Petroleum Industry Review - March 2017 issue

SUMMARY

news

p. 12

6 7 8 9 10 11 12 13

Southern Gas Corridor to be finalized by 2020 Gas imaging makes quantum leap with a single pixel Flowserve to supply pumping equipment for massive refinery in China MOL expansion of the exploration portfolio Odfjell Drilling wins NCS Performance Awards Saudi Aramco to invest USD 7 billion in oil hub New innovative Polyfuels technology at Petrobrazi Refinery New world’s top crude oil producer

interview

p. 14

p. 26

p. 43

p. 50

4

14

Torgeir Olsen - on Odfjell Well Services pivotal facts and figures in 2016, the high priority projects for the future and the way to go from good to outstanding performance

point of view

22 24 26 28

EU – uncertain future: Dependence on Russian gas is the certitude Building a better future: Disrupt today to innovate tomorrow Romania’s Energy Strategy, some aspects that can be improved Key to Europe’s future competitiveness

oil & gas

30 32 38 40 42 44

BSOG to start offshore gas production in 2019 2016 BVB top gainers: A tough year for the oil & gas industry Maximizing productivity – top-down efficiency New Era for Serinus Energy and Winstar Satu Mare S.A. in Romania ROPEPCA’s warning: Local hydrocarbons production yields to imports Connecting the industry with a new data platform

focus 46

Challenges and prospects: Interconnecting the gas transmission systems between Republic of Moldova and Romania www.petroleumreview.ro

SUMAR

editorial pag. 56

56

Al doilea val al revoluției petrolului de șist

știri

pag. 59

58 59 60 61

pag. 64

interviu 62

Conpet intră în indicii BET și BET-TR ai BVB Nouă achiziție în portofoliul OMV Profit de aproximativ 1 miliard USD pentru MOL în 2016 Poli-combustibili – o nouă tehnologie inovativă la rafinăria Petrobrazi

Torgeir Olsen - despre rezultatele importante ale Odfjell Well Services în 2016, proiecte prioritare și cum se ajunge de la performanțe bune la performanțe excepționale

opinie pag. 74

pag. 84

pag. 94

70 74

Strategia Energetică a României, câteva aspecte deficitare ce pot fi îmbunătăţite Natura umană versus Mama Natură

petrol și gaze

76 82 84

86

2016, anul relansării sectorului de petrol și gaze de la BVB BSOG ar putea începe extracția gazelor din Marea Neagră în 2019 Sărata-Monteoru, singura mină de petrol rămasă în exploatare în Europa: eficientizarea stației de aer comprimat Cazanul Confind pentru centralele termice pe biomasă

focus 90

Provocări și perspective: interconectarea sistemelor de transport al gazelor 5 naturale ale Republicii Moldova și României

news

SOUTHERN GAS CORRIDOR TO BE FINALIZED BY 2020

A

zerbaijan aims to finalize Southern Gas Corridor by 2020, Azerbaijani President Ilham Aliyev stated recently. Speaking at “On the Road to (Price) Stability? The return of OPEC and the Geopolitics of Oil” roundtable as part of the Munich Security Conference, Aliyev said Azerbaijan played an important role in the energy security of the region.

He noted that the country will also play an important role in Europe’s energy security with the natural gas mega-projects.

Highlighting that Azerbaijan

boasted seven energy lines - of which three carried oil and four natural gas - Aliyev told that these lines are connecting Azerbaijan with Black Sea and Mediterranean Sea, contributing to energy security of transit countries.

The Southern Gas Corridor includes three major pipeline projects: the expansion of the South Caucasus Pipeline through Azerbaijan and Georgia, the construction of the Trans Anatolian Natural Gas Pipeline (TANAP) across Turkey and the construction of The Trans Adriatic Pipeline (TAP) through Greece, Albania and into Italy.

“The 80 percent of the works in South Caucasus Pipeline, 35 percent in TAP, and 90 percent in Shah Deniz field are finalized. Our aim is to supply this natural gas to the markets next year and finalize the project by 2020 in case no artificial hold-ups take place in some of the partner countries,” Aliyev also mentioned.

The under-construction TANAP project aims to bring natural gas, produced from Azerbaijan’s Shah Deniz-2 gas field and other areas of the Caspian Sea, primarily to Turkey, but also onto Europe via the TransAdriatic Pipeline (TAP).

GAZPROM AND CNPC TO EXTEND STRATEGIC COOPERATION

A

working meeting between Alexey Miller, Chairman of the Gazprom Management Committee, and Zhang Gaoli, Vice Premier of the State Council of the People’s Republic of China, took place in Beijing on February 15.

The parties addressed key areas of strategic cooperation, expressing appreciation for the past and prospective collaboration between Gazprom and Chinese energy companies and financial organizations.

Particular attention was paid to the projects for pipeline gas supplies from Russia to China.

Another working meeting was also held on February 15 between Alexey Miller and Wang Yilin, Chairman of 6

the Board of Directors of CNPC. The parties reviewed the progress of the project for gas deliveries from Russia to China via the eastern route, as well as the prospects for gas supplies via the western route and from Russia’s Far East. It was noted that the construction of the Power of Siberia gas pipeline (eastern route) was going according to schedule, with preparations underway for the construction of the crossborder section.

Alexey Miller and Wang Yilin underlined that the project for pipeline gas supplies from Russia’s Far East complemented and expanded the eastern route. Upon consideration of groundwork carried out on the main technical issues, the parties agreed to start commercial negotiations on the

project.

“The strategic partnership between Gazprom and CNPC continues to advance. I am confident that Gazprom’s unique experience and enormous capacities will help China with its ambitious plans to develop the national gas market and secure demand for natural gas as well. By 2020, the share of natural gas in China’s energy mix is expected to grow from 6 per cent to 10 per cent. According to the plan, the need for gas imports may double by late 2020, reaching 150 billion cubic meters. As of today, we have an ongoing project with CNPC for gas supplies from Russia to China via the eastern route. The agenda is to complement it with another project for pipeline gas supplies from Russia’s Far East,” said Alexey Miller. www.petroleumreview.ro

news

GAS IMAGING MAKES QUANTUM LEAP WITH A SINGLE PIXEL

Contact us Like us on Facebook @petroleumreview

Follow us on Twitter @PetroleumReview

Connect on Google+

PetroleumreviewRomania

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

N

ew technology which could offer the oil and gas industry a cheaper way to visualise methane gas is taking one step closer to becoming commercially available.

In a paper published in the journal Optics Express, researchers from the University of Glasgow’s School of Physics and Astronomy and Scottish photonics company M Squared Lasers describe how they have used a technique called single-pixel imaging to create real-time video images of methane gas in a typical atmospheric setting.

While gas imaging technology has been commercially available for some time, current systems are expensive, bulky and power-hungry. Single-pixel imaging uses just one light-sensitive pixel to build digital images instead of using conventional multi-pixel sensor arrays, which can be prohibitively expensive for infrared imaging. This allows the researchers to build a much

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

smaller, cheaper gas detection system.

The scene in front of the sensor is illuminated using a sequence of infrared patterns created using a laser tuned to 1.65μm, the absorption wavelength of methane, and display technology commonly found in digital data projectors. Using sophisticated sampling techniques to correlate the projected patterns and the gas, the researchers can create a real-time, coloured coded, image of the gas overlaid on an image of the scene using a conventional colour camera.

The collaboration between the University of Glasgow and M Squared Lasers was facilitated by QuantIC, the UK’s quantum imaging technology hub, which is based at the University.

QuantIC aims to bring a range of new sensing technologies into the market.

The global gas sensing market was estimated at USD 1.78 billion in 2013 and is expected to be worth USD 2.32 billion by 2018, offering an attractive opportunity for new technology.

ISSN 2065 - 0396 PUBLISHER: INDUSTRY MEDIA VECTOR 38 Dragoș Vodă St., Apt. 1, Bucharest 020747, RO 41 Costache Negruzzi St., Ploiești 100147, RO Phone: +40 (0)344-143.530; Fax: +40 (0)344-140.342 E-mail: office@petroleumreview.ro © Material in Petroleum Industry Review may not be reproduced in any form without the written consent of the Industry Media Vector. All rights reserved. All other editorial items are the copyright property of Industry Media Vector.

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

7

news

FLOWSERVE TO SUPPLY PUMPING EQUIPMENT FOR MASSIVE REFINERY IN CHINA

F

lowserve Corporation, a leading provider of flow control products and services for global infrastructure markets, announced recently an order close to USD 80 million to provide pumps and ebulators for the Hengli Integrated Refining Complex Project, a 400,000 barrel-per-day final conversion refinery on Changxing Island in Dalian, Liaoning Province in China.

The order includes nearly 200 pumps, which will be used in an integrated refining and petrochemical project for the Hengli Petrochemical

Complex. Flowserve will work in coordination with SINOPEC Luoyang Petrochemical Engineering Corporation (LPEC).

“A project of this size requires an ongoing supply of reliable, highquality equipment to enable full and successful operation,” said Kim Jackson, President, Flowserve Engineered Product Operations. “Our team is committed to meeting demands on this scale, and our geographic accessibility and extensive experience with orders of this magnitude make us well equipped to do so.”

The Flowserve products will be

sourced primarily from its facilities in Vernon, USA; Desio, Italy; and Suzhou, China, with phased deliveries beginning in early 2018 to support the project as it moves forward. In addition to the original equipment award, additional aftermarket awards will exist from this order.

Flowserve Corp. is one of the world’s leading providers of fluid motion and control products and services. Operating in more than 55 countries, the company produces engineered and industrial pumps, seals and valves as well as a range of related flow management services.

CONSTRUCTION CONTRACT SIGNED FOR SECOND STRING OF TURKSTREAM’S OFFSHORE SECTION

S

outh Stream Transport B.V. and Allseas Group signed on February 20 in Amsterdam a contract to build the second string of the TurkStream gas pipeline’s offshore section. The document was signed as part of the option included in the construction contract for the pipeline’s first string, which had been inked in 2016.

In a similar fashion to the construction of TurkStream’s first string, Allseas plans to use Pioneering Spirit, the world’s largest construction vessel, to lay more than 900 8

kilometers of pipes across the seabed for the second string of the pipeline.

TurkStream is the project for the construction of a transit-free export gas pipeline stretching across the Black Sea from Russia to Turkey and further to Turkey’s border with neighboring countries. The first string of the gas pipeline is intended for Turkish consumers, while the second string will deliver gas to southern and southeastern Europe.

Each string of TurkStream will have the throughput capacity of 15.75 billion cubic meters of gas per year.

On October 10, 2016, Russia and

Turkey signed the Intergovernmental Agreement on the TurkStream project. South Stream Transport B.V., a wholly-owned subsidiary of Gazprom, is responsible for the construction of TurkStream’s offshore section.

Allseas Group S.A. is the world’s leading company in offshore pipe-laying and subsea construction. The company is focused on comprehensive project implementation, including design, material and equipment procurement, construction, and commissioning. www.petroleumreview.ro

news

Formation Evaluation| Well Construction | Completion | Production

MOL EXPANSION OF THE EXPLORATION PORTFOLIO

M

OL acquired 6 new licences in the 4th bid round in Hungary, doubling its exploration acreage in the country. MOL Norge participated in the latest APA licensing round and acquired 4 licences in the Norwegian Continental Shelf, one of which with operatorship. These successes significantly contribute to the implementation of the MOL 2030 strategy.

MOL has won 6 new licences in the fourth Hungarian hydrocarbon exploration tender and the concession contracts have been signed by the representatives of the Ministry of National Development and MOL. As a result, MOL can start hydrocarbon exploration on nearly 4,200 square kilometres in the area of Bázakerettye, Bucsa, Jászárokszállás, Mezőtúr, Okány-West and Zala-West in addition to the almost 4,200 square kilometres area covered by mining authority decisions and concessions already acquired. MOL is targeting both proven exploration plays in Hungary as well as new plays which are the result of our ongoing new

Trans-Pannonian basin study.

Separately, it was announced earlier that the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy granted 4 licences to MOL Norge on the Norwegian Continental Shelf at the 2016 APA (Award in Pre-Defined Areas) licensing round, including one with operatorship. MOL has been granted operatorship in an additional position in the Mandal High Area, one of MOL Norge’s core areas in Norway. The partners in the new operated licence include Statoil and Petoro AS, the leading national oil and gas companies in Norway. MOL has also successfully joined three licences operated by AkerBP. “We are very happy that we have successfully competed in the latest bid rounds in two of our core countries doubling our exploration footprint in Hungary and adding exciting prospects in Norway with world-class partners.

I am confident that the expansion of our Central Eastern European and Norwegian exploration portfolio will support the delivery of organic reserve replacement for the Group,” Dr. Berislav Gašo, Group Upstream Executive Vice President, commented.

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

Weatherford International Eastern Europe S.R.L.

2A Clopotei Street| 100189 Ploiesti| Romania| +40 344 080 100 Main| +40 244 599 042 Fax © 2013 Weatherford. All rights reserved.

www.weatherford.com

9

news

ALMOST USD 1 BILLION PROFIT IN 2016 FOR MOL GROUP

M

OL Group significantly outperformed its initial USD 2bn target for 2016 and delivered a clean CCS EBITDA of USD 2.15bn.

Upstream has shown great resilience to the deteriorating external environment. A further 17% decline in Brent prices and a 23% decline in realized gas prices were offset by higher production and cost discipline.

As a result, EBITDA remained nearly flat at USD 675mn and the business generated over USD 250mn free cash flow equalling USD 7 per barrel of oil equivalent. Production grew by 6% to 112 thousand barrels of oil equivalent per day with additions from CEE’s onshore fields – where production was the highest since 2012 –, Pakistan, UK and the Baitugan field in Russia.

Cost savings across the board resulted in a 13% decrease in OPEX per unit.

The targets of the New Upstream Program have been therefore fully delivered.

Downstream once again posted robust results, delivering USD 1.5bn clean CCS EBITDA. This is only slightly behind the all-time high levels in 2015. The primary driver behind the decline was the expected normalization of the refining and petrochemicals margins. Consumer Services (Retail) EBITDA grew by 40%, supported by the recent acquisition of nearly 450 service stations across 5 countries in CEE, the successful roll out of MOL Group’s non-fuel strategy as well as strong demand trends. The Next Downstream Program, a three year internal efficiency initiative, which aims to deliver USD 500mn EBITDA improvement is on track with USD 340mn already achieved during the program’s first two years.

The Gas Midstream segment posted a full-year EBITDA contribution of HUF 54.5bn (USD 194mn) in 2016, slightly below the previous year.

“2016 was a year of great achievements and important milestones.

It marked the successful start of a major transformational journey as we approved our new long term strategy, MOL Group 2030. We also delivered on our targets and generated very strong free cash flow on the back of our resilient, integrated business model. Upstream generated over USD 250mn free cash flow at the bottom of the cycle and achieved the highest CEE onshore oil and gas production since 2012. Downstream posted robust results, only slightly behind the record-high 2015 levels, despite lower refinery and petrochemicals margins.

Consumer Services continued to post impressive growth on the back of welltimed acquisitions and the successful rollout of our new non-fuel concept. In 2017 we will again generate at least USD 2bn EBITDA, comfortably covering organic capex, dividends to our shareholders as well as funding for the transformational projects,” Chairman-CEO Zsolt Hernádi commented the results.

ODFJELL DRILLING WINS NCS PERFORMANCE AWARDS

D

uring the Rystad Energy’s award ceremony in Oslo on 1 February 2017, Odfjell Drilling received the Oilfields Service award “Gullkronen 2017” as Business Success of the Year.

“It is no secret that we are in the midst of unparalleled market havoc at a scale the industry has never witnessed before. In fact, these times are so challenging that the jury 10

only found three nominees this year. But our three nominees all are stars, and choosing between the three was like choosing which finger you want to keep. Still, our winner has showed that making risky, hard decisions at the right time may turn out to highly valuable. Our top pick has also showed that being at the forefront of technology application pays off in the long run, as safety and efficiency is improved.

In this market, it is almost a miracle to

present the Business Success Award to what must be the only company in the world in its segment that has contracts on all of its assets” - we quote from the Jury’s reasoning for this award.

In addition to this award, Odfjell Drilling was also recognized for outstanding performance on Heidrun as Statoil received the Field Operator of the Year award for performance on the Heidrun installation. www.petroleumreview.ro

news

SAUDI ARAMCO TO INVEST USD 7 BILLION IN OIL HUB

TRANSPORT WITHOUT LIMITS

A

ccording to Malaysian Prime Minister Najib Razak (photo), oil major Saudi Aramco will invest USD 7 billion in a mammoth oil processing hub in Malaysia, making it the single largest investor in the Southeast Asian country.

The announcement came on the second day of a visit by Saudi King Salman, who is on a multi-nation tour to boost economic ties with Asia.

“This is a significant investment,” Najib told a news conference after meeting with the king. He said Aramco’s investment is a “strong vote of confidence” in Malaysia’s economy and that bilateral relations are at an “all-time high.”

The Refinery and Petrochemical

Integrated Development hub is being developed at a total cost of USD 27 billion in Malaysia’s southern Johor state bordering Singapore and is due to start operations in 2019. It includes a refinery with the capacity to churn out 300,000 barrels of oil a day and a petrochemical complex with a production capacity of 7.7 million metric tons.

Saudi Arabia is leaning toward listing its giant, state-run oil company Saudi Aramco in New York. Officials expect the deal to be valued at about USD 2 trillion. If that were the case, it would make it the world’s most valuable publicly traded company.

The world’s largest oil company is also considering listing its stock in either London or Toronto.

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

www.lubbers.net ploiesti@lubbers.net

T +40 0244 408 040 11 408 049 F +40 0244

news

NEW INNOVATIVE POLYFUELS TECHNOLOGY AT PETROBRAZI REFINERY

O

MV Petrom recently announced approximately EUR 60 million investment for a new unit to be built in the Petrobrazi Refinery, based on innovative Polyfuels technology developed by French company Axens. The new unit, expected to become fully operational at the beginning of 2019, allows the conversion of LPG components into gasoline and middle distillates, using a catalytic process.

“The implementation of the Polyfuels project, which uses innovative technologies to increase gasoline and diesel production, will give us a competitive advantage through increased output of high value products (white products) and a more flexible production structure”, said Neil Anthony Morgan (photo), OMV Petrom executive board member responsible for Downstream Oil.

The Polyfuels unit will allow for a shift in refinery production of up to 50,000 tonnes of gasoline and middle distillates from LPG components. The overall refinery capacity will remain at 4.5 million tonnes/year.

This new unit is based on the innovative PolyFuel® process, a technology which was developed

by Axens, based on 50 years of commercial experience in the field of olefins conversion into fuels, having a track record of being a safe and clean technology.

The project consists of three main reactors, several adsorbers, columns and pumps. Due to the proper selection of main equipment and several heat-exchangers, the unit is designed for high energy efficiency.

Construction is set to start in 2017; the unit is expected to be fully operational at the beginning of 2019.

LUKOIL AND INPEX FIND OIL IN IRAK

L

ukoil and Inpex have successfully completed the testing of the first exploratory well, Eridu 1, at Block 10 in southern Iraq.

The well recorded daily flow rate of more than 1,000 cubic meters of sweet oil from Mishrif horizon, confirming geological expectations of a large hydrocarbon field presence within the Block 10 contract area.

12

Geological exploration at the block is in progress: work program for 2017 includes the drilling and testing of an appraisal well Eridu 2.

Lukoil holds 60 percent stake in the project (operator), Inpex Corporation holds 40 percent stake.

Block 10 is located in southern Iraq, 150 kilometers west of the town of Basra, and 120 kilometers away from West Qurna-2 field.

The block, with an area of 5,600 square kilometers, lies between the hydrocarbon-rich Mesopotamia and Salman tectonic zones.

Since the project implementation began, the partners have successfully demined the territory, conducted 2,022 kilometers of 2D seismic acquisition and drilled the first exploratory well, Eridu-1, to the depth of 3,168 meters. www.petroleumreview.ro

news

NEW WORLD’S TOP CRUDE OIL PRODUCER

R

ussia overtook Saudi Arabia as the world’s largest crude producer in December 2016, when both countries started restricting supplies ahead of agreed cuts with other global producers to curb the worst glut in decades.

Russia pumped 10.49 million barrels a day in December 2016, down 29,000 barrels a day from November, while Saudi Arabia’s output declined to 10.46 million barrels a day from 10.72 million barrels a day in November, according to data published on the website

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

of the Joint Organizations Data Initiative ( JODI) in Riyadh. That was the first-time Russia beat Saudi Arabia since last March.

Saudi Arabia and fellow producers from the Organization of Petroleum Exporting Countries decided at the end of November to restrict supplies by 1.2 million barrels a day for six months starting January 1, with Saudi Arabia instrumental in the plan.

Non-member producers, including Russia, pledged additional curbs. Brent crude prices have climbed about 20 percent since the

end of November.

The U.S. was the third-largest producer, at 8.8 million barrels a day in December compared with 8.9 million barrels a day in November, according to JODI. Iraq came in fourth at 4.5 million barrels a day, followed by China at 3.98 million barrels a day, the data show.

Saudi Arabia’s crude exports declined to 8 million barrels a day in December, from 8.26 million barrels a day, the biggest outflow for any month since May 2003, according to JODI data.

Office Ploies‚ ti Romania TECON Engineering SRL 16 Negru Voda Str. RO-100149 Ploiesti ‚ Tel.: + 40 (344) 401-333 Fax: + 40 (344) 401-334 romania@tecon.eu

www.tecon.eu 13

14

www.petroleumreview.ro

Q & A WITH TORGEIR OLSEN

THE DRILL FLOOR ROBOTS ARE COMING! Odfjell Well Services (OWS) is a leading international company with long history and rich experience, providing world-class petroleum services. This significant player in tubular running, rental and well intervention services, established in Europe and the Middle East, is expanding rapidly to all the other regions.

We talked to Torgeir Olsen, Country Manager and Business Development Manager - Iran and Special Projects, former Operation Manager and BD Eastern Europe, with Odfjell Well Services, and discussed on OWS pivotal facts and figures in 2016, the high priority projects for the future and the way to go from good to outstanding performance.

15

Q & A WITH TORGEIR OLSEN Mr Olsen, how did you pick the industry you choose to work in? What are the key data of your professional experience?

Actually, both my parents worked in the offshore oil industry in Norway since 1979, but I choose to learn to be a carpenter, with carpenter craftsmen certificate and specific education. The ‘80s was a very good period for business and I had already worked as foreman with a big company in Bergen, Norway by age of 21. In 1988, I was a year in the UN forces in Lebanon, and when I returned home, the crisis started and I wondered if I should begin an offshore career, but I still had a very good job as foreman carpenter.

In the ‘90s I decided to attend the offshore safety

16

course, 14 days at that time, and I heard about a company which needed personnel. On Monday I went to their office and asked for any job, and on Wednesday I was on a helicopter on the way to a platform, as a scaffolder, and I never looked back! On my first trip, I saw the drill floor at that rig and, when I returned home, I took the Roughneck courses and the teacher recommended me to go to his drilling company and ask for a job. Next, I worked for that drilling company! Later, the personnel coordinator with this company took over as a HR manager with another company and he phoned me to make an offer to start work on the semi-submersible Polar Pioneer, so this was ‘my rig’ from ‘91 until I started with Odfjell at the end of ‘96. I understood that I did not want to work as a roughneck all

www.petroleumreview.ro

Romania is very important to us and also the main area for the whole Balkan region! It is the key area for the energy security in the region as the country has turned from a large importer a few years back to self-sustaining last year and can now support the neighbouring countries with gas, etc. We see this as a permanent opportunity where we hope to continue working with the companies in the region.

my life and I attended the Drilling Technical School for engineer in ‘92 and concluded the courses in ‘95. There were long days, as I was still working offshore and I attended school when I was home and I also had to catch up the 14 days off school when I had been offshore!

I worked as roughneck, derrick man, assistant driller, driller, tool pusher, drilling engineer and in ‘snubbing and well control (live wells)’ as choke operator, BOP operator, jack-operator, supervisor and superintendent before I was asked in June 2005 to go to the Netherlands to set up our office and the branch for Odfjell Well Services (I was working for Odfjell corporate until that moment) together with two colleagues and friends. I worked as assistant Country Manager there and, since the end of 2006, I was Country Manager until the end 2008.

I was called back to Norway to continue building up there, in charge with the development of equipment and tools and tender/contracts.

I visited Romania first time in the autumn of 2008 to look for possibilities regarding operations and since 2009 we actually started to provide several companies with downhole tools via our base in the Netherlands. In May/June we were working on the big tender for OMV Petrom and, at the beginning of July 2011, I was in Bucharest as a relief for my VP Europe at that time and I took over the country operations and have worked here since! I’ve been then Operation Manager for Eastern Europe with responsibility to win contracts and start build up the company.

The rest is history with nearly 6 great years in Romania, learning what a great country it is, with its great people and now I’m married here with a great lady! I have now handed over the responsibility to my apprentice Alexandru Gomoescu (Operation Manager Romania), Romanian local, so he is continuing by doing a great job in Romania and in the region!

You spent more than ten years with Odfjell Well Services. What are the main areas of your responsibility within the company?

Actually, I have worked for Odfjell for over 20 years! Now, I’m actually Country 17

Manager for a big country in the Middle East region, holding one of the world’s largest oil reserves. In addition, I am also taking care of the Business Development side and the Product Line Management for Tubular Running Service (TRS) and Casing while Drilling (CwD), by representing our fine company and all the fine personnel and the rigs/equipment we have. You always have to do ‘all in’ for the company which has been your great family for so many years!

I strongly believe the One Team approach is the future way of working with the Oil & Gas companies from the planning stage, the execution stage to final delivery, is the way to go from good to outstanding performance and this goes together with putting Safety First.

As Business Development Manager for Eastern Europe you have an overview on the market development. What is Romania’s position in the region in regard to your business plan?

Romania is very important to us and also the main area for the whole Balkan region!

As you know, Romania is the key area for the energy security in the region and Romania has turned from a large importer a few years back to self-sustaining last year and can now support the neighbouring countries with gas, etc. The great and skilled people of Romania benefits from these, we see this as a permanent opportunity where we hope to continue working with the companies in the region, building together from good to great.

Currently, progressive businesses take the high road toward a flexible and dynamic service model, where everyone and everything is connected. How do you manage to remain competitive in this very challenging environment?

Pricing is still one of the main focuses in the Balkan region, but this should not be the main driver since good cooperation and operating as one team are the key to success, to keep the total well cost down for oil & gas and to understand this region, as it now comes for majors in other regions.

As an example, I can tell you a one team story from the new Johan Sverdrup field in Norway 2015/2016 and the achievement we had there. This is a One Team strategy with Odfjell Drilling with the 6th generation in semi Deep Sea Atlantic (DSA), Odfjell Well Services, Baker (directional and fluids/ cementing) and Statoil - we all sat down in the planning phase for the subsea wells. Odfjell is part to designing the drilling module for the fixed platform in phase two of this field.

18

www.petroleumreview.ro

Q & A WITH TORGEIR OLSEN We were set up to beat the old-World Record for 17 ½” section from 108.4 meters Gross ROP. The new World Record set by DSA and One Team was achieved to 156.9 meter Gross ROP, the old record was beaten by 48.5 meters Gross ROP and a Net ROP of 203.8 meters! The record has been beaten 2 more times by Odfjell and DSA after that and are now The Rushmore Benchmark for drilling 17 ½” section with semi-submersible! We are now about 200 days ahead the whole project and with this we have huge savings for the oil & gas companies! With this Statoil, where Odfjell is a big contributor to this savings, numbers for 2016 is 70% increase of meter per day, decrease of 40% time used per well and 30% less spend per well!

What strategies and tools do you recommend to move the performance from good to outstanding in your field of activity?

As mentioned above, I strongly believe the One Team approach is the future way of working with the Oil & Gas companies from the planning stage, the execution stage to final delivery, is the way to go from good to outstanding performance and this goes together with putting Safety First so again it goes together with people being conscious and focused on what they are doing and doing the right thing from the first time!

What are OWS’ pivotal facts and figures in 2016 and the high priority projects for the future?

2016 was a tough year for most of the companies around the world and 2017 will also be a though year, if things don’t turn around as fast as we all wish!

The good thing for Odfjell is that we have a great corporate management who started to take the right decisions back in 2013 in order to prepare us for the future, which has turned us into a very strong company for the future and enabled us to focus on continuing to build the company as a preferred supplier of services. This is continuing to be the high priority for the future, with safety and personnel in focus!

Some people say the oil and gas industry has been slow to embrace new technologies. How do you fight this myth?

As we all know, oil industry has always been somehow conservative, but things are changing now, although it’s a little bit slow, the progress is going forward and we will see more changes ahead in order to be able to keep the well costs down and to keep the development costs per barrel lower than the sale price so that the industry is sustainable and registers growth in the future.

THE ROBOTIC SYSTEM The drilling industry discusses more and more that digitalization will be the key factor to get exploration and production prices down to a level that can match the current oil price level. However, in order to introduce digitalization, the industry has to develop the right tools. Digitalization will be hard to obtain with the conventional semiautomated, hydraulic equipment mixed with

numerous manual operations. At Robotic Drilling Systems (RDS), we believe that the right tools are precise and flexible, electric robots, which are easy to integrate.

When using the full robotic system from RDS on the drill floor, the robots perform the required work tasks in a fast, seamless, consistent and hands-free manner for improved efficiency and safety.

19

Last year, on the occasion of the 8th Annual SEE Upstream Conference, you introduced us to the world of robots for offshore oil drilling operations. You said the drill floor robots open a new path and change the game in the oil and gas industry. Which of the benefits these robots bring are the most important?

The main benefit of these robots is that they tremendously increase the rig floor safety and efficiency!

The rig floor personnel can focus more on having the tools maintained and prepared while the robots take care of the operations in a hazardous area, in a consistent, highly effective level. There will be several deliveries of these systems/partly these systems in 2017 and it can be viewed at the link http://www.rds.no/products/thesystem.

To boldly go where no one has gone before, where do you see the biggest opportunity for OWS in the years to come?

Odfjell Drilling and Odfjell Well Services as ‘One’ company have several focus areas around the World, but there are not many places ‘no one’ has been before! Maybe the robots to drill on Mars in the future? That is not a joke and can actually be done in the future to reveal more the history of the planet. The main thing, as stated before, is to perform the operations and introduce our rigs, the remote operated equipment, the robots and our excellent personnel to Oil & Gas companies around the world 20

with the approach as ‘one team’ to achieve outstanding performances together.

As oil prices are starting to creep up, are we seeing the start of a recovery? What form this recovery could take?

One thing I can predict is that the oil industry and oil prices are unpredictable! With the changes around the world, as governments and situations change in some regions, it is very difficult to predict what is going to happen.

