. What should be noted, for the three scenarios proposed by the IHS, is the price change of the Brent crude oil barrel during 2015-2020: • Scenario ‘autonomy’ forecasts an almost constant price at around USD 60/barrel; • Scenario ‘rivalry’ is based on a price below USD 50/barrel in 2015 and considers a price of USD 90/ barrel in 2020, while • Scenario ‘vertigo’ suggests a W type price evolution: down from 2014 in 2015 to USD70/barrel, up in 2018 to USD 130/barrel, then down again in 2019 and in 2020 to USD 80/barrel. The final indication for solving the price-demand-supply equation: Use all of the above.

Notes: i) Swing producer refers to a supplier or a limited group of oligopoly suppliers for a commodity, which control the deposits and have high production capabilities of that commodity. A swing producer is able to increase or decrease the supply of goods with minimum additional costs and thus is able to influence the prices and to balance the markets, offering short and medium term protection against the negative features of investment. Classic examples of swing producers include Saudi Arabia for oil (until this year!), Russia for potassium fertilizers or the company De Beers for diamonds. ii) BP Energy Outlook 2035 http:// www.bp.com/en/global/corporate/ about-bp/energ y-economics/energ youtlook.html iii) An explanation of the concept of oil price elasticity can be read here: http://faculty.winthrop.edu/ stonebrakerr/book/oilprices.htm iv) The prices are nominal, reflecting the oil value in different years. Actual prices (not shown in the chart) are adjusted in accordance with differences in price levels for the years considered. Source: www.contributors.ro www.petroleumreview.ro

www.petroleumreview.ro

oil & gas

IOGP Position Paper on Energy Union The International Association of Oil and Gas Producers (IOGP) represents over 80 oil and gas companies responsible for producing one third of the world’s gas and half of its oil, as well as service companies and national oil industry associations. IOGP welcomes the opportunity to contribute to the discussions on the Energy Union. This paper describes the views of the European upstream industry as represented by IOGP in a number of key areas.

undamental to the viability of an Energy Union is the need to ensure that all three elements of the energy and climate framework - sustainability, security and competitiveness - are balanced. Critical to this balance and to promoting competitiveness is the establishment of a well-functioning internal energy market. In discussions on energy security, and also over decarbonisation, it is worth recognising that, according to the European Commission, 55% of Europe’s gross energy demand is forecast to be met by oil and gas by 2030. As the Energy Union develops, IOGP encourages the Commission to adopt a broad definition of ‘energy security’ – beyond one that focuses purely on energy supply security – to recognise the critical importance of affordable energy. As shown in the US, access to affordable energy is critical to industrial competitiveness, to employment creation, and to the prosperity, wellbeing and overall ‘economic security’ of Europe’s citizens. The economic benefits (employment, technology development, tax and royalty revenues) from indigenous production of oil and gas should not be underestimated either. The NERA report shows that, in 2011, oil and gas generated significant revenues to European governments – over EUR 430 billion. IOGP would recommend an explicit reference to affordable, as well as secure energy in future descriptions of the five Energy Union dimensions.

Main Policy Recommendations 1) As part of the Energy Union Strategy and action 94

plans, the European Commission must acknowledge and support exploration and production of European oil and gas resources (EU28 + Norway). It should be recognised that significant potential exists for future hydrocarbon production in the Black Sea, the North Sea, Eastern and Western Mediterranean and the Atlantic – from both conventional and unconventional sources – assuming the right policy frameworks are in place to support exploration, development, production, trade/ transportation and demand. 2) Furthermore extensive potential exists amongst the EU’s neighbours and from other global energy suppliers critical to supporting EU energy supply (including the United States, Canada and Africa). The conclusion of a Transatlantic Trade and Investment Partnership (TTIP) between the EU and the US would allow the liberalisation of US energy exports. 3) Recognise the vital role of gas in helping to achieve the EU’s energy objectives, because of its scalability, reliability and efficiency as well as clean burning properties and competitive costs. Recognise also that major CO2 emission reductions - around 400MT/year in the EU could be saved in the most cost-effective way by replacing coal with gas in power generation (Source: GasNaturally, Dec 2014). Similarly, recognise that sources of renewable energy are not secure without adequate back-up. 4) Policy mechanisms that undermine the functioning of the internal gas market, including a potential common gas purchasing mechanism, need to be avoided. Instead, the EU should focus on implementing existing legislation and regulations, and exploring the benefits of introducing www.petroleumreview.ro

oil & gas

liberalising measures such as gas release programmes in regions where dominant suppliers and retailers remain in place. The EU should recognise the results of the supply security ‘stress tests’ that concluded that a marketbased approach should be the guiding principle, with non-market measures such as forced fuels switching and demand curtailment only used in the event of market failure. 5) Focus policy measures on isolated or fragmented markets that are particularly vulnerable to supply disruptions. Avoid a one-size-fits-all approach.

