Petroleum industry review no 76 march martie 2015 by Energy Industry Review

DRILLING SERVICES

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

1run in record time

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

saved

2 days

of rig time in offshore well

PRECISION PLACEMENT GuideWave™ geosteered within

3 ft. range for 1,000 ft. 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, evaluation, and drilling—even in harsh, unconventional formations. This enables you to make informed geosteering 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 - Martie 2015 | www.petroleumreview.ro | www.blackseaevents.com | Year VIII - March 2015

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

editorial

Noua uniune energetică europeană

de Lavinia Iancu

e la propunerea premierului polonez Donald Tusk (actualul preşedinte al Consiliului European), şi anume înfiinţarea unei uniuni energetice europene, pe modelul uniunii bancare – ca soluţie alternativă la dependenţa de resursele ruseşti, a trecut aproape un an. Dată fiind situaţia din Ucraina, acesta invita, în aprilie 2014, la o cooperare mai strânsă între cele 28 de state membre ale Uniunii Europene, în privinţa asigurării aprovizionării cu hidrocarburi, vorbind chiar despre un mecanism de solidaritate, prin care părţile să se susţină reciproc în situaţii limită. Declaraţiile vizau inclusiv susţinerea financiară pentru realizarea unor capacităţi de stocare şi construirea unor conducte pentru transportul gazelor naturale. În sfârşit, pe data de 25 februarie 2015, Comisia Europeană a adoptat strategia de realizare a unei uniuni energetice europene, concept născut ca o consecinţă a dependenţei energetice faţă de Rusia. Persistenţa ameninţărilor, obstacolele ivite în faţa unei integrări reale a pieţei, politicile naţionale necoordonate şi lipsa unei poziţii comune au condus la elaborarea unui ansamblu mai coerent de măsuri adoptat la nivelul Uniunii Europene şi la nivel naţional. Domeniile prioritare ale uniunii energetice sunt: securitatea aprovizionării, durabilitatea, competitivitatea şi asigurarea energiei la preţuri accesibile. Pentru atingerea acestor obiective, accentul cade asupra a cinci dimensiuni, ce se sprijină reciproc: securitatea energetică, solidaritatea şi încrederea; piaţa internă a energiei; eficienţa energetică; decarbonizarea economiei şi cercetarea-

inovarea. Utilizarea energiei într-o manieră mai înţeleaptă şi depăşirea provocărilor legate de schimbările climatice sunt considerate nu doar investiţii în viitorul generaţiilor următoare, ci şi posibilităţi de creştere economică şi de creare a noi locuri de muncă. Concret, uniunea energetică are drept principale caracteristici solidaritatea, trecerea liberă a fluxului energetic peste frontiere, eficienţa energetică, tranziţia către o societate durabilă cu emisii reduse de carbon. Iar măsurile propuse de Comisia Europeană includ: o strategie-cadru pentru o uniune energetică robustă, dublată de o politică în materie de schimbări climatice orientată spre viitor; o comunicare privind interconectarea, axată pe atingerea obiectivului ca cel puțin 10% din capacitatea de producție de energie electrică a unui stat membru să poată depăși frontierele până în 2020; o comunicare ce stabileşte viziunea pentru un acord global privind clima transparent. „Acesta este, fără îndoială, cel mai ambițios proiect energetic european de la Comunitatea Europeană a Cărbunelui și Oțelului. Inițiativa are potențialul de a stimula proiectul de integrare a Europei, la fel cum a făcut-o Comunitatea Cărbunelui și Oțelului în anii 1950, și reamintesc cetățenilor de marele potențial al pieței comune europene. Vom integra cele 28 de piețe de energie naționale într-una singură. Acest lucru înseamnă, de asemenea, conectarea dincolo de granițele Uniunii Europene. Pe plan intern, avem nevoie să accelerăm în mod substanțial și să monitorizăm mai bine proiectele ce vizează infrastructura critică”, a declarat Maroš Šefčovič, vicepreşedinte responsabil cu uniunea energetică, referindu-se la documentul recent adoptat. Alături de noul proiect, se prefigurează încă o strategie orientată spre Marea Neagră. „O strategie pentru Marea Neagră va provoca în mod necesar definirea a două relaţii-cheie pentru Statele Unite. Prima este Turcia. În afară de Rusia, Turcia este o putere locală majoră în Marea Neagră. Are interese în întregul bazin al Mării Negre, şi anume, în Siria, Irak, Caucaz, Rusia şi Ucraina. A alinia strategia Statelor Unite cu cea a Turciei ar constitui o precondiţie pentru o astfel de strategie a Mării Negre, ceea ce înseamnă că ambele naţiuni ar trebui să facă modificări serioase ale politicilor lor”, consideră George Friedman, analist american de politică externă. Despre rolul Mării Negre în cadrul uniunii energetice europene, va vorbi reprezentantul Asociaţiei Internaţionale a Producătorilor de Petrol şi Gaze (OGP) - Christian Schwarck, la cea de a șaptea ediție a SEE Upstream - Offshore & Onshore Technology in the Black Sea Region, ce va avea loc în perioada 22-23 aprilie 2015, la Bucureşti. Mai multe detalii găsiți la www.blackseaevents.com. 3

SUMAR

review & preview

pag. 9

05 06 07 08 09

Zăcămintele noi de petrol şi gaze, scutite complet de redevenţe Divergenţe pe tema scumpirii gazelor Petroceltic îşi restrânge activitatea în România Cât costă extinderea gazoductului Iaşi - Ungheni Rusia, conflict cu producătorii de petrol

interview pag. 10

Bogdan Rădulescu: Sterling SIHI, lider mondial în furnizarea de pompe şi servicii, s-a alăturat corporaţiei Flowserve

point of view pag. 18

16 18

(Ne) Şansa Cărbunelui România, la intersecţia traseelor energetice europene

oil & gas

pag. 32

20 22 26 30 34 36 38 39 40

Vikoil în România: Experienţă şi profesionalism la preţuri avantajoase O realizare de excepție a Confind Câmpina: Căruciorul gigant pentru transportul mastului instalației de foraj de 400 tf Companii, la bilanţul anului 2014 Cine şi cum traversează criza în sectorul de petrol şi gaze RAFO Oneşti ajunge la fier vechi Piaţa muncii, la 60 USD/baril: Sectorul de petrol şi gaze rămâne stabil Protestul USW ameninţă producţia de carburanţi a SUA Autodesk Plant Design Suite – proiectare inteligentă în domeniul industrial Noi proiecte energetice: Turcia, partener dezirabil pentru România

special focus pag. 47 4

Povestea anului 2015: Echilibru fragil pe piaţa petrolului www.petroleumreview.ro

review & preview

Zăcămintele noi de petrol şi gaze, scutite complet de redevenţe

ăcămintele noi de petrol şi gaze ar trebui scutite complet de redevenţe, pentru un număr de ani, până când companiile petroliere îşi vor fi amortizat cheltuielile cu explorările care au dus la aceste descoperiri, se arată in ultimul raport al Societăţii Academice din România (SAR), dat publicităţii la sfârşitul lunii februarie. Reprezentanţii SAR propun un sistem diferenţiat al redevenţelor petroliere, unul pentru zăcămintele care deja produc, şi altul pentru resursele care vor fi descoperite în viitor. „Un scenariu intermediar, care să facă distincţii cât mai fine între fiecare componentă a activităţii de extracţie şi care să prioritizeze cu ponderile adecvate cele trei ţinte care trebuie urmărite - cum ar putea arăta un astfel de scenariu? Propunem adoptarea unui model de redevenţe diferenţiat, cu doi piloni - pentru exploatările existente, respectiv pentru cele noi”, se arată în raportul societăţii. „Pentru resursele aflate deja în exploatare, taxarea la un nivel apropiat de media Uniunii Europene, prin intermediul unui sistem de costuri recunoscute în cuantum fix, urmând ca diferenţa, aşa-numitele supra-profituri să devină venit la bugetul public. O astfel de politică ar avea ca efect, pe de-o parte, mărirea încasărilor faţă de nivelul derizoriu de acum şi, pe de altă parte, calibrarea naturală, din mers, a volumului extras. Astfel, în condiţiile unui preţ ridicat al petrolului pe piaţa internaţională, sondele ar funcţiona aproape de maximum de potenţial, asigurând o oarecare autonomie în faţa șocurilor externe. Pe măsură ce preţul scade, sondele cu potenţial mai slab şi costuri mai mari devin nerentabile şi intră automat în conservare, astfel încât resursele sunt protejate până în momentul în care redeschiderea devine oportună. Ca efect, este previzibilă o volatilitate mai mare a activităţii economice generate de

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

afacerile OMV Petrom, însă aceasta ar putea fi compensată prin intensificarea activităţii de prospecţiuni, unde propunem introducerea de stimulente fiscale suplimentare”, se arată în raport. „Pentru exploatările viitoare, unde este nevoie de prospecţiuni şi explorări cu costuri mari şi grad ridicat de risc, este preferabilă o structură flexibilă, care să le ofere potenţialilor investitori o perspectivă cât mai bună de amortizare a cheltuielilor. Dintre multele scheme contabile existente, cea mai simplă este scutirea completă de redevenţe pentru un număr determinat de ani, până la recuperarea integrală a investiţiei iniţiale, urmând ca abia la expirarea acestei perioade să se aplice sistemul de taxare valabil pentru resursele în exploatare”, se mai arată în document. În contextul în care se tot discută despre creşterea redevenţelor petro liere, rămase neschimbate din anul 2004, momentul privatizării Petrom, companiile petroliere au solicitat uneia dintre cele mai mari patru companii de consultanţă din lume, Deloitte, un studiu comparativ al sistemului de taxe din ţările producătoare de hidrocarburi din Europa.

www.petroleumreview.ro Edited by: Industry Media Vector 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

Divergenţe pe tema scumpirii gazelor

uvernul României nu a ajuns la un acord cu Fondul Monetar Internaţional (FMI) şi Comisia Europeană (CE) în actuala misiune de evaluare, cele două instituţii cerând creşterea preţului gazelor pentru populaţie şi CET-uri din aprilie şi restructurarea masivă a companiilor energetice Hunedoara şi Oltenia. În aceste condiţii, premierul Victor Ponta a anunțat că nu va fi semnată o scrisoare de intenţie şi că discuţiile pe aceste două puncte de divergenţă vor continua în aprilie, acordul rămânând însă în vigoare. FMI şi CE au cerut ca liberalizarea preţului la gaze să fie aplicată din luna aprilie pentru populaţie şi centrale de energie termică, cu o creştere a preţului la gaze catalogată drept „abruptă” de către şeful guvernului, de la 53,3 lei MWh la 62 lei MWh. Executivul a respins această solicitare, considerând-o nesustenabilă, cu argu

Victor Ponta

mentul că populaţia şi CET-urile nu pot suporta o astfel de creştere din aprilie, iar astfel s-ar acumula noi datorii. Conform calendarului convenit anterior cu FMI şi CE, preţul gazelor pentru consumatorii casnici ar fi trebuit să crească de la 53,3 lei MW/h, în iulie 2014, la 54,6 lei în octombrie

2014, la 56,1 lei în ianuarie 2015, la 58,9 lei în aprilie 2015 şi la 62 lei în iulie 2015. Creşterea preţului a fost însă amânată de guvern, care doreşte prelungirea calendarului de eliminare a preţurilor reglementate cu trei ani, până la 30 iunie 2021. România are în derulare un acord stand-by de 2 miliarde de euro cu FMI, care expiră în luna septembrie şi pe care autorităţile l-au tratat ca având caracter preventiv, fără să acceseze fonduri până în prezent. Scopul înţelegerii este de a proteja economia românească de eventuale şocuri pe pieţele financiare şi de a ajuta la reducerea costurilor de finanţare. Acordul, care este însoţit de un împrumut în valoare tot de 2 miliarde de euro cu Uniunea Europeană, a fost semnat în septembrie 2013, fiind al treilea program de creditare pe care România l-a negociat cu partenerii internaţionali din 2009.

Chevron renunţă la explorarea gazelor de şist în România

juns un subiect sensibil chiar și în campania pentru alegerile prezidențiale, ex plorarea gazelor de șist în România pare să fie, cel puțin pe termen scurt, de domeniul trecutului. Asta deoarece compania Chevron a anunțat pe data de 20 februarie că renunță la proiectele din România legate de explorarea gazului de șist, anunțul, făcut de un purtător de cuvânt al companiei, venind după ce luna trecută Chevron anunțase că se retrage din activitățile de explorare a gazelor de șist din 6

Polonia. Anul trecut, gigantul american a pus capăt acordurilor legate de gazele de șist și din Lituania și Ucraina. Rezultatele explorărilor din Polonia au fost dezamăgitoare, la aceasta adăugându-se și opoziția locală față de fracturarea hidraulică, în timp ce țări precum Franța și Germania au impus un moratoriu asupra acestei tehnologii. În Marea Britanie, unde un moratoriu în acest sens a fost ridicat la sfârșitul anului 2012, companiile trebuie să obțină nu mai puțin de șapte permise și să treacă printr-un proces de

planificare laborios înainte de a trece la explorare și exploatare propriu-zisă. Decizia companiei americane vine la scurt timp după vizita premierului Victor Ponta în Statele Unite cu scopul declarat de a atrage investitori, șeful Executivului participând și la o masă rotundă la care au fost prezente mai multe companii americane, printre care și Chevron. „Este un pas înapoi pentru industria gazului de șist care tocmai se năștea în Europa”, notează cotidianul economic american The Wall Street Journal. www.petroleumreview.ro

review & preview

Petroceltic îşi restrânge activitatea în România

ompania petrolieră Petro celtic intenţionează să îşi restrângă operaţiunile de plo rare din România, Bulgaria şi ex Grecia şi să subcontracteze unele licenţe în Italia şi Egipt, în cadrul unui program prin care urmăreşte reducerea costurilor operaţionale şi a cheltuielilor de capital. „Petroceltic a implementat un program pentru a reduce cheltuielile curente prin scăderea cu 40% a costurilor cu filialele şi cu 15% a costurilor operaţionale în Egipt şi Bulgaria”, se arată într-un comunicat trimis acţionarilor companiei. Investiţiile Petroceltic din acest an se vor concetra pe activităţile de producţie şi dezvoltare din Algeria,

Egipt şi Bulgaria. Compania este înregistrată în Irlanda, are operaţiuni de explorare, producţie şi dezvoltare în Algeria, România, Egipt, Bulgaria, Kurdistanul irakian, Italia şi Grecia. În țara noastră, Petroceltic deţine 40% din drepturile comerciale asupra blocurilor Ex-28 Est Cobălcescu şi Ex-27 Muridava în sectorul românesc al Mării Negre şi este operatorul lucrărilor de explorare din aceste perimetre, care se întind pe o suprafaţă totală de aproximativ 2.000 de kilometri pătraţi. La începutul lui 2014, compania anunţa un buget de investiţii de 27 de milioane de dolari pentru perimetrele din România, urmând

să foreze trei puţuri de exploatare. Compania a obţinut în octombrie 2011 licenţe de exploatare pentru o perioadă iniţială de trei ani, ce poate fi extinsă cu până la şapte ani. Petroceltic estima cheltuieli de investiţii pentru anul trecut în valoare totală de 100 milioane de dolari în perimetrele în care operează. În octombrie, compania a primit o ofertă de preluare din partea producătorului de energie Dragon Oil, înregistrat în Marea Britanie, în schimbul a 800 de milioane de dolari. O lună mai târziu, Dragon Oil şi-a retras oferta, invocând condiţii de piaţă dificile pe fondul scăderii puternice a preţului pretrolului.

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

review & preview

MOL a finalizat achiziția stațiilor Agip

rupul ungar de petrol şi gaze MOL a finalizat achiziţia celor 42 de benzinării cumpărate de la ENI România, companie din grupul italian Eni, şi a ajuns la o reţea de aproximativ 200 de unităţi de distribuţie a carburanţilor. Ca urmare a finalizării tranzacţiei, ENI România va fi redenumită MOL Retail Comerţ SRL. Ulterior, această companie va fuziona cu MOL România, potrivit unui comunicat al MOL. Tranzacţia a fost perfectată în luna mai a anului trecut şi a inclus şi achiziţia de către MOL a unor benzinării ale Eni din Cehia şi Slovacia. MOL a ajuns să deţină aproximativ 2.000 de staţii de distribuţie a carburanţilor în 11 ţări. „Această tranzacţie contribuie în mod semnificativ la atingerea obiectivului grupului MOL de a-şi spori cota de piaţă şi acoperirea în regiunea Europei Centrale şi de Est şi în special în România. Suntem

hotărâţi să dezvoltăm pe termen lung operaţiunile din această ţară”, a declarat Lars Höglund, senior vicepreşedinte al diviziei de retail a grupului MOL, care vizează să ajungă între primii trei distribuitori de carburant pe fiecare piaţă în care activează, iar România este a treia cea mai importantă piaţă pentru grupul ungar. La nivel de strategie internaţională, grupul ungar se va concentra pe segmentul vânzării de produse nonfuel, pe care MOL îl vede crescând agresiv în următorii doi ani. Lars

Höglund a adăugat că „România este o piaţă cheie pentru MOL, între primele trei în care grupul ungar este prezent. Vrem să îmbunătăţim reţeaua, piaţa românească are potenţial de creştere. Vrem să continuăm să investim în România. Căutăm constant oportunităţi de extindere a reţelei, atât green-field, cât şi achiziţii de staţii existente”. MOL a investit în 2014 în România aproximativ 11 milioane de euro în deschiderea a 12 benzinării şi va continua să investească pe piaţa locală, au declarat reprezentanţii companiei.

Cât costă extinderea gazoductului Iaşi - Ungheni

xtinderea gazoductului Iaşi - Ungheni până la Chişi nău presupune o inves ti ţie cuprinsă între 110 şi 150 de milioane de euro, în funcţie de capacitatea de transport, scrie site-ul publika.md, citând un document oficial. Gazoductul Iaşi - Ungheni, cu o lungime de 43 de kilometri, a fost inaugurat în vara anului trecut, fiind construit cu scopul reducerii dependenţei Republicii Moldova faţă de livrările de gaze ruseşti. Investiţia în acest tronson de conductă 8

s-a ridicat la valoarea de 26 de milioane de euro, din care 7 milioane de euro au fost atrase din fonduri europene. Transgaz poate asigura un debit maxim de 60.000 de metri cubi de gaz pe oră, însă condiţiile tehnice şi configuraţia sistemului naţional de transport gaze din Republica Moldova limitează livrările la cel mult 10.000 de metri cubi pe oră. Pentru extinderea capacităţii de transport la 1,5 miliarde de metri cubi de gaze pe an (171.000 de metri cubi pe oră) ar fi nevoie

de 110 milioane de euro. Creşterea capacităţii la 2,2 miliarde de metri cubi pe an (250.000 de metri cubi pe oră) ar presupune o investiţie de 150 de milioane de euro, se menţionează în documentul citat de publika.md. Uniunea Europeană a alocat anul trecut 10 milioane de euro pentru extinderea gazoductului până la Chişinău. Tronsonul până la Chişinău, cu o lungime de aproximativ 100 de kilometri, ar urma să fie construit pe parcursul a doi-trei ani. www.petroleumreview.ro

review & preview

Rusia, conflict cu producătorii de petrol

uvernul de la Moscova se pregăteşte de o bătălie cu producătorii de ţiţei legată de taxarea industriei petroliere, care generează jumătate din veniturile bugetare. Asta după ce, anul trecut, autorităţile au convenit cu companiile petroliere reducerea taxelor de export în schimbul unor taxe mai mari

trebuie înaintate unei comisii prezidenţiale până la sfârşitul lunii martie, iar o soluţie ar putea fi găsită cel mai devreme la începutul lunii aprilie”, a declarat Molodtsov. Anul trecut, trezoreria federală a încasat 178 de miliarde de dolari din taxe aplicate produselor petroliere. Autorităţile ruseşti lucrează la

pe extracţie, însă planul a devenit nefuncţional, fiind raportat la un preţ de 100 de dolari pe baril. Rusia a intrat în prima recesiune de după 2009, iar bugetul este secătuit de veniturile scăzute din energie, în timp ce rubla s-a depreciat în urma sancţiunilor occidentale legate de criza ucraineană. Producătorii de petrol, în frunte cu grupul de stat Rosneft, au propus modificări ale regimului fiscal, a arătat Kirill Molodtsov, secretar de stat în Ministerul Energiei. Guvernul trebuie să menţină nivelul veniturilor din industria petrolieră, dar nu îşi poate permite să reducă profitabilitatea acestui sector. „Ne confruntăm cu noi realităţi şi întregul set de taxe şi posibilele schimbări sunt analizate. Propunerile

revizuirea bugetului pe acest an, iar Ministerul Economiei utilizează un preţ mediu al petrolului de 50 de dolari pe baril, comparativ cu 98 de dolari în 2014. Impactul preţului mai scăzut al petrolului va fi parţial compensat de deprecierea rublei cu 47% faţă de dolar, în ultimele 12 luni. Producătorii de petrol vor profita de actualul regim fiscal doar dacă preţul mediu al petrolului va depăşi 70 de dolari pe baril în acest an şi 55 de dolari în 2017, a afirmat Denis Borisov, director la centrul pentru petrol şi gaze al E&Y în Moscova. La nivelul actual al preţurilor, companiile petroliere vor pierde în acest an 0,6 dolari pe baril, şi circa 0,3 dolari pe baril în 2017, când actualul program de taxe va expira, a mai menţionat Borisov. 9

InterviEW

Bogdan Rădulescu: Sterling SIHI, lider mondial în furnizarea de pompe şi servicii, s-a alăturat corporaţiei Flowserve

Lider mondial, de mai bine de 80 de ani, în pomparea lichidelor şi gazelor, grupul Sterling SIHI proiectează şi produce pompe hidraulice, pompe de vid, compresoare şi sisteme tehnice complete şi complexe pentru numeroase aplicaţii din diferite domenii, pentru o gamă largă de aplicaţii. Stăm de vorbă cu domnul Bogdan Rădulescu, General Manager Sterling Fluid Systems România, despre soluţii dedicate industriei de petrol şi gaze, provocări şi impedimente în 2014, dar şi despre regulile de bază ale companiei pentru satisfacerea clienţilor. 10

www.petroleumreview.ro

InterviEW Care sunt cele mai importante repere în istoria grupului Sterling SIHI? Îmi face plăcere să vă aduc la cunoştinţă câteva repere din istoria Grupului nostru: 1920 Compania SIHI (Siemen & Hinsch) ia fiinţă în Germania, prin asocierea a doi ingineri de seamă ai timpului - Siemen şi Hinsch. În acelaşi an Turnătoria specializată în oţeluri şi aliaje speciale Darwins şi Compania de pompe LaBour se alătură grupului. 1970 În Toenning, Germania, se nasc primele Instalaţii Complexe sub brand-ul SIHI Engineered Systems. În acelaşi an Compania SIHI achiziţionează compania HALBERG Maschinenbau GmbH (Ludwigshafen, Germania). 1980 Thyssen Bornemisza Gruppe (TBG) cumpără Darwins, LaBour şi de asemenea 50% din acţiunile Grupului SIHI. Restul de 50% din acţiunile SIHI aparţin în continuare familiei Siemen. Totodată şi HALBERG achiziţionează pompele Balcke-Dürr AG. 1991 Se înfiinţează SIC - Compania de Cercetare a Grupului SIHI, în Itzehoe, Germania. 1996 TBG achiziţionează 100% din acţiunile SIHI şi formează Sterling Fluid Systems Group. 2000 Începe restructurarea Sterling Fluid Systems şi împărţirea sa pe Divizii/Pieţe, fabricaţia fiind realizată pe domenii de aplicaţii în unităţile de producţie Sterling SIHI Group. 2009 Redenumirea grupului Sterling Fluid Systems B.V. în binecunoscutul SIHI B.V. şi achiziţia fabricii de pompe MEREGALLI – Italia. 2012 Noul sediu al Fabricii Ludwigshafen este cunoscut acum sub numele de HALBERG Maschinenbau.

2015 Flowserve Corporation achiziţionează Sterling SIHI Grup, cu toate fabricile, segmentele şi diviziile sale, inclusiv etanşări mecanice şi cuplaje magnetice – consecinţă firească a profitabilităţii acestuia şi a bunei organizări de care a dat dovadă în ultimii 95 ani. Cum a luat fiinţă Sterling Fluid Systems România şi care este, mai exact, domeniul de activitate al companiei? Sterling Fluid Systems România a fost înfiinţată în 1999 fiind filiala exclusivă a Grupului Multinational Sterling Fluid Systems în România şi direct subordonată Sterling Fluid Systems Austria. Biroul central este la Bucureşti, Str. Mihai Eminescu 105107, sector 2, RO-020074. Dezvoltarea activităţii noastre şi mărirea portofoliului de clienţi a impus, în anul 2006, deschiderea celui de-al doilea birou în Ploieşti, Ploieştiul fiind centrul Industriei de Petrol şi Gaze din ţara noastră, locul majorităţii companiilor de proiectare din domeniul petrolier, al rafinăriilor, cât şi al principalilor noştri clienţi. Adresa acestuia este Ploieşti, Bd. Democraţiei 90, RO-100554. Service-ul şi activităţile de mentenanţă sunt principalele activităţi ale echipei noastre de la Ploieşti. Filiala Sterling Fluid Systems România deţine Certificatul de Calitate ISO 9001: 2008. Domenii de activitate: furnizarea echipamentelor de pompare Sterling SIHI pentru industria chimică, de proces, de petrol şi gaze, alimentară, a băuturilor, a biocombustibililor, cosmeticelor, sisteme medicale de sterilizare cu vacuum, industria constructoare de automobile, industria farmaceutică, industria de mase plastice, cât şi pentru industria energetică.

www.petroleumreview.ro

De cât timp activaţi în acest domeniu şi de ce aţi ales Sterling SIHI? În anul 2000 am primit provocarea de a conduce filiala din România a Concernului Sterling Fluid Systems şi în acest fel m-am alăturat echipei Sterling SIHI, având funcţia de Director General. Veneam cu o experienţă din domeniul producătorilor de pompe de elită internaţională după patru ani lucraţi în cadrul Flowserve – Ingersoll Dresser Pumps. Am avut ocazia timp de doi ani să lucrez în cadrul Departamentului Marketing Process al Fabricii Ingersoll Dresser Pumps Arnage – Le Mans, Franţa. Ulterior, încă doi ani la Reprezentanţa Grupului IDP din România. Care sunt principalele zone cu potenţial de absorbţie a produselor şi serviciilor oferite de Sterling SIHI? Compania noastră produce echipamente de pompare pentru o gamă vastă de aplicaţii industriale. Încercând să facem o exemplificare, am sintetizat mai jos o parte din clienţii noştri, grupaţi pe divizii industriale, clienţi cu care colaborăm începând cu anul 2000: • Celuloză şi hârtie - AMBRO – Member of ROSSMANN Group, VRANCART, SOMEŞ; • Biocombustibili - BUNGE – PRIO Biocombustibil & PRIO Extracţie; • Industria alimentară şi a băuturilor - EXPUR – Member of SOFIPROTEOL Group, Unirea Iaşi, ARGUS Constanţa, AGRANA AGFD Ţăndărei, CARGILLS Oils Craiova, Tuborg, Coca-Cola, Interbrews, SABMILLER URSUS Buzău, Heineken, ROMPAK, SUCMEROM, ARDEALUL - Member of ORKLA FOODS; • Industria farmaceutică - SWISS CAPS, B BRAUN,

InterviEW •

•

HELVETICA PROFARM, DACIA Plant Sebeş; Aplicaţii industriale diverse - Holzindustrie Schweighofer, CET Suceava – centrala termică finalizată şi pusă în funcţiune în 2013, ColgatePalmolive, Holcim, Kronospan, Palplast, Pipelife România, Unilever, Michelin, Contitech Automotive, Cesiro, Apulum,TETRA PAK; Industria energetică - Sterling SIHI are echipamente de pompare aflate în funcţiune în aplicaţiile de răcire apă/agent termic în Centralele Energetice: CET Bucureşti Vest, CET Brăila, CET Işalniţa, CET Mintia Deva, CET Turceni etc.

