Energy Report

OMV și-a revizuit în minus estimările cu privire la prețul mediu al barilului de țiței în următorii ani, ceea ce a obligat grupul austriac să-și reevalueze activele din sectorul de explorare și producție de hidrocarburi la o valoare în scădere cu 1 miliard de euro. 

Producția totală de țiței și gaze a OMV Petrom a scăzut în al treilea trimestru din 2015 cu 3,8% față de trimestrul anterior și cu 2,2% comparativ cu perioada similară a anului trecut, la 174.000 tone echivalent petrol, în timp ce cea a acționarului majoritar al companiei, grupul austriac OMV, s-a redus cu 4,88% față de trimestrul anterior și cu 6,1% comparativ cu trimestrul III din 2014, la 292.000 tone echivalent petrol, scrie Profit.ro.

Potrivit raportului preliminar al OMV pe trimestrul III al anului, scăderea producției totale de hidrocarburi a grupului austriac a fost cauzată în primul rând de reducerea producției din România, unde au loc lucrări planificate de mentenanță și remediere la sonde importante, și a celei din Norvegia, unde extracția a fost întreruptă pe perimetrul offshore Gullfaks din Marea Nordului, tot planificat și tot pentru lucrări de mentenanță.

Volumele de vânzări ale grupului OMV au scăzut cu 7% comparativ cu trimestrul 2 din 2015, în special din cauza cantităților mai mici livrate la rafinării în Norvegia și România. 

"Reducerea sezonieră a volumelor de țiței și produse petroliere aflate pe stoc, coroborată cu reducerea prețurilor asociate acestor stocuri la finalul trimestrului, au dus la scăderea profitului nerealizat aferent stocurilor față de trimestrul precedent, ceea ce a generat un efect pozitiv de circa 35 milioane euro, consemnat în cea mai mare parte la nivelul OMV Petrom", se spune în raportul preliminar al OMV.

Grupul austriac arată că rezultatele din al treilea trimestru din 2015 s-au resimțit semnificativ din cauza ieftinirii țițeiului. Cotația medie a sortimentului Brent a scăzut de la 101,93 dolari/baril în T3 2014 la 61,88 dolari/baril în T2 2015 și 50,47 dolari/baril în T3 2015, iar cea a sortimentului Ural – de la 100,93 dolari/baril în T3 2014 la 61,42 dolari/baril în T2 2015 și 49,75 dolari/baril În T3 2015.

OMV și-a lichidat toate instrumentele financiare de protecție față de posibile evoluții nefavorabile ale prețurilor la țiței aferente perioadei T4 2015 – T2 2016. "Coroborat cu instrumentele de protecție aferente T3 2015, acest lucru va îmbunătăți profitul operațional în al treilea trimestru al anului cu circa 60 milioane euro. Fluxul total brut de numerar rezultat din aceste instrumente de protecție este de 86 milioane euro, din care 68 milioane euro vor fi înregistrate pentru T3 2015", se spune în raport.

OMV și-a revizuit în scădere estimările cu privire la evoluția prețului mediu al țițeiului, atât pe termen scurt, cât și pe termen lung, la 55 dolari/baril pentru 2016, 70 dolari/baril pentru 2017, 80 dolari/baril pentru 2019 și 85 dolari/baril pentru 2019 și ulterior.

"Revizuirea estimărilor privind prețul țițeiului a necesitat reevaluarea în scădere a valorii activelor din segmentul upstream, atât a celor aflate deja în producție și dezvoltare, cât și a celor aflate în stadiul de explorare", se mai arată în raportul preliminar al OMV, care precizează că reevaluarea se va cifra la circa 1 miliard de euro.

Austriecii au mai raportat creșterea producției nete de energie electrică la nivel de grup, ca urmare a îmbunătățirii marjelor dintre prețul energiei vândute și cel al combustibilului achiziționat de centralele electrice pe gaze ale OMV din România (Brazi) și Turcia (Samsun).

Profitul net al OMV Petrom a scăzut cu 25% în primul semestru din 2015, la 1,036 miliarde lei, în principal ca urmare a reducerii drastice, cu 48,5%, a prețului mediu cu care compania a vândut țiței, însă investițiile în explorare au crescut cu 79%, la 767 milioane lei, grație continuării lucrărilor în perimetrul offshore de hidrocarburi Neptun din Marea Neagră, alături de americanii de la ExxonMobil.

Costurile de producție la nivel de grup, exprimate în dolari/baril, au scăzut cu 23% comparativ cu S1 2014, în principal datorită evoluției favorabile a cursului de schimb, reducerii costurilor cu materialele și personalul, precum și a cheltuielilor aferente impozitului pe construcții. Costurile de producție în România, exprimate in dolari/baril, au scăzut cu 25%, la 13,25 dolari/baril, iar cele exprimate in lei/baril au scăzut cu 8%, la 52,80 lei/baril.

Gigantul energetic italian ENI a anunțat că a descoperit, în largul coastelor egiptene, ceea ce pare a fi cel mai mare zăcământ de gaze naturale cunoscut până în prezent din Marea Mediterană, care ar putea satisface cererea internă de gaze a Egiptului timp de decenii, permițând, totodată, egiptenilor să devină exportatori de gaze, inclusiv în Europa.

Potrivit ENI, descoperirea a fost făcută în perimetrul offshpore Zohr, care are o suprafață de 100 de kilometri pătrați. Zăcământul are un potențial de 850 miliarde metri cubi de gaze naturale.

"Zohr este cea mai mare descoperire de gaze făcută vreodată în Egipt și în Marea Mediterană și ar putea fi unul dintre cele mai mari zăcăminte de gaze naturale ale lumii", au declarat cei de la ENI, care dețin 100% din drepturile concesiunii Zohr.

Descoperirea de pe perimetrul Zohr din apele teritoriale egiptene vine după alte câteva descoperiri majore făcute în ultimii ani în Mediterana, inclusiv în Israel, țară care se învecinează cu Egiptul. Se așteaptă ca aceste zăcăminte să aibă un impact major asupra dezvoltării economice din regiune, rezervele de gaze din Mediterana având totodată potențialul de a diversifica sursele de aprovizionare cu gaze naturale ale Europei, reducând dependența UE de importurile din Rusia.

Totodată, descoperirea este de cea mai mare importanță pentru Egipt, unde revoltele de stradă au fost adesea stimulate de frecventele întreruperi ale alimentării cu curent electric, cauzate de penuria de țiței și gaze.

Potrivit ENI, zăcământul a fost descoperit la o adâncime de 1.450 de metri. Italienii plănuiesc să dezvolte rapid perimetrul, prin utilizarea infrastructurii de producție și transport deja existente în zonă, și au anunțat că este posibil să fie descoperite și alte zăcăminte.

ENI este controlată în proporție de 30% de statul italian și este cel mai mare producător străin de petrol și gaze din Africa, derulând, de exemplu, operațiuni semnificative în Libia. În 2011, ENI a făcut descoperiri masive de hidrocarburi în largul coastelor Mozambicului. În Egipt, ENI operează de peste 60 de ani și este unul dintre principalii producători de energie ai țării, cu o producție zilnică de 200.000 de barili echivalent petrol.

În iunie anul acesta, italienii au semnat cu autoritățile de la Cairo un acord în valoare de 2 miliarde de dolari, care le permite să facă lucrări de explorare în Sinai, Goldul Suez, Marea Mediterană și anumite zone din Delta Nilului. Ulterior, în iulie, guvernul egiptean a majorat prețul reglementat cu care ENI vinde gaze naturale clienților din Egipt.

"Această descoperire istorică va transforma cu totul scenariul energetic al Egiptului", a declarat CEO-ul ENI, Claudio Descalzi, care s-a întâlnit duminică cu președintele egiptean Abdel Fattah al-Sisi pentru a discuta despre masivul zăcământ descoperit de italieni.

Egiptul a devenit importator net de energie în ultimii câțiva ani, după ce, nu demult, exporta gaze naturale în Israel, precum și în alte state din regiune. În regimul președintelui Sisi, compania de gaze controlată de statul egiptean, EGAS, a redus mult producția, ceea ce a obligat autoritățile de la Cairo să raționalizeze destul de strict consumul de gaze al consumatorilor industriali.

Guvernul a încercat, totodată, să îmbunătățească aprovizionarea cu energie a țării prin reducerea subvențiilor pentru consumatori, achitarea datoriilor către furnizori străini și negocierea de acorduri de import.

"O descoperire de gaze de asemenea dimensiuni ar trebui să fie suficientă pentru a acoperi deficitul de energie al Egiptului. Cel mai probabil, vor trebui mai întâi să acopere cererea internă, înainte de a-și face planuri de export. Descoperirea va submina și planurile Israelului de a exporta gaze naturale în Egipt", spune Robin Mills, analist la Manaar Energy Consulting din Dubai, citat de Bloomberg.

Companii precum Noble Energy, care dezvoltă zăcăminte de gaze din Israel, și-au accelerat demersurile privind demararea de exporturi de gaze în Egipt de la începutul acestui an. Delek Group și partenerii săi de la concesiunea Tamar au semnat un contract de export cu cumpărătorii egipteni în martie 2015.

Cea mai mare parte a producției din perimetrul Zohr va fi vândută pe piața internă a Egiptului, a declarat un purtător de cuvânt al ENI. Zăcământul va avea nevoie de o perioadă minimă de dezvoltare de cel puțin 4 ani, producția urmând să înceapă în 2020.

O parte din producție ar putea fi exportată în Italia sau alte state, sub formă de gaze naturale lichefiate, a declarat CEO-ul Descalzi, într-un interviu acordat publicației La Repubblica. ENI este partener la un terminal de lichefiere a gazelor în vederea exportului, situat pe coasta Mediteranei, la Damietta, facilitate care n-a operat niciodată tocmai din lipsă de gaze.

Cotațiile futures la gaze naturale de pe New York Mercantile Exchange au scăzut cu peste 30% în ultimele 12 luni.

Noul director responsabil cu operațiunile de explorare și producție ale grupului austriac OMV, de la 1 septembrie, va fi Johann Pleininger, fost membru în consiliul de supraveghere al OMV Petrom și actualmente vicepreședinte-senior al OMV pentru operațiuni upstream în Europa Centrală și de Est și Marea Neagră.

Hotărârea numirii lui Pleininger a fost luată de Consiliul de Supraveghere al OMV, în urma deciziei actualului șef al diviziei upstream, Jaap Huijskes, de a părăsi postul înainte de expirarea mandatului său, potrivit unui anunț al companiei.

OMV nu a explicat care sunt motivele care au stat la baza plecării lui Huijskes, dar a subliniat că despărţirea acestuia de OMV s-a făcut în cele mai bune condiţii. În septembrie anul trecut, OMV anunța că, precum fostul CEO, Gerhard Roiss, și directorul de explorare și producție al companiei, Jaap Huijskes, va părăsi grupul austriac înainte de terminarea mandatului său, însă termenul avansat era prima jumătate a lui 2016, nu 1 septembrie 2015. Mandatul lui Huijskes ar fi expirat pe 30 septembrie 2018.

"Johann Pleininger este unul dintre cei mai experimentaţi manageri ai OMV. Realizările sale excepţionale la OMV Petrom merită să fie evidenţiate", a declarat preşedintele Consiliului de Supraveghere al OMV, Peter Oswald.

Johann Pleininger s-a alăturat OMV în 1997, iar între 2007 şi 2013 a fost responsabil cu operaţiunile de explorare şi producţie în directoratul OMV Petrom, la Bucureşti.

Energy Report a scris încă din februarie, citând presa de la Viena, că printre persoanele luate în calcul pentru poziția de șef al diviziei de explorare și producție a OMV se află și "un candidat intern nenumit, care a primit note bune pentru restructurarea businessului Petrom". Informația fusese publicată de publicația austriacă Format, care cita o listă scurtă de candidați întocmită de firma de headhunting Korn Ferry.

Potrivit sursei citate, pe lista respectivă mai figurau drept candidați pentru acest post esențial în cadrul companiei managerii OMV Erwin Kroell și Georg Wachtel.

În următorii câțiva ani, mii de platforme petroliere offshore care extrag țiței și gaze naturale din oceanele și mările lumii, multe dintre ele construite în perioada boom-ului global al construcțiilor din anii ’70 și ’80, își vor finaliza durata de viață și vor trebui dezafectate. Fiecare țară care găzduiește în apele sale teritoriale astfel de instalații va trebui să decidă ce se va face cu ele. Variantele sunt: scufundare, demontare și îndepărtare sau schimbarea funcției și modalității de utilizare.

Momentan, puține propuneri au fost puse în practică, însă nu lipsesc deloc ideile privind alternativele de utilizare a platformelor petroliere dezafectate: închisori de înaltă securitate, locuințe private, școli de scufundări, ferme piscicole sau parcuri eoliene offshore, scrie The New York Times.

Spre deosebire de generațiile mai vechi de platforme petroliere maritime, care sunt mai mici și mai apropiate de țărmuri, cele care urmează să fie scoase din funcțiune în perioada următoare sunt mai mari, mai numeroase și răspândite pe o suprafață mai largă a oceanelor lumii. Multe din ele sunt prea vechi pentru a mai fi utilizate în industria grea, dar nu suficient de vechi pentru a necesita îndepărtarea lor totală.

Companiile de petrol și gaze preferă de cele mai multe ori să scufunde platformele, pentru că este cea mai ieftină soluție. Mulți oameni de știință sprijină această abordare, argumentând că în acest fel se creează habitaturi submarine, iar scufundarea platformelor emite mai puține gaze cu efect de seră decât îndepărtarea lor. Asta în condițiile în care doar închirierea unei barje care să transporte o platformă dezafectată pentru a fi valorificată la fier vechi costă peste 500.000 de dolari pe zi.

Pe de altă parte, vocile critice susțin că scufundarea platformelor, de exemplu pentru a le transforma în recifuri, nu face nici un bine mediului submarin, ci doar concentrează bancurile de pești, făcându-le mai ușor de capturat. În plus, metalul din platformele petroliere, unele mari cât un teren de fotbal, ruginește și pot apărea scurgeri poluante. "Oceanele n-ar trebui să devină cimitire de platforme petroliere", spune Richard Charter, partener la Ocean Foundation, organizație de cercetare și advocacy în domeniu.

Resort de scufundări

De exemplu, apele din largul coastelor Malaieziei sunt monitorizate cu vigilență sporită din cauza faptului că multe dintre platformele petroliere de aici au fost construite în același timp, acum peste 20 de ani, iar peste 400 dintre ele trebuie dezafectate concomitent.

Reporterul The New York Times a petrecut câteva zile pe o platformă petrolieră reconvertită în hotel și școală de scufundări din Marea Celebes, localizată la mică distanță de coasta Borneo-ului malaiezian. "Nu sunt țânțari, muște sau nisip care să-ți intre în echipament și nici nu trebuie să te obosești cărând echipamentul înainte sau după scufundare, iar priveliștea îți taie respirația", i-a povestit Suzette Harris, director al Seaventures Dive Rig.

Însă multe platforme de foraj maritim se află în ape îndepărtate, izolate, de multe ori periculoase. Reporterul New York Times a făcut aproape 24 de ore pe drum pentru a ajunge la Seaventures de la un aeroport internațional, călătorind cu autobuzul, avionul și șalupa rapidă. El și fotograful său au fost avertizați de autoritățile malaieziene să nu se aventureze la acest drum, dat fiind că, recent, în zonă, avuseseră loc răpiri de persoane și alte atacuri ale unei grupări de guerillă filipineze.

De altfel, armata malaieziană trimisese soldați care să păzească platforma pe timpul nopții. Călătoria a decurs însă fără incidente, iar zona s-a dovedit a fi plină de turiști străini.

Alte variante

Și în alte părți, diverse organizații au pus ochii pe aceste platforme petroliere aflate în pragul dezafectării. De exemplu, un ONG de arhitecți din Londra a organizat acum câțiva ani o competiție de planuri de transformare a platformelor petroliere în penitenciare. Alte grupuri au propus cumpărarea de platforme pentru crearea de comunități offshore. Cei care s-ar retrage pe mare ar scăpa de poluarea, înghesuiala și criminalitatea din orașe.

În plus, legislațiile naționale cu privire la taxe și impozite nu se aplică în apele internaționale, ceea ce ar face din platformele dezafectate locuite adevărate paradisuri fiscale.

În SUA, există un program federal de transformare a platformelor dezafectate în recifuri, care a supervizat până în prezent scufundarea a zeci de platforme. Alte câteva mii vor urma la rând în Golful Mexico, în următorii câțiva ani.

Este de discutat câte din platformele petroliere offshore care urmează să fie dezafectate pot fi reconvertite în atracții turistice precum Seaventures. Cazarea la bordul platformei este destul de austeră. Camerele sunt de fapt containere, iar întreținerea clădirii este destul de costisitoare. Apa corodează rapid metalul construcției, ceea ce înseamnă că trebuie împrospătată zugrăveala de câteva ori pe an.

De asemenea, obținerea de piese de schimb pentru diverse elemente de echipament, cum ar fi generatoarele electrice sau lifturile, este dificilă. "La noi nu vin decât scufundători fanatici", recunoaște directoarea Seaventures Dive Rig.

Dezbaterea mai largă despre soarta platformelor petroliere offshore scoase din funcțiune devine tot mai importantă. În Marea Nordului, de exemplu, în largul coastelor britanice, circa 470.000 de tone de active offshore, reprezentând platforme, conducte și echipament de foraj, trebuie demontate și recuperate până în 2022, la un cost total estimat la peste 16 miliarde dolari. Guvernul de la Londra le-a oferit companiilor petroliere facilități fiscale semnificative pentru a le sprijini cu aceste cheltuieli.

Iar dat fiind că petroliștii se aventurează în locuri tot mai dificile pentru a exploata resurse de hidrocarburi, cum ar fi Arctica, provocările reprezentate de dezafectarea platformelor maritime vor deveni tot mai complicate.

British Petroleum și Chevron au dat startul unei noi runde de tăieri majore de costuri în rândurile industriei petroliere internaționale, care se confruntă cu colapsul prelungit al cotațiilor la țiței.

"Sunt vremuri realmente grele pentru industrie", a declarat, pentru Bloomberg, CEO-ul BP, Bob Dudley, comparând situația actuală a pieței cu cea din 1986, când prăbușirea prețurilor la petrol a obligat de asemenea companiile la tăieri dramatice de costuri.

Companiile petroliere solicită discounturi masive din partea firmelor partenere cărora le contractează lucrări și cer proiectanților să refacă designul unor planuri de explorare și exploatare de zăcăminte, pentru a găsi modalități mai ieftine de implementare. Multe au anunțat tăieri de costuri și investiții de mai multe miliarde de dolari încă de acum trei luni, cu ocazia publicării rapoartelor pe primul trimestru al anului, în care au încercat să îi convingă pe investitori că își vor putea menține capacitatea de a plăti dividende.

Anul trecut, cele mai afectate de concedieri au fost companiile subcontractoare din industrie, prestatoare de servicii petroliere. Acum, acest flagel i-a atins direct și pe marii petroliști.

N-a trecut ce a fost mai rău

Chevron a anunțat, marți, că va elimina 1.500 de joburi din schema sa de personal, adică 2,3% din totalul angajaților la nivel mondial, pentru a reduce cheltuielile cu circa 1 miliard de dolari.

ConocoPhillips a concediat deja circa 1.500 de salariați de la începutul declinului prețurilor la țiței, din iunie 2014, și a anunțat recent că va continua concedierile, în încercarea de a reduce cheltuielile tot cu circa 1 miliard de dolari în doi ani.

Concedierile la companii de explorare și producție au reprezentat circa 10% din totalul de 150.000 de persoane disponibilizate în întreaga industrie de petrol și gaze la nivel mondial. Peste 100.000 de persoane au fost concediate de la companii subcontractoare.

"Concedierile din sectorul de explorare și producție ar putea continua anul acesta, pe măsură ce situația financiară a industriei se înrăutățește. Acestea vor fi inevitabile, dacă se va menține actualul nivel înalt de supraproducție", spune consultantul John Graves.

Schlumberger Ltd., cel mai mare furnizor de servicii petroliere din lume, a anunțat luna aceasta că nu va mai face concedieri, însă alte firme din sector, cum ar fi Halliburton sau Baker Hughes, au anunțat recent că vor mai elimina mii de locuri de muncă. Saipem SpA, cel mai mare furnizor italian de servicii petroliere, a anunțat că vrea să opereze nu mai puțin de 8.800 de concedieri.

Tăieri de investiții de dragul conservării dividendelor

Petroliștii nu doar concediază angajați, ci și pun frână investițiilor. Potrivit firmei de consultanță Wood Mackenzie Ltd, de la jumătatea anului trecut, au fost amânate sau anulate proiecte în valoare de circa 200 de miliarde de dolari. Țițeiul Brent era cotat marți la 52,28 dolari/baril, față de aproape 116 dolari/baril în iunie anul trecut.

BP a mai anunțat că va cheltui sub 20 de miliarde de dolari anul acesta. Cu doar trei luni în urmă, compania susținea că investițiile din 2015 vor depăși această sumă. Planurile sale inițiale prevedeau investiții de 26 miliarde de dolari. Compania petrolieră de stat a Norvegiei, Statoil, și-a redus planurile de investiții pentru anul acesta cu 500 milioane dolari, la 17,5 miliarde dolari.

Este posibil ca reducerile de cheltuieli anunțate până acum de marii petroliști să nu fie suficiente pentru a compensa ieftinirea masivă a țițeiului. Chiar și după ce a economisit miliarde de dolari în primul semestru al anului, BP continuă să cheltuiască pe investiții de capital și pe dividende mai mult decât generează din operațiuni și vânzări de active. Și Chevron și Total au raportat fluxuri de numerar negative pe ultimele trimestre.

"Suntem în proces de ajustare a forței noastre de muncă în concordanță cu nivelul jos al prețurilor la țiței. Ne-am informat angajații să se aștepte la concedieri", spune Daren Beaudo, purtător de cuvânt al ConocoPhillips.

Dacă prețurile la țiței se mențin mici, e greu de văzut cum vor reuși companiile petroliere să plătească dividende din cash-flow fără să taie în continuare din cheltuielile investiționale pentru proiecte noi de explorare și exploatare, spune Edward Pybus, analist la Exane BNP Paribas London.

"Vom face totul pentru a proteja plățile către acționarii noștri. Menținerea dividendului este prima mea prioritate", conchide Bob Dudley, CEO-ul BP.

Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) a prelungit cu 30 de luni perioada de explorare prevăzută în acordul de concesiune a perimetrului de hidrocarburi Parța din județul Timiș, al cărui titular este compania australiană de petrol și gaze ADX Energy, decizie care, pentru a intra în vigoare, trebuie ratificată de Guvern.

"S-au făcut progrese în ceea ce privește evaluarea concesiunii și pregătirea unor prospecțiuni suplimentare 3D. Scopul principal a fost facilitarea unor noi prospecțiuni 3D, în plus față de cele deja efectuate în ultima parte a anului 2013. În unele zone, acest proces a fost foarte lent, fiind chiar obstrucționat în unele cazuri de activități ilegale ale proprietarilor de terenuri. Ca o consecință a acestor întârzieri, care nu s-au datorat ADX Energy, compania a solicitat prelungirea actualei perioade de explorare, pentru a putea finaliza programul de prospecțiuni seismice și foraje. Extinderea perioadei de explorare permite, totodată, ADX Energy să reia discuțiile pentru încheierea de acorduri de farm-out pentru concesiunea Parța", se arată într-un comunicat al companiei australiene.

În ianuarie anul acesta, ADX Energy a anunțat că i-a dat în judecată pe proprietarii de terenuri de pe perimetru Parța care nu permiteau companiei accesul pe proprietățile lor în vederea derulării de prospecțiuni seismice pentru evaluarea potențialului de hidrocarburi al concesiunii. Australienii mai spuneau că, din cauza obstrucționării accesului pe aceste terenuri, lucrările au fost întârziate, făcând imposibilă respectararea termenelor de finalizare prevăzute în acordul de concesiune semnat cu statul român.

La acel moment, ADX Energy se afla în discuții cu mai multe companii pentru semnarea de acorduri de farm-out în vederea forării de sonde de explorare în mai multe zone ale perimetrului Parța.

În octombrie anul trecut, ADX Energy anunța că, pe baza prospecțiunilor seismice derulate până atunci, estimează resursele de hidrocarburi de pe concesiunea Parța la 8,1 milioane barili țiței și 1,09 miliarde mc gaze naturale și preciza că are ca obiectiv demararea forajului unor sonde de explorare în a doua jumătate a lui 2015.

Estimarea era una medie, varianta pesimistă fiind de 2,4 milioane barili țiței și 0,29 miliarde mc gaze naturale, iar cea optimistă – de 16,8 milioane barili țiței și 2,32 miliarde mc gaze naturale. Luând ca reper estimările ANRM cu privire la rezervele de țiței și gaze ale României la nivelul anului 2014, descoperirile anunțate de ADX Energy ar reprezenta, în estimarea lor medie, circa 2,3% din rezervele naționale de țiței și 0,96% din rezervele de gaze naturale ale țării.

ADX Energy este operatorul concesiunii Parța și deține 50% din drepturi, cealaltă jumătate fiind achiziționată de firma austriacă Rohöl-Aufsuchungs Aktiengesellschaft (RAG), prin acoperirea costurilor trecute ale proiectului și asumarea anticipată a unei părți din cele viitoare.

În iulie anul trecut, Paul Fink, director tehnic al ADX Energy și administrator al filialei românești ADX Panonia SRL, declara că australienii ar putea investi până la 100 milioane de euro în lucrări de explorare-exploatare în Timiș și că încearcă să convingă investitorii că România sprijină activităţile legate de petrol şi gaze, întrucât strângerea de fonduri "nu este partea uşoară".

Pe de altă parte, Fink se plângea că firma întâmpină probleme cu accesul pe unele terenuri din perimetrul concesionat pe care intenționează să facă lucrări de explorare și prospecțiuni seismice. Fink a mai spus că, din păcate, în România, legile care se referă la lucrările de explorare pentru petrol și gaze sunt uneori interpretate greşit, arătând că ADX Energy a primit comanda din partea statului de a prospecta aceste suprafeţe şi de aici ar rezulta obligaţia de a se permite companiei accesul pe aceste suprafeţe, ceea ce înseamnă că proprietarii şi arendaşii trebuie să permită companiei să lucreze.

"Nu se poate ca fiecare dintre miile de proprietari de teren din regiunea concesiunii noastre să decidă personal şi arbitrar dacă în România sunt permise sau nu prospecţiunile după resurse minerale. Pentru a obţine acest drept de acces garantat de către stat am îndeplinit multe obligaţii, pentru a obţine concesiunea pentru explorare, desigur şi în ceea ce privește standarde de mediu şi de siguranţă", a declarat Fink.

El a adăugat că ADX Energy dorește să evite orice incertitudine, dar şi "orice nemulţumire sau orice ceartă", însă a avertizat că legislaţia românească oferă companiei posibilitatea de a porni o acţiune în instanţă după 60 de zile, pentru a obţine accesul pe terenuri pe termen scurt pentru lucrările sale.

"Fireşte că dorim să evităm orice conflict şi că dorim să găsim împreună cu familiile şi companiile un acord şi, precum am spus, trebuie şi vrem să îi despăgubim pentru pierderile cauzate recoltelor sau alte daune. Pentru noi este important să discutăm cu toate persoanele implicate, noi suntem deschişi pentru a răspunde tuturor întrebărilor. În mod repetat auzim că oamenilor le este teamă de exproprieri – ca în cazul construcţiilor de drumuri. Drepturile de proprietate nu sunt afectate deloc de lucrările noastre. Este vorba doar despre permiterea accesului pe teren pentru o perioadă scurtă, de una până la două zile. Chiar şi dacă sunt descoperite zăcăminte minerale, terenul rămâne bineînţeles în proprietatea proprietarului terenului. O altă problemă este aceea că, uneori, este greu să se găsească proprietarul actual al unei parcele, deoarece datele autorităţilor locale sau din cadastru nu mai sunt actuale. Cu toate acestea, încercăm să îi contactăm direct pe proprietari sau pe arendaşi. În cazul în care cineva se consideră ca fiind tratat injust, suntem recunoscători pentru aflarea acestui fapt. Pe pagina noastră de internet am creat un spaţiu de comunicare şi răspundem oricând întrebărilor. În timpul lucrărilor vom avea la fața locului şi o echipă de jurişti, care îi va putea consilia pe proprietarii de teren care se simt trataţi nedrept şi vom plăti rapid şi nebirocratic compensările menţionate anterior", a mai spus administratorul ADX Panonia SRL.

Fink a arătat că, potrivit legislației românește, un proprietar nu poate refuza accesul ADX Energy pe terenuri, întrucât, în caz contrar, companiei i-ar fi imposibil să își îndeplinească angajamentele asumate față de statul român. "Legea îl protejează însă şi pe proprietarul de teren, deoarece suntem obligaţi să plătim compensări corespunzătoare pentru perioada scurtă de timp în care intrăm pe teren pentru a efectua măsurători geofizice. În plus, activitatea noastră este legată de îndeplinirea mai multor cerinţe de mediu şi de siguranţă", arată directorul tehnic al ADX Energy.

În aprilie 2013, australienii spuneau că au finalizat colectarea de date seismice 2D pe o suprafață de 90 de kilometri pătrați din cadrul perimetrului și au început procesarea acestor date și că, totodată, au decis întreruperea programului de prospecțiuni până în iulie, din cauza ploilor masive și a inundațiilor locale, precizând că acesta va reîncepe după principalul sezon de recoltă al anului, când australienii se așteaptă la un grad de acceptare sporit din partea localnicilor, ca urmare a faptului că, în sezonul uscat, amprenta ecologică a lucrărilor este mai redusă, mai ales în ceea ce privește prospecțiunile seismice 3D.

Potrivit presei locale, locuitorii din regiune și-au manifestat nemulțumirea față de lucrările de prospecțiuni seismice derulate în zonă, unii dintre aceștia acuzând derularea acestora pe proprietățile lor private fără acordul lor, iar alții suspectând că ar fi vorba de explorări pentru gaze de șist și temându-se de efectul acestora asupra mediului ambiant.

În replică, autoritățile locale au susținut că nemulțumirile sunt doar rezultatul unor dezinformări. La rândul lor, australienii au precizat că nu intenționează să utilizeze în România metode neconvenționale, precum cele folosite la explorarea pentru gaze de șist.

Un sat din Albania, situat la 130 km de capitala Tirana, a fost evacuat în totalitate, după ce scurgeri de gaze survenite în timpul forajului unei sonde de țiței pe o concesiune operată de compania canadiană de petrol și gaze Bankers Petroleum au provocat o explozie puternică.

Explozia a provocat adevărate "fântâni arteziene" de gaze, noroi și nisip. 60 de familii au fost evacuate, dar mulți locuitori ai satului au refuzat să-și părăsească locuințele. Potrivit autorităților albaneze, nimeni nu a fost rănit. Imaginile televizate au arătat cum erupția amestecului provenit de la sondă a ajuns pe străzile localității.

Reprezentanții companiei petroliere au declarat că au activat în timp util planul pentru cazuri de urgență și au adus situația sub control, oprind erupția.

Cei de la Bankers Petroleum forează de obicei la adâncimi de cel puțin 1.300 de metri, însă sonda la care a avut loc explozia a fost forată la doar 500 de metri. Ministrul Energiei de la Tirana, Damian Gjiknuri, a vizitat locația de foraj, le-a cerut locuitorilor să se întoarcă la casele lor cât mai repede posibil și a ajuns la un acord cu compania petrolieră pentru ca aceasta să acopere orice daune care vor fi constatate în zonă, provocate de incident.

Unul dintre directorii Bankers Petroleum este generalul american Wesley Clark, consilier onorific al premierului Victor Ponta, care a condus campania NATO de bombardare a Serbiei din 1999, care i-a forțat pe sârbi să se retragă din Kosovo, provincie locuită majoritar de etnici albanezi, și a creat premisele declarării statului independent Kosovo. Bankers Petroleum este cea mai mare companie din Albania și are o pondere de 5,5% în PIB-ul țării.

Clark este în board-ul directorilor Bankers Petroleum din anul 2008. El mai este director și la o altă companie petrolieră canadiană cu operațiuni în Albania, Petromanas Energy.

Ce visa Wesley Clark când barilul de petrol costa 100 de dolari

Cele două companii utilizează tehnologii moderne de foraj pentru a resuscita producția de hidrocarburi a uneia dintre cele mai sărace țări din Europa, care are însă o tradiție petrolieră importantă, primele extracții de țiței din Albania datând din anii ’20 ai secolului trecut. "Albania are o semnificație economică enormă pentru Europa, grație resurselor sale robuste de petrol. Albania ar trebui să fie o componentă de bază a politicii energetice europene", declara, în vara anului trecut, Wesley Clark, citat de Bloomberg.

Bankers Petroleum, cu sediul în Calgary, Alberta, utilizează tehnologia forajului orizontal și injecțiile cu apă pentru a resuscita zăcământul Patos-Marinza, descoperit în 1928, care, pe vremuri, a fost unul dintre cele mai mari și mai productive din Europa. Producția s-a redus aproape la zero în 2004. În prezent, de la Patos-Marinza se extrag 20.000 de barili de țiței pe zi. Cei de la Bankers Petroleum au în plan forarea a 170 de sonde pe an, scopul fiind majorarea producției la aproape 50.000 de barili pe zi până în 2020.

"Bankers Petroleum este o investiție cu risc mic, capabilă să-și asigure un nivel de producție predictibil și în creștete, bazându-se pe rezerve și resurse semnificative", spune Darren Engels, analist, la FirstEnergy, firmă de analiză financiară care recomandă cumpărarea de acțiuni Bankers Petroleum.

Petromanas Energy, cu sediul tot în Calgary, are un parteneriat cu cea mai mare companie petrolieră europeană, Royal Dutch Shell, care prevede prospectarea și explorarea după noi câmpuri petroliere în Albania, a cărei geologie este similară cu cea a sudului Italiei, unde se află câteva dintre cele mai mari perimetre de hidrocarburi ale Europei.

Forajul de către Petromanas a două sonde de explorare a dus la descoperirea a circa 375 de milioane de bariki de țiței, iar o a treia este în curs de forare. Compania deține 25% din drepturile aferente concesiunii la care este partener al Royal Dutch Shell. Problema este că recenta prăbușire a cotațiilor mondiale la țiței riscă să submineze optimistele planuri ale generalului Clark.

"Ceea ce se întâmplă în Albania este un bun exemplu cu privire la oportunitățile care apar atâta timp cât prețul petrolului se menține în jurul valorii de 100 de dolari pe baril. Dacă prețul rămâne în zona asta, va schimba geografia mondială a țițeiului. Se întâmplă deja în Albania, dar și în alte regiuni ale Europei", spunea Wesley Clark în vara anului trecut. Între timp, prețul barilului de petrol s-a prăbușit cu circa 60%.

Paradis petrolier balcanic?

Explorările după zăcăminte de petrol fac parte din strategia Albaniei de a-și reconstrui economia după patru decenii de izolare sub regimul comunist al lui Enver Hogea, care a construit peste 700.000 de bunkere militare din beton până la moartea sa, survenită în 1985. Economia Albaniei, unde PIB-ul pe cap de locuitor rămâne cel mai mic din Europa după cele ale Bosniei, Ucrainei și Republicii Moldova, aproape s-a dublat în ultimii zece ani, potrivit Băncii Mondiale. Rezervele estimate de țiței și gaze ale Albaniei se cifrează la circa 400 de milioane de tone, din care o zecime sunt relativ ușor exploatabile, potrivit declarațiilor autorităților.

Bankers Petroleum, cu Wesley Clark la conducere, a atins un vârf de producție în Albania anul trecut, de 20.690 barili de petrol pe zi, cu 14% mai mult decât în 2013. Vânzarea producției albaneze de țiței le-a adus canadienilor venituri de 583 milioane dolari în 2014, cu 3% mai mult decât în anul anterior, iar profitul net al companiei a fost de 128,83 milioane dolari, dublu față de 2013. 

Recent, guvernul albanez a anunțat reluarea procesului de privatizare a companiei petroliere de stat din Albania, Albpetrol. În vederea vânzării companiei, premierul albanez s-a întâlnit cu reprezentanţii giganților petrolieri Royal Dutch Shell şi BP Plc din Marea Britanie, ai Exxon Mobil Corp. din SUA, Eni SpA din Italia, OMV AG Austria şi INA din Croaţia.

De asemenea, Albania vrea să scoată la licitație în vederea concesionării 13 perimetre de petrol și gaze, atât onshore, cât și offshore. Guvernul a promis un regim legislativ favorabil pentru activitățile de explorare și dezvoltare de zăcăminte de hidrocarburi.

Recent, executivul de la Tirana a scutit companiile de petrol și gaze de plata TVA în timpul activităților de explorare, a prelungit perioada maximă de explorare de la 5 la 7 ani și pe cea de producție de la 25 la 30 de ani.

Compania de petrol și gaze Serinus Energy, controlată de omul de afaceri polonez Jan Kulczyk, cel mai bogat om din Polonia, cu o avere estimată de Forbes la 3,5 miliarde de dolari, va contracta un împrumut în valoare de 10 milioane euro de la BERD pentru a finanța lucrările de foraj de pe concesiunea pe care o deține în Satu Mare în parteneriat cu Rompetrol și unde, recent, a fost efectuată o a doua descoperire de hidrocarburi.

"Înainte de modificarea regimului fiscal din Ucraina de anul trecut și mai ales înainte de impunerea de restricții privind repatrierea de valută de către companiile străine cu operațiuni în Ucraina, Serinus Energy putea să-și finanțeze cheltuielile de capital din România din cash-flow-ul curent. Modificările menționate, coroborate cu recenta prăbușire a prețurilor la hidrocarburi, nu ne mai permit acest lucru, astfel că ne vom finanța lucrările din România din banii împrumutați de la BERD", a declarat CEO-ul Serinus Energy, Tim Elliott.

Împrumutul va avea o dobândă constând în indicatorul LIBOR la 6 luni, plus 8 puncte procentuale. Contractul semnat cu BERD prevede că, în momentul în care Serinus Energy va reuși să-și schimbe în valută și să-și repatrieze cash-ul deținut în hrivne și blocat în băncile ucrainene, ca urmare a măsurilor de control al capitalului luate de autoritățile de la Kiev, aceste resurse financiare vor fi utilizate pentru rambursarea anticipată a creditului de la BERD.

În Ucraina, Serinus Energy are concesionate patru petrimetre de hidrocarburi, aflate în producție.

Măsuri antibusiness

Anul trecut, confruntată cu deprecierea dramatică a hrivnei față de principalele valute internaționale, Ucraina a impus restricții drastice pe piața valutară, în special pentru companiile străine. De exemplu, Kievul a interzis repatrierea în valută, către companiile-mamă, a dividendelor din profiturile subsidiarelor firmelor străine care operează în Ucraina. În plus, pentru a cumpăra valută, companiile trebuie să primească o autorizație de la stat, iar perioada de așteptare este de cel puțin 6 luni.

Pe lângă limitarea drastică a libertății de circulație a capitalurilor, guvernul ucrainean a decis, cu puțin timp înainte de finalul anului trecut, să facă permanentă dublarea cotei de redevență pentru extracția de gaze naturale aplicată producătorilor privați, de la 28% la 55%, adoptată în august 2014, majorare care, inițial, trebuia să rămână în vigoare doar până la 1 ianuarie 2015. În plus, autoritățile de la Kiev au eliminat din Codul Fiscal excepția potrivit căreia, pentru producția extrasă din sonde noi, forate și intrate în producție după 1 august 2014, urma să se datoreze, timp de doi ani, o cotă redusă de redevență, de 30,25%, uniformizând redevența pentru gazele naturale extras de sectorul privat la 55%.

