Energy Report

Americanii de la Amromco, cel mai mare producător independent de petrol şi gaze de pe plan local şi al treilea producător de gaze din România după producătorii mari OMV Petrom şi Romgaz, şi-a schimbat conducerea ca urmare a decesului fostului administrator. În plus, noua conducere are de săptămânile trecute doi directori în loc de unul, indică documente al companiilor Amromco locale, consultate de Energy Report.

Noii administratori sunt americanii Jon Peddy Goddard şi James Kyle Williams. Aceştia au fost numiţi ca urmare a decesului administratorului Ronald Steven Carpenter.

Pe de altă parte, cu puţine luni înainte, până să vină la şefie Carpenter, de la conducerea celor celor trei companii locale Amromco Energy, Amromco Production Company şi Amromco Holding s-a retras Robert Thrift Kendall.

Amromco Energy este cea mai reprezentativă pe plan local, ca amploare a afacerilor şi are ca asociat unic compania Amromco Holding Activity. Americanii de la Amromco  au pe plan local şi o divizie cu obiect de activitate extracţia petrolului brut, Amromco Production Company.

Amromco Energy are pe plan local circa 350 de salariaţi şi a încheiat anul trecut cu afaceri de 238,4 milioane de lei, aproape de două ori mai mari decât cele 129 de milioane de lei din anul 2013.

La rândul său, Amromco Production Company are 22 de salariaţi şi a încheiat anul trecut cu afaceri de 7,4 milioane de lei.

Cele mai recente date de la ANRE din anul 2015 luna iulie plasează Amromco Energy pe locul 3 la cotă de piaţă dintre producătorii de gaze cu o cotă de 2,80%, urmată de Stratum cu 1,87%. Cumulat, în prima jumătate a anului, Romgaz a avut o cotă de 48,53% iar OMV Petrom a avut o cotă 46,62%.

În ultimii ani, Amromco a achiziționat de la OMV Petrom trei câmpuri petrolifere în zona de nord-est a României și intenționează să coopereze și pe viitor cu OMV Petrom în regiune.

În plus, din 2003 Amromco a încheiat un parteneriat cu Romgaz. Pe parcursul acestei perioade, a ajutat la creșterea producției câtorva câmpuri ale Romgaz, creșterea înregistrată totalizând aproximativ două miliarde de metri cubi.

Aviația militară a SUA a reluat cu câteva săptămâni înainte de recentele atentate sângeroase de la Paris bombardamentele asupra obiectivelor Statului Islamic din Siria și Irak, vizând câmpuri de țiței și alte componente ale unei vaste infrastructuri care finanțează ISIS, una dintre mai bogate organizații teroriste din istorie.

Însă atacurile au fost relansate nu pentru că oficialii de la Washington ar fi avut vreo premoniție, scrie Bloomberg. Dimpotrivă, acestea au fost ordonate după ce administrația Obama și-a dat seama că a greșit grav la niște calcule esențiale: a supraestimat drastic pagubele produse de bombardamentele de anul trecut producției de țiței din teritoriile controlate de ISIS și a subevaluat veniturile din petrol ale Statului Islamic cu 400 de milioane de dolari.

Astfel, estimarea inițială a acestor venituri era de 100 milioane dolari pe an, în timp ce, potrivit unor declarații recente ale oficialilor Trezoreriei americane, acestea se cifrează de fapt la 500 milioane dolari pe an. Mai mult, cu doar câteva ore înainte de primul atentat de la Paris, colonelul american Steve Warren a recunoscut, într-o conferință de presă, că unele bombardamente americane nu au reușit să întrerupă producția de țiței a ISIS mai mult de o zi-două.

"Casa Albă a început prin a nu înțelege magnitudinea operațiunilor petroliere ale ISIS, iar ulterior a supraestimat impactul bombardamentelor americane asupra acestora", spune Benjamin Bahney, analist de politică internațională la Rand Corp., un think-tank finanțat de Departamentul pentru Apărare al SUA, care a realizat în 2010 un studiu privind sursele de finanțare ale Statului Islamic.

Se sugerează "subtil" trecerea la atacuri terestre?

Bahney arată că revizuirea masivă a estimărilor privind banii obținuți de ISIS din vânzări de petrol a survenit după ce Trezoreria a obținut informații noi de la serviciile americane de intelligence pe această temă, în urma unuia dintre extrem de rarele atacuri la sol întreprinse de batalioanele de operațiuni speciale ale armatei americane, care a avut loc în mai anul acesta.

În cursul acelui atac, americanii l-ar fi ucis, în estul Siriei, pe așa-numitul "emir al petrolului" din cadrul Statului Islamic, un bărbat cunoscut sub supranumele de combatant Abu Sayyaf. Oficialii Trezoreriei nu au declarat explicit că această operațiune militară la sol ar fi stat la originea reevaluării lor, însă au precizat că aceasta se bazează pe extrapolarea informațiilor despre veniturile din petrol obținute de teroriști într-o singură regiune și timp de o singură lună anul acesta.

Nu este clar cum se face că serviciile de informații americane au greșit atât de grav, însă Bahney este de părere că reluarea bombardamentelor americane se leagă de reevaluarea veniturilor din petrol ale ISIS. El adaugă, însă, că și dacă armata SUA reușește să reducă semnificativ aceste venituri, Statul Islamic are și alte resurse la dispoziție, cum ar fi banii obținuți din sclavie sexuală, răscumpărări de ostateci și jafuri de ferme și terenuri agricole.

În orice caz, comentează Bloomberg, cu 500 de milioane de dolari pe an poți cumpăra multe arme AK-47.

ISIS, un model de "disciplină fiscală"

Se presupune că ISIS a pus stăpânire pe silozuri irakiene pline de grâu în valoare totală de până la 200 milionane dolari. În plus, militanții controlează jumătate din producția de grâu a Siriei, circa o treime din cea a Irakului și aproape 40% din producția de orz din Irak. Chiar și la prețurile de pe piața neagră, drastic reduse față de cotațiile de pe piețele mondiale, vânzarea recoltelor de pe terenurile agricole pe care le controlează ar putea aduce ISIS venituri anuale de circa 200 milioane dolari.

"În plus, cum bombardezi culturi agricole", se întreabă, retoric, Bloomberg.

Se estimează, de asemenea, că ISIS obține sute de milioane de dolari pe an din extorcarea și taxarea populației aflate sub controlul său. De exemplu, Statul Islamic permite polițiștilor, soldaților și cadrelor didactice de pe teritoriile sale să obțină "iertarea" de "păcatul" de a fi lucrat sub regimuri religioase "eretice" prin achiziția de "indulgențe", sub formă de carduri, a căror emitere costă până la 2.500 de dolari de persoană, plus o taxă anuală de reînnoire de 200 de dolari.

Bahney mai trage o concluzie îngrijorătoare: adevărata forță financiară a ISIS rezidă în disciplina sa "fiscală" de-a dreptul fanatică. El estimează că cea mai importantă cheltuială a Statului Islamic este cea cu soldele celor circa 100.000 de combatanți ai săi. Însă doar veniturile din petrol reprezintă dublul acestei cheltuieli. De asemenea, există informații credibile cum că Statul Islamic are "excedent bugetar" și dispune de un "buffer" de cash semnificativ. Astfel că subminarea producției sale de petrol, deși necesară, nu este nici pe departe suficientă pentru a-i amenința existența.

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.

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

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

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

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

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

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

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

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

Condițiile geologice și meteorologice extrem de dure din deșertul sultanatului Oman au necesitat de ani de zile tehnologii și echipamente speciale pentru extracția țițeiului local, unul dintre cele mai grele și mai vâscoase din lume. În curând, la acest repertoriu se va adăuga o tehnologie care, de obicei, este privită exclusiv în antiteză cu industria petrolului și gazelor: energia solară.

Omanul va construi una dintre cele mai mari centrale solare din lume pentru a impulsiona recuperarea țițeiului greu din zăcămintele mature și greu accesibile ale sultanatului, potrivit autorităților de la Muscat și partenerilor săi corporativi la acest proiect, Royal Dutch Shell și Total. Numită Miraah, cuvânt care înseamnă "oglindă" în arabă, unitatea solar-termală, cu putere instalată de 1.021 MWh ar putea fi finalizată în 2017, urmând să fie localizată pe câmpul petrolier Amal West din sudul Omanului, scrie Wall Street Journal.

Centrala solară va fi construită de joint-venture-ul Petroleum Development Oman, format din guvernul de la Muscat, Shell, Total și producătorul american de echipamente pentru industria energiei solare GlassPoint Solar.

Proiectul este ultima măsură luată de Oman pentru a frâna declinul natural al producției locale de țiței. Economia Omanului este profund dependentă de petrol. Sectorul energetic are o pondere de circa 50% în PIB-ul sultanatului și de 75% în totalul veniturilor bugetare.

Omanul este cel mai mare producător de țiței din Orientul Mijlociu care nu este membru al OPEC. Producția sa de țiței s-a majorat de la 700.000 de barili pe zi în 2007 la peste 950.000 de barili pe zi în 2014 cu ajutorul tehnicilor avansate de recuperare a țițeiului, cum ar fi injecțiile de abur, gaze naturale și polimeri în sonde.

"Utilizarea energiei solare pentru recuperarea țițeiului din zăcăminte dificil de accesat este o soluție pe termen lung", spune Raoul Restucci, directorul general al Petroleum Development Oman.

Tehnologiile avansate de recuperare a țițeiului utilizează de cele mai multe ori gaze naturale pentru extracția de țiței greu și vâscos din zăcăminte greu accesibile. Spre deosebire de panourile solare care generează electricitate, centrala construită de Oman va utiliza oglinzi curbate mari pentru a concentra lumina solară asupra unui boiler cu apă. Energia solară concentrată va fierbe apa în scopul producerii de abur, care va fi ulterior injectat în zăcământ pentru a încălzi țițeiul și a-i reduce astfel vâscozitatea, făcându-l mai ușor de extras și pompat la suprafață.

Petroleum Development Oman, cel mai mare producător de țiței al țării, se așteaptă ca această tehnologie de extracție să ajungă la o pondere de circa o treime din totalul producției sale de petrol până în 2023. Directorul general Restucci spune că centrala solară va permite ca gazele naturale din producția proprie a Omanului folosite în prezent la recuperarea țițeiului greu din zăcăminte greu accesibile să fie utilizate pentru producția internă de energie electrică, precum și la export.

"Omanul are o geologie complicată și multe zăcăminte mature, al căror potențial este greu de valorificat la maximum. Este cea mai avansată țară din Orientul Mijlociu în ceea ce privește tehnicile de recuperare a țițeiului. De tehnologia solară a celor din Oman ar putea beneficia și alte state cu resurse de țiței greu, cum ar fi Irak, Kuwait sau Egipt. Pentru Oman, proiectul solar este în mod special important, dat fiind penuria de gaze naturale și nevoia de tehnici avansate de recuperare a țițeiului cu care se confruntă sultanatul", spune Robin Mills, expert pe energie la o companie de consultanță din Dubai.

Centrala Miraah va cuprinde 36 de module de sticlă și va genera în medie 6.000 de tone de abur pe zi pentru producția de țiței. Modulele de sticlă se curăță singure și au rolul de încapsula colectoarele de raze solare și de a le proteja de vânt, praf și furtuni de nisip, frecvente în Oman și în întreaga regiune a Golfului. Proiectul, cu tot cu infrastructura de suport, va ocupa o suprafață totală de 3 kilometri pătrați.

În 2011, GlassPointSolar s-a asociat cu producătorul californian de țiței Berry Petroleum pentru a dezvolta ceea ce a fost prezentat drept primul proiect solar comercial de recuperare avansată a țițeiului din zăcământul Bakersfield din California, exploatat de 100 de ani. Tot în acel an, Chevron și BrightSource Energy Inc. au făcut public proiectul unei centrale termosolare de 29 MW în San Joaquin Valley, California.

După ce centrala solară Miraah va deveni funcțională, Omanul va economisi o cantitate de gaze naturale suficientă pentru a alimenta cu electricitate 290.000 de locuitori, spun companiile implicate în proiect. Acestea nu au dezvăluit costurile proiectului, dar au precizat că recuperarea avansată a țițeiului cu ajutorul aburului generat de soare este mai ieftină decât cea bazată pe injecția de gaze naturale.

Potrivit analiștilor, cel mai mare semn de întrebare cu privire la logica economică a proiectului este cel reprezentat de evoluția cotațiilor internaționale la țiței, situate în prezent la circa 56 dolari/baril, la jumătate față de iulie 2014.

Statul român a încasat anul trecut, în total, din redevențe petroliere, suma de 1.380.557.361 lei, cu 13,3% mai mult decât în 2013 (1.218.351.300 lei), principala cauză fiind majorarea de către stat a prețului de vânzare a producției interne de gaze naturale și eliminarea treptată a prețurilor reglementate la gaze, în condițiile în care prețurile la țiței s-au redus semnificativ în 2014.

Informația apare în contul general anual de execuție a bugetului de stat pe anul 2014.

Anul trecut, Guvernul a majorat în trei rânduri prețurile producției interne de gaze naturale, respectiv de la 1 ianuarie 2014 (cu 1% pentru populație și cu 2% pentru companii), de la 1 aprilie 2014 (cu 2% pentru consumatorii casnici și cu 5% pentru consumatorii noncasnici) și de la 1 iulie 2014 (cu 8% pentru populație și cu 5% pentru consumatorii industriali).

Potrivit Legii petrolului nr. 238/2004, statul încasează redevențe petroliere de la titularii acordurilor petroliere pentru producția de petrol și gaze extrasă, pentru transportul şi tranzitul petrolului și gazelor pe conducte magistrale, pentru operarea terminalelor petroliere și pentru operaţiunile de înmagazinare subterană a gazelor naturale.

Romgaz și-a vândut producția proprie cu peste 25% mai scump

OMV Petrom, singurul producător de țiței din România, a consemnat anul trecut o scădere cu 2% a producției interne de țiței, la 27,98 milioane barili. Prețul mediu la țiței realizat la nivelul grupului OMV Petrom s-a redus cu 11% în 2014, la 86,67 dolari/baril, potrivit raportului anual pe 2014 al companiei.

Scăderea și ieftinirea producției interne de țiței a fost însă compensată de majorarea și scumpirea producției de gaze naturale, cu efect pozitiv asupra redevențelor petroliere încasate la bugetul de stat. OMV Petrom și Romgaz asigură cumulat peste 97% din producția internă de gaze naturale a României. Anul trecut, producția de gaze a OMV Petrom a crescut cu 2% față de 2013, iar cea a Romgaz – cu 0,23%.

Potrivit raportului anual pe 2014 al Romgaz, anul trecut, prețul mediu de vânzare al producției interne proprii de gaze naturale a crescut cu 25,44% față de 2013, iar cel al producției interne de gaze realizate din asocieri în participațiune – cu circa 34%, ca urmare a aplicării calendarului de eliminare treptată a prețurilor reglementate la gaze naturale.

S-a scumpit și înmagazinarea

De asemenea, veniturile Romgaz din activitatea de înmagazinare subterană a gazelor naturale, pentru care se datorează de asemenea redevență petrolieră la bugetul de stat, au crescut cu 16,69% față de 2013, datorită faptului că, în trimestrul I 2014, tarifele de înmagazinare au fost mult mai mari decât cele din perioada similară a anului anterior, precizează compania.

Tarifele de înmagazinare sunt stabilite de ANRE și se reflectă în prețurile achitate de consumatorii finali. Autoritatea a majorat, de la 30 aprilie 2013, cu peste 50% tarifele reglementate pentru prestarea serviciului de înmagazinare subterană a gazelor naturale de către societățile Romgaz și Depomureș.

Redevența pentru înmagazinare este de 3% din valoarea venitului brut realizat din operaţiunile de înmagazinare subterană a gazelor naturale.

În total, Romgaz a plătit, anul trecut, redevențe petroliere în sumă de 303,2 milioane lei.

Tarife majorate de stat

În ceea ce privește redevențele pentru transportul şi tranzitul petrolului și gazelor pe conducte magistrale, Transgaz, operatorul sistemului național de transport al gazelor naturale, a plătit, în 2014, redevențe de 161,46 milioane lei, cu peste 9% mai mult decât în 2013. "(...) tariful de transport a crescut, pentru a acoperi redevența", precizează compania, în condițiile în care cantitatea de gaze naturale transportate a crescut cu 5,55% în 2014.

Tariful mediu de transport al gazelor naturale de către Transgaz Mediaș pentru perioada 1 iulie 2013 – 30 iunie 2014, aprobat de către Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a fost stabilit la 11,20 lei/MWh, ceea ce reprezintă o majorare cu 17,4% față de tariful aferent perioadei 1 aprilie – 20 iunie 2013. Tarifele de transport se reflectă în prețurile achitate de consumatorii finali.

La Conpet, concesionara sistemului național de transport prin conducte al țițeiului și produselor petroliere, cantitatea totală transportată a crescut cu 12,4% în 2014, la 6.627.153 tone. Anul trecut, tariful aprobat de ANRM pentru transportul țițeiului și produselor petroliere interne a fost majorat cu 5,4% față de nivelul din 2013. Tariful se reflectă în prețurile achitate de consumatorii finali. Societatea nu specifică în raportul său anual suma plătită în 2014 pentru redevența petrolieră.

O companie de stat se opune majorării redevenței

"O eventuală creștere a nivelului redevenței plătite pentru utilizarea Sistemului Național de Transport poate afecta situațiile financiare și proiecțiile financiare. În trecut, au existat astfel de proiecte legislative, iar societatea și-a exprimat punctul de vedere în sensul inoportunității unei asemenea decizii legislative, justificat prin prezentarea efectelor financiare produse, atât asupra societății, cât și, în lanț, la nivel macroeconomic. O creștere a nivelului redevenței se va reflecta în creșterea tarifului de transport, iar ulterior consecințele se pot regăsi pe două direcții, in scăderea cantităților de țiței transportate - în special la tițeiul din import - și asupra prețului la pompă al produselor finite rezultate din prelucrarea țițeiului", se afirmă în raportul Conpet pe 2014.

Redevența pentru transportul țițeiului și gazelor este de 10% din valoarea veniturilor brute realizate din operaţiuni petroliere de transport şi tranzit al petrolului prin sistemele naţionale de transport al petrolului, precum şi din operaţiunile petroliere efectuate prin terminalele petroliere aflate în proprietatea publică a statului. În 2011, Guvernul a vrut să majoreze redevenţele pentru veniturile brute realizate din transportul şi tranzitul petrolului de la 10 la 15% și pe cele pentru înmagazinarea subterană a gazelor de la 3% la 5%, însă în cele din urmă a renunțat la idee.

Ce urmează

Guvernul va trimite Parlamentului, în septembrie, un proiect de lege privind redevenţele în sectorul petrolului şi gazelor, care va include şi un impozit pe profitul din exploatare şi deduceri pentru investiţii, declara, la finalul lunii mai, Dan Manolescu, secretar de stat în Ministerul Finanţelor.

Noul sistem va stabili redevenţe diferenţiate pentru activităţile extractive terestre şi marine, care vor fi aplicate numai în cazul contractelor noi. Totodată, sistemul va include o taxă pe profit pentru activităţile de exploatare, pe lângă impozitul de 16%, şi un sistem de deduceri, bazat pe investiţii, a spus Manolescu, potrivit Mediafax, la un seminar în domeniul energiei.

"Intenţionăm ca veniturile colectate prin noul sistem să fie cel puţin la nivelul celor actuale. Proiectul va fi trimis Parlamentului în septembrie, când parlamentarii se vor întoarce din vacanţa de vară", a spus Manolescu. El a arătat că nu a fost stabilit încă nivelul taxei suplimentare pe profitul din activităţi de exploatare şi nici nivelul deducerilor.

Modificare amânată de alegeri

Autorităţile intenţionau să introducă noul sistem de redevenţe anul trecut, dar alegerile prezidenţiale din noiembrie au întârziat discuţiile. Guvernul a anunţat anterior că noul sistem trebuie să nu sufoce investiţiile.

"Puţurile off-shore sunt proiecte pe mai multe decenii. Costurile sunt ridicate. Ne gândim la investiţii de mai multe miliarde de euro, Investitorii au nevoie de predictibilitate şi un mediu competitiv", a declarat John Knapp, director general al diviziei din România a ExxonMobil, care operează împreună cu OMV Petrom primul puţ de explorare la mare adâncime în apele româneşti ale Mării Negre.

Şeful ANRM, Gheorghe Duţu, a spus că licitaţia de atribuire a 36 de noi concesiuni pentru licenţe de operare terestre şi marine în domeniul hidrocarburilor va avea loc după aprobarea legii privind redevenţele.

Redevențele în prezent în vigoare reprezintă cote procentuale din valoarea producției brute extrase, acestea fiind stabilite în 2004 prin Legea petrolului. La țiței, acestea sunt de 3,5% pentru zăcăminte care produc sub 10.000 de tone/trimestru, 5% pentru zăcăminte care produc între 10.000 și 20.000 de tone/trimestru, 7% pentru zăcăminte care produc între 20.000 și 100.000 de tone/trimestru și 13,5% pentru zăcăminte care produc peste 100.000 de tone/trimestru.

La gaze naturale, redevențele sunt de 3,5% pentru zăcăminte care produc sub 1 milion de metri cubi/trimestru, 7,5% pentru zăcăminte care produc între 1 și 5 milioane de metri cubi/trimestru, 9% pentru zăcăminte care produc între 5 și 20 de milioane de metri cubi/trimestru și 13% pentru zăcăminte care produc peste 20 de milioane de metri cubi/trimestru.

După mai puţin de un an de la schimbările la vârful companiei de vara trecută, Cameron România, marele  producător de echipamente pentru industria de petrol şi gaze, are un nou director, românul Alexandru Variu (39 de ani), indică un document al companiei, consultat de Energy Report.

Fostul director general, Daniel Alberto Martinez,  a fost eliberat din funcţia de director general şi descărcat de gestiune chiar dacă vara trecută a preluat funcţia pentru un mandat de patru ani. Acesta rămâne totuşi director în cadrul companiei. Mandatele celor doi directori pomeniţi mai sus sunt însă doar pe doi ani.

Din Consiliul de Administaţie al companiei fac parte William Clarence Lemmer, Peter Sima Eichler, Grace Bellinger Holmes.

Vara trecută, şi directorul general dar şi vicepreşedintele Consiliului de Administraţie al Cameron România  au fost schimbaţi.

Revenind la Alexandru Variu, acesta a activat în ultimii ani, mai precis din 2004, tot în cadrul grupului Cameron, ocupând diverse funcţii printre care Finance Director, Corporate (pentru operaţiunile din Londra), Regional Controller pe operaţiunile Cameron în Europa, Africa, zona Caspică şi Rusia. Înainte de Cameron, Variu a activat în cadrul companiilor PCC Flow Technologies şi Unicapital.

Legat de viitoarele potenţiale  tranzacţii, cei doi directori numiţi mai sus pot să-şi exercite atribuţiile individual sau împreună, în funcţie de sumele tranzacţionate. Mai precis, individual dacă e vorba de sume mai mici de trei milioane de dolari sau echivalent în altă monedă dacă firma vinde ceva şi sub un milion de dolari sau echivalent pentru alte tranzacţii. Cei doi directori îşi vor exercita atribuţiile împreună pentru tranzacţii mai mari decât cele de mai sus dar sub 10 milioane de dolari.

Marele producător s-a clasat în anul 2013 pe locul 23 în România în topul celor mai profitabile companii, fiind mai profitabilă decât firme precum Rompetrol Petrochimicals, Carrefour, Heineken şi decât multe alte nume sonore.

Cameron România a avut în 2013 o cifră de afaceri netă de 1,06 miliarde de lei, în creştere de la 895 milioane de lei faţă de anul 2012.

Profitul net a fost de 209 milioane de lei, în creştere de la 162 milioane de lei în 2012. Şi numărul mediu de salariaţi a urcat de la 865 în anul 2012 la 964 anul trecut.

Grupul american Cameron este prezent în România din anul 2004, când a cumpărat uzina Sterom din Câmpina, unde produce echipamente pentru industria petrolieră.  Apoi, în anul 2009, Cameron a finalizat o investiţie de 80 milioane de dolari într-o nouă fabrică, la Ploieşti, unde produce utilaje pentru aplicaţiile de explorare la mare adâncime şi presiune.

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 stat Conpet SA, concesionara sistemului național de transport prin conducte al țițeiului și produselor petroliere, a încheiat, pe 30 martie, două contracte, în vaza cărora va achiziționa servicii de transport de țiței și produse petroliere pe calea ferată de la operatorul de stat CFR Marfă, precum și carburanți de la OMV Petrom.

Astfel, Conpet va plăti 255,12 milioane lei către CFR Marfă pentru transportul pe calea ferată a țițeiului și gazolinei din rampele de încărcare la stațiile stabilite de Conpet, potrivit unui anunț al companiei.

Valoarea estimată a contractului este de 255.128.496 lei, acesta urmând să se întindă pe o perioadă de patru ani, între 1 aprilie 2015 și 31 martie 2019. Pentru acest contract a fost emisă o scrisoare de garanție bancară de bună execuție în cuantum de 500.000 lei. Plata trebuie făcută de Conpet în termen de 30 de zile de la data primirii facturii, iar penalitățile de întârziere sunt stabilite la 0,5% pe zi.

De asemenea, Conpet a încheiat un contract pe 3 ani, valabil între 1 aprilie 2014 și 1 aprilie 2018, cu OMV Petrom Marketing SRL, în baza căruia Conpet va achiziționa carburanți cu carduri de credit Petrom de la stațiile din România ale furnizorului.

Valoarea estimată a contractului este de 4.394.250 lei, pentru care s-a emis o scrisoare de garanție bancară de bună execuție în cuantum de 439.425 lei. Plata trebuie făcută în 30 de zile de la data emiterii facturii, iar penalitățile de întârziere sunt de 0,1% pe zi.

În decembrie anul trecut, Conpet a încheiat un contract cu OMV Petrom privind prestarea de servicii de transport de țiței, gazolină și condensat, valoarea totală a contractului fiind de 311,1 milioane lei. Contractul acoperă perioada 1 ianuarie – 31 decembrie 2015.

Conpet a încheiat anul trecut cu un profit net de 50,48 milioane lei, în creștere cu 61% față de 2013, iar cifra de a afaceri a companiei s-a majorat cu 7,5%, la 375,04 milioane lei.

Conpet a dobândit calitatea de concesionară a sistemului național de transport al țițeiului în 2002, prin încheierea unui acord petrolier de concesiune cu Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM), aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.793/2002. Conpet administrează o reţea de conducte cu o lungime de circa 3.800 de kilometri, care străbate 23 de judeţe.

Conpet este listată la Bursa de Valori București (BVB) și are ca acționar principal statul român, prin Ministerul Energiei (58,71%). În noiembrie anul trecut, Fondul Proprietatea a vândut 23,6% din acțiunile Conpet, printr-un plasament privat accelerat de acțiuni la care au putut participa doar investitorii calificați și în urma căruia FP a obținut suma de 99,8 milioane lei.

 Evoluția prețurilor internaționale ale petrolului a determinat mai peste tot în lume, din Marea Britanie în Rusia, o regândire a sistemului de impozitare în sectorul de petrol și gaze, în sensul reducerii presiunii fiscale.

Cu excepția României, unde în continuare, politicieni, analiști și o mare parte a opiniei publice, susține majorarea redevențelor, considerate prea mici în raport cu "media europeană".

Un studiu realizat de Deloitte distruge mitul impozitării reduse a acestei industrii în România, nivelul impozitării acestui sector în țara noastră (13,9% din venituri) fiind unul aflat peste media UE (12,2% din venituri).

Analiștii Deloitte au calculat, pe baza datelor publice existente pentru anul 2013, o medie aritmetică simplă pentru țările producătoare din Europa, transformând diferitele tipuri de impozite, aplicate veniturilor, profitului, profiturilor extraordinare etc și deductibilitățile implicite într-un impozit echivalent aplicat veniturilor (cum este în prezent în România), obținând o cotă medie de 12,2%. Media țărilor producătoare din Europa cu o structură a producției comparabilă cu cea din România, cu o productivitate a sondelor redusă, este de 6,9%", România plasându-se detașat pe primul loc în rândul acestor state din punct de vedere al presiunii fiscale impuse industriei. Printre țările cu productivitate scăzută, de sub 40 bep/sondă/zi, alături de România, se situează Polonia, Franța, Bulgaria, Lituania și Turcia.

Nivelul de impozitare din România este superior celui din Marea Britanie

În Europa, doar șase state au un nivel de impozitare superior celui din România: Ungaria, Norvegia, Danemarca, Albania, Austria și Italia. În Marea Britanie de exemplu, înainte de reducerea de fiscalitate operată recent, cota de impozitare echivalentă aplicată veniturilor ar fi de doar 11,3%, cu 1,6% mai redusă decât cea din România. În țara noastră, chiar și după reducerea taxei pe stâlp de la 1,5 la 1%, cota efectivă de impozitare ar reprezenta 13,1%, din care 8,6% impozitare permanentă și 4,5% impozitare temporară. Impozitele permanente includ redevențele, impozitul pe construcții, impozitul pe vânzările de țiței, iar impozitarea temporară se referă la impozitele suplimentare pentru petrol și gaze introduse în 2013.

 Cazul Marii Britanii este elocvent, pentru că în România, politicienii și analiștii l-au folosit ca argument pentru majorarea redevențelor, susținând că în regatul Unit se aplică o cotă de impozitare de 50%. Ce au uitat ei să spună este că această cotă este nivelul maxim la care pot ajunge redevențele (intervalul este 0-50%) și este aplicată profitului și nu venitului, precum în România. Chiar dacă este luat în considerare și impozitul suplimentar de 0-32%, cota efectivă aplicată veniturilor (similară cu cea din România) ajunge doar la 11,3%, mai redusă decât cea din țara noastră. Iar Marea Britanie tocmai a efectuat o relaxare fiscală în domeniu, ce va reduce considerabil cota efectivă de 11,3%.

Șase state europene reduc povara fiscală

Deloitte recunoaște că este dificilă "comparabilitatea diverselor ţări din cauza a numeroase diferențe majore cum ar fi mixul de producție de petrol și gaze naturale, structura producției onshore și offshore, producția medie pe zăcământ, productivitatea medie a sondelor, costul mediu de producție, diferențe în mecanismul de impunere a redevențelor și impozitelor similare, respectiv raportat la producție și venituri, raportat la profit sau ca procent fix. Condițiile economice naționale diferă în cadrul țărilor producătoare de petrol și gaze naturale. În plus, regimurile din unele țări precum Regatul Unit al Marii Britanii, Polonia, Croația, Irlanda, Lituania, Grecia s-au schimbat recent sau sunt în curs de schimbare (în sensul reducerii poverii - n.r.), ceea ce va afecta situația actuală a redevențelor și impozitelor similare"

Povara fiscală din România

În prezent, România practică un nivel al redevențelor la petrol de 3,5%-13,5% aplicate veniturilor și de 3,5%-13% la gaze naturale. În plus, industria mai plătește impozitul pe construcții în valoare de 1,5% din valoarea brută a activelor (1% de la 1 ianuarie 2015) și alte impozite suplimentare, precum 60% din veniturile suplimentare obținute din gaze naturale și 0,5% din vânzările de țiței. Impactul tuturor acestor impozite este echivalent, cu o cotă de impozitare de 13,9% aplicată veniturilor. Practic, prin introducerea de către guvernul Ponta a acestor taxe suplimentare, cota efectivă a redevențelor, de aproximativ 7%, s-a dublat.

{jathumbnailoff}

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 de stat Conpet SA, concesionara sistemului național de transport prin conducte al țițeiului și produselor petroliere, a încheiat pe 23 decembrie un contract cu rafinăria Petrotel Lukoil privind prestarea de servicii de transport de țiței din import de la Constanța la Ploiești, valoarea totală a contractului fiind de 42,62 milioane lei.

Contractul acoperă perioada 1 ianuarie – 31 decembrie 2015 și prevede transportul țițeiului importat de ruși de la facilitățile de depozitare portuare ale Oil Terminal din Constanța la rafinăria Petrotel Lukoil din Ploiești, potrivit unui anunț al Conpet remis Bursei de Valori București (BVB).

Plățile trebuie făcute de Petrotel Lukoil către Conpet în termen de 15 de zile de la primirea facturilor, contractul prevăzând penalități de întârziere de 0,04% pe zi. Garanția depusă de ruși privind plata contravalorii serviciilor prestate de Conpet este în valoare de 3,26 milioane lei.

Cu o săptămână înainte, Conpet semnase un contract cu OMV Petrom privind prestarea de servicii de transport de țiței, gazolină și condensat pe parcursul anului viitor, valoarea totală a contractului fiind de 311,1 milioane lei.

Recent, ANRM a decis să mențină anul viitor actualul tarif reglementat perceput de Conpet pentru transportul către rafinării al petrolului din producția internă și să majoreze, în schimb, cu peste 20%, tariful de transport al Conpet pentru țițeiul din import.

Mai precis, în privința transportului țițeiului produs intern, va fi menținut actualul tarif mediu, prin eliminarea din structura tarifului a elementului de cost reprezentat de serviciile de manevră ale OMV Petrom în și din gara Brazi, pe liniile ferate uzinale ale rafinăriei Petrobrazi, pentru cantitățile de țiței ce se vor descărca la rafinăria Petrobrazi. Acest element de cost reprezintă echivalentul a 2,75 lei/tonă.

În schimb, celelalte componente ale tarifului vor fi actualizate cu inflația consemnată în perioada octombrie 2013 – noiembrie 2014, de 2,29%. În plus, va fi inclusă în tarif și influența impozitului pe construcții speciale datorat de Conpet pentru instalațiile sale, care este de 0,41 lei/tonă.

La finalul anului trecut, tariful pentru transportul către rafinării al petrolului din producția internă a fost majorat cu aproape 18%, de la 66,79 lei/tonă. În perioada 2010-2012, tarifele pentru transportul ţiţeiului autohton, al gazolinei, etanului şi condensatului practicate de Conpet au crescut cu 11,7%.

Tariful de transport al țițeiului din import va fi în schimb majorat cu 20,83% de la 1 ianuarie 2015, Conpet arătând că procentul de majorare este mai mic decât inflația consemnată de la ultima indexare, respectiv în perioada decembrie 2009 – octombrie 2014.

În primele 9 luni ale acestui an, Conpet a obținut un profit net de 47,95 milioane lei, în creștere cu 21% față de perioada similară din 2013. Transportul ţiţeiului importat a crescut cu 55% ca volum şi cu 43% ca valoare în primele nouă luni din 2014. Compania a raportat afaceri de 282 milioane de lei în primele nouă luni, în creştere cu aproape 10%

Creșterea profitului și a cifrei de afaceri a survenit în pofida scăderii gradului de utilizare a sistemului de transport, ca urmare a reducerii volumelor transportate pentru Rompetrol, care și-a construit propriul terminal maritim. Societatea depinde în proporție covârșitoare de transportul de țiței din import către rafinăria Petrotel a rușilor de la Lukoil.

„Lukoil a adus cantităţi suplimentare de ţiţei pe care l-am transportat de la Constanţa la Ploieşti. Acest lucru a fost o constantă lunară, începând cu luna martie“, spunea, în noiembrie, directorul general al Conpet, Liviu Ilași, citat de ZF. El a adăugat că nici scandalul de la începutul lunii octombrie, care a culminat cu închiderea rafinăriei Petrotel timp de o săptămână, nu a afectat ritmul livrărilor realizate de Conpet către Petrotel.

Rafinăria Petrotel-Lukoil şi-a încetat activitatea de producţie şi comercială timp de o săptămână, la începutul lunii octombrie, compania anunţând că măsura a fost luată ca urmare a sechestrului aplicat pe materii prime şi ţiţei de către organele de urmărire penală. Ulterior, după ridicarea sechestrului respectiv, activitatea rafinăriei a fost reluată. Sechestrul fusese aplicat pe țițeiul și produsele petroliere ale rafinăriei Petrotel Lukoil aflate în depozitele şi conductele Oil Terminal din Constanța.

Activitatea rafinăriei a fost oprită la o zi de la percheziţiile făcute de procurorii Parchetului Curţii de Apel Ploieşti la sediile Petrotel Lukoil Ploieşti, Lukoil Energy&Gas România, Lukoil Lubricants East Europe, Agenţia Lukom-A-România şi TP LOG Services, toate din Ploieşti, prejudiciul estimat fiind de 1,039 miliarde lei (230 de milioane de euro), din care 112 milioane de euro din evaziune fiscală şi restul din spălare de bani. Directorul general al Petrotel Lukoil, Andrey Bogdanov, a fost pus sub control judiciar, fiind urmărit penal pentru evaziune fiscală şi spălare de bani.

În raportul lor la 9 luni, publicat la finalul lunii noiembrie, rușii fac un rezumat al problemelor cu justiția din România, legate de rafinăria Petrotel.

"În prezent, în acest caz penal se desfășoară o anchetă preliminară. Potrivit primelor estimări, această investigație va dura cel puțin 6 luni. În același timp, managementul Petrotel, precum și juriștii, avocații și consultanții fiscali ai companiei apără în mod activ drepturile legale și interesele rafinăriei, elaborând rapoartele, clarificările și comentariile necesare și pregătind un set exhaustiv de probe pentru a contracara acuzațiile Procuraturii. Managementul consideră că deznodământul cazului nu va avea un impact material negativ asupra situației financiare a grupului Lukoil", se arată în documentul citat.

Conpet a dobândit calitatea de concesionară a sistemului național de transport al țițeiului în 2002, prin încheierea unui acord petrolier de concesiune cu Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM), aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.793/2002. Conpet administrează o reţea de conducte cu o lungime de circa 3.800 de kilometri, care străbate 23 de judeţe.

Conpet este listată la Bursa de Valori București (BVB) și are ca acționari principali statul român, prin Ministerul Economiei (58,71%) și Fondul Proprietatea (29,70%).

Compania de stat Conpet SA, concesionara sistemului național de transport prin conducte al țițeiului și produselor petroliere, a încheiat pe 17 decembrie un contract cu OMV Petrom privind prestarea de servicii de transport de țiței, gazolină și condensat pe parcursul anului viitor, valoarea totală a contractului fiind de 311,1 milioane lei.

Contractul acoperă perioada 1 ianuarie – 31 decembrie 2015, potrivit unui anunț al Conpet remis Bursei de Valori București.

Plățile trebuie făcute de OMV Petrom către Conpet în termen de 25 de zile de la emiterea facturilor, contractul prevăzând penalități de întârziere de 0,04% pe zi. Garanția depusă de OMV Petrom privind plata contravalorii serviciilor prestate de Conpet este în valoare de 22,384 milioane lei.

Recent, Guvernul a decis să mențină anul viitor actualul tarif reglementat perceput de Conpet pentru transportul către rafinării al petrolului din producția internă și să majoreze, în schimb, cu peste 20%, tariful de transport al Conpet pentru țițeiul din import.

Mai precis, în privința transportului țițeiului produs intern, va fi menținut actualul tarif mediu, prin eliminarea din structura tarifului a elementului de cost reprezentat de serviciile de manevră ale OMV Petrom în și din gara Brazi, pe liniile ferate uzinale ale rafinăriei Petrobrazi, pentru cantitățile de țiței ce se vor descărca la rafinăria Petrobrazi. Acest element de cost reprezintă echivalentul a 2,75 lei/tonă.

În schimb, celelalte componente ale tarifului vor fi actualizate cu inflația consemnată în perioada octombrie 2013 – noiembrie 2014, de 2,29%. În plus, va fi inclusă în tarif și influența impozitului pe construcții speciale datorat de Conpet pentru instalațiile sale, care este de 0,41 lei/tonă.

La finalul anului trecut, tariful pentru transportul către rafinării al petrolului din producția internă a fost majorat cu aproape 18%, de la 66,79 lei/tonă. În perioada 2010-2012, tarifele pentru transportul ţiţeiului autohton, al gazolinei, etanului şi condensatului practicate de Conpet au crescut cu 11,7%.

Tariful de transport al țițeiului din import va fi în schimb majorat cu 20,83% de la 1 ianuarie 2015, Conpet arătând că procentul de majorare este mai mic decât inflația consemnată de la ultima indexare, respectiv în perioada decembrie 2009 – octombrie 2014.

Lucrări întârziate

În primele 9 luni ale acestui an, Conpet și-a realizat programul de investiții în proporție de doar 62%, efectuând lucrări în valoare de 19,836 milioane lei, față de un program stabilit de 32,024 milioane lei, potrivit unui document al societății. Cele mai multe dintre lucrări vizează înlocuiri de porțiuni de conducte de țiței.

Conpet justifică întârzierea programului de investiții prin refuzul "nejustificat" al unor primării și consilii județene de a elibera certificate de urbanism și autorizație de construire pentru lucrările derulate de societate.

În plus, susține Conpet, mulți proprietari de terenuri refuză, tot "nejustificat", să permită accesul Conpet pe terenurile lor în vederea executării lucrărilor sau solicită sume "foarte mari" de bani pentru a lăsa echipele companiei să intre pe proprietățile lor.

"Consiliul Județean Vâlcea condiționează emiterea autorizației de construire de încheierea cu societatea noastră a unui acord privind obligarea Conpet de a suporta toate cheltuielile aferente reparațiilor drumurilor județene. Precizăm că, din punctul nostru de vedere (...), condiționarea Consiliului Județean Vâlcea excede cadrului legal, motiv pentru care Conpet a refuzat încheierea unui asemenea document (...). Rezolvarea acestei situații a condus la o întârziere de circa 6 luni", se arată în documentul citat.

Conpet se mai plânge că administratorii drumurilor publice pretind societății plata de tarife de utilizare a drumurilor și încheierea de contracte de utilizare a acestor drumuri. Asta deși, încă din februarie anul acesta, Guvernul a decis să scutească Conpet de obligația de a plăti administratorilor drumurilor publice tarifele de utilizare a acestora pentru lucrări de reabilitare și modernizare a conductelor amplasate în zona acestor drumuri, guvernul invocând faptul că, din această cauză, la acel moment erau blocate 6 lucrări de acest tip ale Conpet, iar societatea s-ar confrunta cu riscul de faliment în cazul în care ar plăti aceste tarife.

Conpet mai arată că, spre deosebire de Legea energiei și gazelor naturale, care asigură acest drept pentru Transelectrica și Transgaz, cea a Petrolului nu prevede drept gratuit de uz și servitute al terenurilor proprietate publică pentru operatorul de transport Conpet.

În plus, Administrația Națională Apele Române condiționează eliberarea avizelor de executare a lucrărilor de transferul terenurilor pe care ar urma să se lucreze în administrarea Ministerului Economiei, iar Romsilva – de scoaterea din circuitul forestier a respectivelor terenuri, cu plata tuturor cheltuielilor prevăzute de legislația silvică în astfel de cazuri.

"În ceea ce privește folosința terenurilor proprietate privată, Conpet întâmpină dificultăți majore, constând în plata de sume foarte mari de bani solicitate de proprietari", spune compania.

Dependenți de Lukoil

În primele 9 luni ale acestui an, Conpet a obținut un profit net de 47,95 milioane lei, în creștere cu 21% față de perioada similară din 2013. Transportul ţiţeiului importat a crescut cu 55% ca volum şi cu 43% ca valoare în primele nouă luni din 2014. Compania a raportat afaceri de 282 milioane de lei în primele nouă luni, în creştere cu aproape 10%

Creșterea profitului și a cifrei de afaceri a survenit în pofida scăderii gradului de utilizare a sistemului de transport, ca urmare a reducerii volumelor transportate pentru Rompetrol, care și-a construit propriul terminal maritim. Societatea depinde în proporție covârșitoare de transportul de țiței din import către rafinăria Petrotel a rușilor de la Lukoil.

„Lukoil a adus cantităţi suplimentare de ţiţei pe care l-am transportat de la Constanţa la Ploieşti. Acest lucru a fost o constantă lunară, începând cu luna martie“, spunea, în noiembrie, directorul general al Conpet, Liviu Ilași, citat de ZF. El a adăugat că nici scandalul de la începutul lunii octombrie, care a culminat cu închiderea rafinăriei Petrotel timp de o săptămână, nu a afectat ritmul livrărilor realizate de Conpet către Petrotel.

Compania a dobândit calitatea de concesionară a sistemului național de transport al țițeiului în 2002, prin încheierea unui acord petrolier de concesiune cu Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM), aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.793/2002. Conpet administrează o reţea de conducte cu o lungime de circa 3.800 de kilometri, care străbate 23 de judeţe.

Conpet este listată la Bursa de Valori București (BVB) și are ca acționari principali statul român, prin Ministerul Economiei (58,71%) și Fondul Proprietatea (29,70%).

Guvernul va menține anul viitor actualul tarif reglementat perceput de compania de stat Conpet, concesionara sistemului național de transport țiței prin conducte, pentru transportul către rafinării al petrolului din producția internă și va majora, în schimb, cu peste 20%, tariful de transport al Conpet pentru țițeiul din import, se arată în referatul de aprobare al unui proiect de ordin al Agenției Naționale pentru Resurse Minerale (ANRM).

Potrivit documentului citat, la sfârșitul lunii trecute, Conpet a solicitat ANRM menținerea actualului tarif reglementat mediu pentru transportul la rafinării al țițeiului din producția internă, la 78,64 lei/tonă.

Acest tarif mediu va fi menținut prin eliminarea din structura tarifului a elementului de cost reprezentat de serviciile de manevră ale OMV Petrom în și din gara Brazi, pe liniile ferate uzinale ale rafinăriei Petrobrazi, pentru cantitățile de țiței ce se vor descărca la rafinăria Petrobrazi. Acest element de cost reprezintă echivalentul a 2,75 lei/tonă.

În schimb, celelalte componente ale tarifului vor fi actualizate cu inflația consemnată în perioada octombrie 2013 – noiembrie 2014, de 2,29%. În plus, va fi inclusă în tarif și influența impozitului pe construcții speciale datorat de Conpet pentru instalațiile sale, care este de 0,41 lei/tonă. Per total, va rezulta menținerea actualului tarif reglementat mediu pentru transportul la rafinării al țițeiului din producția internă, la 78,64 lei/tonă.

La finalul anului trecut, acest tarif a fost majorat cu aproape 18%, de la 66,79 lei/tonă. În perioada 2010-2012, tarifele pentru transportul ţiţeiului autohton, al gazolinei, etanului şi condensatului practicate de Conpet au crescut cu 11,7%.

Care sunt noile tarife de transport pentru țițeiul din import

Conpet a mai cerut ANRM indexarea tarifului reglementat de transport pentru țițeiul din import cu 20,83%. Potrivit Conpet, procentul de majorare solicitat este mai mic decât inflația consemnată de la ultima indexare respectiv în perioada decembrie 2009 – octombrie 2014.

"Având în vedere că, la această dată, sistemul național de transport al țițeiului la rafinăria RAFO Onești nu este în conservare, existând probabilitatea transportului pe această relație, se iau în considerare și tarifele pentriu transportul la rafinăria Onești", se arată în referatul de aprobare a proiectului de ordin al ANRM.

RAFO Onești nu mai produce însă din 2008 și este în pericol de lichidare. De asemenea, rafinăria Arpechim se află în proces de închidere, conform unui program aprobat în martie 2011 de Consiliul de Supraveghere al companiei OMV Petrom, care controlează rafinăria. Compania a renunţat, în anul 2009, la activitatea de pe platforma Arpechim, care era strâns legată de cea a combinatului Oltchim Râmnicu Vâlcea.

Noile tarife pentru transportul țițeiului din import la rafinăriile aflate în funcțiune, propuse de Conpet și aprobate de ANRM, vor arăta astfel:

Transport țiței din import la rafinăriile Petrotel-Lukoil și Petrobrazi

Tarife în vigoare

Tarife propuse pentru 2015

Transport țiței din import la rafinăria Petromidia

Tarife în vigoare

Tarife propuse pentru 2015

Dependentă de Lukoil

În februarie anul acesta, Guvernul a decis să scutească Conpet de obligația de a plăti administratorilor drumurilor publice tarifele de utilizare a acestora pentru lucrări de reabilitare și modernizare a conductelor amplasate în zona acestor drumuri, guvernul invocând faptul că, din această cauză, la acel moment erau blocate 6 lucrări de acest tip ale Conpet, iar societatea s-ar confrunta cu riscul de faliment în cazul în care ar plăti aceste tarife.

În primele 9 luni ale acestui an, Conpet a obținut un profit net de 47,95 milioane lei, în creștere cu 21% față de perioada similară din 2013. Transportul ţiţeiului importat a crescut cu 55% ca volum şi cu 43% ca valoare în primele nouă luni din 2014. Compania a raportat afaceri de 282 milioane de lei în primele nouă luni, în creştere cu aproape 10%

Creșterea profitului și a cifrei de afaceri a survenit în pofida scăderii gradului de utilizare a sistemului de transport, ca urmare a reducerii volumelor transportate pentru Rompetrol, care și-a construit propriul terminal maritim. Societatea depinde în proporție covârșitoare de transportul de țiței din import către rafinăria Petrotel a rușilor de la Lukoil.

„Lukoil a adus cantităţi suplimentare de ţiţei pe care l-am transportat de la Constanţa la Ploieşti. Acest lucru a fost o constantă lunară, începând cu luna martie“, spunea, în noiembrie, directorul general al Conpet, Liviu Ilași, citat de ZF. El a adăugat că nici scandalul de la începutul lunii octombrie, care a culminat cu închiderea rafinăriei Petrotel timp de o săptămână, nu a afectat ritmul livrărilor realizate de Conpet către Petrotel.

Compania a dobândit calitatea de concesionară a sistemului național de transport al țițeiului în 2002, prin încheierea unui acord petrolier de concesiune cu Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM), aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.793/2002. Conpet administrează o reţea de conducte cu o lungime de circa 3.800 de kilometri, care străbate 23 de judeţe.

Conpet este listată la Bursa de Valori București (BVB) și are ca acționari principali statul român, prin Ministerul Economiei (58,71%) și Fondul Proprietatea (29,70%).

{jathumbnailoff}

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.

Guvernul a decis ca, de la 1 ianuarie 2015, să prelungească actualul sistem de taxare a companiilor de petrol și gaze pentru încă un an, iar de la 1 ianuarie 2016 va fi introdus un nou mod de taxare , a declarat ministrul Finanțelor Publice, Ioana Petrescu. Potrivit surselor Energy Report, Guvernul ar putea impune companiilor producătoare de hidrocarburi un nou impozit, pe lângă redevențele petroliere pe care acestea le plătesc pentru producția de țiței și gaze extrasă, noul impozit urmând să suprataxeze profitul înregistrat de aceste companii strict din activitățile upstream, de explorare și producție

"Am decis ca de la 1 ianuarie 2015 să prelungim sistemul actual pentru un an, pentru a putea avea aceste dezbateri și pentru a trece această lege prin Parlament. Vrem ca această lege să treacă și să fie văzută și de opoziție, eventual și votată de opoziție, pentru că, încă o dată, aici vorbim de un nou sistem de taxare, vrem să fie pe 10-15 ani, deci nu numai cât stăm noi la guvernare ci și după aceea, toată lumea trebuie să îl vadă și să-l aprobe, să treacă prin Parlament", a declarat Ioana Petrescu, într-un interviu acordat Agerpres.

Ea a arătat că există pregătit un proiect de lege privind un nou mod de taxare a resurselor, iar joi încep consultările cu companiile din domeniu. Noul mod de taxare a fost elaborat împreună cu specialiști în domeniu, după ce au fost solicitate informații și cu privire la implementarea sistemelor de taxare a resurselor naturale de către alte state, și a fost discutat cu Fondul Monetar Internațional, a precizat oficialul MFP.

"Practic de mâine vom începe să ne consultăm cu companiile care fac extragere de resurse naturale, vom continua să ne sfătuim și cu mediul de afaceri în general. De asemenea, foarte important este să ne sfătuim și cu societatea civilă. Aici vorbim de taxarea resurselor naturale, aici vorbim nu numai de faptul că impozităm aceste companii, dar și de faptul că vrem să fim siguri că aceste resurse naturale sunt extrase în mod sigur și că acești bani sunt folosiți pentru lucruri bune în România", a subliniat ministrul.

Guvernul ar putea impune companiilor producătoare de hidrocarburi un nou impozit, pe lângă redevențele petroliere pe care acestea le plătesc pentru producția de țiței și gaze extrasă, noul impozit urmând să suprataxeze profitul înregistrat de aceste companii strict din activitățile upstream, de explorare și producție.

Astfel, potrivit surselor Energy Report, pe lângă redevențele specifice sectorului de petrol și gaze, impozitul pe construcții speciale și impozitul pe profit de 16%, pe care îl datorează toți agenții economici din România, companiile producătoare de hidrocarburi ar urma să plătească și o suprataxă pe profitul obținut strict din activitatea de producție de țiței și gaze, respectiv pe diferența dintre veniturile obținute din vânzarea producției și costurile obținerii acestei producții.

La stabilirea bazei de impunere a impozitului general pe profit de 16% se iau în calcul, în cazul producătorilor de petrol și gaze, și alte venituri și cheltuieli decât cele legate strict de activitatea de producție. Noua suprataxă pe profitul obținut din activitățile upstream ar viza doar veniturile și cheltuielile legate direct de extracția producției de hidrocarburi.

Potrivit Legii petrolului nr. 238/2004 și acordurilor petroliere în vigoare, cotele de redevență vor putea fi modificate doar pentru eventuale noi acorduri de concesiune care ar urma să fie semnate de Guvern, nu și pentru cele aflate în prezent în derulare.

Asta pentru că în respectivele acorduri petroliere se stipulează că nivelul redevențelor trebuie să rămână constant pe toată perioada de valabilitate a acordurilor, indiferent dacă, între timp, Legea respectivă este modificată în sensul majorării redevențelor. Mai mult, chiar Legea petrolului, la articolul 61, alineatul 1, stipulează că ”Prevederile acordurilor petroliere aprobate de Guvern rămân valabile, pe întreaga lor durată, în condiţiile în care au fost încheiate”.

Redevențele în prezent în vigoare reprezintă cote procentuale din valoarea producției brute extrase, acestea fiind stabilite în 2004 prin Legea petrolului.

La țiței, acestea sunt de 3,5% pentru zăcăminte care produc sub 10.000 de tone/trimestru, 5% pentru zăcăminte care produc între 10.000 și 20.000 de tone/trimestru, 7% pentru zăcăminte care produc între 20.000 și 100.000 de tone/trimestru și 13,5% pentru zăcăminte care produc peste 100.000 de tone/trimestru. La gaze naturale, redevențele sunt de 3,5% pentru zăcăminte care produc sub 1 milion de metri cubi/trimestru, 7,5% pentru zăcăminte care produc între 1 și 5 milioane de metri cubi/trimestru, 9% pentru zăcăminte care produc între 5 și 20 de milioane de metri cubi/trimestru și 13% pentru zăcăminte care produc peste 20 de milioane de metri cubi/trimestru.

Statul român a încasat anul trecut, în total, din redevențe petroliere, suma de 1.218.351.300 lei, în creștere strict marginală, cu 0,01%, față de anul anterior (1.218.218.456 lei), potrivit contului de execuție bugetară pe 2013.

În plus, bugetul de stat a încasat în total 310 milioane lei anul trecut de pe urma noilor impozite impuse sectorului extractiv, respectiv din noul impozit de 60% pe veniturile suplimentare obținute de producători ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale și din noul impozit pe exploatarea resurselor naturale, în cotă de 0,5% din veniturile rezultate din extracție.