Ce soluţii şi produse dedicate furnizează Sterling pentru piaţa de petrol şi gaze? O activitate importantă derulată de Compania noastră în România o reprezintă Industria de Petrol şi Gaze. Îmi face plăcere să menţionez buna colaborare pe care o avem cu Compania OMV PETROM, colaborare care s-a materializat de-a lungul anilor prin contracte cadru cu toate Diviziile Grupului OMV PETROM, şi anume: A. Divizia Rafinare & Marketing 1. Depozite de combustibil existente – începând din anul 2001, am livrat echipamente de pompare pentru aproximativ 20 de depozite existente, cum ar fi Constanţa, Tulcea, Craiova, Cluj, Timişoara, Arad, Cristian, Oarja, Bacău, Gheorghieni, Oradea, Zalău, Buzău, Bistriţa etc. 2. Depozite noi – în decembrie 2007, Sterling SIHI România a încheiat un contract cadru cu OMV PETROM pentru livrarea de skiduri de pompare în toate Depozitele noi construite, valabilitatea contractului cadru începând cu 20.12.2007 până la 31.12.2016. Depozitele noi au fost finalizate anual, după cum urmează: Jilava (2009); Brazi (2010); New Işalniţa (2011), Bacău (2013), Cluj (2014), Modernizarea Vechiului Depozit Jilava (2015). B. Divizia de Exploatare şi Producţie Echipamente de pompare pentru vehiculare ţiţei şi injecţie apă sărată în instalaţii din numeroase staţii de pompare din România (de ex.: Ţicleni, Bustuchin, Arad – Turnu Nord, Timişoara – Satchinez, Bălteni, Piteşti Vaţa, Drăganu, Glâmbocel, Berca, Poiana Lacului, Suplacu de Barcău etc.). C. Rafinăria PETROBRAZI În decursul anilor am livrat echipamente de pompare pentru diferite aplicaţii: Cracare Catalitică; Reformare Catalitică; Instalaţia de TAME; Instalaţia de Demineralizare; Instalaţia de Izomerizare; Depozite de Propan, Propilenă, Etilenă, Instalaţia DAV Plant, Grup Energetic. 14

În afara Grupului OMV PETROM, am avut de asemeni colaborări şi cu alţi parteneri din acest domeniu, cum ar fi: Rafinăria RAFO Oneşti: instalaţia ETERI a fost echipata 100% cu echipamente de pompare Sterling SIHI. De asemenea au fost livrate echipamente de pompare şi pentru alte instalaţii, cum ar fi: DAV, DGRS, Decocking; KMG - Rompetrol Grup: diferite aplicaţii în Rafinăria PETROMIDIA, ROMINSERV, Rafinăria VEGA, precum şi Terminale de LPG în Arad, Bacău, Năvodari, în cadrul Diviziei Rompetrol Logistics; ASCOM Grup, Moldova: echipamente de pompare au fost livrate pentru diferite aplicaţii de proces, LPG, FiFi etc. În Kazahstan – instalaţia Opornaia Gas – Borankol; Callatis Gas Mangalia – LPG Terminal, Terminalul Octogon LPG din Năvodari, ROHE, Steaua Română – Câmpina, SHELL GAS, ButanGas, LindeGas, Michelin România. Nu în ultimul rând doresc să menţionez şi colaborarea pe care o avem cu Companii EPC, cum ar fi CONFIND, SYSCOM, PSE GmbH, Kremsmueller, precum şi cu companiile de Inginerie/Proiectare TECON GmbH, Petrodesign, Petrostar, Comproiect, IPIP Ploieşti. La începutul lunii ianuarie, anul acesta, Flowserve Corporation a anunţat finalizarea achiziţiei grupului SIHI. Ce noutăţi aduce această preluare şi cum va influenţa performanţele companiei pe care o conduceţi? Aş dori să încep printr-o sintagmă: Fuzionarea înseamnă ÎNCEPUTUL, Preluarea înseamnă PROGRESUL, Colaborarea dintre companiile noastre în viitor înseamnă SUCCESUL! Flowserve Corporation a anunţat, la începutul lunii ianuarie 2015, că a achiziţionat SIHI Group BV - un furnizor global de sisteme proiectate de echipamente de pompare, precum şi servicii conexe în domeniul vehiculării fluidelor. Toţi clienţii Grupului SIHI cunosc faptul că suntem un producător internaţional recunoscut în domeniul de pompe şi compresoare de calitate şi sisteme de pachete tehnologice personalizate pentru o gamă largă de domenii şi avem facilităţi de producţie în Europa, America Latină, Asia şi America de Nord. Prin achiziţionarea companiei SIHI, înfiinţată în anul 1920, Flowserve îşi adaugă în portofoliu o afacere recunoscută, ce deţine un brand puternic, produse de top pentru industrie, facilităţi moderne şi o bază de clienţi consacrată. Angajamentele Sterling SIHI faţă de clienţii noştri nu se vor schimba. Ne dorim ca în continuare, colaborarea cu aceştia să funcţioneze conform principiului continuităţii – “business as usual”. Preluarea în sine nu va afecta sub nici o formă activitatea noastră - vom derula în continuare proiectele şi contractele în care suntem implicaţi. www.petroleumreview.ro

Ca urmare a scăderii preţului petrolului, o parte semnificativă a proiectelor iniţiate au fost reevaluate şi – unele – oprite (temporar sau definitiv), fapt ce a determinat o reducere a investiţiilor. Această reducere se va reflecta în necesarul de echipamente şi piese de schimb – care rămâne acelaşi – şi care se va translata pentru date ulterioare, ceea ce va constitui o provocare privitor la posibilitatea asigurării acestora în timpi mai scurţi decât până acum.

Îi asigurăm de asemeni pe partenerii noştri că vor fi sprijiniţi de aceiaşi ingineri cu înaltă calificare, specializaţi în vânzări, şi vor primi în continuare aceleaşi produse şi servicii de clasă mondială cu care au fost obişnuiţi. Data de 8 ianuarie 2015 este prima zi cu noua denumire a Concernului nostru, şi anume FLOWSERVE SIHI Pumps. În rest, numele nostru rămâne acelaşi, Sterling Fluid Systems România, precum şi toate celelalte aspecte legale/legislative rămân neschimbate. În plus, vom avea de partea noastră forţa şi prestigiul renumelui global al Flowserve Sterling SIHI. Ce realizări notabile aţi consemnat în anul care s-a încheiat şi cum se continuă planurile dvs. în perioada următoare? Îmi face plăcere să menţionez faptul că, începând cu anul trecut, am participat la un proiect off shore FRD LEBADA East NAG & LP Brownfield Project derulat de Compania PSE Engineering GmbH, proiect care se va concretiza în următoarele luni prin livrarea de echipamente de pompare. În ceea ce priveşte activitatea din perioada următoare, vom fi ca şi până acum alături de partenerii noştri cu tot suportul tehnic şi logistic, pentru a putea finaliza proiectele în care suntem implicaţi, precum şi cele care vor veni. Care au fost principalele impedimente şi provocări ale anului 2014?

Cum se împart investiţiile în cadrul grupului? Ce segment are o pondere mai mare, balanţa se înclină spre inovaţie, producţie sau există alte sectoare preferenţiale? Investiţiile sunt distribuite într-un mod echitabil în mai multe domenii de interes în cadrul grupului nostru. Suntem inovativi şi încercăm să economisim energia. Pentru a economisi energie, în viitor toate pompele hidraulice trebuie să îndeplinească cerinţele de proiectare ecologică cu privire la randamentul pompelor (Regulamentul UE 547/2012 pentru aplicarea directivei 2009/125/CE). Măsurarea calităţii dimensiunii unei pompe în ceea ce priveşte randamentul se face prin Indicele de Randament Minim (IRM). De la 1 ianuarie 2013, toate pompele hidraulice trebuie să respecte valoarea IRM > = 0,1 şi de la 1 ianuarie 2015 valoarea IRM > = 0,4. Orice pompă hidraulică care nu îndeplineşte aceste cerinţe nu poate fi utilizată. Pompele noastre hidraulice din seria SIHISuperNova ZLN/ZLK/ZLI sunt, în general, foarte eficiente. Aceste pompe respectă deja aceste cerinţe ale noii directive, chiar înainte de intrarea acesteia în vigoare. Compania noastră a putut să garanteze că toate pompele ZLN/ZLK de toate dimensiunile îndeplinesc deja cerinţele pentru următoarea etapă a Directivei, care va intra în vigoare în 2015 (IRM > = 0,4). Pentru a fi în măsură să furnizăm cele mai eficiente pompe hidraulice de pe piaţă, vom continua să optimizăm pompele noastre hidraulice centrifuge şi să depăşim cerinţele minime legale care trebuie respectate. Grupul Sterling SIHI este cunoscut pentru vehicularea lichidelor şi a gazelor în condiţii de siguranţă şi fiabilitate. Care sunt regulile de bază ale companiei pentru satisfacerea clienţilor din domeniul industrial? Regulile de bază în acest sens rămân: siguranţă, promptitudine, profesionalism şi flexibilitate privind posibilitatea asigurării şi îndeplinirii cerinţelor şi exigenţelor partenerilor noştri. Toate acestea se regăsesc în seriozitatea cu care abordăm fiecare proiect în parte, fiecare lucrare, cu care-i tratăm pe toţi partenerii noştri. 15

point of view

(Ne) Șansa Cărbunelui

de Alex Şerban, Senior Partner, Serban & Musneci Associates

odul de abordare a problemelor de fond și a viitorului Companiilor Energetice Oltenia (CEO) și Hunedoara (CEH) a constituit una dintre puținele, dar importantele teme de divergență dintre reprezentanții Guvernului Român și ai misiunii Fondului Monetar Internaţional, Comisiei Europene și Băncii Mondiale în cadrul discuțiilor din luna februarie. Mai exact, conform primului ministru, partenerii externi au solicitat o restructurare „masivă și radicală” a celor două grupuri energetice, variantă respinsă, cel puțin pentru moment de oficialii de la București - care s-au arătat de acord cu măsuri de eficientizare, fără a susține însă măsuri care să ducă „la dispariția acestui sector esențial pentru securitatea energetică”. Dezbaterea asupra celor două complexe vine în contextul în care este de așteptat ca până în luna octombrie să fie finalizată și strategia energetică a României pentru perioada 2015 - 2035, ca și pe fondul dezbaterilor privind intrarea pe procedură de privatizare. Strategia de reindustrializare a României (strategie ce urmează a fi anunțată tot în acest an) nu poate să nu vizeze și ea segmentul energetic. Dimpotrivă, acesta ar trebui să reprezinte unul din principalele puncte de dezvoltare a acestei strategii, iar modul în care va fi abordat ne va arăta gradul de voință și viziune politică asupra viitorului acestei industrii. Problema cărbunelui este fără îndoială una complexă 16

pentru România. Pe de o parte rezervele de care dispune România sunt unele consistente şi există o tradiţie în exploatarea acestora. Zăcămintele de lignit aflate în exploatare dispun de rezerve de peste 400 de milioane de tone – ceea ce ar acoperi necesarul intern pe 15 ani la o producție de 30 de milioane de tone/an - iar rezervele geologice din perimetre neconcesionate sunt estimate la aproximativ 11.000 de milioane de tone. Deși producția de cărbune a scăzut constant, și cu nu mai puțin de 29% în 2013 spre deosebire de o scădere medie la nivelul Uniunii Europene de 6% (conform draftului strategiei energetice lansate în dezbatere publică în decembrie 2014), lignitul a continuat să genereze 30% din energia electrică produsă în România. Pe de altă parte, costul de producție a continuat să crească, investițiile în retehnologizare nu au fost consistente și constante, iar problematica impactului de mediu a rămas una de actualitate. În mod evident o soluție trebuie identificată. O soluție care să permită valorificarea pe mai departe a potențialului acestei resurse energetice, în condiții de creștere a eficienței de cost și de protecție a mediului. Însă realitatea de la care pornim este nu doar a necesarului restructurărilor, dar și a importanței asumării și susținerii unui efort investițional semnificativ în retehnologizare și modernizare. Altfel, totul va rămâne în faza bunelor intenții și industria va continua să se scufunde. Proiectul Getica CCS, proiect demonstrativ ce prevede captarea și stocarea emisiilor de carbon din cadrul unității 6 a termocentralei Turceni și care în prezent așteaptă răspunsul privind obținerea finanțării europene, este doar un exemplu spre care putem tinde. Iar tehnologii inovatoare precum cele care vor fi folosite de Southern company în premieră la Kemper County Energy Facility ne arată dorința existentă la nivel global de depășire a vulnerabilităților ridicate azi de cărbune și a progresului constant care are loc în acest sens. Totul este să avem viziunea și determinarea de a susține prin investiții aducerea consumului de cărbune la un nivel de eficiență financiară și de protejare a mediului cât mai ridicate. Altfel, Getica CCS va fi pe viitor doar o imagine la scală redusă a ceea ce ar fi putut dezvolta România în cazul unei abordări cu adevărat strategice a acestei industrii.

www.petroleumreview.ro

ATLAS COPCO SPECIALTY RENTAL Închirierea, alternativa inteligentă

Pentru necesităţi pe termen scurt, mediu sau sezonier, închirierea poate oferi economii substanţiale: - Închirierea şi flexibilitatea sunt sinonime: utilizaţi echipamentul potrivit la momentul potrivit. - Echipamentul închiriat generează costuri doar când aveţi nevoie de el, nu şi în rest. - Închirierea este dublată şi de asistenţă tehnică non-stop. - Prin închiriere, reduceţi costurile cu asigurarea, inventarul, întreţinerea şi reparaţiile. - Închirierea este remediul imediat pentru timpii morţi nepreconizaţi în producţie. - Închirierea oferă ultima tehnologie şi soluţiile optime pentru nevoile D-voastră. Atlas Copco România - Specialty Rental Șos. București-Ploiești, Nr. 135 Corp 2, Etaj 1, Sector 1, București Tel: +40 21 352 36 23; Mobil: +40 728 500 607 / +40 732 017 378 E-mail: marius.cristescu@ro.atlascopco.com / alexandra.alexandrescu@ro.atlascopco.com www.atlascopco.com/inchirieri

point of view

România, la intersecţia traseelor energetice europene

de Adrian Stoica

ontextul geopolitic generat de conflictul apărut între Federaţia Rusă şi Ucraina va duce inevitabil şi la o regândire a strategiilor energetice viitoare ale Europei pentru a se pune la adăpost de capriciile Moscovei. În acest context, şi România trebuie să-şi regândească opţiunile energetice, mai ales dacă ţinem cont de experienţa ultimului deceniu când oficialii români şi-au văzut, în final, spulberate visurile legate de proiectul Nabucco. Una din şansele ţării noastre pentru diversificarea opţiunii energetice ar putea veni din partea SUA, care vrea să-şi întărească prezenţa în România, iar în această arhitectură infrastructura energetică devine un pilon important. Planul americanilor, care asigură şi finanţarea, include construirea unor mari rezervoare de gaze în zona Portului Constanţa, capabile să asigure alimentarea Europei pe o perioadă mai îndelungată de timp. Ideea americanilor este una mai veche, aceştia lansând încă din 2008 un proiect privind construcţia unui terminal de gaze naturale lichefiate (GNL) în portul Constanţa. Astfel, în 2008, Romgaz şi Agenţia SUA pentru Comerţ si Dezvoltare (USTDA) semnau un acord pentru un grant de 1,061 milioane de dolari ca finanţare pentru 18

studiul de fezabilitate aferent proiectului respectiv. Ca similitudine cu situaţia actuală, partea americană lansa această propunere tot după un conflict armat, este vorba despre cel dintre Georgia şi Federaţia Rusă. Revenind la noua strategie, finalizarea acestui proiect are ca termen anul 2017 şi el va fi completat cu un gazoduct care să lege portul Constanţa de Occident, permiţându-le şi altor state din vestul Europei să se aprovizioneze din România cu gaze naturale. Mai mult, există planuri pentru conectarea mai bună a României cu Turcia. Un rol important l-ar putea juca proiectul cablului submarin care ar urma să lege România de Turcia, permiţând astfel exportul de energie electrică. Prin acest proiect s-ar reuşi crearea unei noi legături cu Turcia, stat membru al NATO, aliat strategic al SUA şi, deloc lipsit de importanţă, vecin cu Azerbaidjan, o ţară devenită noul “El Dorado” al gazelor naturale. Pentru realizarea acestei noi infrastructurii, aliaţii americani vor ca investiţiile lor să fie protejate de fenomenele de corupţie din România, iar cruciada declanşată de DNA împotriva corupţiei, după ce ani de zile instituţia a preferat, mai degrabă, rolul de privitor neutru, poate fi citită şi în această cheie. Preşedintele american, Barack Obama, a afirmat răspicat interesul SUA de a exporta gaze naturale în Europa, pentru a izola Rusia. SUA poate exporta către Europa gaz natural lichefiat (GNL), americanii având 16 terminale GNL, dintre care unul a primit deja autorizaţie în acest sens, iar altele sunt în discuţie pentru a o obţine. La nivelul Europei există, de asemenea, terminale de primire, acestea aflându-se în Marea Britanie, Franţa, Spania, Portugalia, Italia, Grecia, Olanda, Belgia şi Turcia. Deocamdată România nu are un asemenea terminal, dar este implicată în câteva proiecte. Putem aminti aici proiectul mai vechi AGRI, pentru care la sfârşitul anului trecut a fost finalizat studiul de fezabilitate. De asemenea, putem vorbi despre un proiect mai nou, care face parte dintr-un masterplan la nivel european. Viitorul terminal face parte din strategia europeană de finanţare a proiectului GNL masterplan - axa Rin-Main-Dunăre. Proiectul este elaborat de un consorţiu internaţional format din 33 de participanţi, coordonator fiind Administraţia Portului Rotterdam pentru zona Rin-Main şi Pro Danube International, Austria, pentru zona Dunării. Un alt proiect ar fi cel lansat în discuţie anul trecut de către compania de gaze naturale din Grecia, DEPA, care intenţionează să construiască, alături de Bulgaria şi România, un terminal plutitor pentru GNL cu o capacitate de 5 milioane de metri cubi pe an. 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 activi tatea 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 asam blare 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.

oil & gas

VIKOIL ÎN ROMÂNIA

Experienţă şi profesionalism la preţuri avantajoase La sfârşitul anului trecut, Vikoil, lider în domeniul geofizic în Ucraina, a deschis o subsidiară în ţara noastră. Domnul Volodymyr Gryshanenko, Director Vikoil România, ne-a vorbit despre obiectivele şi planurile de dezvoltare ale companiei în România.

Ce v-a determinat să alegeţi România? Decizia de a deschide o sucursală în România a fost determinată de mai mulți factori: a) în urma cercetărilor de marketing a piețelor europene, rezultatele au arătat că piața românească de servicii G&G este foarte promițătoare și dinamică; b) actualmente pe piață este doar o singură firmă autohtonă care desfășoară cercetare seismică, aşa că intrarea pe piață a celei de a doua companii va crește concurența şi va oferi companiilor care operează în industria de petrol și gaze mai multe oportunități pentru un serviciu G&G de calitate la un preț avantajos; c) compania Vikoil este lider în domeniul geofizic în Ucraina, specializându-ne în prospecţiuni seismice 2D, 3D și 4D și explorare pentru zăcăminte de petrol și gaze convenționale. Pentru dezvoltarea companiei considerăm necesar să ne extindem şi pe pieţe noi; d) strategia de dezvoltare a companiei include intrarea noastră pe piaţa Uniunii Europene. România este ţara din Uniunea Europeană cu cea mai mare piaţă de servicii G&G dintre toate ţările învecinate Ucrainei. Care sunt principalele servicii oferite de Vikoil? Dar principalele atuu-uri? Compania noastră oferă o gamă completă de servicii pentru proiectarea şi desfăşurarea cercetărilor seismice de teren, prelucrarea și interpretarea datelor seismice, precum și servicii auxiliare de inginerie legate de utilizarea informațiilor obținute seismic: modelarea de zăcăminte, stabilirea modelelor geologice și hidrodinamice, îmbunătățirea sistemelor de dezvoltare a depozitelor de petrol și gaze, 20

optimizarea desfăşurării pe teren a sondelor de producţie şi exploatare, proiectarea și implementarea tehnologiilor moderne pentru îmbunătățirea producției de petrol și gaze, precum şi renovarea capitală sau mentenanţa sondelor. Serviciile de bază ale companiei sunt: • Achiziţie date seismice de teren (Land seismic data acquisition); • Prelucrare de date seismice (Seismic data processing) • Interpretare de date seismice (Seismic data inter pretation); • Cercetare gravitaţional-magnetică (Gravity-magnetic survey); • Profilare vertical-seismică (Vertical seismic profiling); • Modelare rezervoare (Reservoir Engineering); • Inginerie petrolieră (Petroleum engineering). Punctele noastre forte principale sunt utilizarea de echipamente și software modern, echipa noastră specializată, experiența noastră vastă în diferite țări și condiții climatice, precum şi urmărirea constantă a progreselor ştiinţei din domeniu. Putem oferi clienţilor noştri un sistem flexibil de servicii, precum și întregul spectru de servicii G&G - de la lucrările de teren pentru determinarea locației optime a sondelor, precum și servicii individuale pe anumite tipuri de activitate. De asemenea, compania noastră va combina experiența specialiştilor celor două țări, Ucraina și România. Experiența şi profesionalismul lor combinat cu siguranţă vor aduce rezultate foarte bune în activitatea lor. Ce obiective îşi propune Vikoil în România pe termen scurt/lung? Pe termen scurt, obiectivul principal al Vikoil este www.petroleumreview.ro

pentru explorarea de hidrocarburi, dar, de asemenea, să intre pe piața de petrol și gaze, și anume, să preia licențe pentru perimetre de extracție de hidrocarburi. Pentru atingerea acestor obiective sunt prevăzute investiții suplimentare de circa 50 de milioane de dolari, pe un termen de cinci ani.

Volodymyr Gryshanenko

consolidarea companiei pe piața românească de servicii G&G și furnizarea de servicii de calitate pentru companiile petroliere și de gaze la un preț competitiv. Strategia companiei presupune investiții de circa 10-12 mln. dolari pentru achiziționarea adițională de echipamente și software modern, investiţii imobiliare (baze, birouri), precum și pentru a atrage personal autohton calificat. În prezent, compania desfăşoară campanii active de recrutare de specialişti cu experiență în industria de petrol și gaze din România, mai exact a deschis o serie de posturi vacante pentru funcții precum: director adjunct al departamentului business development, director adjunct al departamentului de studii seismice, director adjunct departament probleme juridice, şef brigăzi seismice, director departament planificare economică, director departament autorizaţii. Cu această ocazie, îndemn candidaţii interesaţi să ne contacteze la biroul central din Bucureşti sau prin departamentul de recrutări. Pe termen lung, compania noastră, venind pe piaţa românească, inten ţionează nu numai să presteze servicii

În contextul actual, în care preţul lului a atins noi minime petro milor cinci ani, care sunt ale ulti pârghiile de bază pentru dezvoltarea companiei? Dacă prețurile petrolului scad, atunci cererea pentru piața de servicii se contractă, crescând concurența pe piaţă, care, la rândul ei, funcţionează ca un stimulent pentru îmbunătățirea structurii de conducere a furnizorilor de servicii, optimizarea costurilor, formarea de servicii suplimentare etc. În astfel de cazuri, se pot dezvolta numai companii stabile cu un sistem de management flexibil. Compania noastră are experiență în diferite țări din întreaga lume, inclusiv în țările cu economii în curs de dezvoltare. Toate acestea ne-au permis să stabilim o structură eficientă a companiei, să ne formăm capacitatea de a ne adapta la condițiile pieței. Aspectele principale pentru dezvoltarea companiei noastre sunt orientarea personalului către satisfacerea deplină a tuturor cerințelor clientului, efectuarea serviciilor noastre rapid şi calitativ, dezvoltarea mobilităţii şi a capacităţii noastre de a găsi soluţii, precum şi promovarea unui sistem flexibil al prețurilor serviciilor noastre. Avantajele competitive ale com paniei, precum şi o strategie eficientă de extindere pe piaţă ne permit să privim cu optimism perspectiva de a lucra pe piaţa românească de servicii pentru industria de petrol și gaze. Prezența companiei noastre în România va crește calitatea serviciilor, va promova prețuri competitive cu termene de realizare optime, iar acestea la rândul lor vor creşte volumul de lucrări de explorare, precum şi promovarea dezvoltării întregii industrii exploatatoare. 21

oil & gas

O REALIZARE DE EXCEPȚIE A CONFIND CÂMPINA

Căruciorul gigant pentru transportul mastului instalației de foraj de 400 tf Confind Câmpina, cea mai mare companie nord-prahoveană și unul dintre cele mai cunoscute branduri din industria națională de petrol și gaze, a abordat cu succes, în ultimul deceniu, sectorul mentenanței și al intervențiilor la sonde. Reputația dobândită în acest domeniu de activitate s-a datorat, printre altele, implementării cu succes a celor două instalații de intervenție cu mast: AM 12/50 (50 tf sarcina maximă la cârlig) și AM 12/40 (40 tf sarcina maximă la cârlig), ultima instalație având certificare și marcaj CE, iar prima urmând a obține aceste certificări până la sfârșitul anului.

ecent, specialiștii societății câmpinene au proiectat, probat şi testat pe standul propriu Căruciorul Mast (Mast Dolly) pentru transportul mastului instalaţiei de foraj de 400 tf. Noul produs este destinat unei cunoscute companii din Germania și reprezintă o premieră pentru industria de utilaj petrolier românesc datorită gabaritului său, precum și datorită echipamentelor și utilajelor de dimensiuni și mase impresionante pe care le poate transporta.

Calitate germană prin tehnologie românească Dacă instalațiile de intervenție 22

cu mast AM 12/50 și AM 12/40 (amplasate pe șasiuri Roman cu manevrabilitate foarte bună pe terenuri greu accesibile) erau destinate lucrărilor de intervenții și reparații capitale la sondele fără turlă proprie (construcția metalică mobilă folosită provizoriu ca turlă de sondă fiind tocmai mastul din dotarea celor două instalații amintite), de data aceasta provocarea din care societatea Confind a ieșit învingătoare a reprezentat-o găsirea celei mai bune soluții pentru realizarea unui cărucior uriaș capabil să preia partea din spate a unui mast de mari dimensiuni, mult mai mare decât cel cu care lucrează AM 12/50 sau AM 12/40, ajutând la deplasarea acestui mast

gigantic de la o locație la alta. Din punct de vedere factual, lucrurile nu păreau prea complicate la prima vedere, fiind vorba despre o rabatare cu 90° a mastului instalației de foraj de 400 tf, un mast de dimensiuni impresionante, tocmai pentru a putea fi transportat cu geamblacul (capătul cel mai de sus), fixat pe un tractor special de mare putere, iar partea din spate (partea inferioară a mastului), sprijinită pe căruciorul-mast conceput și fabricat de Confind. Un cărucior coborât parcă din filmul „Războiul stelelor” și pus la punct, până la cele mai mici detalii, de către specialiștii companiei câmpinene. Din punct de vedere conceptual, însă, lucrurile nu au fost deloc simple, deoarece www.petroleumreview.ro

oil & gas

proiectul acestui cărucior mast trebuia să țină cont de numeroase condiții tehnice (suportarea de către cărucior a unor sarcini foarte mari, asigurarea anumitor unghiuri de virare), de caracteristicile terenului pe care ar putea fi deplasat ansamblul, precum și de spațiile strâmte prin care, inevitabil, este necesar uneori să treacă. Dacă, pentru proiectanții și executanții săi, Căruciorul Mast (Mast Dolly) este o provocare devenită deja istorie, pentru industria națională de utilaj petrolier această realizare deosebită ce poartă pecetea tehnică a cunoscutei uzine câmpinene este o premieră a cărei istorie abia începe să se scrie. Iar printre primele scrieri ale poveștii de succes intitulate Căruciorul Mast trebuie menționate, fără îndoială, dimensiunile absolut remarcabile ale acestui produs fabricat de compania Confind SRL din Câmpina. Astfel, sarcina utilă a ultra-masivului cărucior tip peridoc cu două axe pentru transportul masturilor de mari

dimensiuni ale unor instalații de foraj este de 120 t, lățimea peste roți atinge 5,4 m, iar o roată are diametrul de 3,06 m și lățimea de 0,94 m. Mast Dolly este parte componentă dintr-o instalație de foraj a unei companii recunoscute pe plan internațional. Beneficiarii germani au fost mulțumiți de ultima (dar nu cea din urmă) realizare ce poartă numele Confind, lucru care ar putea duce la concluzia că nu s-a coborât sub standardele germane de calitate și că acest căruciormast realizat la Câmpina reprezintă calitatea germană printr-o tehnologie românească.

Furtună în deșert. Mast Dolly rezistă Mast Dolly este conceput să reziste și să se comporte foarte bine în orice condiții de climă și de relief. Bunăoară, în timpul deplasărilor prin zone aride și nisipoase, ca și prin zone stâncoase sau acoperite cu gheață și zăpezi.

Deplasarea ansamblului se face în deșert cu viteza maximă de 10 km/h. În funcție de caracteristicile drumului, căruciorul poate vira independent, fiind echipat cu un sistem de direcție hidraulic ce acționează asupra roților din față. Virarea se poate face parțial, atunci când mastul este în poziția normală de transport, sau total, caz în care mastul trebuie ridicat deasupra roților. Aceasta situație permite manevrabilitate maximă, suportulmast și mastul putându-se roti liber față de cărucior. Unghiul maxim de virare este de 22°. Căruciorul este echipat cu frâne-disc pe toate roțile. Acestea sunt normal frânate (frâne de staționare), iar pentru deplasarea căruciorului, ele trebuie deblocate. Acționarea lor este pneumo-hidraulică. Alimentarea cu aer comprimat se face de la vehiculul tractor, iar comanda de frânare/ defrânare se dă de pe cărucior.

Amplasarea sau scoaterea mastului de pe locație Pentru amplasarea sau scoaterea mastului de pe locație, suportulmast al căruciorului este prevăzut cu ghidaje mobile transversale care se deplasează independent, în funcție de poziția relativă a mastului față de cărucior. După ce este amplasat pe cărucior, ghidajele transversale centrează mastul pe poziție, astfel încât să nu apară niciun fel de probleme în timpul deplasării. Acționarea tuturor comenzilor se face de la o telecomandă ce permite operatorului să stea la 23

o distanță sigură față de cărucior, chiar și în timpul abordării virajelor. Pentru manevrarea individuală a căruciorului, acesta este prevăzut cu proțap în față și în spate. Căruciorulmast realizat de Confind este de tip peridoc cu două axe, prima axă este viratoare independentă, controlată prin telecomandă. Roțile se fixează pe fuzetele cadrului de bază, care este o construcție sudată. Pe cadrul de bază se fixează proțapul-față, grupul de acționare hidraulic și proțapul-spate. Pe partea superioară a cadrului de bază se montează tubul telescopic cu suportul-mast. Pentru fixarea acestora pe cadrul de bază în timpul deplasării, ca și pentru ajustarea înălțimii de cuplare la autoremocher, proțapulfață și proțapul-spate sunt prevăzute cu întinzătoare. Fiecare proțap este prevăzut cu urechi pentru manevrarea în macara.

Un grup de acționare hidraulic ultra-performant La partea din spate a cadrului

CONFIND SRL 24

de bază este montat grupul de acționare hidraulic care furnizează energia hidraulică necesară acționării cilindrilor pentru realizarea diverselor funcţii (virare, ridicare suport mast, ajustare transversală la așezarea mastului pe cărucior, cric ataşat de cadrul de bază la fiecare roată). Motorul de antrenare este realizat de cunoscuta firmă americană Caterpillar, care fabrică echipament greu pentru construcții și industria minieră, fiind un important producător de motoare diesel și cel mai mare fabricant de buldozere și excavatoare din lume. Pe motorul Caterpillar este montată o pompă cu debit variabil care vehiculează uleiul hidraulic din rezervor spre cilindrii hidraulici. Comenzile sunt asigurate de la o telecomandă care acționează un grup de distribuitoare electro-hidraulice. Pe partea superioară a cadrului de bază se montează un tub telescopic cu suportul mast. Tubul telescopic este extins cu ajutorul cilindrilor hidraulici și blocat în poziție extinsă cu ajutorul a două inele de blocare acționate hidraulic.