O altă lovitură aplicată de executivul Ucrainei companiilor private de petrol și gaze constă într-un decret care le impune marilor consumatori industriali de gaze naturale din Ucraina să cumpere gaze exclusiv de la compania ucraineană de stat Naftogaz, statul ucrainean amputând, astfel, o bună parte din business-ul de marketing al producătorilor privați de gaze naturale.

Anul trecut, după majorarea redevențelor la gaze de către Ucraina, cei de la Serinus Energy spuneau că acest lucru va duce la scăderea cu 45% a cash-flow-ului net al companiei, obligând-o să reevalueze programul de investiții de capital din Ucraina.

Perspective promițătoare în Satu Mare

La jumătatea lunii trecute, Serinus Energy anunța că cea de-a doua sondă de explorare forată de companie pe concesiunea de la Satu Mare, Moftinu-1002 bis, a descoperit resurse de hidrocarburi în 7 zone de adâncime din locația unde a fost forată, până la adâncimea de 2.083 de metri.

Testarea celor două sonde forate până în prezent de Serinus la Satu Mare, Moftinu-1001 și Moftinu-1002 bis, va începe în februarie și este de așteptat să fie finalizată la începutul luniii martie. Anterior, în ultima parte a anului trecut, Serinus Energy a derulat un program de prospecțiuni 3D pe o suprafață de 180 de kilometri pătrați din perimetrul de la Satu Mare.

"Per total, suntem mulțumiți de rezultatele de la Moftinu-1002 bis și așteptăm testarea zonelor cu potențial de hidrocarburi descoperite de sondă. În funcție de rezultatele testării Moftinu-1002 bis și Moftinu-1001, sperăm să avem de a face cu prima dezvoltare comercială de pe concesiunea din România. Anticipăm totodată creșterea numărului de zone cu potențial de hidrocarburi pe măsură ce vom continua procesarea și interpretarea datelor rezultate din programul de prospecțiuni seismice 3D derulat anul trecut", spunea la acea dată un oficial al Serinus Energy.

În decembrie 2014, Serinus Energy anunța că a descoperit un prim zăcământ de gaze naturale în Satu Mare, raportând rezultatele forajului primei sonde de explorare, Moftinu-1001, și anunțând debutul lucrărilor de foraj la cea de-a doua, Moftinu-1002 bis.

Compania anunța că testele preliminarii derulate la Moftinu-1001 au arătat că în zonă există rezerve de hidrocarburi, dar că este nevoie, totodată, de evaluări suplimentare pentru a confirma dacă este posibilă exploatarea lor.

”Aceste zone prezintă proprietăți bune de rezervor, deși datele preliminare nu sunt concludente cu privire la existența hidrocarburilor în acestea și va fi nevoie de evaluări ulterioare pentru confirmarea potențialului de comercializare. Lucrările vor reîncepe în februarie. Serinus va solicita aprobările necesare de la autorități pentru noile foraje la începutul lunii ianuarie a anului viitor”, se arăta într-un comunicat al Serinus Energy.

În 2012, testele derulate la o altă sondă de explorare forată de Serinus Energy au avut ca rezultat o estimare de potențial de 45.307 de metri cubi de gaze pe zi. Acea primă sondă a fost forată înainte de derularea de prospecțiuni seismice 3D pe concesiune.

Cel mai bogat polonez

Concesiunea de la Satu Mare acoperă o suprafaţă de 2.949 kilometri pătraţi la graniţa României cu Ungaria, iar societatea Winstar Satu Mare SRL, o subsidiară a Serinus Energy, deţine o participare directă de 60%, fiind totodată operator al concesiunii. KMG International, fosta Rompetrol Group, deține celelalte 40% din drepturile asociate concesiunii.

Serinus Energy este o companie internaţională de explorare şi producţie de petrol şi gaze cu un portofoliu diversificat de proiecte în Ucraina, Brunei, Tunisia, România şi Siria.

Winstar Satu Mare este deținută de Kulczyk Oil Ventures, o companie cu activități în Tunisia, Ucraina, Brunei şi Siria şi este listată la Bursa de la Varşovia. Winstar a preluat două perimetre aflate în județul Satu Mare de la Rompetrol, în zona Moftin și Mădăras.

Jan Kulczyk are 63 de ani şi este cel mai bogat polonez, cu o avere estimată la 3,5 miliarde de dolari, potrivit topului Forbes. Polonezul mai deţine acţiuni și la compania de petrol și gaze Ophir Energy, listată la Bursa de la Londra şi cu un portofoliu predominant african, precum şi producătorul de energie electrică Polish Energy Partners.

Noul nivel scăzut al prețului petrolului și impactul sancțiunilor impuse de Occident ar putea reprezenta o motivație de tipul "tot răul spre bine" pentru economia rusă, susține Goldman Sachs, care profită de negocierile dintre Kremlin și industria petrolieră pentru a propune accelerarea actualei reforme fiscale aflată în desfășurare în Rusia.

Anul trecut, guvernul rus a convenit cu companiile petroliere reducerea taxelor de export în schimbul majorării redevențelor și a altor taxe din upstream (extracție și producție), însă acest pact fiscal, bazându-se pe un preț al petrolului de 100 de dolari pe baril, a devenit caduc.

Analiștii băncii americane de investiții pleacă de de la constatarea că jumătate din bugetul de stat al Rusiei se bazează pe veniturile din taxele și impozitele achitate de companiile petroliere și este, astfel, dependent de prețul internațional al petrolului. În opinia lor, Rusia va trebui să stimuleze activitatea de upstream, principala victimă a actualei evoluții a prețului petrolului. Dacă nu va fi stimulată activitatea de extracție și producție, bugetul Rusiei va suferi pe termen lung, iar situația economică se va deteriora. În plus, nou creata uniune economică euro-asiatică va necesita reformarea sistemului de taxe vamale, cel puțin în relațiile comerciale cu membrii uniunii.

Consumatorii și rafinăriile, subvenționate de sectorul upstream

Goldman Sachs remarcă faptul că în prezent, în Rusia, sectorul upstream subvenționează nu numai consumatorul rus, ci și sectorul downstream (în special rafinăriile), prin prețul mic practicat la barilul de țiței, dar și prin presiunea exercitată de povara fiscală, impusă aproape exclusiv pe umerii upstream-ului, în avantajul downstream-ului și consumatorilor, una dintre cele mai mari din lume.

Analiștii americani consideră că eliminarea acestor subvenții către consumatori și rafinării dublată de reducerea simultană a presiunii fiscale impusă activității de explorare și producție, ar putea impulsiona profitabilitatea din sectorul upstream și păstra la actualul nivel veniturile bugetare. Și asta pentru că nu guvernul, ci consumatorii și rafinăriile vor finanța majorarea profitabilității în sectorul de explorare și producție.

O povară fiscală mai redusă în acest domeniu ar majora nivelul rezervelor exploatabile din punct de vedere comercial, ceea ce ar impulsiona activitatea de producție și majora volumele de hidrocarburi exportate. Astfel, prin intermediul volumelor mai ridicate exportate, Rusia ar putea compensa efectele negative ale scăderii prețului internațional al petrolului.

Eliminarea taxelor vamale și a acizelor

Analiștii Goldman Sachs propun în acest sens, eliminarea taxelor vamale și a accizelor, compensate parțial de o majorare a altor taxe, care ar afecta în primul rând sectorul de rafinare.

În absența adoptării reformei Goldman Sachs, exporturile de petrol ale Rusiei s-ar putea diminua cu 50% până în 2020, de la un nivel de 3 milioane de barili echivalent petrol pe zi, la 1,5 milioane barili echivalent petrol pe zi.

Dacă guvernul rus ar accepta reforma fiscală propusă de analiștii băncii americane, în schimb, prețurile interne ale produselor petroliere s-ar majora cu 30%, ca urmare a eliminării subvenției indirecte reprezentate de taxele vamale, însă activitatea de explorare și producție, în special cele neconvenționale, offshore și de șist, ar decola, profitabilitatea lor fiind îmbunătățită în mod substanțial. În plus, valoarea bursieră a companiilor ruse cele mai importante, care se concentrează pe sectorul upstream, ar crește exponențial, ca urmare a majorării resurselor exploatabile comercial, convenționale și neconvenționale, ale acestora. Marii câștigători pe un termen mediu de 5-7 ani, ar fi Novatek și Lukoil, și în actualul regim, dar și în regimul fiscal propus, susține raportul Goldman Sachs.

Guvernul rus vrea aceleași venituri la buget, dar și păstrarea profitabilității companiilor petroliere

Propunerea băncii de investiții americane pare a se suprapune pe cele ale producătorii de petrol, în frunte cu grupul de stat Rosneft, propuneri depuse deja la guvern, potrivit lui Kirill Molodtsov, secretar de stat în Ministerul Energiei.

Rusia a intrat în prima recesiune de după 2009, iar bugetul este secătuit de veniturile scăzute din energie, în timp ce rubla s-a depreciat în urma sancțiunilor occidentale legate de criza ucraineană.

Guvernul trebuie să mențină nivelul veniturilor din industria petrolieră, dar nu își poate permite să reducă profitabilitatea acestui sector.

"Ne confruntăm cu noi realități și întregul set de taxe și posibilele schimbări sunt analizate. Propunerile trebuie înaintate unei comisii prezidențiale până la sfârșitul acestei luni, iar o soluție ar putea fi găsită cel mai devreme la începutul lunii aprilie", a declarat Molodtsov, citat de Mediafax.

Anul trecut, trezoreria federală a încasat 178 miliarde de dolari din taxe aplicate produselor petroliere.

Buget construit pe un preț al barilului de 50 de $

Autoritățile ruse lucrează la revizuirea bugetului pe acest an, iar Ministerul Economiei utilizează un preț mediu al petrolului de 50 de dolari pe baril, comparativ cu 98 de dolari în 2014.

Impactul prețului mai scăzut al petrolului va fi parțial compensat de deprecierea rublei cu 47% față de dolar, în ultimele 12 luni.

Directorul general al Rosneft, Igor Sechin, aliat de mult timp al președintelui Vladimir Putin, a discutat cu acesta despre regimul fiscal, săptămâna trecută. Putin a spus că toată lumea trebuie să respecte interesele țării.

Producătorii de petrol vor profita de actualul regim fiscal doar dacă prețul mediu al petrolului va depăși 70 de dolari pe baril în acest an și 55 de dolari în 2017, a spus Denis Borisov, director la centrul pentru petrol și gaze al Ernst&Young în Moscova.

La nivelul actual al prețurilor, companiile petroliere vor pierde în acest an 0,6 dolari pe baril, și circa 0,3 dolari pe baril în 2017, când actualul program de taxe va expira, a spus Borisov.

{jathumbnailoff}

Compania petrolieră de stat a Emiratelor Arabe Unite, Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), le cere marilor companii multinaționale de petrol și gaze cu care are acorduri de asociere pentru exploatarea de câmpuri de petrol și gaze de pe teritoriul Emiratelor să îi plătească în avans redevențe în sumă totală de 8 miliarde de dolari drept condiție pentru prelungirea concesiunilor pentru 15 perimetre petroliere onshore, care asigură circa jumătate din totalul producției petroliere a Emiratelor.

Potrivit Financial Times și Bloomberg, ADNOC a cerut în total 8 miliarde de dolari de la mai multe companii petroliere multinaționale pentru a le prelungi acordurile de concesiune. Acestea au expirat anul trecut, după ce au fost în vigoare timp de 40 de ani, iar prelungirea acestora ar urma să se facă tot pe 40 de ani.

Ar fi una dintre cele mai mari redevențe solicitate în avans din istorie, iar acest lucru ar putea determina jucători majori, precum Royal Dutch Shell sau BP, să părăsească negocierile și să renunțe la operațiunile lor din Emiratele Arabe Unite. Potrivit unor surse la curent cu situația, americanii de la Exxon au refuzat deja solicitarea ADNOC și au decis să nu-și mai prelungească acordul de concesiune.

Cele 15 perimetre de exploatare petrolieră în legătură cu care s-au cerut redevențe în avans acoperă circa jumătate din producția de țiței a Emiratelor Arabe Unite, cifrată în prezent la aproximativ 2,8 milioane de barili pe zi. ADNOC vrea să majoreze producția la 3,5 milioane de barili pe zi până în 2017.

Francezii au acceptat prețul

Până în prezent, singurii care au acceptat solicitarea arabilor au fost francezii de la Total, care, săptămâna trecută, au semnat prelungirea acordului de concesiune, cu o participație de 10% din drepturile aferente celor 15 perimetre petroliere. Total a plătit ADNOC o redevență totală în avans cifrată la circa 2 miliarde de dolari. Prelungirea acordului de concesiune prevede triplarea încasărilor cuvenite Total de pe urma producției de la aceste câmpuri, de la 1 dolar pentru fiecare baril de petrol vândut la 2,85 dolari.

După prelungirea acordului cu Total, cei din Emirate pun acum presiune pe Shell și BP, cerându-le sume similare pentru participații egale cu cea câștigată de francezi. Cei doi giganți au refuzat însă, până în prezent, condițiile propuse de arabi.

Surse din industrie spun că șefii celor două companii sunt hotărâți să plătească avansuri cât mai mici către ADNOC, temându-se că, în caz contrar, prăbușirea cotațiilor internaționale la țiței le-ar reduce drastic rata de profit asigurată de participațiile la exploatările din Emirate, la procente exprimate cu o singură cifră.

"Companiile au probleme de lichiditate. Sunt interesate să-și prelungească acordurile de concesiune, însă nu în acești termeni", a declarat o sursă din industria petrolieră.

Resurse sigure, fără costuri de explorare

În baza precedentului acord de concesiune pentru cele 15 câmpuri petroliere, expirat anul trecut și aflat în vigoare timp de 40 de ani, Exxon, Shell, Total și BP aveau participații de câte 9,5% la exploatările respective, procent în acord cu care se stabileau atât obligațiile de investiții, cât și încasările din vânzarea țițeiului extras. Cele 15 perimetre au fost exploatate neîntrerupt timp de 75 de ani.

Și compania coreeană Korea National Oil Corp ar fi interesată de preluarea unei participații la perimetrele petroliere din Emirate, coreenii fiind invitați de cei de la ADNOC să formuleze oferte. Alte companii invitate de arabi sunt China National Petroleum Corp, Inpex Corp din Japonia, norvegienii de la Statoil, Occidental Petroleum din SUA, italienii de la Eni și rușii de la Rosneft.

"Emiratele Arabe Unite deține unele dintre cele mai mari câmpuri petroliere din lume, iar aceste zăcăminte asigură un nivel de producție stabil pe termen lung. Redevențele în avans pe care le solicită ADNOC nu sunt ceva cu totul neașteptat, dat fiind că resursele sunt sigure și nu există costuri de explorare", spune Chris Gunson, avocat specializat în domeniul energetic din Abu-Dhabi.

Nu doar banii contează, ci și know-how-ul

Shell și BP dețin un know-how extins cu privire la câmpurile petroliere din Emiratele Arabe Unite, greu de egalat. Chiar dacă ADNOC va găsi alți parteneri, dispuși să plătească sumele foarte mari cerute în avans ca redevențe, compania arabă de stat se va confrunta cel mai probabil cu probleme în cadrul operațiunilor, dat fiind că alte firme petroliere nu dețin expertiza tehnică a Shell și BP.

"Vom aștepta să vedem cum vor evolua lucrurile în privința concesiunii noastre din Emiratele Arabe Unite. Orice acord trebuie să fie viabil din punct de vedere economic pentru noi", a declarat CEO-ul BP, Bob Dudley.

Emiratele Arabe Unite dețin circa 6% din rezervele mondiale de țiței, cea mai mare parte fiind concentrată în Abu-Dhabi. ADNOC are în plan investiții de 22 de miliarde de dolari în proiecte de majorare a producției de petrol și gaze a Emiratelor și a capacității de export de hidrocarburi a statului.

Compania australiană de petrol și gaze ADX Energy, care operează perimetrul de explorare Parța, situat în vestul României, în județul Timiș, în apropiere de granița cu Serbia, a anunțat că i-a dat în judecată pe proprietarii de terenuri pe perimetru care nu permit companiei accesul pe proprietățile lor în vederea derulării de prospecțiuni seismice pentru evaluarea potențialului de hidrocarburi al concesiunii.

Australienii mai spun că, din cauza obstrucționării accesului pe aceste terenuri, lucrările au fost întârziate, făcând imposibilă respectararea termenelor de finalizare prevăzute în acordul de concesiune semnat cu statul român, astfel încât vor solicita Agenției Naționale pentru Resurse Minerale (ANRM) prelungirea perioadei de explorare prevăzute de acordul petrolier, pentru a-și putea finaliza programul de lucrări de prospecțiune și explorare.

"În anumite zone ale perimetrului Parța, procesul de obținere a accesului la terenuri pentru derularea de prospecțiuni seismice a fost foarte lent, fiind în unele cazuri obstrucționat de activități ilegale ale proprietarilor, ceea ce a dus la declanșarea de proceduri în justiție pentru asigurarea accesului la aceste terenuri, în confirmitate cu Legea petrolului din România. Aceste proceduri sunt menite să permită companiei să își îndeplinească angajamentele asumate prin acordul de concesiune", se arată în ultimul raport trimestrial al ADX Energy.

Problemele legate de accesul la terenuri afectează serios activitatea companiei și împiedică finalizarea la timp a programului de lucrări de explorare, mai precizează australienii. "În consecință, ADX Energy va solicita prelungirea perioadei de explorare, pentru a-și putea finaliza programul de lucrări", afirmă compania.

ADX Energy mai spune că se află în discuții cu mai multe companii pentru semnarea de acorduri de farm-out în vederea forării de sonde de explorare în mai multe zone ale perimetrului Parța.

Zăcăminte modeste, rentabilitate mare

"Atractivitatea economică a concesiunii este susținută de adâncimea redusă a țintelor de foraj, de 800 până la 2.000 de metri, de costurile mici de foraj, de sub 2 milioane dolari per sondă, de prezența infrastructurii de transport necesare, de legislația fiscală atractivă și de proximitatea piețelor europene de livrare, ceea ce face ca descoperiri de hidrocarburi relativ modeste să asigure randamente investiționale excelente, chiar și după ieftinirea semnificativă a țițeiului", spun cei de la ADX Energy.

În octombrie anul trecut, ADX Energy anunța că, pe baza prospecțiunilor seismice derulate până atunci, estimează resursele de hidrocarburi de pe concesiunea Parța la 8,1 milioane barili țiței și 1,09 miliarde mc gaze naturale și preciza că are ca obiectiv demararea forajului unor sonde de explorare în a doua jumătate a lui 2015.

Estimarea era una medie, varianta pesimistă fiind de 2,4 milioane barili țiței și 0,29 miliarde mc gaze naturale, iar cea optimistă – de 16,8 milioane barili țiței și 2,32 miliarde mc gaze naturale. Luând ca reper estimările ANRM cu privire la rezervele de țiței și gaze ale României la nivelul anului 2014, descoperirile anunțate de ADX Energy ar reprezenta, în estimarea lor medie, circa 2,3% din rezervele naționale de țiței și 0,96% din rezervele de gaze naturale ale țării.

ADX Energy este operatorul concesiunii Parța și deține 50% din drepturi, cealaltă jumătate fiind achiziționată de firma austriacă Rohöl-Aufsuchungs Aktiengesellschaft (RAG), prin acoperirea costurilor trecute ale proiectului și asumarea anticipată a unei părți din cele viitoare.

Amenințau încă de anul trecut

În iulie anul trecut, Paul Fink, director tehnic al ADX Energy și administrator al filialei românești ADX Panonia SRL, declara că australienii ar putea investi până la 100 milioane de euro în lucrări de explorare-exploatare în Timiș și că încearcă să convingă investitorii că România sprijină activităţile legate de petrol şi gaze, întrucât strângerea de fonduri "nu este partea uşoară".

Pe de altă parte, Fink se plângea că firma întâmpină probleme cu accesul pe unele terenuri din perimetrul concesionat pe care intenționează să facă lucrări de explorare și prospecțiuni seismice. Fink a mai spus că, din păcate, în România, legile care se referă la lucrările de explorare pentru petrol și gaze sunt uneori interpretate greşit, arătând că ADX Energy a primit comanda din partea statului de a prospecta aceste suprafeţe şi de aici ar rezulta obligaţia de a se permite companiei accesul pe aceste suprafeţe, ceea ce înseamnă că proprietarii şi arendaşii trebuie să permită companiei să lucreze.

"Nu se poate ca fiecare dintre miile de proprietari de teren din regiunea concesiunii noastre să decidă personal şi arbitrar dacă în România sunt permise sau nu prospecţiunile după resurse minerale. Pentru a obţine acest drept de acces garantat de către stat am îndeplinit multe obligaţii, pentru a obţine concesiunea pentru explorare, desigur şi în ceea ce privește standarde de mediu şi de siguranţă", a declarat Fink.

El a adăugat că ADX Energy dorește să evite orice incertitudine, dar şi "orice nemulţumire sau orice ceartă", însă a avertizat că legislaţia românească oferă companiei posibilitatea de a porni o acţiune în instanţă după 60 de zile, pentru a obţine accesul pe terenuri pe termen scurt pentru lucrările sale.

"Fireşte că dorim să evităm orice conflict şi că dorim să găsim împreună cu familiile şi companiile un acord şi, precum am spus, trebuie şi vrem să îi despăgubim pentru pierderile cauzate recoltelor sau alte daune. Pentru noi este important să discutăm cu toate persoanele implicate, noi suntem deschişi pentru a răspunde tuturor întrebărilor. În mod repetat auzim că oamenilor le este teamă de exproprieri – ca în cazul construcţiilor de drumuri. Drepturile de proprietate nu sunt afectate deloc de lucrările noastre. Este vorba doar despre permiterea accesului pe teren pentru o perioadă scurtă, de una până la două zile. Chiar şi dacă sunt descoperite zăcăminte minerale, terenul rămâne bineînţeles în proprietatea proprietarului terenului. O altă problemă este aceea că, uneori, este greu să se găsească proprietarul actual al unei parcele, deoarece datele autorităţilor locale sau din cadastru nu mai sunt actuale. Cu toate acestea, încercăm să îi contactăm direct pe proprietari sau pe arendaşi. În cazul în care cineva se consideră ca fiind tratat injust, suntem recunoscători pentru aflarea acestui fapt. Pe pagina noastră de internet am creat un spaţiu de comunicare şi răspundem oricând întrebărilor. În timpul lucrărilor vom avea la fața locului şi o echipă de jurişti, care îi va putea consilia pe proprietarii de teren care se simt trataţi nedrept şi vom plăti rapid şi nebirocratic compensările menţionate anterior", a mai spus administratorul ADX Panonia SRL.

Nu caută gaze de șist

Fink a arătat că, potrivit legislației românește, un proprietar nu poate refuza accesul ADX Energy pe terenuri, întrucât, în caz contrar, companiei i-ar fi imposibil să își îndeplinească angajamentele asumate față de statul român. "Legea îl protejează însă şi pe proprietarul de teren, deoarece suntem obligaţi să plătim compensări corespunzătoare pentru perioada scurtă de timp în care intrăm pe teren pentru a efectua măsurători geofizice. În plus, activitatea noastră este legată de îndeplinirea mai multor cerinţe de mediu şi de siguranţă", arată directorul tehnic al ADX Energy.

În aprilie 2013, australienii spuneau că au finalizat colectarea de date seismice 2D pe o suprafață de 90 de kilometri pătrați din cadrul perimetrului și au început procesarea acestor date și că, totodată, au decis întreruperea programului de prospecțiuni până în iulie, din cauza ploilor masive și a inundațiilor locale, precizând că acesta va reîncepe după principalul sezon de recoltă al anului, când australienii se așteaptă la un grad de acceptare sporit din partea localnicilor, ca urmare a faptului că, în sezonul uscat, amprenta ecologică a lucrărilor este mai redusă, mai ales în ceea ce privește prospecțiunile seismice 3D.

Potrivit presei locale, locuitorii din regiune și-au manifestat nemulțumirea față de lucrările de prospecțiuni seismice derulate în zonă, unii dintre aceștia acuzând derularea acestora pe proprietățile lor private fără acordul lor, iar alții suspectând că ar fi vorba de explorări pentru gaze de șist și temându-se de efectul acestora asupra mediului ambiant.

În replică, autoritățile locale au susținut că nemulțumirile sunt doar rezultatul unor dezinformări. La rândul lor, australienii au precizat că nu intenționează să utilizeze în România metode neconvenționale, precum cele folosite la explorarea pentru gaze de șist.

Grupul austriac OMV, compania-mamă a OMV Petrom, intenționează să-și reducă cheltuielile anuale de capital cu 20 până la 35%, de la o proiecție medie anterioară, pentru intervalul 2014 – 2016, de 3,9 miliarde euro pe an la una de 2,5-3 miliarde euro pentru perioada 2015-2017, ca urmare a prăbușirii prețurilor la țiței pe plan mondial și a incertitudinilor cu care se confruntă austriecii în privința nivelului producției de hidrocarburi din Libia.

Nivelul cel mai pesimist estimat, de 2,5 miliarde euro pe an, corespunde scenariului în care prețul țițeiului pe piețele internaționale se va încadra într-o medie de 50 de dolari/baril în următorii trei ani, se afirmă în cea mai recentă declarație de trading a grupului austriac.

Circa 80% din cheltuielile de capital ale OMV reprezintă investiții în sectorul upstream, adică în explorare și producție. Acestea vor fi reduse de asemenea cu până la 35%, de la o proiecție medie anterioară, pentru intervalul 2014 – 2016, de 3,1 miliarde euro pe an la una de 2-2,4 miliarde euro pentru perioada 2015-2017, se arată într-o prezentare a OMV.

Bugetul de explorare al OMV pentru 2015 se ridică la 530 milioane euro, în scădere cu 25% față de anul trecut. În ultimul trimestru al anului trecut, cheltuielile de explorare au scăzut semnificativ comparativ cu trimestrul anterior, precizează OMV.

Reducerea ritmului lucrărilor

În aceste condiții, OMV va încerca, acolo unde va fi posibil, să încetinească ritmul de lucrări la proiectele de explorare aflate în execuție, cum ar fi cele de la câmpul gazeifer Nawara din Tunisia, precum și cele din perimetrele Schiehallion și Aasta Hansteen din apele teritoriale norvegiene ale Mării Nordului. Incertitudinea cu privire la acest plan este dată de faptul că acordurile de concesiune pentru explorări de petrol și gaze prevăd programe obligatorii de lucrări pe perioade date, care nu pot fi revizuite decât de comun acord cu partenerii guvernamentali.

Acționarii OMV au decis, în octombrie anul trecut, că CEO-ul Gerhard Roiss va părăsi conducerea companiei în iunie 2015, cu aproape doi ani înainte de terminarea mandatului său, în condițiile în care acționarii și investitorii pun tot mai multă presiune pe OMV și se îndoiesc de șansele de reușită ale ambițioaselor planuri de expansiune ale companiei, în special de cele de explorare și producție din Marea Nordului, iar grupul austriac întâmpină probleme în a-i convinge că poate face în condițiile tot mai dificile de pe piețele internaționale de petrol și gaze.

În noiembrie 2013, OMV a finalizat tranzacția cu Statoil, compania de petrol și gaze controlată de statul norvegian, prin care OMV a preluat de la norvegieni participații la câmpuri petroliere și gazeifere din Marea Nordului contra unei sume totale de 2,65 miliarde de dolari. Producția de hidrocarburi a OMV a crescut în T4 2014 la 318.000 barili echivalent petrol, față de 311.000 în T3 2014 și 277.000 în T4 2013, ca urmare a majorării producției din Norvegia, care a compensat scăderea producției din Libia, afectată de probleme de securitate.

"Performanța a fost influențată negativ de creșterea costurilor de producție și de depreciere. Declinul accentuat al prețurilor la petrol a avut un impact negativ semnificativ asupra rezultatelor din T4 2014. Acest lucru a fost parțial compensat de evoluția favorabilă a cursului de schimb euro/dolar", afirmă OMV.

OMV are în vedere măsuri de reducere a costurilor care includ o politică mai strânsă în privința personalului și a cheltuielilor cu contractorii și achizițiile, prioritizarea riguroasă a viitoarelor cheltuieli discreționare și continuarea optimizării activității de downstream, analizând totodată opțiuni de renunțare la unele active.

Rămân profitabili la prețul de 50 dolari/baril

Pe de altă parte, cei de la OMV se arată optimiști cu privire la rentabilitatea actualei producții de hidrocarburi în condițiile ieftinirii țițeiului pe piețele internaționale și susțin că își mențin angajamentul de a plăti sub formă de dividende de 30% din profit.

"Peste 80% din producția actuală generează un rezultat operațional pozitiv la un preț al țițeiului de 50 dolari/baril. De asemenea, întreaga producție actuală generează un cash flow operativ pozitiv la nivelul de 50 dolari/baril. Pe termen lung, imensa majoritate a proiectelor aflate în execuție creează valoare adăugată la acest preț", se spune în declarația OMV.

În privința proiectelor pentru care nu s-a luat încă decizia finală de investire, va fi nevoie de reproiectare substanțială pentru ca acestea să genereze valoare, iar menținerea prețului de 50 dolari/baril pe termen lung va duce la deprecieri în upstream și va încetini semnificativ ritmul de creștere a producției, mai precizează austriecii.

Ieftinirea accentuată a petrolului a avut și efecte pozitive asupra activității OMV în ultimul trimestru al anului trecut, ducând la îmbunătățirea marjelor de rafinare în sectorul downstream. Business-ul de marketing a cunoscut obișnuita reducere sezonieră a vânzărilor, însă marjele s-au menținut puternice, tot ca urmare a reducerii cotațiilor la țiței.

Compania de petrol și gaze Serinus Energy, controlată de omul de afaceri polonez Jan Kulczyk, cel mai bogat om din Polonia, cu o avere estimată de Forbes la 3,5 miliarde de dolari, a făcut cea de-a doua descoperire de hidrocarburi pe concesiunea pe care o deține în Satu Mare în parteneriat cu Rompetrol.

Potrivit unui anunț al companiei, cea de-a doua sondă de explorare forată de Serinus Energy pe concesiunea de la Satu Mare, Moftinu-1002 bis, a descoperit resurse de hidrocarburi în 7 zone de adâncime din locația unde a fost forată, până la adâncimea de 2.083 de metri.

Testarea celor două sonde forate până în prezent de Serinus la Satu Mare, Moftinu-1001 și Moftinu-1002 bis, va începe în februarie și este de așteptat să fie finalizată la începutul luniii martie. Anterior, în ultima parte a anului trecut, Serinus Energy a derulat un program de prospecțiuni 3D pe o suprafață de 180 de kilometri pătrați din perimetrul de la Satu Mare.

"Per total, suntem mulțumiți de rezultatele de la Moftinu-1002 bis și așteptăm testarea zonelor cu potențial de hidrocarburi descoperite de sondă. În funcție de rezultatele testării Moftinu-1002 bis și Moftinu-1001, sperăm să avem de a face cu prima dezvoltare comercială de pe concesiunea din România. Anticipăm totodată creșterea numărului de zone cu potențial de hidrocarburi pe măsură ce vom continua procesarea și interpretarea datelor rezultate din programul de prospecțiuni seismice 3D derulat anul trecut", a declarat CEO-ul Serinus Energy, Jock Graham.

În decembrie 2014, Serinus Energy anunța că a descoperit un prim zăcământ de gaze naturale în Satu Mare, raportând rezultatele forajului primei sonde de explorare, Moftinu-1001, și anunțând debutul lucrărilor de foraj la cea de-a doua, Moftinu-1002 bis.

Compania anunța că testele preliminarii derulate la Moftinu-1001 au arătat că în zonă există rezerve de hidrocarburi, dar că este nevoie, totodată, de evaluări suplimentare pentru a confirma dacă este posibilă exploatarea lor.

”Aceste zone prezintă proprietăți bune de rezervor, deși datele preliminare nu sunt concludente cu privire la existența hidrocarburilor în acestea și va fi nevoie de evaluări ulterioare pentru confirmarea potențialului de comercializare. Lucrările vor reîncepe în februarie. Serinus va solicita aprobările necesare de la autorități pentru noile foraje la începutul lunii ianuarie a anului viitor”, se arăta într-un comunicat al Serinus Energy.

În 2012, testele derulate la o altă sondă de explorare forată de Serinus Energy au avut ca rezultat o estimare de potențial de 45.307 de metri cubi de gaze pe zi. Acea primă sondă a fost forată înainte de derularea de prospecțiuni seismice 3D pe concesiune.

Concesiunea de la Satu Mare acoperă o suprafaţă de 2.949 kilometri pătraţi la graniţa României cu Ungaria, iar societatea Winstar Satu Mare SRL, o subsidiară a Serinus Energy, deţine o participare directă de 60%, fiind totodată operator al concesiunii. KMG International, fosta Rompetrol Group, deține celelalte 40% din drepturile asociate concesiunii.

Serinus Energy este o companie internaţională de explorare şi producţie de petrol şi gaze cu un portofoliu diversificat de proiecte în Ucraina, Brunei, Tunisia, România şi Siria.

Winstar Satu Mare este deținută de Kulczyk Oil Ventures, o companie cu activități în Tunisia, Ucraina, Brunei şi Siria şi este listată la Bursa de la Varşovia. Winstar a preluat două perimetre aflate în județul Satu Mare de la Rompetrol, în zona Moftin și Mădăras.

Jan Kulczyk are 63 de ani şi este cel mai bogat polonez, cu o avere estimată la 3,5 miliarde de dolari, potrivit topului Forbes.

Polonezul mai deţine acţiuni și la compania de petrol și gaze Ophir Energy, listată la Bursa de la Londra şi cu un portofoliu predominant african, precum şi producătorul de energie electrică Polish Energy Partners.

Austriecii de la OMV, compania-mamă a OMV Petrom, și-au adjudecat, în parteneriat cu americanii de la Marathon Oil, concesiunile unui număr de 7 perimetre offshore de hidrocarburi din zona croată a Mării Adriatice, scoase la licitație de guvernul de la Zagreb.

În total, croații au scos la licitație un număr de 10 perimetre offshore de hidrocarburi. Alte două au fost adjudecate de către INA, compania de petrol și gaze deținută de statul de croat și de grupul ungar MOL, iar una de către un consorțiu format din italienii de la Eni și britanicii de la Medoilgas.

"Interesul manifestat de către investitori demonstrează că avem potențial. Este important de știut că nu există alte surse noi de petrol și gaze în sud-estul Europei în afară de cele din Croația", a declarat ministrul Economiei de la Zagreb, Ivan Vrdoljak.

Licențele de explorare adjudecate la licitația organizată de Croația au o valabilitate de 5 ani. Guvernul croat a fixat data de 2 aprilie ca deadline pentru semnarea acordurilor petroliere de explorare și producție cu câștigătorii licitației.

Croația, care a aderat la UE în iulie 2013, se află în recesiune din 2009 și speră ca resursele de petrol și gaze din Marea Adriatică să stimuleze economia locală. Executivul de la Zagreb spune că se așteaptă la investiții de circa 2,5 miliarde de dolari în următorii cinci ani, în lucrări de explorare a zăcămintelor offshore adjudecate la recenta licitație.

Potrivit regulilor licitației, după semnarea contractelor pentru cele 10 perimetre concesionate, companiile concesionare vor plăti imediat la bugetul de stat al Croației o sumă totală de aproape 16 milioane de dolari.

Licitația a durat 7 luni și a inclus un număr de 29 de perimetre offshore, 8 în nord și 21 în centrul și sudul Adriaticii. Suprafața perimetrelor variază de la 1.000 la 1.600 de kilometri pătrați. Potrivit datelor preliminare, în sunt șanse mai mari să se descopere zăcăminte de gaze naturale, în timp ce în sud se așteaptă mai degrabă descoperiri de țiței.

Organizațiile ecologiste locale susțin că forajele după hidrocarburi ar putea afecta negativ înfloritoarea industriei croată a turismului. "Înainte de semnarea acordurilor de concesiune vom derula un studiu privind impactul forajului asupra mediului", a declarat șeful agenției croate pentru resurse de hidrocarburi, Barbara Doric.

În prezent, Croația își asigură circa 65% din consumul său anual de gaze naturale, cifrat la un total de 2,7 miliarde de metri cubi, din producția propriilor sale perimetre offshore. Croații speră ca noile concesiuni să ducă țara la independență energetică totală.

Guvernul de la Zagreb mai are în derulare o licitație pentru perimetre onshore de hidrocarburi, care se va finaliza în februarie. În plus, croații intenționează să reia un plan mai vechi de construire a unui terminal de import de gaze naturale lichefiate pe insula Krk.

Compania de petrol și gaze Serinus Energy, controlată de omul de afaceri polonez Jan Kulczyk, cel mai bogat om din Polonia, cu o avere estimată de Forbes la 3,5 miliarde de dolari, a descoperit un zăcământ de gaze naturale în Satu Mare, raportând rezultatele forajului primei sonde de explorare și anunțând debutul lucrărilor de foraj la cea de-a doua.

Potrivit unui anunț al companiei, Serinus Energy a început forajul la Moftinu-1002bis, cea de-a două sondă de explorare de pe concesiunea Satu Mare. Compania estimează că forajul va dura 20 de zile și va atinge adâncimea de 2.080 de metri.

În 2012, testele derulate la o altă sondă de explorare forată de Serinus Energy au avut ca rezultat o estimare de potențial de 45.307 de metri cubi de gaze pe zi. Acea primă sondă a fost forată înainte de derularea de prospecțiuni seismice 3D pe concesiune. Testele la ultima sondă forată vor avea loc în primul trimestru al anului viitor.

Concesiunea de la Satu Mare acoperă o suprafaţă de 2.949 kilometri pătraţi la graniţa României cu Ungaria, iar societatea Winstar Satu Mare SRL, o subsidiară a Serinus Energy, deţine o participare directă de 60%, fiind totodată operator al concesiunii. KMG International, fosta Rompetrol Group, deține celelalte 40% din drepturile asociate concesiunii.

Cu o zi înainte, Serinus Energy anunțase că o altă sondă de explorare, Moftinu-100, a fost forată până la o adâncime de 1.463 de metri. Testele preliminarii au arătat că în zonă există rezerve de hidrocarburi, dar că este nevoie, totodată, de evaluări suplimentare pentru a confirma dacă este posibilă exploatarea lor.

”Aceste zone prezintă proprietăți bune de rezervor, deși datele preliminare nu sunt concludente cu privire la existența hidrocarburilor în acestea și va fi nevoie de evaluări ulterioare pentru confirmarea potențialului de comercializare. Lucrările vor reîncepe în februarie, Serinus va solicita aprobările necesare de la autorități pentru noile foraje la începutul lunii ianuarie a anului viitor”, se arată în comunicat ul Serinus Energy.

“Suntem foarte multumiți de calitatea și cantitatea pachetelor de nisip întâlnite în perimetrul Moftinu-1001 și aștept cu nerăbdare rezultatele testelor pe care le vom face în luna februarie. Acesta este primul pas în confirmarea potențialului blocului Satu Mare din nord-vestul României, despre care noi credem că va deveni o exploatare semnificativă ca unitate de producție pentru Serinus“, a declarat Jock Graham, vicepreședintele executiv al Serinus Energy.

Serinus Energy este o companie internaţională de explorare şi producţie de petrol şi gaze cu un portofoliu diversificat de proiecte în Ucraina, Brunei, Tunisia, România şi Siria.

Winstar Satu Mare este deținută de Kulczyk Oil Ventures, o companie cu activități în Tunisia, Ucraina, Brunei şi Siria şi este listată la Bursa de la Varşovia. Winstar a preluat două perimetre aflate în județul Satu Mare de la Rompetrol, în zona Moftin și Mădăras.

Jan Kulczyk are 63 de ani şi este cel mai bogat polonez, cu o avere estimată la 3,5 miliarde de dolari, potrivit topului Forbes.