Statul a avut și în 2014 încasări semnificative din suprataxarea veniturilor suplimentare din liberalizarea prețului la gaze și din impozitul de 0,5% pe exploatarea resurselor naturale, dar și din nou introdusul impozit pe construcțiile speciale, așa-numita taxă de stâlp.

Guvernul ar putea impune companiilor producătoare de hidrocarburi un nou impozit, pe lângă redevențele petroliere pe care acestea le plătesc pentru producția de țiței și gaze extrasă, noul impozit urmând să suprataxeze profitul înregistrat de aceste companii strict din activitățile upstream, de explorare și producție.

Astfel, potrivit surselor Energy Report, pe lângă redevențele specifice sectorului de petrol și gaze, impozitul pe construcții speciale și impozitul pe profit de 16%, pe care îl datorează toți agenții economici din România, companiile producătoare de hidrocarburi ar urma să plătească și o suprataxă pe profitul obținut strict din activitatea de producție de țiței și gaze, respectiv pe diferența dintre veniturile obținute din vânzarea producției și costurile obținerii acestei producții.

La stabilirea bazei de impunere a impozitului general pe profit de 16% se iau în calcul, în cazul producătorilor de petrol și gaze, și alte venituri și cheltuieli decât cele legate strict de activitatea de producție. Noua suprataxă pe profitul obținut din activitățile upstream ar viza doar veniturile și cheltuielile legate direct de extracția producției de hidrocarburi.

Potrivit Legii petrolului nr. 238/2004 și acordurilor petroliere în vigoare, cotele de redevență vor putea fi modificate doar pentru eventuale noi acorduri de concesiune care ar urma să fie semnate de Guvern, nu și pentru cele aflate în prezent în derulare.

Asta pentru că în respectivele acorduri petroliere se stipulează că nivelul redevențelor trebuie să rămână constant pe toată perioada de valabilitate a acordurilor, indiferent dacă, între timp, Legea respectivă este modificată în sensul majorării redevențelor. Mai mult, chiar Legea petrolului, la articolul 61, alineatul 1, stipulează că ”Prevederile acordurilor petroliere aprobate de Guvern rămân valabile, pe întreaga lor durată, în condiţiile în care au fost încheiate”.

Redevențele în prezent în vigoare reprezintă cote procentuale din valoarea producției brute extrase, acestea fiind stabilite în 2004 prin Legea petrolului.

La țiței, acestea sunt de 3,5% pentru zăcăminte care produc sub 10.000 de tone/trimestru, 5% pentru zăcăminte care produc între 10.000 și 20.000 de tone/trimestru, 7% pentru zăcăminte care produc între 20.000 și 100.000 de tone/trimestru și 13,5% pentru zăcăminte care produc peste 100.000 de tone/trimestru.

La gaze naturale, redevențele sunt de 3,5% pentru zăcăminte care produc sub 1 milion de metri cubi/trimestru, 7,5% pentru zăcăminte care produc între 1 și 5 milioane de metri cubi/trimestru, 9% pentru zăcăminte care produc între 5 și 20 de milioane de metri cubi/trimestru și 13% pentru zăcăminte care produc peste 20 de milioane de metri cubi/trimestru.

Statul român a încasat anul trecut, în total, din redevențe petroliere, suma de 1.218.351.300 lei, în creștere strict marginală, cu 0,01%, față de anul anterior (1.218.218.456 lei), potrivit contului de execuție bugetară pe 2013.

În plus, bugetul de stat a încasat în total 310 milioane lei anul trecut de pe urma noilor impozite impuse sectorului extractiv, respectiv din noul impozit de 60% pe veniturile suplimentare obținute de producători ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale și din noul impozit pe exploatarea resurselor naturale, în cotă de 0,5% din veniturile rezultate din extracție.

Statul a avut și în 2014 încasări semnificative din suprataxarea veniturilor suplimentare din liberalizarea prețului la gaze și din impozitul de 0,5% pe exploatarea resurselor naturale, dar și din nou introdusul impozit pe construcțiile speciale, așa-numita taxă de stâlp.

Vreți să deveniți milionari în numai patru ani? Dacă aveți experiență în petrol și gaze, în special în sectorul de rafinare, totul este posibil. Numai că va trebui să vă asumați anumite riscuri, să vă convertiți la islamism (aripa sunnită) și să lucrați în condiții de muncă cel puțin precare, în care viața dumnevoastră nu va face doi bani.

Și asta pentru că oportunitatea de a deveni milionari în numai patru ani este oferită de califatul islamic ISIS, care, potrivit The Times, este dispus să plătească un salariu anual de numai puțin de 225.000 de dolari, cel puțin pentru funcția de director de rafinare.

După ce s-a confruntat cu un șir de accidente mortale la câmpurile petroliere confiscate de la statul irakian în luna iunie, ISIS se află în căutarea unor manageri capabili să pună ordine în activitatea de rafinare și să stopeze procesul de reducere a producției.

Condițiile pe care să le îndeplinească potențialii candidați: experiență în domeniu dublată de un devotament total față de cauza islamică. 

Postul de director de rafinare este cea mai atractiv din cele scoase la "concurs" de ISIS, care se confruntă cu o veritabilă hemoragie de personal calificat. Drept urmare, veniturile din petrol de pe piața neagră ale califatului, estimate în vară undeva la 3 milioane de dolari pe zi, s-au prăbușit cu mai mult de două treimi și se află pe un trend descendent.

Potrivit specialiștilor din domeniu care activează în Irak, agenții de pe piața neagră din regiunea kurdă din nordul țării sunt cei care au anunțat discret disponibilitatea respectivelor posturi. Iar prin rețelele jihadiste, anunțul a ajuns până în țări precum cele din Africa de Nord.

"Ei încearcă să recruteze personal calificat, ideologic adecvat", a declarat Robin Mills, de la Manaar Energy, o firmă de consultanță în Dubai. "Pachetul salarial este bun, dar nu chiar excepțional. Un executiv occidental detașat în Irak, ca să nu mai spunem în teritoriile controlate de ISIS, s-ar aștepta să câștige mult mai mult decât atât. "

Oficialii de la North Oil Company din Irak, care au pierdut un zăcământ în favoarea ISIS și altul în favoarea kurzilor, susțin că "odată cu intensificare luptelor, tot mai mult personal dezertează. Inițial, i-a constrâns, amenințând că le omoară familiile. Acum, după ce le-au arătat bățul, le oferă în schimbul serviciilor lor și un morcov".

Halliburton, unul din cei mai mari furnizori din lume de produse şi servicii de petrol şi gaze, şi-a schimbat recent administratorul companiei din România, indică un document al companiei, consultat de Energy Report.

Halliburton Affiliates, asociatul unic al Halliburton Energy Services România, a hotărât în această vară revocarea administratorului Timothy John Reggione, cel care a pregătit terenul pentru intrarea companiei în România în anul 2011, în Ploieşti West Park, proiectul dezvoltat de grupul belgian Alinso în parteneriat cu omul de afaceri prahovean Petrică Uşurelu. Reggione a fost şi director regional pentru Europa de Sud-Est al grupului.

În locul lui Reggione a fost numit britanicul de 47 de ani Geraint Lloyd Williams.

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

Comunicatul a fost dat după ce premierul Victor Ponta s-a întâlnit în 4 septembrie, la Palatul Victoria, cu președintele pentru Emisfera Estică al companiei Halliburton, Joe Rainey, la întâlnire fiind prezenți și ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, și președintele ANRM, Gheorghe Duțu.

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

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

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

Moștenitorii familiei Rockefeller, a cărei imensă avere a fost făcută în bună măsură din exploatarea țițeiului, au anunțat că își vor lichida toate investițiile din sectorul combustibililor fosili, urmând să reinvestească banii în proiecte de energie verde.

Rockefeller Brothers Fund a anunțat că se va alătura unei coaliții de miliardari filantropi, care s-au angajat să renunțe la active din domeniul energiei fosile în valoare totală de 50 de miliarde de dolari, într-o perioadă de cinci ani, prin diferite metode. Anunțul a fost făcut luni, cu o zi înainte de deschiderea oficială a summit-ului ONU dedicat "schimbărilor climatice", înlocuitorul oficial al expresiei "încălzire globală".

Coaliția, intitulată Global Divest-Invest, este formată în prezent din circa 650 de persoane și 180 de instituții. De la începutul anului, angajamentele de dezinvestire din industria de petrol și gaze ale fondurilor de pensii, asset managerilor, grupurilor religioase și marilor universități membre ale coaliției s-au dublat, potrivit BBC.

În mai, Universitatea Stanford a anunțat că nu va mai investi nici un cent din fondul ei de investiții, în valoare totală de 18,7 miliarde de dolari, în acțiuni ale companiilor specializate în minerit de cărbune.

Ironie

Ca prim pas în noua strategie ecologistă de investiții, Rockefeller Brothers Fund își va vinde activele din sectorul minier și din cel al țițeiului extras din nisipuri bituminoase, două industrii care se află în topul emitenților globali de gaze cu efect de seră. Potrivit Fundației, deși Rockefeller Brothers Fund ar putea rămâne cu unele plasamente marginale în aceste sectoare, obiectivul este reducerea acestui tip de investiții la sub 1% din portofoliul total până la finalul acestui an.

Directorul Rockefeller Brothers Fund, Stephen Heintz, spune că decizia de a ieși din business-urile legate de energia fosilă este în linie cu dorințele întemeietorului dinastiei, mogulul petrolier John D. Rockefeller.

"Suntem convinși că, dacă John D. Rockefeller ar fi trăit astăzi, ar fi decis la rândul său, fiind un antreprenor vizionar și temerar, să își vândă afacerile petroliere și să investească în energie regenerabilă, curată", a declarat Heintz.

Pe de altă parte, directorul Rockefeller Brothers Fund a recunoscut că toată lumea a remarcat ironia faptului că o fundație filantropică finanțată dintr-o avere construită pe exploatarea țițeiului va fi leaderul unei mișcări care promovează renunțarea la sursele fosile de energie.

"Imperativ moral" printre țopăituri

Fundația Rockefeller a fost înființată în 1940 de către fiii lui John D. Rockefeller. La 31 iulie 2014, fondul avea în administrare active totale în valoare de 860 milioane de dolari.

"Există un imperativ moral, aceea de a păstra sănătatea planetei", a spus Valerie Rockefeller Wayne, stră-stră-nepoată a lui John D. Rockefeller și unul dintre custozii Rockefeller Brothers Fund.

La evenimentul public organizat pentru lansarea anunțului cu privire la renunțarea de către familia Rockefeller la investițiile din domeniul combustibililor fosili, atmosfera a fost mai mult decât animată, comentează BBC, cu urale, aplauze și chiar țopăituri.

Arhiepiscopul sud-african Desmond Tutu s-a adresat adunării prin video și a declarat că decizia Rockefellerilor reprezintă "un punct de cotitură în tranziția spre o nouă economie a energiei, justă și echitabilă".

"Nu sunt niște caraghioși, acești oameni se pricep la bani și au recunoscut astfel că energia verde reprezintă viitorul", a spus, la rândul său, actorul Mark Rufallo, stârnind încă un rând de aplauze, ovații și țopăituri.

Gest simbolic, PR perfect

Eric Pooley, vicepreședinte al Environmental Defense Fund, a declarat că vânzările de active anunțate nu vor avea un impact financiar imediat asupra companiilor vizate din domeniul combustibililor fosili.

"Este un demers vizionar pe termen lung, în sensul că vizează momentul în care companiile de petrol și gaze și cele miniere vor fi nevoite să-și schimbe în profunzime modelul de business", a comentat Pooley.

Acesta a adăugat că anunțul celor de la Rockefeller este simbolic și că momentul a fost perfect ales, în preajma summit-ului ONU privind clima, pentru a atrage atenția opiniei publice a acestui subiect. Pooley a mai spus că este meritul liderilor coaliției Global Divest-Invest pentru foarte buna organizare a evenimentului din punct de vedere al relațiilor publice.

Nu toate universitățile sunt de acord

Mișcarea care a dus la formarea coaliției Global Divest-Invest a debutat în campusurile universitare americane în 2011. Cu toate că unele colegii cu orientare mai de stânga au făcut anunțuri privind renunțarea la investițiile lor din sectorul energiei fosile, instituțiile mai mari s-au arătat mai degrabă reticente în a se alătura demersului.

De exemplu, Universitatea din California a decis, săptămâna trecută, să își mențină plasamentele în active din industria combustibililor fosili, în pofida demersurilor studenților care doresc ca școala să nu mai plaseze bani în petrol, gaze și cărbune.

Aceeași decizie a fost luată de cei de la Harvard. Președintele Universității, Drew Faust, a declarat că renunțarea la investițiile Universității în sectorul energiei fosile nu ar fi o decizie bună și că există alte metode de combatere a schimbărilor climatice.

Compania irlandeză de petrol și gaze Petroceltic a trecut la pierderi, pe primul semestru al acestui an, suma de 8,1 milioane de dolari, reprezentând costul net pentru companie al forării fără succes a unei sonde de explorare la adâncimea de 2.747 de metri în perimetrul Muridava din apele teritoriale românești ale Mării Negre.

În primele șase luni din 2014, costurile de capital ale Petroceltic în România s-au ridicat la 6,1 milioane de dolari. Pierderile totale ale companiei au fost de 57,4 milioane de dolari, de peste 3,5 ori mai mari decât în perioada similară a anului trecut, fiind determinate de triplarea costurilor cu lucrări de explorare eșuate, față de S1 2013, în România, Kurdistan și Egipt, la 64,3 milioane de dolari, se arată în raportul semestrial al companiei.

În mai anul acesta, Petroceltic a anunțat că sonda de explorare Muridava-1 din perimetrul Muridava (EX-27) (Petroceltic 40% – operator, Sterling Resources 40%, Petromar 20%) a forat la o adâncime totală de 2.747 de metri, fără să descopere cantități de hidrocarburi relevante din punct de vedere comercial, irlandezii adăugând că, la acea dată, puțul era în curs de astupare și urma să fie abandonat, iar platforma de foraj - transferată în alte sectoare.

“Rezultatul forajelor de explorare este dezamăgitor, dar ne oferă o cantitate semnificativă de informații, care ne va ajuta foarte mult să luăm o decizie în legătură cu viitoarea activitate în aceste perimetre”, declara CEO-ul Petroceltic, Brian O’Cathain.

Două eșecuri la români, plus unul la bulgari

Este al doilea eșec consecutiv consemnat de irlandezi în offshore-ul românesc, după ce, în noiembrie 2013, Petroceltic anunța că prima sa sondă de explorare forată în zona de sud a perimetrului Cobălcescu Est a confirmat existența unor zăcăminte de gaze de bună calitate, însă nu suficient de mari și de accesibile pentru a fi exploatabile comercial, astfel încât compania a luat decizia de a astupa și abandona sonda.

La Cobălcescu Est, Petroceltic are o participație tot de 40%, restul concesiunii fiind deținut de Beach și Petromar, cu câte 30% din drepturi.

În pofida eșecului, Petroceltic anunța, în ianuarie, că vrea să-și majoreze anul acesta cu 35% investițiile în lucrări de explorare derulate în apele teritoriale românești ale Mării Negre, comparativ cu 2013, de la 20 milioane dolari la 27 milioane dolari. "Așteptăm rezultate potențial interesante de pe urma lucrărilor de explorare din România", spunea CEO-ul Petroceltic, Brian O’Cathain.

În mai 2013, Petroceltic a anunțat că a abandonat sonda de explorare Kamchia-1, forată în apele teritoriale ale Bulgariei din Marea Neagră, după ce prospecțiunile derulate au dus la concluzia că zăcămintele de gaze naturale de acolo nu au potențial de exploatare comercială. Sonda de explorare Kamchia-1 a fost forată la o adâncime totală de 2.887 de metri și a descoperit doar straturi de gaze neexploatabile comercial, astfel încât a fost astupată și abandonată.

Explorări prelungite din lipsă de utilaje

În raportul semestrial al companiei se mai spune că licențele de explorare deținute de Petroceltic în offshore-ul românesc prevăd o perioadă inițială de explorare de trei ani, începând cu octombrie 2011, iar recent autoritățile române au semnalat că ar fi dispuse să prelungească cu 18 luni respectiva perioadă.

Petroceltic, alături de partenerii săi de concesiune, a solicitat în februarie Agenției Naționale pentru Resurse Minerale (ANRM) prelungirea cu un an și jumătate a perioadelor de explorare prevăzute în acordurile petroliere semnate cu Guvernul României pentru perimetrele Muridava și Cobălcescu, motivând că nu reușesc să găsească în timp util utilajele necesare efectuării lucrărilor de foraj.

Potrivit concesionarilor, compania românească Grup Servicii Petroliere (GSP) este singura care deține și operează o flotă proprie de platforme de foraj marin în Marea Neagră, având și experiența necesară executării unor astfel de servicii, iar la acea dată utilajele GSP fie erau angajate în alte contracte, în alte regiuni, fie erau supuse unor lucrări de modernizare.

În decembrie anul trecut, Petroceltic a anunțat că forajul primei sale sonde de explorare din perimetrul Muridava, programat pentru prima parte a anului 2014, va fi amânat.

Compania a precizat că, după terminarea forajelor la prima sondă de explorare (Cobălcescu Sud-1), efectuat în zona de sud a perimetrului Cobălcescu Est, platforma GSP Prometeu a revenit la baza din Constanţa, pentru efectuarea unor lucrări neprogramate, dar necesare, de mentenanţă. Din cauza acestor lucrări, programul de foraje la blocul Muridava a fost amânat pentru sfârşitul primului trimestru 2014.

Primele prospecțiuni s-au executat în anii ’80

În 2012, Petroceltic a derulat lucrări de prospecțiune seismică 3D în cadrul blocurilor Muridava și Cobălcescu Est din Marea Neagră, obținând date de o „înaltă calitate”, a anunțat compania, cu ocazia prezentării rezultatelor pe anul respectiv.

La Muridava s-au executat unele prospecțiuni seismice limitate, 2D, în anii ’80, care au dus la descoperirea de petrol și gaze. Cele două blocuri de explorare din sectorul românesc al Mării Negre sunt subexplorate, din cauza faptului că fac parte dintr-o zonă care, multă vreme, a constituit obiectul unei dispute teritoriale între România și Ucraina. Disputa a fost tranșată în 2009 în favoarea României de către Curtea Internațională de Justiție de la Haga.

„Interesul industriei de petrol și gaze (pentru sectorul românesc al Mării Negre – n.r.) a crescut după descoperirile sondelor Domino-1 și Eugenia-1”, spuneau cei de la Petroceltic, subliniind că România oferă condiții fiscale competitive, redevențele petroliere fiind de maxim 13,5%, iar impozitul pe profit – de 16%.

În 2012, sondele de explorare Domino-1, aparținând consorțiului OMV Petrom-ExxonMobil, și Eugenia-1, deținută de cei de la Sterling Resources, au descoperit zăcăminte de gaze naturale în sectorul românesc al platoului continental al Mării Negre, prima în perimetrul Neptun, iar cea de-a doua în perimetrul Pelican.

Istorie tensionată

Acordurile de concesionare a perimetrelor Muridava și Cobălcescu Est au fost semnate de către Agenția Națională a Resurselor Minerale (ANRM) în 2010, cu britanicii de la Melrose Resources. Inițial aceștia aveau o participație de 80% la acestea, iar cei de la Petromar – 20%. La acea dată, concesionarii anunțau investiții în explorare de 60 de milioane de dolari în 3 ani.

În 2012, irlandezii de la Petroceltic au preluat compania Melrose Resources, în cadrul unui deal constând exclusiv în schimb de acțiuni între acționarii celor două firme, evaluat la circa 210 milioane euro.

Cei de la Melrose au mai semnat în 2008 un acord de preluare de la Sterling Resources a 32,5% din participaţiile la alte două blocuri de explorare din Marea Neagră, Pelican XIII şi Midia XV. Sterling ajunsese în posesia respectivelor participații cumpărându-le de la altă firmă, Paladin, care le avea la rândul său de la primul titular de licență, Enterprise Oil, care semnase contractul de concesiune cu statul român în 1992.

Dezvăluirea acestor detalii, în 2009, în urma deciziei favorabile a Curții Internaționale de Justiție de la Haga în disputa maritimă dintre România și Ucraina, a dus la un adevărat scandal politic între PNL și PDL. PDL i-a acuzat pe liberali că, prin guvernul Tăriceanu, au concesionat respectivele perimetre în mod netransparent și neavantajos pentru statul român, la care liberalii au replicat că, în 2008, în timpul guvernării lor, nu s-a semnat decât un act adițional la un contract de concesiune încheiat inițial în 1992, în timpul cabinetului condus de Theodor Stolojan.

Ultimele sondaje de opinie, publicate miercuri, cu o zi înaintea referendumului privind independența, arată că suporterii rămânerii Scoției în cadrul Regatului Unit al Marii Britanii au un mic avans asupra secesioniștilor, scorul între cele două opțiuni fiind de 52% la 48%.

Soarta plebiscitului se joacă la limită, în condițiile în care aceleași sondaje arată că 8% până la 14% dintre cetățenii cu drept de vot din Scoția nu s-au hotărât nici măcar în al unsprezecelea ceas cum să voteze.

Un rol hotărâtor în înclinarea balanței de partea unioniștilor l-ar putea avea, însă, faptul că, pe multiple planuri, Scoția și scoțienii sunt extrem de dependenți de bugetul de stat al Marii Britanii.

"Un sfert dintre adulții din Scoția lucrează pentru guvernul britanic și primesc salariu de la bugetul central al Marii Britanii. Mai sunt circa un milion de pensionari care își primesc pensiile de la guvernul britanic. Și mai sunt multe companii private care depind de contractele de achiziții publice semnate cu guvernul britanic. În concluzie, cred că oamenii vor vota cu portofelele", spune Andy Duncan, expert scoțian în piețe financiare.

Scoțienii își umflă mușchii eolieni

Aceeași dependență de Marea Britanie se manifestă și în ceea ce privește aprovizionarea cu energie electrică, în pofida declarațiilor recente aproape belicoase ale premierului scoțian Alex Salmond, potrivit cărora Anglia ar rămâne pe întuneric fără producția de energie din surse regenerabile din Scoția.

"Realitatea este că producția de energie electrică a Marii Britanii este slabă, iar Scoția este sursa de energie cea mai de încredere. Regenerabilele din Scoția sunt mai competitive decât multe alte surse de energie. Ce vor face dacă nu vor mai importa energie regenerabilă din Scoția? Fără ea, Anglia ar rămâne pe întuneric în doi ani de zile", a declarat Salmond, cu ocazia unei vizite în orașul scoțian Inverness.

Aceste declarații agresive au fost făcute în replică la afirmațiile anterioare ale șefului campaniei unioniste Better Together, fostul ministrul de Finanțe Alistair Darling, care spusese, tot în Inverness, cu o săptămână înainte, că, în eventualitatea separării Scoției de Marea Britanie, facturile la curent electric ale scoțienilor s-ar majora.

"Restul Marii Britanii nu are nevoie de Scoția pentru a-și asigura alimentarea cu energie electrică. În plus, valoarea rezervelor de țiței din Marea Nordului ale Scoției a scăzut cu 4,5 miliarde de lire sterline anul trecut, sumă egală cu bugetul pentru învățământ al țării. Dacă Scoția ar fi pe cont propriu și ar surveni o scădere bruscă a veniturilor bugetare din petrol, ar fi obligată să taie cheltuielile publice și să ia măsuri de austeritate", arătase Darling.

Vântul scoțian e subvenționat de bani britanici

Nu este pentru prima dată când are loc un duel al declarațiilor pe această temă între guvernul britanic și cel scoțian. Argumentul Londrei este că, în caz de secesiune, facturile la curent ale scoțienilor vor crește pentru că subvențiile care susțin masiva producție de energie din surse regenerabile a Scoției, a căror povară este în prezent împărțită de toți consumatorii britanici, vor rămâne exclusiv în sarcina consumatorilor scoțieni. Mai mult, un astfel de scenariu ar reduce facturile de curent în Anglia și în Țara Galilor.

Surse din industria energetică britanică, citate de BBC, spun că totul depinde de ce se va stabili cu privire la împărțirea poverii subvențiilor pentru energia eoliană a Scoției.

"Un scenariu posibil ar fi acela în care subvențiile pentru investitorii în energie eoliană din Scoția vor fi plătite exclusiv de consumatorii scoțieni, pe facturile lor de curent, ceea ce ar ieftini curentul electric în Anglia. Vă puteți imagina cum ar reacționa scoțienii la așa ceva", a declarat un executiv al unei companii energetice majore din Marea Britanie.

Potrivit unei analize publicate de Departamentul pentru Energie de la Londra, în caz de secesiune, Scoția va trebui să suporte costurile integrale ale subvențiilor pentru producția ei de energie regenerabilă, ceea ce ar echivala cu o majorare de câteva sute de lire sterline pe an a facturilor la curent electric ale gospodăriilor scoțiene.

Costuri de transport mai mari pentru scoțieni

Schema de subvenționare a energiei regenerabile din Marea Britanie presupune că fiecare consumator trebuie să plătească o taxă specială pentru sprijinirea acestei industrii. Însă dat fiind că imensa majoritate a centralelor electric eoliene din UK sunt localizate în Scoția, în timp ce grosul consumatorilor provine din Anglia și Țara Galilor, rezultă că, practic, consumatorii englezi și galezi îi subvenționează pe investitorii în proiecte de energie regenerabilă din Scoția.

O altă problemă este cea a costurilor de transport în rețele al energiei electrice. În prezent, costurile sunt împărțite de toți consumatorii, în cadrul sistemului energetic național unic britanic. Separarea Scoției de Marea Britanie ar majora costurile de transport în Scoția și le-ar reduce în Anglia și Țara Galilor, spun experții în energie.

Asta pentru că relativa slabă densitate a populației din Scoția face ca costurile infrastructurii de transport de energie să se împartă la mai puțini consumatori plătitori de facturi. Este aceeași situație ca la subvențiile pentru regenerabile: în prezent, consumatorii englezi și galezi subvenționează costurile infrastructurii energetice de care beneficiază consumatorii scoțieni.

Oficialii din industria energetică mai spun că, practic, nici autoritățile de la Londra, nici cele de la Glasgow nu au pus la punct planuri alternative privind alimentarea cu energie pentru eventualitatea în care alegătorii scoțieni ar vota majoritar pentru secesiune, inclusiv în problema crucială a împărțirii costurilor subvenționării producției de energie din surse regenerabile.

Investiții și locuri de muncă puse sub semnul întrebării

Astfel, potrivit companiei Green Energy Plc, declararea independenței Scoției ar pune sub semnul întrebării proiecte de energie regenerabilă care presupun investiții de 14 miliarde de lire sterline și susțin cel puțin 12.000 de locuri de muncă. Investitorii în regenerabile se tem că, odată declarată secesiunea Scoției, obligațiile de subvenționare a centralelor eoliene, în vigoare în Marea Britanie, vor înceta în Scoția, ceea ce le-ar pune în pericol funcționarea.

Scoția deține circa 43% din puterea instalată în centrale eoliene a Marii Britanii și exportă circa un sfert din producția ei totală de energie. În prezent, în Scoția se află în stadiu de proiect capacități instalate regenerabile totale de 13 GWh, echivalent cu 15% din puterea instalată totală a Marii Britanii.

"Cine va plăti pentru subvenționarea acestor proiecte? Există riscul ca aceste proiecte să fie anulate. În acest moment, subvențiile pentru regenerabile sunt impuse și administrate de către Departamentul pentru Energie și de către Oficiul pentru Energie, instituții britanice. Dacă acestea vor înceta să aibă putere de decizie în Scoția, cum vor mai funcționa respectivele subvenții?", se întreabă Doug Stewart, CEO al Green Energy.

Comentariile sale reprezintă una din foarte rarele intervenții ale executivilor din companiile de energie regenerabilă în dezbaterea privind independența Scoției, pe care în general au evitat-o.

"Dacă se va vota secesiunea, asta va însemna incertitudine legislativă. Cel mai probabil, deciziile finale de investiție vor fi amânate până se va clarifica situația subvențiilor, iar acest lucru nu se va întâmpla decât după negocieri între Londra și guvernul scoțian", este de părere Kieron Sropforth, analist la Bloomberg New Energy Finance.

Relief și climă ideale pentru eoliene

Relieful și clima Scoției sunt ideale pentru dezvoltarea de proiecte de energie eoliană, inclusiv offshore, ceea ce face ca peste 41% din investițiile totale planificate în centrale regenerabile din ultimii doi ani, cifrate la 34 miliarde de lire sterline, să fie localizate în Scoția, potrivit datelor Departamentului pentru Energie de la Londra, care mai estimează că industria energiei din surse regenerabile din Scoția susține un număr de circa 12.000 de locuri de muncă.

Dintr-un total de subvenții pentru energia regenerabilă de 2 miliarde de lire sterline plătite în 2013 de toți consumatorii britanici de curent electric, Scoția a primit 560 de milioane de lire sterline, adică cam 28%. De asemenea, Scoția furnizează circa 10% din totalul energiei electrice vândute în Marea Britanie.

Sursele regenerabile de energie au o pondere de 50% în totalul mixului energetic scoțian, iar guvernul de la Glasgow vrea să împingă ponderea la 100% până în 2020. La finalul anului 2013, circa 34% din puterea instalată în centrale regenerabile din marea Britanie era localizată în Scoția.

"Premierul scoțian Alex Salmond trebuie să ne spună cum va fi împărțită piața britanică de energie în eventualitatea secesiunii Scoției. Ce se va întâmpla, restul Marii Britanii va cumpăra energie eoliană din Scoția? Iar dacă da, aceste livrări vor fi taxate de scoțieni? Totul reprezintă un risc", conchide Doug Stewart de la Green Energy.

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.

Încasările bugetului de stat pe anul acesta din taxa pe veniturile suplimentare obținute de producători ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale au fost majorate de 2,5 ori la recenta rectificare bugetară, de la 290,93 milioane lei, cât prevedea forma inițială a legii bugetului de stat pe 2014, la 725,05 milioane lei, reprezentând o influență pozitivă de 434,12 milioane lei.

Forma inițială a legii bugetului de stat pe anul 2014 prevedea încasări de 290,93 milioane lei din taxa pe veniturile suplimentare obținute de producători ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale. La rectificare, aceste venituri au fost majorate cu 434,12 milioane lei, la 725,05 milioane lei.

Romgaz și OMV Petrom asigură împreună peste 97% din producția internă de gaze naturale.

Anul trecut, bugetul de stat a încasat 243,07 milioane lei din noul impozit pe veniturile suplimentare obținute de producători ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale, cu 3,4% mai mult decât preconiza prin prevederile bugetare definitive, potrivit execuției bugetare pe 2013. Suma încasată este însă cu peste 11% mai mică decât prevederile bugetare inițiale, care estimau încasări de 273,5 milioane lei.

Noul impozit a intrat în vigoare la 1 februarie 2013 și este în cotă de 60%. Pentru stabilirea bazei impozabile, din veniturile suplimentare obținute de producătorii interni de gaze ca urmare a liberalizării prețurilor se scad redevențele plătite pe acestea, precum și investițiile în segmentul upstream, cele din urmă în limita a 30% din totalul veniturilor suplimentare. Impozitul pe veniturile suplimentare din gaze naturale reprezintă cheltuială deductibilă la stabilirea profitului impozabil al producătorilor de gaze naturale.

Potrivit notei de fundamentare a ordonanței prin care se introduce impozitul, Guvernul intenționa „direcţionarea acestei taxe către bugetul de stat, în vederea asigurării ajutoarelor financiare destinate acoperirii unei părţi din cheltuielile de alimentare cu gaze naturale ale consumatorilor vulnerabili de gaze naturale şi pentru reducerea deficitului bugetar”.

Mai puțini bani din prospecțiuni, explorări și exploatări

Rectificarea bugetară prevede, de asemenea, venituri în scădere cu 6,17% (1,273 milioane lei) din taxe speciale pe activitatea de prospecțiune, explorare și exploatare a resurselor minerale, de la 21,895 milioane lei la 20,622 milioane lei.

Bugetul de stat a încasat, în 2013, din taxe speciale pe activitatea de prospecțiune, explorare și exploatare a resurselor minerale, suma de 22,065 milioane lei, cu 14,2% mai mult decât în 2012 (19,322 milioane lei), potrivit execuțiilor bugetare pe anii respectivi, după ce, anul trecut, Guvernul a majorat respectivele taxe cu 28%, indexându-le cu inflația consemnată între octombrie 2007, când a survenit ultima lor actualizare, și iunie 2012.

Taxele pe activitatea de prospecțiune, explorare și exploatare a resurselor minerale sunt stabilite în sume fixe pe kilometrul pătrat de concesiune, sunt anuale și se plătesc anticipat pentru anul viitor, până la data de 31 decembrie a anului în curs, potrivit Legii minelor nr. 85/2003. Valoarea taxelor se reactualizează în funcție de rata inflației, la propunerea Agenției Naționale pentru Resurse Minerale (ANRM), reactualizarea fiind aprobată prin hotărâre de Guvern.

Taxa este datorată de către titularii licențelor și permiselor de prospecțiune, explorare și exploatare minieră, pentru resursele reglementate de Legea minelor, respectiv cărbuni, minereuri feroase, neferoase, de aluminiu şi roci aluminifere, de metale nobile, radioactive, de pământuri rare şi disperse, săruri haloide, substanţe utile nemetalifere, roci utile, pietre preţioase şi semipreţioase, turbă, nămoluri şi turbe terapeutice, roci bituminoase, gaze necombustibile, ape geotermale, gaze care le însoţesc, ape minerale naturale (gazoase şi plate), ape minerale terapeutice, precum şi produsul rezidual minier din haldele şi iazurile de decantare.

Scăderi și la taxarea monopolurilor energetice și a producției interne de hidrocarburi

Rectificarea bugetară prevede, de asemenea, venituri în scădere și din taxa pe monopolul din sectorul energiei electrice și a gazului metan, precum și din impozitul pe țițeiul și gazele naturale din producția internă.

Astfel, veniturile din taxa pe monopolul din electricitate și gaze au fost revizuite în scădere cu 900.000 lei, de la 240,51 milioane lei la 239,61 milioane lei. După rectificare, Guvernul estimează că va încasa, anul acesta, din impozitul pe țițeiul și gazele naturale din producția internă, suma de 16,6 milioane lei, cu 800.000 lei mai puțin decât prevedea forma inițială a legii bugetului de stat pe 2014, respectiv 17,4 milioane lei.

De la 1 februarie 2013 s-a introdus un impozit pe monopolul natural din sectorul energiei electrice și al gazului natural, datorat de operatorii de transport de energie electrică și gaze naturale (Transelectrica și Transgaz), precum și de unii distribuitori de energie electrică și gaze naturale, titulari ai unor contracte de concesiune încheiate cu Ministerul Economiei sau cu autorități locale. Din acest impozit s-au încasat anul trecut 103,42 milioane lei, reprezentând doar 55,4% din prevederile bugetare definitive (186,6 milioane lei) și cu 60% sub nivelul prevederilor bugetare inițiale (255,5 milioane lei). Cotele de impozitare merg de la 0,1 la 0,85 lei/MWh și se aplică veniturile rezultate din transportul și distribuția energiei electrice și gazelor naturale.

Impozitul pe țițeiul și gazele naturale din producția internă este de 4 euro/tonă și se datorează în momentul livrării.

Tot de la 1 februarie 2013 a fost introdus un nou impozit pe exploatarea resurselor naturale, în cotă de 0,5%, aplicată asupra veniturilor rezultate din extracția petrolului brut, cărbunelui, uraniului, minereurilor feroase și neferoase, precum și din exploatarea forestieră. Din acest impozit, bugetul de stat a încasat anul trecut 66,84 milioane lei, cu 26% mai puțin decât prevederile bugetare finale (90,25 milioane lei) și cu 37,5% sub nivelul prevederilor bugetare inițiale (106,88 milioane lei).

Rectificarea bugetară nu menționează influențe în plus sau în minus asupra încasărilor din acest impozit. Forma inițială a legii bugetului de stat pe 2014 prevede încasări de 111,80 milioane lei.

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.

Bugetul de stat a încasat în total 413,34 milioane lei anul trecut de pe urma noilor impozite impuse sectorului energetic și extractiv, cu 19,2% mai puțin decât suma preconizată prin prevederile bugetare definitive, de 511,85 milioane lei, și cu 35% sub nivelul estimat prin prevederile bugetare inițiale, de 635,88 milioane lei.

Execuția bugetară pe 2013 arată că statul și-a depășit cu 3% planul de încasări în ceea ce privește impozitul pe veniturile suplimentare obținute de producători ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale, comparativ cu prevederile bugetare definitive. În schimb, în ceea ce privește impozitul pe exploatarea resurselor naturale și cel pe monopolul din sectorul energiei electrice și al gazului natural, statul a încasat doar 74%, respectiv 55,4% din cât preconiza.

Anul trecut, bugetul de stat a încasat 243,07 milioane lei din noul impozit pe veniturile suplimentare obținute de producători ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale, cu 3,4% mai mult decât preconiza prin prevederile bugetare definitive, potrivit execuției bugetare pe 2013. Suma încasată este însă cu peste 11% mai mică decât prevederile bugetare inițiale, care estimau încasări de 273,5 milioane lei.

Noul impozit a intrat în vigoare la 1 februarie 2013 și este în cotă de 60%. Pentru stabilirea bazei impozabile, din veniturile suplimentare obținute de producătorii interni de gaze ca urmare a liberalizării prețurilor se scad redevențele plătite pe acestea, precum și investițiile în segmentul upstream, cele din urmă în limita a 30% din totalul veniturilor suplimentare. Impozitul pe veniturile suplimentare din gaze naturale reprezintă cheltuială deductibilă la stabilirea profitului impozabil al producătorilor de gaze naturale.

Potrivit notei de fundamentare a ordonanței prin care se introduce impozitul, Guvernul intenționa „direcţionarea acestei taxe către bugetul de stat, în vederea asigurării ajutoarelor financiare destinate acoperirii unei părţi din cheltuielile de alimentare cu gaze naturale ale consumatorilor vulnerabili de gaze naturale şi pentru reducerea deficitului bugetar”.

Tot de la 1 februarie anul trecut a fost introdus un nou impozit pe exploatarea resurselor naturale, în cotă de 0,5%, aplicată asupra veniturilor rezultate din extracția petrolului brut, cărbunelui, uraniului, minereurilor feroase și neferoase, precum și din exploatarea forestieră.

Din acest impozit, bugetul de stat a încasat anul trecut 66,84 milioane lei, cu 26% mai puțin decât prevederile bugetare finale (90,25 milioane lei) și cu 37,5% sub nivelul prevederilor bugetare inițiale (106,88 milioane lei).

De asemenea, de la 1 februarie 2013, s-a introdus un impozit pe monopolul natural din sectorul energiei electrice și al gazului natural, datorat de operatorii de transport de energie electrică și gaze naturale (Transelectrica și Transgaz), precum și de unii distribuitori de energie electrică și gaze naturale, titulari ai unor contracte de concesiune încheiate cu Ministerul Economiei sau cu autorități locale.

Din acest impozit s-au încasat anul trecut 103,42 milioane lei, reprezentând doar 55,4% din prevederile bugetare definitive (186,6 milioane lei) și cu 60% sub nivelul prevederilor bugetare inițiale (255,5 milioane lei).

Cotele de impozitare merg de la 0,1 la 0,85 lei/MWh și se aplică veniturile rezultate din transportul și distribuția energiei electrice și gazelor naturale.

În luna ianuarie, angajații diviziei de energie regenerabilă a Chevron au avut o cină festivă la Sens, unul dintre cele mai în vogă restaurante din San Francisco. Managerii i-au felicitat pentru profitul dublu față de estimări obținut în 2013, primul an complet de operare al diviziei.

Dar dispoziția generală a devenit rapid sumbră. În ciuda rezultatelor financiare excelente și a lansării a șase proiecte solare și geotermale capabile să alimenteze cu electricitate cel puțin 65.000 de gospodării, managerii le-au transmis salariaților că finanțarea pentru divizia de regenerabile va fi tăiată și că ar fi mai bine să își caute de lucru în altă parte, au declarat patru persoane care au participat la cină, .

În ultimii opt ani, gigantul petrolier Chevron a promovat „energia regenerabilă profitabilă” drept o componentă esențială a core-business-ului companiei. Sloganul companiei, „Descoperind moduri mai noi și mai curate pentru a alimenta lumea cu electricitate”, este aruncat peste tot pe site-ul său. Iar reclamele lansate în 2010 ca parte a campaniei Chevron „We agree” transmit: „A venit timpul pentru companiile petroliere să treacă la dezvoltarea energiei regenerabile”.

Totuși, Chevron a renunțat recent la unele proiecte majore de dezvoltare a producției de energie din surse regenerabile. Divizia sa specializată în energie verde a investit în sau a construit capacități de producție solare și geotermale de dimensiuni mari și cu marje de profit de 15-20%.

Profit dublu, dar infim la scara grupului

Divizia a obținut anul trecut un profit net de 27 de milioane de dolari, aproape dublu față de ținta sa internă de 15 milioane de dolari, conform unei plachete de felicitare înmânate salariaților diviziei în ianuarie. Deși cifra poate fi considerată o eroare de rotunjire pentru profitul total de 21,4 miliarde de dolari al Chevron de anul trecut, propunerea diviziei de a se extinde în proiecte geotermale profitabile în Europa a fost respinsă vara trecută de executivii de vârf ai Chevron, care au spus că banii sunt necesari pentru proiecte petroliere și gazeifere.

Chevron a vândut, mai devreme anul acesta, un departament al diviziei de regenerabile cu 48 de angajați, specializat în construirea de mici centrale solare și pe bază de biomasă, precum și în sisteme de eficientizare a consumului de energie pentru agenții federale și instituții de stat precum Departamentul pentru Apărare al SUA. Jim Davis, președintele Chevron Energy Solutions din ultimii 14 ani și managerul executiv al multor proiecte din domeniul energiei verzi ale gigantului petrolier, a părăsit compania în martie.

„Când ai o afacere axată în esență pe petrol și gaze, foarte de succes și profitabilă, e dificil să justifici investiția în regenerabile”, spune Robert Redlinger, fost responsabil Chevron cu energia regenerabilă până în 2010. „Este nevoie de un angajament serios la nivelul cel mai ridicat al managementului. Nu simțeam acest tip de angajament din partea Chevron în timpul mandatului meu la firmă”, a conchis el.

Chevron dezvoltă în continuare proiecte mai mici, de producție de energie solară și de creștere a eficienței energetice, pentru instituții publice precum districtele școlare. Compania rămâne, de asemenea, unul dintre cei mai mari producători mondiali de energie geotermală , deși mare parte din electricitatea din surse regenerabile produsă de Chevron provine de la centrale vechi de decenii din Indonezia și Filipine, care au fost obținute prin achiționarea companiei Unocal, în 2005.

Chevron „urmărește tehnologii care maximizează punctele noastre forte și care pot fi utilizate cu randamente economice competitive”, potrivit unui purtător de cuvânt. „Printre acestea se numără tehnologiile legate de energia geotermală și solară, precum și de optimizare a eficienței energetice”, a explicat oficialul.

Rezultate ambigue

Retragerea Chevron din sectorul regenerabilelor nu-i surprinde pe unii analiști, care spun că, deși energia verde poate furniza randamente de până la 20%, proiectele petrolierer sau gazeifere pot ajunge la marje de profit de peste 35%. „Pentru companiile petroliere, regenerabilele sunt un soi de violon d’Ingres. Pe lista priorităților lor, vor fi mereu pe ultimul loc”, spune analistul Fadel Gheit de la compania Oppenheimer.

Subiectul încălzirii globale preocupă opinia publică, însă rezultatele companiilor petroliere în sectorul energiei regenerabile sunt în cel mai bun caz ambigue. În 2000, BP (British Petroleum) s-a rebranduit sub numele de „Beyond Petroleum” și și-a schimbat logo-ul într-un soare stilizat, în verde și galben, dar grupul a fost criticat pentru „greenwashing” (dezinformare menită să arate că o companie este responsabilă față de mediu – n.r.), din moment ce majoritatea afacerilor sale au rămas în sfera producerii de combustibili fosili.

În 2008, Autoritatea pentru Standarde de Publicitate a Marii Britanii a dat o decizie favorabilă unei plângeri prin care se susținea că Royal Dutch Shell a dezinformat publicul într-o reclamă în care spunea că extracția sa de țiței din nisipurile bituminoase din Canada, cu consum ridicat de carbon, este parte a unei abordări „sustenabile” față de energie.

Nu toate companiile petroliere au îmbrățișat energia verde. Într-un raport pentru acționari, din martie, privind riscurile emisiilor de dioxid de carbon, ExxonMobil a susținut că strategia sa de concentrare exclusivă pe combustibili fosili este una sănătoasă, indiferent de schimbările climatice, pentru că lumea are nevoie de tot mai multă energie, iar probabilitate unor reduceri semnificative ale emisiilor de dioxid de carbon este „foarte improbabilă”.

Unii analiști laudă abordarea mai concentrată pe regenerabile a unei companii precum Total, cea de-a treia companie petrolieră a Europei, care a cheltuit mai mult de un miliard de dolari în 2011 pentru a compăra o participație majoritară la compania americană producătoare de panouri solareSunPower. „În cel mai rău caz, companiile petroliere vor să țină un deget pe pulsul tehnologiilor de producere a energiei regenerabile”, spune Paul Spedding, un fost analist în domeniul petrolului și gazelor la HSBC Bank. „Pun pariu că cei de la Kodak ar fi dorit să fi fost mai atenți la fotografia digitală”, consideră el.

Vă lăudăm, dar nu vă finanțăm

Divizia de energie regenerabilă a Chevron a sperat să fie un astfel de demers al companiei petroliere. La începutul anului 2012 a primit undă verde să investească 60 de milioane de dolari pe an pentru proiecte solare și geotermale de nivelul și dimensiunile celor administrate de companiile de utilități specializate. Mai târziu, acest angajament a fost crescut la 150 de milioane de dolari pe an – o sumă mică, totuși, reprezentând mai puțin de o jumătate de procent din cheltuielile anuale totale ale Chevron.

După ce a investit în mai mult de șase proiecte, divizia a prezentat vara trecută un plan de afaceri mai agresiv unei echipe de executivi a Chevron, inclusiv CEO-ului John Watson. Piesa sa centrală: o serie de centrale electrice în sudul Germaniei, alimentate cu energie geotermală. Este vorba de tehnologia care folosește formațiunile geologice topite la sute de metri adâncime pentru a genera vapori care produc electricitate fără emisii de dioxid de carbon.

Chevron are expertiză considerabilă în domeniul geotermal, iar generoasele subvenții de stat pentru regenerabile din Germania ar fi dus marja de profit proiectată la 20%. Divizia de energie regenerabilă a spus că ar fi nevoie de o cheltuială inițială de aproximativ 100 de milioane de dolari pentru a da drumul primei centrale geotermale, cu opțiunea de a construi alte câteva.

Potrivit declarațiilor a cinci persoane informate cu privire la aceste discuții, Watson și ceilalți executivi au aplaudat bazele economice ale proiectului, după care au spus că nu ar putea finanța planul pentru că bugetul este strâmtorat, în parte din cauza depășirilor de costuri la Gorgon, masivul proiectul de construire a unui terminal de gaze naturale lichefiate în Australia, o investiție în valoare de 54 de miliarde de dolari.

„Nu e vorba că acestor companii nu le-ar plăcea regenerabilele”, spune Gheit, de la Oppenheimer. „ Dar nu e core-business-ul lor, nu au expertiză în acest sector. Chiar nu știu ce să facă cu energia regenerabilă”, a conchis el.

O bucată de gheață aproape de dimensiunile Rusiei va determina viitoarele venituri ale Norvegiei din petrol. Calota de gheață centrată pe Polul Nord plutește peste zăcăminte vaste de petrol și gaze, susținând de asemenea pe suprafața sa unul dintre ecosistemele cele mai productive biologic de pe Pământ, care conține urși polari, morse, bancuri imense de pești importante din punct de vedere economic și populații uriașe de păsări migratoare.

Guvernul norvegian, în încercarea de a susține veniturile din petrol, care au alimentat prosperitatea țării, a lansat planuri pentru a permite companiilor de foraj să se apropie mai mult decât au făcut-o vreodată de calota de gheață, dar s-au lovit de cea mai puternică opoziție manifestată până acum. Acest scandal denotă o luptă din ce în ce mai amplă și mai agresivă, care are la bază preocuparea dacă rezervele de petrol și gaze, în mare parte neatinse, ale Oceanului Arctic, pot fi exploatate în siguranță sau economic, relatează Bloomberg.

Aliați politici – cheie ai guvernului norvegian condus de Partidul Conservator și care l-au ajutat să rămână la putere fac presiuni pentru a reduce planurile de a oferi 54 de perimetre din Marea Barents companiilor de explorare precum Statoil ASA, controlată de statul norvegian, și Total SA din Franța. Aproape două treimi dintre acestea se află într-o arie de exploare complet nouă, aproape de apele rusești. Membrii Partidului Liberal nici nu concep că suprafața respectivă ar putea fi cedată industriei petroliere, potrivit vicepreședintelui liberal Ola Elvestuen.

„Nu putem risca să avem activități petroliere în zone importante din punct de vedere biologic și unde există gheață”, a declarat Elvestuen. „Ceea ce s-a propus este mult prea mult”, a spus liderul politic liberal.

Resurse imense

Costurile neașteptate, procesele în instanță, dificultățile tehnice și opoziția politică le-au pus piedică companiilor petroliere ani întregi. Royal Dutch Shell Plc, de exemplu, a trebuit să suspende forajul în Alaska de două ori în doi ani, după ce a investit 5 miliarde de dolari.

În Oceanul Arctic se află peste 20% din resursele de hidrocarburi nedescoperite ale lumii, estimate la 90 de miliarde de barili de petrol și 47 de mii de miliarde de metri cubi de gaze, conform U.S. Geological Survey. Se estimează că aproximativ 84% din aceste resurse să se află offshore, ascunse sub fundul mării, lângă coastele Alaskăi, Canadei, Rusiei, Groenlandei și Norvegiei.

Directoratul Norvegian pentru Petrol estimează că Marea Barents adăpostește mai mult de 40% din resursele nedescoperite ale țării, sau echivalentul a 8 miliarde de barili, aceste zăcăminte fiind un element-cheie pentru menținerea producției Norvegiei, după o scădere de 20% în ultimul deceniu.

Pentru Norvegia, a cărei industrie petrolieră și gazeiferă asigură mai mult de 20% din PIB-ul țării, stabilirea unui compromis între necesitatea de a exploata resursele minerale și dezideratul protejării vieții sălbatice are consecințe. Taxele, participarea directă la împărțirea producției, redevențele și dividendele din partea companiei controlate de stat Statoil alimentează fondul suveran de investiții al țării, cu active de 840 de miliarde de dolari, cel mai mare din lume.

Scandal politic și topografic

Propunerea guvernului încalcă angajamentul Partidului Conservator, de a interzice forajul aproape de calota glaciară, angajament care a reprezentat o condiție pentru a obține susținerea liberalilor și a creștin democraților pentru a trece toate pachetele legislative recente, de la bugete la măsuri sociale, a spus Elvestuen.

Guvernul și aliații săi sunt acum în conflict în privința modului în care urmează să fie măsurată limita gheții. În timp ce parlamentul a adoptat o lege prin care interzicea forajul mai aproape de 50 de kilometri de locul în care este gheață din 15 decembrie până în 15 iunie, opozanții spun că restricțiile ar trebui să fie măsurate din punct de vedere al suprafeței maxime a gheții și stabilite pe o perioadă mai lungă de timp.

„Nu vom accepta altceva decât un studiu științific privind locul unde este marginea gheții azi și peste 10 ani”, a spus purtătorul de cuvânt pe energie al creștin democraților, Rigmor Eide.

Guvernul nu consideră că ar fi necesar să înăsprească interdicția și să schimbe propunerea, a declarat ministrul Petrolului și al Energiei, Tord Lien. O consultare publică, finalizată recent, în care două entități guvernamentale și șapte grupuri ecologiste au recomandat retragerea a cel puțin jumătate din blocuri, nu a scos la lumină „informații noi, importante”, a spus el.

„Dacă ar fi ca parlamentul să se răzgândească, ceea ce nimic nu indică, voi ține cont de asta”, a spus Lien.

Ce spun companiile petroliere

Leif Harald Halvorsen, un purtător de cuvânt al filialei norvegiene a companiei franceze Total, a refuzat să comenteze pe tema opțiunilor politice privind blocurile. „Sunt zone în care suntem absolut capabili să explorăm”, a spus el. „Marginea gheții nu este o provocare care să ne creeze nouă probleme”, a adăugat el.

Erling Kvadsheim, manager pentru politici privind licențele petroliere la Norwegian Oil and Gas Association, un grup de lobby pentru companiile de producție și explorare, a afirmat că „tehnologia progresează rapid, inclusiv în privința tehnicilor de explorare și nu în ultimul rând în ceea ce privește protecția față de riscul scurgerilor de petrol”.

Liberalii și creștin democrații cer ca Ministerul Petrolului și Energiei să retragă nu mai puțin de 15 blocuri. 13 dintre acestea sunt în sud-estul Mării Barents. Aceasta este o zonă deschisă companiilor de explorare anul trecut, după ce a fost disputată de Rusia până la încheierea, în 2010, a unui acord de delimitare a granițelor dintre cele două țări.

Poziția ecologiștilor

Discuțiile cu guvernul ar putea începe curând, a spus Elvestuen. Solicitările se bazează pe recomandările din partea Institutului Polar Norvegian. Agenția Norvețiană a Mediului a recomandat ca 28 de blocuri să fie retrase.

În plus față de cele 54 de blocuri din Marea Barents, guvernul vrea să ofere șapte în Marea Norvegiei. O decizie finală asupra a ceea va fi oferit companiilor petroliere este programată pentru a doua parte a acestui an.

Calota de gheață se extinde și se restrânge în fiecare anotimp și în fiecare an, în funcție de temperaturi. În timp ce suprafața sa medie s-a micșorat în ultimele decenii, gheața a coborât la sud în sud-estul Mării Barents abia în 2003.

Activiștii de mediu vor ca platformele să fie amplasate departe de locul în care gheața întâlnește apa, pentru că acolo se dezvoltă algele, care asigură hrană pentru copepode, un fel de crustacee inferioare mici, o parte importantă a planctonului. Prezintă importanță mare pentru lanțul trofic, fiindcă servesc ca hrană principală pentru pești, păsări și mamiferele din regiune.

Greu de curățat

„Primăvara este o explozie de viață în zona de la sudul limitei gheții”, a spus un expert în zona arctică din Norvegia al organizației WWF, Nils Harley Boisen. „Este motorul biologic al zonei arctice”, a afirmat el.

O scurgere de petrol aproape de marginea gheții ar fi dificil de curățat din cauza distanței până la mal, a lipsei infrastructurii și a vremii dure, a spus el.

Unele proiecte din Oceanul Arctic care au obținut acorduri de mediu s-au confruntat cu provocări mai mari decât se preconiza inițial.

Shell a cheltuit aproximativ 5 miliarde de dolari pentru a se pregăti să exploreze offshore, în Alaska. Compania a fost forțată să oprească forajul după ce o navă a fost prinsă în gheață și după ce o platformă a naufragiat în 2012. O instanță din Statele Unite a decis în ianuarie că hotărârea de a permite explorarea în acea zonă a fost ilegală.