I don’t think we will see any ‘Bonanza’ times again since that will not be sustainable for the future with changes in the ‘green’ technology and in the demand by type of energy in the coming decades.

What’s your management style? How do you motivate your team? Useful tips for beginners...

Show appreciation to your people and treat all of them the way you want to be treated yourself! Nobody can be great alone and this can only be achieved by working together as one team. Safety first is the most important issue in the mental build-up, as we all want to come home in one piece and this also makes us think about any consequences for what will be done and people take care of each other. With this approach, things will be done the correct way from the very first time and they will also take care of the customers in the same way.

As I always say: “As long as you are honest, you don’t need to remember what you are saying”. www.petroleumreview.ro

21

point of view

EU – uncertain future

Dependence on Russian gas is the certitude

T 22

by Victor Lupu he European Union is far from feeling OK. The future is uncertain over short term and over long term... who dares looking too far ahead? On March 1, European Commission President Jean-Claude Juncker revealed his five future ‘pathways’ for the European Union after Brexit, as the 27 leaders of EU

countries will discuss the plans, without the UK, at a summit in Rome later this month. As Brexit is a known fact, unknown lies ahead the union, with huge challenges in the Netherlands’ parliamentary elections on March 15.

Opinion polls predict that anti-EU Geert Wilders’ populist Party for Freedom (PVV) could emerge as the country’s largest party. And guess what? He could organise a referendum on EU membership. Then French presidential elections are due in April, adding more uncertainties as Marine Le Pen, leader of the far-right Front National (FN) is a known adversary of the European Union. Although not credited in opinion polls with the first chance to win, no one could bet his fortune she won’t. Then France will have general elections in June. Germany will hold parliamentary elections in September and Chancellor Angela Merkel is having, for the first time in years, hard times in anticipating a win against SPD’s candidate Martin Schulz, former European Parliament President.

These are part of the elections this year. To all this mix of options there are uncertainties regarding some eastern European Member States, among them Poland and Hungary, which seem intransigent to more and more issues of European policy and turn Brussels growingly nervous.

Hence, the five ‘pathways’ try to draw a little bit of the future in terms of choice for all Member States, although e.g. in Bucharest turmoil is growing against the so-called multi-speed EU. On the other hand, EU economy is improving, albeit at a slow pace, some would say. One of the most discussed topics for years is the EU’s dependence on Russian gas and, in spite of the statements claiming the need to find www.petroleumreview.ro

point of view

and put in practice more options for gas supply, it appears dependence is growing. Last year Gazprom’s share in EU gas imports grew from 31% to 34%, making the EURussia relationship weirder than ever. On one hand the European Union has enforced sanctions against Moscow and even has extended them (following the annexation of Crimea), on the other hand the exports of Russian gas to the European block reach new highs. Would this last? It seems so.

Gazprom is planning to continue and to make more dynamic the gas exports. In 2016 supplies to Germany increased to 4.5 billion cubic metres. As gas supplies are transiting Ukraine and Belarus, Moscow plans to reduce the dependence on them by implementing Nord Stream 2 and Turk Stream projects, bypassing Ukraine.

In a recent report, Royal Dutch Shell says Russia will remain the biggest source of supply for the EU until 2035. Besides Gazprom, which supplies, as said, 34% of the EU consumption, other sources are Norway - 24%, Algeria - 11%, local production - 17% and LNG - 13%.

Nevertheless, despite the EU’s claims of efforts to diversify supply (diversifying the energy supplies and routes is one of the key priorities for the European Commission, a spokesman with the commission said recently) the shares remained relatively constant in recent years. LNG shipments from Qatar remained stagnant in 2016 and there are expectations of increasing imports from the US and Australia.

However, nothing essential is expected to change.

“Russia will for sure remain Europe’s largest gas supplier for at least two more decades,” even if most of the incremental gains in EU imports are met by LNG from somewhere else, said in early March, Vladimir Drebentsov, chief economist for Russia and CIS at BP in Moscow.

In his turn, as international media reported, Gazprom Chairman Viktor Zubkov said that in 2017 the exports to Europe are expected to be close to last year’s level.

Their statements came as an echo of Russia’s President Vladimir Putin statements in December 2016, who stressed that Russia has enough reserves to remain Europe’s main gas provider for years to come. “Gazprom is supplying more gas to Europe than Russia or the Soviet Union ever did,” he said. “We have enough gas for ourselves, even considering the growing requirements of the Russian economy, and for our counteragents, the buyers of our gas.”

And Gazprom is doing it. Statistics show that Gazprom gas sales account for more than 10% of Russia’s overall exports. According to Gazprom deputy CEO Alexander Medvedev, Europe will remain Gazprom’s ‘priority market’ and no one else can provide gas at the same price.

According to analysts, there is enough room both for Russian gas and for LNG, as the European deposits are declining, who expect LNG to surpass Norwegian gas,

as share of supply, by 2025. Meanwhile, in 2017 the price of natural gas is expected to rise, due to the price increase of Brent crude by 52% and due to the international market. At least that’s what Russian analysts say. Energy expert Alexei Grivach says the increase of gas prices to Europe depend on the current oil markets rather than on Gazprom’s decisions. “On the one hand, there are political phobias and calls to get rid of dependence on Russian gas, but on the other hand, there is the understanding of the market players regarding which gas is more reliable and more attractive and flexible in terms of supply conditions. They are ready to buy this gas despite allegations by some members of the political establishment in the EU and the European Commission that all this is wrong ,” he said. Nevertheless, gas prices are to reach USD 180-190 per 1,000 cubic metres in 2017, up from the average of USD 167 per 1,000 cubic metres in 2016 (meaning about 11%). The Russian expert added that the rise is influenced by the increasing oil prices, following the OPEC decision last November to cut the output by 1.2 million barrels per day.

Anyway, as Russia’s gas exports increase, so are the budget revenues. After a budget shortfall in February, Russia’s finance ministry said the country is expected to receive USD 1-1.5 billion in oil and natural gas revenue in March.

As far as Romania is concerned in this equation, the prospects are encouraging, if we consider the Black Sea deposits expected to become operational as of 2018 or 2019. On the other hand, the onshore deposits are depleting relatively fast and cannot offset the supply needs during the cold season. Anyway, the gas imports from Gazprom have increased in 2016 from 5% in January to 25% in December, as share of the consumption needs.

Opposite to the certitude of dependence on Russia gas, the future of Europe is, as said, uncertain. Analysts are hesitant to anticipate the political and economic moves in Italy as well, in Spain, Austria and Portugal, in the crisis hit Greece and the list could go on with bigger or smaller issues.

Contrary to the viewpoint on Bucharest, against a multi-speed EU, it seems the main European drivers – France and Germany – have already chosen the path of a multi-speed EU. In a recent interview, French President Francois Hollande, said a multi-speed Europe, where some countries integrate more than others, is necessary to avoid the bloc ‘exploding’. In an interview for six European newspapers, Hollande said “for a long time, this idea of a differentiated Europe, with different speeds and distinct paces to progress, has provoked a lot of resistance. But today this idea is necessary. Otherwise Europe explodes.”

Let’s just wait and see, 2017 might be decisive for the EU’s future. If Europe ‘explodes’, then even certitudes could become doubtful.

23

point of view

Building a better future

DISRUPT TODAY TO INNOVATE TOMORROW

A

re we moving fast enough and in the right direction? Is the industry really doing all it can to get back on track? These are the key questions that everybody has started to ask, and for good reason. When an industry, a business, a civilization stagnates it is usually due to the fact that it has stopped focusing on evolution. When people do not look for ways to innovate, they settle. At some point, something has to give. World leaders are slowly realizing this. It seems we are currently in a rut. Of course, some people are trying to raise their heads above the water but this should be a team effort. You could argue this point of view and say that innovation is more often than not a result of a happy accident than hard work and dedication. You could not be farther from the truth. Achievements take time. And, most importantly, achievements take risks. You won’t get what you’re after by playing it safe. People have acknowledged this and as a consequence they have started looking at alternative solutions. Changing the game might be a winning strategy.

Are we too afraid of the consequences of such changes?

Let’s take a look at some ways of shaking things up.

Moving away from the tried and true traditions seems to be somewhat of a trend nowadays, everybody in top brass agrees with this. What better evidence than the fact that all the nations are slowly working together towards this common goal? The major themes of the Global Opportunity Report of 2017 were the actions needed to safeguard the future. Concepts like innovation, technology and infrastructure were favoured as always, but the consensus was that it’s high time we looked at things from a different perspective. From smart water technology to combating inequality, the report provides us with new, customer tailored solutions to the world’s problems. By 24

disrupting the way we see and do business, we can finally breach that gap between what we think we need and what we actually need. This is a time of daring to think about bigger, more ambitious projects that blend technologies from different industries. Let’s face it, the digital era is upon us; cyber security and artificial intelligence are no longer just a distant dream. Combining these technologies in new and undiscovered ways could yield great results in the long run. Not to mention the good it may do in underdeveloped countries where unexpected markets may emerge overnight. According to the report, the following years will be marked by a sustainable disruption which will use technological innovations to combat inequality, cyber terrorism, soil depletion and climate change. Improvements will be made in many fields, and among these we may surely speak about the oil and energy sectors which at the moment are highly reliant on technological advances to keep afloat.

One of the companies that have really jumped on board of this movement is GE Oil & Gas. During their annual meeting the term ‘disruption’ was virtually dissected by Lorenzo Simonelli, President and CEO, who highlighted the company’s efforts in meeting clients’ demands in new ways. In the three-pronged discussion about human, industrial and digital disruption, product development came first. There is no secret on the market of today that clients no longer appreciate the one size fit all solutions and have become partial to a tailored approach. The company’s project called ‘FastWorks’ aims at including the client in the production cycle, working side by side, sharing ideas, basically co-creating the end result. And the people are the ones who benefit from this. Not only are the customers happy, but Lorenzo Simonelli also highlights that their own employees, the engineers and technologists who work on www.petroleumreview.ro

point of view

the projects also feel more fulfilled. It is truly a wonderful feeling to come up with a project that is as close as possible to what the client envisioned.

According to GE, everybody at the meeting was in agreement with the disruption maxim, that producers and suppliers should work together, and so the recent partnership with BP was no surprise. The pilot program aims at combining the software behind GE’s Plant Operation Advisor with BP’s heavy offshore oil production platforms in the Gulf of Mexico. This is only a test run but should it succeed in improving the safety, efficiency and reliability of the gas operations it could become the norm. It should be noted that this endeavour could be GE’s biggest deployment of Predix-powered APM technology.

But this is not all. The company also recently announced collaboration with Total, the French giant. The end goal of this technological partnership is the revamping of centrifugal pump impellers by bringing new additive manufacturing techniques into the mix. Many so called ‘gadgets’ like drones and aerial vehicles, 3D printing and wearable tech are no longer just for the select few, but have made their way into mass production as customers are

finally seeing the benefits these technologies might bring to the table. The GE store will continue to be the focal point of sharing technology, research and expertise with the LM900 aero derivative gas turbine serving as a flagship. Seeing as this project started as a GE90 jet engine and ended up powering massive LNG plants by way of GE Aviation technology, the company is certain that cross industry collaboration has a lot more in store for the industry.

It certainly seems that this is a golden age for business opportunities as technology and communication take their rightful place in the world of tomorrow. New and exciting discoveries are just around the corner if we commit to pursuing them. Luckily, the oil and gas industry has and has had its pioneers who continue to keep the industry fresh and on its toes. Science and technology have always been a part of this business and I believe it will prove to be the much-expected messiah in these troubled times.

To those who still think digitalization and cross industry collaboration are a dream we can only say this: Sometimes you must run before you can walk.

by Vlad-Adrian Iancu

25

point of view

“The final Energy Strategy document published by the Energy Ministry reads more like an energy outlook than an energy strategy”, says Eugenia Gușilov - Director Romania Energy Center

Romania’s Energy Strategy

Eugenia Gușilov, Director Romania Energy Center 26

o be fair, the effort to gather statistical data, engage in modelling, scenario and sensitivity analysis must be commended as is a much-welcomed break with the hitherto monopoly of one state institute (ISPE) that authored all Romania’s energy strategy documents in the past. However, in this opinion article I would like to focus on some aspects that can be improved.

It is noteworthy that of the 5 stated fundamental goals, ‘combating energy poverty and protection of the vulnerable consumer’ comes 5th (last, after ‘energy security’, ‘competitive markets’, ‘clean energy’, and ‘modernization of energy governance’). At the same time, the first of the 5 principles on which the document is based is ‘the consumer comes first’. But, if the consumer is at the top of policy action, shouldn’t energy poverty reduction be the top goal of a country such as Romania, where, may I remind approx. 100,000 households are not even connected to the electrical grid, where 90% of rural consumers rely on firewood for heating, a country with 40% of population at risk of poverty or social exclusion (highest % in the entire EU), the highest rate of monetary poverty in the EU (25% of population in 2014), worst rate of material deprivation (second only to Bulgaria), highest % in the EU of in-work at-risk-of-poverty rate among employed persons (i.e. unable to make ends meet despite having a job or, in other words, the ‘working poor’). Should not the Romanian citizen, therefore energy poverty reduction, be the first priority? In the five central areas of intervention outlined, energy poverty reduction is again last (5th after ‘generation capacity and electricity mix’, ‘gas supply infrastructure’, ‘role www.petroleumreview.ro

point of view

of biomass in heating of households’, ‘high efficiency cogeneration and modernization of district heating’). The priority areas of intervention (as currently outlined) seem to reflect more the result of a lobbying process rather than the true priorities of Romania. As important as the renewal of Romanian power generation capacity or the upgrade of Romania’s gas infrastructure (necessary first and foremost for the export of natural gas), energy poverty reduction in a country like Romania should come first both in terms of key goals as well as key areas of intervention. As a comparison, the 2015 UN Sustainable Development Goals (SDGs) lists ‘no poverty’ as its top goal, ahead of ‘affordable and clean energy’ (# 7), ‘decent work and economic growth’ (#8), ‘industry, innovation and infrastructure’ (#9), ‘sustainable cities and communities’ (#11), ‘responsible consumption and production’ (#12) and even ‘climate action’ (#13).

Second, the document states that one of its principles is technological neutrality. While the desire of the state to not engage in picking winners and losers is understandable, the market being obviously much more efficient at this, it does not mean that the state should remain completely neutral and not signal its preferences or priorities for policy support in any way. Even if you have scenarios and projections, a strategy should clarify the position of the state on various matters. For instance, in the final document you can read that “it is improbable to see an uptake of heat pumps in the absence of a support scheme from the state” (pg.

81). Isn’t the purpose of an energy strategy to clarify the stance of the government on this issue? Whether the state will support or not the use of heat pumps or geothermal energy for individual heating? As it currently stands, this is left to the interpretation of the reader. A strategy should outline the key priorities for policy action, formulate what is the view of government and provide clear policy signals. As useful as an energy outlook is, a national strategy is not an energy outlook. Instead, it has to offer clear guidelines for the future work of policymakers and business and clarify what Romania intends to do in the energy sector going forward. On some issues, there is clarity. For instance, the document stresses the importance of renewables but does not indicate there shall be further support after the current RES scheme ends. Also, it signals its support for nuclear (“Romania is one of 14 EU Member States that maintain the use of nuclear in its energy mix”, “All scenarios assume the longterm use of hydro and nuclear in Romania”). In other cases, ambiguity prevails: “In the rural, areas, without further support measures, the transition to heating based on natural gas will take place slower”. Again, shouldn’t the strategy shed light on the future policy action in this regard?

Certainly, a strategy can be built on the ‘all of the above’ principle. However, in the case of Romania (where we have a backlog of unresolved issues in energy), a priority

exercise is an absolute must. Otherwise, for all its pluses, the energy strategy risks to become an overly ambitious and/or unrealistic document, reflecting pressure exercised from domestic or foreign companies, EU Directives and Regulations, climate commitments rather than addressing specific Romanian problems (combating energy poverty, protection of the vulnerable consumer, modernization of district heating). If the document were to put Romanian citizens first, the order of the same 5 areas of strategic intervention should look otherwise: 1. Energy efficiency of households & energy poverty reduction; 2. Improved quality of energy services in the countryside (in the sense of reducing the use of firewood); 3. Development of high efficiency cogeneration and modernization of district heating; 4. Upgrade of gas infrastructure; 5. Upgrade of power generation capacities.

My third point concerns district heating, an area where the state of affairs is outright depressing. The strategy aims to retain “at least 1.25 million apartments connected to district heating in 2030” (pg. 5) - less than the number of apartments (1.329 million) connected to district heating at the end of January 2015! Indeed, postcommunist Romania has witnessed an alarming trend of disconnections from district heating systems (DHS) in the past 27 years: of the 315 towns, which has district heating systems in 1989, just 60 remained operational in 2016.

Why is then the strategy so modest in the exact field where it should be most bold? Why just aim to freeze the number of disconnections, why not reverse this trend altogether?

When apartments in urban areas disconnect from DH due to high cost and bad quality service, most switch to individual natural gas-fired alternatives, but it is unsettling when apartment owners switch to burning firewood (15% of households in the urban area rely on wood logs). Heating is an area left to national policymaking, so when will it stop being treated like the Cinderella of the Romanian energy sector and receive proper policy attention?

Finally, in terms of actions required to achieve energy security (pg. 12), energy poverty reduction is listed under long term goals. Given the poverty indicators that Romania has in the EU, this should be the object of immediate short term (as well as long term) attention and policy action. Reducing energy poverty should be the overarching objective and Romania is champion in the EU. For what is more important than the energy security of your own citizens? Is regional cooperation and bidirectional gas flow on interconnection points truly more important than Romanian citizens who lack access to electricity or proper heating? Inevitably, a priority list means focus on some items to the detriment of others, a choice, which by definition cannot please everyone, yet has to be made.

27

point of view

KEY TO EUROPE’S FUTURE COMPETITIVENESS

by Kurt Bock, Chairman of the ERT Competitiveness Working Group & Chairman of the Board of Executive Directors, BASF SE

C

urrent times are challenging both globally and in Europe. Anti-globalisation and protectionism are on the rise in many countries and in various ways; people are increasingly concerned about whether Europe offers prosperity and a fair participation for its citizens. The vote in the United Kingdom to leave the EU as well as the negative outcome of the referendum in Italy are symptoms of these developments.

However, we must not forget the benefits of a strong Europe. The European Union is a unique achievement to bring Europe together and has overall increased 28

the prosperity of its citizens. One of the world’s largest and most integrated markets with around 500 million inhabitants generates a GDP of more than EUR 14 trillion.

But past achievements are no guarantee for future successes. Europe needs to adapt quickly to new developments. New competition is on the rise, global growth expectations are decreasing and growth is taking place mainly outside Europe. Economic competitiveness, i.e. a thriving industrial sector, is a major foundation of success and Europe must offer an attractive environment for investment, growth and innovation. This year’s report shows once again that Europe has work to do as summarised in the Key Messages.

Innovation has been a strong pillar of Europe’s economic success in the past. With emerging markets increasing their efforts on innovation, Europe needs to ensure that it speeds up. Fostering innovation requires support from different angles.

Digitisation is another growth driver. It increases productivity and economic performance, promotes education in new skills and creates new jobs. However, regulatory intervention has shifted market dynamics, resulting in an underinvestment in digital infrastructure in Europe. Some initial movements have been started, but further improvement of the framework is essential in realising a Digital Single Market strategy.

Europe is still the largest exporter of goods and services.

A significant proportion of European jobs depends on our success on global markets. It is with great concern that we note a steady increase of potentially trade restrictive measures and a backwards trend in the integration of the European Single Market.

The 2016 edition of the ERT Benchmarking Report presents a comprehensive grading of Europe in the global context in terms of competitiveness, trade and investment, innovation, digital economy, energy and climate, employment and skills. It also provides some encouraging examples of ‘best practices’ for innovation. www.petroleumreview.ro

29

oil & gas

BSOG to start offshore gas production in 2019 Black Sea Oil & Gas (BSOG), which has leased two oil blocks in the Romanian Black Sea continental shelf, namely Midia and Pelican, announced in February that it has discovered significant gas reserves. According to the company’s CEO Mark Beacom, the overall reserves of gas depend on the future drilling results, which could add to the resources already discovered in Ana and Doina blocks and the total reserves could vary between 10 and 20 billion cubic meters. The commercial exploitation of these new deposits would turn Romania into a gas exporter.

by Adrian Stoica 30

B

SOG estimate that the project will cover about 10% of Romania’s consumption needs for five years. According to Mark Beacom, the total investments of the consortium on this concession stand at about USD 200 million. He added it is difficult to estimate the total amount to be invested until the entry into production because it could include further investments due to future discoveries. The total amount could possibly reach USD 500 million. Currently, the Midia Gas Development Project in the Romanian sector of the Black Sea is in the preparatory stage for approval. If BSOG get approval by the end of 2017, then, after the completion of the construction works estimated to last two years, production could start in 2019, Mark Beacom added.

The company’s CEO emphasized that the implementation of the project depends on the government and on the National Authority for Energy Regulation (ANRE) decisions. In order to obtain the necessary approvals, there are a number of issues related to the legal framework to be addressed by the government and by ANRE. There is the risk that any delay in adopting the bills may cause delays, or even the project’s cancellation, the BSOG official said. The ANRE representatives are nevertheless more optimistic than BSOG in regard to starting the gas production in the Black Sea by mid next year. “As of next year, a new important source of natural gas, of 4 billion cubic meters per year, will be available, it is about the gas deposit discovered in the Black Sea. The operators and investors in the area showed us that, as of next year, on July 1, a new structure will go into production. So basically, from that moment, Romania will also become an exporter, because this structure adds gas to the usual demand in Romania,” ANRE President Niculae Havrileţ said. “In the first year, the output will be of one billion cubic meters, and in the coming years will increase gradually to 4 billion cubic meters per year, compared to the consumption (in Romania) of 12 billion cubic meters this year and an import in usual conditions between 500 and 600 million cubic meters per year. Basically, from the very first year there will be no need for imports, but we will have to create the conditions for gas export so that this investor should be able to recover the investment,” Niculae Havrileţ related.

Black Sea Oil & Gas was set up after Carlyle Group bought in 2015 the company Midia Resources from Sterling Resources and renamed it. BSOG has a portfolio of concessions in Pelican XIII, Midia XV and EX-25 Luceafărul blocks and www.petroleumreview.ro

oil & gas

include gas discoveries in Ana Doina, Luceafărul and Eugenia blocks, and a portfolio of prospects in the Midia block; the three blocks of the Black Sea Oil & Gas, namely Pelican XIII, Midia XV (shallow water) and EX-25 Luceafărul, totalling 5,000 square km in the Romanian continental shelf of the Black Sea, an area poorly explored hitherto. Black Sea Oil & Gas is the operating company in these blocks, on behalf of the partnership with Gas Plus International BV (for the Midia and Pelican blocks) and with Petro Ventures Europe BV (for the Midia, Pelican and Luceafărul blocks).

The international company for alternative investments, The Carlyle Group (‘Carlyle’, symbol CG on the NASDAQ Electronic Stock Exchange) at the end of 2014 was managing assets worth USD 194 billion, owned by more than 128 funds and 142 fund of funds entities.

Carlyle invests in four segments - Corporate Private Equity, Real Assets, Global Market Strategies and Investment Solutions - in Africa, Asia, Australia, Europe, Middle East, North America and South America. Carlyle’s experience and expertise covers several industries, including: aerospace, government services and defence, consumption and retail, energy, financial services, healthcare, industry, real estate, technology and services for business, telecommunications and media and transportation. Carlyle Group has over 1,650 employees in 40 offices on six continents.

Besides the acquisition of the entire business in Romania of Sterling Resources Ltd. (symbol SLG on the TSX-V Stock Exchange), the transaction included the shares in Pelican XIII, Midia XV, EX-25 Luceafărul and EX-27 Muridava blocks. The blocks, located in the Romanian continental shelf of the Black Sea, included at that time a number of significant gas discoveries and had net resources in category

2C and potential net resources amounting to the equivalent of about 51 and 375 million barrels of oil respectively. In addition to the amount paid to buy Midia, Carlyle International Energy Partners (CIEP) has funded also the further development of the above-mentioned blocks. The development project focuses on drilling, completing the infrastructure, production and sale of natural gas on the market. The funds for this investment come from CIEP, a USD 2.5 billion fund which conducts international investments in oil and gas exploration and production, refining, transportation, storage and marketing of petroleum and petroleum products and, not least, in related services to the exploitation of oil in Europe, Africa, Asia and Latin America. This acquisition was the fourth investment made by the fund.

MIDIA XV BLOCK

The Midia XV block (shallow water) covers an area of 1,900 square kilometres and is found in the Histria Basin. Ten wells have been drilled in the Midia XV block, which contributed to understanding the potential for exploration and production. Some 1,740 sq km of 3D seismic search were analysed during 2014-2016 and there is a dense network of 2D seismic survey, conducted in 2008 and in 2012, as well as older regional profiles.

Besides the discoveries in Ana and Doina blocks, this area contains several explorations estimated to have low risk and in the same trend.

A depth exploration potential was also identified, at roughly the same horizon with Domino-1 discovery by ExxonMobil.

PELICAN XIII BLOCK

The Pelican block is in the Pelican Platform and has an area of 2,300 square kilometres. A single well was

drilled in this area, in 2012, i.e. the Eugenia gas discovery. A cube of 100 square kilometres of 3D seismic survey was conducted in 2014 and there is also 2D seismic coverage.

SEISMIC ACQUISITION, COMPLETED IN JUNE 2016

Last June, BSOG announced the completion of the 3D seismic acquisition campaign in the Black Sea. The Midia XV block, in the shallow water area of the Romanian sector in the Black Sea, covers an area of 1,042 square kilometres. The campaign operator was BSOG. The 34 days seismic acquisition programme was carried out by the ship ‘Polar Marquis’ belonging to Dolphin Geophysical LTD. Processing was done with the Fast Track seismic data. The data obtained will be used to identify the best geological structures for the drilling campaign in 2017/2018 in Midia block, shallow water area, on the same trend with the Ana and Doina gas discoveries.

PROMOTING ENERGY PROJECTS IN THE BLACK SEA

Prime Minister Sorin Grindeanu has proposed the setting up of a ministerial team to provide technical support needed in order to support new energy projects with development potential in the Romanian Black Sea sector. The proposal was made during a meeting at the end of February between the Prime Minister and a delegation of the consortium consisting of ExxonMobil and OMV Petrom at Victoria Palace. During the meeting, the representatives of both companies - David Cochrane, Vice-President of ExxonMobil Development Company, and Mariana Gheorghe, CEO of OMV Petrom - have presented the project for gas exploration in deep sea, in view of the final decision on investment.

31

oil & gas

T

he seven companies that represent the oil and gas sector at the Bucharest Stock Exchange have reported aggregate profits for 2016 of RON 2.95 billion. The amount is by about 50% higher than the profits made by the same companies in 2015, the positive developments occurring amid lower aggregated turnover at sector level by about 7%, from RON 40.3 billion in 2015 to RON 37.5 billion in 2016. Concomitantly, total losses

decreased from RON 720 million in 2015 to only RON 4 million in 2016 (see the table ‘Improved results for oil and gas industry at the BVB’).

Obviously, the main driver of these positive developments at industry level is OMV Petrom!

The largest player in the local industry and one of the important regional players, turned from a loss of RON 690 million in 2015 to a profit of over RON 1 billion in 2016. However, a noteworthy part came from other players, including Transgaz or Conpet or Oil Terminal

Constanța, which contributed significantly to changing the trend and the market sentiment in the field.

Thus, Transgaz surprised analysts and investors by reporting a preliminary profit of RON 596 million, by 22% higher than the one reported in 2015 and thus a new historical high profit.

Conpet, in turn, had a similar success: the company reported a profit of RON 64 million! The amount is only 2% higher than the profit reported in 2015 but, as the profit in the previous year was a

2016 BVB TOP GAINERS

A TOUGH YEAR FOR THE OIL & GAS INDUSTRY

by Laurențiu Roșoiu Profits by RON 900 million higher, turnover by RON 2.5 billion lower! These are the key figures at the end of 2016 against 2015, for the oil and gas sector listed on the Bucharest Stock Exchange (BVB). The figures in the preliminary reports may change, however they reveal a clear trend of the industry’s revival, among other reasons as a result of the positive impact of increasing oil prices. Tough times don’t last, tough people do!

32

www.petroleumreview.ro

oil & gas

IMPROVED RESULTS FOR THE OIL AND GAS INDUSTRY AT BVB Overall profits in 2016 of oil and gas companies listed at BVB are about 50% higher than the profits made by the same companies in 2015.

Profit 2015

Profit 2016

Turnover 2015

Turnover 2016

OMV Petrom

(690)

1.038

18.145

16.247

Romgaz

1.194

1.024

4.052

3.411

Transgaz

489

596

1.663

1.862

Conpet

63

64

413

412

268

214

15.913

15.348

6

15

138

161

(30)

(4)

50

31

-

-

40.374

37.472

Aggregate profits at sector level

2.020

2.951

-

-

Aggregate losses at sector level

(720)

(4)

-

-

Company (bn. RON)

Rompetrol Rafinare Oil Terminal Rompetrol WS Aggregate turnover at sector level

The table contains preliminary turnover and profits reported by companies analysed for 2016.

SOURCE: BVB, COMPANIES REPORTS, AUTHOR CALCULATIONS

historic high, the exceeding of this level, although modest, is in itself an achievement according to financial analysts.

THE HEAVYWEIGHTS IN THE SECTOR

“Transgaz reported outstanding preliminary results in 2016, the profit of RON 595.7 million marking an annual leap of 22% and a new record level,” Alpha Securities brokerage house analysts say in a report sent to clients after the publication of results by the fourth largest company in the field by turnover listed at the BVB

(after OMV Petrom, Rompetrol and Romgaz). “The growth in annual profit was supported by the stunning performance in the fourth quarter, when the company made a profit of RON 237.2 million, 2.2 times higher than the one achieved in the same quarter of the previous year, significantly exceeding our estimates,” (author’s note – of RON 115 million), they add, emphasizing the surprising evolution of the company.

In Q4 both business directions of the company performed very well! Thus, if the 8.5% increase in revenues from international transit can be attributed to a slight RON

depreciation against the reference currencies, the 48% leap in revenues from internal transit was determined by a 21% increase in the transported volumes.

Therefore, Transgaz benefited from the higher demand for natural gas, driven on one hand by the harsh winter and, on the other hand, by a higher demand coming from chemical fertilizers producers. On the whole year, Transgaz posted revenues of RON 1.36 billion from domestic transport, RON 328.6 million from international transport, RON 57.4 million from balancing.

Other revenues, including amounts from reservations of transit rights, totalled RON 118 million. Overall, the figures are significantly higher than those reported in 2015 (see the table ‘Transgaz revenues’).