Polonezul mai deţine acţiuni și la compania de petrol și gaze Ophir Energy, listată la Bursa de la Londra şi cu un portofoliu predominant african, precum şi producătorul de energie electrică Polish Energy Partners.

Austriecii de la OMV, compania-mamă a OMV Petrom, au demarat pe 28 noiembrie forajul de redezvoltare a câmpului petrolier offshore matur Maari din apele teritoriale ale Noii Zeelande, scopul fiind creșterea rezervelor și a producției de țiței, precum și a gradului de recuperare a resurselor din zăcământ.

OMV Noua Zeelandă a început forajul de exploatare în câmpul Maari pe 28 noiembrie, prin intermediul sondei MR-8A, care a fost forată orizontal până la o lungime totală de 3.824 de metri. Capacitatea brută de producție a sondei a fost estimată la 4.500 de barili de țiței pe zi, se arată într-un comunicat al OMV.

"Revitalizarea unui câmp matur este o mare realizare. Condițiile din Marea Tasmaniei sunt grele, însă echipa a reușit să ducă la capăt proiectul în condiții de siguranță. Producția suplimentară din câmpul Maari, prin intermediul facilităților existente, va îmbunătăți eficiența și va reduce costurile operaționale pe baril extras", a declarat Jaap Huijskes, membru al board-ului OMV, responsabil cu activitățile de explorare și producție.

Proiectul prevede forarea a cinci sonde, iar investițiile OMV se ridică la circa 205 milioane euro. Se așteaptă ca lucrările de foraj să fie finalizate la jumătatea anului viitor.

Câmpul petrolier Maari este localizat la o adâncime a apei de 100 de metri, la circa 80 de kilometri de coasta neo-zeelandeză. Producția a început în februarie 2009 și se află în declin, după ce a atins un vârf de circa 25.000 de barili echivalent petrol pe zi.

Concesiunea câmpului Maari este deținută de un joint-venture format din divizia neo-zeelandeză a OMV, care controlează 69% din drepturi și are și calitatea de operator, alături de Todd Maari Ltd (16%), Horizon Oil International Ltd (10%) și Cue Taranaki Pty Ltd (5%).

Producția de hidrocarburi a OMV, principalul acționar al celei mai importante companii românești, OMV Petrom, a crescut în trimestrul al treilea cu 13% față de perioada similară a anului trecut și cu 4,7 % față de cel de-al doilea trimestru al acestui an, ca urmare a majorării producției din Norvegia și revenirii parțiale a producției din Libia.

Acționarii OMV au decis, în octombrie, plecarea din fruntea companiei a CEO-ului Gerhard Roiss la finalul lunii iunie a anului viitor, cu doi ani înainte finalizării mandatului acestuia, după ce profitul operațional al OMV s-a înjumătățit în al doilea trimestru din 2014, criza din Libia obligând compania să majoreze producția la zăcămintele situate în jurisdicții cu costuri mari de operare, cum ar fi Norvegia.

Compania australiană de petrol și gaze ADX Energy, care operează perimetrul de explorare Parța, situat în vestul României, în județul Timiș, în apropiere de granița cu Serbia, a anunțat că, pe baza prospecțiunilor seismice derulate până în prezent pe perimetrul respectiv, estimează resursele de hidrocarburi de pe concesiunea Parța la 8,1 milioane barili țiței și 1,09 miliarde mc gaze naturale, având ca obiectiv demararea forajului unor sonde de explorare în a doua jumătate a anului viitor.

Estimarea este una medie, varianta pesimistă fiind de 2,4 milioane barili țiței și 0,29 miliarde mc gaze naturale, iar cea optimistă – de 16,8 milioane barili țiței și 2,32 miliarde mc gaze naturale, se arată într-un comunicat al ADX Energy.

Luând ca reper estimările Agenției Naționale pentru Resurse Minerale (ANRM) cu privire la rezervele de țiței și gaze ale României la nivelul anului 2014, descoperirile anunțate de ADX Energy ar reprezenta, în estimarea lor medie, circa 2,3% din rezervele naționale de țiței și 0,96% din rezervele de gaze naturale ale țării.

"Viabilitatea economică a zăcămintelor se bazează pe adâncimea relativ redusă a țintelor de foraj, situate între 800 și 2.000 de metri, pe costurile mici de foraj, cifrate sub 2 milioane de dolari per sondă, pe faptul că există infrastructura necesară, precum și pe legislația fiscală locală favorabilă și pe proximitatea piețelor europene de desfacere, ceea ce face ca descoperiri relativ modeste de resurse de hidrocarburi să ofere randamente excelente în termeni de profitabilitate a investițiilor", spun australienii.

Grăbesc forajul

Prospecțiunile seismice derulate până în prezent au scos în evidență trei ținte de foraj pentru sonde de explorare, iar pe măsură ce vor mai apărea date seismice, în urma prospecțiunilor 2D și 3D care vor fi efectuate, este posibilă să apară și alte ținte potențiale de foraj, se arată în documentul citat.

"Deși intenția noastră inițială era de a fora sonde de explorare doar după finalizarea prospecțiunilor seismice, descoperirea acestor ținte atractive de foraj a făcut ca ADX Energy și partenerul său în cadrul concesiunii să hotărască grăbirea forajului, având în plan demararea lucrărilor de foraj la cel puțin două ținte. ADX Energy a început discuții cu companii active în regiune pentru atragerea de noi parteneri pentru aceste lucrări, având ca obiectiv începerea forajului în a doua jumătate a anului 2015", se mai afirmă în comunicatul ADX Energy.

În paralel cu pregătirea pentru forajul din prima jumătate a anului viitor, ADX Energy continuă demersurile pentru perfectarea acordurilor privind accesul pe terenuri, în vederea continuării lucrărilor de prospecțiuni seismice 2D și 3D, lucrări care vor permite companiei să obțină datele necesare în vederea eventualei forări a altor sonde, spre finalul lui 2015.

ADX Energy este operatorul concesiunii Parța și deține 50% din drepturi, cealaltă jumătate fiind achiziționată de firma austriacă Rohöl-Aufsuchungs Aktiengesellschaft (RAG), prin acoperirea costurilor trecute ale proiectului și asumarea anticipată a unei părți din cele viitoare.

Probleme cu accesul pe terenuri

În iulie, Paul Fink, director tehnic al ADX Energy și administrator al filialei românești ADX Panonia SRL, declara că australienii ar putea investi până la 100 milioane de euro în lucrări de explorare-exploatare în Timiș și că încearcă să convingă investitorii că România sprijină activităţile legate de petrol şi gaze, întrucât strângerea de fonduri "nu este partea uşoară".

Pe de altă parte, Fink se plângea că firma întâmpină probleme cu accesul pe unele terenuri din perimetrul concesionat pe care intenționează să facă lucrări de explorare și prospecțiuni seismice.

Fink a mai spus că, din păcate, în România, legile care se referă la lucrările de explorare pentru petrol și gaze sunt uneori interpretate greşit, arătând că ADX Energy a primit comanda din partea statului de a prospecta aceste suprafeţe şi de aici ar rezulta obligaţia de a se permite companiei accesul pe aceste suprafeţe, ceea ce înseamnă că proprietarii şi arendaşii trebuie să permită companiei să lucreze.

"Nu se poate ca fiecare dintre miile de proprietari de teren din regiunea concesiunii noastre să decidă personal şi arbitrar dacă în România sunt permise sau nu prospecţiunile după resurse minerale. Pentru a obţine acest drept de acces garantat de către stat am îndeplinit multe obligaţii, pentru a obţine concesiunea pentru explorare, desigur şi în ceea ce privește standarde de mediu şi de siguranţă", a declarat Fink.

El a adăugat că ADX Energy dorește să evite orice incertitudine, dar şi "orice nemulţumire sau orice ceartă", însă a avertizat că legislaţia românească oferă companiei posibilitatea de a porni o acţiune în instanţă după 60 de zile, pentru a obţine accesul pe terenuri pe termen scurt pentru lucrările sale.

"Fireşte că dorim să evităm orice conflict şi că dorim să găsim împreună cu familiile şi companiile un acord şi, precum am spus, trebuie şi vrem să îi despăgubim pentru pierderile cauzate recoltelor sau alte daune. Pentru noi este important să discutăm cu toate persoanele implicate, noi suntem deschişi pentru a răspunde tuturor întrebărilor. În mod repetat auzim că oamenilor le este teamă de exproprieri – ca în cazul construcţiilor de drumuri. Drepturile de proprietate nu sunt afectate deloc de lucrările noastre. Este vorba doar despre permiterea accesului pe teren pentru o perioadă scurtă, de una până la două zile. Chiar şi dacă sunt descoperite zăcăminte minerale, terenul rămâne bineînţeles în proprietatea proprietarului terenului. O altă problemă este aceea că, uneori, este greu să se găsească proprietarul actual al unei parcele, deoarece datele autorităţilor locale sau din cadastru nu mai sunt actuale. Cu toate acestea, încercăm să îi contactăm direct pe proprietari sau pe arendaşi. În cazul în care cineva se consideră ca fiind tratat injust, suntem recunoscători pentru aflarea acestui fapt. Pe pagina noastră de internet am creat un spaţiu de comunicare şi răspundem oricând întrebărilor. În timpul lucrărilor vom avea la fața locului şi o echipă de jurişti, care îi va putea consilia pe proprietarii de teren care se simt trataţi nedrept şi vom plăti rapid şi nebirocratic compensările menţionate anterior", a mai spus administratorul ADX Panonia SRL.

Nu caută gaze de șist

Fink a arătat că, potrivit legislației românește, un proprietar nu poate refuza accesul ADX Energy pe terenuri, întrucât, în caz contrar, companiei i-ar fi imposibil să își îndeplinească angajamentele asumate față de statul român. "Legea îl protejează însă şi pe proprietarul de teren, deoarece suntem obligaţi să plătim compensări corespunzătoare pentru perioada scurtă de timp în care intrăm pe teren pentru a efectua măsurători geofizice. În plus, activitatea noastră este legată de îndeplinirea mai multor cerinţe de mediu şi de siguranţă", arată directorul tehnic al ADX Energy.

În aprilie anul trecut, australienii spuneau că au finalizat colectarea de date seismice 2D pe o suprafață de 90 de kilometri pătrați din cadrul perimetrului și au început procesarea acestor date și că, totodată, au decis întreruperea programului de prospecțiuni până în iulie, din cauza ploilor masive și a inundațiilor locale, precizând că acesta va reîncepe după principalul sezon de recoltă al anului, când australienii se așteaptă la un grad de acceptare sporit din partea localnicilor, ca urmare a faptului că, în sezonul uscat, amprenta ecologică a lucrărilor este mai redusă, mai ales în ceea ce privește prospecțiunile seismice 3D.

Potrivit presei locale, locuitorii din regiune și-au manifestat nemulțumirea față de lucrările de prospecțiuni seismice derulate în zonă, unii dintre aceștia acuzând derularea acestora pe proprietățile lor private fără acordul lor, iar alții suspectând că ar fi vorba de explorări pentru gaze de șist și temându-se de efectul acestora asupra mediului ambiant. În replică, autoritățile locale au susținut că nemulțumirile sunt doar rezultatul unor dezinformări. La rândul lor, australienii au precizat că nu intenționează să utilizeze în România metode neconvenționale, precum cele folosite la explorarea pentru gaze de șist.

Aproape două treimi dintre proiectele mari din industria globală de petrol şi gaze continuă să depăşească bugetele planificate, iar 73% nu sunt finalizate la termen, se arată într-un raport al Ernst & Young.

Studiul a analizat 365 de proiecte, fiecare având o valoare de peste 1 miliard dolari. În cazul a 65% dintre proiecte se depăşeşte bugetul aprobat, ceea ce "costă" industria de petrol şi gaze peste 500 miliarde dolari la nivel global.

"Costurile suplimentare generate de finalizarea proiectelor sunt, în medie, cu 59% mai mari decât estimarea iniţială. În termeni absoluţi, costul cumulat al proiectelor analizate în cadul acestui raport a crescut la 1,7 mii de miliarde dolari, de la estimarea iniţială de 1,2 mii de miliarde dolari (...), potrivit raportului.

Din punct de vedere geografic, cel mai mare procent al proiectelor care se confruntă cu depăşiri de costuri este în Orientul Mijlociu (89%). Urmează zona Asia-Pacific (68%), Africa (67%), America de Nord (58%), America Latină (57%) şi Europa (53%).

Perspectivele pe termen mai lung indică faptul că rata de succes a încheierii de proiecte este în scădere, mai ales în anumite sectoare ale industriei.

"Există mai mulţi factori interni şi externi care influenţează succesul unui megaproiect. Printre factorii interni se numără planificarea nepotrivită, accesul la finanţare, un management defectuos al procesului de achiziţie al contractorilor şi al relaţiei cu aceştia, estimările agresive, optimismul exagerat şi schimbarea apetitului pentru risc. Multe din aceste zone pot fi abordate printr-o planificare iniţială detaliată şi un management de proiect solid, prin aceasta îmbunătăţindu-se performanţa proiectului în ansamblul său", se precizează în studiu.

Cei de la Ernst & Young arată că numărul de proiecte finalizate cu succes este în scădere, mai ales în anumite segmente ale industriei, cum ar fi exploatările offshore de mare adâncime, unde complexitatea și riscurile sunt considerabil mai mari. Managementul defectuos și slaba execuție pot face un proiect necompetitiv din punct de vedere economic, afectând rezultatele financiare globale ale companiei, se subliniază în raport.

"Companiile de petrol și gaze nu se mai pot baza pe creșterea continuă a prețurilor la țiței și gaze, creșteri care, în trecut, reușeau să camufleze consecințele depășirilor de bugete la megaproiectele de exploatare de hidrocarburi. Descoperirile de resurse neconvenționale au afectat deja viabilitatea economică a multor megaproiecte și va fi din ce în ce mai dificilă obținerea de finanțări pentru capital de lucru, dacă firmele nu vor reuși să-și respecte deadline-urile de execuție și bugetele planificate", conchide studiul.

Compania petrolieră australiană ADX Energy ar putea investi până la 100 milioane de euro în lucrări de explorare-exploatare a unui perimetru petrolier din Timiş şi încearcă să convingă investitorii că România sprijină activităţile legate de petrol şi gaze, întrucât strângerea de fonduri "nu este partea uşoară". Pe de altă parte, australienii se plâng că întâmpină probleme cu accesul pe unele terenuri din perimetrul concesionat pe care vor să facă lucrări de explorare și prospecțiuni seismice.

"Strângerea de fonduri pentru un proiect bun de dezvoltare de petrol sau gaze naturale nu este însă partea uşoară, problema principală este de a oferi încredere investitorilor noştri că România este o ţară care sprijină activităţile legate de petrol şi gaze naturale şi, prin urmare, activităţile pot fi efectuate într-un mod rapid şi eficient din punct de vedere al costurilor, în conformitate cu legile şi reglementările româneşti şi ale UE", a declarat Paul Fink, director tehnic al ADX Energy și administrator al filialei românești ADX Panonia SRL, într-un document remis Energy Report.

Fink a adăugat că, în funcţie de rezultatele fazei de explorare, cheltuielile ADX Energy pot ajunge până la 100 de milioane euro, într-o perioadă de cinci ani. Până în prezent, investițiile ADX Energy în România se ridică la câteva milioane de euro, reprezentând costuri pentru obținerea concesiunii din partea statului român, analiza datelor şi prima colectare de date geofizice în zonă.

ADX Energy a concesionat în 2012, de la statul român, perimetrul denumit Parţa, judeţul Timiş, pentru explorarea convenţională a zăcămintelor de petrol şi gaze naturale din zona Timişoarei.

Probleme cu accesul pe terenuri

Fink a mai spus că, din păcate, în România, legile care se referă la lucrările de explorare pentru petrol și gaze sunt uneori interpretate greşit, arătând că ADX Energy a primit comanda din partea statului de a prospecta aceste suprafeţe şi de aici ar rezulta obligaţia de a se permite companiei accesul pe aceste suprafeţe, ceea ce înseamnă că proprietarii şi arendaşii trebuie să permită companiei să lucreze.

"Nu se poate ca fiecare dintre miile de proprietari de teren din regiunea concesiunii noastre să decidă personal şi arbitrar dacă în România sunt permise sau nu prospecţiunile după resurse minerale. Pentru a obţine acest drept de acces garantat de către stat am îndeplinit multe obligaţii, pentru a obţine concesiunea pentru explorare, desigur şi în ceea ce privește standarde de mediu şi de siguranţă", a declarat Fink.

El a adăugat că ADX Energy dorește să evite orice incertitudine, dar şi "orice nemulţumire sau orice ceartă", însă a avertizat că legislaţia românească oferă companiei posibilitatea de a porni o acţiune în instanţă după 60 de zile, pentru a obţine accesul pe terenuri pe termen scurt pentru lucrările sale.

"Fireşte că dorim să evităm orice conflict şi că dorim să găsim împreună cu familiile şi companiile un acord şi, precum am spus, trebuie şi vrem să îi despăgubim pentru pierderile cauzate recoltelor sau alte daune. Pentru noi este important să discutăm cu toate persoanele implicate, noi suntem deschişi pentru a răspunde tuturor întrebărilor. În mod repetat auzim că oamenilor le este teamă de exproprieri – ca în cazul construcţiilor de drumuri. Drepturile de proprietate nu sunt afectate deloc de lucrările noastre. Este vorba doar despre permiterea accesului pe teren pentru o perioadă scurtă, de una până la două zile. Chiar şi dacă sunt descoperite zăcăminte minerale, terenul rămâne bineînţeles în proprietatea proprietarului terenului. O altă problemă este aceea că, uneori, este greu să se găsească proprietarul actual al unei parcele, deoarece datele autorităţilor locale sau din cadastru nu mai sunt actuale. Cu toate acestea, încercăm să îi contactăm direct pe proprietari sau pe arendaşi. În cazul în care cineva se consideră ca fiind tratat injust, suntem recunoscători pentru aflarea acestui fapt. Pe pagina noastră de internet am creat un spaţiu de comunicare şi răspundem oricând întrebărilor. În timpul lucrărilor vom avea la fața locului şi o echipă de jurişti, care îi va putea consilia pe proprietarii de teren, care se simt trataţi nedrept şi vom plăti rapid şi nebirocratic compensările menţionate anterior", a mai spus administratorul ADX Panonia SRL.

Nemulțumiri în zonă

Fink a arătat că, potrivit legislației românește, un proprietar nu poate refuza accesul ADX Energy pe terenuri, întrucât, în caz contrar, companiei i-ar fi imposibil să își îndeplinească angajamentele asumate față de statul român. "Legea îl protejează însă şi pe proprietarul de teren, deoarece suntem obligaţi să plătim compensări corespunzătoare pentru perioada scurtă de timp în care intrăm pe teren pentru a efectua măsurători geofizice. În plus, activitatea noastră este legată de îndeplinirea mai multor cerinţe de mediu şi de siguranţă", arată directorul tehnic al ADX Energy.

În aprilie anul trecut, australienii spuneau că au finalizat colectarea de date seismice 2D pe o suprafață de 90 de kilometri pătrați din cadrul perimetrului și au început procesarea acestor date și că, totodată, au decis întreruperea programului de prospecțiuni până în iulie, din cauza ploilor masive și a inundațiilor locale, precizând că acesta va reîncepe după principalul sezon de recoltă al anului, când australienii se așteaptă la un grad de acceptare sporit din partea localnicilor, ca urmare a faptului că, în sezonul uscat, amprenta ecologică a lucrărilor este mai redusă, mai ales în ceea ce privește prospecțiunile seismice 3D.

„Din cauza condițiilor meteo adverse, manifestate prin ploi neobișnuit de masive, care au provocat inundații locale, programul de achiziție de date seismice a fost temporar întrerupt până pe la mijlocul lunii iulie. Programul va fi reluat după principalul sezon de recoltă al anului și după îmbunătățirea gradului de acceptare a acestuia de către populația locală de agricultori, ca urmare a faptului că amprenta ecologică a lucrărilor este mai redusă în sezonul uscat, în special în ceea ce privește prospecțiunile seismice 3D”, se arăta într-un comunicat al ADX Energy.

Potrivit presei locale, locuitorii din regiune și-au manifestat nemulțumirea față de lucrările de prospecțiuni seismice derulate în zonă, unii dintre aceștia acuzând derularea acestora pe proprietățile lor private fără acordul lor, iar alții suspectând că ar fi vorba de explorări pentru gaze de șist și temându-se de efectul acestora asupra mediului ambiant.

În replică, autoritățile locale au susținut că nemulțumirile sunt doar rezultatul unor dezinformări.

Explorare aproape terminată

Ulterior, în august 2013, australienii au anunțat că, în urma procesării suplimentare speciale a datelor obținute prin lucrări prospecțiuni seismice 2D derulate în urmă cu câteva luni, a descoperit un nou zăcământ potențial de hidrocarburi pe perimetrul respectiv, la o adâncime de circa 1.000 de metri, precizând că nu intenționează să utilizeze în România metode neconvenționale, precum cele folosite la explorarea pentru gaze de șist.

Directorul tehnic Fink mai spune că, în prezent, faza de explorare pe perimetrul Parța este în mare parte deja realizată.

"După primele recolte, începând cu luna iulie – ne adaptăm lucrările ciclului de producţie agricolă cât mai bine cu putinţă – vom continua colectarea de date, vom analiza datele adunate şi în cazul în care vom descoperi resurse minerale naturale interesante pentru producţie, de obicei o probabilitate de 20 – 30 %, vom discuta din nou cu proprietarii de teren pe a căror proprietate este posibil un foraj. Pentru perioada în care echipamentele şi instalaţiile noastre de foraj se vor afla pe aceste suprafeţe de teren se va plăti desigur o arendă. După încheierea lucrărilor vom restabili starea anterioară", a spus Fink.

Perimetrul Parța are o suprafață de 1.221 de kilometri pătrați și este situat în vestul României, în apropiere de granița cu Serbia. Acesta conține 7 câmpuri de hidrocarburi considerate a fi fost exploatate superficial. Activitatea de explorare a fost întrerupta în prima parte a anilor ’80, cele mai multe sonde fiind forate în anii ’60 si ’70.

În urma lucrărilor geologice și geofizice derulate până în prezent, ADX Energy estimează că potențialul recuperabil cumulat al perimetrului se ridică la 47 de milioane de barili de petrol și 13,6 miliarde metri cubi de gaze naturale. Principalele ținte de foraj sunt se află la o adâncime situată între 800 și 2.000 de metri.

ADX Energy este operatorul concesiunii Parța și deține 50% din drepturi, cealaltă jumătate fiind achiziționată de firma austriacă Rohöl-Aufsuchungs Aktiengesellschaft (RAG), prin acoperirea costurilor trecute ale proiectului și asumarea anticipată a unei părți din cele viitoare.

La 15 ani după ce a condus campania NATO de bombardare a Serbiei, generalul american în retragere Wesley Clark s-a întors în Balcani. De data asta, ținta lui Clark este petrolul albanez.

Wesley Clark, care a candidat la alegerile prezidențiale din Statele Unite în 2004, este directorul a două companii canadiene de petrol și gaze cu operațiuni de explorare în Albania, Bankers Petroleum și Petromanas Energy. Acestea utilizează tehnologii moderne de foraj pentru a resuscita producția de hidrocarburi a uneia dintre cele mai sărace țări din Europa, care are însă o tradiție petrolieră importantă, primele extracții de țiței din Albania datând din anii ’20 ai secolului trecut.

"Albania are o semnificație economică enormă pentru Europa, grație resurselor sale robuste de petrol. Albania ar trebui să fie o componentă de bază a politicii energetice europene", a declarat Wesley Clark, citat de Bloomberg.

Explorările după zăcăminte de petrol fac parte din strategia Albaniei de a-și reconstrui economia după patru decenii de izolare sub regimul comunist al lui Enver Hogea, care a construit peste 700.000 de bunkere militare din beton până la moartea sa, survenită în 1985. Economia Albaniei, unde PIB-ul pe cap de locuitor rămâne cel mai mic din Europa după cele ale Bosniei, Ucrainei și Republicii Moldova, aproape s-a dublat în ultimii zece ani, potrivit Băncii Mondiale.

Albanezii au tradiție în extracția petrolului

Wesley Clark, care se află în board-ul Bankers Petroleum din 2008 și a devenit director al Petromanas Energy anul trecut, a fost comandantul suprem al forțelor NATO în timpul campaniei de bombardare a Serbiei din 1999, care i-a forțat pe sârbi să se retragă din Kosovo, provincie locuită majoritar de etnici albanezi.

Bankers Petroleum, cu sediul în Calgary, Alberta, utilizează tehnologia forajului orizontal și injecțiile cu apă pentru a resuscita zăcământul Patos-Marinza, descoperit în 1928, care, pe vremuri, a fost unul dintre cele mai mari și mai productive din Europa. Producția s-a redus aproape la zero în 2004. În prezent, de la Patos-Marinza se extrag 20.000 de barili de țiței pe zi. Cei de la Bankers Petroleum au în plan forarea a 170 de sonde pe an, scopul fiind majorarea producției la aproape 50.000 de barili pe zi până în 2020.

"Bankers Petroleum este o investiție cu risc mic, capabilă să-și asigure un nivel de producție predictibil și în creștete, bazându-se pe rezerve și resurse semnificative", spune Darren Engels, analist, la FirstEnergy, firmă de analiză financiară care recomandă cumpărarea de acțiuni Bankers Petroleum.

Acțiunile companiei au un potențial de apreciere de peste 20% față de actuala cotație de pe bursa canadiană, potrivit unui sondaj organizat de Bloomberg la care au participat 17 analiști. 14 dintre aceștia au recomandat cumpărarea de acțiuni Bankers Petroleum, trei au susținut păstrarea acestora și nu a existat nici o recomandare de vânzare.

Parteneriat cu Royal Dutch Shell

Petromanas Energy, cu sediul tot în Calgary, are un parteneriat cu cea mai mare companie petrolieră europeană, Royal Dutch Shell, care prevede prospectarea și explorarea după noi câmpuri petroliere în Albania, a cărei geologie este similară cu cea a sudului Italiei, unde se află câteva dintre cele mai mari perimetre de hidrocarburi ale Europei.

Forajul de către Petromanas a două sonde de explorare a dus la descoperirea a circa 375 de milioane de bariki de țiței, iar o a treia este în curs de forare. Compania deține 25% din drepturile aferente concesiunii la care este partener al Royal Dutch Shell.

"Ceea ce se întâmplă în Albania este un bun exemplu cu privire la oportunitățile care apar atâta timp cât prețul petrolului se menține în jurul valorii de 100 de dolari pe baril. Dacă prețul rămâne în zona asta, va schimba geografia mondială a țițeiului. Se întâmplă deja în Albania, dar și în alte regiuni ale Europei", conchide Wesley Clark.

Ce vrăji a mai făcut generalul meu

În iulie 2012, premierul Victor Ponta l-a prezentat la Guvern pe Wesley Clark, anunţând că acesta a acceptat să îl consilieze pe probleme strategice, de securitate şi economie. Executivul a precizat că Wesley Clark va avea statut de consilier onorific, nu va fi remunerat şi nu va participa la şedinţele de guvern.

„Lucrez în sectorul energetic, în sectorul mineralelor și în sectorul combustibililor biologici. Cred că pot să vin cu o experiență importantă pentru aceste domenii, cred că voi putea atrage investitori și voi stimula creșterea economică a României”, declara atunci generalul Clark, la Antena 3.

În toamna trecută, au apărut informații potrivit cărora compania americană United Global Resources (UGR), al cărei preşedinte şi co-fondator este generalul Wesley Clark, consilier onorific al premierului Victor Ponta, este interesată să investească în reluarea activităţii miniere la Remin Baia Mare, aflată în insolvenţă.

Pro-Obama, pro-regenerabile

Pe de altă parte, pe lângă multe alte funcții deținute în organizații de lobby, think-tank-uri și comitete politice, de orientare democrată și ecologistă sau dedicate chestiunilor de securitate, Wesley Clark este membru în numeroase consilii de administrație și conduceri executive de companii care au ca obiect de activitate producția de energie „verde”.

În 2012, compania canadiană Envidity, unde Clark este atât chairman, cât și CEO, a solicitat o licență de explorare guvernului din Kosovo, intenția canadienilor fiind aceea de a dezvolta un proiect de producție de combustibil sintetic obținut din cărbune. Wesley Clark a condus campania NATO împotriva sârbilor din Kosovo din 1998-1999.

Wesley Clark este unul dintre cei mai importanți și mai vocali susținători ai strategiei administrației Obama, de sprijinire masivă a tuturor componentelor sectorului energiei „verzi” prin subvenții, investiții și credite de stat. Această strategie a fost aspru criticată în ultimii ani, după ce mai multe proiecte finanțate masiv de statul american au dat faliment.

Austriecii de la OMV, compania-mamă a OMV Petrom, au anunțat că vor investi 500 de milioane de euro în dezvoltarea câmpului gazeifer Nawara din Tunisia, în parteneriat cu ministerul tunisian al Industriei, Energiei și Minelor și cu compania petrolieră de stat a Tunisiei, ETAP.

Producția de gaze naturale pe perimetrul respectiv este așteptată să demareze în 2016, se arată într-un comunicat al OMV.

Potrivit OMV, decizia finală internă de investiție pentru proiectul de dezvoltare al zăcământului de gaze naturale de la Nawara a fost luată în martie 2014. Proiectul deține toate autorizațiile guvernamentale necesare, iar contractele cu privire la proiect vor fi semnate în timp util, spun austriecii.

Proiectul a fost deja unificat cu cel privind construirea unei conducte de gaze în sudul Tunisiei, South Tunisian Gas Pipeline.

Dezvoltarea zăcământului de gaze naturale de la Nawara constituie un proiect-cheie de infrastructură pentru Tunisia. Lucrările de construcție vor dura cel puțin doi-trei ani și vor crea circa 200 de locuri de muncă permanente, pe lângă sute de joburi temporare.

Proiectul presupune construirea de facilități de producție de gaze pe perimetrul de la Nawara, precum și a unui sistem de conducte care să transporte gazul extras de la Nawara la o serie de unități de procesare.

Producția este așteptată să demareze în 2016, nivelul potențial maxim al acesteia fiind estimat la 10.000 de barili echivalent petrol pe zi. OMV estimează că va investi circa 500 de milioane de euro în acest proiect.

Austriecii dețin în prezent cinci autorizații de explorare și nouă licențe de producție în Tunisia, atât onshore, cât și offshore.

Explorarea de petrol și gaze este unul dintre puținele domenii care au beneficiat de pe urma progresului tehnologic în ultimele decenii, catolagate de mai mulți economiști, printre care și Tyler Cowen, drept o perioadă a Marii Stagnări tehnologice. Protecția socială și lobby-ul marilor business-uri au făcut ca schumpeteriana “distrugere creatoare” să fie percepută drept un fenomen negativ, menit a disturba relațiile de producție și a înlocui munca fizică cu cea a mașinilor.

În România, cercetarea a fost în special finanțată de stat în ultimii ani, majoritatea beneficiarilor fiind tot instituții de stat, unități de învățămând superior, și nu companii private.

Însă lucrurile par a se schimba. OMV Petrom, a anunțat recent că va investi 3,7 milioane de euro în construcția clădiri principale destinate laboratorului și depozitului de carote din cadrul Institutului de Cercetări și Proiectări Tehnologice (ICPT) din Câmpina. 

Noua construcție va deservi activitatea de laborator și stocare a tuturor carotelor mecanice extrase de OMV Petrom în ultimii 50 ani precum și a celor noi. În momentul de față aceste carote sunt păstrate în trei locuri diferite acestea fiind insuficiente pentru stocarea materialului carotat. De asemenea, proiectul prevede modernizarea echipamentului de laborator necesar pentru activitățile de cercetare și dezvoltare ale institutului.

Activitatea de cercetare a ICPT Câmpina sprijină obiectivul strategic al diviziei Explorare și Producție a OMV Petrom de redezvoltare a unor zăcăminte cheie prin aplicarea celor mai bune tehnologii și practici internaționale. 

Investiția pentru modernizarea institutului, în valoare de 3,7 mil euro, va fi finalizată la începutul anului viitor și este finanțată atât din surse proprii cât și din fonduri europene, prin programul operațional sectorial „Creșterea competitivității economice”, co-finanțat prin Fondul European de Dezvoltare Regională „Investiții pentru viitorul dumneavoastră”.

„Sectorul de petrol și gaze are o importanță strategică pentru România, atât din perspectiva securității energetice cât și din perspectivă economică, prin taxele, investițiile și locurile de munca pe care le generează. În acest context, ne concentrăm asupra cercetării în acest domeniu, pentru a dezvolta tehnici noi de explorare si exploatare adecvate zăcămintelor pe care le operăm iar colaborarea cu ICPT Câmpina este foarte importantă în acest scop”, a declarat Gabriel Selischi, membru al Directoratului OMV Petrom, responsabil cu activitatea de Explorare și Producție

Institutul de Cercetări şi Proiectari Tehnice (ICPT) din Câmpina a fost înfiinţat în 1950 şi s-a remarcat de-a lungul timpului ca un important centru de cercetare stiinţifică pentru industria petrolieră, fiind promotorul progreselor în ingineria de zăcământ, foraj şi extracţie. Începând cu anul 2005 ICPT Câmpina beneficiază de un  program de investiţii care are ca obiectiv modernizarea şi retehnologizarea laboratoarelor. Investiţiile s-au ridicat la aproximativ 12 milioane de euro, din care 6 milioane euro au fost alocaţi pentru modernizarea infrastructurii şi 6 milioane euro pentru achiziţionarea de echipament de laborator şi cercetare de ultimă generaţie.

OMV, principalul acționar al OMV Petrom, își confirmă noua politică de concentrare pe activitatea de explorare și producție, în defavoarea celei de rafinare și marketing, prin anunțarea de noi investiții în Austria Inferioară, în regiunea Weinviertel, care este cea de-a treia zonă ca importanță a producției în portofoliul global al companiei, dupa România și Norvegia.

Investițiile în segmentul de explorare și producție din Austria Inferioară se vor ridica la aproximativ 400 milioane de euro în următorii doi ani. Până în 2016, aproximativ 80% din totalul investițiilor OMV din întreaga lume, de circa 3,9 miliarde de euro, va fi direcționat spre sectorul de explorare și productie. 

În comparație, anul trecut investițiile OMV Petrom în România au atins un nivel record, peste nivelul profitului înregistrat, ajungând la 1,181 miliarde de euro, în timp ce profitul net s-a situat la 1,085 miliarde euro. Investitiile OMV Petrom în România au crescut la valoarea de 5.303 mil lei (2012: 4.930 mil lei), tot ca urmare a investitiilor substantial mai mari in explorare și producție, partial contrabalansate de nivelul mai scazut in gaze și electricitate si rafinare și marketing.

Potrivit lui CEO-ului OMV, Gerhard Roiss, citat de manager.ro, orice companie care tinde spre o dezvoltare internationala trebuie sa aiba o baza solida. 

"Pentru noi, aceasta baza este Austria Inferioara", a precizat Roiss. 

Aceasta investitie in segmentul de explorare si productie pune accentul pe importanta acestei regiuni in portofoliul OMV.

Intreaga regiune beneficiaza de pozitia puternica a OMV ca angajator si partener de incredere, atat in ceea ce priveste productia de petrol si gaze, cat si rafinaria Schwechat. 

Acest fapt a fost demonstrat de un studiu efectuat de institutul de cercetare Economica Institut fur Wirtschaftsforschung, condus de Christian Helmenstein. 

Sunt asigurate peste 13.000 de locuri de munca drept urmare a activitatilor directe sau indirecte ale OMV in Austria Inferioara. 

De asemenea, OMV contribuie cu 4,7% la PIB al provinciei, la acelasi nivel ca turismul.

"Am decis sa investim in Austria Inferioara anul trecut. Este nevoie de resurse pentru a contracara epuizarea naturala a acestora si pentru a stabiliza productia in campurile mature. 

Fara aceste investitii ar fi imposibil sa mentinem nivelurile de productie", a spus Roiss. 

In 2013, aceasta regiune a produs 35.000 bep pe zi (1 baril = 159 litri). In ciuda epuizarii naturale a resurselor, este de asteptat ca acest nivel al productiei sa se mentina constant in 2014, datorita faptului ca investitia realizata va echilibra epuizarea naturala de 10% pe an.

Forarea de alte puturi in Austria Inferioara reprezinta cheia securizarii si cresterii productiei. 

In 2014, vor fi realizate pana la 24 de operatiuni de forare in Weinviertel, iar alte 20 sunt planificate pentru anii 2015, respectiv 2016. 14 proiecte implica puturi de explorare, acestea reprezentand un potential de productie aditional.

Kazahstanul îi dă în judecată pe giganții petrolieri străini care dezvoltă uriașul său câmp petrolier Kashagan din Marea Caspică, printr-o tactică ce a mai fost folosită de guvern și prin care acesta a reușit să-și crească participațiile la alte două proiecte energetice majore de pe teritoriul său, implementate tot în parteneriat cu companii multinaționale.

Amânările repetate ale proiectului petrolier Kashagan, cu o vechime de 13 ani, care este proiectat să extragă o producție anuală de țiței cât cea a Angolei, membră OPEC, și care se bazează pe rezerve totale aproape la fel de mari cât cele ale Braziliei, au înfuriat guvernul kazah.

Consorțiul care dezvoltă câmpul petrolier Kashagan, condus de Exxon, Royal Dutch Shell, Total și Eni și din care face parte și compania petrolieră de stat KazMunaiGas, proprietară a Rompetrol, s-ar putea confrunta cu decizia Kazahstanului de a acapara o mai mare parte din proiectul petrolier sau cu refuzul autorităților kazahe de a-i rambursa o mare parte din investiția totală de 50 de miliarde de dolari efectuată pentru punerea pe picioare a acestuia.

Cea de-a doua opțiune este specificată expres în contractele care stau la baza proiectului Kashagan.

Afectează PIB-ul

„Amânarea demarării producției are efect negativ asupra creșterii PIB”, a declarat Fadi Farra, consilier al premierului kazah, la o conferință la Londra, potrivit Reuters.

„Nu vorbim de mărunțiș, vorbim de un impact de 2-3% asupra PIB-ului țării. Prin urmare, orice defecțiune tehnică la sistemul de conducte afectează dezvoltarea economică a țării”, a adăugat el.

Producția la Kashagan, cea mai mare descoperire petrolieră a lumii din ultimii 35 de ani, a început în septembrie anul trecut, dar a fost oprită doar cu câteva săptămâni mai târziu, după ce s-au descoperit scurgeri de gaze la conductele prin care este transportat petrolul.

Gazele reziduale provenite de la aceste scurgeri au ars atunci cu flacără la fabricile de procesare din Kashagan, provocând poluarea mediului, a anunțat, săptămâna trecută, Ministerul pentru Protecția Mediului din Kazahstan. Verificările au arătat că volumul de gaze arse din lunile septembrie și octombrie a fost de 2,8 de milioane de metri cubi, depășind limitele legale, a transmis ministerul.

În plus, autoritățile din regiunea Atyrau, din vestul Kazahstanului, unde se află câmpul petrolier Kashagan, au depus o plângere în justiție și au cerut daune de 737 de milioane de dolari din partea consorțiului format din șapte acționari care operează în Marea Caspică - North Caspian Operating Company (NCOC).

Costuri nedecontate

Kazahstan, o țară care se întinde pe o suprafață vastă dominată de stepă, cu o populație de 17 milioane de locuitori, este cea mai mare economie a Asiei Centrale și cea de-a doua țară ex-sovietică producătoare de petrol, după Rusia. Aici se află puțin peste 3% din rezervele recuperabile de petrol ale lumii.

Compania de stat KazMunaiGaz a intrat acționar în consorțiul Kashagan în 2005, iar ulterior și-a dublat participația la 16,81%, egală cu cele ale celor patru acționari străini. Japonezii de la Inpex au 7,56%, iar chinezii de la China National Petroleum Corp (CNPC) au cumpărat 8,33% în 2013 de la ConocoPhilips.