 Premierul turc Recep Tayyip Erdogan a fost implicat recent într-un scandal de corupție, legat de acuzații de încălcare a embargoului impus de SUA și UE asupra Iranului, scandal care a provocat deprecierea record a monedei naționale a Turciei, lira. Asta nu a descurajat însă deloc companiile petroliere străine care au luat în vizor rezervele de gaze de șist ale țării.

Royal Dutch Shell Plc (RDSA), TransAtlantic Petroleum Ltd. și Valeura Energy Inc. se numără printre companiile care nu se sinchisesc de acuzațiile de corupție care subminează guvernarea de 11 ani a lui Erdogan. Ele merg înainte cu planurile de foraj în formațiuni geologice cu hidrocarburi de șist, care conțin aproximativ 4,6 mii de miliarde de metri cubi de gaze și 94 de miliarde de barili de petrol, potrivit U.S. Energy Information Agency.

Dincolo de zăcăminte, Turcia este atractivă pentru companiile străine și pentru că nu au existat până acum proteste de amploare legate de protecția mediului, care au împiedicat dezvoltarea industriei gazelor de șist în Europa. Turcia a promis, de asemenea, să reducă birocrația și să grăbească procedurile de autorizare, care au încetinit astfel de eforturi în Polonia, Marea Britanie și România, scrie Bloomberg.

Dependenți de Rusia și Irak

Țară predominant musulmană, cu 77 de milioane de locuitori, Turcia vrea să-și reducă dependența de importurile de energie. Guvernul lui Erdogan a demarat explorarea internă a resurselor de hidrocarburi printr-o politică de deschidere față de multinaționalele de petrol și gaze și prin scutiri de taxe. Cadrul fiscal atractiv, rezervele potențial vaste și cererea puternică, alimentată de creșterea economică și demografică, au cântărit mai mult decât riscul politic și reputațional reprezentat de acuzațiile de corupție la nivel înalt și de derapajele autoritare ale regimului Erdogan, spun executivii din energie.

„Ne așteptăm ca Turcia să continue să aibă o atitudine favorabilă față de producătorii de petrol și gaze, mai ales în contextul în care alternativele de aprovizionare cu energie sunt Rusia și Irakul”, a declarat Taylor Miele, director pentru relații cu investitorii la TransAtlantic (TAT), companie care face explorări după hidrocarburi pe concesiuni din Turcia și Bulgaria.

„Proiectele privind gazele de șist din Turcia merg la viteză maximă”, a spus Selami Incedalci, director general pentru petrol la PIGM, agenție a Ministerului Energiei care supervizează proiectele de gaze de șist, făcând referire la planurile companiei Shell de a fora o a doua sondă orizontală în sud-estul Turciei anul acesta.

Mari consumatori de energie

Economia Turciei a crescut cu aproximativ 5 procente anual de când partidul lui Erdogan a venit la putere, în 2002. Măsurat la paritatea puterii de cumpărare, PIB-ul pe cap de locuitor aproape s-a dublat, ajungând la mai mult de 15.000 de dolari, potrivit Fondului Monetar Internațional. Din 2011, Turcia a cunoscut cea mai rapidă creștere a consumului de energie dintre țările OECD, iar consumul său total de energie s-ar putea dubla în următorii zece ani, potrivit agenției pentru energie a SUA.

Aceasta este o problemă majoră pentru o țară care importă 99% din petrolul și gazele sale, majoritatea importurilor provenind din Rusia sau Iran.

Cu un deficit de cont curent din ce în ce mai mare și o liră mai slabă decât anul trecut, guvernul nu a avut altă soluție decât să își modifice legea privind resursele naturale și să se deschidă față de companiile internaționale de petrol și gaze, potrivit lui Yvonne Telford, analist la Wood Mackenzie din Londra.

„Guvernul a recunoscut cât de mult se bazează pe importuri și de aceea a elaborat o nouă strategie energetică”, a spus Telford. „Turcia vrea să reducă semnificativ dependența sa până în 2030”, a completat analistul.

În plină expansiune

Shell a fost prima mare companie internațională de explorare care și-a încercat norocul cu hidrocarburile de șist ale Turciei, făcând echipă cu compania energetică deținută de stat TPAO. Shell a forat prima sondă pe verticală în perimetrul cu formațiuni de șist Dadas, în sud-estul Anatoliei, la finalul anului trecut, și are în plan încă una, în prima jumătate a acestui an.

Fracturarea hidraulică după hidrocarburi de șist, precum și exploarea convențională a petrolului și gazelor ar putea da un impuls economiei, care dă semne de răcire, și ar putea ajuta la reducerea deficitului de cont curent al Turciei, a spus Fulya Ilbey, managing director al firmei de consultanță InfraStrategies, cu sediul în Londra.

„Sunt optimist în ceea ce privește mediul investițional de pe piața în creștere a Turciei și cred că un potențial succes al Shell va fi de bun augur atât pentru investițiile companiei TPAO, cât și ale altora”, a zis Ilbey.

Țara, prin entitatea sa petrolieră TPAO, a cheltuit mai mult de un miliard de dolari pe explorări onshore și offshore în 2013 și intenționează să cheltuie o sumă similară anul acesta, potrivit oficialilor guvernamentali. Turcia și-ar putea crește bugetul pentru explorări de aproximativ 13 ori în viitor, a spus ministrul Energiei anul trecut, înainte ca scandalul politic să izbucnească. Shell, Exxon Mobil (XOM) Corp., Petroleo Brasileiro SA (PETR4) și Chevron Corp. Explorează deja în porțiunea turcă a Mării Negre, precum și în bazinul tracic din vestul Turciei.

Zăcăminte în zone slab populate = fără proteste

Spre deosebire țările UE, Turcia nu a cunoscut proteste de mediu interne, pentru că mare parte din terenurile cu potențiale zăcăminte se află în zone slab populate. Nu ca în Polonia, considerată țara cu cele mai mari rezerve de gaze de șist din Europa, potrivit U.S. Energy Information Administration. Polonia a dezamăgit companii interesate precum Exxon, Eni SpA (ENI), Marathon Oil Corp. și Talisman Energy Inc. prin slabele rezultate ale testelor, perioadele lungi de așteptare pentru permise și obligațiile fiscale ridicate. Premierul Donald Tusk l-a înlocuit doar recent pe ministrul pentru Mediu și a promis că va urgenta reformele în sector.

„Oamenii citează acum Polonia drept un exemplu de cum să nu faci lucrurile dacă vrei să atragi investitori străini”, a spus Parker Snyder, președintele corpului industriei, Poland Shale Coalition.

Noua lege privind petrolul a Turciei, adoptată anul trecut, a înlăturat restricțiile teritoriale asupra explorării și a deschis țara spre companiile internaționale. Nivelul maxim al taxării în sectorul de petrol și gaze, excluzând plata redevențelor, a fost tăiat la 40%, de la 55%, iar taxele se plătesc după finalizarea investițiilor, nu înainte, așa cum prevedea legislația anterioară.

„Cadrul fiscal este foarte atractiv pentru investitori acum”, a spus Telford, de la Wood Mackenzie. „Noua lege a pregătit terenul de joc pentru companiile internaționale”, a conchis analistul.

Acuzații de încălcare a embargoului asupra Iranului

Ministrul turc de Interne, Muammer Guler, cel al Economiei, Zafer Caglayan, şi cel al Mediului, Erdogan Bayraktar, implicaţi într-un amplu scandal de corupţie, au demisionat în ianuarie, unul dintre ei cerând şi demisia premierului Recep Tayyip Erdogan.

Directorul general al unei mari bănci publice, Halkbank, figurează, de asemenea, printre personalităţile inculpate pentru corupţie activă, fraudă şi trafic ilicit de aur şi deturnare de fonduri.

Aceasta este prima dată când un scandal de o asemenea amploare afectează anturajul direct al lui Erdogan, care conduce Turcia din 2002 la şefia unui Guvern islamo-conservator.

Judecătorii au decis, de asemenea, să îl inculpe şi să îl încarcereze pe omul de afaceri iraniano-azer Reza Zerrab, suspectat că este în centrul unei vaste rețele de trafic ilegal de aur către Iran, aflat sub embago internaţional.

Consilierii președintelui Barack Obama se opun aprobării de către Casa Albă a proiectului de construcție a conductei petroliere Keystone XL. De asemenea, o serie de donatori de vârf ai Partidului Democrat se opun proiectului. Chiar și președintele Obama contrazice afirmațiile conform cărora aceasta va duce la creare unui mare număr de locuri de muncă. Pe de altă parte, anul electoral îl pune pe președinte în fața riscului ca Partidul Democrat să piardă controlul pe care îl deține în prezent asupra Senatului.

Dacă Obama respinge proiectul conductei, acest lucru i-ar putea „înfunda” pe candidații democrați din statele cu puternică industrie energetică, precum Louisiana și Alaska. Asta i-ar costa pe democrați controlul Senatului, un risc care, cel mai probabil, va cântări mult în decizia pe care o va lua președintele: să aprobe conducta, să o respingă sau să aștepte până în noiembrie pentru a anunța o hotărâre, scrie Bloomberg.

„Dacă Obama aprobă construcția conductei, el și-i va îndepărta pe ecologiști, pe activiștii de mediu și pe politicienii de stânga. Dacă o respinge, acest lucru va afecta electoral un număr semnificativ de senatori democrați care oricum se confruntă cu riscul de a-și pierde mandatele la urne. O cale de mijloc ar fi amânarea deciziei până după alegerile legislative de la mijlocul mandatului președintelui”, spune Charlie Cook, șeful publicației independente Cook Political Report.

Consilierii președintelui Obama, Valeri Jarrett și Dan Pfeiffer, au mărturisit, în discuții private, că ei se opun construcției, potrivit unor surse care au vrut să-și păstreze anonimatul, citate de Bloomberg. John Podesta, consilerul prezidențial pentru politică energetică și schimbăril climatice, spune că nu se va implica în decizie, deși s-a exprimat public împotriva proiectului înainte de a intra în adminstrația Obama în ianuarie.

„Președintele îmi cunoaște punctul de vedere în legătură cu Keystone”, le-a spus Podesta reporterilor, într-un briefing săptămâna trecută. „Dar am spus că nu voi lucra pe acest subiect și nu lucrez”, a afirmat el.

Decizia va fi politică

Barack Obama nu și-a exprimat în public părerea cu privire la Keystone XL. Totuși, el a ajuns să creadă că polemica a depășit importanța propriu-zisă a conductei, potrivit unor surse apropiate șefului statului. El consideră că retorica exprimată de ambele tabere – activiștii de mediu care se opun proiectului și grupurile de lobby din comunitatea de afaceri care sunt în favoarea sa – este exagerată, spus sursele citate.

Acest lucru nu face decât să crească importanța factorului politic în luarea deciziei.

Președintele a spus, într-o întâlnire a guvernatorilor din 24 februarie, că va decide pe tema Keystone XL în două luni. Afirmația i-a surprins pe consultanții și strategii politici democrați, care au spus că nu se așteptau la o decizie atât de timpurie. Ulterior, oficialii de la Casa Albă au declarat că termenul nu este deloc bătut în cuie.

Pe parcursul ultimelor câteva săptămâni, președintele a devenit tot mai conștient de riscul ca partidul său să piardă controlul asupra Senatului, au spus surse apropiate de Casa Albă.

O decizie împotriva conductei ar putea însemna înfrângerea senatorilor democrați care candidează pentru un al doilea mandat în Arkansas, Alaska, North Carolina și în special în Louisiana, unde Mary Landrieu, președinte al comisiei pentru energie, își joacă supraviețuierea politică.

Electorat divizat

„Asta ar consolida imaginea unui președinte care are o agendă anti-business și ar lovi în acești senatori, ai căror alegători sunt indeciși și care ar avea și mediul de business împotriva lor”, a spus Cook.

Un sondaj de opinie dat publicității de Pew Research Center arată că, la nivel național, democrații sunt divizați pe acest subiect, 49% dintre ei fiind pentru construirea conductei și 38% împotrivă. Rezultatele sondajelor pe state luate individual arată riscul pentru senatorii democrați.

Sondajele de luna trecută îi prezentau pe senatorii Landrieu, Kay Hagan (North Carolina) și Mark Pryor (Arkansas) prinși în curse strânse cu contracandidații republicani, subiectul Keystone fiind elementul care înclina balanța în luarea deciziei de vot. Toți membrii legislativului l-au îndemnat pe Obama să aprobe construcția conductei.

45% din votanții probabili din Louisiana au spus că ar fi mai puțin deciși să o voteze pe Landrieu dacă Obama ar respinge acordarea autorizației pentru construcția conductei, potrivit sondajelor realizate de firma afiliată democraților Hickman Analytics Inc. și sponsorizate de Consumer Energy Alliance, un grup care face presiuni pentru construirea conductei.

În Arkansas, 46% din votanții probabili au spus că ar fi mai puțin deciși să îl voteze pe Pryor dacă Obama ar respinge construirea conductei; în North Carolina, 49% ar fi mai puțin deciși să îl voteze pe Hagan. Republicanii au nevoie să câștige șase mandate pentru a obține controlul asupra Senatului.

Proiect de peste 5 miliarde de dolari

TransCanada Corp., cu sediul în Calgary, a depus acum mai bine de cinci ani o cerere pentru obținerea autorizației de construcție a conductei în valoare de 5,4 miliarde de dolari prin inima Statelor Unite, pentru a face legătura dintre zăcămintele de țiței din nisipuri bituminoase din Alberta și rafinăriile americane din Texas și Louisiana. Conducta lungă de peste 1.400 de kilometri ar porni de la granița SUA – Canada și ar ajunge până în Steele City, în Nebraska. De acolo s-ar conecta la o rețea existentă de conducte.

Departamentul de Stat al SUA derulează o evaluare pe baza căreia urmează să decidă dacă proiectul este în interesul național, cântărind impactul asupra securității energetice, a economiilor locale și a relațiilor externe. Acest proces, care le dă agențiilor guvernamentale un termen de 90 de zile pentru deliberări, a început luna trecută, după ce Departamentul a publicat în 31 ianuarie analiza sa de mediu, în care se arată că proiectul ar avea un impact limitat asupra emisiilor de gaze cu efect de seră.

Perioada de 90 de zile se încheie la mijlocul lunii mai – începutul lunii iunie, potrivit unui oficial al Departamentului de Stat, deși Departamentul nu are stabilit niciun deadline pentru a înainta recomandarea sa președintelui Obama.

Un element care ar complica termenele este decizia unui judecător din Nebraska, din 19 februarie, de a invalida construcția conductei prin acest stat. TransCanada are nevoie acum de aprobarea Comisiei de Stat pentru Serviciile Publice, un proces care ar putea lua șapte luni.

Oficialul Departamentului de Stat, care și-a menținut anonimatul, a spus că cele două procese nu sunt legate. Departamentul monitorizează litigiul din Nebraska, în timp ce continuă să își elaboreze analiza.

Efecte asupra mediului și a pieței muncii

Raportul de mediul al Departamentului de Stat, dat publicității în 31 ianuarie, arată că această construcție ar avea un impact limitat asupra emisiilor de gaze cu efect de seră, spunând că nisipurile bituminoase din Alberta vor fi exploatate oricum.

Construirea conductei ar duce la crearea, direct și indirect, a unui număr de 42.100 de locuri de muncă pentru un an sau doi. După aceea, doar aproximativ 35 de joburi permanente ar rămâne, se arată în raport.

Într-un interviu pentru New York Times din luna iulie a anului trecut, Obama a descalificat beneficiile proiectului Keystone XL pentru piața muncii. „Republicanii au spus că aceasta ar genera multe noi locuri de muncă”, a spus el. „Nu există nicio dovadă că e adevărat”, a afirmat Obama.

Președintele a spus că va lăsa procedurile formale să se deruleze până la capăt.

Donatori de top

Matt Lehrich, un purtător de cuvânt al Casei Albe, a spus că procesul de evaluare a proiectului ține de Departamentul de Stat.

„Președintele Obama a afirmat clar că proiectul va fi în interesul național numai dacă nu agravează semnificativ problema poluării cu dioxid de carbon”, a spus Lehrich. Nici o decizie nu va fi luată până când nu va fi finalizată analiza de impact asupra mediului, cu consultarea și a altor șefi de agenții, precum și a publicului larg, a spus el.

Un alt risc pentru Obama, în cazul în care aprobă conducta până în noiembrie, este îndepărtarea unor donatori-cheie pentru Partidul Democrat, cum ar fi miliardarul Tom Steyer, una dintre principalele arme de finanțare ale democraților în lupta împotriva republicanilor.

Dacă aprobă conducta, Obama riscă de asemenea să-și submineze agenda privind schimbările climatice pe plan intern și internațional, prin faptul că dă un semnal lumii că SUA ajută Canada să exporte energie "murdară".

Acest lucru îi amenință moștenirea pe această temă. În contextul în care Casa Albă se pregătește pentru următoarea rundă de discuții internaționale pe tema schimbărilor climatice din 2015, decizia lui Obama privind Keystone ar putea afecta de asemenea capacitatea sa de a convinge alte state să-și asume angajamente privind reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.

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.

Canadienii de la Sterling şi-au prelungit la ANRM licenţele pentru platoul de apă mică de la Midia şi la blocul Pelican în sectorul românesc al Mării Negre. În plus, compania anunţă că a finalizat mai devreme decât planificase programul de prospecţiuni seismice 3D în părţile cheie ale celor două mari arii, utilizând două vase în loc de unul. Cum prelucrarea şi interpretarea datelor ar putea fi gata în vară, Sterling se vede în graficul planificat pentru vânzarea în vară a noi participaţii, când potenţialii parteneri vor beneficia de informaţii noi din prospecţiuni.

După ce luna trecută a vândut porţiunea de apă adâncă a perimetrului Midia XV ("Midia Deep"), ianuarie fiind mai precis luna în care a intrat în vigoare contractul de transfer semnat încă din octombrie 2012 de către ExxonMobil, OMV Petrom, Sterling Resources Ltd. şi Petro Ventures Europe BV, Sterling urmăreşte să mai vândă părţi din deţinerile pe celelalte perimetre.

În prezent, Sterling deţine 65% în porţiunea de apă mică a Midia ("Midia Shallow"), care include descoperirile de la Ana şi Doina, prospectul Ioana şi altele. Asta după ce Midia a fost “spart” în două, o parte fiind complet vândută. Sterling mai deţine jumătate din blocul Luceafărul şi 40% din Muridava, deţineri pe care se aşteaptă să le reducă în vară.

Licenţele pentru Midia şi Pelican ar fi expirat în mai. Compania canadiană de petrol si gaze a ales să le prelungească, existând în plus opţiunile de prelungire până în mai 2015, mai 2018 şi mai 2020.

În ceea ce priveşte prospecţiunile terminate înainte de termen, acestea au cuprins circa 500 km pătraţi în ariile Ana-Doina şi cam câte 100 km pătraţi în ariile Bianca, Ioana şi Eugenia.

Midia Resources, firma din România a canadienilor, la care Sterling Resources Limited este asociat unic, tocmai şi-a majorat capitalul social cu 100 de milioane de lei, prin transformarea unor creanţele Sterling legate de două credite semnate unul în 29 mai 2007 şi altul în 17 septembrie 2008.

Primul an de profit al subsidiarei Sterling în România a fost 2012, când a avut un profit net de circa 11,7 milioane de lei cu un număr mediu de doar opt salariaţi, conform datelor de la Ministerul de Finanţe.

Nu s-au pus de acord dacă o Scoție independentă ar putea păstra lira sterlină ca monedă națională și nici dacă Scoția ar putea rămâne în Uniunea Europeană dacă votează, în septembrie, să se separe de Regatul Unit al Marii Britanii. Iar luni, doi dintre cei mai notorii susținători ai celor două tabere, pro și contra, respectiv primul ministru al Scoției, Alex Salmond, și premierul britanic, David Cameron, și-au concentrat discursul asupra unei alte chestiuni economice cruciale, cu implicații în această luptă: viitorul rezervelor încă substanțiale de petrol și gaze din Marea Nordului.

Printr-o poziție simbolică regizată, dar evidentă pentru diferențele de optică ale celor doi, David Cameron a dus guvernul britanic la Aberdeen, pe vremuri un port activ pentru pescuit și transport naval, care este acum nucleul industriei de petrol și gaze din Marea Nordului, aceasta fiind doar a doua oară în decurs de 90 de ani când guvernul s-a reunit în Scoția. Premierul Cameron a anunțat o nouă investiție pentru a susține industria energetică și a afirmat că dimensiunea și puterea economică a Marii Britanii sunt vitale pentru a asigura fluxul profiturilor venite din petrol și gaze în deceniile următoare.

„Umerii lați ai uneia dintre cele zece economii de vârf ale lumii chiar au stat în spatele acestei industrii”, a spus el despre petrolul și gazele din Marea Nordului, adăugând că faptul că Scoția e o parte din Marea Britanie a redus de impactul unor căderi bruște ale prețurilor la țiței, relatează The New York Times.

Elitistul și analistul în energie

În localitatea apropiată, Portlethen, Salmond s-a întâlnit separat cu miniștrii cabinetului scoțian. El a sugerat că o Scoție independentă ar putea urma exemplul Norvegiei, care și-a creat un fond suveran de investiții din veniturile obținute din producția de hidrocarburi. El și-a etalat de asemenea cunoștințele despre industria energetică, menționând că era analist al industriei petroliere pe când premierul Cameron studia încă la Eton, un colegiu englez de elită, ceea ce reprezintă o continuare a atacurilor politice la adresa lui Cameron, pe care îl prezintă drept un elitist care a pierdut contactul cu masele de alegători obișnuiți.

Odată cu referendumul privind independența Scoției, programat în seprembrie, David Cameron și-a limitat vizitele în Scoția, știind că, în calitate de englez care conduce Partidul Conservator, nu este popular în ochii scoțienilor și nu ar fi cel mai eficient promotor al campaniei antiindependență.

Miza acestui vot este viitorul Regatului Unit, locul său pe scena mondială și reputația lui David Cameron, care nu vrea să rămână în istorie drept premierul în exercițiu din momentul ruperii Marii Britanii.

Din cauza ramificațiilor sale largi, referendumul este urmărit și în alte regiuni ale Europei cu aspirații spre independență, precum Catalonia, în Spania, și au fost ridicate întrebări privind eventuala rămânere a Scoției în Uniunea Europeană, în caz că referendumul trece, dar și privind moneda pe care ar folosi-o viitorul stat independent.

Cele mai multe sondaje de opinie arată că majoritatea scoțienilor vor ca țara lor să rămână parte a Marii Britanii, deși diferența de procente s-ar putea micșora.

Scoțienii acuză Londra de proastă administrare

Chiar dacă a făcut apel la sentimente într-un discurs recent, David Cameron speră că argumentele economice raționale se vor dovedi decisive la votul din septembrie, la care pot participa cei care au împlinit vârsta de 16 ani și trăiesc în Scoția.

Mesajul lui Cameron de luni a lăsat să transpară ideea că Marea Britanie ar putea gestiona mai bine rezervele de petrol și gaze rămase în Marea Nordului decât o Scoție independentă.

Guvernul britanic a anunțat, luni, o investiție de 100 de milioane de lire sterline într-o instalație de captare a CO2 pe bază de gaze și o facilitate de stocare la Peterhead. A promis, de asemenea, un nou organism de reglementare în domeniul energiei și că licențele pentru exploatare urmează să fie atribuite astfel încât să se maximizeze gradul de recuperare a resurselor de hidrocarburi rămase.

Dar susținătorii independenței Scoției spun că resursele au fost gestionate ineficient de către Londra, iar premierul Salmond a spus la BBC că au fost 16 modificări de legislație fiscală care au afectat industria în ultimii 10 ani și că 14 ministere diferite au avut în responsabilitate elaborarea politicilor energetice în ultimii 17 ani.

Vizită de lucru

Ziua anunțului a început cu vizita lui David Cameron la o platformă petrolieră, unde a apărut în fața camerelor de televiziune în ținută de șantier, cu tot cu cască și ochelari de protecție. Nu s-a întâlnit cu Salmond și nu a participat la o dezbatere față în față pe care o solicitase premierul scoțian.

Ambii oameni politici știu că economia este un teren de luptă crucial, iar scoțienii au fost avertizați de cele trei partide principale ale Marii Britanii că vor pierde lira sterlină ca monedă națională dacă aleg independența. Salmond contestă asta și îi acuză pe opozanți de tentative intimidare. În plus, el susține că o Scoție independentă ar rămâne automat membră a Uniunii Europene, deși această afirmație a fost respinsă de José Manuel Barroso, președintele Comisiei Europene.

Potrivit lui Lindsay Wexelstein, analist la Wood Mackenzie, o firmă de cercetare a pieței cu sediul la Edinburgh, 85% din petrolul și gazele Marii Britanii se găsesc în apele scoțiene ale Mării Nordului.

Un studiu al guvernului scoțian estimează că Scoția ar fi îndreptățită să beneficieze de 94% din încasările din taxele pe petrol și gaze impuse de Marea Britanie, adică aproximativ 18 miliarde de dolari pentru anii fiscali 2011 și 2012.

În timp ce o cantitate estimată de 42 de miliarde de barili a fost deja extrasă, resursele rămase s-ar putea ridica la 24 de miliarde de barili rămași, ceea ce ar valora mai mult de 2.000 de miliarde de dolari.

Oricine ar câștiga controlul asupra acestor rezerve va gestiona o industrie în declin, așa cum arată clar un raport publicat luni de guvernul britanic. Studiul menționează, în timp ce investițiile se situează la niveluri record, producția a scăzut cu aproximativ 40% față de 2010 iar lucrările de explorare din ultimii doi ani au avut rezultate proaste, ducând la descoperirea de resurse certe noi de mai puțin de 150 de milioane de barili.

Nu le-ar ajunge banii ca să devină norvegieni

În cazul în care Scoția s-ar desprinde de Marea Britanie, veniturile încasate de noul stat independent de pe urma exploatării resurselor de petrol și gaze din Marea Nordului nu ar fi suficiente pentru crearea unui fond suveran de investiții similar celui deținut și administrat de Norvegia, una din principalele promisiuni economice ale naționaliștilor secesioniști scoțieni, potrivit unui raport recent al National Institute of Economic and Social Research (NIESR).

Potrivit documentului citat, care se bazează pe cele mai recente estimări și prognoze cu privire la producția de hidrocarburi din Marea Nordului și la evoluția cotațiilor internaționale la petrol și gaze, noul stat de-abia și-ar permite să-și mențină actualele cheltuieli cu serviciile publice și ar evita doar la limită capcana supraîndatorării.

Chiar și pentru o versiune mai modestă de fond suveran de investiții finanțat din taxarea producției offshore de hidrocarburi, Scoția ar fi nevoită fie să reducă cheltuielile bugetare, fie să majoreze taxele și impozitele, se afirmă în raport.

"Deși ar fi de dorit înființarea unui astfel de fond suveran de investiții după eventuala declarare a independenței Scoției, pe model norvegian, în scopul prevenirii efectelor negative ale fluctuațiilor prețurilor internaționale la petrol și gaze asupra veniturilor bugetare, analiza noastră a ajuns la concluzia că un stat scoțian independent nu ar avea la dispoziție un surplus suficient de venituri pentru a finanța înființarea unui astfel de fond", se spune în raportul NIESR.

Cum s-ar face împărțeala veniturilor petroliere

Legislația britanică în prezent în vigoare prevede că toate veniturile bugetare rezultate din taxarea producției de petrol și gaze din Marea Nordului aparțin, din punct de vedere juridic, unei regiuni economice speciale, intitulate Platforma Continentală Britanică (UK Continental Shelf - UKCS). Asta înseamnă că, oficial, aceste resurse nu aparțin Scoției, ci unei regiuni distincte de Marea Britanie „terestră”.

Însă dacă Scoția va deveni independentă și își va declara suveranitatea, scoțienii se așteaptă ca UKCS să fie divizată după criterii „geografice”, metodă care ar avantaja substanțial Scoția. Însă nu este singura metodă posibilă. Dacă banii vor fi împărțiți după numărul populației, atunci scoțienii vor ieși clar în dezavantaj.

„Dacă Scoția devine independentă, cel mai firesc ar fi ca UKCS să fie împărțită după principiul liniei mediane, toate punctele acesteia urmând să se afle la distanță egală de Scoția, pe de o parte, și de restul Marii Britanii, pe de altă parte”, este de părare profesorul Alex Kemp, de la Universitatea din Aberdeen, unul dintre principalii experți în industria petrolieră scoțiană.

Acesta adaugă că aceeași metodă a fost folosită în anii 60 pentru a împărți apele din Marea Nordului între Marea Britanie și celelalte țări cu ieșire la aceasta. Cel mai important tratat îm acest sens a fost semnat în 1965 de către Marea Britanie și Norvegia, pe baza liniei mediane. Asta deși, ulterior, când petrolul a început să țâșnească abundent în sectorul norvegian, mulți au spus că Marea Britanie a fost prea generoasă la negocieri.

Principiul liniei mediane a fost folosit și pentru a delimita zonele de pescuit ale Scoției și restului Marii Britanii în 1999. Cu această ocazie, linia mediană a fost efectiv impusă Scoției de către Parlamentul britanic, exixtând oponenți care au susținut că, în acest fel, Scoția a fost văduvită pe nedrept de o bună parte din teritoriu.

Aplicarea principiului liniei mediane duce de fapt la trasarea pe hartă a unei bizare linii curbe. Asta pentru că promontoriile coastei înclină spre nord, aceasta fiind, în anumite puncte, pe același nivel cu orașul Dundee, la 100 de mile de granița de la Berwick. Principiul liniei mediane este prevăzut și de Convenția Națiunilor Unite asupra dreptului mării (UNCLOS).

Totul se negociază

Pe de altă parte, însă, profesorul american de drept internațional David Scheffer spune că, de fapt, nu se poate spune că doctrina dreptului mării ar fi statică în ceea ce privește împărțirea rezervelor de hidrocarburi din Marea Nordului între cele două jurisdicții.

„Există o presupoziție populară potrivit căreia se va utiliza linia mediană, ceea ce ar fi în favoarea Londrei. Cu toate acestea, dreptul internațional invită de fapt la negocieri între părți cu privire la procedura de împărțire a teritoriului în cauză”, spune Scheffer.

Acesta, care este și director al Centrului Internațional pentru Drepturile Omului de la Northwest University din SUA, este de părere că această chestiune, a împărțirii resurselor de petrol din Marea Nordului, ar putea fi o foarte importantă armă de negociere politică a Scoției.

„Londra n-ar trebui să se culce pe o ureche și să trăiască cu ideea că automat se va aplica principiul liniei mediane și că nici măcar nu vor fi nevoiți să negocieze. Ar fi o greșeală foarte mare, pentru că, în cele din urmă, Scoția ar putea înainta chestiunea curților internaționale de justiție și ar putea obține acolo o împărțire mai favorabilă”, conchide profesorul american.

Scoțienii ar fi avantajați

Profesorul scoțian Kemp adaugă că, în cadrul mai multor proceduri internaționale de împărțire de teritorii, inclusiv în justiție, s-au folosit alte principii decât cel al liniei mediane.

„Pentru ca lucrurile să fie și mai complicate, în 1968 s-a trasat o altă linie, de la graniță direct peste Marea Nordului, împărțirea aceasta având ca scop delimitarea jurisdicțiilor din punct de vedere al chestiunilor de drept civil și penal. Astfel, la nord se această linie se aplică legea scoțiană, iar la sud – cea britanică. Unii ar spune că și pentru petrol ar trebui folosită aceeași delimitare. Interesat este, din punct de vedere economic, nici nu contează prea mult, devreme ce nu sunt prea multe câmpuri petroliere între linia mediană și cea trasată la nord de Berwick, și în nici un caz cele mai importante”, explică profesorul Kemp.

Important este altceva: dacă împărțirea se va face pe baza liniei mediane, circa 90% din resursele de petrol ale Marii Britanii vor trece sub jurisdicția Scoției, în cazul în care aceasta va deveni independentă. Potrivit cercetărilor profesorului Kemp, la nivelul anului 2010, peste 95% din producția britanică de petrol și 58% din cea de gaze naturale au fost extrase din zona care ar reveni Scoției la o eventuală astfel de împărțire.

Societatea Conpet, controlată majoritar de statul român și care este concesionara Sistemului Național de Transport al țițeiului, va fi scutită de obligația de a plăti administratorilor drumurilor publice tarifele de utilizare a acestora pentru lucrări de reabilitare și modernizare a conductelor amplasate în zona drumurilor publice, guvernul invocând faptul că, din această cauză, în prezent sunt blocate 6 lucrări de acest tip ale Conpet, iar societatea s-ar confrunta cu riscul de faliment în cazul în care ar plăti aceste tarife.

Conpet este listată la Bursa de Valori București (BVB) și are ca acționari principali statul român, prin Ministerul Economiei (58,71%) și Fondul Proprietatea (29,70%).

Potrivit notei de fundamentare a unui proiect de ordonanță de urgență, în prezent, administratorii drumurilor publice solicită Conpet plata folosinței zonei drumurilor subtraversată de conductele de transport, deși conductele respective aparțin, ca și zona drumurilor dealtfel, proprietății publice a statului.

"Astfel, ne aflăm în situația în care administratorul unui bun public solicită administratorului unui alt bun public taxe pentru motivul că al doilea bun public se află <încastrat> în primul", se arată în documentul citat.

Guvernul mai menționează că refuzul Conpet de a plăti tarif pentru ocuparea zonei drumului a condus, cu titlu de sancține, la refuzul administratorilor drumurilor publice din unele județe de a elibera autorizațiile necesare executării lucrărilor de reabilitare și modernizare a conductelor magistrale respective.

În plus, deși amplasarea rețelelor de gaze, apă și energie electrică în zona drumurilor publice este scutită expres, prin lege, de plata tarifelor de utilizare a drumurilor, iar sistemul național de transport al țițeiului are același regim juridic ca acestea, inclusiv calitatea de obiectiv de utilitate publică, legiuitorul a omis scutirea explicită de tarife a concesionarului sistemului.

Din cauza faptului că societatea Conpet a refuzat să plătească tarifele, în prezent, un număr de 6 lucrări de modernizare și reabilitare a unor conducte aflate în stare avansată de degradare, cuprinse în programul de investiții pe 2014 al societății, sunt blocate, deși Conpet a încheiat cu diferiți antreprenori contracte având ca obiect execuția acestora.

"În cazul în care nu se iau aceste măsuri, starea avansată de degradare a conductelor va conduce la accidente cu consecințe nefaste asupra mediului, iar acceptarea de către S.C. Conpet S.A. a plății tarifului pentru ocuparea zonei drumului de către componentele Sistemului Național de Transport al Petrolului ar însemna fie o agravare insuportabilă a sarcinilor concesiunii, ceea ce ar conduce nu numai la falimentul transportatorului, dar și la renunțarea în cele din urmă la activitatea de transport prin conducte, care, datorită creșterii costurilor, ar deveni nerentabilă, fie o trecere a acestor costuri în sarcina proprietarului, statul român, situație de asemenea inacceptabilă", afirmă Guvernul.

Societatea Conpet a dobândit calitatea de concesionară a sistemului național de transport al țițeiului în 2002, prin încheierea unui acord petrolier de concesiune cu Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM), aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.793/2002.

Conpet administrează o reţea de conducte cu o lungime de circa 3.800 de kilometri, care străbate 23 de judeţe.

Anul trecut, Conpet a realizat un profit net de 37,32 milioane lei, în creștere cu 21% față de 2012 (30,80 milioane lei).

În cazul în care Scoția s-ar desprinde de Marea Britanie, veniturile încasate de noul stat independent de pe urma exploatării resurselor de petrol și gaze din Marea Nordului nu ar fi suficiente pentru crearea unui fond suveran de investiții similar celui deținut și administrat de Norvegia, una din principalele promisiuni economice ale naționaliștilor secesioniști scoțieni, potrivit unui raport recent al National Institute of Economic and Social Research (NIESR).

Potrivit documentului citat, care se bazează pe cele mai recente estimări și prognoze cu privire la producția de hidrocarburi din Marea Nordului și la evoluția cotațiilor internaționale la petrol și gaze, noul stat de-abia și-ar permite să-și mențină actualele cheltuieli cu serviciile publice și ar evita doar la limită capcana supraîndatorării.

Chiar și pentru o versiune mai modestă de fond suveran de investiții finanțat din taxarea producției offshore de hidrocarburi, Scoția ar fi nevoită fie să reducă cheltuielile bugetare, fie să majoreze taxele și impozitele, se afirmă în raport.

Norvegieni milionari

Toți banii încasați de statul norvegian din activitatea de extracție de petrol și gaze din Marea Nordului, prin taxe și dividende, sunt economisiți în vederea finanțării în viitor a pensiilor norvegienilor. În acest scop, în 1990 a fost înființat un fond suveran de investiții, Norway Oil Fund, administrat de un departament de asset management al băncii centrale și finanțat din încasările detaliate mai sus.

La finalul anului trecut, valoarea totală a activelor fondului a depășit 600 de miliarde de euro (circa 5.110 coroane norvegiene), astfel încât, formal, fiecare cetățean al Norvegiei, țară, cu o populație de aproape 5,1 milioane de persoane, a ajuns milionar în monedâ națională.

Valoarea activelor fondului Government Pension Fund Global a crescut la peste 5.110 miliarde de coroane norvegiene (600 de miliarde de euro) încă din prima săptămână a anului 2014, valoare de peste un milion de ori mai mare decât populaţia Norvegiei la cel mai recent recensământ (5.096.300).

Dezbateri aprinse

"Deși ar fi de dorit înființarea unui astfel de fond suveran de investiții după eventuala declarare a independenței Scoției, pe model norvegian, în scopul prevenirii efectelor negative ale fluctuațiilor prețurilor internaționale la petrol și gaze asupra veniturilor bugetare, analiza noastră a ajuns la concluzia că un stat scoțian independent nu ar avea la dispoziție un surplus suficient de venituri pentru a finanța înființarea unui astfel de fond", se spune în raportul NIESR.

Raportul vine să inflameze și mai mult dezbaterea publică cu privire la efectele economice ale unei eventuale separări a Scoției de Marea Birtanie. Liderul naționalist scoțian Alex Salmond spune că vrea ca resursele energetice din Marea Nordului să permită noului stat să mențină cheltuielile publice și sociale cel puțin la nivelul din momentul de față, în timp ce premierul britanic David Cameron a declarat că Scoția ar fi mai în siguranță din punct de vedere economic și politic dacă ar rămâne parte a Regatului Unit.

Economia unei Scoții independente ar fi de circa 150 de miliarde de lire sterline pe an, dacă se iau în calcul partea care le-ar reveni scoțienilor din taxarea producției de hidrocarburi din Marea Nordului, potrivit estimărilor autorităților de la Edinburgh, care apreciază că deficitul bugetar al Scoției independente nu ar depăși 3,2% din PIB în 2016-2017, primul an de deplină autonomie.

Scoțienii sunt acum bogați

În foaia sa de parcurs cu privire la independența Scoției, dată publicității în noiembrie anul trecut, guvernul scoțian enumera crearea unui fond suveran de investiții bazat pe venituri petroliere printre prioritățile politicii sale economice de după desprinderea de UK.

Pe de altă parte, în raportul citat se spune că locuitorii Scoției se bucură deja de nivelul de prosperitate promis de naționaliști în viitor, după eventuala declarare a independenței.

Un sondaj de opinie recent arată că 37% dintre cetățenii cu drept de vot sunt în favoarea independenței Scoției, cu 5 puncte procentuale mai mulți decât la precedentul sondaj, efectuat în septembrie anul trecut. Procentul celor care vor rămânerea Scoției în cadrul Marii Britanii a scăzut de la 49% la 44%.

Cum s-ar face împărțeala veniturilor petroliere

Legislația britanică în prezent în vigoare prevede că toate veniturile bugetare rezultate din taxarea producției de petrol și gaze din Marea Nordului aparțin, din punct de vedere juridic, unei regiuni economice speciale, intitulate Platforma Continentală Britanică (UK Continental Shelf - UKCS). Asta înseamnă că, oficial, aceste resurse nu aparțin Scoției, ci unei regiuni distincte de Marea Britanie „terestră”.

Însă dacă Scoția va deveni independentă și își va declara suveranitatea, scoțienii se așteaptă ca UKCS să fie divizată după criterii „geografice”, metodă care ar avantaja substanțial Scoția. Însă nu este singura metodă posibilă. Dacă banii vor fi împărțiți după numărul populației, atunci scoțienii vor ieși clar în dezavantaj.

„Dacă Scoția devine independentă, cel mai firesc ar fi ca UKCS să fie împărțită după principiul liniei mediane, toate punctele acesteia urmând să se afle la distanță egală de Scoția, pe de o parte, și de restul Marii Britanii, pe de altă parte”, este de părare profesorul Alex Kemp, de la Universitatea din Aberdeen, unul dintre principalii experți în industria petrolieră scoțiană.

Acesta adaugă că aceeași metodă a fost folosită în anii 60 pentru a împărți apele din Marea Nordului între Marea Britanie și celelalte țări cu ieșire la aceasta. Cel mai important tratat îm acest sens a fost semnat în 1965 de către Marea Britanie și Norvegia, pe baza liniei mediane. Asta deși, ulterior, când petrolul a început să țâșnească abundent în sectorul norvegian, mulți au spus că Marea Britanie a fost prea generoasă la negocieri.

Principiul liniei mediane a fost folosit și pentru a delimita zonele de pescuit ale Scoției și restului Marii Britanii în 1999. Cu această ocazie, linia mediană a fost efectiv impusă Scoției de către Parlamentul britanic, exixtând oponenți care au susținut că, în acest fel, Scoția a fost văduvită pe nedrept de o bună parte din teritoriu.

Aplicarea principiului liniei mediane duce de fapt la trasarea pe hartă a unei bizare linii curbe. Asta pentru că promontoriile coastei înclină spre nord, aceasta fiind, în anumite puncte, pe același nivel cu orașul Dundee, la 100 de mile de granița de la Berwick. Principiul liniei mediane este prevăzut și de Convenția Națiunilor Unite asupra dreptului mării (UNCLOS).

Totul se negociază

Pe de altă parte, însă, profesorul american de drept internațional David Scheffer spune că, de fapt, nu se poate spune că doctrina dreptului mării ar fi statică în ceea ce privește împărțirea rezervelor de hidrocarburi din Marea Nordului între cele două jurisdicții.

„Există o presupoziție populară potrivit căreia se va utiliza linia mediană, ceea ce ar fi în favoarea Londrei. Cu toate acestea, dreptul internațional invită de fapt la negocieri între părți cu privire la procedura de împărțire a teritoriului în cauză”, spune Scheffer.

Acesta, care este și director al Centrului Internațional pentru Drepturile Omului de la Northwest University din SUA, este de părere că această chestiune, a împărțirii resurselor de petrol din Marea Nordului, ar putea fi o foarte importantă armă de negociere politică a Scoției.

„Londra n-ar trebui să se culce pe o ureche și să trăiască cu ideea că automat se va aplica principiul liniei mediane și că nici măcar nu vor fi nevoiți să negocieze. Ar fi o greșeală foarte mare, pentru că, în cele din urmă, Scoția ar putea înainta chestiunea curților internaționale de justiție și ar putea obține acolo o împărțire mai favorabilă”, conchide profesorul american.

Scoțienii ar fi avantajați

Profesorul scoțian Kemp adaugă că, în cadrul mai multor proceduri internaționale de împărțire de teritorii, inclusiv în justiție, s-au folosit alte principii decât cel al liniei mediane.

„Pentru ca lucrurile să fie și mai complicate, în 1968 s-a trasat o altă linie, de la graniță direct peste Marea Nordului, împărțirea aceasta având ca scop delimitarea jurisdicțiilor din punct de vedere al chestiunilor de drept civil și penal. Astfel, la nord se această linie se aplică legea scoțiană, iar la sud – cea britanică. Unii ar spune că și pentru petrol ar trebui folosită aceeași delimitare. Interesat este, din punct de vedere economic, nici nu contează prea mult, devreme ce nu sunt prea multe câmpuri petroliere între linia mediană și cea trasată la nord de Berwick, și în nici un caz cele mai importante”, explică profesorul Kemp.

Important este altceva: dacă împărțirea se va face pe baza liniei mediane, circa 90% din resursele de petrol ale Marii Britanii vor trece sub jurisdicția Scoției, în cazul în care aceasta va deveni independentă. Potrivit cercetărilor profesorului Kemp, la nivelul anului 2010, peste 95% din producția britanică de petrol și 58% din cea de gaze naturale au fost extrase din zona care ar reveni Scoției la o eventuală astfel de împărțire.

În primăvara anului 2012, în timp ce se plimba prin pădurile din nordul provinciei Ontario, Sonny Gagnon a dat peste o grămadă de echipamente de supraveghere printre molizii înalți. Gagnon este șeful tribului aborigen Aroland, un grup de 450 de persoane care trăiesc într-un sat din case șubrede, înconjurat de pământuri mlăștinoase. El urmărește tot ce se întâmplă în comunitatea sa. Iar utilajele de supraveghere nu aveau ce să caute acolo.

„M-am enervat”, spune el, după ce a aflat că echipamentul aparține unui subcontractor al companiei miniere Cliff Natural Resourses Inc., cu sediul în Cleveland, relatează Bloomberg. 

S-a dovedit ulterior că cei de la Cliffs aveau planuri de exploatare a zăcămintelor de cromită la nord de rezervația Aroland, vrând să construiască un drum care să traverseze acest teritoriu, pentru a transporta minereul în camioane până la un punct de cale ferată.

„Nu s-au consultat cu noi în legătură cu ceea ce vroiau să facă pe acest teren”, spune Gognon. „Le-am spus să plece și să nu se mai întoarcă”, a explicat el.

Gagnon și grupul săi de indigeni au instalat un filtru pe drum pentru a monitoriza traficul spre acea zonă. Cliffs a suspendat planurile pentru mină în noiembrie, invocând în declarația oficială „riscuri” legate de capacitatea sa de a transporta minereul pentru a fi procesat. Oficialii companiei nu au răspuns cererilor repetate ale reporterilor Bloomberg pentru a comenta această situație.

Decizie a Curții Supreme

Canadienii aborigeni din Quebec și British Columbia își apără public drepturile. Stimulați de o decizie a Curții Supreme care le impune guvernelor „să consulte și să țină cont” de grupurile de aborigeni înainte ca minerii și operatorii sondelor de petrol și gaze să le invadeze pământurile, nativii au blocat șase proiecte majore de la hotărârea instanței.

Printre proiecte se numără o conductă de petrol, o investiție de 6.5 miliarde de dolari canadieni (6 miliarde de dolari americani), de la Alberta la Oceanul Pacific, și un proiect de explatare a zăcămintelor de gaze de șist în provincia estică New Brunswick.

Activismul nativilor i-a încurcat strategia premierului Stephen Harper de a crește economia canadiană prin implementarea unor proiecte de exploatare a resurselor naturale în valoare de 650 de miliarde de dolari canadieni în umătorii zece ani și de a transforma statul într-o „superputere în domeniul energiei”. Printre prioritățile guvernului se numără proiecte miniere în așa-numita regiune Ring of Fire din nordul provinciei Ontario, exploatări petroliere extinse din nisipurile bituminoase din Alberta și exploatări de gaze naturale în British Columbia.

Nativii canadieni cer să aibă un cuvânt de spus în ceea ce privește derularea acestor proiecte, iar decizia instanței din 2004 obligă guvernul să le dea unul.

Chestiuni majore

„Acestea sunt niște chestiuni majore, care au implicații enorme asupra economiei țării”, spune Bob Rae, un fost premier din Ontario care, până în aprilie 2013, a condus Partidul Liberal federal din Canada. „Sunt chiar în mijlocul vieții economice a Canadei”, a adăugat el.

Nativii au în Rae un aliat politic important, care a fost de acord să meargă, din partea celor nouă șefi de trib ai consiliului Matawa First Nations, inclusiv Gagnon, la negocieri cu reprezentanții companiilor miniere, ai guvernelor proviciilor și ai autorităților federale. Puterea consiliului se extinde asupra nordului provinciei Ontario, pe perimetrele unde s-au făcut descoperiri importante de resurse minerale chiar recent, în 2008. Companiile miniere, printre care Cliffs și Noront Resources Ltd., estimează că în regiune sunt zăcăminte de cupru, zinc și cromită în valoare de 50 de miliarde de dolari canadieni.

Cea mai recentă demonstrație de putere a aborigenilor s-a derulat în New Brunswick, în octombrie și noiembrie, când aceștia s-au adunat pentru a demonstra împotriva planurilor companiei Southwestern Energy Co., cu sediul la Houston, de a extrage gaze naturale de pe pământurile lor. Protestatarii au avut ciocniri violente cu forțele de ordine, aruncând cu cocktailuri Molotov și incendiind șase mașini de poliție.

Compania spune că întreruperea operațiunilor o costă 60.000 de dolai pe zi. A obținut un ordin judecătoresc care i-a oprit pe protestatari și a continuat forajul de explorare în luna decembrie.

„Începeți prin a asculta”

Confruntări de genul celor din New Brunswick sunt o dovadă că guvernul federal canadian nu și-a îndeplinit mandatul de a consulta consiliul First Nations în ceea ce privește astfel de proiecte, consideră Paul Martin, un susținător al drepturilor aborigenilor, care a condus Canada din funcția de premier din decembrie 2003 până în februarie 2006.

„Dacă vrei să ai o relație, începe prin a asculta”, spune Martin. „Iar guvernul federal pare incapabil să facă asta”, a adăugat el.

Premierul Harper s-a angajat „să restabilească relația” dintre guvern și indigenii canadieni. „În mod cert, în trecut, lipsa de încredere reciprocă ne-a tras în spate”, a spus el în 2012.

Canada are de înfruntat provocările aruncate de aborigenii care se opun proiectelor de extracție a resurselor mai mult decât orice alt stat din lume, după cum arată un raport din octombrie, realizat de organizația First Peoples Worldwide, cu sediul în Fredericksburg, Virginia, care oferă granturi și servicii triburilor aborigene.

Scindare ideologică

Activiștii se împart în două grupuri. Așa-zișii tradiționaliști vor să oprească dezvoltarea și să își conserve pământurile pentru vânătoare și pescuit. „Progresiștii” vor să participe la bogăția enormă care este produsă de companiile țării specializate în exploatarea resurselor.

Adesea, ambele puncte de vedere sunt reprezentante în interiorul aceluiași grup nativ, ceea ce duce la conflict. Ambele pot fi găsite în mișcarea națională Idle no more (Nu mai fi pasiv – n.r.), care a organizat proteste în toată lumea – inclusiv în Stockholm și Londra – revendicând locuri de muncă, acces la educație și dezvoltare economică pentru comunitățile de indigeni din Canada.

Idle No More a ținut prima pagină a ziarelor in ianuarie 2013, atunci când a declanșat proteste care au blocat traficul feroviar dintre Montreal și Toronto.

Canada înseamnă căminul a circa 1,4 milioane de nativi, care reprezintă 4,3% din totalul populației, comparativ cu 2% în SUA, conform rezultatelor celui mai recent recesământ. Mai mult de jumătate din nativii canadieni First Nations locuiesc și muncesc în orașe, iar restul sunt împrăștiați în mai mult de 600 de rezervații amplasate de-a lungul a șase fusuri orare.

Diferențe de venituri

Rata șomajului este de 90% în comunitățile de nativi precum Aroland, iar venitul mediu pe cap de locuitor a fost de 14.000 de dolari canadieni în 2005, anul publicării ultimelor date. Venitul pe cap de locuitor luat la nivelul întregii populații a Canadei este astăzi de 40.650 de doalri canadieni, potrivit institutului național de statistică.

Companiile canadiene de explorare și exploatare a resurselor naturale spun că abia așteaptă să dea satisfacție consiliului First Nations, atât timp când acesta ridică pretenții rezonabile. În august 2013, compania Athabasca Oil Corp., cu sediul la Calgary, a obținut aprobarea din partea organismului de reglementare în domeniul energiei din Alberta pentru a demara un proiect de explorare a nisipurilor bituminoase în zona de nord-est a provinciei, în ciuda protestelor comunității Fort McKay First Nation (care include cinci rezervații de indieni/nativi), ale cărei terenuri tradiționale de vânătoare se învecinează cu situl propus.

Grupul de la Fort McKay dorește să fie lăsată o distanță de amortizare de 20 de kilometri în jurul sitului de foraj. Athabasca a respins această idee, dar în data de 17 decembrie a anului trecut, Sveinung Svarte, directorul executiv al companiei a declarat: „Părerea noastră este că se poate ajunge la o soluție reciproc acceptabilă”.

Impas tensionat

Acțiunile companiei Athabasca au scăzut cu 38 de procente în 2013, pe fondul incertitudinii legate de proiectul care ar putea duce la producerea unei cantități de 250.000 de barili de petrol pe zi, la capacitate maximă.

Pe coasta Pacificului, constructorul de conducte Enbridge Inc., cu sediul în Calgary, a ajuns într-un impas tensionat cu nativii. Compania vrea să instaleze o conductă de 1.178 de kilometri, numită Northern Gateway, pentru a conecta nisipurile bituminoase din Alberta de portul Kitimat de la Pacific, unde petrolul ar urma să fie încărcat în containere, care ar urma să fie transportate pe piețele asiatice, însetate de petrol. Conducta ar urma să traverseze munții din British Columbia și râurile în care migrează somonul.

Conductei i se opun grupurile de nativi de pe o mare parte a traseului propus pentru că, susțin ei, vărsările și scurgerile de petrol le-ar distruge zonele de vânătoare și de pescuit. Yinka Dene Alliance, un grup de șase triburi ale căror terenuri se întind de-a lungul traseului propus al conductei spre mare, le-a interzis tuturor contractorilor Northern Gateway să pună piciorul pe pământul lor.

Politica din spatele conductei

Coastal First Nations, o alianță formată din nouă grupuri de aborigeni de pe litoralul provinciei British Columbia, este, de asemenea, hotărâtă să blocheze conducta Enbridge, și s-a alăturat altor zeci de comunități First Nations care și-au exprimat opoziția față de amplasarea acesteia în timpul audierilor derulate de organismul de reglementare al Canadei, Consiliul Național pentru Energie.

Consiliul a dat undă verde proiectului printr-o decizie luată în luna decembrie a anului trecut, impunând un set de 209 condiții pentru autorizarea construcției, printre care multe erau menite să protejeze mediul și, implicit, terenurile nativilor. Enbridge spune că va cheltui cu 500 de milioane de dolari canadieni mai mult pentru a crește grosimea țevilor, că va instala sisteme duale de detectare a scurgerilor și că va plasa personal permanent la stațiile de pompare îndepărtate, pentru a minimiza riscul de a surveni scurgeri.

„Am fost în mai multe locuri în British Columbia pentru a încerca să vorbesc cu oamenii despre proiect, dar, mai important, pentru a asculta ceea ce îmi spun ei”, a explicat Al Monaco, directorul executiv al Enbdridge. „Eu nu spun mare lucru. În esență, ascult care sunt îngrijrările”, a adăugat el.

Nativii nu sunt convinși. Art Sterritt, directorul executiv al Coastal First Nations, stă în picioare la bordul vasului său lung de 20 de metri, navigând în apele de lângă portul Prince Rupert și arată spre Strâmtoarea Hecate la un șir de geamanduri care marchează locurile unde, în 2012, au fost însămânțate pe fundul mării scoici tinere.

Economie bazată pe cultivarea scoicilor

Fragilele crescătorii de scoici sunt parte a unui efort de a reconstrui economia aborigenă tradițională bazată pe acvacultură.