•

1. Security of supply, solidarity and energy diplomacy •

•

IOGP welcomes the priority given by the Vice President for Energy Union to ensuring security of gas supply to Europe. As oil and gas exploration and production companies, members of IOGP are well placed to help deliver Pillar 5 of the EU’s Energy Security Strategy: ‘Increasing Indigenous Energy Production in the European Union’. Europe has significant remaining oil and gas production potential, including shale gas, but because of the general decline in exploration drilling in the EU, these resources run the risk of being undeveloped partly because of regulatory uncertainty and complexity, including new EU regulations. As suggested by the UK Government in its Energy Union Non-Paper, IOGP also urges EU policymakers to consider the steps needed to encourage new investment in domestic oil and gas exploration and production, working with Industry and Member States to tackle investment barriers where appropriate. We ask the Commission to reflect on this situation in light of the mid-2015 review of the January 2014 Shale Gas Recommendations, that no new EU legislation is currently required to regulate exploration, development and production of this resource. In the context of security of gas supply, common gas purchasing has been described by the Vice President for Energy Union as a potentially important mechanism for consolidating the EU’s collective bargaining strength. This concept is of concern to IOGP as the proposal could prevent the functioning of the internal energy market by consolidating the dominant positions of buyers and sellers. Instead, IOGP suggests exploring the concept of gas release programmes. These have been used effectively in Member States in the past to address domestic monopolies and promote gas-on-gas competition. In the context of the

•

Energy Union, gas release programmes could be considered for regional application and limited to Member States that have monopoly incumbents. In a number of Member-States in Central and Eastern Europe, wholesale and domestic gas producer’s energy prices are regulated as a way of shielding domestic consumers from having to pay the market price for gas. This means that gas producers in these countries are discouraged from making investments in new indigenous European supplies, for example by drilling exploration wells or increasing production from existing fields. For similar reasons, external suppliers are discouraged from entering a market in which end-user prices are set by regulation below market level. As a consequence, the regional gas market in large parts of Eastern Europe remains isolated, fragmented and vulnerable to supply disruptions. Without price liberalisation, the end-user price of gas will remain disconnected from the real cost of supply, and distorted wholesale prices will both discourage new investment in gas production and prevent a functioning gas market from developing in this part of Europe. By undermining price incentives for end-user demand, regulated prices also damage the ability of producers to respond to short-term fluctuations in demand, particularly during periods of external supply disruption. They also discourage long term energy efficiency investments. The proposal by the Vice President for Energy Union that the Commission take a more assertive energy diplomacy stance could also be welcomed by Europe’s upstream industry, provided it involves extending diplomatic support for EU Member States and energy companies in their interactions with third party host governments, should they request such support. It should not lead to the Commission taking the lead in negotiating directly with external energy suppliers, as this would inadvertently entrench the dominant supply position of external suppliers. The Commission should not have a role in markets where contracts are agreed on a commercial basis. Any mandatory approach based upon ‘aggregating demand’ would not be compatible with a competitive market. Such an approach would work to the disadvantage of private companies seeking to develop natural gas in non-EU countries who want to transport this resource into the European Union’s internal energy market based on the most attractive commercial terms available across Member States. We agree with the Commission that security of supply for oil and natural gas is linked to diverse 95