KasMunaiGaz și-a asigurat de asemenea 10% din uriașul perimetru petrolier și gazeifer Karachaganak, din nordul Kazahstanului, în 2011. Alți participanți la acest proiect sunt BG, Chevron și rușii de la Lukoil.

Înainte ca scurgerile de gaze să ducă la oprirea producției de la Kashagan, consorțiul nu a reușit să asigure un volum de producție viabil din punct de vedere comercial pe acest perimetru până la 1 octombrie 2013, așa cum era stipulat în contractul său.

Asta înseamnă că membrilor NCOC nu li se vor deconta costurile avute între acea dată și cea la care vor obține producția comercială, a spus șeful KazMunaiGas, Sauat Mynbayev, săptămâna trecută, reiterând o clauză adăugată la acordul de împărțire a producției în 2008.

Nu se știe când se va relua producția

Premierul kazah Serik Akhmetov a spus, săptămâna trecută, că speră ca producția să fie reluată pe acest perimetru în prima jumătate sau la începutul celei de-a doua jumătăți a acestui an. Guvernatorul băncii centrale kazahe, Kairat Kelimbetov, a spus în februarie că guvernul nu are planuri de naționalizare a proiectului Kashagan.

Reprezentanții NCOC au primit săptămâna trecută rezultatele verificărilor efectuate de autorități în urma scurgerilor de gaze de anul trecut. „Acestea vor fi studiate zilele următoare, iar apoi se va decide dacă le vom contesta”, a transmis grupul, citat de Financial Times.

Potrivit FT, puțini analiști se așteaptă ca producția să fie reluată înainte de 2015.

Sauat Mynbayev, președintele KazMunaiGas, a spus săptămâna trecută că producția va fi reluată probabil în a doua jumătate a acestui an. „Totuși, ar trebui să vorbim despre asta în termeni de probabilitate și să nu vorbim despre volumul de extracție încă”, a spus el, citat de FT.

Ca orice tehnologie, dronele pot fi folosite nu numai în scopuri condamnabile, precum atacul de marți seară din Afganistan soldat cu uciderea a 7 copii, ci și în eficientizare unei activități economice.

Cercetatorii britanici lucrează la un proiect, SAFARI, sponsorizat de 24 de companii petroliere, în care analizează oportunitatea folosirii dronelor în redactarea hărților geologice submarine.

Dronele, operate de geologii de la Universitatea din Aberdeen, nu studiază propiu-zis fundul oceanelor, ci aduna informații cu privire la formațiunile de rocă existente în diferitele construcții stâncoase.

Acest lucru poate fi apoi folosit pentru a crea o bază de date a structurilor de rocă din toată lumea, pe care geologii o pot folosi pentru a genera modele care ar putea indica cum arată, probabil, straturile de roci specifice submarine.

O lucrare similară a fost efectuată în prealabil folosindu-se sisteme laser montate pe elicoptere. Dar cercetătorii de la Universitatea din Aberdeen, împreună cu colegii lor de la Universitatea din Bergen, Suedia, au constatat că echiparea dronelor cu camere 3D reduce dramatic costul și timpul acestor studii, putând fi obținute, totodată, date extrem de precise.

"Revoluționăm modul în care oamenii studiază fenomenele geologice", a declarat, pentru The Engineer, liderul proiectului, profesorul John Howell. "Noua tehnologie se poate aplica la fel de bine și în minerit, în inginerie civilă sau la cartografierea pericolelor de avalanșă", susține acesta.

Companiile petroliere pot obține în prezent instantanee cu structura geologică a fundului oceanelor la puncte specifice ale puțurilor de foraj. Însă pentru estimarea structurii zonelor dintre puțuri fie utilizează date seismice - care produc o rezoluție a imaginii cuprinsă între 10m și 50m - sau construiesc un model statistic pe baza datelor de foraj și informațiile din formațiuni comparabile.

Dronele pilotate de la distanță folosite pentru a colecta aceste informații costa 10.000 de lire sterline, în timp ce costurile cu închirierea unui elicopter se situează în jurul a 5000 de lire pe oră.

Dezavantajul este că dronele sunt limitate la o sarcină utilă de 1.5 kg, ceea ce înseamnă că nu pot transporta echipamentul laser utilizat anterior pentru a crea modele 3D ale stâncilor.

Cu toate acestea, puterea de procesare a computerelor este acum suficientă pentru ca cercetătorii să poată crea modele similare, folosind 1.000 de fotografii optice luate din unghiuri și poziții diferite, care împreună cu datele GSP pot realiza o imagine 3D cu rezoluție nivel de cm.

"Cea mai mare parte din eforturile pe care le-am făcut anul trecut au fost cele de fotografiere a stâncilor atât cu dronele, cât și cu lasere, pentru a le compara apoi și analiza dacă erorile dintre cele două tipuri de sisteme erau acceptabile", a explicat Howell, care a precizat că procentele de eroare au fost foarte mici.

În timp ce economia globală, în special cea europeană, se chinuie să-și revină din recesiune, economia americană pare a suferi mult mai puțin de mahmureală. Și nu numai economia, în general, ci și angajații.

Principalul motiv: boom-ul înregistrat de industria de petrol și gaze, care a făcut ca SUA să devină în ultimele luni ale anului aproape "independente energetic". Producția de petrol și gaze, impulsionată de tehnologia fracturării hidraulice și de cea a forării pe orizontală, a explodat pur și simplu în ultimii ani, în timp ce importurile de hidrocarburi au atins minime istorice.

Însă există și un alt sector, extrem de important pentru economiștii care analizează perioadele de criză economică, cel al forței de muncă din explorare și producție, unde diferențele față de celelalte economii, dar și celelalte sectoare ale economiei americane, sunt evidente. 

Dacă în ianuarie 2007, înainte de declanșarea crizei financiare, în SUA erau angajate (total, mai puțin în sectorul agricol fermier) 137,161 milioane de persoane, număr ce a crescut ușor până la un nivel record de 138,056 milioane în ianuarie 2008, până în februarie 2010, efectele devastatoare ale Marii Recesiuni pe piața forței de muncă a dus la o pierdere de aproape 8 milioane de locuri de muncă. Adică o scădere cu 6% a ocupării forței de muncă, până la 129,32 milioane de locuri de muncă. 

De la începutul lui 2010, când a început revenirea economică, au fost create 7,5 milioane de noi locuri de muncă, însă numărul total al acestora este încă cu 284.000 sau 0,2% sub nivelul ocupării forței de muncă în ianuarie 2007.

În industria de petrol și gaze însă, numai în activitatea de explorare și producție și în industriile de servicii conexe, erau angajate, în decembrie 2013, 504 mii de persoane, cel mai mare număr raportat de la monitorizarea de către statistica americană a acestui sector începând cu 1990. Numai în explorare sunt angajate 190 de mii de persoane în SUA. Cifra de 504 mii de persoane este cu 55% mai ridicată decât cea înregistrată în ianuarie 2007, o cifră spectaculoasă mai ales dacă o comparăm cu sporul negativ de 0,2% înregistrat în crearea de locuri de muncă la nivelul întregii economii americane.

În ultimii doi ani, companiile de extracție de petrol și gaze din Statele Unite au creat în medie 44 de noi locuri de muncă în fiecare zi lucrătoare pentru operațiunile de extracție și 76 de noi locuri de muncă în fiecare zi, pentru activitățile de servicii de extracție. Cu alte cuvinte, industria de extracție de petrol și gaze din SUA a creat un nou loc de muncă la fiecare patru minute, remarcă profesorul american Mark J. Perry, de la Universitatea din Michigan.

Numărul total de angajați din întregul sector, upstream și downstream, este însă unul mult mai mare, numai în benzinăriile americane fiind angajate în decembrie 2013, peste 865.000 de persoane.

Chevron a anunțat, într-un raport intermediar referitor la datele financiare pe ultimul trimestru al anului trecut, că producția de petrol și gaze la nivel global a companiei pe trimestrul al patrulea al lui 2013 va scădea probabil comparativ cu perioada similară a lui 2012, în timp ce majoritatea prețurilor materiilor prime se plasează pe un trend de ușoară depreciere.

Chevron, a doua cea mai mare companie de petrol din SUA în funcție de valoarea de piață după Exxon Mobil Corp, estima inițial că veniturile din cel de-al patrulea trimestru se vor situa la nivelul celor din același trimestru al anului 2012. 

Numai că, în ultimul trimestru al anului trecut, Chevron a produs doar 2,56 milioane de barili echivalent petrol în lunile octombrie și noiembrie, mai puțin cu 3,9% față de perioada similară a anului anterior.

Producția Chevron a scăzut nu numai la nivel global, ci și în SUA, unde aceasta a atins un nivel de aproximativ 650.000 de barili de petrol și gaze naturale pe zi în primele două luni ale ultimului trimestru al lui 2013, în scădere cu 3,6% față de anul anterior și cu 0,8% sub nivelul înregistrat în primele două luni ale celui de-al treilea trimestru.

Producția internațională a ajuns la 1,91 milioane de barili pe zi, în scădere cu 4% față de perioada similară a anului precedent și cu 0,8% față de primele două luni ale trimestrului al treilea.

Prețuri mai mici obținute la petrol și gaze

În plus, pe lângă scăderea producției, rezultatele Chevron vor suferi și ca urmare a scăderii cu 0,6% a prețului petrolului în SUA față de perioada similară a lui 2012, la o medie de 90,17 dolari pe baril, în timp ce prețurile internaționale ale tipurilor de petrolul extrase de companie în afara SUA au avut și ele de suferit, micșorându-se cu 0.4%, până la un nivel de 99.55 dolari.

Evoluția prețului prețurilor la petrol a fost parțial compensată de cea a gazelor naturale, mai mare, în medie, cu 1,9% față de cele obținute în perioada similară a anului precedent (3,28 dolari pe mia de metri cubi). La nivel internațional însă, media prețurilor la gaze naturale medie a fost de 5,68 dolari pe mia de metri cubi, în scădere față de nivelul de 5,97 dolari înregistrat cu un an în urmă.

Producția de petrol a Rusiei a crescut în 2013 pentru al cincilea an consecutiv, atingând un nivel record pentru perioada post-sovietică. Producția record de petrol rusesc a fost determinată de evoluția favorabilă a prețului internațional al petrolului, potrivit oficialilor de la Moscova.

În același timp, și cealaltă mare putere economică a lumii, Statele Unite ale Americii (SUA), și-a majorat producția. Drept urmare, în luna decembrie importurile de petrol ale Statelor Unite au scăzut la cel mai redus nivel din ultimii 16 ani, potrivit datelor Administrației pentru Informații în Energie (EIA), prezentate de Bloomberg.

Producția de petrol a Rusiei a crescut în 2013 cu 1,3%, la 10.508.000 de barili pe zi, de la nivelul de 10.375.000 de barili pe zi, nivel înregistrat în 2012, susține agenția de știri Interfax, citând departamentul statistic al ministerului energiei de la Moscova. Producția de țiței a Rusiei a crescut la aproximativ 523.3 milioane de tone de la 518 milioane de tone în 2012.

Recordul producției de petrol al Rusiei - înregistrat în 1987

Recordul din era sovietică al producției de petrol a fost înregistrat în 1987, și a fost de 11,4 milioane de barili pe zi. În 1994, producția a scăzut la șase milioane de barili, însă de atunci acesta a crescut constant, iar Rusia rivalizează acum cu Arabia Saudită și SUA pentru poziția de cel mai mare producător de petrol din lume.

Exporturile către țările din afara fostei Uniuni Sovietice au scăzut cu 2,2%, la 206.782 milioane de tone.

Rosneft, cel mai mare producător rus, companie aflată în proprietatea statului ex-sovietic, și-a majorat producția la 156,5 milioane de tone, de la 117.5 milioane de tone în 2012. Motivul: achiziționarea în cursul anuli trecut de către Rosnfet a companiei britanico-ruse TNK-BP, cel de-al treilea mare producător din Rusia în 2012.

Producția Rosneft reprezinta acum aproximativ 30% din producția totală a Rusiei. Lukoil se clasează pe poziția a doua, cu o producție de 85,8 milioane de tone, urmat de Surgutneftegas, care a extras 61,5 milioane de tone în 2013, și TNK-BP, care a pompat 35,7 de tone, comparativ cu 72.9 milioane de tone în 2012. Producția din cea de-a doua jumătate a anului a TNK-BP este cuprinsă în producția majorată a Rosneft.

Producția Rusiei de gaze naturale a crescut, de asemenea, în 2013 cu 2,1%, la 668 miliarde de metri cubi, după ce în 2012 a înregistrat un declin de 2,3%. Producția Gazprom a scăzut cu 0,6%, la 476 miliarde de metri cubi de 478.8 miliarde de metri cubi în 2012.

În octombrie, producția SUA a depășit nivelul importurilor

În SUA, achizițiile de petrol din străinătate au scăzut cu 1,1%, la 7,41 milioane de barili pe zi, cel mai redus nivel după ianuarie 1998, potrivit mediei aferente unei perioade de patru săptămâni încheiată în 27 decembrie, a anunțat EIA.

"Importurile scad pentru că putem produce mai mult petrol. Astfel economisim o mulțime de bani şi este bine pentru economie ", a spus Michael Lynch, președintele Strategic Energy & Economic Research din Winchester, Massachusetts.

Producția internă a ţiţei a crescut în ultima săptămâna a lui 2013 la 8,12 milioane de barili pe zi, cel mai ridicat nivel atins după septembrie 1988, datorită creșterii cantităților extrase din zăcămintele de şist. Producția a depășit în octombrie importurile, pentru prima oară din 1995, potrivit EIA.

Cererea de petrol a scăzut cu 7,2% în săptămâna încheiată pe 27 decembrie. Consumul a atins maximul ultimilor cinci ani, de 21 de milioane de barili pe zi, în săptămâna încheiată pe 13 decembrie, a anunțat agenția americană, citată de Mediafax.

Subsidiara germană a austriecilor de la OMV, compania-mamă a Petrom, a semnat un acord privind vânzarea unei participații de 45% la rafinăria Bayernoil, deținută de OMV în Germania, tranzacția care mai include stocurile respectivelor rafinării, fabrica de bitum de la Großmehring, precum și întreg business-ul en gros legat de rețeaua Bayernoil.

Cumpărătorul este Varo Energy, un joint-venture format din traderul elvețian de mărfuri Vitol și compania americană de administrare de fonduri de investiții Carlyle Group.

Tranzacția reprezintă o nouă etapă în implementarea strategiei OMV de a-și refocusa activitatea de pe segmentul de rafinare și marketing, cu randamente mici, pe segmentul de explorare și producție hidrocarburi, cu potențial mare de profit, a declarat CEO-ul OMV, Gerhard Roiss.

"2013 a fost anul decisiv în care am făcut tranziția spre a deveni o companie de petrol și gaze integrată, concentrată pe activități upstream. Am parcurs câteva etape importante în acest sens. Am afișat rezultate record pe 2012, am investit masiv în Marea Nordului și am mai finalizat câteva tranzacții de vânzare de active, în afară de Bayernoil", a spus Roiss.

Vânzarea reprezintă ultima etapă a planului OMV de a-și reduce capacitatea totală anuală de rafinare cu 4,6 milioane de tone, la 17,4 milioane de tone, reprezentând capacitatea rafinăriilor Schwechat, Burghausen și Petrobrazi.

Probleme pentru rafinăriile europene

Cel puțin 10% dintre rafinăriile Europei, în termeni de capacitate de procesare, cifrată la un total de 15 milioane de barili pe zi, s-ar putea închide până în 2020, întrucât sectorul se confruntă cu o cerere foarte slabă, cu supracapacitate de producție și cu concurența puternică a rafinăriilor de pe alte continente.

Cu toate acestea, Vitol și Carlyle Group susțin că deal-ul reprezintă o oportunitate. "Tranzacția va permite Varo Energy să beneficieze de sinergiile rezultate din consolidare și de o rețea extinsă de depozitare și distribuție", a declarat Ian Taylor, CEO-ul Vitol, cel mai mare trader de țiței al lumii.

Varo Energy deține deja rafinăria Cressier din Elveția, cu o capacitate de procesare de 68.000 de barili pe zi, precum și facilități de stocare în portul belgian Anvers și în Germania.

Se concentrează pe explorare și producție

"Tranzacția reprezintă cel mai mare pas din programul de vânzare de active, prin care urmărim să realizăm venituri de 1 miliard de euro până la finalul lui 2014. Optimizarea portofoliului nostru de rafinare și marketing este acum, în bună măsură, finalizată, rezultatul fiind o bază de active cu un grad superior de integrare, ceea ce reprezintă un puternic avantaj competitiv pe piața noastră de bază", a declarat Manfred Leitner, membru al board-ului executiv OMV, responsabil cu segmentul de rafinare și marketing.

Strategia OMV vizează optimizarea capitalului utilizat în segmentul de rafinare și marketing pe întreg portofoliul companiei. Rafinăria Bayernoil nu este integrată cu unități de petrochimie, de unde și decizia de a o vinde. OMV va continua să opereze trei rafinării, respectiv Schwechat (Austria) și Burghausen (sudul Germaniei), ambele integrate cu producția petrochimică, precum și Petrobrazi (România), care este 100% dedicată procesării de țiței românesc și, deci, integrată cu business-ul upstream.

În noiembrie, CEO-ul OMV, Gerhard Roiss, reamintea că OMV a investit în rafinăria Petrobrazi 600 milioane euro şi că se apropie de finalizarea modernizării unităţii.

Rețeaua de stații de alimentare cu carburanți din Germania rămâne un business important pentru OMV. În consecință, tranzacția cu Varo Energy conține aranjamente contractuale vizând aprovizionarea în viitor a benzinăriilor OMV din Germania.

Tranzacția de vânzare a rafinăriei Bayernoil este programată să fie finalizată în 2014, cu condiția ca actualii co-acționari să nu-și exercite drepturile de preempțiune și după obținerea tuturor autorizațiilor legale de la autoritățile competente. Părțile au convenit să nu dezvăluie prețul de vânzare.

Emil Cristescu, unul dintre cei doi frați care dețin SC Foraj Sonde Craiova (FOSB) și-a majorat participația pe care o deține la companie cu 0,002%, achiziționând miercuri, 18 decembrie, 12.117 acțiuni la valoarea de 0,21 de lei/acțiune.

Tranzacția vine la numai cinci zile de la o operațiune similară, prin care același Emil Cristescu a achiziționat alte 6.000 de acțiuni, la un preț de 0,21 lei/acțiune.

SC Foraj Sonde Craiova SA este, alături de Alături de Foraj Sonde Ernei (FOSP) și Dafora Mediaş (DAFR) unul dintre cei mai mari jucători de pe piaţa de foraj din România, cele trei companii înregistrând anii trecți cifre de afaceri oarecum similare din această activitate.

Începând cu a doua jumătate a anului 2011, Foraj Sonde Craiova a profitat de problemele financiare cu care se confrunta unul din concurenții săi, Dafora, și a devenit acționar al acestuia. Până la finalul anului 2011, SC Foraj Sonde Craiova a reușit să achiziționeze 122,345 milioane de acțiuni Dafora, ajungând să dețină 12,2% din respectiva companie. Foraj Sonde Craiova și-a continuat operațiunile de achiziționare a acțiunilor Dafora, într-un ritm mai lent e adevărat, ajungând, pe 31.10.2013, să dețină 138,485 milioane de acțiuni la Dafora, echivalentul unui procent de 13,81%.

Principalii acționari ai SC Foraj Sonde Craiova erau, pe data de 30.06.2013, Valentin-Marius Cristescu, cu un procent de 69,96% și Emil Cristescu, cu un procent de 24,39%. Ceilalți acționari, de la care probabil a cumpărat Emil Cristescu cele două pachete de peste 18.000 de acțiuni în ultima săptămână, dețineau 5,64% din SC Foraj Sonde Craiova.

Prospecţiuni a finalizat, la începutul lunii decembrie, lucrările de achiziţii de date 3D pentru SNGN Romgaz SA, în regiunea Transilvania (RG02 Transilvania Centru), în cadrul unui proiect care s-a întins pe perioada a 257 de zile. Compania a efectuat lucrări pe raza a 28 de comune din judeţul Mureş, suprafaţa prospectată fiind de aproximativ 930 km pătrați.

În cadrul acestui proiect, Prospecţiuni a folosit metode clasice în achiziţia de date. Acestea au constat, în principal, în generarea de unde elastice şi înregistrarea lor prin folosirea geofonilor şi staţiilor telemetrice, realizându-se, astfel, o ”ecografie a pământului”.

“Încheierea cu succes a proiectului Transilvania 3D reprezintă o confirmare a calităţii lucrărilor efectuate de companie, a angajamentului privind respectarea mediului înconjurător şi a colaborării excelente cu populaţia locala. Este prioritar pentru noi să cultivăm şi să menţinem o relaţie bazată pe respect şi încredere cu proprietarii de terenuri.” a afirmat Gehrig Schultz, CEO-ul Prospecţiuni, într-un comunicat de presă.

Pentru finalizarea lucrărilor, compania a semnat procese verbale de constatare a încheierii proiectului, care certifică faptul că operaţiunile Prospecţiuni nu au provocat inconveniente comunităţii locale sau daune necompensate proprietarilor de terenuri. 

Compania este liderul pieţei autohtone de explorări şi prospecţiuni geologice, geochimice, hidrogeologice şi geotehnice, cu o experienţă de peste 60 de ani. Prospecţiuni furnizează servicii pentru companii importante din România precum Petrom, Romgaz sau Rompetrol. Compania a înregistrat în primele nouă luni ale anului o cifră de afaceri de 272,4 milioane lei (61,7 mil. euro), în creştere cu 28% faţă de nivelul de 212,5 milioane lei din perioada similară din 2012.

Miliardarul rus Mihail Gutseriyev este pe cale să înființeze o nouă companie de explorare și producție de petrol și gaze în Rusia, Neftisa, prin intermediul mai multor operațiuni de fuziune și achiziții, susține publicația moscovită Kommersant.

Neftisa, care în prezent efectuează mai degrabă activități de consultanță, analiză și trading, deține deja active petroliere în valoare de aproximativ 2 miliarde dolari.

Gutseriyev, a cărui avere este estimată de revista Forbes la peste 3 miliarde de dolari, este cunoscut ca fondator al gigantului petrolier Russneft, pe care îl deține în comun cu compania AFK Sistema, deținută de un alt miliardar rus, Vladimir Yevtushenkov.

Neftisa a fost înregistrată în anul 2008, și a transferat active de la Russneft, Gutseriyev achiziționând totodată în ultimele luni și mai multe active petroliere noi.

Pe lângă activele din industria petrolieră, Gutseriyev mai deține proprietăți imobiliare în Rusia, precum și mai mai multe posturi de radio.

Russneft a fost înființată în 2002, când Mihail Gutseriyev, fost șef al companiei petroliere controlate de stat Slavneft, a cumpărat active Slavneft, la preț foarte redus, la puțin timp de la privatizarea companiei. În 2007, Oleg Deripaska, acționar majoritar al producătorului de aluminiu Rusal, a cumpărat Russneft de la Gutseriyev pentru 3 miliarde dolari. În ianuarie 2010, Oleg Deripaska a revândut grupul petrolier Russneft fondatorului său, Mihail Gutseriyev, pentru 600 milioane dolari.

În timp ce la București tema zilei, încă din prima zi a instalării guvernului Ponta a fost supraimpozitarea sectorului energetic, la Moscova preocuparea guvernanților este identificarea modalităților de extindere a facilităților fiscale acordate companiile din acest sector.

Acțiunile Surgutneftegas și Lukoil s-au apreciat ieri pe bursa new-yorkeză, pe fondul speculațiilor privind extinderea facilităților la explorare și producție acordate de Rusia companiilor petroliere, susține Bloomberg.

Surgutneftegas, al treilea cel mai mare producător din Rusia, a câștigat 1,7%, ajungând la 7,16 dolari/acțiune, în timp ce Lukoil a înregistrat cea mai spectaculoasă apreciere din 8 octombrie. Novatek, cel de-al doilea mare producător de gaze al Rusiei a atins pe bursa londoneză cel mai mare nivel înregistrat în ultima lună. Indicele celor mai tranzacționate companii ruse din SUA a crescut cu 0,6 la sută la 97,39 dolari.

Potrivit unor știri din presa rusă, Ministerul Finanțelor sprijină planul Ministerului Energiei de a extinde facilitățile fiscale acordate pentru exploatarea zăcămintelor cu grad de epuizare ridicată. Ministrul adjunct al Finanțelor Serghei Shatalov, a declarat că de această măsură ar putea beneficia Surgutneftegas și Lukoil. Lukoil, cel de-al doilea mare producător din Rusia, a declarat luna trecuta că profitul pe trimestrul al treilea i-a fost afectat de eliminarea unora dintre facilitățile fiscale de care a beneficiat.

"Se pare că guvernul se îndreaptă spre lărgirea bazei de facilități fiscale acordate, astfel încât mai multe câmpuri de petrol se vor califica pentru aceste scutiri”, a declarat Dmitri Loukashov, un analist de petrol și gaze naturale de la VTB Capital.

Președintele rus Vladimir Putin a promovat scutirea de impozit pentru resurse off-shore și pentru zăcămintele cu grad de epuizare ridicată pentru a menține producția la peste 10 milioane de barili pe zi. Industria de petrol și gaze naturale este responsabilă pentru jumătate din veniturile Rusiei. 

Erste anticipează triplarea redevențelor

În România, analiștii Erste Group se așteaptă ca, începând cu anul 2015, nivelul redevențelor petroliere să se tripleze, față de situația din momentul de față, ceea ce, pentru OMV Petrom, ar însemna o majorare a redevenței medii plătite pentru producția de hidrocarburi de la 7,5% la 22,5%.

"Există discuții în culise despre noul sistem de taxare a producției de hidrocarburi, care cu certitudine se vor finaliza cu impunerea de taxe mai mari, dat fiind că, în 2004, de când este în vigoare actualul sistem, prețul țițeiului era de circa 20 de dolari/baril (în prezent este de circa 100 – n.r.). Ne așteptăm la o triplare a redevențelor, , ceea ce, pentru Petrom, ar însemna că actualul nivel mediu al redevențelor plătite pentru producția de hidrocarburi, de 7,5%, s-ar tripla, ajungând la 22,5% de la sfârșitul anului 2014", se arată într-un raport de analiză al Erste Group cu privire la acțiunile OMV Petrom listate la Bursa de Valori București (BVB).

Productivitate scăzută și costuri de operare ridicate

Guvernul va avea însă o mare surprinză în cazul în care ar dori să aplice noile cote. Motivul: fragmentarea zăcămintelor (șase zăcăminte sunt responsabile pentru aproximativ 40% din producția României, în timp ce alte aproximativ 400 de restul). România are de departe cea mai scăzută producție medie pe zăcământ din Europa, cu 31 barili echivalent petrol pe zi în cazul Romgaz și 17 barili echivalent petrol pe zi în cazul Petrom. În medie, o sondă din Italia produce 265 bep/zi, una din Marea Britanie 409 bep/zi, iar una din Israel 4.804 bep/zi, de exemplu. O majorare a cotei inferioare la nivelul unei cote unice, de 8,75-9,8 sau la nivelul unei cote inferioare majorate cu 25-40% (3,75-42%) ar putea determina cele două companii să păstreze în exploatare doar zăcămintele mari și cu productivitate ridicată și să închidă majoritatea celor 400 de zăcăminte mici. Și asta pentru că în România, costul de operare este extrem de ridicat, de 17 dolari pe baril echivalent petrol, țara noastră fiind depășită doar de Marea Britanie cu 23 de dolari pe baril echivalent petrol. În comparație, Franța are un cost de operare de doar 15 dolari, Italia de 10 dolari iar Israelul de 3 dolari.

Astfel, guvernul s-ar putea vedea văduvit nu numai de veniturile din redevențe scontate, ci și de taxele salariale ale angajaților care lucrează la acele zăcăminte. În plus, producția de petrol a României, în loc să se majoreze, s-ar micșora considerabil, cu atât mai mult cu cât România are un grad ridicat de epuizare a zăcămintelor, de 87%, mai mare decât cel al Marii Britanii, de exemplu, de 82%, și incomparabil cu cel al Israelului, de 6%.

Italienii și francezii, mai prietenoși cu zăcămintele mici

Statele cu o structură la fel de fragmentată a zăcămintelor practică o politică fiscală prietenoasă cu zăcămintele mici. În cazul Italiei, pentru un zăcământ onshore cu o producție anuală de până la 30,000 tone de petrol / an, rata medie de redevență este de aproximativ 3,3%, similară cu cea aplicabilă în momentul de față în România pentru un câmp de mărime similară (3,5%). De altfel, ENI – cel mai mare jucător de pe piața italiană a plătit în anul 2012 o redevență de 8%, în timp ce în România media a fost de aproximativ 7 – 8%.

De asemenea, producția din zăcămintele de petrol/gaze naturale care în România este taxată la o rata de 3,5%, în Franța exte exceptată, ca și o parte din producția aferentă zăcămintelor care se încadrează în Romania la pragul 2 de taxare (5% pentru petrol/7% pentru gazele naturale). Rata medie de redevență înregistrată de cel mai mare producător francez de petrol (Vermillon) în 2012 a fost de aproximativ 5%. {jathumbnailoff}

Gazprom si Rosneft ar putea fi obligate să achiziționeze echipamente “fabricate în Rusia” pentru exploatarea și dezvoltarea câmpurilor petroliere și gaziere offshore, potrivit unui amendament adus legislației în vigoare redactat de Comitetului Dumei de Stat pentru Energie și de Uniunea producătorilor ruși de echipamente de petrol și gaze.

Inițiativa ar obliga cele doua companii de stat, care domină industria de extracție din Rusia, să achiziționeze fie un procent fix de echipamente (între 30 și 80%) la nivelul întregi companii de la industria de profil locală, fie să cumpere o cantitate variabilă, determinată pentru fiecare proiect în parte.

Potrivit Izvestia, amendamentele vor intra pe ordinea de zi a guvernului rus până la sfârșitul anului.

În prezent, legea nu impune nicio condiționalitate în acest sens, iar firmele de petrol și gaze din Rusia au tendința de a cumpăra astfel de echipamente și servicii de la furnizori externi, care oferă adesea un raport mai bun calitate/preț, dar și o livrare mai rapidă, susține Alexander Romanikhin, Uniunea producătorilor ruși de echipamente de petrol și gaze. Potrivit acestuia, astfel s-a creat o dependență de producătorii străini într-un sector de importanță strategică.

"E ca și cum ai cumpăra tancuri din America. Sponsorizăm economia lor în timp ce industria de petrol și gaze naturale din Rusia moare.”, susține liderul cartelului local de producție de echipamente petroliere.

Rosneft - entuziast, Gazprom - sceptic

Orice obligativitate de achiziționarea a echipamentelor de pe piața internă ar trebui introdusă gradual, crede Radif Tuktarov, care gestionează achizițiile de servicii de extracție la Gazprom Neft. Pentru a evita deteriorarea activităților offshore, cota ar putea crește de la 5 la sută în 2015 la 90 la sută până în 2030, a afirmat acesta, adăugând că producătorii străini vor răspunde probabil la noile reglementări prin mutarea unor unități de producție în Rusia.

Nu toată lumea crede într-o renaștere a activității de producție de echipamente petroliere ca urmare a unei astfel de decizii. Marat Mansurov, directorul departamentului de cercetare al Gazprom, susține că o astfel de reglementare implică schimbări majore în ceea ce privește infrastructura din domeniu. În plus, susține acesta, cel mai eficient mod de achiziționare a acestor echipamente este cel bazat pe concurența existentă pe piață.

Rosneft și-a declarat deja disponibilitatea de a cumpăra produse “fabricate în Rusia”. Igor Sechin, CEO-ul companiei, a declarat că din totalul de 500 de miliarde de dolari investiții planificate, 400 miliarde dolari vor merge către furnizorii rusi. Cu toate acestea, Rosneft ar putea întâmpina dificultăți, legislația obligând companiile să organizeze licitații, iar deciziile să fie luate în primul rând pe baza prețului.

Compania italiană Gas Plus a selectat casa de avocatură Mareş/Danilescu/Mareş în vederea furnizării de servicii de asistenţă şi consultanţă juridică pentru toate afacerile derulate în România. Gas Plus este parte a consorţiului de firme care desfăşoară activităţi de explorare de petrol şi gaze în perimetrele Midia şi Pelican din Marea Neagră.

Echipa de avocaţi este condusă de către Mihai Mareş, avocatul coordonator al Mareş / Danilescu / Mareş, se precizează într-un comunicat la casei de avocatură.

„Explorarea offshore din Marea Neagră este extrem de importantă, fiind un pas major pentru România în a obţine independenţa energetică și a deveni un jucător de talie europeană în acest domeniu. În acest context, echipa de avocaţi Mareș/Danilescu/Mareș, care dețin expertiză consolidată în practica internă şi internaţională din domeniul petrol şi gaze, va oferi consultanţă juridică companiei Gas Plus participând la unul dintre proiectele strategice ale României”, a declarat Mihai Mareş, managing partner al casei de avocatură Mareş/Danilescu/Mareş.

Gas Plus, al patrulea cel mai mare producător de gaz din Italia, are o participaţie de 15% în cele două perimetre de exploatare offshore din Marea Neagră, restul fiind deţinut de către Sterling Resources (65%) şi Petro Ventures Europe (20%). Participaţia de 15% deţinută de Gas Plus în perimetrele Midia şi Pelican din Marea Neagră, achiziționată în noiembrie 2011 de la Sterling Resources, corespunde unei rezerve de hidrocarburi de aproape 1,4 miliarde de metri cubi.

Guvernul a aprobat trei acorduri petroliere semnate între Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale, în calitate de concedent, şi East West Petroleum Corp., în calitate de concesionar, în urma unei licitaţii care a avut loc în anul 2010.

Între timp, Gazprom Neft, prin divizia sa NIS din Serbia, a cumpărat de la compania canadiană East West Petroleum o participaţie de 85% în fiecare din cele trei perimetre.

Acestea sunt situate în vestul ţării şi sunt denumite EX - 3 Băile Felix, EX - 7 Periam şi EX - 8 Biled.

Acordurile petroliere sunt de concesiune pentru explorare-dezvoltare-exploatare şi au intrat în vigoare la data publicării în Monitorul Oficial, respectiv 22 noiembrie 2013. Anexa nu a fost publicată, fiind clasificată conform legii, întrucât conţine programul de investiţii convenit în urma negocierilor dintre ANRM şi companie.

East West Petroleum a câştigat dreptul de a explora şi exploata aceste perimetre în urma ultimei runde de concesiuni, organizate de ANRM în vara anului 2010. Atunci, ANRM a organizat o licitaţie internaţională pentru concesionarea a 30 de perimetre petrolifere, din care cinci în Marea Neagră.

În mai 2011, canadienii au anunţat că au semnat un acord prin care Gazprom Neft a preluat, prin intermediul NIS, 85% din aceste perimetre.

Potrivit Mediafax, Agenţia Naţională a Resurselor Minerale a transmis, legat de informaţiile privind posibile lucrări de explorare-exploatare a gazelor de şist în perimetrul Băile Felix, că acordul semnat cu compania East West Petroleum se referă doar la gaze naturale şi ţiţei.

"Resurse neconvenţionale, precum gazul de şist, nu fac obiectul acestui acord. Lucrările de explorare se vor realiza prin metodele tradiţionale resurselor convenţionale", precizează ANRM.

Precizările ANRM au fost transmise după ce atât presa centrală, cât şi cea locală din Oradea şi Timişoara a scris că acordurile ar permite exploatarea eventualelor zăcăminte de gaze de şist de la Băile Felix, după ce pe plan local au avut deja loc o serie de manifestări anti-exploatare de gaze de şist.

În urmă cu două săptămâni, Vadim Smirnov, şeful NIS România, a declarat într-un interviu pentru Agerpres, că societatea pe care o reprezintă deţine patru perimetre în parteneriat cu East West Petroleum în vestul ţării. Unul dintre acordurile petroliere fusese deja aprobat de Guvern, iar pentru restul era aşteptată aprobarea.

Smirnov a ţinut să sublinieze că Gazprom caută ţiţei convenţional în aceste perimetre, şi nu gaze de şist, aşa cum s-a vehiculat în ultima vreme în spaţiul public. El a punctat că Gazprom nu deţine licenţe pentru acest tip de activităţi şi nici tehnologia necesară pentru exploziile hidraulice care ar identifica eventuale gaze de şist în zonă.

'Niciodată n-am avut această intenţie, astfel de planuri, niciodată n-am discutat cu Guvernul această posibilitate, nici nu este prevăzut aşa ceva în licenţa pe care o avem', a arătat Smirnov.

Întrebat ce s-ar întâmpla dacă ar descoperi totuşi gaze de şist, el a răspuns: 'Nu se poate. Cu tehnologia pe care o folosim noi, nu se poate. Pentru că noi căutăm pungi de zăcăminte de petrol. Gazul de şist nu se află în pungi, iar noi nu facem explozii hidraulice, pentru că nu avem de ce. Dacă există pungi de ţiţei, o să aflăm cu tehnologia pe care o folosim. Deci e clar, noi vorbim de zăcăminte convenţionale, nu avem permis din partea Guvernului să facem altceva. În afară de asta, nici n-am avut intenţie, nici nu avem tehnologie. Dacă, peste cinci ani, Guvernul român va decide să se dezvolte şi această tehnologie, probabil o să participăm. Dar deocamdată nu facem aşa ceva nici în Serbia, nici în Rusia. De ce am face în România?'.

În plus, el a respins acuzaţiile celor care afirmă că Gazprom s-ar afla în spatele protestelor faţă de gazele de şist.

'Eu citesc cu uimire astfel de afirmaţii. Este interesant, dar nu corespunde cu realitatea. Este o logică foarte... ciudată, sincer vorbind. Dacă Gazprom a venit să dezvolte zăcăminte convenţionale şi avem piedici din cauza faptului că cineva afirmă că noi căutam gaze de şist înseamnă că am venit şi am organizat această campanie? Am citit şi eu cu uimire, vă spun...', a precizat oficialul NIS.

De asemenea, întrebat de ce crede că oamenii protestează faţă de gazele de şist, reprezentantul companiei petroliere a arătat: 'Pentru că e dreptul lor, România e ţară liberă, democratică, iar oamenii au posibilitatea să-şi exprime părerea. Unele ţări au gazele de şist în dezvoltare, altele nu au, dar asta n-are legătură cu Gazprom'.

În prezent, Gazprom deţine, prin intermediul NIS, şase perimetre petrolifere în România: patru în parteneriat cu canadienii de la East West Petroleum, unul în colaborare cu irlandezii de la Moesia Oil and Gas şi unul cu britanicii de la Zeta Petroleum.

Smirnov a mai spus că o primă sondă de explorare a relevat zăcăminte de ţiţei în care colaborează cu Zeta Petroleum, iar producţia de petrol ar putea începe anul viitor, dacă se va stabili că zăcământul este comercial.

El a explicat că sonda de explorare săpată acolo a identificat zăcăminte de ţiţei convenţional, dar nu şi gaze naturale.

Vânzările totale de carburanți ale grupului ungar MOL în România (în volume, inclusiv GPL și lubrifianți) au crescut cu 7% în primele nouă luni din 2013, comparativ cu perioada similară din 2012, la 373 de mii de tone.

În trimestrul al III-lea al acestui an, vânzările MOL pe plan local s-au majorat cu 8% , de la 128 la 138 de mii de tone, se arată într-un comunicat al MOL.

Vânzările de motorină din România au urcat cu 8% la nouă luni, la 271 mii de tone, respectiv cu 9% în trimestrul trei, la 100 kt.