„Scoicile sunt cu adevărat la baza a ceea ce suntem”, spune Sterritt, în timp ce un banc de balene înoată la suprafață, în apropierea bărcii. Spune că nu vrea să riște ca o scurgere de petrol să distrugă în viitor acest golf curat.

„Încă sperăm că își vor da seama de importanța stopării acestui proiect”, spune Arnold Clifton, consilier șef al Gitga’at First Nation. „Toate opțiunile sunt pe masă”, a completat el.

Premierul Harper, care se confruntă de asemenea cu opoziția exprimată față de conductă de către locuitorii non-nativi din British Columbia, are timp până în luna iunie să decidă soarta proiectului.

Recentele victorii reputate în suspendarea proiectelor i-au încurajat pe aborigeni.

„Deținem totul”

„Avem autoritatea să ajungem la orice acord vrem”, explică Gary Allen, șeful Nigigoonsiminikaaning First Nation, care negociază cedarea drepturilor de tăiere a arborilor din fondul forestier de pe terenul său din nordul provinciei Ontario cu Resolute Forest Products Inc., cu sediul la Montreal, și alte companii. „Fie că e vorba de sectorul minier, forestier sau e vorba de apă – noi deținem totul”, spune el.

În realitate, ceea ce nativii dețin sau controlează este o chestiune aflată în dispută, și a fost așa de când a fost fondată Canada. Chiar dacă decizia din 2004 a Curții Supreme a forțat guvernul să negocieze cu First Nations când se instalează pe un teritoriu pe care ei îl ocupă, instanța nu le-a dat aborigenilor dreptul de veto asupra proiectelor de exploatare a resurselor sprijinite de guvern.

Canada a semnat 11 tratate majore cu nativii începând din 1867, atunci când țara a obținut independența față de Marea Britanie. Tratatele garantau că nativii pot să-și păstreze stilul de viață tradițional, dar fără să le confere dreptul de proprietate asupra niciunui teren, explică Thomas Isaac, partener și șef al departamentului de drept aborigen la casa de avocatură din Toronto Osler, Hoskin & Harcourt LLP. Decizia Curții Supreme a clarificat responsabilitățile guvernului de la Ottawa, consideră Isaac.

Tratament corect

„Guvernul este piesa din centrul roții/mecanismului”, spune el. „Instanțele se uită îmapoi și se bazează pe principiile străvechi privind corectitudinea și echitatea. Este vorba de guvernul care își tratează corect supușii.”

În zona Ring of Fire din nordul provinciei Ontario, guvernul federal joacă rolul de intermediar pentru a se asigura că noile mine includ servicii de instruire și locuri de muncă pentru aborigeni și că nu afectează permanent mediul.

„Vrem să facem asta în mod corect. Trebuie să se respecte politicile de incluziune socială”, spune Greg Rickford, ministrul federal responsabil cu dezvoltarea. „Comunitățile First Nations pot și vor contribui cu priceperea/cunoștințele lor la procesele de evaluare a impactului asupra mediului”, a adăugat el.

Fostul premier Martin crede că „popoarele indigene ale Canadei nu se opun dezvoltării. Ceea ce vor este ca aceasta să fie realizată într-un mod sustenabil și în consultare cu cei care trăiesc în apropierea acestor proiecte”.

165 de plângeri

Revendicările nativilor sunt în cea mai mare parte înaintate instanțelor și altor foruri guvernamentale. Începând din 2011, aborigenii au depus 165 de plângeri împotriva guvernului federal, alături de Comisia Canadiană pentru Apărarea Drepturilor Omului, reclamând că primesc fonduri insuficiente pentru educație și măsuri de protecție a copilului. În disputele referitoare la proiectele de exploatare a resurselor naturale, companiile miniere și de forare sunt prinse la mijloc.

„Așteptările avute de la companiile din această zonă au evoluat incredibil de repede pe parcursului ultimilor zece ani”, spune Robert Walker, vicepreședinte al companiei NEI Investments, cu sediul la Vancouver, care administrează active de 5,5 miliarde de dolari canadieni. „Puterea First Nation este în creștere”, explică el.

Sonny Gagnon, șeful Aroland, intenționează să profite din plin de acest lucru. Condițiile de trai în Aroland sunt specifice pentru o comunitate rurală tipică a nativilor. Casele rămân neterminate sau sunt în stare de degradare. Mamele merg pe drumul de țară neasfaltat împingând cărucioare de copii. Singura afacere este un magazin pe un colț care vinde carburanți și conserve. Cel mai mare dintre puținii angajatori este guvernul tribal, care dă salarii unui număr de aproximativ 30 de persoane. Cei mai mulți dintre ceilalți localnici trăiesc din ajutoare sociale ale guvernului, de aproximativ 400 de dolari canadieni pe lună.

Lupta cu sărăcia

Gagnon spune că singurul lui scop este atenuarea sărăciei lucii în care se zbate comunitatea sa. Chiar dacă blochează construirea drumului propus de Cliffs prin așezarea sa, el susține că nu are nicio obiecție față de proiectul minier.

„Sunt pentru dezvoltare”, declară el.

Cliffs ar folosi acest drum pentru a transporta minereu dintr-o mină aflată la 340 de kilometri în nord la o statie de cale ferată din Aroland. Aproximativ 100 de camioane încărcate zilnic cu minereu ar trece prin comunitate.

„Vreau locurile astea de muncă pentru oamenii mei”, spune Gagnon. „Vreau ca ei să câștige 400 de dolari pe zi”, subliniază șeful de trib.

Un vânt de gheață lovește zgomotos un depozit de materiale feroase din York, statul Nebraska (SUA), în timp ce înăuntru un grup de fermieri și crescători de animale promit solemn că nu vor semna acorduri de cedare a terenurilor lor sau a drepturilor de folosință asupra lor companiei canadiene care vrea să construiască conducta petrolieră-mamut Keystone XL, relatează Bloomberg.

„Cred că TransCanada este surprinsă că noi, oameni simpli de la țară, ne-am reunit”, spune Bonny Kilmurry, unul dintre cei aproximativ 145 de proprietari de teren care s-au întâlnit aici, la aproximativ 100 de mile (160 de kilometri) vest de Omaha, care au respins propunerea oficială de negociere a companiei. „Cred că avem într-adevăr speranța că vom rămâne uniți”, adaugă localnica.

În timp ce compania TransCanada Corp., cu sediul central în Calgary, a semnat înțelegeri cu proprietari de terenuri din Montana și Dakota de Sud, de-a lungul coridorului propus, de aproximativ 1.900 de kilometri, pornind de la Alberta, unele familii de pe traseul din estul statului Nebraska rezistă. Ei speră că dacă sunt uniți vor avea putere mai mare pentru a negocia standarde de siguranță mai stricte, pentru a-și proteja resusele de apă.

Departamentul de Stat al SUA a dat recent publicității un raport de mediu, care, fără să recomande aprobarea sau respingerea proiectului conductei, concluzionează că eventuala ei construire nu ar majora deloc emisiile de dioxid de carbon. Analiza vine în contextul dezbaterilor privind siguranța transportului feroviar de petrol, după accidente precum cel din iulie 2013, când un tren cu vagoane-cisternă a deraiat în orășelul Lac-Mégantic, din Quebec, Canada, catastrofă care s-a soldat cu moartea mai multor persoane.

Refuză sume mari de bani

Agențiile federale vor avea la dispoziție 90 de zile pentru a dezbate dacă acestă conductă cu diametrul de 90 de centrimetri este sau nu de interes național. Președintele Barack Obama a declarat că nu va aproba proiectul Keystone XL dacă se dovedește că acesta ar crește substanțial emisiile de dioxid de carbon.

TransCanada a schimbat traseul prin Nebraska în 2012, când guvernatorul Dave Heineman, un republican, și-a exprimat îngrijorarea că o scurgere de petrol ar afecta regiunea Sandhills, sensibilă din punctul de vedere al protecției mediului, sau acviferul Ogallala de sub aceasta, care asigură necesarul de apă potabilă pentru 1,5 milioane de persoane și care este esențial pentru agricultură.

Faptul că proprietarii de pământuri din Nebraska au refuzat să cedeze terenuri care, în unele cazuri, aparțin familiilor lor de generații, reprezintă cea de-a doua provocare pe care statul de preerie răzvrătit i-a aruncat-o proiectului de 5,4 miliarde de dolari.

În ultimele luni, compania și-a intensificat demersurile pentru a negocia acorduri cu proprietarii de pământuri de pe noul traseu, în contextul în care unii fermieri au refuzat sume și de peste 285.000 de dolari în schimbul folosirii terenurilor lor.

Obama va lua decizia finală

TransCanada, care vrea să construiască conducta Keystone XL pentru a lega zăcămintele de țiței din nisipurile bituminoase din Alberta de rafinăriile din Golful Mexicului, „a semnat acorduri cu aproximativ 73% din proprietarii de terenuri de pe traseul revizuit din Nebraska”, a spus David Sheremata, un purtător de cuvânt al companiei, prin e-mail, potrivit Bloomberg. „Suntem mulțumiți de progresul pe care l-am făcut acolo”, a completat oficialul.

În timp ce la nivel federal continuă să fie analizată ceea ce unii numesc cea mai verificată conductă în istoria SUA, locuitorii din Nebraska se alătură activiștilor de mediu în încercarea de a capta atenția Congresului și a americanilor obișnuiți.

„Ceea ce facem noi este foarte diferit de ceea ce alți propietari de pământ au făcut”, a spus Jane Kleeb, director executiv al organizației non-profit cu sediul la Hastings Bold Nebraska. „În loc să negociem prețul, noi spunem că nu vom negocia până când ei nu vor obține aviz de mediu și autorizație de construcție. Asta a schimbat regulile pentru TransCanada”, a completat ea.

Raportul Departamentului de Stat asupra conductei va merge la președintele Barack Obama, care va lua decizia finală.

„Dacă Departamentul de Stat descoperă ceea de deja a descoperit în raportul preliminar – că nu va fi nicio creștere a poluării de la nisipurile bituminoase – atunci proprietarii de terenuri din Nebraska ar putea să aibă un rol în decizia lui, pentru că există o altă caracteristică pe care trebuie să o aibă conducta, aceea de a fi în interesul național al SUA”, a spus Daniel J. Weiss, director de strategie climatică al Center for American Progress, un think-tank din Washington apropiat de Partidul Democrat.

Există și altfel de interese

Este firesc ca proprietarii din Nebraska amenințați cu exproprierea, precum și ceilalți localnici care se opun proiectului conductei Keystone XL, să accepe orice sprijin care li se oferă în lupta lor contra celor de la TransCanada Corp. În aceste condiții, este de asemenea explicabil că unele din organizațiile care s-au alăturat protestului au motivații proprii în a se opune construirii conductei, diferite de cele ale localnicilor.

De exemplu, ONG-ul BOLD Nebraska este finanțat aproape integral de către omul de afaceri și filantropul Dick Holland din Omaha. Holland este unul dintre cei mai vechi și mai apropiați prieteni și parteneri de afaceri ai lui Warren Buffett, inclusiv la Berkshire Hathaway. Ambii susțin Partidul Democrat și au contribuit masiv, financiar și logistic, la dublul succes în alegeri al actualului președinte american, Barack Obama.

Buffett are propriile sale motive, extrem de pragmatice, pentru a se opune proiectului Keystone XL. În 2009, la un an după alegerea lui Obama la Casa Albă, Buffett a cumpărat cu nu mai puțin de 44 de miliarde de dolari corporația feroviară Burlington Northern Santa Fe. Cu extinderi minime, care ar presupune costuri infinit mai mici decât prețul de achiziție, liniile ferate deținute de Burlington Northern Santa Fe ar putea prelua integral sarcina pentru care se dorește construiea conductei Keystone XL, respectiv transportul țițeiului canadian extras din nisipuri bituminoase către rafinăriile din Statele Unite.

Este, de altfel, concluzia unui raport al Departamentului de Stat al SUA din 2012, pe baza căruia președintele Barack Obama a decis să amâne acordarea unei autorizații de construcție celor de la TransCanada Corp.

Un alt miliardar și filantrop, care a finanțat și a susținut prin intervenții publice protestele împotriva construirii conductei Keystone XL, este Tom Steyer. Și el a sprijinit financiar Partidul Democrat și candidatura lui Barack Obama. În 2012, a semnat, alături de Buffett și Bill Gates, un angajament de a-și dona jumătate din avere pentru acțiuni de binefacere.

O provocare constituțională

Mai mult, proprietarii de pământuri din Nebraska au chemat în instanță statul, atacând constituționalitatea legii care i-a permis lui Heineman să autorizeze noul traseu al conductei, în loc să lase Nebraska Public Service Commission să ia această decizie.

Oricine ar pierde va urma, cel mai probabil, să atace decizia instanței la curtea supremă a statului, a spus David Domina, un avocat din Omaha care îi reprezintă pe proprietarii de terenuri.

Membrii rezistenței din Nebraska folosesc canalul YouTube deținut de Google pentru a menține în atenția publică îngrijorările lor privind impactul potențial al conductei asupra vieții lor rurale și asupra climei la nivel mondial.

Mișcarea a câștigat în vizibilitate în septembrie, când organizația Bold Nebraska și grupuri ecologiste au folosit 65.000 de dolari din contribuțiile a peste 1.300 de donatori pentru cumpăra un kit/proiect pentru un hambar alimentat cu energie regenarabilă, apoi au recrutat voluntari pentru a-l construi chiar pe traseul proiectat al conductei.

Jenni Harrington a cedat pentru construirea hambarului o parte din terenul pe care cultiva soia, de la ferma familiei sale, situată la 24 de kilometri nord-vest de York.

De la stră-stră-bunic

„Stră-stră-străbunicul meu și-a ridicat o gospodărie pe acest pământ în 1864”, a spus Harrington într-un interviu acordat în hambar, în timp ce o moară de vânt scârțâia afară, iar praful se strecura pe sub ușă.

„Dacă aceasta li se va da lor pământul pe care noi l-am moștenit de la tatăl nostru, acesta nu va fi la fel ca cel pe care îl vom lăsa noi moștenire copiilor noștri”, a spus ea. „Îngrijorarea noastră este constă în aceea că există riscul să apară scurgeri din conductă, care să ajungă în fântânile noastre”, a adăugat Harrington.

TransCanada a spus că a căzut de acord să folosească pereți mai groși de oțel, mai multe supape de închidere și alte tehnici de siguranță la construcția conductei, pentru a minimiza riscurile.

„Raportul final asupra impactului de mediu al conductei Keystone XL a evaluat în detaliu impacturile unor scugeri din conductă, inclusiv asupra acviferului”, a declarat Sheremata, purtătorul de cuvânt al companiei. „Chiar și în zone în care scurgerea ar ajunge la pânza freatică, impacturile ar fi limitat la o suprafață măsurată de doar câteva sute de metri”, a adăugat el.

„Heringul roșu”

Brigham McCown, fost administrator al U.S. Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (Administrația SUA privind siguranța conductelor și a materialor periculoase – n.r.) din perioada mandatului președintelui George W. Bush, a dat un nume îngrijorărilor privind dauna produsă asupra acviferului: „heringul roșu”.

„Sunt sute de mile de conductă în acviferul Ogallala”, a spus el.

McCown a afirmat că locuitorii statului Nebraska au reușit să reziste mai mult timp decât proprietarii de terenuri din Texas și Oklahoma, care s-au opus construirii piciorului sudic al conductei. Acel traseu, cunoscut sub numele linia Coastei Golfului (Gulf Coast Line – n.r.), a devenit operațională în 22 ianuarie și transportă petrol brut pe plan regional.

TransCanada a luat o parte de pământ de la proprietarii din Texas prin expropriere în interes public, o acțiune pe care compania spune că o va folosi în Nebraska doar „în ultimă instanță”.

Expropierea în interes public este dreptul statului de a confisca proprietatea privată pentru binele public, atât timp cât proprietarul terenului este compensat. În Texas, operatorii de conducte care pot fi catalogate drept conducte magistrale pot contesta dreptul de proprietate pentru a obține acordurile de folosire a terenului, tot o formă de luare în posesie.

Deplasarea solului

La aproximativ 170 de kilometri nord de ferma Harrington, aproape de Neligh, Art Tanderup spune că e îngrijorat că această conductă, care ar urma să treacă pe la aproximativ 180 de metri de o casă construită în 1921 de bunicul soției sale, va deplasa solul, ceea ce îi va crea dificultăți să obțină profit din cultura sa de soia.

„Am pierde aproape 50 de acri de teren în timpul construcției”, a spus fostul profesor de liceu, care a ieșit la pensie în 2011 pentru a conduce ferma împreună cu soția sa, Helen. „Ei spun că vor reface terenul așa cum era, dar sunt îngrijorat că va fi dificil să mai cresc ceva”, a adăugat el.

Cățelui familiei Tenderup, Penny, țopăia pe lângă fermier în timp ce acesta își conducea camioneta pe terenul accidentat, plin de coji uscate de porumb. Construirea conductei, a spus el, ar putea afecta artefactele lăsate de indienii din tribul Ponca în anii 1870, în timpul relocării forțate din Nebraska la Oklahoma, cunoscută sub numele de Trail of Tears (drumul lacrimilor – n.r.).

Zonă instabilă

La aproximativ 120 de kilometri mai în nord, în Holt Conty, Terry și Diana Steskal au spus că această conductă va fi îngropată în sol instabil de-a lungul traseului propus, ceea ce le-ar tăia în două ferma de 480 de acri.

„Este o diferență foarte mică între nisipul și textura nisipului din Sandhills și cele de pe proprietatea mea”, a spus Terry Steskal, al cărui tată a cumpărat ferma de lângă Atkinson în anii 1940 la un preț de 5,15 dolari pe acru, ceea ce i-a lăsat familia atât de săracă încât a acoperit exteriorul cu șindrilă confecționată din cutii de tutun. „Dacă ar fi o scurgere, aceasta ar intra repede în nisip. Prima noastră îngrijorare este cum pot fi trași la răspundere”.

Locuitorii din Nebraska care și-au negociat acorduri de-a lungul conductei Keystone XL, spun că sutele de mile de conductă care există deja în stat nu au produs probleme majore.

„Este multă conductă în Nebraska”, a spus Bill Tielke, un supraveghetor/controlor din Holt County care a semnat un acord cu TransCanada pentru ca aceasta să folosească pământul de la ferma sa de lângă gospodăria familiei Steskal.

Ambasada Statelor Unite la București se declară dispusă să lucreze alături de Guvernul român pentru punerea la punct a unui plan detaliat privind derularea de consultări transparente cu toate părțile interesate, inclusiv reprezentanți ai mediului de afaceri și ai societății civile, în legătură cu modificarea redevențelor pentru petrol și gaze. Instituția a avertizat că interesul investitorilor străini penru România ar putea să scadă dacă autoritățile nu organizează consultări transparente şi nu realizează studii privind impactul modificării sistemului de redevenţe petroliere și a criticat graba și opacitatea cu care s-a introdus taxa pe construcțiile speciale.

"Ambasada sprijină cu hotărâre o mai mare transparență și consultarea de către Guvern a tuturor părților implicate, inclusiv reprezentanți ai mediului de afaceri și ai societății civile, asupra chestiunilor legate de reglementare și de legislația fiscală, inclusiv în ceea ce privește anticipata modificare a regimului redevențelor pentru petrol și gaze. De exemplu, suntem gata să lucrăm alături de guvern pentru a ajuta la punerea la punct a unui plan detaliat privind derularea de consultări transparente cu toate părțile interesate în chestiunea redevențelor pentru petrol și gaze. Sperăm că o astfel de abordare ar putea deveni un model de bune practici, pentru asigurarea transparenței în luarea de decizii economice și în alte domenii", a declarat însărcinatul cu afaceri al SUA la Bucureşti, Duane Butcher, într-un discurs prilejuit de aniversarea a trei ani de la listarea la Bursa de Valori București (BVB) a Fondului Proprietatea.

Butcher a mai arătat că interesul investitorilor străini pentru România ar putea să scadă dacă statul român îşi elaborează strategia energetică într-un mod netransparent, dacă nu aplică eficient principiile de guvernanță corporativă în toate companiile de stat şi dacă nu organizează consultări transparente şi nu realizează studii privind impactul modificării sistemului de redevenţe.

Benjamin Franklin și "taxa de stâlp"

"Benjamin Franklin, unul dintre părinții fondatori ai Statelor Unite, a spus că <Nimic nu este sigur pe lume, exceptând moartea și taxele>. Companiile care operează în România au aflat că aici nici în privința taxelor nu este nimic sigur", a punctat însărcinatul cu afaceri al SUA.

Duane Butcher a ținut să sublinieze că Ambasada SUA la București a remarcat dezamăgirea companiilor și a altor părți interesate, cauzată de faptul că guvernul a ales să adopte și să publice în Monitorul Oficial ordonanța de urgență privind impunerea unei taxe pe construcțiile speciale pe 15 noiembrie, la doar o zi după ce proiectul de ordonanță fusese publicat, pentru consultare, pe site-ul Ministerului Finanțelor Publice (MFP).

"Este limpede că nu este suficientă o zi pentru a avea loc o consultare efectivă cu părțile interesate. Guvernul nu a făcut un studiu de impact pentru a evalua efectele noii taxe asupra companiilor vizate, din care multe sunt controlate de stat, sau veniturile care ar urma să fie colectate de pe urma taxei", a declarat Butcher.

Acesta a mai spus că ambasada încurajează MFP să se consulte cu toate părțile interesate, inclusiv cu toate companiile afectate de noua taxă, înainte de a implementa decizia impunerii noii taxe pe construcțiile speciale.

"Încurajăm, de asemenea, Parlamentul să se consulte cu companiile afectate de noua taxă atunci când va lua în discuție ordonanța de urgență a Guvernului, pentru a evita ca taxa să devină o formă de penalizare a investițiilor", a adăugat însărcinatul cu afaceri al SUA la Bucureşti.

Unii vorbesc de triplarea redevențelor

Companiile care produc petrol şi gaze naturale plătesc în prezent redevenţe cuprinse 3,5% şi 13,5% din producţie, în funcţie de tipul zăcămintelor de hidrocarburi. Aceste niveluri ale redevenţelor au fost fixate în 2004 şi sunt valabile până în decembrie 2014 inclusiv, fiind stabilite prin contractul de privatizare a companiei Petrom cu grupul austriac OMV.

La începutul anului trecut, premierul Ponta a anunţat că Guvernul intenţionează să majoreze nivelul redevenţelor percepute producătorilor de petrol şi gaze mai devreme de anul 2015, precizând că va discuta pe această temă cu managerul general al OMV, proprietarul companiei Petrom.

Pe de altă parte, într-un raport recent, analiștii Erste Group spun că se așteaptă ca, începând cu anul 2015, nivelul redevențelor petroliere din România 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%.

Cei de la Erste precizează că, de asemenea, este posibil ca România să implementeze un sistem cu totul nou de taxare a producției de hidrocarburi sau să îl simplifice pe cel complex aflat în prezent în vigoare.

"Există zvonuri despre stabilirea de cote de redevență diferite pentru petrol și gaze și, de asemenea, pentru producția onshore și cea offshore. Odată cu schimbarea sistemului de redevențe, la sfârșitul lui 2014, va expira și actualul impozit de 60% pe veniturile suplimentare obținute de producători ca urmare a liberalizării prețurilor la gaze naturale", afirmă analiștii Erste Group.

Se penalizează investițiile

La începutul lunii noiembrie a anului trecut, Guvernul a anunţat că va introduce plata impozitului pe proprietate pentru construcţiile speciale exceptate până în prezent, reprezentând 1,5% din valoarea activului.

Sunt considerate construcții speciale sonde de ţiţei, gaze, sare, platforme de foraj marin, centrale hidroelectrice, termoelectrice, nuclearoelectrice, staţii de transformare şi de conexiuni, precum şi clădirile şi construcţiile speciale anexe ale acestora, posturi de transformare, reţele aeriene de transport şi distribuţie a energiei electrice şi stâlpii aferenţi acestora, cabluri subterane de transport, instalaţii electrice.

Tot în această categorie intră şi canalizări şi reţele de telecomunicaţii subterane şi aeriene, căi de rulare, de incintă sau exterioare, galerii subterane, planuri înclinate subterane şi rampe de puţ, puţuri de mină, coşuri de fum, turnuri de racire, baraje şi construcţii accesorii, diguri, construcţii-anexe, de imbunatatiri funciare, porturi, canale navigabile cu ecluzele şi staţiile de pompare aferente canalelor, poduri, viaducte, apeducte şi tuneluri, reţele şi conducte pentru transportul sau distribuţia apei, produselor petroliere, gazelor şi lichidelor industriale, reţele şi conducte de termoficare şi reţele de canalizare, terasamente, platforme betonate, împrejmuiri, instalaţii tehnologice, rezervoare şi bazine pentru depozitare.

Fondul Proprietatea (FP) estima, tot anul trecut, că statul va încasa în 2014, din taxa pe construcţii speciale, între 700 milioane lei şi 900 milioane lei numai de la companiile unde este Fondul acţionar, peste suma totală avansată de autorităţi, de aproape 500 milioane lei.

Fondul Proprietatea are acţiuni la companii importante vizate de această taxă, precum OMV Petrom (18,99%), Hidroelectrica (19,94%), Romgaz (14,99%), Nuclearelectrica (9,72%) Transgaz (14,98%), Transelectrica (13,49%), Conpet (29,7%), GDF Suez Energy România (12%).

Tot anul trecut, CFO-ul OMV, David G. Davies, declara că introducerea taxei pe construcțiile speciale este un semnal prost pentru investiţii. "Practic te determină să nu mai investeşti. Va avea un impact negativ asupra profitabilităţii Petrom şi a capacităţii de a investi. Unele proiecte de investiţii vor pica sub pragul de rentabilitate pentru că ţi se reduce randamentul cu 1,5%. Suntem în curs de evaluare a impactului financiar al acestei taxe. Suntem foarte îngrijoraţi. Ne va afecta abilitatea de a investi", spunea Davies.

Suprataxarea producției de gaze – rezultate dezamăgitoare

La începutul anului trecut, Guvernul a decis că, în intervalul 1 februarie 2013-31 decembrie 2014, va suprataxa cu 60% companiile care derulează activităţi de extracţie şi vânzare a gazelor naturale din România, inclusiv din perimetrele din Marea Neagră, taxă aplicată la veniturile suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor din sector.

Însă la finalul lunii octombrie, ministrul Finanțelor, Daniel Chițoiu, a declarat că, deși la începutul anului se estimau încasări din această suprataxă de 230 milioane lei, veniturile nu s-au realizat decât undeva la 25-30% din suma preconizată.

El a adăugat însă că speră ca, pe finalul anului, să fie atrase sume mai mari din impozitul pe veniturile suplimentare obţinute de către companiile energetice ca urmare a liberalizării preţului la gaze, având în vedere că, faţă de perioada de vară, consumul de gaze este mai mare în ultimul trimestru.

Producţia internă de gaze naturale este asigurată aproape în totalitate de companiile OMV Petrom şi Romgaz Mediaş.

Regiunea Basilicata, una dintre cele mai sărace ale țării, a fost multă vreme cunoscută sub supranumele de Texasul Italiei, explicația fiind abundența zăcămintelor de petrol din zonă, de multe ori țițeiul țâșnind la suprafață din izvoare naturale de apă. Cu toate acestea, timp de ani de zile, autoritățile locale s-au opus dezvoltării producției de hidrocarburi, susținând, la unison cu locuitorii din zonă, că regiunea nu beneficiază suficient din punct de vedere financiar de pe urma exploatărilor și că acestea afectează mediul ambiant și industria turismului.
Însă în prezent, guvernul central de la Roma, aflat în mare foame de bani și disperat să creeze locuri de muncă și să scoată economia din recesiune, se străduie să impulsioneze industria extractivă națională.

Primul pas în această direcție este luarea de măsuri prin care autoritățile locale și regionale să primească sume mai mari din banii rezultați din vânzarea producției de petrol. În acest fel, executivul italian speră să tempereze opoziția locală față de expansiunea exploatărilor de țiței. Ținta oficială este dublarea producției anuale de petrol și reducerea cu 25% a cheltuielilor cu importul de produse energetice până în 2020.

"Este momentul cel mai bun pentru a explora după petrol în Italia", spune Marco Brun, șeful operațiunilor din Italia ale Royal Dutch Shell, companie care vizează triplarea investițiilor din Italia.

Opoziție locală

Italia se află pe locul trei în Europa din punct de vedere al rezervelor dovedite de petrol, estimate la 1,4 miliarde de barili, fiind depășită doar de Norvegia și Marea Britanie, grație câmpurilor offshore de hidrocarburi din apele teritoriale ale celor două state.

O bună parte din aceste zăcăminte sunt situate în regiunea Basilicata, o zonă muntoasă agricolă plină de livezi de măslini și sate medievale. Este totodată una dintre cele mai sărace regiuni din Italia. Rata șomajului este de 14,5%, la o populație de 600.000 de locuitori, și există foarte puțină industrie și infrastructură.

Autoritățile locale din regiune au subminat timp de ani de zile demersurile guvernului central de la Roma și ale companiilor de petrol și gaze de a extinde activitatea de exploatarea a țițeiului. Companiei italiene de stat Eni i-au trebuit, de exemplu, aproape zece ani pentru a ajunge la un acord cu politicienii locali în privința împărțirii încasărilor din vânzarea producției de petrol de la Val d’Agri, cel mai mare câmp petrolier onshore din Europa.

Bani și bunăvoință

Pentru a impulsiona și a ușura negocierile, guvernul de la Roma a modificat anul trecut legislația în domeniu, majorând cota din redevențele petroliere care revine autorităților locale din zonele cu câmpuri de hidrocarburi aflate în exploatare și alocând, totodată, mai mulți bani din aceste redevențe pentru investiții în infrastructura locală a acestor regiuni. Totodată, au fost simplificate procedurile de obținere a licențelor de foraj, care în prezent sunt coordonate direct de guvernul central, nu de o multitudine de agenții regionale și centrale, ca până acum.

În plus, au fost scoase la licitație mai multe câmpuri offshore de hidrocarburi. Ca urmare a acestor măsuri, producția zilnică de petrol a Italiei a crescut la 112.00 de barili, după mai mulți ani de declin. Ministerul Industriei de la Roma prognozează că dublarea producției ar crea 25.000 de locuri noi de muncă și ar spori încasările bugetare cu 3 miliarde de euro pe an.

Pe lângă asta, măsurile menționate contribuie la atingerea țintei oficiale a Italiei, de reducere a cheltuielilor anuale cu importul de produse energetice de la 62 la 48 de miliarde de euro până în 2020.

Perspective optimiste

"Când am fost angajat la companie, în 1985, mi s-a spus că misiunea mea este să merg în străinătate și să descopăr zăcăminte de hidrocarburi, înspre binele Italiei. În prezent, le descopăr chiar în Italia", spune Giuseppe Tanoia, prim vicepreședinte al Eni, responsabil cu activități de explorare în sudul și estul Europei.

Activitățile de dezvoltare a producției aflate în desfășurare pe două câmpuri petroliere imense din regiunea Basilicata ar putea permite guvernului de la Roma să-și atingă o bună parte din ținte chiar din 2016. Asta pentru că, printre altele, petrolul de aici se află localizat la mică adâncime și, deseori, țâșnește la suprafață din izvoare naturale de apă.

La Val d’Agri, producția zilnică se ridică la 85.000 de barili pe zi. Eni și Shell au obținut deja autorizațiile necesare pentru a majora producția până la 104.000 de barili pe zi și se află în plin proces de autorizare pentru încă o majorare, la 129.000 de barili pe zi.

Total, Shell și traderul japonez Mitsui investesc 1,6 miliarde de euro pentru a dezvolta un câmp de hidrocarburi din vecinătate, numit Tempa Rossa. Aceste conține rezerve recuperabile de petrol de 440 de milioane de barili, fiind astfel cel mai mare câmp onshore nedezvoltat din Europa Occidentală.

Diplomație

Cu toate acestea, rezistența autorităților locale și a organizațiilor ecologiste este departe de a se fi atenuat. În 2012, în regiunea Basilicata s-a pus moratoriu pe orice proiect nou de dezvoltare de hidrocarburi, pentru a se preveni excesul de activități de explorare, însă în iunie anul trecut interdicția a fost desființată de Curtea Constituțională a Italiei.

În august 2013, circa 7.000 de înotători au format un lanț uman pe o plajă din Calabria, pentru a protesta astfel împotriva aprobării de noi proiecte de exploatare offshore de hidrocarburi.

Ministrul Industriei din guvernul de la Roma, Flavio Zanonato, a descris anul trecut măsurile de majorare a veniturilor din producția de petrol repartizate autorităților locale din regiunile cu zăcăminte în exploatare ca având un dublu rol: reducerea șomajului din zonele respective și "înmuierea" opoziției localnicilor față de ideea extinderii activităților de explorare și producție.

Două tipuri de atitudine

Câmpul de hidrocarburi de la Val d’Agri a creat deja un mini-boom economic pentru regiunea Basilicata. În intervalul 2008 – 2012, Eni și Shell au plătit la bugetul local al regiunii redevențe în valoare de aproape 500 de milioane de euro.

Orășelul Viggiano, în aria de jurisdicția a căruia se află centrul operațional care coordonează activitatea de la Val d’Agri, a primit anul trecut redevențe de 20 de milioane de euro, pe care primăria le-a folosit pentru a construi terenuri de fotbal, tenis și piscine.

Guardia Perticara, oraș situat lângă câmpul de hidrocarburi Tempa Rossa, speră să beneficieze și el de pe urma demarării producției de petrol. Se așteaptă ca redevențele să dubleze bugetul anual al localității, cifrat în prezent la circa 1 milion de euro. "Principalele beneficii vor consta în locuri de muncă, proiecte de promovare a turismului și încurajarea tinerilor în a rămâne și a lucra aici", spune primarul Massimo Caporeale.

Pe de altă parte, organizațiile ecologiste și alte voci critice spun că, chiar dacă producția de petrol a Italiei se va dubla, aceasta va satisface doar 16% din necesarul de energie al țării, ceea ce înseamnă că nu merită sacrificate în acest scop peisajele rustice și de coastă ale Italiei.

"Vrem ca autoritățile să-și modifice felul în care se raportează la energie și să înțeleagă că hidrocarburile reprezintă trecutul, nu calea spre viitor. Adevăratele oportunități sunt cele din energia regenerabilă", spune Mariagrazia Midulla, șeful departamentului de energie și climă al filialei italienești a WorldWide Fund.

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.

 Compania irlandeză de petrol și gaze Petroceltic intenționează să-și majoreze anul acesta cu 35% investițiile în lucrări de explorare derulate în apele teritoriale românești ale Mării Negre, comparativ cu 2013, de la 20 milioane dolari la 27 milioane dolari, cu toate că, anul trecut, forajele efectuate de Petroceltic în perimetrul Cobălcescu Est nu au dus la descoperirea unor zăcăminte de hidrocarburi suficient de mari și de accesibile pentru a putea fi exploatate comercial.

"Așteptăm rezultate potențial interesante de pe urma lucrărilor de explorare din România", a declarat CEO-ul Petroceltic, Brian O’Cathain.

Cei de la Petroceltic au în plan pentru 2014 forarea a până la trei sonde în apele teritoriale românești ale Mării Negre, una în perimetrul Muridava și cel puțin una în perimetrul Cobălcescu Est. Ulterior, compania se așteaptă ca programul de foraj din perimetrul Muridava să continue în prima parte a anului 2015.

"Deși sonda Cobălcescu Sud-1, de pe perimetrul Cobălcescu Est, nu a descoperit zăcăminte de hidrocarburi suficient de mari și de accesibile pentru a putea fi exploatate comercial, totuși a furnizat informații prețioase, care vor fi utilizate la revizuirea programului de foraj pe 2014 de pe ambele perimetre, program care va include testarea mai multor straturi cu potențial de conține hidrocarburi independente din punct de vedere geologic", se arată într-o informare a Petroceltic.

Explorare fără succes

În noiembrie 2013, cei de la Petroceltic anunțau că prima lor sondă de explorare forată în zona de sud a perimetrului Cobălcescu Est a confirmat existența unor zăcăminte de gaze de bună calitate, însă nu suficient de mari și de accesibile pentru a fi exploatabile comercial, astfel încât compania a luat decizia de a astupa și abandona sonda.

În decembrie anul trecut, Petroceltic a anunțat că forajul primei sale sonde de explorare din perimetrul Muridava, programat pentru prima parte a anului 2014, va fi amânat.

Compania a precizat că, după terminarea forajelor la prima sondă de explorare (Cobălcescu Sud-1), efectuat în zona de sud a perimetrului Cobălcescu Est, sonda GSP Prometeu a revenit la baza din Constanţa, pentru efectuarea unor lucrări neprogramate, dar necesare, de mentenanţă. Din cauza acestor lucrări, programul de foraje la blocul Muridav a fost amânat pentru sfârşitul primului trimestru 2014.

Petroceltic estimează că prima sondă de explorare la blocul Muridava ar urma să fie forată la o adâncime de circa 2.500 de metri, iar lucrările de foraj ar urma să dureze aproximativ două luni.

Descoperirea OMV Petrom-ExxonMobil a creat emulație

În 2012, Petroceltic a derulat lucrări de prospecțiune seismică 3D în cadrul blocurilor Muridava și Cobălcescu Est din Marea Neagră, obținând date de o „înaltă calitate”, a anunțat compania, cu ocazia prezentării rezultatelor pe anul respectiv.

Petroceltic deține participații de câte 40% la fiecare dintre cele două blocuri. La Muridava, restul drepturilor de participare sunt deținute de cei de la Sterling (tot 40%) și Petromar (20%), iar la Cobălcescu Est – de Beach și Petromar (câte 30%).

La Muridava s-au executat unele prospecțiuni seismice limitate, 2D, în anii ’80, care au dus la descoperirea de petrol și gaze. Cele două blocuri de explorare din sectorul românesc al Mării Negre sunt subexplorate, din cauza faptului că fac parte dintr-o zonă care, multă vreme, a constituit obiectul unei dispute teritoriale între România și Ucraina. Disputa a fost tranșată în 2009 în favoarea României de către Curtea Internațională de Justiție de la Haga.

„Interesul industriei de petrol și gaze (pentru sectorul românesc al Mării Negre – n.r.) a crescut după descoperirile sondelor Domino-1 și Eugenia-1”, spun cei de la Petroceltic, subliniind că România oferă condiții fiscale competitive, redevențele petroliere fiind de maxim 13,5%, iar impozitul pe profit – de 16%.

În 2012, sondele de explorare Domino-1, aparținând consorțiului OMV Petrom-ExxonMobil, și Eugenia-1, deținută de cei de la Sterling Resources, au descoperit zăcăminte de gaze naturale în sectorul românesc al platoului continental al Mării Negre, prima în perimetrul Neptun, iar cea de-a doua în perimetrul Pelican.

Istorie tensionată

Acordurile de concesionare a perimetrelor Muridava și Cobălcescu Est au fost semnate de către Agenția Națională a Resurselor Minerale (ANRM) în 2010, cu britanicii de la Melrose Resources. Inițial aceștia aveau o participație de 80% la acestea, iar cei de la Petromar – 20%. La acea dată, concesionarii anunțau investiții în explorare de 60 de milioane de dolari în 3 ani.

În 2012, irlandezii de la Petroceltic au preluat compania Melrose Resources, în cadrul unui deal constând exclusiv în schimb de acțiuni între acționarii celor două firme, evaluat la circa 210 milioane euro.

Cei de la Melrose au mai semnat în 2008 un acord de preluare de la Sterling Resources a 32,5% din participaţiile la alte două blocuri de explorare din Marea Neagră, Pelican XIII şi Midia XV. Sterling ajunsese în posesia respectivelor participații cumpărându-le de la altă firmă, Paladin, care le avea la rândul său de la primul titular de licență, Enterprise Oil, care semnase contractul de concesiune cu statul român în 1992.

Dezvăluirea acestor detalii, în 2009, în urma deciziei favorabile a Curții Internaționale de Justiție de la Haga în disputa maritimă dintre România și Ucraina, a dus la un adevărat scandal politic între PNL și PDL.

PDL i-a acuzat pe liberali că, prin guvernul Tăriceanu, au concesionat respectivele perimetre în mod netransparent și neavantajos pentru statul român, la care liberalii au replicat că, în 2008, în timpul guvernării lor, nu s-a semnat decât un act adițional la un contract de concesiune încheiat inițial în 1992, în timpul cabinetului condus de Theodor Stolojan.

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.

Decizia Moscovei de a oferi Ucrainei un preț mai redus la gazele naturale va produce gigantului Gazprom pierderi de miliarde de dolari, susțin analiștii ruși.

Reducerea prețului gazelor furnizate Ucrainei cu o treime, de la 400 de dolari la 268,5 dolari pe mia de metri cubi va provoca o pierdere anuală de 3,5 miliarde de dolari companiei Gazprom, în condițiile în care aceasta își va păstra actualul nivel al volumului de gaze furnizate Nafptogaz, compania de gaze ucraineană, de 25 de miliarde metri cubi, susține analistul Serghei Vakhrameyev, de la Ankorinvest. 

În opinia acestuia, Gazprom ar putea recupera eventualele pierderi prin majorarea volumului de gaz furnizat Kievului, pentru a compensa pierderea de pe pe partea de preț.

Putin: Gazul ieftin nu a fost condiționat de Uniunea vamală

Decizia de micșorare a prețului gazelor furnizate Ucrainei a fost luată în urma unei întrevederi a preşedintelui rus Vladimir Putin cu omologul său ucrainean, Viktor Ianukovici, la Moscova.

Putin a afirmat că problema aderării Ucrainei la uniunea vamală condusă de Moscova, de care se temea opoziția proeuropeană de la Kiev, nu a fost discutată în cadrul acestor negocieri.

"Aş vrea să asigur pe toată lumea că nu am discutat astăzi despre aderarea Ucrainei la uniunea vamală", a declarat el.

În privința ieftinirii gazelor pentru Ucraina, Putin a precizat că este vorba de o soluție temporară și că termenii viitoarelor contracte pe termen lung vor fi stabiliți avându-se în vedere necesitatea ca fluxul de gaze rusești către Europa, care tranzitează Ucraina, să nu fie întrerupt.

Acord valabil pe o perioadă de 5 ani

Potrivit oficialităților de la Kiev, noul preț al gazelor rusești exportate către Ucraina va intra în vigoare de la 1 ianuarie 2014 și va fi valabil până în 2019.

Mai mult, Putin a anunțat că guvernul rus va debloca 15 miliarde de dolari din fondul său de urgență, cu care va cumpăra titluri de stat ale Ucrainei.

În plus, Rusia va ridica barierele comerciale impuse Ucrainei la începutul acestui an, într-un moment în care Ucraina părea gata să semneze un acord de asociere cu UE. Între timp, Viktor Ianukovici și-a modificat poziția cu 180 de grade, suspendând negocierile cu UE, ceea ce a declanșat masive proteste de stradă în Ucraina.

Total și Statoil au dat o lovitură extrem de dură proiectului european de a asigura o sursă alternativă de alimentare cu gaz a Bătrânului Continent.

Motivul pentru care cei doi giganți au decis să facă un pas înapoi este legat de costurile în creștere exponențială ale proiectului menit a aduce gaze naturale din Marea Caspică în Europa.

Statoil și Total au decis să nu își exercite opțiunea de a deține participații la Trans-Anatolian Pipeline (TANAP) susțin surse apropiate proiectului, citate de Financial Times.

Statoil deținea dreptul de a achiziționa 12% din acțiunile TANAP, în timp ce Total s-ar fi putut alege cu 5%.

TANAP este, alturi de proiectul geamăn TAP, parte a unui plan ambițios de a alimenta cu gaz provenint din zăcămintele din Marea Caspică cunoscute sub numele generic de Shah Deniz 2 în inima Europei. TANAP și TAP (care a câștigat bătălia cu Nabucco pentru transportarea gazului pe Bătrânul Continent) ar ajuta la reducerea dependenței grele de pe continent de gazul importat din Rusia.

Sprijin politic puternic în Turcia și Azerbaidjan

Tanap are un sprijin politic puternic în Turcia, care dorește să-și asigure noi surse de alimentare pentru satisfacerea pieței interne, și în Azerbaidjan, care vrea să-și diversifice rutele de export și să obțină acces direct la piața europeană.

Dar costurile de construcție estimate pentru TANAP au crescut de la 7,5 miliarde de dolari la aproximativ 12 miliarde de dolari, majorând riscurile financiare a partenerilor.

Potrivit proiectului, livrările pe piața turcă ar trebui să înceapă din 2018, iar cele în Europa din 2019, însă analiștii cred că acest calendar nu va putea fi respectat.

Consorțiul condus de BP va anunța astăzi decizia finală privind investițiile și deadline-urile asumate, valoarea totală a proiectului fiind estimată la peste 40 de miliarde dolari.

Decizia va stabili dreptul partenerilor Shah Deniz să transporte gaze lor prin Tanap și tarifele pe care trebuie să le plătească aceștia pentru a putea folosi conducta.

Total și Statoil își păstrează participațiunile la TAP

Potrivit reprezentanților Shah Deniz, deciziile TOTAL și STATOil de a se retrage nu " va avea niciun impact asupra viabilității TANAP".

Acțiunile care ar fi trebuit preluate de Total și Statoil vor fi preluate de actualii acționari, Socar (compania naționala de petrol din Azerbaidjan), BP, și două companii turcești de stat, Botas și TPAO.

Shah Deniz 2 este conceput pentru a exporta 16 miliarde de metri cubi de gaz pe an, din care 10 miliarde de metri cubi/an în Europa și 6 miliarde de metri cubi/an în Turcia. Aproximativ 10 miliarde de metri cubi/an de gaze naturale din proiectul au fost deja vândute în Europa, fiind semnate contracte în valoare de 100 de miliarde de dolari.

În pofida deciziei de a se retrage din Tanap, Statoil și Total își vor păstra participațiunile în TAP.

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.

ExxonMobil, cel mai mare producător american de energie, cere guvernului Statelor Unite să ridice restricțiile legate de exporturile de țiței, restricții care datează de pe vremea embargoului OPEC din anii 70, care au dus la una dintre cele mai grave crize ale petrolului pe plan mondial. Subiectul revine în prim planul agendei publice americane și mondiale la scurt timp după ce industria petrolului din SUA a obținut de la Congres ridicarea moratoriului pe lucrări de explorare și exploatare de petrol și gaze din zăcăminte offshore de mare adâncime din Golful Mexico.

Apelul celor de la ExxonMobil vine odată cu publicarea studiului anual al companiei cu privire la perspectivele energetice pe plan mondial, în care se estimează că SUA și întreaga lume vor avea parte de decenii întregi de producție abundentă de petrol, dar și majorarea cererii de țiței la nivel global.

"Nu avem de a face cu o perioadă de penurie, ci cu una de abudență. Este nevoie de regândirea reglementărilor cu privire la exportul de țiței", a declarat vicepreședintele Exxon responsabil cu afaceri publice și guvernamentale, Ken Cohen.

Proiecțiile Exxon arată că, în 2015, producția de petrol din zăcăminte neconvenționale din America de Nord va fi mai mare decât întreaga producție actuală a statelor OPEC, fără Arabia Saudită.

America se confruntă cu supraproducție

La nivel mondial, deși producția va crește substanțial an de an, la nivelul anului 2040, circa două treimi din rezervele totale mondiale de țiței ale planetei vor rămâne neatinse, mai estimează cei de la Exxon.

Producția va crește grație dezvoltării noilor tehnologii de foraj, care permit pe scară tot mai largă extracția din zăcăminte offshore aflate la mare adâncime, precum și nisipuri și șisturi bituminoase.

Boom-ul petrolier american rezultat din progresul tehnologic pune mari probleme companiilor americane de profil, întrucât, din cauza interdicției de a exporta, SUA se confruntă în prezent cu fenomenul supraproducției, ceea ce reduce prețurile de vânzare și marjele de profit ale petroliștilor.

Exxon susține demult ridicarea interdicției de export pentru producția americană de petrol și gaze, dar actualul apel în acest sens este cel mai radical. Alte companii petroliere de prim rang care au revendicat același lucru sunt Royal Dutch Shell și ConocoPhillips.

Consumatorii, procesatorii și ecologiștii se opun

Cel mai probabil, însă, demersul se va confrunta cu opoziția consumatorilor de energie, îngrijorați de perspectiva ca liberalizarea exporturilor de petrol să ducă la scumpirea carburanților, dar și cu cea a grupurilor ecologiste, care se tem de efectele creșterii producției de țiței asupra mediului înconjurător. Nu în ultimul, și companiile care operează rafinării și beneficiază în prezent de materie primă ieftină s-ar putea opune.

În prezent, autoritățile de la Washington permit ca anumite cantități de petrol să fie exportate în Canada, însă alte destinații sunt total interzise.

Exxon estimează că, la nivel global, consumul total de energie va fi în 2040 cu 35% mai mare decât în 2010, ca urmare a creșterii populației și majorării veniturilor în India, China și alte țări emergente. 60% din consum va fi asigurat din surse fosile, respectiv petrol și gaze, iar ponderea surselor regenerabile va fi de 7%, potrivit estimărilor Exxon.

Deși rezervele neaccesate de petrol ale lumii sunt, în estimarea Exxon, la niveluri mai mult decât îndestulătoare, acestea vor fi din ce în ce mai scump de exploatat. Asta din cauza localizării lor, care va necesita, de exemplu, construirea în Arctica de platforme petroliere marine care să facă față ghețarilor sau instalarea de sonde care să fie capabile să acceseze zăcămintele offshore aflate la mare adâncime.

Pe lângă asta, Exxon estimează că producția de petrol și gaze va deveni mai costisitoare și din cauza măsurilor luate de guverne pentru reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, care vor face ca prețul unei tone de emisii de dioxid de carbon să ajungă la 80 de dolari.

Liber la exploatare în Golful Mexico

Subiectul liberalizării exporturilor de țiței revine în prim planul agendei publice americane și mondiale la scurt timp după ce industria petrolului din SUA a obținut de la Congres ridicarea moratoriului pe lucrări de explorare și exploatare de petrol și gaze din zăcăminte offshore de mare adâncime din Golful Mexico. Măsura face parte dintr-un acord de compromis între republicanii și democrații din Congres, menit să deblocheze negocierile cu privire la bugetul SUA pe 2014.

Anunțul cu privire la acord a dus la scăderea cu peste 1% a cotațiilor la țiței pe piețele internaționale.

"Este o veste bună pentru toată lumea. Industria vrea acces la resurse suplimentare și Golful Mexico e cel mai accesibil, e practic la noi în curte. Companiile americane dispun de tehnologie, mână de lucru, infrastructură și know-how pentru a exploata aceste perimetre", spune Fadel Gheit, analist la Oppenheimer & Co.

Acordul din Congres ridică moratoriul pe explorare și exploatare de hidrocarburi pe o suprafață de circa 600.000 de hectare din vestul Golfului Mexico, care au stârnit interesul unor companii precum Shell, Chevron sau BP.

Biroul pentru Administrarea Resurselor Oceanice de Energie estimează că zona cuprinde circa 172 de milioane de barili de petrol și 304 miliarde de metri cubi de gaze naturale.

Massimo Moratti a fost extrem de inspirat în ultimul an, reușind să iasă cu succes din două tipuri de business aflate în declin: fotbal (cel puțin în Italia) și industria de rafinare (în întreaga Europă). După ce a câștigat titlul național trei ani consecutiv (2008,2009 și 2010), în 2010 reușind și performanța de a realiza tripla (campionatul Italiei, Cupa Italiei și Liga Campionilor), Masimmo Moratti a vândut în acest an pachetul majoritar deținut la Internazionale Milano.

Clubul intrase într-o perioadă de reconstrucție, înregistrând un declin concretizat cu neparticiparea în Liga Campionilor în ultimii ani. Iar, pentru cluburile din Italia cel puțin, banii proveniți din participarea în Liga Campionilor, sunt vitali.

Însă marea lovitură a dat-o, potrivit Bloomberg, cu exit-ul parțial făcut de pe Saras SpA exact în momentul în care industria de rafinare a intrat într-un profund declin pe Bătrânul Continent.

Saras a ajuns la o valoare de patru ori mai mică decât cea din 2006

Chiar dacă familia Moratti își datora notorietatea Saras SpA și clubului Inter Milano, percepute ca afaceri de familie, Massimo și fratele său Gian Marco au decis în 2006 să listeze la bursă Saras, iar apoi au lansat o emisiune de obligațiuni, în urmă căreia au obținut 2,2 miliarde de euro, păstrându-și totodată un pachet de control de 50% din compania, pachet evaluat în prezent la 556 milioane de dolari.

Averea familiei Moratti: 3 miliarde de dolari

Dacă valoarea companiei s-a micșorat de patru ori, averea familiei Moratti și-a oprit procesul de depreciere în urma acestei operațiuni. Potrivit indicelui miliardarilor Bloomberg, cei doi frați au o avere de 3 miliarde de dolari. Gian Marco Moratti are o avere de 1,9 miliarde de dolari, iar Massimo Moratti, care a cheltuit mai mult de 700 de milioane de euro cu Internazionale Milano SpA, are o avere de 1.1 miliarde dolari. El a vândut în luna octombrie un pachet de control la Internazionale unui grup de investitori din Indonezia, condus de miliardar Erick Thohir. Pachetul de 30% din Inter, care a rămas în proprietatea lui Massimo Moratti, este evaluat la aproximativ 160 milioane dolari, potrivit datelor compilate de Bloomberg. Cu toate acetea, cei doi sunt extrem de discreți, ei neapărând în niciunul din topurile cu miliardari realizate de publciațiile economice internaționale

Saras SpA a fost fondată de tatăl celor doi frați în 1962, care, trei ani mai târziu, a deschis rafinăria Sarroch pe insula mediteraneană Sardinia. De la oferta publică din 2006, sectorul de rafinare din Europa a suferit, fiind confruntat cu o cerere în scădere, cu marje de rafinare extrem de mici și cu mai multe închideri de rafinării sau chiar falimente.

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.

Bătălia dintre compania maghiară MOL și guvernul croat pentru controlul INA a intrat într-o nouă etapă, după ce un fost angajat al MOL a deschis o acțiune în justiție la Budapesta împotriva CEO-ului MOL, Zsolt Hernádi, acuzat de "comportament necorespunzător și ilegal" în procesul de achiziționare a companiei croate.

Reclamantul nu este un simplu fost angajat, ci este și acționar și a fost identificat de Reuters ca fiind Ilona Banhegyi, fost consilier juridic șef al MOL. Banhegyi reclamă faptul că, în urma achiziționării pachetului INA, acțiunile companiei maghiare s-au depreciat.

În opinia investitorilor, acțiunea fostului angajat MOL ar putea oferi o soluție legală rezolvării impasului dintre Ungaria și Croația pe tema anchetări CEO-ului MOL.

În urmă cu două luni, poliția croată a confirmat emiterea unui mandat european și a unuia Interpol de arestare a a CEO-ului MOL, Zsolt Hernadi, care este suspectat de mituirea fostului prim-ministru croat Ivo Sanader.  Poliția a declarat că a trimis cererea oficială la sediul Interpol de la Lyon, după ce un tribunal din Zagreb a emis un ordin de detenție pentru Hernadi la propunerea de procurorilor antic-corupție croați. Un mandat european de arestare a fost emis, de asemenea, a adăugat poliția croată.

Fostul premier croat, condamnat

Fostul premier croat, Ivo Sanader, se află în închisoare, după ce a fost condamnat anul trecut la 10 ani de detenție pentru acte de corupție legate de cedarea controlului asupra INA celor de la MOL.

