Energy Report

Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) vrea să știe ce companii din sectorul energetic vor să efectueze fuziuni, divizări, transformări, sau orice vânzare sau transfer de active, cu un înainte de realizarea respectivelor operațiuni. În prezent, o companie este obligată să informeze ANRE cu privire la intenția de a renunța la active dintr-un domeniu licențiat de instituție cu doar două luni înainte, termen care ar putea fi extins, potrivit unui proiect de ordin ANRE, la 12 luni.

De ce este important? Turbulența legislativă din sectorul energetic din ultimii doi ani, dar și condițiile de piață, au determinat mai mulți actori din domeniu, printre care CEZ sau Enel să-și anunțe intenția de a vinde active din România sau pachete de acțiuni la business-urile autohtone pe care le desfășoară.

Și mai interesant este că ExxonMobil și-a anunțat deja intenția de a-și vinde participația de 50% la Neptun Deep, una din variantele avansate într-o scrisoare adresată guvernului, Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale (ANRM) și partenerului OMV Petrom, fiind vânzarea companiei care deține licența de explorare, ExxonMobil Exploration and Production Limited, ceea ce ar lăsa ANRM fără niciun cuvânt de spus.

Chiar dacă activitatea de explorare nu intră sub jurisdicția ANRE, ci ANRM, ExxonMobil Exploration and Production Limited deține însă, începând cu finalul lunii iunie 2018, o licență din partea ANRE, de furnizare de gaze naturale.

Cu alte cuvinte, dacă vrea să vândă întreaga companie, și nu doar participația de 50%, Exxon este obligată să informeze ANRE, care în termen de trei luni va decide dacă îi va modifica, retrage sau aproba transferul licenței.

Pentru a nu sta la mâna ANRE mai mult de un an de zile, în cazul adoptării actului normativ, și pentru a vinde cât mai repede compania, ExxonMobil Exploration and Production Limited ar putea solicita retragerea licenței.

Numai că pare mai facil să obții o licență de furnizare decât să renunți la ea. Potrivit Regulamentului pentru acordarea autorizaţiilor de înfiinţare şi a licenţelor în sectorul gazelor naturale, ANRE îi poate retrage titularului autorizaţia de înfiinţare/licenţa la cererea sa. În situaţia, însă, în care “activitatea se desfăşoară în baza unui contract de concesiune, contract de asociere cu autoritatea locală sau acord petrolier, ANRE are dreptul să retragă autorizaţia de înfiinţare/licenţa numai după ce titularul prezintă acordul partenerului de contract.” Cu alte cuvinte, pentru a putea renunța la licență, Exxon ar trebui să prezinte acordul ANRM.

Potrivit proiectului de ordin ANRE, în toate activitățile licențiate de instituție (de furnizare, distribuție, transport, etc), titularul licenţei trebuie să notifice ANRE cu 12 luni în avans “intenţia de a efectua modificări ale statutului juridic, în sensul fuziunii/divizării/transformării, în urma cărora activele corporale destinate activităţilor autorizate prin licenţă se vor transmite sau vor aparţine altei/altor persoane și/sau valoarea capitalului social existent se reduce, într-o tranşă sau pe ansamblu, cu cel puţin 5%. Prin capital social existent al titularului licenţei se înţelege capitalul social iniţial, la data emiterii licenţei, sau capitalul social existent la data ultimei modificări, obţinut prin creşteri ori scăderi ale capitalului social iniţial, realizate ulterior emiterii licenţei. Efectuarea operaţiunilor menţionate lva conduce, după caz, la modificarea, retragerea sau transferul licenţei. ANRE va comunica titularului licenţei modalitatea prin care va fi soluţionată situaţia creată ca urmare a punerii în aplicare a intenţiei notificate de titularul licenţei. Operațiunile sunt aduse la cunoștința ANRE printr-o nouă notificare și cu cel puţin 30 de zile înainte de data efectivă la care urmează să aibă loc aceste operațiuni, potrivit hotărârii organelor de conducere ale titularului autorizaţiei de înfiinţare/licenţei.”

Rămâne de văzut cât de legal este proiectul ANRE, acesta limitând drastic dreptul de transfer al proprietății.

La prima vedere, singura motivație a acestui ordin este prelungirea oricărui proces de vânzare de active din domeniul energetic din România, ceea ce însă ar putea diminua atractivitatea acestui sector pentru investitorii străini și diminua investițiile.

Cum orice activ este este de vânzare, în funcție de condițiile financiare, comerciale sau de reglementare de pe respectiva piață, companiile prezente pe piața autohtonă însă, ar putea, toate, ca la începutul fiecărui an să trimită câte o notificare către ANRE privind “intenția” de vânzare a tuturor activelor aferente activităților autorizate prin licență de către instituție. Numai că vor putea face acest lucru cu un risc: acela al retragerii licenței!

OMV Petrom nu va adopta decizia finală de investiție referitoare la Neptun Deep în 2018, a confirmat, într-o conferință cu analiștii, CEO-ul companiei, Christina Verchere, adăugând că motivul amânării nu a rezultat din analiza textului legii, ci din întârzierea de trei luni cu care aceasta a fost adoptată de Parlament.

“Nu vom adopta o decizie finală de investiție în 2018. Cum am mai spus este vorba de o chestiune de timp (adoptarea cu o întârziere de 3 luni a legii de către Parlament - n.r.) și nu una care ține de analizarea conținutului legii”, a afirmat CEO-ul OMV Petrom.

Verchere a mai precizat că, deși a fost votată de Parlament miercurea trecută, legea a fost postată de-abia după 5 zile pe site-ul Camerei Deputaților.

“Textul legii a fost publicat la finalul zilei de luni, așa că în acest moment de-abia îl analizăm pentru a înțelege cu adevărat aspectele cheie pe care le urmărim, referitoare la stabilitatea fiscală, competitivitate, povara fiscală, obligativitatea tranzacționării pe piețele centrale (autohtone -n.r.) și drepturile de dezvoltare. Cred că e prematur să-mi exprim o impresie asupra legii”, a adăugat CEO-ul OMV Petrom.

Verchere a mai precizat că, în vederea luării unei decizii finale de investiție, în afara legii offshore, există și alte elemente pe care compania le va lua în considerare, precum liberalizarea pieței de gaze sau dezvoltarea infrastructurii aferente transportului gazelor.

“După ce vom analiza aceste lucruri în cadrul conducerii companiei va exista o decizie comună (de investiție - n.r.) a OMV Petrom și a operatorului Exxon. Decizia de a continua proiectul Neptun Deep este prioritară dată fiind importanța sa în business-ul nostru.”, a precizat Verchere.

În raportul privind rezultatele financiare ale grupului pe trimestrul al treilea, publicat miercuri, OMV Petrom preciza că nu vede probabilă luarea unei decizii finale de investiție pentru Neptun Deep în ultimul trimestru al acestui an, confirmând, chiar dacă pe un ton mai prudent, declarațiile CEO-ului OMV, principalul său acționar, Rainer Seele. O declarație atenuată similar a avut și CEO-ul OMV la Viena, într-o teleconferință cu analiștii.

Ulterior, în cadrul unui interviu acordat miercuri la postului TV american de top CNBC, Seele a precizat că zăcămintele din Marea Neagră sunt importante pentru România, dar mai ales pentru diversificarea surselor de aprovizionare ale Europei.

"Cred că Guvernul vrea să creeze un cadru legislativ care să fie suficient pentru investitori. Trebuie să așteptăm. Durează prea mult. Acum așteptăm și citim draftul Legii offshore. La prima vedere, aș putea spune că există unele elemente pe care le putem accepta pentru o asemenea investiție, dar trebuie să vedem cum va arăta forma finală, de după votul prezidențial. Nu va avea nici un impact pe termen scurt asupra bilanțului OMV, este o chestiune care ține de OMV Petrom în România", a spus Seele, părând puțin surprins de întrebarea postului referitoare la România.

În urmă cu o săptămână, Seele anunța categoric că OMV a decis să amâne pentru anul viitor decizia finală de investiție în proiectul Neptun Deep pentru că Legea offshore a fost aprobată prea târziu, ceea ce nu mai permite OMV să evalueze condițiile prevăzute de aceasta și să adopte o decizie în trimestrul IV al acestui an, cum își planificase inițial. În plus, șeful OMV s-a declarat nemulțumit și de obligația impusă de lege producătorilor offshore de gaze de a vinde pe piețele centralizate din România minimum 50% din cantitatea anuală de gaze naturale contractate cu livrare în anul calendaristic respectiv, cu precizarea că este vorba de 50% din cantitatea de gaze naturale din producția proprie.

Ulterior, un alt operator concesionar din Marea Neagră, Black Sea Oil & Gas (BSOG), a declarat că nu va putea lua o decizie de investiție în proiectul offshore Midia Gas Development (descoperirile Ana și Doina) în cursul acestui an ca urmare a regimului fiscal necompetitiv prevăzut de Legea offshore.

Miercurea trecută, Parlamentul a votat Legea offshore cu o fiscalitate majorată chiar și față de nivelul prevăzut de varianta trimisă de președintele Klaus Iohannis la reexaminare. Într-o ultimă tentativă de îmbunare a investitorilor, care s-au declarat nemulțumiți de prevederile legii, parlamentarii au acceptat să reintroducă clauza de stabilitate a regimului fiscal al exploatărilor de gaze naturale din Marea Neagră pe toată perioada de derulare a acordurilor petroliere, inclusiv în ceea ce privește impozitul pe veniturile suplimentare ale concesionarilor, eliminată la comisiile Camerei Deputaților.

OMV Petrom nu vede probabilă luarea unei decizii finale de investiție pentru Neptun Deep în ultimul trimestru al acestui an, precizează compania în raportul privind rezultatele financiare ale grupului pe trimestrul al treilea, confirmând, chiar dacă pe un ton mai prudent, declarațiile CEO-ului OMV, principalul său acționar OMV, Rainer Seele.

“Legea privind activitățile offshore a fost aprobată în parlament. Suntem în proces de analiză a acesteia pentru a ințelege modul în care va impacta activitățile noastre offshore. Având în vedere momentul din an în care ne aflam, nu vedem probabilă luarea unei decizii finale de investiție pentru Neptun Deep în trimestrul al patrulea”, precizează OMV Petrom.
Miercurea trecută, grupul austriac OMV, compania mamă a OMV Petrom, care deține, alături de americanii de la ExxonMobil, concesiunea perimetrului de gaze naturale din Marea Neagră Neptun Deep, cea mai mare descoperire comercială de gaze din offshore-ul românesc, a decis să amâne pentru anul viitor decizia finală de investiție în proiectul Neptun Deep, a anunțat, la Viena, în cadrul unei conferințe, CEO-ul Rainer Seele. 

Vineri, un alt operator, Black Sea Oil & Gas (BSOG), a declarat că nu va putea lua o decizie în ceea ce privește în ceea ce privește proiectul Midia Gas Development (descoperirile Ana și Doina) în cursul acestui an ca urmare a adoptării legii offshore, ce impune un regim fiscal necompetitiv.

Prezent la Profit Energy.forum, ministrul energiei, Anton Anton, a declarat că este normal ca operatorii zăcămintelor din Marea Neagră să amâne decizia de investiție pentru anul viitor, dat fiind faptul că legea offshore a fost adoptată la finalul lunii octombrie.

“Suntem în noiembrie. Mi se pare normal ca decizia să fie adoptată anul viitor”, a afirmat ministrul, la eveniment.

Totodată, Anton Anton a afirmat că speră ca decizia să fie pozitivă, însă nu a exclus nici posibilitatea ca operatorii să adopte o decizie negativă.

“Întotdeauna există un risc (ca decizia de investiție să fie negativă - n.r.), eu sper ca acesta să fie mic”, a precizat ministrul.

Potrivit raportului OMV Petrom, în primele trei trimestre ale acestui an, compania a finalizat forarea a 74 de sonde noi și sidetrack-uri, dintre care două sonde de explorare. Până la finalul anului, OMV Petrom estimează că va finaliza mai mult de 100 de sonde noi și sidetrack-uri și aproximativ 1.000 de reparații capitale.

Noua fiscalitate adoptată de parlament referitoare la exploatarea offshore a afectat competitivitatea industriei de petrol și gaze din România comparativ cu cea din statele din regiune, a declarat Vasile Iuga, expert în domeniul valorificării gazelor naturale, citând un studiu recent al Wood Mackenzie.

Potrivit Wood Mackenzie, România a devenit mai puțin competitivă decât toate statele din Marea Caspică și Marea Neagră, cu excepția Azerbaidjanului.

Analiștii Wood Mackenzie se așteaptă însă ca, în urma solicitării de reexaminare a legii de către președintele Klaus Iohannis, Parlamentul să modifice prevederile fiscale extrem de contestate până la finalul anului.

“Companiile offshore vor trebui să aștepte rezultatul dezbaterilor din Parlament înainte de a adopta decizii de investiție”, precizează raportul Wood Mackenzie.

Iuga a precizat, în cadrul unei dezbateri organizate de USR despre exploatarea gazelor din Marea Neagră, că în pofida faptului că Azerbaidjan este mai puțin competitiv din punct de vedere fiscal decât România, statul asiatic beneficiază de hărți topografice și infrastructură.

Acesta a ținut să precizeze că fiscalitatea este doar unul din riscurile implicate de explorările la mare adâncime. Pe lângă riscul fiscal, există un risc investițional, unul comercial, unul ecologic și unul geopolitic.

Investițiile în offshore, sunt, potrivit expertului român, de zece ori mai ridicate decât cele din onshore. “Iar pentru Marea Neagră el este și mai ridicat, ca urmare a conținutului ridicat de sulf, dar și a accesului dificil, prin strâmtoarea Bosfor. Nava de explorare închiriată trebuie demontată pentru a intra în Marea Neagră, așa se face că pe israelieni îi costă 700.000 de dolari/zi închirierea sa, în timp ce în cazul României chiria este de un milion de dolari/zi”, afirmă expertul român. De asemenea, instalațiile respective trebuie să funcționeze 20 de ani la o presiune de 200 de atmosfere, Marea Neagră nu este încă explorată, infrastructura este inexistentă, topografia deficientă, iar fundul mării este relativ instabil.

În plus, acoperirea riscurilor ecologice este extrem de scumpă, sunt necesare investiții în tehnologie sigură și plata unor prime de asigurare considerabile. Iuga a dat exemplul dezastrului din Golful Mexicului, Deepwater Horizon, care i-a costa pe cei de la BP peste 60 de miliarde de dolari.

În ceea ce privește riscurile comerciale, acestea sunt direct influențate de starea infrastructurii, dar și de competitivitatea în regiune (costul producției unui baril echivalent petrol de gaze raportat la cele din celelalte state din zonă).

“În Marea Neagră temperatura geopolitică este în creștere”, a afirmat Iuga referindu-se la riscul geopolitic.

În ceea ce privește fiscalitatea, Iuga a subliniat importanța recuperării investiției inițiale extrem de ridicate. El a oferit exemplul Israelului, care după descoperirea zăcămintelor Tamar și Leviathan, a pus în dezbatere publică un proiect pri. care se propunea impunerea unui impozit normal pe profit (nu pe venit, ca în cazul României) și nu se plătea niciun impozit suplimentar până nu se deducea de 2,5 ori investiția inițială a operatorului. Rata minină a impozitului suplimentar era de 20%, rata marginal superioară de 50% fiind aplicată numai după recuperarea de 3 ori a investiției inițiale. “În plus, suma investită era indexată cu un fel de Robor al Israelului”, a completat Iuga.

La începutul lunii iulie, Camera Deputaților a votat controversatul proiect de lege offshore, prin care se introduce și în acest sector un impozit pe veniturile suplimentare realizate din liberalizarea prețurilor, cota de impozitare minimă urmând a fi una de două ori mai mică decât în cazul gazelor extrase onshore, de 30%, ea urmând a fi dublată de o cotă de impozitare progresivă pentru prețurile mai mari de 85 lei/MWh, cota marginal superioară ajungând la 50% în cazul unui preț mai mare de 190 lei/MWh.

Proiectul a fost puternic criticat atât de companiile din energie, cât și de ambasadorul Statelor Unite la București, Hans Klemm, iar președintele Klaus Iohannis a decis să trimită documentul în Parlament pentru reexaminare.

Șansele ca ExxonMobil să adopte o decizie de investiție favorabilă în ceea ce privește producția de gaze din Marea Neagră (Neptun Deep), deținut în parteneriat cu OMV Petrom, ar putea fi afectate nu numai de brusca creștere a fiscalității adoptate de Parlamentul român săptămâna trecută, ci și de schimbarea politicilor investiționale ale noii conduceri a gigantului petrolier american.

Într-o analiză intitulată «Exxon, cândva “mașina perfectă”, merge pe uscat», publicația americană The Wall Street Journal remarcă o reîntoarcere a Exxon, sub conducerea noului CEO, Darren Woods, la vechile practici prudențiale. Darren a anunțat în ultimul an un plan menit a readuce compania la gloria de altă dată.

“Sub conducerea fostului CEO, Rex Tillerson, Exxon a pariat pe investiții masive în explorarea de hidrocarburi în locații riscante și scumpe precum regiunea arctică a Rusiei. Pe măsură ce prețurile petrolului s-au prăbușit, aceste proiecte nu au adus câștigurile sperate de Exxon. În prezent, compania cotată la 350 miliarde de dolari din Irving, Texas, se întoarce în vechile sale obiceiuri: cheltuieli mari și disciplinate pe proiecte care produc bani la prețuri scăzute ale barilului de petrolul”, susține The Wall Street Journal.

Printre eșecurile investiționale enumerate de publicația americană se numără și eroarea evaluării riscului politic al operațiunilor din Rusia. Ca urmare a impunerii de sancțiuni de către SUA și UE din 2014, Exxon “s-a retras la începutul acestui an din parteneriatul pe care îl avea cu gigantul controlat de statul rus Rosneft în vederea explorării de hidrocarburi în Marea Neagră și în Marea Arctică”. Anul trecut, compania americană a fost nevoită să recunoască că rezervele de 3,6 miliarde de barili din Canada (dintr-un proiect de nisipuri bituminoase care a costat peste 30 miliarde de dolari) nu pot fi exploatabile comercial (nu pot fi profitabile, nu pot fi extrase la costuri ce pot fi recuperate).

În comparație cu zăcămintele din Canada, perimetrul din Marea Neagră este unul mult mai sărac în rezerve (estimate la 390 de milioane barili echivalent petrol), iar investiția realizată de Exxon până în actuala, a fost de doar 0,75-1 miliard de dolari.

Una din practicile la care Exxon s-a întors, potrivit WSJ, este analiza detaliată a oricărei decizii. Iar regula de aur tradițională a Exxon era aceea că proiectele erau evaluate pe baza unui preț al barilului de petrol cu cel puțin 50% mai redus decât cel actual sau cel prognozat.

Dacă va aplica această regulă și în cazul Neptun Deep, șansele adoptării unei decizii de investiție favorabile sunt reduse. În prezent, prețul unui baril de petrol West Texas Intermediate (WTI- de referință pe piața americană) este de 71 de dolari. Cu alte cuvinte, Exxon ar putea adopta o decizie favorabilă de investiție în cazul în care costurile (cheltuielile de capital, operaționale, administrative, de transport, plus taxele pe producție) nu vor depăși pragul de 35,5 dolari/baril echivalent petrol (bep) în cazul gazelor din Marea Neagră. Potrivit unor calcule Profit.ro, acestea ar fi de peste 38 dolari/bep.