OMV Petrom is yet the company which influenced the figures at the sector level.

The company’s sales in 2016 fell by about 10% against 2015 to RON 16.2 billion (RON 18.1 billion in 2015). The main reason was the decline in the value of petroleum products sales. This was due, on the one hand, to the slight decrease of the quantities sold and, secondly, because the average oil price in 2016 was (in spite of an upward trend since February) lower than the average price in 2015. According to OMV Petrom’s preliminary report, the average price of Urals oil in 2016 was of USD 42.1 per barrel, by 18% below the price in 2015, of USD 51.45 per barrel.

According to the statistics conducted by the survey and statistical information company Statista, headquartered in Hamburg, with global activity, the average price of Brent crude oil was of USD 43.35 per barrel in 2016, by about 17% lower than the average price in 2015 - which, according to the same source, was of USD 52.35 per barrel (slight differences may come up 33

oil & gas

TRANSGAZ REVENUES Transgaz posted higher revenues in 2016 in all fields.

Type of revenue

2016

2015

1360.35

1259.79

Revenues from international transport

328.57

318.75

Revenues from the balancing activity

57.39

-

118.06

84.86

Revenues from domestic transport

Other revenues

The table shows Transgaz revenues by main businesses (mn RON) .

SOURCE: BVB, COMPANY'S REPORT

OMV PETROM OUTPUT AND SALES OMV Petrom recorded a decline in production and in oil and natural gas sales volumes and an increase in production of electricity.

Indicator

2016

2015

Total hydrocarbon production (mn. boe)

63.74

65.19

174

179

29.15

30.43

5.29

5.32

186.96

187.87

Overall hydrocarbons sales volume (mil. boe)

59.9

61.4

Overall sales of refined products (mn. tonnes) Downstream Oil

4.93

5.03

Gas sales (TWh) Downstream Gas

50.36

51.39

Net electricity production (TWh)

2.93

2.65

Ural average price (USD/bbl)

42.1

51.45

Total hydrocarbon production (thousand boe/day) Crude oil and condensate production (mn. bbl) Natural gas production (bn. cubic meters) Natural gas production (billion. cf)

The table shows the key production and sales indicators by the company’s three areas of operations.

SOURCE: BVB, COMPANY'S REPORT

34

depending on the source, which may be given by methodology and/or by the trading system used as quotation provider).

A contribution to the lower OMV Petrom turnover had the drop in the volume of natural gas sold. But the increase of electricity sales had a positive contribution, offsetting the negative trend in the oil and gas segment (see the table ‘OMV Petrom output and sales’). In conclusion, the Downstream Oil sales represented 72% of the consolidated sales, while sales in the Downstream Gas accounted for 25%; the Upstream sales accounted for about 3%.

It is to be noted that the upward trend in oil prices in the second half of the year had a major role in the positive changes of the reported results! Thus, the upturn of oil prices led to the upward revision of the value of oil and gas, and thus of EBIT at group level in 2016 recorded a value of RON 1.47 billion. Unlike in 2015, this indicator had a negative value of RON 530 million after recording the devaluation of deposits, due to lower crude oil price estimates at the time.

The difference between the average oil price in 2016 and the one in 2015 (USD 43.35 per barrel in 2016, by about 17% lower than the average price in 2015) is one of the explanations put forward

by Rompetrol Rafinare for the relatively poor figures reported by the company in 2016 against the previous year. Rompetrol Rafinare (RRC) reported in 2016 a gross turnover of USD 3.56 billion (about RON 15.3 billion), down by 7% against the previous year (when it reported a turnover of USD 3. 83 billion), while the net profit fell by 23% from USD 64.6 million (about RON 268 million) to USD 49.8 million (i.e. approximately RON 200 million).

In the fourth quarter, the company

www.petroleumreview.ro

oil & gas

ROMPETROL TURNOVER AND PRODUCTION RRC reached new highs on the operational side Indicator

2016

2015

Turnover (mil. USD)

3566.5

3836.6

Net profit (mil. USD)

49.8

64.6

5408.0

4950.0

Raw materials processed by Vega refinery (thousand tonnes - Kt)

354.0

329.0

Gasoline production (thousand tons - Kt)

1448.0

1206.0

Production of diesel and aviation fuel (thousand tons - Kt)

2751.0

2683.0

Fuel sales on domestic market (thousand tons - Kt)

1884.0

1662.0

Fuel exports (thousand tons - Kt)

2118.0

2038.0

Raw materials processed by Petromidia refinery (thousand tonnes - Kt)

The table shows the evolution of key indicators relevant for Rompetrol operations.

SOURCE: BVB, COMPANY'S REPORT

ROMGAZ TURNOVER AND PRODUCTION Competition of imported gas pulled down Romgaz gas production and turnover.

Indicator

2016

2015

Turnover (mn. RO N)

3411.9

4052.7

Profit (mn. RON)

1024.9

1194.3

Total natural gas extracted (bn. cubic meters)

4.22

5.56

Own gas delivered to the market (bn. cubic meters)

4.17

5.48

This table contains key indicators relevant to the work of Romgaz.

SOURCE: BVB, COMPANY'S REPORT

registered revenues of USD 995 million, by 34% higher than in the same period of the previous year.

The volatility of results from one period to another (a decrease of 7% per year and 34% increase in Q4 2016 against Q4 2015) was the result of the volatility on the world oil market. The price of Brent crude oil, for example, had in early 2016 a dramatic fall, reaching lows of USD 30 per barrel in January, before starting a gradual recovery to reach a high of USD 56 per barrel in December after the OPEC and the non-OPEC oil producers’ summits, when production cuts were decided.

Altogether, Rompetrol Rafinare reached new historic highs on the operational side. Thus, the Petromidia refinery processed 5.41 million tonnes of raw material in 2016, by about 9% more than in 2015; Vega refinery processed 354,000 tonnes of raw materials, by 8% more than in the previous year.

The gasoline production increased by 20%, from about 2.68 million tons in 2015 to 2.75 million tons in 2016, while fuel sales on the domestic market increased by 13% and exports by 4% (see the table ‘Rompetrol, turnover and production’).

In contrast, 2016 was not a very good year for Romgaz - the main national producer of natural gas and the third largest company by turnover listed in the oil and gas sector in Bucharest. Romgaz reported a preliminary turnover of RON 3.41 billion, by 15.8% lower than in 2015, mainly due to the fall in natural gas demand in key sectors and to the strong competition from imported gas. The company’s profit fell by 14% from RON 1.19 billion in 2015 to RON 1.02 billion in 2016.

The decrease in turnover and profit come amid significant lower activity of the company. Thus, the amount of gas extracted decreased by 24% in 2016 from 5.563 billion

35

oil & gas

CONPET INDICATORS Conpet managed in 2016 to exceed the historical highest profit achieved in 2015.

Indicator

2016

2015

Net turnover (mn. RON)

380.5

381.4

Net profit (mn. RON)

64.4

63.2

Quantities transported (thousand tonnes) of which:

7078

6990

Subsystem Country (mn. tonnes)

3685

3905

Subsystem Import (mn. tonnes)

3393

3085

Revenues from transport (mn. RON), of which:

378.6

378.9

Subsystem Country (mn. RON)

296.1

309.3

Subsystem Import (mn. RON)

82.5

69.7

This table contains relevant indicators for Conpet operations.

SOURCE: BVB, COMPANY'S REPORT

cubic meters in 2015 to 4.219 billion cubic meters, and the amount of the delivered own gas decreased by the same percentage from 5.484 billion cubic meters to 4.165 billion cubic meters (see the table ‘Romgaz turnover and production’).

The fall in gas volumes extracted and delivered was, however, albeit to a small extent, offset by the increased revenues from storage (by 3.9% to RON 345.4 million), following higher sales of stored gas in 2016 and the small decrease in revenues from electricity sales (of RON 336 million in 2016, by only 5.7% lower than in the previous year).

On the other hand, in 2016, following intensive exploration of onshore deep areas, Romgaz discovered the largest own deposit the last 30 years, with estimated reserves of gas up to 27 billion cubic meters.

36

RISING STARS AND NEGATIVE DEVELOPMENTS Pleasant surprises came from less visible companies: Conpet Ploiești and Oil Terminal Constanța. Thus, the first pleasant surprise was Conpet Ploiești, which reported a higher profit, albeit slightly, than the one in 2015, when it registered a historical highest profit. The national carrier of crude oil by pipelines and railways reported in 2016 a turnover of RON 380.5 million, slightly lower than in 2015, given a slight increase in the quantities transported: the volume of transported oil was of approximately 7.1 million tons in 2016 against 6.99 million tons in 2015.

Despite the decrease in turnover, the company reported a RON 64 million profit, by 1.8% higher than in 2015 and by 2.8% higher than budgeted (see the table ‘Conpet indicators’).

The slight decrease in turnover is explained by the company as due to reducing the contracted quantities for transport in the Country subsystem. According to the release, the quantity contracted with OMV Petrom for transport by the Country subsystem for 2016 fell by 8.6% (about 347 thousand tons) as compared to the one concluded in 2015. The quantities transported in the Country subsystem in recent years show a steady decline that is due, on the one hand, to the natural decline of deposits and, on the other hand, to the decrease in investments in new wells by OMV Petrom.

In the Import subsystem, the quantity under contract with Petrotel-Lukoil in 2016 increased by 17.9% (approx. 395 thousand tons) against the one under contract in 2015, the maximum processing capacity the refinery could reach, given that in 2016 there was no discontinuity for overhaul.

The development in 2016, as compared to 2015, is therefore different in the two systems of transport: the quantity transported by the Import subsystem increased by 308,000 tonnes as compared to the previous year, whereas the amount transported by the Country subsystem fell by 220,000 tons.

For the market, the most important element is the fact that for this level of profit the company may hand dividends of RON 7.24 per share - which means a yield of about 7% against the shares market price, at the date of the report; that comes in addition to the 50% growth recorded in the past 12 months on the market.

Even more spectacular were the Oil Terminal results! The company posted a profit of RON 15.4 million in 2016, by more than 2.5 times higher than in the previous year.

Oil Terminal Constanta has a strategic position in the Black Sea region, the largest operator by the sea, specialized in crude oil, liquid www.petroleumreview.ro

oil & gas

OIL TERMINAL INDICATORS

Indicator

2016

2015

Net turnover (mn. RON)

160.6

138.3

Net profit (mn. RON)

15.4

5.9

Quantities (thousand tonnes) of which:

5935

5430

Crude oil (mn. tonnes)

3.04

2.91

Other petroleum and petrochemical products (mn. tonnes)

2.89

2.51

investments involving well services – in the area where it operates.

The company has balanced these negative effects by significantly cutting the staff costs (from RON 21.2 million in 2015 to RON 15.8 million in 2016). The minus given by assessment adjustments of fixed assets was also reduced (from a minus of RON 11.3 million in 2015 to a deficit of only RON 6.6 million last year). Hence the operating result was significantly improved from a loss of RON 80.6 million in 2015 to a minus of only RON 36.8 million in 2016.

158.7

136.3

EXPLANATIONS AND PROSPECTS

Oil Terminal achieved in 2016 a profit 2.5 times higher than in the previous year, due to larger freight volumes carried.

Revenues from services (mn. RON)

The table contains relevant key indicators for Oil Terminal operations.

SOURCE: BVB, COMPANY'S REPORT

petroleum and petrochemical products and other goods and raw materials, in import, export and transit. In 2016 the volume of brokered products (5.9 million tons) increased by 9.3% against the level in 2015 (5.4 million tons) (see the table ‘Oil Terminal indicators’).

Exceeding the volumes was the issue that led to reaching a turnover of RON 160.6 million, by 16.1% higher than in 2015; proportionally, the revenues from services supplied have increased by 16.5%, i.e. RON 22.4 million.

The only companies in the oil and gas sector listed in Bucharest which had a negative trend in terms of financial results in 2016 were therefore Rompetrol Well Services and Petrolexportimport.

About the latter it’s not much to be said, as it is in a serious financial situation following the seizure by ANAF in June 2015 on movable and immovable property of the assets, for tax receivables of RON 110.5 million.

The company has not posted its

preliminary results for 2016, whereas in the previous two quarters it posted losses of about RON 1.2 million.

However, the developments in recent years reveal that the company is no longer a player to be considered.

Unlike it, Rompetrol Well Services, although it also faces a difficult situation, continued to hold on the market. The company continued the negative trend from previous years, but managed in 2016 a substantial reduction in losses.

Thus, if in 2015 reported losses of RON 29.6 million, last year the losses amounted to only RON 3.7 million.

The results were registered on the background of the ongoing decline in turnover, which dropped from RON 49.9 million in 2015-RON 31.1 million last year.

The Rompetrol Well Services operations were affected by the oil price development, which led to the postponement of major projects for exploration and production of hydrocarbons and therefore to the postponement or to cuts of

The sectorial global development of the figures from financial reports is not necessarily surprising therefore as trend, as the increase in oil prices was an element whose positive impact was predictable. If only we consider the impetus given by the revaluation of assets in the Upstream area where OMV Petrom (the factor that led to record losses in 2015 when they were re-evaluated downwards due to lower oil prices). At the same time, the additional consumption of natural gas, as a result of the cold winter, is expected to give a positive impulse to the Transgaz results.

The positive development was, however, relatively surprising in terms of amplitude - the figures reported being better than the analysts’ estimates. The listed oil and gas companies have therefore fundamentally pulled upwards the Bucharest Stock Exchange and this was turned into a supporting element for growth of the entire market.

The removals of the special tax on constructions (the well-known ‘pole tax’) since January 1, 2017, the tax easing (which will support demand) and the prospect of continuous upward trend of oil prices are the prerequisites to obtain similar performances this year.

37

oil & gas

Maximizing productivity, top-down efficiency When it comes to reliable performance in demanding environments, we know all about providing the right mobility, power, control and function, regardless of technology or location. Flexible system solutions for a wide range of applications help you optimize performance and productivity, wherever you are.

OIL AND GAS – EFFICIENT AND SMOOTH OPERATIONS DAY AFTER DAY, REGARDLESS OF ENVIRONMENT When you need to move swiftly from one project to the next you want to travel light and with the most efficient tools. With powerful and lightweight Rexroth solutions, you can rely on solid performance for all the demanding everyday tasks in the oil and gas industry. Everything is at the ready, providing the power and the control you need, when you need it. Our powerful, lightweight system solutions and components help you do your job efficiently, quickly and reliably, day after day, hour after hour. Our wide portfolio of reliable products and system solutions enables you to increase longevity and improve rig utilization for all important drill rig functions. We know how to provide the power to get the job done efficiently, while bringing a high level of control to optimize production and to help ensure safe solutions for machinery and personnel.

MUD PUMPS – FEATURES

• • •

High torque and low speed, as well as infinitely variable speed, ensure optimal mud pump flow.

Direct drive system enabling simplicity in design and efficiency in performance.

Space and weight-saving solutions allow layout optimization and efficient operations.

TOP HEAD DRIVES/POWER SWIVEL DRIVES – FEATURES

•

38

Reliability and flexibility through heavy-duty design and proven technology

• •

Rugged equipment withstands the toughest environments, enabling optimization of production.

Space and weight – saving solutions allow smooth, efficient transition from one project to the next.

DRAW WORKS – FEATURES

• • •

High power – to – weight ratio and power capacity enable efficient tripping of the pipe or rod.

Excellent road speed performance, even at around zero rpm, making it easier to feather control the load and run smoothly in auto drilling mode.

Space and weight – saving solutions

ROTARY TABLE DRIVES – FEATURES

• •

Proven technology Reliable products with rugged design to withstand the harshest environments. www.petroleumreview.ro

oil & gas

COILED TUBING – FEATURES • Direct drives provide simplicity and fast operations.

• Excellent control, even at the lowest speeds and highest torques • Space and weight – saving solutions

GAS TRANSPORTATION VALVE – FEATURES • Easy handling of adjustments over a large temperature range • Dedicated liquids (for arctic applications) • Explosion protection for the system • Hydraulic system pressure from 210 to 1200 bar

OIL AND GAS TRANSPORTATION – VALVE ADJUSTMENT WITH A MOUSE CLICK

In the past, in setting such as the biting cold of the Siberian permafrost, workers had to laboriously control the discharge pressure of several hundred wells by hand. Today, with electrohydraulic adjustments from Bosch Rexroth, gas field owners can easily control and manage the pressure from a control center. Regardless of weather and location, all relevant parameters are always at your fingertips and the master control fittings can be adjusted as needed to help increase flow rate and reliability. The compact hydraulic modules from Bosch Rexroth fit perfectly into the conveyor designs and communicate directly with the master controller.

Bosch Rexroth România 2 Aurel Vlaicu st.

515400 Blaj Romania Tel. 004 0258 807 872 www.boschrexroth.ro

39

oil & gas

New Era for Serinus Energy and Winstar Satu Mare S.A. in Romania

S

erinus Energy, the Canadianbased Company that owns Winstar Satu Mare S.A, has undergone a new transformation that will result in increased investments in the Satu Mare Concession in Romania. With new management taking over Serinus Energy in September 2016, they have become focused on bringing the Moftinu gas discoveries onto experimental production and to begin to again actively explore the Satu Mare concession for more hydrocarbon deposits. In an important sign of the Company’s commitment to the Satu Mare Concession, on October 28, 2016, NAMR approved the addendum letter for an additional three-year exploration period on the concession. On February 24, 2017, the Company announced that they successfully raised C$25.2 million dollars in an equity financing that provides the Company with the funds to invest in their Romanian operations and begin to expand the exploration coverage of the Satu Mare Concession.

An important milestone was reached in January 2017, when the Company successfully completed the permitting of the Moftinu Experimental production project.

This has allowed the Company to proceed with investments in a 15 million cubic feet per day gas processing plant and pipeline tie-in to the Transgaz system to bring the discovered gas from the Moftinu 1000 and 1001 wells onto production in early 2018. The Company will also drill two of the three new exploration commitment wells in mid-2018.

These are the important first steps in a long-term commitment of Serinus to pursue exploration and production from Satu Mare Concession.

With a successful experimental production phase and the new commitment wells drilled, the Company will then turn its focus on to other exploration areas and begin to test the full potential of the Satu Mare concession. It is hopeful that up to four additional exploration wells will be drilled in 2019 to help the company to determine the best areas in the concession to further increase its hydrocarbon production from the Satu Mare concession. Increased production results in more funds that could be re-invested back into further economic investment opportunities in the Satu Mare concession and perhaps other new Concessions the Company may want to acquire in Romania in the future.

The Company could not be at this stage of realizing the potential production from the Satu Mare Concession without the passionate and dedicated work of the employees of Winstar Satu Mare S.A. Their diligent and persistent work to move all of the areas of the project forward while anticipating first gas in Q1 2018. The Company hopes that the development of the Moftinu Gas Project is the start of a long and mutually beneficial partnership with the country of Romania and its citizens.

We will keep you all informed with our developments as we work towards First Production in Moftinu.

Jeffrey Auld, Chief Executive Officer Serinus Energy Inc & Director of Winstar Satu Mare SA T: +1 403 264 8877 F: +1 403 264 8861 M: +44 7900 891 538

http://www.serinusenergy.com

40

www.petroleumreview.ro

Antwerp was chosen as PEFTEC’s location as it is situated in the World’s second largest cluster of Petrochemical Industry activities and the largest outside of the USA.

CONFERENCE EXHIBITION & SEMINARS

2017

29thth- 30 NOVEMBER 2017 - ANTWERP, BELGIUM ANTWERP 29 &th30 th BELGIUM NOVEMBER

Antwerp is an ideal location for visitors as it is placed in the heart of Europe with easy access by car and by rail with excellent Air links for visitors from the Middle East, Africa, Asia and the Americas.

CONFERENCE EXHIBITION & SEMINARS 29th - 30th NOVEMBER 2017 - ANTWERP, BELGIUM

Peftec 2017 is a focused international Conference and Exhibition for Companies specialising in monitoring and analytical technologies for the Petroleum, Refining and Environmental Industries.

Peftec offers international visitors and experts an extensive conference and seminar programme on case studies, regulation, standards and analytical techniques with a focussed exhibition of product and service providers.

The need to produce accurate analytical and monitoring data is essential to industry.

For more information email: info@peftec.com

Topics and products featured at Peftec 2017 will include: • Laboratory Testing and Measurement • Petrochemical Analysis • Emissions Monitoring in Air, Water and Soil • Portable and Field Sampling • Process Monitoring • Reference Materials • Oil Analysis • Calibration • Regulation and Standards

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

41

oil & gas

ROPEPCA’s warning

Local hydrocarbons production yields to imports The Romanian Association of Petroleum Exploration and Production Companies Association (ROPEPCA) draws attention to the most recent evolutions in the oil and gas market and calls for public policies that encourage maintaining oil and gas production in Romania.

According to data recently published by the National Statistics Institute, Romania’s gas imports rose last year by 629% compared with 2015, reaching 1.185 million tonnes of oil equivalent while gas production decreased in 2016 by 12.5%, totalling 7.487 million tonnes of oil equivalent.

42

hese major changes in the balance of hydrocarbons imports represents the materialization of the risk over which ROPEPCA drew attention repeatedly, namely that the domestic production of natural gas is discriminated against imports due to a tax policy that does not reflect the realities of the local market (continuation of the windfall tax and the threshold of 72 lei/MWh while the market prices in 2016 fluctuated below this level). This policy is still in effect, threatening to deepen their effects given that, once stopped, the wells can be re-put in production only with significant costs or cannot be re-put in production at all.

Amid a constant demand, the massive increase in hydrocarbons imports has a negative impact on the energy security and national economy. The favourable position of Romania at European level as regards energy independence is easily hijacked by implementing national policies that do not take into account the realities of the industry. Also, we remind that 1 billion investments in the sector translate in a contribution of the sector of 3.2 billion euro in the GDP so that any decrease in production and investment that is reflected proportionately in Romania’s GDP. www.petroleumreview.ro

oil & gas

Since the new government announced that it would shortly finalize the new fiscal framework regarding the petroleum industry, we appreciate that it is essential that the debate in the public space would be based on actual figures and qualified analyses so that the dialogue with institutional partners would lead to the best decisions the industry and development of the entire Romanian economy,” stated Mark Wagley, President of the ROPEPCA.

“Any political and fiscal decision that ignores the realities of the local market and the specific of the industry affects the production sustainability attractiveness of investment and actually leads to economic losses and energy security.

Since the new government announced that it would shortly finalize the new fiscal framework regarding the petroleum industry, we appreciate that it is essential that the debate in the public space would be based on actual figures and qualified analyses so that the dialogue with institutional partners would lead to the best decisions the industry and development of the entire Romanian economy,” stated Mark Wagley, President of the ROPEPCA. The Romanian Petroleum Exploration and Production Companies Association (ROPEPCA) has a new management committee with a mandate of one year, consists of seven executive members and two non-executive members and is led by Mark Wagley, as president. Mark V. Wagley is general manager of Hunt Oil Company of Romania and is responsible for all Hunt Oil operations in Eastern Europe. The executive team also includes Harald Kraft (Stratum Energy) - the future president of the association, Artur Stratan (Amromco Energy) - former president, Alexandru Maximescu (OMV Petrom), Ede Nagy (Panfora Oil & Gas), Saniya Melnicenco (NIS Petrol) and Steve Pearson (Sand Hill Petroleum Romania).

From the position of the executive authority of the Association, that enforces the decisions taken by the General Assembly, the Managing Committee will continue its dialogue with the public authorities to guarantee long- term stability of the fiscal framework in Romania. In developing dialogue with institutional partners, ROPEPCA will continue to present to the Government and all society representatives facts, statistics and forecasts specific to the industry so that the petroleum industry will receive the treatment needed to support the economic growth of the industry and to develop entire Romanian economy.

Since its establishment in 2012, the Romanian Petroleum Exploration and Production Companies Association (‘ROPEPCA’) aims to be a promoter of the onshore industry, supporting the development, diversification and competitiveness of industry.

ROPEPCA benefits from memberships most active in the industry onshore and now comprises 18 members: ADX Energy, Amromco Energy, Aurelian Petroleum, Bankers Petroleum, East West Petroleum, Expert Petroleum, Fora Oil & Gas, Hunt Oil Company of Romania, NIS Petrol, Oilfield Exploration Business Solutions, OMV Petrom, Panfora Oil & Gas (MOL Group), Repsol, Sand Hill Petroleum Romania, Stratum Energy, Winstar Satu Mare/Serinus Energy, Zeta Petroleum, Vermilion Energy.

43

oil & gas

Connecting the industry with a new data platform Oil and gas industry advisor DNV GL has launched a new digital platform to facilitate connections between different industry players, domain experts and data scientists. Industry data platform Veracity intends to boost knowledge and encourage collaboration within the sector.

N

ew DNV GL research shows that nearly half of senior oil and gas executives think they need to embrace digitalization to increase profitability. The oil and gas industry is increasingly recognizing the need to overcome data quality issues and manage ownership, control, sharing and the use of data. As a trusted third party, DNV GL is now launching an industry data platform - Veracity to facilitate frictionless connections between different industry players, domain experts and data scientists.

The research among industry leaders in the oil and gas sector shows that nearly one in four (39%) respondents say their organization has an increased focus on 44

digitalization and, despite ongoing cost pressures, 39% believe spending on digitalization will increase in 2017. The fact that 49% of the respondents believe digitalization is necessary to boost profitability shows that the industry should step up its digitalization efforts.

DNV GL has for years worked with oil and gas companies on big data projects focusing on reduced downtime, improved safety, predictive maintenance, performance forecasting, energy efficiency and real-time risk management. A key learning from such big data projects is that data quality is a major barrier to overcome.

Remi Eriksen (photo), President and CEO of DNV GL, explains:

“The potential for using data more smartly in our industries is enormous.

Companies have always turned to us for independent, expert assessments and best practices – to build trust in the safety, efficiency and sustainability of their physical assets and operations.

Now, we are exercising this same role in the digital domain with our Veracity industry data platform, designed to help companies leverage the ever-increasing amount of data from multiple sources.

We are not looking to own data, but rather to unlock, qualify, combine and prepare data for analytics and benchmarking.”

Other main findings from the Industry Outlook research show significant regional differences in the uptake of digitalization.

While globally 39% of senior oil and gas professionals report an increased focus on digitalization since the downturn, only 28% in Latin America and 32% in North America report an increased effort.

On the other hand, Asia Pacific and Europe have been the most focussed on digitalization with 40% and 42%. However, most regions show the same interest in implementing/investing significantly in digitalization, with a variance of just 2% - from Latin America at 20% to Europe at 22%. www.petroleumreview.ro

oil & gas

Offshore Mediterranean Conference & Exhibition 2017

Transition to a sustainable energy mix: the contribution of the O&G Industry

O

ffshore Mediterranean Conference & Exhibition 2017 will be held in Ravenna, Italy, on March 29-31, 2017.

OMC 2017 will address the theme of transition: the Paris Cop 21 Agreement and the recent decline in oil prices promise to reshape the Oil & Gas Industry.

Over three days a wealth of industry professionals and decision makers will share ideas, new research and innovation, highlighting how the oil & gas industry can and must contribute to a sustainable future.

The recent huge gas discoveries in the Mediterranean confirm once more its role as a natural energy hub, capable of channeling the energy flows from Africa to the European continent.

FINANCIAL COOPERATION FORUM ON OIL AND GAS INDUSTRY

With a steady rebound in oil price, oil & gas industry will enjoy resurgence in popularity. Following

this trend, the financial cooperation forum is to be held during Offshore Mediterranean Conference and Exhibition 2017.

During this forum, the guests are entitled for one-on-one discussions with financial institutions, whose preferential credit propositions and investment proposals are sure to satisfy their capital needs.

ADVANCED METHODS IN SAFETY MANAGEMENT OF OFFSHORE OIL & GAS ACTIVITIES Organized by University of Bologna in cooperation with foreign partner universities and O&G companies operating in Italy, the course on advanced methods for safety and risk monitoring in offshore activities refers to: construction, drilling and production. Risk identification tools, methods for quantitative risk evaluation, analysis and application to new technologies are some of issues addressed by the course.

ABOUT OMC OMC organizes the Offshore Mediterranean Conference & Exhibition and the Renewable Energy Mediterranean Conference & Exhibition - REM. The Offshore Mediterranean Conference and Exhibition is a biannual event that draws to Ravenna the major international oil companies, from Europe, Nord Africa and the Middle East. Next edition will be held from 29th to 31st March 2017.

The first OMC edition in 1993 was attended by a few thousand visitors and 55 exhibitors. In 20 years, OMC reached an important position among the main oil & gas exhibitions and thanks to its presence Ravenna turns every two years into the capital of the energy industry.

From 2012, OMC has been promoting the Renewable Energy Mediterranean Conference & Exhibition - REM, a new exhibition on renewable energies. Ravenna hosted REM 2014 on 26-27 March 2014.

45

FOCUS CHALLENGES AND PROSPECTS

Interconnecting the gas transmission systems between Republic of Moldova and Romania

T

by Natalia Timofte Researcher, Institute of Energy with the Republic of Moldova Academy of Sciences

he interconnection of the natural transmission systems of Republic of Moldova and Romania is on the agenda of high level negotiations between the two countries since the ‘90s. There are opinions saying that initially the project was seen only in the context of additional supply for Romania with natural gas from the Russian Federation, as an alternative for gas supply to the region, part of the national gas transmission system, defined as “territorial exploitation Bacău”, which includes the cities of Iași, Bacău, Onești, Piatra Neamț and others.

The geopolitical and economic developments in the region and in the European area during the past decade require another meaning to this interconnection.

The interconnection of the gas transmission systems between the two countries – R. of Moldova and Romania, is currently in fact the interconnection of the R. of Moldova’s system to the European Union (EU) one and the 46

alignment with the ongoing processes in this geographic area. In 2010 R. of Moldova has become member of the Energy Community, whereas in 2014 the Association Agreement between R. of Moldova and the EU was signed.

The Energy Community acquis communautaire and the R. of Moldova-EU Association Agreement form the legal basis for the integration of the R. of Moldova’s energy system, including the electric power and natural gas transmission systems, into the European system.

Interconnection with Romania could be for R. of Moldova an important alternative as direction and natural gas supply source against the traditional one, i.e. the natural gas of mainly Russian origin supplied to R. of Moldova through the Ukrainian gas transmission system.

The complexity of the relationship between the Russian Federation and Ukraine as well as Gazprom’s statements in regard to the eventual supply cessation through the Ukrainian transmission system after 2019, when the natural www.petroleumreview.ro

FOCUS gas transit agreement from Russia to Europe via Ukraine expires, require the speeding up of the interconnection and Chișinău’s connection to this source of gas supply.