Benzina a generat vânzări de 98 de mii de tone în primele nouă luni, cu 4% mai mult decât în aceeași perioadă din 2012, volumele din perioada iulie-septembrie fiind de 37 de mii de tone, în urcare cu 6%.

Rețeaua de distribuție a MOL România are 143 de benzinării, dintre care 8 au fost inaugurate în acest an. MOL a inaugurat de curând o nouă stație de alimentare lângă Drobeta-Turnu Severin, în urma unei investiții de 1,1 milioane de euro.

La nivel de grup, profitul operațional al MOL (EBITDA) a crescut cu 66% în trimestrul al III-lea al acestui an, la 158 miliarde forinți.

Segmentul Upstream (Explorare & Producție) al grupului MOL a beneficiat în al treilea trimestru de prețuri peste medie ale hidrocarburilor, după evoluția mai slabă din al doilea trimestru, se afirmă în comunicat.

Segmentul Downstream (Rafinare & Marketing) și-a îmbunătățit performanța și a obținut unul dintre cele mai bune rezultate trimestriale din ultimii trei ani, spun cei de la MOL.

"Rezultatul este cu atât mai bun cu cât a fost înregistrat pe fondul continuării declinului marjelor de produs și scăderii diferenţei dintre cotațiile ţiţeiului Brent şi ale celui tip Ural. Aceste efecte negative au fost însă devansate în principal de creșterea volumelor de vânzări, care au depășit chiar și ratele uzuale de creștere sezonieră, de majorarea gradului de utilizare a rafinăriilor, cu avantajele de cost asociate, precum și de marjele mai bune în sectorul petrochimic", se spune în comunicat.

Pe de altă parte, transformarea rafinăriei Mantova a IES, subsidiara grupului MOL din Italia, în centru logistic, a determinat o scădere excepțională a valorii activelor și echipamentelor din domeniul rafinării, de 123 miliarde forinți, fără impact asupra fluxului de numerar, producând o pierdere operațională pe segmentul respectiv, care a trecut astfel de la profit net la un rezultat negativ.

Cu toate acestea, poziția financiară a grupului MOL a continuat să se consolideze, întrucât compania a generat un flux operațional de numerar de 364 miliarde forinți în primele 9 luni, cu 2% mai mult decât în intervalul similar al anului 2012. Ca urmare, gradul net de îndatorare a continuat să scadă, până la 20,7%, precizează MOL.

O mișcare autonomistă din estul Libiei a anunțat că a înființat o companie petrolieră regională și că va începe să exporte petrol produs în regiune, după ce a preluat controlul asupra câtorva porturi. Rebelii au mai anunțat că au în plan și înființarea propriei bănci centrale a regiunii de est. Încă o lovitură pentru guvernul central al Libiei, condus de premierul Ali Zeidan, care încearcă să redeschidă porturile prin care țara exportă de țiței, precum și câmpurile de hidrocaburi controlate fie de miliții fundamentaliste musulmane, fie de grupări tribale, fie chiar de funcționari publici care revendică drepturi politice sau salarii mai mari.

Producția de petrol a Libiei s-a redus dramatic în ultima perioadă, iar premierul Zeidan a declarat că, de luna viitoare, Libia ar putea întâmpina probleme grave în a-și finanța cheltuielile bugetare. Guvernul său face eforturi pentru a ține sub control activitatea grupărilor care l-au răsturnat de la putere pe Muammar Gaddafi în 2011, păstrându-și ulterior armele. În regiunea de est Cyrenaica, triburi și miliții vor instaurarea unui sistem federal de guvernare în Libia.

Primul ministru al autoproclamatei regiuni autonome Cyrenaica, Abd-Rabbo al-Barassi, spune că nou înființata companie de petrol a regiunii va avea la început sediul la Tobruk, unde se află și portul Hariga, unde săptămâna trecută protestatarii au împiedicat încărcarea la bordul unui vas petrolier deținut de guvernul central a 600.000 de barili de țiței, care ar fi urmat să fie exportați în Italia.

"Am înființat o companie numită Libya Oil and Gas Corp. Așteptăm răspunsuri de la Tripoli și Fezzan (cel mai important oraș din sudul Libiei – n.r.), pentru a cădea o înțelegere cu cei de acolo. Ulterior, compania va vinde petrol, iar noi vom păstra veniturile care le revin celor din Tripoli și Fezzan fără să ne folosim de ele. Pe urmă vom muta sediul firmei la Benghazi", a declarat Barassi pentru Reuters.

Blocadă a exporturilor către Italia

Anunțul privind înființarea companiei a fost făcut live la un post național de televiziune. Experți din industria petrolieră spun că rebelilor le va fi greu să găsească cumpărători care să accepte să preia de la ei petrol care aparține de drept guvernului central libian.

Cu câteva ore înainte, premierul Zeidan le dăduse un ultimatum protestatarilor din portul Hariga, somându-i să elibereze infrastructura portuară în maxim 10 zile și amenințând că, în caz contrar, autoritățile vor lua măsurile necesare, fără însă precizeze care ar fi acestea.

Zeidan a adăugat că, dacă protestele nu vor înceta, guvernul va întâmpina dificultăți de luna viitoare în a finanța cheltuielile bugetare. "Bugetul se bazează pe proiecția de venituri de petrol pe întregul an. Din cauza întârzierii exporturilor, avem deficit bugetar", a declarat premierul de la Tripoli.

El a mai spus că blocarea terminalului portuar Mellitah, controlat de italienii de la ENI și de compania libiană de stat National Oil Corp, ar putea obliga Italia să se aprovizioneze cu petrol și gaze din alte surse. Protestatari aparținând minorității Amazigh (berberi) au blocat exporturile prin terminalul Mellitah, situat la 60 de kilometri vest de Tripoli, și au amenințat că vor opri și exporturile de gaze naturale efectuate de acolo. Berberii cer mai multe drepturi politice.

Violența se intensifică

"Italia este în prezent cel mai mare partener comercial al Libiei. Ar fi foarte grav dacă exporturile ar fi blocate, pentru că italienii cumpără din Libia aproape un sfert din necesarul lor de petrol și importă în plus și gaze naturale. Ne-ar putea abandona, găsindu-și alți furnizori", a avertizat premierul Zeidan.

Anterior, ministrul de Externe al italiei, Emma Bonino, declarase că cei de la ENI iau în calcul închiderea unor sonde de exploatare deținute în Libia.

Zeidan a adăugat că le-a dat milițiilor locale termen până la sfârșitul anului pentru a intra sub comanda armatei sau poliției centrale, în caz contrar urmând să le taie finanțarea de la buget. Săptămâna trecută au avut loc lupte intense de stradă la Tripoli între grupări rivale.

Situația din Libia afectează rezultatele OMV

Austriecii de la OMV, compania-mamă a Petrol, și-au redus estimările cu privire la producția de hidrocarburi de anul acesta, spunând că acum se așteaptă ca aceasta să scadă, ca urmare a problemelor de securitate de la exploatările din Libia și Yemen, care au afectat profitul companiei pe trimestrul III 2013.

OMV spune acum că producția de anul acesta va fi "oarecum" sub nivelul din 2012, din cauza chestiunilior de securitate din Libia și Yemen, la care se adaugă unele dificultăți întâmpinate în Noua Zeelandă și Austria, după ce, anterior, estima că aceasta va fi, în mare, similară cu cea de anul trecut/

Profitul net al OMV pe trimestrul al III-lea al acestui an a scăzut cu 17%, la 263 milioane euro, sub estimările analiștilor. Austriecii prognozează că producția va crește din nou în 2014, ca urmare a achiziției unei serii de active offhore de la compania norvegiană de stat Statoil.

Cei de la OMV spun că, în prezent, producția din Libia este întreruptă, continuând în schimb în Yemen, și că evoluția situației din ambele țări rămâne imprevizibilă.

CEO-ul OMV a declarat luna trecută, pentru Reuters, că austriecii sunt hotărâți să își continue activitatea în Libia, care, în mod normal, are o pondere de circa 10% din totalul producției grupului, în pofida faptului că o serie de giganți petrolieri americani și-au abandonat proiectele de acolo.

Sunt și alte cauze

În Noua Zeelandă, OMV a închis temporar mai devreme decât planificase câmpul de hidrocarburi Maari, iar în Austria, o sondă de producție a fost inundată cu apă, ambii factori urmând să afecteze producția totală a grupului pe 2013, spun austriecii.

"Marjele de rafinare, care au atins un maxim în 2012, vor rămâne la minime istorice pentru restul acestui an, din cauza cererii slabe și a supracapacității de producție persistente de pe piețele europene", mai afirmă OMV.

OMV investește masiv în explorare și producție, reducându-și totodată activitatea de rafinare și marketing, care contribuie în prezent cu 16% la profitul operațional al grupului. Compania speră ca deal-ul cu Statoil, la care se adaugă descoperirile de gaze naturale din Marea Neagră, vor compensa volatilitatea mai mare a operațiunilor OMV din Africa de Nord.

Cei de la OMV mai spun că nu au finalizat încă renegocierea unui contract pe termen lung de cumpărare de gaze naturale de la rușii de la Gazprom, ai cărui termeni adâncesc și mai mult pierderile diviziei de Electricitate și Gaze a companiei. De asemenea, la începutul lunii octombrie, OMV a acceptat o ajustare a termenului contractului său de furnizare cu Statoil.

Luna trecută, OMV a raportat că marja sa de rafinare din trimestrul al III-lea al anului s-a redus la mai puțin de jumătate, ca urmare a spread-urilor slabe și a prețurilor mai mai la țiței, în timp ce producția a scăzut, ca urmare a problemelor de securitate din Libia și Yemen.

Industria de petrol și gaze este una în care se consideră de la sine înțeles că Big is Beautiful. Fiind o industrie care necesită investiții inițiale masive, iar procesul de producție debutează abia la câțiva ani de la începerea operațiunilor de explorare, își permit să intre pe această piață în general numai mari companii.

Eșecul înregistrat de Shell în explorarea gazelor de șist în SUA, contrazice această opinie comună, susține Wall Street Journal. Economiile de scală (integrarea pe orizontală și pe verticală a unei companii) sunt într-adevăr un punct forte al marilor companii, ca și accesul mult mai facil la finanțare.

O vastă echipă de tehnicieni, susținuți de un management centralizat cu o viziune unitară va găsi mult mai ușor finanțare va putea administra mai eficient proiecte gigant de 1-5 miliarde de dolari.

Primul sosit, primul servit

Nu și în domeniul gazelor de șist, se pare, unde avantajul primului intrat pe această piață este decisiv. Cei care au sosit mai târziu, din cauza birocratizării procesului de luare a deciziei în primul rând în cazul giganților din domeniu, se vor alege cu firimiturile. Conducerile marilor corporații petroliere au preferat explorării convenționale sau neconvenționale a onshore-ului din SUA, investiții masive în offshore sau în state din lumea a treia unde costurile de producție erau mult mai scăzute și puteau fi “negociate” cu baronii locali. Când au realizat potențialul gazelor de șist din SUA a fost prea târziu pentru unii.

Încetineala lor a deschis porți unor jucători mai mici, care au profitat de faptul că costurile de explorare în onshore sunt mult mai scăzute decât cele din offshore, eliminând avantajul competitiv reprezentat de economiile de scală al marilor corporații. În plus, în cazul gazelor de șist, trebuie forate mult mai multe puțuri decât în cazul proiectelor convenționale. Ceea ce transformă avantajul reprezentat de integrarea pe orizontală și pe verticală a unei companii într-un dezavantaj birocratic. Deciziile cele mai bune se iau în cazul forărilor pentru gaze de șist la fața locului, nu într-un birou la sediul central al corporației în care se întâlnesc și dezbat zeci de șefi de departamente.

Gazele de șist: productivitate mai redusă pe puț

Motivul pentru care sunt necesare mai multe forări ține de productivitatea puțurilor. Dacă în Angola de exemplu, producția este de apropae 14.000 de barili pe zi și scade cu o cincime în primii patru ani de operare, în cazul gazelor de șist, al câmpului Eagle Ford, ale cărui active vrea Shell să le lichideze în prezent, aceasta este de doar câteva sute de barili pe zi și scade cu mai mult de o treime în primii patru ani de operare.

Producție mai mare pe cap de angajat

Un alt dezavantaj al giganților de petrol și gaze în fața mult mai mobililor lor mici concurenți este eficiența, măsurată în producție pe cap de angajat. Shell, de exemplu, a produs doar 46.000 de barili echivalent petrol pe cap de angajat în 2012, în timp ce micii producători, ca EOG Resources, produc 65.000 baril echivalent petrol pe cap de angajat.

Un alt factor care arată eficiența mai mare a micilor companii este concurența la fața locului, rapiditatea de forare, de experimentare de noi tehnologii, evenimente micro, pe care o macrocompanie le administrează cu greu din cauza procesului birocratic centralizat. Acesta este motivul pentru care, Exxon Mobil, de exemplu, a preferat să nu absoarbă XTO Energy, compania de gaze de șist pe care a achiziționa-o în 2010, și să o trateze ca pe o divizie independentă.

 Kalegran Ltd., filială a grupului ungar MOL, a anunțat oficial că perimetrul Akri-Bijeel din regiunea Kurdistan a Irakului este viabil din punct de vedere comercial. Anunțul are în vedere descoperirile realizate de sonda Bijell-1 în structuri din perioada jurasică și de sonda Bakrman-1 în formațiuni din triasic, se arată într-un comunicat al MOL.

După succesul sondei de explorare Bakrman-1, anunțat de grupul MOL în luna februarie, a fost efectuat un nou test de producție, pe o perioadă extinsă la 24 de zile, între 25 iulie și 26 august 2013. Rezultatele testului au confirmat producția de petrol cu vâscozitate scăzută și de gaz cu conținut de hidrogen sulfurat, cu un nivel maxim de 3.192 barili de țiței pe zi și 1.019 barili echivalent petrol pe zi pentru gaze.

Testele confirmă sustenabilitatea producției pe termen lung. În această fază, MOL intenționează să foreze două sonde de evaluare și să pună în funcțiune o unitate de producție încă din 2014, pentru a începe producția inițială de petrol. Alte sonde prevăzute în programul de lucrări vizează de asemenea rezervoare din structurile jurasice, ceea ce accentuează potențialul perimetrului.

Kalegran Ltd. și partenerii săi vor continua programul de evaluare a perimetrului Bijell. Construcția și punerea în funcțiune a unității de suprafață pentru testarea extinsă au fost finalizate pe amplasamentul Bijell-1, cu o capacitate totală instalată de 10.000 bep/zi.

Producția inițială ar putea fi reluată la Bijell-1B în primul trimestru din 2014. Nivelul maxim estimat al unității de producție primară, de 10.000 barili de petrol pe zi, ar putea fi atins până la finele anului 2014, după conectarea a trei noi sonde (Bijell-2, Bijell-4 și Bijell-6).

Grupul MOL este o companie multinaţională integrată şi independentă, cu sediul central în Budapesta, Ungaria. Are operaţiuni în peste 40 de ţări şi aproximativ 30.000 de angajaţi în întreaga lume. Grupul are peste 75 de ani de experiență în explorarea și producția de hidrocarburi, având în prezent operațiuni de producție în 7 țări și activități de explorare în 12 țări.

Grupul controlează cinci rafinării şi două unităţi petrochimice la nivelul managementului integrat al lanţului de aprovizionare, în Ungaria, Slovacia, Croaţia şi Italia. Compania are, de asemenea, o reţea de peste 1.700 de benzinării în Europa Centrală şi de Sud-Est, în 11 țări, printre care și România.

Prospecțiuni S.A. și Geotrace Inc. au semnat o alianță tehnică, cele două companii au susținând totodată pe data de 23 octombrie și o prezentare adresată atât actualilor clieni, cât și celor potențiali. Alianța va asigura furnizarea serviciilor de procesare și interpretare de date la o calitate superioară pentru companiile din industria de Explorare și Producție din Europa.

Atât Prospecțiuni, cât și Geotrace sunt în căutare constantă de oportunități de dezvoltare și regiuni cu potențial ridicat pentru continuarea expansiunii.

Know-how-ul Prospecțiuni se va îmbina cu tehnologia, software-ul de procesare și asistenta tehnică deținute de Geotrace

“Aceasta reprezinta mai mult decât o alianță tehnică, este ceva special pentru ambele companii. În plus față de beneficiile oferite clienților noștri legate de o tehnologie performantă și metode de procesare noi, avem oportunitatea să ne dezvoltam în cadrul comunității de geofizică și procesare și să oferim clienților din aceasta zona servicii de cea mai buna calitate. În urmă cu cinci ani am început să stabilim premisele unui parteneriat strategic, care să contribuie cu tehnologie de ultima generație și care să se integreze în Prospecțiuni și în industria noastră” a declarat Gehrig Schultz, CEO-ul Prospecțiuni.

Bill Schrom, CEO Geotrace, s-a declarat la rândul său entuziasmat de aceasta colaborare: „Privim aceasta alianță ca pe un proiect reușit, care contribuie cu o combinație de cunoștințe despre zona României și expertiză geologica. Această alianță va fi benefică ambelor companii și ar trebui să fie benefică și pentru industrie, luând în considerare standardele noastre”

Prospecțiuni speră ca alianța cu Geotrace să contribuie la extinderea numărului și sferei de aplicare a contractelor pe care le va încheia în viitor.

Prospecțiuni SA este un important furnizor de servicii geofizice și geologice, susținând eforturile clienților în explorarea resurselor naturale ale Pământului. Prospecțiuni oferă o gamă largă de servicii incluzând proiectare, achiziție și procesare de date seismice 2D și 3D, analize geologice și geochimice, prospecțiuni magnetotelurice și gravimetrice. Cu sediul central în România și o experiență de peste 60 de ani în domeniu, Prospecțiuni oferă servicii în Europa Centrală, de Sud și de Est, precum și în Orientul Mijlociu și Africa de Nord.

Geotrace Inc. este o companie de elită în domeniul ingineriei de rezervor, axată pe livrarea de servicii cu riscuri scăzute industriei de petrol și gaze, prin intermediul soluțiilor integrate. Compania cu sediul în Houston oferă asistență clienților în maximizarea calității informației geologice, optimizând gradul de cunoaștere al proprietăților rocilor și fluidelor și minimizând riscurile asociate forajului prin utilizarea unui set de soluții software avansate.

Gigantul energetic Petrobras, controlat de statul brazilian, și-a adjudecat la licitație, în consorțiu cu companii europene și chineze, concesiunea celui mai mare câmp petrolier al Braziliei. Consorțiul respectiv a fost însă singurul care a participat la licitația organizată de guvernul brazilian, iar prețul de adjudecare a fost cel minim impus prin prospectul de licitație, ceea ce a transformat întreaga procedură într-un semieșec, ce aruncă un văl de îndoială asupra planurilor Braziliei de a deveni o putere petrolieră mondială prin dezvoltarea câmpurilor offshore de hidrocarburi din apele sale teritoriale.

Licitația, care s-a desfășurat într-un hotel de lux de pe o plajă din Rio de Janeiro, a fost marcată de protestele violente ale câtorva sute de brazilieni, care se opun cedării resurselor naționale în administrarea unor corporații străine. Protestatarii au răsturnat un car de reportaj al unei televiziuni și l-au folosit drept baricadă în confruntările cu polița și armata, care au ripostat cu bastone, gloanțe de cauciuc și gaze lacrimogene.

Procedura a stârnit un interes mult mai mic din partea companiilor multinaționale de petrol și gaze decât sperau autoritățile braziliene. Cu toate că guvernul a dat asigurări că zăcămintele scoase la concurs sunt mai mult decât substanțiale, iar riscurile dezvoltării lor – minore, multe companii de top din industria mondială de profil, cum ar fi Exxon Mobil, Chevron sau BP, au decis să nu participe.

Nu s-a licitat practic deloc

Agenția națională braziliană de reglementare și supraveghere a sectorului petrolier, ANP, se aștepta ca cel puțin 40 de companii să participe la licitație. În schimb, doar 11 s-au înscris formal pentru procedură și numai 5 au licitat propriu-zis. "O licitație presupune concurență. Devreme ce n-a existat nici un fel de concurență, înseamnă că guvernul a eșuat", a declarat parlamentarul brazilian Carlos Sampaio.

Guvernul brazilian se așteaptă să încaseze venituri totale de 400 de miliarde de dolari din exploatarea câmpului petrolier offshore Libra pe o perioadă de 30 de ani. Potrivit declarațiilor oficiale, acești bani ar urma să fie utilizați pentru servicii publice de educație și sănătate, necesare pentru a mai reduce din inegalitatea accentuată de venituri dintre săracii și bogații Braziliei.

Consorțiul care și-a adjudecat câmpul petrolier offshore Libra este format din Petrobras (40% din drepturi), Total și Royal Dutch Shell (câte 20%), precum și companiile chinezești, CNOOC Ltd și China National Petroleum Corp (câte 10%).

Termeni deloc încurajatori

Rezervele recuperabile de țiței din perimetrul Libra sunt estimate între 8 și 12 miliarde de barili. Dacă aceste estimări se confirmă, asta înseamnă dublarea rezervelor totale de petrol ale Braziliei. Cantitatea ar fi suficientă pentru satisfacerea consumului total mondial de petrol pe o perioadă de aproape două luni.

Acordul semnat de guvernul brazilian cu consorțiul câștigător prevede că Brazilia va încasa 41,65% din profiturile nete rezultate din vânzarea petrolului, după deducerea costurilor investiționale. De asemenea, companiile datorează în total un avans de 6,88 miliarde dolari, care trebuie plătit pentru finalizarea deal-ului. Acești termeni contractuali reprezintă minimul legal și au fost stabiliți dinainte de organizarea licitației, fapt care, potrivit analiștilor, explică interesul slab manifestat de giganții petrolieri mondiali față de procedură.

Aceștia spun că, în pofida potențialului uriaș al zăcămintelor petroliere offshore ale Braziliei, multe companii multinaționale de profil au preferat să stea pe margine, ca urmare a modificărilor legislative recente adoptate de autoritățile braziliene, despre care consideră că reduc prea mult profiturile operatorilor și acordă prea multă putere de control statului și companiei controlate de acesta, Petrobras.

Statul vrea mai mult control

Astfel, printre altele, Brazilia a înființat o nouă companie de stat, PPSA, special pentru administrarea zăcămâmtului de la Libra. Aceasta este responsabilă cu preluarea de la operatorii concesiunii a cantității din producția de țiței de la Libra care revine de drept guvernului și cu valorificarea acesteia. Pe lângă asta, PPSA va avea drept de veto asupra deciziilor manageriale ale consorțiului câștigător. Potrivit estimărilor inițiale, dezvoltarea câmpului offshore va necesita investiții de circa 50 de miliarde de dolari.

Cu toate că rezultatul licitației este dezamăgitor pentru guvern, statul brazilian va beneficia de 85% din veniturile rezultate din dezvoltarea Libra, pe întreaga perioadă de exploatare a zăcământului, sub formă de taxe sau angajamente sociale și de cercetare asumate de consorțiul care urmează să îl opereze, a declarat președintele Braziliei, Dilma Rousseff, după anunțarea rezultatului licitației.

"Astfel de tentative de întărire a controlului asupra deciziilor investitorilor va face și mai dificilă atragerea acestora în proiecte de parteneriate public-privat necesare pentru marile proiecte vizate de Rousseff, cum ar fi linii ferate de mare viteză, porturi, autostrăzi și aeroporturi. Percepția asupra Dilmei Rousseff s-a înrăutățit foarte mult, investitorii consideră că reglementările braziliene sunt foarte arbitrare", spune Aldo Musacchio, profesor la Harvard Business School și specialist în companii braziliene.

Ceartă pe redevențe

În urmă cu câteva luni s-a derulat un adevărat scandal între autoritățile centrale braziliene și cele regionale pe tema redevențelor petroliere. Astfel, guvernul central și regiunile cu activitate petrolieră mai redusă doreau schimbarea sistemului de redistribuire a redevențelor într-unul mai egalitarist, până atunci grosul fiind încasat de către zonele cu cele mai mari exploatări de țiței. În replică, cele mai importante regiuni petroliere au atacat modificarea legislativă la Curtea Supremă a Braziliei.

Lucrurile au luat o cu totul întorsătură în urma protestelor masive de stradă din vara aceasta, când sute de mii de brazilieni au ieșit în stradă acuzând corupția guvernamentală, calitatea slabă și prețul ridicat al serviciilor publice, precum și cheltuielile masive de bani publici destinate organizării Campionatului Mondial de fotbal de anul viitor.

În replică, guvernul a dat o lege care stipulează că toți banii încasați din redevențe pe producția de țiței din zăcăminte noi vor fi destinați finanțării învățământului și sănătății, respectiv 75% pentru educație și 25% pentru sistemul sanitar. Autoritățile din Brazilia se așteaptă pentru anul viitor la încasări de 800 de milioane de dolari din aceste redevențe. De asemenea, guvernul brazilian a dublat redevențele din sectorul minier vara aceasta, de la 2% la 4%.

La 14 ani de la primul puț forat în apele lor teritoriale, cei 2.563 de locuitori ai mult-disputatei insule Falkland mai au încă puțin de așteptat să poată beneficia de redevențele totale în valoare de peste 10 miliarde de dolari din cauza unor neînțelegeri fiscale dintre guvernanții lor și compania care urmează să exploateze zăcământul.

Autoritățile micuței insule au trimis către Rockhopper Exploration Plc o înștiințare de plată a impozitului pe profit de 296 de milioane de dolari, aproape dublul PIB-ul insulei, de 160 milioane de dolari. După începerea producției, amânată pentru 2018, redevențele plătite de compania britanică ar urma să se ridice la 410 milioane de dolari, de peste două ori și jumătate valoarea PIB-ului micii insule.

Compania britanică, chiar dacă nu extras încă niciun baril de petrol din zăcământul din Antarctica, pe care de altfel îl revendică și Argentina, se aștepta la o sumă de patru ori mai mică decât cea care i-a fost comunicată de autoritățile din Falkland. Oficialii săi amenință cu retragerea din cadrul proiectului și cu încetarea efectuării de investiți.

Zăcământ estimat la 400 de milioane de barili

Investiții străine care sunt absolut necesare insulei cu un PIB de 160 de milioane de dolari și care, din cauza embargoului impus de majoritatea statelor din America Latină în urma războiului anglo-argentinian din 1982, este nevoită să se aprovizioneze de la o distanță de peste 13.000 de km, din Marea Britanie.

"Nu vrei să fii prea agresiv chiar cu primul proiect mare proiect de producție, și asta chiar înainte de a fi fost luată o decizie cu privire la investițiile vitoare", a declarat Ivor Pether, de la Royal London Asset Management, citat de Bloomberg. 

Rockhopper a refuzat să plătească impozitul și a început negocierile cu guvernul Insulelor Falkland. De asemenea, compania a amânat data estimată pentru începerea exploatării. Zăcământul din Sea Lion numai este estimat la 400 de milioane de barili, suficient pentru acoperirea consumului anual din Australia.

Sfatul Chevron: Nu mulgeți vaca înainte de a făta!

Economia insulei este bazată preponderent pe pescuit și turism. Autoritățile sale par a face aceleași greșeli ca și Uganda sau Mozambicul. "Este o greșeală ca guvernele care au primit cadou brusc un zăcământ descoperit pe teritoriul lor să încerce să mulgă vacă înainte de a făta", a declarat Ali Moshiri , președinte al Chevron Corp Africa & America Latină. "Dacă schimbați regulile, investitorul următorul se va gândi de două ori înainte de a veni la voi în țară", i-a avertizat acesta pe oficialii micii insule.

După ce în 1998 Royal Dutch Shell Plc a eșuat în tentativa sa de a găsi petrol în insulele Falkland, în 2010 Rockhopper a avut mai mult noroc. În 2012 a decis să vândă 60% din drepturile de explorare către Premier Oil Plc pentru a-și asigura finanțarea necesară continuării procesului de explorare și declanșării celui de exploatare. Autoritățile din Falkland consideră că în urma acestei tranzacții Rockhopper le datorează 296 de milioane de dolari, și nu doar 78 de milioane, cât susține compania. În urma tranzacției, Rockhopper a încasat de la Premier Oil 216 milioane de dolari cash și o promisiune ca Premier să-și asume 770 de milioane de dolari ca viitoare costuri de dezvoltare. Rockhopper și autoritățile din Falkland evaluează diferit partea non-cash a tranzacției, de aici și diferența de impozit imputată.

Începerea producției, amânată pentru 2018

Cei mai nefericiți sunt însă locuitorii insulei care ar urma să beneficieze anual de redevențe în valoare de 160.000 de dolari pe cap de locuitor. Statutul de autonomie de care beneficiază insula înlătură orice pretenție la o parte din această sumă a guvernului britanic, în pofida faptului că în garnizoana Falkland Marea Britanie are deplasați 1.200 de militari. Din păcate pentru localnici, care se și vedeau cheltuind renta lunară de peste 13.000 de dolari, din cauza acestor neînțelegeri, dar și a dezbaterilor privind tehnologia ce urmează a fi folosită, începerea producției a fost amânată pentru 2018, deși inițial fusese programată pentru 2016.

Dacă 2013 poate fi considerat deja anul Roșia Montana, 2014 va fi anul redevențelor la petrol și gaze naturale. Ca și în cazul Roșia Montana, acesta este un subiect la care se pricepe toată lumea. Opinia publică, încurajată de presă și-a format deja o părere: redevențele din România (cuprinse între 3,5% și 13,5% la petrol și 3,5% și 13,5% la gaze) sunt "cele mai mici" din Europa și au fost "concepute în dezavantajul "poporului" român.

Sunt invocate cotele din alte state, precum 52% în Danemarca sau 51% în Norvegia, fără a se preciza baza de impozitare, profitul și nu venitul, cum e în România și fără a se explica diferențele dintre caracteristicile industriilor sau condițiile naționale specifice, luate în calcul în cazul calculării riscului unei investiții.

Chiar și cea mai ridicată cotă de impozitare nominală, cea de 52% pe profit din Danemarca este, după aplicarea deducerilor și aplicarea cheltuielilor, echivalentă unei rate efective de impozitare de 18% aplicată veniturilor, model implementat în România.

În lume, există peste 100 de sisteme fiscale aplicate industriei de petrol și gaze, care se diferențiază în funcție de elementele caracteristice, în principal forma contractuală de impozitare, baza de impozitare și deducerile fiscale acordate. Cotele de impozitare sunt doar un element, poate cel mai puțin important, al sistemului fiscal aplicat. În principiu însă, sistemele de impozitare pot fi rezumate cel mai simplu în funcție de dreptul de proprietate și de forma contractuală de exploatare. În funcție de aceasta, sistemele fiscale aplicate domeniului pot fi unele bazate pe un contract de concesiune, unele bazate pe un contract de împărțirea producției și altele pe un contract de servicii. Singura mare excepție este SUA, unde dreptul de proprietate asupra resurselor nu este public, ci el aparține proprietarilor privați.

Contractul de servicii aduce deservicii

Din cele trei forme, cea mai rar întâlnită este cea bazată pe contract de servicii. La ora actuală, doar Iranul și Mexicul mai practică un astfel de sistem fiscal. Iar Mexicul și-a anunțat deja intenția ca începând cu anul viitor, să renunțe la el, în urma dezavantajelor remarcate. Într-un asemenea sistem, statul rămâne proprietar pe resurse și își asumă toate riscurile. Compania privată care obține contractul de furnizare servici petroliere încasează o sumă fixă negociată, fără a-și asuma niciun risc, dar și fără a obține vreun procent din potențiala producție și este impozitată ca orice altă companie din economie. Motivațiile celor doi actori, cea a statului de investi în domeniu și cea a companiei private de a participa la licitații, sunt extrem de reduse. Primul nu-și permite investiții, cel puțin în actualul context, în care mai toate statele de pe glob se confruntă cu criza datoriilor suverane.

cele bazate. Compania privată, în schimb, beneficiind de o sumă fixă încasată pentru serviciile oferite și nu de un procent în funcție de succesul exploatării, nu va da nici ea dovadă de entuziasm, chiar și în rarele cazuri în care va ajunge la un acord cu guvernul respectiv asupra nivelului sumei încasate.

Împărțirea producției implică zăcăminte mari și nefragmentate

Sistemul de împărțire a producției este caracteristic, potrivit unui studiu PricewaterhouseCoopers (PwC), în special statelor din Asia și Africa. Motivul ține de atât de caracteristicile industriilor din statele respective, cât și de condițiile naționale specifice. Contractele de împărțire a producției sunt contracte prin care statul acordă unei companii private dreptul de exploatare ale unui potențial zăcământ, producția rezultată urmând a fi împărțită între companie și stat. Compania își asumă integral riscurile investiționale, statul urmând a încasa partea sa din producție numai după ce exploatarea devine funcțională. În schimb statul, care este de facto proprietarul exploatării, rămâne cu toate costurile de decontaminare. În general, faptul că acest sistem se aplică statelor din Asia și Africa are două explicații: una ține de caracteristicile industriei, iar cealaltă de condițiile naționale specifice.

Aceste tipuri de contracte sunt caracteristici unor zăcăminte mari, menite a motiva compania privată să intre în parteneriat cu statul, și unor zăcăminte considerate relativ ușor exploatabile din punct de vedere comercial. Maturitatea zăcămintelor trebuie să fie redusă, de preferabil fiind vorba de zăcăminte noi. fragmentarea în plan teritorial trebuie să fie mică, iar producția pe sondă mare. Condițiile naționale specifice, precum strategia energetică națională, cele comerciale, comerciale sau climatu economic, politic şi legislativ pot face ca o companie privată să prefere un astfel de contract, considerat mai protector cu interesele companiei.

Un sistem de impozitare bazat pe concesiune conține cote de impozitare, care pot fi oricând modificate de legiuitor (atribut al suveranității naționale), unul de împărțire a producției este un contract comercial, a cărui încălcare poate fi oricând atacată la un tribunal internațional de arbitraj. O țară cu rezerve cu maturitate ridicată și zăcăminte fragmentate, precum România, nu poate trece la un astfel de sistem, companiile private nefiind interesate să investească într-un asemenea cadru legislativ decât în zăcăminte mari, cu maturitate scăzută și foarte puțin fragmentate, ceea ce nu este cazul zăcămintelor din România.

În plus, faptul că România este membră UE, elimină și toate avantajele avansate de "protecționiștii" autohtoni la acest sistem: statul nu va putea furniza petrolul și gazele populației sau diferitelor companii strategice de stat decât la prețul pieței, altfel fiind considerat ajutor de stat. Iar comercializarea între diferite companii de stat al petrolului și gazelor din partea sa de producție la un preț mai mic decât cel al pieței ar încălca legislația fiscală a prețurilor de transfer.

Contract de concesiune cu cote diferențiate aplicate venitului

La nivelul statelor dezvoltate economic și cu un stat de drept funcțional, cum e cazul majorității statelor OECD, este aplicat sistemul de concesiune. Statul concesionează resursele companiilor private, în schimbul exploatării lor primind o redevență. Aceasta poate fi aplicată unor baze de impozitare diferite, fie profitului, fie venitului, ca în România. Iar cotele pot fi fixe, indiferent de tipul zăcământului (mic, cu maturitate ridicată și cu producție redusă pe sondă sau mare, cu maturitate scăzută și cu producție ridicată pe sondă) sau variabile, în funcție de tipul zăcămintelor. Caracteristic unui sistem de concesiune în care cota este aplicată profitului, și nu venitului (cum e în România) este sistemul de deduceri aplicat. Acesta, alături de baza de impozitare (profitul) face ca o cotă nominală de peste 50%, cum e cazul statelor nordice, fie în practic echivalentă unei cote de impozitare de 15-20% aplicată venitului. În plus, un sistem de impozitare a profitului necesită costuri de administrare mult mai mari, deducerile urmând a fi operate pe fiecare zăcământ în parte. În Marea Britanie, de exemplu, deși nominal există o redevență de 32%, mulți operatori de zăcăminte mai mici nu plătesc efectiv niciun impozit ca urmare a deducerilor efectuate. Complexitatea administrării sistemului fiscal în regimul de impozitare a profitului îl face pe acesta preferabil doar în statele dezvoltate și cu o concentrare a resurselor (zăcăminte mari și fargmentare puțină), ceea ce nu e cazul României.

Analiza avantajelor și dezavantajelor diferitelor sisteme de impozitare a industriei de petrol și gaze i-a determinat pe experții PwC să concluzioneze că actualul sistem din România, de concesiune, cu un impozit aplicat venitului, și nu profitului, și cu cote diferențiate, este cel mai potrivit pentru caracteristicile specifice ale industriei din țara noastră. {jathumbnailoff}

Traderul de energie și mărfuri Mercuria va investi suma de 50 de milioane de dolari în producătorul român de petrol și gaze Amromco Ploiești, controlat de americanii de la First Reserve, pentru a profita de liberalizarea prețurilor la gaze naturale de pe piața românească, precum și de oportunitățile de export de pe această piață.

„Capitalul va fi utilizat în scopul accelerării dezvoltării companiei Amromco în România și în spațiul Europei de Est, prin extinderea parteneriatelor existente și consolidarea poziției deținute în plan regional. Partenerii includ companiile Petrom și Romgaz”, se arată într-un comunicat al Amromco.

Investiția va asigura, de asemenea, fonduri suplimentare necesare accelerării dezvoltării celorlalte active ale companiei, care includ 30 de perimetre de exploatare, dezvoltare și explorare pe teritoriul României.

În decembrie 2012, Amromco a achiziționat de la Petrom 3 câmpuri petroliere situate în partea de nord-est a României și intenționează să continue colaborarea cu compania controlată de austriecii de la OMV.

Din 2003, Amromco are un parteneriat cu Romgaz, derulând operațiuni de dezvoltare și reabilitare a producției în câteva câmpuri deținute de compania românească de stat, care au dus la obținerea unei producții suplimentare de circa 2 miliarde de metri cubi.

Ca parte integrantă a acordului recent parafat, Amromco și Mercuria vor stabili, de asemenea, o asociere de marketing pentru vânzarea de gaze. First Reserve va rămâne acționarul majoritar al Amromco.

Prin combinarea liberalizării prețului la gaze în România cu oportunitățile pe piața de export, Amromco deține o poziție care îi asigură beneficii din tarifarea îmbunătățită a gazelor, se arată în comunicatul citat.

„Considerăm că România va deveni un punct energetic central în zonă, iar Amromco deține poziția unică ce îi permite să devină unul dintre participanții de seamă în cadrul pieței liberalizate de gaze în curs de desfășurare”, a declarat directorul de investiții al Mercuria, Shameek Konar.

Amromco are sediul central în Houston, Texas, și deține în România 30 de perimetre de explorare și exploatare hidrocarburi, având peste 300 de angajați. Anul trecut, Amromco a consemnat pierderi de aproape 70 de milioane de lei, nivel dublu față de 2011, și o cifră de afaceri de aproape 77 milioane lei, în creștere cu peste o treime față de anul anterior (57,5 milioane lei).

Mercuria este unul dintre cei mai mari traderi internaționali independenți de energie și mărfuri, cu afaceri de 98 de miliarde de dolari în 2012.

First Reserve este cea mai mare companie privată internațională concentrată exclusiv pe energie, cu capital cumulat de peste 23 de miliarde de dolari de la înființare (1983) până în prezent.

În opinia publică și în rândul politicienilor autohtoni, există un curent majoritar care consideră că România este o țară bogată în resurse energetice și care percepe investițiile în domeniu drept un moft sau o formă de optimizare fiscală în detrimentul bugetului de stat.

Optimiștii se simt încurajați de faptul că România se află pe locul cinci în Europa la producția de țiței și gaze, iar gradul de dependență de importuri este de 25%, sub media europeană de 50%.

Numai că, la o analiză mai detaliată a domeniului, lucrurile nu stau chiar roz, dimpotrivă. Potrivit unui studiu PricewaterhouseCoopers (PwC), sectorul de petrol și gaze din România se confruntă cu mai multe probleme, și nu de ieri de azi, ci de mai mult de 3 decenii. În România zăcămintele convenționale au o maturitate ridicată şi un declin natural accentuat și, în pofida declarațiilor politicienilor, în realitate, la nivel european, România este un producător de talie mică.