Dacă aplică aceeași formulă și la prețul gazelor, decizia de investiție va fi evident negativă. Pe piața autohtonă prețul gazelor este în medie de sub 80 de lei/MWh. Costul de producție al Exxon, doar cheltuieli de capital și operaționale, este de 56 lei/MWh, mult peste un prag de 40 lei/MWh considerat prudențial profitabil. Și asta fără a mai lua în calcul cei 14 lei - valoarea redevenței, și cei 9-10 lei - impactul noului impozit introdus de Parlament.

Dacă ar lua în calcul exportul întregii capacități de gaze din Marea Neagră, Exxon s-ar putea raporta la prețul european, de pe bursa cea mai apropiată, cea vieneză, de 23 euro/MWh, aproximativ 107 lei/MWh. Cu alte cuvinte, pentru a adopta o decizie favorabilă, Exxon ar avea nevoie de un preț de la care producția devine profitabilă de 53,5 lei/MWh. Însă chiar și acesta ar fi mai redus decât costul de producție, fără taxe, de 56 lei/MWh. Dacă mai sunt adăugați și cei aproximativ 23 lei necesari achitării redevențelor și noului impozit, este evident că se încalcă evident regula istorică de evaluare a investițiilor practicată în trecut de compania americană.

Printre provocările recente ale companiei: Exxon a lichidat calculul riscurilor politice de a face afaceri în Rusia, care a intrat în SUA. și sancțiuni europene în 2014, și a plecat la începutul acestui an de la societățile mixte cu PAO Rosneft, controlat de stat, pentru a forța petrolul în Marea Neagră și în apele Arctic. Anul trecut, compania a fost forțată să recunoască faptul că 3,6 miliarde de barili de rezervă în Canada - dintr-un proiect de nisipuri petroliere care costa mai mult de 20 miliarde de dolari - nu mai erau profitabile pentru a produce.

Cu toate acestea, piesa centrală a efortului de întoarcere a dlui Woods este o creștere majoră a cheltuielilor, o mare parte din care se axează pe forarea în Brazilia, Papua Noua Guinee, Mozambic și Texas. În martie, el a spus că astfel de oportunități sunt cele mai bune pe care Exxon le-a văzut de la fuziunea sa cu Mobil. Acestea vor permite companiei să producă suplimentar un milion de barili de petrol și gaz pe zi, a spus el. Combinată cu producția existentă, care ar echivala cu cinci milioane de butoaie zilnice, un record pentru Exxon.

Anul viitor, Exxon va cheltui 28 miliarde de dolari, cu 45% mai mult decât în ​​2016. Aceasta este o diferență semnificativă față de rivalii precum Chevron, care deține niveluri investiționale în acest an și cu 18% sub 2016 niveluri.

Acționarii nu au răspuns cu entuziasm. Prețul brut a fost de aproximativ 60% în ultimul an, însă acțiunile Exxon au crescut cu mai puțin de 5%.

Una din practicile la care Exxon s-a întors, potrivit WSJ, este analiza detaliată a oricărei decizii. Iar regula de aur tradițională a Exxon era aceea că proiectele erau evaluate pe baza unui preț al barilului de petrol cu cel puțin 50% mai redus decât cel actual sau cel prognozat.

Dacă va aplica această regulă și în cazul Neptun Deep, șansele adoptării unei decizii de investiție favorabile sunt reduse. În prezent, prețul unui baril de petrol West Texas Intermediate (WTI- de referință pe piața americană) este de 71 de dolari. Cu alte cuvinte, Exxon ar putea adopta o decizie favorabilă de investiție în cazul în care costurile (cheltuielile de capital, operaționale, administrative, de transport, plus taxele pe producție) nu vor depăși pragul de 35,5 dolari/baril echivalent petrol (bep) în cazul gazelor din Marea Neagră. Potrivit unor calcule Profit.ro, acestea ar fi de peste 38 dolari/bep.

Dacă aplică aceeași formulă și la prețul gazelor, decizia de investiție va fi evident negativă. Pe piața autohtonă prețul gazelor este în medie de sub 80 de lei/MWh. Costul de producție al Exxon, doar cheltuieli de capital și operaționale, este de 56 lei/MWh, mult peste un prag de 40 lei/MWh considerat prudențial profitabil. Și asta fără a mai lua în calcul cei 14 lei - valoarea redevenței, și cei 9-10 lei - impactul noului impozit introdus de Parlament.

Dacă ar lua în calcul exportul întregii capacități de gaze din Marea Neagră, Exxon s-ar putea raporta la prețul european, de pe bursa cea mai apropiată, cea vieneză, de 23 euro/MWh, aproximativ 107 lei/MWh. Cu alte cuvinte, pentru a adopta o decizie favorabilă, Exxon ar avea nevoie de un preț de la care producția devine profitabilă de 53,5 lei/MWh. Însă chiar și acesta ar fi mai redus decât costul de producție, fără taxe, de 56 lei/MWh. Dacă mai sunt adăugați și cei aproximativ 23 lei necesari achitării redevențelor și noului impozit, este evident că se iese clar din

Proiectele au fost evaluate pe baza unui preț presupus al petrolului, adesea de 50% sau mai mult sub prețurile curente sau cele prognozate

The company’s process included a painstaking analysis of all decisions, major and minor. Projects were judged based on an assumed oil price often as much as 50% or more below current or forecast prices, according to more than a dozen former employees and executives.

, pe lângă modificarea

Exxon se confruntă cu o serie de provocări, inclusiv investigații privind practicile sale contabile și fiscale, precum și procese ale orașelor și statelor care caută fonduri pentru a plăti pentru efectele schimbărilor climatice. Cea mai mare problemă este cea pe care uriașul a întâmpinat-o rar în istoria sa de 148 de ani: nu face bani atât de mulți ca în trecut.

Sub fostul CEO Rex Tillerson, Exxon a pariat o vânătoare mare de petrol în locații riscante și scumpe precum arcul rusesc. Dar, pe măsură ce prețurile petrolului au scăzut, aceste proiecte nu au plătit cum sperase Exxon. Acum, compania de 350 de miliarde de dolari Irving, Texas, se întoarce în vechile sale căi: cheltuieli mari și disciplinate pentru perspectivele care fac bani la prețuri scăzute ale petrolului.

Abordarea este un joc de noroc într-o nouă eră de descoperiri de energie, cum ar fi vehiculele fracking și electrice. Mulți dintre concurenții companiei Exxon își transformă afacerile pentru a se îndepărta de explorarea petrolului și au început să cheltuiască cu atenție și să-și diversifice energia din surse regenerabile.

Investitorii, care au privit odată tendința lui Exxon față de aroganță și secret pentru că din câștigurile sale bune, nu sunt siguri că vor ca Big Oil să devină mai mare.

"Cei mai mulți investitori ca Exxon, dar le plac mai bine alte companii", a declarat Mark Stoeckle, directorul executiv al Adams Funds, care deține aproximativ 100 de milioane de acțiuni la Exxon. "Piața nu este dispusă să-l recompenseze pe Exxon pentru cheltuielile de astăzi, în speranța că va aduce câștiguri bune mâine.

Exxon a promis să producă mai mult petrol și gaze de-a lungul anilor, dar producția sa de aproximativ patru milioane de barili pe zi nu este mai ridicată astăzi decât a fost după fuziunea cu Mobil Corp. în 1999. Chiar dacă Exxon reușește să dubleze câștigurile de anul trecut $ de 15 miliarde de euro (cu excepția deprecierilor și a impactului reformei fiscale) până în 2025, așa cum a promis dl Woods în planul său de cheltuieli de opt ani, ar fi mult mai scăzut decât în ​​2008, când a stabilit atunci un record pentru profiturile anuale ale unui american corporație, la 45 de miliarde de dolari.

În 2016, S & P Global Ratings a scos Exxon de ratingul de rating triple-A pe care la deținut începând cu 1930. A fost una dintre cele trei companii care deținea distincția la acel moment împreună cu Microsoft Corp și Johnson & Johnson. In timp ce Exxon sa clasat pe locul al treilea ca fiind cea mai mare companie din lume dupa valoarea de piata, a fost pe locul 10 la 30 iunie, mai putin de jumatate din marimea Apple Inc.

Bursa lui Exxon a fost tranzacționată de o perioadă în decursul deceniilor, o tendință care sa intensificat după ce compania a achiziționat Mobil. Investitorii au recunoscut de două ori valoarea activelor companiei Exxon în comparație cu rivalele BP PLC, Total SA, Chevron Corp și Royal Dutch Shell PLC.

De ani de zile, compania Exxon "funcționa ca o mașină perfectă", a declarat Uday Turaga, fostul director Executiv ConocoPhillips, care conduce acum firma de consultanță ADI Analytics. "Este o organizație bazată pe proces, extrem de disciplinată".

Cu un deceniu în urmă, domnul Raymond a fost urmat de domnul Tillerson, un texan popular care a venit din partea așa-numită din amonte a afacerii, care exploatează și produce petrol și gaze și care a avut o pledoarie pentru negocierea personală a marilor producții de petrol.

Pe măsură ce prețurile au crescut la maxime de aproape 150 de dolari pe baril, domnul Tillerson a condus acuzația de a urmări perspective mai costisitoare, care ar putea satisface setea lumii pentru brut. Se uită la nisipurile petroliere ale Canadei, la fracturarea gazelor naturale și chiar la arcul rusesc, toate necesitând prețuri mai mari pentru a fi profitabile.

Aceste eforturi au eșuat în mare parte. Producția companiei Exxon a scăzut în ultimii cinci ani, iar compania a obținut rezultate financiare nesatisfăcătoare. Astăzi, prețul petrolului este de aproximativ 74 de dolari pe baril.

Domnul Tillerson, care a plecat în 2017 pentru o scurtă durată Secretarul de stat al președintelui Donald Trump a produs, în timpul mandatului, venituri de aproximativ 6% pe an, inclusiv dividende - cu mult mai puțin decât S & P 500 sau rivalii Chevron și Shell în acea perioadă, potrivit FactSet. Dl. Tillerson nu a răspuns la cererile de comentarii.

Dl. Woods a recunoscut amenințarea cu care se confruntă compania în ceea ce privește forajul de șisturi, vehiculele electrice și șoimurile climatice, potrivit unei persoane familiarizate cu discuția. Oportunitățile în materie de energie regenerabilă nu au fost încă suficient de profitabile pentru a concura cu alte proiecte Exxon, a spus dl Woods. Când vor fi, compania va fi gata.

Pentru moment, a adăugat el, cea mai bună cale a fost pentru Exxon să facă lucrurile pe calea lui Exxon.

Credința sa în procesul lui Exxon a fost unul dintre motivele pentru care a fost selectat de consiliul de administrație pentru al prelua pe dl. Tillerson, potrivit oamenilor familiarizați cu decizia.

La inceputul anului, analistul Paul Sankey, apoi Wolfe Research, a declarat ca clientii solicita ca un investitor activist sa forteze compania sa ia mai mult "o actiune radicala." Tulburarile s-au calmat oarecum cu raliul petrolului, spun analistii. Dar acționarii continuă să caute schimbări mari.

"Darren Woods transformă supertankerul Exxon Mobil, dar amploarea provocării este uriașă", a spus dl Sankey, acum analist la Mizuho Energy. Exxon este gata să revenire în trei până la cinci ani, dar alte companii sunt mai bune pentru acum, a spus el.

Investitorii favorizează concurenții mai mici și mai agresivi. ConocoPhillips, care și-a văzut acțiunile în creștere cu 60% față de anul trecut, a renunțat la o serie de întreprinderi și a promis să distribuie o parte din excedentul său de numerar acționarilor în următorii ani, decât să reinvestească.

Din ianuarie până în martie, EOG Resources Inc., cel mai mare producător american de șisturi, a raportat profituri mai mari pe acțiune decât Exxon, o companie de cinci ori mai mare. Stocul EOG a crescut cu 84% în ultimii cinci ani. Exxon este în jur de 10% în acel moment.

Între timp, rivali precum Shell, BP și Total s-au diversificat în afara combustibililor fosili.

"Prin urcușuri și coborâșuri din prețurile petrolului, Exxon a avut întotdeauna rezultate foarte mari, dar acest lucru sa schimbat ", a declarat Jonathan Waghorn, manager de portofoliu la Guinness Atkinson Management Inc. Sa vândut din poziția sa Exxon anul trecut.

Exploatarea gazelor din Marea Neagră este pusă sub semnul întrebării în urma votului plenului Camerei Deputaților, cameră decizională, prin care a fost adoptată legea offshore, care modifică fiscalitatea din domeniu. Reprezentanții principalelor companii concesionare au afirmat că votul deputaților îi îndepărtează de o decizia finală favorabilă de investiție.

Luni seară, plenul Camerei Deputașilor a votat cu x voturi pentru, y împotrivă și z abțineri, controversatul proiect de lege offshore, prin care se introduce impozitul pe veniturile suplimentare realizate din liberalizarea prețurilor, cota de impozitare minimă urmând a fi una de două ori mai mică decât în cazul gazelor extrase onshore, de 30%, ea urmând a fi dublată de o cotă de impozitare progresivă pentru prețurile mai mari de 85 lei/MWh, cota marginal superioară urmând a ajunge la 50% în cazul unui preț mai mare de 190 lei/MWh.

Reprezentanții PNL, care au anunțat că votează împotrivă, au acuzat actuala coaliție de guvernare că, prin votul acordat, vor alunga investitorii occidentali din România, urmând a majora dependența de gazul rusesc.

Imediat după votul din comisiile reunite de administrație, buget și industrii ale Camerei Deputaților, reprezentanții ExxonMobil și OMV Petrom au declarat că amendamentele propuse și votate la legea offshore majorează semnificativ regimul fiscal și va îngreuna adoptarea unei decizii favorabile de investiție.

“Am analizat documentul cu amendamentele pe care ni le-ați prezentat astăzi, după începerea ședinței. Evaluarea noastră e că asistăm la o creștere semnificativă a regimului fiscal care ne este aplicat. Fiecare investitor va trebui să ia o decizie de investiție, însă în urma modificării regimului fiscal va deveni mult mai dificil pentru fiecare investitor să adopte o decizie de investiție pozitivă. Este foarte important pentru investitori să aibă un regim fiscal stabil pe întreaga durată a investiției. Vom analiza în continuare ceea ce ați dezbătut astăzi însă aceasta este prima noastră impresie”, a declarat Richard Tusker, șeful ExxonMobil din România.

“După ceea ce am văzut că s-a întâmplat astăzi aici ne îndepărtăm de a adopta o decizia finală favorabilă de investiție”, a afrimat și Christina Verchere, CEO Petrom.

Reprezentanții opoziției au mai protestat și în legătură cu faptul că în timp ce comisia dezbătea proiectul, șeful PSD, Liviu Dragnea, anunța deja ce se va vota în plen.

În plus, potrivit vicepreședintelui liberal al Comisiei de Industrii, Virgil Popescu, cifrele prezentate de liderul PSD nu se potrivesc cu cele ale ministerului de finanțe. Ministerul de finanțe estima că aplicarea impozitului de 60% (și de 80% peste un preț de 85 lei/MWh) pe veniturile speciale obținute din liberalizarea prețului ar avea un impact anual de jumătate de miliard de dolari. În schimb, Liviu Dragnea a avansat o sumă de 13,2 miliarde de dolari pe următorii 20 de ani (660 de milioane de dolari pe an) în pofida unor rate mai reduse de impozitare (30%, în loc de 60%).

Proiectul de lege votat luni de Camera Deputaților prevede introducerea, pe lângă redevențe, a unui impozit pe veniturile speciale de peste 41 lei/MWh, de minim 30%.

Cota de 30% se aplică prețurilor cuprinse între 41 și 85 lei/MWh. Pentru prețurile cuprinse între 85 și 100 lei/MWh, rămâne și cota de 30% la care se adaugă încă 15% pentru diferența dintre 85 și 100 lei/MWh. Ulterior, la orice creștere a prețului cu 15 lei, cota de impozitare se majorează la rândul ei cu alte 5 procente. Impozitul se plătește lunar, pe data de 25 a lunii următoare celei pentru care se datorează impozitul.

Deputații au mai decis ca limita maximă a deducerilor investițiilor în segmentul upstream să nu nu poată depăși 30% din totalul veniturilor suplimentare.

Valoarea investițiilor luate în calcul este cea lunară, din luna în care s-a efectuat vânzarea gazelor naturale.

Veniturile din redevențe și impozitul pe venitruile suplimentare se varsă în Fondul special de finanțare a contractelor de parteneriat public privat.

Deputații au mai decis ca cel puțin 50% din producția offshore să se tranzacționeze pe piața internă, pe piețele centralizate din România, OPCOM și Bursa Română de Mărfuri.

Gazele din Marea Neagră sunt prezentate opiniei publice din România drept un adevărat El Dorado în stare gazoasă, importanța lor depășind cadrul național și căpătând valențe geopolitice globale. Dacă cineva s-ar uita în gura analiștilor și politicienilor autohtoni, și-ar închipui că Rusia și gigantul său Gazprom au insomnii din cauza gazului românesc, iar întreg planul de afaceri al Exxon poate fi compromis de decizia de investiție în ceea ce privește Neptun Deep.

Potrivit declarațiilor oficialilor Agenţiei Naţionale de Resurse Minerale (ANRM), rezervele de gaze din Marea Neagră se ridică la 200 de miliarde de metri cubi. Aceștia nu explică la ce tip de rezerve se referă, așa că acestea ar putea fi rezerve dovedite, probabile și, posibil, chiar și improbabile.

În prezent, România produce aproximativ 11 miliarde de metri cubi de gaz anual, ceea ce ar însemna că producția totală a ţării ar urma să se dubleze timp de 20 de ani, cât ar putea dura producția de gaze din Marea Neagră (care ar urma să atingă un nivel de 9-10 miliarde metri cubi anual).

De departe, cel mai important perimetru este Neptun Deep, operat de ExxonMobil și deținut în parteneriat cu OMV Petrom. Potrivit ultimelor declarații ale reprezentantului ExxonMobil România, Richard Tusker, cele două companii ar putea extrage 6,3 miliarde de metri cubi anual din respectivul perimetru, adică aproximativ jumătate din actuala producție de gaze a României.

Neptun Deep - peste 10% din rezervele dovedite și probabile ale OMV

Nivelul este unul important pentru România, dar și pentru OMV, principalul acționar al OMV Petrom. În 2017, OMV a produs 61,3 milioane barili echivalent petrol de gaze (din care 33,6 milioane au fost contribuția OMV Petrom). Cele 6,3 miliarde metri cubi pe care le-ar putea extrage din Neptun Deep reprezintă aproximativ 38 milioane barili echivalent petrol (bep), din care partea OMV Petrom ar fi de 18 bep. Cu alte cuvinte, OMV Petrom și-ar majora producția anuală cu 53%, iar compania mamă, OMV, și-ar majora producția globală cu 29%.

În 2017, OMV a raportat că deține rezerve dovedite în valoare de 1,1 miliarde barili echivalent petrol (din care 566 milioane bep OMV Petrom), și rezerve dovedite și probabile de 1,9 miliarde bep (din care OMV Petrom 839 milioane boe). Rezervele din Neptun Deep sunt estimate între 40 și 80 de miliarde metri cubi. În scenariul pozitiv, pragul superior de 80 de miliarde metri cubi echivalează cu 483 de milioane de bep, din care numai jumătate aparține OMV Petrom (241,5 milioane bep). Ceea ce ar însemna o majorare cu 11-12% a rezervelor dovedite și probabile ale OMV, respectiv cu 28% în cazul OMV Petrom.