Acționarea acestor inele este protejată împotriva deblocării accidentale. Suportul-mast este prevăzut cu ghidaje transversale culisabile acționate cu cilindri hidraulici pentru ușurința montajului mastului pe cărucior. Mastul se fixează pe ghidaje, pe suporți sferici, permițând o mișcare relativă (unghiulară) în plan longitudinal. Datorită ghidajelor transversale acționate cu cilindri hidraulici, la montatul/demontatul mastului pe substructură se preiau nealinierile dintre cărucior și substructură. Pe părțile laterale, în dreptul fiecărei roți, este prevăzut un suport pentru amplasarea cricului hidraulic care se utilizează atunci când se demontează roata respectivă. Printre cele mai importante caracteristici tehnice ale Căruciorul Mast fabricat de Confind s-ar mai putea aminti momentul maxim de frânare/roată: 25.000 Nm, precum și dimensiunile de gabarit în transport: lungime – 12,3 m; lățime – 9,2 m; înălțime – 2,9 m. De asemenea, masa totală în transport este de peste 47 de tone.

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

oil & gas

Companii, la bilanţul anului 2014 Ca la fiecare început de an, marii jucători din piața de petrol și gaze își fac cunoscute rezultatele financiare preliminare pentru anul precedent. În cele ce urmează vă vom aduce în atenție rezultatele unor societăți care au dovedit că pot trece prin criză și fără să afecteze buzunarul acționarilor. de Daniel Lazăr

Afaceri în creştere pentru Rompetrol Rafinare Rompetrol Rafinare, companie membră a KMG International, a înregistrat în 2014 o cifră de afaceri brută de aproximativ 5,6 miliarde de dolari, în creștere cu 15% față de rezultatul obținut în 2013 (4,8 miliarde de dolari). Pe fondul procesării unei cantități record la rafinăria Petromidia – de peste 5 milioane de tone, compania a reușit triplarea rezultatului operațional (EBITDA), de la 29 milioane de dolari în 2013, la 86 milioane de dolari în 2014, dar și o îmbunătățire cu circa 40% a rezultatului net, acesta fiind în continuare negativ (-58,4 milioane de dolari). În ultimul trimestru al anului trecut, rezultatele companiei au fost afectate de evoluția cursului valutar (RON-USD), deprecierea materiei prime în raport cu cotațiile produselor finite și situația stocurilor de produse/materie primă la finele lui 2014. Astfel, compania și-a menținut în T4 2014 activitatea operațională la nivelul primelor nouă luni ale anului, consemnând o majorare cu 72% a rezultatului operațional (23,8 milioane de dolari) și o reducere cu 76% a rezultatului net (-16,7 milioane de lei) comparativ cu T4 2013. De asemenea, scăderea cu 13% a cifrei de afaceri, de la 1,48 miliarde de dolari 26

în T4 2013 la 1,28 miliarde de dolari în T4 2014, a fost determinată de trendul descendent al țiteiului. Compania a reușit atingerea în 2014 a unui record istoric privind materiile prime, cantitatea totală prelucrată de aceasta din 1979 - anul intrării în exploatare și până în prezent ridicându-se la peste 100 de milioane

Potrivit unui clasament al agenției Wood Mackenzie, Petromidia s-a situat în 2014 pe locul 8 din 250 de rafinării din Europa, fosta Uniune Sovietică și Africa privind nivelul de flexibilitate și complexitate și pe primul loc în România.

de tone. Printre recordurile istorice înregistrate de companie anul trecut se numără creșterea producției de motorină - 2,46 milioane de tone (1,91 milioane de tone în 2013), a randamentelor pentru motorină – 48,8% (46% în 2013), dar și a randamentelor pentru produse albe – 85,7% (85,5% în 2013). Toate acestea în condițiile în care costul de procesare a coborât la 21,2 USD/t, cel

mai scăzut din ultimii 10 ani. În perioada următoare, KMG Inter national va continua implementarea la nivelul companiei a programului “Change for good”, destinat eficien tizării și îmbunătățirii întregului flux de operațiuni. Programul urmărește creșterea eficienței energetice, reduce rea cheltuielilor operaționale, creșterea profitabilității, efectul economic vizat la nivelul KMG International fiind de aproximativ 130 milioane de dolari până în 2018. În ceea ce privește exporturile Rompetrol Rafinare, acestea s-au www.petroleumreview.ro

oil & gas

ridicat la peste 2 miliarde de dolari în 2014, compania fiind pe primul loc în topul celor mai mari exportatori interni de produse petroliere și pe locul al doilea la nivel național. Compania a continuat să fie un contribuabil important la bugetul de stat al României, plătind peste 487 milioane de dolari în T4 2014 și peste 1,8 miliarde USD la finalul anului, în creștere cu 28% comparativ cu 2013 (1,4 miliarde USD). Prin intermediul celor două rafinării pe care le operează (Petromidia

comparativ cu cea raportată în 2013. Rafinăria a funcționat anul trecut la capacitate maximă și nu a consemnat nici o oprire programată sau accidentală, volumul de materie primă procesată fiind de 13.800 de tone/ zi. Gradul de utilizare a capacității de rafinare a fost de 93%, mai mare cu 7% comparativ cu 2013, iar indicele de eficiență energetică s-a îmbunătățit, scăzând la 99,8 (102,8 în 2013, 115 în 2012). Vânzările de carburanți pe piața externă au crescut cu 38% în anul

Rafinăria Petromidia

dedicat domeniului agricol. Rafinăria Vega a procesat peste 300 mii de tone materie primă în 2014, mai mult cu 28% față de anul precedent (peste 240 mii de tone). În T4 2014, gradul de utilizare a capacității de rafinare a fost de 105%, mai mare cu 11% decât în aceeași perioadă a anului trecut. Rafinăria Vega este producător și furnizor de produse speciale, singurul fabricant român de benzine de extracție și unicul producător de n-hexan în Europa Centrală și de Est. Referindu-ne la segmentul de distribuție, cifra de afaceri brută s-a ridicat la 3,2 miliarde USD în 2014, în creştere cu 9% față de nivelul din 2013 (2,9 miliarde USD), fiind influențată pozitiv de creșterea cu 13% a volumelor vândute engros față de aceeași perioadă a anului 2013.

OMV Petrom, profit în scădere

Năvodari și Vega Ploiești), compania Rompetrol Rafinare, principalul activ al KMG International, asigură peste 40% din capacitatea de rafinare a României și este unicul producător de polimeri din țară. Valoarea totală a investițiilor realizate pe platforma Petromidia în perioada 2007 (momentul preluării și integrării în cadrul KazMunayGas) – 2014 a ajuns la aproximativ 1,4 miliarde de dolari. În segmentul de rafinare și petrochimie, cifra de afaceri brută obținută s-a ridicat la 5,1 miliarde USD în 2014, în creștere cu 14%

2014 (1.990 mii tone) față de 2013, iar pe piața internă cu 7% în 2014 (1.738 mii tone) comparativ cu 2013. Divizia de petrochimie a atins capacitatea maximă de producție de polipropilenă – 90.000 de tone, producția de polimeri fiind mai mare cu 12% față de cea din 2013. Vânzările de produse petrochimice au însumat 153.000 de tone în 2014, în creștere cu 7% față de anul anterior. Divizia de petrochimie a dezvoltat noi sortimente de polipropilenă utilizate pentru ambalajele alimentare și pentru ambalajele speciale, dar și un produs

În cazul companiei OMV Petrom, EBIT excluzând elementele speciale a scăzut cu 26%, în principal din cauza prețurilor mai mici la țiței, în timp ce producția de hidrocarburi a grupului a fost menținută la același nivel. Volumul vânzărilor de gaze a crescut cu 5%, rafinăria Petrobrazi generând o performanță bună post modernizare. În anul 2015, însă, investițiile vor fi reduse cu 20-35% comparativ cu 2014, incluzând optimizarea portofoliului și continuarea măsurilor de eficientizare a costurilor pentru a face față dificultăților actuale de piață. În segmentul E&P, în trimestrul al patrulea 2014 comparativ cu trimestrul al patrulea din 2013, EBIT excluzând elementele speciale a fost afectat de prețurile mai mici la țiței, iar producția de hidrocarburi a grupului a fost stabilă, cu o ușoară creștere în România. În blocul Neptun Deep, operațiunile de foraj la Pelican South-1 au început în octombrie, cele la Domino-2 au fost finalizate. Investițiile de explorare au crescut până la 426 milioane de lei, reflectând, 27

în cea mai mare parte, forajul sondelor Domino-2 și Pelican South-1 în zona de adâncime a Mării Negre. Producția zilnică de hidrocarburi a grupului a fost de 181,6 mii bep/zi (din care 172,2 mii bep/zi în România), iar producția totală a fost de 16,7 milioane bep, reflectând în principal creșterea ușoară a producției în România și scăderea celei din Kazahstan. Pe segmentul G&E, EBIT excluzând elementele speciale a scăzut din cauza contribuției negative a activității de energie electrică, compensată parțial de rezultatul îmbunătățit al activității de gaze. Volumul vânzărilor de gaze a fost mai mare decât în T4/13, în principal datorită creșterii vânzărilor către industria producătoare de îngrășăminte chimice. Marjele mai mici au condus la scăderea producției nete de energie electrică a centralei Brazi. EBIT, excluzând elementele speciale, a scăzut cu 20% la 18 milioane de lei, reflectând deteriorarea contribuției negative a activității de energie electrică, parțial compensată de rezultatul îmbunătățit al activității de gaze. În sectorul R&M, EBIT excluzând elementele speciale s-a îmbunătățit semnificativ în principal ca urmare 28

În 2014 OMV Petrom a continuat eforturile de stabilizare a producției, înregistrând al doilea an consecutiv de creștere marginală a producției de hidrocarburi din România comparativ cu anul precedent. În explorare a efectuat cele mai ample investiții onshore și offshore de după privatizare și a înregistrat o rată de succes de 60% în activitatea de explorare clasică (excluzând zona offshore de mare adâncime).

a contribuției pozitive a activității de rafinare. Indicatorul marja de rafinare a crescut datorită mixului standard de produse actualizat și a marjelor mai mari la produse. Volumele de vânzări din Marketing au scăzut cu 4%, reflectând în principal creșterea concurenței și cererea redusă. Rata de utilizare a rafinăriei a crescut la 101% (90% în T4/13), reflectând

procesarea unei cantitați mai mari de materii prime generată de nivelul crescut temporar al stocului de țiței, după oprirea planificată a rafinăriei de la jumătatea anului. În consecință, cantitatea totală de materii prime procesate a crescut cu 12% comparativ cu nivelul înregistrat în T4/13. Vânzarile totale de produse rafinate au scăzut ușor, reflectând cererea de piață scăzută. În plus, OMV Petrom a trebuit să constituie și să mențină niveluri de stocuri obligatorii de produse petroliere, care au depășit nivelul stocurilor optime anterioare. “În 2014 am continuat eforturile de stabilizare a producției, înregistrând al doilea an consecutiv de creștere marginală a producției de hidrocarburi din România comparativ cu anul precedent. În explorare am efectuat cele mai ample investiții onshore și offshore de după privatizare și am înregistrat o rată de succes de 60% în activitatea de explorare clasică (excluzând zona offshore de mare adâncime). Am reluat activitatea de forare în blocul Neptun, săpând două sonde noi, Domino-2 și Pelican South-1, iar în 2015 vom continua programul de explorare conform planificării. În G&E, dificultățile au persistat, din cauza scăderii cererii pe piața gazelor și a marjelor negative care au condus la un www.petroleumreview.ro

oil & gas

rezultat deteriorat al centralei electrice Brazi. În R&M am finalizat cu succes modernizarea rafinăriei Petrobrazi, care a generat creșterea planificată de 5 USD/ bbl a indicatorului marja de rafinare, contribuind la rezultatul anual bun și la consolidarea valorii integrării companiei”, a precizat CEO-ul OMV Petrom, Mariana Gheorghe.

Transgaz, profit și afaceri în creștere Veniturile Transgaz, operatorul naţional de transport al gazelor naturale, au crescut anul trecut cu 8,8%, la 1,69 miliarde de lei, iar profitul net s-a majorat cu 51,7%, la 507,4 milioane de lei, potrivit rezultatelor financiare preliminare. Cu un an în urmă, Transgaz a raportat venituri de 1,55 miliarde de lei şi un profit net de 334,4 milioane de lei. Veniturile companiei au fost influenţate pozitiv în 2014 de majorarea tarifului de rezervare capacitate, care a generat un plus de 98,1 milioane de lei, creşterea capacităţii rezervate (+77 milioane de lei) şi a cantităţii de gaze facturate (+51,6 milioane de lei). În schimb, scăderea componentei volumetrice a tarifului de transport şi a veniturilor financiare au avut o influenţă negativă de 96,4 milioane de lei, respectiv de 7,3 milioane de lei. Cheltuielile Transgaz au scăzut cu 4,4% în 2014, la 1,07 miliarde lei, de la 1,12 miliarde de lei în anul anterior. Dintre acestea, cheltuielile cu investiţiile au fost în valoare de 152,3 milioane de lei, alte 24 milioane de lei fiind plătite pentru rate la credite aferente investiţiilor.

Conpet, performanţe economice stabile În ceea ce privește transportatorul național prin conducte Conpet Ploieşti, acesta a anunţat pentru anul trecut un profit net de 50,4 milioane de lei, în creştere cu 61% faţă de 2013, în condiţiile în care veniturile din cifra de afaceri au avansat cu doar 7,5%,

la 375 milioane de lei. Veniturile din exploatare au scăzut uşor, la 402,4 milioane de lei, în schimb, cheltuielile de exploatare s-au redus cu 7,2%, la 348,4 milioane de lei. În 2013 compania a înregistrat un cost de 33 milioane de lei cu reevaluarea imobilizărilor corporale, cost care a scăzut la doar 1,6 milioane de lei în 2014. Încasările din transportul ţiţeiului indigen au avansat cu 3,3%, la 341,3 milioane de lei, după ce tariful reglementat a fost majorat la începutul anului 2014. Veniturile din transportul petrolului de import au crescut însă cu 35% faţă de anul anterior, la 58,5 milioane de lei.

Romgaz si-a majorat profitul anul trecut Romgaz a înregistrat în 2014 un profit de 1,43 miliarde lei, în creştere cu 44% faţă de 2013, în contextul în care cifra de afaceri a companiei de gaze naturale a urcat cu 15,3% până la puţin peste 1 miliard de euro (4,49 miliarde lei). Evoluţia vânzărilor a fost influenţată de creşterea cantităţii gazelor proprii livrate şi a preţului, de majorarea tarifelor serviciilor de înmagazinare şi de suplimentarea cantităţii de energie electrică livrată şi a volumului serviciilor specifice din sectorul energiei electrice. Cheltuielile privind investiţiile s-au situat la nivelul de 1,08 miliarde lei, în avans cu 27,97% faţă de nivelul realizat în 2013. Pe de altă parte, veniturile din investiţii au scăzut cu 36,14%, la 78,7 milioane lei, comparativ cu 123,3 milioane lei în anul 2013, ca rezultat al diminuării, atât a cotelor procentuale de dobânzi aferente disponibilului de numerar plasat în depozite bancare, cât şi a dobânzilor încasate pentru titlurile de stat deţinute de companie. Anul trecut, Romgaz a produs 5,66 miliarde metri cubi de gaze naturale şi avea (la 30 septembrie) o cotă de 47,4% din vânzările de gaze provenite din intern. 29

oil & gas

Cine şi cum traversează criza în sectorul de petrol şi gaze Se află industria de petrol şi gaze într-unul din ciclurile întâlnite o dată la un deceniu sau două? Ori este vorba despre un fenomen mai grav decât ciclicitatea pieţei cu consecinţe serioase pe termen lung? Care este limita de jos pentru preţurile ţiţeiului? Când urmează reculul? Sunt întrebări care-i frâmântă pe jucătorii de pe piaţa de profil. În orice caz, în această perioadă, chiar şi marile companii din domeniu continuă să-şi restrângă bugetele, taie din investiţii şi recurg la disponibilizări de personal. de Lavinia Iancu

onform datelor provizorii a patru dintre cele mai importante companii pe troliere la nivel mondial după valoarea de piaţă - Royal Dutch Shell, Chevron, BP şi ConocoPhillips - acestea au reuşit să înlocuiască, în ansamblu, doar două treimi din rezervele de hidrocarburi extrase în 2014 cu noi rezerve. Şi, totuşi, lucrurile nu par atât de grave în România. Legat de impactul scăderii preţurilor petrolului la nivel global, guvernatorul Băncii Naţionale a României, Mugur Isărescu, declara că rata anuală a inflaţiei, care indică creşterea preţurilor, se va plasa sub nivelul minim al intervalului de variaţie, respectiv 1,5%, până la finalul lunii septembrie a acestui an. Acesta a adăugat faptul că indicele a atins punctul cel mai de jos în luna februarie, undeva aproape de zero, în principal din cauza preţurilor scăzute la ţiţei pe plan internaţional. Recent, cele mai importante companii din sectorul de petrol şi gaze active în ţara noastră şi-au anunţat rezultatele financiare pentru 30

2014, care arată, în unele situaţii, menţinerea unor poziţii financiare solide, continuarea proiectelor de investiţii (mai ales în explorare şi producţie), deşi la cote diminuate, dar

OMV Petrom a raportat pentru 2014 un profit diminuat, pe fondul reducerii preţurilor petrolului şi al scăderii vânzărilor, cu mai mult de jumătate faţă de anul anterior (2,1 miliarde de lei în 2015 faţă de profitul record de 4,8 miliarde de lei în 2013).

şi impactul negativ asupra activităţii unor companii afectate de mediul nefavorabil din piaţă. OMV Petrom a raportat pentru 2014 un profit diminuat, pe fondul reducerii preţurilor petrolului şi al scăderii vânzărilor, cu mai mult de jumătate faţă de anul anterior (2,1

miliarde de lei în 2015 faţă de profitul record de 4,8 miliarde de lei în 2013). De asemenea compania a luat decizia de a reduce investiţiile aferente anului 2015, iar accentul va cădea în continuare pe segmentul E&P, care va absorbi aproximativ 85% din volumul total al investiţiilor. „Având în vedere mediul volatil și o probabilă menținere a condițiilor de piață deteriorate, ne reducem planurile de investiții pentru 2015 și ne intensificăm programele de optimizare a costurilor, menținându-ne totodată proiectele cu potențial de creștere din Marea Neagră. În 2015, ne așteptăm ca discuțiile publice referitoare la mediul fiscal și de reglementare să continue, așa cum a fost anunțat de către autorități, și vizăm obținerea unui cadru stabil, predictibil și favorabil investițiilor, o condiție-cheie pentru investițiile viitoare”, a subliniat Mariana Gheorghe, CEO al OMV Petrom. Cel mai mare producător şi furnizorul principal de gaze naturale din România, Romgaz Mediaş, a reuşit anul trecut consolidarea procesului de stabilizare a producţiei pentru al www.petroleumreview.ro

oil & gas

În urma operaţiunilor desfăşurate, punerea în exploatare experimentală a unui număr de zăcăminte, promovarea de rezerve prin reparaţiile efectuate la sonde, şi a procesului de actualizare a resurselor, Romgaz a reuşit obţinerea unei rate de înlocuire a rezervelor de aproximativ 90%.

patrulea an consecutiv, fiind astfel anulat declinul de producţie; a realizat patru noi descoperiri de gaze naturale şi a confirmat alte trei descoperiri anterioare. În activitatea de explorare au fost identificate resurse prospective de circa 2 miliarde de metri cubi, au fost confirmate resurse contingente de aproximativ 5 miliarde de metri cubi, a fost achiziţionată seismică 3D pe o suprafaţă de 1.200 kmp şi a fost demarat procesul de foraj al primei sonde din Marea Neagră – blocul Rapsodia. În activitatea de exploatare au fost conectate la sistemul naţional de transport un număr de 12 noi sonde de exploatare şi au fost puse în eploatare experimentală patru descoperiri, prin şapte sonde noi. Ca o consecinţă a operaţiunilor desfăşurate, punerea în exploatare experimentală a unui număr de zăcăminte, promovarea de rezerve în urma reparaţiilor sondelor şi a procesului de actualizare a resurselor, s-a reuşit obţinerea unei rate de înlocuire a rezervelor de aproximativ 90%. Valoarea investiţiilor în explorare a atins 427,9 milioane lei, în creştere cu 1,9% faţă de anul precedent şi includ în cea mai mare parte prospecţiuni seismice 2D şi 3D efectuate în Moldova, Muntenia şi Oltenia, precum şi forajul a 22 de sonde de explorare.

Conpet, pe trend ascendent Scăderea cotaţiei barilului de ţiţei nu a influenţat în sens negativ performanţele economico-financiare ale Conpet, operatorul sistemului naţional de transport al produselor petroliere. „Dimpotrivă, această situaţie de piaţă se reflectă într-o oportunitate pentru rafinorii de petrol - beneficiari ai serviciilor noastre de transport - în sensul creşterii cantităţilor de materie primă achiziţionate, evident, în relaţie directă, şi a cuantumului transporturilor curente, aflate în uşoară creştere”, ne-au transmis reprezentanţii companiei. Pe cale de consecinţă, realizarea programelor de transport propuse exclude existenţa unor pierderi sau sincope pe linia proiectelor şi investiţiilor, respectiv necesitatea adoptării unor măsuri de protecţie sau de diminuare a pierderilor (inexistente), mai specifică aceştia. În ceea ce priveşte previzionarea evoluţiei pieţei petrolului la nivel re gional/mondial, reprezentanţii Con pet apreciază că preţurile reduse ale carburanţilor auto la pompă vor genera, cel puţin pe termen scurt, o creştere a desfacerii, care va fi responsabilă de o serie de efecte în lanţ, manifestate în amonte, în sensul uşoarei dinamizări a activităţilor de rafinare şi transport al materiei prime, fără însă a revigora activităţile investiţionale corespondente secto rului extractiv, care, cel mai probabil, îşi va menţine trendul regresiv.

Petrotel-Lukoil, proiecte cu „victorii rapide” Scăderea rapidă a prețurilor pe piața de materii prime și produse petroliere care a început în trimestrul al patrulea al anului trecut a avut impact negativ asupra rezultatelor activităţii rafinăriei Petrotel-Lukoil. În condiţiile „căderii” prețurilor pe piața de materii prime și produse petroliere, unul dintre factorii esenţiali care a contribuit la 31

oil & gas

„Previzunile consumului în această perioadă sunt în creştere, atât în regiunea noastră, cât şi la nivel mondial. Această situaţie va conduce la continuarea investiţiilor în domeniu, chiar dacă condiţiile de piaţă actuale vor determina pentru o perioadă scăderea ritmului acestora”, afirmă George Costache, CEO Siemens România.

Centru regional deteriorarea indicatorilor financiari de inginerie, specializat a fost îndeplinirea obligaţiilor de depozitare a stocurilor strategice în managementul siguranţei proceselor (peste 200 de mii de tone). Ca măsuri de protecţie, compania se orientează spre: controlul costurilor, gestionarea capitalului circulant, optimizarea programului de investiţii, stabilirea priorităţilor de punere în aplicare a proiectelor cu „victorii rapide”, adică obţinerea de efect maxim la un nivel minim de cheltuieli, care pot fi implementate într-un termen scurt. „Bugetul companiei Lukoil pentru anul 2015 este calculat pe baza preţului pe baril de ţiţei brut Brent de 50 de dolari. Considerăm că preţul obiectiv din primul trimestru va fi la acest nivel, iar media anuală - la 60 de dolari pe baril”, ne-au declarat reprezentanţii companiei. 32

Pe moment, scăderea preţurilor petrolului din perioada septembrie - decembrie 2014 nu a avut efecte majore asupra companiei Siemens. „Vom continua să urmărim deciziile companiilor petroliere şi evoluţia pieţei. În calitate de furnizori şi parteneri ai principalilor operatori din petrol şi gaze suntem interesaţi şi influenţaţi de deciziile acestora – în special la nivelul investiţiilor planificate”, afirmă George Costache, CEO Siemens România. „Nu există pierderi în acest moment. Pe termen scurt şi mediu, impactul se va resimţi în nivelul investiţiilor pe care operatorii din petrol şi gaze le vor realiza atât în zăcăminte şi exploatări cunoscute,

cât şi în proiecte şi exploatări complet noi”, mai adaugă George Costache. „Siemens este un furnizor integrat de soluţii pentru întreg lanţul valoric în industria de petrol şi gaze. Avem deja o tradiţie în piaţa românească şi vom depune toate eforturile pentru a ne atinge planurile chiar în condiţiile amânării unora dintre investiţiile anunţate. Pentru a echilibra situaţia din piaţa internă, avem şi echipe dedicate unor proiecte internaţionale. În cadrul Siemens România am înfiinţat un centru regional de inginerie, specializat în managementul siguranţei proceselor pentru industria de petrol şi gaze. Echipa acestui centru, localizată în Bucureşti, deserveşte clienţi din întreaga lume precum ConocoPhillips, Exxon, British Petroleum sau Saudi Aramco”, subliniază CEO-ul Siemens România. Acesta ne-a explicat, în continuare, că pentru Siemens România, pierderile - dacă vor exista - se vor reflecta doar în volume de afaceri mai scăzute. În cazul menţinerii preţurilor scăzute la ţiţei, Siemens va urmări cu atenţie evoluţia preţurilor şi va propune clienţilor produse şi soluţii care să ofere niveluri de CAPEX şi/sau OPEX cât mai competitive.

Evoluţii pe piaţa petrolului În ceea ce priveşte evoluţia pieţei petrolului la nivel regional/mondial, George Costache consideră că „petrolul are o cotă importantă în mixul energetic actual şi va rămâne important cel puţin în următorii zece ani. Previzunile consumului în această perioadă sunt în creştere, atât în regiunea noastră, cât şi la nivel mondial. Această situaţie va conduce la continuarea investiţiilor în domeniu, chiar dacă condiţiile de piaţă actuale vor determina pentru o perioadă scăderea ritmului acestora”. Există numeroase voci, în special bancheri şi analişti economici, care, pe baza unor diverse modele economice, previzionează un viitor sumbru. Ce ştim sigur este că 2014 a deschis perioada deflaţiei petrolului, însă nimeni nu poate spune cu exactitate când va lua sfârşit aceasta... www.petroleumreview.ro

33 39

oil & gas

RAFO Oneşti ajunge la fier vechi După ce, în urmă cu două decenii, era o forță în regiune, sectorul de petrochimie românesc a intrat în regres. Nu putem minimiza eforturile companiilor rămase în piață, precum Petrobrazi, Rompetrol Rafinare sau Petrotel-Lukoil, de a se moderniza și a ține pasul cu noile tehnologii, dar nici nu putem să nu fim afectați de faptul că începutul anului 2015 a mai marcat o bornă în acest declin general prin decizia ca Rafinăria RAFO Oneşti să fie vândută la fier vechi, în vreme ce terenul aferent urmează să fie folosit ca platformă industrială pentru o serie de proiecte tehnice, vorbindu-se chiar de un parc industrial. de Daniel Lazăr

a începutul lunii februarie, Adunarea Generală a Acțio narilor companiei din jude țul Bacău a introdus pe ordinea de zi decizia demolării, lucru care a fost aprobat cu votul acţionarului majoritar, firma Petrochemical Hol ding din Viena, controlată de cetă ţeanul rus Iakov Goldovskiy, care deține 96,51% din acţiunile RAFO. „Se aprobă împuternicirea directorului general al RAFO SA să înceapă procedura de desfacere (vânzare) a activelor şi utilajelor aferente ale companiei. Preţul de vânzare a activelor şi a utilajelor se va stabili în baza preţurilor utilajelor pe piaţa secondhand, dar nu poate fi mai mic decât preţul fierului vechi pe piaţa locală românească în ziua semnării contractelor de vânzare/ cumpărare a utilajelor”, se arată în raportul cu decizia AGA transmis de companie Bursei de Valori Bucureşti.

Scurt istoric Platforma petrochimică Borzeşti, din care a făcut parte şi rafinăria RAFO, a fost dezvoltată în anul 1964, rafinăria fiind construită pentru a 34

prelucra ţiţei sulfuros de import. La doi ani după Revoluție, RAFO a devenit companie independentă din punct de vedere juridic, iar în 2001 firmele Imperial Oil din Bacău şi Canyon Servicos din Portugalia au achiziţionat de la Autoritatea pentru Privatizare şi Administrarea Activelor Statului 59,99% din acţiunile rafinăriei, pentru 7,48 milioane de dolari. Ulterior, participaţia celor două firme la RAFO a ajuns 94,5%. Imperial Oil Bacău, aparţinând lui Corneliu Iacobov, şi Canyon Servicos s-au angajat, la privatizarea rafinăriei, să efectueze, într-un interval de cinci ani,

investiţii de 80 de milioane de dolari şi să îşi asume toate datoriile comerciale ale societăţii, de aproximativ 200 de milioane de dolari. Imperial Oil era, la acea dată, acţionarul majoritar al Rafinăriei Dărmăneşti, iar Canyon Servicos era o companie axată în principal pe investiţii de capital, având acţionari din Portugalia şi Elveţia. În 2003, Balkan Petroleum Ltd din Marea Britanie a devenit acţionar principal la societatea din Onești, în urma preluării de la Canyon Servicos a unui pachet de 48,91% din acţiuni. Un an mai târziu, Balkan Petroleum, deţinută în proporţie de 50% de www.petroleumreview.ro

oil & gas

firma VGB, administrată de omul de afaceri Marian Iancu, şi-a majorat participaţia la RAFO la 97,82%, în urma transferării a 74,5 milioane de acţiuni deţinute de Canyon Servicos şi Imperial Oil.

Condamnări în instanță În decembrie 2004, instanţa l-a condamnat definitiv pe Marian Iancu la 12 ani de închisoare în dosarul de evaziune fiscală şi spălare de bani, după un proces care a durat opt ani. În acelaşi dosar au mai fost condamnaţi la închisoare Octavian Iancu, fratele lui Marian Iancu, Constantin Mărgărit, Gheorghiţă Iancu, Marius Turică, Alex Martin, Elenkalan Hayrettin, Basaran Kadri Mazhar, care au deţinut diferite poziţii în VGB. Ei au fost acuzaţi de evaziune fiscală, asociere în vederea săvârşirii de infracţiuni şi spălare de bani. De asemenea, instanţa i-a condamnat la închisoare în vara lui 2012 pe Corneliu Iacobov şi Toader Găurean, aceştia fiind acuzaţi de prejudicierea companiei. În perioada 2001 - 2003, RAFO a acumulat mari datorii, iar în anul 2004 a intrat în insolvenţă, având obligaţii de plată de peste 8.000 de miliarde de lei vechi către bugetul statului. În iulie 2005, firma Calder-A, din grupul Petrochemical Holding, a încheiat cu Balkan Petroleum un contract pentru preluarea a 98% din acţiuni. Petrochemical Holding a devenit proprietarul RAFO în 2009, cu o participaţie de 96,21% din acţiuni. Calder-A era controlată de cetăţeanul rus Iakov Goldovskiy, fostul preşedinte al companiei petrochimice ruse Sibur.