oil & gas

routes and sources. The EU is surrounded by an abundance of natural gas resources, including in the North Sea, the Black Sea, the Caspian, the Mediterranean (incl. North Africa), and has to take the full benefit of their proximity. Today, over 50% of European natural gas supplies come from local production (EU28 + Norway). Europe is within economic distance of 80% of global gas resources and already has an extensive and well-established network of gas infrastructure, including numerous LNG regasification terminals and an increasing number of interconnectors. • IOGP understands that the Commission may be considering actions intended to support LNG supply security. In doing so, it is critical that the Commission recognise and entrench the principle that free trade is the most efficient and cost effective means of ensuring abundant and secure LNG supplies for Europe – and that energy security is best served by a well-functioning global LNG market. Unimpeded, this market is growing rapidly, with LNG occupying a growing share of global gas trade due to its flexibility and reliability: LNG demand is expected to triple by 2040 from about 215 MTA to around 650 MTA1, with the number of exporting countries set to double to around 26 by 2025. Most of this growth is expected to serve demand in Europe (and increasingly, in Asia). The continued strengthening of global LNG trade, and supply security, is therefore best served by policy-makers enacting trade rules and policies to facilitate open markets, infrastructure development and promote international cooperation. In the context of TTIP, Europe should work with the U.S. to encourage the acceleration of LNG export licenses (over 30 projects are currently awaiting Department of Energy approval, with only a handful approved to date). • As a final remark, IOGP recommends that EU policy makers employ a wider definition of “security of supply”, taking into account: The interdependency of energy supplier and consumer countries; The interdependency of energy sources, specifically the variability of solar and wind renewable energy, and the flexibility of conventional sources able to adjust to demand variations; Imports from non-EU countries of raw materials (metals, rare earths) and power generation equipment (wind turbines, solar cells). 1 Wood Mackenzie es mates that there are presently over 60 LNG related projects under considera on globally.

2. Internal Energy Market •

•

As explained above, IOGP strongly supports the completion of the Third Energy Package and Internal Energy Market, and considers it a key tool to promote all three objectives of the EU’s climate and energy policy. The Third Energy Package, the Gas Target Model, the European Network Codes, Security of Supply Regulation and Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency (REMIT) together represent the collection of instruments for delivering transparent, liquid and well-functioning single European markets in gas and power. The Internal Energy Market must be completed as soon as possible to allow markets to deliver the most price efficient supply solutions for European consumers. IOGP believes that liquid, well-functioning wholesale energy markets, backed by wellresourced and independent regulators, will deliver supply security and the necessary infrastructure investments without the need for government intervention. This applies to both gas and power. However, in Europe today there is a tendency towards strong government intervention in the www.petroleumreview.ro

oil & gas

•

EU power generation and gas sectors (particularly the gas sector of Eastern Europe), leading to uncertainty for investors. Costs created by these interventions are typically passed to consumers in the form of mandated transfers, or to producers and suppliers in the form of regulated prices, creating situations which - from an affordability perspective - may not be sustainable in the long run. In vulnerable, isolated and fragmented markets, in parts of Eastern Europe only, market response alone may not always provide an adequate degree of supply security. Where strategic gas stocks or storage obligations are being considered to address specific issues in a local area, decisions on the extent of the intervention should be based on cost/benefit analysis and consultation. The organisation and use of strategic stocks or storage obligations should also be designed to minimise distortion of the gas wholesale market. As markets become better connected and gas wholesale prices are liberalised the use of commercial stocks should be encouraged and any existing strategic stockholding obligations should be revisited. The gas markets of Western Europe represent over

80% of the EU’s gas consumption. In this part of the EU, there is contractual flexibility, diversity of supply - including pipeline gas and LNG – indigenous production and, importantly, abundant commercial opportunities for potential new entrants to the market. Customers in this market are not vulnerable to supply concerns in the same way as in specific isolated or fragmented markets in Eastern Europe. EU policy measures and support initiatives to address the challenges of isolated and fragmented markets should therefore focus on the relevant Member States in Eastern Europe, rather than apply uniformly across the EU. A one-size-fitsall approach is not appropriate. We support the emphasis on EU priority infrastructure development, including the implementation of the European Projects of Common Interest (PCIs). Missing regional pipelines that would demonstrably enhance market interconnectivity as well as increase security of supply should be supported by the European Commission through existing instruments such as the Connecting Europe Facility and PCIs. Existing infrastructure could be upgraded so that reverse flows are enabled on relevant interconnectors, for example in the Hungary-Croatia and HungaryRomania interconnectors. Fully functional interconnectors across Europe help enable Member States to provide more stable and reliable support to each other and neighbouring third countries, thereby creating a larger scale, more attractive gas market for gas suppliers and further improving liquidity and supply security.