Rezervele potențiale maxime din Neptun Deep - 2,6% din rezervele dovedite de gaze deținute de ExxonMobil

Parlamentarii din Comisia de Industrii a Camerei Deputaților par a nu lua în serios amenințarea americanilor de la Exxon că se vor retrage din România în cazul în care va fi modificată legislația fiscală și eliminate scutirile de care beneficiază producția offshore de la impozitul de 60-80% pe veniturile suplimentare din dereglementarea prețului gazelor și de la cel de 0,5% din valoarea producției.

Deputații consideră probabil că, după ce au investit aproximativ un miliard de dolari în Neptun Deep, americanii sunt prizonieri în acest proiect. Numai că suma a fost investită în 10 ani, iar numai în 2017, cheltuielile de explorare ale Exxon au fost de 17 miliarde de dolari.

Rezervele maxime aferente Neptun Deep, de 241,5 milioane bep partea Exxon, reprezintă aproximativ 1% din rezervele companiei la finalul lui 2017, de 22,12 miliarde bep și aproximativ 2,6% din rezervele dovedite de gaze deținute de ExxonMobil la nivel global.

În 2017, numai în Europa, Exxon a produs gaz echivalent a 185 milioane bep, de zece ori mai mult decât producția anuală potențială a Neptun Deep de 18 milioane bep (echivalentul a jumătate din cei 6,3 miliarde metri cubi anunțați de Richard Tusker).

În plus, Exxon este implicat în dezvoltarea unor proiecte offshore mult mai importante decât Neptun Deep. În 2017, ExxonMobil și-a extins rezervele cu 9,8 miliarde boe, din care un perimetru din Guyana a adăugat 3,2 miliarde boe (de 13 ori mai mult decât ar adăuga Neptun Deep), iar un altul din apele teritoriale ale Braziliei alte 2 miliarde boe (de 8 ori mai mult decât ar adăuga Neptun Deeep).

Gazul din Marea Neagră reprezintă sub 1% din rezervele dovedite ale Gazprom

Dezvoltarea producției de gaze din Marea Neagră mai este prezentată și ca o soluție la dependența accentuată a statelor UE de gazul rusesc. Acesta este și motivul pentru care analiștii și politicienii, inclusiv Liviu Dragnea, invocă implicarea Rusiei și a gigantului energetic Gazprom în dezbaterea internă pe marginea gazului din Marea Neagră.

Cele 6,3 miliarde de metri cubi care ar fi produși anual de ExxonMobil și OMV Petrom sau cei 9-10 miliarde anunțați de ANRM ca producție totală anuală potențială de gaz din Marea Neagră de-abia ar ajunge pentru compensarea scăderii naturale a producției pe Vechiul Continent. Sau, dacă ar fi exportat tot gazul din Marea Neagră în Ungaria, de-abia ar asigura consumul acesteia.

Anul trecut, statele europene au importat un volum record de gaz din Rusia, de 194,4 miliarde de metri cubi, adică tot atât cât crede ANRM să ar fi rezervele din Marea Neagră. Cu alte cuvinte, anual gazul produs în Marea Neagră ar putea substitui maxim 4% din gazul exportat de ruși în UE.

În timp ce oficiali români se laudă cu o potențială producție anuală offshore de 9-10 miliarde metri cubi, în 2017 Rusia a produs 691 miliarde metri cubi, din care Gazprom 472,1 miliarde metri cubi.

În ceea ce privește rezervele dovedite, cele 1,2 miliarde bep (echivalent a 200 de miliarde metri cubi) din Marea Neagră reprezintă o cantitate insignifiantă raportată la rezervele dovedite și probabile ale Gazprom de 155 miliarde bep (rezerve dovedite - 133 miliarde bep).

Reprezentanții Asociației Române a Concesionarilor Offshore din Marea Neagră (RBSTA) au avertizat marți Comisia de Industrii că nu pot adopta o decizie de investiție în ceea ce privește exploatarea gazului natural din Marea Neagră ca urmare faptului că proiectul de lege care le-a fost prezentat marți la audierile în comisii are deficiențe majore, care îl face inaplicabil.

Marți, Comisia de Industrii a Camerei Deputaților a dezbătut Proiectul de Lege privind unele măsuri necesare pentru implementarea operaţiunilor petroliere de către titularii de acorduri petroliere referitoare la perimetre petroliere offshore.

“Nu se poate lucra cu această lege în această formă pe care am văzut-o în această dimineață”, a declarat Mark Beacom, vicepreședintele RBSTA.

Dana Dărăban, reprezentantul al aceleiași asociații RBSTA, a precizat că în momentul de față proiectele offshore nu se pot construi pe actuala legislație.

“Există o lege 50 care impune autorizația de construire, însă nu există nicio lege care să explice cum se face acest lucru în cazul offshore. Ne apropiem de deciziile finale și noi nu avem un răspuns din partea statului român”, a afirmat Daraban.

În opinia sa, proiectul de lege nu doar că nu clarifică și simplifică, dar adaugă la lege.

“De exemplu, în extravilan nu există obligativitatea obținerii de PUZ, în proiectul de astăzi se introduce PUZ la offshore, inclusiv în cazul conductelor. Iar pe partea comercială, vă pot spune că România va fi singurul stat care va avea un sistem de taxare pentru offshore mai mare decât pentru onshore”, susține Daraban.

Oficialul RBSTA a explicat faptul că Ordonanța 160 stabilește anumite facilități fiscale pentru offshore, însă în momentul de față, prin proiectul de lege propus, Ordonanța 160 se anulează, iar investitorii în offshore vor fi taxați mai mult decât cei din onshore.

Reprezentantul Ministerului de Finanțe a precizat că ministerul susține păstrarea prevederilor Ordonanței 160 în ceea ce privește partea de facilități fiscale.

Președintele Comisiei de Industrii Iulian Iancu a propus amânarea dezbaterilor asupra proiectului de lege până lunea viitoare, când ar urma să redacteze și raportul și să-l trimită în plen pentru a putea fi votat în această sesiune.

Dacă proiectul de lege nu va fi adoptat în această sesiune, legea ar urma să intre în vigoare cel mai devreme în luna septembrie, ceea ce ar amâna decizia de investiție a companiilor. OMV Petrom și Exxon, de exemplu, au anunțat deja că intenționează să adopte o decizie de investiție, favorabilă sau nu, în ceea ce privește perimetrul Neptun, în a doua jumătate a acestui an.

“Va oferim textul, faceți dumneavoastră schimbările pe care considerați că le-ați convenit cu președintele Camerei Deputaților, păstrând însă principiile asumate cu acesta în cadrul discuției de 8 ore pe care am avut-o”, a declarat Iancu.

Președintele Comisiei susține că a observat la rândul său prevederea legată de extravilan, însă că aceasta este o eroare tehnică, nefiind eliminată din textul propunerii legislative.

“Am o observație critică la adresa ministerelor, care s-au rezumat doar a critica fără a veni cu amendamente”, a continuat Iulian Iancu.

Președintele executiv al Chevron Corp John Watson se va retrage în mod surprinzător la finalul lunii septembrie, urmând a fi înlocuit, potrivit Reuters, cu vicepreședintele Mike Wirth. Potrivit The Wall Street Journal, demisia lui Watson este rezultatul presiunilor din ce în ce mai mari cu care se confruntă industria, de reducerea a costurilor și de control al cheltuielilor în urma reducerii considerabile a prețului petrolului.

De altfel, principalele firme concurente ale companiei americane, Exxon Mobil Corp, Total și Royal Dutch și-au numit deja noi președinți executivi cu experiență în activitatea de rafinare, care devine cea mai importantă pe perioade cu preț redus al petrolului, când componenta de downstream o surclasează din punct de vedere al rezultatelor financiare pe cea de upstream.

În urma numirii lui Rex Tillerson ca sectretar de stat al SUA, Exxon a preferat să-l numească CEO pe Darren Woods, expert în activitatea de rafinare.

Acțiunile Chevron s-au apreciat cu 35% din ianuarie 2010m când John Watson a preluat funcția de CEO, însă în aceeași perioadă indicele industrial al Dow Jones s-a dublat.

Purtătorul de cuvând al Chevron, Kent Robertson, a refuzat să comenteze știrea apărută în presa americană, în timp ce nici Watson, nici Wirth nu au răspuns solicitărilor ziariștilor.

Mike Wirth, în vârstă de 56 de ani, este vicepreședinte al Chevron din luna februarie și conduce divizia de transport a companiei. El a mai ocupat funcția de director al segmentului de rafinare al Chevron, segment care a crescut rapid în ultimii ani, ca urmare a investițiilor considerabile efectuate de companie în extinderea capacității de rafinare și în în renovări.

Luna trecută, Chevron a raportat rezultate peste așteptări pe primul semestru, ca urmare a producției mai ridicate, prețurilor în ascensiune ale petrolului și a reducerii cheltuielilor cu marile proiecte din upstream.

Deși a renunțat la explorarea după gaze de șist în România, Chevron continuă să bage bani în subsidiara sa locală, Chevron Romania Exploration and Production SRL. Ultima majorare de capital, cu 1,2 milioane dolari, a fost efectuată de americani la finalul lunii noiembrie. Unul din motive ar putea fi chiar acela că firma este încă implicată în procese legate de prezența în România. De exemplu, pe rolul Înaltei Curți de Casație și Justiție se află recursul într-un litigiu declanșat în 2012 de mai multe ONG-uri, printre care Asociația Salvați Bucureștiul, prin care se solicita anularea tuturor celor patru acorduri petroliere semnate de ANRM cu Chevron, pentru perimetrele de gaze de șist din Moldova și Dobrogea.

În plus, România este implicată într-un litigiu cu Chevron, aflat pe rolul Curții de Arbitraj de la Paris, litigiul fiind cel mai probabil legat de acordurile petroliere de concesiune semnate de americani în 2011 cu Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) pentru perimetrele de gaze de șist Adamclisi, Vama Veche și Costinești din Dobrogea, acorduri la care Chevron anunțase că intenționează să renunțe, dar care nu au încetat în mod oficial.

Viitoarea conductă Tuzla-Podișor, proiect în valoare de 278,3 milioane de euro care ar urma să asigure preluarea gazelor din Marea Neagră, nu este singura, și nici prima, conductă prin care se va asigura preluarea gazelor din Marea Neagră în vederea conectării cu Sistemul Național de Transport (SNT). Prima conductă ar urma să fie construită între Vadu și Grădina și urmează să străbată comunele Corbu, Săcele, Cogealac și Grădina din județul Constanța. Ea va transporta gazele exploatate de Black Sea Oil & Gas S.R.L. în perimetrul Midia XV.

Potrivit unui document oficial, Trangaz intenționează extinderea SNT cu scopul creării unui punct suplimentar de preluare a gazelor naturale provenite din perimetrele de exploatare submarine ale Marii Negre. Valoarea estimată a investiției este de 9 milioane de euro, iar conducta ar urma să fie funcțională înainte celei dintre Tuzla și Podișor, în trimestrul al treilea al anului 2019. Pentru Tuzla-Podișor, termenul de începere a lucrărilor este 2020, Tranzsgaz estimând că în același an le va și finaliza. Interesant este că în legătură cu proiectul Tuzla-Podișor, Trangaz nu a luat o decizie finală de investiție, așteptând probabil decizia finală a Exxon și OMV Petrom în ceea ce privește exploatarea comercială a Neptun Deep.

“Acest proiect a devenit necesar ca urmare a discuțiilor avute/inițiate de Transgaz pe parcursul anului 2015 cu titulari de licențe de explorare și exploatare a perimetrelor din Marea Neagră”, se precizează în document.

Transgaz a finalizat deja studiul de prefezabilitate pentru o conductă de transport în lungime de 25 de km și diametru Dn500, de la țărmul Mării Negre pana la conducta existentă de transport internațional Tl . “În cadrul studiului au fost analizate două trasee ale conductei de transport gaze naturale, precum și diferite diametre ale acesteia în funcție de capacitatea de transport”, precizează documentul.

Deși nu se precizează explicit acest lucru în document, noua conductă va transporta producția de gaze offshore a Black Sea Oil & Gas S.R.L., care și-a propus ca în 2019 să demareze producția de gaze la perimetrele XV Midia și XIII Pelican, situate în platforma continentală a Mării Negre, pentru a deveni prima companie care exploatează rezervele offshore ale României.

În acest sens Transgaz a depus un memoriu pentru obținerea acordului de mediu: “Extindere SNT prin realizare conductă de transport gaze naturale de la punct preluare gaze Marea Neagră - zona loc. Vadu – la conducta Tranzit 1 - zona loc. Grădina, inclusiv alimentarea cu energie electrică pentru stația de protecție catodică Săcele, grupurile de robinete și montare fibră optică senzitivă comunele Corbu, Săcele, Cogealac și Grădina, jud. Constanța”.

Potrivit Memoriului, SNTGN TRANSGAZ SA a încheiat în luna decembrie 2015 un Acord de Cooperare cu companiile Black Sea Oil & Gas S.R.L., Petro Ventures Europe B.V. şi Gas Plus International B.V. cu scopul preluării în SNT a gazelor din Marea Neagră provenite din perimetrul Midia XV.

“În acest sens se impune extinderea SNT prin realizarea unei conducte de transport gaze naturale de la terminalul de gaze prevăzut a fi amplasat în zona localităţii Vadu, până la cuplarea în conducta existentă de transport gaze internaţional Tranzit 1, proiectul fiind inclus în planul de dezvoltare al SNT pentru 2016-2025”, se precizează în memoriu.

ExxonMobil, care deține, alături de OMV Petrom, concesiunea perimetrului offshore de gaze naturale din Marea Neagră Neptun Deep, testează piața de construcții și inginerie petrolieră cu o propunere de contract de lucrări de dezvoltare a perimetrului în vederea demarării producției de gaze în valoare de peste 1 miliard de dolari, TVA inclusă.

Astfel, americanii au lansat un anunț de intenție în această privință, vrând să consulte piața de construcții și inginerie petrolieră cu privire la un posibil contract, în valoare de maximum 900 milioane dolari plus TVA, de lucrări de proiectare, construire și punere în funcțiune de instalații, inclusiv achiziții de echipamente și materiale, pentru dezvoltarea zăcămintelor de gaze din perimetrul de mare adâncime Neptun Deep din Marea Neagră.

Anunțul de intenție este o etapă premergătoare anunțului de participare, adică lansării propriu-zise a licitației. ExxonMobil vrea să vadă dacă există firme interesate și capabile să execute un astfel de contract, la prețul estimativ afișat.

Contractul ar urma să aibă o durată de 3 ani de la adjudecare. ExxonMobil nu menționează o dată estimativă de semnare a acestuia și precizează că nu s-a luat încă decizia finală de investiție în proiectul Neptun Deep.

Potrivit documentației ExxonMobil, proiectul de exploatare a zăcămintelor de gaze din Marea Neagră presupune în principal, în actualul stadiu de planificare, construirea a trei centre de foraj submarin, a unei platforme maritime de producție integrată cu echipamentele de foraj și controlată de la distanță de pe țărm, a unei conducte de export de gaze care să facă legătura cu țărmul, în lungime de 160 de kilometri, precum și a unor facilități de măsurare a gazelor, situate pe țărm.

Americanii mai sunt interesați să testeze piața de furnizori de tuburi, cabluri și racorduri necesare proiectului Neptun Deep, pentru un posibil contract pe 3 ani în valoare estimată de circa 50 milioane dolari, TVA inclusă. Echipamentele respective trebuie să reziste la adâncimi submarine de până la 1.100 de metri și să aibă o durată de viață de 20 de ani.

În plus, ExxonMobil a lansat o consultare similară pentru a vedea în ce măsură la țărmul Mării Negre, în apropiere de Tuzla, Mangalia și Constanța, există facilități industriale și șantiere capabile să execute o parte din echipamentele și instalațiile necesare proiectului Neptun Deep, printre care platforme de foraj, echipamente de foraj submarin și sisteme de control al instalațiilor.

O altă consultare vizează găsirea de firme românești de logistică capabile să asigure suportul necesar pentru un proiect de asemenea magnitudine, de la punerea la dispoziție de depozite la țărm și alte facilități portuare la servicii de transport de materiale și echipamente, precum și la servicii de management de personal și de gestionare a relațiilor cu autoritățile vamale.

OMV Petrom și ExxonMobil au decis să renunțe la concesiunea petrolieră de mare adâncime Midia din Marea Neagră, preluată de la Sterling Resources în 2014,

Consorțiul se va concentra pe perimetrul Neptun Deep, principalul său proiect offshore românesc, pentru explorarea căruia cele două companii au cheltuit în total 1,5 miliarde dolari din 2008 și care se află în plină evaluare a potențialului comercial, decizia finală de investiție fiind așteptată anul viitor. Decizia depinde însă atât de evoluția prețului internațional al gazelor, cât și de noile redevențe pe care guvernul român intenționează să le stabilească. Un lat element care ar putea influența decizia Exxon și OMV Petrom în ceea ce privește Neptun Deep ar putea fi infrastructura de export de gaze, inexistentă în prezent.

Renunțarea la perimetrul Midia Deep a fost consființită când Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) a luat decizia oficială de încetare a acordului petrolier pentru concesiunea respectivă. Decizia a fost la cererea titularilor OMV Petrom și ExxonMobil, după ce lucrările de explorare derulate pe perimetru nu au dus la descoperirea de zăcăminte de hidrocarburi exploatabile comercial în condiții de rentabilitate. Cele două companii consideră că și-au îndeplinit toate obligațiile prevăzute de Legea petrolului pentru situațiile de renunțare la acorduri petroliere, referitoare la predarea către ANRM a documentațiilor privind activitatea desfășurată pe perimetru și rezultatele acesteia, precum și la execuția și finanțarea lucrărilor de refacere și monitorizare postînchidere a mediului în zona de apă adâncă Midia din Marea Neagră.

Potrivit Profit.ro, Primul contract de explorare care includea și Midia Deep a fost semnat în 1992, între Rompetrol, companie controlată încă atunci de statul român, și consorțiul format din firma britanică Enterprise Oil Exploration și cea canadiană Canadianoxy Ltd., contractul fiind aprobat de către Guvernul Stolojan. Partenerii statului român la acest acord petrolier, pentru perimetrele Pelican și Midia (din care face parte Midia Deep), s-au tot modificat în timp, prin transferuri de drepturi și participații, astfel încât, în 2009, unicul titular al acordului era compania canadiană Sterling Resources. Ulterior, canadienii și-au păstrat 65% și au cedat restul firmelor Petro Ventures Europe (20%) și Gas Plus (15%). În 2012, consorțiul OMV Petrom-ExxonMobil a semnat o înțelegere cu Sterling și Petro Ventures prin care prelua de la acestea 85% din suprafața contractuală de apă adâncă din cadrul perimetrului Midia (Midia Deep). Astfel, pentru Midia Deep, titulari ai acordului petrolier deveneau OMV Petrom și Exxon, cu câte 42,5% din drepturi, și Gas Plus, cu restul de 15%. Transferul a fost aprobat de către Guvern doi ani mai târziu, în 2014.

În doar câteva luni, Halliburton, unul din cei mai mari furnizori din lume de produse şi servicii de petrol şi gaze, şi-a schimbat doi dintre administratorii companiei din România prin intermediul Halliburton Affiliates, asociatul unic al Halliburton Energy Services România, indică un document consultat de Energy Report.

Mai recent a fost revocat din funcţie Herve Biscay, în locul acestuia fiind numit texanul Richard Bryan Sanders (51 de ani), actualmente domiciliat în Olanda.