Activitate oprită din 2008 Activitatea rafinăriei a fost, însă, oprită în 2008 pentru efectuarea unor investiţii de modernizare estimate să dureze doi ani, numai că acestea nu s-au mai realizat niciodată. Mai mult, societatea a înregistrat pierderi de două miliarde de lei în ultimii ani, lucru

care l-a făcut pe principalul acţionar al companiei, omul de afaceri rus Iakov Goldovski, să solicite conducerii să înceapă valorificarea activelor şi echipamentelor rafinăriei. Sumele obţinute din vânzarea instalaţiilor vor fi folosite pentru finanţarea activităţii curente, plata obligaţiilor de mediu şi întreţinea infrastructurii existente în vederea dezvoltării pe terenurile rafinăriei a unei platforme industriale pentru implementarea unor proiecte tehnice.

Decizie contestată La numai câteva zile de la decizia demolării, compania Prospecțiuni, acționar minoritar la RAFO, a anunțat că va ataca în instanță hotărârea AGA prin care s-a decis vânzarea la fier vechi a rafinăriei din Onești. „Pe lângă istoria îndelungată, de peste 60 de ani, RAFO Onești este și una dintre puținele rafinării pe care țara le deține la acest moment, iar impactul acestei decizii este unul mult prea mare pentru a fi ignorat - de la importanța strategică națională, până la impactul industrial, geopolitic și social. Să nu uităm că un întreg oraș s-a născut în baza activității acestei rafinării. Mai mult decât atât, din declarațiile unor foști salariați ai RAFO, se pare că starea utilajelor rafinăriei este una foarte bună. În aceste condiții, compania Prospecțiuni S.A., în calitate de acționar, își exprimă în mod ferm dezacordul privind hotărârea Petrochemical Holding , va lua toate măsurile necesare pentru a lupta împotriva sa și acuză această decizie fără precedent ca fiind un act de sabotaj împotriva economiei naționale”, se arată într-un comunicat al conducerii Prospecțiuni, companie deținută de omul de afaceri Ovidiu Tender.

Epilog Ne-ar fi plăcut să scriem că povestea se continuă, însă, din păcate, aceasta a ajuns la punctul terminus. Constatăm, așadar, încă o pierdere în domeniul petrochimiei româneşti. 35

oil & gas

PIAŢA MUNCII, LA 60 USD/BARIL

Sectorul de petrol şi gaze rămâne stabil Potrivit Comisiei Europene, prognoza de creştere economică a României rămâne una robustă pentru 2015 şi 2016, în special datorită cererii interne, la care se adaugă o piaţă a muncii stabilă. În sectorul de petrol şi gaze, efectele scăderilor drastice de preţuri au fost absorbite, piaţa forţei de muncă menţinându-se aproximativ similară cu perioada anterioară, susţin reprezentanţii companiei Premier Global. de Lavinia Iancu

eşi căderea preţurilor la ţiţei a avut în general un impact serios asupra companiilor din sectorul de petrol şi gaze şi din domeniile conexe, în ceea ce priveşte piaţa forţei de muncă, efectele nu au fost comparabile cu cele resimţite de industrie. „Scăderea bruscă a prețului petrolului a avut, din punctul nostru de vedere, efecte nesemnificative pe piața muncii din acest sector”, afirmă Daniel Neagoe, Business Director, Premier Global, companie ce furnizează servicii de evaluare, coaching şi recrutare de personal. „Unul dintre miniștrii Arabiei Saudite de acum trei decenii, Ahmed Zaki Yamani, susținea că «epoca de piatră nu s-a sfârșit din cauza lipsei pietrelor, așa cum și epoca petrolului se va sfârși cu mult timp înainte ca lumea să rămână fără petrol», anticipând situația curentă în care Arabia Saudită, spre exemplu, deși prețul petrolului se află la un nivel 36

extrem de scăzut comparativ cu perioada precedentă, intensifică producția de petrol crud, preferând să vândă când petrolul este încă la mare căutare decât să rămână cu zăcăminte care nu vor putea fi valorificate ca urmare a dispariției nevoii pentru o astfel de sursă de energie”, mai menţionează reprezentantul Premier Global.

Cerere de forţă de muncă în creştere Explicaţiile pentru atenuarea con se cin ţelor acestor scăderi drasti ce ale preţului barilului de ţiţei constau în câteva aspecte, pe care ni le-a detaliat Daniel Neagoe. „Scăderea prețului petrolului a cauzat, de fapt, o intensificare a producției pentru menținerea unui nivel ridicat de venituri, fapt ce probabil va menține prețul petrolului la un nivel scăzut pentru o perioadă de timp adițională. Aceasta poate avea ca și consecință

o creștere a cererii de forță de muncă prin care să se suplimenteze producția de petrol. Există în continuare o cerere puternică de profesioniști în domeniul de petrol și gaze, iar cum fluctuația de personal în acest domeniu este destul www.petroleumreview.ro

oil & gas

Daniel Neagoe: Premier Global desfășoară campanii de recrutare pentru companii importante din domeniul de petrol și gaze din Orientul Mijlociu, Europa și Asia, la niveluri de volum comparativ similare cu aceeași perioadă a anilor anteriori, existând un raport sănătos între ofertă și cerere pe piața forței de muncă. De asemenea, cel puțin în perioada recentă, nu au fost observate modificări cu privire la pachetele salariale oferite, acestea rămânând în continuare la nivelurile perioadei anterioare.

de ridicată, companiile petroliere vor încerca menținerea personalului valoros prin diferite instrumente de motivare, pachete salariale atractive sau rotații favorabile, indiferent de fluctuațiile prețului petrolului. În nici un caz oferta angajatorilor nu s-a modificat și considerăm că nu se va diminua, pentru că în acest domeniu, costurile cu alegerile ieftine sunt extrem de costisitoare, prioritate având atragerea de profesioniști experimentați și calificați care aduc valoare adăugată companiei, bineînțeles, în contravaloarea unei re munerații consistente.”

profesioniștii din acest domeniu, într-o notă optimistă, se concentrează pe continuarea obligațiilor contractuale într-o manieră neafectată de fluctuațiile din piață. Cu alte cuvinte, descrierile posturilor au rămas neschimbate, în egală măsură cum beneficiile nu au fost supuse modificărilor”, adaugă reprezentantul Premier Global. În concluzie, „activitatea de recrutare pentru companii din domeniul de petrol și gaze s-a menţinut la niveluri de volum comparativ similare cu aceeași perioadă a anilor anteriori, existând un raport sănătos între ofertă și cerere pe piața

Atmosfera în cadrul sectorului

forței de muncă. De asemenea, cel puțin în perioada recentă, nu au fost observate modificări cu privire la pachetele salariale oferite, acestea rămânând în continuare la nivelurile perioadei anterioare”, specifică Daniel Neagoe.

„În ceea ce privește starea de spirit din industria de petrol și gaze, atât managerii de resurse umane, cât și inginerii și

oil & gas

Protestul USW ameninţă producţia de carburanţi a SUA Scăderea din ultimele luni a prețului petrolului nu putea rămâne fără efecte pe piața mondială. Dacă în Europa şi în România nu se consemnează aspecte atât de grave din punctul de vedere al forței de muncă, peste Ocean lucrurile stau pe un butoi de pulbere. Asta pentru că în Statele Unite ale Amercii s-a declanșat cel mai amplu protest din ultimii 35 de ani în acest sector de activitate. de Daniel Lazăr

indicatul United Steelworkers, care reprezintă angajaţii a peste 200 de rafinării, terminale petroliere şi fabrici producătoare de conducte şi produse chimice, a declaşat o grevă la nouă unităţi de producţie, acesta fiind cel mai amplu protest din ultimii 35 de ani. Protestul a fost inițiat după ce sindicatul nu a reuşit să ajungă la un acord cu patronatele pentru prelungirea contractului de muncă. Sindicaliștii au respins cinci oferte de contract făcute de Royal Dutch Shell în numele conpaniilor petroliere, de la începerea negocierilor, pe data de 21 ianuarie. USW a cerut angajatorilor, între care ExxonMobil şi Chevron, majorări substanţiale ale salariilor, reguli mai stricte pentru prevenirea oboselii personalului şi măsuri de păstrare a muncitorilor membri de sindicat, în locul angajării de personal extern, cu contract. Demn de remarcat este faptul că United Steelworkers nu a mai declanşat o grevă la nivel naţional din anul 1980, când protestul a durat trei luni. În momentul de față, o grevă a tuturor membrilor USW ar putea întrerupe 64% din producţia de 38

carburanţi din Statele Unite. Shell şi reprezentanţii sindicatului au început negocierile pe fondul celei mai mari scăderi a preţurilor petrolului de după 2008. „Shell a refuzat să ne prezinte o contraofertă şi a părăsit masa negocierilor. Nu am avut altă soluţie decât să anunţăm greva”, a declarat preşedintele USW, Leo Gerard. În replică, Ray Fisher, un purtător de cuvânt al Shell, a afirmat într-un comunicat că grupul rămâne dedicat rezolvării diferendelor cu USW şi speră că discuţiile vor fi reluate cât mai curând. Rafinăriile afectate de grevă, din California, Washington, Kentucky şi Texas, aparţin companiilor Tesoro, Marathon Petroleum, Shell şi

LyondellBasell Industries, dar nu este exclus ca şi alte rafinării să se alăture protestului. Acţiunile companiilor de rafinare membre ale indicelui Standard & Poor’s 500 şi-au dublat valoarea din 2012, ultima oară când a fost negociat un acord cu sindicatul, atunci când Marathon şi Tesoro au intrat între cele mai performante 10 acţiuni ale S&P 500. Producătorii de carburanţi din SUA au profitat de dezvoltarea puternică a activităţilor de producţie de petrol din ţară, susţinută de exploatarea zăcămintelor de şist. Creşterea pro ducţiei a contribuit la scăderea preţului petrolului american cu 55% din iunie 2014. www.petroleumreview.ro

oil & gas

Autodesk Plant Design Suite – proiectare inteligentă în domeniul industrial Una din principalele caracteristici ale domeniului industriei energetice şi de petrol şi gaze este marea diversitate orizontală a disciplinelor de proiectare şi gestionare a informaţiei din proiecte. Astfel, într-un proiect care implică procese de lucru în zona de upstream sau downstream, se regăsesc la un loc informaţii despre condiţiile de amplasament, echipamente mecanice, structuri metalice, instalaţii tehnologice şi altele. Această complexitate generează de cele mai multe ori probleme de coordonare interdisciplinară şi de analiză a modului de execuţie în teren a proiectului. O altă provocare este folosirea ulterioară a datelor din proiecte în procesele de operare şi mentenanţă a obiectivelor proiectate. În aceste condiţii companiile sunt constrânse să redefinească modul de abordare a gestionării informaţiilor despre proiectele în desfăşurare şi activele administrate. Răspunsul la provocările de mai sus este tehnologia inovativă Autodesk Plant Design Suite, pe care Man and Machine o reprezintă în România în calitate de Autodesk Platinum Partner. Experienţa acumulată în proiecte face ca expertiza multidisciplinară a personalului să reprezinte unul din factorii de succes în implementarea cu succes a tehnologiei. Industrial Montaj este o companie cu peste douăzeci de ani de experienţă în domeniul de construcţii, montaj, construcţie de skid şi întreţinere a instalaţiilor industriale. Focusaţi

pe dezvoltarea afacerii în ritm cu cerinţele pieţei, Industrial Montaj acordă o atenţie ridicată anticipării nevoilor clienţilor, planificării şi inovării serviciilor sale, în scopul de a aduce noi soluţii pentru a răspunde problemelor clienţilor săi. În acest sens, discuţiile iniţiate de Industrial Montaj cu Man and Machine au condus la identificarea unei platforme tehnologice de proiectare unice, reprezentată de Autodesk Plant Design Suite Ultimate, care acoperă în mod uniform disciplinele de proiectare a instalaţiilor tehnologice (AutoCAD Plant 3D), a structurilor metalice (Autodesk Revit) şi a echipamentelor (Autodesk Inventor) care intră în componenţa proiectelor din domeniul industrial. Mai mult, Suita Autodesk oferă şi o puternică platformă de analiză şi colaborare interdisciplinară (Autodesk Navisworks) prin intermediul căreia se pot concilia conflictele spaţiale interdisciplinare, pot fi conectate şi extrase listele de cantităţi consolidate şi poate fi folosită ca suport ingineresc

pentru procesul de management de proiect al realizării obiectivului în teren. „Cu ajutorul tehnologiei Autodesk Plant Design Suite proiectăm multidisciplinar obiective complexe, pe o platformă unică, interoperabilă, care ne acordă o siguranţă sporită în legătură cu integritatea datelor de proiectare şi a modului de realizare a proiectelor în teren”, afirmă Dl. Daniel Puia, Adjunct Responsabil Tehnic, Industrial Montaj. „Apreciem profesionalismul Man and Machine în asistenţa acodată pentru alegerea soluţiei, cât şi în legătură cu serviciile de instruire multidiscilinară orientată către construirea unui flux de informaţie consolidat şi creşterea eficienţei departamentului de proiectare”, declară Dna. Florica Vasilache, Director Comercial, Industrial Montaj. Pentru mai multe informaţii despre Autodesk Plant Design Suite vă invităm să contactaţi specialiştii Man and Machine Romania sau să vizitaţi: www.manandmachine.ro.

oil & gas

NOI PROIECTE ENERGETICE

Turcia, partener dezirabil pentru România Valoarea schimburilor comerciale româno-turce însuma la sfârşitul anului trecut peste 2,1 miliarde de euro, iar importul se cifra la peste 1,7 miliarde de euro. În acelaşi timp, investiţiile totale ale firmelor turceşti în România, directe şi indirecte, depăşeau 4 miliarde de euro, potrivit estimărilor. Interesul României pentru extinderea şi diversificarea relaţiilor cu Turcia a fost subliniat recent de către Ministrul Economiei, Comerţului şi Turismului, Mihai Tudose, care declara că ţara noastră vrea să crească volumul anual al comerţului bilateral cu Turcia la 10 miliarde de dolari. În cadrul acestei colaborări, un loc aparte îl ocupă sectorul energetic, un domeniu în care Turcia anunţă investiţii masive pentru anii următori. de Adrian Stoica

urcia a înregistrat o creştere rapidă a consumului de energie, iar ţara trebuie să investească aproximativ 120 de miliarde de dolari în proiecte energetice până în anul 2023, declara la începutul lunii februarie a acestui an preşedintele Recep Tayyip Erdogan, citat de presa internaţională. „Turcia a crescut enorm în ultimii 12 ani, ceea ce a contribuit la creşterea consumului de energie. Şi consumul de energie se va dubla până în 2023. Trebuie să creştem consumul de energie rapid. Trebuie să investim 120 de miliarde dolari în proiecte de energie până în 2023”, afirma preşedintele Erdogan. Potrivit acestuia, conducta de petrol Kirkuk40

Până în 2023, consumul de energie al Turciei se va dubla, iar investiţiile în proiecte energetice vor atinge 120 de miliarde de dolari.

Yumurtalik a devenit din nou activă. De asemenea, el s-a referit la proiectul de gaze naturale Trans-Anatolian (TANAP), care va transporta gaze naturale azere către pieţele europene traversând Turcia, ca la un proiect interesant. „Suntem foarte hotărâţi să

dezvoltăm energia nucleară în Turcia, precum și energie din surse regenerabile. (…) Sperăm că gazul va curge în curând prin TANAP”, a adăugat Erdogan. De asemenea, în Turcia, preţurile gazelor naturale şi energiei electrice sunt mai ieftine comparativ cu cele 28 de ţări ale Uniunii Europene, fiind la acelaşi nivel ca în 2008, a menţionat ministrul energiei, Taner Yildiz. Acesta a specificat că ministerul pe care îl conduce a prioritizat resursele regenerabile pentru a reduce importurile de gaze naturale, adăugând că Turcia şi-a propus să suplimenteze cu încă 110.000 MW capacitatea actuală instalată până în 2023 şi vrea ca 30% din puterea www.petroleumreview.ro

oil & gas

de sudul Italiei, prin Georgia, Turcia şi Grecia. Construcţia coridorului urmează să fie încheiată în 2018, iar prima tranşă de gaze naturale va fi livrată în 2019. Livrarea de gaze naturale din Azerbaidjan către Europa va slăbi dependenţa ţărilor europene faţă de gigantul rus Gazprom, care furnizează aproximativ un sfert din gazul natural necesar în regiune. Printre partenerii BP în proiect se numără Statoil (Norvegia), Socar (Azerbaidjan), Total (Franţa), Naftiran Intertrade (Iran), TPAO (Turcia) şi Lukoil (Rusia). „În Turcia, preţurile gazelor naturale şi energiei electrice sunt mai ieftine comparativ cu cele 28 de ţări ale Uniunii Europene, fiind la acelaşi nivel ca în 2008”, a menţionat ministrul energiei, Taner Yildiz.

instalată să provină din resurse regenerabile. El a declarat că Turcia a plătit cu 850 de milioane de dolari mai puţin pentru importurile de energie în 2014, datorită creşterii puterii instalate în energie regenerabilă. În Turcia există în prezent 615 companii producătoare de energie, 160 de furnizori şi mai mult de un milion de consumatori eligibili. Consumul de gaze naturale al ţării a crescut de trei ori, la 50 de miliarde de metri cubi în ultimul deceniu.

Turkish Stream în loc de South Stream Compania rusească Gazprom a anunţat în luna februarie că a stabilit în linii mari o parte a noului său gazoduct spre Turcia cu ministrul turc al energiei, Taner Yildiz. Conducta, care ar urma să compenseze de la sfârşitul anului 2016 abandonarea proiectului South Stream spre Uniunea Europeană, va traversa Marea Neagră, urmând apoi să treacă prin oraşul Luleburgaz, în nord-vestul Turciei, peste frontiera greco-turcă, la nivelul oraşului Ipsala, potrivit unui comunicat emis de Gazprom. Primul tronson al acestui gazoduct,

cu lungimea de 900 de km, va avea în total o capacitate de 15,75 miliarde de metri cubi de gaze anual, dar la termenul final cele patru ramuri vor livra 63 de miliarde de metri cubi. Aceste cantităţi vor fi disponibile pentru ţările europene, însă Gazprom a avertizat la jumătatea lunii ianuarie că ele trebuie să-şi construiască propriile gazoducte, compania neavând intenţia să le mai aprovizioneze prin Ucraina. Grupul rusesc a precizat că va instala el însuşi partea submarină a Turkish Stream şi că partea terestră în Turcia va fi construită împreună cu societatea turcă Botas.

Turcia, inclusă în traseul South Caucasus Pipeline Expansion

Grupul britanic BP şi partenerii săi au lansat oficial, în luna septembrie a anului trecut, gazoductul din sudul Caucazului (South Caucasus Pipeline Expansion), care va conecta terminalul petrolier Sangachal cu estul Turciei, prin Georgia. Întregul coridor sudic va include trei gazoducte care vor lega terminalul petrolier Sangachal de lângă Baku, deţinut de grupul BP,

Cablul submarin, posibilitate de creştere a exporturilor româneşti de energie Colaborarea cu Turcia reprezintă un element important pentru sectorul energetic din România, din perspectiva valorificării potenţialului de export, iar proiectul cablului submarin este unul extrem de important pentru România. Proiectul construcţiei unui cablu submarin pentru transportul energiei din România către Turcia prin Marea Neagră ar putea fi viabil având în vedere preţul actual al energiei şi tehnologia, recunoaşte şi partea turcă. Miniştrii energiei din cele două ţări au semnat anul trecut la Bucureşti un memorandum pentru realizarea acestui proiect. „Realizarea acestui obiectiv permite României să exporte 800 MWh energie, ceea ce este un lucru extrem de important într-o perioadă în care noi putem să producem mult mai multă energie, pe care din păcate nu o putem distribui din cauza lipsei de interconectări”, declara fostul ministrul român al energiei, Constantin Niţă, la vremea respectivă. De asemenea, în cadrul discuţiilor care au avut loc cu ocazia întâlnirii dintre cei doi miniştri, s-a luat în calcul şi varianta realizării unei linii aeriene de transport al energiei care să traverseze şi Bulgaria. 41

special focus POVESTEA ANULUI 2015

Echilibru fragil pe piaţa petrolului Scăderea prețului petrolului schimbă fața economică a lumii așa cum o știam noi. Modifică fluxurile globale de capitaluri, remodelează relațiile dintre industria de petrol și gaze și celelalte sectoare ale economiei, precum și relațiile dintre consumatori și companii, și rebalansează raporturile de forțe dintre economiile exportatoare de petrol și cele net importatoare. Mutațiile produse în plan economic sunt însă atât de profunde și complexe încât, prin consecințele produse, conduc și spre reconfigurarea actualului status geopolitic la nivel global. de Laurenţiu Roşoiu

upă căderea abruptă din a doua jumătate a anului 2014, care a culminat cu atingerea minimelor ultimilor cinci ani în prima lună din 2015, luna februarie a noului an pare să fi adus o relativă stabilizare pe piața mondială a petrolului. Astfel, la jumătatea lunii prețul petrolului era ușor în creștere, tranzacționându-se în jurul nivelului de 50 de dolari pe baril, în cazul țițeiului WTI, respectiv 60 de dolari pe baril, în cazul țițeiului Brent, adică aproximativ la aceleași niveluri de preț de la finele anului trecut. Echilibrul este însă încă extrem de fragil; iar o eventuală revenire a prețurilor la nivelurile de la jumătatea anului trecut, adică dinaintea acestui val de corecție, este puțin probabilă. Ceea ce înseamnă că procesele de transformare deja imprimate arhitecturii economico-financiare și geopolitice a lumii sunt ireversibile. Ba chiar, foarte probabil, acestea vor continua într-un ritm și mai accelerat decât până acum. Aceasta pare a fi de altfel și perspectiva cunoscutului economist Kenneth Rogoff, care, citat de agenția de știri Bloomberg, spunea la începutul acestui an: „prețul petrolului este povestea anului 2015; este un șoc pe care lumea îl traversează o dată într-o generație și va avea reverberații uriașe”. 42

PIEȚELE FINANCIARE Și primul dintre locurile în care aceste reverberații ale scăderii prețului petrolului se văd deja îl reprezintă piețele financiare. Evoluțiile de pe burse sunt astfel, concomitent, atât efecte ale scăderii prețului petrolului cât și reflecții ale procesului de reașezare ce are loc la nivelul industriei de petrol și gaze, oferind astfel o primă serie de indicii cu privire la schimbările și transformările prin care industria de profil va trece în următoarea perioadă. Prin urmare, scăderile prețurilor acțiunilor companiilor din industria de petrol și gaze listate, pe aproape toate bursele lumii, sunt mai mult decât un simplu joc al cifrelor pe ecranele calculatoarelor; acestea sunt în primul rând un indicator al faptului că sectorul de petrol și gaze nu mai este o destinație pentru fluxurile globale de capitaluri. O mutație pe cât de evidentă pe atât de importantă pe termen mediu și lung, prin faptul că indică îngreunarea accesului la finanțare pentru companiile de profil. Astfel, faptul că orice potențial proiect aflat în căutare de finanțare va trece printr-un proces de analiză cu mult mai riguros, iar condițiile de acordare vor fi și mai stricte decât până în prezent – în paralel cu faptul că investitorii vor fi tot mai puțin interesați să finanțeze prin bursă companiile www.petroleumreview.ro

Industrie în scădere Scăderea prețului petrolului a condus la reducerea activităților de foraj

Graficul ilustrează evoluția numărului de instalații de foraj aflate efectiv în funcțiune la finalul fiecărei luni la nivel global și/sau regional; sunt luate în calcul doar instalațiile cu activități semnificative care generează la rândul lor consum de produse și servicii subsecvente, nu și cele de mici și/sau foarte mici dimensiuni. Sursă: Baker Hughes

de profil – se întrevede deja ca fiind o nouă realitate pentru acest sector de activitate. Prin urmare, costul de finanțare pentru proiectele din industria de petrol și gaze are toate premisele să urmeze un trend ascendent în perioada următoare; un motiv de îngrijorare pentru industrie, deoarece randamentele investițiilor în proiecte din acest domeniu vor evolua cu o viteză proporțională, pe un trend invers. Piețele financiare arată așadar că sectorul de petrol și gaze se află deja într-o perioadă deloc fastă, care poate continua suficient de mult timp, și care va determina, și accelera totodată, procesul de „reașezare” a industriei pe alte baze.

REPOZIȚIONAREA INDUSTRIEI DE PETROL ŞI GAZE Modificări importante ale fluxurilor de capitaluri se întrevăd deja și în interiorul industriei de profil, ca urmare a repoziționării jucătorilor din acest domeniu față de noile realități.

Spre exemplu, la începutul anului 2015 compania britanică BP (British Petroleum), unul dintre cei mai mari jucători din industrie la nivel global, a anunțat că va reduce cheltuielile de capital în 2015 cu circa 13% până la nivelul de 20 de miliarde de dolari; anunțul BP venea la doar o săptămână după cel al companiei americane Chevron, un alt gigant al industriei de petrol și gaze, care anunțase de asemeni, tot pentru 2015, o reducere a cheltuielilor de capital cu 13%, până la 35 de miliarde de dolari. Iar reducerea semnificativă a sumelor alocate diferitelor programe de investiții de către marii jucători din domeniu se vede în reducerea activității de foraj. Astfel, la finele primei luni din anul 2015, numărul instalațiilor de foraj aflate în funcțiune la nivel global pentru explorarea unor noi zăcăminte sau pentru operațiuni de dezvoltare a zăcămintelor existente se ridica la 3.309 unități, cu circa 200 de unități (sau cu 7%) mai puțin decât la finele lunii decembrie 2014, și cu aproximativ 300 de unități (sau 5%) mai puțin decât în ianuarie 2014 (vezi grafic „Industrie în scădere”). Datele, publicate de compania americană Baker 43

special focus Hughes, unul dintre primii trei cei mai mari furnizori de servicii, produse, tehnologii și sisteme pentru industria de petrol și gaze, la nivel global, completează astfel perspectivele negative ale industriei de petrol și gaze la nivel global. Iar pentru Statele Unite, care pot fi considerate un reper pentru industria globală de profil, fiind economia cu cea mai intensă activitate pe zona explorării de noi zăcăminte, cifrele descriu un declin al activității chiar și mai amplu: la finele lunii ianuarie 2015 în SUA erau 1.683 de instalații de foraj în funcțiune, cu aproximativ 200 (sau 11%) mai puține decât la finele lunii anterioare. Trendul de scădere a activității are toate premisele să continue dacă luăm în considerare estimările privind o eventuală nouă perioadă de scăderi pentru prețul petrolului și comunicatele oficiale ale altor jucători importanți din domeniu – din care reiese exact intenția acestora de reducere a activităților. Un exemplu este BHP (un gigant australian din sectorul mineritului, cu importante operațiuni de exploatare a gazelor și petrolului de șist în SUA) care, la începutul anului, făcea public planul de a opri nu mai puțin de 40% din operațiunile de foraj în zăcămintele de șisturi, până la finele anului fiscal 2014 (care se încheie la finele lunii iulie 2015). Mutațiile din industria de petrol și gaze, sau reașezarea acesteia pe alte baze, sunt reliefate și de cifrele, și de estimările privind evoluția activităților de fuziuni și achiziții în domeniu. Potrivit celui mai recent raport al companiei de consultanță E&Y, valoarea tranzacțiilor realizate în sectorul de petrol și gaze a fost de 443 de miliarde de dolari în 2014, cu 69% mai mare decât în 2013. Un indiciu clar că industria de profil se reașează deja. Tendința fiind aceea de continuare a procesului, chiar într-un ritm accelerat, potrivit specialiștilor E&Y. Valoarea și numărul tranzacțiilor M&A vor fi în creștere în 2015 consideră aceștia, pentru că jucătorii din industrie vor fi tot mai presați să răspundă unor provocări cărora cu greu le pot face față altfel. Astfel, industria se confruntă cu existența unui surplus semnificativ de capacități, cu o presiune imensă dată de diminuarea marjelor de profit și cu o slăbiciune evidentă a piețelor bursiere. Într-un astfel de context, afirmă analiștii E&Y, vânzătorii vor fi mai stimulați, iar consensul cu privire la valorile tranzacțiilor va fi mai ușor de atins. Fuziunile și achizițiile vor avea astfel o contribuție semnificativă la procesul de remodelare a structurii industriei de petrol și gaze la nivel global, ca efect al scăderii prețului petrolului.

EFECTE PE PIAȚA MUNCII Dincolo de relevanța pe care o au pentru jucătorii din industrie, datele ce reflectă reducerea turației motoarelor în acest sector de activitate oferă și o măsură a impactului pe care scăderea prețului petrolului îl produce pe piața muncii. 44

O bună parte dintre jucătorii de top din industria de profil anunțând nu doar reduceri ale bugetelor de cheltuieli de capital, ci și restructurări de personal, după cum se poate vedea în tabelul „Reduceri de costuri și concedieri”. În acest context, un studiu recent realizat de o serie de asociații profesionale publice și private din Marea Britanie arată că, urmare a scăderii prețului petrolului, industria de petrol și gaze din Marea Britanie va pierde circa 35.000 de posturi până în 2019. În paralel, de cealaltă parte a oceanului, Dallas Federal Reserve Bank – una dintre cele 12 bănci membre ale sistemului de Bănci Centrale al Statelor Unite – estimează că numai statul american Texas va pierde circa 128.000 de locuri de muncă în industria de petrol și gaze în cursul anului 2015, dacă prețul petrolului va rămâne la nivelul de 50 de dolari pe baril. Și chiar dacă datele și studiile privind impactul scăderii prețului petrolului asupra pieței muncii în restul lumii sunt mai puține, este evident faptul că reducerea activității giganților din domeniu se va propaga pe orizontală și pe vertical în toate celelalte industrii auxiliare, prin reprezentanțele locale către toate celelalte zone ale lumii și în structura de personal a tuturor partenerilor de afaceri.