3. Moderation of demand •

•

IOGP agrees that energy efficiency will be an important part of developing a sustainable and competitive EU energy mix. However, it is the view of the European oil and gas industry that a single target - for greenhouse gas emissions - is the most appropriate means to encourage the necessary investment as part of the drive to reduce emissions by 40% by 2030 and to rely on the market to select the most cost effective fuels and technologies by which to achieve this target. Any new measures to implement an indicative energy efficiency target should be focused only on non-ETS sectors. This is crucial to avoid double regulation of the traded sectors, as energy efficiency is already being deployed by traded sectors as a means of achieving savings at lowest cost under the ETS. 97

oil & gas

•

References by the European Commission to the need to achieve energy efficiency in the transport sector should not have the practical effect of discriminating against oil in the transport sector. The EU should not pick technologies to meet overall energy/environment objectives: technology decisions should be left to competitive free markets. Advancements in internal combustion engines and hybrid electric vehicles, combined with high-energy density fuels, provide the most costeffective solutions for the reduction of greenhouse gases (GHG) in the short and medium-term (hybridisation, combustion efficiencies, lightweight materials etc.). Further, according to the Commission’s publication “European energy and transport - Trends to 2030”, during the next decades, fuel demand in transport will remain dominated by gasoline, diesel and jet fuel. The EU upstream oil and gas industry believes that the use of natural gas will be essential to unlock the full potential of energy savings. Gas would enable greenhouse gas reduction in the heating market in the most cost effective way, for example through the replacement of old boilers with modern natural gas condensation boilers, as illustrated by a recent study carried out by the German research institute EWI2, and also by deploying gas heat pumps. However, the recent Communication on energy efficiency does not create the right conditions for a switch away from coal to gas. According to the accompanying Impact Assessment, ambitious energy efficiency policies would encourage a switch from gas to coal. The share of coal in the fuel mix in 2030 remains largely stable (in comparison to the Reference scenario) for EE27, EE28 and EE29, while it grows in all other scenarios3. On the other hand, gas demand would reduce by a quarter by 2030 under the 30% energy efficiency target. This contradicts the latest IPCC report which recommends replacing coal with natural gas4.

•

5. Research and innovation •

4. Decarbonisation of the EU energy mix •

The EU should adopt a technology-neutral approach to decarbonising the energy mix.

2 Energiewirtscha liches Ins tut an der Universität zu Köln (EWI): “Poten ale von Erdgas als CO2-Vermeidungsop on“, June 2014 3 European Commission (2014): Impact Assessment on Energy Eﬃciency. 4 IPCC Report 2014 available here: h p://report.mi ga on2014.

A significant opportunity to meet the challenge of climate change is a simple switch from coal to natural gas in the global energy mix since gas emits up to 60% less carbon dioxide than coal (and even more than 2/3rd less compared to lignite) when used in power generation. Already in two of the largest energy economies, the US and China, policies designed to encourage this switch have been introduced. Europe, however, is heading in the opposite direction, with significant new coal investment being made. The share of gas in the EU energy mix has declined by 30% in recent years. Natural gas is a ‘no-regrets’ option for the European Union. As demonstrated in the US, gas can drive economic growth and competitiveness, and is abundant, reliable and efficient. Renewables together with natural gas will be an important component of the EU’s low carbon economy. Rolling out renewables at scale in Europe will require a simultaneous increase in natural gas infrastructure and demand, as gas is a cleaner and more cost effective complementary fuel for intermittent wind and solar power generation. Natural gas-fired power currently offers the broadest range of flexibility in terms of start times, ramp rates, minimum stable load and overall performance. Moreover, natural gas could be used in certain segments of the transport sector, in particular to help the shipping industry to meet more stringent emissions targets. Using LNG as a marine transport fuel will reduce SOx emissions by 90%-100% and NOx by 60% and CO2 emissions by up to 25%.5

•

In order to avoid policies of ‘picking winners’, subsidies for low carbon R&D energy technologies should be time and cost limited. Promising projects focusing on Carbon Capture and Storage (CCS), the storage of renewable electricity through manufacture of hydrogen or synthetic methane and their transmission in the natural gas grid, microCHP and energy efficient appliances deserve more attention. Subsidies, or other forms of public support such as mandated transfers, should stop once a given technology is mature, proven and capable of being commercially deployed at scale, for example onshore wind and solar.

org/dra s/final-dra -postplenary/ipcc_wg3_ar5_final-dra _

5 “A review of present technological solu ons for clean shipping”,

postplenary_chapter7.pdf

Clean North Sea Shipping, 2011, p. 6 and 8.