În 2012, principalul producător de petrol și gaze din Europa a fost Norvegia, care a extras 1,3 miliarde de barili echivalent petrol (bep). Ea a fost urmată de Marea Britanie, cu 583 milioane bep, de Olanda—cu 520 milioane bep, de Danemarca—cu 114 milioane bep și de România, cu o producție de 102 milioane bep. În urma României s-a situat Germania, care a produs anul trecut 98 milioane bep, Italia—91 milioane bep, Polonia—44 milioane bep, Turcia—20 milioane bep, Austria—18 milioane bep, Israel—16 milioane bep, Croația—16 milioane bep și Franța—9 milioane bep.

Grad ridicat de epuizare a zăcămintelor de 87%

Comparativ cu alte state producătoare de petrol și gaze, România are însă un grad ridicat de epuizare a zăcămintelor, de 87%, mai mare decât cel al Marii Britanii, de exemplu, de 82%, și incomparabil cu cel al Israelului, de 6%. De asemenea, țara noastră are un cost de operare extrem de ridicat, de 17 dolari pe baril echivalent petrol, fiind depășită doar de Marea Britanie cu 23 de dolari pe baril echivalent petrol. În comparație, Franța are un cost de operare de doar 15 dolari, Italia de 10 dolari iar Israelul de 3 dolari.

Un alt element care arată situația destul de dificilă în care se află sectorul de petrol și gaze din România și perspectivele nu tocmai roze ale acestuia este fragmentarea zăcămintelor (șase zăcăminte sunt responsabile pentru aproximativ 40% din producția României, în timp ce alte aproximativ 400 de restul). România are de departe cea mai scăzută producție medie pe zăcământ din Europa, cu 31 barili echivalent petrol pe zi în cazul Romgaz și 17 barili echivalent petrol pe zi în cazul Petrom. În medie, o sondă din Italia produce 265 bep/zi, una din Marea Britanie 409 bep/zi, iar una din Israel 4.804 bep/zi.

Investițiile și creșterea eficienței energetice, singurele soluții 

Concluzia celor de la PwC este că, la nivelul resurselor convenționale, caracteristicile industriei de petrol şi gaze din România sunt unice la nivel european şi necesită investiții semnificative datorită maturității ridicate a zăcămintelor, fragmentării zăcămintelor, nivelului scăzut al producției per sondă, calității scăzute a petrolului, complexității geologice, riscului ridicat în cazul explorării zăcămintelor de mare adâncime şi utilizării tehnicilor de îmbunătățire a producției. În plus, sectorul de petrol și gaze convențional din România se confruntă și cu alte provocări, printre care costurile ridicate de dezvoltare şi producție pentru implementarea de noi tehnologii, costurile de operare mari generate de nivelul scăzut al producției per sonda, costurile de finanțare semnificative, oferta locală limitată pentru instalațiile de foraj sau accesu limitat și lipsa infrastructurii în cazul noilor perimetre de explorare.

În ceea ce privește sectorul offshore, PwC susține că acesta se confruntă cu mai multe provocări tehnice, printre care riscuri geologice, coroziunea ridicată în apele de mare adâncime din cauza lipsei de oxigen și structura topografică a Mării Negre. Nu sunt de ignorat nici riscurile investiționale ridicate, lipsa infrastructurii şi accesul limitat pentru echipamente prin Strâmtoarea Bosfor, costurile logistice însemnate sau numărul redus de prestatori locali de servicii de foraj având competențe pentru proiecte în ape de mare adâncime.

"Producția de gaze de șist și cea din Marea Neagră ar putea începe cel mai devreme în 2020. Din calculele noastre, dacă se investește masiv în acest sector și nu vom îmbunătăți eficiența energetică cu 20% până în 2030, România va depinde de importuri în proporție de 80% în 2030", a declarat Vasile Iuga, managing partner pentru Europa de Sud-Est în cadrul PriceWaterhouse Coopers (PwC). {jathumbnailoff}

OMV Petrom, cel mai mare producător de țiței și gaze din sud-estul Europei, va începe modernizarea Institutului de Cercetare și Proiectare Tehnică (ICPT) de la Câmpina, în care deja a investit de la privatizare 12 milioane de euro. 

Cu investiții totale estimate la circa 3,7 milioane euro, în perioada 2013-2015, proiectul va fi finanțat atât din din surse proprii, cât și din fonduri europene, prin programul operațional sectorial „Creșterea competitivității economice”, co-finanțat prin Fondul European de Dezvoltare Regionala „Investiții pentru viitorul dumneavoastră”. 

În acest sens, compania a semnat un contract de finanțare cu Ministerul Educației Naționale - Direcția Generală Organism Intermediar pentru Cercetare pentru suma de 1,5 mil euro. Potrivit unui comunicat al companiei, proiectul vizează construcția unui depozit de carote1 și dotarea laboratorului cu echipamente moderne.

Gabriel Selischi, membru al Directoratului OMV Petrom, responsabil cu activitatea de Explorare și Producție, susține că „modernizarea ICPT este foarte importantă pentru divizia de explorare și producție, având în vedere ca institutul gestionează analiza structurilor de sol si desfășoară activități legate de cercetarea și dezvoltarea de tehnici noi de foraj, adecvate zăcămintelor pe care le operam. Faptul ca am reușit să obținem finanțare din fonduri europene reprezintă un succes și sper ca astfel să încurajăm inițiative similare, contribuind la creșterea ratei de absorbție a fondurilor de la Uniunea Europeană.”.

Unul din obiectivele majore din strategia OMV Petrom se referă la redezvoltarea unor zăcăminte cheie, iar ICPT Câmpina este un partener esențial prin activitatea de cercetare și dezvoltare în ceea ce privește tehnologii de foraj moderne și adecvate. În același timp, ICPT păstrează baza de date a structurilor de sol și furnizează analize de carote din fiecare locație relevantă, luând în considerare dezvoltarea istorică a zăcămintelor respective.

Proiectul de modernizare a Institutului se va derula în perioada 2013-2015 și vizează construcția unei noi clădiri care va deservi activitatea de laborator și de stocare a carotelor (care sunt păstrate în prezent în trei locații diferite) precum și modernizarea echipamentului necesar pentru activitățile de cercetare și dezvoltare, o parte din acesta fiind învechit.

Institutul de Cercetări și Proiectări Tehnice (ICPT) din Câmpina a fost înființat în 1950 și s-a remarcat de-a lungul timpului ca un important centru de cercetare științifică pentru industria petrolieră, fiind promotorul progreselor în ingineria de zăcământ, foraj și extracție.

În prezent, ICPT face parte din Divizia Explorare – Producție, Unitatea Domestic Assets în cadrul OMV Petrom S.A.

Cu o bogată experiența în cercetarea din industria petrolieră, ICPT execută la un înalt nivel de calitate și eficiență, analize complexe de laborator acoperind necesitățile activităților de Explorare și Productie.

Începând cu anul 2005 ICPT Câmpina beneficiază de un amplu program de investiții ce are ca obiectiv modernizarea și retehnologizarea laboratoarelor. Investițiile s-au ridicat la aproximativ 12 mil euro din care 6 mil euro au fost alocați pentru modernizarea infrastructurii și 6 mil euro pentru achiziționarea de echipament de laborator și cercetare de ultima generație.

Compania austrialiană ADX Energy, care are concesionat perimetrul de explorare Parța, situat în vestul României, în județul Timiș, în apropiere de granița cu Serbia, se așteaptă ca lucrările de prospecțiune seismică pe respectivul perimetru, executate de către firma românească Prospecțiuni SA, să fie reluate pe la jumătatea lunii septembrie, existând posibilitatea ca pregătirea primelor foraje de sonde de explorare să înceapă la mijlocul lunii octombrie.

„ADX Energy anunță că achiziția de date seismice 2D și 3D suplimentare în perimetrul Parța este așteptată să reînceapă în septembrie. (...) Sezonul recoltei, care a fost neobișnuit de bogat, se apropie de sfârșit și cea mai mare parte din autorizațiile necesare pentru lucrările de prospectare au fost obținute. Ne așteptăm ca aceste lucrări să reînceapă pe la jumătatea lunii septembrie, după rezolvarea unor probleme neașteptate de mediu și administrative cu autoritățile locale”, se arată într-un comunicat al ADX Energy.

Compania mai afirmă că firma românească Prospecțiuni SA, contractorul celor de la ADX Energy pentru achiziția de date seismice, a desemnat deja o echipă de prospectare pentru perimetrul Parța, aceasta finalizând în prezent o altă lucrare în România.

„Ne așteptăm ca datele seismice suplimentare care vor fi achiziționate să confirme intepretarea potrivit căreia avem de a face cu un potențial zăcământ de hidrocarburi. Pregătirea primelor foraje de sonde de explorare ar putea să înceapă la mijlocul lunii octombrie”, mai precizează cei de la ADX Energy.

Probleme cu localnicii

În aprilie, austrlienii anunțau că au finalizat colectarea de date seismice 2D pe o suprafață de 90 de kilometri pătrați din cadrul perimetrului și au început procesarea acestor date și că, totodată, au decis întreruperea programului de prospecțiuni până în iulie, din cauza ploilor masive și a inundațiilor locale, precizând că acesta va reîncepe după principalul sezon de recoltă al anului, când australienii se așteaptă la un grad de acceptare sporit din partea localnicilor, ca urmare a faptului că, în sezonul uscat, amprenta ecologică a lucrărilor este mai redusă, mai ales în ceea ce privește prospecțiunile seismice 3D.

„Din cauza condițiilor meteo adverse, manifestate prin ploi neobișnuit de masive, care au provocat inundații locale, programul de achiziție de date seismice a fost temporar întrerupt până pe la mijlocul lunii iulie. Programul va fi reluat după principalul sezon de recoltă al anului și după îmbunătățirea gradului de acceptare a acestuia de către populația locală de agricultori, ca urmare a faptului că amprenta ecologică a lucrărilor este mai redusă în sezonul uscat, în special în ceea ce privește prospecțiunile seismice 3D”, se arăta într-un comunicat al ADX Energy.

Potrivit presei locale, locuitorii din regiune și-au manifestat nemulțumirea față de lucrările de prospecțiuni seismice derulate în zonă, unii dintre aceștia acuzând derularea acestora pe proprietățile lor private fără acordul lor, iar alții suspectând că ar fi vorba de explorări pentru gaze de șist și temându-se de efectul acestora asupra mediului ambiant.

În replică, autoritățile locale au susținut că nemulțumirile sunt doar rezultatul unor dezinformări.

Pe 14 februarie 2013, Agenția pentru Protecția Mediului Timiș a anunțat public depunerea unei solicitări de emitere a acordului de mediu pentru proiectul de lucrări de prospecțiune seismică bi și tridimensională din zona Parța, din Câmpia Timișului, pe 15 aliniamente (71 km), într-un perimetru extins până în vecinătatea localităților Becicherecu Mic – Dudeștii Noi – Sînandrei – Răuți – Uivar, județul Timiș, titular fiind ADX Energy, prin Prospecțiuni SA.

Rezultate preliminare încurajatoare

Australienii mai precizau că datele seismice 2D achiziționate sunt de o calitate semnificativ mai bună decât cele colectate în trecut.

„Rezultatele preliminare ale operațiunii de procesare și interpretare a acestor date, aflată în curs, sunt încurajatoare, indicând posibilitatea ca prospecțiunile să ducă la descoperirea unor rezerve relativ mari, atât de petrol, cât și de gaze naturale”, mai spuneau cei de la ADX Energy.

Lucrările de prospectare la perimetrul Parța au început în februarie anul acesta, cei de la ADX Energy propunându-și ca prima sonda de explorare sa fie finalizata cel mai tarziu in ultimul trimestru al acestui an. Programul prevede prospectiuni seismice 2D pe o suprafata de 190 de kilometri patrati si 3D pe o suprafata de 200 de kilometri patrati

Cei de la ADX Energy precizau atunci ca programul de lucru la care s-au angajat prevede achizitionarea de date seismice 2D si 3D si forarea a doua sonde de explorare pana in luna mai a anului 2015.

In septembrie 2012, australienii de la ADX Energy au semnat un contract de achizitie de date seismice 2D si 3D pentru concesiunea Parta cu compania romaneasca Prospectiuni SA, care anul trecut mai finalizase un proiect in zona respectiva.

Contractul de concesiune a perimetrului Parta a fost semnat de australieni cu Agentia Nationala pentru Resurse Minerale (ANRM) in ianuarie 2011.

La cât sunt estimate zăcămintele

Perimetrul Parta are o suprafata de 1.221 de kilometri patrati si este situat in vestul Romaniei, in apropiere de granita cu Serbia. Acesta contine 7 campuri de hidrocarburi considerate a fi fost exploatate superficial. Activitatea de explorare a fost intrerupta in prima parte a anilor ’80, cele mai multe sonde fiind forate in ani ’60 si ’70.

In urma lucrarilor geologice si geofizice derulate pana in prezent, ADX Energy estimeaza ca potentialul recuperabil cumulat al perimetrului se ridica la 47 de milioane de barili de petrol si 13,6 miliarde de metri cubi de gaze naturale.

Principalele tinte de foraj sunt situate la o adancime situata intre 800 si 2.000 de metri.

„Romania reprezinta o importanta oportunitate, in linie cu actuala strategie de dezvoltare a ADX, care isi focalizeaza tot mai mult resursele pe tinte de dezvoltare de substanta, care ofera perspective sigure, conditii financiare si fiscale excelente, materializare certa si transport direct al gazelor catre pietele europene”, subliniaza ADX Energy.

ADX Energy este operatorul concesiunii Parta si detine 50% din drepturi, cealalta jumatate fiind achizitionata de firma austriaca Rohöl-Aufsuchungs Aktiengesellschaft (RAG), prin acoperirea costurilor trecute ale proiectului si asumarea anticipata a unei parti din cele viitoare.

Profitul net al OMV Petrom, fără elementele speciale, s-a majorat în prima jumătate a anului cu aproximativ 20% față de aceeași perioadă a anului trecut, performanța fiind pusă de companie pe seama îmbunătățirii performanței activității de rafinare și marketing, dar și a operațiunilor contabile de consolidare.

Performanța a fost realizată în pofida scăderii vânzărilor cu 5%, la 11,576 miliarde lei (2,636 miliarde euro), în special din cauza micșorării vânzărilor de ţiţei. Un efect important asupra rezultatelor comparativ cu 2012 a fost reprezentat de oprirea planificată a rafinăriei Petrobrazi în prima jumătate a anului trecut.

Pe partea de rafinare și marketing, activitatea Petrom s-a îmbunătățit, înregistrând un EBIT CCA excluzând elementele speciale de 173 milioane de lei, comparativ cu pierderea înregistrată în perioada similară a anului trecut, de 237 milioane de lei.

Potrivit companiei, rezultatul se explică în principal prin impactului avut de oprirea rafinăriei Petrobrazi asupra volumelor și costurilor în prima jumătate a anului trecut.

Rezultate mai bune pe partea de rafinare și marketing

Indicatorul marjei de rafinare s-a îmbunătățit ușor față de perioada similară a anului trecut datorita prețurilor mai mici la țiței, care au contrabalansat integral marjele mai mici la motorină și păcură. Rata de utilizare a rafinăriei Petrobrazi a fost de 89%, comparativ cu 61% primele șase luni ale anului trecut.

Volumul total al vânzărilor din marketing a scăzut cu 7%, din cauza vânzărilor comerciale mai mici, care au scăzut cu 18%. Într-o măsura relativ mare, scăderea este atribuita și finalizării tranzacției de vânzare a Petrom LPG la începutul anului 2013. În segmentul de retail, volumul total al vânzărilor s-a situat la același nivel ca în prima jumătate a anului trecut, în linie cu evoluția pieței.

Cheltuielile nete cu dobânzile, în scădere

Un alt efect pozitiv asupra rezultatelor companiei l-a avut scăderea cheltuielilor nete cu dobânzile din trimestrul al doilea al acestui an, generate în principal de actualizarea creanțelor. Cu toate acestea el a fost aproape integral contrabalansat de efectul negativ al pierderilor din diferențe de curs valutar aferente împrumuturilor în USD acordate de Petrom filialelor din Kazahstan ca urmare a deprecierii dolarului față de leu în aceeași perioadă.

Împrumuturile purtătoare de dobânzi au scăzut de la 2.242 milioane lei la 31 decembrie 2012, la 1.998 milioane lei la 30 iunie 2013, în principal ca urmare a rambursărilor efectuate în primele șase luni din 2013. Datoriile grupului, altele decât împrumuturile purtătoare de dobânzi, au scăzut cu 712 milioane lei, în special ca urmare a scăderii datoriilor cu furnizorii, a scăderii datoriilor asociate activelor deținute pentru vânzare în urma finalizării vânzării filialei Petrom LPG în ianuarie 2013, precum și a plăților efectuate primul trimestru, aferente rezultatului controlului fiscal de fond pentru anii 2009 și 2010. OMV Petrom S.A. a început procedura legală de contestare în instanță a rezultatului acestui control.

Datoria netă a Grupului Petrom a scăzut la 1.692 milioane de lei, față de 1.711 milioane lei la sfârșitul anului 2012. La 30 iunie 2013, gradul de îndatorare a scăzut la 6,99%, de la 7,31% în decembrie 2012, fiind influențat pozitiv de creșterea capitalurilor proprii.

Scăderi la explorare și producție

În ceea ce privește sectoarele de explorare și producție  și de gaze și electricitate, vânzările companiei au fost mai reduse decât cele din perioada similară a anului trecut. EBIT-ul excluzând elementele speciale al sectorului de explorare și producție a scăzut cu 10% comparativ cu prima jumătate a lui 2012, reflectând, în special, vânzările de țiței mai scăzute, creșterea cheltuielilor de explorare și de amortizare, precum și efectul nefavorabil al cursului valutar (deprecierea dolarului față de leu), parțial compensate de scăderea costurilor de producție. 

Rezultate mai slabe în sectorul gaze și electricitate

În ceea ce privește sectorul de gaze și electricitate, EBIT-ul excluzând elementele speciale a scăzut cu 11% din cauza contribuției reduse a activității de gaze, având în vedere ca rezultatul din prima jumătate a anului trecut a reflectat condiții contractuale mai bune pentru vânzările de gaze din producția internă. Volumele vânzărilor de gaze ale Petrom au fost ușor sub nivelul din perioada similară a anului trecut, în timp ce consumul estimat de gaze al României a scăzut cu 8%.

Producția de energie electrică a Petrom a acoperit aproximativ 4% din consumul național, în timp ce o parte importanta a acestuia din urma a fost acoperita de electricitatea generată de hidrocentrale și din surse regenerabile, care a reprezentat aproximativ 38% din consumul total (față de aproximativ 28% în prima jumătate a lui 2012).

Producția netă de electricitate a centralei electrice de la Brazi a fost de 0,98 TWh. Disponibilitatea netă a centralei a fost de aproximativ 83%, reflectând oprirea planificată de o lună, în aprilie.

"În prima jumătate a anului 2013 ne-am îmbunătăţit performanţa financiară şi operaţională comparativ cu primele şase luni din 2012, ca efect al investiţiilor realizate în anii precedenţi, managementului strict al costurilor şi iniţiativelor de excelenţă operaţională. Am continuat programul semnificativ de investiţii, ceea ce ne-a permis să stabilizăm producţia, volumele uşor crescute de hidrocarburi din România compensând problemele tehnice temporare din Kazahstan. În zona offshore, am finalizat cea mai mare campanie de achiziţie seismică 3D din Marea Neagră şi, în parteneriat cu ExxonMobil, ne-am propus să reluăm forajul în blocul Neptun către sfârşitul anului 2013 sau începutul anului 2014. Performanţa G&E (segmentul Gaze şi Energie - n.r.) a reflectat condiţiile de piaţă dificile, cu cerere scăzută pentru gaze şi electricitate, precum şi preţuri semnificativ reduse la electricitate. În R&M (segmentul Rafinare şi Marketing - n.r.), vânzările cu amănuntul au rămas stabile, în timp ce marjele de rafinare au scăzut din cauza cotaţiilor mai mici la produse", a declarat în raportul semestrial directorul general al OMV Petrom, Mariana Gheorghe.

Investiții în scădere

CEO-ul Petrom a menţionat că programul de investiţii anuale, care pentru acest an depăşesc 1,2 miliarde euro, va fi continuat, bazându-se pe un cadru fiscal şi de reglementare favorabil investiţiilor, "confruntând provocările din piaţa de gaze şi electricitate".

Investițiile în E&P vor reprezenta aproximativ 80% din totalul investițiilor la nivel de Grup; cea mai mare parte a investițiilor in E&P va fi direcționata către forajul sondelor de dezvoltare, proiectele de redezvoltare a zăcămintelor și Totea Deep, reparații capitale și operațiuni de adâncime, ințiative de creștere a performanței precum și proiecte aferente instalațiilor de suprafață.

În prima jumătate a anului, investițiile au scăzut la 2.080 mil lei (de la 2.328 mil lei), ca urmare a scăderii semnificative a investițiilor în gaze și energie și rafinare și marketing. Investițiile în explorare și producție (1.838 mil lei) au reprezentat 88% din valoarea totală înregistrată în primele șase luni din 2013. Investițiile realizate în gaze și energie (8 mil lei) au fost semnificativ mai mici comparativ cu prima jumătate a anului trecut, întrucât centrala electrica de la Brazi a început operațiunile comerciale în august 2012.

Rezultatele pe cel de-al doilea trimestru

Grupul Petrom a consemnat în al doilea trimestru un profit net de 1,061 miliarde lei, faţă de 1,332 miliarde lei în primele trei luni din acest an şi de câştigul de 643 milioane lei din al doilea trimestru al anului trecut.

Vânzările au scăzut în al doilea trimestru cu 7%, la 5,787 miliarde lei, faţă de rulajul de 6,197 miliarde lei în perioada similară a anului trecut. În primele trei luni din acest an, Petrom a înregistrat vânzări de 5,789 miliarde lei.

"Vânzările din segmentul R&M au reprezentat 78% din totalul vânzărilor consolidate, cele din G&E au reprezentat 17%, iar cele din E&P (segmentul Explorare şi Producţie - n.r.) aproximativ 5% (vânzările din E&P au fost, în mare parte, vânzări în interiorul grupului, nu către terţi)", se arată în raport.

Profitul înainte de dobânzi şi impozite EBIT a urcat în primul semestru cu 10%, la 2,97 miliarde lei (676 milioane euro), de la 2,703 miliarde lei în aceeaşi perioadă a anului trecut. În al doilea trimestru grupul a consemnat un profit EBIT de 1,389 miliarde lei, faţă de 1,582 miliarde lei în primele trei luni din acest an. Comparativ cu nivelul din al doilea trimestru al anului trecut, de 909 milioane lei, profitul EBIT din perioada aprilie - iunie 2013 este cu 53% mai mare.

"În pofida cheltuielilor de explorare mai mari generate de campania intensivă de achiziţie seismica 3D din 2013, EBIT-ul înregistrat în primele şase luni din 2013 a fost cu 10% mai mare decât EBIT-ul înregistrat în primul semestru din 2012, care a fost influenţat negativ de oprirea planificată a rafinăriei Petrobrazi din T2/2012", se mai arată în raport.

Grupul ungar MOL a înregistrat, în trimestrul al doilea al acestui an, un profit operațional de 112 miliarde de forinți, în scădere cu 21% față de trimestrul precedent, ca urmare a contribuției mai reduse a segmentului de explorare și producție, în timp ce rezultatele segmentelor de rafinare și marketing, respectiv transport de gaze, au rămas la un nivel similar cu T1 2013.

În sectorul explorare și producție, prețul mai scăzut al țițeiului și continuarea declinului producției au condus la rezultate în scădere, se arată într-un comunicat al MOL.

Pe partea de rafinare și marketing, efectul pozitiv al vânzărilor și cererii sezoniere mai puternice a fost contrabalansat de deteriorarea unor factori externi, precum restrângerea diferențelor între prețul țițeiului și cel al produselor petroliere rafinate, precum și de scăderea diferenţei dintre cotațiile ţiţeiului Ural şi ale celui de tip Brent, alături de câteva opriri neplanificate ale instalațiilor.

În România, vânzările totale de carburanți (în volume, inclusiv GPL și lubrifianți) au crescut cu 8% în trimestrul al doilea din 2013 față de perioada similară a anului precedent, în timp ce creșterea în cadrul rețelei de retail a grupului MOL a fost de 5%.

În primul semestru al acestui an, în Rom\nia, vânzările totale de carburanți (în volume, inclusiv GPL și lubrifianți) au crescut cu 7%, în timp ce, la nivelul grupului MOL, creșterea vânzărilor de retail a fost de 1%.

„Performanța relativ stabilă în sectorul de transport de gaze a fost rezultatul conjugat al sezonalității și al unor pierderi pe partea de tranzacții cu gaze în Croația”, precizează MOL.

Grupul a generat un flux de numerar operațional de 238 de miliarde de forinți în trimestrul al doilea din 2013, în creștere cu 47% comparativ cu intervalul similar din anul precedent, parțial ca urmare a reducerii nevoilor de capital circulant, în condițiile unui preț mai scăzut al țițeiului brut. Gradul de îndatorare a scăzut în trimestrul al doilea la 21%, nivelul minim din ultimii cinci ani.

„Rezultatele noastre din trimestrul al doilea au fost afectate în mod negativ atât de factori externi, cât și interni, mai ales pe segmentul de explorare și producție. Cotațiile mai scăzute ale țițeiului brut și scăderea continuă a producției de hidrocarburi și-au pus amprenta pe contribuția acestui segment, cel mai profitabil al afacerii noastre”, a declarat CEO-ul grupului MOL, Zsolt Hernádi.

Ca element pozitiv, acesta a menționat operațiunile din Kurdistan, unde guvernul regional a aprobat planul de dezvoltare a câmpului Shaikan, MOL apropiindu-se astfel de prima fază de producție.

„Acești barili ne vor ajuta să contracarăm declinul producției câmpurilor mature”, a spus Hernádi.

În plus, MOL a instalat un nou vicepreședinte executiv pentru sectorul de explorare și producție, Alexander Dodds.

Grupul MOL este o companie multinaţională integrată şi independentă, cu sediul central în Budapesta, Ungaria. Are operaţiuni în peste 40 de ţări şi aproximativ 30.000 de angajaţi în întreaga lume. Grupul controlează cinci rafinării şi două unităţi petrochimice la nivelul managementului integrat al lanţului de aprovizionare, în Ungaria, Slovacia, Croaţia şi Italia. Compania deţine, de asemenea, o reţea de peste 1.700 de beninării în Europa Centrală şi de Sud-Est, în 11 țări.

În România, MOL deţine 138 de bezinării. Compania a semnat acorduri de concesiune cu Agentia Naţională pentru Resurse Minerale pentru 3 perimetre din vestul României, dintre care unul a fost ratificat de către toate autoritățile competente.

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.

Acțiunile Lukoil, cea doua companie producătoare de petrol ca mărime a Rusiei, au urcat la maximul ultimelor 8 săptămâni pe bursa de la New York, după ce a anunțat achiziționarea de către CEO-ul companiei, miliardarul Vagit Alekperov, a unui pachet de acțiuni ale gigantului pe care îl conduce în valoare de aproape jumătate de miliard de dolari la sfârșitul lunii iunie.

Pe piața moscovită, Lukoil s-a apreciat cu 12% în ultima lună, ca urmare achiziției de acțiuni a miliardarului rus. În aceeași perioadă Rosneft, cea mai mare companie petrolieră din Rusia, a avansat cu doar 9,9%, în timp ce Surgutneftegas a câștigat 8,4%, susține Bloomberg.

Vagit Alekperov, miliardar rus și director executiv al Lukoil, ocupă poziția a73-a în topul celor mai bogați oameni din lume și deține mai mult de 20 la suta din acțiunile Lukoil, potrivit datelor compilate de Bloomberg. Alekperov a cumpărat pachetul de 498 milioane de dolari în perioada 28 iunie-18 iulie prin intermediul unei alte companii pe care o controlează. Achizițiile demonstrează încrederea că Lukoil se află pe o pantă ascendentă, după ce valoarea sa de piață a atins pe 24 iunie minimul ultimelor trei luni raportat la indicele moscovit MICEX, susține analistul Alfa Bank din Moscova, Alexander Kornilov.

Guvernul rus și-a întărit controlul asupra sectorului energetic odată cu venirea la putere a lui Vladimir Putin în 2000. Rosneft a devenit cea mai mare companie producătoare de petrol din lume în urma preluării pentru 55 de miliarde a TNK-BP, companie care, la data preluării se afla pe locul al treilea în topul celor mai mari companii petroliere din Rusia. Înainte de a prelua TNK-BP, într-o întâlnire cu principalii bancheri din Rusia, conducerea Rosneft și-a exprimat interesul în legătură cu preluarea Lukoil, dar și a celor de la Bashneft.

"Este posibil ca domnul Alekperov să doarmă mai bine noaptea știind ca exista mai puține acțiuni fără stăpân disponibile în vederea unei preluări ostile", susține Chris Weafer , un partener senior al firmei de consultanță cu sediul la Moscova, Macro Advisory.

Lukoil desfășoara proiecte de explorare și producție în domeniul petrolului și gazelor în 12 țări. Compania are rafinării în 6 țări (inclusiv participații la complexul de rafinare ISAB și la rafinăria Zeeland). Compania este prezentă și în țara noastră, prin Lukoil România, care are o cotă de aproximativ 20% din piața totală de produse petroliere autohtone. Lukoil România comercializează carburanți printr-o rețea de 301 de stații de distribuție și 9 depozite de produse petroliere. Cifra de afaceri netă a companiei în anul 2012 a depășit valoarea de 6 miliarde lei, în creștere cu peste 15% față de anul 2011.

Gazele de șist s-au transformat în ultimii doi ani într-un subiect extrem de fierbinte pe agenda publică din România. Indiferent de gradul de cunoștințe în legătură cu procedura fracturării hidraulice, fiecare român are o opinie pe această temă. În general, categoricele puncte de vedere ale adepților sau opozanților exploatării gazelor de șist în România n-au nimic de-a face cu subiectul în sine. Se pot identifica două grupări: naționalist-economiștii, cei ce vor ca România să devină cu orice preț independentă energetic față de Rusia și care speră că zăcămintele de gaze de șist vor transforma spațiul carpato-danubiano-pontic într-un hub energetic și cei care au preocupări naționalist-ecologice, pentru care orice companie străină vine în România cu două scopuri, să ne fure resursele și să ne polueze spațiul mioritic.

Reprezentant de seamă al celei de-a doua mișcări, Ziarul Financiar anunță că Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale (ANRM) va cheltui în perioada iulie-noiembrie 122.310 de euro, din care 50% reprezintă bani europeni, pentru o campanie de informare privind gazele de şist, domeniu aflat încă la început în România, dar care a aprins dezbateri încinse mai ales din cauza efectelor de mediu pe care acest tip de exploatări le generează. ZF amintește că, la finalul lunii februarie, peste 8.000 de persoane din mai multe judeţe ale ţării, între care preoţi, dar şi oameni politici, au protestat, la Bârlad, împotriva explorării şi exploatării gazelor de şist, mitingul încheindu-se cu un marş pe străzile municipiului. Posibilitatea începerii explorărilor de gaze de şist a încins spiritele chiar şi peste graniţă, bulgarii opunându-se lucrărilor care ar urma să fie demarate şi în Dobrogea.

HotNews încearcă să fie neutru și precizează locurile în care va fi desfășurată campania, în principal în zonele în care sunt concesionate perimetre cu potenţial de resurse neconvenţionale – Bârlad şi Dobrogea. Pentru campanie, ANRM a lansat si un portal: www.infogazedesist.eu. "Securitatea energetică, prin diversificarea surselor de aprovizionare, reprezintă una din preocupările majore ale statelor membre UE. Acest lucru a fost subliniat în nenumărate rânduri de reprezentanţii Comisiei Europene, fiind o problemă care are un impact major asupra economiei europene. Gazele de şist reprezintă o potenţială resursă alternativă care este luată în calcul ca opţiune în mai multe state membre", a declarat Gheorghe Duţu, preşedintele ANRM.

Economica.net pare a se situa clar de partea primei tabere și publică un document al ANRM, care explică "modul în care se face exploatarea gazelor de şist", cu lucrările specifice fiecărei etape. Fracturarea hidraulică a fost descoperită în 1948 şi folosită, pentru prima dată, un an mai târziu, la vremea respectivă existenţa gazelor neconvenţionale nefiind pusă în evidenţă. Procesul a căpătat rapid popularitate datorită ratei mari de succes şi a fost aplicată în câţiva ani la mii de sonde pe an. Fracturarea hidraulică constă în exercitarea unei presiuni hidraulice mari, prin intermediul unui fluid de fisurare, asupra unui strat productiv – pentru a determina iniţierea de fisuri noi, sau extinderea fisurilor existente în rocă, prin care gazele sau ţiţeiul să aflueze mai activ către gaura de sondă. Principalele avantaje ale acestei metode sunt creşterea importantă a productivităţii sondelor cu debite mici de la 30% - 600%, înlăturarea colmatării găurilor de sondă şi mărirea afluxului de ţiţei în sondă, prelungirea perioadei de erupţie, reducerea formării de poduri de nisip de sondă, prevenirea inundării premature a sondelor cu apă de sinclinal și reducerea timpului de pregătire a sondelor de injecţie acolo unde se aplică recuperarea secundară prin menţinerea presiunilor de strat. În România această metodă se foloseşte de aproximativ 40 de ani în exploatarea zăcămintelor aflate în faza finală de viaţă(40-60% din zăcămintele existente se află în faza finală de exploatare )

Ziarul Financiar susține că cele mai mari zece companii private de comerţ cu energie electrică au înregistrat anul trecut afaceri de 1,46 miliarde de euro, în creştere cu aproape 8% comparativ cu 2011, majoritatea companiilor reuşind să-şi majoreze businessul într-unul dintre cei mai complicaţi ani pentru piaţa de profil. În 2012 seceta care afectase producţia hidro cu un an înainte a continuat, Hidroelectrica fiind obligată să intre din nou în forţă majoră, ceea ce pentru cumpărătorii de energie ieftină era o veste cât se poate de proastă. Dar nu aceasta a fost cireaşa de pe tort anul trecut, ci intrarea în insolvenţă, pe 20 iunie, a companiei considerată a fi perla sistemului energetic local. La scurt timp după această decizie, care a răspândit o undă de şoc în întreaga economie, şase din cele zece contracte ale Hidroelectrica au fost denunţate, clienţi tradiţionali precum Energy Holding, Alpiq RomEnergie, Alpiq RomIndustries sau Energy Financing Team fiind decuplaţi după ani de zile de la cea mai ieftină energie din România.

Naftagas Naftni Servisi, subsidiara de servicii petroliere a companiei sârbe NIS, controlată de rușii de la Gazprom, a obținut autorizațiile neceare pentru a derula afaceri în Uniunea Europeană, precum și autorizații naționale pentru a opera în România și Ungaria, pregătindu-se totodată să deschidă o reprezentanță la București.

„Urmărim creșterea prezenței serviciilor noastre petroliere în statele vecine, precum și pe piața internațională, în sprijinul activităților noastre de explorare și producție din străinătate”, se arată într-un comunicat al NIS Gazprom.

Naftagas Naftni Servisi dispune de toate echipamentele, instalațiile și mijloacele de transport necesare derulării de activități de explorare și producție petrol și gaze. Serviciile oferite de companie includ explorări geofizice, dezvoltare și echipare de sonde de petrol, gaze și energie geotermală, efectuarea de măsurători și alte operațiuni specile la sonde, mentenanță, construire de conducte, instalare de sisteme tehnologice și lucrări preliminare de construcție pentru sonde de foraj.

În România au fost autorizate două instalații care furnizează servicii pentru sonde, iar în prezent se derulează procedurile necesare pentru deschiderea unei reprezentanțe locale a Naftagas Naftni Servisi. „Activitatea companiei ar putea demara concret în viitorul apropiat”, precizează cei de la NIS Gazprom.

De asemenea, Naftagas Naftni Servisi a finalizat de curând autorizarea în Ungaria a instalației de foraj „National-3”.

În afară de statele Uniunii Europene, Naftagas Naftni Servisi a mai desfășurat activități în Bosnia-Herțegovina și Republica Srpska, unde a participat la forarea primei sonde de explorare pentru joint-venture-ul Jadran-Naftagas, format din NIS și compania rusă Neftegazinkor.

Naftagas Naftni Servisi a mai activat și în Turkmenistan, începând cu 1997, iar recent și-a prelungit contractul de acolo până în iunie 2014, cu posibilitatea extinderii în continuare a acestuia cu încă un an.

NIS Gazprom şi Acoustic Geophysical Services din Ungaria au încheiat, recent, un contract în baza căruia firma ungară va realiza prospecţiuni seismice 2D şi 3D în România, pe o suprafaţă de 545 kmp şi 84 km liniari, în perimetrul Tria din Bihor.

În 2011, firma canadiană East West Petroleum a încheiat un acord cu NIS pentru explorarea a patru blocuri petrolifere din vestul României, din judeţele Bihor şi Timiş. Conform acordului anunţat atunci, NIS urma să finanţeze toate lucrările, inclusiv cele de foraj, revenindu-i 85% din drepturile comerciale.

În februarie anul acesta, NIS Gazprom anunța că intenționează să demareze anul acesta exploatarea comercială a zăcămintelor de petrol și gaze deținute în România și că vrea ca, în următorii trei ani, să ajungă să concureze de la egal la egal, pe segmentul de benzinării, cu cei mai buni operatori europeni de profil prezenți în piețele din România, Bulgaria, Serbia și Bosnia-Herțegovina.

Cei de la NIS Gazprom esunt prezenți și pe piaţa românească a distribuţiei de carburanţi, cu zece benzinării, sub brandul Gazprom, şi intenţionează să extindă reţeaua de staţii la 120 de unităţi până la sfârşitul anului 2015, în urma unei investiţii totale de peste 150 milioane euro.

Președintele francez, Francois Hollande, a declarat, într-un interviu televizat acordat cu ocazia zilei naționale a Franței, că orice demers de explorare (și cu atât mai puțin de exploatare) a gazelor de șist, prin fracturare hidraulică, este exclus în mandatul său. Este foarte posibil, însă, ca certitudinea afișată de Hollande să rămână un simplu șir de vorbe goale, cu parfum electoral-populist. O companie americană de petrol și gaze, căreia i s-au anulat două licențe de explorare pentru gaze de șist obținute înainte de instituirea în Franța a interdicției asupra fracturării hidraulice pentru hidrocarburi, în 2011, a contestat constituționalitatea legii cu pricina, pe motiv că discriminează petrolul și gazele față de alte resurse naturale, extrase prin aceeași metodă controversată, dar care sunt clasificate ca „regenerabile” și „curate”, cum ar fi energia geotermală.

„Cât timp voi fi președinte, nu se va face explorare pentru gaze de șist în Franța. Ce sunt acelea gazele de șist? Un soi de Eldorado, unde e suficient să forezi și gata? Vă reamintesc că o lege adoptată în 2011 interzice explorarea pentru gaze de șist prin metoda fracturării hidraulice, care, în condițiile tehnologice de astăzi, prezintă riscuri pentru pânza freatică. Vedem o serie de consecințe negative ale utilizării acestei tehnologii în Statele Unite”, a declarat Hollande.

Președintele Franței a dorit, în acest fel, să dea o replică fernă unor recente declarații publice ale ministrului Reindustrializării, Arnaud Montebourg, care, la o audiere în fața Comisiei Economice a Adunării Naționale a Franței, a spus că el, personal, este „în favoarea unei explorări controlate după gaze de șist, care să țină cont de exigențele de protecție a mediului și de principiul prudenței”.