MUTAȚII ÎN ECONOMIE Prin urmare, prăbușirea prețului petrolului s-a transmis deja, extrem de rapid, către piața muncii, unde a determinat luarea unui prim set de decizii de tăiere a numeroase locuri de muncă în industria de profil; prima și cea mai afectată fiind chiar econonomia americană. Acesta este însă doar unul dintre efectele vizibile pe care scăderea prețului petrolului îl transmite în economie, care va și continua de altfel. Un alt efect extrem de important al prețurilor mici la petrol este acela că determină scăderea prețurilor pentru alte bunuri și servicii ale căror prețuri au ca reper prețul petrolului – cum ar fi prețul gazelor naturale, care, la rândul său, determină prețul energiei în general, și al utilităților în mod special etc. Mutațiile produse astfel în economie au o dublă direcție: în primul rând firmele cu activități în aceste domenii vor avea încasări mai mici; cealaltă față a monedei este dată de faptul că, urmare a scăderii prețurilor, în buzunarele consumatorilor vor rămâne mai mulți bani. Iar, dintr-o perspectivă optimistă, acest lucru poate avea pentru economie efectul pe care o injecție cu adrenalină îl are pentru organismul uman, pentru că acești bani pot merge în consum, majorând cererea pentru alte tipuri de bunuri şi servicii, stimulând deci alte sectoare ale economiei. Potrivit unei analize realizate pentru piața americană de cunoscuta publicație The Economist, la un preț al petrolului de circa 50-60 de dolari pe baril, circa 1.300 de miliarde de dolari se mută efectiv din conturile companiilor www.petroleumreview.ro

Reduceri de costuri și concedieri O mare parte a marilor jucători internaționali din industrie au decis deja diminuarea cheltuielilor de investiții și reducerea numărului de locuri de muncă. Companie

Decizii Reducerea cheltuielilor de capital cu circa 2 miliarde de dolari; reducerea numărului de angajați cu 300 numai pentru proiectele din Marea Nordului, și cu alte câteva mii la nivel global Abandonarea proiectului de construcție a unui combinat petrochimic, în valoare de 6,5 miliarde dolari; reducerea cheltuielilor de capital cu 9 miliarde de dolari în 2014, și reducerea numărului de angajați cu 300 Renunțarea la trei licențe de explorare pe coasta de vest a Groenlandei; tăierea cheltuielilor bugetate până în 2016 cu 3% doar în anul 2014, alte reduceri fiind previzionate pentru 2015 Vânzarea de active în valoare de 5,5 miliarde de dolari și înghețarea angajărilor ca parte a unui program de reducere a costurilor în valoare de 4 miliarde de dolari, pentru 2015 Reducerea cheltuielilor cu circa 5,5 miliarde de dolari, până la aproape 40 de miliarde în acest an, și la o medie anuală de sub 37 de miliarde de dolari în intervalul 2015 - 2017 Tăierea a 225 de locuri de muncă în Aberdeen; reducerea cu 12% a bugetului de cheltuieli pentru 2015, de la 40 de miliarde de dolari în 2014 la puțin peste 35 de miliarde în 2015 Înjumătățirea cheltuielilor de capital prognozate pentru anul 2015, de la 34 de miliarde de dolari la 17,8 miliarde; compania ia în calcul reducerea numărului de angajați cu până la 25%, adică aproximativ 125.000 de posturi, atât din compania mamă cât și din subsidiare Disponibilizarea a circa 230 de angajați în Marea Britanie și noi reduceri de personal prognozate pentru SUA, în urma diminuării programului de investiții cu peste 30%, la 13,5 miliarde de dolari pentru 2015 Tăierea cu circa 20% a programului de cheltuieli de capital pentru 2014 și reducerea celui pentru 2015 până la cel mult 4,5 miliarde de dolari Tăierea cheltuielilor de capital pentru 2015 cu 10% până la 5 miliarde de dolari; analiștii estimează și o reducere a locurilor de muncă disponibile în cadrul companiei cu aproximativ 1.000 doar în 2015 Reducerea numărului de angajați cu 7,1% (cu 9.000 de persoane), printr-un program de restructurare în valoare de circa 1,7 miliarde dolari Reducerea numărului de angajați cu circa 7.000 de persoane în cursul anului 2015

Reducerea numărului de angajați cu circa 8% (sau 6.400 de persoane)

Reducerea numărului de angajați cu circa 8.000 de persoane Tabelul cuprinde o listă a celor mai importante decizii cu privire la numărul de salariați și a reducerii costurilor, luate de cei mai mari jucători de profil la nivel global. Sursă: Rapoarte companii, presă etc.

special focus din industria de petrol și gaze în buzunarele consumatorilor americani. Potrivit respectivelor calcule, consumatorul tipic american – cu o cheltuială medie de circa 3.000 de dolari pentru alimentarea cu combustibili în 2013 – scăderea prețului petrolului îi va lăsa în buzunar circa 800 de dolari, echivalentul unei majorări salariale de circa 2%. Aceste calculele sunt valabile, păstrând însă proporțiile și ținând cont de diferențele specifice, pentru aproape toate economiile lumii, și nu doar pentru cea americană. De altfel, chiar și pentru economia românească, unde scăderea prețurilor combustibililor la pompă a fost mai degrabă modestă și doar pentru o foarte scurtă perioadă de timp, se poate vorbi de un efect benefic; chiar dacă s-a simțit mai puțin în buzunarul consumatorului de retail, scăderea prețurilor la combustibili a dat o gură suplimentară de oxigen agenților economici, care au rămas cu mai mulți bani în conturi, capitalizându-se astfel suplimentar.

MACRO-EFECTE Aparent benefică pentru consumatorul final, scăderea prețurilor, determinată de scăderea prețului petrolului, întreține și chiar accentuează însă pericolul deflaționist cu care economia Uniunii Europene în mod special, dar și celelalte economii dezvoltate ale lumii, se confruntă. Astfel, potrivit prognozelor realizate de departamentul de analiză din New York al casei de brokeraj JP Morgan Securities, în cazul în care prețul petrolului va rămâne sub nivelul de 60 de dolari pe baril în primul trimestru al acestui an, inflația la nivel global va înregistra cele mai mici valori din 2009 (momentul încheierii recesiunii globale) până în prezent; mai precis, potrivit analiștilor JP Morgan, în prima jumătate a acestui an rata inflației va ajunge la 1,5% (și asta grație economiilor emergente și a celor puternic inflaționiste!), iar dacă prețul petrolului va continua să se mențină scăzut, inflația la nivel global va scădea până la 1%. Într-un astfel de scenariu, inflația în Zona Euro ar putea intra în teritoriu negativ – ceea ce înseamnă efectiv deflație – iar SUA, Marea Britanie și Japonia vor ajunge la rate ale inflației de aproximativ 0,5%; un nivel care le aduce și pe acestea foarte aproape de pragul intrării în deflație. Această perspectivă nu este deloc roz pentru economia globală, deoarece scăderea generalizată a prețurilor (așa cum este definită deflația), poate avea consecințe extrem de negative pentru economia reală prin faptul că inhibă investiţiile şi procesul de dezvoltare. Iar acest lucru poate avea ca urmare scăderea PIB-ului statelor aflate în această situație, ceea ce antrezează diminuarea încasărilor bugetare ale respectivelor state și pune astfel sub semnul întrebării capacitatea acestora de a-și îndeplini funcțiunile și obligațiile. În fața acestor amenințări, băncile centrale ale marilor economii ale lumii vor fi foarte probabil forțate să continue politica dobânzilor scăzute, și a infuziei de lichidități în piețe, 46

care ar trebui să stimuleze relansarea economică. Doar că, și aici există nuanțe! Un astfel de mediu stimulează mai degrabă economiile țărilor importatoare de petrol, gaze și/ sau energie în general. Spre deosebire, economiile statelor dependente de exporturile de energie sunt într-o situație nu tocmai fastă. Astfel țări precum Arabia Saudită sau Kuweit pe de o parte, și Rusia, Iran, Venezuela, pe de altă parte, sunt amenințate de scăderea veniturilor bugetare provenite din vânzarea petrolului. Iar asta pune sub presiune capacitatea acestora de a-și finanța programele sociale, în primul rând, și de a-și menține ratingurile financiare, în al doilea rând; primele fiind necesare pentru asigurarea liniștii și stabilității pe plan intern, cele din urmă fiind necesare pentru un acces rapid și ieftin la împrumuturi pe piețele financiare internaționale. Și unele, și altele, absolut indispensabile stabilității regimurilor politice din statele respective.

MUTAȚII ÎN PLAN GEOPOLITIC Acesta este de altfel mecanismul avut în vedere de analiștii Citigroup care, la începutul acestui an, afirmau, citați de agenția de presă Bloomberg, că un petrol ieftin este, în același timp, atât un stimulent pentru economie, cât și un potențator pentru unele dintre tensiunile deja existente din punct de vedere geopolitic, prin diferite părți ale lumii. „Orice astfel de proces de redistribuire a capitalurilor poate produce numeroase tensiuni de ordin politic și militar”, susținea poziția analiștilor Citigroup și Holger Schmieding, Economist Șef al Berenberg Bank, într-un raport publicat la începutul lunii ianuarie, citat de asemeni de agenția de presă Bloomberg. Indiferent cât de profunde sau nu, și indiferent cât de rapid se vor produce, mutațiile determinate de scăderea prețului petrolului creează premisele ca o serie de evenimente, care până de curând păreau de negândit, să se poată efectiv întâmpla. Printre acestea, potrivit lui Byron Wien, Vicepreședinte la cunoscutul grup financiar Blackstone, s-ar putea afla o posibilă demisie a președintelui rus Vladimir Putin, chiar în cursul anului 2015, dar și o posibilă finalizare a unui acord pentru încetarea programului nuclear Iranian. De asemenea, potrivit altor analiști, o temperare a agresivității Statului Islamic ar putea fi luată în calcul. Toate ipotezele, oricât de puțin credibile ar fi în acest moment, au însă o acoperire, chiar dacă doar parțială (cel puțin deocamdată!) și în realitate! Astfel, în cazul Iranului, este evident că șocul scăderii prețului petrolului - care înseamnă de fapt o reducere semnificativă a încasărilor vânzărilor legale și/sau ilegale de petrol – se suprapune peste situația oricum dificilă prin care economia națională trece, înregistrând deja pierderi de miliarde de dolari anual ca urmare a sancțiunilor puse de Occident pe fondul lipsei de cooperare și transparență cu privire la www.petroleumreview.ro

Holger Schmieding, Economist Șef, Berenberg Bank

programul nuclear iranian. Astfel, președintele Hassan Rouhani, învestit în funcție pe un val de speranță că va reuși să aducă prosperitate și scoaterea Iranului din starea de izolare în care se află pe plan internațional, se confruntă cu scăderea masivă a pieței bursiere locale și cu deprecierea accentuată a monedei naționale. Iar deasupra acestei situații nefavorabile se află riscul major ca 2015 să aducă diminuări semnificative ale programelor publice (deci mai puține investiții, posibile diminuări de pensii și/sau salarii în sectorul public etc.), în condițiile în care bugetul este construit pe un preț al petrolului de 72 de dolari pe baril – nivel care pare deja a fi un pic prea optimist! Toate aceste elemente conduc la concluzia că există numeroase aspecte care ar putea forța Iranul să-și nuanțeze poziția față de comunitatea internațională, ceea ce poate însemna chiar și un potențial acord cu privire la programul său nuclear. Și formațiunea teroristă cunoscută sub numele de Statul Islamic – care își finanțează o bună parte din acțiuni din banii încasați din vânzarea pe piața neagră a producției de petrol din zăcămintele capturate în Siria și Irak – ar putea fi forțată să-și tempereze agresivitatea, ca urmare a scăderii veniturilor. „Acțiunile Statului Islamic au distorsionat statusul politic din Orientul Mijlociu. Un preț scăzut al petrolului va afecta prin urmare Statul Islamic, așa cum va afecta și Iranul și Rusia, și va aduce beneficii Occidentului”, consideră analistul Bank of America – Merrill Lynch, Francisco Blanch, întrun interviu acordat aceleiași agenții de presă Bloomberg,

aducând astfel o nouă dimensiune analizelor cu privire la modul în care scăderea prețului petrolului va contribui la remodelarea situației politice și militare în zonele „fierbinți” ale lumii. În ceea ce privește Rusia, situația este foarte tulbure! Potrivit unor teste de stres realizate în luna decembrie a anului trecut chiar de Banca Centrală a Rusiei, economia rusească ar putea înregistra în 2015 o scădere de circa 4,7% a PIB-ului dacă prețul petrolului se va menține, în medie, sub pragul de 60 de dolari pe baril. Această situaţie ar pune de asemeni serioase probleme asigurării finanțării pentru programele și proiectele publice, lucru care este cu atât mai grav cu cât rubla se depreciază major în raport cu principalele valute internaționale, iar ratingul suveran a fost deja redus la categoria “junk” de unele agenții de rating. Cu toate acestea, un scenariu al unor evoluții negative nu trebuie exclus, scăderea prețului petrolului putând fi în același timp și un factor de tensionare a situației. Cel puțin în cazul Rusiei, pe termen scurt, o astfel de evoluție este încă destul de probabilă. „Riscul este ca, asemeni unui urs încolțit, Rusia să treacă la o abordare și mai agresivă, determinată de disperare, fapt care ar pune într-un real pericol stabilitatea și perspectivele statusului politic în Europa”, apreciază același Holger Schmieding, Economistul Șef al Berenberg Bank. „Oricum ar fi însă, loviturile majore primite de economia rusească în ultima perioadă vor conduce, în timp, la diminuarea semnificativă a capacității Rusiei de a finanța în viitor atât actualele conflicte cât și eventuale alte confruntări de același tip”, din cauza scăderii încasărilor bugetare și a reducerii accesului la finanțare, a mai adăugat acesta. „SUA, Europa, Japonia, China și India se vor întări, în timp ce economiile Rusiei, Iranului sau Venezuelei vor slăbi, ceea ce va face lumea un loc mai sigur”, este concluzia lui Schmieding, în ceea ce privește schimbările în raporturile de forțe determinate la nivel global de scăderea prețului petrolului.

CONCLUZII ȘI SEMNE DE ÎNTREBARE Prin urmare, efectele produse asupra mecanismului economic global și mutațiile subsecvente în plan geopolitic fac ca incertitudinea privind evoluția prețului petrolului să fie unul dintre riscurile majore căreia omenirea ar putea fi nevoită să le facă față în 2015. La 25 de ani de la căderea zidului Berlinului, lumea trece printr-un proces de reașezare a relațiilor economice, sociale, politice și militare fără precedent, iar scăderea prețului petrolului este concomitent atât consecință cât și potențator al acestuia. Întrebarea ce rămâne, cel puțin deocamdată, fără răspuns, este dacă scăderea prețului petrolului este un „instrument” utilizat pentru a determina schimbarea status-quo-ului existent (deopotrivă în plan economic, social și/sau geopolitic)… sau este doar un „rezultat” al procesului de rebalansare a raporturilor de forțe prin care lumea trece. 47

SUMMARY

point of view pag. 51

49 50

Reconfigured strategy: Romania, at the crossroads of European energy routes Trans-Adriatic Pipeline: Knocking on Europeans’ doors

interview pag. 52

Bogdan Rădulescu: Sterling SIHI, a global provider for pumps and services, was acquired by Flowserve Corporation

review & preview

pag. 64

58 59 60 61 62 63 64

How big the cut in OMV Petrom investments? Level of oil royalties in Romania, above the European average Chevron quits shale gas exploration in Romania Transgaz revenues up in 2014 Conpet to expand beyond Romania Bulgaria, Romania, Hungary and Greece aim interconnection of gas grids New oil royalties system to be submitted by Government in April

special focus pag. 75

The story of 2015: Delicate balance on the oil market

oil & gas

pag. 83 48

78 80 82 84 86 90 92 94

Vikoil in Romania: Experience, professionalism and cost-effective services Fresh energy projects: Turkey, desirable partner for Romania RAFO Oneşti to get scrapped Labour market at USD 60 per barrel: Oil and gas sector remains stable Who is going through the crisis in the oil and gas sector and how Halliburton’s positive perspective on European Shale Gas Increased oil & gas mergers and acquisitions in 2015 Global oil and gas transactions review 2014 www.petroleumreview.ro

point of view

RECONFIGURED STRATEGY

Romania, at the crossroads of European energy routes

by Adrian Stoica

he geopolitical context influenced by the conflict that emerged between the Russian Federation and Ukraine will inevitably lead to rethinking Europe’s future energy strategies to shelter the Moscow’s whims. In this context, Romania should rethink its energy choices, especially if we take into account the experience of the last decade when Romanian officials have seen their dreams related to Nabucco shattered in the end. One of our country’s chances to diversify energy options could come from the US, which want to strengthen their presence ian Romania and become an important pillar in the current architecture of the energy infrastructure. The American plan, which provides funding as well, includes the construction of large gas tanks in the port of Constanta area, capable of supplying Europe for a longer period of time. The Americans’ idea is an old one, they launched since 2008 a project for construction of a terminal for liquefied natural gas (LNG) in the port of Constanta. Thus, in 2008, Romgaz and the US Trade and Development Agency (USTDA) signed an agreement for a grant of USD 1.061 million for funding the project’s feasibility study. As similar to the current situation, the US was launching this proposal after another armed conflict, the one between Georgia and the Russian Federation. Turning back to the

new strategy, the completion of this project is due in 2017 and it is to be filled with a gas pipeline linking Constanta Port to the West, allowing other countries in Western Europe as well to have access to sources of natural gas from Romania. Moreover, there are plans for a better connection between Romania and Turkey. An important role could be played by the submarine cable project that would connect Romania to Turkey, thus allowing the export of electric power. The project would be able to create new connections with Turkey, a NATO member and strategic ally of the US, not to overlook that it is a neighbour of Azerbaijan, a country which has become the new “El Dorado” of natural gas. In order to achieve this new infrastructure, the American allies want their investments to be protected from corruption in Romania - the crusade against corruption triggered by DNA comes after years when it preferred to play a rather neutral spectator role - can be read and in this key. President Barack Obama bluntly expressed the US interest to export natural gas to Europe in order to isolate Russia. The US can export to Europe liquefied natural gas (LNG), the Americans have 16 LNG terminals, one of which has already received approval in this regard, while others are on the way to get it. Across Europe there are also receiving terminals, these being built in the UK, France, Spain, Portugal, Italy, Greece, Holland, Belgium and Turkey. Romania doesn’t have such a terminal, but is involved in several projects. We remind here the older AGRI project, for which late last year the feasibility study has been completed. We can also talk about the newer project, which is part of a European master plan. The future terminal is part of the European strategy for the funding of LNG master plan - the Rhine-Main-Danube axis. The project is developed by an international consortium consisting of 33 participants, having as coordinator the Rotterdam Port Administration for the Rhine-Main area and Danube Pro International, Austria, for the Danube area. Another project to be discussed could be the one launched last year by the Greek gas company DEPA, which plans to build, together with Bulgaria and Romania, a floating LNG terminal with a capacity of 5 million cubic meters per year. 49

point of view

Trans-Adriatic Pipeline

Knocking on Europeans’ doors

he tensions in eastern Ukraine and in Eastern Europe in general, the fragile Minsk ceasefire agreement, the western sanctions against Moscow and Russia’ ever more aggressive propaganda, all draw up an entire package of reasons for concern and need for an elaborated approach in various terms. There are military, economic, strategic and energy related dimensions. The European Union is looking for ways to reduce dependence on Russia’s gas exports and energy in general. Unfortunately for the EU, there are lots of voices coming from within that keep it from taking a united stand and having a sole vision on the energy issue. However, steps are being taken, maybe timid and rather unclear. Late in February the European Commission has released the Energy Union Package including proposals. The unstated objective is to cut down dependence on Russia in terms of energy and to reduce Moscow’s capabilities to influence decisively the markets. An ambitious objective, having in view that the package seems to be rather made up of pieces of objectives and is not making up a comprehensive legal framework, as analysts say. The package’s targets are related to the diversification of gas supply sources for Europe, to the modernisation of the electricity market and to the development of energy efficiency. In this context, the building of the Trans-Adriatic Pipeline (TAP), part of the Southern Gas Corridor (SGC) project, is seen as one of the sources meant to reduce dependence on Russia and offer an alternative source of natural gas. Launched in 2013, the project is to transport the first gas in 2019-2020, with a branch to carry gas from Greece to Bulgaria and further north. The TAP consortium of energy is formed by British oil giant BP (20%), Azerbaijan’s state oil company SOCAR (20%), Norway’s Statoil (20%), Belgium’s Fluxys (19%), Spain’s Enagas (16%) and Switzerland’s Axpo (5%). The pipeline will transport gas from Shah Deniz-2, the biggest Azeri gas field in the Caspian Sea, across Turkey, Greece and Albania to Italy. TAP will be approximately 870 kilometres in length (Greece 545 km; Albania 211 km; Adriatic Sea 105 km; Italy 8 km). Its highest point will be 1,800 metres in Albania’s mountains, while its lowest will 50

be 820 metres beneath the sea. The initial capacity of TAP will be about 10 billion cubic metres per year (bcm/y), with the option to expand the capacity up to 20 billion cm/year. TAP has recently launched invitations to companies to submit expressions of interest for the construction of a 105 km offshore pipeline section under the Adriatic Sea. We are talking about two pre-qualification contracts (which include engineering, procurement, construction and installation) for the pipeline, which will be laid at a depth of 820 m. The second pre-qualification process will include the delivery of offshore line pipes and coating for the three sections of the works. But would TAP solve the energy issue for Europe? It’s a rather tricky question, as most countries back the Azeri supported project, but there are still voices that doubt its success. Meanwhile, the European Commission plays the goodwill game with Moscow. By early March, an EC official has confirmed that Gazprom might use the TAP to move gas if it builds the “Turkish Stream” pipeline and brings gas to Greece. It seems rather an unclear EC stand, but it comes to meet Russia’s expectations. The Russian envoy to the EU Vladimir Chizhov recently explained that Russia had changed tactics. Instead of building pipelines, it would bring gas to the EU borders from where the customers would take it, according to EurActiv information. More so, a Russian expert said his country was going to use the EU Energy Package to its advantage, rather than complaining about it. The countries where the pipeline will go through are generally interested in the project. By the beginning of March the Azeri President Ilham Aliyev paid a visit to Bulgaria to tackle the issue. Prime Minister Boyko Borissov expressed interest but said Bulgaria wants the EC to revive plans for the Nabucco pipeline. As both Nabucco and Southstream have been shelved, Bulgaria might have some regrets, as both were supposed to go via its territory, while TAP is just going to bring gas to its doors. Maybe the Vertical Corridor would mend part of these developments for Bulgaria. Sofia had to accept the Azeri explanation, that the name of the future pipeline is not important... The new Greek government says it will support TAP, www.petroleumreview.ro

point of view

but – Athens has always had buts in its approach – “in a way that will maximize Greece’s benefits from the project” as Energy Minister Panagiotis Lafazanis said. Nevertheless, analysts say a policy of ‘wait and see’ is needed in relation with Greece when it comes to its relationship with the EU and in its approach to great projects such as TAP. The new cabinet has to prove its seriousness in dealing with the economic issues. On the other hand, the pipeline’s exact route through northern Greece has not yet been decided, since several cities, communities, and local initiatives have demanded alterations to the current construction plans, international agencies report. Albania is more enthusiastic in regard of TAP. Late in February the Albanian Minister of Energy and Industry Damian Gjiknuri said his government supported the development of the trans-Adriatic pipeline project as part of the Southern Gas Corridor saying the goal is to transform Albania to become part of the European pipeline inter-connectors in order to diversify energy resources and consolidate energy supplies. And there’s no wonder in this approach, as the pipeline in Albania will be approximately 211 km long. TAP’s landfall in Albania will be located 17 km north-west of Fier city, up to 400 meters inland from the shoreline. The offshore section in Albanian territorial waters will be about 37 km, according to the Albanian Telegraphic Agency. When it comes to Italy things seem to be a little bit confusing. PM Matteo Renzi said during a visit to Bari that the TAP must be built with “no ifs, ands or buts” and the Italian Environment Ministry has just given its definitive approval. Locals in southern Italy are not so enthusiastic.

There are reports that people of Salento are reluctant. Some of them are actively opposing the project, together with the majority of local mayors and regional president Niki Vendola. A “No to TAP” committee is fighting a daily battle against the pipeline, which can count on the support of a majority of the Italian media. They have two kinds of objections, an ecological one and an economic one. The first objection is about the environmental damage that the new structure will spread in an uncontaminated area with centuries-old olive trees and a unique wildlife, which lives mainly on tourism. The second objection is about the uselessness of such a huge project in this unending period of economic crisis, newspaper “Il Fatto” informs. It further said that for Italian consumers the extra cost of the new projects that the Italian government wants to realize (TAP among them) will be about EUR 350 million per year. There is also a different approach coming from the media. Other newspapers say TAP would get EUR 80 million per year expenditures for five years up to EUR 380 million, and will create some 340 new jobs for a long period of time. TAP will by-pass Russia to knock on Europeans’ doors sooner or later. Expected to have a maximum capacity of some 20 billion cubic metres per year by 2025, TAP is nevertheless much below what the late Southstream targets: 150 billion cubic metres per year. It will be an opportunity to show alternative energy sources can be made available for the countries of the old continent. For certain it will not be enough to meet the growing demand, but it could be the first step beyond the EU’s long time stammering. by Victor Lupu 51

InterviEW

Bogdan RÄ&#x192;dulescu: Sterling SIHI Group, a global provider for pumps and services, was acquired by Flowserve Corporation

World leader for over 80 years in the field of pumping of liquids and gases, Sterling SIHI Group designs and manufactures hydraulic pumps, vacuum pumps, compressors, complete and complex technical systems for many applications in various fields, for a wide range of applications. We have talked to Mr. Bogdan RÄ&#x192;dulescu, General Manager Sterling Fluid Systems Romania, about the dedicated solutions for the oil and gas industry, the challenges and impediments in 2014, and about the basic rules of the company for customer satisfaction. 52

www.petroleumreview.ro

InterviEW Which were the milestones in the history of Sterling SIHI Group? I am pleased to let you know a few milestones in the history of our Group: 1920 The SIHI (Siemen & Hinsch) company was founded in Germany by the association of two important engineers of the time - Siemen and Hinsch. In the same year the Darwins foundry specialized in steel and special alloys and LaBour pumps company join the group. 1970 In Toenning, Germany, the first complex installations under the brand SIHI Engineered Systems are born. In the same year SIHI purchases the company HALBERG Maschinenbau GmbH (Ludwigshafen, Germany). 1980 Thyssen Bornemisza Gruppe (TBG) buys Darwins, LaBour and also 50% of the SIHI Group. Remaining 50% of SIHI shares retained by the Siemen Family. HALBERG takes over the pumps manufacturer Balcke-Dürr AG. 1991 Research company (SIC) was created in Itzehoe, Germany. 1996 100% shares of SIHI acquired by TBG to form Sterling Fluid Systems Group. 2000 Restructuring of Sterling Fluid Systems in focused Market Divisions. 2009 Rebranding of Sterling Fluid Systems Group into well known SIHI B.V. Achievement of the MEREGALLI Pumps plant - Italy. 2012 The new headquarter of the Ludwigshafen Factory is now known as the HALBERG Maschinenbau.

2015 Flowserve Corporation acquires Sterling SIHI Group with all its factories, segments and divisions, including the mechanical seals and the magnetic couplings - natural consequence of the profitability and of good organization proved during the past 95 years. How was Sterling Fluid Systems Romania founded and what is, more specifically, its field of activity? Sterling Fluid Systems Romania was set up in 1999 - as the exclusive subsidiary of Sterling Fluid Systems Multinational Group in Romania, directly subordinated to Sterling Fluid Systems Austria. The headquarters is in Bucharest, 105-107, Mihai Eminescu St., District 2, RO-020074. The development of our business and the increase of clients portfolio has determined, in 2006, the opening of the second office in Ploieşti, as Ploieşti is the core of the Oil and Gas Industry in our country, the place where most design companies in the oil field are located, as well as the refineries and our main customers. The address is Ploieşti, 90, Democracy Bvd., RO-100554. The main activities of our team in Ploieşti are the service and maintenance activities. Sterling Fluid Systems Romania branch holds the Quality Certificate ISO 9001: 2008. Operation fields: the supply of Sterling SIHI pumping equipment to the chemical industry, processing industry, oil and gas, food, beverage, bio fuels, cosmetics industries, medical sterilization vacuum systems, to the automotive industry, pharmaceutical industry, plastics industry, as well as to the energy industry.

www.petroleumreview.ro

How long have you been active in this field and why did you choose Sterling SIHI? In 2000 I received the challenge to manage the Sterling Fluid Systems subsidiary in Romania and thus I joined Sterling SIHI as General Manager. I came with the experience in the field of international elite of pumps manufacturers, after four years working with Flowserve - Ingersoll Dresser Pumps. I had the opportunity to work for two years with the Marketing Process Department of the Ingersoll Dresser Pumps Arnage factory in Le Mans, France. Subsequently, two years I worked with the IDP Group representation in Romania. What are the main areas with absorption potential for the products and services provided by Sterling SIHI? Our company manufactures a wide range of pumping equipment for industrial applications. In the attempt to offer an example, below we summarized some of our customers, grouped by industrial divisions, clients with which we work since 2000: • Pulp and Paper - AMBRO - Member of ROSSMANN Group, VRANCART, SOMEŞ; • Biofuels - BUNGE - PRIO Biofuels & PRIO Extraction; • Food and beverages - EXPUR - Member of SOFIPROTEOL Group, Unirea Iaşi, ARGUS Constanţa, AGRANA AGFD Ţăndărei, CARGILLS Oils Craiova, Tuborg, CocaCola, Interbrews, SABMILLER URSUS Buzău, Heineken, ROMPAK, SUCMEROM,

InterviEW • •

•

ARDEALUL - Member of ORKLA FOODS; Pharmaceutical industry - SWISS CAPS, B BRAUN, HELVETICA PROFARM, DACIA Plant Sebeş; General Industry - Holzindustrie Schweighofer, CET Suceava – heat generating station completed and put into operation in 2013, Colgate-Palmolive, Holcim, Kronospan, Palplast, Pipelife Romania, Unilever, Michelin, Contitech Automotive, Cesiro, Apulum, TETRA PAK; Energy Industry - Sterling-SIHI pumping equipments are in operation in many Power Plants for cooling water application, such as CET Bucuresti Vest, CET Braila, CET Isalnita, CET Mintia Deva, CET Turceni, a.s.o.