Principala acuzație a fost că ar fi primit, în 2008, o șpagă de 5 milioane de euro de la unguri pentru a facilita celor de la MOL preluarea controlului executiv asupra companiei croate, acuzație negată atât de Sanader, care a făcut recurs, cât și de partea ungară. În 2008, CEO al MOL era tot Zsolt Hernadi.

Ordinul de reținere emis de Tribunalul din Zagreb pe numele CEO-ului MOL, Zsolt Hernadi, vine după ce, potrivit instanței croate, acesta ar fi refuzat să se prezinte la audierile la care fusese convocat de către Biroul croat anticorupție (Uskok), în cazul de corupție în care a fost condamnat fostul premier Sanader.

Cacealmaua de la Budapesta

Având în vedere că acuzațiile aduse CEO-ului MOL sunt aceleași și la Zagreb și la Budapesta, se estimează că obținerea unui verdict de nevinovăție în Ungaria ar putea stabili un precedent și în procesul din Croația.

"Cred că avem de-a face cu truc”, susține un investitor maghiar, citat de Financial Times. “În cazul în care instanța decide în favoarea domnului Hernádi, ceea ce se va întâmpla mai mult ca sigur, atunci acest verdict va trebui să fie acceptată de către instanțele Uniunii Europene", a declarat acesta. Astfel se va ajunge la anularea în mod eficient a mandatelor de arestare emise de autoritățile de la Zagreb.

Peter Zamecsnik, avocatul domnului Hernádi, a negat cu fermitate că noi procedurile legale sunt creația unei colaborări între reclamant și clientul său, pentru ca acesta să poată fi declarat nevinovat de un tribunal din Budapesta. 

"Absolut nu, nu. Nu-l cunosc pe acest acționar privat. Cred că a părăsit compania în 2006”, a declarat Zamecsnik.

Cu toate acestea, el a confirmat că, dacă Hernádi va fi achitat, această decizie va avea implicații asupra procesului de la Zagreb. “Cred că aceasta va fi o situație de res judicata (termen latin care prevede ca un acuzat un acuzat, odată găsit nevinovat de către o instanță, nu poate fi cercetat din nou pe aceeași speță). Dacă vom câștiga acest caz, desigur că ne vom folosi de acest lucru", a recunoscut avocatul.

Acțiunile MOL, care au pierdut peste 20% în ultimul an, au scăzut vinei cu 1,7%.

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.

Scopul nostru este să trasnformăm România din importator net în exportator net de gaze naturale, a declarat vineri într-o conferință de presă CEO-ul OMV, Gerhard Roiss.

Referindu-se la securitatea ofertei, Roiss a remarcat că, cu excepția regenerabilelor, gazul natural este resursa cu cea mai spectaculoasă evoluție. Iar OMV dorește să profite de această evoluție, în special în ceea ce privește bursele de gaze naturale și nu neapărat în vânzarea engros a acestora.

Chiar dacă OMV și-a schimbat startegia în favoarea upstreamului, downstream-ul rămâne în atenția companiei. “Vom rămâne în sectorul de gaze (equity gas), iar scopul nostru este de a transforma România dintr-o țară importatoare de gaze naturale, într-una exportatoare", a precizat Roiss, care a adăugat că Marea Neagră înseamnă gaze pentru Europa. Acesta este motivul pentru care OMV are parteneraite de explorare în Marea Neagră în România, Ucraina și Bulgaria.

Ieri, la o conferință organizată de Energy Report și Centrul de Politică şi Afaceri Murray Rothbard, un oficial al Petrom declara același lucru. “Există premisele ca România, începând cu anul 2019, să producă mai multe gaze decât consumă, să depindă alţii de noi şi nu invers, să se transforme dintr-un importator de gaz într-un exportator”, a declarat Răzvan Nicolescu, Director de Afaceri Publice şi Reglementare al Petrom la o conferinţă organizată de Centrul de Politică şi Afaceri Murray Rothbard.

O singură piedică mai importantă ar putea fi în acest sens: tendinţa guvernului de a pune taxe pe orice, mărirea acestora şi lărgirea continuă a bazei de impozitare, dacă e să ne gândim doar la cel mai recent exemplu cu nou introdusa taxă de 1,5% din valoarea contabilă a construcţiilor speciale.

Epoca stabilirii prețului gazelor naturale în funcție de prețul petrolului pare a fi ajuns la final. Însă aceasta nu este neapărat o veste bună pentru consumatori, susține Financial Times, evoluțiile prețului la gazul natural lichefiat (LNG) arătând o tendință de convergență a celor două prețuri pe termen lung, cel puțin pe continentul european.

Timp de mai multe decenii, marile companii consumatoare și distribuitoare de gaz s-au plâns de formula după care se calcula prețul acestuia, legată de prețul internațional al țițeiului.

Statoil, cel de-al doilea mare furnizor de gaze pentru Europa, după Gazprom, a anunțat recent că aproape toate contractele semnate de companie în nordul continentului, în Germania, Marea Britanie, Olanda și Belgia se vor baza pe prețul de livrare la terminal, și nu pe prețul internațional al petrolului. Decizia norvegienilor îi va mulțumi pe membrii UE, care de mult pledează pentru această reformă, considerând că piața gazelor este un mai deschisă.

Statoil adaptează prețul în funcție de cerere

Timp de decenii companiile europene au avut tendința de a semna contracte de furnizare pe termen lung legate de prețul petrolului, în timp ce companiile americane au fost în măsură să cumpere gaz pentru livrare imediată pe o piață legată de prețul de livrare la terminal, mult mai tranzacționată, oferindu-le acestora și o mai mare flexibilitate.

Săptămâna trecută, Fatih Birol, economist-sef al Agenției Internaționale pentru Energie, a cerut companiilor europene să renunțe la indexarea cu prețul petrolului pentru a rămâne competitive.

Eldar Saetre, vicepreședintle executiv al Statoil susține că norvegienii “au vândut în mod proactiv de gaze în diferite moduri, ca răspuns la liberalizarea pieței și la ceea ce doresc clienții."

Coș de prețuri la terminal

Noile contracte fac referire la un coș de prețuri, cel tranzacționat în ziua precedentă, cel din luna precedentă și cel estimat pentru anul viitor la în hub-uri din Marea Britanie șau Benelux.

Aproape 50 la suta din livrările Statoil în Europa ar urma să se bazeze pe această formulă de calcul până la finalul anului, față de doar o treime la începutul lui 2013.

Eni a apelat la o curte de arbitraj, denunțând contractul vechi pe care-l avea cu Statoil, deoarece cumpăra de la norvegieni gaze la un preț de 15-16 dolari pe milionul de unități termale britanice și îl vindea la o valoare de 10 dolari către clienții săi.

Analiștii citați de Financial Times susțin însă noua formulă nu va conduce neapărat la facturi mai mici la gaze pentru consumatorii casnici și pentru companiile europene.

Presiunea LNG

Thierry Bros, senior analist la Société Générale, observă că, deși Gazprom și Statoil au cedat teren în ceea ce privește indexarea cu prețul petrolului în ultimii ani, prețurile de livrare la terminalele de gaze s-au aliniat celor indexate cu prețul petrolului, ceea ce înseamnă veniturile producătorilor au fost afectate .

Chiar dacă Gazprom și Statoil satisfac mai mult de o treime din cererea europeană de aproape 500 de miliarde de metri cubi, continentul continuă să importe gaze naturale lichefiate pentru a satisface cererea. Prețurile pentru GNL sunt în mare parte legate de prețul petrolului și au urcat brusc, din cauza avansului puternic al cererii din Asia.

Economia națională duduie, dacă e să ne luăm după datele statistice prezentate de guvernanți, execuția bugetară în schimb bubuie. Sistemul bancar și BNR par a nu mai face față nevoii de lichidități a statului român pe termen scurt, așa că acesta a apelat la companiile pe care încă le mai deține în portofoliu pentru a-i da o mână de ajutor.

Romgaz, de exemplu, deține în portofoliu titluri de stat în valoare de 2,3 miliarde de lei ( peste jumătate de miliard de euro sau 1/6 din valoarea de piață a companiei), potrivit raportului pe primele nouă luni trimis la BVB. Din acestea, aproape 1,76 de miliarde reprezentau titlurile de stat cu scadență mai mică de 3 luni, arată un excelent articol publicat de Economica.net.

Interesant că scadența maximă a titlurilor de stat deținute de Romgaz este de un an, ceea ce face ca numai puțin de 28% din totalul deficitului de 8,1 miliarde de lei înregistrat de bugetul general consolidat la 9 luni să fie finanțat de Romgaz.

Administrarea adecvată a serviciului datoriei publice

Folosirea Romgaz pentru “administrarea adecvată a serviciului datoriei publice” pe termen scurt este evidentă dacă analizăm evoluția titlurilor de stat cu maturitate mai mică de 3 luni. Dacă la finalul lui 2012, Romgaz deținea în bănci depozite pe termen scurt în valoare de 1,288 miliarde de lei și titluri de stat cu maturitate mai mică de trei luni în valoare de 281 de milioane de lei, la 31 septembrie, Romgaz mai deținea doar 2,1 milioane de lei în bănci și 1,75 miliarde de lei în titluri cu scadență mai mică de trei luni. În plus, mai avea plasați 451 de milioane de lei în certificate de trezorerie cu scadență cuprinsă între 3 luni și un an.

Venituri din investiții în scădere

Ingineriile financiare ale MFP n-au rămas fără repercusiuni asupra rezultatelor financiare ale Romgaz. Astfel, potrivit raportului ppublciat de companie, “pentru perioada de noua luni încheiată la data de 30 septembrie 2013, venitul din activitatea de investiții a scăzut cu 24%, la 84 milioane RON, comparativ cu 110 milioane RON în cele nouă luni încheiate la 30 septembrie 2012, ca rezultat al diminuării veniturilor din dobânzi, în urma scaderii ratelor de dobanzi obținute de Societate aferente depozitelor și titlurilor de stat deținute.” De asemenea, “activele circulante au scăzut la data de 30 septembrie 2013, în principal ca urmare a diminuării creanțelor, pe fondul unor livrări de gaze mai reduse și a scăderii valorilor deținute în titluri de stat și depozite. O parte din disponibil a fost utilizat pentru plata dividendelor aferente exercițiului financiar 2012”. Pe 2012, valoarea dividendelor s-a ridicat la 938 milioane de lei. “În perioada de nouă luni închieată la 31 septembrie 2013, societatea a plătit dividende în valoare de 1,06 miliarde de lei, conform deciziei acționarilor( la o valoare de 27,7 lei pe acțiune)”. 85% din aceste dividende au luat la rândul lor calea bugetului general consolidat.

Compania a avut o cifră de afaceri netă de 2,58 de miliarde de lei, pe primele nouă luni ale anului, cu 9,95% mai mică decât cea din aceeaşi perioadă a anului trecut, iar profitul este de  797 milioane de lei, în scădere cu peste 18%, potrivit standardelor IFRS. {jathumbnailoff}

Ucraina are stocuri suficiente de gaz natural pentru a putea încheia acest an fără a mai importa niciun metru cub din Rusia, a declarat ministrul energiei ucrainean, Eduard Stavitsky, citat de Ria Novosti.

Potrivit acestuia, facilitățile de stocare din Ucraina sunt pline, ceea ce înseamnă că Kiev-ul poate suspenda importurile din Rusia până în 2014.

Presa din spațiul ex-sovietic a raportat la începutul acestei săptămâni că Ucraina, unul dintre cei mai mari consumatori de gaz rusesc, a stopat importurile la 9 noiembrie.

Eduard Stavitsky a precizat că cererea de gaze din Ucraina a scăzut considerabil în acest an, din cauza vremii neobișnuit de caldă. "Cererea de gaze este de aproape cu 45 la sută mai redusă față de estimările Naftogaz (compania națională ucraineană de gaze -n.r.) , a explicat ministrul.

Stoparea importurilor vine într-un moment de maximă tensiuneîntre Moscova și Kiev. La începutul acestei luni, premierul rus Dmitri Medvedev a somat Kiev-ul să plătească o restanță de 882 milioane dolari la factura de gaze.

Analiștii politici pun actualul conflict pe seama refuzului Ucrainei de a se alătura uniunii vamale creată de Moscova cu Kazakhstan și Belarus și intenției sale anunțate de a semna o serie de acorduri de schimb liber cu Uniunea Europeană, în tentativa sa de a-și dilua dependența economică față de Rusia.

Ucraina plătește circa 400 de dolari pentru mia de metri cubi de gaze naturale furnizată de Rusia, unul dintre cele mai mari preţuri din Europa, şi încearcă să obțină termeni contractuali mai favorabili din partea Gazprom. {jathumbnailoff}

Profitul operațional OMV Petrom pe primele 9 luni ale anului s-a majorat cu 15% față de cel din perioada similară a anului trecut, ajungând la o cifră de 4,63 miliarde de lei ca urmare îmbunătățirii activității segmentului de rafinare și marketing.

Profitul net al Petrom a crescut cu 27% în primele nouă luni, la 3,666 miliarde lei de la 2,897 miliarde de lei înregistrat în primele nouă luni ale anului trecut.

Segmentul de rafinare și marketing a trecut de la o pierdere de 48 de milioane de lei, la un profit operațional (excluzând elementele speciale) de 314 milioane lei, compensând evoluția negativă a celorlalte segmente, de explorare și producție (-4% față de aceeași perioadă a anului trecut) și cel de gaze și energie (-35%). Probabil că rezultatul se explică prin efectul de bază față de evoluția din anul trecut, un efect important asupra rezultatelor comparativ cu 2012 fiind reprezentat de oprirea planificată a rafinăriei Petrobrazi în prima jumătate a anului trecut. Aceeași tendință a fost sesizabilă și în prima jumătate a anului.

Performanțele segmentului de rafinare și marketing dau însă semne de încetinire pe trimestrul al treilea. EBIT CCA excluzând elementele speciale s a redus la 141 milioane de lei, în principal din cauza marjelor de rafinare scăzute, compensate doar parțial de managementul strict al costurilor. În pofida cotațiilor mai mari la țiței, perspectivele pesimiste ale pieței la sfârșitul perioadei au condus la înregistrarea unor pierderi din deținerea stocurilor (efecte CCA) în cuantum de 5 milioane de lei, care, împreună cu elementele speciale de 25 milioane lei lei, au generat o valoare a EBIT-ului raportat de 111 milioane de lei.

Marjă de rafinare scăzută în trimestrul al treilea

Indicatorul marjă de rafinare a fost de -4,31 USD/bbl, mai scăzut comparativ cu valoarea înregistrată în T3/12 (-0,46 USD/bbl). Per total, nivelul indicatorului marjă de rafinare a fost afectat de costul ridicat al țițeiului și de marjele mai mici la produsele petroliere, cu excepția propilenei și a GPL.

Cantitatea totala de materii prime procesate în T3/13 a fost mai mare decât cea din T3/12, când rafinăria a fost repornită treptat, după oprirea planificată de șase săptămâni din T2/12. Vânzările totale de produse rafinate au crescut cu 13%, datorită vânzărilor mai mari la export.

În T3/13, volumul total al vânzărilor din marketing a fost cu 5% mai mic fata de T3/12. Vânzările cu amănuntul ale grupului, care au reprezentat 68% din vânzările totale din marketing, sunt cu 1% sub nivelul din T3/12. Vânzările comerciale au scăzut cu 13% față de același trimestru al anului trecut, ca urmare a optimizării portofoliului de vânzări, în contextul mediului economic actual, cu volume mai mici pentru toate produsele, cu excepția kerosenului și a benzinei, și, de asemenea, ca urmare a finalizării tranzacției de vânzare a Petrom LPG în ianuarie 2013.

Reluarea forajului în blocul Neptun la jumătatea lui 2014

„In trimestrul al treilea, am continuat sa ne imbunatatim performanta, beneficiind de conjunctura favorabila a pretului la titei si de rezultatele optimizarii costurilor. In E&P, pe parcursul primelor 9 luni din 2013, am reusit sa obtinem, pentru prima data dupa privatizare, stabilizarea productiei la nivel de Grup, comparativ cu anul anterior, ca urmare a investitiilor continue. In zona offshore, activitatea de explorare avanseaza si, in parteneriat cu ExxonMobil, ne propunem sa reluam forajul in blocul Neptun la jumatatea anului 2014. Performanta sectorului G&E a reflectat mediul de piata dificil, caracterizat prin cerere modesta si preturi scazute la energie electrica, in timp ce in sectorul R&M, marjele de rafinare au ramas sub presiune. In continuare, ne vom concentra pe implementarea initiativelor de excelenta operationala si a programului de investitii. Aceste initiative reprezinta premise esentiale pentru o performanta sustenabila si pentru generarea de fluxuri de numerar care sa sustina programul nostru ambitios de investitii din Marea Neagra in anii urmatori, in contextul unui cadru fiscal si de reglementare propice investitiilor.”, a declarat CEO-ul Petrom Mariana Gheorghe, potrivit unui comunicat de presă al grupului.

Rezultate mai bune pe trimestrul al treilea

În trimestrul al treilea, EBIT CCA excluzând elementele speciale al întregului grup a crescut cu 22%, în principal ca urmare a prețului mai mare realizat la țiței și a managementului strict al costurilor

Producția zilnică în România a crescut ușor, susținută de lucrările de reparații capitale, activitățile intense de foraj și redezvoltare a zăcămintelor

În plus, au crescut și investițiile în explorare și producție cu 37% față de T3/12, în concordanță cu strategia Grupului de a aloca aproximativ 80% din totalul investițiilor către acest segment.

Impactul asupra inflației produs de noile taxe introduse de guvernul Ponta, cele pe construcții speciale și de infrastructură, și al indexări accizei cu rata inflației va fi limitat la 0,2%, susține Guvernatorul Mugur Isărescu.

Este dificil de descifrat cât din această declarație intră în fișa postului guvernatorului, de ancorare a anticipațiilor prin moral suasion, și cât e realitate sau măcar bună credință. 

Pentru că guvernatorul se poate înșela, așa cum a făcut-o la mijlocul anului 2009, când vorbea de creștere economică într-un an care s-a încheiat cu o scădere a PIB-ului de 7,1% (6,6% după revizuirile cauzate de “jongleriile fiscale” ale guvernanților cu deflatorul).

"Conform datelor noastre preliminare şi unor prime evaluări, impactul este limitat la 0,2% şi consecinţele unui lanţ sunt limitate. Probabil că vom schimba numai balanţa riscurilor de la o balanţă echilibrată spre o balanţă uşor superioară, uşor în creştere", a declarat Mugur Isărescu, întrebat de presă despre efectul majorărilor de taxe, adăugând că că nu vede o avalanşă de scumpiri în lanţ ca urmare a aplicării majorărilor anunţate.

Noile taxe și liberalizarea prețurilor vor scumpi inevitabil produsele energetice

Entuziasmul cu care BNR a primit măsurile guvernului este bizar. Pentru că prin acestea se majorează impozitarea, în special în industria energetică și la bunuri cu cerere mai puțin elastică. Ceea ce este logic, din punct de vedere al guvernanților și al FMI, care vor să aibe o garanție a veniturilor, numai că și transferul costului cu plata impozitelor către consumator este direct proporțional cu inelasticitatea cererii. Guvernanții, dar și oficialii BNR susțin că aceste măsuri sunt obligatorii pentru asigurarea veniturilor pentru majorarea salariilor și pensiilor, cu alte cuvinte pentru stimularea cererii interne, care “rămâne la un nivel redus, contribuind astfel la ajustarea contului curent la 1,2 la sută din PIB”, susține BNR în Declaraţia de presă făcută publică la sfârşitul vizitei FMI şi CE.

Comoditatea cu care BNR privește actuala situație este cu atât mai ciudată cu cât România va trece în perioada următoare și printr-un proces de liberalizare a prețurilor la energie și la gaze naturale, care în cazul companiilor este mult mai alert decât în cazul consumatorilor casnici. Și a fi confortabil cu o majorare a impozității la produse cu cerere mai puțin elastică și care oricum aveau un calendar de aliniere cu prețurile europene în condițiile în care te plângi de nivelul redus al cererii interne ridică semne de întrebare.

BNR merge pe mâna stagnării economice

Profesorul de economie de la Universitatea Româno-Americană Bogdan Glăvan consideră că impactul inflaționist al noilor măsuri “depinde ce face BNR. Deocamdată văd că validează politica monetară globala, scade dobânda și bagă bani. Inflația o sa sară în momentul în care se reia creditarea. Dacă BNR estimează un impact inflaționist atât de mic înseamnă că merge pe varianta neîncrederii consumatorilor/investitorilor/băncilor, adică implicit pe stagnare economică. Cred că în acest moment BNR e îngrijorată atât de creditele neperformante cât și de hot money care vin de-afară, asta e motivul pentru care scade dobânda, nu ca să crească economia. Văd ca a lăsat cursul oarecum liber, s-a apreciat ceva, dar estimez că se va aprecia mai mult pe măsura ce hot money continuă să intre. Asta are impact deflaționist. La un moment dat însă va începe sa cumpere valuta și să inflaționeze mai serios”.

Scenariul pesimist

De altfel, estimarea atât de redusă a impactului și entuziasmul cu care BNR a primit această măsură sugerează că BNR se teme mai mult de presiuni deflaționiste decât de cele inflaționiste, cea ce sugerează că în opinia tehnocraților din strada Doamnei economia lâncezește. Să nu sufere însă de ceea ce în psihanaliză se numește nevroză de destin: o eventuală majorare a prețului petrolului pe piețele internaționale ar putea conduce prețul benzinei de la 6-6,10 lei (cât va fi după implementarea noilor măsuri) undeva la 6,5 lei pe litru. Dacă majorează și redevențele la petrol și gaze - prețul benzinei ar putea sări la 6,7-7 lei. În ceea ce privește gazele și energia, ele se vor scumpi oricum ca urmare a procesului de liberalizare.

Cu alte cuvinte, numai la benzină am putea asista la o scumpire de 20-25%, ce va pune presiune pe bugetele gospodăriilor și va afecta în sens negativ cererea și implicit prețurile celorlalte bunuri. Companiile din celelalte sectoare ar putea fi prinse între ciocanul cererii în scădere (și implicit al prețurilor) și nicovala majorării costurilor de producție (prețul la energie și gaze se va liberaliza și vor urma traseul prețului petrolului - rușii leagă prețul gazelor de acesta, iar energia e un important factor de producție). Va rezulta o avalanșă de falimente! Și atunci, ori BNR își folosește la maxim (ineficient și clientelar) singurul canal de transmisie monetară (bugetul, că sistemul bancar nu mai este un astfel de canal), pentru a “salva” companiile “too big to fail”, fie vom intra într-o recesiune profundă cauzată de aceste majorări de taxe "salvatoare”.

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.

Partenerii tradiționali din domeniul energetic ai Europei, statele din Nordul Africii și Rusia, ar putea deveni pe termen mediu și lung, Texas-ul și Oklahoma Bătrânului Continent, aflat într-o criză de alimentare cu energie, motiv pentru care prețul acesteia este triplu față de cel de peste Ocean. Cel puțin așa consideră CEO-ul ENI, Paolo Scaroni, într-un editorial publicat de Financial Times.

În opinia sa, o reevaluare a relaților Europei cu partenerii săi tradiționali ar conduce la obținerea unui acces facil al companiilor care activează pe această piață la gaz ieftin și în cantități abundente, în timp ce producătorii ar putea beneficia de garanția unei piețe stabile și în continuă creștere.

Singura întrebare care se pune este, în opinia șefului ENI, cea referitoare la orizontul de timp în care Africa de Nord și Rusia vor putea deveni Texas-ul și Oklahoma Europei. Nu foarte curând, însă forțele gravitaționale par a încuraja acest curs al lucrurilor.

Gazele și electricitatea, mult mai ieftine în SUA

La ce forțe gravitaționale se referă Scaroni? În primul rând, la diferența de preț dintre SUA și Europa.  Datorită creșterii rapide a producției de gaze neconvenționale, companiile americane plătesc aproximativ 3,5 dolari per milionul de unități termice britanice(mBTU) pentru gazele lor naturale. Ceea ce reprezintă aproximativ o treime din ceea ce plătesc europeni. În ceea ce privește electricitatea, consumatorii europeni nu numai că sunt afectați de prețurile materiilor prime gaze relativ ridicate, dar au, de asemenea, de achitat și taxe menite a acoperi mai mult de 30 miliarde de euro pe an, reprezentând stimulentele acordate investițiilor în energii regenerabile. Drept urmare, electricitatea este în Europa de două ori mai scumpă decât în SUA.

Energia ieftină oferă Statelor Unite un avantaj competitiv imens. La acesta se adaugă alți factori, precum o piață calificată, flexibilă a muncii, avantaje fiscale și un mediu general de afaceri prietenos, care fac din SUA, dintre statele dezvoltate, principala atracție pentru investițiile industriale. Industriile mari consumatoare de energie, precum cele petrochimice sau de rafinare, au toate motivele de a se muta din Europa în SUA. Cererea europeană de gaze naturale este deja în scădere cu 15% față de nivelul înregistrat în 2008.

Europa poluează la fel de mult în pofida celor 30 de miliarde de euro smulse anual contribuabililor

În plus, legea consecințelor neintenționate și-a spus cuvântul. În pofida declarațiilor și reglementărilor ecologiste ale oficialilor europeni, producția de energie de pe Bătrânul Continent a devenit din ce în ce mai “murdară”. Motivul: gazul ieftin, mai curat, este concentrat în producție din SUA, care exportă producția de materie primă alternativă, cărbunele, în Europa, la prețuri competitive. Ceea ce a cauzat o deteriorare a mixului energetic al Europei: producția de energie electrică din gaze a scăzut cu 25 la sută între 2010 și 2012, în timp ce producția de energie pe bază de cărbune a crescut cu 10 la sută. Paradoxul este că creșterea emisiilor de carbon cauzate de cărbune a anihilat beneficiile investițiilor în energiile regenerabile și reducerii activității economice din ultimii cinci ani. Cu alte cuvinte, contribuabilii europeni au achitat 30 de miliarde de euro anual subvenții pentru industriile regenerabile absolut degeaba!

Importul de gaze din SUA nu e o soluție

O soluție alternativă reevaluării relațiilor cu partenerii tradiționali ar fi importul de gaze din SUA, consideră CEO-ul ENI. Însă acesta ar trebui lichefiat, transportat și regazificat, ceea ce ar dubla prețul său de export. Iar noul preț nu ar fi suficient a reduce prețurile pe Bătrânul Continent de la nivelul actual de aproximativ 11-12 dolari pe mBTU la 8-9 dolari, ca să nu mai vorbim de o reducere la actualul nivel de preț din SUA, de 3,5 dolari pe mBTU.

Gazele de șist ar produce locuri de muncă și bunăstare

CEO-ul ENI propune și o analiză mai atentă a potențialului gazelor de șist în Europa. Însă exploatarea acestuia necesită un consens public, iar în prezent exist ă o opoziție evidentă în acest sens, mai ales în Vestul Europei. Opoziția este de înțeles, consideră Scaroni, tehnologia folosită fiind controversată și puțin explicată publicului, iar continent dens populat. Însă dacă Europa se gândește serios la bunăstare și la crearea de noi locuri de muncă, potențialul de gaze de șist trebui exploatat.

Însă CEO-ul ENI avansează o altă alternativă, mai radicală, cel puțin din punct de vedere geostrategic: reevaluarea relațiilor cu Rusia. Rusia furnizează 25% din gazul utilizat pe Bătrânul Continent. Pe partea de costuri, exploatarea de gaze convenționale în Rusia (dar și în Algeria și Norvegia) este mai ieftină decât cea de gaze de șist din SUA. Iar dacă rușii vor continua să ceară un preț prea mare pentru gazul lor, tot ce vor reuși să-și distrugă propria piață, să-și falimenteze cei, mai fideli clienți. Pentru că industriile vor emigra pe capete peste Atlantic. Iar dacă acest lucru se întâmplă, tinerii europeni rămân fără slujbe, iar cei ruși fără veniturile din vânzarea gazelor.

Iranul plănuiește să convingă marile companii multinaționale de petrol și gaze să investească din nou, până la 100 de miliarde de dolari, în dezvoltarea câmpurilor sale de hidrocarburi, oferindu-le acorduri petroliere și contracte mult mai avantajoase decât până în prezent, în încercarea de a-și repune pe picioare economia, grav afectată de sancțiunile comerciale impuse de SUA și UE, la presiunile Israelului.

Mișcarea face parte, de asemenea, din strategia Teheranului de a-și normaliza relațiile politice și diplomatice cu comunitatea internațională, care își arată deja primele roade, după ce îndulcirea tonului iranienilor în chestiunea capacităților lor nucleare a avut ca rezultat o istorică convorbire telefonică dintre președintele SUA, Barack Obama, și omologul său iranian Hassan Rouhani, prima de acest tip după criza din 1979.

Iranul și SUA sunt angajate în prezent în cele mai promițătoare negocieri din ultimii ani, care vizează instituirea unui control mai strict asupra programului nuclear iranian contra unei posibile relaxări a sancțiunilor economice internaționale, care au produs grave prejudicii industriei petroliere, motorul economiei iraniene.

Vor să "seducă" multinaționalele

Într-un rar interviu, acordat Financial Times, Mehdi Hosseini, expert și înalt consilier la Ministerul Petrolului de la Teheran, spune că Iranul vrea să renunțe la actualul său sistem de acorduri petroliere cu companiile de profil, extrem de dezavantajos pentru acestea din urmă, întrucât nu le permite nici concesionarea propriu-zisă de câmpuri de hidrocarburi și nici deținerea de participații la proiecte extractive dezvoltate în joint-venture cu companii de stat iraniene.

Fără să ofere prea multe detalii, Hosseini a declarat că guvernul lucrează la elaborarea unei formule de contract care să fie avantajoasă pentru ambele părți și care să satisfacă pretențiile companiilor petroliere americane și europene. El a promis că va dezvălui mai multe pe marginea acestui subiect la Londra, în martie anul viitor.

Oricum, planul Teheranului prevede atragerea de investiții în exploatări de petrol și gaze în valoare de cel puțin 100 de miliarde de dolari în următorii trei ani.

Tradiție naționalistă

Reforma sistemului iranian de acorduri petroliere ar constitui pas foarte important pentru regimul de la Teheran, care în mod tradițional s-a dovedit a fi foarte ostil oricărei forme de control străin asupra vastelor sale zăcăminte de hidrocarburi. Iranul se află pe primul loc în lume în ceea ce privește rezervele de gaze naturale și ocupă locul patru la cele de țiței.

"Sperăm să aducem formulările din modelele de contracte pe care le vom elabora foarte aproape de ceea ce înseamnă normele internaționale în domeniu și că, ulterior, marile companii petroliere vor veni din din nou să facă coadă la noi la ușă", a declarat Hosseini.

"Iranul are o lungă istorie de naționalism agresiv în privința resurselor minerale și mă îndoiesc că acest lucru se va schimba fundamental. Au impus întotdeauna termeni fiscali foarte duri și dezavantajoși, încercând să transfere tot riscul investițional asupra companiilor partenere și să-și păstreze partea leului din veniturile rezultate din vânzarea producției extrase", spune Robin West, consultant principal la IHS Energy.

Speră să scape de sancțiuni

Pe de altă parte, arată acesta, dezvoltarea câmpurilor de petrol și gaze mature ale Iranului necesită investiții majore din partea companiilor de top din SUA și Europa, iar pentru a reuși să le atragă, Teheranul va trebui să le ofere termeni contractuali extrem de atractivi. "Dacă vor face realmente asta, se va chema că într-adevăr au rupt-o cu trecutul", conchide West.

La rândul său, consilierul Hosseini spune că și dacă sancțiunile economice internaționale vor rămâne în vigoare, Iranul tot va trece la implementarea noului sistem de contracte și acorduri petroliere.

"Sunt conștient că este foarte posibil ca sancțiunile să nu fie ridicate formal, rapid, simultan și imediat. Însă există căi prin care companiile și guvernele le pot ocoli, cum ar fi acordarea de excepții", arată Hosseini.

Vor permite străinilor să dețină participații

Aceste sancțiuni, impuse de SUA și UE la presiunile Israelului, au dus la o prăbușire a producției iraniene de țiței, cu efecte grave asupra economiei țării. În septembrie anul acesta, producția de petrol a scăzut la 2,58 milioane de barili pe zi, cel mai redus nivel din 1989 încoace, când Iranul se resimțea acut de pe urma războiului cu Irakul. Înainte de impunerea sancțiunilor, la începutul lui 2011, Iranul producea circa 3,5 milioane de barili pe zi.

"Suntem de asemenea conștienți că termenii dezavantajoși ai contractelor noastre au provocat reticența companiilor occidentale în a investi în Iran. Vom învăța din experiențele trecutului, pentru a înțelege și a satisface așteptările firești ale companiilor petroliere", a declarat Hosseini.

Potrivit acestuia, noile tipuri de acorduri petroliere la care lucrează în prezent guvernul de la Teheran vor permite petroliștilor străini să dețină participații la proiecte extractive dezvoltate în joint-venture cu companii de stat iraniene, atât pentru zăcăminte onshore, cât și offshore.

Mai e mult până departe

În 1997, francezii de la Total au sfidat sancțiunile economice americane și au semnat un contract de 2 miliarde de dolari cu Teheranul pentru dezvoltarea câmpului Pars Sud, cel mai mare zăcământ de gaze naturale al lumii.

Alte companii multinaționale, cum ar fi Shell, Eni sau Statoil, le-au urmat exemplul, chiar dacă, ulterior, s-au plâns de profitabilitatea foarte redusă a operațiunilor lor din Iran și au refuzat să participe le dezvoltarea altor câmpuri de hidrocarburi.

În prezent, duritatea sancțiunilor impuse asupra Iranului face aproape imposibilă orice investiție în această țară. Luna aceasta, Agenția Internațională pentru Energie (International Energy Agency - IEA) a apreciat că, în pofida primelor convorbiri la nivel înalt dintre Teheran și Washington de la revoluția iraniană din 1979, nu este de așteptat ca regimul sancțiunilor să fie relaxat prea curând.

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.

Scandalul interceptărilor ilegale a atins ieri un punct culminant, după ce cancelarul german l-a sunat pe președintele american Barak Obama să-i ceară lămuriri în legătură cu informațiile pe care le-a primit de propriile servicii cu privire la interceptarea convorbirilor sale de către Agenția Americană pentru Securitate Națională (NSA). Reacția destul de dură a Berlinului vine la numai câteva zile după ce Der Spiegel publicase un articol în care dezvăluia că NSA a accesat ilegal mail-ul președintelui mexican Felipe Calderon.

În trecut NSA s-a remarcat în deosebi în ceea ce privește spionajul economic, în special cel din domeniul energetic, compania braziliană Petrobras fiind ultima pe o listă mult mai largă de ținte ale agenției americane.

Dacă se vor confirma informațiile, și este puțin probabil ca guvernul german să fi acționat atât de agresiv dacă nu avea dovezi în acest sens, Statele Unite ar putea rămâne fără sprijinul geopolitic al aliaților săi europeni, cu atât mai mult cu cât zilele trecute, presa a dezvăluit activităţi intense ale Agenţiei americane pentru Securitatea Naţională (NSA) de interceptare a telefoanelor cetăţenilor francezi, Parisul catalogând acţiunile drept "inacceptabile". În august, media a dezvăluit activităţi de spionaj ale serviciilor secrete americane care vizau oficiali UE şi din ţări europene, inclusiv germani.

Casa Albă evită să precizeze dacă au fost ascultate convorbirile

Imediat ce a fost informat de serviciile germane asupra probabilității ca telefonul său să fie ascultat de americani, cancelarul german l-a sunat miercuri pe preşedintele SUA, Barack Obama, pentru a cere clarificări.

"Cancelarul i-a transmis preşedintelui Obama că, dacă informaţiile se vor confirma, această situaţie este total inacceptabilă", a declarat purtătorul de cuvânt al cancelarului german.

Potrivit Wall Street Journal, preşedintele Statelor Unite, Barack Obama, i-a transmis Angelei Merkel că nu servicile americane “nu monitorizează și nici nu vor monitoriza convorbirile cancelarului german”. Presa de peste ocean a remarcat însă nuanța conținută în declarația ofițerului de presă al Casei Albă, Jay Carney, care folosește doar timpul prezent și viitor, nu și cel trecut. Cu alte cuvinte în prezent telefonul cancelarului german nu este ascultat și nici nu va fi, însă nu este exclus ca în trecut să fi fost.

Petrobras, victima spionajului economic al NSA

Jurnalistul Glenn Greenwald a dezvăluit recent că mai multe documente secrete ale NSA, indică faptul că NSA a spionat Petrobras, cea mai mare companie din Brazilia și cea de-a patra companie petrolieră din lume. Documentele secrete, datate din 2012, au fost obținute de Greenwald de la un fost furnizor de servicii către NSA.

Documentele, parte a unei prezentări menite a antrena noi agenți cu privire la modul de a distruge securitatea rețelelor de calculatoare private, nu arată în ce măsură ANS a descifrat informațiile secrete obținute de pe computerele Petrobras.

Dezvăluirile au declanșat o reacție dură a autorităților braziliene și a condus la renașterea sentimentului economic naționalist în această țară, care în anii ’30 avea declarat ca principiu sintagma “petrolul e al nostru”, sintagmă ce a devenit sloganul Petrobras, la înființarea a în anii ’50. “Fără îndoială, Petrobras nu reprezintă o amenințare la adresa securității niciunei țări", a declarat președintele brazilian Dilma Rousseff. “Însă este una dintre cele mai mari companii petroliere din lume, o moștenire a poporului brazilian." Petrobras are o cifră de afaceri anuală de aproximativ 90 de miliarde de dolari.

"Este clar că motivul interceptărilor nu ținea de securitate sau de combaterea terorismului, ci au primat interesele economice și strategice", a adăugat președintele brazilian.

Tullo Vigevani, profesor de științe politice la Universitatea de Stat Paulo São,nu s-a declarat surprins de vestea presupusului spionaj industrial, deoarece "problema energiei este un punct central al politicii americane."

"Acesta este unul dintre aspectele-cheie ale politicii la nivel global", a declarat Vigevani. "Și informația este un element esențial. Noile descoperiri din Brazilia, în special în zăcămintele noi, de sub cele de sare, au trezit interesul americanilor”.

NSA, în slujba giganților petrolieri americani

Pentru opinia publică, dezvăluirile referitoare la Petrobras au fost un adevărat șoc. Președintele brazilian și-a anulat o vizită în SUA. Cu toate acestea, spionajul economico-industrial al americanilor, cel puțin în America de Sud nu este o noutate. Potrivit Huffington Post, ANS a interceptat și comunicațiile companiei petroliere venezuelene PDVSA dovedind astfel că Washingtonul are preferințele sale, în special statele sud-americane cu acces la resurse naturale abundente.

Referitor la Petrobas, în 2007, firmele americane, cum ar fi Exxon-Mobil, s-au plâns guvernului american de "climatul inadecvat pentru investițiile străine" din Brazilia și de dominația Petrobras. 

Opinia publică americană pare să creadă că este legal și moral ca guvernul de la Washington să spioneze guvernele altor națiuni. Revista Forbes susține chiar că SUA are dreptul de a efectua astfel de spionaj, deoarece Petrobras este corupt și companiile americane trebuie susținute pentru a nu avea un dezavataj competitiv pe acea piață.

Românul s-a născut nu numai poet, ci și geolog! Aceasta poate fi concluzia ultimelor zile, marcate de protestele împotriva exploatării gazelor de șist și a principalului actor prezent pe această piață în România, Chevron.

Discuția pe tema gazelor de șist are un puternic caracter de bârfă de cafenea, principalele argumente invocate împotriva exploatării fiind filmulețe de pe YouTube, în timp ce argumentele forte pro-exploatare sunt construite în jurul celebrei "independențe energetice" și a promisiunii deșarte a unor prețuri mai mici ale gazelor pentru populația României.

Aspectele economice au pălit în fața mult mai pasionatelor aspecte ecologice și naționale. Realitatea este că, la ora actuală, așa cum recunoaște și CEO-ul Shell, Peter Voser, exploatarea resurselor neconvenționale (în special a gazelor de șist) nu e profitabilă. Nu este profitabilă în SUA, din cauza prețului redus al gazelor, nici în Europa, din cauza cadrului instituțional și a mai multor aspecte demografice și geologice.

Avantajele și dezavantajele gazelor de șist: varianta ecologică

În ceea ce privește aspectul ecologic, demonstranții și ONG-urile au două mari probleme. Prima este că dau dovadă de inconsecvență: ar trebui să nu mai consume gaze, electricitate și combustibili, pentru că orice tehnologie folosită în exploatarea resurselor subsolului este periculoasă. Problema este cât de controlabile sunt aceste pericole și cine plătește pentru ele. În ceea ce privește exploatarea gazelor de șist, este adevărat că aceasta pare mai predispusă dezastrelor, însă ultimele tehnologii din domeniu par a asigura un confort în acest sens. Problema este costul acestora, mult mai mare decât al celor utilizate în exploatarea de resurse convenționale. Și disponibilitatea companiei beneficiare de a și le asuma, nu numai în SUA, unde sunt presate de proprietarii privați ai terenurilor, ci oriunde în lume. A doua problemă care îi lasă în ofsaid pe protestatarii ecologiști este chiar cea a protecției mediului. Potrivit revistei de specialitate GepExPro (Geoscience and Technology Explained), în pofida îngrijorărilor apărute în presă în ceea ce privește iminenta amenințare a poluării solului și apelor, majorării emisiilor de carbon, cutremurelor, etc, media ignoră faptul că gazele de șist conțin mult mai puțin CO2 și H2S decât alte gazele convenționale și că emisiile de carbon sunt cu 50% mai reduse decât cele rezultate din exploatarea cărbunelui. De asemenea, utilizarea gazelor produse la nivel local micșorează volumul de petrol transportat pe flotele maritime, care utilizează cea mai "murdară" formă de combustibil disponibilă. În plus, pentru mediu, la nivel global, este mai bine să fie utilizate gaze extrase în state dezvoltate cu înalte standarde de mediu, decât să fie importate din state în care procesul de producție este unul mai puțin transparent și care, în plus, folosesc o tehnologie învechită, ce mai provoacă și o risipă a resurselor de hidrocarburi, și așa extrem de rare.

Prețul gazelor în SUA, sub nivelul costurilor de producție

Dacă pentru opinia publică, pentru politicieni și ziariști, principala problemă a gazelor de șist este cea ecologică, pentru specialiști și industrie ele au o cu totul altă mare hibă: neprofitabilitatea. Paradoxal, de lipsa profitabilității exploatării resurselor neconvenționale este responsabil chiar boom-ul gazelor de șist din SUA. Costurile de exploatare fiind mult mai ridicate, gazele de șist devin profitabile de-abia de la un preț de 5 dolari pe milionul de unitați termale britanice (mmBtu), aproximativ 177 dolari pe mia de metri cubi.

În prezent, ca urmare a producției de gaze șist din zăcămintele uriașe din SUA, în special Marcellus, prețul gazului pe New York Mercantile Exchange a ajuns anul trecut la 2,83 dolari pe milionul de unitați termale britanice (mmBtu), aproximativ 100 dolari pe mia de metri cubi, mult sub nivelul, și acela insuficient, de 4,03 mmBtu, înregistrat în 2011.

Marcellus este un zăcământ aflat într-o zonă imensă de roci sedimentare, cu nivel ridicat de producție, localizat în vestul statului Pennsylvania, în Ohio și Virginia de Vest. În plus, rezerve importante există și în statul New York, însă aici opoziția politică a reușit să evite dezvoltarea și exploatarea acestora.

Cu alte cuvinte, la ora actuală, în SUA, beneficiile aduse de exploatarea gazelor de șist se află sub nivelul costurilor de producție. Dar atunci de ce își asumă companiile private aceste pierderi? În parte pentru că speră în majorarea prețului gazelor naturale și în micșorarea costurilor ca urmare a evoluției tehnologice. Ambele procese au întârziat însă să apară, ceea ce a făcut ca mari giganți ca Shell să se retragă de pe această piață. Un al doilea motiv este reprezentat de faptul că speră să-și acopere costurile prin efectuarea unui arbitraj pe preț în Europa. Pe Bătrânul Continent, prețul gazelor este mult mai ridicat. În Marea Britanie, cel mai mare consumator de gaze din Europa, prețul acestora a fost în 2012 de 9,48 dolari pe mmBtu, aproximativ 335,4 dolari pe mia de metri cubi. Rusia a furnizat în ultimii doi ani gaze statelor europene, la un preț legat de cel al petrolului, de aproximativ 13 de dolari pe mmBtu, aproximativ 460 de dolari pe mia de metri cubi. Paradoxal, așa se face că mult hulitul cărbune a revenit la putere în Europa, costul său de producție fiind de doar 5 dolari mmBtu, aproximativ 100 de dolari pe mia de metri cubi.

Exportul către Europa - o soluție temporară

Așa se face că producătorii din SUA se gândesc din ce în ce mai mult la exportul de gaz natural lichefiat (LNG) către Marea Britanie și Europa. La actualul preț din SUA, acest export este încă profitabil. La un preț al gazelor de 3 dolari pe mmBtu (177 de dolari pe mia de metri cubi), costuri cu exportul gazelor către Europa (de prelucrare, stocare, transportare și regazificare) ar ajunge la aproximativ 8,3 dolari pe mmBtu, aproximativ 293,66 dolari pe mia de metri cubi, susține Colin Smith, șeful diviziei de cercetare energetică a VTB Capital. Adică un cost mai redus decât prețul din Marea Britanie (de 335,4 dolari sau decât media de 460 de dolari cerută de Rusia în ultimii ani).

Însă acest preț, de 3 dolari pe mmBtu este insuficient pentru a susține producția din SUA, remarcă Smith. Dacă prețul gazelor ar ajunge în SUA la nivelul minim al costurilor de producție a gazelor de șist, adică la 5 dolari mmBtu, atunci costurile cu exportul gazelor în Europa s-ar ridica la 10,66 dolari pe mmBtu, aproximativ 377 de dolari pe mia de metri cubi. Adică mai mult decât plătesc la ora actuală britanicii pe gaze și undeva în apropierea nivelului de preț pe care-l practică Rusia, care în ultimul timp, lovită de acțiunile deschise de companiile europene la curțile de arbitraj și de decizia Comisiei Europene de a deschide o anchetă anti-trust împotriva Gazprom, a decis să renegocieze o serie de contracte.

Producția de gaze de șist la fața locului

Drept urmare, giganții americani, printre care Chevron, dar și Exxon, au decis să încerce o altă tactică, să elimine costurile cu exportul, prin producerea la fața locului a gazelor de șist. Așa se explică prezența lor în Europa, în special în Europa de Est. Companiile americane și-au făcut calculul că ar putea produce cu costuri apropiate de nivelul de 5 dolari pe mmBtu (177 dolari mia de metri cubi) gaze de șist în această zonă, pentru a le putea plasa cu costuri mult mai reduse pe piața europeană. La mijlocul acestui an, prețul de import al gazelor în România era de aproximativ de 390 de dolari pe mia de metri cubi, iar cel reglementat al gazelor de producție internă de 196 de dolari pe mia de metri cubi. Cu alte cuvinte, luând în calcul chiar și prețul reglementat de ANRE, dacă Chevron și-ar putea menține costurile de producție din SUA, de 177 dolari pe mia de metri cubi, ar putea obține un profit de 22 de dolari la mia de metri cubi în România, dacă ignorăm costurile cu transportul și infrastructura.

Europa nu e SUA!

Numai că, așa cum se întâmplă întotdeauna, socoteala de-acasă nu se potrivește cu cea din târg! Americanii au ignorat condițiile specifice de pe piața europeană. Potrivit lui Michael Liebreich, de la Bloomberg New Energy Finance, oricine dorește să creeze condițiile ideale pentru industria de gaze de șist, pentru a menține un cost de producție scăzut de 5 dolari pe mmBtu, va trebui să adopte modelul american. Acesta are câteva trăsături specifice, inexistente în Europa, combinate în soluția câștigătoare a unei structuri geologice favorabile, cu o densitate a populației redusă, o infrastructură de transport bine pusă la punct, un cadru reglementator relaxat, o piață lichidă pentru serviciile complementare, de săpare și de explorare și, nu în ultimul rând, o structură de drepturi de proprietate privată asupra resurselor.

În ceea ce privește cadrul reglementator, fiecare stat este deocamdată liber să ia ce decizie dorește în ceea ce privește exploatarea gazelor de șist, iar majoritatea statelor occidentale au respins deja ideea, în frunte cu Franța. Însă în cele din urmă tot Comisia Europeană, care va avansa propria propunere până la finalul anului, are ultimul cuvânt. Potrivit unor surse, aceasta propunere va avansa ideea ca fiecare proiect, oricât de mic, să fie însoțit de un studiu de impact ecologic, ceea ce va majora considerabil costurile.

De asemenea, geologic și demografic, Europa nu este SUA. SUA beneficiază de zăcăminte gaze de șist uriașe și compacte. Zăcământul Barnett din Texas se întinde pe 5.000 de mile pătrate, iar Marcellus este de zece ori mai mare. Densitatea populației în Texas este de 93 de persoane pe mila pătrată, în timp ce în Marea Britanie, campioana campaniei pro-exploatare gaze de șist, este de 1.000 de persoane. În ceea ce privește infrastructura, eșecul Nabucco spune tot despre capacitatea Europei de a coopera în acest domeniu. Cele 250 de proiecte lansate săptămâna trecută sunt doar pe hârtie, așa cum a fost și Nabucco timp de două decenii.

Referitor la drepturile de proprietate, în Europa, resursele sunt proprietate publică, ceea ce pentru companiile americane care activează pe această piață reprezintă deopotrivă un avantaj și un dezavantaj. Avantajul este acela că nu trebuie să negocieze cu mii de proprietari privați (situația agravată față de cea din SUA și de densitatea ridicată din Europa), ci trebuie să discute (și eventual să-i cumpere bunăvoința) unuia singur, statul respectiv. Dezavantajul principal este însă acela că populația, neavând nimic de câștigat de pe urma exploatării propriilor terenuri, să se manifeste fățiș împotriva gazelor de șist, așa cum se întâmplă în România și nu numai.

În SUA, de exemplu, peste 90% din exploatările de gaze de șist se află pe terenuri private sau care aparțin statelor și aproximativ 10% pe terenuri federale. Guvernul federal este mult mai sensibil la lobyy-ul ecologist și dă dovadă de un entuziasm reglementator mult mai mare decât statele. {jathumbnailoff}

Principalul argument al celor ce susțin exploatarea gazelor de șist este cel al prețului redus al gazelor pentru populație, ca rezultat al reducerii dependenței de Rusia. Argumentul ar putea ține doar în situația în care România va fi în continuare o piață suprareglementată, iar ANRE va dicta prețul gazelor. Însă în acest caz, avem de-a face cu o subvenție mascată, ale cărei costuri sunt suportate tot de cetățeni, fie direct prin taxe, fie indirect prin puterea de cumpărare scăzută ca urmare a impactului asupra cursului al interzicerii exportului de gaze.

În realitate, prețul gazelor se va majora, indiferent dacă va fi permisă sau nu exploatarea șisturilor, motivul principal fiind controlul prețurilor exercitat în ultimii 20 de ani pe această piață. În continuare, prețul reglementat al gazelor autohtone se află mult sub prețul gazelor din UE. Iar politica de liberalizare a pieței energiei va conduce în cele din urmă la situația în care prețul gazelor din producția internă să fie egal cu cel de pe piața europeană (mai puțin o componentă ce ține de costurile de transport, probabil). În condițiile în care piața va fi liberalizată, și va fi pusă la punct infrastructura de transport, nimic nu va opri companiile producătoare să exporte gazul dacă pe plan intern nu obțin un preț competitiv. Singura posibilitate ca românii să obțină un preț mai mic al gazului este aceea ca rezervele de gaze de șist descoperite în România să fie atât de mari încât să influențeze oferta nu numai la nivel local, ci la nivelul întregii UE, ceea ce e o utopie.

O opinie similară a exprimat astăzi și Bogdan Glăvan pe blogul său, logec.ro:

"Am văzut cu surprindere că unii dintre cei mai atenți comentatori ai scenei politico-economice împărtășesc ideea că inițierea exploatării gazelor de șist va genera beneficii pentru populație sub forma scăderii prețului gazelor.

Principalul beneficiu este clar: gaze ieftine care pot să alimenteze o economie în suferință. Este un beneficiu mult mai important decât cel adus de deja mult folositul exemplu al exploatării miniere. Gazele naturale ieftine produc efecte economice în cascadă și pe termen lung, nu ne limităm doar la redevențe.

O mențiune este esențială, înainte de orice referire la prețul gazului în viitor: România produce în prezent gaz natural mai ieftin decât cel din import. Nu știu exact cât costă să-l extragă, dar Romgaz are profit considerabil la un preț de livrare de 2-3 ori mai mic decât cel de import, deci vă faceți o idee. Cu toate acestea, prețul achitat de consumatori (casnici, industriali, nu contează) este în creștere, din două motive: (1) FMI ne-a bătut la cap (destul de corect) să liberalizăm piața, astfel încât să ne apropiem încet-încet de prețul mondial, iar (2) statul l-a aplaudat pentru că este interesat să extragă rente din exploatarea acestei resurse; „liberalizarea” sună bine când ai putere de monopol și creșterea impozitului pe profitul Romgaz nu strică unui buget aflat permanent în deficit.

Acum, rolul pieței globale în determinarea prețurilor este esențial. Nu cred că este cazul să ne iluzionăm că stăm pe un munte de aur (pardon, de gaze) din care vom consuma la discreție după pofta inimii. Nu va fi fezabil politic, deoarece interese puternice vor milita pentru valorificarea acestora la prețul global. Și nici nu este sănătos economic, deoarece o economie performantă nu este una dependentă de o resursă cheie, ci una care valorifică multiple resurse prin adăugare cât mai mare de plus valoare. Mai pe românește, dacă cineva crede că Chevron & Co. vine în România ca să producă și să vândă românilor la preț redus, este copil. Iar dacă crede că modelul de dezvoltare sustenabil este unul apropiat de cel arabo-saudit, atunci greșește.

Trăim într-o piață globală. Gazprom scade prețul exact din acest motiv. Într-o piață globală arbitrajul asigură eliminarea discrepanțelor dintre prețurile care au tendința să se stabilească în diferitele regiuni. Câtă vreme există o asemenea diferență consistentă, unii întreprinzători vor fi interesați în eliminarea ei. Interesul pentru gaze de șist (ca și pentru energie eoliană ș.a.) vine de fapt tot din motivul profitului. Acum nu stăm să discutăm dacă acest profit este umflat artificial prin subvenții sau nu, important este că investitorii vin la profit precum muștele la miere. În plus, ideea că gazele de șist ne vor asigura combustibil ieftin este un pic excentrică în sine: gazele de șist, ca și producția de energie regenerabilă, sunt eventual profitabile doar fiindcă prețul este mare! Spun eventual, pentru că nu este deloc clar cât de profitabilă este întreaga afacere fără suportul statului și al sectorului financiar (energia regenerabila nu este).

Mi se poate reproșa că teoria nu se aplică în realitate, de exemplu SUA – un mare producător – are prețuri mici la combustibili. Desigur, poziționarea geografică, mărimea economiei interne, costurile de depozitare și transport dar și intervenția statului fac posibile diferențe mari între țări. În SUA benzina costă de 3 ori mai puțin ca în Europa. Dar această critică nu susține argumentul că vom avea prețuri mici la gaze, decât dacă presupune, adițional, că politicienii vor stabili un preț preferențial pentru români. Acest lucru nu este exclus, dar îmi place să nu pun prea mare preț pe capacitatea clasei politice de a negocia o „pleașcă” în interesul românilor. Afacerea cu resursele rămâne în fond o afacere cu statul, indiferent că este derulată de români sau străini.