Această mişcare s-a întâmplat după ce s-a hotărât revocarea administratorului Timothy John Reggione, cel care a pregătit terenul pentru intrarea companiei în România în anul 2011, în Ploieşti West Park, proiectul dezvoltat de grupul belgian Alinso în parteneriat cu omul de afaceri prahovean Petrică Uşurelu. Reggione a fost şi director regional pentru Europa de Sud-Est al grupului.

În locul lui Reggione a fost numit în a doua parte a anului trecut britanicul de 47 de ani Geraint Lloyd Williams.

Totodată, într-un comunicat de lunile trecute al guvernului României se arăta că "Halliburton se focalizează pe două domenii cu un mare potențial de creștere în România, sporirea producției din câmpurile petroliere mature și dezvoltarea de proiecte de mare adâncime în Marea Neagră. Reprezentanții Halliburton s-au interesat despre perspectivele diverselor ramuri ale industriei de petrol și gaze având în vedere specificul principalelor activități desfășurate de companie în plan global".

Halliburton Romania a furnizat deja servicii şi echipamente pentru un program de forare în Marea Neagră derulat de ExxonMobil Exploration and Production, subsidiară a ExxonMobil, şi OMV Petrom, servicii şi echipamente furnizate pentru 9,76 milioane dolari (fără TVA). Exxon şi OMV Petrom susţin că vor investi, timp de patru ani, circa 68 milioane de dolari (fără TVA) pentru forări în Marea Neagră.

Halliburton este unul din cei mai mari furnizori globali de produse şi servicii din industria de petrol şi gaze, cu peste 80.000 de angajaţi în circa 80 de ţări.

Halliburton a avut în anul 2013 (ultimele date disponibile) afaceri de 41 milioane de lei şi circa 50 de angajaţi în România (marea parte la Ploieşti), în creştere de la 16 milioane de lei cât a fost rulajul în anul 2012.

Compania Grup Servicii Petroliere, controlată de milionarul Gabriel Comănescu (foto), al patrulea dintre cei mai bogaţi români, a hotărât să intre într-un contract de factoring cu BRD, contract cu valoare maximă a plafonului de 22 milioane de lei, indică o hotărâre recentă a companiei, consultată de Energy Report.

Printre altele, cu ocazia acestui contract, acţionarii companiei au aprobat şi negocierea unui contract de cesiune de creanţe reieşind din mai multe contracte cu alte entităţi dintre care amintim aici un contract încheiat între GSP şi Exxon Mobil Exploration în anul 2011, trei contracte încheiate cu OMV Petrom în anii 2009 şi 2010 (cu modificări) la care se pot adăuga şi orice alte creanţe pe care compania controlată de Comănescu va dori să le cesioneze în favoarea BRD.

Printre mişcările mai recente ale Grup Servicii Petroliere se numără şi o hotărâre prin care s-a urmărit suplimentarea de la 13,4 milioane de lei la puţin peste 22 milioane de lei a facilităţii luate recent de la Piraeus Bank, cu o maturitate de 12 luni, pentru finanţarea capitalului de lucru. Asta după ce în octombrie 2014, marea companie românească a hotărât să contracteze o facilitate overdraft revolving de 3,6 milioane de dolari de la Piraeus Bank

Gabriel Comănescu, cel mai bogat constănţean, are o avere estimată în presă la 600 - 620 milioane de euro. Acesta a fost clasat pe locul patru în ultima ediţie a Top Capital.

Pe parcursul celor zece ani de existență, GSP a făcut investiții de peste un miliard de euro și a derulat proiecte internaționale în Marea Neagră, Marea Mediterană, Marea Nordului, Golful Persic, Golful Mexic și în zonele arctice. Printre clienţii companiei se numără nume mari precum Gazprom, Petrom OMV, ExxonMobil, TPAO, PEMEX, Petroceltic, Wintershall.

Printre investiţiile mai recente ale Grup Servicii Petroliere, tot cu bani de la Piraeus, amintim aici că în luna martie a anului trecut a inaugurat a şaptea platformă de foraj maritim, în urma unei investiţii totale de 44 milioane de dolari.

 Chevron Corp, gigantul american care și-a anunțat recent ieșirea de pe piața românească, vrea să-și majoreze cu 50% valoarea activelor pe care ar urma să le înstrăineze, sperând să obțină aproximativ 15 miliarde de dolari din vânzarea acestora.

În plus, aflat sub presiunea prețului redus al petrolului, gigantul american își va reduce cu 13% cheltuielile, potrivit Bloomberg,urmând a ajunge la un nivel de 35 de miliarde de dolari. Cu toate acestea, compania americană susține că vrea să-și majoreze producția cu 20%, pînă la un nivel de 3,1 milioane de barili pe zi până la finalul lui 2017.

Rivalii celor de Chevron, Exxon Mobil a anunțat la rândul său o reducere a cheltuielilor cu 12%, până la un nivel de 34 miliarde de dolari. Potrivit CEO-ului Exxon, Rex Tillerson, gigantul american ar urma să-și majoreze totuși producția cu 7,5% până la finalul anului 2017, la 4,3 milioane de barili pe zi.

Chevron a renunțat deja la concesiunile din România, Polonia, Ucraina și Lituania

În urmă cu 3 săptămâni, Chevron a anunțat că renunță la concesiunile de gaze de șist din România, ultimele de acest tip pe care le deține în Europa, după ce, anterior, compania americană abandonase proiecte similare în Polonia, Lituania și Ucraina.

Încă din luna ianuarie, Energy Report a scris că, în prima jumătate a lunii, o subsidiară a americanilor, respectiv Chevron România Holdings BV Amsterdam sucursala Bucureşti, a înaintat cerere de radiere, cerere acceptată de Tribunalul Bucureşti, motivul radierii fiind încetarea activităţii sucursalei.

Anul trecut, Chevron România Exploration and Production, subsidiara implicată direct în activitățile de explorare de pe perimetrele concesionate de americani, şi-a majorat capitalul social cu 5,5 milioane de dolari la sfârşitul verii şi cu 29 milioane de dolari în primăvară, sumă subscrisă şi vărsată integral de asociatul unic Chevron Romania Holding BV, potrivit documentelor companiei, consultate de Energy Report.

 Apple a devenit mați prima companie care a depășit o valoare de piață de peste 700 miliarde de dolari, valoare de două ori mai ridicată decât cea a celei de-a doua companii cotată ca valoare pe bursa americană, gigantul energetic Exxon Mobil.

Tendința de apreciere a acțiunilor Apple a continuat și în această dimineață, când acestea au crescut cu alte două puncte procentuale, ceea ce îi conferă gigantului american în prezent o valoare de piață de 710 miliarde de dolari.

Apple, care a raportat un profit și volume record de vânzări în ultimele trimestre, a mai depășit valoarea de 700 de miliarde de dolari și în cursul altor ședințe de tranzacționare, însă ieri a fost prima dată când o companie americană a și închis ziua peste acest prag.

Acțiunile Exxon Mobil s-au depreciat ieri cu 0,6%, încheind ziua la o valoare de piață de 385 miliarde de dolari.

Potrivit The Wall Street Journal, valoarea de piață a Apple a crescut la 710,70 miliarde de dolari, după ce a anunțat că a încheiat un parteneriat cu First Solar Inc. pentru a construi o fermă în valoare de 850 milioane dolari de producere de energie din surse regenerabile.

Gigantul american Exxon Mobile participă în continuare la proiectul de construire al uzinei de lichefiere a gazelor naturale în estul îndepărtat al Rusiei, neexistând informații cu privire la retragerea companiei americane din acest proiect, susține vicepreședinte Rosneft, Vlada Rusakova, citat de Ria Novosti.

"Nu am auzit încă nimic despre o eventuală retragere a Exxon din acest proiect", a declarat Rusakova, răspunzând unei întrebări cu privire la informațiile despre presupusa retragerea companiei americane din acest proiect.

"Participanții la proiectul construirii uzinei de lichefiere a gazelor naturale sunt participanții la proiectul de exploatare a gazelor Sahalin-1", a afirmat Rusakova, adăugând că are programate mai multe întâlniri cu conducerea Exxon Mobile.

Vicepreședintele Rosneft a mai declarat că, potrivit părților interesate, construcția uzinei de producere a GNL în cadrul proiectului Sahalin-1 este "cea mai bună opțiune."

Uzină de 8 miliarde de dolari

"Administrația regiunii Sahalin susține ideea integrări", a declarat Rusakova, adăugând că costul de construcție a uzinei GNL este estimat la 8 miliarde de dolari.

Proiectul Sahalin-1 este construit pe baza unui acord de împărțire a producției și include trei domenii, Chayvo, Odoptu și Arkutun-Dagi pe platoul de nord-est a insulei Sahalin. Exxon Neftegas Ltd este unul dintre operatorii proiectului, cu un procent de 30 la sută, în timp ce Rosneft detine 20 la sută, japonezii de la Sodeco - 30 la sută, iar indienii de la ONGC - 20 la sută.

Financial Times a anunțat deja retragerea Exxon din Oceanul Arctic

Energy Report anunța în urmă cu două zile faptul că Exxon a devenit cea mai importantă companie care întrerupe operaţiunile de explorare desfăşurate alături de o corporaţie rusească, după ce a anunţat că îşi retrage muncitorii din Oceanul Arctic, ca parte a programului de sancţiuni impuse Rusiei de către SUA.

Noile sancţiuni impuse de guvernul SUA Rusiei la începutul lunii septembrie, pentru implicarea Moscovei în conflictului din estul Ucrainei, includ retragerea muncitorilor americani din proiectele desfăşurate de Exxon, alături de gigantul rus Rosneft, în Marea Kara din Oceanul Arctic, până în 26 septembrie, relatează Financial Times.

De asemenea, noile măsuri presupun şi interzicerea furnizării de servicii şi tehnologii de către companiile americane grupurilor din Rusia care conduc programe de explorare în Oceanul Arctic.

Totuşi, Exxon a obţinut permisiunea autorităţilor americane de a prelungi operaţiunile din Oceanul Arctic cu două săptămâni, pentru a putea încheia "în siguranţă" activitatea din zonă şi a retrage oamenii şi echipamentele folosite.

Măsurile anterioare luate împotriva Rusiei în iulie nu au împiedicat Exxon şi Rosneft să înceapă operaţiunile de explorare din Oceanul Arctic în august, ca parte a unui program comun în valoare de 700 de milioane de dolari.

Parteneriat în valoare de 3,6 miliarde de dolari

Proiectul de explorare din Marea Kara este parte a unei colaborări mai extinse dintre Exxon şi cel mai mare producător de petrol din Rusia, cu care a semnat un parteneriat în valoare de 3,6 miliarde de dolari în 2011.

Și UE a înăsprit sancțiunile la adresa Rusiei, interzicând companiilor europene să participe cu tehnologie, echipamente și personal specializat la proiecte de explorare și exploatare offshore de țiței în sectorul rusesc din Oceanul Arctic, la proiecte petroliere rusești offshore de mare adâncime, precum și la proiecte de dezvoltare de zăcăminte de petrol din șisturi bituminoase din Rusia, însă sancțiunile nu se vor aplica retroactiv, neafectând contractele în vigoare, semnate înainte de 12 septembrie 2014.

De altfel, încă dinainte de anunțul oficial privind noua rundă de sancțiuni, oficiali americani, contactați de Bloomberg, spuneau că SUA nu va permite ca contractele aflate deja în vigoare între companiile petroliere occidentale și cele rusești să fie exceptate de la sancțiuni, adăugând, însă, că nu sunt siguri dacă UE va fi la fel de severă în impunerea sancțiunilor.

Ultimele sancțiuni economice impuse ieri de Statele Unite ale Americii și Uniunea Europeană par a fi fost primite cu urale de politicienii și jurnaliștii occidentali, și nu numai.

Mai puțin încântate au fost bursele, care s-au înroșit brusc, inclusiv cele americane. Astfel, Dow Jones a pierdut 0,42%, iar Nasdaq 0,05%. Și indicele S&P 500 a scăzut cu 0,45%.

Dar ce știu piețele și nu știu politicienii și jurnaliștii? Două lucruri simplu: că aceste tipuri de sancțiuni nu dau mai niciodată rezultate și că în urma impunerii unor sancțiuni economico-financiare vor suferi oameni și companii nevinovate, nu numai de naționalitate rusă, în acest caz, ci și cetățeni și companii ai unor state care au impus aceste sancțiuni.

Prima companie europeană care a anunțat posibile pierderi ca urmare a unei eventuale noi extinderi a sancțiunilor impuse Rusiei a fost gigantul britanic BP, care susține că este posibil să-i fie afectate obiectivele strategice și de business din Rusia.

Vânzările Renault în Rusia au scăzut cu 8%

Însă britanicii nu sunt singurii care suferă. Francezii de la Renault au anunțat marți o scădere dramatică a vânzărilor din Rusia în prima jumătate a anului. Renault, care, alături de de partenerii săi japonezi, controlează compania rusească Avtovaz, cea mai mare companie producătoare de autovehicule di Rusia, au precizat că vânzările le-au scăzut cu 8% față de cele din prima jumătate a anului trecut.

"Ne aflăm într-o situație în care devine din ce în ce mai complicat să știm ce sancțiuni vor fi aplicate și care va fi impactul acestora", a declarat Jerome Stoll, unul dintre executivii Renault, citat de Financial Times.

Exporturile germane în Rusia au scăzut cu 14%

Exporturile de bunuri ale celor 27 de state membre UE în Rusia au reprezentat doar 7% din totalul exporturilor UE, aproximativ 123 de miliarde de euro, susține un raport al Standard & Poor’s, în timp ce exporturile serviciilor au fost de 28 miliarde de euro.

Însă expunerea statelor este diferită, o mai mare expunere având în special statele est europene și Finlanda.

În ceea privește Germania, cea mai importantă economie europeană, potrivit Wall Street Journal, doar 3,3% din exporturi iau calea Rusiei. Economia germană este mai sensibilă la o eventuală reducere a ritmului de creștere a economiilor Chinei, SUA sau Franței, decât al celui al economiei ruse.

Cu toate acestea, potrivit unui sondaj recent, companiile germane resimt deja reducerea încrederii în economia rusă. Astfel, chiar dacă reduse, exporturile către Rusia au scăzut cu 14% în primele patru luni ale lui 2014.

Exxon, Statoil și Eni au semnate parteneriate cu Rosneft

BP nu este singura companie de petrol și gaze expusă pe Rusia. ExxonMobil are semnat un parteneriat cu Rosneft de explorare în Marea Arctică, parteneriat care foarte probabil va fi afectat de interzicerea exportului de înaltă tehnologie în Rusia, înaltă tehnologie absolut necesară în acest proiect.

Și norvegienii de la Statoil și italienii de la Eni au semnate parteneriate similare cu Rosneft, care la rândul său a devenit, recent cel mai mare acționar al Pirelli, și se află în negocieri avansate să achiziționeze și divizia de trading în petrol și gaze a Morgan Stanley.

Companiile rusești ar putea intra în default, ceea ce ar zgudui sistemul bancar european

Însă și mai gravă ar fi o nouă extindere a sancțiunilor financiar-bancare impuse Rusiei de SUA și UE. Potrivit unor analiști citați de Wall Street Journal, Putin ar putea să "realizeze" beneficiile unui eventual default al companiilor de stat ruse, default care ar putea lovi piețele financiare din Europa și SUA, în special sistemul bancar european.

Potrivit datelor publicate de Bank for International Settlement, băncile franceze aveau la finalul lunii martie o expunere de 50,3 miliarde de dolari pe companiile ruse, băncile italiene una de 27,2 miliarde de dolari, cele germane o expunere de 23,1 miliarde de dolari, iar cele italiene una de 16,8 miliarde de dolari.

Și nu au trecut decât puțini ani de la ultimul cutremur care a lovit sistemul bancar european.

După ce săptămâna trecută OMV Petrom a raportat descoperirea unui nou zăcământ în Marea Neagră, cu o producție potențială pe sondă de 1.500 – 2.000 bep/zi, astăzi compania a anunțat începerea, alături de ExxonMobil, începerea forajului la sonda Domino-2 în zona de mare adâncime a blocului Neptun, în sectorul românesc al Mării Negre.

Datele colectate în timpul programului de foraj vor fi utilizate pentru a evalua dimensiunea și viabilitatea comercială a zăcământului de gaze descoperit de sonda de explorare Domino-1, în anul 2012.

Sonda Domino-2 este situată la aproximativ 200 kilometri de țărm și este forată cu platforma Ocean Endeavour în ape cu adâncimea de aproximativ 800 de metri.

ExxonMobil Exploration and Production Romania și OMV Petrom dețin fiecare 50% din sectorul de apă adâncă a blocului Neptun.

În cazul în care descoperirea se dovedește exploatabil din punct de vedere comercial, cele două companii susțin că regiunea va beneficia de o serie de beneficii economice și sociale prin dezvoltarea sectorului de hidrocarburi offshore, a infrastructurii locale, prin crearea de noi oportunități de angajare pentru forța de muncă locală și aplicarea de tehnologii avansate.

Zona de apă adâncă a blocului Neptun se întinde pe o suprafaţă de aproximativ 7.500 km2, iar adâncimea apei variază între 100 şi 1.700 metri. În noiembrie 2008, ExxonMobil Exploration and Production Romania Limited şi OMV Petrom au semnat un acord prin care ExxonMobil a achiziționat o participaţie de 50% în zona de mare adâncime a blocului. În 2012, ExxonMobil şi OMV Petrom au anunţat descoperirea unui zăcământ de gaze naturale cu sonda Domino-1 în zona de apă adâncă a perimetrului. Sonda Domino-1 este situate la 170 km de țărm în ape cu o adâncime de circa 1.000 m.

“Dacă descoperirea se dovedește a fi viabilă comercial, ExxonMobil va folosi experiența sa globală în explorare în ape de mare adâncime și expertiza sa în execuția proiectelor pentru a asigura dezvoltarea resurselor într-o manieră sigură, responsabilă față de mediul înconjurător și în timp oportun”, a declarat John Knapp, Director General al ExxonMobil Exploration and Production Romania.

“Ne vom folosi de experienţa de peste 40 de ani în apele de mică adâncime din Marea Neagră pentru a contribui la succesul unui proiect de pionierat precum Neptun Deep ”, a afirmat, la rândul său, Gabriel Selischi, membru al Directoratului OMV Petrom, responsabil cu activitatea de Explorare şi Producţie.

Radu Merlă, care este soţul şefei Direcţiei de Dezvoltare şi Programe a Primăriei Constanţa, este asociat cu Dănuţ Florescu în Oil Depol, o firmă de eliminare a deşeurilor şi reziduurilor. Aceştia doi au fost frecvent catalogaţi de presă ca făcând parte dintre oamenii de afaceri apropiaţi ai primarului Radu Mazăre. Asta şi pentru că ar fi parte în multe afaceri în care colaborează, printre alţii, şi cu Vasile Costea, patronul de la ABC Val. ABC este tocmai firma norocoasă care a câştigat cam tot ce se poate singură sau ca lider de asociaţie în contractele cu care se laudă în ultimele luni primarul Mazăre când vine vorba de modernizarea staţiunii Mamaia dar şi de Constanţa: parcări supraetajate cu şapte etaje din Mamaia, reabilitări faleze, reamenajări zone pietonale etc. Potrivit documentelor consultate de Energy Report, Grupul Rompetrol a aprobat vânzarea Ecomaster, compania din grup care tratează şi depozitează deşeurile, către Oil Depol, compania oamenilor de afaceri Radu Merlă şi Dănuţ Florescu.