Atitudinea categorică a lui Hollande riscă însă să rămână un simplu exercițiu de retorică televizată. Consiliul Constituțional al Franței (echivalentul Curții Constituționale din România) a anunțat, săptămâna trecută, că va examina o reclamație de neconstituționalitate la adresa legii din 2011 care interzice fracturarea după gaze de șist.

Șanse mari să fie declarată neconstituțională

Contestația a fost depusă de compania americană de petrol și gaze Schuepbach Energy. Înainte de adoptarea legii de interdicție în 2011, firma deținea două licențe de explorare a gazelor de șist prin fracturare hidraulică, licențe care au fost anulate după instituirea prohibiției asupra respectivei tehnologii, mai precis a utilizării ei pentru explorare și exploatare de hidrocarburi.

Asta după ce, în ianuarie 2012, gigantul francez Total a atacat în contencios administrativ revocarea licenței de explorare a gazelor de șist pe care o deținea în sudul Franței, în urma adoptării legii de interdicție în anul anterior.

Potrivit unor experți citați de cei de la euractiv.fr, există șanse mari ca Consiliul Constituțional să decidă că legea care instituie interdicția respectivă să fie declarată neconstituțională, iar declarațiile „prietenoase” ale ministrului Montebourg la adresa gazelor de șist să nu fi fost decât o formă de anticipare a verdictului Consiliului.

Cei de la Schuepbach Energy au depus inițial contestația în martie 2013, la tribunalul administrativ din Cergy-Pontoise, care a trimis-o mai departe unei instanțe superioare, de unde a ajuns la Consiliul Constituțional. Principala obiecție a americanilor este aceea că interdicția utilizării tehnologiei fracturării hidraulice, prevăzută de legea contestată, este discriminatorie, întrucât nu vizează decât explorarea și exploatarea de hidrocarburi lichide sau gazoase (petrol și gaze), dar nu și pe cea de resurse de energie geotermală.

Exceptarea explorării și exploatării resurselor de energie geotermală de la interdicția instituită asupra fracturării hidraulice a fost îndelung dezbătută, în 2011, în Comisia de Dezvoltare Durabilă a Adunării Naționale a Franței. Problema celor mai mulți aleșilor a fost, însă, nu evitarea discriminării și, în consecință, a vulnerabilizării din punct de vedere constituțional a legii, ci dimpotrivă: cum să facă pentru ca resursele de energie geotermală să nu intre sub incidența interzicerii fracturării hidraulice, instituite de lege.

Discriminare nejustificată

„În ceea ce privește fracturarea hidraulică, interzicerea ei riscă să afecteze dezvoltarea producției de energie geotermală”, spunea, la respectivele dezbateri, un deputat al Uniuni pentru o Mișcare Populară (UMP), majoritară la acea dată în Parlament. La care un coleg de partid i-a răspuns că „nu există acest risc, întrucât producția de energie geotermală nu apare în textul legii la articolul privind interzicerea fracturării hidraulice, interdicție care vizează exclusiv explorarea și exploatarea hidrocarburilor”.

Au existat și voci lucide, dar, din păcate, izolate. De exemplu, tot un deputat UMP, Francois-Michel Gonnot, a atras atenția că „interzicerea fracturării hidraulice în numele principiilor precauției și prevenirii riscurilor este imposibilă în condițiile respectării principiilor fundamentale ale dreptului. Este imposibil să interzici fracturarea hidraulică pentru hidrocarburi și să o permiți pentru energia geotermală. Vă avertizez că, în condițiile menținerii formulării actuale, o contestație la Consiliul Constituțional este oricând posibilă, și nu din partea colegilor noștri socialiști, ci din partea titularilor de licențe de explorare”.

Până la urmă, deputații socialiști n-au mai contestat legea la Consiliul Constituțional, însă acțiunea intentată de cei de la Schuepbach Energy îi dă astăzi dreptate deputatului Gonnot. În reclamația lor, americanii arată că legea din 2011 nu prevede nici un fel de măsuri și proceduri de evaluare a riscurilor și că „interzicerea fracturării hidraulice nu este o măsură provizorie și proporțională”.Asta în timp ce, potrivit Cartei franceze a Mediului, „autoritățile publice veghează ca, prin aplicarea principiului precauției și prin implementarea de proceduri de evaluare a riscurilor, să ia măsuri provizorii și proporționale pentru a preveni producerea de prejudicii”.

Lege făcută pe genunchi

La elaborarea textului legii, unii deputați, cum ar fi socialistul Pascal Terasse, au fost de părere că actul normativ ar fi mai solid din punct de vedere juridic dacă sintagma „fracturare hidraulică” ar fi definită cu mai multă precizie. „Ar trebui, după expresia <fracturare hidraulică> să se adauge termenii <care utilizează amestecuri chimice și consumă apă în mod excesiv>”. Un coleg i-a respins însă ideea, considerând că exprimarea ar fi redundantă, devreme ce „știm foarte bine ce este și ce implică fracturarea hidraulică”.

Bineînțeles, această imprecizie terminologică este contestată azi la Consiliul Constituțional de către firma americană menționată. Astfel, se reclamă faptul că legea nu definește ceea ce interzice, neprecizând, de exemplu, ce aditivi chimici sunt interziși sau de la ce cantitate în sus se consideră că consumul de apă presupus de fracturarea hidraulică este excesiv.

Același Michel Gonnot avertiza încă din 2011 asupra acestui risc. „Dacă legiuitorul vrea să scoată în evidență că fracturarea hidraulică pentru hidrocarburi este ceva diferit și special, atunci va trebui să justifice de ce lucrurile stau așa. Iar asta ține chiar de aditivii chimici folosiți la fracturarea hidraulică pentru hidrocarburi”, declara el în cadrul dezbaterilor.

Consiliul Constituțional se va pronunța asupra contestației americanilor de la Schuepbach Energy până în septembrie anul acesta.

Dedicație pentru energia geotermală...

Statul francez are planuri foarte serioase cu privire la dezvoltarea de resurse de energie geotermală din rocile aflate la adâncime, în crusta pământului. Aceste resurse ar urma să fie eliberate prin utilizarea unor metode de foraj despre care industria petrolieră susține că sunt similare cu mult-hulita fracturare hidraulică folosită pentru exploatarea de hidrocarburi din șisturi bituminoase, pe care Franța a interzis-o în 2011.

Fostul ministru al Mediului din guvernul de la Paris, Delphine Batho, a acordat două licențe de explorare geotermală în cursul lunii februarie și a precizat că încă 18 solicitări de astfel de licențe se află în faza de examinare și verificare. O parte dintre companiile care au solicitat licențe intenționează să permeabilizeze rocile subterane printr-un proces denumit „stimulare”, care presupune detonarea în adâncime a unui amestesc de apă cu acizi în fisurile rocilor, pentru eliberarea căldurii vulcanice.

Acest proces este în bună măsură similar cu fracturarea hidraulică, utilizată, de exemplu, de companiile de petrol și gaze din Statele Unite pentru exploatarea minerală a șisturilor bituminoase, metodă care constă în pomparea la mare adâncime și cu mare presiune a milioane de litri de apă sărată, amestecată cu un „cocktail” de substanțe chimice, ce are ca efect sfărâmarea rocilor subterane și eliberarea hidrocarburilor. Metoda prezintă riscuri de mediu, cum ar fi cel legat de poluarea rezervelor subterane de apă sau de amplificare a activităților seismice în zonele de exploatare.

...și pentru afaceriștii francezi

„Acordarea de licențe de explorare pentru proiecte de dezvoltare a energiei geotermale creează un dublu standard. Metodele de foraj folosite de acestea sunt similare cu fracturarea hidraulică”, spune șeful Uniunii Franceze a Industriilor Petroliere, Jean-Louis Schilansky.

Nucleul polemicii este în ce măsură stimularea rocilor subterane prin detonarea de apă cu acizi este similară cu fracturarea hidraulică utilizată pentru exploatarea zăcămintelor de petrol și gaze din șisturi bituminoase.„Practic, Franța folosește fracturarea hidraulică pentru eliberarea de resurse de energie geotermală”, spune Maria van der Hoeven, director executiv la Agenția Internațională pentru Energie. Ea a făcut un apel la Franța să își revizuiască politicile legate de utilizarea acestei metode în exploatarea de hidrocarburi, având în vedere costurile mari ale statului francez cu importul de gaze naturale.

Pânâ în prezent, guvernul de la Paris a acordat licențe de explorare geotermală în Masivul Central, unde va opera Electerre de France, companie susținută de omul de afaceri Charles Beigbeder, precum și în Pirinei – firmei Groupe Fonroche Energie, a cărei activitate de bază constă în instalarea de panouri solare. Ambele sunt companii franceze.

Ce urmează pentru gazele de șist în Franța

După ce dosarul reclamației celor de la Schuepbach Energy a ajuns la Consiliul Constituțional, fostul ministru al Mediului, Delphine Bato, despre care unele voci spun că a fost îndepărtat din Guvern tocmai din cauza opoziției sale față de gazele de șist, a declarat că poziția Guvernului rămâne neschimbată. Ea a adăugat că, în caz că legea de interzicere a fracturării hidraulice pentru hidrocarburi va fi declarată neconstituțională, adaptarea ei, pentru menținerea interdicției, nu va fi o problemă pentru executiv.

Pe de altă parte, s-au înmulțit vocile la vârf care își declară toleranța față de gazele de șist și de fracturarea hidraulică. Pe lângă deja menționatul Arnaud Montebourg, ministru al Reindustrializării, și ministrul delegat pentru Relația cu Parlamentul, Alain Vidalies, a făcut declarații similare. „Nimeni nu este de părere că gazele de șist reprezintă un lucru de care trebuie să ne ferim pe vecie”, a punctat acesta.

„În ultimii doi ani, climatul s-a schimbat mult, colegii mei sunt mult mai puțin ostili față de gazele de șist decât erau în 2011, când s-a adoptat legea de interzicere a fracturării hidraulice”, spune și deputatul Pascal Terasse.

De altfel, încă de acum un an, Oficiul Parlamentar pentru Evaluarea Politicilor Științifice și Tehnologice (Office Parlementaire d’Evaluation des Choix Scientifiques et Technologiques - OPESCT) s-a declarat în favoarea acceptării în mod controlat și prudent a fracturării hidraulice, ca o concluzie a unui raport public.

Compania americană de petrol și gaze Chevron a obţinut acordul de mediu pentru amplasarea sondelor de foraj de explorare a gazelor de şist în cele trei zone din judeţul Vaslui, decizia fiind luată de către Comitetul de Analiză Tehnică din cadrul Agenţiei de Protecţie a Mediului (APM) Vaslui, transmite Mediafax.

Comitetul de Analiză Tehnică din cadrul Agenţiei pentru Protecţia Mediului (APM) Vaslui a emis acordul de mediu pentru ca societatea Chevron România să amplaseze sonde de foraj de explorare în cele trei zone deţinute în concesiune în judeţul Vaslui.

Decizia a fost luată în urma analizei răspunsurilor date de către compania petrolieră la problemele ridicate de populaţie în timpul dezbaterilor publice din urmă cu o săptămână din comunele Băceşti, Pungeşti şi Găgeşti.

"În urma parcurgerii procedurii şi a analizei documentelor depuse de titularul proiectelor, s-a ajuns la concluzia că sunt respectate cerinţele legislaţiei în vigoare în ceea ce priveşte protecţia mediului. Proiectele acordului de mediu pentru cele trei locaţii unde urmează să fie amplasate sonde de foraj de explorare a structurii geofizice a subsolului sunt postate pe site-ul APM Vaslui în vederea depunerii eventualelor observaţii obiective", a declarat, pentru Mediafax, directorul APM Vaslui, Mădălina Nistor.

La începutul anului au obținut certificate de urbanism

În baza acordurilor de mediu date de către APM Vaslui şi a altor documente solicitate la eliberarea certificatelor de urbanism, societatea Chevron România va putea obţine autorizaţia de construcţie de la Consiliul Judeţean Vaslui pentru sondele de explorare pentru identificarea eventualelor zăcăminte de gaze de şist.

Consiliul Judeţean Vaslui a eliberat, în lunile decembrie şi ianuarie, certificate de urbanism pentru cele trei zone din judeţul Vaslui unde compania americană Chevron vrea să facă prospecţiuni pentru o posibilă exploatare a gazelor de şist. Cu valabilitate de un an, cele trei certificate de urbanism au fost emise pentru suprafeţe extravilane cuprinse între 35.000 de metri pătraţi şi 73.400 de metri pătraţi de teren din zona localităţilor Păltiniş (Băceşti), Popeni (Găgeşti) şi Siliştea (Pungeşti).

Dezbateri publice asupra raportului de mediu pe tema amplasării sondelor de explorare a gazelor de şist în zone din judeţul Vaslui au avut loc, la începutul lunii iulie, la Băceşti şi Pungeşti, unde discuţiile au fost calme, în timp ce la Găgeşti unii localnici au avut obiecţii, deşi nu citiseră documentul.

Ministrul Mediului, Rovana Plumb, declara, în 9 iulie, că nu există "niciun fel de risc" pentru mediu şi pentru sănătatea oamenilor în cazul explorării gazelor de şist şi că "poziţiile" exprimate de vasluieni în dezbaterile publice sunt "în procent de 99,9% legate de exploatarea gazelor de şist, nu de explorare".

Premierul francez exprimă poziția guvernului său, Ponta face glume proaste

Guvernul francez exclude aprobarea exploatării gazelor de şist şi va investi în energie regenerabilă, a declarat prim-ministrul francez, Jean-Marc Ayrault, într-o conferinţă de presă la Palatul Victoria, premierul Victor Ponta spunând că "asta cu gazele de şist nu mai traducem".

Premierul francez a răspuns astfel unei întrebări pe tema gazelor de şist care i-a fost adresată de jurnalişti francezi în conferinţa de presă susţinută, joi, împreună cu Ponta.

"Poziţia Guvernului francez este extrem de clară. Preşedintele Republicii şi eu am declarat deja în numeroase ocazii (..) că este clar exclusă exploatarea gazelor de şist în Franţa, în prezent, şi nu a fost dată nicio autorizaţie în acest sens", a afirmat Ayrault.

Ayrault a adăugat că Guvernul de la Paris are o strategie de tranziţie energetică şi că gazele de şist nu intră în discuţie pentru această strategie.

"Obiectivul nostru este să reducem consumul de energie şi în particular de energie bazată pe combustibili fosili", a mai spus premierul francez, precizând că Guvernul de la Paris va investi masiv în energia regenerabilă.

Având în vedere că era vorba de ultimul răspuns din cadrul conferinţei de presă, cei doi premieri s-au grăbit să plece, însă presa română a solicitat traducerea răspunsului premierului francez.

"Asta cu gazele de şist nu mai traducem, da?!", a replicat, însă, la solicitare, râzând, premierul Ponta.

În Franța, fracturarea hidraulică e uneori rea, alteori bună

Statul francez are planuri foarte serioase cu privire la dezvoltarea de resurse de energie geotermală din rocile aflate la adâncime, în crusta pământului. Aceste resurse ar urma să fie eliberate prin utilizarea unor metode de foraj despre care industria petrolieră susține că sunt similare cu mult-hulita fracturare hidraulică folosită pentru exploatarea de hidrocarburi din șisturi bituminoase, pe care Franța a interzis-o în 2011.

Fostul ministru al Mediului din guvernul de la Paris, Delphine Batho, a acordat două licențe de explorare geotermală în cursul lunii februarie și a precizat că încă 18 solicitări de astfel de licențe se află în faza de examinare și verificare. O parte dintre companiile care au solicitat licențe intenționează să permeabilizeze rocile subterane printr-un proces denumit „stimulare”, care presupune detonarea în adâncime a unui amestesc de apă cu acizi în fisurile rocilor, pentru eliberarea căldurii vulcanice.

Acest proces este în bună măsură similar cu fracturarea hidraulică, utilizată, de exemplu, de companiile de petrol și gaze din Statele Unite pentru exploatarea minerală a șisturilor bituminoase, metodă care constă în pomparea la mare adâncime și cu mare presiune a milioane de litri de apă sărată, amestecată cu un „cocktail” de substanțe chimice, ce are ca efect sfărâmarea rocilor subterane și eliberarea hidrocarburilor. Metoda prezintă riscuri de mediu, cum ar fi cel legat de poluarea rezervelor subterane de apă sau de amplificare a activităților seismice în zonele de exploatare.

„Acordarea de licențe de explorare pentru proiecte de dezvoltare a energiei geotermale creează un dublu standard. Metodele de foraj folosite de acestea sunt similare cu fracturarea hidraulică”, spune șeful Uniunii Franceze a Industriilor Petroliere, Jean-Louis Schilansky.

Compania-mamă a Petrom, OMV, controlată de statul austriac, și-a întrerupt cea mai mare parte a producției de țiței din Libia începând cu data de 25 iunie, din cauza evoluției situației politice din această țară. Anul trecut, austriecii extrăgeau zilnic în Libia circa 30.000 de barili de petrol, reprezentând aproape 10% din totalul producției de țiței a grupului OMV, cifrat la 303.000 de barili/zi.

Producția totală zilnică de petrol a Libiei a scăzut cu 16% luna trecută și a atins cel mai scăzut nivel din ianuarie încoace, ca urmare a atacurilor diferitelor grupări înarmate locale îndreptate împotriva facilităților de extracție, dar și a tot mai gravelor întreruperi ale alimentării cu energie electrică, iar mari companii petroliere europene, precum BP, BG, Eni sau Royal Dutch Shell, au început să-și retragă din personal. Același lucru se întâmplă în Egipt, ca urmare a escaladării violențelor după înlăturarea de la putere de către armată a președintelui Mohamed Morsi.

„Din cauza actualei situații politice din Libia, cea mai mare parte a producției OMV din această țară a fost întreruptă începând cu 25 iunie. În 2012, Libia a contribuit cu circa 30.000 de barili de petrol pe zi la totalul producției de țiței a OMV, de 303.000 de barili/zi. OMV monitorizează îndeaproape situația din Libia”, se arată într-un comunicat al grupului austriac.

De la înlăturarea de la putere a lui Muammar Qaddafi, în 2011, industria petrolieră din Libia a devenit ținta a numeroase atacuri violente, dar și a multor proteste civile. Ca și cum n-ar fi fost îndeajuns, ultima problemă survenită este penuria de curent electric.

Probleme în alimentarea cu energie

Petrolul și gazele naturale reprezintă peste 70% din PIB-ul Libiei și generează aproape jumătate din încasările bugetare ale autorităților de la Tripoli, potrivit datelor FMI. „Țara a trecut prin momente tumultoase, iar în prezent situația este foarte complicată. Problemele politice și de securitate vor continua, iar asta va afecta în continuare producția de petrol”, spune Sana Abid, analist al pieței petrolului la KBC Energy Economics.

Guvernul libian încearcă să reacționeze la problemele cu care se confruntă industria petrolieră. Efectivele unei forțe speciale de intervenție însărcinate cu paza obiectivelor extractive au fost majorate de patru ori, la 12.000 de persoane.

De asemenea, pentru a-și asigura securitatea aprovizionării cu energie electrică, autoritățile de la Tripoli au încheiat un deal cu traderul londonez APR Energy, acesta urmând să furnizeze Libiei 450 MW de curent electric prin intermediul unor generatoare mobile. Potrivit Bloomberg, este cel mai mare contract de furnizare temporară de energie semnat vreodată.

„Este puțin probabil ca aceste soluții temporare și improvizate să se dovedească suficiente. Pentru a putea menține producția de petrol măcar la nivelurile din prezent, este esențială construirea de noi capacități instalate permanente de generare de energie electrică, precum și upgradarea rețelelor electrice de sute de kilometri care traversează deșertul”, spune John Hamilton, director al companiei de consultanță Cross-Border Information.

Proteste și violențe

Protestele civile care au avut loc lângă câmpurile petroliere, în cadrul cărora demonstranții cereau locuri de muncă și schimbarea radicală a modului de distribuire a veniturilor rezultate din vânzarea țițeiului produs în țară, au redus producția zilnică de petrol a Libiei cu circa 250.000 de barili/zi, a declarat, luna trecută, ministrul libian al petrolului, Abdulbari Al-Arusi. În prezent, producția este cu 30% sub nivelul maxim post-revoluționar, atins în iulie anul trecut.

Alte riscuri sunt actele teroriste, precum și violența în general. Luna trecută, un schimb de focuri din Zueitina, oraș din estul Libiei care deține un terminal major de export de țiței, a dus la rănirea unui angajat și a unui contractor ai furnizorului de energie electrică ABB.

Sediul din Tripoli al forțelor speciale de protecție a facilităților petroliere, aflate în subordinea Ministerului Apărării, au fost atacate tot luna trecută, având loc schimburi masive de focuri pe străzile din Tripoli, în urma cărora au fost rănite cel puțin șase persoane. Atacul a fost lansat de o grupare de gherilă din regiunea Zintan.

„Există o problemă generală de securitate în această țară. Ne-am redus personalul deja și am pus la punct o strategie de evacuare rapidă a întregului staff, în caz că lucrurile se agravează”, spune CEO-ul Total, Christophe de Margerie.

Demonstrații numeroase au avut loc la terminalele petroliere de la Tobruk și Zueitina, care au fost închise din acest motiv de cel puțin patru ori din noiembrie 2012 încoace, precum și la câmpul petrolier Al-Fil, situat în sudul Libiei. Italienii de la Eni au fost nevoiți să-și întrerupă timp de o săptămână exporturile de gaze libiene către Europa, prin conducta Greenstream. În aprilie, o explozie la conductele care deservesc terminalul de la Zueitina a fost pusă de armată pe seama unui atac terorist cu grenade.

Petroliștii abandonează explorările

Insecuritatea nu afectează doar producția de petrol, ci și lucrările de prospectare și explorare în vederea descoperirii de noi zăcăminte. Companiile de profil au devenit extrem de reticente în a-și extinde căutările de resurse de hidrocarburi în deșertul Sahara după ce, în ianuarie, un atac al unei grupări militante islamiste având legături cu al-Qaeda la facilitatea gazeiferă de la In Amenas, din Algeria, s-a soldat cu moartea a 38 de muncitori străini.

„Companiile sunt extrem de îngrijorate. BP a anunțat în 2012 că vor relua explorările după zăcăminte noi de petrol și gaze în 2013. Iată că am depășit jumătatea lui 2013 și nimic. O companie precum BP nu se poate angaja la investiții de sute de milioane de dolari și nu poate trimite efective mari de salariați în acest moment”, spune Hamilton de la Cross-Border.

Un purtător de cuvânt al BP a declara că firma și-a retras angajații străini, din cauza insecurității, adăugând că echipele locale, de libieni, rămân operaționale.

Însă cel mai mare risc pentru industria petrolieră rămâne spectrul înrăutățirii relațiilor dintre vestul Libiei, unde se află și capitala Tripoli, și estul țării, unde sunt concentrate resursele de petrol ale acesteia. Multe dintre protestele care au afectat producția de petrol a Libiei au fost organizate de federaliștii din est, care vor ca regiunea să beneficieze de o cotă mai mare din veniturile naționale rezultate din vânzarea petrolului.

Tot în est este și orașul Benghazi, unde ambasadorul SUA, Chris Stevens, și trei angajați ai ambasadei au fost uciși în septembrie 2012.

„Industria petrolieră a Libiei este mingea în care toate grupările din țară vor să dea cu piciorul”, spune Duncan Bullivant, șef al companiei de consultanță Henderson Risk.

Companiile retrag oameni și din Egipt

Cele mai mari companii petroliere europene și-au retras o parte din echipele de angajați din Egipt, în urma intensificării violențelor dintre susținătorii fostului președinte, Mohamed Mursi, și armată.

BP, BG și Eni și-au retras întregul staff implicat în operațiuni neesențiale pentru producție, iar cei de la Royal Dutch Shell au anunțat că și-au relocat temporar o parte din personal, după ce violențele din ultimele zile au dus la moartea a cel puțin 35 de persoane.

„Prima noastră grijă este siguranța și securitatea personalului. Continuăm să monitorizăm cu atenție situația, la fel ca și celelalte companii din sector”, a declarat un purtător de cuvânt al BG Group.

Până în prezent, spre deosebire de Libia, producția de petrol și gaze a Egiptului nu a fost afectată de situația politică din țară, spun companiile. Egiptul producea anul trecut 728.000 de barili de petrol pe zi și 60,9 miliarde de metri cubi de gaze naturale, potrivit statisticilor agregate de BP.

Cei de la BG Group și-au retras cam 100 de angajați din Egipt, iar BP – aproximativ 60.

Panfora Oil&Gas, subsidiară a companiei MOL, controlată de statul ungar, care deține o concesiune de hidrocarburi la Curtici unde urmează să demareze lucrări de prospecțiuni seismice, a anunțat că este gata să semneze un protocol cu proprietarii de terenuri din zonă, prin care să ateste că nu va explora și nici nu va exploata gaze de șist în perimetrul Curtici. În plus, compania a declarat că va respecta în totalitate drepturile de proprietate ale deținătorilor de terenuri agricole și că este pregătită să plătească despăgubiri pentru orice culturi afectate în cadrul lucrărilor de prospecțiuni seismice pe care urmează să le deruleze. Problema este că, potrivit legislației în vigoare în România, proprietarii de terenuri nu au, din punct de vedere juridic, nici un cuvânt de spus în privința chestiunilor legate de resursele subsolului, chiar dacă acestea se află localizate pe proprietățile lor.

„Reafirmăm cu toată convingerea că nu am fost, nu suntem și nu vom fi interesați nici de explorarea și cu atât mai puțin de exploatarea de gaze de șist în perimetrul EX-6 Curtici. Invităm proprietarii de terenuri și pe reprezentanții acestora, în prezența autorităților locale și a organizațiilor nonguvernamentale interesate, să semnăm un protocol care să ateste că Panfora Oil&Gas nu va explora și nici nu va exploata gaze de șist în perimetrul Curtici. În consecință, incertudinile proprietarilor de terenuri primesc un răspuns transparent, iar aceștia dețin toate elementele necesare unui acord informat pentru începerea măsurătorilor de suprafață”, a declarat Gábor Zelei, Managing Director al Panfora Oil&Gas.

Potrivit unui comunicat al companiei, cunoscând efectele legale și reputaționale ale unei astfel de declarații, Panfora Oil&Gas își declară disponibilitatea de a parafa orice angajament legal, din care să reiasă fără echivoc că nu va desfășura niciun fel de activități legate în orice mod de explorarea sau de exploatarea gazelor de șist în perimetrul Ex-6 Curtici.

De asemenea, compania spune că va respecta în totalitate drepturile de proprietate ale deținătorilor de terenuri agricole și că este pregătită să plătească despăgubiri pentru orice culturi afectate.

„Afirmăm foarte clar că nu s-a pus și nici nu se va pune problema explorării și nici exploatării de gaze de șist în perimetrul EX-6 Curtici. Afirmațiile noastre sunt confirmate de datele Agenției Naționale pentru Resurse Minerale (ANRM), care specifică faptul că acordul de concesiune și programul de lucrări convenit nu se referă la gaze de șist. Suntem convinși că locuitorii din zonă au încredere în autoritățile statului care sunt specializate și nu în informații provenite din surse mai puțin documentate”, a afirmat Gábor Zelei.

Nu e prima oară când neagă

Cei de la Panfora susțin că au informat și va continua să informeze toate comunitățile locale, în mod transparent, despre tehnologiile folosite, care sunt sigure atât pentru mediu cât și pentru oameni, precum și despre programul de lucrări și operațiunile planificate. Toate aceste măsuri au ca scop informarea corectă și completă a deținătorilor de terenuri, considerați parteneri respectați și apreciați ai investitorilor.

„Reafirmăm dorința noastră de a ne implica pe termen lung în viața comunităților unde ne desfășurăm operațiunile și de a sprijini dezvoltarea acestora. Tratăm cu respect comunitățile în mijlocul cărora am planificat activități și vrem să construim o relație pe termen lung, care să aducă beneficii pentru ambele părți”, a spus Gábor Zelei.

În urmă cu o săptămână, cei de la Panfora anunțau că sunt pregătiți să înceapă operațiunile de explorare în România, având un buget de investiții de 38 de milioane de dolari pentru acest an și urmând să înceapă primele prospecțiuni seismice în perimetrul Ex-6 Curtici.

La începutul lunii iunie, directorul combinatului agroindustrial-Curtici, Dimitrie Muscă, a declarat, într-o conferinţă de presă, că o suprafaţă de aproximativ 550 de kmp, teren cu potenţial agricol deosebit, ar putea fi distrusă ca urmare a începerii forajelor în zonă în vederea găsirii gazelor de şist.

„Am trimis un memoriu în acest sens, la Ministerul Agriculturii şi către Instituţia Prefectului Judeţului Arad, însă nu am primit niciun răspuns. Drept urmare am trimis memoriul şi pe adresa primului ministru, pe care l-am invitat la Curtici. Sper ca domnul Victor Ponta să dea curs acestei invitaţii şi să vină să vadă ce s-ar distruge pentru totdeauna, dacă s-ar exploata în zonă gaze de şist”, afirma şeful combinatului.

Acesta a adăugat că, potrivit informaţiilor pe care le deţine, Panfora ar fi făcut explorări în zona oraşului Mako, din Ungaria, aflat la câteva zeci de kilometri, fără ca să găsească gaze de şist.

În replică, cei de la Panfora au declarat că potenţialul pentru gaz de şist în zonele Curtici şi Câmpia Aradului este inexistent, în cazul primei localităţi existând interes doar pentru resurse convenţionale.

„Nu există potenţial pentru gaz de şist nici în Curtici şi nici în Câmpia Aradului, conform datelor oficiale de la autoritatea competentă - ANRM. Mai mult, la Curtici nu se desfăşoară şi nici nu se vor desfăşura activităţi de explorare sau de producţie care să fie în vreun fel legate de gazele de şist. Autorităţilor competente nu li s-au transmis niciun fel de specificaţii referitoare la gaze de şist la Curtici, iar autorităţile certifică faptul că programul de lucrări şi angajamentele în acest sens nu includ lucrări care să aibă natura şi scopul explorării şi exploatării gazelor de şist”, se arăta într-un comunicat al Panfora.

Probleme și în Timiș

La sfârșitul lunii iunie, orașul Curtici a devenit primul localitate din județul Arad care a interzis prin Hotărâre de Consiliu Local explorarea și exploatarea gazelor de șist pe teritoriul său administrativ.

Pe 3 iulie, la sediul Prefecturii Arad, a avut loc o dezbatere pe tema lucrărilor de explorare care urmează să fie demarate de către Panfora Oil&Gas în perimetrul Ex-6 Curtici, în cadrul cărora mai mulți locuitori din zonă au acuzat compania și autoritățile de lipsă de transparență, potrivit publicației Glasul Aradului.

Cei de la Panfora au repetat că nu sunt interesați de explorarea și exploatarea gazelor de șist, adăugând că proprietarii de terenuri vor primi compensaţii financiare în cazul în care acestea vor fi afectate de lucrările de prospecțiuni seismice. Ni¬velul compensaţiilor ar urma să fie stabilit după măsurători şi, în anumite situaţii ar putea fi acordate anticipat anumite procente din compensaţii.

În ultima parte a lunii aprilie a acestui an, compania austrialiană ADX Energy, care are concesionat perimetrul de explorare Parța, situat în vestul României, în județul Timiș, în apropiere de granița cu Serbia, a decis întreruperea programului de prospecțiuni până în iulie, din cauza ploilor masive și a inundațiilor locale, precizând că acesta va reîncepe după principalul sezon de recoltă al anului, când australienii se așteaptă la un grad de acceptare sporit din partea localnicilor.

„Din cauza condițiilor meteo adverse, manifestate prin ploi neobișnuit de masive, care au provocat inundații locale, programul de achiziție de date seismice a fost temporar întrerupt până pe la mijlocul lunii iulie. Programul va fi reluat după principalul sezon de recoltă al anului și după îmbunătățirea gradului de acceptare a acestuia de către populația locală de agricultori, ca urmare a faptului că amprenta ecologică a lucrărilor este mai redusă în sezonul uscat, în special în ceea ce privește prospecțiunile seismice 3D”, se arăta într-un comunicat al ADX Energy.

Potrivit presei locale, locuitorii din regiune și-au manifestat nemulțumirea față de lucrările de prospecțiuni seismice derulate în zonă, unii dintre aceștia acuzând derularea acestora pe proprietățile lor private fără acordul lor, iar alții suspectând că ar fi vorba de explorări pentru gaze de șist și temându-se de efectul acestora asupra mediului ambiant.

În replică, autoritățile locale au susținut că nemulțumirile sunt doar rezultatul unor dezinformări.

Constituția îi ignoră pe proprietari

Potrivit Constituției, „Statul trebuie să asigure (...) exploatarea resurselor naturale, în concordanță cu interesul național”.

De asemenea, în legea fundamentală se stipulează că „Bogățiile de interes public ale subsolului, (...) resursele naturale ale zonei economice și ale platoului continental, precum și alte bunuri stabilite de legea organică, fac obiectul exclusiv al proprietății publice”.

Mai mult, Constituția prevede că „Bunurile proprietate publică sunt inalienabile. În condițiile legii organice, ele pot fi date în administrare regiilor autonome ori instituțiilor publice sau pot fi concesionate ori închiriate (...)”.

În fine, în același document se stipulează că„ (...) Pentru lucrări de interes general, autoritatea publică poate folosi subsolul oricărei proprietăți imobiliare, cu obligația de a despăgubi proprietarul pentru daunele aduse solului, plantațiilor sau construcțiilor, precum și pentru alte daune imputabile autorității”.

Cu alte cuvinte, proprietarii de terenuri nu au nici un cuvânt de spus în deciziile luate cu privire la explorarea și exploatarea resurselor minerale ale subsolului, autoritățile centrale (Parlamentul și Guvernul, la care se adaugă o serie de agenții) având monopol total asupra politicilor legate de acestea.

OMV, compania-mamă a Petrom, a anunțat că nu are nici un fel de intenții de a părăsi piețele de distribuție retail de carburanți pe care le poate aproviziona prin intermediul rafinăriilor proprii, negând unele informații apărute în acest sens în presa cehă, potrivit cărora austriecii s-ar afla în negocieri pentru a-și vinde portofoliul de benzinării din Republica Cehă grupului local Unipetrol.

Săptămânalul ceh Euro a scris că cehii de la Unipetrol, care urmăresc majorarea cotei pe care o controlează din piața locală de distribuție retail de carburanți, ca parte a unui plan investițional în valoare de 1 miliard de dolari, au purtat negocieri cu OMV în acest sens în ultimele câteva luni.

Potrivit Reuters, purtătorul de cuvânt al OMV, Johannes Vetter, a refuzat să comenteze direct articolul din revista Euro, dar a sugerat că acționarul majoritar al Petrom, care operează 215 stații de alimentare cu combustibili în Cehia și deține o cotă de 13% pe această piață, nu intenționează să se retragă.

„Am mai declarat că nu avem nici un plan de retragere de pe piețele integrate. Am ieșit de pe două piețe care nu erau integrate, Bosnia-Herțegovina și Croația, pentru că acolo nu puteam face legătura cu rafinăriile proprii”, a spus Vetter.

În februarie, OMV și-a vândut benzinăriile din Croația furnizorului local de petrol și gaze Crodux Plin, parte a strategiei de deplasare a accentului activităților dinspre sectorul de rafinare și marketing spre cel de explorare și producție. La acel moment, austriecii explicau tranzacția prin faptul că nu puteau aproviziona piața croată cu ajutorul rafinăriei lor de la Schwechat, aflată la distanță prea mare.

În noiembrie 2012, OMV și-a vândut și benzinăriile pe care le deținea în Bosnia-Herțegovina. În acea perioadă au circulat zvonuri, neconfirmate, potrivit cărora ar fi existat planuri de vânzare a unei părți din benzinăriile Petrom din România către compania sârbă NIS, controlată de Gazpromneft, divizia petrolieră a gigantului rus Gazprom.

Unipetrol, controlată de compania poloneză PKN Orlen, au în plan investiții de 1 miliard de dolari în următorii cinci ani, urmărind, printre altele, majorarea cotei de piață în business-ul local de retail cu carburanți de la 14% la 20%.

„Negociem cu mai mulți deținători de benzinării, dar discuțiile sunt confidențiale, nu pot să vă spun nici măcar dacă e vorba de jucători mari sau mici”, a declarat directorul general al Unipetrol, Marek Switajevski, pentru săptămânalul ceh Euro.

Unipetrol a înregistrat pierderi nete în ultimii doi ani, resimțindu-se de pe urma evoluției foarte slabe a pieței de desfacere europene europene, care a determinat reducerea dramatică a marjelor de rafinare și a lăat industria de procesare a țițeiului cu un exces semnificativ de capacitate de producție.

OMV Petrom a stabilit un record mondial în domeniul forajului cu coloana de tubaj, record atestat de Odfjell Well Services, o companie privată de foraj, servicii de sondă și inginerie cu 40 de ani de experiență internațională, susține, într-un comunicat de presă, cea mai importantă companie petrolieră din regiune. Recordul a fost stabilit în ceea ce privește diametrul coloanei de foraj și adâncimea sondei. 

Sonda Totea 4545 a fost forată cu coloană de 20 de inci la o adâncime de 505 metri în cadrul zăcământului Totea Deep. Acesta reprezintă prima fază din forajul sondei 4545, adâncimea totală estimată fiind de circa 3.500 de metri.

„Aceste realizări excepţionale dovedesc profesionalismul echipelor noastre de foraj şi stabilesc noi repere în materie de excelență operațională. În condițiile în care 2/3 din producția noastră provine din zăcăminte care produc de circa 50 de ani, este nevoie de tehnologii de ultimă ora și expertiză adecvată pentru a continua să furnizăm țiței și gaze în România. În ultimii 8 ani, investițiile noastre pentru activități de explorare și producție s-au ridicat la circa 5,5 miliarde euro.”, a declarat CEO-ul OMV Petrom Mariana Gheorghe.

Tehnica de foraj cu coloana de tubaj este folosită în industria minieră și de extracție a apei și a început să fie folosită în industria petrolieră în 2002. OMV Petrom a introdus aceasta tehnică în 2012 și a fost folosită cu succes în 17 proiecte.

Forajul cu coloană de tubaj reprezintă îmbinarea într-o singură operațiune a operațiunilor de foraj cu cele de tubare pentru o secțiune de sondă. Această tehnică are o serie de avantaje printre care reducerea costurilor operaționale, reducerea timpului de foraj și reducerea numărului de incidente cauzate de țevi blocate.

Zăcământul Totea Deep a fost identificat în 2011, în urma unui program de explorare seismică 3D. Acesta este situat în sud-vestul României, în regiunea Olteniei, și poate reprezenta cea mai importantă descoperire de gaze onshore din România din ultimii ani.

În cadrul zăcământului Totea Deep au fost săpate până în prezent 4 sonde iar producția acestui zăcământ este de 4.600 bep/zi, ceea ce reprezintă circa 5% din producția de gaze a OMV Petrom în România.

Compania austriacă OMV, principalul acționar al celei mai mari importante companii petroliere române, Petrom, a primit șase licențe suplimentare de explorare offshore  în Norvegia. În cazul a două dintre acestea, OMV are și calitatea de operator.

Licențele au fost acordate de Ministerul norvegian al Petrolului și Energiei în cadrul celei de-a 22-a etapă de acordare de licențe de explorare, iar semnarea documentelor de către OMV și ministerul norvegian a avut loc pe 28 iunie. Licențele sunt situate în în principal în zonele off-shore de interes pentru OMV Norge, din Marea Norvegiei și din Marea Barents, se precizează într-un comunicat de presă al companiei.