Acestea fiind spuse, anumite considerente economice joacă în favoarea creșterii bunăstării generale, însă analiza este complicată. De pildă, creșterea investițiilor străine poate atenua problema șomajului și a sărăciei comunităților vizate de aceste exploatări; creșterea producției (PIB) ar duce în mod normal la creșterea puterii de cumpărare a monedei naționale, cu influențe benefice asupra tuturor deținătorilor de monedă, dar politica monetară nu va permite probabil acest lucru; exploatarea gazelor ar reprezenta o nouă sursă de venit pentru stat, care ar putea folosi acest spațiu fiscal pentru a reduce impozitarea, dar acest lucru este improbabil câtă vreme decidenții politici visează la un stat tot mai amplu (ca pondere în PIB); creșterea puterii economice a României (transformarea ei într-o Norvegie a Estului) ar duce la creșterea bunăstării generale, însă acest fapt trebuie ponderat cu creșterea dependenței de câteva industrii sau exporturi cheie, ceea ce ar crește sensibilitatea la șocuri externe; intrările de capital sunt necesare economiei, însă depinde mult de modul în care sunt finanțate și de destinația finală a banilor rulați: dacă vom ajunge să-i consumăm ca în episodul 2004-2008, atunci n-am făcut nimic.

În fond, toată această analiză „macro” nu duce nicăieri. Nu putem face comparații între costuri și beneficii când proprietatea publică deține rolul esențial în întreaga afacere (chiar, s-a întrebat cineva la ce preț se va vinde apa pentru fracturare?) iar la nivel macro comparăm prin definiție mere cu pere. Câtă importanță să dăm independenței energetice? Exact atât cât vor cei care merg pe ideea conflictului (latent) cu vecinii. Dar orgoliului național gâdilat de faptul că am putea fi și noi campioni la ceva? Exact atât cât dăm și „blestemului resurselor” – atenție! România este o țară bogată și până la descoperirea gazelor de șist, păcat doar că este locuită.

P.S. Menționez că nu sunt nici pro nici contra Chevron (idem RMGC). Cred și sprijin orice inițiativă desfășurată în limitele dreptului de proprietate privată. În dispreț față de tradiția istorică și modelul altor state, România a rămas în logica comunistoidă, sau a războiului, potrivit căreia statul deține resursele subsolului. În absența proprietății private asupra acestor resurse mi-e teamă că nu vom scăpa din capcana manipulărilor politice, a corupției și a lipsei de interes pentru externalitățile negative asociate cu exploatarea acestor resurse."

Cooperarea europeană în domeniul energetic este sublimă, dar lipsește cu desăvârșire. Criteriile economice sunt de obicei pe ultimul loc atunci când se decide ce proiect alternativ urmează a fi realizat, mult mai importante fiind cele interesele "naționale" (în realitate interese de grup), cele geostrategice, șantajul diplomatic sau trocul de voturi între diferiții decidenți.

Cazul Nabucco este cel mai bun exemplu în acest sens. Un proiect european lansat în urmă cu aproape 2 decenii, a eșuat lamentabil, aducând pierderi importante principalelor firme implicate, printre care Transgaz și OMV.

Cu toate acestea tehnocrații de la Bruxelles promit să se revanșeze lansând alte proiecte ambițioase pe hârtie, cu ajutorul cărora promit să se revanșeze față de România pentru trădarea de care au dat dovadă în cazul Nabucco.

Potrivit Hotnews, România ar putea beneficia de fonduri europene pentru realizarea unor proiecte energetice, prin facilitatea Connecting Europe, care are un buget total de 5,85 miliarde de euro, după ce luni, 14 octombrie, Comisia Europeana a adoptat o lista de obiective energetice prioritare în Europa.

După Nabucco, potopul!

Dacă cele 5,85 de miliarde sunt deocamdată pe hârtie și urmează a se împărți la cele 28 de state membre, pierderile provocate de Nabucco sunt reale și sunt evidențiate în bilanțul contabil al companiilor. De exemplu, transportatorul de gaze Transgaz Mediaş (TGN) a cheltuit 110,7 milioane de lei (25,1 milioane de euro) pentru proiectul gazoductului Nabucco Vest, iar întrucât proiectul nu s-a concretizat, compania de stat va raporta această sumă drept pierdere. Această sumă ar putea creşte cu alte 6,6 milioane de lei, înregistrate drept cheltuieli pentru dezvoltarea Nabucco. La rândul său, grupul austriac OMV, liderul consorţiului Nabucco, a alocat 55 milioane euro pentru acoperirea pierderilor legate de Nabucco Vest.

În plus, acționarii Transgaz au aprobat, pe 23 septembrie, planul de închidere controlată a companiei de proiect Nabucco Gas Pipeline International GmbH, care ar fi trebuit să implementeze defunctul proiect de gazoduct Nabucco, plan pentru care transportatorul de gaze controlat de statul român a prevăzut un buget de cheltuieli de 20 de milioane de euro.

Mai mult, s-a aprobat acordarea de către Transgaz, împreună cu OMV, a unui credit de maxim 7,5 milioane euro (din care cota Transgaz nu va depăși 50%) către Nabucco Gas Pipeline International, cu dobândă și garantat cu active „viabile” ale companiei de proiect, destinat acoperirii nevoii de lichidități a acesteia pentru evitarea insolvenței, precum și achitării costurilor procedurilor legale aferente, inclusiv pierderea controlului în favoarea unui lichidator.

De asemenea, s-a aprobat participarea Transgaz cu maxim 1,34 milioane euro în numerar la majorarea capitalului Nabucco Gas Pipeline International. Majorarea este necesară pentru acoperirea unui deficit de lichidități al acesteia de 7,5 milioane euro și va permite (sic!) rambursarea împrumutului menționat mai sus, inclusiv accesoriile, pentru evitarea intrării în insolvență a companiei de proiect.

La începutul lunii august, Transgaz anunța că nu a luat în calcul probabilitatea de a recupera din pierderile rezultate din investițiile sale în proiectul Nabucco, ca urmare a vânzării unor active reziduale ale fostei companii de proiect, Nabucco Pipeline International GmbH, la care Transgaz deține o participație de 16,67% din acțiuni.

Mii de km de conducte pe hârtie

Dar cu ce vrea Comisia Europeană să compenseze pierderile provocate de eșecul Nabucco? În primul rând cu un fel de Nabucco 2, South Corridor - o conductă de gaze din Bulgaria către Austria, via România și Ungaria, noi conducte onshore cu lungime de 1.318 km și cu capacitate de livrare de 6,1 milioane de metri cubi pe zi în Bulgaria, 6,1 în România, 6,1 în Ungaria și 52 în Austria. Aceste proiecte se află însă, la fel ca Nabuccco, la concurență cu altele, toate având ca scop realizarea unui coridor de transport al gazelor din Marea Caspică cu o capacitate de de minimum 10 miliarde de metri cubi pe an.

Tot pe Coridorul Sudic, Comisia mai "vinde" iluzia unei conducte submarine, care să traverseze Marea Neagra din Georgia până în România, proiect cunoscut sub numele White Stream. Bine că nu White Whale! Poiectul ar urma să cuprindă conducte onshore și offshore cu lungime totală de 1.250 km (1.115 offshore și 135 onshore) si cu capacitate de transport de 46 milioane de metri cubi/zi. Si acest proiect concurează cu altele, menite a asigura accesul la resursele din Azerbaidjan și Turkmenistan.

Potrivit documentului publicat de Hotnews, alte trei proiecte vizând România sunt incluse în traseul estic al gazelor, Gas East. Unul dintre aceste proiecte care ar include România este clusterul de transmisie și tranzit pentru implementarea fluxului invers de gaze, din Roâania în exterior. Aceste proiecte vizează dezvoltarea capacităților României de a exporta gaze naturale. Proiectul prevede amplificarea puterii compresorului de la Stația Silistea și construcția unei conducte de conexiune cu capacitate de 14 milioane de metri cubi pe zi, cu posibilitatea de transport în dublu sens România-Bulgaria.

Tot pe Gas East se află și proiectul vizând dublarea capacității de depozitarea a Depomureș. 

În sfârșit, tot pe Gas East apare și proiectul AGRI - interconectorul Azerbaidjan-Georgia-România. Dacă se va realiza, acesta va cuprinde, în mod sigur, pe teritoriul României terminalul de gaz lichefiat de la Constanța și conducta Constanta-Arad-Csanadpalota (Ungaria).

Pe partea de energie electrica, lista Comisiei Europene cuprinde include proiectele României în coridorul Eeast Electricity. Aici apare clusterul Bulgaria-România, pentru capacități de transport de curent electric. Acesta include pe teritoriul României 3 linii interne între Cernavodă și Stâlpu, între Gutinaș și Smârdan și între Gadalin și Suceava - toate onshore.

Un alt proiect pe electricitate este clusterul România-Serbia, incluzând interconectorul Resita-Pancevo. Pe teritorul României se vor desfășura liniile Porțile de Fier -Reșita, Reșita- Timisșara/Sacalaz, Arad -Timișoara/Sacalaz.

Directorul general al Petrom, Mariana Gheorghe, ocupă locul al 27-lea într-un top realizat de revista americană Fortune la nivel mondial, dar fără SUA, al celor mai puternice 50 de femei din lumea afacerilor.

CEO-ul Petrom a urcat cinci poziții față de ediția de anul trecut, când a fost inclus pentru prima dată în topul "Most Powerful Women: The International Power 50".

Mariana Gheorghe este primul director român al unei companii şi singurul din Europa de Sud-Est prezent în acest top.

Clasamentul din acest an este condus de CEO-ul companiei petroliere Petrobras (Brazilia), Maria das Graças Foster. În continuare, top cinci este completat de Güler Sabanci - de la Sabanci Holding (Turcia), Gail Kelly - Westpac (Australia), Chanda Kochhar - ICICI Bank (India) şi Annika Falkengren - SEB (Suedia).

Pentru Statele Unite, topul "50 Most Powerful Women in Business" al Fortune este condus de Ginny Rometti - CEO al IBM, urmată de Indra Nooyi - şefa PepsiCo, Ellen Kullman - DuPont, Marillyn Hewson - Lockheed Martin şi Sheryl Sandberg - Facebook.

Topul "Most Powerful Women in Business" este realizat de editorii Fortune folosind patru criterii, respectiv dimensiunea şi importanța în economia globală a companiei conduse, situația actuală şi strategia companiei, carieră (precum CV şi perspective), precum şi influența culturală şi socială a persoanei.

Naționalismul economic naște un scandal monstru: croații și maghiarii se ceartă ca la ușa cortului, iar CEO-ul MOL, vinovat sau nu, pare a fi picat victimă a acestui scandal, dintr-un motiv extrem de simplu - și unii și ceilalți au același țel, controlul industriilor energetice autohtone. 

În urma emiterii mandatului european și a unuia Interpol de arestare pe numele CEO-ului MOL, Zsolt Hernadi, premierul maghiar Viktor Orban a amenințat chiar cu vânzarea pachetului MOL către un investitor străin. Singurii interesați, după ce s-au orientat puternic pe piața din regiune, în special cea sârbă, par rușii, fie cei de la Gazprom Neft, fie cei de la Rosneft.

Totul pare a fi pornit de la acuzațiile guvernului croat, potrivit cărora drepturile de control ale ungurilor asupra managementului INA sunt excesive. Executivul de la Zagreb solicită totodată ca INA să fie condusă ca o companie independentă și nu ca o subsidiară a MOL. 

În același timp la Budapesta, premierul Viktor Orban se află în plină campanie de naționalizare a sectorului energetic sau măcar de întărire a controlului statului asupra acestuia. Iar participația de 24,6% a statului la MOL este un element cheie în portofoliul energetic deținul de guvernul maghiar, care mai conține și divizia de gaze a nemților de la E.ON.

Citește și: De-abia intrați în UE, croații joacă dur în meciul energetic cu ungurii: cer arestarea CEO-ului MOL, într-un caz de corupție

Căutat de Interpol

Marți, poliția croată a confirmat emiterea unui mandat european și a unuia Interpol de arestare a a CEO-ului MOL, Zsolt Hernadi, care este suspectat de mituirea fostului prim-ministru croat Ivo Sanader.  Poliția a declarat că a trimis cererea oficială la sediul Interpol de la Lyon, după ce un tribunal din Zagreb a emis un ordin de detenție pentru Hernadi la propunerea de procurorilor antic-corupție croați. Un mandat european de arestare a fost emis, de asemenea, a adăugat poliția croată.

Fostul premier croat, Ivo Sanader, se află în închisoare, după ce a fost condamnat anul trecut la 10 ani de detenție pentru acte de corupție legate de cedarea controlului asupra INA celor de la MOL.

Principala acuzație a fost că ar fi primit, în 2008, o șpagă de 5 milioane de euro de la unguri pentru a facilita celor de la MOL preluarea controlului executiv asupra companiei croate, acuzație negată atât de Sanader, care a făcut recurs, cât și de partea ungară. În 2008, CEO al MOL era tot Zsolt Hernadi.

Ordinul de reținere emis de Tribunalul din Zagreb pe numele CEO-ului MOL, Zsolt Hernadi, vine după ce, potrivit instanței croate, acesta ar fi refuzat să se prezinte la audierile la care fusese convocat de către Biroul croat anticorupție (Uskok), în cazul de corupție în care a fost condamnat fostul premier Sanader.

MOL: autoritățile croate încalcă normele de drept europene

Potrivit unui comunicat MOL, decizia autorităților croate de emitere a unui mandat de arestare internațional pe numele lui Zsolt Hernadi este "în contradicție cu dreptul supra-național european". 

"Deși Croația poate avea libertatea de a face acest lucru în temeiul legislației naționale, noi susținem că modul în care autoritățile croate au acționat procedural se află în contradicție cu dreptul supra-național european, care prevede un regim comun la nivelul UE, și pe care Croația a optat să-l respecte prin aderarea la UE la începutul acestui an" susține comunicatul MOL.

Potrivit companiei, deciziile anterioare ale autorităților naționale maghiare de respingere a acuzațiilor "de practici incorecte sunt obligatorii pentru noi". 

Pe 16 septembrie, procuratura de la Budapesta a respins solicitarea Uskok privind citarea lui Hernadi pentru audieri în ancheta de corupție INA-MOL-Sanader.

Guvernul maghiar, principal acționar la MOL, recomandă vânzarea

În 2003, statul croat le-a vândut celor de la MOL o participație de 25% la INA, iar ulterior le-a permis ungurilor să ajungă la nivelul actual de control, de 49,1% din acțiuni. De altfel acuzația de șpagă adusă CEO-ului MOL se referă tocmai la preluarea controlului executiv asupra companiei croate fără achiziționarea numărului de acțiuni necesare.

În prezent statul croat deține aproximativ 45% din INA, în timp ce MOL se bucură de exercitarea controlului executiv al companiei în baza celor 49,1% acțiuni deținute.

MOL a declarat deja că refuză să renunțe la controlul INA și că dorește să investească odată ce va primi de la guvernul croat permisele necesare.

Totuși, potrivit Reuters, guvernul condus de Viktor Orban, cel mai mare acționar al MOL, a anunțat că va solicita companiei să analizeze oportunitatea vânzării pachetului de 40,1% deținut la INA către guvernul croat sau către o terță parte, ca urmare a tratamentului "inacceptabil" la care a fost supusă compania maghiară de executivul de la Zagreb.

"Este inacceptabil pentru guvernul maghiar ca după semnarea unui parteneriat strategic.. care a salvat cea mai importantă companie croată de faliment în timpul crizei, să existe mai apoi tentative de intimidare a partenerului strategic prin mijloace non-economice, pentru aca executivul croat să recâștige controlul asupra INA fără a cumpăra pachetul majoritar", a precizat executivul de Budapesta într-un comunicat.

Gazprom Neft sau Rosneft?

Cu toate acestea, analiștii din Budapesta nu par foarte convinși de amenințarea cu vânzarea pachetului deținut la INA. "Nu cred că aceasta este miza (vânzare pachetului de 49,1% deținut de MOL la INA), cred că declarațiile executivului maghiar sunt mai degrabă o mișcare tactică", susține Attila Vago, analist la Concorde. "Cum principalul său acționar sa recomandat deja vânzarea, MOL poate comunica croaților că se gândește să vândă", a explicat acesta.

Alt analist maghiar, citat de Reuters, crede însă că operațiunile upstream și cele de rafinare ale INA ar putea fi atractive pentru investitorii ruși. Iar negocierile ar putea fi declanșate cu avantaje pentru ambele tabere, Ungaria fiind extrem de dependentă de importul de energie din Rusia.

"Ar trebui să revenim la povestea rusă și să ne gândim și la interesele geopolitice. De la achiziționarea de către Gazprom Neft a pachetului majoritar al NIS în Serbia, rușii nu pot fi ignorați ca potențiali cumpărători:, a declarat analistul Ipopema Securities, Norbert Harcsa

Într-un interviu acordat agenției de presă luna trecută, un înalt oficial al MOL a refuzat să confirme vânzarea pachetului de acțiuni INA în cazul eșecului negocierilor purtate cu guvernul croat. El a precizat că MOL nu se află în negocieri cu niciun potențial cumpărător, inclusiv Rosneft, compania rusă fiind prezentată în presă ca unul dintre actorii interesați în achiziționarea INA.

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.

Un tribunal din Zagreb a emis un ordin de reținere pe numele CEO-ului companiei de petrol și gaze MOL, controlată de statul maghiar, după ce acesta nu a dat curs unei citații a tribunalului, potrivit căreia ar fi trebuit să se prezinte pentru a fi audiat într-un dosar de corupție transfrontalieră. Este vorba de acuzații potrivit cărora, în 2008, cei de la MOL i-ar fi dat șpagă premierului de atunci al Croației, Ivo Sanader, pentru ca MOL să capete controlul executiv asupra operatorului național de petrol și gaze al Croației, INA, fără ca măcar să cumpere o participație majoritară la compania respectivă.

Ungurii resping cu fermitate acuzațiile și spun că nici măcar nu au primit citația respectivă, iar croații amenință, din proaspăta postură de membri UE, că vor emite un mandat european de arestare pe numele CEO-ului MOL, Zsolt Hernadi, mandat valabil în întreaga Uniune.

Scandalul a izbucnit la scurt timp după ce Croația și Ungaria au început, pe 18 septembrie, negocieri complicate și tensionate pentru stabilirea unei noi structuri a acționariatului companiei și pentru reîmpărțirea puterii de decizie executivă asupra acesteia.

În prezent, cei de la MOL controlează 49,1% din acțiunile INA, având în plus și drepturi speciale în ceea ce privește managementul companiei, rezultate din negocieri anterioare, în timp ce guvernul croat are o participație de 44,8% la operatorul național de petrol și gaze.

Șpagă de 5 milioane de euro

Fostul premier croat, Ivo Sanader, se află în închisoare, după ce a fost condamnat anul trecut la 10 ani de detenție pentru acte de corupție legate de cedarea controlului asupra INA celor de la MOL.

Principala acuzație a fost că ar fi primit, în 2008, o șpagă de 5 milioane de euro de la unguri pentru a facilita celor de la MOL preluarea controlului executiv asupra companiei croate, acuzație negată atât de Sanader, care a făcut recurs, cât și de partea ungară. În 2008, CEO al MOL era tot Zsolt Hernadi.

Ordinul de reținere emis de Tribunalul din Zagreb pe numele CEO-ului MOL, Zsolt Hernadi, vine după ce, potrivit instanței croate, acesta ar fi refuzat să se prezinte la audierile la care fusese convocat de către Biroul croat anticorupție (Uskok), în cazul de corupție în care a fost condamnat fostul premier Sanader.

„Autoritățile ungare au refuzat să coopereze în cadrul investigației, susținând că tot ceea ce este legat de MOL constituie chestiuni de securitate națională a Ungariei”, a declarat un purtător de cuvânt al Tribunalului din Zagreb. Procuratura croată a refuzat să precizeze dacă va declanșa sau nu proceduri de extrădare în cazul lui Zsolt Hernadi.

Mandat european de arestare?

Pe 16 septembrie, procuratura de la Budapesta a respins solicitarea Uskok privind citarea lui Hernadi pentru audieri în ancheta de corupție INA-MOL-Sanader. Cei de la Uskok au suspendat procedurile de investigație în cazul lui Hernadi în decembrie anul trecut, însă le-au reluat pe 10 iulie 2013, după aderarea Croației la UE, în urma căreia justiția croată a căpătat oficial dreptul de a cita cetățeni din alte state ale Uniunii.

Ca urmare a statutului de membru UE, Croația poate emite un ordin european de arestare pe numele CEO-ului MOL, valabil în toate țările comunitare.

„Zsolt Hernadi, deși știe că este investigat în Croația pentru corupție și că a fost citat pentru audieri de către Uskok, refuză să dea curs citației. Acest lucru constituie o obstrucționare a anchetei și demonstrează că există riscul ca Zsolt Hernadi să se sustragă justiției”, se arată într-o declarație oficială a Tribunalului din Zagreb.

În replică, reprezentantul MOL, Pal Kara, a declarat că cei de la MOL nu au cunoștință de nici un fel de solicitare de acest fel din partea autorităților croate pe numele CEO-ului Zsolt Hernadi.

Negocieri dure

„Tribunalul croat încearcă să justifice emiterea ordinului de reținere pe baza unui presupus risc de sustragere din fața justiției, presupunere total nerezonabilă și absolut nejustificată. Considerăm că întregul caz este lipsit de substanță și pare a fi influențat de interesul de a intimida atât compania MOL, cât și pe CEO-ul acesteia”, a declarat Kara, adăugând că, în urma unei investigații a autorităților ungare, în ianuarie 2012, atât MOL, cât și Hernadi au fost scoși de sub orice acuzație în cazul respectiv de corupție.

La negocierile cu MOL, guvernul croat solicită ca INA să fie condusă ca o companie independentă și nu ca o subsidiară a MOL. În plus, croații susțin că drepturile de control ale ungurilor asupra managementului INA sunt excesive și îi acuză pe cei de la MOL că nu au investit suficient și adecvat în dezvoltarea companiei.

Potrivit unui oficial MOL, ungurii nu sunt dispuși să cedeze din controlul pe care îl dețin în prezent asupra managementului companiei croate. Singurul acord la care au reușit să ajungă cele două părți, până la izbucnirea scandalului din justiție, este acela de a se întâlni o dată pe lună și de a discuta chestiuni legate de management, controlul costurilor, investiții și repartizarea profitului.

INA are o valoare de piață de 7,3 miliarde de dolari și derulează atât operațiuni de upstream, cât și de downstrean în domeniul petrolului și gazelor, având activități în Croația, Orientul Mijlociu și Africa.

Ungurii ar putea contraataca, cerând despăgubiri

În 2003, statul croat le-a vândut celor de la MOL o participație de 25% la INA, iar ulterior le-a permis ungurilor ca, prin achiziții succesive, să ajungă la nivelul actual de control, de 49,1% din acțiuni.

Potrivit presei croate, cei de la MOL iau în calcul, ca armă la negocierile aflate în derulare, intentarea unei acțiuni contra Croației în justiția internațională, prin care să ceară despăgubiri de circa 350 de milioane de dolari pentru faptul că guvernul de la Zagreb nu și-a îndeplinit angajamentul, asumat în 2009, de a prelua integral business-ul cu gaze naturale al INA, aflat pe pierdere.

Un purtător de cuvânt al MOL a refuzat să comenteze dezvăluirea, însă a lăsat de înțeles că MOL este pregătită să își apere interesele în cazul în care negocierile privind controlul asupra managementului INA nu duc la un rezultat pozitiv.

„Deși este limpede că ajungerea la un acord este în interesul tuturor acționarilor INA, MOL admite că trebuie să acționeze pentru a proteja interesele propriilor acționari. Fiind o companie listată la bursă, MOL are anumite obligații legale față de acționarii săi. Printre acestea se numără aceea de a acționa în justiție, în cazul în care negocierile purtate cu bună credință eșuează. Putem confirma, de asemenea, că MOL dispune de expertiză juridică specializată în legătură cu investițiile sale în INA”, a spus purtătorul de cuvânt al companiei ungare.

Energia și utilitățile cumulau, la finalul anului trecut, peste 21,8% din totalul investițiilor străine directe acumulate în economia românească, suma totală a intrărilor de bani din străinătate în aceste sectoare economice ridicându-se la peste 12,9 miliarde euro, potrivit datelor Băncii Naționale a României (BNR).

Dintre acestea, cea mai mare contribuție au avut-o investițiile străine directe (ISD) în companii din sectorul energie electrică, gaze și apă, care s-au ridicat la 5,721 miliarde euro, reprezentând 9,7% din soldul acumulat al ISD per total economie la finalul anului 2012.

Sectorul de prelucrare țiței, produse chimice, cauciuc și mase plastice atrăsese, la finalul lui 2012, ISD în valoare totală de 3,962 miliarde euro, adică 6,7% din totalul intrărilor de bani din străinătate în economia românească.

Industria extractivă a contribuit la ISD cu 3,225 miliarde euro, respectiv 5,5% din total.

Anul trecut, în industria extractivă și în sectorul energie electrică, gaze și apă, soldurile investițiilor străine directe acumulate de tip greenfield (pornite de la zero) au ajuns la suma totală de 1,064 miliarde euro, reprezentând aproape un sfert (24,1%) din totalul soldurilor ISD de acest tip.

La 31 decembrie 2012, soldul final al investiţiilor străine directe a înregistrat valoarea de
59,126 miliarde euro, din care 66,4% (39,266 miliarde euro) au reprezentat participații la capital, inclusiv profitul reinvestit, iar 33,6% (19,860 miliarde euro) – credit net primit de la investitorii străini.

Fluxul net de investiţii străine directe, în anul 2012 a atins nivelul de 2,138 miliarde euro, din care 37,2% (795 milioane euro) au reprezentat participaţii la capital, iar 62,8% (1,343 miliarde euro) - credit net primit de la investitorii străini.

„În anul 2012, investiţiile greenfield au înregistrat un nivel foarte redus, de numai 18 milioane euro, iar investiţiile din categoria fuziuni şi achiziţii (M&A) au avut un impact negativ de 5 milioane euro. Ponderea predominantă în fluxul participaţiilor la capital în 2012 este reprezentată de dezvoltările de firme, cu o valoare de 2,663 miliarde euro, respectiv 99,5% din participaţii”, precizează BNR.

Cei care lucrează în sectoare precum producţia şi furnizarea de energie electrică şi termică, gaze, sau industria extractivă sunt printre cel mai bine plătiţi angajaţi din România pe anul 2012, alături de sectoare precum intermedieri financiare şi asigurări, arată un raport al Institutului Naţional de Statistică. Eficienţa per angajat este însă o problemă, dacă e să ne comparăm cu alte ţări, mai dezvoltate.

“Doar pe partea de petrol şi gaze, România are circa 28.000 de angajaţi, fără a mai vorbi de cei indirect angajaţi de acest domeniu. Prin comparaţie, în Marea Britanie sunt doar 10.000 de angajaţi, deci de aproape trei ori mai puţini deşi au producţie mai mare decât România în acest sector, iar Italia are tot cam 10.000 de angajaţi, cu producţie similară cu a României”, a spus Răzvan Nicolescu, director de afaceri publice în cadrul OMV Petrom, cea mai mare companie din România. Cu alte cuvinte, facem treabă mai puţină dar… cu oameni mai mulţi.

Director de la OMV Petrom a mai amintit recent că românii consumă foarte multă energie pentru a produce o unitate de PIB, mai precis, suntem pe penultimul loc din UE la acest capitol. Suntem destul de în urmă şi în privinţa tehnologizării sectoarelor energetice.

Revenind la salariile locale, cele mai mari câştiguri salariale medii nete, superioare mediei pe economia naţională, s-au realizat în anul 2012 în: intermedieri financiare şi asigurări (de 2,4 ori peste media naţională), informaţii şi comunicaţii cu 98,5%, producţia şi furnizarea de energie electrică şi termică, gaze, apă caldă şi aer condiţionat cu 92,7%, industria extractivă cu 84,9%, activităţi profesionale, ştiinţifice şi tehnice cu 47,0%, administraţie publică cu 39,5%, transport şi depozitare cu 7,8%.

Pe partea cu producţia şi furnizarea de energie electrică şi termică, gaze, apă caldă şi aer condiţionat, salariul lunar net a fost de 2.904 lei iar în cazul industriei extractive a fost de 2.786 lei.

La sfârşitul anului 2012, România a avut salariaţilor a fost de 4.777.200, în creştere cu 116.700 faţă de sfârşitul anului 2011.

Regiunile care concentrează o proporţie semnificativă a salariaţilor în sectorul industriei şi construcţiilor sunt: Vest, Centru, Sud-Muntenia, Nord-Vest, Sud-Vest Oltenia, Sud-Est (45,2%, 43,4%, 41,2%, 40,6%, 39,1%, 36,6%, faţă de 36,5% media pe ţară).

Cea mai mare pondere a salariaţilor din serviciile comerciale se regăseşte în regiunea Bucureşti-Ilfov (60,6% faţă de 41,1% pe total economie), iar în sectorul serviciilor sociale cea mai mare pondere s-a înregistrat în regiunea Nord-Est (27,5% faţă de 20,2% media pe ţară).

La sfârşitul anului 2012, efectivul salariaţilor din societăţile cu capital privat a fost majoritar (72,7%) şi a înregistrat o creştere cu 4,0% comparativ cu anul 2011.

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}

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}

În România, politicienii, dar și opinia publică în general, sunt de părere că actualul sistem de redevențe în sectorul de petrol și gaze este unul dezastruos. Un studiu PricewaterhouseCoopers însă arată că situația nu este chiar atât de rea, dimpotrivă chiar.

Chiar dacă nu se pronunță cu privire la oportunitatea sau nu a majorării actualelor redevențe (cuprinse între 3,5 și 13,5% din venituri la petrol, respectiv între 3,5 și 13%, la gaze), experții PwC consideră că sistemul de concesiune actual este cel mai potrivit pentru România.

Potrivit PwC, sistemul de taxare bazat pe venit este adecvat României deoarece ține seama de nivelul producției pe zăcământ şi de evoluţia prețului hidrocarburilor. În plus, "sistemul fiscal ar trebui să aibă în vedere şi deduceri pentru exploatarea de hidrocarburi în condiţii dificile (e.g. zăcăminte convenționale de mare adâncime, zăcăminte cu maturitate ridicată, petrol greu, zăcăminte în perimetre marine), să fie simplu şi uşor de implementat şi monitorizat".

Referitor la nivelul cotelor ce ar trebui să fie aplicate, Vasile Iuga, senior partner la compania de consultanță și audit PwC, a declarat că menținerea unor cote diferențiate ar fi recomandată pentru a nu se evita închiderea zăcămintele marginale, cu o producție mică. "Având în vedere volumul scăzut al producției, gradul avansat de epuizare al zăcămintelor, costurile de operare ridicate, producția mică per sondă, prospectivitatea moderată și riscurile crescute, România ar trebui să practice o impozitare moderată în scopul stimulării investițiilor în sectorul de petrol. Acesta poate reprezenta un motor de creștere al economiei și poate contribui la menținerea gradului de independență energetică la un nivel acceptabil.", este concluzia studiului PwC prezentat marți.

Guvernanții compară mere cu pere

Reprezentanții PwC și David&Baias consideră totodată raportarea redevențelor la media europeană, anunțată de autorități, drept irelevantă. "Noi nu credem că o medie europeană este relevantă. Nu știu la ce s-au referit domniile lor (Daniel Chițoiu, fost ministru al Economiei, în prezent ministru al Finanțelor vicepremier, și ministrul delegat pentru Energie, Constantin Niță - n.r.)", a declarat Iuga.

În general, ratele redevențelor aplicabile în România sunt aliniate cu cele din țările europene cele mai comparabile, susține PwC. Este adevărat că țările bogate în resurse practică un nivel mai ridicat de taxare, în timp ce țările cu condiții dificile de producție practică o taxare moderată. Creșterea semnificativă a ratelor redevențelor poate descuraja investițiile și conduce la o scădere a producției, cu impact pe independența energetică și reducerea veniturilor la bugetul de stat. De altfel, diferențele dintre statele care au cote ridicate ale redevențelor și România nu este chiar atât de mare. Motivul este că cota de 52% din Danemarca, de exemplu, este una nominală și este aplicată unei alte baze de impozitare, profitul, și nu veniturilor ca în România. În realitate, cota de impozitare efectivă din Danemarca este echivalentă unei cote de 18% aplicată veniturilor și nu profiturilor. Diferența mare dintre cota nominală și cea efectivă nu este una ce ține doar de baza de impozitare, ci mai include și diferitele deductibilități, specifice sistemelor de impozitare a profitului, nu și celor de aplicare a redevenței unei baze reprezentate de venituri.

Gradul de epuizare a zăcămintelor de hidrocarburi din România este de 87%

La rândul său, Sorin David, managing partner la firma de avocatură David&Baias, a spus că actualul sistem de redevențe "este potrivit și nu este dezastruos, din perspectiva statului", adăugând că "dacă noul sistem de impozitare nu va fi suficient de stimulativ, credem că sunt riscuri mari să descurajăm multe investiții de care avem nevoie. Noi nu spunem că nu trebuie să crească. Nu milităm pentru un nivel anumit de redevențe. Sistemul trebuie să aibă în vedere toate riscurile", a afirmat David. Potrivit acestuia, gradul de epuizare a zăcămintelor de hidrocarburi din România este mare, respectiv de 87%, iar costurile de operare sunt printre cele mai mari din Europa, adică 17 dolari/baril echivalent petrol (bep). David a mai spus că România are printre cele mai mici producții pe sondă din Europa și din lume. {jathumbnailoff}

Compania irlandeză de petrol și gaze Petroceltic a început forajul la prima sondă de explorare din blocul Cobălcescu-Est, din apele teritoriale românești ale Mării Negre, lucrările fiind executate de către firma românească Grup Servicii Petroliere, deținută de omul de afaceri Gabriel Comănescu, prin intermediul platforei de foraj GSP Prometeu.

„În România, prospecțiunile seismice derulate în 2012 au confirmat prezența unor zăcăminte potențiale semnificative de hidrocarburi, în multiple straturi. Sonda forată în blocul Cobălcescu-Est este prima din campanie și va fi urmată imediat de forarea unei sonde de explorare în perimetrul învecinat, Muridava”, a declarat Brian O’Cathain, CEO-ul Petroceltic.

La sfârșitul lunii mai a acestui an, Petroceltic anunța că a abandonat sonda de explorare Kamchia-1, forată în apele teritoriale ale Bulgariei din Marea Neagră, după ce prospecțiunile derulate au dus la concluzia că zăcămintele de gaze naturale de acolo nu au potențial de exploatare comercială.

Transfer din Bulgaria în România

Ulterior, irlandezii au transferat echipamentul de foraj utilizat la Kamchia-1, deținut și operat de Grup Servicii Petroliere (GSP), pentru forarea a două sonde de explorare în perimetrele Cobălcescu Est și Muridava de pe platforma continentală românească a Mării Negre.

Prima, Cobălcescu Sud-1 cu o adâncime planificată totală de 3.100 de metri, este creditată cu șanse de succes între 23 și 36%, urmând să exploreze straturi cu rezerve certe estimate de gaze naturale de peste 11 miliarde de metri cubi. Forajul va dura circa două luni.

A doua sondă de explorare, Muridava-1, care va presupune foraj la 3.300 de metri, tot în circa două luni, va explora straturi cu rezerve certe estimate de gaze de 4,7 miliarde de metri cubi.

Prospecțiuni de „înaltă calitate”

Potrivit unei prezentări a Petroceltic, irlandezii au planificat pentru anul acesta cheltuieli totale de capital în România în sumă totală de 20 de milioane de dolari.

În 2012, Petroceltic a derulat lucrări de prospecțiune seismică 3D în cadrul blocurilor Muridava și Cobălcescu Est din Marea Neagră, obținând date de o „înaltă calitate”, a anunțat compania, cu ocazia prezentării rezultatelor pe anul trecut.

Petroceltic deține participații de câte 40% la fiecare dintre cele două blocuri. La Muridava, restul drepturilor de participare sunt deținute de cei de la Sterling (tot 40%) și Petromar (20%), iar la Cobălcescu Est – de Beach și Petromar (câte 30%).

Emulație

La Muridava s-au executat unele prospecțiuni seismice limitate, 2D, în anii ’80, care au dus la descoperirea de petrol și gaze. Cele două blocuri de explorare din sectorul românesc al Mării Negre sunt subexplorate, din cauza faptului că fac parte dintr-o zonă care, multă vreme, a constituit obiectul unei dispute teritoriale între România și Ucraina. Disputa a fost tranșată în 2009 în favoarea României de către Curtea Internațională de Justiție de la Haga.

„Interesul industriei de petrol și gaze (pentru sectorul românesc al Mării Negre – n.r.) a crescut după descoperirile sondelor Domino-1 și Eugenia-1”, spun cei de la Petroceltic, subliniind că România oferă condiții fiscale competitive, redevențele petroliere fiind de maxim 13,5%, iar impozitul pe profit – de 16%.

Anul trecut, sondele de explorare Domino-1, aparținând consorțiului OMV Petrom-ExxonMobil, și Eugenia-1, deținută de cei de la Sterling Resources, au descoperit zăcăminte de gaze naturale în sectorul românesc al platoului continental al Mării Negre, prima în perimetrul Neptun, iar cea de-a doua în perimetrul Pelican.

Acordurile de concesionare a perimetrelor Muridava și Cobălcescu Est au fost semnate de către Agenția Națională a Resurselor Minerale (ANRM) în 2010, cu britanicii de la Melrose Resources. Inițial aceștia aveau o participație de 80% la acestea, iar cei de la Petromar – 20%. La acea dată, concesionarii anunțau investiții în explorare de 60 de milioane de dolari în 3 ani.

Perimetre „cu cântec” politic

Anul trecut, irlandezii de la Petroceltic au preluat compania Melrose Resources, în cadrul unui deal constând exclusiv în schimb de acțiuni între acționarii celor două firme, evaluat la circa 210 milioane euro.

Cei de la Melrose au mai semnat în 2008 un acord de preluare de la Sterling Resources a 32,5% din participaţiile la alte două blocuri de explorare din Marea Neagră, Pelican XIII şi Midia XV. Sterling ajunsese în posesia respectivelor participații cumpărându-le de la altă firmă, Paladin, care le avea la rândul său de la primul titular de licență, Enterprise Oil, care semnase contractul de concesiune cu statul român în 1992.

Dezvăluirea acestor detalii, în 2009, în urma deciziei favorabile a Curții Internaționale de Justiție de la Haga în disputa maritimă dintre România și Ucraina, a dus la un adevărat scandal politic între PNL și PDL.

PDL i-a acuzat pe liberali că, prin guvernul Tăriceanu, au concesionat respectivele perimetre în mod netransparent și neavantajos pentru statul român, la care liberalii au replicat că, în 2008, în timpul guvernării lor, nu s-a semnat decât un act adițional la un contract de concesiune încheiat inițial în 1992, în timpul cabinetului condus de Theodor Stolojan.

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.

Prețurile extrem de mici cu care s-au câștigat licitațiile pentru prestarea de lucrări electro-energetice din 2008 încoace, de la debutul crizei în România, deprecierea accentuată a leului din perioada respectivă, neîncasarea unor facturi restante de la beneficiarii de lucrări, dar și comportamentul „anticoncurențial” al marilor multinaționale energetice cliente ale societății se numără printre principalele cauze ale intrării în insolvență a companiei Energopetrol Câmpina, afirmă administratorul judicial al Energopetrol.

La finalul lunii iulie, Tribunalul Prahova a admis cererea Energopetrol Câmpina de declanşare a procedurilor privind intrarea în insolvenţă. Societatea este specializată în lucrări de instalații în domeniul energiei electrice, petrolului și gazelor

În raportul asupra cauzelor și împrejurărilor care au condus la apariția stării de insolvență a debitoarei Energopetrol SA, administratorul judiciar al acesteia, societatea Andrei Ioan IPURL, afirmă că, de la începutul crizei (anul 2008), cu toate că societatea şi-a completat domeniul de activitate, autorizându-se pentru cele mai complexe lucrări electro–energetice, lucrări la înaltă tensiune, piaţa s-a deteriorat continuu, iar concurența s-a desfăşurat „nu întotdeauna respectându-se regulile”.

Pentru continuarea activităţii, societatea a participat la circa 200 de licitaţii pe an, dintre care unele au fost câştigate. În anul 2012, în special, lucrările se puteau câştiga la valori cuprinse între 50-60% din valoarea de control şi chiar sub 50%. În aceste condiţii, spune administratorul, dacă proiectele ar fi fost bine întocmite, s-ar fi reuşit obţinerea unui minim de profit.

Captivi la multinaționale

„În realitate, lucrările se desfăşoară în instalaţii electrice sub tensiune, iar lucrările suplimentare absolute necesare n-au fost acordate. În unele cazuri a trebuit să se apeleze la justiţie prin procese lungi şi costisitoare pentru a se recupera sumele datorate, de exemplu lucrarea Staţia 110 KW Câmpina”, se menționează în documentul citat.

Administratorul judiciar mai arată că, pe lângă faptul că lucrările au fost câştigate la un preţ mic, Energopetrol a avut de întâmpinat şi greutăţi subiective pe care multinaţionalele Enel, CEZ, Petrom şi altele le-au creat, de exemplu lipsa opririlor de curent în cazul staţiilor de 110 KW şi imposibilitatea derulării contractului semnat cu OMV Petrom.

În raport nu se precizează despre ce contract anume este vorba.

Potrivit raportului pe 2012 al Energopetrol, 90% din lucrările executate în 2012 au avut ca beneficiari societăți din domeniul energiei electrice, respectiv Electrica Muntenia Nord, Enel București și CEZ, alte lucrări fiind executate pentru companii de petrol și gaze precum Transgaz, Petrovest, Romfor și OMV Petrom.

Cursul valutar, bată-l vina!

Administratorul judiciar mai arată că, în această perioadă, un număr important de clienţi ai societăţii au întâmpinat la rândul lor mari probleme financiare, fapt care a dus la insolvența acestora. Sumele datorate de către aceştia, nu au mai putut fi recuperate, creându-se mari probleme financiare.

„Printre aceste firme enumerăm: All Cos Vic 2007 SRL (11.804 lei), Bat Arad SA (33.455 lei), Naţional Vst Security SRL (29.540 lei), Petrom Service Boldeşti (11.843 lei)”, se precizează în raport.

O altă cauză a insolvenței, semnalată de administratorul judiciar, este contractarea de către Energopetrol a unor lucrări de tip credit-furnizor în euro, în care costul acestora este suportat de către executant, banii fiind ulterior rambursați de către beneficiar, în cazul de față Electrica Muntenia Nord.

„Participarea la un alt tip de lucrări <credit furnizor>, contractate în euro (aşa cum a solicitat beneficiarul lucrării, SDEE Electrica Muntenia Nord) a generat pierderi importante, datorită creşterii cursului valutar în perioada când firma trebuia să încaseze. Aceste pierderi, care au fost generate de criză economică mondială, nu au putut fi prevăzute la momentul încheierii acestor contracte, de exemplu contractul încheiat în august 2008 (Staţia 110 KW Câmpina), când cursul era 3,1758lei, iar încasarea peste 2 ani, eşalonat în 3 ani, când cursul depăşeşte 4 lei”, afirmă administratorul judiciar al Energopetrol.

„Naționalismul” clienților

Administratorul judiciar arată că tot acest climat economic ostil a făcut ca societatea să plătească datoriile din ce în ce mai greu şi a trebuit să apeleze la credite bancare, care au în general clauze care pot fi suportate foarte greu atunci când lucrările sunt câştigate cu marjă mică.

„În consecinţă, principala cauză a situaţiei în care se află societatea o reprezintă numărul foarte mic de lucrări scoase la licitaţie şi concurenta nereglementata bine de legea achiziţiilor publice. Mai putem menţiona şi comportamentul multinaţionalelor, care au schimbat anumite reguli existente în construcţii şi montaj, care au defavorizat constructorul (materiale componente şi subansamble ce au fost cumpărate direct de beneficiar din ţările de origine)”, se spune în raport.

La jumătatea acestui an, principalele datorii scadente ale Energopetrol erau cele la bănci, în sumă totală de peste 6,23 milioane de lei, principalii creditori bancari fiind Garanti Bank, BCR și CEC. Energopetrol mai are datorii către furnizorii de bunuri şi servicii și furnizorii de imobilizări (6.001.976 lei), datorii către bugetul consolidat al statului și bugetele locale (1.496.106 lei), alte datorii și împrumuturi asimilate (419.497) lei, datorii către clienți creditori (335.426 lei) și datorii către salariați (211.692 lei).

„Deși societatea deține importante bunuri în patrimoniu, bază materială și contracte încheiate cu diverși parteneri, la data deschiderii procedurii se confruntă cu o lipsă acută de lichidități, motiv pentru care era obligată să se adreseze tribunalului cu cerere pentru deschiderea procedurii de reorganizare”, subliniază administratorul judiciar.

Istorie de peste 115 ani

În primele 6 luni din 2013, Energopetrol a consemnat o pierdere netă de 1,79 milioane lei, față de un profit net de 4.015 lei în perioada similară din 2012, iar cifra de afaceri a companiei a scăzut cu peste 43%, de la 7,73 la 4,37 milioane lei. Veniturile totale au scăzut cu aproape 46%, de la 9,52 la 5,15 milioane lei, iar cheltuielile totale – cu doar 27%, de la 9,50 la 6,91 milioane lei.

Acționarii Energopetrol sunt Asociația salariaților societății (48,81% din titluri), SIF Muntenia (7,92%) și alte persoane juridice și fizice (43,27%).

Istoria societății începe la 13 iunie 1898, când se înființează la București Societatea Română pentru Întreprinderi Electrice și Industriale, preluând obligațiile Societății Electrice pe Acțiuni, fosta Lahmeyer din Frankfurt. La 16 februarie 1921 se transformă în Electrica - Societate Anonimă Română, iar din 1931 își stabilește sediul la Câmpina. În 1937 fuzionează cu Concordia - Societate Anonimă Română pentru Industria Petrolului.

În 1951, societatea se transformă în Trustul Energopetrol Câmpina, având ca obiect de activitate construcția rețelelor și executarea instalațiilor electroenergetice pentru Ministerul Petrolului, de pe întreg teritoriul României.

Compania Energopetrol este cotată la Bursa de Valori București (BVB) din data de 30.01.1998.

Rompetrol Rafinare anticipează un viitor roz pentru propriul business, bazat însă pe perspective mai puțin favorabile șoferilor, pe scumpirea benzinei și motorinei, menită a reface diferența dintre prețul țițeiului și cel al produselor rafinate. Compania se așteaptă ca cererea de produse petroliere sa se îmbunătățească în perioada următoare, în sensul corectării nivelul actual al diferențelor dintre cotațiile de țiței și cele ale celor mai importante produse rafinate.

Pe ce se bazează Rompetrol? Pe faptul că, în momentul în care rafinăriile din Rusia vor demara programul de mentenanță, iar volumul de produse petroliere (mai ales benzină și motorină) destinat piețelor internaționale, în special celei europene, va scădea semnificativ,  marjele de rafinare din Europa vor beneficia de o influență pozitivă.

În ultimii ani, rafinăriile europene s-au aflat sub presiunea cererii autohtone sub așteptări, ca urmare a intrării UE în cel de-al șaselea trimestru de recesiune, ceea ce le reduce volumul de vânzări și marjele de profit. În ultimii patru ani, cel puțin 16 mari rafinării europene și-au închis porțile sau și-au anunțat intențiile în acest sens.

Rusia vrea sa cucerească piața carburanților din Europa

Numărul acestora ar putea crește în viitor, în special ca urmare a majorării exporturilor de motorină ale Rusiei. Într-un singur an, Rusia și-a majorat cantitatea de motorină exportată în Nord-Estul Europei numai, prin Marea Baltică, de la 300.000 de barili pe zi la 500.000 de barili pe zi, potrivit ESAI Energy LLC, o firmă de consultanță în energie. În întreg anul 2013 companiile rusești au programat investiții totale de peste 11 miliarde de dolari în activitatea de rafinare, cu 93% mai mult decât în 2012. Investiții suplimentare au fost făcute și vor continua să fie făcute și în sistemul de transport din Marea Baltică, principalul canal de export spre UE al companiilor rusești, precum conducta Primorsk care transportă numai combustibili Euro-5. OAO Transneft, compania monopolistă de transport a Rusiei intenționează să extindă capacitatea de transport a conductei Sever până la 245.000 de barili pe zi până în 2015 și să construiască o a doua conductă cu o capacitate de 180.00 de barili pe zi care să lege Yug-ul de Novorossiysk până în 2017.

Aprecierea Ural-ului în raport cu Brent-ul

Potrivit raportului privind rezultatele operaționale pe semestrul întâi al Rompetrol, cotațiile pentru țițeiul de tip Brent au crescut în primele săptămâni ale anului 2013 până ce au atins valoarea maximă din ultimele 9 luni (de 119 dolari/baril) la mijlocul lunii februarie. Creșterea de peste 7 dolari față de nivelul existent la începutul anului s-a datorat, potrivit Rompetrol, în principal unui optimism prematur al jucătorilor de pe piețele internaționale în ceea ce privește creșterea economiei la nivel global. După înregistrarea valorii maxime a urmat o descreștere a cotațiilor pana la mijlocul lunii aprilie, când s-au înregistrat valori sub 100 de dolari/baril pentru prima oara în ultimele 9 luni. Cu toate acestea, cotația petrolului și-a revenit rapid și a rămas cu valori situate în intervalul 100-105 dolari/baril pentru restul trimestrului II.

Un alt motiv pentru care este de așteptat o majorare a prețului benzinei și motorinei comercializate în România este dat de evoluția comparativă a Brent-ului și Ural-ului, țițeiul rafinat în România și utilizat în formulele de calcul ale companiilor. Potrivit Rompetrol, diferența dintre Brent si Ural a prezentat o volatilitate specifică pe durata primului semestru, dar direcția generală a fost cea de scădere accentuată spre finalul trimestrului I, datorită începerii programelor de mentenanță la rafinăriile din nord-vestul Europei dar și din zona Mediteraneană. Valoarea cotației pentru țițeiul de tip Ural s-a apropiat tot mai mult de cea a țițeiului de tip Brent, iar diferența dintre ele a scăzut atât în zona de nord-vest a Europei, cat și în zona Mediteranei. Aceasta performanță s-a bazat pe trei factori, susține Rompetrol: absența țițeiului provenind din Iran cauzată de sancțiunile economice impuse de SUA și UE, scăderea sau oprirea temporară a exporturilor de țiței irakian de tip Kirkuk și orientarea exportului țițeiului din Rusia predominant către piața asiatica începând cu trimestrul al doilea.

Benzina suferă din cauza cererii

În ceea ce privește evoluția prețurilor produselor distilate ușoare (benzine), acestea au avut o evoluție moderată din punct de vedere al cererii, dar valorile diferenței față de țițeiul de tip Brent au înregistrat valori suficient de ridicate pe parcursul primului semestru. Rezultatele au fost influențate de scăderea cererii pe anumite piețe cheie: -4% în Franța comparativ cu perioada ianuarie-mai a anului trecut și -4,4% în Germania în perioada ianuarie-aprilie fata de anul anterior. Marja comercială scăzută din luna mai atât în zona de nord-vest a Europei cat și în Mediterana a dus la o creștere în luna iunie ca urmare a scăderii ofertei de produse pe piață. Analiștii nu se așteaptă ca aceasta situație sa fie de durată, întrucât rafinăriile vor trece la mărirea producției în așteptarea consumului în creștere pe perioada de vară, ceea ce va duce la o scădere a valorii diferenței intre cotația benzinei și cea a țițeiului de tip Brent.

Motorina, evoluție variabilă

La rândul său, diferența dintre cotația produselor distilate medii (motorine) și cea a Brent-ului în zona Mediterană a avut o evoluție variabilă după ce a început anul 2013 într-o notă ascendentă, apoi a scăzut până în luna mai pentru a-și reveni spre sfârșitul semestrului I. În ceea ce privește concentrarea geografică a activității de trading, produsele din zona Mediterana au înregistrat spre sfârșitul trimestrului II un premium față de cele din zona nord-vest europeana, ceea ce a dus la intensificarea activității de arbitraj din SUA către sudul Europei. Un aspect care trebuie să rămână în atenția jucătorilor de pe piața petrolului în viitorul apropiat, potrivit Rompetrol, este exportul de distilate medii din Rusia către nord-vestul Europei al cărui volum a crescut în ultimele luni, mișcare care explică schimbarea de direcție a exporturilor din SUA către sudul Europei.

Marje de rafinare în creștere

Marja de rafinare din zona mediteraneană a înregistrat la începutul anului 2013 valori extrem de scăzute din cauza valorii mici a diferenței între cotația benzinei și cea a țițeiului de tip Brent, dar și a performanței slabe a restului de produse importante. Totuși, modificările din sectorul de rafinare și consolidarea acestuia în zona mediteraneană au influențat pozitiv rezultatele spre sfârșitul primului trimestru când s-a înregistrat o scădere a stocului de produse cu 7,3 milioane de barili față de sfârșitul trimestrului IV al anului trecut. În trimestrul II mediul de afaceri internațional s-a înăsprit odată cu reînceperea activității de rafinare în cazul rafinăriilor care intraseră în mentenanță. Totuși, susține Rompetrol, trimestrul II s-a încheiat într-o notă pozitivă, cu marje de rafinare la nivelul cel mai mare de la începutul lunii martie și cu creșterea gradului de utilizare al rafinăriilor.

Investițiile de aproximativ 700 de milioane de euro efectuate de Rompetrol rafinare în ultimii ani au început să dea parțial roade, marja netă de rafinare îmbunătățindu-se în prima jumătate a acestui an, în timp ce pierderile s-au redus cu 40% față de perioada similară a anului trecut.

Cu toate acestea, compania controlată de kazahii de la KazMunaiGas a înregistrat pierderi de 78,43 de milioane de dolari în primele șase luni ale anului, compania punându-le pe seama condițiilor nefavorabile de piață, ce au condus la valori scăzute ale diferențialului dintre țiței și principalele produse petroliere obținute prin rafinare.

Marja brută de rafinare a Rompetrol (calculată ca raportul dintre vânzările de produse petroliere, mai puțin costul materiei prime și volumul vânzărilor) a fost în trimestrul al doilea al acestui an de 2,04 dolari pe baril (sau 14,85 dolari pe tonă), cu 132% mai mare decât cea înregistrată în perioada similară a anului trecut - de 0,88 dolari pe baril sau 6,41 dolari pe tonă. În ceea ce privește marja de rafinare pe prima jumătate  a anului, și aceasta a crescut cu 35%, de la 2,08 dolari pe baril (sau 20,38 dolari pe tonă) în 2012 la 2,81 dolari pe baril sau 15,11 dolari pe tonă) în 2013.

Evoluția Ural-ului și a marjelor în Mediterana

"Cu toate ca marja de rafinare s-a îmbunătățit față de aceeași perioadă a anului trecut, rezultatele financiare ale companiei au continuat să fie influențate negativ de condițiile nefavorabile de piață, rezultând în valori scăzute pentru diferențialul dintre țiței și principalele produse petroliere obținute", susține compania.