Ecomaster este deţinută de asociaţii Rompetrol Financial Group (99,63%) şi în procentaje mai mici de Rompetrol Rafinare, Rompetrol SA şi Rompetrol Well Services.

Documentul spune aşa: “Se aprobă de principiu cesiunea către SC OIL Depol Service SRL ...(n.r.) a tuturor părţilor sociale deţinute de asociaţi, respectiv Rompetrol Financial Group SRL,  Rompetrol Rafinare SA, Rompetrol SA şi Rompetrol Well Services SA”.

Nu trebuie neglijat totuşi că Oil Depol este una dintre companiile vestite pe sectorul său de activitate, dacă e să trecem în revistă portofoliul de clienţi. E destul să amintim aici companii precum OMV Petrom, Lafarge, Transgaz, Termoelectrica şi mulţi alţii.

Şi poate cel mai important, merită amintit că Radu Merlă cu a sa Oil Depol are din toamna anului trecut un contract de 14,5 milioane de dolari pentru servicii de eliminare a deşeurilor într-un program de forare în Marea Neagră, contract cu gigantul Exxon.

Țițeiul Brent, care dictează trendul pe piața petrolului, inclusiv a Ural-ului mediteranean, cuprins în formulele de calcul a prețurilor benzinei și motorinei de către companiile românești, a atins ieri maximul ultimelor 9 luni, depășind pragul de 115 dolari pe baril, în urma refuzului președintelui american Barak Obama de a trimite trupe în Irak.

Ieri, Brent-ul a înregistrat o creștere de 80 de cenți sau 0,8% pentru cea de-a șaptea ședință de tranzacționare consecutivă, după ce săptămâna trecută s-a apreciat cu 4,4%. Noul nivel, de 105,06 dolari pe baril a rămas relativ neschimbat și în această dimineață, când Brent-ul se tranzacționa la un nivel de 105,02 dolari pe baril pe piețele asiatice.

Țițeiul West Texas Intermediate (WTI) cu livrare în iulie, etalonul de pe piața americană, s-a majorat la rândul său, cu 46 de cenți sau 0,4%, ajungând la un nivel de 106,43 de dolari pe baril pe New York Mercantile Exchange (NYMEX).

De altfel, avansul de ieri a început încă de dimineață, după ce a fost anunțată ocuparea de către militanții sunniți a uzinei de fabricare a armelor chimice din Irak.

Indicii futures au primit un nou impuls în urma anunțului făcut de Barak Obama, potrivit căruia SUA nu-și va trimite forțele militare în Irak, chiar dacă este pregătită pentru unele operațiuni punctuale. Tot ce va face SUA pentru moment este să trimită 300 de consultanți militari în Irak.

Brent-ul ar putea ajunge la 120 de dolari

"Nimeni nu vrea să parieze short pe această piață instabilă a Brent-ului", a declarat Peter Donovan, broker la Liquidity Energy din New York, citat de Wall Street Journal.

O deteriorare suplimentară a situației din Irak ar putea conduce la o majorare considerabilă a prețurilor, susține și Michael Hewson, analist șef la CMC Markets din Londra, care a avansat și un preț de 120 de dolari pe baril. asta în cazul în care violențele se extind în sud, unde se află majoritatea câmpurilor petroliere irakiene, de la Rumaila, Majnoon și West Qurna. Acestea sunt conectate la terminalul de export de la Basra, aflat la 340 mile în sudul Baghdad-ului, terminal prin care Irakul exportă majoritatea petrolului produs.

Deocamdată, producția și exportul de petrol din Irak (cel de-al doilea mare producător membru OPEC) nu au fost afectate. În mai, Irakul a exportat în medie 2,7 milioane de barili pe zi.

Occidentalii de la Exxon și BP dau bir cu fugiții

Principalul semn că situația din Irak a scăpat de sub control este decizia marilor companii petroliere occidentale, printre care BP și Exxon, de a-și extrage personalul din regiune. 

Potrivit Financial Times, Exxon și-a retras expații din câmpul de la West Qurna 1, din sudul Irakului, iar BP și-a rechemat angajații "ne-esențiali" din gigantul câmp de la Rumaila, din apropierea celui de la Qurna.

Compania parteneră cu Sterling Resources la concesiunile din Marea Neagră, Petro Ventures, lucrează în România cu aceeaşi avocaţi cu care au lucrat cei de la Sterling când s-au semnat (pe atunci controversatele) contracte de explorare a zăcămintelor din Marea Neagră în noiembrie 2008, aprobate de guvernul Tăriceanu, indică documente consultate de Energy Report.

Dacă presa scria în 2008 că actul adiţional la contractul de explorare a zăcămintelor din Marea Neagră a fost semnat din partea Sterling de către Emilian Ijdelea (persoană influentă în afacerile cu statul, fost preşedinte al Agenţiei Române de Dezvoltare între 1992 şi 1993), acum, potrivit informaţiilor Energy Report, Oana Alexandra Ijdelea deţine o parte socială din capitalul Petro Ventures Resources SRL. Aceasta este frecvent o practică în rândul multor firme care apelează la serviciile avocaţilor, de la le oferi, printre altele, şi părţi sociale.

Nu e nimic rău în asta. Interesant este însă că atunci când vine vorba de afacerile cu statul, doar un mic grup de case de avocatură, probabil cele cu o anume... experienţă,  ajung să participe la licitaţii sau să câştige contractele. Amintim în treacăt că acest cabinet de avocatură figura în anul 2012 şi pe lista scurtă cu puţinii care au depus oferte pentru consultanţa înainte de privatizare la grupurile Electrica Serv şi Electrica Furnizare.

Petro Ventures Resources, controlată de Petro Ventures Europe BV, a hotărât lunile trecute şi numirea ca administrator pe o perioadă de trei ani a lui Florin Bîlbîie, un român de 36 de ani, care a plecat cu o bursă Soros să-şi continue studiile în străinătate (masterate la Oxford etc), fiind la un moment dat şi profesor de economie la Sorbona.

Petro Ventures Europe BV deţine participaţii ȋn câteva concesiuni (precum Pelican sau Luceafărul) din Marea Neagră, alături de Sterling Resources Ltd.

De curând, Petro Ventures a transferat participaţia sa de 20% în zona petrolieră Midia Deep către Exxon şi OMV Petrom.

Oficialii occidentali au prezentat sancțiunile impuse Rusiei drept un veritabil succes, însă nu toată lumea pare a fi de acord. Companiile petroliere și piețele financiare, de exemplu! De la impunerea primei runde de sancțiuni, bursa moscovită Micex se află pe un trend ascendent, ceea ce nu se poate spune de bursa americană Nasdaq, printre altele.

Cum ideile par a se propaga în spațiul politic cu o viteză invers proporțională cu propria lor oportunitate, decidenții de la Bruxelles au anunțat că iau în calcul impunerea unei noi runde de sancțiuni împotriva Rusiei, prin care ar urma să fie interzis importul de produse rusești, de la bunuri de lux (caviar, blănuri, vodcă diamante și metale prețioase) la produse de petrol și gaze.

Potrivit Reuters, interzicerea importului de petrol și gaze ar avea un impact extrem de dur asupra economiei europene, peste 30% din necesarul de energie al Vechiului Continent provenind din Rusia (echivalentul a 130 miliarde de de euro în 2013).

Bruxelles-ul ar vrea să interzică investițiile în sectorul energetic rusesc

Nu numai piețele financiare, ci și anumite state, cu legături comerciale și energetice puternice cu Rusia, de împotrivesc noilor sancțiuni. Italia, Grecia și Germania se tem de efectele sancțiunilor impuse sectorului energetic asupra economiilor lor, în timp ce Austria și Cipru sunt îngrijoratele de efectele respectivelor sancțiuni asupra sistemului lor financiar, aflat într-o strânsă legătură cu cel rusesc.

În plus, se pare că UE ar dori să impună o altă interdicție, cea a investițiilor occidentale în sectorul energetic rusesc. 

BP a semnat un nou acord cu Rosneft

Companiile private au reacționat deja, prin fapte, și nu prin vorbe, la această posibilitate. Astfel, potrivit Financial Times, BP și-a confirmat angajamentele asumate în Rusia, semnând un contract de explorare a petrolului din formațiuni de șist cu gigantul rus Rosneft, în pofida sancțiunilor impuse de occidentali Moscovei.

Acordul a fost semnat în cadrul unui forum economic internațional desfășurat la Sankt Petersburg (echivalent celui de la Davos), boictat de liderii companiilor americane, la solicitarea guvernului SUA. Executivii companiilor eurpene, de la cel al BP, Bob Dudley, la cel al Shell, Ben van Beurden, Eni (Claudio Descalzi) și Total (Christophe de Margerie ) au participat la Forum, arâtând disponibilitatea companiilor eurpene de a face în continuare business cu Rusia, în pofida sancțiunilor.

Contractul semnat de BP și Rosneft este unul în valoare de 300 de milioane de dolari. BP deține un procent de 19,7% din Rosneft.

Total s-a asociat cu Lukoil

În cadrul aceluiași forum, gigantul francez Total a încheiat un acord cu Lukoil pentru explorarea unor zăcăminte petroliere de şist din Siberia. 

Acordul a fost semnat chiar de directorul general al Total, Christophe de Margerie. Total şi Lukoil vor înfiinţa o companie mixtă care va căuta petrol în regiunea Bazenov din Siberia, se arată într-un comunicat al companiei franceze, citat de Mediafax.

Investiţiile în proiect vor fi de 120-150 de milioane de dolari în primii doi ani, a spus preşedintele Lukoil, Vagit Alekperov.

Potrivit Total, afacerile din Rusia nu sunt afectate de sancţiunile impuse ţării, inclusiv împotriva lui Ghenadi Timcenko, acţionar al companiei Novatek la care producătorul francez de petrol deţine o participaţie.

Acordul dintre Total şi Lukoil prevede explorarea şi dezvoltarea a patru perimetre din regiunea autonomă Khanti-Mansi, pe o suprafaţă de 2.700 de kilometri pătraţi. Lukoil va deţine o participaţie de 51% la proiect, restul revenind grupului Total.

Total intenţionează să investează mai multe miliarde de dolari pentru creşterea producţiei în Rusia, în cadrul planurilor de extindere a producţiei la nivel mondial.

În acest context, Total vrea să îşi majoreze participaţia la compania Novatek şi continuă proiectul Yamal pentru gaze naturale lichefiate în regiunea arctică.

Exxon extinde colaborarea cu Rosneft

Nici americanii nu par a asculta prea mult de ordinele politice venite de la Washington. Reprezentanţii Exxon Mobil au semnat vineri, la Sankt Petersburg, un acord cu directorul general al Rosneft, Igor Sechin, prin care este extinsă cooperarea dintre cele două companii în ceea ce priveşte explorarea de câmpuri petrolifere în zona arctică şi în Siberia, precum şi dezvoltarea de instalaţii de lichefiere a gazului natural în vederea exportului către Orientul Îndepărtat.

Prin semnarea acestor acorduri, BP, Total și Exxon urmează exemplul Statoil, care are deja proiecte în domeniul petrolului cu Rosneft, în vestul Siberiei, în timp ce Royal Dutch Shell s-a asociat cu Gazprom Neft.

Dacă până recent românii erau cei care puteau da oricând lecții occidentalilor în ceea ce privește furtul de curent electric, de cablu, de sine de cale ferată, etc, se pare că, mai nou britanicii s-au specializat în furtul de motorină. Nici nu e de mirare, Marea Britanie fiind unele dintre statele cu cea mai scumpă motorină din Europa și din lume.

Hoții de combustibili i-au determinat pe cei de la Exxon să-și închidă una dintre principalele conducte subterane din Marea Britanie, compania a înregistrat pierderi de 41.000 de lire ca urmare a furtului a 30.000 de litri de motorină.

Poliția britanică a arestat doi bărbați, cu vârste cuprinse între 32 și 34 de ani, ambii originari din Salisbury, susține Reuters.

Poliția a lansat o anchetă joi, după ce a fost găsită o cantitate ridicată de motorină într-o unitate de stocare industrială din West Wellow, Hampshire, în sudul Angliei. Aceasta este și zona în care poliția crede că hoții au "împușcat" conducta de 14 inci.

Conducta Midline Pipeline pornește de la rafinăria Fawley Esso, din apropiere de Southampton, și are ca punct finalul terminalul de la Birmingham, din centrul Angliei.

Cei doi bărbați din Salisbury au fost arestați duminică seara și vor fi ținuți în arest până marți în vederea interogării.

"Cercetarea vizează stabilirea cantității totale de combustibilul furat și examinarea metodei destul de sofisticate utilizată în acest presupus furt", a declarat poliția poliția britanică.

"Combustibilul este depozitat în condiții de siguranță și în prezent este preluat de către inginerii de la rafinăria Esso", susțin anchetatorii

Gigantul Exxon, cunoscut sub numele de Esso în Marea Britanie, a precizat că a închis conducta pentru a respecta standardele de siguranță, iar specialiștii companiei în prezent verifică dacă respectiva conductă are nevoie de vreo reparație suplimentară.

Furt de petrol din conducte este relativ rar în Marea Britanie, dar furtul de metale, cum ar fi cablu de cupru a dus la întreruperea comunicațiilor și mersului unor trenuri.

În Nigeria, furtul din conducte este estimat la peste 1 miliard dolari pe lună.

Referendumul care urmează a fi organizat de autoritățile din Crimeea pe tema aderării republicii autonome la Federația Rusă Rusia ar putea pune în pericol perspectivele Exxon Mobil Corp (XOM) și Eni SpA. (ENI) de a fora în Marea Neagră după gaze naturale și petrol, consideră Bloomberg.

Înainte de declanșarea mișcărilor de protest rezultate cu înlăturarea liderului ucrainean pro-rus, Viktor Ianukovici, și de intervenția Rusiei în Crimeea, un grup format din Exxon si Royal Dutch Shell Plc (RDSA) intenționa să investească 735 milioane dolari în construcția a două sonde la aproximativ 80 de kilometri de coasta de sud vest a regiunii.

Analiza Bloomberg confirmă știrea publicată în urmă cu o zi de Energy Report, potrivit căreia Exxon și-a amânat planurile privind începerea de lucrări de explorare pentru petrol în porțiunea ucraineană a Marii Neagre din cauza tensiunilor.

Exxon are investiții masive în Rusia

Cu toate acestea, Exxon Mobile Corp are mai multe în joc în Rusia decât oricare altă companie energetică din SUA, dar are încredere că proiectele sale vor rămâne în picioare, în ciuda tensiunilor recente dintre Vest și Kremlin.

„Nu a existat niciun impact asupra niciunuia dintre planurile sau activitățile noastre până la acest moment. Nici nu m-aș aștepta să fie vreunul, exceptând măsurile luate de guverne, care sunt dincolo de controlul nostru”, a spus directorul executiv Rex Tillerson, la întâlnirea anuală a companiei cu analiștii. „Nu vedem nicio nouă provocare ca urmare a situației actuale”, a adăugat el.

După ani de investiții, se așteaptă ca Exxon să înceapă să sape după petrol și gaze anul acesta într-un perimetru important de pe coasta de est a Rusiei și să foreze prima sondă a companiei în apele arctice ale Rusiei, unde ar putea exista miliarde de barili de petrol.

Și OMV Petrom este partener cu Exxon în Ucraina

Potrivit Bloomberg, Exxon a cumpărat drepturile pentru blocul Skifska din largul coastelor Ucrainei după descoperirea din 2012 de la zăcământul Domino, din apele teritoriale românești.

Mediafax amintește că OMV Petrom și ExxonMobil au anunțat în 2012 o descoperire semnificativă de gaze în Marea Neagră, estimările preliminare plasând zăcământul de gaze naturale la 42-84 miliarde metri cubi, care echivalează cu de 3-6 ori consumul anual al României.

Ucraina a încheiat anul trecut cu un consorţiu format din Exxon Mobil, Shell, Petrom şi compania de stat Nadra o înţelegere prin care se reconfirmă intenţia de a încheia un acord de împărţire a producţiei pentru exploatarea perimetrului gazeifer Skifska din nord-vestul Mării Negre.

Consorţiul urma să extragă gaze naturale din zăcământul Skifska, localizat în largul coastelor Ucrainei, în apropiere de ţărmul României.

Acordul pentru explorarea blocului Skifska a fost semnat de ministrul ucrainean al Energiei Eduard Stavytsky și reprezentanți ai Exxon, Shell și Petrom, în prezența președintelui Viktor Ianukovici, anunța în septembrie anul trecut președinția ucraineană.

Proiectul are un potențial de 8-10 miliarde metri cubi de gaze pe an, potrivit datelor prezentate atunci. Volumul este echivalent cu peste jumătate din consumul anual al României.

Cine va deține drepturile în urma referendumului?

În urma evenimentelor politice recente, nu este clar dacă guvernul de la Kiev mai poate acorda licențe de explorare sau exploatare a zăcămintelor offshore din largul Peninsulei Crimeea.

Parlamentul din Crimeea a votat săptămâna trecută separarea de Ucraina și aderarea la Federația Rusă, convocând un referendum pentru data de 16 martie.

"Exxon și Shell sunt în impas din punct de vedere legal. Au un acord de explorare cu un guvern care ar putea pierde în curând jurisdicția asupra regiunii", comentează pentru Bloomberg Chris Weafer, partener la Macro Advisory, Moscova.

Andrew Swiger, senior vice president la Exxon Mobil, a afirmat săptămâna trecută, într-o prezentare pentru investitori, că grupul este în continuare interesat să obțină licențe pentru proiecte de explorare în sectorul ucrainean al Mării Negre.

Directorul general al Exxon, Rex Tillerson, a declarat săptămâna trecută că grupul nu este de partea nimănui în ceea ce privește disputa din Ucraina.

Purtătorul de cuvânt al Exxon Ucraina, Yuri Prikhodko, a refuzat să comenteze efectul referendumului din Crimeea asupra licențelor offshore ale companiei.

Kiev-ul pariază pe offshore și gaze de șist

Pentru guvernul de la Kiev, explorarea potențialelor resurse din Marea Neagră face parte din strategia de a reduce dependența țării de importurile de gaz natural din Rusia, care asigură mai mult de jumătate din consumul intern. Ucraina a intrat de asemenea în acorduri cu Shell și Chevron pentru explorarea zăcămintelor de gaze de șist. Guvernul a adoptat și măsuri de reducere a cosumului de gaze.

"A doua opțiune" presupusă de referendum, respectiv creșterea autonomiei Crimeei fără separarea de Ucraina, ar putea de asemenea să pună sub semnul întrebării statutul drepturilor comerciale asupra resurselor din apele teritoriale, consideră Richard Mallinson, analist geopolitic la Energy Aspects, Londra.

Eni, cel mai mare producător de petrol și gaze din Italia, a încheiat anul trecut un acord cu Ucraina pentru explorarea unei zone de 1.400 kilometri pătrați în largul coastei de est a Peninsulei Crimeea.

Rinat Ahmetov deține mai multe licențe de explorare în apele din jurul peninsulei Crimeea

Situația tensionată și extrem de incertă din Ucraina a eliminat, probabil, din lista de priorități ale marilor companii petroliere, proiectele de explorare din sectorul ucrainean al Mării Negre, consideră un analist de la Center for Global Energy Studies, Londra.

Serghei Tsekov, vicepreședinte al parlamentului din Crimeea, a declarat pentru Bloomberg că noul regim va respecta drepturile investitorilor, refuzând să detalieze.