The gas transmission pipeline Iași (Romania) - Ungheni (R. of Moldova) was put into operation in August 2014 and the first gas deliveries in this direction began on March 4, 2015. Currently works are undergoing to connect Chișinău, capital of R. of Moldova, to this source of gas supply. The natural gas consumption in Chișinău represents about 65% of the country’s total consumption, which in 2015 was of 927.6 million cubic meters. From the moment the connection takes place, Chișinău will start the fuller use of the gas transmission technical capacities on the direction Iași-Ungheni. As of that moment, this direction of gas supply for Moldova should be fully functional and viable.

The interconnection of the transmission systems for Iași - Ungheni brings along several technical and economic uncertainties. Such uncertainties are in fact challenges, among the most important being the availability of natural gas to be supplied to R. of Moldova from Romania and their price.

The main questions in this context are related mostly to the availability of natural gas: 1. Will Romania have the needed natural gas volumes to be supplied to R. of Moldova and, if yes, for how long? 2. Will the technical infrastructure be completed, or is already completed, for the transmission of gas on Romanian territory? 3. On the other hand, in regard to the natural gas supply prices for the final consumers: an alternative gas supply source against the current one, will it lead to the constant price increase of natural gas for the final consumers or not?

POSSIBLE OPTIONS

The historic development has led to the fact that two neighbouring countries are part of separate energy systems, i.e. the two major (dominant) one in Eurasia: ENTSO (the European network of the electric power transmission operators (ENTSO-E) and of natural gas (ENTSO-G) and the integrated system of the former USSR. Romania is part of the first system and R. of Moldova of the second one.

Ukraine is part of R. of Moldova’s integrated system, but has a status of observer to ENTSO-G. The second system has decades of experience of integrated operation, whereas the European system is yet during an interoperability integration and development process.

The natural gas market principles and ways of operation in R. of Moldova and Romania are currently essentially different. Romania’s supply system and the natural gas market are much more complex and more developed than in R of Moldova. The interconnection of the natural gas transmission systems between R. of Moldova and Romania

will need major operational, economic and technical changes for the R. of Moldova natural gas supply system.

Romania’s population is 5.6 times larger than R. of Moldova’s population; in 2015, the Gross Domestic Product (GDP) was 27 times bigger. The GDP per capita is about five times bigger in Romania against R. of Moldova.

In R. of Moldova the population’s urban concentration is much lower than in Romania. In Romania, the industrial sector contributes to the GDP in a share of 26%, whereas in R. of Moldova the share is about 17%. The GDP per energy consumption unit is twice as large. The electric power and energy consumption per capita is 2.5 bigger in Romania against R. of Moldova. The overall energy imports in R. of Moldova is about 90%, in Romania is about 19%. Romania has an installed power for producing electric power, hydro, nuclear, wind, solar, etc., whereas in R. of Moldova the hydro potential is moderate, the nuclear one does not exist and the wind, solar and biogas power is incipient.

In 2015 Romania imported low volumes of natural gas, whereas the domestic consumption (10.3 bn cubic metres) was 100% covered by the domestic output. Natural gas imports from Russia fell to 0.3 billion cubic metres against 1.4 billion cubic metres in 2013 and 3.2 billion cubic metres in 2011. It’s worth mentioning the fact that this major cut in natural gas imports takes place given the constant fall of imported natural gas prices, which leads to the conclusion that it’s not the price the decisive factor in reducing the imports.

In R. of Moldova the natural gas consumption is covered by imports in a 99.98% share. Until 2015 the natural gas imports were completely covered by Gazprom (through Moldovagaz). In 2015, of the 1,008.5 billion cubic metres imported gas 1,007.4 billion cubic metres were supplied by Gazprom and 1.1 million cubic metres by OMV Petrom, Romania. According to the account on September 12, 2016, at the Ungheni gas collecting point (R. of Moldova), since the first deliveries on this direction some 25 GWh of natural gas have been supplied, including 11.37 GWh in 2015 (22 days in March and December) and 13.69 GWh in 2016 (23 days in April and August). Hitherto the maximum gas supplies on this direction were of about 1.3 GWh per day.

In R. of Moldova, out of the final consumption, about 60% is for households and about 23% - for the trade and public services sectors, whereas in Romania the share of the two sectors is of about 50%.

In the past ten years, Romania’s natural gas proven reserves fell to 110 billion cubic metres, meaning at the current level of output and consumption that Romania could cover the domestic needs for about ten years. It’s worth mentioning that since 2005 Romania’s natural gas consumption has dropped from 17.6 billion cubic metres per annum to 10.3 billion cubic metres per annum. In 47

FOCUS the near future, it is expected a continuous reduction of natural gas consumption. There are estimates saying that by 2030 Romania will increase the installed solar power up to 9.5GW and of wind power to 5.5 GW. This would cut the natural gas consumption to produce electric power, which currently is of about 15% of the total primary energy resources.

According to the SNTGN TRANSGAZ SA Mediaș’ Development Plan of the National System of Gas Transmission 2014 - 2023, by 2018 the domestic production of natural gas in Romania will drop to about 9 billion cubic meters per annum, and as of 2019 the domestic output will grow. The domestic output growth forecast is conditioned by new discoveries of natural gas, including in the Black Sea, but also in Romania’s region of Moldavia.

CHARACTERISTICS OF THE TRANSMISSION SYSTEMS

R. of Moldova is transited annually through the gas transmission system (STGN) towards Romania by about 17 billion cubic metres. The total length of the transit pipelines is of 1,559.6 kilometres. The northern pipeline - Ananiev- Cernăuți - Bogorodcianî is carrying natural gas during the warm seasons to the underground storage facilities in the area of Bogorodcianî in Ukraine (storage capacity of 2.3 billion cubic meters) and in the cold season is carrying the stored natural gas to the consumers in R. of Moldova. The supply of the central region of R. of Moldova is provided by the main pipeline in the direction Ismail Isaccea. The natural gas deliveries from Romania through the Iași - Ungheni pipeline have started on March 4, 2015.

Romania’s natural gas transmission system has a total length of about 13,138 km, of which 553 km are transit pipelines. Romania has no liquefied natural gas (LNG)

terminals. The project for the LNG terminal in Constanța has no deadline set yet. Romania’s STGN has ten interconnections to other transmission systems, including five to Ukraine, three to Bulgaria, one to Hungary and one to R. of Moldova.

The transit operations started in 1974 in Romania, by inaugurating the first pipeline 190 km long with a diameter of 1,000 mm between Isaccea, Tulcea County and Negru Vodă, Constanța County, in view of natural gas transiting Romania from the former USSR to Bulgaria. The operation was developed later by completing another two pipelines with diameter of 1,200 mm on the same route (1989 and 2002) to extend the natural gas transport to Turkey, Greece and Macedonia. The STGN overall designed capacity is of about 30 billion cubic metres per annum (excluding the international natural gas transmission routes, with a designed capacity of 27.7 billion cubic metres per annum and a total technical capacity of 21.34 billion cubic metres per annum at the current operating pressure). Currently, the natural gas imports in Romania are carried out through three interconnection border points: Orlovka (UA) – Isaccea (RO): Dn=1000 mm, capacity=8.6 bn cubic metres per annum Ukraine

Hungary

Tekovo (UA) - Medieșu Aurit (RO): Dn=700 mm, capacity=4.0 bn cubic metres per annum Szeged (HU) – Arad (RO) - Csanadpalota: Dn=700 mm, capacity=1.75 bn cubic metres per annum

In the event of natural gas supply cessation through Orlovka-Isaccea, Romania has the infrastructure to supply about 4.5 billion cubic metres per year, the main direction

NATURAL GAS TRANSMISSION SYSTEM OF THE REPUBLIC OF MOLDOVA Technical capacity billion cubic metres/annum Ananiev-Cernăuți-Bogorodcianî (ACB), D 1020 mm

Output capacity %

8.72

-

Ananiev-Tiraspol-Ismail (ATI), D 1200 mm

20.00

-

Șebelinca-Dnepropetrovsk-Krivoi Rog-Ismail (ȘDKRI), D 800 mm Razdelnaia-Ismail (RI), D 800 mm

15.80

-

44.5

cca 50

1.5

<1

Total (via Ukraine): Iași-Ungheni (Romania)

SOURCE: COMPILED ON THE PUBLIC INFORMATION FROM MOLDOVAGAZ AND GOVERNMENT DECISION NO. 1492/DECEMBER 28, 2001 48

www.petroleumreview.ro

FOCUS being Slovakia-Ukraine (Tekovo)-Romania (Medieșu Aurit).

Romania has seven underground storage facilities with an overall capacity of 3.1 billion cubic metres. The increase of storage capacity is envisaged for two storage facilities by about 1.4 billion cubic metres until 2024. By 2018 in the Romanian region of Moldavia a new storage facility with an overall capacity of 0.2 billion cubic metres is planned to be built. STGN in Romania has more than 250 interconnections with direct consumers, including 18 gas power plants (installed power of 3,084 MW), industrial plants and other consumers.

STGN in Romania is made up mainly by seven transport corridors, among which the eastern corridor: Onești - Gherăiești - Iași (RO) - Ungheni (R. of Moldova).

Through the pipelines of this corridor the transmission of natural gas is ensured from the interconnection point Isaccea to northern Moldavia. The development of this transmission corridor aims at ensuring the bidirectional connection with R. of Moldova, in Ungheni. The works in this regard include the rehabilitation of some of the existent pipelines, as well as the building of new ones and establishing compression stations or enlarging some of the existent ones (Onești, Gherăiești). These operations are part of the project included in the list of STGN’s five major development projects in Romania. The completion of the development project for the eastern corridor is set for 2017.

Other four STGN major projects in Romania include: The Bulgaria - Romania - Hungary - Austria corridor (BRUA, estimated deadline 2019); The southern transmission corridor to take over the natural gas from the Black Sea coast (2019); The interconnection of the national transmission system to the international natural gas transmission pipelines (2018); The central transmission corridor to take over the natural gas from the Black Sea coast (2023).

CHARACTERISTICS OF NATURAL GAS MARKETS

Following R. of Moldova’s accession to the Energy Community in 2010 and the signing in 2011 of the Energy Community ministerial council decision - D/2011/02/ MC-EnC – regarding the implementation of directives and regulations that are part of the EU third law package (since 2009), R. of Moldova has become part of the process of creating the single European market for electricity and gas. Subsequently, Ukraine has become also part of this process. Following the decision D/2011/02/MC-EnC, the Treaty establishing the Energy Community (acquis communautaire on energy) contains the following documents: Directive 2009/73/EC; Regulation (EC) No. 715/2009 of July 13, 2009 on the conditions for access to the natural gas transmission networks, including the

amendments according to the Commission Decision No. 2010/685/EU; Directive 2004/67/EC concerning measures to safeguard security of natural gas supply, adopted by Decision 2007/06/MC-EnC of the Ministerial Council of the Energy Community.

Moldova has undertaken to implement by January 1, 2020 the conditions for the separation of the transmission systems and of transmission and system operators, set out in Directive 2009/73/EC. Another commitment under this directive is to ensure, as of January 1, 2015, the inclusion of all consumers in the category of eligible consumers.

The natural gas supply, transport and distribution in R. of Moldova have been hitherto dominated (more than 90%) by the state company Moldovagaz and its ‘daughter’-companies. The main shareholder is Gazprom from the Russian Federation. According to the public information delivered by the National Agency for Energy Regulation of R. of Moldova, the licensed operations on the natural gas market are the producing, transmission, distribution, storage and supply of natural gas by gas pipelines and a compressed gas for vehicles at the fuel stations. The natural gas transmission is provided by Moldovatransgaz (daughter-company of Moldovagaz) and by IS Vestmoldtransgaz (since July 16, 2014). The natural gas distribution at regulated tariffs is provided by 23 license holders, among which 13 Moldovagaz’s daughtercompanies. The companies Energocom and Partener-Gaz have licenses for natural gas supply at unregulated tariffs (by gas networks).

Romania has the largest gas market in Central Europe and was the first country to use natural gas for industrial purposes. The natural gas market has reached record dimensions in early 1980s. Institutional and structural reform of energy and natural gas markets in Romania began after 1989 and especially in 2000. Romania currently has six producers of natural gas, more than ten participants in the gas imports and about 15 suppliers of natural gas.

The monthly share of market opening for domestic natural gas in Romania in 2014 (cumulative) exceeded 60%. The number of eligible customers increased sharply in early 2015, but their contribution to the cumulative growth of the openness of the natural gas market was moderate.

NATURAL GAS PRICES

In Moldova, since Q4 2014 and during 2015, the quarterly calculated acquisition price of natural gas steadily fell: in Q4, 2014 - USD 376.1/1,000 cubic meters; in Q1, 2015 - USD 316.7/1,000 cubic meters; in Q2, 2015 - USD 258.8/1,000 cubic metres; in Q3, 2015 – USD 217.0/1,000 cubic meters and in Q4, 2015 - USD 184.4/1,000 cubic meters. The average import price of 49

FOCUS NATURAL GAS CONSUMPTION DURING 2013-2016 (TWH) IN ROMANIA In regard to the natural gas consumption it is to be noticed the significant increase in the share of consumption on the free market against the regulated market.

During 2013-2015, the annual natural gas consumption was reduced from 132.6 TWh/year to 121.7 TWh/year.

SOURCE: COMPILED BASED ON THE ANRE MONTHLY REPORTS TO MONITOR THE EVOLUTION OF THE NATURAL GAS MARKET

natural gas in 2015 was of USD 256.0/1,000 cubic meters against USD 377.1/1,000 cubic meters in 2014. The decrease in price of natural gas supply is due to the fall in oil prices and of the petroleum products on the world market.

Concomitantly, in R. of Moldova the natural gas prices for end consumers are growing steadily. In 2015, the difference between the average tariff of natural gas, expressed in USD, and the average price of natural gas supply was of 30%, including 8% VAT. The natural gas market in Romania is made up of the competitive segment, which includes trading of natural gas between suppliers/producers and between suppliers and eligible consumers and the regulated segment, which includes the natural monopoly activities conducted under the framework contracts (transport, underground storage, distribution) and supply by regulated price. In the competitive segment, prices are freely floating, based on supply and demand, as result from the competition mechanisms. In the regulated segment of the market, the price systems and tariffs are set by the regulator (ANRE), 50

based on methodologies developed in this respect.

Since the beginning of 2014, the monthly prices of imported natural gas in Romania decreased from USD 390/1,000 cubic meters to USD 226 USD/1,000 cubic meters (March 2016). The import price is much higher than the domestic output (on the regulated and competitive market), but also against the weighted average price resulting from centralized wholesale markets transactions. During 2014-2016, the average weighted prices on the regulated and competition markets increased from RON 50.62/MWh to RON 59.88/MWh, and respectively from RON 67.63/MWh to RON 75.37/ MWh. Expressed in USD/MWh the development of these prices decreased from USD 15.2/MWh to USD 14.5/MWh, and respectively from USD 20.4/MWh to USD 18.2/MWh. On the centralized wholesale market, the average weighted price decreased from RON 122.1/ MWh to RON 73.9/MWh (from USD 36.8/MWh to USD 18.4/MWh) and respectively on the centralized retail market from RON 131.7/MWh to RON 110.4/MWh www.petroleumreview.ro

FOCUS MARKET SHARE OF THE DOMESTIC NATURAL GAS SUPPLIERS ON THE FREE MARKET IN ROMANIA

SOURCE: COMPILED BASED ON THE ANRE MONTHLY REPORTS TO MONITOR THE EVOLUTION OF THE NATURAL GAS MARKET

(from USD 39.6/MWh to USD 27.4/MWh).

For the Republic of Moldova, currently it is advantageous to benefit from natural gas price from Romania’s domestic production and the one resulted from the centralized wholesale market transactions. In a few years’ time, the natural gas prices from domestic production in Romania might be growing, mainly due to the depleting natural gas proven reserves. This can be moderated in the case by the confirmation of new gas reserves and by starting their exploitation. On the other hand, the continuous decrease in natural gas consumption, as result of using renewable energy and fuels and due to energy efficiency increase, could contribute to maintaining the current price level for natural gas from domestic production, or even to a slight decrease.

Another major factor that will influence future natural gas prices in Romania will be the constant development of the centralized natural gas market. Decoupling the prices of petroleum products and natural gas will contribute to setting the natural gas price based on supply and demand on the gas market. The experience of Western European countries shows that the prices set on the market, based on gas supply and demand, are smaller as compared to the

prices set on the basis of indexation applied to petroleum products and to long-term contracts. At the same time, the speculative factor’s development on the market could result in higher prices. The essential role in diminishing the speculative factors belongs to the national regulatory authority in the field.

There are opinions that the natural gas supplied to R. of Moldova from Romania will be in fact imported gas from Russia and the price will not be lower than the imported price set for Romania. It is to be noted that, in Romania, in order to ensure an organized framework for fair and equitable allocation of natural gas from domestic production and from imports, the Market Operator was set up, organized within the National Dispatch for Natural Gas Bucharest, part of the SNTGN Transgaz SA Mediaș structure. The Market Operator: sets the quantitative monthly percentage shares of the mixture of natural gas from domestic production and the import requirements for all the licensed suppliers/distributors and for the eligible consumers; daily monitors the purchases/gas consumption of domestic/imported gas; prepares the monthly report on the procurement of natural gas from domestic production and from import by each operator on 51

FOCUS MONTHLY SHARE OF OPENNESS FOR THE NATURAL GAS DOMESTIC MARKET IN ROMANIA DURING 2014-2016 The monthly share of market opening for domestic natural gas in Romania in 2014 (cumulative) exceeded 60%.

The number of eligible customers increased sharply in early 2015, but their contribution to the cumulative growth of the openness of the natural gas market was moderate.

SOURCE: COMPILED BASED ON THE ANRE MONTHLY REPORTS TO MONITOR THE EVOLUTION OF THE NATURAL GAS MARKET

the gas market in Romania and by each eligible customer, informing them on the import share in total consumption, for billing the gas.

Until the convergence of natural gas prices from domestic production with the imported gas to ensure non-discriminatory access for all customers to sources from domestic natural gas production, the gas supply to consumers is done in the same structure of domestic/ import sources. Moreover, based on the methodology approved in 2014, ANRE sets the mix of natural gas for household customers and for non-domestic customers, producers of heat, on monthly basis, only for the amount of natural gas used to produce heat in cogeneration plants and in heating plants intended for consumption. The structure of the gas mixture is displayed on the ANRE and Transgaz websites.

Concluding, the likelihood of gas supplies exclusively 52

or predominantly of Russian origin from Romania to R. of Moldova is small and the structure of the gas mixture will be provided equitably by the Market Operator, under common rules for market participants. Given that Romaniaâ&#x20AC;&#x2122;s proven reserves of natural gas will not be supplemented by new reserves and alternative sources of gas supply from East and/or South will not be ensured, then Romania will focus on the interconnections in the West, which could possibly result in deliveries of natural gas of Russian origin from this direction, via Germany. This scenario is unlikely in the near future. However, regardless of Romaniaâ&#x20AC;&#x2122;s supply source, the market rules should ensure common conditions for all market participants, including the mix of the supplied natural gas.

Given that Gazprom will stop gas supplies through the gas transmission system in Ukraine, R. of Moldova can benefit from a new gas supply route by the already present www.petroleumreview.ro

FOCUS EVOLUTION OF NATURAL GAS PRICES IN ROMANIA DURING 2014-2016 The free market is dominated by Romgaz and OMV Petrom Gas.

SOURCE: COMPILED BASED ON THE ANRE MONTHLY REPORTS TO MONITOR THE EVOLUTION OF THE NATURAL GAS MARKET

infrastructure needed on the territory of R. of Moldova and Ukraine. The gas transmission system in Slovakia is the largest land pipeline for gas transportation by capacity from the former Soviet Union to Germany. If the bidirectional flows are ensured, sufficient gas volumes to cover the import needs to Ukraine, R. of Moldova and Romania can be supplied through Slovakia. On this natural gas supply corridor in western Ukraine, there are five underground gas storage facilities, including Bogorodcianî, which has five underground storage facilities with an overall capacity of 25 billion cubic meters, out of Ukraine’s total capacity of 32 billion cubic metres. In the event of supplying natural gas to R. of Moldova through Slovakia and western Ukraine, unlike the direction of gas supply from Romania, most likely the expectations would be the supply of natural gas of Russian origin through the German gas transmission system and, respectively through Nord Stream. Although Ukraine has proven natural gas reserves about six times higher than Romania, it is unlikely a supply of gas produced

in Ukraine to R. of Moldova. The regional gas market development includes Ukraine and, in time, the decisive factors in directing the flow of gas will be the availability of gas (including production/import/underground storage) and the market prices to sell/buy, but also the prices of system operators for transport services and for the storage of natural gas. Currently, the natural gas supply price of Russian origin at the German border is considerably lower than at the border with R. of Moldova, and at the Baltic States border. Thus, it can be estimated that the price of an eventual supply of gas of Russian origin to R. of Moldova, purchased on the centralized markets of Germany or the Czech Republic and transported through Ukraine’s and Slovakia’s transmission systems, may not exceed the price resulting from indexation applied to the supply of natural gas under the long-term contracts with Gazprom.

The development and strengthening of R. of Moldova capacity for analysis of the EU gas markets could result in major benefits in the supply of natural gas from this 53

FOCUS direction. Subsequent price formation for final consumers in R. of Moldova will depend on the competition between suppliers, domestic operators of transport systems, on the tariffs applied by the transmission system operators and by the distribution services rendered, and on the tax rates applied by the state and on the activity the national regulatory authority in the field.

The natural gas transmission system operator in Romania - Transgaz, applies different tariffs for transport services, depending on the flow direction (input/output), time (daily, monthly, quarterly, annually), time of the year (summer/winter), etc. For the 2014-2015 gas year, the Transgaz tariffs at the exit point of interconnection with other transmission systems of non-EU member countries (Ungheni) were the lowest for transport services. The tariffs are set by ANRE. CONCLUSIONS

Following accession to the Energy Community, R. of Moldova has assumed the commitment to integrate into the European energy market, including of the supply systems for electricity and gas. This commitment was reinforced by the signing of the Association Agreement with the EU. A major step in this direction in the field of gas supply is R. of Moldova’s interconnection with Romania on the corridor Iași (RO) - Ungheni (MD). Completing in 2014 the Iași - Ungheni pipeline construction is only part of the project, the other works in R. of Moldova and in Romania are to be completed in 2017-2018. The project is carried out with a major contribution of grants from the EU and with European funds. The project will enable R. of Moldova’s access to new sources of gas supply and to access the European gas market.

Based on the commitments and due to the interconnection with Romania/EU, the natural gas sector in R. of Moldova is going through a period of substantial transformation in operations. During this period is taking place the transition: from natural monopoly to the gas market; from a single integrated operator by supply segments, transmission and distribution to operational and legal division of supply, transmission and distribution and to the participation of many companies in each segment; from natural gas prices set on the basis of indexation for petroleum products to prices set by the market, based on the supply and demand of natural gas; from long-term contracts for gas supply weekly/monthly/ quarterly/annual contracts; from a single source of gas supply to multiple sources and directions; from lacking the possibility to choose the natural gas supplier to the right and option to choose the supplier; from lack of competition by supply, transmission and distribution 54

segments to competition between suppliers and the existence of two transmission system operators.

The effects of these changes will mainly reflect on the consumers in Chișinău and Ungheni, but also on other natural gas consumers in R. of Moldova. In case of termination in 2019 of the gas supply from the traditional Eastern source, in R. of Moldova there are three possible alternative options for gas supply, i.e.: in the direction Iași - Ungheni - mainly gas from Romania’s domestic production; in the direction Isaccea - Căuşeni from the reverse flow on the Trans-Balkan corridor: possible sources of gas: LNG from Greece, Romania’s domestic production and transit through Turkey/Bulgaria/Romania of the natural gas from Iran, Turkmenistan and Russia; in the direction Bogorodcianî - Cernăuți - Ananiev from the reverse flow through Slovakia and, possibly Poland: gas mainly of Russian origin transported through Nord Stream to Germany and the associated countries with this system.

In all three scenarios, R. of Moldova’s region on the left bank of the Dniester River can become vulnerable in terms of gas supply. Given the current status of the region and the fact that in this region is the CERSM (MGRES) power plant, which is currently owned the Russian group Inter RAO, it is most likely that the natural gas supply of Russian origin through the traditional direction will not stopped in 2019, despite the Gazprom statements in 2015.

By 2020, R. of Moldova will have multiple sources of natural gas supply, benefiting from real competition on the gas market, a functional natural gas sector according to the EU Directives and Regulations, to which is associated, and higher security in terms of gas supply. This is mainly due to R. of Moldova joining the Energy Community and to the Association Agreement with the EU, to the ongoing EU processes, and is determined by bilateral relationships Ukraine - Russia, Ukraine - EU, Russia - EU, R. of Moldova - Russia, R. of Moldova - EU, R. of Moldova - Romania and R. of Moldova - Ukraine.

The costs resulted from R. of Moldova’s integration into the European gas market, including the interconnection of gas transmission systems of R. of Moldova and Romania, are largely covered by the EU and by European sources. It is possible that the natural gas prices will not have a negative trend for end consumers following this process. Although the expected outcome can bring many benefits, both at national level and for the end consumer, it is undeniable that the uncertainties and associated risks with this process can have negative effects, their mitigation and settlement depending on the R. Moldova decision makers. The fact is that, following the interconnection of natural gas transportation systems of R. of Moldova and of Romania, the costs to end consumers in R. of Moldova will not exceed the costs incurred to these consumers while lacking this interconnection and the natural gas supply. www.petroleumreview.ro

Kraftanlagen Romania S.R.L. was founded in 2007 as a subsidiary of the German company Kraftanlagen MĂźnchen GmbH and expanded its local services successfully in 2014 with KAROM Servicii Profesionale in Industrie S.R.L. and in 2016 with IPIP S.A. We engineer, design and build complex piping and plant systems for the chemical and petrochemical industry. Our technical competence covers also requirements for new plants and maintenance for refinery, extraction & production and industrial plants.

The range of our solutions: Feasibility, process studies Basic design and front end engineering design Multidisciplinary detailed engineering Technical documentation for authorities Project management Technical assistance for commission, start-up, test run, guarantee test Supply and installation of all pipelines and brackets Basic and precision installation of all components, such as devices, columns, pumps and compressors Steel construction Installation of cracking and reaction furnaces Tank farm construction System integration, operating checks and commissioning Plant revisions Pipeline and bracket corrosion protection Insulation Scaffolding

55

EDITORIAL

Al doilea val al revoluției petrolului de șist

A

de Laurențiu Roșoiu

rabia Saudită ar vrea ca prețurile țițeiului să urce până în jurul nivelului de 60 de dolari pe baril, potrivit declarațiilor unor surse din rândul țărilor OPEC, preluate de presa internațională la începutul lunii martie. Cu o creștere de aproximativ 40% pe ultimul an, și tranzacționat la începutul lunii martie în jurul nivelului de 53 de dolari pe baril, prețul petrolului se află deja foarte aproape de pragul țintit; potrivit acelorași surse, prețul de 60 de dolari pe baril este considerat de Arabia Saudită și de aliații săi a fi un nivel suficient de ridicat pentru a încuraja investițiile în dezvoltarea de noi exploatări, dar totodată încă prea mic pentru a stimula producția de petrol de șist din SUA. Realitatea este însă alta. Scăderea prețului petrolului până la minimele de aproape 30 de dolari pe baril din prima parte a anului 2016 nu a distrus industria producătoare de petrol de șist din America – așa cum membrii OPEC și producătorii de petrol din afara OPEC își propuseseră; 56

dimpotrivă, a stimulat-o să identifice și să implementeze tehnici și tehnologii care să producă maxim de rezultate în termeni de eficiență și reducere a costurilor. Iar numeroasele tranzacții realizate în ultimii circa doi-trei ani, pe fondul scăderii prețului petrolului, au permis nu doar un transfer rapid de active, ci și un restart de la zero (din punct de vedere al datoriilor) pentru numeroase perimetre neintroduse în exploatare. Așa se face că evoluția crescătoare a prețului petrolului din ultimele circa 12 luni a adus o serioasă infuzie de lichidități în conturile operatorilor rămași în piața de profil; iar confirmarea perspectivelor de continuare a creșterii prețurilor a dat un puternic impuls interesului de punere în exploatare a noi puțuri de foraj în sectorul de profil.

Cel puțin asta spun cifrele. Astfel, la finele lunii ianuarie 2017, potrivit statisticilor publicate de Baker Hughes (unul dintre cei mai mari furnizori mondiali de servicii pentru industria de petrol și gaze), numărul de puțuri de foraj pentru petrol și gaze din Statele Unite înregistra o creștere de circa 70% (cu 290) față de minimul înregistrat la finele lunii mai 2016 – 235 din cele 290 fiind puțuri de foraj pentru extracția de petrol. Numărul de puțuri de foraj pentru petrol fiind pentru prima oară în creștere de la un an la altul, din ianuarie 2015 – iar creșterea numărului puțurilor de foraj pare să fi pus deja baza unui nou val de creștere a producției!

Potrivit estimărilor US Energy Information Agency, producția de țiței din șisturi va ajunge în luna martie 2017 la un nivel de 4,87 milioane de barili pe zi – cel mai mare nivel din octombrie 2016 încoace. Vorbim de o creștere ce se anunță a fi însă doar prima fază dintr-un al doilea val al revoluției petrolului de șist. Un val ce are toate premisele pentru a fi amplificat serios: pe de o parte de faptul că operatorii de profil au devenit semnificativ mai eficienți decât erau în perioada de vârf a industriei cuprinsă între anii 2011-2015 – sau ceea ce am putea numi „primul val” al revoluției țițeiului de șist; iar pe de altă parte de faptul că, potrivit unei analize realizate de Wall Street Journal la începutul anului, producătorii de petrol din șisturi și-au majorat semnificativ bugetele destinate forajului pentru 2017. www.petroleumreview.ro

57

știri

CONPET INTRĂ ÎN INDICII BET ȘI BET-TR AI BVB

C

onpet, operatorul Sistemului Național de Transport al țițeiului și derivatelor prin conducte, a fost admis în indicii reprezentativi BET și BET-TR ai Bursei de Valori București (BVB). Anunțul a fost făcut pe data de 3 martie, în urma ședinței trimestriale a Comisiei Indicilor, în cadrul căreia, pentru prima dată, s-a luat decizia de extindere a numărului companiilor care fac parte din indicii BET și BETTR, de la 10 la 12 companii.

Compania a fost atent monitorizată de Bursa de Valori București, timp de șase luni, începând cu data de 5 octombrie 2016, dată la care Conpet a intrat pe lista companiilor eligibile (watchlist) pentru includerea în calculul indicilor BET și BET-TR. Odată cu includerea în indicii BET și BET-TR, Conpet este inclus în cei șapte indici din totalul de nouă, ceea ce se traduce prin performanță, stabilitate economico-financiară, transparență, vizibilitate și interes crescut al investitorilor din piețele de capital din România, dar și din străinătate.