What solutions and products does Sterling provide for the oil and gas market? An important activity carried out by our company in Romania is the oil and gas industry. I am pleased to mention that we have good cooperation with OMV Petrom, collaboration materialized over the years in framework agreements with all OMV Petrom Group’s divisions, namely: A. Refining & Marketing division Existing fuel depots - since 2001, we delivered pumping equipment for approximately 20 existing depots, such as Constanţa, Tulcea, Craiova, Cluj, Timişoara, Arad, Cristian, Oarja, Bacău, Gheorghieni, Oradea, Zalău, Buzău, Bistriţa etc. New depots - in December 2007, Sterling SIHI Romania concluded a framework contract with OMV Petrom for the delivery of pumping skids to all the newly built depots, the framework contract being valid during 20.12.2007 - 31.12.2016. New deposits were completed annually as follows: Jilava (2009); Brazi (2010); New Işalniţa (2011), Bacău (2013), Cluj (2014), modernizing the old depot Jilava (2015). B. Exploration & Production division Pumping equipment for crude oil and salt water injection applications in several pumping stations in Romania (i.e. Ţicleni, Bustuchin, Arad - Turnu Nord, Timişoara - Satchinez, Bălteni, Piteşti - Vaţa, Drăganu, Glâmbocel, Berca, Poiana Lacului, Suplacu de Barcău a.s.o.). C. PETROBRAZI Refinery Over the years we have delivered pumping equipment for various applications: Catalytic Cracking; Catalytic Reforming; TAME Plant; Demineralisation Plant; Isomerisation Plant; Propane, Propylene, Ethylene Depot, 56

DAV Plant, Energetic Group. Besides OMV Petrom, we’ve also been working with other partners in this area, such as: RAFO Oneşti refinery: ETHERS Plant was equipped with 100% Sterling SIHI pumping equipments. Also our equipments have been delivered for other plants such as: DAV, DGRS, Decocking. KMG - Rompetrol Group: various applications for PETROMIDIA Refinery, ROMINSERV, VEGA Refinery, and LPG terminal in Arad, Bacău, Năvodari within the Rompetrol Logistics Division; ASCOM Group, Moldova: pumping equipments were delivered to various applications: process, LPG, FiFi, a.s.o. In Kazakhstan - Opornaia Gas Processing Plant Borankol; Callatis Mangalia Gas - LPG Terminal, LPG Octogon Terminal in Năvodari, ROHE, Steaua Română – Câmpina, SHELL GAS, ButanGas, LindeGas, Michelin Romania. Last but not least, I want to mention the collaboration we have with EPC companies such as CONFIND, SYSCOM, PSE GmbH, Kremsmueller, as well as engineering/design companies TECON GmbH, Petrodesign, Petrostar, Comproiect, IPIP Ploieşti. In early January this year, Flowserve Corporation announced the completion of the SIHI Group acquisition. What news come along with this acquisition, how will it impact the company you manage? I would like to begin with a phrase: Coming together is a BEGINNING; Keeping together is a PROGRESS; Working together is a SUCCESS! Flowserve Corporation announced in early January 2015 it acquired SIHI Group BV - global supplier of designed systems of pumping equipment and related services for liquid systems. All SIHI Group customers are aware that we are an internationally recognized manufacturer of pumps and quality compressors, of technological packages systems customized for a wide range of fields and we have production facilities in Europe, Latin America, Asia and North America. By taking over SIHI, founded in 1920, Flowserve adds to its portfolio a business with a strong brand, top products for industry, modern facilities and a committed customer base. Sterling SIHI commitments to our customers will not change. We want to further work with them so that they would work on the continuity principle – “business as usual”. By itself, the taking over will not affect in any way our work - we will continue to run projects and contracts in www.petroleumreview.ro

What were the main obstacles and challenges in 2014? Due to the drop in oil prices, a significant part of the initial projects have been reassessed and - some - were put off (temporarily or permanently), which resulted in cuts in investments. This reduction will be reflected in the need for equipment and spare parts which remains the same - and that will be postponed to later dates, which will be a challenge regarding the possibility of providing them in shorter intervals than before.

which we are involved. We also assure our partners they will be supported by the same highly skilled engineers, specialized in sales, and will continue to receive the same world-class products and services they have been used to. January 8, 2015 was the first day with the new brand for our concern, namely FLOWSERVE SIHI Pumps. Otherwise, our name remains the same, Sterling Fluid Systems Romania, and all other legal/judicial issues remain unchanged. In addition, we have the power and prestige of our global fame of Flowserve Sterling SIHI. What notable achievements can you count for last year and how would your plans continue in the coming period? I am pleased to mention that, starting last year, we have participated to an offshore project called FRD LEBADA East NAG & LP Brownfield Project, developed by PSE Engineering GmbH, a project that will materialize in the coming months in delivering pumping equipment. Regarding the work in the next period, we will be as always side by side with all of our partners, with all our technical and logistical support, in order to complete the projects in which we are involved, as well as those to come.

How are the investments divided within the group? Which segment has a higher weight, is the balance leaning towards innovation, towards manufacturing or are there other sectors preferred? Investments are equitably divided in several areas of interest within our group. We are innovative and we try to save energy. For energy saving reasons all water pumps in future have to fulfil the eco-design requirements with respect to the pump efficiency (regulation EU 547/2012 in order to implement directive 2009/125/EC). The measure for the quality of a pump size in respect to efficiency is the Minimum Efficiency Index (MEI). From the 1st of January 2013 all water pumps need to fulfil the value of MEI >= 0.1 and form the 1st of January 2015 the value of MEI >= 0.4. Any water pump not meeting these requirements cannot be used. Our water pumps of the series SIHISuperNova ZLN/ZLK/ZLI are in generally very efficient. These pumps met already these requirements of this new directive, even before it came into force. We have been able to ensure that all of our ZLN/ZLK pumps of all sizes, do already meet the requirements for the next stage of the Directive, which will come into force in 2015 (MEI >= 0.4). In order to be able to supply the most efficient water pumps on the market, we will continue to optimize our centrifugal hydraulics and go beyond the minimum legal requirements expected of us. The Sterling SIHI Group is known for safe and reliable handling liquids and gases. What are the companyâ&#x20AC;&#x2122;s basic rules to meet industrial customersâ&#x20AC;&#x2122; needs? The basic rules in this regard remain: safety, promptitude, professionalism and flexibility regarding the possibility to ensure and meet the requirements and exigencies of our partners. All these are reflected in the reliability of our team, who treats with importance each project, customer or partner. 57

review & preview

How big the cut in OMV Petrom investments?

MV Petrom is cutting down investments sched uled for 2015 from EUR 800 million - EUR 1.1 billion by 2035% due to fall in oil prices worldwide. Of the total volume of investments planned for this year, about 85% will focus on exploration and production projects. “Given the volatile environment and the likely persistence of deteriorated market conditions, we are cutting our investment plans for 2015 and we are increasing our cost optimization programs, while preserving our projects with growth potential in the Black Sea,” Mariana Gheorghe, OMV Petrom CEO, says in a release. OMV Petrom investments last year totalled RON 6.23 billion (EUR 1.4 billion) and in 2013 about RON 5.3 billion. OMV Petrom in 2014 recorded a net profit of RON 2.1 billion, less than half as compared to 2013, due to lower oil prices and sales down 11% for the entire year. OMV Petrom sales fell last year to RON 21.5 billion, from RON 24.1

billion in 2013. The Petrom oil and gas production amounted to 65.82 million boe, 1 percent lower than in 2013 due to lower production in Kazakhstan. In Romania, the total production of oil, gas and LNG reached 62.57 million boe, slightly up. Domestic oil production was of 27.98

million boe, 2 percent lower than in 2013, due to planned capital repair works and to weather conditions. Gas production was of 34.58 million boe, 2 percent higher than in 2013. Oil and gas production in Kazakhstan fell by 21 percent to 3.25 million boe, due to technical constraints.

Romgaz profit up in 2014

atural gas producer Romgaz registered last year a profit of RON 1.43 billion (EUR 322 million), up by 44 percent as against 2013, while the turnover increased by 15.3 percent to RON 4.49 billion (EUR 1.01 billion). Sales increase was influenced by the growing deliveries of natural gas and prices, by higher charges for 58

storage and by supplementation of the electricity supplied, as well as by higher the volume of specific services in the electricity sector. Spending on investments stood at RON 1.08 billion, up by 27.97% against the level in 2013. On the other hand, investment incomes fell by 36.14% to RON 78.7 million, as compared to RON 123.3 million in 2013, as

a result of the decrease of both the percentage rates of interest payable on the availability of cash placed in bank deposits, and of the interests cashed for the government bonds held by the company. Last year, Romgaz produced 5.66 billion cubic meters of natural gas and registered (by September 30) a share of 47.4 percent of domestic gas sales. www.petroleumreview.ro

review & preview

Level of oil royalties in Romania, above the European average

omania’s applied oil ro yalties and taxes exceed on aggregate the European average, a study conducted at the request of Oil and Gas Employers’ Federation by Deloitte reads. According to a press release Deloitte analyzed the level of royalties and of similar taxes, calculated as percentage of revenues in the activities of

natural resources exploitations other than gas were considered, the release notes. The study also shows the correlation between productivity per well and the effective part taxed. Thus, in countries with low productivity levels, the royalties and similar taxes are lower than in countries with high productivity. With a production of less than 40

Head Office Leobersdorf | Austria Office Riyadh | Kingdom of SA Office Vienna | Austria Office Ploies‚ ti | Romania exploration and production of oil and natural gas in Europe. Thus, Romania has a level of approximately 13.9%, while the European average is only 12.2%, according to the press release, which also states that if from the European average the Groningen gas deposit is excluded (the largest deposit in Europe and 10th in the world), the average drops to 9.6%. In order to calculate the average in Romania, besides oil royalties, the tax on constructions, tax on domestic crude oil, the tax on additional revenues due to the deregulation of prices for natural gas and the tax on

barrels of oil equivalent (boe)/well/ day, Romania is placed among the countries with low productivity per well, along with countries such as Poland, France, Bulgaria, Lithuania and Turkey. The average effective tax rate for these countries is 6.9% versus 13.9% in Romania, concludes Deloitte. Currently, the Ministry of Finance is considering replacing the existing oil royalties with a new profit taxation system of the companies that exploit hydrocarbons in our country, authorities analyzing several variants regarding the new system of royalties they want to put in place next year.

TECON Engineering SRL RO-100149 Ploiesti ‚ Tel.: + 40 (344) 401-333 romania@tecon.eu

www.tecon.eu 59

review & preview

Chevron quits shale gas exploration in Romania

hevron Corp. said on Feb ruary 20 it is relinquishing its interests in shale-gas concessions in Romania, the U.S. oil giant’s last shale-gas project in Europe, wsj.com reported. It follows Chevron’s announcement that it was quitting shale-exploration activities in Poland. “That leaves Romania, where we are in the process of relinquishing our concession interests,” a Chevron spokesman said. The spokesman didn’t say why Chevron was giving up the Romanian concessions. In 2014, Chevron Romania Exploration completed exploration in Barlad concession and a 2-D geophysical survey conducted in two of the three concessions in the Dobrogea region. Chevron Romania confirmed their intention to abandon plans for these concessions in 2015. This is a business decision made following evaluation of the project in Romania, which cannot currently favourably compete with other investment opportunities in the

global portfolio Chevron, a company release read. According to an US Energy Information Agency report, Romania’s natural gas reserves technically exploitable from shale amounted to 1.440 billion cubic meters. Conventional gas reserves

would amount to only 113 million cubic meters. In Romania Chevron has had leased fields in Moldova and southern Dobrogea. Chevron recently decided to quit and shale gas exploration in Poland, a sector that has failed to meet the expectations.

Rompetrol Rafinare, turnover on the increase

ompetrol Rafinare, KMG International member company, has registered a gross turnover of approximately USD 5.6 billion in 2014, i.e. 15% more than in 2013 (USD 4.8 billion), a preliminary company reports reads. Influenced by the record breaking volumes of processed feedstock at Petromidia refinery – 60

over 5 million tones, the operational profit (EBITDA) tripled from USD 29 million, the value reached in 2013, to USD 86 million in 2014. At the same time, the consolidated net result was 40% better in 2014, reaching the negative value of -USD 58 million. In the last quarter of 2014, the company’s results have been influenced by the exchange

rate evolution (RON/USD), crude depreciation compared to final products quotations, also by the stocks of raw materials in the last part of 2014. Rompetrol Rafinare exports reached over USD 2 billion in 2014, placing the company on the first place in top of the country’s largest petroleum products exporters and on the second place at national level. www.petroleumreview.ro

review & preview

Transgaz revenues up in 2014

ransgaz’s revenues last year rose by 8.8% to RON 1.69 billion and the net profit increased by 51.7% to RON 507.4 million, according to preliminary financial results, announced the company. The company’s revenues in 2014 were positively impacted by the increase of the capacity’s booking tariff, which generated an additional RON 98.1 million, an increased reserved capacity (RON 77 million), and an increase of the amount of charged gas (RON 51.6 million, a company release informs. In contrast, the decrease of volume transported

and thus of the tariffs cashed and of the financial incomes have had a negative impact of RON 96.4 million and RON 7.3 million respectively. Transgaz’s expenditures have decreased by 4.4% in 2014 to RON 1.07 billion, from

RON 1.12 billion lei in the previous year. According to preliminary results, the company’s investments last year amounted to RON 152.3 million and it paid RON 24 billion for interests related to loans for investments.

review & preview

Arpechim, prepared for demolition

he company OMV Petrom has sent a notice of intent to demolish several instal lations of Arpechim near Pitesti, whose activity had ceased in 2011, announced on February 18 the representatives of the Environmental Protection Agency (APM) Arges through a release. “OMV Petrom SA has informed (...) of the intention to disband by demolition the facilities on the working site of Arpechim Pitesti. According to the OMV Petrom’s notification the envisaged demolition process is a long-term one, the demolition of facilities is being expected to be accomplished in stages, the entire process is scheduled to be completed in 2018,” the document reads. On March 24, 2011 the OMV Petrom Supervisory Board decided on the Arpechim refinery’s perman ent closure. According to company representatives, the decision to close down the refinery was made

in accordance with the company’s strategy to maximize the benefits and increase efficiency. OMV Petrom had given up, since 2009, the petro chemical activities of the Arpechim platform, whose sole beneficiary had been Oltchim Ramnicu Valcea. OMV Petrom has transferred the assets for

petrochemical activities to the Valcea company, including the pyrolysis equipment, the aromatics extraction one, low density polyethylene and high density polyethylene equipments and a series of reservoirs, as well as the related land with an area of about 150 hectares.

Conpet to expand beyond Romania

he management of Conpet Ploiesti, the national oil carrier, is looking for legal advice to expand abroad and has asked for the shareholders’ approval to hire a law firm with “expertise in international law”. Thus, this topic will be on the agenda of the General Shareholders Meeting scheduled for March 24, 2015 according to a release sent to the Bucharest Stock Exchange. The document does not specify what 62

projects the company is considering, but authorizes the board to negotiate the contract and the attorneys’ fees. Conpet Ploiesti announced for 2014 a net profit of RON 50.4 million, up by 61% as compared to 2013, given that incomes from turnover grew by only 7.5%, to RON 375 million. Conpet’s operating incomes fell slightly last year to RON 402.4 million. In contrast, operating

expenditures decreased by 7.2% to RON 348.4 million. In 2013 the company recorded RON 33 million costs for revaluation of tangible assets, lower by only RON 1.6 million in 2014. Revenues from domestic crude oil transportation have increased by 3.3% to RON 341.3 million after the regulated tariff was increased in early 2014. The revenues from imported oil transport have hiked by 35% yoy to RON 58.5 million. www.petroleumreview.ro

review & preview

Bulgaria, Romania, Hungary and Greece aim interconnection of gas grids

ulgaria, Romania, Hungary and Greece intend to promote at EU level a project to interconnect the national gas networks in a project called Aegean Baltic Corridor and will require funding from the European Commission in this regard. “We are particularly concerned about the diversification of natural gas supply for increasing the level of regional energy security. In this context, Romania, Bulgaria, Greece and possibly Hungary are to form a sub-group within the group,

Andrei Gerea, Minister of Energy, Small and Medium Enterprises and Business

responsible for the construction of the Vertical Corridor (Aegean Baltic Corridor project - our note) to interconnect these countries’ natural gas networks,” said Andrei Gerea, Minister of Energy, Small and Medium Enterprises and Business in a statement. The Aegean Baltic Corridor project would serve to interconnect the gas transportation system between Greece, Romania, Bulgaria, Poland, Slovakia and Hungary, in order to increase the gas supply security in Central and Eastern Europe.

Quote PIRALB10 when booking to benefit from a 10% discount.

Platinum Sponsor:

Coffee Break Sponsor:

Exhibitor Sponsors:

Supported by:

Media Partner:

Organised by:

Lead Sponsor:

review & preview

New oil royalties system to be submitted by Government in April

inance Minister Darius Valcov said in an interview HotNews.ro that he believes the new system of calculation for royalties will be presented for the first reading in the Government by the end of April. Once the draft bill is adopted by the Government, it will be sent to Parliament. Asked if the new method of calculation will be based on taxation of the income or of the profit made by the companies in the extractive industry, Valcov said that the Ministry of Finance has not yet taken a decision in this regard, the options being now weighted. The Victor Ponta government has extended for another year the current system of royalties, which expired in December 2014, despite repeated promises that it will bring to front a system to get more money to the state budget. At the time, PM Ponta motivated the Government’s decision by the fact that no changes

Darius Valcov, Finance Minister

can be made ‘overnight’, although the Government had begun discussions with the oil companies on this issue a year before. “Next week Secretary of State Dan Manolescu, who deals with implementing and coordinating this project, will go to Norway. We want to learn about the experience other countries have. It is

very important to talk again with the business environment, with all the political partners, because this must not be solely a government decision. There must be a Parliament decision, agreed or accepted by a majority. It is very important that this new law and the codes will be in force for a long time and we must start thinking what problems may arise in the coming years.”

Rompetrol Well Services, halved profit

ompetrol Well Services, KMG International’s di vision for well services, has reported a profit of RON 13.8 million in 2014, twice lower than the previous year, when the company results amounted to RON 27.5 million, preliminary financial results released by the company reveal. Rompetrol 64

Well Services estimated a net profit of RON 12.6 million for last year, the lowest in the past eight years. The company’s net turnover in 2014 was of RON 88 million, down against 2013, when it amounted to RON 111 million. Rompetrol Well Services is the division for well services of KMG International, former Rompetrol

company, operating under the control of the Kazakh state company KazMunayGas. KMG International owns in Romania the refineries Petromidia and Vega and operates 746 gas stations. The company also operates in France, Spain, Republic of Moldova, Georgia and Bulgaria. www.petroleumreview.ro

review & preview

OMV Petrom profit on downward trend

MV Petrom Q4 2014 results reflect lower crude price environment – Clean CCS EBIT down 26%. The weaker results in the fourth quarter 2014 resulted in lower net profit in 2014, according to a company report submitted to the Bucharest Stock Exchange. OMV Petrom production costs expressed in dollars/boe (barrel of oil equivalent) reached USD 17.27/ boe, by 12% higher than the 2013 level, reflecting higher production costs and lower available production in Romania for sales to Kazakhstan, despite the favourable exchange rate. Production costs in Romania expressed in USD/boe reached USD 16.84/boe, 13% higher than the 2013 level, while in RON/boe increased by 13% to RON 56.32/boe mainly due to the tax on special constructions introduced in 2014 and due to higher

costs with the personnel. Exploration investments amounted to RON 1.224 million, reflecting, for the most part, capitalized investments related to drilling wells in the Black Sea for Domino-2 and Pelican South-1. In 2014, exploration expenses reached RON 156 million, down by 63% as

compared to 2013 primarily due to lower volume of seismic prospecting works carried out and to the number of wells which were unsuccessful, while the result in 2013 was influenced by the largest 3D seismic campaign conducted in the Romanian sector of the Black Sea.

IPW 2015, strategies for the changing oil and gas landscape

n February 10-12, with organizational support of the British Energy Institute, was held the traditional International Petroleum Week (IPW-2015). IP Week is one of the most important annual forums for oil and gas, where influential industry figures and government officials discuss the opportunities and challenges facing the sector today and how to shape its future direction, attracting over 2,000 66

delegates from the global oil and gas industry worldwide. The theme of the 2015 programme was “Strategies for the changing oil and gas landscape”. In this year of General Elections in the UK and continuing political uncertainty around the world, the role of oil and gas in sustaining society and economic growth has been brought closer to the fore and the need for the industry to meet future challenges has become even

more acute. Over the three days of conferences, roundtables and breakout sessions, have been reviewed the state of affairs both globally and locally with a new focus in 2015 on the US and Latin America. The Middle East, Russia and the CIS, Africa and the Asia-Pacific regions will remain key areas of interest – even more so nowadays with the dramatic events taking place in Iraq, Syria and Ukraine. www.petroleumreview.ro

review & preview

Formation Evaluation| Well Construction | Completion | Production

Wintershall to enhance production by steam injection

intershall is now apply ing a tried-and-tested production technique to another crude oil formation at its Emlichheim reservoir: to recover more oil, the BASF subsidiary is feeding hot steam into the Gildehaus sandstone. The steam-injected sand

oil runnier and easier to produce. The BASF subsidiary, which employs around 100 staff in Emlichheim, has been using this technique successfully for 30 years already in the Bentheim sandstone. The formation in the Gildehaus sandstone, where the method is now also being applied, lies

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

Andreas Scheck, director of Wintershall Deutschland

stone formation at a depth of 680 to 880 meters is from the marine Early Cretaceous age. It belongs to the Hauterivian on the geological timescale. “We have been producing crude oil in Emlichheim at a constantly high level for 65 years. We are continuing to invest so that we can maintain this, and to ensure we can keep producing from this reservoir beyond 2040,” Andreas Scheck, director of Wintershall Deutschland, said. The crude oil in the Emlichheim reservoir is viscous and thus difficult to extract. With the steam flooding technique, Wintershall injects steam at a temperature of 300 degrees into the reservoir. This makes the crude

above the Bentheim sandstone. For the steam flooding of the Hauterivian rock formation which has now begun, Wintershall is injecting 60 tons of steam into the reservoir every day to decrease the high viscosity of the oil and allow it to flow. “The first indications are positive but there’s still a long way to go,” Scheck underlined. Up to 500,000 additional tons of crude oil could be produced at Emlichheim by applying steam flooding to the Gildehaus sandstone. A major advantage for the Wintershall engineers is the infrastructure already in place, for the existing wells can be used for production and steam injection.

From start to fininsh, our resources are focused on your objectives.

Weatherford International Eastern Europe S.R.L.

www.weatherford.com

review & preview

TAP invites bids for offshore pipeline construction

rans Adriatic Pipeline AG (TAP) has launched two pre-qualification contracts for the construction of the 105 km offshore pipeline section under the Adriatic Sea. The greatest depth the pipeline will be laid is 820 meters. The first pre-qualification com prises Engineering, Procurement, Construction and Installation (EPCI) works for the offshore section of the 36 inch pipeline between the coastlines of Albania and southern Italy. The EPCI scope of work includes associated landfall civil works at the landfalls in both Albania and Italy, as well as survey, seabed and pre-commissioning activities. The second pre-qualification process is for supply of offshore line pipes and coating. The scope of work is divided into three lots. Knut Steinar Kvindesland, Procure

Knut Steinar Kvindesland

ment Director at TAP said: “I am delighted to invite companies – including those from TAP’s host countries – to submit expressions of interest in line with the prequalification documentation now available on TED. The selection of potential suppliers will remain rigorous, with particular emphasis on meeting Health, Safety and dards and a proven Environment stan commitment to TAP’s zero harm policy.” Following the selection stage, TAP aims to issue the related Invitations to

Tender (ITT) for offshore construc tion by May 2015. TAP will transport natural gas from the giant Shah Deniz II field in Azerbaijan to Europe. The approximately 870 km long pipeline will connect with the Trans Anatolian Pipeline (TANAP) near the TurkishGreek border at Kipoi, cross Greece and Albania and the Adriatic Sea, before coming ashore in Southern Italy. TAP’s routing can facilitate gas supply to several South Eastern Euro pean countries, including Bulgaria, Albania, Bosnia and Herzegovina, Montenegro, Croatia and others. TAP’s landfall in Italy provides multiple opportunities for further transport of Caspian natural gas to some of the largest European markets such as Germany, France, the UK, Switzerland and Austria.

Nabucco gas pipeline project redivivus

ccording to Focus News Agency, Bulgaria wants the European Commission to revive plans for the Nabucco gas pipe line. “We want Nabucco pipeline project to be unfrozen and more precisely – its part through Bulgaria,” Bulgarian Prime Minister Boyko Borisov said after the meeting with Azerbaijan President Ilham Aliyev. Boyko Borisov commented further that Azeri President Ilham Aliyev and he would present the project before the European Commission 68

(EC). “Bulgaria cannot be only a break, Bulgaria cannot only defend the interests of the EC, speaking of this project, which is entirely in NATO and Europe’s favour, and we have been investing money in Nabucco for years,” President Ilham Aliyev remarked. “The Southern Gas Corridor is the biggest infrastructure project realised in Europe. I am very happy that Bulgaria takes part in this project and that it is a country already receiving Azeri gas,” said Azerbaijan’s President Ilham Aliyev. “I hope that in the future Bulgaria will become a transit country that will

transport Azeri gas to other EU countries.” The Trans-Adriatic Pipeline (TAP), a rival project to Nabucco that will bring Azeri gas to Italy via Greece, is still under consideration. President Aliyev also mentioned Bulgaria could build an interconnector with Greece to draw gas from the TAP route, which could then be sent on to Romania and Hungary. “We think that we can unite TAP and Nabucco. It is not important what you call this route. Our main goal is that the volumes of Azeri gas enter Europe,” Aliyev stated. “The more EU countries receive our gas, the better for all.” www.petroleumreview.ro

review & preview

Oltchim privatization aimed again

ltchim official receivers (BDO Business Restruc tur ing and RomInsolv) have announced that the company’s reorganization plan, insolvent for almost two years, involves the sale to a private investor, the solution attempted unsuccessfully again and again. Lawyer Gheorghe Piperea, partner with RomInsolv, said in a press conference that the sale of the plant stands no longer under the pressure of time. “Selling Oltchim is no longer under the pressure of time. In addition the plant is no longer a patient in a coma, but it has been stabilized and is recovering. For this reason, we can say that the reorganization became an

Gheorghe Piperea

opportunity and not a way to rescue it from bankruptcy. We are further ruling out the possibility of bankruptcy.” According to Gheorghe Piperea, “Oltchim has registered a good evolution in recent months and has regained credibility as a business partner. Oltchim Consortium official receivers filed on February 5, to the Court of Valcea, the plant’s business reorganizational plan. The plan aims to obtain the best sale price for Oltchim SPV, a viable company, deeply restructured, able to finance itself and achieve performance on the petrochemicals market,” he said. In the two years of insolvency, Oltchim accumulated debts of about EUR 50 million.

special focus THE STORY OF 2015

Delicate balance on the oil market The drop in oil prices is changing the economic face of the world as we knew it. It modifies the global flows of capital, it is reshaping the relationships between the oil and gas industry and the other sectors of economy and the relationships between consumers and companies, and it changes the balance of power between oil exporters’ economies and the net importers’ ones. The mutations in the economic field are therefore so deep and complex that, through its consequences, lead to the reconfiguration of the current global geopolitical status. By Laurenţiu Roşoiu

fter the sharp fall during the second half of 2014, which culminated in reaching lows of the last five years in the first month of 2015, the month of February of the new year seems to have brought relative stability on the world oil market. By mid-month the oil price was rising slightly, trading at around USD 50 per barrel for WTI crude and at USD 60 per barrel for Brent crude, i.e. about the same price levels as late last year. But the balance is still extremely fragile; a possible rebound in prices to the levels registered by mid 2014, i.e. before this wave of correction, is rather unlikely. This means that the transformation processes already printed on the financial and economic, as well as on the geopolitical architecture of the world, is irreversible. Indeed, most likely, the processes will continue at a higher pace than before. This seems to be also the view of renowned economist Kenneth Rogoff, who was quoted by the news agency Bloomberg as saying earlier this year: “Oil prices are the big story for 2015. There are a once-in-ageneration shock and will have huge reverberations.” 70

THE FINANCIAL MARKETS And the very first places where these reverberations of low oil prices are already seen are the financial markets. Developments on the stock exchanges are thus concomitantly the effects of falling oil prices and the reflections of the resetting process taking place in the oil and gas industry, offering therefore a first series of clues regarding the changes and transformations that the oil & gas industry will pass during the next period. As a result, the decreases in share prices of the oil and gas companies, on almost all world stock markets, are more than just a game of numbers on computer screens; they are above all an indicator that the oil and gas sector is no longer a destination for global capital flows. This is a mutation as obvious as it is important on the medium and long term, as it indicates the difficult access to finance for the profile companies. Any potential project seeking funding will go through a more rigorous review process, conditions for granting will be stricter than before - in parallel with the fact that investors will be less interested in funding those companies on the stock market - this already looms as a new reality for www.petroleumreview.ro

Industry in decline The drop in oil prices led to falls in drilling activities.

The graph shows the evolution of the number of drilling rigs actually in operation at the end of each month worldwide and/or regionally; taken into account were only the facilities with significant activities which generate subsequent consumption of goods and services, those small and/or very small being excluded. Source: Baker Hughes

the sector. Therefore, the cost for financing the projects in the oil and gas industry has all the prerequisites to follow an upward trend in the next period; this is reason for concern for the industry, as yields on investment projects in this area will evolve at a proportional rate, in a reversed trend. Therefore the financial markets show that the oil and gas sector is already passing through an inauspicious period, which may continue long enough and will also accelerate the process of ‘resetting’ the industry on different basis.