Grupul DTEK, controlat de miliardarul Rinat Ahmetov, deține mai multe licențe în apele din jurul Peninsulei Crimeea. Un purtător de cuvânt al companiei a afirmat că viitorul acestor proiecte este imposibil de anticipat înainte de soluționarea crizei politice.

"Situația din Crimeea este totalmente imprevizibilă", a spus el.

Contractul semnat în octombrie 2012 de către ExxonMobil şi OMV Petrom, şi Sterling Resources Ltd. şi Petro Ventures Europe B.V. pentru drepturile de explorare şi producție de hidrocarburi din porțiunea de apă adâncă a perimetrului Midia XV (“Midia Deep”) a intrat în vigoare, în urma publicării în Monitorul Oficial, pe 28 ianuarie 2014, a Hotărârii Guvernului român nr. 43 din 22 ianuarie 2014.

Potrivit unui comunicat al OMV Petrom, publicat pe site-ul BVB, Gas Plus a optat pentru păstrarea participației sale de 15% în ambele zone, de mare şi mică adâncime, ale perimetrului Midia XV.

În urma finalizării contractului de transfer, cotele de participare în perimetrul Midia Deep sunt: ExxonMobil 42,5%, OMV Petrom 42,5% şi Gas Plus 15%.

Romgaz mai așteaptă

Conform termenilor agreați în februarie 2013, Romgaz S.A. are opțiunea de a achiziționa o participație de 10% în zona de apă adâncă a perimetrului Midia XV. Opțiunea Romgaz de a intra este declanşată de anunțul unei descoperiri comerciale în zona de apă adâncă a perimetrului Midia.

ExxonMobil va fi operatorul operațiunilor petroliere în zona de apă adâncă a perimetrului Midia care este adiacent zonei de apa adânca a perimetrului Neptun, zonă în care ExxonMobil şi OMV Petrom au anunțat o descoperire de gaze în 2012.

Nu numai românii visează la independența energetică, ci și americanii. Și nu orice american, ci chiar CEO-ul celei mari companii petroliere din lume, Exxon Mobil, Rex Tillerson.

Acesta susține că visul american de obținere a independenței energetice va deveni o realitate până în 2020.

"Cred că este realist să estimăm că Statele Unite ar putea deveni independente energetic până la sfârșitul acestui deceniu", a declarat Tillerson. "Suntem deja cel mai mare producător de gaze naturale din lume, iar anul trecut, producția de țiței a înregistrat niveluri record, nemaiîntâlnite din 1980", susține CEO-ul Exxon, citat de CNBC.

Potrivit Agenției Internaționale pentru Energie, până în 2016, SUA va depăși nivelul de producție al Arabiei Saudite, urmând a deveni cel mai mare producător de petrol din lume, ca urmare a boom-ului înregistrat în producția de petrol de șist.

În octombrie 2013, producția internă de țiței din SUA au depășit importurile, pentru prima dată în aproape două decenii.

Potențialul de șist al Chinei, mai mare decât cel al SUA

De revoluția tehnologiei de exploatare a șisturilor ar putea beneficia, potrivit lui Tillerson, nu numai SUA, ci și China. 

Potrivit CEO-ului Exxon, rezervele de șist din China ar putea fi chiar mai mari decât cele ale Statelor Unite, ănsă geologia mai complicată a statului asiatic ridică o serie de provocări.

"Potrivit oricărei evaluări geologice, rezervele de șitst ale Chinei sunt mai mari decât cele ale SUA. Cu toate acestea, există o serie de caracteristici ale rezervelor Chinei de gaze de șist care fac exploatarea lor deosebit de dificilă", a spus CEO-ul Exxon.

"Cele mai multe dintre aceste formațiuni sunt îngropate mult mai adânc decât sunt în America. Multe dintre ele sunt în zone îndepărtate, care nu beneficiază de infrastructura necesară pentru a sprijini dezvoltarea lor, iar altele în zonele în care disponibilul de apă necesar lipsește cu desăvârșire" a adăugat Tillerson. Gazele de șist pot fi extrase prin procesul tehnologic cunoscut sub numele de fracturare hidraulică, proces ce necesită un volum ridicat de apă.

Exxon Mobil a încheiat un parteneriat cu o companie chineză de stat de petrol pentru a studia pentru a testa potențialul de șist în China. Cu toate acestea, Tillerson spune că activitatea firmei este în stadii incipiente de evaluare.

"Diverse companii (occidentale) colaborează cu corporații publice petroliere chineze pentru a realiza potențialul productiv al rezervelor de hidrocarburi de șist al Chinei, pentru a calcula costurile la care acestea pot fi exploatate și a estima ce infrastructura este necesară în acest sens", a explicat Tillerson.

SUA au devansat Arabia Saudită la producția de produse petroliere

Dacă se iau în calcul toate produsele petroliere, SUA s-a situat în septembrie 2013 pentru a 11-a lună consecutivă, începând din noiembrie 2012, pe primul loc în topul global al producției. Producția totală de petrol (țiței și alte produse petroliere lichide, cum ar fi gazele naturale lichefiate și produsele petroliere rafinate), a SUA s-a situat în septembrie la 12,86 milioane de barili pe zi, depășind producția de petrol a Arabiei Saudite, de 12,03 milioane de barili pe zi. În perioada 2004-2008, înainte de declanșarea boom-ul de șist din SUA, Arabia Saudită producea în medie 20-30% mai mult petrol decât SUA.

Revoluția tehnologiei expoatării hidrocarburilor de șist din Statele Unite ale Americii (SUA) a avut un beneficiar evident, consumatorul, însă ceilalți potențiali beneficiari, investitorii, au fost nevoiți să se mulțumească cu randamente modeste, la jumătatea celor oferite de piața de capital.

Cel puțin aceasta este concluzia unei analize făcute de Financial Times, axată exclusiv pe piața americană. Adevărul este însă că nu numai companiile de petrol și gaze americane au evoluat sub media piețelor bursiere, ci și cele europene, chinezești sau canadiene, precum Statoil sau Talisman, care au înregistrat în medie o evoluție cu 25 de puncte procentuală mai redusă decât indicele S&P 500.

Boom-ul gazelor de șist i-a îmbogățit pe cei care au fost suficient de inteligenți sau norocoși pentru a intra pe această piață încă de la începuturile ei. Și alți investitori, intrați mai târziu, dar care au pariat pe companii axate în special pe componenta de petrol a industriei, și nu cea de gaze, precum Continental Resources, EOG Resources, Pioneer, Concho, Cimarex, au beneficiat de pe urma revoluția tehnologiei fracturării hidraulice și a forării orizontale. Chiar și cei care au optat pentru companii cu activitate în exploatarea gazelor la costuri de producție extrem de reduse, precum Cabot și Range, și-au văzut banii investiți multiplicați peste nivelul mediei pieței.

Consumatorii, principalii beneficiari

Cu toate acestea, la nivel global, companiile din domeniul explorării și producției din SUA au făcut progrese spectaculoase în dezvoltarea producției, însă nu au reușit le transforme într-un nivel de profitabilitate stimulant pentru investitori.

Situația nu este însă una nouă. De obicei, de astfel de salturi în evoluția tehnologică beneficiază în primul rând consumatorii și, abia în al doilea rând investitorii. Astfel de salturi tehnologice implică externalități pozitive care cu greu pot fi internalizate de companii (cu costuri uriașe ce fac neatractivă internalizarea lor). În general ele conduc la o majorare a producției, care, dacă nu este dublată de o micșorare a costurilor de producție, au ca principal beneficiar consumatorul, prin micșorarea prețurilor, și nu producătorul sau investitorul, prin majorarea prețurilor acțiunilor respectivei companii.

Avans de 400% în primii 5 ani, de 16% în ultimii 5

Boom-ul exploatărilor care utilizează tehnologia fracturării hidraulice și cea a forării orizontale a fost inițiat în urmă cu un deceniu, după ce Devon Energy a achiziționat compania revoluționarului George P. Mitchell. Potrivit Financial Times, această perioadă poate fi împărțită în două. Prima, cea cuprinsă între 2002 și 2007, în care indicele de explorare și producție al S&P 500 s-a majorat cu 400%, față de media de creștere a indicelui S&P 500 de doar 27%.

Cea de-a doua perioadă, cea dintre 2008 și 2013, este marcată de o evoluție sub așteptări a indicelui de explorare și producție, de doar 16%, în timp ce indicele general S&P 500 a avansat cu 27%.

Industria, victima propriului succes

Explicația găsită de Financial Times este aceea că industria a fost victima propriului său succes. Oferta abundentă de gaze a condus la o scădere abruptă a prețurilor, care, chiar și în actuala tendință de revenire, cauzată de iarna extrem de dură din SUA, se află la un nivel de trei ori mai redus decât cel înregistrat în 2008.

Și prețul petrolului West Texas Intermediate (WTI - benchmark-ul pe piața americană) a rămas la un nivel relativ constant în ultimii trei ani ca urmare a majorării producției SUA. În absența acesteia, probabil că prețul internațional al petrolului s-ar fi majorat, ca urmare a evenimentelor din Libia, a problemelor cu care se confruntă Irak-ul și a embargoului impus Iranului.

Ca urmare a scăderii prețurilor, în special companiile care erau mai dependente de producția de gaze, și-au șubrezit pozițiile financiare. Chesapeake Energy și Encana, de exemplu, au fost nevoite să-și vândă din active și să-și reducă din cheltuielile de capital. Companiile care s-au concentrat pe producția de petrol au evoluat mult mai bine, însă și în cazul lor profitabilitatea a avut de suferit. Chiar și EOG, una dintre poveștile de succes ale industriei, a înregistrat o rată a rentabilității capitalului de doar 12% anul trecut. Exxon Mobil, cel mai performant membru al clubului producătorilor de petrol și gaze a reușit să obțină o rată a rentabilității capitalului de 24,5% în 2012.

Cheltuielile de capital, peste cash-flow-ul generat

Aceste rezultate au dat apă la moară criticilor tehnologiei de șist, care consideră că rentabilitățile reduse demonstrează faptul că aceasta este o nouă bulă, care se va sparge inevitabil. Cheltuielile de capital ale sectorului de explorare și producție sunt de ani buni mai mari de cash-flow-ul generat și au fost finanțate fie prin vânzări de active, fie prin emisiuni de obligațiuni sau prin îndatorare. Dacă aceste ultime canale de finanțare se vor închide, industria ar sucomba rapid, susțin criticii.

Totuși, acest pericol este departe de a fi iminent. Analiștii de la Bernstein Research consideră că raportul venituri/cheltuieli este încă unul confortabil, cheltuielile de capital fiind cu numai 1% mai mari decât cash-flow-ul generat în trimestrul al treilea al lui 2013.

Exxon, marele câștigător al bătăliei prețurilor?

Totuși, investitorii în noua tehnologie au motive de temere. Prețurile petrolului și gazelor se află în prezent sub o presiune ca urmare a estimărilor de majorare a producției în SUa și la nivel global. O reducere a acestora ar putea coduce la o înrăutățire a situației industriei de șist din SUA. Înrătățire de care ar putea profita, consideră Financial Times, gigantul american Exxon, care a ratat startul revoluției tehnologiei de șist. Dată fiind puterea financiară a acestuia, el ar putea achiziționa active și companii independente care ar urma să sufere în urma unei evoluții defavorabile a prețurilor.

Protecționismul SUA afectează profitabilitatea industriei

Ceea ce uită să precizeze Financial Times este faptul că situația din SUA este una specială, fiind rezultatul unei politici protecționiste care datează de decenii bune. Interdicțiile impuse în anii '70, din timpul embargoului impus statelor arabe, la exportul de petrol și gaze. Protecționismul comercial american, dublat de majorarea producției ca urmare a utilizării noii tehnologii, a făcut ca prețurile la gaze în special, dar și la petrol (WTI s-a tranzacționat anul trecut la un discount considerabil raportat la benchmark-ul european și internațional, Brent), din SUA să se micșoreze considerabil. Dacă SUA și-ar fi deschis piața exporturilor, de revoluția tehnologiei de șist ar fi beneficiat nu numai consumatorul american, ci și cel european sau asiatic. Iar reducerea prețurilor din SUA ar fi fost mai mică, ceea ce s-ar fi transpus în rentabilități mai ridicate pentru investitori.

În prezent, în Statele Unite se dă o bătălie politico-economică în vederea liberalizării exporturilor la petrol și gaze. De partea liberalizării se află industria de explorare și producție și adepții liberalismului economic. 

Împotriva liberalizării se pronunță în special politicienii, care se tem de efectele unei majorări a prețurilor la gaze, benzină și motorină, asupra propriilor șanse de realegere, dar și ecologiștii, care susțin că o profitabilitate mai ridicată implică noi investiții în această industrie pe care o consideră dușmanul public număru 1 al planetei.

Chiar dacă se plâng de modificarea legislației cu privire la sprijinirea producției de energie regenerabilă, companiile care activează pe această piață în România par a fi dispuse să își continue dezvoltarea. Ultimul exemplu, GDF Suez, care deși își lichidează la nivel global business-uri  "verzi" de aproximativ 600 de milioane de euro, în România face majorare de capital.

Ziarul Financiar susține că GDF SUEZ Energy România, parte a gru­pului franco-belgian GDF SUEZ, a majorat cu 150 milioa­ne de lei (34 milioane de euro), la 154 milioane de lei, capitalul social al dezvoltatorului de parcuri eoliene Alizeu Eolian din Buzău, pe care l-a cumpărat anul trecut.

Agerpres prezintă un interviu cu însărcinatul cu afaceri al Kazahstanului în România, Talgat Kaliyev, care afirmă că "poziția geostrategică a României, calitatea sa de membru al Uniunii Europene reprezintă factori cheie în strategia Kazahstanului de a-și extinde și consolida pozițiile pe piața energetică europeană. Rompetrol, parte a companiei naționale KazMunaiGas, deține deja o cotă semnificativă pe piețele energetice din România, Bulgaria, Serbia, Ucraina, Turcia și Franța, datorită faptului că principalele sale instalații de producție, mai exact Rompetrol Rafinare, sunt amplasate în Năvodari, pe teritoriul românesc. Propunerea făcută de guvernul meu a fost foarte clară: să furnizeze gaz României prin conducta South Stream. Cred că în acest moment este cea mai realistă și profitabilă propunere".  

Economica.net traduce mesajul oficialului kazah: Dacă se rezolvă „subiectul Rompetrol“, Kazahstanul va crește investițiile în România, bazându-se pe afirmațiile acestuia potrivit cărora, deși subiectul "creanței" Rompetrol "este un subiect pur comercial definit de cererile pieței", "odată rezolvat, va fi deschisă poarta pentru noi investiții. Este o așa-numită situație de win-win. Nimeni nu pierde, toți câștigă".

Aceeași agenție de presă, Agerpres anunță că Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) a încheiat un act adițional la acordul cu OMV Petrom și ExxonMobil pentru perimetrul Neptun din Marea Neagră, pentru ca lucrările de explorare să fie urgentate, a declarat Gheorghe Duțu, președintele ANRM. 'Guvernul a aprobat acest act adițional în ultima ședință (din 30 iulie - n.r.). Actul adițional a fost încheiat la solicitarea celor de la Petrom', a spus Duțu. 

Dacă Exxon vrea să urgenteze investițiile, potrivit Mediafax, Chevron, a doua mare companie energetică la nivel mondial după capitalizarea de piață, a înregistrat un declin de 26% al profitului net în trimestrul doi, cel mai amplu din ultimii patru ani, la 5,37 miliarde dolari, și a ratat așteptările analiștilor din cauza scăderii prețurilor și producției, așa cum scria Energy Report încă de săptămâna trecută.

Tot Mediafax anunță că fostul deputat PDSR Gabriel Bivolaru a fost reținut, astăzi, de procurorii constănțeni, alături de mai multe persoane, fiind suspectat de furt de produse petroliere, evaziune fiscală și spălare de bani, potrivit unor surse judiciare. Gabriel Bivolaru și celelalte persoane suspectate în acest caz au fost prinși de polițiștii din Constanța în noaptea de dumincă spre luni, în urma unui flagrant, pentru oprirea lor oamenii legii trăgând mai multe focuri de armă, au spus sursele citate.

Revoluția hidrocarburilor din Statele Unite ale Americii (SUA), cu un nivel al producției aflat la maximul ultimelor decenii, se pare că nu i-a favorizat pe cei doi giganți din domeniu de peste ocean, Exxon Mobil și Chevron.

Cele două companii americane înregistrează cheltuieli fără precedent de miliarde de dolari, majoritatea reprezentând investiți în domeniul explorării gazelor de șist sau offshore, însă în ceea ce privește rezultatele, acestea lasă de dorit.

Producția de hidrocarburi a Exxon și Chevron este în scădere, fiind mai mică decât cea înregistrată în urmă cu trei ani, susține Wall Street Journal. Numai anul trecut, producția de petrol și gaze Exxon a scăzut cu 6% fata de 2011, la 4,2 milioane de barili pe zi. Producția Chevron a scăzut cu 2,4%, la 2,6 milioane de barili pe zi. Rezultatele celor doi giganți contrazic tendința înregistrată la nivel global, unde producția de petrol a crescut cu 12% în ultimul deceniu. Prețul internațional al petrolului a crescut și mai spectaculos, triplându-se din 2003 până în prezent, la un nivel de peste 100 de dolari barilul. Teoretic, noile prețuri avantajează companiile mari, care pot beneficia de fluxuri de numerar mai ridicate și pot investi în tehnologie. Însă investițiile celor doi giganți se pare că nu au dat roade, noile zăcăminte descoperite fiind extrem de greu de exploatat din puct de vedere tehnologic și și mai dificil din punct de vedere comercial.

Costuri de producție majorate cu 41%!

Costurile Chevron de a produce un baril de petrol sau echivalentul în gaze naturale au crescut cu 41% începând cu anul 2010, în timp ce în cazul Exxon ele s-au majorat cu 23,5% în aceeași perioadă.

Barclays Capital estimează că profitul global al Exxon din activitatea de explorare și producție de petrol și gaze se va micșora cu 17% în al doilea trimestru față de perioada similară a anului trecut în pofida unei creșteri de 24% a profitului din producția SUA. Pentru a inversa acest declin, Exxon cheltuiește 38 de miliarde de dolari în acest an pentru a încerca să-și majoreze producția cu un milion de de barili de petrol și gaze naturale până în 2017, ceea ce ar putea ridica producția cu 14% față de cea înregistrată anul trecut.

Chevron, care înregistrează o cifră de afaceri la jumătatea Exxon, investește o sumă similară pentru a-și majora producța cu 26% în următorii patru ani.

Chevron și Exxon, la munte și la mare

Cele două companii sunt prezente și pe piața românească. Exxon Mobil Exploration and Production Romania Limited, filială a companiei americane Exxon Mobil, a început împreună cu OMV Petrom, în decembrie 2011, forajul într-un perimetru petrolier din Marea Neagră aflat în concesiunea companiei româneşti. ExxonMobil Exploration and Production România pregăteşte pentru următorii doi ani investiţii de până la 1,23 miliarde de dolari în foraj petrolier şi lucrări adiacente în Marea Neagră.

Chevron a început să facă explorări în Romania în anul 2010. În anul respectiv, Chevron a primit licențe pentru trei blocuri pe uscat situate în regiunea Constanţa din Sud Estul Romaniei – perimetrele 17, 18 și 19. În martie 2012, Chevron a obținut concesiuni pentru aceste perimetre pe care le deține și le operează. Perimetrele acoperă o suprafață de aproape 2.700 km pătrați. În februarie 2011, Chevron a achiziționat concesiunea EV-2 în Bârlad pe care o deține și operează. Terenul concesionat în nord-estul țării acoperă o suprafață de aproape 6,350 km pătrați.