Indicele de referință BET reflectă evoluția celor mai tranzacționate acțiuni ale companiilor de pe piața reglementată a BVB, lichiditatea fiind criteriul principal de selecție a societăților incluse în acest indice. De asemenea, transparența companiilor listate (emitenții), dar și calitatea raportărilor și comunicării cu investitorii constituie criterii de selecție, începând cu anul 2015.

Indicele BET-TR (BET Total Return) reflectă evoluția celor mai lichide 10 acțiuni listate, cuprinse în indicele BET, și dividendele acordate acționarilor și investitorilor. În prezent, Conpet are o capitalizare bursieră de 829.391.182,4 lei și ocupă poziția 15 în „Top 25 al emitenților după capitalizare”. Prețul acțiunii (COTE) s-a dublat, practic, de la momentul listării acțiunilor companiei pe piața reglementată, administrată de BVB, pornind de la 44 lei în 2013 și ajungând la 95,80 lei în 2017. „Obiectivul nostru a fost acela de a crește transparența și vizibilitatea companiei pe piața de capital, de a asigura o mai mare deschidere față de acționari și investitori, în scopul creșterii credibilității și atragerii de investiții pentru proiectele noastre strategice. Aprecierea valorii și rezultatelor companiei în rândul celor mai performante companii listate la Bursa de Valori București creează premisele necesare unei dezvoltări durabile a afacerii, atât pe plan intern, cât și regional și european”, a afirmat Liviu Ilași (foto), director general Conpet.

AUTORIZAȚIE DE CONSTRUIRE PENTRU GAZODUCTUL BRUA

M

inisterul Energiei a emis autorizaţia de construire pentru gazoductul BRUA, un nou coridor european de transport al gazelor naturale care va conecta Bulgaria, România, Ungaria şi Austria. Potrivit ministrului Energiei, Toma Petcu, proiectul era blocat, existând riscul întârzierii lucrărilor 58

şi posibilitatea de a pierde finanţarea europeană de aproape 180 de milioane de euro. Autorizaţia, eliberată pe 27 februarie 2017, reprezintă etapa premergătoare începerii lucrărilor pe teritoriul României. Noul gazoduct va avea o lungime totală de 550 km şi o capacitate maximă de 1,5 miliarde de mc/anual spre Bulgaria şi 4,4 miliarde

de mc/anual spre Ungaria. „Cel mai mare beneficiu prin construcţia BRUA este că România îşi diversifică sursele de aprovizionare cu gaze. Pe de altă parte, un număr mai mare de furnizori creşte puterea de negociere a ţării noastre pentru obţinerea unor preţuri cât mai bune pentru consumatori“, a explicat Toma Petcu. www.petroleumreview.ro

știri

NOUĂ ACHIZIȚIE ÎN PORTOFOLIUL OMV

O

MV va achiziţiona contra sumei de 1,75 miliarde de euro (1,85 miliarde de dolari) aproximativ un sfert din unul dintre cele mai mari zăcăminte de gaze naturale din Rusia - Yuzhno Russkoye, de la Uniper, subsidiara companiei germane de utilităţi E.ON SE. Tranzacţia va avea efect retroactiv de la 1 ianuarie 2017, au anunţat cele două companii implicate în tranzacție. „Achiziţia va constitui o nouă zonă de bază în portofoliul nostru Upstream - Rusia - adăugându-se 100.000 de barili echivalent petrol pe zi (boe/d) la producţia OMV”, a afirmat Rainer Seele (foto), CEO al OMV. Tranzacţia va reduce costurile de producţie ale OMV, care va putea primi pe termen mediu dividende estimate la aproximativ 200 de milioane de euro pe an. Producţia se ridică la 25 de miliarde metri cubi

pe an, iar zăcământul reprezintă principala sursă de alimentare a gazoductului Nord Stream, care aprovizionează direct Germania cu gaze ruseşti. Cheltuielile de investiţii se vor ridica la 20 de milioane de euro până în 2043, când expiră licenţa zăcământului, a anunţat OMV, adăugând că tranzacţia trebuie aprobată de autorităţile ruse şi de coacţionari.

Pentru Uniper, tranzacţia reprezintă un pas înainte spre îndeplinirea obiectivului de a vinde

active în valoare de cel puţin două miliarde de euro până în 2018. „Chiar şi după vânzarea participaţiei deţinute la Yuzhno-Russkoye vom rămâne activi pe piaţa energiei din Rusia, unde generăm aproximativ 5% din producţia de electricitate prin participaţia majoritară pe care o deţinem la Unipro”, a afirmat Klaus Schäfer, CEO Uniper.

Potrivit OMV, tranzacția de achiziționare a participațiunii de 24,99% din drepturile de exploatare a zăcământului Yuzhno Russkoye, situat în vestul Siberiei, va fi încheiată până la finalul acestui an. În 2016, producția totală de hidrocarburi a OMV s-a majorat la 315 milioane barili echivalent petrol pe zi, de la 309 milioane barili echivalent petrol pe zi în 2015, în pofida reducerii producției de petrol și gaze din România, cu 3,7%, respectiv 4,1%.

RUSIA, LIDER MONDIAL AL PRODUCĂTORILOR DE PETROL

R

usia a devenit cel mai mare producător mondial de petrol, devansând Arabia Saudită în decembrie 2016, lună în care ambele state au început să restricționeze livrările înainte de reducerile convenite de țările membre OPEC și cele din afara organizației.

Producția de țiței a Rusiei a atins în decembrie anul trecut 10,49 de milioane de barili pe zi, cu 20.000 de barili pe zi sub nivelul din noiembrie,

în timp ce Arabia Saudită și-a redus producția de la 10,72 de milioane de barili pe zi în noiembrie la 10,46 de milioane de barili pe zi în decembrie, potrivit datelor publicate de Joint Organizations Data Initiative din Riad.

Este pentru prima oară, din luna martie a anului trecut, de când producția de petrol a Rusiei a fost mai mare decât cea a Arabiei Saudite.

Arabia Saudită și restul statelor OPEC au decis, la finalul lunii

noiembrie 2016, reducerea livrărilor de țiței cu 1,2 milioane de barili pe zi, pentru o perioadă de șase luni, începând de la 1 ianuarie 2017.

Producători din afara OPEC, între care și Rusia, s-au angajat la reduceri suplimentare. În decembrie 2016, Statele Unite au fost al treilea mare producător de petrol din lume, cu 8,8 milioane de barili pe zi, comparativ cu 8,9 milioane de barili pe zi în luna noiembrie.

59

știri

PROFIT DE APROXIMATIV 1 MILIARD USD PENTRU MOL ÎN 2016

G

rupul MOL şi-a depăşit semnificativ ţinta iniţială pentru 2016, de 2 mld.

USD, şi a înregistrat un rezultat CCS EBITDA (profit înainte de dobânzi, deprecieri și amortizări, excluzând elementele excepționale și fluctuațiile de prețuri) de 2,15 mld.

USD. Segmentul Upstream a dovedit o rezistenţă sporită în contextul deteriorării mediului extern. Scăderea cotaţiei Brent cu 17% şi diminuarea cu 23% a preţului la gaze au fost compensate de producţia sporită şi de disciplina costurilor. Ca urmare, rezultatul EBITDA a rămas aproape constant, la 675 mil. USD, iar sectorul a generat un flux de numerar liber de peste 250 mil. USD, echivalentul a 7 USD/ bep. Producţia a crescut cu 6%, la 112 mii bep/zi, cu suplimentări provenite din perimetrele onshore din Europa Centrală şi de Est, Pakistan,

Marea Britanie şi câmpul Baitugan din Rusia. Reducerile de costuri pe acest segment au avut ca rezultat o scădere de 13% a cheltuielilor operaţionale (OPEX) per unitate.

Segmentul Downstream a înregistrat din nou rezultate solide, generând un rezultat operațional solid de 1,5 miliarde USD. Acest nivel este foarte puţin în urma rezultatului record raportat în anul 2015.

Principalul factor din spatele acestui declin a fost aşteptata normalizare a marjelor de rafinare şi petrochimie.

Segmentul Serviciilor pentru Clienţi (Retail) a înregistrat un rezultat EBITDA în creştere cu 40%, sprijinit de recenta achiziţie a aproximativ 450 de benzinării în cinci state din ECE, desfăşurarea cu succes a strategiei Grupului MOL privind produsele non-fuel (altele decât carburanții), precum şi datorită tendinţelor de creştere a cererii. Programul Next

Downstream, o iniţiativă internă de eficientizare pe termen de trei ani, care urmează să genereze o îmbunătățire a rezultatului EBITDA cu 500 milioane USD, are un parcurs pozitiv, având deja un aport de 340 de milioane USD la finalul primilor doi ani.

Segmentul Gas Midstream a avut o contribuție anuală la EBITDA de 54,5 miliarde HUF (194 milioane USD) în 2016, uşor sub nivelul celei din anul precedent. „2016 a fost anul marilor realizări şi al reperelor importante. Acest an a marcat demararea cu succes a unui parcurs transformaţional major, în contextul în care am aprobat noua strategie pe termen lung, Grupul MOL 2030. De asemenea, ne-am atins obiectivele şi am generat un flux liber de numerar foarte solid, pe seama modelului nostru de afaceri integrat şi rezistent”, a specificat Zsolt Hernádi, Chairman-CEO al grupului MOL.

NOI CONTRACTE DE TRANSPORT GAZE NATURALE ÎNTRE ROMGAZ ȘI TRANSGAZ

P

otrivit unui raport transmis de Romgaz Bursei de Valori București (BVB), producătorul național de gaze a semnat două contracte în valoare totală de 4,5 milioane de lei cu Transgaz pentru transportul gazelor naturale.

Primul contract, în valoare de 610.898 lei, prevede servicii lunare de transport în perioada 1 ianuarie 60

2017 - 1 februarie 2017. Al doilea, în valoare de 3,889 milioane de lei, a fost încheiat pentru servicii trimestriale de transport pentru intervalul 1 ianuarie - 1 aprilie 2017. În cazul ambelor contracte, plata se va face la 15 zile calendaristice de la data emiterii facturii. „Aceste contracte au fost primite în formă semnată de la SNTGN Transgaz SA în data de 13 februarie 2017 și

înregistrate de SNGN Romgaz SA cu nr. 4019 - Contractul lunar 51L/2016 și nr. 4020 - Contractul trimestrial 30T/2016. Menționăm că solicitarea de rezervare de capacitate lunară și trimestrială a fost făcută în conformitate cu termenele și condițiile prevăzute de Codul rețelei (CR) pentru Sistemul Național de Transport al gazelor naturale”, se specifică în raportul citat. www.petroleumreview.ro

știri

POLI-COMBUSTIBILI – O NOUĂ TEHNOLOGIE INOVATIVĂ LA RAFINĂRIA PETROBRAZI

O

MV Petrom a anunțat investiții de aproximativ 60 de milioane de euro pentru o nouă unitate ce va fi construită în cadrul rafinăriei Petrobrazi, bazată pe tehnologia inovativă Poli-combustibili (Polyfuels), dezvoltată de compania franceză Axens. Noua unitate, care se estimează că va deveni complet operațională la începutul anului 2019, permite conversia componentelor GPL în benzină și distilate medii folosind un proces catalitic. „Implementarea proiectului Policombustibili, care folosește tehnologii inovative pentru a crește producția de benzină și motorină, ne va oferi un avantaj competitiv determinat de creșterea producției cu valoare adăugată ridicată (produse albe) și o structură mai flexibilă a producției”, a declarat Neil Anthony Morgan (foto), membru al Directoratului OMV Petrom responsabil cu activitatea Downstream Oil.

Unitatea Poli-combustibili va permite ca o parte din producția de componente GPL, de până la 50.000 de tone, să fie convertită în benzină și distilate medii, capacitatea totală a rafinăriei rămânând 4,5 milioane de tone/an.

Această nouă unitate se bazează pe procesul inovativ Polyfuel®, o tehnologie dezvoltată de Axens, pe baza a 50 de ani de experiență comercială în domeniul conversiei olefinelor în combustibili, și fiind cunoscută drept sigură și curată.

Proiectul implică construirea a trei reactoare principale, mai multe adsorbante, coloane și pompe.

Datorită selecției corespunzătoare a echipamentelor de bază și a schimbătoarelor de căldură, unitatea este proiectată pentru o eficiență energetică ridicată. Lucrările de construcție sunt programate să înceapă în 2017, urmând ca unitatea să devină complet operațională la începutul anului 2019.

61

62

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU TORGEIR OLSEN

SOSESC ROBOȚII PENTRU OPERAȚIUNI PETROLIERE OFFSHORE! Odfjell Well Services (OWS) este o companie internațională de top, cu o îndelungată istorie și cu o bogată experiență, care asigură servicii petroliere de clasă mondială. Jucător important în operațiuni de tubaj, închirieri și servicii de intervenție la sondă, compania activează în Europa și în Orientul Mijlociu, extinzându-și rapid activitatea și în alte regiuni.

Am discutat cu Torgeir Olsen, Country Manager și Manager pentru Dezvoltarea Afacerilor - Iran și pentru Proiecte Speciale, fost Manager de Operațiuni și BD Europa de Est la Odfjell Well Services, despre rezultatele importante ale companiei în 2016, proiecte prioritare și despre cum se ajunge de la performanțe bune la performanțe excepționale.

63

INTERVIU CU TORGEIR OLSEN Domnule Olsen, cum ați decis să lucrați în această industrie? Care sunt elementele definitorii ale carierei dumneavoastră profesionale?

De fapt, ambii mei părinți au lucrat în industria offshore în Norvegia, din 1979, dar eu am decis să lucrez ca dulgher, cu studii și certificat în domeniu. Anii ‘80 au reprezentat o perioadă foarte bună pentru afaceri și deja eram șef de echipă la 21 de ani, în cadrul unei mari companii din Bergen, Norvegia. În 1998 am activat, timp de un an, în forțele ONU din Liban și, atunci când am revenit acasă, au apărut primele semne ale crizei și am început să mă întreb dacă n-ar trebui să aleg o carieră în domeniul offshore, deși aveam o slujbă foarte bună ca dulgher, fiind șef de echipă. În anii ‘90 am decis să urmez cursul de siguranță a operațiunilor petroliere offshore, timp de 14 zile la momentul respectiv, și am aflat despre o companie care angaja personal. Într-o zi de luni m-am dus la sediul acesteia și am spus că sunt gata să preiau orice sarcină și miercuri

64

eram deja în elicopter, în drum spre o platformă, angajat ca montator schele, fără să mă mai uit în urmă! În prima mea deplasare am văzut instalația de foraj de pe platformă și, în momentul în care m-am întors acasă, am urmat cursurile de bază pentru operatori platforme petroliere. Profesorul mi-a recomandat să mă adresez companiei sale de foraj pentru un post. Drept urmare, am lucrat pentru acea companie de foraj! Apoi, coordonatorul de personal din companie a preluat postul de manager în domeniul resurselor umane la o altă companie; ulterior m-a sunat să îmi ofere un post pe semisubmersibilul Polar Pioneer, astfel încât acesta a devenit „prima mea platformă” începând din 1991 și până când am început să lucrez la Odfjell la sfârșitul anului 1996.

Mi-am dat seama că nu vreau să fiu un simplu lucrător, astfel încât, din 1992 până în 1995, am urmat cursurile de inginerie ale școlii tehnice de foraj. Au fost zile grele, pentru că lucram offshore și apoi mergeam la cursuri, iar în perioada când eram acasă trebuia să învăț din urmă pentru

www.petroleumreview.ro

România este foarte importantă pentru noi și principal partener în regiunea Balcanilor. România este o zonă cheie pentru securitatea energetică din regiune și s-a transformat dintr-un mare importator, în urmă cu câțiva ani, într-o țară care se auto susține, de anul trecut, și care poate ajuta statele vecine cu gaze naturale etc.

Această situație reprezintă un beneficiu pentru iscusitul popor român, iar pentru noi o oportunitate constantă.

cele 14 zile cât fusesem plecat pe platformă!

Am fost lucrător simplu, macaragiu, asistent sondor, sondor, șef sondă, inginer de foraj, operator prevenire explozii, operator platformă jack-up, supervizor și șef platformă, asta până în iunie 2005 când am fost solicitat să plec în Olanda pentru înființarea unui birou și a filialei Odfjell Well Services (până atunci lucrasem pentru compania mamă Odfjell Drilling) împreună cu alți foști colegi și prieteni. Am ocupat funcția de asistent manager de țară și, de la sfârșitul anului 2006 până la sfârșitul lui 2008, funcția de manager de țară. Am fost rechemat în Norvegia, pentru a continua dezvoltarea companiei, unde m-am ocupat de departamentul de scule și echipamente, precum și de licitații/contracte.

Am sosit în România pentru prima dată în toamna lui 2008 pentru a evalua oportunitățile privind operațiunile de foraj și, din 2009, am început să furnizăm echipamente de sondă pentru diverse companii, prin intermediul filialei noastre din Olanda. În perioada mai-iunie, m-am ocupat de o licitație importantă pentru OMV Petrom și, la început de iulie 2011, am venit în București, astfel că vicepreședintele de atunci al companiei pentru Europa a respirat ușurat; am preluat apoi operațiunile din România și de atunci lucrez aici! Am devenit manager de operațiuni pentru Estul Europei, având ca responsabilități obținerea de contracte și dezvoltarea companiei. Restul e istorie, am petrecut șase ani grozavi în România, am aflat ce țară minunată este și ce oameni extraordinari are. În prezent, sunt căsătorit aici cu o doamnă excepțională! Am transferat responsabilitățile discipolului meu Alexandru Gomoescu (manager operațiuni pentru România), astfel încât el continuă cu succes activitatea în România și în regiune!

Lucrați pentru Odfjell Well Services de mai bine de zece ani. Care sunt ariile dvs. de responsabilitate în cadrul companiei?

De fapt, lucrez pentru Odfjell de mai bine de douăzeci de ani! În momentul de față sunt Country Manager pentru o țară importantă din Orientul Mijlociu, care deține una dintre cele mai importante rezerve de petrol. Totodată mă ocup de partea de dezvoltare a afacerilor și de managementul liniilor de producție pentru TRS (servicii de 65

tubaj) și CwD (foraj cu burlanele); reprezint, de asemenea, minunata noastră companie și pe angajații săi extraordinari, precum și platformele/echipamentele pe care le deținem.

Merită să dai totul pentru compania care, de atâția ani, este o mare familie!

Cred cu putere că funcționarea echipei ca un întreg reprezintă viitorul operațiunilor în domeniul petrol și gaze, începând cu stadiul de planificare, continuând apoi cu faza de execuție până la livrarea finală – acesta este modul prin care se ajunge de la performanțe bune la performanțe excelente.

Ca manager pentru dezvoltarea afacerilor în Europa de Est aveți o vedere de ansamblu asupra pieței. Care este poziția României în regiune în privința planurilor dvs. de afaceri?

România este foarte importantă pentru noi și principal partener în regiunea Balcanilor.

După cum știți, România este o zonă cheie pentru securitatea energetică din regiune și s-a transformat dintr-un mare importator, în urmă cu câțiva ani, într-o țară care se auto susține, de anul trecut, și care poate ajuta statele vecine cu gaze naturale etc. Această situație reprezintă un beneficiu pentru iscusitul popor român, iar pentru noi o oportunitate constantă și sperăm să colaborăm cu companiile din regiune, pentru a transforma lucrurile bune în unele extraordinare. În prezent, afacerile progresiste se află pe drumul către un model de prestare a serviciilor flexibil și dinamic, în care toată lumea și toate lucrurile sunt interconectate.

Cum reușiți să rămâneți competitivi în acest mediu foarte concurențial?

Politica de preț este una dintre preocupările principale în regiunea Balcanică, dar acesta nu trebuie să fie singurul motor, buna cooperare și funcționarea echipei ca întreg fiind cheia succesului, precum și menținerea costurilor operaționale totale scăzute și o bună înțelegere a regiunii, ceea ce devine primordial și în alte regiuni.

Drept exemplu, pot să vă spun povestea despre funcționarea echipei ca întreg în cazul noii exploatări Johan Sverdrup din Norvegia în 2015/2016 și despre realizările obținute.

Este vorba despre strategia „o singură echipă” a Odfjell Drilling (a 6-a generație a instalației 'Deep Sea Atlantic' – DSA), Odfjell Well Services, Baker Hughes (foraj direcțional și cimentare/fluide de foraj) și a Statoil – toți am convenit împreună asupra planificării sondelor submarine. Odfjell a participat la proiectarea modulului de foraj pentru platforma fixă, în faza a doua a acestei exploatări. Eram deciși să 66

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU TORGEIR OLSEN doborâm vechiul record mondial pentru secțiunea de 17½ inch, care înainte era de 108,4 metri pentru GROSS ROP. Noul record mondial stabilit de DSA și întreaga echipă a fost atins cu 156,9 metri GROSS ROP, acest record doborând cu 48,5 metri GROSS ROP, iar NET ROP a fost de 203,8 metri! Acest record a fost doborât ulterior de două ori de Odfjell și DSA, în prezent devenind „pragul Rushmore” pentru forajul de 17½ inch cu semisubmersibil!

Suntem în prezent cu 200 de zile în avans față de întregul proiect, astfel încât am obținut economii substanțiale pentru companiile de petrol și gaze!

Astfel, Statoil, prin contribuția importantă a Odfjell, înregistrează: o creștere de 70% pe zi a ratei de penetrare, o reducere cu 40% a timpului operațional per sondă și o reducere cu 30% a cheltuielilor per sondă!

Ce strategii și instrumente recomandați pentru transformarea performanțelor din bune în excepționale, în domeniul dvs. de activitate?

Așa cum am afirmat anterior, cred cu putere că funcționarea echipei ca un întreg reprezintă viitorul operațiunilor în domeniul petrol și gaze, începând cu stadiul de planificare, continuând apoi cu faza de execuție până la livrarea finală – acesta este modul prin care se ajunge de la performanțe bune la performanțe excelente. Acestea merg mână

în mână cu politica ce are în obiectiv siguranța în muncă pe primul loc, cu faptul că oamenii trebuie să fie conștienți și concentrați pe ceea ce fac și să facă lucrurile așa cum trebuie chiar de prima dată!

Care sunt cifrele importante pentru OWS în 2016 și ce proiecte prioritare aveți pentru viitor?

2016 a fost un an dificil pentru majoritatea companiilor din lume, iar 2017 va fi de asemenea un an dificil, dacă lucrurile nu iau o întorsătură rapidă, așa cum noi toți ne dorim!

Pentru Odfjell, partea bună este că avem un management corporatist care a adoptat deciziile corecte încă din 2013 pentru a ne pregăti viitorul, datorită căruia ne-am transformat într-o companie puternică și am devenit capabili să ne concentrăm pe continuarea dezvoltării acesteia ca furnizor preferat de servicii. Aceasta continuă să fie prioritatea numărul unu și în viitor, alături de siguranța în muncă și de angajați!

Unele voci susțin că industria de petrol și gaze s-a mișcat greu în privința adoptării de noi tehnologii. Cum combateți acest mit?

Așa cum știm toți, industria petrolieră a fost întotdeauna mai conservatoare, dar lucrurile se schimbă acum, chiar dacă un pic prea încet, progresul continuă și vom vedea multe transformări care ne

SISTEM ROBOTIZAT Industria de foraj discută tot mai mult despre digitalizare ca factorul cheie care va aduce prețurile de explorare și producție la un nivel redus, care să se adapteze la prețurile actuale ale petrolului. Totuși, pentru a introduce digitalizarea, industria trebuie să își dezvolte instrumentele necesare. Digitalizarea va fi greu de obținut cu echipamentul convențional semi-automat, hidraulic,

combinat cu numeroase operațiuni manuale. Robotic Drilling Systems (RDS) consideră că echipamentele potrivite trebuie să fie precise și flexibile, roboții electrici fiind ușor de integrat.

Sistemul robotizat integrat RDS pentru forajul submarin permite un mod de operare rapid, fiabil, consecvent, fără intervenție manuală, asigurând eficiență și siguranță în muncă crescute.

67

vor permite să menținem costurile per baril sub prețul de vânzare, astfel încât industria să rămână sustenabilă și să înregistreze creșteri în viitor.

distanță. Roboții și angajații din domeniul petrol și gaze care acționează în echipă ca un întreg vor obține performanțe remarcabile împreună.

Anul trecut, cu ocazia celei de-a 8-a ediții a Confe­ rinței anuale SEE Upstream, ne-ați introdus în lumea roboților pentru operațiuni petroliere offshore. Ați afirmat că roboții de foraj deschid un nou drum și vor schimba jocul în industria de petrol și gaze. Care dintre beneficiile pe care le aduc aceștia sunt cele mai semnificative?

Principalul beneficiu adus de acești roboți este că sporesc siguranța platformei de foraj și eficiența acesteia!

Angajații de pe platformă se pot concentra pe mentenanța echipamentelor, în timp ce roboții efectuează operațiunile în zonele de risc, la un nivel de eficiență ridicat. În 2017 vor avea loc câteva livrări ale acestor produse/sisteme, ce pot fi vizionate la adresa www.rds.no/products/the-system.

Prețul petrolului începe să urce, vedeți în aceasta un început de revenire? Ce formă ar putea căpăta această revenire?

Un lucru îl pot prezice, anume că industria petrolieră și prețul petrolului sunt impredictibile! Cu transformările care au loc în prezent în lume, se schimbă guverne și situațiile geopolitice în unele regiuni, este foarte dificil să previzionezi ce se va întâmpla. Nu cred că vom mai vedea o „Bonanza”, nu va fi sustenabilă în viitor, odată cu schimbările aduse de tehnologiile verzi și cererea de anumite tipuri de energie în următoarele decenii.

Pentru a ajunge acolo unde nimeni nu a mai ajuns până acum, unde vedeți cele mai mari oportunități pentru QWS în următorii ani?

Odfjell Drilling și Odfjell Well Services, ca o companie unitară, au câteva zone în lume pe care se concentrează, dar sunt puține locuri unde nu a mai ajuns nimeni până acum. Poate să fie vorba de roboți care forează pe Marte în viitor? Nu este o glumă, acest lucru este realizabil în viitor și va scoate la lumină istoria planetei. Așa cum am mai afirmat, este esențial ca operațiunile să fie efectuate de roboți pe platformele marine, cu echipament comandat de la 68

Ce stil de management aveți? Cum vă motivați echipa? Câteva sugestii pentru începători...

Este important să-i apreciezi pe oameni și să-i tratezi în același mod în care ai vrea să fii tratat tu însuți! Nimeni nu poate reuși de unul singur, iar succesul poate fi atins doar dacă echipa funcționează ca un întreg. Siguranța în muncă, pe primul loc, este decisivă pentru dezvoltarea mentalului colectiv, deoarece noi toți dorim să ne întoarcem acasă în bună stare și acest lucru ne face să ne gândim la consecințele acțiunilor noastre și la felul în care avem grijă unul de celălalt.

Cu o astfel de abordare, lucrurile vor fi făcute corect de la bun început și angajații îi vor trata și pe clienți în același mod.

Obișnuiesc să afirm: „atât timp cât ești onest, nu e nevoie să memorezi ceea ce ai spus.” www.petroleumreview.ro

Fuzionarea înseamna ÎNCEPUTUL, Preluarea înseamna PROGRESUL, În luna ianuarie 2016 s-a împlinit un an de când Flowserve Corporation a achiziţionat Concernul SIHI Group BV – un furnizor global de sisteme proiectate, echipamente de pompare, precum şi servicii conexe în domeniul vehiculării fluidelor şi aplicaţiilor de vacuum.

Pe parcursul anului trecut s-a realizat integrarea SIHI Group BV în Flowserve Corporation, iar Sterling Fluid Systems (România) devine reprezentanţa oficială a Flowserve SIHI Pumps pentru România şi Moldova.

De asemenea, ne face plăcere să vă aducem la cunoştinţă că prin această preluare, gama de echipamente s-a mărit considerabil, având acum în portofoliu atât produsele SIHI - consacrate pe piaţa românească de petrol şi gaze şi nu numai, cât şi cele ale Flowserve Corporation - produse de top, apreciate în întreaga lume.

Angajamentele Sterling Fluid Systems România faţă de partenerii şi clienţii noştri nu se vor schimba. Ne dorim să dezvoltăm colaborările existente, conform principiului continuităţii “business as usual”, adăugând plus valoare, prin experienţa şi profesionalismul tuturor colegilor noştri din Flowserve SIHI Pumps.

Pe viitor, suntem deschişi noilor provocări şi potenţialelor proiecte, pe care le abordăm cu o echipă de mare succes, cea a companiei Flowserve SIHI Pumps.

Sterling Fluid Systems (România) Mihai Eminescu 105-107 RO-020074 Bucureşti Tel: +40 21 211 76 78 Fax: + 40 21 210 82 87 Email: office@sterlingsihi.ro www.sterlingsihi.ro

69

opinie

„Documentul final publicat de Ministerul Energiei este mai degrabă un studiu de perspectivă asupra evoluţiei sectorului energetic decât o strategie”, afirmă Eugenia Gușilov - Director Romania Energy Center

Strategia Energetică a României Ca sa fim corecţi, efortul de a colecta datele statistice, modelarea, analiza de senzitivitate şi scenariile explorate sunt de apreciat, ca şi spargerea monopolului exercitat de către institutul care a semnat mai toate documentele de strategie energetică în trecut (ISPE). În acest articol de opinie însă, aş vrea să mă axez pe câteva aspecte deficitare care pot fi îmbunătăţite.