Potrivit acesteia, valoarea cotației pentru țițeiul de tip Ural (utilizat ca materie primă, dar și în formulele de calcul ale benzinei în România) s-a

apropiat tot mai mult de cea a țițeiului de tip Brent, iar diferența dintre ele a scăzut atât în zona de nord-vest a Europei, cât și în zona Mediteranei. În plus, marja de rafinare din zona mediteraneană a înregistrat la începutul anului 2013 valori extrem de scăzute din cauza valorii mici a diferenței dintre cotația benzinei și cea a țițeiului de tip Brent, dar și a performantei slabe a restului de produse importante.

Profit din distribuția de carburanți

Cifra de afaceri a companiei a scăzut la rândul său în prima jumătate a anului cu 13%, la 1,96 miliarde dolari, de la o cifră de 2,26 miliarde dolari înregistrată în perioada similară a anului trecut.

Pe partea de rafinare, compania a raportat afaceri de 1,71 miliarde dolari, cu 18% sub nivelul de 2,08 miliarde dolari atins în intervalul similar din 2012, ca urmare a scăderii cotațiilor internaționale ale produselor petroliere și opririi planificate a activității de producție a rafinăriei Petromidia, în perioada martie-aprilie, potrivit unui comunicat al grupului Rompetrol. Pierderile aferente sectorului de rafinare au scăzut în intervalul analizat cu 37%, de la 112,9 milioane dolari la 71,2 milioane dolari. Vânzările de carburanți de pe piața internă și cea externă au totalizat 1,2 milioane tone, dintr-un total de 1,6 milioane tone procesate. Cifra de afaceri consemnată de Rompetrol Rafinare în zona distribuției de carburanți a scăzut în intervalul cu 5% în primul semestru, de la 1,22 miliarde dolari la 1,17 miliarde dolari. Rompetrol Rafinare a reușit să obțină în primul semestru un profit net de 324.136 de dolari pe partea de distribuție a carburanților, de la pierderi de 22,89 milioane de dolari în primele șase luni ale anului precedent, chiar dacă volumele vândute au scăzut cu 4% în retail și cu 2% în zona en-gros.

Rafinaria Petromidia reprezintă peste 40% din capacitatea de rafinare a României.  Odată cu achiziția în anul 2007 a Grupului Rompetrol de către KazMunaiGas, rafinăriile Petromidia și Vega au parcurs un proces de creștere a capacității de procesare de la 3,8 la 5 milioane tone anual pentru rafinăria Petromidia, precum și de eficientizare a proceselor tehnologice. Astfel, în lunile mai-iunie 2013, rafinăria Petromidia a atins nivelul maxim de procesare de 14.000 tone pe zi. Anul trecut, Grupul Rompetrol a finalizat programul de investiții la rafinăria Petromidia, care a devenit astfel cea mai mare și mai performanta din România.

OMV Petrom a pus în funcțiune, luna trecută, o nouă instalație de desulfurare a gazelor în cadrul rafinăriei Petrobrazi, ca parte a programului de modernizare început în 2010, se precizează într-un comunicat al celui mai mare producător de petrol și gaze din regiune. Noua instalație va avea, pe de o parte, un impact pozitiv asupra eficienței energetice a rafinăriei, iar pe de alta, va permite reducerea emisiilor poluante ale rafinăriei, în linie cu nivelele europene.

Proiectul a fost demarat la sfârșitul anului 2010 și a presupus investiții care s-au ridicat la circa 40 mil. euro.

OMV Petrom a alocat un buget de investiții de circa 600 milioane de  euro pentru modernizarea și eficientizarea rafinăriei Petrobrazi, circa 500 milioane de euro fiind deja investiți până la acest moment.

În ianuarie 2013 a fost încheiată cu succes o nouă etapă în cadrul proiectului de modernizare a rafinăriei Petrobrazi: finalizarea modernizării instalației de cocsare, în urma unei investiții de circa 45 mil. euro.

"Programul de modernizare al rafinăriei Petrobrazi se apropie treptat de finalizare. Unul din principalele obiective ale modernizării a fost deja atins odată cu ajustarea capacității care permite rafinăriei sa proceseze eficient întreaga cantitate de țiței produsă de divizia noastră de explorare și producție în România. Mai mult, dorim să creștem ponderea de motorină în mixul de produse și să avem o rafinărie europeană, modernă, conformă cu standardelor de mediu din UE. Iar instalația de desulfurare este un pas important în această direcție", a declarat Neil Anthony Morgan, membru al directoratului OMV Petrom, responsabil cu activitatea de Rafinare și Marketing

Ultimă etapă în procesul de creștere a eficienței rafinăriei și îmbunătățire a randamentelor de produse albe rafinate la Petrobrazi vizează extinderea capacității instalațiilor de hidrofinare motorină și de cracare catalitică.

Investiții de 8,8 miliarde de euro în ultimii 8 ani

OMV Petrom este cel mai mare grup petrolier din sud-estul Europei, cu activități în sectoarele Explorare și Producție, Gaze și Energie, Rafinare și Marketing. Grupul și-a consolidat poziția pe piața petrolieră din sud-estul Europei în urma unui amplu proces de modernizare și eficientizare, pentru a cărui implementare au fost realizate investiții de peste 8,8 miliarde euro în ultimii opt ani.

La sfârșitul anului 2012, Grupul exploata în România și Kazahstan rezerve dovedite de petrol și gaze estimate la 775 milioane de barili echivalent petrol (750 milioane barili echivalent petrol în România). Cu o capacitate nominală anuală de rafinare de 4,2 milioane tone, OMV Petrom este prezent pe piața distribuției de produse petroliere din România, Republica Moldova, Bulgaria și Serbia, prin intermediul unei rețele de circa 800 stații, operate sub două branduri, Petrom și OMV. Activitatea de comercializare produse petroliere în România se desfășoară prin intermediul OMV Petrom Marketing, care este deținută în totalitate de OMV Petrom.

Pentru dezvoltarea sa sustenabilă, OMV Petrom a extins lanțul valoric al gazelor prin abordarea pieței de electricitate. În acest context, OMV Petrom operează centrala electrică pe gaze de 860 MW de la Brazi și parcul eolian Dorobanțu, cu o capacitate de 45 MW.

În anul 2012 cifra de afaceri a Grupului a fost de 5.891 milioane euro, iar EBIT (Profit Înainte de Dobânzi și Impozite) a fost de 1.270 milioane euro.

OMV, cea mai mare companie industrială publică din Austria, deține 51,01% din acțiunile OMV Petrom. În Explorare și Producție, OMV activează în două țări de bază, România și Austria, și deține un portofoliu internațional echilibrat. În Gaze și Energie, OMV a vândut aproximativ 437 TWh gaze în 2012. În Rafinare și Marketing, OMV are o capacitate anuală de rafinare de 22 milioane tone și deținea la finalul anului 2012 aproximativ 4.400 stații de distribuție în 13 țări, inclusiv Turcia.

Ministerul Economiei deține 20,64% din acțiunile OMV Petrom, Fondul Proprietatea deține 18,99%, Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare 1,62%, iar 7,74% se tranzacționează liber la Bursa de Valori București.

Grupul ungar MOL și-a diversificat sursele de aprovizionare, prin intermediul sistemelor de oleoducte JANAF și Adria, care ar urma să faciliteze transportul din portul croat Omisalj către rafinăria Duna, a anunțat compania, într-un comunicat de presă.

Primul transport de țiței a ajuns sâmbătă în portul Omisalj din Croația, în cadrul contractului semnat în această vară de Grupul MOL și JANAF, operatorul sistemului de transport al țițeiului prin conducte.  Contractul dintre MOL și JANAF vizează transportul unei cantități de circa 240.000 de tone de țiței brut în perioada 1 August – 31 Decembrie 2013. Cooperarea dintre cele două companii nu este o noutate, întrucât ruta a mai fost folosită în anii anteriori, dar noua colaborare pentru transportul țițeiului va fi un proiect de continuitate. Țițeiul va fi pompat prin sistemele de conducte JANAF și Adria către Rafinăria Duna. 

"Această cooperare răspunde perfect obiectivelor segmentului Downstream al Grupului MOL întrucât asigură accesul către piețele lichide de țiței din zona Mediteranei. Reluarea livrărilor oferă  MOL ocazia să testeze diverse tipuri de țiței și îi permite să răspundă într-un mod mai flexibil schimbărilor pieței", susține Ferenc Horváth, VicePreședinte Executiv al Grupului MOL, responsabil de activitățile Downstream

"În primul rând, Consiliul de Administrație al JANAF își exprimă satisfacția pentru reluarea cooperării de afaceri cu Grupul MOL. Aceasta confirmă consolidarea poziției JANAF pe harta Europeană a energiei și va reprezenta un stimul pentru noi operațiuni atât împreună cu Grupul MOL cât și cu alți parteneri strategici. Ca urmare a deciziilor adoptate până acum de Consiliul de Administrație, JANAF este în poziția de a-și adapta activitatea pentru a răspunde cerințelor pieței și ale partenerilor de afaceri. Credem că prin acest mod de operare JANAF poate avea rezultate și mai bune în perioada următoare, contribuind, printre altele, la dezvoltarea economiei în general", afirmă Dr. Dragan Kovačević, CEO și Președinte al Consiliului de Administrație al JANAF Plc.. 

"JANAF și INA au fost parteneri strategici de mulți ani, astfel încât ne bucură consolidarea cooperării între MOL și JANAF. Sunt convins că Grupul MOL se poate baza pe un partener de încredere, iar acesta este un nou pas pentru dezvoltarea economică a Croației în general", a declarat Zoltán Áldott, președintele Consiliului de Administrație al INA a afirmat.

Grupul MOL este o companie multinațională integrată şi independentă, cu sediul central în Budapesta, Ungaria. Are operațiuni în peste 40 de țări şi aproximativ 30.000 de angajați în întreaga lume. Segmentul Upstream cuprinde operațiuni în Orientul Mijlociu, Africa, Asia de Sud și țările membre CSI, compania având peste 75 de ani de experiență în producția de hidrocarburi. În prezent desfășoară activități de explorare în 11 țări și de producție în 7 țări, nivelul producției fiind de peste 118.000 barili echivalent petrol pe zi. Segmentul Downstream al Grupului controlează cinci rafinării şi două unități petrochimice la nivelul managementului integrat al lanțului de aprovizionare, în Ungaria, Slovacia, Croația şi Italia. Compania deține, de asemenea, o rețea de peste 1.700 de benzinării în Europa Centrală şi de Sud-Est, dintre care 138 în România. Grupul operează o rețea de conducte de gaze naturale de înaltă presiune de peste 5.800 km în Ungaria. Grupul MOL activează şi în comercializarea şi distribuția de gaze naturale la nivel regional. Compania a semnat acorduri de concesiune cu Agenția Națională 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.

Noul sistem de redevențe care urmează a fi stabilit începând cu 2014 ar putea introduce două premiere în România: împărțirea producției, fie a producției fizice de hidrocarburi, fie a echivalentului monetar al acesteia, și colectarea unei părți din redevență direct de către comunitățile locale. Cel puțin așa susține Economica.net.

Ideea nu este rea și, în absența unei revizuiri fundamentale a drepturilor de proprietate asupra resurselor, în sensul acordării acestor drepturi (dar și a responsabilităților) fiecărui proprietar privat care deține suprafața sau care a investit în exploatare, reprezintă o "second-best solution". Până la urmă, cei care ar trebui să decidă asupra exploatării sau nu a resurselor, dar și să beneficieze de urma lor, sunt cei care supuși direct riscurilor.

Noul sistem va mări, în medie, nivelul procentual al redevenţelor pe care statul român le percepe companiilor ce exploatează zăcăminte de petrol şi gaz „chiar şi cu 40-50%”, susțin sursele citate de Economica.net. Noul sistem de redevenţe va impozita diferenţiat companiile pe categoriile de zăcământ şi volumul de investiții necesar pentru exploatarea lui. În prezent, redevenţele se situează în intervalul 3,5 şi 13,5%, criteriul de diferenţiere fiind cantitatea de petrol şi gaze extrasă trimestrial. Spre exemplu, Petrom plăteşte o redevenţă de 13,5% pentru zăcămintele cu o producţie trimestrială mai mare de 100.000 de tone şi de doar 3,5% pentru zăcămintele de sub 1.000 de tone producţie trimestrială. La gaze, există acelaşi interval al redevenţelor 3,5-13,5%.

Aceeași publicație electronică, Economica.net susține că în primele șase luni ale anului au intrat în România peste 1,9 miliarde de lei au intrat de la 10 companii cu capital străin care au la noi filiale sau societăţi de sine stătătoare, potrivit unei analize realizată de Oficiul Naţional al Registrului Comerţului. Partea leului a revenit companiilor din domeniul energetic, în special cele care activează în cel al energiei regenerabile. 500 de milioane de lei, au venit în urma unor majorări de capital făcute în perioada analizată  de Enel Green Power România, compania Grupului italian Enel dedicată dezvoltării și administrării energiei provenite din surse regenerabile. De altfel, în luna iulie, EGP a finalizat investiţiile în primele centrale fotovoltaice ale companiei în România, conectându-se  la rețea.Cele două centrale, Berceni 1 și Berceni 2, sunt localizate în județul Prahova, având o capacitate instalată totală de circa 19 MW. Unitățile vor putea genera circa 29 milioane kWh pe an. Enel Green Power are în România o capacitate instalată de 498 MW în energie eoliană. Tot pentru investiţii în energie verde au venit alţi 246 de milioane de lei de la spaniolii  Iberdrola Renovables, prin  Eolica Dobrogea One, companie care a dezvoltat mai multe parcuri eoliene în zona Dobrogea. Cel mai recent proiect este cel de la Mihai Viteazu, cu o putere instalată de 80 MW şi care este funcţională de la începtul anului trecut. De asemenea, italienii au mai finanţat şi filiala Iberdrola Renewables România cu 180 de milioane de lei. Petrofac Solutions este reprezentanţa din România a unuia dintre cei mai mari furnizori de servicii petrolifere din lume şi a primit în prima  parte a acestui an de la compania mamă 175,5 milioane de lei.

Mediafax anunță că Rompetrol, controlat de KazMunaiGas din Kazahstan, a deschis în acest an 12 benzinării în Republica Moldova şi Bulgaria, ajungând la 114 puncte de alimentare în cele două state, şi intenţionează ca până la sfârşitul anului să mai deschidă şase unităţi. Ca urmare a extinderii reţelei de benzinării, în primele şase vânzările de combustibili în Republica Moldova au crescut cu 21,7%, până la 23.000 de tone. În Bulgaria creşterea a fost de 5%, până la 37.500 de tone.

Potrivit aceluiași Mediafax, Hidroelectrica a acţionat în instanţă traderii de energie Alpiq Romindustries şi Energy Holding, cărora le cere "câteva sute de milioane de lei", reprezentând prejudicii cauzate de contractele bilaterale, a declarat preşedintele Consiliului de Supraveghere al companiei, Remus Borza. "Le cerem sute de milioane de lei la fiecare. I-am dat în judecat înainte de 27 iunie", a afirmat Borza. Borza deţine firma Euro Insol, administratorul judiciar al Hidrolectrica până în luna iunie, când compania a ieşit din insolvenţă. Borza a arătat că prejudiciile sunt reprezentate de diferenţa dintre preţul mic la care Hidroelectrica a vândut energia prin contractele bilaterale şi preţul pieţei, mai mare cu cel puţin 50%.

Ziarul Financiar informează că cele mai mari zece contracte atribuite de Romgaz în primul semestru din 2013 au o valoare de peste 556 de milioane de lei (126 mil. euro), de aproape trei ori mai mare decât valoarea primelor zece contracte atribuite în tot anul trecut. Şi acum, la fel ca şi anul trecut, marele câştigător a fost Prospec­ţiuni, companie controlată de omul de afaceri Ovidiu Tender.

Președintele consiliului de administrație Gazprom, Viktor Zubkov, a achiziționat pe prima dată un pachet de acțiuni la compania pe care o administrează, pachet în valoare de 29,7 milioane de ruble (905.000 dolari), a anunțat gigantul rus, citat de Ria Novosti.

Viktor Zubkov, în vârstă de 71 de ani, a condus guvernul rus în calitate de premier în perioada 2007-2008 și de vicepremier în perioada 2008-2012. Elș a achiziționat  0,000987% din acțiunile Gazprom la 24 iulie, atunci când acțiunile gigantului rus se tranzacționau la un preț de 127,17 ruble (3,90 dolari), ceea ce a ridicat valoarea totală a tranzacției la 29,7 milioane de ruble.

Zubkov este președintele consiliului de administrație al Gazprom din 2008, și nu a deținut până pe 24 iulie acțiuni Gazprom.

În urma anunțului companiei ruse, acțiunile Gazprom s-a tranzacționat miercuri dimineață pe bursa din Moscova la o valoare de 129,05 ruble pe acțiune.

CEO-ul Lukoil a dat tonul

Cu o lună înaintea lui Zubkov, pe 24 iunie, un alt lider al unei alte companii, miliardarul Vagit Alekperov, CEO-ul Lukoil a achiziționat un pachet de acțiuni la gigantul pe care-l conduce. Ca urmare, 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 a unui pachet de acțiuni 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.

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.

Cum se explică faptul că deși marjele de rafinare s-au micșorat agresiv în ultimul timp în Europa și se află la niveluri extrem de reduse în România, iar retail-ul suferă ca urmare a scăderii cererii cauzate de criză, rușii și fostele stete sovietice investesc în sectorul de refinare și marketing de pe Bătrânul Continent și din România? Ziarul Financiar pune astăzi o întrebare legitimă la care din păcate nu răspunde decât superficial.

În opinia unui analist citat de publicație, „interesul pentru piața locală mani­festat de firme precum SOCAR și Gaz­prom reflectă percepția acestora asupra potențialului viitor al pieței de carburanți din România“.

Din păcate însă, răspunsul nu este concludent și pentru piața vest-europeană, unde multe rafinării sau rețele de benzinării fie se închid, fie sunt preluate de companii din spațiul ex-sovietic. E puțin probabil ca rușii să fie mai eficienți decât giganții occidentali și e și mai improbabil ca aceștia să parieze pe o creștere spectaculoasă a consumului de combustibil, dat fiind numărul de mașini deținute deja de vest-europeni, dar și de bolizii cu un consum din ce în ce mai redus produși în Occident. Potrivit ZF, SOCAR și Gazprom ar paria în România pe o creștere spectaculoasă a consumului de carburanți. Gradul de penetrare al autoturis­me­lor în România va crește în perioada urmă­toare, ținând cont de faptul că se situează în prezent la aproximativ jumătate din me­dia europeană și acest lucru va conduce inerent și la creșterea consumului de car­burant“, crede Alexandra Negruț, assistant manager pe partea de servicii de consultan­ță pentru management în cadrul PwC Ro­mâ­nia, citat de ZF. Astfel, la nivelul anului 2010 erau 201 de mașini la mia de locuitori, în timp ce me­dia europeană era de 398 de mașini. Pe pia­ța auto însă semnele de revenire în­târ­zie să apară, la șase luni declinul vânzărilor de mașini noi apropiindu-se de 30%.

În plus, deși articolul publicat de ZF conține și motivațiile pentru care investițiile în noi capacități de rafinare la nivelul UE sunt improbabile, nu reușește să răspundă la întrebarea din titlu. „Industria de rafinare este una foarte intensivă în ceea ce privește capitalul. Prin urmare, costurile fixe sunt foarte mari iar o modalitate de a le reduce este aceea de a produse volume mari. Aceasta este tendința în industria de rafinare. În timp ce rafinăriile mari din România sunt de 2,5-4,5 milioane de tone pe an, unitățile construite recent sunt de zece ori mai mari, se află la malul mării pentru ușurința alimentării și sunt mai profitabile“, spune reprezentantul Accenture. Reprezentanții PwC dau și ei câțiva factori care explică, în opinia lor, de ce industria de rafinare locală și europeană este un domeniu în care sunt slabe șanse să atragă investiții pe viitor. Printre acești factori se numără scăderea continuă a consumului de carburanți, scăderea producției din Marea Nordului care forțează rafinăriile europene se importe petrol de la distanțe mai mari sau structura industriei de rafinare, unde peste 50% din rafinării sunt echipate pentru producția de benzină, deși tendința este de creștere accelerată a consumului de motorină, care a ajuns să reprezinte 75% din consumul de carburant la nivel european.

„Majoritatea capacităților de rafinare noi vor continua să apară în țări unde legislația de mediu este mai permisivă decât cea a Uniunii Europene și unde aprovizionarea cu țiței este mai facilă“, au mai precizat reprezentanții PwC, citați de ZF. 

Ultima frază conține indirect răspunsul la întrebarea pusă în titlu de ZF. Rușii, dar și azerii de la SOCAR și alte companii din spațiul ex-sovietic, se extind în Europa din două motive: primul este cel geopolitic. De-a lungul timpului, ei au reușit foarte greu să penetreze protecționista piața internă a UE, iar criza le-a deschis o oportunitate pe care nu vor să o rateze indiferent de costuri. Rafinăriile pe care le vor opera sau rețele de benzinării pe care le vor deține în UE nu vor fi mai profitabile decât cele existente, dimpotrivă chiar pe termen scurt, însă acesta este un cost pe care sunt dispuși să și-l asume pe termen lung. De ce sunt dispuși să-și asume aceste pierderi? Aici intervine cel de-al doilea motiv al extinderii pe piața europeană: avantajul competitiv, pe care îl vor exploata prin intermediul prețurilor de transfer, reprezentat de costurile relative mai mici de producție implicate de legislațiile de mediu mai permisive de care beneficiază. Cu alte cuvinte vor produce mai ieftin carburanți, la ei acasă, pe care apoi îi vor exporta în UE. Așa se explică și faptul că majoritatea investițiilor în rafinare și transport au loc în Asia și Rusia, și nu în Europa.

Capital afirmă că noi creșteri de prețuri sunt de așteptat în domeniul energiei, în contextul liberalizării pieței și al problemei certificatelor verzi, citându-l pe președintele Asociației Companiilor de Utilități în Energie (ACUE), Frank Hajdinjak. "De pe urma liberalizării sunt de așteptat și alte creșteri de prețuri, dar mai sunt și alte efecte pe care trebuie să le luăm în considerare, cum ar fi reducerea certificatelor verzi. Am discutat despre problema certificatelor verzi și pot spune că toți jucătorii din piață sunt conștienți că e nevoie de o schimbare. Sunt două aspecte care nu sunt ok la acest moment - în primul rând nu există nicio garanție că aceste certificate amânate vor fi cu adevărat răscumpărate până în 2018 și, în al doilea rând, de obicei, regula este că astfel de schimbări nu se aplică retroactiv. Aceste schimbări afectează toate investițiile care s-au făcut pe baza legislației anterioare. Avem nevoie de anumite garanții pentru aceste certificate verzi, care sunt amânate în acest moment", a spus Frank Hajdinjak.

Ziarul Financiar anunță că Vitol Group, una dintre cele mai mari case de comerț cu țiței din lume, cu venituri de 300 mld. dolari în 2012, va intra în afacerile cu energie pe piața românească, după ce a primit licența de furnizare a energiei electrice din partea autorității de reglementare (ANRE).

Activitățile de trading se vor desfășura prin Vitol Gas and Power BV, o divizie a grupului elvețian a cărei sucursală în București a fost înregistrată în luna martie a acestui an. Reprezentanții Vitol nu au oferit detalii asupra planurilor grupului pentru piața românească. „Nu pot comenta pe acest subiect. Este încă foarte devreme“, a declarat pentru ZF Fabian Gmuender, purtătorul de cuvânt al Vitol. Anterior, Vitol a participat pe piața locală în tranzacții cu cărbune și certificate de emisii de CO2, derulate pe Bursa Română de Mărfuri (BRM).

Mediafax prezintă agenda pe care ministrul britanic al Energiei, Edward Davey, o va avea la București, potrivit ambasadorului Martin Harris: viitorul Coridorului Sudic după decizia privind TAP și Nabucco, exploatarea gazelor de șist și energia nucleară.

"Acestea sunt întrebări foarte importante pentru viitorul politicii energetice: cum să explorezi și să exploatezi gazele de șist într-un mod sigur, cum să dezvoltăm energia nucleară, care este viitorul Coridorului Sudic după decizia privind TAP și Nabucco, cum stabilim un plafon pentru reducerea emisiilor de carbon pentru a avea un impact asupra încălzirii globale?", afirmă ambasadorul britanic la București într-un comentariu postat marți pe blogul său. El mai punctează că România și-ar putea asigura în anii următori o creștere anuală de 0,5% a PIB-ului său numai din tranzacționarea certificatelor verzi, fiind una dintr ețările care va beneficia cel mai mult de pe urma obiectivului UE de a-și reduce emisiile de CO2 cu 30% până în 2020.

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.

În pofida evoluției favorabile a prețului țițeiului din ultima lună, Organizația Statelor Exportatoare de Petrol (OPEC) ar putea fi nevoită, în cadrul viitoarei reuniuni din decembrie, să reducă producția de petrol cu ​​o jumătate de milion de barili pe zi, aceasta urmând a fi prima reducere din ultimii cinci ani. Motivul: boom-ul tehnologiei de exploatare a hidrocarburilor de șist din Statele Unite ale Americii (SUA) va eroda cererea pentru produsele petroliere ale cartelului în 2014, susțin oficiali ai statelor membre, citați de Wall Street Journal.

Piața internațională a petrolului pare inundată cu țiței din SUA, iar previziunile OPEC, dar și cele ale Agenției Internaționale pentru Energie (AIE) de săptămâna trecută anticipează o scădere a cererii pentru petrolul OPEC mult sub producția actuală de aproximativ 30 de milioane de de barili pe zi.

"Bazat pe prognoza, producția ar trebui redusă", susține un delegat al unui stat din Golful Persic, care în trecut a avut tendința de a se opune reducerilor de producție.

În cadrul întâlnirilor recente, țările din Golf, inclusiv liderul informal al OPEC și cel mai mare exportator la nivel mondial, Arabia Saudită, au sprijinit menținerea plafonului producției colective a statelor membre la  30 de milioane de barili pe zi. membrii OPEC s-au opus reducerilor de producție, deoarece se tem că prețurile mai mari generate de această decizie ar putea afecta cererea de petrol a clienților lor occidentali, ale căror economii sunt încă în convalescență după criza economică din 2008.

OPEC nu și-a mai redus producția de la sfârșitul anului 2008, când a micșorat-o la 4,2 milioane de barili pe zi atunci când cererea de petrol a scăzut și preturile s-au prăbușit în timpul crizei financiare.

Estimări pesimiste ale cererii 

Miercurea trecută, OPEC a estimat că cererea de țiței produs de cartel în 2014 va fi mai redusă cu 800.000 de barili pe zi în prima jumătate a anului și cu 400.000 de barili pe zi pe durata întregului an, față de nivelul actual de 30 de milioane de barili pe zi.

La numai o zi, AIE a estimat cererea de țiței produs de OPEC pentru anul viitor la doar 28,85 milioane de barili pe zi, în prima jumătate a anului 2014, și aproximativ 29,4 milioane de barili pe zi, pentru întregul an. Explicația, majorarea producției în statele non-membre ale cartelului cu un nivel cuprins între 1,1 milioane de barili pe zi și de 1,3 milioane de barili pe zi în 2014, crește mai repede decât cererea globală.

Totuși, OPEC ar putea opta împotriva deciziei de reducere a producției în cazul menținerii prețului petrolului peste 100 de dolari pe baril. Țițeiul Brent cu livrare în august era cotat în această dimineață la un nivel de 108,78 dolari pe baril, în scădere cu 30 de cenți față de ziua de ieri.

Petrolul West Texas Intermediate (WTI) a stagnat în această noapte pe piețele asiatice, după ce ieri a înregistrat o pierdere de 1,5%, pierdere care a anulat cel de-al treilea câștig consecutiv săptămânal, în special ca urmare a creșterii cererilor de șomaj în SUA și al raportului Agenției Internaționale pentru Energie (AIE) care estimează pentru anul viitor o majorare superioară a ofertei de petrol în raport cu cererea.

Cererile de ajutor de șomaj în SUA s-au majorat cu 16.000 săptămâna trecută, ajungând la 360.000, potrivit datelor Departamentului Muncii. De asemenea, producția de petrol în țările non-OPEC va crește în 2014 cu cel mai rapid ritm înregistrat în ultimii 20 de ani anul viitor, susține AIE.

"Cererea de anul viitor va fi slabă iar oferta va trebui să facă față în mod adecvat acestei reduceri. Investitorii par  aprovizionare pot face față în mod adecvat", a declarat David Lennox , un analist Fat Prophet din Sydney, citat de Bloomberg.

Petrolul WTI cu livrare în august ajuns pe New York Mercantile Exchange la 104,76 dolari pe baril, în scădere cu 15 de cenți. Volumul tranzacționat a fost cu 40% sub media ultimei sute de zile.

Petrolul Brent cu livrare în august a pierdut și el 5 cenți, ajungând la 107,68 dolari pe baril pe bursa londoneză ICE Futures Europe Exchange. Prima de tranzacționare a Brent-ului în raport cu WTI a fost de 2,90 dolari, cu aproape un dolar mai mare față de minimul ultimilor 3 ani și jumătate, de 1,99 dolari, înregistrat pe 10 iulie.

Producătorii non-OPEC își majorează cota de piață

AIE și-a revizuit pozitiv, joi, estimările privind cererea mondială de petrol în 2013, până la 90,77 milioane barili pe zi, din cauza temperaturilor neobișnuit de scăzute care au fost înregistrate în al doilea trimestru în mai multe țări membre ale OECD, transmite AFP.

De asemenea, în prima sa estimare pentru 2014, AIE se așteaptă la creșterea cererii mondiale de petrol cu 1,2 milioane barili pe zi comparativ cu 2013, până la nivelul record de 92 milioane barili pe zi ca urmare a prognozatei îmbunătățiri a economiei mondiale. Cu toate acestea, AIE a subliniat că prognozele sale nu au luat în calcul și revizuirea prognozelor de creștere de către FMI. Recent, Fondul și-a revizuit estimările privind avansul ce va fi înregistrat în 2013 de economia mondială până la 3,1%, de la 3,3% anterior.

În ceea ce privește producția de petrol, AIE estimează că producția de petrol a Organizației țărilor Exportatoare de Petrol va scădea în 2014 cu 200.000 de barili pe zi, până la 29,4 milioane barili pe zi, de la 29,6 milioane în acest an. În schimb, producția de petrol din afara OPEC va crește cu 1,3 milioane până la 55,9 milioane barili pe zi în 2014. 

"Oferta de petrol din afara OPEC va înregistra anul viitor cea mai mare creștere din ultimii 20 de ani'", a estimat AIE.

Raportul AIE vine la o zi după un raport similar al Organizației Statelor Exportatoare de Petrol (OPEC), potrivit căruia anul viitor cota OPEC pe piața petrolieră mondială va scădea, din cauza creșterii concurenței venite din partea petrolului de șist. În raportul său lunar, OPEC a estimat că în 2014 cererea pentru țițeiul său va scădea cu 250.000 de barili pe zi, până la 29,61 milioane de barili pe zi. În schimb, OPEC prognozează că cererea mondială de petrol va crește cu 1,04 milioane barili pe zi, cea mai mare creștere înregistrată după 2010.

Ambele rapoarte tind spre o modificare semnificativă a tendințelor înregistrate în ultimele decenii, când lumea urma să devină din ce în ce mai dependentă de petrolul OPEC, în timp ce livrările din alte regiuni ar fi urmat să scadă sau să stagneze.

OMV Petrom a vândut participația de 99,99% în Petrom Distribuţie Gaze (PDG) SRL, compania de distribuţie gaze către clienți comerciali și consumatori individuali aflată pe pierderi în ultimii cinci ani și care nu făcea obiectul activităţii de bază a Petrom, către Ligatne SRL (Ligatne), A cărei principal acționar este de asemenea acționarul majoritar al SC Gaz Sud SA (Gaz Sud) si SC Grup Dezvoltare Rețele SA (GDR). 

PDG are aproximativ 250 de angajați și a înregistrat pierderi încă de la înfiinare și până în prezent. În 2008 a avut o pierdere netă de 8 milioane lei la o cifră de afaceri de 48 milioane lei, în 2009 una de 10 milioane lei la o cifră de afaceri de 47,2 milioane lei, în 2010 performanța s-a îmbunătățit relativ, fiind înregistrată o pierdere netă de 6 milioane lei la o cifră de afaceri de 49 milioane lei, pentru ca în 2011, profitabilitatea companiei să se înrăutățească, ajungând la o pierdere netă de 15,49 milioane lei la o cifră de afaceri de 52,2 milioane lei. PDG și-a început activitatea la 1 octombrie 2007, prin separarea și externalizarea activității de distribuție a gazelor naturale desfășurate de Petrom S.A. Separarea acestei activități a fost rezultatul aplicării legislației romanești și a Directivelor Uniunii Europene,  care au stabilit ca distribuția de gaze trebuie să fie separata de alte activități derulate în cadrul aceleiași firme. La sfârșitul anului 2012, reţeaua de distribuţie a PDG SRL avea o lungime totală de circa 1.000 de km şi deservea peste 21.000 de clienţi.  PDG acționează ca distribuitor de gaze în 43 de sisteme de distribuție aflate în județele Bihor, Arad, Timiș, Gorj, Teleorman, Giurgiu, Ilfov, Argeș, Dâmbovița, Prahova, Ialomița și Buzău.

Potrivit unui comunicat OMV Petrom, decizia corespunde strategiei companiei de a optimiza operaţiunile downstream în vederea îmbunătăţirii eficienţei. Părţile au agreat sa păstreze confidențialitatea valorii tranzacției; finalizarea tranzacției este condiționată de aprobarea prealabilă a Consiliul Concurenţei.

„Conform strategiei noastre vom continua să ne concentrăm asupra activităţii de furnizare de gaze către clienţii industriali şi comerciali. Vânzarea activității de distribuţie de gaze a OMV Petrom către consumatorii finali este în concordanta cu aceasta strategie. Totodată, având in vedere prezenta Gaz Sud si a GDR pe piața din Romania, am convingerea ca tranzacția încheiata cu Ligatne reprezintă o oportunitate de dezvoltare pentru PDG SRL.", a declarat Cristian Secoşan, membru al Directoratului OMV Petrom, responsabil cu activitatea de Gaze şi Energie.

Gaz Sud şi GDR operează împreuna în prezent o rețea de distribuție gaze cu o lungime de aproximativ 700 km şi care deservește peste 22.000 de clienți localizați în principal în zonele din vecinătatea Bucureștiului. Ligatne a fost selectat în urma unui proces de vânzare care a început în iunie 2012. Atât Gaz Sud cât şi GDR se concentrează asupra pieței de distribuție gaze din România, în special în zona Bucureștiului.

Această tranzacție nu are un impact material asupra situației financiare a OMV Petrom (i.e. se situează sub pragul de 10% din valoarea totală a activelor OMV Petrom, respectiv din valoarea cifrei de afaceri nete a companiei în 2012).

{jathumbnailoff}

KazMunaiGas (KMG), proprietarul Grupului Rompetrol, intenționează să își extindă operațiunile în zona Mării Negre, ținta sa finală fiind piața europeană a combustibililor. În acest sens, compania kazahă, aflată într-o ascensiune considerabilă în ultimul timp, și-a majorat investițiile în sectorul downstream și țintește la obținerea unei cote de piață mult mai importantă în regiune, susține Daniar Berlibaiev, vicepreședintele KazMunaiGas, într-un interviu acordat Financial Times.

Vicepreședintele KMG susține că până la finalul acestui deceniu, Kazahkhstan ar putea exporta 2,2 milioane de barili de petrol pe zi, dintre care 400.000 către China, iar restul, în marea sa majoritate, către Europa, în special în regiunea Mării Negre. Acesta este motivul pentru care KMG s-a extins la nivel internațional, deținând benzinării în șapte state europene, și în special în România, unde deține două rafinării, în care a investit mai multe miliarde de dolari, pentru a putea produce combustibili la standarde Euro 5.

În interviul acordat Financial Times, Berlibaiev afirmă că o mare parte din cele 1,8 milioane de barili pe zi care ar urma să fie exportați în Europa, în specil în zona Mării Negre. "Vrea să venim în Europa și să anunțăm «Avem 5 milioane de tone de produse petroliere pe an, cine vrea să le cumpere?»", a declarat acesta.

O problemă pentru KMG ar putea fi reprezentată de reducerea cererii de produse petroliere pe piața europeană ca urmare a crizei financiare din 2008 și a recesiunii de la nivelul zonei euro. În ultimii ani mai multe zeci de rafinării s-au închis ca urmare a marjelor de rafinare extrem de reduse. Cu toate acestea, vicepreședintele KMG a ținut să apere politica de extindere a companiei. "Dacă nu am fi investit în sectorul downstream, am fi vândut petrol la granițele cu Rusia și China. Vrem să intrăm în Europa și nu oricum, vrem să ajungem direct la pompa de benzină".

Daniar Berlibaiev a mai declarat că gigantul kazah ințenționează săși dubleze rezervele de petrol de la 5,8 miliarde de barili la 10,3 miliarde de barili până în 2020, ca urmare a investițiilor de 3 miliarde de dolari efectuate în explorare. Drept urmare, producția de petrol a KMG se va majora la rândul său de la 420.000 de barili pe zi la peste 700.00 de barili pe zi pâna la finalul acestui deceniu. 

Pe lângă România, KMG intenționează să investească masiv și în Ucraina și Turcia, unde vrea să achiziționeze mai multe benzinării, dar și să investească în terminale de import și în puncte de distribuție.

Familia actualului președinte azer Ilham Aliev conduce statul caucazian bogat în petrol și gaze de peste 40 de ani.

Ilham Aliev a ajuns la putere în urmă cu 10 ani, succedându-i tatălui său, Heydar Aliev. Acesta, fost general KGB, le este cunoscut românilor prin aceea că, din rațiuni nu foarte limpezi, posibil legate de proiectul Nabucco, i s-a ridicat o statuie în București, în Parcul Tei.

Evoluțiile economice, sociale și geostrategice din ultima perioadă, ca și apariția unui posibil contracandidat cu greutate, ar putea pune pentru prima oară serios în pericol poziția poziția clanului dominant din Azerbaijan. Rustam Ibrahimbaiov, scriitor și câștigător al premiului Oscar, spune că două lucruri sunt sigure în privința alegerilor prezidențiale de anul acesta, unde se va confrunta cu președintele Aliev: că va obține mai multe voturi decât acesta și că Aliev va frauda rezultatul final.

„Ce se va întâmpla după aceea va depinde de voința poporului”, spune Ibrahimbaiov, 74 de ani, într-un interviu acordat Bloomberg la două zile după ce a reușit performanța de a uni întreaga opoziție azeră în spatele candidaturii sale.

Petrol și Facebook

El adaugă că a efectuat vizite la Washington și Moscova pentru a-i informa pe oficialii americani și ruși despre escaladarea tensiunilor politice din Azerbaijan și pentru a le cere sprijinul în vederea asigurării unui proces electoral corect și democratic.De asemenea, are programată o întâlnire cu oficiali ai UE la Bruxelles, pe 7 iulie, dar nu dezvăluie subiectele care vor fi abordate.

Producția de petrol a Azerbaijanului, ca și întreaga sa economie, s-au triplat în ultimii 10 ani, de când Ilham Aliev i-a urmat la putere tatălui său, în urma unor alegeri al căror rezultat oficial a fost vehement contestat de opoziție. Acest lucru s-a datorat investițiilor de peste 40 de miliarde de dolari ale giganților petrolieri multinaționali, printre care BP Plc.

Evoluția pozitivă a economiei i-a permis lui Aliev să adopte o poziție pro-occidentală, într-o țară de 9,3 milioane de locuitori, cei mai mulți dintre ei musulmani șiiți. A întărit legăturile regionale ale Azerbaijanului cu Turcia și Israelul și a reușit să se mai elibereze de sub tutela tradițională a Rusiei și Iranului. Pe de altă parte, nu s-a confruntat decât cu proteste izolate, mult mai slabe ca amploare decât cele care au zguduit Orientul Mijlociu, în ceea ce s-a numit „primăvara arabă”.

Lucrurile s-au schimbat. Producția de petrol e în scădere, iar avântul rețelelor virtuale de socializare subminează tot mai mult controlat exercitat de aparatul de stat asupra mass media. Ar putea urma cea mai grea încercare din cariera politică a lui Aliev. „Nu se mai poate trăi așa. Avem de a face cu cea mai longevivă dictatură din lume”, spune contracandidatul său, prin telefon de la Moscova. Rustam Ibrahimbaiov se deplasează frecvent în Rusia în interes de serviciu și are dublă cetățenie.

"Nu ne vindem țara!"

Producția de petrol a Azerbaijanului, care aduce mai mult de jumătate din veniturile anuale ale Guvernului, a scăzut la 43 de milioane de tone anul trecut, de la 51 de milioane de tone în 2010, iar cei de Fitch Ratings estimează că va continua să scadăn într-un ritm relativ rapid în următorul deceniu. Pe de altă parte, scrie Bloomberg, peste un milion de azeri au acum conturi de Facebook, care în ultima vreme a devenit în întreaga lume principala armă de comunicare pentru organizarea de proteste antiguvernamental.

Președintele Aliev, în vârstă de 51 de ani, i-a atacat dur pe liderii opoziției, în cadrul unei întâlniri recente cu comandanții Poliției. El a acuzat opoziția că vrea să predea țara străinilor și a mulțumit forțelor de ordine pentru că au prevenit o „revoluție portocalie”, angajându-se totodată să reacționeze „cu fermitate” la orice „dezordini” sau „provocări”.

„Acești oameni nu au nici un fel de considerație pentru independența Azerbaijanului. Au o psihologie de sclavi, care își cheamă frații mai mari să îi ajute”, a declarat Aliev, potrivit unei declarații postate pe site-ul personal.

Rustam Ibrahimbaiov a scris, alături de Nikita Mihalkov, scenariul filmului Burnt By The Sun („Ars de soare”) din 1994, regizat de cel din urmă, care a câștigat premiul Oscar pentru cel mai bun film străin. În luna mai a acestui an, a reușit să unească diferitele grupări disparate de opoziție în cadrul unei alianțe pe care o conduce.

Americanii par să susțină o schimbare

„Este un semn de maturizare a opoziției, faptul că au reușit să se unească și să susțină un candidat comun la președinție. De zece ani tot încearcă să facă asta și este pentru prima oară când reușesc”, spune analistul Sabine Freizer de la compania de cercetare Atlantic Group.

Platforma alianței conduse de Ibrahimbaiov face apel la o „tranziție pașnică spre democrație”, într-un interval de doi ani de la eventuala victorie electorală a candidatului ei. Programul include un referendum de modificare a Constituției, pentru conferirea de puteri sporite Parlamentului și diminuarea celor ale președintelui, precum și noi alegeri. Ibrahimbaiov a promis că va demisiona în 2015, dacă coaliția sa va câștiga.

„Vrem să reformăm țara în mod pașnic, prin alegeri democratice. Experiențele din Egipt, Siria și din alte părți arată că războiul civil e cel mai periculos lucru care se poate întâmpla”, spune Ibrahimbaiov. El susține că guvernul a fraudat alegerile din 1993 încoace, de când tatăl actualului președinte, Heydar Aliev, s-a întors la putere prin lovitură de stat și, potrivit opoziției, a jefuit resursele de petrol ale țării. Acuzațiile sunt negate de către actualul regim.

Ambasadorul american la Baku, Richard Morningstar, a declarat că administrația Obama ca continua să facă presiuni asupra guvernului azer pentru organizarea de alegeri corecte. „Dorim foarte mult ca aceste alegeri să fie cinstite și corecte”, le-a declarat acesta, recent, reporterilor azeri.

Ibrahimbaiov mai spune că speră că poporul azer va avea parte de o tranziție pașnică, fără violență, și că SUA, UE și Rusia vor veghea pentru ca voința azerilor, exprimată la urne, să fie respectată. „Nu vreau să ne sprijine pe noi, ci democrația ca atare. Cred că Statele Unite înțeleg că situația din Azerbaijan este foarte dificilă și că este nevoie de schimbare. Poporul azer știe că țara se îndreaptă acum spre pieire”, conchide Ibrahimbaiov.

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.

După un început de an destul de prietenos pentru șoferii din întreaga lume, piața petrolului pare a rezerva surprize neplăcute acestora în cea de-a doua jumătate a anului. Petrolul West Texas Intermediate (WTI) a sărit de 100 de dolari pe baril, revenind la un nivel neînregistrat din mai 2012, ca urmare a intensificărilor conflictelor politice din Egipt și a publicării unui raport care arată o reducere masivă a stocurilor de petrol din SUA.

Indicii futures ai WTI s-au majorat pentru a treia zi consecutivă după ce președintele egiptean Mohamed Mursi a respins un ultimatum al forțelor armate pentru a rezolva impasul politic din Egipt. Protestele la nivel național împotriva președintelui au majorat temerile privind o eventuală perturbare a transportului de țiței prin Canalul Suez sau prin conducta Suez-Med.

O altă veste care a îngrijorat piața a fost cea a scăderii stocurilor de petrol din SUA cu 9,4 milioane de barili săptămâna trecută, veste dată de American Petroleum Institute.

“Evenimentele din Orientul Mijlociu au impulsionat piața petrolului", a declarat David Lennox, analist la Fat Prophets din Sydney, citat de Bloomberg. 

Petrolul WTI cu livrare în august a câștigat 2,58 dolari, sau 2,6 la sută, ajungând la 102,18 dolari pe baril pe New York Mercantile Exchange. Volumul tranzacțiilor a fost impresionant, de șapte ori media ultimei sute de zile.

Petrolul Brent cu livrare în august a crescut la rândul să cu 1,61 dolari, sau 1,6 la sută, ajungând la 105,61 dolari pe baril pe bursa londoneză ICE Futures Europe Exchange. Prima de tranzacționare a Brent-ului în raport cu WTI s-a redus lși ea semnificativ, la numai 3,34 dolari. În luna februarie, ea era de 23 de dolari pe baril.

Ultima oară când temporar WTI a trecut de 100 de dolari pe parcursul unei zile de tranzacționare a fost pe 14 septembrie, după ce Federal Reserve a anunțat că va lansa o nouă operațiune de relaxare calitativă pentru a încuraja creșterea economică.

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.

Prima de tranzacționare a țițeiului Brent raportat la West Texas Intermediate (WTI), cele mai tranzacționate sortimente de petrol la nivel global, a ajuns la cel mai redus nivel din ultimii doi ani jumătate, coborând sub 5 dolari pe baril, ca urmare a îmbunătățirii rețelei de transport a țițeiului în Statele Unite ale Americii (SUA). Tendința a fost anticipată încă din februarie 2012 de analiștii Goldman Sachs.

Până la jumătatea lui 2010, WTI a fost în general cel mai scump țiței, acesta pierzându-și poziția de lider în favoare Brent-ului. În cursul zilei de ieri, prima de tranzacționare a Brent-ului a coborât la doar 4,77 dolari, cea mai redusă din 18 ianuarie 2011 încoace. De la începutul anului, WTI a câștigat 5,2 %, în timp ce Brent-ul a pierdut 8,1%, în urma stabilizării livrărilor din Marea Nordului, care au avut de suferit în această iarnă ca urmare a efectuării unor importante lucrări de întreținere la platformele petroliere și la rețelele de distribuție.

Bloomberg pune aprecierea WTI pe seama îmbunătățirii rețelelor de conducte din SUA și pe seama utilizării eficiente a unor legături feroviare, care au deblocat pentru piață rezervele în exces deținute la Cushing, Oklahoma.

"Există acum o probabilitate mare nu numai importurile americane de țiței să se reducă, ci și ca, în scurt timp, SUA să exporte petrol", susține Bill O'Grady, strateg șef la Investment Management Confluence din St Louis.

WTI cu livrare în august s-a apreciat ieri cu 1,43 dolari, sau 1,5%, ajungând la la 97,99 dolari pe baril la New York Mercantile Exchange, cel mai înalt nivel atins de WTI din 19 iunie.

Brent-ul cu livrare în august a câștigat la rândul său 84 de cenți, sau 0,8 la sută, încheind ziua pe ICE Futures Europe Exchange la 103 dolari pe baril. Prima de tranzacționare a Brent-ului față de WTI cu care s-a închis ziua a fost de 5,01 dolari, cea mai redusă primă de închidere a unei zile din 4 ianuarie 2011.

"WTI își savurează revenirea sa ca lider de piata", crede Olivier Jakob , managing director la Petromatrix GmbH, o companie elvețiană.

Pe 14 octombrie 2012, ecartul dintre Brent și WTI era de 28,08 dolari pe baril. La finalul anului trecut, acesta scăzuse la 19,29 dolari, pentru ca media pe prima jumătate a anului (1 ianuarie-28 iunie) să fie de 16,04 dolari.

"Chiar și rafinăriile americane de pe coasta de Est, care în mod tradițional prelucrează Brent, pot avea acces cu ușurință la WTI", explica pe 28 iunie un raport al departamentului american pentru energie noua situație din piață. "Țițeiul american poate fi transportat cu lejeritate prin rețeaua de căi ferate din SUA, putând înlocui la costuri reduse importurile de Brent, ceea ce pune o presiune descendentă asupra prețului țițeiului Brent și conduce la îngustarea diferențialului față de țițeiul WTI.", se preciza în raport.

Piața petrolului va experimenta în această vară o creștere mai abruptă a cererii sezoniere decât de obicei, deschiderea de noi rafinării în Orientul Mijlociu și Asia urmând a pune presiune asupra prețurilor, avertizează Agenția Internațională pentru Energie (IEA), instituție internațională cu sediul la Paris.

În opinia specialiștilor de la IEA, sectorul de rafinare pare pregătit pentru o schimbare de ritm peste vară. “S-ar putea ca oferta de țiței să nu poată face noii cereri venite din partea rafinăriilor, cel puțin până în momentul în care efectul de preț va ajuta la reechilibrarea pieței", afirmă IEA, anticipând o inevitabilă majorare a prețului țițeiului crud.

Cererea de petrol crește, de obicei, în timpul verii în emisfera nordică, americanii în special preferând să-și utilizeze mult mai intensiv mașinile cu capacități cilindrice ridicate pe timpul vacanței de vară. Totodată, în statele din Orientul Mijlociu crește consumul ca urmare a utilizării mult mai accentuat a aparatelor de aer condiționat, ceea ce le determină să folosească mai mult țiței în scopul producerii de electricitate.

În această vară însă, consideră IEA, citată de Financial Times, mai există motive suplimentare pentru majorarea peste nivelul normal, sezonier al cererii de țiței: deschiderea de noi rafinării în Arabia Saudită, sau creșterea activității de rafinare din China după o perioadă mai dificilă, marcată de operațiuni de întreținere a rafinăriilor, desfășurate în această primăvară.

O veste și mai proastă pentru piețe, dar mai ales pentru șoferii occidentali este aceea că majorarea cererii din trimestrul al treilea va coincide cu declanșarea operațiunilor de întreținere la platformele marine îmbătrânite din Marea Nordului, responsabile pentru extragerea țițeiului Brent. Operatorii acestora preferă lunile de vară, cu o vreme mai calmă, pentru a efectua micile reparații necesare.

Arabia Saudită și-a majorat deja capacitatea de rafinare la cel mai înalt nivel din ultimele șapte luni, producând aproximativ 9,7 milioane de barili pe zi.

Deși anticipează o scădere a ritmului de creștere a consumului de țiței pentru acest an, de la 900.000 barili pe zi în 2012, la 800.000 barili, ca urmare a creșterii economice anemice la nivel global, IEA avertizează că creștere cererii se va amplifica în cea de-a doua jumătate a anului. După o creștere de doar 200.000 de barili în cel de-a doilea trimestru al acestui an, IEA anticipează o majorare cu 1,1 milioane de barili pe zi până la sfârșitul anului, majorare ce va pune o presiune accentuată pe prețul petrolului.

Chiar dacă Energy Information Agency (EIA), brațul statistic al Departamentului de Stat pentru energie al SUA a anunțat în această săptămână o abundență a resurselor de petrol și gaze de șist la nivel global, exploatarea lor nu poate fi făcută peste noapte, ci va dura cel puțin un deceniu până când aceste resurse ar putea fi extrase cu succes și comercializate.

Iar principala problemă nu este cea a reglementatorilor, a acordării de licențe de exploatare, ci una tehnică, lipsa de informații mai exacte cu privire la zăcămintele estimate de EIA, a declarat CEO-ul Chevron, unul din principalii actori de pe piața gazelor de șist, inclusiv în România, John Watson, citat de Platts.

EIA a publicat în această săptămână un raport care estimează resursele de petrol care ar putea fi obținut din exploatarea zăcămintelor de șist "recuperabile punct de vedere tehnic" la aproximativ 10 miliarde de barili la nivel global, iar rezervele de gaze de șist la 206 mii de miliarde de metri cubi, o treime din rezerva totală de gaze naturale recuperabile din punct de vedere tehnic. Potrivit americanilor, România deține rezerve de gaze de șist nedovedite, însă recuperabile din punct de vedere tehnic, în valoare de 1,44 mii de miliarde metri cubi, în condițiile în care în prezent rezervele de gaze naturale dovedite ale statului român sunt de 113 miliarde de metri cubi. În ceea ce priveşte petrolul care ar putea fi obținut din exploatarea zăcămintelor de șist, în România, EIA estimează un volum de 300 milioane de barili, faţă de rezerve dovedite estimate la 600 milioane de barili din alte tipuri de zăcăminte.

Nu toate aceste zăcăminte "recuperabile din punct de vedere tehnic" sunt și zăcăminte "recuperabile din punct de vedere economic sau comercial". Pentru aceasta, este nevoie de un anumit preț minim la gaze și țiței, ca și de un anumit preț maxim al tehnologiei utilizate, care să conducă raportul costuri-benficii într-o zonă pozitivă. Multe din aceste zăcăminte ar putea fi exploatate la actualul nivel al progresului tehnologic, însă costurile ar fi mai mari decât prețul de vânzare, ceea ce le face neprofitabile. Pentru a putea fi profitabile, ar fi necesară fie majorare prețului gazelor sau țițeiului, fie micșorarea costurilor de producție (prin noi descoperiri tehnologice sau prin ieftinirea actualelor tehnologii utilizate), fie o combinație a ambelor.

CEO-ul Chevron susține însă că, multe dintre aceste zăcăminte de petrol și gaze de șist se află în regiuni, cum ar fi Europa Centrală, care nu au fost studiate cu atenție și unde s-a nu s-a efectuat nicio operațiune de foraj.

"Exista unele zăcăminte de șist, despre care știm multe, cum ar fi cele din Statele Unite și Canada de Vest, pentru că am desfășurat și operațiuni convenționale în aceleași zone", a explicat Watson. "Cunoaștem calitatea rezervelor, conținutul organic, porozitatea și așa mai departe. Dar dacă ne uităm la nivel global, nu există nici infrastructura necesară, nici date rezultate din operațiuni de foraj. Tot ce știm este că există blocuri mari de șist. Vor fi necesare o mulțime de evaluări suplimentare", a declarat acesta.

Watson a oferit exemplul celor patru zăcăminte concesionate de Chevron în sudul Poloniei, precizând că se așteaptă ca exploatarea acestora să dea roade de-abia peste zece ani, dacă explorările vor avea succes, fapt de altfel nesigur.