Doi dintre giganții petrolieri din Statele Unite ale Americii (SUA), ExxonMobil și ConocoPhillips, au raportat pe primul trimestru al acestui an cifre de afaceri și un nivel al producției similare celor din aceeași perioadă a anului trecut, evoluția prețurilor la petrol și gaze naturale împidicându-le să-și majoreze activitățile în acest domeniu.

Cu toate acestea, Exxon, cea mai mare companie americană din punct de vedere al capitalizării bursiere, a raportat o majorare cu 1% a veniturilor înregistrate după plata taxelor, acestea ajungând la 9,5 miliarde de dolari. Exxon a fost în 2012 și cel mai mare contribuabil american, achitând numai 31,05 miliarde numai în dreptul impozitului pe profit, sumă echivalând cu o taxă efectivă de impozitare de 39,4%. Conoco, gigant aflat pe locul șase în topul marilor contribuabili americani, cu 7,94 miliarde de dolari achitate drept impozit pe profit în 2012 (rată efectivă de impozitare de 51,5%), a raportat o scădere a veniturilor pe primul trimestru cu 2%, până la un nivel de 1,75 miliarde de dolari.

Explicația creșterii veniturilor Exxon, nu vine din sectorul de explorare și exploatare, ci din cel de rafinare și de produse chimice care au beneficiat de pe urma ieftinirii țițeiului și gazului natural. Veniturile din sectorul upstream, însă, au scăzut cu 10% la 7,04 miliarde de dolari ca urmare a reducerii cu 1,2% a producției, până la 4,4 milioane de barili pe zi. Câștigurile rafinăriile Exxon din SUA au crescut cu 72%, ajungând la 1,04 miliarde de dolari, în timp ce cele din activitatea de petrochimie cu 74%, echivalentul a 752 milioane de dolari.

Potrivit Financial Times, chiar dacă producția sa a șchiopătat, Exxon a reușit să genereze destul cash pentru a majora dividendele acordate cu 21% față de cele corespunzătoare anului trecut, la 57 de cenți, și totodată să-și răscumpere de pe piață acțiuni în valoare de 5 miliarde de dolari în primele trei luni ale anului.

Producția Conoco s-a majorat cu 1,2%, până la un nivel de 1,56 milioane de barili de echivalent pe zi, chiar dacă veniturile au scăzut. 

Profitul PetroChina în scădere cu 8%

PetroChina Co. (PTR), cea mai mare companie petrolieră chineză listată în funcție de capacitatea de producție, a anunțat o scădere cu 8% a profitului net pe primul trimestru față de aceeași perioadă a anului trecut, ca urmare a nivelului redus al prețului țițeiului și al pierderilor înregistrate în activitatea de rafinare și de petrochimie. Profitul net al PetroChina a fost de 36,02 miliarde yuani (5,8 miliarde de dolari), în scădere față de cifra înregistrată în trimestrul întâi al anului trecut, de 39,15 miliarde de yuani. Cifra de afaceri în schimb s-a majorat cu 3%, de la 525,6 la 540,3 miliarde yuani. Totodată, PetroChina a anunțat o majorare a producției de țiței cu 1,8%, la 231 milioane de barili și o reducere cu 2,3% a prețului obținut pe baril, de 103,08 dolari.

Sinopec a anunțat o majorare a profitului cu 25%

Sinopec (China Petroleum & Chemical Corp.'s  - SNP) a anunțat în schimb o creștere de 25% a profitului net pe primul trimestru ca urmare a îmbunătțirii activității de rafinare. Profitul net înregistrat de Sinopec pe primele trei luni a fost de 16,7 miliarde de yuani (2,7 miliarde de dolari) în creștere față de nivelul de 13,4 miliarde de dolari în perioada similară a anului trecut. Sinopec a procesat 58,7 milioane de tone de țiței în primul trimestru, cu 5,9% mai mult decât în primele trei luni ale lui 2012. prețul la care a vândut țițeiul a scăzut la 98,83 de dolari pe baril, de la 106,1 dolari pe baril în primul trimestru al lui 2012.

{jathumbnailoff}

Naționalismul economic are puseuri de expansiune extrem de puternice pe vremuri de criză. În general, statele când se confruntă cu o criză, în special cu una financiară, care afectează bunăstarea contribuabililor electori, a finanțelor publice, dar și creditarea sectoarelor economice, apelează la măsuri protecționiste, la subvenționarea economiilor autohtone, la introducerea de tarife vamale și la restricționarea liberei circulații a forței de muncă și a bunurilor, în speranța că aceste măsuri vor aduce mai multe voturi partidelor aflate la putere. Considerentele economice pică pe plan secund, principalul scop al celor care introduc astfel de măsuri fiind cumpărarea bunăvoinței contribuabililor, fie ei persoane fizice care votează, fie persoane juridice care finanțează.

În România, portdrapelul acestei mișcări este Ziarul Financiar și economiștii pe care-i publică în mod curent. Aceștia condamnă dacă nu privatizările în general, atunci cel puțin pe cele din sectoarele strategice, precum cel energetic. Ei susțin de altfel un punct de vedere cel puțin contradictoriu, companiile din sectorul energetic ar fi trebuit păstrate în portofoliul de active ale statului din două motive: primul - ar fi contribuit cu mai mulți bani la buget pentru a finanța proiecte sociale, cel de-al doilea - ar fi permis ieftinirea energie cel puțin pentru populație, dar și pentru celelalte "companii strategice".

O altă aripă a gândiri economice autohtone pornește de la realitățile economice mondiale și susține că în condițiile în care statele dezvoltate își subvenționează sectoarele economice, cele emergente, precum România, n-au nicio șansă decât să facă același lucru, și încă mai agresiv, cu sectoarele sale. Dan Șelaru și-a asumat responsabilitatea să prezinte acest punct de vedere. Lui i-au răspuns, cel puțin din punct de vedere teoretic, Bogdan Glăvan, Florin Cîțu și Lucian Davidescu.

Intervenționismul nu vine niciodată singur

Ce ignoră atât reprezentanții naționalismului economic dur, din prima categorie, cât și realiștii, din cea de-a doua categorie, este faptul că intervenționismul nu este niciodată unul punctual. O subvenție nu vine niciodată singură, ea atrage după sine o serie de alte alte intervenționisme, menite a "repara" efectele colaterale ale primei intervenții. Să luăm cazul subvențiilor reprezentate de fondurile europene acordate sectorului privat. Dacă ar fi rămas fără legislație complementară o astfel de subvenționare ar fi dezavantajat companiile din statele dezvoltate. Drept urmare, accesarea fondurilor de către companiile din statele emergente a fost dublată de o serie de condiționalități menite să compenseze avantajul competitiv obținut prin accesarea acestora. Așa că, simultan cu subvențiile, Occidentul a exportat către statele emergente și excesul de reglementare (standarde de calitate, de mediu, de protecție a muncii etc, cu costuri mult mai mari și prohibitive - ceea ce face ca intrarea pe piață să fie extrem de dificilă). Acesta este motivul pentru care piețele din statele emergente sunt în general mai oligopoliste decât cele din Occident, care, în faza lor incipientă nu s-au confruntat cu astfel de probleme, dar și pentru care economiile informale sunt mai dezvoltate (alta soluție de supraviețuire nu există). Ca să nu mai vorbim de faptul că, pentru a co-finanța accesarea de fonduri europene, băncile au fost constrânse să adopte aceleași standarde.

Companiile de stat diminuează, nu majorează veniturile bugetului

Argumentul păstrării companiilor energetice în proprietatea statului este însă cel puțin bizar, mai ales că vine din partea unor economiști, chiar a unor profesori de economie, cum le place să fie numiți. El este susținut cu tărie în pofida realității. Singura companie de stat (și aceea parțial) profitabilă este Statsoil. Celelalte mari companii de stat din domeniul energetic la nivel mondial sunt fie chineze, fie rusești, și beneficiază de pe urma politicilor monopoliste impuse de autorități. Beneficiază însă cu costul profitabilității, mult mai redusă decât cea a Exxon, Chevron sau BP, de exemplu. Iar profitabilitatea mai redusă micșorează și veniturile la bugetul statului respectiv, unul dintre motivele pentru care economiștii susțin naționalizarea companiilor din energie. În acest timp, companii private, precum Exxon sau Chevron se află pe primele două locuri în ceea ce privește veniturile din impozitul pe profit încasat de statul american, cu 31,05 miliarde de dolari plătite în 2012 de Exxon și 20 de miliarde, achitate de Chevron. Apple, cea mai valoroasă companie din lume de-a lungul întregului an, se află doar pe locul al treilea cu 14,21 miliarde de lei, impozit pe profit achitat statului american. Taxa efectivă de impozitare a Exxon a fost de 39,4%, cea a Chevron de 43,2%, în timp ce cea a Apple de doar 25,4%. În pofida opiniei economiștilor dragi ZF-ului, realitatea arată că păstrarea companiilor energetice în proprietatea statului le face mult mai ineficiente, ceea ce conduce la o micșorare, nu la o majorare a veniturilor statului. Pe lângă profitabilitatea în scădere, la ineficiența acestora contribuie căpușarea lor inevitabilă de alte companii ale sponsorilor politici și, mai ales, politica de subvenționare a energiei pentru populație și pentru ceilalți "campioni naționali". Această politică poate funcționa doar pe termen scurt. Pe termen lung, diminuarea veniturilor statului ca urmare a ineficienței companiilor energetice limitează capacitatea de subvenționare a acestuia. Nu poți subvenționa energia pe plan intern decât cu costul majorării consumului autohton, al diminuării exporturilor, al micșorării veniturilor publice și al majorării deficitului bugetar.

OPEC are nevoie de un preț de 110 de dolari pe baril pentru a continua subvenționarea internă a combustibililor

Cel mai bun exemplu în acest sens, pentru a le face pe plac realiștilor, vine de la Organizația Statelor Exportatoare de Petrol (OPEC). Cartelul care timp de aproape două decenii a dictat prețul petrolului la nivel global a pierdut controlul acestuia. Motivul: subvenționarea masivă a prețurilor pe plan intern, dublată de explozia demografică, a condus la majorarea consumului intern și la micșorarea exporturilor, ceea ce pune în pericol execuția bugetară a statelor membre. 

Potrivit Financial Times, un singur stat ar putea avea puterea de a opri actuala tendință de depreciere a petrolului, Arabia Saudită. Numai că saudiții, și aliații lor din OPEC, par a fi pierdut control prețului petrolului, pe care cartelul l-a deținut mai multe decenii.

Pentru a păstra prețul țițeiului la 110 dolari pe baril este nevoie de o reducere a producției zilnice a Arabiei Saudite cu 1,5-2 milioane de barili. Numai că acest lucru ar însemna venituri din export mai reduse, venituri menite a acoperi subvenționarea consumului intern, aflat în creștere exponențială, direct proporțională cu creșterea exponențială a populației statului arab.

Populația Arabei Saudite s-a majorat de la mai puțin de 10 milioane de locuitori la finele anilor '70 la peste 25 de milioane astăzi. Iar majoritatea populației este neproductivă, milioane dintre saudiți trăind pe spinarea celui mare stat asistențial din  lume. Chiar dacă nu produc mai nimic, ei consumă extrem de mult, mai ales când vine vorba de energie. Un galon de benzină costă în Arabia Saudită 61 de cenți.

Potrivit Arab Petroleum Investments Corp. (Apicorp), Arabia Saudită, cel mai mare producător OPEC, are nevoie de un preț de 94 de dolari pe baril pentru a-și echilibra execuția balanța bugetară. Irakul stă mult mai rău, prețul țițeiului la care excel-ul ministerului de finanțe de la Bagdad s-ar închide este de 125 de dolari pe baril, de două ori mai mare decât cel la care și-ar rezolva Quatar-ul problemele bugetare.

Venezuela: statul cu cele mai mari rezerve de petrol plătește anual 7,2 miliarde de dolari pentru a importa combustibili

Un alt exemplu de efecte colaterale dezastruoase care însoțesc subvențiile autohtone este cel al Venezuelei. Un galon de benzină costă 5,8 cenți, iar la cursul informal, după care se realizează majoritatea tranzacțiilor în statul sud-american, el este și mai redus, undeva între 0,4 și 1,5 cenți. Și asta în condițiile în care celelalte prețuri cresc într-un ritm galopant. Moody's anticipează o rata a inflației pentru a cest an de 28%.

Benzină și motorină ieftină pentru populație, dar și pentru statele camarade pe drumul către realizarea unei societăți multilateral dezvoltate, a fost politica economică pe baza căreia fost lider venezuelean Hugo Chavez și-a construit popularitatea atât la nivel intern, cât și regional. Cum însă nu există nimic gratis pe această lume, populația Venezuelei a trebuit și va trebui să plătească prețul "bunăvoinței" liderului său maxim. Motivul: subvenționarea combustibililor a condus la o diminuare drastică a veniturilor "campionului național" PDVSA, care a afectat investițiile acestuia și implicit nivelul de producție. Astfel, producția de țiței a Venezuelei este cu pătrime mai mică decât cea din 1998, anul în care Chavez a preluat puterea. În același timp, prețul redus a majorat consumul intern de combustibili cu numai puțin de 65%. Comparativ cu vecinii lor columbieni, unde prețurile se aliniază celor internaționale, consumul pe cap de locuitor este de 7 ori mai ridicat. Veniturile reduse de subvenționarea masivă a combustibililor au afectat nu numai sectorul de explorare și exploatare, ci pe cel de rafinare. Investițiile în acest sector au fost eliminate din lipsă de bani, ceea ce face ca paradoxal, Venezuela să fie statul cu cele mai mari rezerve de petrol nevoit însă să importe benzină. Un economist venezuelean, citat de Wall Street Journal, estimează că statul sud-american a cheltuit numai puțin de 7,2 miliarde de dolari pe importul de combustibili în 2012. Potrivit datelor oficiale, SUA a exportat în Venezuela numai puțin de 197.000 de barili pe zi de benzină și alte produse rafinate în decembrie 2012.

Agenția Internațională a Energiei (IEA) a calculat costurile aduse de subvenționarea produselor petroliere economiei Venezuelei, prin raportarea prețurilor actuale la cele care ar fi fost în cazul în care prețurile n-ar fi fost controlate politic. A rezultat o sumă considerabilă: de 27 miliarde de dolari în 2011, echivalentă a 8,6% din PIB-ul Venezuelei. În comparație, Venezuela, cheltuiește cu sănătatea 3,25% din PIB și cu educația 5,1% din PIB. Reducerea producției, cea a capacității de rafinare, majorarea consumului intern și micșorarea exporturilor - roate acestea sunt rezultatul subvenționării combustibililor pe plan intern, ceea ce face ca paradoxal, deși este unul dintre cei mai mari exportatori de petrol, statul venezuelelean să fie lovit o lipsă acută de lichidități. Deficitul bugetar din 2012 al Venezuelei a ajuns la 12% din PIB!

Eliminarea subvențiilor ar reduce poluarea cu 10% până în 2050

Venezuela nu este singură pe acest drum al populismului economic. Multe state preferă să cumpere bunăvoința cetățenilor prin subvenționarea prețului combustibililor. Potrivit IEA costul total cu subvenționarea politicilor din sectorul de petrol și gaze la nivel mondial a fost în 2011 de 523 miliarde de dolari. Liderii absoluți sunt statele din Orientul Mijlociu, urmate de China și India. Fondul Monetar Internațional (FMI) avansează, într-un studiu recent, o cifră similară, de 481 de miliarde de dolari.

Pe lângă eliminarea efectelor colaterale extrem de dăunătoare asupra economiilor respectivelor state, prin realocarea defectuoasă și ineficientă a resurselor, eliminarea subvențiilor din acest sector ar conduce și la o regândire a unei alte politici intervenționiste, cea a diminuării emisiei de gaze cu efect de seră. Un studiu OECD susține că eliminarea acestor subvenții ar contribui la reducerea acestor gaze cu 10% până în 2050, ceea ce ar conduce la micșorarea subvențiilor acordate industriilor "verzi" și la diminuarea prețului energiei.

{jathumbnailoff}

Evoluția dezastruoasă a acțiunilor Apple din ultima jumătate de an a transformat compania din californiană din motorul bursei americane într-o adevărată frână și a condus la detronarea sa de pe poziția de regină a NYSE de către gigantul petrolier Exxon Mobil Corp.

Ieri, acțiunile Apple au atins minimul ultimelor 12 luni, pierzând 5,5% și încheind ziua la 402,6 dolari pe acțiune. Asta după ce câteva momente a căzut pentru prima dată din 2011 chiar și sub nivelul de 400 de dolari. Compania californiană a pierdut din septembrie 2012, când a înregistrat cotația maximă de 702,10 dolari, și până astăzi numai puțin 40%.

Declinul de ieri este pus de Financial Times pe seama ultimelor rapoarte care arată o lentoare în lansarea de noi produse. În această săptămână unul dintre furnizorii cei mai importanți ai Apple, Cirrus Logic Inc., care furnizează cip-urile audio pentru iPhone și iPad, a anunțat o scădere a vânzărilor ca urmare a faptului că unul dintre clienții săi, pe care n-a vrut să-l numească s-a orientat către alte componente. Analistul Peter Misek de la Jefferies & Co. susține că anunțul Cirrus sugerează o scădere a vânzărilor Apple în perioada aprilie-iunie, ca urmare a faptului că este improbabil ca Apple să mai lanseze noul iPad mini sau noua generație de iPad până la finalul trimestrului, așa cum s-a întâmplat în fiecare din ultimii trei ani.

Liderii pierd, S&P 500 câștigă

Interesant este însă că Apple a fost detronată de o companie care la rândul său a înregistrat atât ieri, cît și de la începutul anului, scăderi ale cotațiilor. Exxon Mobil Corp a pierdut ieri 0,61%, iar de la începutul anului acțiunile Exxon au scăzut cu 0,5%. Un declin mult mai mic însă decât cel de 25% înregistrat de Apple de la începutul lui 2013.

Și mai interesantă este evoluția bursei în ansamblu, care în pofida faptului că liderii săi scad, își vede înainte de treabă, nestingherită. Indicele S&P 500 s-a apreciat în acest an cu 9%.

Potrivit Wall Street Journal, situația poate fi descrisă în două moduri: fie indexul ar fi fost la un nivel net superior dacă și cei doi lideri și-ar fi făcut treaba și-ar fi contribuit la apreciere, fie actualul actuala evoluție a bursei este nesustenabilă în condițiile în care cele două companii continuă să piardă teren.

Google Inc. ocupă poziția a treia

Încă de la începutul anului, cele două companii s-au concurat aprig pentru prima poziție. Însă trend-ul de depreciere al Apple este evident, în timp ce evoluția Exxon a fost mai degrabă una de stagnare. De-a lungul lui 2012, Apple a fost regina necontestată, la fel cum se poate spune de Exxon în perioada 2006-2011.

Topul celor mai valoroase companii listate este completat de Google Inc., Berkshire Hathaway Inc., Wal-Mart Stores Inc., Microsoft Corp, General Electric Co. și IBM.

Exxon este prezentă și în România, unde, alături de cei de Petrom, au efectuat explorări în perimetrul Neptun din Marea Neagră. În luna februarie a anului trecut, cele două companii au anunţat o descoperire semnificativă de gaze în urma forării sondei Domino-1, estimările preliminare plasând zăcământul de gaze naturale la 42-84 miliarde metri cubi. Potrivit Petrom,"evaluarea suplimentară a rezultatelor sondei Domino-1 a permis o estimare iniţială preliminară a producţiei de gaze potenţiale dintr-o dezvoltare viitoare a Domino de aproximativ 630 milioane picioare cubice (17,8 milioane metri cubi - n.r.) pe zi".