THE OIL AND GAS INDUSTRY REPOSITIONING Major changes in capital flows are already foreseeable within the industry, due to the repositioning of players in this field to the new realities. For example, by the beginning of 2015 the British company BP (British Petroleum), one of the biggest players in the global industry, has announced it will reduce capital expenditures in 2015 by about 13 percent up to the level of

USD 20 billion; the BP announcement came just a week after the US company Chevron, another giant in the oil and gas industry, had announced a cut in capital spending by 13 percent down to USD 35 billion throughout 2015. The significant cut of investments the major players in the field anticipate is reflected by the reduced drilling activity. Thus, by the end of the first month of 2015, the number of drilling rigs globally operating for exploring new deposits or for the existing deposits development amounted to 3,309 units, by 200 units (or 7 percent) less than at the end of December 2014, and by 300 units (or 5 percent) less than in January 2014 (see the chart ‘Industry in decline’). The data, released by the American company Baker Hughes, one of the top three largest providers of services, products, technologies and systems for the oil and gas industry at global scale, complete the negative outlook for the oil and gas industry worldwide. As for the United States, which can be considered a benchmark for the global profile industry, being the most active economy in the area of exploration of new deposits, 71

special focus figures describe an even wider activity decline: at the end of January 2015 in the US there were 1,683 rigs in operation, by 200 (or 11 percent) less than at the end of the previous month. The downturn trend has all the prerequisites to continue, considering the estimates of any additional period of decline in oil prices and other official communications of major players in the industry - which shows exactly their intention of downsizing. An example is BHP (an Australian giant in the mining sector, having significant operations in shale oil and shale gas in the US), which informed at the beginning of the year about the public plan to halt no less than 40 percent of drilling operations in the shale fields by the end of fiscal year 2014 (end of July 2015). The mutations in the oil and gas industry, or its relocation on other basis, are underlined by the figures and estimates regarding the development activities in the field of mergers and acquisitions. According to the latest report by the consulting company E&Y, the value of transactions in the oil and gas sector was of USD 443 billion in 2014, by 69 percent higher than in 2013. A clear indication that the industry is already resetting. The trend is to continue the process, even at an accelerated pace, according to E&Y specialists. The value and number of M&A transactions will increase in 2015, they say, because the industry players will be increasingly under pressure to respond to challenges that can hardly be met otherwise. Thus, the industry faces a significant surplus capacity, with immense pressure given by the decreasing profit margins and a clear weakness of the stock markets. In such a context, E&Y analysts say, the sellers will be stimulated and consensus on transaction values will be easier to achieve. Mergers and acquisitions will have therefore a significant contribution to the process of remodelling the structure of the oil and gas industry worldwide as a result of falling oil prices.

OUTCOMES ON THE LABOUR MARKET Beyond the relevance for industry players, the data revealing the reduction on engines speed in this sector provides also a measure of the impact of oil price decrease on the labour market. A lot of the top players in the industry have not only announced cuts of capital expenditure budgets, but also personnel restructuring, as shown in the table ‘Cost reductions and layoffs’. In this context, a recent study conducted by a number of public and private associations in the UK shows that, due to lower oil prices, the oil and gas industry in the UK will lose some 35,000 jobs by 2019. In parallel, on the other side of the ocean, Dallas Federal Reserve Bank - one of the 12 member banks of the US system of Central Banks 72

- has estimated that only the state of Texas will lose about 128,000 jobs in the oil and gas industry during 2015 if the oil price will remain at the level of USD 50 per barrel. And even if the data and studies on the impact of falling oil prices on the world labour market are fewer, it is clear that the reducing of the giants’ activity in the field will propagate horizontally and vertically in all other ancillary industries, through local representations, to all the other areas of the world and to the personnel structure of all business partners.

CHANGES WITHIN THE ECONOMY Therefore, the collapse of oil prices has already been felt, very quickly, on the labour market, inducing a first set of decisions to cut many jobs in the industry; the first and the most affected is the American economy. But this is just one of the visible effects that the fall in oil prices has sent to the economy, which will otherwise continue. Another very important outcome of lower oil prices is that it lowers prices for other goods and services whose prices have as benchmark the oil prices - such as natural gas prices, which in turn determine the price of energy in general, and specifically the utilities, etc. The mutations felt by the economy have a dual direction: first of all the companies operating in these areas will have lower revenues; the other side of the coin is that, due to lower oil prices, more money will remain in the consumers’ pockets. And, from an optimistic perspective, this can have the effect on the economy similar to a shot of adrenalin for humans, because this money can go into consumption, increasing the demand for other goods and services, thus stimulating other sectors of the economy. According to an analysis conducted by the renowned publication ‘The Economist’ on the US market, an oil price of USD 50-60 per barrel will actually shift about USD 1,300 billion from the accounts of companies from the oil and gas industry into the pockets of American consumers. According to these calculations, the typical American consumer - with average expenditures of about USD 3,000 for fuel supply in 2013 - will see in his pockets about USD 800 due to oil price decline, the equivalent to a salary increase of about 2 percent. Such calculations are valid, maintaining the proportions and taking into account the specific differences, for almost all world economies, not only for the US. Moreover, even for the Romanian economy, where the cuts in fuel prices at the pump have been rather modest and only for a very short period of time, one can speak of a beneficial result; even though the effect was felt less in the pocket of the consumer, the fall in fuel prices has offered supplemental oxygen to transporters, who remained with more money in the accounts, thereby capitalizing more. www.petroleumreview.ro

Cost reductions and layoffs Many of the major international players in the industry have already decided to cut down investments and jobs. Company

Decisions Reducing capital spending by about USD 2 billion; reducing the number of employees by 300, only for projects in the North Sea, by several thousand worldwide Drop of a construction project of petrochemical plant, worth USD 6.5 billion; capital expenditures cuts by USD 9 billion in 2014 and cuts in the number of employees by 300 Giving up three exploration licenses on the western coast of Greenland; cutting the budgeted expenditures until 2016, by 3% in 2014, further cuts are anticipated for 2015 Sale of assets worth USD 5.5 billion and freezing hiring as part of a cost cutting program worth USD 4 billion in 2015 Reducing costs by about USD 5.5 billion down to almost 40 billion this year, and to an annual average of less than USD 37 billion during 2015-2017 Cutting 225 jobs in Aberdeen; 12% reduction of expenditures in 2015 from USD 40 billion in 2014 to just over USD 35 billion in 2015 Halving the capital expenditures forecast for 2015, from USD 34 billion to USD 17.8 billion; the company is considering cuts in the number of employees by 25%, i.e. about 125,000 positions, both from the parent company and from the subsidiaries Laying off about 230 employees in the UK and further job cuts expected for the US, following the investment program cuts by more than 30% to USD 13.5 billion in 2015 Reducing by about 20% the capital expenditure program in 2014 and reducing the one for 2015 down to USD 4.5 billion at the most Cuts in capital spending by 10% to USD 5 billion in 2015; analysts estimate also layoffs in the company by about 1,000 in 2015 Reducing the number of employees by 7.1% (9,000 persons), through a restructuring program worth about USD 1.7 billion Reducing the number of employees by about 7,000 people during 2015

Reducing the number of employees by about 8% (6,400 people)

Reducing the number of employees by about 8,000 people The table includes a list of the most important decisions regarding the number of employees and the cost reductions taken by the major international oil and gas players. Source: Companies' reports, press etc.

special focus MACRO EFFECTS Apparently beneficial to the final consumer, the lower prices induced by the fall in oil prices maintain and even enhance the deflationary threat to the European Union economy in particular, but also to other developed economies in the world. Thus, according to forecasts made by the New York analysis department of the brokerage firm JP Morgan Securities, if oil prices remain below USD 60 per barrel in the first quarter this year, global inflation will record the lowest values since 2009 (when the global recession ended); more precisely, according to the JP Morgan analysts, in H1 this year the inflation rate will hardly reach 1.5 percent (only thanks to the emerging economies and to the highly inflationary economies!), and if the price of oil will continue to maintain at low levels, global inflation will fall to 1 percent. In such a scenario, inflation in the Eurozone could go into negative territory - which actually means deflation and the US, UK and Japan will reach the inflation rates of about 0.5 percent; this is a level that would bring them very close to the threshold of entering deflation. This outlook is not rosy for the global economy as the general price decrease (as deflation is defined) can have extremely negative consequences for the real economy as it inhibits investments and the development process. And this may result in GDP decline for the states facing this situation, which entails the diminishing of their budget revenues and thus question their ability to carry on their functions and duties. Contemplating these threats, the central banks of the world’s major economies are likely to be forced to continue the low interests’ policy, to carry on liquidity infusion into the markets, which should stimulate economic recovery. Here there are nuances as well! Such an environment is rather stimulating for the economies importing oil, gas and/or energy in general. In contrast, the economies dependent on energy exports are not in very auspicious situation. Thus, countries such as Saudi Arabia or Kuwait, on the one hand, and Russia, Iran, Venezuela, on the other hand, are threatened by cashing lower revenues from oil sales. And that puts pressure firstly on their ability to finance social programs and, secondly, on maintaining their financial ratings; the first is necessary to ensure internal peace and stability, the latter being necessary for quick and cheap access to loans on international financial markets. Both are indispensable for the political stability of the regimes in those states.

GEOPOLITICAL SHIFTS This is also the mechanism envisaged earlier this year by the Citigroup analysts, who stated, quoted by the news agency Bloomberg, that cheap oil is at the same time both 74

a stimulus to the economy and an enhancer for some existing tensions in geopolitical terms in different parts of the world. “Any such process of redistribution of capitals may produce numerous political and military tensions,” said Holger Schmieding, Chief Economist with Berenberg Bank, in support of the Citigroup analysts, in a report published in early January, also quoted by Bloomberg. No matter how deep or not, and no matter how quickly they would take place, the shifts caused by the fall in oil prices creates the potential for a series of events that until recently seemed unthinkable, but now they can actually happen. Among them - according to Byron Wien, vice president of financial group Blackstone - might be a possible resignation of Russian President Vladimir Putin, even during 2015, and a possible completion of an agreement to end the Iranian nuclear program. Also, according to other analysts, a dampening aggressiveness of the Islamic State could be considered. All assumptions, less credible now, have coverage even if only partial (at least for the moment!) by reality! Thus, in the case of Iran, it is clear that the shock induced by the fall in oil prices - which actually means a significant reduction in legal and/or illegal oil sales revenues - overlaps the already difficult situation the national economy is going through, as it already recorded losses of billions of dollars annually due to sanctions decided by the West due to lack of cooperation and transparency on the Iranian nuclear program. Thus, President Hassan Rouhani, sworn in on a wave of hope that he will be able to bring prosperity and to get Iran out of international isolation, is facing massive drops of the local stock market and sharp depreciation of the national currency. Beyond this unfavourable situation there is a major risk in 2015 of significant cuts of public programs (less investments, possible cuts of pension and/or public sector wages, etc.), as the budget is built on a oil price level of USD 72 per barrel - a level that already seems to be a bit too optimistic! All these factors lead to the conclusion that there are many issues that could force Iran to soften its position against the international community, which could mean even a potential agreement on its nuclear program. Also, the terrorist formations known as the Islamic State - which finance much of their activities with money collected from the sale of oil from the fields captured in Syria and Iraq on the black market - could be forced to temper aggressions as a result of decrease in revenues. “Islamic State’s actions have distorted the political status in the Middle East. A lower oil price will therefore affect the Islamic State, as it will affect Iran and Russia, and will benefit the West,” said Bank of America-Merrill Lynch analyst Francisco Blanch in an interview with Bloomberg, bringing a new dimension to the analysis on how the fall in oil prices will contribute to reshaping the political and military situation www.petroleumreview.ro

“The risk is that, like a cornered bear, Russia might have an even more aggressive approach, driven by despair, which would pose a real threat against the stability and the prospects of political status in Europe,” says Holger Schmieding, Chief Economist with Berenberg Bank.

in ‘warm’ zones of the world. As far as Russia is concerned, the situation is very cloudy! Stress tests conducted in December last year by the Central Bank of Russia showed Russian economy could record in 2015 a decrease of about 4.7 percent of GDP if oil prices will remain on average below the USD 60 per barrel level. This would also incur serious problems to ensure funding for public programs and projects, all the more serious as the rouble has toughly depreciated against the major global currencies and the sovereign rating has been already lowered to the ‘junk’ level by some rating agencies. However, a scenario of negative developments should not be excluded, the decline in oil prices can also be a tension factor. On short term at least, in the case of Russia, such a development is still quite likely. “The risk is that, like a cornered bear, Russia might have an even more aggressive approach, driven by despair, which would pose a real threat against the stability and the prospects of political status in Europe,” says the same Holger Schmieding, Chief Economist with Berenberg Bank. “Either way, the major blows received by the Russian economy lately will lead in time to a substantial abatement of Russia’s ability to fund the current conflicts and other confrontations of the same type in the future”

due to the budget revenues decrease and reduced access to financing, he added. “The US, Europe, Japan, China and India will be strengthened, while the economies of Russia, Iran and Venezuela will weaken, which will make the world a safer place,” is Schmieding’s conclusion, in terms of changes in strength ratio at global level induced by the decline in oil prices.

CONCLUSIONS AND DOUBTS Therefore, the effects on global economic mechanism and subsequent changes on the geopolitical level make the evolution of oil prices one of the major risks humanity might have to face in 2015. 25 years after the fall of the Berlin Wall the world is going through an unprecedented process of resetting of economic, social, political and military relationships, and the fall in oil prices is both a consequence and its enhancer. At least for now, a question remains unanswered, i.e. whether the fall in oil prices is a ‘tool’ used to determine the change in the status quo (both on economic, social and/or geopolitical level)... or is it just an ‘outcome’ of the process of rebalancing the balance of forces the world is going through. 75

NEAL BROTHERS EXPORT PACKERS

ROMANIA NEWS UPDATE 2015 “Whilst business conditions remain challenging we at Neal Brothers continued to increase our market share and our ex-

pansion within the region, with the opening of our 3rd facility in ClujNapoca in 2014. We look forward this

continuing

progress

2015

building on our reputation for quality and excellence in service”

Geoff Pearson

Now operating from 3 sites across Romania, offering export packing solutions, storage, inventory management, loading, unloading and securing of trailers and containers as well as national and international freight with partners, Neal Brothers is your reliable, experienced and cost effective logistics partner. CRAIOVA METAL LEMN BUSINESS PARK BLVD. DECEBAL, NR. 85 CRAIOVA, DOLJ, 200621 PHONE: 0040 351 448484 FAX: 0040 351 448 485

PLOIESTI ALLIANSO WEST PARK L36, SE BLD MODULE 13-14 PLOIESTI, PRAHOVA 107025 PHONE: 0040 344 220 126 FAX: 0040 344 220 127

CLUJ-NAPOCA 25-27-29 STR. CLUJULUI SANICOARA, CLUJ 407042 PHONE: 0040 372 925 441

“SERVICE IN ANY CASE”

www.petroleumreview.ro

NEAL BROTHERS EXPORT PACKERS ROMANIA - MEET THE TEAM

Roxana Stretea Sales S l M Manager Cluj窶年apoca 0040 730 554 323 rs1@nealbrothers.co.uk

Narcisa Ciorcila Finance Director Craiova 0040 730 554 324 nc2@nealbrothers.co.uk

Mike Larkin Head of European Operations Leicester, United Kingdom 0044 776 417 9331 ml1@nealbrothers.co.uk

Marian Dobre Commercial Director Ploiesti 0040 733 966 802 md1@nealbrothers.co.uk

Adriana Paun Production Manager Ploiesti 0040 344 220 126 ap1@nealbrothers.co.uk

fff Pearson Geoff Chief Executive Officer Romania 0040 730 554 322 gp1@nealbrothers.co.uk

Eduard Carstocea Business Development Manager Ploiesti 0040 732 159 546 sec1@nealbrothers.co.uk

Marian Iordache Production Manager Cluj窶年apoca 0040 372 925 441 rs1@nealbrothers.co.uk

WWW.NEALBROTHERS.CO.UK 77

oil & gas

VIKOIL IN ROMANIA

Experience, professionalism and cost-effective services Late last year, Vikoil, leader in Ukraine in geophysical services, has opened a subsidiary in our country. Mr. Volodymyr Gryshanenko, Director of Vikoil Romania, shared with us information about the company’s objectives and development plans in Romania.

Petroleum Industry Review: What made you choose Romania? Volodymyr Gryshanenko: The decision to open a branch in Romania was determined by several factors: a. following market research on European markets, the results showed that the Romanian G&G service market is very promising and dynamic; b. currently on the market there is only one local firm running seismic research, so the entry of the second company on the market will increase competition and provide the companies operating in the oil and gas industry more opportunities for G&G costeffective quality services; c. Vikoil is the leader in the geophysical field in Ukraine, being specialized in 2D, 3D and 4D seismic prospecting to research and prospect conventional oil and gas fields. In order to develop the company we consider necessary to expand it on new markets; d. the company’s development strategy includes our accession to the EU market. Romania is the EU country with the largest market for G&G services among all Ukraine’s neighbouring countries. 78

Petroleum Industry Review: What are the main services offered by Vikoil? What about the ‘best cards’? Volodymyr Gryshanenko: Our company provides a full range of services for the design and deployment of land seismic surveys, seismic data processing and interpretation, as well as engineering support services related to the use of the seismic information obtained: deposit modelling, establishment of geological and hydrodynamic models, improvement of development systems for oil and gas deposits, the optimization of production, exploitation and well deployment on the field, design and implementation of modern technologies to improve oil and gas production as well as providing capital renovation or well maintenance. The basic services provided by the company are: • • • • • • •

Land seismic data acquisition; Seismic data processing; Seismic data interpretation; Gravity-magnetic survey; Vertical seismic profiling; Reservoir engineering; Petroleum engineering. www.petroleumreview.ro

oil & gas

equipment and modern software, real estate investments (bases, offices) and attracting qualified local personnel. Currently, the company is running active campaigns to recruit experienced professionals in the oil and gas industry in Romania, namely it has opened a number of vacancies for positions such as: deputy director of business development department, deputy director of the department of seismic studies, deputy director of the legal affairs department, chief of the seismic brigade, economic planning department manager, authorization department manager. On this occasion, we urge interested candidates to contact us through the main office in Bucharest or through the recruitment department. On the long term, our company, coming on the Romanian market, intends not only to provide services for the exploration of hydrocarbons, but also to enter the oil and gas market, namely to take over licenses for hydrocarbons’ extraction. In order to achieve these objectives there are set additional investments of about USD 50 million for a period of five years. Petroleum Industry Review: In the present context, the one of oil price reaching new lows of the past five years, which are the basic mechanisms for the company’s development? Volodymyr Gryshanenko

Our main strengths are the use of modern equipment and software, our specialized team, our vast experience in various countries and climatic conditions, as well as the quest of scientific progress in the field. We offer our customers a flexible system of service and the full range of G&G services - from field work to determine the optimum location for wells to individual services on certain types of activities. Also, our company is going to combine the expertise of both countries, Ukraine and Romania. Their combined experience and professionalism will surely bring good results in their activity. Petroleum Industry Review: What are Vikoil’s goals in Romania on short and long term? Volodymyr Gryshanenko: On short term, Vikoil’s main objective is to strengthen the company’s presence on the Romanian G&G services market and to provide quality services to oil and gas companies at a competitive price. The company’s strategy involves investments amounting to USD 10-12 million for the additional purchase of

Volodymyr Gryshanenko: If oil prices fall, the market demand for service is shrinking, while the competition is increasing on the market, which in turn acts as an incentive to improve the management structure of service providers, to optimize costs, to form additional services etc. In such cases, only stable companies with a flexible management system are able to develop. Our company has experience in various countries worldwide, including in countries with developing economies. This experience allowed us to set up an efficient company structure, to form the ability to adapt to market conditions. The main issues for the development of our company is the staff orientation towards the full satisfaction of all customers’ requirements, the carrying out of our services faster and providing quality, the development of mobility and of our ability to find solutions, along with promoting a flexible price system for our services. The company’s competitive advantages as well as an effective strategy to expand on the market, allow us to optimistically look forward to working on the Romanian oil and gas industry services market. Our company’s presence in Romania will increase the services’ quality, will promote competitive prices with optimum deadlines, and in turn they will increase the amount of exploration work and the promotion of the entire exploiting industry. 79

oil & gas

FRESH ENERGY PROJECTS

Turkey, desirable partner for Romania The value of Romanian-Turkish commercial exchanges amounted last year to over EUR 2.1 billion, while imports stood at over EUR 1.7 billion. Meanwhile, total direct and indirect investments of Turkish companies in Romania exceeded EUR 4 billion, according to estimates. Romania’s interest to expand and diversify of relations with Turkey was recently highlighted by the Minister of Economy, Trade and Tourism, Mihai Tudose, who said that our country intends to increase the annual volume of bilateral trade with Turkey to USD 10 billion. Within this cooperation, a special place is taken by the energy sector, an area where Turkey announces massive investments in the coming years. by Adrian Stoica

urkey has experienced rapid growth of energy consumption and the country needs to invest about USD 120 billion in energy projects by 2023, stated in early February Turkish President Recep Tayyip Erdogan, as quoted by the international media. “Turkey has grown enormously during the last 12 years, growth which led to increased energy consumption. And energy consumption will double by 2023. We must increase energy production quickly. We need to invest USD 120 billion in energy projects by 2023,” President Erdogan said. According to him, the KirkukYumurtalik oil pipeline has become 80

operational again. He also referred to the Trans-Anatolian (TANAP) project, which will transport Azerbaijani gas to European markets

By 2023, Turkey’s energy consumption will double, and investments in energy projects will reach USD 120 bn.

across Turkey, as being an interesting project. “We are determined to develop nuclear energy in Turkey, as well as renewable energy. (...) We hope that the

gas will flow through TANAP soon,” added Erdogan. In Turkey, natural gas and electricity prices are cheaper as compared to the prices in the 28 EU countries, being at the same level as in 2008, said Energy Minister Taner Yildiz. He said that his ministry has prioritized the renewable resources in order to cut natural gas imports, adding that Turkey wants to supplement by another 110,000 MW the current installed capacity by 2023 and wants 30 percent of the installed power to come from renewable resources. He said Turkey has paid USD 850 million less for energy imports in 2014 due to the increased www.petroleumreview.ro

oil & gas

installed capacity in renewable energy. In Turkey there are currently 615 energy producing companies, 160 suppliers and more than one million eligible consumers. The natural gas consumption in the country increased three-fold in the last decade to 50 billion cubic meters.

Turkish Stream instead of South Stream The Russian company Gazprom has announced in February that it has broadly agreed part of its new pipeline to Turkey with Turkish Energy Minister Taner Yildiz. The pipeline, which would compensate by the end of 2016 the abandoning of the South Stream project towards the European Union, is to cross the Black Sea, to pass through the northwestern Turkey town of Luleburgaz, across the Greek-Turkish border to the town of Ipsala, a release issued by Gazprom informs. The first section of this pipeline, with a length of 900 km, will have a total capacity of 15.75 billion cubic meters of gas annually, but after the final deadline the four branches will supply 63 billion cubic meters of gas. These amounts will be made available to the European countries, but Gazprom warned in mid-January that they must build their own pipelines, the company having no intention of supplying them through Ukraine. The Russian group said it will install the underwater part of the Turkish Stream and that the terrestrial part in Turkey will be built in cooperation with the Turkish company Botas.

Turkey, included into the South Caucasus Pipeline Expansion route

The British group BP and its partners have officially launched in September last year the South Caucasus gas pipeline (South Caucasus Pipeline Expansion), to

connect Sangachal oil terminal to eastern Turkey through Georgia. The entire southern corridor is to include three pipelines that will connect the Sangachal oil terminal near Baku, owned by BP group, to southern Italy, through Georgia, Turkey and Greece. The Corridor’s construction is to be completed in 2018 and the first tranche of natural gas will be delivered in 2019. The supply of natural gas from Azerbaijan to Europe will reduce the European countries’ dependence on Russian giant Gazprom, which supplies about a quarter of the natural gas needed in region. Among the BP partners in the project there are Statoil (Norway), Socar (Azerbaijan), Total (France), Naftiran Intertrade (Iran), TPAO (Turkey) and Lukoil (Russia).

The underwater cable, a chance to increase Romanian energy exports

The cooperation with Turkey is an important element for the energy sector in Romania, in terms of turning to good account the export potential, and the submarine cable project is extremely important for Romania. The construction of an underwater cable project to transport energy from Romania to Turkey via the Black Sea could be viable, given the current price of energy and technology, the Turkish side admits. The Energy Ministers from the two countries signed last year a memorandum for this project in Bucharest. “The building of this project would allow Romania to export 800 MWh of electric power, which is extremely important in a time when we can produce more energy, which unfortunately we cannot deliver due to lack of interconnections,” former Romanian Minister of Energy, Constantin Nita, declared at the time. Also, the talks that took place during the meeting of the two ministers approached a variant of land line to transport energy through Bulgaria. 81

oil & gas

RAFO Oneşti to get scrapped Two decades ago, the Romanian petrochemical sector was a force in the region, but then it went into decline. We cannot minimize the efforts of the remaining companies on the market, such as Petrobrazi, Rompetrol Rafinare or Petrotel-Lukoil, to modernize and keep the pace along with new technologies, but we cannot overlook the way we’ll be affected by the fact that the beginning of 2015 has marked a milestone of this general decline. It is about the decision for RAFO Oneşti to be sold for scrap, while the land is to be used as industrial platform for a number of technical projects, there is even talk about an industrial park. by Daniel Lazăr

n early February, the com pany’s General Meeting of Shareholders (GMS) in Bacău has introduced on the agenda the demolition decision, which was approved by vote of the majority shareholder, Petrochemical Holding from Vienna, controlled by Russian citizen Yakov Goldovskiy, who holds a 96.51 percent stake in RAFO. “The meeting approves the mandate of the Director General of RAFO SA to start the sale of assets and equipment related to the company. The assets and equipment selling price will be determined based on the market prices for used equipment, but cannot be lower than the price of scrap iron on the Romanian market on the day of signing sale/purchase contracts of the equipment,” the GMS report submitted by the company to the Bucharest Stock Exchange (BVB) reads.

Short history Borzeşti petrochemical platform, of which RAFO was part of, was developed in 1964 and the refinery was built to process imported 82

sulphurous crude oil. Two years after the Revolution, RAFO had become legally independent and in 2001 the companies Imperial Oil in Bacău and Canyon Servicos in Portugal bought a 59.99 percent stake in the refinery from the Authority for Privatization and Management of State Assets (APAPS) for USD 7.48 million. Subsequently, the two companies’ stake to RAFO reached 94.5 percent. Imperial Oil Bacău, belon ging to Cornelius Iacobov and Canyon Servicos undertook at the privatization moment to carry out, during a five-year interval, investments of USD 80 million and to assume all commercial debts of the society amounting to some USD 200 million. Imperial Oil was, at that time, the majority shareholder of Dărmăneşti Refinery, while Canyon Servicos was a company focused mainly on capital investment, with shareholders in Portugal and Switzerland. In 2003, Balkan Petroleum Ltd from the UK became the main shareholder in the company, following the takeover from Canyon Servicos of a 48.91 percent

package of shares. A year later, Balkan Petroleum, owned 50 percent by VGB company, managed by businessman Marian Iancu, has increased its stake in RAFO to 97.82 percent, following the transfer of 74,500,000 shares from the Canyon Servicos and Imperial Oil.

Convictions in court In December 2004, the court sentenced Marian Iancu to 12 years in prison for tax evasion and money laundering after a trial that lasted eight years. In the same file were also sentenced to priso n Octavian Iancu, brother of Marian Iancu, Constantin Mărgărit, Gheorghiţă Iancu, Marius Turică, Alex Martin, Elenkalan Hayrettin, Basaran Kadri Mazhar, who held various positions with VGB. They were accused of tax evasion, association to commit offenses and money laundering. The court also sentenced to prison, in the summer of 2012, businessmen Corneliu Iacobov and Toader Găurean, who were accused of damaging the company. During 2001 - 2003 RAFO www.petroleumreview.ro

Ovidiu Tender

accumulated large debts, in 2004 became insolvent, with liabilities of over ROL 8,000 billion to the state budget. In July 2005, the company Calder-A, part of the group Petrochemical Holding, has signed a contract with Balkan Petroleum for the acquisition of a 98 percent stake. Petrochemical Holding had become the owner of RAFO in 2009 with a stake of 96.21 percent of the shares. Calder-A belonged to and was controlled by the Russian citizen Yakov Goldovskiy, former president of the Russian petrochemical company Sibur.

Activity halted in 2008 However, the refinery’s activity was stopped in 2008 to carry out modernisation investments expected to last two years, but they were never achieved. Furthermore, the company recorded losses of two billion lei in recent years, which made the company’s main shareholder, Russian businessman Yakov Goldovski, to request the management to turn into account the refinery’s assets and equipment. The amounts to be cashed by selling the equipments will be used to finance current activities, to pay for environment obligations and to maintain the existing infrastructure for the development of an industrial platform for the implementation of technical projects.

Challenged decision A few days after the decision on demolition was taken, the minority shareholder Prospecţiuni announced that it would appeal against the decision of the shareholders’ meeting to sell the refinery for scrap iron. “Besides the long history of over 60 years, RAFO Oneşti is one of the few refineries that the country has at this moment and the impact of this decision is too important to be ignored - from national strategic importance, to the impact on industry, geopolitical and social importance. Let’s not forget that an entire city was born following the refinery’s businesses. Moreover, the statements of former RAFO employees point to the fact that the state of the refinery’s equipment is a very good one. Under these circumstances, Prospecţiuni, as a shareholder, expresses firm disagreement with the decision of Petrochemical Holding and will take all necessary measures to fight against this decision and accuse the unprecedented decision as being an act of sabotage against the national economy,” a statement released by Prospecţiuni management reads, a company owned by businessman Ovidiu Tender.