Eugenia Gușilov, Director Romania Energy Center 70

www.petroleumreview.ro

opinie

D

in cele cinci obiective fundamentale declarate ale strategiei – „reducerea sărăciei energetice şi protecţia consumatorului vulnerabil” este al cincilea (ultimul, după „securitate energetică”, „pieţe competitive”, „energie curată” şi „modernizarea sistemului de guvernanţă energetică”). În acelaşi timp, primul din cele cinci principii pe care se bazează documentul este „consumatorul în centru”. Dar, dacă prioritatea politicii energetice este consumatorul, nu ar trebui oare ca reducerea sărăciei energetice să fie ţinta zero, obiectivul strategic fundamental într-o ţară ca România, unde aproximativ 100.000 de gospodării nici măcar nu sunt conectate la reţeaua de electricitate, unde 90% din consumatorii din zona rurală folosesc lemnele de foc pentru a se încălzi, o ţară cu 40% din populaţie expusă riscului de sărăcie şi excludere socială (cel mai ridicat procent din întreaga Uniune Europeană), cu cea mai mare rată a sărăciei monetare în UE (25% din populaţie în 2014), privaţiune materială severă (devansată doar de Bulgaria), cel mai ridicat procent din UE al persoanelor cu loc de muncă expuse riscului sărăciei (i.e. incapabile să facă faţă cheltuielilor de bază în ciuda faptului că sunt angajate, cu alte cuvinte „cei care muncesc şi tot sunt săraci”). Nu ar trebui oare cetăţeanul român, prin urmare reducerea sărăciei energetice, să fie cel dintâi obiectiv strategic fundamental? În cele cinci arii centrale de intervenţie strategică definite, atenuarea sărăciei energetice este, din nou, ultima (a cincea după „parcul de capacităţi şi mixul energiei electrice”, „infrastructura şi aprovizionarea cu gaz natural”, „rolul biomasei în încălzirea gospodăriilor”, „cogenerarea de înaltă eficienţă

şi modernizarea SACET”). Ariile centrale de intervenţie strategică (aşa cum sunt ele conturate) par să reflecte rezultatul unui proces de lobby în loc de priorităţile adevărate ale României. Pe cât de importantă este reînnoirea parcului de capacităţi de producţie a energiei electrice sau modernizarea infrastructurii de transport gaze naturale (necesară pentru exportul de gaz natural), reducerea sărăciei energetice într-o ţară ca România ar trebui să fie prima preocupare atât din punct de vedere al obiectivelor strategice cât şi al ariilor centrale de intervenţie.

Spre comparaţie, Obiectivele de Dezvoltare Durabilă ale ONU (UN Sustainable Development Goals, SDGs) adoptate la summitul Dezvoltării Durabile din 2015 au drept obiectiv principal (#1) „fără sărăcie”, înaintea tuturor celorlalte obiective, inclusiv a celui de „energie accesibilă şi curată (#7), „muncă decentă şi creştere economică” (#8), „industrie, inovare şi infrastructură” (#9), „oraşe şi comunităţi sustenabile” (#11), „consum şi producţie responsabilă” (#12) şi chiar „acţiune pentru climă” (#13). În al doilea rând, unul dintre principiile pe care e clădit documentul este neutralitatea tehnologică. Dorinţa statului de a nu se implica în alegerea câştigătorilor şi perdanţilor este de înţeles, piaţa fiind mult mai eficientă la acest capitol, dar asta nu înseamnă că statul trebuie să rămână complet echidistant şi să nu semnalizeze în nici un fel preferinţele sau ariile prioritare care vor fi sprijinite prin politicile publice. Chiar dacă ai scenarii și prognoze, o strategie trebuie să clarifice poziția statului pe diverse chestiuni. De exemplu, în documentul final putem citi că „este improbabilă penetrarea puternică a pompelor de căldură în lipsa unei scheme de sprijin din partea statului” 71

opinie

(pag. 81). Scopul unei strategii nu este oare acela de a clarifica punctul de vedere al statului pe acest subiect? Dacă statul va sprijini sau nu utilizarea pompelor de căldură sau a energiei geotermale pentru încălzirea locuinţelor? În această formă, textul lasă acest aspect la libera interpretare a cititorului.

O strategie ar trebui să formuleze priorităţile cheie pentru acţiunea decidenţilor, să formuleze viziunea şi să ghideze viitoarea activitate a guvernului, să transmită semnale clare pentru viitoare politici publice.

Oricât de util şi documentat este un studiu, o strategie naţională nu este un studiu, o Descriptio Moldaviae a sectorului energetic, sau strict o analiză de perspectivă, cu scenarii de evoluţie posibilă a sectorului.

Sigur, o strategie cuprinde elemente de diagnoză şi prognoză, dar aceasta trebuie să ofere întâi şi întâi direcţii clare pentru munca viitoare a decidenţilor şi oamenilor de afaceri şi să clarifice care sunt intențiile României pentru viitor (concret, ce doreşte să facă statul în sectorul energetic). În anumite privinţe, există claritate. De exemplu, deşi documentul subliniază importanţa regenerabilelor, lasă să se înţeleagă că nu este oportună o nouă schemă de sprijin pentru energia verde după expirarea celei actuale. De asemenea, textul semnalează sprijinul pentru sectorul nuclear („România se numără printre cele 14 state membre UE care îşi menţin opţiunea de utilizare a energiei nucleare”, „Toate scenariile pornesc de la premisa utilizării hidroenergiei şi a energiei nucleare pe termen lung în România”). În alte cazuri, predomină ambiguitatea: „în zonele rurale, fără măsuri de sprijn adiţionale, tranziţia către încălzirea pe bază de gaz natural va avea loc mai încet”. Nu este oare aceasta menirea strategiei, să facă lumină cu privire la viitoarea direcţie de acţiune? În mod cert, o strategie poate fi 72

construită şi pe principiul „toate cele de mai sus” (adică, sprijinirea simultană a tuturor sectoarelor, surselor primare, tehnologiilor etc.).

Cu toate acestea, în cazul României (unde există multe restanţe şi probleme nerezolvate), un exerciţiu de prioritizare este absolut obligatoriu. În caz contrar, strategia energetică (în ciuda lucrurilor bune pe care le conţine) riscă să devină un document prea ambiţios şi/sau nerealist, care reflectă mai degrabă presiunea exercitată asupra textului de companii (domestice sau străine), asociaţii profesionale, directive şi regulamente europene, obligaţii de mediu asumate, decât preocuparea faţă de problemele domestice majore pe care le are de rezolvat România (combaterea sărăciei energetice, protecţia consumatorului vulnerabil, termoficarea). Dacă documentul ar pune cetăţenii români pe primul loc, ordinea aceloraşi cinci arii strategice de intervenţie ar arăta altfel: 1. Reducerea sărăciei energetice şi eficienţa energetică a gospodăriilor; 2. Creşterea calităţii serviciilor energetice în zona rurală (politici şi măsuri care să reducă dependenţa de lemne de foc ca sursă pentru încălzire); 3.

Dezvoltarea cogenerării de înaltă eficienţă şi modernizarea SACET; 4. Modernizarea infrastructurii de gaze naturale; 5. Modernizarea capacităţilor de producţie a electricităţii.

Al treilea punct pe care vreau să-l ating e legat de termoficare/SACET. Strategia îşi propune să reţină „cel puţin 1,25 milioane de apartamente conectate la SACET în 2030” (pag. 5) – adică, mai puţin decât numărul de apartamente (1,329 milioane) care erau racordate la sistemul centralizat la finalului lunii ianuarie 2015! Întradevăr, România post-comunistă a fost martora unei tendinţe alarmante de debranşare de la sistemul de alimentare centralizată

cu energie termică (SACET) în ultimii 27 de ani: din 315 localităţi conectate în 1989, anul trecut mai erau funcţionale doar 60. De ce atunci este strategia atât de modestă în exact domeniul în care ar trebui să dea dovadă de cel mai mult de curaj? De ce ţintește doar îngheţarea numărului de debranşări, de ce nu îşi propune inversarea acestei tendinţe negative? Când apartamentele din zona urbană se debranşează, majoritatea trec la centrale individuale pe gaz natural, dar este foarte îngrijorător să vezi proprietari de apartamente care optează pentru arderea lemnelor (15% din gospodăriile din mediul urban în România se încălzesc cu lemne). Încălzirea este un domeniu lăsat în gestionare decidenţilor de la nivel naţional, când aşadar va înceta să fie tratată ca o Cenuşăreasă şi va primi atenţia care i se cuvine din partea politicilor publice? În încheiere, aş menţiona că la capitolul acţiuni necesare pentru a atinge securitatea energetică (pag. 12), reducerea gradului de sărăcie energetică apare încadrată la acţiuni interne pe termen lung. Dat fiind însă indicatorii pe care îi are România la capitolul sărăcie, cred că aceasta ar trebui să facă obiectul atenţiei imediate (cât şi a celei pe termen lung) în materie de acţiune decizională. Eradicarea sărăciei energetice ar trebui să fie obiectivul suprem şi România campionul acestei cauze în UE. Căci, ce poate fi mai important decât securitatea energetică a propriilor cetăţeni?

Oare cooperarea regională şi fluxurile bidirecţionale de gaze sunt mai importante decât cetăţenii români care nu au acces la electricitate sau încălzire adecvată?

Inevitabil, o listă de priorităţi înseamnă să pui accent pe ceva în detrimentul a altceva şi presupune o alegere, care, prin definiţie, nu poate mulţumi pe toată lumea, dar trebuie făcută. www.petroleumreview.ro

SUFLANTE CU ŞURUB

EFICIENTE ŞI SILENŢIOASE Pentru instalaţiile de tratare a apelor uzate, noile suflante cu şurub din seria DBS pot fi viitorii „Experţi în eficienţa energetică”. Cu o putere cuprinsă între 15 şi 37 kW şi cu un debit de 4 până la 22,5 m³/min, acestea sunt deosebit de eficiente.

L

a fel ca „fraţii săi mai mari” EBS şi FBS, noua suflantă cu şurub DBS de la Kaeser se evidenţiază tocmai prin eficienţa care nu a fost atinsă până acum. În comparaţie cu suflantele convenţionale cu lobi, noile suflante cu şurub de la Kaeser sunt cu până la 35 de procente mai eficiente şi oferă de asemenea avantaje energetice clare de ordinul zecilor de procente, în comparaţie cu multe suflante turbo şi cu şurub aflate pe piaţă.

Aceste avantaje s-au obţinut, printre altele, prin utilizarea rotoarelor cu profil Sigma testate în segmentul compresoarelor cu şurub. În acest sens, o contribuţie importantă este adusă şi de transmisia

inovativă directă, fără alunecare.

Aceasta asigură cele mai reduse pierderi de transfer, chiar şi la turaţie maximă, şi astfel cele mai reduse costuri cu energia.

Suflantele sunt concepute în special pentru utilizare în staţii de epurare comunale şi industriale.

Două variante de execuţie diferite asigură alimentarea optimă a staţiilor de epurare cu necesarul de aer la 400 mbar, respectiv la 650 mbar.

Cu maxim 72 dB(A) în domeniul principal de utilizare, suflantele sunt extrem de silenţioase, atingând un nivel de zgomot similar cu cel emis de un aspirator modern.

Datorită necesarului energetic

Noua suflantă cu şurub DBS se recomandă ca fiind compactă şi eficientă, asigurând alimentarea cu aer comprimat în mod fiabil şi cu eficiență energetică ridicată, mai ales pe termen lung.

redus, suflantele cu şurub de la Kaeser reprezintă sursa perfectă de alimentare cu aer comprimat pentru staţiile de epurare. Acestea sunt proiectate pentru funcţionare continuă, necesită puţine operaţiuni de întreţinere şi pot fi aşezate direct una lângă cealaltă. Ele pot fi echipate, dacă se dorește, fie cu convertizor de frecvenţă integrat, fie cu pornire stea-triunghi. Suflantele cu şurub se livrează ca instalaţii pregătite de racordare (cu electronică de putere şi controler Sigma Control 2) şi pot fi puse în funcţiune rapid, fără costuri suplimentare.

CONTROL INTELIGENT

Controlerul integrat Sigma Control 2 asigură, de asemenea, monitorizarea complexă şi conectarea simplă a aparatelor individuale la reţelele operaţionale de comunicare.

Datorită acestui controler integrat, dacă se doreşte, suflantele pot fi încorporate pe viitor şi într-o reţea Sigma Network. Acest lucru este posibil deoarece acum controlerul Sigma Air Manager 4.0 (SAM 4.0), testat în segmentul compresoarelor, care depăşeşte sfera maşinilor, este disponibil şi pentru suflante.

73

opinie

Natura umană versus Mama Natură

S

de Ioan-Corneliu Dinu

imțim, noi oamenii, că parcă în ultimii ani Mama Natură ne atrage din ce în ce mai pronunțat atenția cu prezența sa; doar dacă ne aducem aminte de câteva dintre impulsurile sale pe care le-am perceput și le percepem într-o manieră purtătoare de gânduri bune și rele. Faptul poate fi abordat în contextul binomului lui Descartes, adică în dublă cheie, una mentală, iar cealaltă fizică. Abandonând conceptul filosofic, aș propune să aducem în discuție ravagiile pe care Uraganul Patricia le-a cauzat ca urmare a vitezei vântului, de peste 200 de km/oră. Un alt exemplu de „joacă” a Mamei Natură cu natura umană ar putea fi considerat trendul de creștere medie a temperaturii Zonei Arctice, o creștere anuală periculoasă, superioară celei globale, creștere de temperatură așteptată și anunțată științific, după cum știm cu toții. Și, de aici, ca urmare a acestei anomalii, la fiecare zece ani, suprafața glaciară a celor doi poli se reduce cu un procent de 9%.

74

Oamenii de știință prevăd că, odată cu topirea necontrolată a ghețarilor, creșterea nivelului apei în zonele de coastă, zone eminamente turistice, dar și populate “a pieno” va conduce la schimbări majore în geografia turistică atât de apreciată și vizitată de locuitorii Terrei. Vorbind de o temă permanentă, cea a emisiilor de bioxid de carbon, se cunoaște că emisiile de care se face vinovat sectorul petrol și gaze reprezintă 50% din totalul global. Carbon Disclosure Project (CDP) a realizat de curând un amplu studiu, analizând toate fațetele legate de problematica emisiilor de bioxid de carbon în atmosfera terestră. O concluzie interesantă este enunțată clar, dând ca evidentă abordarea companiilor din sector cu privire la comportamentul acestora ca fundamental vizavi de lupta cu schimbările climatice, care definesc practic viitorul companiilor însele.

Dacă se va adecva din timp activitatea tehnică, și nu numai a marilor companii, se va putea asigura tranziția energetică spre a o contrapune creșterii cantității de emisii, încetinind astfel schimbările climatice ireversibile. Astfel, marile companii producătoare de hidrocarburi se vor vedea puse în situația ca volumul preocupant de emisii să le oblige să oprească producția, periculoasă din punct de vedere al conservării mediului ambiant, din zăcămintele în care au investit pentru descoperire și punere în exploatare, prin urmare vor fi puse în imposibilitatea de a valorifica investiția însăși. Foarte important pentru viitor este să vedem cum se vor mișca marii producători pentru a răspunde, atât din punct de vedere tehnic, cât și comercial, comandamentelor decise/impuse la Paris. Observatorul general, care urmărește punerea tehnică în operă a decarbonizării, este Carbon Disclosure Project, autoritate care și explică, prin studiul și raportul întocmit, procedurile respective în revista ‘The Pipeline’, promovând permanenta abordare în direcția reducerii emisiilor de bioxid de carbon.

Studiul analizează un grup semnificativ de companii din domeniul petrol și gaze, care capitalizează, în total, suma de 1.200 de miliarde de dolari. Din analiza respectivă a rezultat un adevăr dureros, acela al transparenței care, negestionată în mod corespunzător, ar putea aduce deservicii serioase investitorilor, dar și proiectelor legate de lupta cu schimbările climatice. www.petroleumreview.ro

opinie

Punctele critice evidențiate în urma analizei și studiului specialiștilor CDP sunt următoarele: • Viitorul incert. Marile companii producătoare din industria de petrol și gaze trebuie să ia decizii cheie, fie pe termen scurt, fie pe termen lung, pentru a proteja modelele viitoare de business cum ar fi, de exemplu, reechilibrarea portofoliului pentru următorii ani, începând cu cea mai amplă, aceea a diversificării în forma generică, dar și generală, a noțiunii și gestionării atente a declinului economic prezumat pentru următoarele decenii; • Normativele specifice industriei petrolului și gazelor, industrie care va fi influențată de intervenții tehnice, dar și comerciale, în privința cererii de produse petroliere.

De avut în vedere, de exemplu, emisiile de gaze cu efect de seră ale flotei automobilistice, stabilind din vreme ținte de reducere a emisiilor de bioxid de carbon și “carbon princing” privitor la utilizarea gazelor pentru producerea de energie electrică; • Eficiența operativă rămâne o problemă a sectorului.

Cele 11 mari companii, care au făcut obiectul analizei, pierd în medie 6% din producția lor de gaze prin intermediul așa-numitului “gas flaring”, care, în traducere tehnică, ar însemna „răsuflările accidentale”

•

•

de metan și, de aici, pierderile respective; Pachetele remunerative pentru clasa dirigentă, de la CEO la Consilii de Administrație, la ingineri șefi de departamente etc. sunt prea mari, bonusurile consistente practicate pentru premierea performanțelor vizavi de nivelul de producție de hidrocarburi, fără însă a fi corelate cu performanțe importante pe linia luptei contra schimbărilor climatice; Apa. Se știe că 40% din petrolul onshore, precum și producția de gaze naturale sunt localizate în prezent în arii de „stress hidro” de nivel mediu și mare. Cu alte cuvinte, cu toate că acest fapt evident și cu implicații complicate este discutat continuu, companiile rămân încă în urmă față de alte sectoare care sunt confruntate cu aceleași riscuri. Dintre cele 11 companii, mari producătoare de hidrocarburi, nu toate sunt expuse în manieră egală la riscurile schimbărilor climatice în clasamentul realizat de studiul CDP. Companiile europene obțin cele mai bune rezultate față de cele americane, în ceea ce privește transportul gazelor, investițiile în noi tehnologii care au ca temă emisiile nocive ca important parametru de guvernare în gestionarea climei ca strategie adoptată în acest sensibil domeniu.

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

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

75

petrol și gaze

C

ele șapte companii care formează sectorul de petrol și gaze de la Bursa de Valori București au raportat pentru anul 2016 profituri însumate de 2,95 miliarde de lei. Valoarea este cu circa 50% mai mare decât suma profiturilor realizate de aceleași companii în 2015, evoluția pozitivă producându-se pe fondul reducerii cu circa 7% a cifrei de afaceri însumate la nivel de sector, de la 40,3 miliarde de lei în 2015 la 37,5 miliarde de lei în 2016. Totodată, suma pierderilor s-a redus de la 720 de milioane de lei în 2015 la doar 4 milioane în 2016

(vezi tabel „Rezultate în creștere pentru industria de petrol și gaze de la BVB”).

Evident, principalul motor al acestor evoluții pozitive la nivel de industrie este compania OMV Petrom! Cel mai mare jucător din industria locală de profil, și unul dintre jucătorii de importanță regională în domeniu, a trecut de la o pierdere de 690 de milioane în 2015 la un profit de peste un miliard de lei în 2016. Un aport notabil au avut însă și alți jucători, între care Transgaz sau Conpet sau chiar Oil Terminal Constanța, care au contribuit major la modificarea tendinței și a percepției

pieței asupra sectorului.

Astfel, Transgaz a surprins analiștii și investitorii, raportând un profit preliminar de 596 de milioane de lei, cu 22% mai mare decât cel raportat pentru 2015, și astfel un nou profit maxim istoric.

Conpet, la rândul său, a avut o reușită similară: compania a raportat un profit de 64 de milioane de lei!

Valoarea este cu doar 2% mai mare decât profitul raportat pentru 2015, dar cum profitul din anul anterior a fost un maxim istoric, depășirea, chiar și modestă, a acestui nivel, este în sine o realizare din perspectiva analiștilor financiari.

2016, ANUL RELANSĂRII SECTORULUI DE PETROL ȘI GAZE DE LA BVB de Laurențiu Roșoiu 900 de milioane de lei în plus la profituri și 2,5 miliarde de lei în minus la cifra de afaceri! Acestea sunt cele mai importante cifre la final de an 2016, prin comparație cu cele pentru 2015, pentru sectorul de petrol și gaze listat pe Bursa de valori de la București (BVB). Datele din raportările preliminare pot suferi modificări, dar relevă o tendință evidentă de relansare a industriei, între altele și ca rezultat al impactului pozitiv dat de creșterea prețului petrolului.

76

www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

REZULTATE ÎN CREȘTERE PENTRU INDUSTRIA DE PETROL ȘI GAZE DE LA BVB Suma profiturilor realizate în 2016 de companiile de petrol și gaze listate la BVB este cu circa 50% mai mare decât cea a profiturilor realizate de aceleași companii în 2015.

Companie (mld. RON)

Profit 2015

Profit 2016

CA 2015

CA 2016

OMV Petrom

(690)

1,038

18,145

16,247

Romgaz

1,194

1,024

4,052

3,411

Transgaz

489

596

1,663

1,862

Conpet

63

64

413

412

268

214

15,913

15,348

6

15

138

161

(30)

(4)

50

31

-

-

40,374

37,472

Profituri însumate la nivel de sector

2,020

2,951

-

-

Pierderi însumate la nivel de sector

(720)

(4)

-

-

Rompetrol Rafinare Oil Terminal Rompetrol WS Cifră de afaceri însumată la nivel de sector

Tabelul cuprinde cifrele de afaceri și profiturile preliminare raportate de companiile analizate pentru anul 2016.

SURSĂ: BVB, RAPOARTE COMPANII, CALCULE AUTOR GREII SECTORULUI

„Transgaz a raportat rezultate preliminare remarcabile pentru 2016, profitul de 595,7 milioane de lei marcând un salt anual de 22% și un nou nivel record”, afirmă analiștii casei de brokeraj Alpha Securities întrun raport transmis clienților după publicarea rezultatelor de către a patra cea mai mare companie din domeniu de la BVB, după cifra de afaceri (după OMV Petrom, Rompetrol și Romgaz). „Creșterea profitului anual a fost susținută major de performanța uimitoare realizată în trimetrul al patrulea al anului, când compania a obținut un profit de 237,2 milioane de lei, de 2,2 ori mai mare

decât cel realizat în același trimestru al anului trecut, depășind semnificativ estimările noastre” (na – care erau de 115 milioane de lei), adaugă aceștia, subliniind evoluția surprinzător de bună a companiei. În trimestrul al patrulea al anului, ambele direcții de business ale companiei au performat foarte bine!

Astfel, dacă majorarea cu 8,5% a veniturilor din activitatea de tranzit internațional poate fi pusă pe seama unei ușoare deprecieri a leului în raport cu valutele de referință, saltul de 48% înregistrat de veniturile de pe segmentul de tranzit intern a fost determinat de creșterea cu 21% a activității volumelor transportate.

Prin urmare, Transgaz a beneficiat de cererea în creștere de gaze naturale, determinată pe de o parte de iarna grea și pe de altă parte de o cerere mai mare venită din partea producătorilor de îngrășăminte chimice. Pe ansamblul întregului an, Transgaz a înregistrat venituri de 1,36 miliarde de lei din activitatea de transport intern, 328,6 milioane de lei din activitatea de transport internațional, 57,4 milioane de lei din activitatea de echilibrare. Alte venituri, unde sunt incluse și sumele provenite din rezervări ale dreptului de tranzit, au însumat 118 milioane de lei. Pe toate capitolele, cifrele sunt semnificativ mai mari decât cele raportate pentru anul 2015 (vezi tabel „Venituri Transgaz”).

OMV Petrom este însă compania ale cărei rezultate a influențat major cifrele la nivel de sector.

Vânzările companiei au scăzut în 2016 cu circa 10% față de 2015 până la nivelul de 16,2 miliarde de lei (de la 18,1 miliarde în 2015). Principala cauză a fost scăderea valorii vânzărilor de produse petroliere. Aceasta a fost determinată pe de o parte de scăderea ușoară a cantităților vândute, iar pe de altă parte de faptul că prețul mediu al petrolului în 2016 a fost (în ciuda unui parcurs puternic ascendent începând cu luna februarie) mai mic decât prețul mediu din 2015. Potrivit raportului preliminar al OMV Petrom, prețul mediu al țițeiului Ural a fost în 2016 de 42,1 dolari pe baril, cu 18% sub cel din 2015, de 51,45 de dolari pe baril.

Potrivit statisticilor companiei de studii și informații statistice Statista – companie cu sediul central în Hamburg, dar cu activitate la nivel global, prețul mediu al țițeiului Brent a fost de 43,35 de dolari pe baril în 2016, cu circa 17% mai mic decât prețul mediu din 2015 – care, potrivit aceleiași surse, a fost de 52,35 de dolari pe baril (mici diferențe pot apărea de la sursă la sursă, acestea putând fi date de metodologia de calcul și/sau de sistemul de tranzacționare utilizat ca furnizor de cotații).

77

petrol și gaze

VENITURI TRANSGAZ Transgaz a înregistrat venituri în creștere în 2016 pe toate domeniile de activitate.

Tip de venituri Venituri din activitatea de transport intern Venituri din activitatea de transport internațional Venituri din activitatea de echilibrare Alte venituri

Anul 2016

Anul 2015

1360,35

1259,79

328,57

318,75

57,39

-

118,06

84,86

Tabelul relevă veniturile înregistrate pe principalele direcții de business ale Transgaz (mil. RON).

SURSĂ: BVB, RAPORT COMPANIE

PRODUCȚIE ȘI VÂNZĂRI OMV PETROM OMV Petrom a înregistrat o scădere a producției și a volumelor vânzărilor de petrol și gaze naturale și o creștere a producției de energie electrică.

Indicator

2016

2015

Producție totală hidrocarburi (mil. bep)

63,74

65,19

174

179

29,15

30,43

5,29

5,32

186,96

187,87

Volum total de vânzări hidrocarburi (mil. bep)

59,9

61,4

Vânzări totale produse rafinate (mil. tone) Downstream Oil

4,93

5,03

Vânzări de gaze (TWh) Downstream Gas

50,36

51,39

Producție netă de energie electrică (TWh)

2,93

2,65

Preț mediu Ural (USD/bbl)

42,1

51,45

Producție totală hidrocarburi (mii bep/zi) Producție țiței și condensat (mil. bbl) Producție gaze naturale (mld. mc) Producție gaze naturale (mld. cf)

Tabelul relevă principalii indicatori de producție și vânzare pe cele trei domenii de activitate ale companiei.

SURSĂ: BVB, RAPORT COMPANIE 78

O contribuție la scăderea cifrei de afaceri a OMV Petrom a avut-o de asemeni diminuarea volumului de gaze naturale vândute. Dar creșterea vânzărilor de electricitate a avut un aport pozitiv, contrabalansând tendința negativă înregistrată pe segmentul de petrol și gaze (vezi tabel „Producție și vânzări OMV Petrom”). În concluzie, vânzările din Downstream Oil au reprezentat 72% din totalul vânzărilor consolidate, în timp ce vânzările din Downstream Gas au reprezentat 25%; vânzările din Upstream au reprezentat circa 3%.

Este însă de subliniat faptul că evoluția crescătoare a prețului petrolului din a doua parte a anului a avut un rol major în modificarea pozitivă a rezultatelor raportate! Astfel, revenirea prețului petrolului a condus la revizuirea în sens crescător a valorii zăcămintelor de petrol și gaze, și astfel EBIT-ul la nivel de grup pentru anul 2016 a înregistrat o valoare de 1,47 miliarde de lei. Spre deosebire, în 2015, acest indicator a avut o valoare negativă de 530 de milioane de lei în urma înregistrării ajustării de depreciere a zăcămintelor, determinată de reducerea estimărilor prețului țițeiului la momentul respectiv.

Diferența dintre prețul mediu al petrolului aferent anului 2016 și cel aferent anului 2015 (43,35 de dolari pe baril în 2016, cu circa 17% mai mic decât prețul mediu din 2015) este una dintre explicațiile aduse și de Rompetrol Rafinare pentru evoluția relativ mai slabă a cifrelor raportate de companie în 2016 față de anul anterior. Rompetrol Rafinare (RRC) a raportat în anul 2016 o cifră de afaceri brută de 3,56 miliarde de dolari (circa 15,3 miliarde de lei), în scădere cu 7% faţă de anul precedent (când a raportat o CA de 3,83 miliarde de dolari), în timp ce profitul net a scăzut cu 23%, de la 64,6 milioane de dolari (circa 268 milioane de lei) până la 49,8 milioane de dolari (respectiv aproximativ 200 de milioane de lei). În ultimul trimestru al anului, www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

CIFRĂ DE AFACERI ȘI PRODUCȚIE ROMPETROL RRC a realizat noi maxime istorice pe partea operațională Indicator

2016

2015

3566,5

3836,6

49,8

64,6

5408,0

4950,0

354,0

329,0

Producție benzină (mii tone - Kt)

1448,0

1206,0

Producție motorină și combustibili pentru aviație (mii tone - Kt)

2751,0

2683,0

Vânzări combustibili pe piața internă (mii tone - Kt)

1884,0

1662,0

Export combustibili (mii tone - Kt)

2118,0

2038,0

Cifră de afaceri (mil. USD) Profit net (mil. USD) Materie primă procesată în Rafinăria Petromidia (mii tone - Kt) Materie primă procesată în Rafinăria Vega (mii tone - Kt)

Tabelul relevă evoluția principalilor indicatori relevanți pentru activitatea Rompetrol SURSĂ: BVB, RAPORT COMPANIE

CIFRĂ DE AFACERI ȘI PRODUCȚIE ROMGAZ Competiția gazelor din import a tras în jos producția de gaze și cifra de afaceri a Romgaz.

Indicator

2016

2015

Cifră de afaceri (mil. RON)

3411.9

4052.7

Profit (mil. RON)

1024.9

1194.3

Gaz metan extras brut - total (mld. mc)

4.22

5.56

Gaz metan din producție proprie livrat (mld. mc)

4.17

5.48

Tabelul cuprinde principalii indicatori relevanți pentru activitatea Romgaz.

SURSĂ: BVB, RAPORT COMPANIE

compania a realizat venituri de 995 de milioane de dolari, cu 34% mai mari decât cele realizate în aceeași perioadă a anului anterior. Volatilitatea rezultatelor de la o perioadă la alta (o scădere de 7% an/an și o creștere

de 34% T4 2016/T4 2015) a fost urmare a volatilității înregistrate pe piața mondială a petrolului. Prețul țițeiului Brent, spre exemplu, a început anul 2016 cu o scădere dramatică, atingând minime de 30 de dolari pe

baril în ianuarie, înainte de a începe o recuperare treptată, pentru a atinge un vârf de 56 de dolari în decembrie, după întâlnirile OPEC și cea a producătorilor de petrol non-OPEC în cadrul cărora s-a decis reducerea producției.

Una peste alta, Rompetrol Rafinare a realizat noi maxime istorice pe partea operațională. Astfel, rafinăria Petromidia a procesat 5,41 milioane de tone de materie primă în 2016, cu circa 9% mai mult decât în 2015; în același timp, rafinăria Vega a procesat 354 de mii de tone de materie primă, cu 8% mai mult decât în anul anterior.

Producția de benzină a crescut cu 20%, de la circa 2,68 milioane de tone în 2015 la 2,75 milioane de tone în 2016, iar vânzările de combustibili au crescut cu 13% pe piața internă și cu 4% la export (vezi tabel „Cifră de afaceri și producție Rompetrol”).