Două dintre noile licențe - PL 702 și PL 703 - vizează explorarea pentru resurse de gaze de adâncime zona bazinului Voring în partea de nord a Mării Norvegiei. Ambele licențe sunt operate de OMV (60%), cu PGNiG (40%) în calitate de partener. Câștigarea celor două licențe va sprijini investițiile OMV în proiectele Hansteen Aasta și Polarled, care sunt concepute pentru a deveni hub-uri regionale în viitor, precizează compania.

Celelalte patru licențe acordate în Marea Barents reprezintă o extindere a portofoliului existent OMV în acest domeniu emergente, a declarat compania. OMV Norge este un partener de 20% în toate cele patru licențe cu Statoil, Repsol, RWE și GDF Suez, cei din urmă fiind și operatorii acestora. Noile licențe PL 615 B și PL 723 sunt în prezent cele mai nordice licențe acordate în Norvegia și sunt localizate în Hoop High, o zonăî de frontieră cu Marea Barents. Explorarea în această zonă va fi declanșată deja de către OMV în această vară în cadrul licenței PL 537 și de către Statoil în cadrul licenței PL 615 (Apollo) în 2014. Noile licențe PL 711 and PL 721 se află la extremitatea vestică a Mării Barents.

Cei de la OMV au declanșat prospecțiuni seismice și în apele teritoriale bulgărești ale Mării Negre pe o suprafață de 7.740 de kilometri pătrați din blocul de explorare 1-21 Han-Asparuh, în sectorul vestic al Mării Negre. Blocul are o suprafață totală de 14.220 de kilometri pătrați.

„Această campanie de prospecțiuni seismice ne va permite nouă și partenerilor noștri să stabilim locațiile de foraj pentru cele două sonde de explorare planificate, care vor estima potențialul zăcămintelor de hidrocarburi din această zonă a Mării Negre”, a declarat directorul de producție al OMV, Jaap Huijskes.

Grupul MOL este pregătit să înceapă operațiunile de explorare în România, subsidiara acestuia, Panfora Oil & Gas având un buget de investiții de 38 de milioane de dolari pentru acest an și urmând să înceapă primele operațiuni în perimetrul Ex-6 Curtici.

“Acordul de concesiune semnat cu Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) a fost ratificat de către Guvernul României în luna decembrie a anului trecut, iar Panfora Oil & Gas este titularul acestui acord. Bugetul de investiții pentru 2013 a fost planificat la 38 de milioane de dolari, depinzând și de ratificarea celorlalte două perimetre pe care grupul MOL le-a concesionat în vestul României”, a declarat, într-o conferință de presă, Gábor Zelei, managing director al Panfora Oil & Gas.

Potrivit unei prezentări anterioare pentru investitori a celor de la MOL, investițiile totale în explorare ale companiei în România pe 2013 ar putea ajunge la peste 62 de milioane de dolari, dacă Parlamentul român va ratifica și celelalte două acorduri de concesiune aflate momentan în stand-by. Ungurii se așteaptă ca ratificarea să survină până la jumătatea anului, caz în care pe aceste două perimetre vor demara lucrări similare de prospecțiuni și testare.

În 2012, investițiile MOL în explorări la concesiunile din România s-au ridicat la suma de 2,5 milioane de dolari și au constat în achiziționarea restului de 30% din drepturile asupra unei concesiuni din vestul României (Ex-6 Curtici), procent care, anterior, fusese deținut de cei de la Expert Petroleum, și în pregătirea lucrărilor de prospecțiune.

Toate operațiunile din perimetrul Curtici și programul de lucrări convenit cu ANRM se referă la resurse convenționale de hidrocarburi, spune compania.

Nu sunt gaze de șist la Curtici

La începutul lunii iunie, directorul combinatului agroindustrial-Curtici, Dimitrie Muscă, a declarat, într-o conferinţă de presă, că o suprafaţă de aproximativ 550 de kmp, teren cu potenţial agricol deosebit, ar putea fi distrusă ca urmare a începerii forajelor în zonă în vederea găsirii gazelor de şist.

„Am trimis un memoriu în acest sens, la Ministerul Agriculturii şi către Instituţia Prefectului Judeţului Arad, însă nu am primit niciun răspuns. Drept urmare am trimis memoriul şi pe adresa primului ministru, pe care l-am invitat la Curtici. Sper ca domnul Victor Ponta să dea curs acestei invitaţii şi să vină să vadă ce s-ar distruge pentru totdeauna, dacă s-ar exploata în zonă gaze de şist”, afirma şeful combinatului.

Acesta a adăugat că, potrivit informaţiilor pe care le deţine, Panfora ar fi făcut explorări în zona oraşului Mako, din Ungaria, aflat la câteva zeci de kilometri, fără ca să găsească gaze de şist.

În replică, cei de la Panfora au declarat că potenţialul pentru gaz de şist în zonele Curtici şi Câmpia Aradului este inexistent, în cazul primei localităţi existând interes doar pentru resurse convenţionale.

„Nu există potenţial pentru gaz de şist nici în Curtici şi nici în Câmpia Aradului, conform datelor oficiale de la autoritatea competentă - ANRM. Mai mult, la Curtici nu se desfăşoară şi nici nu se vor desfăşura activităţi de explorare sau de producţie care să fie în vreun fel legate de gazele de şist. Autorităţilor competente nu li s-au transmis niciun fel de specificaţii referitoare la gaze de şist la Curtici, iar autorităţile certifică faptul că programul de lucrări şi angajamentele în acest sens nu includ lucrări care să aibă natura şi scopul explorării şi exploatării gazelor de şist”, se arăta într-un comunicat al Panfora.

Lucrări de suprafață

Potrivit companiei, la Curtici există interes doar pentru resurse convenţionale, iar în această prima fază a explorării este vorba doar de activităţi de suprafaţă pentru colectarea şi analizarea de date geofizice, informaţii care vor deveni proprietatea statului român.

Compania este pregătită să înceapă măsurătorile de suprafață pe 550 km2, pentru a obține o hartă 3D a subsolului. „Tehnologiile sunt de ultimă oră, cu un impact minim asupra mediului și comunităților, fiind deja folosite cu succes și în zonele urbane”, precizează cei de la Panfora.

Suprafața de explorat cuprinde în principal terenuri agricole, aparținând unui număr de circa 20 de sate și comune. Durata planificată a lucrărilor este de aproximativ 100 de zile, respectiv câteva zile pentru fiecare teren pe care se vor face măsurători. Vor fi utilizate drumurile existente, acolo unde acestea sunt disponibile, astfel că suprafețele pe care se vor desfășura operațiuni reprezintă circa 3% din total, iar măsurătorile vor avea loc, pe cât posibil, după strângerea recoltelor, spune compania.

Reprezentanții Panfora au mai precizat că lucrările de prospectare se vor desfășura deasupra suprafeței pământului, fără a se săpa gropi sau puțuri, cu ajutorul unor autospeciale pe care sunt montate dispozitive de captare a vibrațiilor.

Austriecii de la OMV, acționarul majoritar al Petrom, au demarat prospecțiuni seismice în sectorul bulgăresc al Mării Negre, pentru a investiga potențialul zăcămintelor de petrol și gaze naturale localizate în largul coastelor Bulgariei. Tot ca parte a strategiei grupului austriac de a se concentra mai mult pe sectorul de explorare și producție și mai puțin pe cel de rafinare și marketing, OMV a anunțat că și-a vândut business-ul cu lubrifianți din nouă state din Europa Centrală și de Est unei subsidiare a companiei ruse Lukoil.

Cei de la OMV au declanșat prospecțiuni seismice în apele teritoriale bulgărești ale Mării Negre pe o suprafață de 7.740 de kilometri pătrați din blocul de explorare 1-21 Han-Asparuh, în sectorul vestic al Mării Negre. Blocul are o suprafață totală de 14.220 de kilometri pătrați.

„Această campanie de prospecțiuni seismice ne va permite nouă și partenerilor noștri să stabilim locațiile de foraj pentru cele două sonde de explorare planificate, care vor estima potențialul zăcămintelor de hidrocarburi din această zonă a Mării Negre”, a declarat directorul de producție al OMV, Jaap Huijskes.

Joint-venture cu Total și Repsol

Blocul 1-21 Han-Asparuh din Marea Neagră este localizat la o adâncime de peste 2.000 de metri. Cei de la OMV nu au oferit detalii despre potențialul estimat al zăcămintelor de petrol și gaze naturale din locația vizată.

Concesiunea este deținută de un joint-venture format din OMV, cu 30% din drepturi, care este și operator al concesiunii, francezii de la Total (40%) și spaniolii de la Repsol (30%).

OMV și Total s-au numărat printre sponsorii unei conferințe internaționale de petrol și gaze care a avut loc în martie în Bulgaria și unde s-a discutat despre potențialul promițător al Bulgariei pentru companiile de explorare din domeniu.

În România, OMV Petrom și Repsol colaborează în cadrul unui proiect investițional de 50 de milioane de euro, după ce spaniolii cu cumpărat de la Petrom o participaţie de 49% pentru zona cu adâncime mai mare de 2.500 – 3.000 de metri a perimetrelor onshore de explorare Băicoi V, Târgovişte VI, Piteşti XII şi Târgu Jiu XIII, localizate în sudul Carpaților de Curbură și, respectiv, al Carpaților Meridionali.

Interes imens pentru Marea Neagră, după eșecul Nabucco

Recent, ExxonMobil şi OMV Petrom au finalizat cea mai mare campanie de seismică 3D derulată vreodată în Marea Neagră, acoperind o suprafaţă de peste 6.000 de kilometri pătraţi aferentă blocului Neptun Deep. Cele două companii se aşteaptă să investească până la un miliard de dolari în programul de explorare, care cuprinde campania de achiziţie seismică 3D, finalizată, şi forajul suplimentar de explorare şi evaluare.

De asemenea, OMV ar putea construi propria conductă pentru transportul de gaze naturale, în funcţie de rezultatele explorării perimetrelor deţinute la Marea Neagră, a declarat şeful OMV, Gerhard Roiss, după ce grupul austriac a anunţat eşecul proiectului Nabucco.

În aproximativ un an - un an şi jumătate, OMV va şti ce resurse se află în aceste perimetre, după care va analiza capacitatea şi direcţia unei conducte a OMV, a declarat Roiss, într-o conferinţă de presă susţinută după ce OMV a informat că grupul de companii care exploatează zăcământul de gaze Shah Deniz din Azerbaijan nu a selectat Nabucco Vest ca rută de transport al gazelor naturale către Europa.

OMV se concentrează acum 100% pe proiectele de explorare la Marea Neagră. Grupul a făcut o descoperire uriaşă de gaze naturale în apele teritoriale ale României, unde investeşte 1 miliard de dolari în perimetrul Neptun, şi vor urma activităţi în apele teritoriale ale Ucrainei şi Bulgariei, a spus Roiss.

Grupul austriac ar putea extrage până la 6 miliarde de metri cubi de gaze naturale anual, potrivit estimărilor realizate în urma forării unei sonde, în timp ce consorţiul Shah Deniz ar fi livrat prin Nabucco aproximativ 10 miliarde de metri cubi anual către Europa Centrală, a afirmat el.

Accentul se mută de pe rafinare și marketing pe explorare și producție

Ca parte a aceleiași strategii, de transfer gradual al capitalului utilizat dinspre sectorul de rafinare și marketing spre cele de explorare și producție, cei de la OMV au semnat un acord cu o subsidiară a grupului rus Lukoil, de vânzare a business-ului cu lubrifianți din nouă state din Europa Centrală și de Est.

OMV și subsidiarele sale Petrol Ofisi din Turcia și Petrom din România au finalizat deja câteva operațiuni de vânzare, ca parte a programului de dezinvestire. Printre tranzacțiile recent finalizate se numără cedarea către Lukoil a subsidiarei croate, OMV Hrvatska, la sfârșitul lunii mai a acestui an, precum și a celei din Bosnia-Herțegovina, OMV BH, în cursul lunii martie 2013.

„Această tranzacție constituie următorul nostru pas în implementarea strategiei OMV de optimizare și simplificare a portofoliului din sectorul de rafinare și marketing”, a declarat Manfred Leitner, membru al board-ului OMV, responsabil cu activitățile de rafinare și marketing.

Finalizarea completă a vânzării business-ului cu lubrifianți al OMV către Lukoil este așteptată până la finalul anului, după aprobarea operațiunii de către autoritățile competente din domeniul concurenței. Cele două părți implicate în tranzacție au convenit să nu dezvăluie prețul de vânzare.

Ieșirea ExxonMobil, urmată de cea a Marathon Oil și Talisman Energy, de pe piața de petrol și gaze din Polonia a declanșat o campanie de sensibilizare a guvernanților în vederea regândirii cadrului fiscal și reglementator, campanie încununată de succes, se pare. Premierul polonez, Donald Tusk, pare a fi devenit în ultimul timp cel mai bun prieten al industriei, el declarând că va fi "nemilos" cu miniștri care blochează adoptarea noului pachet de reglementare a industriei de petrol și gaze.

"Dacă cineva vrea să investească miliarde de euro în Polonia, atunci va trebui să se simtă în siguranță din punct de vedere al cadrului legislativ aferent propriului business", a declarat Tusk. Premierul a menționat totodată explicit și la cine se referă. "Ministrul Mediului fie va realiza că acest proiect necesită nu doar mentalitatea de ecologist, ci și pe cea a unui antreprenor, fie va trebui să găsim pe altcineva să se ocupe de acest lucru", a explicat premierul.

Poziția premierului este împărtășită și de ministrul polonez de finanțe, Jacek Rostowski, care a anunțat că un nou pachet fiscal va intra în vigoare din 2015, dar că taxele vor fi colectate doar începând cu 2020.

"Scopul este de a încuraja companiile să investească în explorarea și exploatarea gazelelor de șist", a declarat Rostowski, citat de Financial Times.

Polonia este cuprinsă în prezent de febra obținerii independenței energetice, mai ales în urma estimărilor Energy Information Administration a SUA, potrivit cărora statul polonez este statul european cu cele mai mari rezerve de gaze de șist, în valoare de 5,3 trilioane metri cubi. Cele mai recente estimări ale Institutului Geologic polonez sunt însă mai conservatoare, de numai 346-768 miliarde metri cubi de gaze de șist.

Cu toate acestea, birocrația lentă Poloniei se dovedește incapabilă de a implementa o structura de reglementare care să permită industriei să crească, fără a compromite țintele de protecția mediului asumate. Industria este, la rândul său, îngrijorată de faptul că societățile care efectuează activități de explorare nu-și pot asigura concesiunile necesare pentru a extrage cantități comerciale de gaze. O altă preocupare vizează birocrația și timpul pierdut cu obținerea sau modificarea permiselor de foraj.

Teama principală este aceea că Varșovia este pe cale de a impozita și de a reglementa o industrie care este încă la un stadiu de dezvoltare. Guvernul polonez promite însă că va impune un prag maxim de impozitare a profiturilor de 40%, însă companiile din sector se tem că acest nivel va fi mult mai ridicat. 

ExxonMobil a decis anul trecut să se retragă din Polonia, urmată de Marathon Oil și de Talisman Energy, toate invocând un nivel nesustenabil de hidrocarburi găsite în urma operațiunilor de explorare. Chevron și alte grupuri mari de energie activează încă în Polonia, precum și cele două companii controlate de stat, PGNiG, o companie de gaze naturale, și PNK Orlen, o rafinărie, care de altfel sunt și liderii explorării de gaze de șist, însă ritmul de explorare este foarte lent.

Până în prezent, guvernul a emis 109 de concesiuni de explorare, dar au fost forate numai 43 de sonde de testare, și doar patru dintre acestea au folosit tehnologia fracturării hidraulice, un număr mult prea redus pentru a se putea estima potențialul de gaze de șist al statului polonez.

Un proces în justiție vechi deja de 20 de ani demonstrează cât de greu de rezolvat sunt litigiile legate de concesiunile pentru petrol și gaze atunci când acordurile de concesiune nu sunt încheiate direct între companiile de exploatare și proprietarii terenurilor din zonele vizate, precum și comunitățile locale respective. Mai precis, cât de greu pot obține despăgubiri localnicii care se consideră prejudiciați de activitățile companiilor cu pricina atunci când contractele de concesiune sunt semnate cu autoritățile centrale - guverne, ministere, agenții naționale sau companii de stat.

Totul a început în 1993, când americanii de la Texaco au fost dați în judecată în Ecuador de reprezentanți ai unor comunități rurale și ai unor triburi indigene pentru daune produse de companie între anii 1964 și 1992 în jungla amazoniană și în bazinul fluviului, în cursul forajelor pentru petrol derulate acolo. 

Chevron a cumpărat Texaco în 2001, „moștenind” și litigiile legale ale companiei preluate. În 2011, un tribunal ecuadorian a decis că Chevron trebuie să plătească celor prejudiciați despăgubiri de 19 miliarde de dolari pentru pagubele produse.

Dat fiind că americanii nu dețin nici un fel de active în Ecuador, judecătorii au hotărât, pe baza unui tratat internațional de recunoaștere reciprocă a deciziilor judecătorești semnat între Ecuador, Argentina și Columbia, instituirea sechestrului asigurător asupra activelor Chevron din Argentina. Cereri similare de sechestru au fost înaintate în legătură cu active ale Chevron din Canada, Brazilia și Columbia.

Decizia judecătorilor ecuadorieni a fost reconfirmată de către o curte argentiniană în noiembrie anul trecut, după ce cei de la Chevron o atacaseră la Buenos Aires. Astfel, a fost blocată circa 40% din suma totală deținută de Chevron în conturi și depozite constituite la bănci argentiniene. Numai că, recent, la recurs, Curtea Supremă de la Buenos Aires a respins sentința curții inferioare argentiniene și a anulat respectivul sechestru asigurător.

Hidrocarburi de șist la Vaca Muerta

Coincidență sau nu, pe 15 mai anul acesta, Chevron semnase un acord preliminar cu cei de la YPF, companie controlată de statul argentinian și cea mai mare din sectorul energetic al țării, privind dezvoltarea în parteneriat a câmpului de petrol și gaze de șist Vaca Muerta din Argentina, în urma unei investiții totale evaluate la circa 15 miliarde de dolari.

După unele studii, câmpul de la Vaca Muerta ar putea conține cel de-al doilea cel mai mare zăcământ de hidrocarburi de șist din lume, fiind mai mare decât mult mai celebrul Marcellus din Statele Unite.

În martie 2013, CEO-ul Chevron, John Watson, declarase că semnarea unui acord cu YPF pentru dezvoltarea câmpului de la Vaca Muerta depinde în mod esențial de anularea de către justiția argentiniană a sechestrului asigurător instituit asupra activelor Chevron din Argentina.

Proiectul de la Vaca Muerta este extrem de important pentru viitorul companiei de stat YPF. Anul trecut, președintele Argentinei, Cristina Fernandez de Kirchner, a decis să naționalizeze 51% din acțiunile companiei, preluând controlul asupra ei, control deținut anterior de spaniolii de la Repsol.

Au nevoie de bani ca de aer

În urma acestei operațiuni, investițiile în producție s-au redus drastic, determinând și scăderea semnificativă a producției și obligând compania să recurgă la importuri masive, pentru a satisface cererea internă și a nu pune în pericol securitatea energetică a Argentinei.

Problemele au fost agravate de o defecțiune gravă survenită anul acesta la una din principalele rafinării deținute de YPF, precum și de faptul că gigantul de stat nu se poate împrumuta pe piețele internaționale de capital. Asta din cauza dobânzilor foarte mari, cu două cifre, impuse de investitori debitorilor argentinieni, ca urmare a defaultului suveran din 2001, dar și a măsurilor naționalist-protecționiste luate de Kirchner în ultimii ani, cum ar fi naționalizarea fondurilor de pensii private sau impunerea de restricții la achiziționarea de monedă americană.

YPF a investit deja sume mari în demararea exploatării comerciale la câmpul de la Vaca Muerta, dar acestea riscă să se transforme în pierderi dacă dezvoltarea proiectului nu va continua, prin implicarea financiară, logistică și de know-how a americanilor de la Chevron.

Pentru a susține investițiile, compania de stat a împrumutat numai anul acesta, de la creditori argentinieni, peste 1 miliard de dolari. YPF speră să semneze și alte acorduri de tip joint-venture pentru proiectul de la Vaca Muerta, printre care cu cei de la Dow Chemical, însă potențialii parteneri au devenit reticenți după blocarea activelor Chevron din Argentina.

Totul a început în 1964

Între 1964 și 1992, compania americană Texaco, preluată de Chevron în 2001, a exploatat zăcăminte de petrol în regiunea ecuadoriană Lago Agrio, din bazinul amazonian, în parteneriat cu monopolul petrolier de stat al Ecuadorului, CEPE (în prezent Petroecuador), care deținea o participație de 25% la respectivul joint venture. La data demarării producției, regiunea era locuită exclusiv de triburi indigene. Acordul de concesiune al Texaco a expirat în 1993, iar de atunci zăcămintele de la Lago Agrio sunt exploatate exclusiv de compania petrolieră controlată de statul ecuadorian. 

Tot în 1993, comunitățile rurale stabilite între timp în regiune, alături de reprezentanți ai triburilor indigene, au dat în judecată Texaco, acuzând-o că, în urma exploatării petroliere din regiune, a deteriorat grav și iremediabil condițiile de viață ale unui număr de circa 30.000 de locuitori.

Procesul a fost marcat de multe scandaluri, Chevron acuzând guvernul ecuadorian că a mituit un judecător local pentru a da decizii defavorabile companiei, presei fiindu-i „servită” și o înregistrare filmată în acest sens. Deși americanii au negat orice implicare în respectiva filmare cu camera ascunsă, a reieșit ulterior că una dintre persoanele implicate în filmare era un subcontractor al Chevron, care ulterior s-a mutat în Statele Unite pe cheltuiala companiei, oferindu-i-se și o pensie viageră. 

În februarie 2011, un tribunal ecuadorian a condamnat Chevron, „moștenitoarea” Texaco, la plata unor despăgubiri totale de 19 miliarde de dolari. Dosarul conținea la acea dată peste 200.000 de file, reprezentând mărturii ale unor zeci de martori și peste 100 de rapoarte științifice întocmite de experți.

În esență, americanii erau acuzați că au deversat în Amazon miliarde de litri de deșeuri toxice rezultate în urma lucrărilor de foraj petrolier, provocând o criză de sănătate publică în regiune și obligându-i astfel pe foarte mulți dintre locuitori să plece de acolo.

Chiar și unii acționari ai Chevron cer socoteală managementului

La sfârșitul lunii trecute, în cadrul unei Adunări Generale unde acționarii Chevron au avut multe de reproșat conducerii companiei, o parte din aceștia au înaintat inclusiv o rezoluție cu privire la modul defectuos, în opinia lor, în care Chevron a acționat în cadrul litigiului cu ecuadorienii. Mai exact, era vorba de agresivitatea cu care compania a contraatacat în justiție, ajungând să îi acuze ea pe reclamanți de tentativă de extorcare de fonduri.

Deși nu a întrunit suficiente sufragii pentru a fi adoptată, rezoluția a fost totuși votată de 40% dintre acționarii Chevron. Inițiatorii rezoluției l-au invitat să vorbească la adunare și pe un reprezentant al prejudiciaților ecuadorieni.

„Ambii mei părinți au murit de cancer din cauza contaminării apei provocate de activitatea Chevron. Mă lupt în continuare pentru a se face dreptate. Chevron și-a mințit acționarii și pe toată lumea. Sunt aici pentru a cere în numele tuturor destituirea CEO-ului Watson”, a spus reprezentantul.

La aceeași adunare, un grup de acționari ai Chevron a cerut explicații managementului în legătură cu o serie de donații politice efectuate de companie în anul electoral 2012, în sumă totală de 3,9 milioane de dolari, dintre care una de 2,5 milioane de dolari. Șefilor Chevron li s-a cerut să explice în ce fel i-au fost utile companiei aceste donații, unii acționari exprimându-și îngrijorarea că donațiile ar putea fi chiar ilegale, în condițiile în care Chevron beneficiază de contracte cu statul american. Nici această rezoluție nu a întrunit suficiente voturi pentru a fi adoptată.

Vânzările de carburanți ale MOL în România au crescut cu 5% în primul trimestru din 2013, comparativ cu intervalul corespunzător al anului 2012, de la 101 la 106 mii tone, compania ungară ajungând la o cotă de piață de peste 13%.

Creșterea vânzărilor a fost susținută de extinderea rețelei de benzinării, care a ajuns la 137 de unități la finele lunii martie 2013, față de 135 la finalul anului trecut și 129 la sfârșitul T1 2012, precum și de activitatea intensă de marketing.

Vânzările de motorină au crescut cu 5% în primul trimestru, la 77 mii de tone, iar cele de benzină s-au menținut constante, la 27 mii de tone.

Anterior, MOL anunțase că plănuiește să investească în 2013 aproape 38 de milioane de dolari în România, pe lucrări de explorare pentru țiței la o concesiune din vestul țării. Suma investită ar putea fi aproape dublă dacă Parlamentul de la București va ratifica alte două acorduri de concesiune, aflate în prezent în stand-by.

Anul acesta, MOL vrea să deruleze în România prospecțiuni seismice 3D și alte teste geologice și topografice pe o suprafață concesionată de 550 de kilometri pătrați, precum și procesarea datelor rezultate din aceste prospecțiuni. Ulterior, în funcție de rezultatele interpretării datelor obținute, MOL are în vedere forarea a patru sonde de explorare în 2014 și 2015.

Directorul general al compania petroliere sârbe NIS, controlată de rușii de la Gazprom,, Kiril Kravchenko, a declarat, la începutul lunii mai, pentru revista ungară Figyelo, că NIS şi MOL ar avea intenţia să înfiinţeze o companie mixtă în România pentru activităţi upstream (explorare şi producţie).

Planul a fost infirmat de cei de la MOL.

„Grupul MOL este hotărât să îşi continue strategia de dezvoltare pe termen lung în România, atât pe sectorul de upstream, cât şi în downstream (rafinare, distribuţie şi marketing - n.r.). În acest context, grupul MOL doreşte să clarifice că nu intenţionează să încheie niciun angajament cu NIS pentru activităţile de explorare şi producţie în România”, au afirmat reprezentanţii MOL.

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}

Organizația Statelor Exportatoare de Petrol (OPEC) și-a redus estimările privind creșterea consumului de petrol la nivel global cu 40.000 de barili pe zi în 2013, anunțând totodată că producția grupului a înregistrat o scădere în luna martie, în special din cauza activității restrânse din Nigeria, Irak și Kuweit.

Consumul global de petrol va crește în acest an cu doar 800.000 de barili pe zi, sau 0,9%, estimează OPEC, cu 40.000 de barili pe  zi mai puțin decît estimarea de luna luna trecută a companiei, de 840.000 de barili pe zi.

Cererea va crește la rândul său la un nivel de 89,66 milioane de barili pe zi în 2013, față de nivelul de 88,87 barili înregistrat în 2012.

În pofida pesimismului noilor predicții, OPEC se declară optimistă cu privire la evoluțiile din a doua jumătate a anului. "Cererea din a doua jumătate a anului va fi mult mai mare decât cea din prima jumătate. Nucleul dur al acesteia va proveni din China, susțoine raportul lunar al grupului, prezentat astăzi.

Prețul Brent-ului influențează deciziile OPEC

Prețul țițeiului Brent a scăzut cu 4,7% în acest an ca urmare a accentuării îngrijorărilor potrivit cărora criza datoriilor suverane din Europa va afecta creșterea economică globală și implicit consumul de petrol. Brent-ul se tranzacționa astăzi pe bursa londoneză ICE Futures Europe în jurul valorii de 106 dolari pe baril. 

În prezent, importanța Brent-ului ca referință este în creștere. În 2005, a fost introdus noul coș de referință OPEC, format din mai multe tipuri de țiței. Începând din 2009 el este alcătuit din Saharan Blend (Algeria), Girassol (Angola: adăugat în ianuarie 2007), Oriente (Ecuador, adăugat în octombrie 2007), Iran Heavy (Iran), Basra Light (Iraq), Kuwait Export (Kuwait), Es Sider (Libia), Bonny Light (Nigeria), Qatar Marine (Qatar), Arab Light (Arabia Saudită), Murban (Emiratele Arabe Unite) și Merey (Venezuela- înlocuit cu BF-17 în ianuarie 2009). Din luna ianuarie 2009 țițeiul 11 Minas din Indonezia a fost exclus în urma deciziei acestui stat de a se retrage din OPEC. Majoritatea tipurilor de țiței din coșul OPEC sunt "grele" (cu conținut ridicat de sare și sulf) și de o calitate inferioară Brend-ului, ceea ce nu oprește prețul acestora să urmeze îndeaproape prețul Brent-ului, la o diferență cuprinsă între 2 și 4 dolari pe baril.

Cei 12 membri OPEC (Algeria, Angola, Ecuador, Iran, Irak, Kuweit, Libia, Nigeria, Quatar, Arabia Saudită, Emiratele Arabe Unite și Venezuela) urmează a se întâlni pe 31 mai la viena pentru a-și stabili politicile de producție, după ce și-au menținut ținta colectivă de 30 de milioane de barili pe zi într-o ședință din luna decembrie.

OPEC, responsabilă pentru  40% din oferta de petrol la nivel global, a produs în martie 30,19 milioane de barili pe zi, cu 100.000 de barili mai puțin decât în luna februarie. Arabia Saudită, principalul exportator de țiței, a majorat producția în martie la 9,12 milioane de barili pe zi de la 9,08 milioane de barili cât produsese în februarie.

Sancțiunile UE lovesc producția iraniană 

Producția iraniană în schimb a fost mai mică în martie (2,69 milioane de barili) decât în februarie (2,72 milioane), susține OPEC, bazându-se pe surse secundare de informare. Iran nu a prezentat grupului propriile estimări pentru luna trecută, susține Bloomberg.

Principalele puteri ale lumii și Iranul nu au ajuns la niciun acord interimar privind programul nuclear al statului asiatic, în pofida unor discuții care au durat două zile, desfășurate în capitala Kazahstanului la începutul lunii. În 2011, ultimul an neafectat de sancțiunile Uniunii Europene de stopare a importului de petrol din Iran, statul asiatic producea în medie 3,63 milioane de barili.

Potrivit raportului, cererea pentru țițeiul OPEC este estimată în sădere, la 29,75 milioane de barili, pentru acest an, în scădere de la nivelul de 30,16 milioane de barili înregistrat în 2012.

Lukoil, cel de-al doilea mare producător de petrol din Rusia a semnat un acord în valoare de 2,05 miliarde de dolari în vederea preluării subsidiarei Samara-Nafta a americanilor de la Hess Corp., companie aflată în plin proces de restructurare. Lukoil și-a justificat achiziția prin necesitatea extinderii producției în regiunea Volga-Ural.

Samara-Nafta produce echivalentul a 50.000 de barili de țiței pe zi, precizează un comunicat de presă emis de Lukoil și citat de Bloomberg. Prețul de achiziție echivalează cu un preț de 3,4 dolari pe fiecare baril din rezervele deținute de companie potrivit parametrilor ruși, iar tranzacția mai are nevoie și de Consiliului Concurenței de la Moscova, susține Lukoil.

"Am achiziționat un activ de calitate cu potențial pe termen lung într-o regiune care are una dintre cele mai dezvoltate infrastructuri din țară" a declarat Vagit Alekperov, CEO-ul Lukoil și principalul său acționar.

Tranzacția este cea mai importantă operațiune din ultimii șapte ani a companiei new-yorkeză Hess, care a fost criticată de unul dintre cei mai activi acționari ai săi, Elliot Management Corp. pentru performanțele sale mult sub așteptări. Subsidira rusă a produs în ultimul trimestru al anului trecut 11% din producția totală de 396.000 barili echivalent petrol pe zi a companiei cu sediul la New York. Hess a făcut deja publică intenția sa de vinde rețeaua de benzinării pe care o deține, toate terminalele și participația de 50% pe care o deține la trader-ul de energie Hetco, susține Financial Times.

În urma tranzacției efectuate cu Lukoil, Hess va primi pentru partea sa de 90% 1,8 miliarde de dolari, care vor fi utilizați în principal pentru plata datoriilor firmei și pentru refacerea bilanțului contabil. Banii din vânzările viitoare, a anunțat Hess, vor fi alocați acționarilor. Compania americană se așteaptă să încaseze în acest an 3,4 miliarde de dolari, exceptând taxele plătite, din vânzarea activelor pe care le deține în Marea Caspică, în Marea Nordului și în Texas. Hess caută cumpărtori și pentru activele din Indonezia și Tailanda. În martie, compania americană a anunțat că intenționează să se concentreze pe exploatarea unui nucleu dur de câmpuri, precum cel de șișt din Bakken (Dakota de Nord), cele din Golful Mexicului, și cele din Malaezia și Ghana.

Imediat după anunțarea tranzacției, acțiunile Hess au câștigat 3% pe bursa americană. De la declanșarea procesului de restructurare la începutul acestui an, acțiunile companiei s-au apreciat cu 39%.

Simon Kukes, deținătorul a 10% din Samara-Nafta, a decis la rândul său să accepte oferta Lukoil, a precizat Hess, într-un email adresat Bloomberg.

Lukoil dorește cu orice preț să se extindă și să-și majoreze producția de petrol, ami ales după ce datele au arătat un declin al acesteia. Compania a mai câștigat anul trecut o licitație pentru exploatarea câmpului siberian de la Imilor și și-a extins exploatările din parte rusă a Mării Caspice.

"Prețul pare puțin cam mare și asta arată disperarea cu care Lukoil caută noi active", susține Ildar Davletshin, analist la Renaissance Capital Ltd. Un număr ridicat dintre câmpurile deținute de Lukpoil beneficiază de facilități fiscale pe motiv că sunt mature și cu o vâscozitate ridicată, a explicat acesta interesul Lukoil pentru active de calitate și pe termen lung.

Lukoil este prezentă și în România, prin compania LUKOIL România, înființată în 1998, care deține o cotă de piață de aproximativ 20% și are o rețea de 301 de stații de distribuție. Cifra de afaceri netă a companiei LUKOIL România în anul 2012 a depășit valoarea de 6 miliarde de lei, în creștere cu peste 15% față de anul 2011.

OMV Petrom și-a bugetat pentru 2013 un nivel record de investiții, de 1,5 miliarde de euro, pe baza estimării unui profit net în creștere, de un miliard de euro, în pofida anticipării unei scăderi a veniturilor din vânzări. Investițiile Petrom se vor concentra, în proporție de aproape 80%, în sectorul de explorare și producție.

Din cele 6,446 miliarde de lei bugetate pentru investiții potrivit metodologiei IFRH (care cuprind și dobânzi capitalizate și investiții financiare), peste 5 miliarde sunt alocate sectorului de explorare și producție, 72 de milioane celui de gaze și energie, iar 1,1 miliarde  celui de rafinare.

Anul trecut, investițiile OMV Petrom S.A. în 2012 au însumat 4.821 mil lei, înregistrând o ușoară scădere comparativ cu anul 2011. Investițiile în explorare și producție au reprezentat 76% din totalul investițiilor din anul 2012, fiind orientate către forajul sondelor de dezvoltare, lucrări de reparații capitale, operațiuni de adâncime și instalații de suprafață, proiectele de redezvoltare a zăcămintelor precum și pentru proiectele „Neptun Deep” și „Totea Deep”. Aproximativ 17% din totalul investițiilor au fost realizate în rafinare și marketing și au fost direcționate în special către programul de modernizare a rafinăriei Petrobrazi. Investițiile în gaze și energie au scăzut cu 23% comparativ cu 2011, scăderea fiind pusă de Petrom pe seama finalizării centralei electrice de la Brazi.

Potrivit Raportului Consiliului de Supraveghere asupra situațiilor financiare individuale ale S.C. OMV PETROM S.A, în 2013, compania își va concentra eforturile investiționale susținute în vederea stabilizării producției prin redezvoltarea zăcămintelor, lucrări de foraj și reparații capitale, inițiative privind excelența operațională și optimizarea portofoliului prin parteneriate. Petrom are planificată forarea a 110 sonde, din care două sonde de evaluare în zăcământul Totea. Cinci proiecte de redezvoltare a zăcămintelor vor fi trecute în faza de implementare în vederea susținerii eforturilor noastre de creștere a recuperării finale de țiței și gaze. Activitățile de reparații capitale în Petrom vor fi menținute la un nivel ridicat, de aproximativ 1.600 lucrări

După succesul înregistrat de prima sondă de adâncime forată în apele românești în primul trimestru al anului trecut, în 2013, Petrom se va concentra pe prospecțiuni seismice suplimentare și pe interpretarea datelor, anticipându-se că explorarea va începe la finele anului. Împreună cu ExxonMobil Exploration și Production România Limited va continua programul început la sfârșitul anului 2012, pentru achiziția celei mai mari seismici 3D realizată vreodată în Marea Neagră. Lucrările suplimentare de interpretare seismică vor fi axate pe zona de mică adâncime a blocurilor Neptun și Istria, cu scopul de a identifica viitorii candidați pentru forajul viitor de explorare offshore. În Ucraina, Acordul de Împărțire a Producției se află în prezent în curs de negociere cu Guvernul ucrainean. În Kazahstan, Petrom va continua să implementăm schema de injecție a apei în zăcământul Komsomolskoe, cu scopul de a asigura suportul presiunii de zăcământ pentru producția de lungă durată. În 2013 se va desfășura planul de redezvoltare a zăcământului TOC, aprobat în septembrie 2012, în vederea menținerii nivelurilor de producție.

În ceea ce privește sectorul de gaze și energie, Petrom și-a stabilit ca prioritate pentru 2013, menținerea poziției de lider pe piața liberă a gazelor, concomitent cu adaptarea strategiei de vânzări la liberalizarea așteptată conform noii legi a energiei. O primă majorare a prețului gazelor naturale din producție internă, pentru sectorul non- casnic, a intrat în vigoare începând cu luna februarie 2013 (de la 45,71 lei/MWh la 49,00 lei/MWh). Prețurile gazelor pentru consumatorii non-casnici vor crește gradual până la 68,30 lei/MWh în cursul anului 2013, în timp ce prețurile pentru consumatorii casnici se preconizează că vor ajunge la 49,80 lei/MWh, cu o primă creștere programată pentru 1 iulie 2013 (48,50 lei/MWh). "În activitatea de energie, vizăm creșterea valorii gazelor din producția proprie prin continuarea optimizării operării centralei de la Brazi și prin consolidarea poziției noastre pe piață. Un accent important se va pune pe realizarea sinergiilor din gruparea activităților de vânzare electricitate și gaze naturale către clienții existenți", se precizează în raport.

În sectorul de marketing și rafinare, Petrom vrea să continue operațiunile de optimizare operațională și cele de modernizare a rafinăriei Petrobrazi. Marjele și volumele vor continua să rămână sub presiune, ca urmare a cotațiilor internaționale ridicate la țiței și produse petroliere precum și ca efect al revigorării economice ușoare. În ceea ce privește programul de modernizare a rafinăriei Petrobrazi, vor fi implementate noi etape, prin punerea în funcțiune a instalației de cocsare în ianuarie 2013. Următorii pași vizează punerea în funcțiune a noii instalații de desulfurare a gazelor, planificată pentru 2013, finalizarea proiectului de conversie a distilatului de vid în 2014 precum și alte proiecte de eficientizare energetică și protecție a mediului. "Urmărim optimizarea ratei de utilizare a rafinăriei Petrobrazi, în vederea adaptării în funcție de cererea de pe piață și de țițeiul disponibil din producție proprie, menținând, în același timp, un nivel crescut al eficienței energetice și aplicând un management strict al costurilor. Pentru 2013, nu avem planificată nicio oprire importantă a rafinăriei. Vom continua programul de modernizare și optimizare a rețelei de depozite, urmând să finalizăm lucrările și să demarăm operarea comercială la depozitul de produse petroliere de la Bacău înainte de sfârșitul anului 2013", susține raportul citat.{jathumbnail off}