{jathumbnailoff}

Subvențiile într-o economie au darul de a destabiliza raportul dintre cerere și ofertă, afectând prețurile, profitabilitatea, cotele de piață și investițiile într-un sector economic, stabilind totodată o nouă ordine artificială a actorilor în piață. În plus, ele au marele dezavantaj ca, odată introduse, să fie foarte greu eliminate. În loc să concureze economic, prin strategii, implementare de tehnologie și politici de prețuri, comaniile din domeniu concurează politic, alocându-și o mare parte din resurse obținerii bunăvoinței legislatorului. Cine obține cele mai mari subvenții câștigă, este principiul după care se ghidează o industrie subvenționată. Subvenția pentru energia regenerabilă nu face excepție, dimpotrivă! Dovadă: Transelectrica vrea și ea să beneficieze de certificate verzi.

"Dacă investitorii în energie regenerabilă tot primesc bani pe care se grăbesc să-i exporte, ar putea să dea un certificat pentru Transelectrica, pentru investiţii în reţea, sau altora pentru investiţii în centrale. Toate sunt spre binele lor, pentru că sistemul este aproape de limită, iar investiţiile necesare se ridică la 600 de milioane de euro. Din păcate nu prea stăm bine cu programul de dezvoltare. Fără investiţii nu vom putea creşte ponderea energiei verzi preluate", a spus ieri Octavian Lohan, directorul general adjunct al Transelectrica, citat de Ziarul Financiar.

În ultima săptămână, președintele Traian Băsescu și-a adus aminte că a câștigat două mandate promițând că va fi un președinte-jucător. Așa că a decis să se implice în procesul de prin care primăria Constanței ar putea deveni acționar majoritar la Portului Constanța, având în vedere importanța proiectelor energetice şi militare care presupun tranzitul prin acest port. "Mi-e greu să văd că unul care stă mai mult cu domnişoare dezbrăcate prin Mamaia, se îmbracă în tot felul de armuri, când o face pe papuaşul, când pe apaşul, mi-e foarte greu să îl văd discutând cu generalii de la NATO chestiuni serioase legate de tranzitul de armament, de muniţie, de trupe. Mi-e greu să îl văd discutând cu Exxon, dacă le spune să îl caute la Bamboo în discotecă. «Deci vedeţi că şeful e la Bamboo, e acolo cu nişte sirene ieşite din Marea Neagră». Cred că am fi noi neserioşi să trimitem Exxon, NATO... Poate eu greşesc, dumneavoastră vedeţi vreun general american mergând să discute cu el, sau în Brazilia că ăsta mai pleacă şi în Brazilia?", a afirmat Băsescu, citat de Economica.net.

Dacă în urmă cu zece zile, pentru Capital, "Motorina la români era la fel de scumpă ca la nemți!", astăzi AVEM CEA MAI IEFTINĂ BENZINĂ DIN EUROPA! Cu litere mari și semnul exclamării! Lucru adevărat de altfel, numai că în România benzina este cea mai ieftină din UE nu de ieri de azi, ci de mai mult timp. Iar responsabilă pentru acest lucru este evoluția cererii din țara noastră, care înclină balanța în favoarea motorinei. Pentru a satisface cererea, companiile sunt nevoite să importe 30% din totalul volumului de motorină comercializat pe piața internă. Ceea ce face pe de o parte ca benzina să fie cea mai ieftină din UE, iar pe de alta, motorina să se afle de-abia pe locul 6 din 27.

Statele Unite ale Americii (SUA) și Arabia Saudită amenință poziția de lider a Rusiei în clasamentul producătorilor de petrol, cele două state înregistrând anul trecut ritmuri de creștere spectaculoase, de 12% în cazul SUA și de 5,9% în cazul statului arab. Ritmul de creștere a producției de țiței americane este de 10 ori mai alert decât cel înregistrat de Rusia, cu o creștere de doar 1,2% în 2012.

Anul trecut, Rusia a produs în medie 10,73 milioane de barili pe zi, conducând din acest punct de vedere clasamentul mondial pentru al treilea an consecutiv. Arabia Saudită s-a clasat pe locul doi, cu o producție zilnică de 9,57 milioane de barili, iar SUA pe trei cu 9,11 milioane barili.

Supraimpozitez, deci exist

Principalul motiv pentru care Rusia pierde teren este, potrivit reprezentanților industriei, eșecul Kremlinului de a reduce taxele și impozitele impuse companiilor ruse, companii care urmăresc neputincioase cum statul rus le înghite mai mult de două treimi din prețul fiecărui baril de țiței extras.

Birocrația rusă, dar și Duma de stat, camera inferioară a Parlamentului rus, nu au răspuns apelului făcut de președintele Vladimir Putin în urmă cu aproape un an, apel prin care acesta le solicita scutiri de taxe acordate companiilor petroliere care investesc în  explorare, a explicat Donald Wolcott, CEO al RusPetro Plc (RPO), producător moscovit, care deține mai multe depozite în vestul Siberiei, pentru Bloomberg.

Opinia acestuia este împărtășită și de Thane Gustafson, senior director la IHS Inc, care consideră că “există sute de oportunități de exploatare a țițeiului în Rusia, însă singurul lucru care lipsește sunt facilitățile fiscale". "Există personal calificat, există pricepere, există viziune, factorul perturbator sunt problemele fiscale", a explicat acesta.

Statul rus confiscă 78 de dolari din suta plătită pe un baril 

Chiar dacă depozitele de țiței bituminos de pe teritoriul Rusiei sunt de două ori mai mari decât rezervele rezultate din noile descoperiri din SUA, companiile din domeniu autohtone nu au nicio motivație să treacă la explorare și exploatarea lor pentru că acest proces necesită costuri ridicate, de 71 de dolari pe baril, în condițiile în care un baril se vinde cu 100 de dolari, susține Wolcott.

Actualul nivel al impozitării din Rusia face ca, la actualul preț de 100 de dolari pe baril, după plata taxelor și redevențelor, companiile producătoare să rămână cu doar 22 de dolari pe baril, din care să închirieze echipamentele, tehnologia, să plătească angajații și să-și finanțeze datoriile contractate în vederea exploatării înainte de a putea avea profit, explică Wolcott, fost angajat între 1999 și 2005 al Yukos Oil, deținută de Mikhail Khodorkovsky. Taxa pe producție este responsabilă pentru aproximativ 50 de dolari din cei 78 pe care o companie ar trebui să-i achite statului rus, taxa de explorare (redevența) fiind responsabilă pentru evaporarea altor 21 de dolari la fiecare baril. Propunerea lui Putin vizează micșorarea sau chiar eliminarea ultimei, însă nu și a primei taxe, de  departe cea mai împovărătoare. În plus, producătorii mai achită o taxă de transport de 7 dolari pe baril.

Costul minim de producție, de 4,74 dolari pe baril, înregistrat în Asia

Dacă aceasta ar fi fost nivelul și în alte părți ale lumii, exploatarea petrolului ar fi fost neprofitabilă. Exxon Mobil a raportat, de exemplu un cost mediu de producție pentru anul trecut de 26,94 dolari pe baril în regiunile unde operează. Costul minim l-a avut în Asia, de 3,74 dolari pe baril, iar cel maxim, în Canada, de 26,94 dolari pe baril.

În România, guvernul a decis să introducă trei noi taxe în domeniul energetic, pe lângă redevențele care pot ajunge la 13,5%. Nivelul mediu al redevenței se situează undeva la 7%. 

Exxon, TNK-BP, Gazprom Neft și Royal Dutch Shell Plc așteaptă facilitățile fiscale promise

Promisiunea făcută de Vladimir Putin în aprilie de acordare de facilități fiscale companiilor care explorează și exploatează resurse mai puțin convenționale, precum cele de șist, i-a convins pe cei de la Exxon să intre într-un parteneriat de 3,2 miliarde de dolari cu rușii de la Rosneft OAO, în schimbul obținerii accesului la câmpurile de petrol deținute de aceștia în Oceanul Arctic și Siberia. În schimb, Exxon, le-a permis celor de la Rosneft să intre în câmpurile pe care compania le exploatează în Golful Mexicului și Rocky Mountains, în Canada.

Și alți giganți petrolieri contau pe promisiunea lui Putin. Printre aceștia,TNK-BP, Gazprom Neft și Royal Dutch Shell Plc. TNK-BP a început deja construirea de puțuri pilot în Severo-Khokhryakovskoye și Em-Egovskoye, zone care dețin, potrivit estimărilor companiei, peste 4,4 miliarde de barili. Gazprom Neft, brațul petrolier al gigantului Gazprom OAO, are la rândul său semnat un partenerial cu Shell, potrivit căruia va investi 80 de milioane de dolari pentru explorarea câmpului de la Salym, susține Ekaterina Stenyakina, purtătoare de cuvânt a  Gazprom Neft. compania estimează o rezervă de 3,67 de miliarde de barili de resurse neconvenționale, care s-ar încadra în categoria celor pentru care președintele rus a promis facilități fiscale. “Sistemul de impozitare rus trebuie ajustat pentru ca exploatarea să fie profitabilă", susține Stenyakina. {jathumbnail off}

Contractul semnat este unul de opțiune, iar exercitarea acesteia este condiționată de finalizarea contractului de transfer pentru drepturile de explorare şi producție pentru o porțiune din perimetrul Midia de la titularii existenți ai licențelor, Sterling Resources Ltd. şi Petro Ventures Europe B.V.

ExxonMobil Exploration and Production Romania LtdșiOMV Petrom S.A.au anunțat astăzi semnarea unui contract cuRomgaz S.A.pentru a oferi companiei de stat opțiunea de a participa în operațiuni petroliere în zona de apă mai adâncă a perimetrului Midia (“Midia Deep”), în zona românească a Mării Negre, informează un comunicat al Petrom.

“Acesta reprezintă un nou pas în eforturile noastre de susținere a obiectivului României de a explora şi dezvolta resursele offshore, pentru a atinge scopurile energetice naționale ale tării”, a afirmat CEO-ul OMV PetromMariana Gheorghe, potrivit comunicatului citat. La rândul său, directorul general al EMEPRL, John L. Knapp, susține că EXXON este "încântata să continue în această direcție, recunoscând în acelaşi timp că explorarea offshore la mare adâncime implică investiții cu risc ridicat, care necesită stabilitate și predictibilitate fiscală precum şi un mediu investițional prielnic". Reprezentantul Romgaz, directorul general Corin Cindrea susține că „semnarea acestui contract de opțiune permite extinderea operațiunilor noastre în Marea Neagră pentru atingerea obiectivului strategic al companiei de creștere a portofoliului de resurse şi rezerve.”

In octombrie 2012, EMEPRL şi OMV Petrom au semnat un contract de transfer cu Sterling Resources Ltd. şi Petro Ventures Europe B.V. pentru achiziția unei participații de 85% pentru drepturile de explorare şi producție de hidrocarburi aferente unei porțiuni din perimetrul Midia XV în zona românească a Mării Negre. Contractul de transfer nu a fost încă finalizat, iar condițiile pentru producerea efectelor juridice ale acestui contract de transfer, inclusiv aprobarea autorităților relevante, sunt în curs de îndeplinire. La momentul producerii efectelor contractului de transfer cotele de participare vor fi: EMEPRL – 42,5%, OMV Petrom - 42,5%, iar Gas Plus International B.V. (co-titular al licenței perimetrului Midia) îşi păstrează participația de 15%.

Pe baza termenilor agreaţi, Romgaz are opțiunea de a achiziționa o participație de 10% în Midia Deep de la EMEPRL şi OMV Petrom. Opțiunea Romgaz de a intra este declanșată de finalizarea contractului de transfer şi de anunțul unei descoperiri comerciale. Zona Midia Deep este adiacentă perimetrului Neptun.

EMEPRL va fi operatorul operațiunilor petroliere în porțiunea cu apă mai adâncă a perimetrului Midia. EMEPRL și OMV Petrom au împreună activități în sectorul românesc al Marii Negre, unde cele două companii au anunțat o descoperire de gaze anul trecut.

În urmă cu aproximativ o lună, premierul Victor Ponta declarase că guvernul a obținut în negocieri cu OMV și Exxon o „participare corecta” a Romgaz la exploatarea noilor zăcăminte de gaze din Marea Neagra, în urma unor discuții care au durat doua luni. „Oamenii în care eu am avut încredere, și nu îmi pare rău, au negociat cu cei de la OMV și de la Exxon intrarea Romgaz în asociere în ceea ce privește exploatările noilor zăcăminte din Marea Neagra doua luni, în fiecare zi cei de la OMV și Exxon spunând <gata, nu mai negociem>. Sigur, întotdeauna important în acest tip de negociere este sa nu rupi coarda. Pana la urma am obținut o participare corecta pentru Romgaz, care rămâne cu capital majoritar al statului roman”, a spus Ponta.

O familie medie din Statele Unite ale Americii (SUA) a cheltuit pe benzina in 2012 aproximativ 2.912 dolari, echivalentul a 4% din veniturile gospodariei inregistrate inainte platii taxelor. Procentul de 4% este cel mai ridicat din ultimele trei decenii, cu exceptia anului 2008, cand s-a inregistrat o rata similara, sustine Wall Street Journal.

Iar nevoia se pare ca ii face si pe americani, recunoscuti pentru lipsa lor de preocupare cu privire la consumul de benzina, mai economi. Potrivit publicatiei americane, la benzinaria Exxon din apropierea Capitolului, unde galonul costa 4,99 dolari, soferii intervievati de reporterii WSJ sustin ca au inceput sa se intereseze care sunt cele mai ieftine benzinarii si ca isi calculeaza traseul in prealabil, in functie de consum.

Alocarea eficienta a masinilor in familie

Anne McKenna, avocat din Baltimore, sustine ca o factura saptamanala la benzina de 150 de dolari are un efect considerabil asupra economisirilor pe care le face impreuna cu sotul sau pentru scolarizarea celor trei copii ai familiei. Asa ca a decis impreuna cu sotul, ca masina familiei cea mai eficienta din punct de vedere al consumului sa fie utilizata de membrul familiei care are cele mai multe drumuri de facut in acea zi.

SUA si-a redus consumul de benzina

Pretul mediu al galonului de benzina in SUA este de 3,52 dolari, in crestere cu 17 centi fata de nivelul inregistrat in urma cu o saptamana. WSJ sustine ca cea mai importanta cauza a majorarii pretului la benzina este evolutia pretului international al titeiului crud, care a atins un nivel de 96 dolari pe baril. Publicatia americana vede si partea plina a paharului, reducerea consumului de carburanti si schimbarea preferintei americanilor in favoarea autovehiculelor mai eficiente din punct de vedere al consumului. in noiembrie 2012 SUA consuma aproximativ 8,7 milioane de barili de benzina pe zi, in scadere fata de 2010, cand consuma 9 milioane.

Criza din SUA va scumpi benzina si in UE

Ce uita sa aminteasca WSJ este ca un rol important in evolutia pretului international al benzinei il joaca si actuala penurie de pe coasta de est a SUA (vezi Prețul benzinei va atinge un nou record), unde au fost inchise mai multe rafinarii. Drept urmare, pretul unui galon in New York este mai mare cu aproape 50% decat media federala. Cum coasta de est se pregateste sa primeasca benzina in exces produsa de rafinariile din Europa, situatia din SUA va influenta si pretul benzinei de pe batranul continent.

In Romania, Petrom a efectuat deja doua scumpiri la benzina in numai o saptamana, ultima chiar astazi, in timp ce, in cazul motorinei, pretul a fost redus usor.

Profitul inregistrat de British Petroleum, cea de-a doua companie europeana din domeniu, a inregistrat un regres in ultimul trimestru al anului trecut ca urmare a reducerii productiei de petrol si gaze naturale si a despagurilor platite pentru dezasrul din Golful Mexic. Venitul net al companiei s-a diminuat la 1,6 miliarde de dolari de la nivelul de 7,7 miliarde inregistrat in aceeasi perioada a anului trecut, sustine Bloomberg, citand raportul trimestrial al companiei. 

Ajustate cu veniturile extraordinare si variatia stocurilor, veniturile companiei s-au ridicat la 4 miliarde de dolari, cifra ce depaseste estimarile de 3,7 miliarde facute de analistii chestionati in prealabil de Bloomberg. Cea mai mare parte a costurilor suportate de companie provine de la despagubirile convenite in urma dezastrului din Golful Mexic: numai putin de 3,85 de miliarde de dolari. Productia BP, excluzand exploatarile din Rusia, s-a micsorat cu 7% fata de anul trecut, pana la o capacitate de 2,3 milioane de barili pe zi.

BP are dificultati in tentativa sa de a inversa procesul de reducere a productiei in urma vanzarii participatiei sale la TNK-BP, companie rusa proaspat achizitionata de Rosneft.

Royal Dutch Shell Plc, cea mai mare companie petroliera europeana, a anuntat saptamana trecuta rezultate sub estimarile analistilor, ca urmare a preturilor mai reduse ale combustibililor inregistrate pe piata nord-americana, care i-au afectat profitabilitatea. Exxon Mobil Corp., cea mai mare companie petroliera din lume, ca valoare de piata, in schimb a depasit asteptaroile analistilor in special ca urmare a marjelor aduse de sectorul de rafinare.

In urma publicarii datelor pe trimestrul patru al anului trecut, actiunile BP s-au apreciat cu 2,1%. Anul trecut actiunile BP au evoluat negativ, inregistrand o scadere de 7,8%.

Compania britanica si-a anuntat si intentiile ambitoase pentru 2013. Investitiile se vor majora cu 2 de miliarde de dolari, de la nivelul de 23 de miliarde inregistrat in 2012. Acestea vor fi concentrate in proiecte cu marja superioara de profit, in special in noile proiecte lansate de companie in Angola, Australia, Golful Mexicului si Azerbiajan.

Exxon Mobil şi Chevron, cele mai mari companii petroliere din SUA, au realizat anul trecut profituri in valoare totala de peste 70 miliarde de dolari, ca urmare a activitatii de rafinare, in pofida faptului ca anul trecut majoritatea analistilor le cerea sa inchida mai multe rafinarii detinute.

Ieftinirea petrolului pe piata americana a condus la consolidarea performanta financiara a rafinariilor de carburanti, sustine Bloomberg.

Profitul net al Exxon Mobil a crescut anul trecut cu 9,3%, la 44,88 miliarde de dolari, cu putin sub recordul inregistrat de companie in 2008, cand a reuşit un rezultat net de 45,22 miliarde de dolari.

Chevron a raportat pentru 2012 un profit net de 26,2 miliarde de dolari, in scadere cu 2,7% fata de caştigul record de 26,9 miliarde de dolari din 2011.

Rapoartele prezentate la sfarşitul acestei saptamani de Exxon şi Chevron releva ca profiturile obtinute din procesarea petrolului au estomplat complet efectul scaderii caştigurilor obtinute din productia de petrol şi gaze naturale.

In ultimul trimestru, Exxon a realizat un profit net de aproape 10 miliarde de dolari, maximul ultimilor 5 ani, iar Chevron a stabilit un nou record in istoria companiei, cu un caştig de 7,25 miliarde de dolari.

Exxon şi Chevron au rezistat in ultimii ani trendului din industria petroliera americana de a vinde rafinarii şi a se concentra pe productia de petrol şi gaze, spre deosebire de rivali precum ConocoPhillips şi Marathon Oil.