Spre deosebire, anul 2016 nu a fost unul prea bun pentru Romgaz – principalul producător național de gaze naturale și a treia companie după cifra de afaceri din sectorul de petrol și gaze listat la București. Romgaz a raportat o cifră de afaceri preliminară de 3,41 miliarde de lei, cu 15,8% mai mică decât cea din 2015, ca urmare în mod special a diminuării cererii de gaze naturale în sectoarele cheie și a competiției puternice a gazelor de import. Profitul companiei a scăzut cu 14% de la 1,19 miliarde de lei în 2015 la 1,02 miliarde de lei în 2016.

Scăderea profitului și a cifrei de afaceri vin pe fondul reducerii consistente a activității companiei.

Astfel, cantitatea de gaze naturale extrase a scăzut cu 24% în 2016, de la 5.563 miliarde mc la 4.219 miliarde mc în 2015, iar cantitatea de gaz metan din producție proprie livrată a scăzut cu același procent de la 5.484 miliarde mc la 4.165 miliarde mc (vezi tabel „Cifră de afaceri și producție Romgaz”).

Reducerea volumelor de gaze extrase și livrate a fost însă, chiar dacă într-o mică măsură, contrabalansată 79

petrol și gaze

INDICATORI CONPET Conpet a reușit în 2016 să depășească profitul maxim istoric realizat în 2015.

Indicator

2016

2015

Cifră de afaceri netă (mil. RON)

380,5

381,4

Profit net (mil. RON)

64,4

63,2

Cantități transportate (mii tone) din care:

7078

6990

Subsistem Țară (mil. tone)

3685

3905

Subsistem Import (mil. tone)

3393

3085

Venituri din transport (mil. RON), din care:

378,6

378,9

Subsistem Țară (mil. RON)

296,1

309,3

82,5

69,7

Subsistem Import (mil. RON)

Tabelul cuprinde indicatorii relevanți pentru activitatea Conpet.

SURSĂ: BVB, RAPORT COMPANIE

de creșterea veniturilor din activitatea de înmagazinare (cu 3,9% până la nivelul de 345,4 milioane de lei), ca urmare a vânzării în 2016 a unei cantități mai mari de gaze din depozite și de scăderea mică a veniturilor din vânzările de energie electrică (acestea au fost de 336 milioane de lei în 2016, cu doar 5,7% mai mici față de anul anterior).

Pe de altă parte, în 2016, în urma explorării intensive a zonelor de mare adâncime onshore, Romgaz a descoperit cel mai mare zăcământ propriu din ultimii circa 30 de ani, cu rezerve estimate de gaze de până la 27 de miliarde mc.

VEDETE ÎN DEVENIRE ȘI EVOLUȚII NEGATIVE

Surprizele plăcute au venit însă din partea companiilor mai puțin vizibile din sector: Conpet Ploiești și Oil Terminal Constanța. Astfel, prima surpriză plăcută a fost dată de 80

realizările companiei Conpet Ploiești, care a raportat un profit mai mare, deși cu foarte puțin, decât cel din 2015, când a avut un profit maxim istoric.

Transportatorul naţional de ţiţei prin conducte şi căi ferate, a raportat pentru anul 2016 o cifră de afaceri de 380,5 milioane de lei, uşor mai mică faţă de cea din 2015, pe fondul creșterii ușoare a cantităților transportate: volumul de țiței transportat a fost de aproximativ 7,1 milioane de tone în 2016 față de 6,99 milioane de tone în 2015. În pofida reducerii cifrei de afaceri, compania a raportat un profit de 64 de milioane de lei cu 1,8% mai mare decât cel din 2015 și cu 2,8% mai mare decât cel bugetat (vezi tabel „Indicatori Conpet”). Scăderea ușoară a cifrei de afaceri este explicată de companie prin reducerea cantităților contractate pentru transportul pe subsistemul Țară. Potrivit comunicatului transmis pieței, cantitatea contractată cu OMV Petrom pentru transportul

pe subsistemul Țară pentru anul 2016 a scăzut cu 8,6% (aproximativ 347 de mii de tone), comparativ cu cea contractată pentru anul 2015.

Evoluția cantităților transportate pe subsistemul Țară în ultimii ani arată o diminuare constantă care se datorează pe de o parte declinului natural de zăcăminte, iar pe de altă parte scăderii investițiilor realizate de OMV Petrom în noi sonde.

Pe subsistemul Import, cantitatea contractată cu Petrotel-Lukoil pentru anul 2016 a crescut cu 17,9% (aproximativ 395 de mii de tone) față de cea contractată în anul 2015, fiind maximul capacității de prelucrare pe care poate să-l atingă rafinăria, în condițiile în care în anul 2016 nu s-a înregistrat nicio perioadă de întrerupere pentru revizie.

Evoluția în anul 2016, comparativ cu 2015, este prin urmare diferită pe cele două subsisteme de transport, astfel: cantitatea transportată pe subsistemul Import a crescut cu 308 mii de tone, comparativ cu perioada anului precedent, iar cantitatea transportată pe subsistemul Ţară a scăzut cu 220 de mii de tone.

Pentru piață, elementul cel mai important este dat de faptul că la acest nivel de profit compania poate distribui un dividend de 7,24 lei pe acțiune – ceea ce înseamnă un randament de circa 7% raportat la prețul de piață al acțiunii la data raportului; și asta peste creșterea de 50% înregistrată pe piață în ultimele 12 luni.

Chiar și mai spectaculoasă a fost însă evoluția rezultatelor Oil Terminal!

Compania a înregistrat un profit de circa 15,4 milioane de lei în 2016, de peste 2,5 ori mai mare decât cel din anul precedent. Oil Terminal Constanţa ocupă o poziţie strategică în zona Mării Negre, fiind cel mai mare operator pe mare, specializat în vehicularea ţiţeiului, produselor petroliere şi petrochimice lichide şi a altor produse şi materii prime, pe import, export şi tranzit. În anul 2016 www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

INDICATORI OIL TERMINAL Oil Terminal a realizat în 2016 un profit de 2,5 ori mai mare decât în anul anterior, pe fondul creșterii volumelor de marfă derulate.

Indicator

2016

2015

Cifră de afaceri netă (mil. RON)

160,6

138,3

Profit net (mil. RON)

15,4

5,9

Cantități derulate (mii tone) din care:

5935

5430

Țiței (mil. tone)

3,04

2,91

Alte produse petroliere și petrochimice (mil. tone)

2,89

2,51

158,7

136,3

Venituri din serviciile prestate (mil. RON)

Tabelul cuprinde principalii indicatori relevanți pentru activitatea Oil Terminal.

SURSĂ: BVB, RAPORT COMPANIE

volumul de produse intermediat (5,9 milioane de tone) a înregistrat o creștere cu 9,3% faţă de nivelul realizat în 2015 (5,4 milioane de tone) (vezi tabel „Indicatori Oil Terminal”). Această depășire a volumelor intermediate este elementul care a condus la realizarea unei cifre de afaceri de 160,6 milioane de lei, cu 16,1% mai mare față de 2015; proporțional, veniturile din serviciile prestate au înregistrat o creștere cu 16,5%, respectiv 22,4 milioane de lei.

Singurele companii din sectorul de petrol și gaze listat la București care au avut o evoluție negativă în 2016 din perspectiva rezultatelor financiare, au fost așadar Rompetrol Well Services și Petrolexportimport. Despre aceasta din urmă nu se pot spune foarte multe, deoarece se află într-o situație financiară gravă în urma sechestrului instituit de ANAF în iunie 2015 pe bunurile mobile şi imobile din patrimoniu pentru creanţe fiscale de 110,5 milioane de lei. Aceasta nu și-a publicat preliminarele pentru 2016, iar pe anterioarele două trimestre a

raportat pierderi de circa 1,2 milioane de lei. Oricum, prin evoluția din ultimii ani, compania nu mai este un jucător care să fie luat în calcul.

Spre deosebire, Rompetrol Well Services, deși se află de asemeni într-o situație dificilă, continuă să reziste în piață. Astfel, compania a continuat tendința negativă din anii anteriori, dar a reușit în 2016 o reducere consistentă a pierderilor. Astfel, dacă în 2015 raporta un minus de 29,6 milioane de lei, în anul trecut pierderea a fost de doar 3,7 milioane de lei. Și asta pe fondul continuării declinului cifrei de afaceri, care a scăzut de la 49,9 milioane de lei în 2015 la 31,1 milioane de lei anul trecut.

Activitatea Rompetrol Well Services a fost afectată de evoluția prețului petrolului, care a condus la amânarea unor proiecte importante de explorare și producție a hidrocarburilor și, prin urmare, la amânarea sau tăierea investițiilor ce presupuneau cereri de servicii de sondă – segment pe care aceasta activează.

Compania a contrabalansat aceste efecte negative prin diminuarea considerabilă a cheltuielilor cu personalul (de la 21,2 milioane de lei în 2015 la 15,8 milioane de lei în 2016), fiind redus totodată minusul dat de ajustările din evaluare a activelor imobilizate (de la un minus de 11,3 milioane de lei în 2015 la un minus de doar 6,6 milioane de lei anul trecut). Așa se face că rezultatul din exploatare a fost semnificativ îmbunătățit, de la o pierdere de 80,6 milioane de lei în 2015 la un minus de doar 36,8 milioane de lei în 2016.

EXPLICAȚII ȘI PERSPECTIVE

Evoluția globală, la nivel de sector, a cifrelor din raportările financiare nu este așadar neapărat surprinzătoare ca tendință, deoarece creșterea prețului petrolului era un element al cărui impact pozitiv era previzibil.

Fie și doar prin impulsul dat de reevaluarea activelor productive din zona Upstream în cazul OMV Petrom (element care a condus la înregistrarea pierderii din 2015 când acestea au fost reevaluate în jos ca urmare a scăderii prețului petrolului). În același timp, consumul suplimentar de gaze naturale, ca efect al iernii mai reci, era de așteptat să dea un impuls pozitiv rezultatelor Transgaz.

Evoluția pozitivă a fost însă relativ surprinzătoare ca amplitudine – cifrele raportate fiind mai bune decât estimările analiștilor. Companiile de petrol și gaze listate au tras așadar în sus Bursa de Valori București fundamental, iar acest fapt s-a transformat într-un element de susținere a creșterii la nivelul întregii piețe. Iar eliminarea impozitului pe construcții speciale (celebra „taxă pe stâlp”), începând cu 1 ianuarie 2017, relaxările fiscale (ce vor susține cererea) și perspectiva continuării tendinței ascendente a prețului petrolului reprezintă premisele obținerii unor performanțe similare și în acest an.

81

petrol și gaze

BSOG ar putea începe extracția gazelor din Marea Neagră în 2019 Black Sea Oil & Gas (BSOG), care a concesionat două perimetre petrolifere pe platforma continentală românească a Mării Negre, respectiv perimetrele Midia şi Pelican, a anunțat în luna februarie că a descoperit importante rezerve de gaze.

Potrivit directorului general al companiei, Mark Beacom, rezervele totale de gaze depind de rezultatele forajelor viitoare, care s-ar putea adăuga la resursele deja identificate la zăcămintele Ana şi Doina, iar în total ar putea varia între 10 şi 20 de miliarde de metri cubi.

Intrarea în exploatarea comercială a acestor noi zăcăminte ar transforma România într-un exportator de gaze. de Adrian Stoica 82

B

SOG estimează că proiectul va produce aproximativ 10% din consumul României timp de cinci ani. „Investiţiile totale ale consorţiului la această concesiune se ridică în prezent la aproximativ 200 de milioane de dolari SUA. Este dificil să estimăm suma totală care urmează să fie investită până la punerea în producţie, deoarece aceasta ar putea include şi investiţiile ulterioare ca urmare a unor descoperiri viitoare. Totalul ar putea ajunge, eventual, la 500 de milioane de dolari SUA”, a declarat Mark Beacom. „În prezent, Proiectul de Dezvoltare Gaze Midia din sectorul românesc al Mării Negre se află în faza de pregătire în vederea aprobării.

Dacă BSOG obţine aprobarea la sfârşitul anului 2017, atunci, după finalizarea lucrărilor de construcţii estimate să dureze doi ani, punerea în producţie a zăcămintelor se va realiza în anul 2019”, a completat Beacom.

Directorul general al companiei a ținut însă să sublinieze că realizarea proiectului depinde de acţiunile guvernului şi ale Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE). „Cu toate acestea, în vederea obţinerii aprobărilor necesare, există o serie de chestiuni în materie de legislaţie, care trebuie soluţionate de guvern şi de ANRE. Există posibilitatea ca orice amânare în adoptarea acestor dispoziţii legislative să determine întârzierea sau chiar anularea proiectului”, a mai spus oficialul BSOG. Reprezentanții ANRE sunt însă foarte optimiști că BSOG va începe producţia de gaze în Marea Neagră la mijlocul anului viitor. „De anul viitor, o nouă sursă de gaze naturale importantă, de 4 miliarde de metri cubi pe an, va intra în activitate, este vorba de www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

structura gazelor descoperite în Marea Neagră. Operatorii şi investitorii din zona respectivă ne-au prezentat că, începând cu anul viitor, la 1 iulie, va intra în producţie o structură nouă. Deci practic, din momentul acela, România va deveni şi exportator, pentru că această structură aduce un plus de gaze faţă de solicitările normale din România”, a declarat președintele ANRE, Niculae Havrileţ. „Pentru primul an, producţia va fi de un miliard de metri cubi, urmând ca în următorii ani să crească etapizat până la 4 miliarde de metri cubi pe an, faţă de un consum al României de 12 miliarde în acest an şi de un import în condiţii normale între 500 şi 600 de milioane de metri cubi pe an. Practic, cu aportul din primul an nu va mai fi nevoie de import, ci, mai mult, va trebui să creăm condiţii pentru exportul gazelor, pentru ca acest investitor să aibă posibilitatea de a-şi recupera investiţia”, a mai menționat Havrileţ.

Black Sea Oil & Gas a apărut după ce Grupul Carlyle a cumpărat în 2015 de la Sterling Resources compania Midia Resources și a redenumit-o.

BSOG are în portofoliu concesiunile din perimetrele XIII Pelican, XV Midia şi EX-25 Luceafărul şi include descoperirile de gaze Ana, Doina, Luceafărul şi Eugenia, precum şi un portofoliu de prospecte în perimetrul Midia. Cele trei perimetre ale Black Sea Oil & Gas, respectiv XIII Pelican, XV Midia (apă de mică adâncime) şi EX-25 Luceafărul, totalizează 5.000 km pătraţi într-o zonă a platoului continental al Mării Negre aparţinând României, zonă insuficient explorată până în prezent. Black Sea Oil & Gas este compania operatoare în aceste perimetre, în numele parteneriatului cu Gas Plus International BV (în Midia şi Pelican) şi Petro Ventures Europe BV (în Midia, Pelican şi Luceafărul).

Compania globală de investiţii alternative, The Carlyle Group (“Carlyle”, simbol CG la Bursa Electronică NASDAQ) administra la sfârșitul anului 2014 active în valoare

de 194 miliarde de dolari, deţinute de peste 128 de fonduri și 142 de entități de tip fond de fonduri (fund of funds). Carlyle investește în patru segmente – Corporate Private Equity, Real Assets, Global Market Strategies și Investment Solutions – din Africa, Asia, Australia, Europa, Orientul Mijlociu, America de Nord și America de Sud. Experienţa și expertiza Carlyle acoperă diverse industrii, inclusiv: industria aerospațială, servicii guvernamentale și de apărare, consum şi retail, energie, servicii financiare, sănătate, industrie, imobiliare, tehnologie și servicii pentru mediul de afaceri, telecomunicaţii şi mass-media și transport. Grupul Carlyle are peste 1.650 de angajaţi în 40 de birouri din şase continente.

Pe lângă achiziţia întregii activități din România a Sterling Resources Ltd. (simbol SLG la Bursa TSX-V), tranzacția a inclus și cotele de participare din perimetrele XIII Pelican, XV Midia, EX-25 Luceafărul şi EX-27 Muridava. Perimetrele, situate în platforma continentală românească a Mării Negre, conţineau la acea dată o serie de descoperiri semnificative de gaze şi prezentau Resurse nete în categoria 2C şi Resurse Posibile nete ce se ridică la echivalentul a aproximativ 51 şi respectiv 375 de milioane de barili de petrol. În plus, față de suma plătită pentru achiziționarea Midia, Carlyle International Energy Partners (CIEP) a finanțat și dezvoltarea ulterioară a perimetrelor menționate mai sus.

Proiectul de dezvoltare se axează pe foraj, realizarea infrastructurii, producția și vânzarea de gaze naturale către piață. Fondurile pentru aceasta investiție provin de la CIEP, un fond de 2.5 miliarde dolari ce investește la nivel global în explorarea și producția de petrol și gaze, rafinarea, transportul, depozitarea şi comercializarea petrolului şi a produselor petroliere şi nu în ultimul rând în servicii conexe exploatării petrolului în Europa, Africa, America Latină și Asia. Această

achiziţie a fost a patra investiție realizată de fond.

ACHIZIŢIA SEISMICĂ, FINALIZATĂ ÎN IUNIE 2016

În iunie anul trecut, BSOG a anunțat finalizarea campaniei de achiziţie seismică 3D din Marea Neagră, perimetrul XV Midia, Zona de Apă de Mică Adâncime, din sectorul românesc al Mării Negre, acoperind o suprafaţă de 1.042 kmp. Operatorul campaniei a fost BSOG. Programul de achiziţie seismică cu durata de 34 de zile a fost realizat cu nava Polar Marquis aparţinând Dolphin Geophysical LTD. Procesarea a fost făcută cu volumul de date seismice Fast Track. Datele obţinute vor fi utilizate pentru identificarea celor mai bune structuri geologice pentru campania de foraj de explorare din 2017/2018 din perimetrul Midia, Zona de Apă de Mică Adâncime, pe acelaşi trend cu descoperirile de gaze Ana şi Doina.

PROMOVAREA PROIECTELOR ENERGETICE LA MAREA NEAGRĂ

Premierul Sorin Grindeanu a propus formarea unei echipe interministeriale care să asigure suportul tehnic necesar pentru sprijinirea noilor proiecte energetice cu potențial de dezvoltare în partea românească a Mării Negre.

Propunerea a fost avansată în cadrul unei întâlniri pe care premierul a avut-o la sfârșitul lunii februarie la Palatul Victoria cu o delegație a consorțiului format din ExxonMobil și OMV Petrom. În cadrul întrevederii, reprezentanții celor două companii – vicepreședintele ExxonMobil Development Company, David Cochrane, și Mariana Gheorghe, CEO al OMV Petrom au prezentat proiectul de explorare a resurselor de gaze naturale la mare adâncime, în perspectiva deciziei finale de investiție.

83

petrol și gaze

•

•

Beneficiar : OMV Petrom S.A. București, Asset IX South Moldova

constantă, marca Ingersoll Rand; putere nominală motor principal de antrenare de 200 kw; doua uscătoare cu desicant împreună cu filtrele coalescente aferente, care asigură o clasă de calitate de aer instrumental, clasa 1.2.1 conform ISO 8573.1, marca Ingersoll Rand; două containere pentru protecție la intemperii în care sunt montate compresoarele și uscătoarele; de­bit de aer refulat la ieșirea din fiecare container 30 Nmc/min. @ 7 barg;

Eficientizarea stației de aer comprimat Sărata-Monteoru, singura mină de petrol rămasă în exploatare în Europa Liviu Radu - OMV Petrom, Nicu Adrian Cărbunaru - Ircat

D

eoarece vechea stație de compresoare, pusă în funcțiune încă din anul 1978, avea instalate echipamente cu o tehnologie veche și depășită, mari consumatoare de energie, generând costuri mari de întreținere, OMV Petrom a decis, în anul 2012, reabilitarea acesteia. Încă din faza de proiectare a noii stații de compresoare, compania IRCAT-CO s-a implicat în elaborarea unei soluții Premium prin promovarea 84

celor mai moderne și eficiente compresoare cu șurub de pe piață.

Astfel, a fost implementata noua stație de compresoare cu șurub în două trepte de compresie, mai eficientă energetic decât tehnologia într-o singură treaptă.

Noua stație, pusă în funcțiune și testată în septembrie 2016, se compune din: • două compresoare elicoidale cu injecție de ulei, în două trepte de compresie, dintre care unul cu turație variabilă și unul cu turație

•

un sistem central de comandă și control care permite afișarea datelor de control/siguranță pe o stație HMI, la distanță, marca Ingersoll Rand.

Una dintre cele mai mari provocări a fost realizarea, împreună cu proiec­ tantul și producătorul, a unui container prevăzut cu un sistem complex de răcire care să protejeze compresoarele în funcționare. La vechile compresoare, de exemplu, pentru răcire se utiliza apă, aceasta nemaifiind necesară în cazul noii soluții implementate. www.petroleumreview.ro

85 39

petrol și gaze

CAZANUL CONFIND PENTRU CENTRALELE TERMICE PE BIOMASĂ

Î

n ultima perioadă, pentru diminuarea emisiilor de gaze cu efect de seră, o dezvoltare importantă au cunoscut și centralele termoelectrice care folosesc biomasă drept combustibil. Conform definiției cuprinse în HG nr. 1844 din 2005 privind promovarea utilizării biocarburanților și a altor carburanți regenerabili pentru transport, biomasa este partea biodegradabilă a produselor, deșeurilor și reziduurilor din agricultură (inclusiv substanțele vegetale și animale), din silvicultură și industriile conexe, precum și partea biodegradabilă a deșeurilor industriale și urbane. În diversificata gamă de utilaje și echipamente produse de Confind SRL Câmpina intră și „cazanul de recuperare de 6 MW”, care reprezintă o importantă componentă a unei termocentrale pe bază de biomasă, cum este cea realizată, în urmă cu câțiva ani, într-o localitate din Moldova.

CAZAN DE ARDERE PE BIOMASĂ 6 MW

Cazanul realizat de compania câmpineană pentru termocentrala de la Pângărați (județul Neamț), folosește o biomasă formată, în special, din deșeuri forestiere. Ansamblul cazanului produce curent electric de 6 MW distribuit în rețeaua națională. Din pricina gabaritului impresionant (31x6,5x23 m) și a greutății sale considerabile, de 405 tone, structurile metalice de susținere și componentele cazanului au fost executate în atelierele Confind și montate în locația aferentă. Având o complexitate apreciabilă, lucrările de execuție și montaj s-au desfășurat pe parcursul a doi ani.

ELEMENTELE COMPONENTE

Partea radiantă se sprijină pe așa-zisa zonă de focar, întinsă pe o suprafață de 40 de metri pătrați, care reprezintă, de fapt, o structură metalică de rezistență complexă. Acest subansamblu este alcătuit, în principal, din pereți radianți formați din țevi radiante și colectoare, precum și din platbande fixate între țevile radiante prin sudură semiautomată MAG. Fluidul folosit este apa, care atinge o temperatură de lucru 86

www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

de 280 de grade Celsius și o presiune de 54 de bari. Pereții radianți au fost sudați în atelierele Confind și întregiți în șantier. Tot din partea radiantă face parte și un corp cilindric cu capacitatea totală de 10.000 de litri. Corpul cilindric, montat în partea superioară a cazanului, a fost executat, tratat termic și examinat nedistructiv (prin VT, PT, UT, RT, MT) în societatea Confind. Greutatea subansamblului radiant este de aproximativ 80 de tone.

Partea de convecție, cea în care are loc transferul de căldură, este alcătuită tot din țevi și platbande, și a fost, la rândul ei, executată tot în interiorul uzinei, toate elementele sale fiind apoi montate în locația respectivă. În partea inferioară a subansamblului de convecție au fost montate colectoarele de cenușă, prin care trece cenușa în timpul procesului de ardere.

Cu ajutorul unor macarale-gigant (de 200 și 250 de tone), care au lucrat la înălțimi de aproximativ 20 de metri, între pereții laterali ai subansamblului au fost fixate componentele pentru convecție: supraîncălzitoare, evaporatoare și economizoare. În supraîncălzitoare, temperatura de lucru atinge valori mai mari: de 380 de grade Celsius, respectiv 470 de grade Celsius. Presiunea agentului de lucru în partea de convecție este tot de 54 de bari.

Partea de preîncălzitor de aer este a treia componentă a cazanului de ardere pe bază de biomasă construit de Confind.

Subansamblul este alcătuit din table și profile de oțel carbon și a fost realizat respectându-se aceeași rețetă ca la celelalte două părți: execuția în uzină și montajul la fața locului.

ASAMBLĂRILE FINALE ȘI TESTELE DE REZISTENȚĂ

După asamblarea celor trei părți componente descrise mai sus, au fost montate conducte de legătură pentru un cât mai eficient transport al agentului termic. Apoi, cazanul Confind a fost supus mai multor teste și încercări, pentru verificarea extrem de riguroasă a capacității sale de rezistență la toate solicitările din timpul lucrului. Primele verificări au vizat controlul nedistructiv volumetric (RT si UT), precum și cel de suprafață (PT). Apoi, a urmat testul de rezistență hidraulică, în cadrul căruia toate cele trei subansamble componente au fost supuse unor probe de presiune care au durat 24 de ore. În acest interval de timp, s-a acționat cu o presiune hidraulică de 104 bari. Rezultatele testului au fost foarte bune, întrucât nu au fost constatate scurgeri de lichid. Întregul ansamblu a fost acoperit cu vată minerală cu grosimea de 150 mm, fixată pe o structură metalică de susținere, formată din profile și tablă cutată. Lângă cazan, lucrătorii Confind au realizat și clădirea turbinei. Utilajele din interiorul acestei clădiri au fost puse la dispoziție de către beneficiar.

Ing. Adelina Băcioiu

CONFIND SRL

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

88

www.petroleumreview.ro

89

FOCUS PROVOCĂRI ȘI PERSPECTIVE

Interconectarea sistemelor de transport al gazelor naturale ale Republicii Moldova și României

I

de Natalia Timofte, Cercetător ştiinţific, Institutul de Energetică al Academiei de Ştiinţe a Republicii Moldova

nterconectarea sistemelor de transport al gazelor naturale ale Republicii Moldova și României se află pe agenda tratativelor la cel mai înalt nivel dintre aceste țări încă din anii ‘90. Există opinii potrivit cărora inițial acest proiect era conceput doar în contextul asigurării suplimentare a României cu gaze naturale din Federația Rusă, ca o alternativă pentru aprovizionare cu gaze a regiunii din sistemul național de transport al gazelor naturale definite ca regiune de „exploatare teritorială Bacău”, care cuprinde orașele Iași, Bacău, Onești, Piatra Neamț și altele. Dezvoltarea geopolitică și economică în regiune și în spațiul european în ultimul deceniu impun o altă semnificație acestei interconectări. În prezent, interconectarea sistemelor de transport al gazelor naturale dintre cele două ţări – R. Moldova și România, reprezintă de fapt interconectarea sistemului R. Moldova cu cel al Uniunii Europene (UE) și alinierea cu procesele în desfășurare din acest spațiu geografic. În anul 2010, R. 90

Moldova a devenit țară membră a Comunității Energetice, iar în anul 2014 a fost semnat Acordul de Asociere între R. Moldova şi UE. Acquis-ul comunitar al Comunității Energetice și Acordul de Asociere MD-UE formează baza legislativă necesară pentru integrarea sistemului energetic al R. Moldova, inclusiv sisteme de transport de energie electrică și de gaze naturale, în sistemul european.

Interconectarea cu România ar putea deveni pentru R. Moldova o alternativă importantă ca direcție și sursă de aprovizionare cu gaze naturale față de cea tradițională, și anume gazele naturale de origine preponderent rusă furnizate în R. Moldova prin sistemul de transport al gazelor naturale din Ucraina. Complexitatea relațiilor dintre Federația Rusă și Ucraina, cât și declarațiile grupului Gazprom privind posibila sistare de livrări de gaze naturale prin sistemul de transport al Ucrainei după anul 2019, când expiră acordul de tranzit al gazelor naturale din Rusia spre Europa prin Ucraina, impun necesitatea urgentării realizării www.petroleumreview.ro

FOCUS acestei interconexiuni și conectarea municipiului Chișinău la această sursă de aprovizionare cu gaze.

Conducta de transport al gazelor naturale Iași (România) – Ungheni (R. Moldova) a fost dată în exploatare în luna august 2014, iar primele livrări de gaze pe această direcție au început pe data de 4 martie 2015. În momentul de faţă, se lucrează asupra conectării municipiului Chișinău, capitala R. Moldova, la această sursă de aprovizionare cu gaze. Consumul de gaze naturale în municipiul Chișinău constituie circa 65% din consumul total pe țară, care în anul 2015 era de 927,6 milioane metri cubi (mc). Din momentul conectării, municipiului Chișinău va începe utilizarea mai deplină a capacităților tehnice de transport al gazelor naturale pe direcția Iași - Ungheni. Din acel moment, această direcție de aprovizionare cu gaze naturale a R. Moldova trebuie să fie pe deplin funcțională și viabilă.

Interconectarea sistemelor de transport al gazelor naturale pe direcția Iași - Ungheni este asociată cu mai multe incertitudini, atât de ordin tehnic cât și economic. Aceste incertitudini reprezintă de fapt provocări, printre care cele mai importante sunt disponibilitatea gazelor naturale pentru a fi livrate în R. Moldova din România și prețul acestora. Întrebările de bază care apar în acest context sunt, pe de o parte, legate de disponibilitatea gazelor naturale: 1. va dispune România de volumele necesare de gaze naturale pentru a fi livrate în R. Moldova și dacă da, atunci pe ce durată de timp? 2. va fi, sau este deja, asigurată infrastructura tehnică necesară pentru transportul acestor gaze pe teritoriul României? iar pe de altă parte, legate de prețurile de aprovizionare cu gaze naturale la consumatori finali: existența direcției și sursei alternative de aprovizionare cu gaze naturale față de cea deja existentă va duce la scumpirea continuă a prețurilor la gaze naturale la consumatori finali sau nu?

POSIBILE RĂSPUNSURI

Dezvoltarea istorică a condiționat faptul că două țări cu hotar geografic comun fac parte din sisteme energetice separate, și anume cele două sisteme majore (dominante) din Eurasia: ENTSO (rețea europeană a operatorilor sistemului de transport al energiei electrice (ENTSO-E) și a gazelor naturale (ENTSO-G)) și sistemul integrat al fostei URSS. România face parte din primul sistem din cele două menționate, iar R. Moldova din cel de-al doilea sistem.

Ucraina face parte din sistemul integrat cu R. Moldova, dar are statut de observator în ENTSO-G. Cel de-al doilea sistem are experiență de funcționare integrată în decurs de decenii, în timp ce sistemul european este încă în proces de integrare și de dezvoltare a interoperabilității. În prezent, principiile și modul de funcționare a pieței de gaze naturale în R. Moldova și în România diferă esențial.