Epilogue We would have liked to write that the story continues, but unfortunately, it has reached the end. We find, therefore, another loss for the Romanian petrochemical sector. 83

oil & gas

LABOUR MARKET AT USD 60 PER BARREL

Oil and gas sector remains stable According to the European Commission, Romania’s economic growth forecast remains robust for 2015 and 2016, mainly due to the domestic demand and due to a stable labour market. In the oil and gas sector, the effects of drastic price falls have been absorbed, as the labour market has had a roughly similar level to the previous period, the representatives of Premier Global say. by Lavinia Iancu

lthough the fall in crude oil prices has had a serious impact in general on companies in the oil and gas sector and related industries, in terms of labour market the consequences were not comparable to those experienced by the industry. “The sudden drop in oil prices has had, in our view, insignificant effects on the labour market in this sector,” says Daniel Neagoe, Business Director with Premier Global, a company that provides assessment, coaching and recruiting services. “Ahmed Zaki Yamani, one of the Ministers of Saudi Arabia in office for three decades now, said that ‘the Stone Age did not end for lack of stone and the Oil Age will end long before the world runs out of oil’ anticipating the current situation. Saudi Arabia, for example - although oil prices are at extremely low levels, compared to the previous period - has intensified its crude oil production, preferring to sell while the demand for oil is still there, instead of keeping oil deposits which might not be used following the disappearance of 84

Daniel Neagoe: Premier Global conducts recruitment campaigns for major oil and gas companies in the Middle East, Europe and Asia, at similar volume levels compared to the same period of previous years, as there is a healthy ratio between demand and supply on the labour market. Also, at least during recent years, no changes were observed on the remuneration packages offered, continuing to be at similar levels as in the prior period.

www.petroleumreview.ro

oil & gas

the demand for such an energy source,” the Premier Global representative further says.

Growing demand for labour force Explanations on reducing the consequences of such drastic fall in the price of the oil barrel consist of several aspects, detailed by Daniel Neagoe. “The drop in oil prices caused, in fact, an increase in oil production to maintain a high level of income, which is likely to keep the oil price at low levels for an additional period of time. This may have the consequence of an increased demand for labour in order to supplement oil production. There is still a strong demand for professionals in the oil and gas industry, and as personnel turnover in this area is quite high, oil companies will try to keep valuable staff through various instruments of motivation, salary packages or favourable rotations, regardless of fluctuations in oil prices. In any case, employers’ offer has not changed and we think it will not diminish, because in this area cheap decisions are extremely costly. The offer gives priority to attracting experienced and qualified professionals that bring added value to the company, of course, in return for a consistent remuneration.”

which is likely to keep the oil price at low levels for an additional period of time. In conclusion, “the recruitment activity for companies in the oil and gas field remained at similar levels as compared to the same period of previous

years, with a healthy ratio between supply and demand on the labour market. Also, at least in recent years, no changes have been noticed on the remuneration packages offered, they remain at the levels of the previous period,” Daniel Neagoe specified.

The mood within the sector “Regarding the state of mind in the oil and gas industry, both HR managers and engineers or professionals in this field, in an optimistic note, are focusing on continuing contractual obligations in a manner in which they are unaffected by market fluctuations. In other words, the job descriptions are unchanged, equally as the benefits were not subject to changes,” the Premier Global representative says. The drop in oil prices caused, in fact, an increase in oil production to maintain a high level of income, 85

oil & gas

Who is going through the crisis in the oil and gas sector and how Is the oil and gas industry going through one of the cycles taking place once a decade or two? Or is it a phenomenon worse than the market cyclical functioning with serious long-term consequences? What is the lowest limit for oil prices? When is the recoil coming? These are questions that a player on the market is concerned with. However, during this period of time, even large companies in the industry continue to cut their budgets, to cut investments and operate layoffs. by Lavinia Iancu

ccording to provisional data released by four of the major oil companies worldwide by market value - Royal Dutch Shell, Chevron, BP and ConocoPhillips - they were able to replace, together, only two thirds of extracted hydrocarbons in 2014 with new reserves. And yet, things do not seem so bad in Romania. Regarding the impact of the falling global oil prices, National Bank Governor Mugur Isarescu said the annual inflation rate, which indicates the increase of prices, will be below the minimum of variation range, expected to reach 1.5% by the end of September this year. He added that the index reached its lowest level in February, very close to zero, mainly due to the international low prices of crude oil. Recently, the most important companies in the oil and gas field in Romania have announced the financial results for 2014, results that show, in some situations, solid financial positions, ongoing 86

investment projects (especially in exploration and production) although at reduced rates, and the negative impact on the activity of companies affected by the unfavourable market environment.

OMV Petrom has reported a lower profit in 2014 due to lower oil prices and to declining sales, halved against the previous year (RON 2.1 billion in 2015 as compared to the record profit of RON 4.8 billion in 2013).

investments for 2015 and to further focus on E&P, which will get about 85% of total investments. â&#x20AC;&#x153;In light of the volatile and potentially prolonged weaker market fundamentals, we are scaling back our investment plans for 2015 and we have intensified cost optimization programs whilst maintaining our potential growth projects in the Black Sea. In 2015, we expect public consultations on the fiscal and regulatory environment to continue, as announced by the authorities, and we aim for a stable, predictable and investment-friendly framework, which is a key precondition for future investments,â&#x20AC;? said Mariana Gheorghe, CEO of OMV Petrom S.A. The largest producer and main supplier of natural gas in Romania, Romgaz, succeeded last year to consolidate the production stabilization process for the fourth consecutive year, putting an end to the production decline; it has discovered four new natural gas deposits and has confirmed three former findings. The exploration activity has identified prospective resources of about 2 www.petroleumreview.ro

oil & gas

billion cubic meters, contingent resources of approximately 5 billion cubic meters have been confirmed, 3D seismic research has been carried

Following to these operations - experimental production for a number of fields, new reserves resulted from well recompletion operations and from updating the resources/ reserves from a number of commercial fields, a reserve replacement rate of about 90% has been obtained by Romgaz.

out over an area of 1,200 square kilometres and the process of drilling the first wells in the Black Sea – Rapsodia block has started. In the exploitation activities 12 operating wells were connected to the national transport system and were put in experimental operation four findings out of seven new wells. Following these operations experimental production for a number of fields, new reserves resulted from well recompletion operations and from updating the resources/reserves from a number of commercial fields, a reserve replace ment rate of about 90% has been obtained. The exploration invest ments reached RON 427.9 million, up 1.9% against the previous year and which include most of the 2D and 3D seismic surveys conducted in Moldova, Muntenia and Oltenia, and the drilling of 22 exploration wells.

Conpet on upward trend The fall of oil prices did not negatively affect the economic and financial performance of Conpet, the national transport network

operator for petroleum products. “On the contrary, this market situation is an opportunity for oil refiners beneficiaries of our transport operation - to increase the purchased quantities of raw materials and the amount of current transports, slightly on the increase,” company representatives have told us. Consequently, the proposed transportation programmes exclude losses or syncope in the line of projects and investments, respectively the need for protection measures or reducing losses (non-existent), the representatives further said. As regards forecasting oil market developments at regional/global level, Conpet representatives consider that the low prices of fuels at the pump will generate, at least on short term, an increase of sales, expected to have a series of domino upstream effects, meaning slight boost in refining

and transport activities of the raw materials, with no revival of the investment activities in the extractive sector, which most likely will keep the regressive trend.

Petrotel-Lukoil, projects with ‘quick wins’ The rapid decrease in market prices of raw materials and petroleum products began in the fourth quarter of last year and had a negative impact on the Petrotel-Lukoil refinery’s business results. On the background of ‘falling’ market prices of raw materials and petroleum products, one of the key factors that contributed to the deterioration of financial indicators was the need to meet the strategic stocks storage (over 200 thousand tons). As a protective measure, the com 87

oil & gas

pany is focused on: cost control, working capital management, optimi zation of the investment program, setting the priorities on implementing the ‘quick wins’ projects, i.e. obtaining maximum effect at a minimum of cost which may be implemented on short term. “Lukoil’s budget for 2015 is calculated based on the price of Brent crude of USD 50 per barrel. We believe that the objective price will be at this level during the first quarter, and the annual average will reach USD 60 per barrel,” company representatives have told us.

Regional centre for engineering, specialized in safety processes management For the moment, the fall in oil prices during September-December 2014 hasn’t had major effects on Siemens. “We will continue to monitor the decisions taken by the oil companies and the market developments. As suppliers and partners of the major players in the oil and gas field, we are interested in and influenced by their decisions - especially in planned investments,” says George Costache, CEO Siemens Romania. “There are no losses at the moment. On the short and medium term, the impact will be felt in the investments the oil and gas operators will carry on the known deposits and mines, as well as on brand new ones,” adds George Costache. “Siemens is an integrated provider of solutions for the entire chain in the oil and gas industry. We have tradition on the Romanian market and we will make all efforts to achieve our plans, even in the case of postponing some of the announced investments. In order to balance the situation on the domestic market, we have teams dealing with international projects. We have set up within Siemens Romania a regional centre for engineering , specialised in the safety processes management for the oil and gas industry. This centre’s team, located in Bucharest, serves clients 88

“Forecasts related to consumption during this period are increasing, both in our region and globally. This will lead to further investments in the field, even if current market conditions will cause the decrease in their rate for some time”, says George Costache, CEO Siemens Romania.

worldwide such as ConocoPhillips, Exxon, British Petroleum and Saudi Aramco,” said the Siemens Romania CEO. He further explained that, for Siemens Romania, the losses - if occurring – will be reflected only in lower business volumes. If low prices for crude oil will be in place for a longer term, Siemens will closely monitor price developments and will recommend its customers products and solutions that provide competitive levels of CAPEX and/or OPEX.

Developments on the oil market With regard to oil market develop

ments at regional/global level, George Costache believes that “oil has a significant share in current energy mix and will remain important for at least ten years more. Forecasts related to consumption during this period are increasing , both in our region and globally. This will lead to further investments in the field, even if current market conditions will cause the decrease in their rate for some time.” There are many voices, especially bankers and analysts who, on the basis of various economic models, predict a bleak future. We know for sure that 2014 has opened the oil deflation era, but no one can say exactly when this era will end... www.petroleumreview.ro

oil & gas

Halliburton’s positive perspective on European Shale Gas Whilst many observers of the European shale gas industry saw the lights fading when a number of key players pulled out of Poland earlier this year, the industry is far from lost. Poland still remains the leader in European shale gas exploration; there are increased investment incentives on the part of the Lithuanian government and positive movements across Germany. by Megan Roden

ajor shale corporations remain positive about the status of shale both in Poland and across the region. One such company is a pioneer of the shale gas industry, Halliburton. Halliburton are positive about the future of the European shale industry, noting a number of countries that have the best potential to access their shale gas reserves. Halliburton’s Engineering Manager, Rob Hull, noted that “the United Kingdom, Turkey and Ukraine spring to mind with Poland and others also having potential”. Whilst the European shale gas industry is producing mixed outcomes to date Halliburton are making strides to solving many of the challenges facing the sector. Rob Hull commented “we are seeing diverse results. Most of what is going on is spotty in Europe. Poland was by far the most advanced with getting results and what we are discovering is that correct fluid systems are a must when stimulating”. Clean chemicals such as Halliburton’s CleanStim® are helping to solve this problem when properly applied and have shown very good results when used hand-in-hand with proper data acquisition. In light of substantial public op 90

position to the shale industry across Europe Halliburton are eager to em phasise the importance of working with communities, with Rob Hull reinforcing the notion that “as an industry we need to educate and demonstrate to the public that we can plan and execute this safely and precisely in order to put away the concerns”.

Positive developments Many of the other challenges facing the European shale industry are also on the road to restoration. Regulatory and fiscal regimes have continually served as a stumbling block to the success of the shale industry across Europe, with many corporations citing it as a primary reason for their departure from Poland. Halliburton have highlighted the importance of transparent and consistent regulatory frameworks to the success of the industry. Rob Hull noted “I am encouraged by what DECC has done in the United Kingdom as they have workflow that must be followed. We need collaboration with the service providers, operators, regulators and the public so that this is understandable in every country and we leave out the

guess work. I am a big fan of the concept «PLAN THE WORK, WORK THE PLAN»”. Positive change is also beginning to emerge across Europe, with Poland looking to introduce new laws from 2015. Said laws are designed to simplify Poland’s licensing procedures and facilitate increased exploration. Clauses determining that operators are no longer required to form joint-ventures with state-owned organisations and the pause which is to be placed on royalties and taxes for www.petroleumreview.ro

oil & gas

foreign companies until 2020 are set to prove particularly promising for the region.

Geological challenges Geology remains the most challenging aspect of the European shale industry. Whilst many hoped for shale similar to that found in the US, European shale has proved far more problematic, with each play constituting an entirely new geology and thus greater time commitment. Learning and patience are the fundamental characteristics required to succeed within the European shale gas industry. Halliburton have made such a commitment, with Rob Hull

commenting that “on the subsurface side, lack of data, proper data acquisition programs and understanding the rock are key components to what is needed. You have to apply wisdom in unconventional plays and not assume that they are all alike. While analogues are certainly useful, all unconventionals are different and need a certain approach for subsurface development”.

Shale promise In light of all the negative press that has come out of the European shale industry there is certainly light at the end of the tunnel. The region may be more challenging than the experience in America, however for future energy

security, job creation and economic growth the European shale industry is one of promise. For Halliburton the key move for the industry now is “to educate and prove to the public and regulatory authorities that we have the ability to safely develop these reserves”. Despite initial slow progress across the region, Halliburton are certainly not deterred from the viability of the European shale gas industry. Hopefully this positive attitude marks a trend toward increased operations across the region, more of which will be discussed at the Central and Eastern Europe Shale Gas and Oil Summit 2015, taking place in Warsaw on 9th - 10th March.

www.ceeshalegas.com

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 World’s second largest cluster of Petrochemical Industry activities and the largest outside of the USA.

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

BOOKING NOW

For more information email: info@peftec.com

www.peftec.com

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

oil & gas

Increased oil & gas mergers and acquisitions in 2015

n its latest study, A.T. Kearney, a leading global management consulting firm, predicts a significant increase in mergers and acquisitions in the oil and gas sector for 2015, as a result of oil prices falling below USD 50 from Brent’s USD115 high late June. The intense pressure on prices challenges cash flows so oil companies of all sizes need to have a clear response to the situation – both near term but also longer term. Companies are expected to respond with mergers and acquisitions to reshape the competitive landscape to their advantage. Mergers and acquisitions (M&A) in oil and gas (O&G) showed a strong recovery in 2014 after a slow 2013, and with recent oil price decreases and OPEC’s decision not to cut output, 2015 is set to witness even further M&A activity across the value chain. These strategic deals will be key to growing value and aiding companies to navigate market turbulence. “Strategic approaches to M&A are critical to address the intense cost and cash-flow pressures experienced by Oil & Gas players. Our analysis and discussions with industry executives revealed the likely onset of a new wave of mergers and acquisitions across the value chain in the next six to 12 months,” said Richard Forrest, global lead Partner for the Energy Practice and co-author of the Oil & Gas M&A study, A.T. Kearney. He added: “The window of oppor tunity may be shorter than expected and will be driven by oil price expectations. Those companies with strong cash flow and healthy balance sheets will be able to leverage opportunities, while others will need to define strategies just to survive.” 92

Richard Forrest

All players in the industry can benefit from a strategic approach to mergers and acquisitions, including International Oil Companies (IOCs), National Oil Companies (NOCs), independent oil companies, service sector businesses and financial investors. Alvin See, Principal and co-author of the Oil & Gas M&A study, A.T. Kearney commented: “We expect to see the largest M&A deal value as well as largest share of deals in the upstream segment, with significant value increases in the midstream and among oil service providers. Across sectors, the companies that best anticipate, and prepare to take advantage of, the fast-moving and volatile market will be in a much stronger position than their peers.” For IOCs, optimizing portfolios will continue to be the focus. Divestment of downstream and non-core assets could accelerate to enable funding of targeted upstream activity and meeting cash flow needs throughout 2015. Mega deals for scale

synergy are not out of the question but will be limited, if at all. The study determines IOCs will favour selective acquisitions to build in their chosen areas. M&A activity for NOCs will be aligned with the national agenda of their host government, which is often strongly influenced by nearterm domestic needs and government agendas as much as by economic and business strategies. The study finds that independent oil companies’ success in M&A will be determined by balance-sheet strength and varying levels of exposure to assets with higher breakeven oil prices. The more adventurous financial investors may take the opportunity to enter the market; however, the current margin squeeze, low oil prices, and sluggish demand could suppress some investors’ appetites. Financial investors are likely to acquire in the oil-field services sector, downstream divestments by IOCs, and for those with confidence, some upstream assets beyond the traditional mature production. Oil service companies will continue to be hit hard as operator margins are squeezed and this will also impact service providers. There is significant potential for consolidation and investors with capital to invest will continue to be active, plus new entrants such as large engineering companies could make strategic moves to enter the market. Richard Forrest concluded: “Busi nesses with the foresight to take first-mover advantage can make significant strategic gains in what will be a very dynamic competitive landscape.” Source: www.atkearney.com www.petroleumreview.ro

oil & gas

Global oil and gas transactions review 2014 After more than three years of relatively strong and fairly stable oil prices, weakening market fundamentals in the second half of 2014 finally outweighed geopolitical uncertainty, causing oil prices to decline by more than 50% by year-end, compared to their mid-year highs. While oil and gas transaction activity slowed understandably in the fourth quarter, 2014 was a notable year. Total global reported deal value reached almost USD 443 billion, up by more than 69% from 2013, and well above the most-recent peak in 2012. However, the total number of oil and gas transactions – the total deal volume – continued to decline in 2014, dropping more than 20% from 2013.

pstream transactions continue to dominate the landscape, accounting for almost three-quarters of the total global deal volume. But notably, the upstream share of total reported deal value dropped below 50% for the first time in 2014, as non-upstream deal activity surged. Total reported deal value was up for the year for each segment of the industry: upstream increasing by 21%, downstream by 88%, midstream by 115%, and oilfield services by 242%. The number of deals, however, dropped in 2014 for each segment except downstream.

Four notable trends characterized the transaction year for oil and gas: bigger deals, less acquisition spend by National Oil Companies (NOCs), continued high interest in US unconventional assets and continuing expansion of private equity (PE) interest in the sector. Firstly, in 2014, there were 82 deals with a reported value of USD1 billion or more, including four “megadeals” with reported values in excess of USD10 billion. In contrast, 2013 saw 67 deals greater than USD1 billion, with only one megadeal. With the larger deals, the average deal size for the

www.petroleumreview.ro

oil & gas

year was more than USD447 million, up sharply from the average of the previous four years. While the activity over the previous four years had been trending toward smaller average deals, that trend seemed to be reversed in 2014.

NOC transaction activity, which had played a major role in recent years, was notably subdued in 2014, from a reported deal value and a deal volume perspective. Deals where NOCs were involved as buyers, either wholly or in partnership/ consortium, accounted for less than USD21 billion of reported deal value in 2014, down from more than USD63 billion in 2013, and well below the record in 2012 of more than USD122 billion. Transaction activity by the three major Chinese NOCs was off sharply in 2014. After spending an average of more than USD27 billion per year over the previous four years, the three NOCs spent just over USD6 billion in 2014, as the companies focused on integrating earlier acquisitions and were somewhat distracted by the ongoing government prompted management changes. Russian NOC activity, which had soared in 2012 with the big Rosneft deals, was also off sharply in 2014. We would however, expect to see some resurgence in NOC activity in 2015, particularly from the Chinese and other Asian NOCs, as those organizations move to take advantage of more attractively priced assets. The impact that unconventional oil and gas development has had on the industry over the past 10 years or so has been nothing short of revolutionary, in every sense of the word. That revolution has so far been largely contained to North America, the US in particular. The US has long remained the most active region for oil and gas transaction activity. While the number of US upstream deals continued to decline in 2014, activity involving unconventional assets has been steadily increasing in the US, as a percent of all US upstream activity. The sharp decline in oil prices over the second half of the year has, however, sent shock-waves through the segment – not only deferring much anticipated “export” of the unconventional revolution outside North America, but notably threatening the economics of unconventional plays for many US operators. 95

oil & gas

Looking forward in 2015 to a volatile, lower-price market, but also a strengthening transactions market We believe that a shift is underway in the oil and gas business as the industry takes account of the changing balance of supply and demand to a fully supplied market. For the global oil and gas industry, four key implications result from this structural shift: 1. Costs matter. In a fully supplied world future commodity prices will not preserve or rescue highcost projects as the industry grapples with structural cost pressures. Capital intensive unconventional resource development, increasing regulatory and environmental costs, and the growing technology and service costs of unlocking abundant, yet complex and costly plays will drive new business models and a renewed focus on operational excellence, which will result in the bifurcation of winners and losers – those able to adapt and those who fail to adjust. 2. Globalization. The global nature of the industry continues to change. Growing unconventional production has disrupted old market dynamics creating new competition at a global level. Capital continues to flow to projects with little regard for borders, while players continue to evolve strategies and structures in ways to best address and succeed in the global energy marketplace. 3. Innovation. Essential to realizing the resource potential of the industry, new innovation (technology, business processes, structures, operating and funding models) will be required to offset high structural costs/technically challenging plays (for example, the deep water, oil sands, unconventional plays). Innovation will be a key driver of success. 4. Resilience. The future market looks to be moving back to higher levels of volatility and uncertainty. In this context a renewed focus on building operational, financial and portfolio resilience is inevitable and will be a critical consideration in much of the transaction activity. In the absence of substantial short-term changes to the expected global oil balance – e.g., stronger oil demand, unexpected reductions/ outages in supply or a slowdown in the growth of non-OPEC supply – oil prices could weaken further in the first half of 2015. The fundamentals should start to improve in the second half of 2015, albeit slightly, as demand is expected to increase and nonOPEC supply increases are expected to be moderate. The level at which the market eventually stabilizes, however, is still subject to much uncertainty. So for 2015, we see the scope for a strengthening oil and gas M&A market, primarily driven by the implications 96

of and responses to the recent price collapse, as companies: • Re-allocate capital to optimize their portfolio and focus on higher returns • Remove underperforming and lower-yield businesses and assets (e.g., carve-outs and divestments) • Pursue opportunistic acquisitions of challenged or under-valued businesses • Look to joint ventures to share capital and risk • Increase investments into growth markets • In short, particularly in the remainder of 2015, we expect to see more motivated sellers and more consensus on valuations. Consolidation will be driven by over-capacity, intense margin pressures, and generally weaker capital markets.

Oil markets face a new reality as prices collapse: a (c)rude wakening After holding above the USD100 per barrel mark for more than three years, since mid-June 2014 oil prices (using spot UK Brent) have declined by more than 50% (through midJanuary 2015). OPEC’s decision at their late-November meeting to maintain the current production ceiling, rather than cut production to support prices, exacerbated the decline. The global oil market balance in recent decades can be characterized by three components – demand, non-OPEC supply and the derived “call” on OPEC crude oil production and inventories. Historically, non-OPEC supply has satisfied as much of global oil demand as it could, with the remainder to be supplied by OPEC and/or from inventories. But since 1Q 2014, OPEC has supplied more crude oil than the market has needed, and given current expectations for global oil demand growth and for non-OPEC production growth, the amount of crude oil needed from OPEC will decline sharply in the first half of 2015. With OPEC resolved (at least at this point in time) to maintain its current production ceiling of just over 30 million b/d, and oil demand declining seasonally starting in the first quarter, the market is likely to be oversupplied by as much as 1.5 to 2 million b/d in the first half of 2015. The actions of OPEC in allowing a process of undisturbed price discovery to take place can be characterized as a reminder to higher-cost producers that there is no implicit price guarantee that OPEC (in effect Saudi Arabia) is prepared to underwrite when that primarily acts to support non-OPEC margins. Multiple explanations for OPEC’s motivations have been put forward. However, an explanation based on market fundamentals is compelling. A combination of ‘disturbances’ to the supply side after the global financial crisis masked the structural impact of growing unconventional (and other) non-OPEC supply leading www.petroleumreview.ro

oil & gas

to a fairly balanced market and stable price. As demand growth remained weak and supply ‘disturbances fell away,’ OPEC was placed in the position where price stabilization at recent levels would only be possible by continual market share erosion as higher prices motivated further high-cost production to be brought on stream. Given that market share losses would be more expensive to recover in the long term, OPEC is seeking to deter more high-cost production by providing a visible risk to economics and returns.

What does this mean for the industry in the short-term? If the OPEC actions are motivated by the factors referred to above, then it is likely that they will look to see some hard evidence that the market is working to clear less economic barrels from supply before any decisive response is attempted. While there is a limit to the financial capacity of many OPEC players, Saudi Arabia as the swing producer has made it clear that it can and will withstand lower prices for some considerable time to come. In this context the following factors will drive the market finding a new price level: • Economic stimulus of the price reductions. A USD50 reduction in the price of crude oil translates into a USD4.6 billion per day stimulus to the global economy, or more than USD1.7 trillion per year. In just the US, the stimulus would amount to almost USD950 million per day. An element of this could be offset in the form of less capital spending by some companies. • Contraction in upstream oil investment. An immediate cut-back in upstream spending is happening as a direct result of the price decline. For conventional oil, cut-backs are most likely in exploration with some postponement or deferral of project sanctioning, particularly for the higher-cost, higher risk projects, but little impact on short term production. On the unconventional side, light tight oil (LTO) developers and producers are quickly reducing capital spending, “high-grading” their portfolios and increasingly concentrating on the “sweet spots.” • Notably, LTO developers and producers are unlikely to shut-in existing production; rather, they will defer some new development drilling activity. • Cuts in LTO investment will not translate into a reduction in US oil production, but rather to a slowing of the growth in production. Investment reductions can be expected to be somewhat offset by the continued increasing drilling and completion efficiencies. • Estimates of US oil production growth in 2015 (generally made before the recent price declines) average around 1 million b/d. Those growth estimates

could be cut in half by the end of 2015. Increasing cost pressures. Pressures to reduce and control costs will escalate, with pressures on OFS providers to be particularly strong. • Tightened access to capital. Smaller, more-leveraged companies could struggle as lenders or investors tighten access to capital, limiting their ability to continue their exploration and development activities. Some LTO developers could be unable to fund the drilling required by the “unconventional treadmill.” • Increasing consolidation/transaction activity. Portfolio high-grading, cost pressures and capital market tightness should also spur increasing acquisition and divestment activity. • Rising political instability risks. Producing countries with fiscal breakeven prices substantially above the market and with limited fiscal reserves (e.g., Venezuela, Libya, Iraq, Iran, and Nigeria) face rising risks of political/social instability, with consequently increasing risks to oil supply. Risk with regard to Russia remains very high, with the price declines adding to the difficulties that have resulted from the US/EU sanctions in the wake of the situation with Ukraine. • Iranian sanctions. A breakthrough in the Iranian nuclear negotiations, which would result in a ramp up of Iranian production/exports, would exert further downward pressure on prices should OPEC or Saudi Arabia not move to accommodate the increased supply into the market. Once OPEC feels that the market has reached a position where it is prepared to act then it is likely to do so as decisively as possible. The price recovery could therefore be rapid. The level at which medium-term prices stabilize is currently the subject of much debate and it is the speed of the development of a new consensus on this which will drive the timing of much upstream M&A activity in 2015 and beyond. •

Europe Following relatively stable activity levels in the period 2011-2013, European deal volumes, exclusive of OFS activity, declined sharply during 2014. Announced deal volumes of 146 were 40% lower than the 243 deals announced in 2013. While the large majority of activity continued to be in the upstream segment, the decline from 207 to 125 upstream deals in the year was substantial. There are a number of factors contributing to this outcome; some at the macro level, such as commodity price movements and capital market dynamics, and others that are more regionally specific. A Scottish independence referendum led to a hiatus in UK deals for part of the year, for example. 97

oil & gas

The reported value of European oil and gas transaction activity remained slightly more robust during 2014, recording a more modest 15% decline from USD18.1 billion to USD15.3 billion. Although the USD7.3 billion of European midstream activity was not repeated in 2014, there was an almost corresponding USD6.9 billion increase in the value of upstream transactions. The main driver of aggregate upstream deal value in Europe was Letter One Group’s USD7.1 billion acquisition of German headquartered RWE Dea. RWE Dea was the upstream subsidiary of utility, RWE ag. Following a slightly different route, E.On, another large German utility, recently announced its plans to split its business into two by separating out businesses in E&P and conventional power generation. The other big deals for the region in 2014 were Norway Det Norske’s acquisition of Marathon Oil’s Norwegian production company for USD2.1 billion, announced in June 2014, and Wintershall’s acquisition of Norwegian assets from Statoil for USD1.3 billion. The European downstream sector continued to remain relatively challenged, recording only 15 deals in 2014 at a total value of USD1.3 billion. While the totals in this segment are modest they mask a range of underlying trends. Refining assets without technical complexity, optimal configuration or advantaged logistical positions appear to be over-supplied, with several proposed transactions failing during 2014. Many storage assets, however, remain strategically attractive, particularly where increased imports of refined products are anticipated. The OFS sector in Europe represents several thousand companies, many with proven capabilities in technically complex products and services, proven to operate in harsh environments, such as the North Sea. With this capability, the 98

European industry has a strong export base and international dynamics have played a key part in many transactions in the sub-sector with companies either seeking capital partners for global growth or being acquired to expand overseas businesses’ product offerings. While not included in the European regional totals, SNC Lavalin’s USD2.8 billion acquisition of Kentz was the largest European OFS deal in 2014. Beyond the established oil and gas industry, Europe is home to a range of capital markets which are important sources of funding for the oil and gas sector on a global scale. 2014 started on a positive note for both equity and debt markets, with optimism about returning IPO activity. The year ended, however, more bearishly with stock market indices following commodity prices downwards. EY’s Oil & Gas Eye index, which tracks the top 20 oil and gas companies listed on London’s AIM market fell 55% during the year. In debt markets, yield-hungry investors provided some support to the sector, but looming redeterminations on reserve-based facilities augurs for a difficult start to 2015. Economic strengthening in Europe is a positive for 2015. However, a meaningful element of GDP growth in Europe is likely to be as a result of the recent significant declines in oil prices, which began in the last half of 2014. This depressed price environment will be the much more significant factor shaping Europe’s oil and gas transaction landscape in 2015. The North Sea is a relatively high-cost environment and falling commodity prices are likely to have an immediate impact on project economics, with postponements or divestments likely to follow in the upstream market. Volumes and margins will come under pressure for the supply chain. In contrast to prior years, well-managed downstream operations may prove to be the most resilient market segment. We expect capital conditions for many operating in the sector to tighten as reduced operational cash flows combine with lower lending capacity and equity markets favoring other sectors. This is likely to lead to transactions born of necessity and opportunism, with consolidation progressing in the supply chain. Fiscal policy setters in North Sea regions, as well as the UK’s new industry regulator, will need to adapt quickly to this new landscape. www.ey.com www.eyromania.ro