Sistemul de aprovizionare și piața de gaze naturale ale

României sunt cu mult mai complexe și mai dezvoltate decât în R. Moldova. Interconectarea sistemului de transport al gazelor naturale al R. Moldova cu cel al României va rezulta în modificări majore operaționale, economice, dar și tehnice ale sistemului de aprovizionare cu gaze naturale din R. Moldova.

Numărul populației din România este de 5,6 ori mai mare faţă de cel al populaţiei din R. Moldova. În anul 2015, Produsul Intern Brut (PIB) era, respectiv, de 27 ori mai mare. PIB-ul pe cap de locuitor este de circa cinci ori mai mare în România față de R. Moldova. În R. Moldova concentrația urbană a populației este mai scăzută decât în România. În România sectorul industrial are contribuție la PIB de circa 26%, în timp ce în R. Moldova – de circa 17%. PIB per unitate de consum de energie este, respectiv, de circa două ori mai mare. Consumul de energie electrică și de energie pe cap de locuitor în România este de circa 2,5 ori mai mare decât în R. Moldova. Importul total de energie în R. Moldova este de circa 90%, iar în România – de circa 19%. România dispune de putere instalată majoră de producere a energiei electrice hidro, nucleară, eoliană, solară etc., în timp ce în R. Moldova potențialul hidro este moderat, cel nuclear nu există, iar utilizarea energiei eoliene, solare și de biogaz este deocamdată în stare incipientă. În anul 2015, România a importat volume minime de gaze naturale, iar consumul local (10,3 mld. mc) a fost, în proporţie de aproximativ 100%, acoperit din producție internă. Importul de gaze naturale din Federația Rusă s-a redus până la 0,3 mld. mc față de 1,4 mld. mc în 2013 și 3,2 mld. mc în anul 2011. Această reducere majoră de import al gazelor naturale a avut loc în condițiile de scădere continuă a prețurilor la gaze naturale din import, fapt ce conduce la concluzia că prețul nu este factorul decisiv în reducerea importului. În R. Moldova, consumul de gaze naturale este acoperit din import în proporţie de aproximativ 99,98%. Până în anul 2015, importul de gaze naturale era integral acoperit de Gazprom (prin Moldovagaz). În anul 2015, din 1.008,5 mln. mc de gaze naturale importate, 1.007,4 mln. mc au fost procurate de la Gazprom și 1,1 mln. mc de la OMV Petrom România. Conform situației la 12 septembrie 2016, în direcția punctului de primire a gazelor naturale în oraşul Ungheni (R. Moldova), din momentul primelor livrări de gaze pe această direcție, au fost livrate în total circa 25 GWh de gaze naturale, inclusiv 11,37 GWh în anul 2015 (22 de zile în lunile martie și decembrie) și 13,69 GWh în anul 2016 (23 de zile în lunile aprilie și august). Până în prezent, volumul maxim de livrări de gaze în această direcție era de circa 1,3 GWh/zi. În R. Moldova, din consumul final de gaze naturale, circa 60% revin sectorului casnic și circa 23% - sectorului de comerț și servicii publice, în timp ce în România ponderea acestor două sectoare, respectiv, este de circa 50%.

91

FOCUS În ultimii zece ani, rezervele dovedite de gaze naturale din România s-au redus până la 110 mld. mc, ceea ce la nivelul actual de producere și consum de gaze naturale ar însemna că România poate acoperi necesitățile proprii într-o perspectivă de circa zece ani. Din anul 2005 consumul de gaze naturale în România s-a redus de la 17,6 mld. mc/an până la 10,3 mld. mc/an. În viitorul apropiat, se așteaptă reducerea continuă a consumului de gaze naturale. Există estimări potrivit cărora până în 2030 România va majora puterea instalată de energie solară până la 9,5 GW și de energie eoliană până la 5,5 GW. Acest lucru va micșora consumul de gaze naturale pentru producere de energie electrică, care în prezent constituie circa 15% din totalul surselor primare de energie.

Potrivit Planului de Dezvoltare al Sistemului Național de Transport Gaze Naturale 2014 – 2023 al SNTGN Transgaz SA Mediaș, până în anul 2018 producția internă de gaze naturale în România se va reduce până la circa 9 mld. mc/an, iar începând cu anul 2019 producția internă va fi în creștere.

Prognoza de creștere a producției interne este condiționată de descoperiri noi de gaze naturale, inclusiv în bazinul Mării Negre, dar și în regiunea Moldova a României.

CARACTERISTICI ALE SISTEMELOR DE TRANSPORT

R. Moldova tranzitează anual prin sistemul de transport al gazelor naturale (STGN) în direcția României circa 17 mld. mc. Lungimea totală a conductelor de tranzit este de 1.559,6 km. Conducta din partea de nord - Ananiev-CernăuțiBogorodcianî, în perioada caldă a anului, transportă gazele naturale către depozitul subteran în localitatea Bogorodcianî în Ucraina (capacitate de depozitare de 2,3 mld. mc), iar în perioada rece a anului transportă gaze naturale depozitate către consumatorii din R. Moldova. Aprovizionarea regiunii centru a R. Moldova este asigurată din conducta magistrală în direcția Ismail-Isaccea.

Sistemul de transport al gazelor naturale al României are o lungime totală de circa 13.138 de km, din care 553 de km – conductele de tranzit. România nu dispune de terminale de gaze naturale lichefiate (GNL). Proiectul terminalului GNL la Constanța nu are deocamdată termeni stabiliți de realizare. STGN al României are zece interconectări cu alte sisteme de transport, dintre care cinci cu Ucraina, trei cu Bulgaria, una cu Ungaria și una cu R. Moldova.

Activitatea de tranzit a început în România în anul 1974, prin punerea în funcțiune, între localitățile Isaccea – Jud. Tulcea și Negru Vodă - Jud. Constanța, a primei conducte cu o lungime de circa 190 de km și un diametru de 1.000 de mm, în vederea tranzitării pe teritoriul României a gazelor naturale provenite din fosta URSS spre Bulgaria, activitate dezvoltată ulterior prin realizarea pe același traseu a două noi conducte (1989 și 2002), cu un diametru de 1.200 de mm, ce extinde transportul gazelor naturale spre Turcia, Grecia și spre Macedonia. Capacitatea totală proiectată a STGN este de circa 30 mld. mc/an (excluzând magistralele de transport internațional al gazelor naturale, cu o capacitate proiectată cumulată de 27,7 mld. mc/an și o capacitate tehnică totală la presiunea actuală de operare de 21,35 mld. mc/an). În prezent, importul de gaze naturale în România se realizează prin trei puncte de interconectare transfrontalieră: Orlovka (UA) – Isaccea (RO): Dn=1.000 mm, capacitate=8,6 mld. mc/an Ucraina

Ungaria

Tekovo (UA) - Medieșu Aurit (RO): Dn=700 mm, capacitate=4,0 mld. mc/an Szeged (HU) – Arad (RO) - Csanadpalota: Dn=700 mm, capacitate=1,75 mld. mc/an

SISTEMUL DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE ÎN REPUBLICA MOLDOVA capacitatea tehnică mld mc/an Ananiev-Cernăuți-Bogorodcianî (ACB), D 1020 mm

capacitatea utilizată % 8,72

-

Ananiev-Tiraspol-Ismail (ATI), D 1200 mm

20,00

-

Șebelinca-Dnepropetrovsk-Krivoi Rog-Ismail (ȘDKRI), D 800 mm Razdelnaia-Ismail (RI), D 800 mm

15,80

-

44,5

cca 50

1,5

<1

Total (prin Ucraina): Iași-Ungheni (România)

SURSĂ: COMPILAT PE BAZA INFORMAȚIILOR PUBLICE MOLDOVAGAZ ȘI HG NR. 1492/28.12.2001 92

www.petroleumreview.ro

FOCUS În cazul eventualei sistări a livrărilor de gaze naturale pe direcția Orlovka - Isaccea, România dispune de infrastructura necesară pentru aprovizionare a circa 4,5 mld. mc/an, partea de bază fiind pe direcția Slovacia – Ucraina (Tekovo) – România (Medieșu Aurit).

România are șapte depozite subterane cu o capacitate totală de 3,1 mld. mc. La două depozite existente se planifică majorarea capacității de depozitare cu circa 1,4 mld. mc până în anul 2024. Către anul 2018, în regiunea Moldova a României se planifică realizarea proiectului de depozit nou cu capacitate totală de 0,2 mld. mc. STGN din România are peste 250 de interconectări cu consumatorii direcți, inclusiv 18 centrale electrice pe gaz (putere instalată de 3.084 MW), combinate industriale și alți consumatori.

STGN din România este format în principal din șapte culoare de transport, printre care și culoarul estic: Onești – Gherăiești - Iași (RO) - Ungheni (R. Moldova).

Prin intermediul conductelor aferente acestui culoar, se asigură transportul gazelor naturale din punctul de interconectare Isaccea spre zona de consum Moldova de Nord. Dezvoltarea acestui culoar de transport are în vedere asigurarea interconectării fizice bidirecționale cu R. Moldova, în Ungheni. Lucrările pe această direcție includ reabilitarea unora dintre conductele existente ale acestui culoar, precum și construirea de conducte noi și amplasarea de stații de comprimare sau amplificarea unora dintre cele existente (Onești, Gherăiești). Aceste acțiuni fac parte din proiectul inclus în lista celor cinci proiecte majore de dezvoltare a STGN al României. Finalizarea proiectului de dezvoltare a culoarului estic este prevăzută pentru anul 2017.

Alte patru proiecte majore de dezvoltare a STGN al României includ: coridorul Bulgaria – România – Ungaria – Austria (BRUA); coridorul sudic de transport pentru preluarea gazelor naturale de la țărmul Mării Negre; interconectarea sistemului național de transport cu conductele de transport internațional al gazelor naturale; coridorul central de transport pentru preluarea gazelor naturale de la țărmul Mării Negre.

CARACTERISTICI ALE PIEȚELOR DE GAZE NATURALE

În urma aderării R. Moldova, în anul 2010, la Comunitatea Energetică și a semnării, în 2011, a deciziei consiliului ministerial al Comunității Energetice D/2011/02/MC-EnC - privind implementarea directivelor și regulamentelor ce fac parte din al treilea pachet legislativ al UE (din anul 2009), R. Moldova a devenit parte componentă a procesului de creare a pieței europene unice de energie electrică și gaze. Ulterior, Ucraina a devenit şi ea parte componentă a acestui proces. Urmare a Deciziei D/2011/02/MC-EnC, Tratatul de constituire a Comunității Energetice (acquis comunitar pe energie)

cuprinde următoarele documente: Directiva 2009/73/CE privind normele comune pentru piața internă în sectorul gazelor naturale; Regulamentul (CE) Nr. 715/2009 privind condițiile de acces la rețelele pentru transportul gazelor naturale, cu modificările conform Deciziei Comisiei Nr. 2010/685/UE; Directiva 2004/67/CE privind măsurile de garantare a securității aprovizionării cu gaz natural, adoptată prin Decizia 2007/06/MC-EnC a Consiliului Ministerial al Comunității Energetice.

R. Moldova și-a asumat angajamentul de a implementa până la 1 ianuarie 2020 condițiile de separare a sistemelor de transport și a operatorilor de transport și de sistem stipulate în Directiva 2009/73/CE. Un alt angajament în baza acestei directive este cel de a asigura, de la 1 ianuarie 2015, includerea tuturor consumatorilor în categoria consumatorilor eligibili.

Până în prezent, activitatea de furnizare, transport și distribuție a gazelor naturale în R. Moldova este dominată (>90%) de întreprinderea de stat Moldovagaz și întreprinderile-fiice. Acționarul majoritar în această întreprindere este Gazprom din Federația Rusă. Conform informațiilor publice ale Agenției Naționale pentru Reglementare în Energetică a R. Moldova, activități licențiate pe piața gazelor naturale sunt producerea, transportul, distribuția, stocarea și furnizarea gazelor naturale prin conducte de gaze și a gazelor naturale comprimate pentru vehicule la stațiile de alimentare. Transportul de gaze naturale este asigurat de Moldovatransgaz (întreprinderefiică a Moldovagaz) și ÎS Vestmoldtransgaz. Distribuția de gaze naturale la tarife reglementate este asigurată de 23 de titulari de licențe printre care 13 întreprinderi-fiice ale Moldovagaz. Licențe pentru furnizarea gazelor naturale la tarife nereglementate (prin rețele de gaze) dețin companiile Energocom și Partener-Gaz. România are cea mai mare piață de gaze naturale din Europa Centrală și a fost prima țară care a utilizat gazele naturale în scopuri industriale. Piața gazelor naturale a atins dimensiuni record la începutul anilor 1980, reformarea structurală și instituțională a piețelor de energie și de gaze naturale în România începând după 1989, în special în anii 2000. În prezent, în România există şase producători de gaze naturale, mai mult de zece participanți la importul de gaze și circa 15 furnizori de gaze naturale.

Gradul lunar de deschidere a pieței interne de gaze naturale în România din anul 2014 a depășit 60%. Numărul de clienți eligibili s-a majorat brusc la începutul anului 2015, dar contribuția lor la creșterea cumulativă a gradului de deschidere a pieței gazelor naturale era moderată.

PREȚURI GAZE NATURALE

În R. Moldova, din T4 2014 și în decursul anului 2015, prețul de achiziție a gazelor naturale calculat trimestrial 93

FOCUS CONSUM DE GAZE NATURALE ÎN ROMÂNIA 2013-2016, TWH În consumul de gaze naturale se observă creșterea semnificativă a ponderii consumurilor pe piața liberă față de consumul pe piața reglementată.

În anii 2013-2015 consumul anual de gaze naturale s-a redus de la 132,6 TWh/an până la 121,7 TWh/an.

SURSĂ: COMPILAT ÎN BAZA RAPOARTELOR LUNARE DE MONITORIZARE A EVOLUȚIEI PIEȚEI GAZELOR NATURALE ALE ANRE

era în continuă descreștere: T4, 2014 - 376,1 USD/1000 mc; T1, 2015 - 316,7 USD/1000 mc, T2, 2015 - 258,8 USD/1000 mc, T3, 2015 - 217,0 USD/1000 mc și T4, 2015 - 184,4 USD/1000 mc. Prețul mediu de import al gazelor naturale în 2015 era de 256,0 USD/1000 mc, față de 377,1 USD/1000 mc în 2014. Descreșterea prețului de furnizare a gazelor naturale se datorează descreșterii prețurilor petrolului și, respectiv, produselor petroliere pe piața mondială. Totodată, în R. Moldova tarifele la gaze naturale la consumatori finali sunt în continuă creștere. În anul 2015, diferența dintre tariful mediu de livrare a gazelor naturale, exprimat în USD, și prețul mediu de procurare a gazelor naturale era de 30%, inclusiv TVA de 8%.

Piața gazelor naturale din România este formată din segmentul concurențial, care cuprinde comercializarea gazelor naturale între furnizori/producători și între furnizori și consumatorii eligibili, și segmentul reglementat, care cuprinde activitățile cu caracter de monopol natural desfășurate în baza contractelor cadru (transport, înmagazinare subterană, distribuție) și furnizarea la preț reglementat. În segmentul concurențial, prețurile se 94

formează liber, pe baza cererii și a ofertei, ca rezultat al mecanismelor concurențiale. În segmentul reglementat al pieței, sistemele de prețuri și tarife se stabilesc de către autoritatea de reglementare (ANRE), pe baza metodologiilor elaborate în acest sens. În perioada de la începutul anului 2014, prețurile lunare de import la gaze naturale în România au scăzut de la 390 USD/1000 mc la 226 USD/1000 mc (martie 2016). Prețul de import este cu mult mai mare decât cel din producția internă (piața reglementată și cea concurențială), dar și față de prețul mediu ponderat, rezultat din tranzacțiile încheiate pe piața centralizată angro. În perioada 2014-2016, prețurile medii ponderate pe piața reglementată și concurențială s-au majorat de la 50,62 Lei/MWh la 59,88 Lei/MWh și, respectiv, de la 67,63 Lei/MWh la 75,37 Lei/MWh. Fiind exprimată în USD/MWh, dinamica acestor prețuri era în descreștere de la 15,2 USD/MWh la 14,5 USD/MWh și, respectiv, de la 20,4 USD/MWh la 18,2 USD/MWh. Pe piața centralizată angro, prețul mediu ponderat a scăzut de la 122,1 Lei/MWh la 73,9 Lei/MWh (de la 36,8 USD/MWh la 18,4 USD/MWh), iar pe piața centralizată en-detail, www.petroleumreview.ro

FOCUS COTA DE PIAȚĂ A FURNIZORILOR INTERNI DE GAZE NATURALE PE PIAȚA LIBERĂ ÎN ROMÂNIA

SURSĂ: COMPILAT ÎN BAZA RAPOARTELOR LUNARE DE MONITORIZARE A EVOLUȚIEI PIEȚEI GAZELOR NATURALE ALE ANRE

respectiv, de la 131,7 Lei/MWh la 110,4 Lei/MWh (de la 39,6 USD/MWh la 27,4 USD/MWh).

Pentru R. Moldova, în prezent este avantajos să beneficieze de prețul la gaze naturale din producție internă a României și cel rezultat din tranzacțiile încheiate pe piața centralizată angro. În câțiva ani s-ar putea ca prețurile la gaze naturale din producție internă în România să fie în creștere, în primul rând din cauza epuizării rezervelor dovedite de gaze naturale. Acest fapt poate fi moderat în cazul confirmării rezervelor noi de gaze și începerii exploatării acestora. Pe de altă parte, diminuarea continuă a consumului de gaze naturale, ca rezultat al utilizării surselor regenerabile de energie și combustibili și al măsurilor de eficiență energetică, ar putea contribui la menținerea nivelului actual de preț la gaze naturale din producție internă, sau chiar la o ușoară diminuarea a acestuia.

Un alt factor major ce va influența prețurile viitoare la gaze naturale în România va fi dezvoltarea continuă a pieței centralizate de gaze naturale. Decuplarea prețurilor la produse petroliere și ale celor la gaze naturale va contribui la stabilirea prețului la gaze naturale în baza cererii și a ofertei pe piața de gaze. Experiența țărilor Europei de Vest arată că prețurile stabilite pe piață, în baza cererii și ofertei la gaze, sunt reduse față de prețurile stabilite în baza indexării la

produse petroliere și aplicate în cazul contractelor de lungă durată. Totodată dezvoltarea factorului speculativ pe piață ar putea avea ca rezultat creșterea prețurilor. Rolul esențial în diminuarea factorilor speculativi aparține autorității naționale de reglementare în domeniu.

Există opinii conform cărora gazele naturale furnizate în R. Moldova din România vor fi gaze de import de origine rusă și, respectiv, la preț nu mai mic decât cel de import al acestora stabilit pentru România. De menționat că, în România, în vederea asigurării unui cadru organizat privind alocarea în regim echitabil și nediscriminatoriu a gazelor naturale din producția internă și din import, a fost înființat Operatorul de Piață, organizat în cadrul Dispeceratului Național de Gaze Naturale București, din structura SNTGN Transgaz SA Mediaș. Operatorul de Piață: stabilește lunar cotele procentuale cantitative ale amestecului de gaze naturale din producția internă și necesarul de import pentru toți furnizorii/distribuitorii de gaze licențiați, precum și pentru consumatorii eligibili; monitorizează zilnic achizițiile/consumurile de gaze intern/import; întocmește lunar raportul privind achizițiile de gaze naturale din producția internă și din import de către fiecare operator de pe piața de gaze din România și de către fiecare consumator eligibil, transmițându-le acestora dozajul import/total 95

FOCUS GRADUL LUNAR DE DESCHIDERE A PIEȚEI INTERNE DE GAZE NATURALE ÎN ROMÂNIA 2014-2016 Gradul lunar de deschidere a pieței interne de gaze naturale în România din anul 2014 (cumulat) a depășit 60%.

Numărul de clienți eligibili s-a majorat brusc la începutul anului 2015, dar contribuția lor la creșterea cumulativă a gradului de deschidere a pieței gazelor naturale era moderată.

SURSĂ: COMPILAT ÎN BAZA RAPOARTELOR LUNARE DE MONITORIZARE A EVOLUȚIEI PIEȚEI GAZELOR NATURALE ALE ANRE

consum, în vederea facturării gazelor.

Până în momentul convergenței prețului gazelor naturale din producția internă cu cel al gazelor naturale din import, pentru asigurarea accesului nediscriminatoriu al tuturor consumatorilor la sursele de gaze naturale din producția internă, furnizarea gazelor naturale la consumator se realizează în aceeași structură intern/import a surselor.

Totodată, în baza metodologiei aprobate în 2014, ANRE stabilește lunar structura amestecului de gaze naturale pentru clienții casnici și clienții non-casnici producători de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice destinată consumului populației. Structura amestecului de gaze este afișată pe pagina de internet a ANRE și Transgaz. În concluzie, probabilitatea livrărilor de gaze naturale de origine exclusiv sau preponderent rusă din România în R. Moldova este redusă și structura amestecului de gaze va fi asigurată în mod echitabil de Operatorul de Piață 96

conform regulilor comune pentru participanți pe piață. În condițiile în care rezervele dovedite de gaze naturale ale României nu vor fi suplinite de rezerve noi și nu vor fi asigurate surse alternative de aprovizionare cu gaze naturale din direcția de Est și/sau Sud, atunci România se va axa pe interconexiunile din Vest, care eventual ar putea rezulta în livrări de gaze naturale de origine rusă din această direcție, prin Germania. În viitorul apropiat acest scenariu este puțin probabil. Totodată, indiferent de sursa de aprovizionare cu gaze naturale ale României, regulile pieței trebuie să asigure condiții comune pentru toți participanți pe piață, inclusiv structura amestecului de gaze naturale furnizate. În condițiile în care Gazprom va sista livrările de gaze naturale prin STGN din Ucraina, R. Moldova poate beneficia și de o altă cale de aprovizionare cu gaze naturale la care infrastructura necesară pe teritoriul R. Moldova și al Ucrainei este deja existentă. STGN din Slovacia reprezintă artera terestră cea mai mare după capacitatea de transport de gaze naturale din fosta URSS către Germania. În cazul www.petroleumreview.ro

FOCUS EVOLUȚIA PREȚURILOR LA GAZE NATURALE ÎN ROMÂNIA ÎN PERIOADA 2014-2016 Piața liberă este dominată de Romgaz și OMV Petrom Gas.

SURSĂ: COMPILAT ÎN BAZA RAPOARTELOR LUNARE DE MONITORIZARE A EVOLUȚIEI PIEȚEI GAZELOR NATURALE ALE ANRE

asigurării fluxurilor bidirecționale pe această direcție, prin Slovacia pot fi furnizate volumele suficiente de gaze naturale pentru acoperirea necesarului de import în Ucraina, R. Moldova și România. Pe acest culoar de aprovizionare cu gaze naturale, în regiunea de vest a Ucrainei, există cinci depozite subterane de gaze, inclusiv Bogorodcianî, care cumulativ au capacitatea de 25 mld. mc, din capacitatea totală pe Ucraina de 32 mld. mc. În cazul livrărilor de gaze naturale în R. Moldova prin Slovacia și Ucraina de vest, spre deosebire de direcția de aprovizionare cu gaze din România, așteptările cele mai probabile ar fi de furnizare a gazelor naturale de origine rusă livrate prin STGN al Germaniei și, respectiv, prin Nord Stream. Cu toate că Ucraina dispune de rezerve dovedite de gaze naturale de circa șase ori mai mari decât cele din România, este puțin probabilă livrarea în R. Moldova a gazelor produse în Ucraina. Dezvoltarea pieței regionale de gaze naturale include Ucraina și, în timp, factorii decisivi în direcționarea fluxurilor de gaze vor fi disponibilitatea de gaze (inclusiv producere/import/ depozitare subterană) și prețurile de piață la vânzare/ cumpărare, dar și prețurile operatorilor de sistem la serviciile

de transport și de depozitare a gazelor naturale. În prezent, prețul de aprovizionare cu gaze naturale de origine rusă la granița cu Germania este considerabil mai mic decât cel la granița cu R. Moldova, dar și cu țările baltice. Astfel, se poate estima că prețul de aprovizionare eventuală a R. Moldova cu gaze naturale de origine rusă achiziționate pe piețe centralizate ale Germaniei sau Cehiei și transportate prin sistemul de transport al Slovaciei și al Ucrainei ar putea să nu depășească prețul rezultat din indexarea aplicată la livrările de gaze naturale în baza contractelor de lungă durată cu Gazprom.

Dezvoltarea și consolidarea capacității locale în R. Moldova de analiză a piețelor UE de gaze naturale ar putea rezulta în beneficii majore la aprovizionarea cu gaze naturale din această direcție. Formarea ulterioară a prețurilor la consumatori finali în R. Moldova va depinde de competiția între furnizori, operatorii locali ai sistemelor de transport, tarifele aplicate de către operatorii sistemelor de transport şi de distribuţie pentru serviciile prestate, dar și de nivelul impozitelor aplicate de stat și activitatea autorității naționale de reglementare în domeniu.

97

FOCUS Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale din România – Transgaz, aplică tarife diferențiate pentru prestarea serviciilor de transport în funcție de direcția fluxului (intrare/ieșire), perioada de timp (zilnic, lunar, trimestrial, anual), perioada anului (vara/iarna) etc. Pentru anul gazier 2014-2015 tarifele aplicate de Transgaz pentru punctul de ieșire din interconectarea cu alte sisteme de transport al gazelor naturale din state terțe non-UE (Ungheni) erau cele mai joase față de alte tarife aplicate pentru prestarea serviciilor de transport. Aceste tarife sunt stabilite de către ANRE. CONCLUZII

Urmare aderării la Comunitatea Energetică, R. Moldova și-a asumat angajamentul de integrare în piața energetică europeană, inclusiv pe sisteme de aprovizionare cu energie electrică și cu gaze naturale. Acest angajament a fost amplificat prin semnarea acordului de asociere cu UE. Un pas major în această direcție în domeniul aprovizionării cu gaze naturale este interconectarea R. Moldova cu România pe culoarul Iași (RO) – Ungheni (MD). Finisarea în anul 2014 a construcției gazoductului Iași-Ungheni reprezintă doar o parte a proiectului, celelalte lucrări pe teritoriul R. Moldova și a României urmând a fi finisate către anii 20172018. Proiectul este realizat cu contribuție majoră în formă de grant din partea UE și a fondurilor europene. Realizarea proiectului va permite R. Moldova accesul la surse noi de aprovizionare cu gaze naturale, dar și accesul la piața gazelor naturale europeană. În baza angajamentelor asumate și urmare a interconectării cu România/UE, sectorul gazelor naturale din R. Moldova trece printr-o perioadă de transformare esențială a modului de operare. În această perioadă se realizează trecerea: de la monopol natural la piața gazelor naturale; de la un singur operator integrat pe segmente de furnizare, transport și distribuție la divizarea operațională și legală a activităților de furnizare, transport și distribuție și participarea multiplelor companii pe fiecare segment; de la prețuri la gaze naturale stabilite în baza indexării la prețurile produselor petroliere la prețuri formate pe piață în funcție de cerere și ofertă la gaze naturale; de la contracte de lungă durată de aprovizionare cu gaze naturale la contracte săptămânale/lunare/trimestriale/anuale; de la o singură sursă de aprovizionare cu gaze naturale la multiple surse și direcții; de la lipsă de posibilitate de a alege furnizorul de gaze naturale la dreptul și posibilitatea de a alege furnizorul; de la lipsă de competiție pe segmente de furnizare, transport și distribuție la competiție dintre furnizori și existența a doi operatori ai sistemelor de transport.

Efectele acestor transformări se vor manifesta în primul rând asupra consumatorilor din Chișinău și Ungheni, dar și asupra altor consumatori ai gazelor naturale din R. 98

Moldova. În cazul sistării în anul 2019 a aprovizionării cu gaze naturale din sursa tradițională de furnizare din Est, în R. Moldova sunt posibile trei opțiuni alternative de aprovizionare cu gaze naturale, și anume: pe direcția Iași-Ungheni: gaze preponderent din producția internă a României; pe direcția Isaccea-Căușeni din fluxul invers pe coridorul Trans-Balcanic: surse eventuale de gaze: GNL din Grecia, producția internă a României și tranzit prin Turcia/ Bulgaria/România al gazelor naturale produse în Iran, Turkmenistan și Rusia; pe direcția Bogorodcianî-CernăuțiAnaniev din fluxul invers prin Slovacia și, eventual, Polonia: gaze preponderent de origine rusă transportate pe direcția Nord Stream către Germania și tările conexe cu acest sistem. În toate cele trei scenarii, regiunea R. Moldova de pe malul stâng al r. Nistru poate deveni o regiune vulnerabilă din punct de vedere al aprovizionării cu gaze naturale. Ținând cont de statutul actual al acestei regiuni și de faptul că în această regiune se află centrala electrică CERSM (MGRES) care în prezent este în proprietatea grupului Inter RAO al Federației Ruse, există probabilitatea majoră ca livrările de gaze naturale de origine rusă pe direcția tradițională de aprovizionare cu gaze naturale să nu fie sistate în 2019, în pofida declarațiilor Gazprom din 2015.

Până în 2020, R. Moldova va putea dispune de mai multe surse de aprovizionare cu gaze naturale, beneficiind de competiție reală pe piața gazelor naturale, de un sector al gazelor naturale funcțional conform prevederilor Directivelor și Regulamentelor UE la care s-a asociat și de un grad mai înalt de securitate de aprovizionare cu gaze naturale a țării. Acest lucru se datorează în primul rând alinierii R. Moldova, prin participare la Comunitatea Energetică și la Acordul de Asociere cu UE, la procese în desfășurare în cadrul european, și este determinat de relațiile bilaterale Ucraina-Rusia, Ucraina-UE, Rusia-UE, R. Moldova-Rusia, R. Moldova-UE, R. Moldova-România şi R. Moldova-Ucraina. Costurile aferente procesului de integrare a R. Moldova în piața de gaze europeană, inclusiv interconectarea sistemelor de transport al gazelor naturale ale R. Moldova și României, fiind în mare parte acoperite de către UE și surse europene, este posibil ca prețurile la gaze naturale să nu aibă o dinamică negativă pentru consumatorii finali în urma acestui proces. Cu toate că rezultatul scontat poate aduce numeroase beneficii, atât la nivel național cât și la nivelul consumatorului final, este de necontestat că incertitudinile și riscurile asociate cu procesul dat pot avea și efecte negative, diminuarea și soluționarea acestora depinzând de factorii de decizie din R. Moldova. Cert este că, în urma interconectării sistemelor de transport al gazelor naturale din R. Moldova și din România, costurile suportate de către consumatorii finali din R. Moldova nu vor depăși costurile suportate de către acești consumatori din cauza lipsei acestei interconexiuni și sursei de aprovizionare cu gaze naturale. www.petroleumreview.ro