"Va fi nevoie de timp pentru a evalua ceea ce este acolo, pentru a fora sonde și pentru ca aceste zăcăminte să devină productive", a explicat Watson, anunțând totodată că Chevron investește masiv în proiecte de GNL (gaz natural lichefiat - mai ușor de transportat) și că se așteaptă ca până în 2025, portofoliul de gaze naturale al companiei să se extindă la 40%, de la 30% cât este în prezent. 

CEO-ul Chevron a afirmat că în ultimii ani, compania pe care o conduce a fost invitată să exploreze în peste 10 state, ca urmare a expertizei și tehnologiei de care beneficiază. "În unele cazuri, ai riscuri geologice reduse și riscuri politice ridicate, însă am fost foarte buni în ceea ce privește dezvoltarea de relații".

După principiul "cine se scuză, se acuză", Comisia Europeană a negat orice implicare în procesul de privatizare a companiei de explorare și producere a gazelor din Grecia, DEPA, proces eșuat în urma retragerii principalului candidat, gigantul rus Gazprom.

Deși ar fi vrut să strângă 1,8 miliarde de dolari din privatizarea DEPA și DESFA (compania de transport de gaze elenă), bani absolut necesari acoperirii deficitului bugetar aflat în continuare la un nivel extrem de ridicat, guvernul grec, după mai multe săptămâni de negocieri bilaterale cu Gazprom, nu a primit nici o ofertă până la expirarea termenului, din lunea aceasta. Oficialii greci au acuzat, de altfel, Bruxelles-ul pentru eșuarea negocierilor cu Gazprom, susținând că UE a făcut presiuni, temându-se că gigantul rus își va spori influența, și așa extrem de mare, pe piața europeană.

“Referitor la privatizarea DEPA, Comisia Euroneană nu a avut nicio influență asupra procesului și nu a avut niciun contact cu Gazprom pe această temă", a declarat un purtător de cuvânt al Comisiei, susținând că "procesul de privatizare din Grecia este responsabilitatea gvernului elen și este condus de Fondul de Dezvoltare al Activelor Republicii Elene.

Juncker "nu poate nici să confirme nici să nege" implicarea CE

Anterior, în cursul unei întrevederi avute cu premierul luxembourghez Jean-Claude Juncker, la Atena, primul ministru grec, Antonios Samaras, declarase, pe fondul speculaţiilor că Bruxelles-ul a blocat oferta Gazprom pentru DEPA, că procedura de privatizare a fost corectă şi a atribuit eşecul unor motive independente de Grecia. La rândul său, Juncker a declarat că "nu poate nici să confirme nici să nege" că Bruxelles-ul a jucat un rol, dar a spus că dacă CE a împiedicat vânzarea DEPA ar trebui "să îşi asume responsabilitatea".

Samaras a exclus totodată adoptarea unor noi măsuri de austeritate, pentru a compensa eşecul privatizării DEPA. Guvernul de la Atena a anunţat că va lansa o nouă licitaţie, dar există temeri legate de impactul asupra deficitului bugetar al veniturilor lipsă care urmau să fie obţinute din vânzarea distribuitorului de gaze asupra programului de austeritate.

"Planurile de privatizare vor continua. Indiferent de problemele care vor apărea, acestea vor fi depăşite. Afirmaţiile că vor fi necesare noi măsuri sunt absurde", a spus Samaras.

Atena visa la un gaz mai ieftin 

Furnizor a peste 60% din gazul consumat de eleni, Gazrom ar fi urmat să fie singurul ofertant pentru DEPA, însă gigantul rus a decis să nu depună o ofertă fermă din cauza unui dezacord legat de preţul la care ar fi urmat să fie livrate gaze populaţiei, potrivit unor surse citate de publicaţia elenă Capital. Grecia plăteşte în prezent pentru gazele importate din Rusia cu 30% peste preţul mediu de la nivelul Uniunii Europene, iar guvernul de la Atena spera să obţină un preţ mai mic.

Singura companie care a concurat Gazprom pentru preluarea DEPA este M&M Gas, companie mixtă între companiile elene Motor Oil şi Mytilineos, dar potrivit unor surse nici M&M nu a depus o ofertă până la termenul limită.

Chiar dacă exporturile sale au scăzut în ultimii ani ca urmare a recesiunii care străbate Bătrânul Continent și a concurenței în ascensiune, Gazprom furnizează deja aproape o pătrime din gazul natural consumat de statele membre UE.

Decizia Shah Deniz cu privire la viitoarea rută de transport a gazului azer în Europa va fi una care se va baza doar pe considerente comerciale, în pofida eforturilor diplomatice, geopolitice și al lobby-ului efectuat de cei doi concurenți, Nabucco și TAP, în ultimii 15 ani, susține Financial Times în ediția sa de astăzi. Iar analiștii cred că există mai mult apetit pentru gazul transportat pe varianta TAP decât pentru cel venit pe varianta Nabucco, printre acționarii căruia se numără și Transgaz. De altfel, un oficial al unuia dintre cele două concerne, citat de Financial Times, susține că a sosit timpul să fie pus deoparte orice considerent "strategic" sau "geopolitic", pentru că altfel "toată lumea riscă să rămână cu mâna goală".

În continuare însă, directorul Nabucco, Reinhard Mitschek, susține că diversificarea este crucială. " Dacă de uiți la Balcanii de vest și sud-estul Europei, nu poți să nu vezi că în proporție de 50% aceste regiuni sunt dependente de gazul rusesc". Iar TAP nu vizează ca destinație aceste zone, ci Italia, care, potrivit oficialului Nabucco, "are o piață destul de diversificată".

Gazprom: gazul azer "de-abia ajunge pentru un grătar"

Totuși, din ce în ce mai multă lume a început să aibă îndoieli cu privire la diferența pe care noua conductă, indiferent care va fi ea, o va face pe piața europeană a gazelor naturale. Shah Deniz ar urma să alimenteze Europa cu 10 miliarde de metri cubi de gaze, aproximativ 2% din consumul de pe Bătrânul Continent. În comparație, Gazprom va furniza numai în acest an o cantitate de 15 ori mai mare pieței europene, ceea ce i-a condus pe oficialii ruși să afirme, într-o discuție privată, că gazul azer "de-abia ajunge pentru un grătar". Totuși, susținătorii proiectului afirmă că odată construita una dintre cele două conducte, oferta se va diversifica. Deja, Azerbaijan a anunțat noi descoperiri de gaze în Marea Caspică, iar Mark Rowley, partener la firma de avocatură Baker Bottsitself, susține că în Europa ar putea ajunge pe această rută și gaze din Kurdistan și Turkmenistan.

Totuși scepticii par a fi mai numeroși, în special în ceea ce privește Nabucco. “Importanța strategică a Nabucco s-a redus ca urmare a flexibilității sporite în ultimul timp de care dau dovadă piețele europeane ale gazelor", afirmă John Roberts de la Platts, autor al volumului “Pipeline Politics: The Caspian and Global Energy Security”.

Bruxelles-ul a întors armele: susține TAP

Potrivit Financial Times, dacă opinia UE va avea un rol de jucat, nu va fi în favoarea Nabucco, ci în facvoarea TAP. Multă lume de la Bruxelles susține cea de-a doua variantă, pe motiv că ea va străbate Grecia, stat care are nevoie de un impuls economic seruios pentru a--lși reveni din criză.

În plus, susține Michael Hoffmann. șef al biroului de politici externe al TAP, această conductă mai are un avantaj: "VA permite accesarea unor piețe virgine, precum Albania, Muntenegru și, posibil, Kosovo". În plus, crede acesta, TAP va putea fi conectată cu alte conducte care ar putea transporta mai departe gazul azer în Austra și chiar și în Marea Britanie.

Lupta acerbă dintre cele două concernuri, portată pe fronturi geopolitice, diplomatice și printr-un costisitor lobby efectuat la Bruxelles pare puțin exagerată când se ia în calcul faptul că, în cel mai bun caz, de-abia în 2019 va începe transportarea gazelor azere prin oricare dintre conducte. “Am pierdut un deceniu și jumătate să ajungem în acest punct și nu am construit încă nicio blestemată de conductă", a remarcat un oficial al unuia dintre cele două concerne rivale, citat de FT.

Întregul proiect este extrem de scump, numai punerea în funcțiune a câmpurilor Shah Deniz din Azrbaidjan urmînd a costa undeva între 25 și 40 de miliarde de dolari, iar sistemul de transport, inclusiv conducta TANAP, ce va străbate Turcia, alte 15 miliarde de dolari. Chiar dacă niciuna dintre companii, nici Nabucoo, nici TAP, nu au dezvăluit deocamdată costurile construirii propriilor conducte, acestea sunt estimate de analiști la 5 miliarde de dolari.

Socar s-a antepronunțat?

Așa cum anunța Energy Report în urmă cu o săptămână, privatizările din Grecia vor avea și ele un cuvânt greu de spus, mai nou, azerii de la SOCAR, principali acționari, alături de BP, ai Shah Deniz, incluzând în oferta de preluare a companiei de distribuție de gaze elenă și conectarea la TAP. 

Vestea bună pentru Nabucco este că nu se știe dacă privatizarea DESFA (compania de transport de gaze elenă) va mai avea loc după eșecul privatizării DEPA (compania de extragere și producție de gaze), eșec anunțat astăzi de Reuters. Potrivit agenției de presă internaționale, guvernul de la Atena ar fi dorit să obțină 1,8 miliarde de euro pe cele două companii pînă la finalul lunii septembrie, însă nu a primit decât o ofertă, cea a azerilor de SOCAR, pentru DESFA, pe care au promis că o vor lega la TAP. În ceea ce privește DEPA, deși au negociat la nivel bilateral cu Gazprom, gigantul rus a refuzat să înainteze vreo ofertă. Reuters notează că nu este clar dacă guvernul grec acceptă să vândă DESFA celor de la SOCAR înainte de a găsi un cumpărător și pentrut DEPA.

Confruntat cu creșterea concurenței, atât pe plan intern, dar și extern, dar și cu o scădere considerabilă a cererii pe plan extern, gigantul rus Gazprom este pe cale să facă unele concesii inimaginabile în urmă cu un câțiva ani. Dacă pe plan extern, la presiunea Comisiei Europene și a statelor membre UE a acceptat să acorde discount-uri importante, pe plan intern, conducerea companiei și-a anunțat luni disponibilitatea de a elimina clauza cunoscută sub numele "take-or-pay" în cazul marilor consumatori autohtoni dispuși să-și reînnoiască contractele.

Majoritatea contractelor de furnizare de gaz ale Gazprom de pe piața internă au expirat în 2012, iar compania se află în mijlocul unui proces de renegociere a acestora. Ascensiunea producătorilor independenți de gaze, precum Novatek și Lukoil, care mușcat deja din cota de piață a Gazprom, pune o presiune suplimentară pe aceasta, singura soluție care i-a rămas fiind acordarea unor concesii principalilor săi clienți mari consumatori.

Fără clauze "take-or-pay"

"Amenzile prevăzute pentru nepreluarea întregului volum maxim de gaz contractat sunt total absente din noile contracte", susține purtătorul de cuvânt al companiei pentru piața internă, Maria Frolova, citat de BusinessNewEurope. Aceasta se referă la celebra clauză "take-or-pay", care nemulțumește și statele europene, prin care partea contractantă este obligată să plătească pentru un volum maxim de gaz, chiar dacă are loc livrarea fizică sau nu. Cu alte cuvinte, în ierni mai blânde, care nu implică un consum mare de gaze, statele europene achită același preț, indiferent de cantitatea de gaze preluată. O clauză similară a impus Gazprom și marilor consumatori de pe piața internă.

Totuși, în ceea ce privește negocierile cu UE, Gazprom a fost obligat să despăgubească clienții importanți europeni cu mai multe miliarde de euro începând cu 1 ianuarie 2012, cererea slabă cauzată de intrarea blocului european în cel de-al șaselea trimestru de recesiune, coborând prețul spot al gazelor mult sub cel prevăzut de contractele semnate cu Gazprom. Concurenții par a profita de deriva strategică a Gazprom. Importul de gaz natural lichefiat din Orientul Mijlociu a fost una din soluțiile adoptate. De asemenea, norvegienii de la Statoil au anunțat la începutul anului vânzarea unui volum record de gaze în Europa în 2012. Statoil a oferit formule contractuale mai flexibile partenerilor săi europeni legate de prețul de livrare la terminal, pe când Gazprom a insistat să păstreze actuala formulă, care leagă prețul gazelul de cel internațional al țițeiului, dar și controversata clauză "take-or-pay".

Discount-uri aplicate retroactiv de un miliard de dolari pentru 2013

Potrivit Wall Street Journal, discount-urile aplicate retroactiv acordate cumpărătorilor europeni pentru 2013 de Gazprom se vor ridica la cel mult un miliard de dolari, potrivit director executiv adjunct al companiei, Alexander Medvedev. Acesta a declarat că, în urma recentelor negocieri, discount-urile "nu ar depăși 800-900 milioane dolari". Potrivit acestuia, discuțiile ar putea fi finalizate în această lună. El a a adăugat totuși, că această cifră nu include nici un acord cu nemții de la RWE AG, care au preferat să-i ducă pe cei de la Gazprom în fața unei curți de arbitraj.

În urma negocierilor, preţul mediu la care Gazprom vinde gaze consumatorilor europeni ar urma să scadă în acest an cu circa 30 de dolari pentru 1.000 de metri cubi. Gigantul rus este nevoie să scadă preţurile atât din cauza scăderii cotaţiilor la ţiţei, cât şi a presiunii partenerilor europeni, care au obţinut o îmbunătăţire a condiţiilor contractuale.

Prețuri reduse pentru consumatorii europeni

Potrivit e-nergia.ro, preţul mediu al gazelor ruseşti livrate consumatorilor din afara Comunităţii Statelor Independente scade, în acest an, la 370-380 de dolari/1000 mc, de la 402 dolari, în 2012, a declarat Alexander Medvedev, directorul general adjunct al Gazprom, citat de presa rusă. Oficialul rus a ţinut să precizeze că preţul pentru 2013 este mai mare decât cel înregistrat în perioada anterioară crizei: Gazprom vindea gazele la un preţ mediu de 273 de dolari, în 2007. Încă de la finalul lui 2012, Gazprom a fost obligată să reducă preţurile din contractele cu marii parteneri europeni, cum ar fi Eni, E. On, Gas Terra, GdF Suez, Wingas. Reducerile au fost de circa 10%. Pentu acest an, Gazprom plănuise o creştere a livrărilor de gaze către Europa, de la 140 la peste 150 de miliarde de metri cubi.

Gazprom, victima reglementatorilor rusi?!

Paradoxal, o altă lovitură ar putea veni pentru Gazprom de unde se aștepta mai puțin, de la autoritățile de reglementare rusești, și nu de la CE, cu care se judecă deja, acestea intenționând să distrugă monopolul la export de care se bucură în prezent gigantul rus. Iar companiile independente, precum Novatek, își văd liniștite de treaba lor, majorându-și producția în 2012 cu 3%, în timp ce Gazprom și-a diminuat-o cu 2,5%. Gazprom a anunțat că, anul trecut cota de pe piața internă companiei a scăzut la 73% de la 80% în 2008, reflectând creșterea competiției interne.

"Am remarcat că toți ceilalți producători au crescut producția față de anul precedent", au comentat analiștii de la VTB, care au precizat că rămân precauți cu privire la perspectivele pe termen lung ale Gazprom.  "Salutăm luarea de către companie a unor măsuri menite a-și consolida cota de piață pe plan intern (73% în 2012, cu o țintă de 75% pentru 2020). Am remarcat, totuși, faptul că societatea este limitată de reglementări și deci nu este încă în măsură să concureze în ceea ce privește prețurile cu producătorii independenți de gaze, ceea ce complică poziționarea Gazprom" , susțin cei de la VTB.

Gazprom vrea sa inunde China cu gaze

Tocmai de aceea, gigantul rus Gazprom pare decis la orice pentru a trece peste ultimii ani mai dificili, marcați de negocieri dure cu Ucraina și statele din UE, și concretizați în reduceri ale profitului și implicit cotațiilor pe bursă. Numai anul trecut, exporturile de gaze ale Gazprom s-au diminuat cu 7,5% față de 2011, ajungând la un volum de 138,8 miliarde de metri cubi. După ce în martie a semnat un memorandul cu Compania Națională de Petrol a Chinei (CNPC), principalul acționar al PetroChina, în prezent negociază cu British Petroleum (BP) în vederea inundării cu gaz a pieței britanice.

Singurul element care rămăsese de stabilit între Gazprom și PetroChina era, așa cum a relatat Energy Report,  și cel mai important: prețul. Marele obstacol al punerii în practică a memorandumului era încăpățânarea Gazprom de a lega prețul gazelor de cel al țițeiului, pentru a contracara solicitările statelor europene de a primi noi discount-uri în cazul în care Chinei îi vor fi oferite condiții favorabile. Însă guvernul chinez nu pare dispus să ofere mai mult de 250 de dolari pe mia de metri cubi, prețul pe care-l plătește pentru gazul din Turkmenistan. Acesta este cu 40% mai redus decât media prețului plătit în 2012 de statele europene pentru gazul rusesc.

Pentru a-și asigura însă un client sigur menit a-i aduce venituri anuale de 12 miliarde de dolari, rușii par însă dispuși să negocieze cu chinezii. "Cred că până în iulie va fi stabilit prețul final (al gazului ce urmează a fi furnizat Chinei - n.r.) urmând ca până la finalul anului să fie semnate toate documentele referitoare la volumul și prețul gazului livrat", a declarat miercuri CEO-ul Gazprom, Viktor Zubkov, într-un interviu acordat postului de televiziune Rossiya 24.

Gazprom a pus ochii pe Perfidul Albion

Cu toate că în prezent se concentrează mai mult asupra extinderii pe piețele asiatice, Gazprom vrea să-și consolideze poziția și pe Bătrânul Continent, a declarat Zubkov. Noua piață țintă: Marea Britanie, care are un deficit de alimentare în valoare de 40 miliarde metri cubi de gaze naturale, deficit pe care Gazprom se oferă să-l acopere în totalitate. 

"Gazprom poate acoperi total această cerere de gaze", a explicat CEO-ul Gazprom. În prezent Rusia, furnizează 100% din gazele de pe piața britanică.

La finalul lui 2012, filiala moscovită a BP a anunțat că gigantul britanic caută soluții tehnologice pentru extinderea viitoarei conducte Nord Stream până în Marea Britanie. "Suntem implicați în mai multe discuții pe această temă însă deocamdată nu s-a decis nnimic concret, iar discuțiile sunt într-o fază preliminară", a declarat purtătorul de cuvânt al filialei BP din Moscova.

Primele două linii ale conductei Nord Stream, care urmează a lega Rusia de Germania și vor străbate Marea Baltică vor avea fiecare o capacitate de 27,5 miliarde de metri cubi pe an. Potrivit proiectului inițial, ar mai trebui construite încă două linii cu o capacitate de transport similară, însă deocamdată oportunitatea construirii acestora se află în analiză.

"Cea de-a treia linie ar urma să fie funcțională în 2017, iar cea de-a patra, dacă vom decid e să o mai construim, în 2018", susține Paul Corcoran, manager financiar al Nord Stream.

Compania irlandeză de petrol și gaze Petroceltic a anunțat că a abandonat sonda de explorare Kamchia-1, forată în apele teritoriale ale Bulgariei din Marea Neagră, după ce prospecțiunile derulate au dus la concluzia că zăcămintele de gaze naturale de acolo nu au potențial de exploatare comercială. Irlandezii au în prezent în plan să transfere echipamentul de foraj utilizat la Kamchia-1, deținut și operat de firma românească Grup Servicii Petroliere (GSP) a lui Gabriel Comănescu, pentru forarea a două sonde de explorare în perimetrele Cobălcescu Est și Muridava de pe platforma continentală românească a Mării Negre.

Sonda de explorare Kamchia-1 a fost forată la o adâncime totală de 2.887 de metri și a descoperit doar straturi de gaze neexploatabile comercial, astfel încât a fost astupată și abandonată.

Petroceltic analizează în prezent datele rezultate din lucrările de explorare derulate prin intermediul sondei, pentru a-și updata modelul geologic asupra zonei și a decide dacă mai merită să se folosească de ultimii doi ani de extindere a licenței de explorare deținute pentru perimetrul Galata, unde a fost forată sonda, se arată într-un comunicat al Petroceltic.

„Suntem dezamăgiți de rezultatele de la Kamchia-1 și intenționăm ca mai întâi să finalizăm analiza post-foraj, urmând ca ulterior să decidem în privința viitorului explorărilor pe concesiunea Galata. Ca informație pozitivă, echipamentul de foraj va fi transferat pentru a finaliza o sondă de exploatare la zăcământul descoperit la Kaliakra. Ulterior, platforma va fora primele două sonde de explorare offshore din România în vara aceasta, pentru a testa potențialul zăcămintelor din perimetrele Cobălcescu Est și Muridava”, a declarat directorul general al Petroceltic, Brian O’Cathain.

Eșecul s-a simțit pe burse

Acțiunile Petroceltic au scăzut cu 3,7% pe bursa din Dublin și cu 8,5% la Londra după anunțul eșecului explorărilor din perimetrul Kamchia-1 din apele teritoriale bulgărești.

Implicațiile anunțului asupra evaluării companiei sunt limitate, însă un rezultat pozitiv al explorărilor din Bulgaria ar fi ajutat la menținerea optimismului cu privire la producția Petroceltic din această țară, a declarat un analist de la firma Davy din Dublin.

„Rezultatul negativ anunțat ne reamintește că avem de a face cu o activitate marcată de incertitudini, chiar și atunci când există mari așteptări de succes”, a adăugat analistul citat.

Se mută în apele românești

Lucrările de foraj din sectorul românesc al Mării Negre vor fi efectuate de platforma de foraj GSP Prometeu, deținută și operată de firma românească Grup Servicii Petroliere (GSP) a omului de afaceri Gabriel Comănescu.

Aceasta va fora două sonde de explorare. Prima, Cobălcescu Sud-1 cu o adâncime planificată totală de 3.100 de metri, este creditată cu șanse de succes între 23 și 36%, urmând să exploreze straturi cu rezerve certe estimate de gaze naturale de peste 11 miliarde de metri cubi. Forajul va dura circa două luni.

A doua sondă de explorare, Muridava-1, care va presupune foraj la 3.300 de metri, tot în circa două luni, va explora straturi cu rezerve certe estimate de gaze de 4,7 miliarde de metri cubi.

Speranțe mari în România

Potrivit unei prezentări a Petroceltic, irlandezii au planificat pentru anul acesta cheltuieli totale de capital în România în sumă totală de 20 de milioane de dolari.

În 2012, Petroceltic a derulat lucrări de prospecțiune seismică 3D în cadrul blocurilor Muridava și Cobălcescu Est din Marea Neagră, obținând date de o „înaltă calitate”, a anunțat compania, cu ocazia prezentării rezultatelor pe anul trecut.

Petroceltic deține participații de câte 40% la fiecare dintre cele două blocuri. La Muridava, restul drepturilor de participare sunt deținute de cei de la Sterling (tot 40%) și Petromar (20%), iar la Cobălcescu Est – de Beach și Petromar (câte 30%).

Acordurile de concesionare a perimetrelor Muridava și Cobălcescu Est au fost semnate de către Agenția Națională a Resurselor Minerale (ANRM) în 2010, cu britanicii de la Melrose Resources. Inițial aceștia aveau o participație de 80% la acestea, iar cei de la Petromar – 20%. La acea dată, concesionarii anunțau investiții în explorare de 60 de milioane de dolari în 3 ani.

Anul trecut, irlandezii de la Petroceltic au preluat compania Melrose Resources, în cadrul unui deal constând exclusiv în schimb de acțiuni între acționarii celor două firme, evaluat la circa 210 milioane euro.

Proprietarii de flote de vase petroliere se confruntă cu mari probleme în ultima perioadă, chinunindu-se din greu să-și păstreze echipajele și navele, după ce au ajuns să consemneze cele mai mari pierderi financiare din ultimii patruzeci de ani, potrivit celei mai importante organizații profesionale internaționale din domeniu.

Mai rău pentru ei este că nu prea sunt speranțe ca aceste probleme să se rezolve prea curând. Ar putea trece încă patru ani până ce încasările industriei își vor reveni, spune Katharina Stanzel, director al International Association of Independent Tanker Owners (Intertanko). Membrii organizației operează peste jumătate din tancurile de țiței ale lumii, după capacitatea de transport.

Pierderile armatorilor din 2009 încoace se ridică la circa 27 de miliarde de dolari, tarifele și-ar putea reveni de-abia în 2017, estimează cei de la Intertanko. Tarifele zilnice ale celor mai mari companii de profil au scăzut cu nu mai puțin de 68% anul trecut, din cauza supracapacității, adică a excesului de ofertă de transport, potrivit datelor celui mai mare broker de transport petrolier din lume, Clarkson Plc.

„După mine, în clipa de față, cel mai mare risc este acela ca, din cauza lipsei de profitabilitate a business-ului, să rămână extrem de puține flote funcționale, ceea ce ar pune în pericol securitatea livrărilor din întreaga lume”, spune Stanzel. Dramatismul situației este comparabil cu cel din anii 1973-1974, când tarifele au cunoscut o prăbușire similară.

Tarifele au scăzut dramatic

Tarifele celor mai mari vase petroliere, capabile să transporte de la 2 milioane de barili de țiței în sus, au scăzut la 10.674 de dolari pe zi. În februarie, managerii companiei Frontline Ltd., aparținând armatorului miliardar John Fredriksen, estimau că, doar pentru a fi pe zero din punct de vedere financiar, vasele petroliere trebuie să încaseze minim 24.200 de dolari pe zi. 

General Maritime Corp, unul dintre cei mai importanți operatori de flote petroliere din New York, a cerut protecție față de creditori prin legislația falimentului în noiembrie 2011, fiind urmat un an mai târziu de cel mai mare armator american din industrie, Overseas Shipholding Group Inc. General Maritime și-a revenit din faliment în mai 2012.

Organizația Intertanko, creată în 1970, are standarde extrem de exigente, pe care companiile trebuie să le respecte pentru a rămâne membre, ținta fiind zero poluare și zero accidente de muncă. În actualele condiții de pe piață, există riscul ca operatori care nu sunt membri ai Intertanko și nu aplică standarde la fel de înalte, să câștige cotă de piață, întrucât își permit să reducă prețurile, având costuri mai mici cu protecția mediului și cu sistemele de securitate pentru echipamente și echipaje.

„Acest lucru ar spori riscul accidentelor, atât de muncă, cât și ecologice”, arată șeful Intertanko, Katharina Stanzel.

Nu se mai închiriază tancuri petroliere pe termen lung

Membrii Intertanko operează vase cu o capacitate totală însumată de circa 283,5 de tone deadweight (tdw), reprezentând 58% din totalul flotei mondiale de petroliere cu capacități mai mari de 10.000 de tone.

Marea problemă a proprietarilor este că cererea mondială de petrol va crește anul acesta cu doar 0,9%, potrivit estimărilor International Energy Agency, în timp ce capacitatea totală disponibilă de transport din sectorul vaselor petroliere va avansa cu mult mai rapid, respectiv cu 7,8%, estimează brokerul Clarkson. Supracapacitatea de transport și cererea slabă amenință să țină jos tarifele până în 2017.

Din cauza acestor condiții de piață, clienții operatorilor de flote de vase petroliere au început să solicite din ce în ce mai mult contracte pentru curse individuale, în detrimentul închirierilor de nave pe o anumită perioadă de timp, indiferent de numărul curselor efectuate în respectivul interval. Ponderea navelor care operează pe așa-numita piață spot (a curselor individuale) s-a extins la circa 59% din totalul celor active în industrie în 2012, de la 51% în 2010.

Iar problema este că, pentru curse individuale, tarifele sunt mult mai mici decât pentru închirieri pe perioade de timp determinate. Potrivit Clarkson, vasele închiriate pe perioade de cinci ani încasează circa 26.000 de dolari pe zi, în vreme ce cele contractate pentru curse individuale – cu circa 60% mai puțin.

Pe baza cotelor contractele forward prin care investitorii mizează pe tarifele viitoare de transport naval petrolier, piețele anticipează că, de exemplu, tarifele medii zilnice pentru a transport petrol extras în Orientul Mijlociu în Asia vor ajunge la 15.000 de dolari în 2015.

Creșterea producției americane scade atractivitatea importurilor de la arabi

Majorarea semnificativă a producției interne de petrol a Statelor Unite, în primul rând ca urmare a boom-ului exploatărilor de țiței din șisturi bituminoase, a făcut ca importurile de petrol din Orientul Mijlociu să își piardă din atractivitate, ca urmare a faptului că este mai ieftin pentru consumatorii americani să cumpere petrol din imediata apropiere.

Acest lucru a făcut să crească și mai mult presiunea asupra încasărilor și profitabilității proprietarilor de flote de nave petroliere, care se confruntau oricum cu un exces de capacitate de transport.

Excesul a apărut în anii de dinaintea de declanșarea recesiunii mondiale, când, ca urmare a scumpirii record a țițeiului pe piețele internaționale, armatorii s-au împrumutat masiv de la bănci și din alte surse, pentru a cumpăra și a construi noi tancuri petroliere, menite să facă față unei cereri de transport a cărei creștere părea să nu mai aibă sfârșit, situație oarecum similară cu cea a prețurilor la imobiliare din SUA, până la declanșarea crizei subprime.

Volumele transportate stagnează, crește numărul de curse lungi

Pe de altă parte, statisticile arată că volum de schimburi comerciale derulate prin intermediul transporturilor maritime de petrol crește în cel mai rapid ritm din ultimii 10 ani, cauza fiind că boom-ul producției din Statele Unite îi obligă pe exportatorii care în trecut aprovizionau piața americană să caute alți clienți, localizați la distanțe mai mari.

Este, de fapt, o iluzie statistică, de altfel nu lipsită de semnificație. Numărul de tone/mile la nivel global s-a majorat cu 10% anul trecut, la 7.800 de miliarde. Indicatorul tone/mile sintetizează atât volumele transportate, cât și distanțele parcurse, unitatea de măsură (tona/milă) reprezentând o tonă de țiței transportată pe o distanță de o milă.

Această majorare a survenit în condițiile în care cantitățile de petrol transportate au stagnat, ceea ce înseamnă că ce a crescut realmente au fost distanțele pe care este transportat țițeiul. Într-adevăr, foarte multe tancuri petroliere fac acum curse din Africa de Vest și America Latină către India și China, nu către Statele Unite, cum se întâmpla cel mai adesea până nu demult.

Probleme de securitate

Această modificare importantă a rutelor de transport al petrolului pune presiune pe punctele cheie de tranzit către Asia, cum ar fi strâmtoarea Malacca, esențială pentru rutele spre China, ceea ce ilustrează felul în care revoluția hidrocarburilor extrase din șisturi bituminoase din Statele Unite creează noi dileme legate de securitate.

„Majorarea producției americane de petrol și gaze modifică rutele fluxurilor comerciale și pune tot mai multă presiune pe punctele de tranzit. Din punct de vedere al siguranței aprovizionării mondiale cu energie, asta înseamnă creșterea vulnerabilității transportatorilor la acte de piraterie”, spune David Goldwin, fost șef al diplomației americane pe probleme legate de petrol.

Boom-ul petrolier american pune probleme în special unor țări producătoare precum Venezuela, Nigeria și Angola, toate membre ale cartelului OPEC, care se văd nevoite să-și caute clienți noi pentru a-și valorifica producția. De acest lucru profită, de exemplu, India, care și-a majorat comenzile de import de țiței din aceste țări, pentru a-și diversifica sursele de aprovizionare și a se mai elibera de dependența de exportatorii din zona Golfului.

„Această diversificare a aprovizionării Indiei cu petrol a sporit însă vulnerabilitatea și riscurile aprovizionării. Nu mai e mult până ce autoritățile de la New Delhi vor fi nevoite să trimită nave militare de patrulare în Atlanticul de Sud, pentru a supraveghea cursele tancurilor petroliere indiene de pe coasta Africii de Vest”, explică Brahma Chellaney, expert în apărare la Center for Policy Research din capitala indiană.

Imperiul american nu se retrage de pe mări, ci se repoziționează

Importurile de petrol ale Indiei din Venezuela s-au triplat din 2011 încoace. India va lua în curând locul SUA ca principală țintă de livrare pentru exporturile nigeriene de țiței.

China a încercat să-și reducă dependența de importurile de petrol transportat pe mare, investind în construirea de conducte care să facă legătură cu Kazahstan sau Rusia și, mai de curând, cu Myanmar. Însă deși importurile chinezești de petrol s-au majorat într-un ritm relativ modest anul trecut, respectiv cu doar 6%, indicatorul tone/mile al țării a avansat mult mai rapid, cu 13%, din cauza cantității record de petrol din Venezuela cumpărat de chinezi în 2012.

Importurile de petrol ale SUA au scăzut anul trecut la cel mai redus nivel din 1997 încoace, generând o dezbatere publică despre cât de mult se mai justifică, în aceste condiții, menținerea poziției centrale a Statelor Unite în ceea ce privește asigurarea securității celor mai sensibile rute de transport maritim.

Însă experții militari americani argumentează că, dimpotrivă, cursele tot mai lungi navelor petroliere și deplasarea spre est a comerțului internațional cu țiței justifică nu o reducere, ci o refocusare a măsurilor de securitate asigurate de americani.

Lumea se lărgește: petrol din Africa pentru rafinării din Asia

Majorarea indicatorului tone/mile reflectă ăn parte și structura producției de petrol din America de Nord. Țițeiul de tip white light, de calitate superioară, din zăcământul Bakken din Dakota de Nord, a înlocuit soiul similar pe care americanii îl importau din Nigeria.

Pe de altă parte, multe rafinării din SUA prelucrează în continuare în special sortimente mai grele, provenite din Orientul Mijlociu. În consecință, deși strict cantitativ, importurile americane de petrol au scăzut cu 5% în 2012, indicatorul tone/mile s-a menținut constant.

India și China au construit extrem de repede un număr important de rafinării noi, pentru a face față cererii interne în creștere de produse precum benzina și motorina. Aceste rafinării importă tot mai mult țiței din regiuni cum ar fi Africa de Vest și America Latină.

Nucleul producției mondiale de țiței se deplasează spre vest, spre America de Nord, însă cel al capacităților de rafinare merge în sens invers, spre est, adică spre Asia, ceea ce înseamnă că petrolul parcurge distanțe mult mai mari decât înainte pentru a ajunge la utilizatori, conchide Simon Newman, șeful companiei de consultanță în domeniul transportului petrolier maritim Icap Shipping.

O nouă goană după aur se află în plină desfășurare de câțiva ani în Statele Unite și Canada, dar de data asta este vorba de aurul negru al țițeiului și de cel incolor și volatil al gazelor naturale. Dezvoltarea, perfecționarea și mai ales ieftinirea celor mai noi tehnici de explorare și exploatare a hidrocarburilor, cum ar fi fracturarea hidraulică și forajul orizontal, au făcut rentabilă producția de petrol și gaze din zăcăminte care, până nu demult, ar fi fost considerate fie pe cale de epuizare, fie prea complicat și scump de valorificat, din cauza adâncimii și a condițiilor geologice sinuoase.

America de Nord cunoaște, astfel, o nouă isterie a petrolului și gazelor. Se extrag hidrocarburi din șisturi și nisipuri bituminoase. Se forează la mare adâncime, din deșerturi până în zonele ghețurilor eterne. Peste tot răsar noi sonde. Autostrăzile și șoselele se umplu de tiruri și cisterne.

Odată cu avântul industriei extractive, apar oportunitățile, dar și problemele. Unii se îmbogățesc direct din resursele scoase din pământ, altora le prosperă afacerile în localitățile de pe lângă câmpurile de extracție. Unii își găsesc joburi când nici nu mai sperau, alții deplâng problemele de mediu, suferințele agriculturii și dispariția traiului liniștit – câteva dintre efectele colaterale ale boom-ului petrolier. Subiectul este mană cerească pentru televiziuni.

În consecință, s-au înmulțit reality-show-urile despre extracția de petrol și gaze, cu amestecul lor de autenticitate și regie. Unele scot în evidență condițiile dure în care muncesc cei din industrie, altele ni-i prezintă pe proprietarii de terenuri care s-au îmbogățit sau ar vrea să se îmbogățească de pe urma hidrocarburilor de sub pământul din curtea din spatele casei. Nu lipsesc traderii și alți intermediari, nici patronii de baruri și săli de striptease, alături de fermieri Amish, maniaci care „prospectează” după petrol cu metode și instrumente băbești (inclusiv cu cocoși vii!) și roughnecks bătăuși.  

Nu în ultimul rând, poate surprinzător într-un sector economic despre care funcționează prejudecata că ar fi machist, misogin, rezervat exclusiv bărbaților, noul boom american al hidrocarburilor se dovedește a fi o mare șansă pentru femei. 

„Backyard Oil”

Printre cele mai noi seriale de pe Discovery Channel. Primul episod a fost difuzat pe 23 aprilie 2013. Prezintă viața de zi cu zi a unor rednecks obsedați de petrol din Kentucky, în zona central sud-estică a Statelor Unite.

Explorări complexe, prospecțiuni costisitoare? Nu întâlnești așa ceva în Backyard Oil. Oamenii de aici pariază că vor găsi petrol pe propriile lor pământuri. Unii au făcut-o deja, de mai multe ori, alții încă speră. „Testează” subteranul de la suprafață, cu niște bețe bizare de lemn sau metal, sau ies chiar cu cocoși pe câmp, pe care îi pun să „ia urma” țițeiului.

Iar unii chiar au reușit în acest pariu extrem de riscant, care în limbajul lor se numește wildcat drilling. Expresie care înseamnă să forezi sonde „la ghici”, fără să ai câtuși de puțin certitudinea că vei găsi ceva petrol și că îți vei recupera investiția.

Este cazul unuia dintre personajele principale, John Rascal. Fost miner, s-a mutat cu întreaga familie din West Virginia în Kentucky, și, cu ultimii bani rămași (câteva mii de dolari), a cumpărat o bucată de pământ, pe care a forat o sondă. Și a dat lovitura.

Alt personaj, Travis Coomer, nu-și iartă nici acum că i-a vândut lui Rascal acel teren, despre care credea că nu face doi bani. În rest, nu se plânge. Autodidactul absolut, Coomer face totul cu propriile mâini. A dat 40.000 de dolari pe un echipament vechi de foraj și l-a recondiționat pe tot singur, piesă cu piesă. Sonda din spatele curții lui extrage acum 100 de barili de țiței pe zi, care îi aduc cam 4 milioane de dolari pe an.

Oameni ca Rascal și Coomer sunt bogați după toate criteriile imaginabile, dar e ultimul lucru la care te-ai gândi dacă te-ai uita la ei fără să le cunoști povestea. Sunt obsedați de petrol și bani, dar e vorba de fapt mai mult de provocare, adrenalină și tradiție. Nu și-au construit vile scumpe, nu s-au mutat la oraș, se îmbracă ca niște sărăntoci. Și muncesc ca disperații. 

Și se țin toată ziua de glume. Una din expresiile lor preferate este drinking somebody’s milkshake, care înseamnă să „aspiri” (din greșeală sau, mai rău, intenționat) cu sonda ta petrol din zăcământul de sub terenul unui vecin. În multe momente, serialul pare o comedie făcută pentru a le permite orășenilor „emancipați” să râdă de țăranii „înapoiați”. Dar țăranii râd la urmă și râd cel mai bine, cu banii în buzunar. Vorba ceea: They’re laughing all the way to the bank.

„Bayou Billionaires”

Serialul a debutat în 2011 și este o producție a postului american Country Music Television (CMT). A trecut deja de episodul 200. Prezintă viața de zi cu zi a familiei Dowden, din statul american Louisiana.

O familie obișnuită, relativ prosperă, fără nimic spectaculos, deținătoare a unei mici companii de construcții. Până într-o zi, când o mică firmă din Texas, Exco, a venit la ei să le propună să instaleze o sondă de explorare pe pământul lor, în căutare de gaze de șist.

Explorarea s-a dovedit fructuoasă, iar în prezent sunt instalate patru sonde de exploatare gaze de șist pe proprietatea familiei. Producția extrasă le aduce redevențe de circa 40.000 de dolari pe lună. Zăcămintele de acolo au o durată de viață estimată de 16 până la 20 de ani, iar sumele încasate ca redevențe de proprietari ar putea crește exponențial în timp. Momentan, prețurile internaționale la gaze naturale sunt la minimul ultimilor 10 ani.

Cu banii câștigați, și-au cumpărat un nou camion, un jeep și jet-ski-uri pentru copii. Și-au făcut piscină. Și-au cumpărat cai. Au ajuns să aibă 60 de câini. În rest, nu și-au schimbat prea mult modul de viață (cu excepția câtorva călătorii în străinătate la care visau mai demult) și continuă să muncească la fel ca înainte la vechiul business din construcții.

Alți proprietari de terenuri din regiune au ajuns să regrete că au permis exploatarea gazelor de șist pe pământurile lor. Au fost cazuri de contaminare a apei, unele compresoare fac foarte mult zgomot, iar fumul de la sonde este apăsător.

Cei din familia Dowden susțin însă că la ei nu e nici o problemă. „Compania care forează la noi este foarte atentă cu tot ceea ce ține de comunitate. Au tehnologii sigure și curate”, spun ei.

„Licence To Drill”

Producție a Discovery Channel Canada, serialul urmărește activitatea a două echipe de foraj la exploatări de petrol gaze naturale din nordul Canadei. Filmările au avut loc în iarna anului 2008.

Serialul prezintă munca și interacțiunile de zi cu zi ale membrilor celor două echipe, în cele mai dure condiții climatice. Pe lângă cadre de tip reality-show, serialul conține și interviuri mai formale cu membrii echipelor și cu managementul companiilor pentru care aceștia lucrează.

Există și o voce narativă, asigurată de actorul canadian Adrian Burhop.

Fiecare dintre cele două sezoane de până acum ale serialului debutează cu o introducere a naratorului. Cea de la primul sezon sună în felul următor:

„În iarna nemiloasă a nordului Canadei, unde soarele nu strălucește decât câteva ore pe zi și pe un ger de crapă pietrele, două companii riscă totul pentru a fora la adâncimi de mii de metri în scoarța Pământului, în căutare de petrol și gaze naturale. În fiecare zi, oamenii și echipamentele cu care aceștia lucrează sunt solicitați până la limita rezistenței. Acest job nu e pentru oricine, însâ câtă vreme miliarde de dolari rămân încuiate în adâncuri, nimic nu îi va opri”.

„Boomtown Girls”

În primăvara anului trecut, compania Lucky Dog Filmworks a elaborat un proiect de reality-show despre boom-ul petrolier din statul american Dakota de Nord. Au filmat deja un trailer de circa patru minute, uploadat pe YouTube, și se află încă în discuții cu câteva stații naționale de televiziune pentru demararea producției și difuzării serialului.

Show-ul își propune să privească nebunia boom-ului petrolier din Dakota de Nord prin ochii a cinci surori din orășelul Williston. Un orășel care și-a văzut viața liniștită și monotonă dată cu totul peste cap de isteria petrolieră, care a adus numeroase oportunități, dar și probleme pe măsură, cum ar fi agravarea criminalității sau penuria de locuințe. Asta după ce extrem de mulți oameni noi au venit în oraș din diferite alte regiuni, odată cu avântul industriei extractive.

Kenderl, cea mai mare dintre surori lucrează la o exploatare petrolieră, unde și-a întâlnit de altfel și soțul. În timp, au ajuns chiar să dețină o parte din capitalul companiei unde muncesc amândoi.

Următoarea, LeAnna, mamă singură, conduce un imens camion aparținând unei firme de salubritate. Își ia copilul mic cu ea la muncă. A treia, Kelsey, lucrează ziua ca auxiliar la o o companie de extracție ce practică fracturarea hidraulică și noaptea ca barman, iar a patra, Terrie, este sudor. Heather, cea mai mică, este tot șofer de camion de salubritate. 

„Vorbesc doar în numele meu, dar am vrut să împărtășesc punctul de vedere al unei femei care muncește în Williston, într-o societate dominată de bărbați. Îmi place munca la bar, dar atunci când unii clienți se plâng de cât de grea e viața aici le amintesc că gara e peste drum. Ușa e acolo, trenul e acolo, pleacă dacă nu-ți place”, spune Kelsey.

„Black Gold”

Cel mai vechi și cel mai celebru serial cu petroliști, ajuns deja la sezonul 6. Este produs de postul american de televiziune truTV și mai este difuzat pe TNT, în versiune HD, precum și pe Channel Five din Marea Britanie, unde este prezentat sub titlul Oil Riggers.

Serialul prezintă peripețiile muncitorilor, tehnicienilor și șefilor a trei exploatări petroliere din Andrew County, Texas, la nord-est de orașul Odessa, precum și relațiile lor cu proprietarii terenurilor pe care se află sondele și echipamentele de foraj.

Munca, sarcinile și deadline-urile sunt extrem de dure, iar presiunea se transmite în valuri de sus în jos, de la acționari la manageri până la roughnecks, cei care fac muncile cele mai grele și mai periculoase. Nu sunt rare accidentele de muncă. Nervii scapă adesea de sub control, se ajunge la bătăi, în zilele libere se bea la greu. 

Asta pentru că stresul și miza sunt foarte mari. Avem de a face cu wildcat drilling, acea formă de foraj „la noroc”, fără prospecțiuni și explorări anterioare (costisitoare). Acționarii au riscat milioane de dolari și își presează angajații la limita capacității lor pentru a-și recupera investiția. În sezonul doi, o echipă de petroliști are sarcina de a fora patru sonde în doar cinzeci de zile, în caz contrar compania urmând să piardă drepturile de concesiune asupra terenului respectiv.

Proprietarii terenurilor pe care se forează își impun, la rândul lor, prin contract, propriile reguli și vin adesea în inspecție să vadă dacă acestea sunt sau nu respectate.

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}

Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor OMV Petrom a aprobat nivelul record de investiții de peste 1,5 miliarde de euro propus pentru 2013, cu 24% mai mare decât cel de anul trecut. Totodată, a fost aprobată și distribuirea de dividende către acționarii OMV Petrom S.A la o valoare brută de 0,028 lei per acțiune. Valoarea totală a dividendelor ce vor fi distribuite începând cu 18 iunie 2013 se ridică la 1.586 milioane lei. Așa cum anunța Energy Report încă de acum o lună, 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 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.

{jathumbnailoff}

Bulgaria continuă lupta sa cu companiile din sectorul energetic. Ultima victimă a guvernului bulgar este nici mai mult nici mai puin decât Lukoil, companie responsabilă pentru 9% din PIB-ul vecinilor sudici și pentru 25% din veniturile bugetare ale acestora. Ieri, Agenția Vamală din Bulgaria a retras licența Lukoil de stocare şi de transport a carburanților, din cauza unor nereguli legate de urmărirea, înregistrarea și transmiterea datelor referitoare la volumul de carburanți transportată prin rețeaua de conducte operate. Conflictul dintre autoritățile sofiote și Lukoil nu este unul nou, el având mai degrabă conotații politice, dată fiind implicarea companiei în campaniile electorale din Bulgaria.

Retragerea licenței se referă la conductele petroliere dintre rafinăria Neftochim din Burgans şi o unitate a companiei din Ilienți, de lângă Sofia. Lukoil are termen până pe 31 mai să aplice măsurile cerute în privința înregistrării volumului de carburanți, se arată într-un comunicat al agenției, citat de agenția de știri Focus.

Vămuiți, dar s-o știm și noi!

În urmă cu o săptămână Agenția Vamală din Bulgaria a notificat Lukoil că dispozitivele instalate, potrivit unei reglementări (nr. 3 din octombrie 2012) nu transmit datele corespunzătoare sistemul informatic al Vămii și că s-a observat o discrepanță între cifrele înregistrate în contabilitate și cantitatea de combustibil depozitată. Înainte de  trimite notificarea, autoritățile statului bulgar au semnalat faptul că la unele puncte de lucru nu sunt instalate dispozitive de monitorizare a traficului carburanților, și că, și în cazul în care există acestea nu sunt conectate între ele. În cadrul unui control efectuat între 9 și 12 aprilie, inspectorii bulgari au constat că senzorii din două antrepozite nu funcționau. În alte două antrepozite autoritățile susțin că au găsit senzori care funcționau dar nu transmiteau datele către sistemul informatic al Vămii. Un al doilea control efectuat între 18 și 19 aprilie a stabilit că situația nu fusese remediată. Lukoil Bulgaria a fost anunțată în privința deciziei de retragere a licenței şi are dreptul să o conteste. Compania are termen până la 1 iunie să respecte cerințe similare şi pentru terminalul petrolier Roseneț din Burgas. Și în 2011, autoritățile au retras temporar licența Lukoil.

Lukoil susține că e hărțuită

Lukoil a ripostat, acuzându-l, potrivit Focus, pe președintele Agenției Vamale bulgare, Vanyo Tanov, pentru tentativa repetată de a hărțui compania, prin adoptarea de măsuri arbitrare îndreptate exclusiv împotriva activității acesteia. În opinia rușilor, reglementarea 3 din octombrie 2012 a fost una cu dedicație, aplicându-se doar Lukoil. Compania nu a fost consultată, nu s-au realizat studii de impact și expertize tehnice asupra impactului acestei reglementări. Astfel noile dispozitive de monitorizare a volumului de produse petroliere transportate și depozite ar trebui impuse doar la Lukoil – Neftohim Burgas și la antrepozitele Lokoil de la Karnobat, Stara Zagora, Plovdiv, Vetren, Ihtiman și Iliansi. Introducerea acestora implică, potrivit reprezentanților companiei, costuri materiale și tehnologice "imense", iar termenul de implementare de numai șase luni, este imposibil de respectat în pofida eforturilor "maxime" depuse de angajații Lukoil. De altfel, susține gigantul rus, între 10 și 19 aprilie, au fost trimise numai puțin de cinci scrisori Agenției Vamale din Bulgaria, prin care aceasta era informată în legătură cu stadiul lucrărilor și a solicitat prezența inspectorilor Agenției pentru ca aceștia să constate în ce măsură noile dispozitive instalate corespund cerințelor noii reglementări. Agenția Vamală, susține Lukoil, a refuzat să-și îndeplinească prerogativele legale.

Acesta nu este primul conflict dintre companii petroliere și statul bulgar. În martie 2012, Consiliul Concurenței bulgar a anunțat că Lukoil Bulgaria, OMV, Rompetrol Bulgaria si Naftex Petrol au fost implicate în acorduri de fixare a preturilor carburanților. "Ilegalitatea a constat în încheierea unui acord interzis și coordonarea practicilor de stabilire a prețurilor, pentru a limita concurenta pe piețele en-gros de benzina și motorina", susțineau autoritățile, care au refuzat să de detalii cu privire la perioada în care a avut loc fixarea preturilor.

Lukoil - principalul sponsor al Partidului Socialist?

De asemenea, retragerea licenței din 2011 a fost rezolvată, potrivit presei bulgare, ca urmare a relației strânse dintre directorul general al Lukoil, Valentin Zletev, şi premierul de dreapta de atunci, Boiko Borisov. Paradoxal, se poate spune dacă luăm în calcul depeșa din 2005 a fostului ambasador SUA în Bulgaria,  James Pardew, dezvăluită de Wikileaks, care susținea că Lukoil este finanțator al Partidului Socialist. "Majoritatea companiilor bulgare avand legaturi de afaceri cu Rusia sunt de partea socialistilor, in special in sectorul energetic. Filiala bulgara a LukOil - care aduce 20% din totalul taxelor colectate in Bulgaria - este, se spune, un sponsor al Partidului Socialist. La fel, Risk Engineering, cea mai mare firma bulgara in sectorul energiei nucleare, are leg

Organizația Țărilor Exportatoare de Petrol (OPEC) va reduce în această lună exportul de țiței cu 220.000 de barili pe zi ca urmare a efectelor negative ale creșterii economice globale fragile asupra cererii, dar și a încheierii lucrărilor de întreținere sezoniere ale rafinăriilor, susține compania specializată în monitorizarea transportului maritim al petrolului, Oil Movements, citată de Bloomberg.

OPEC, responsabil pentru furnizarea a 40% din țițeiul comercializat la nivel global, urmează a-și reduce exporturile cu 0,9%, sau 220.000 de barili pe zi, până la un nivel de 23,54 de milioane de barili pe zi, în următoarele patru săptămâni, susține compania de cercetare cu sediul la Halifax, în Marea Britanie. Cifrele exclud însă exportul din Angola și Ecuador.

"În prezent piața este dominată de riscuri pe partea de cerere. Nu am mai fost în această situațe de mulți ani. OPEC nu s-a confruntat până acum decât cu penurie în ultimii cinci ani", susține fondatorul companiei, Roy Mason.

Livrările din Orientul Mijlociu vor scădea la rândul lor cu 1%, până la 17,23 milioane de barili pe zi, de la un nivel de 17,41 milioane de barili, înregistrat în în luna care s-a încheiat pe 4 aprilie. Datele includ și statele din zonă care nu sunt membre OPEC, Oman și Yemen.

Fondul Monetar Internațional a redus estimarea de creștere economică la nivel global pentru 2013, 3,3% față de estimarea precedentă de 3,5%.

Țițeiul total transportat de cargourile maritime în următoarea lună va coborî și el cu 0,2%, ajungând la 472,14 milioane de barili pe zi. Volumele calculate de Oil Movements se bazează pe înregistrărole contabile ale transportatorilor și exclud țițeiul depozitat pe vase, ci numai cel transportat spre livrare.

99 dolari barilul - prețul la care statele OPEC își echilibrează execuțiile bugetare

Și Arab Petroleum Investments Corp. (Apicorp) a ajuns la aceeași concluzie, în cazul în care Brent-ul continuă să se tranzacționeze la un nivel inferior celui de 100 de dolari pe baril, OPEC fiind nevoită să intervină. Prețul minim al petrolului care ar echilibra execuțiile bugetare ale celor 12 state membre ale OPEC este de 99 dolari pe baril, susține Ali Aissaoui, senior consultant al Apicorp, citat de Bloomberg.

“OPEC va fi nevoită să-și restrângă producția pentru a susține prețurile pentru că este riscant să producă în continuare la un nivel apropiat de pragul de rentabilitate", a explicat acesta.

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

"Dacă Brent-ul va continua să scadă va inversa trend-ul contractelor futures de la unul normal la unul de contango, încurajând acumularea de stocuri fizice de țiței", explică Aissaoui problemele cu care se confruntă industria în prezent. Un fenomen contango și o rapidă acumulare de stocuri va face mai dificlă stabilizarea de către OPEC a prețurilor la un nivel apropiat de cel necesar pentru atingerea pragului de rentabilitate. În ultima lună, au fost perioade în care Brent-ul cu livrare în mai s-a tranzacționat cu un discount de 11 dolari față de cel cu livrare în luna iunie, ceea ce specialiștii numesc o piață contango, o piață cu o evoluție inversată, în care contractele pe termen mai scurt sunt mai ieftine decât cele pe termen mai lung. Este pentru prima dată în ultimul an când se înregistrează un astfel de fenomen, care semnifică fie o anticipare a reducerii cererii, fie a majorării ofertei, fie o combinație a ambelor componente.

Veniturile din export subvențioanează pomenile interne

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

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

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

În timp ce autoritățile române caută soluții pentru a salva rafinării, în pofida fundamentelor economice care arată o profitabilitate redusă sau negativă a acestora, Europa se pregătește pentru închiderea a 10% din rafinăriile sale. Presiunea scăderii cererii la nivel european și creșterea acesteia pe continentul asiatic, presiunea exporturilor de motorină din SUA, a structurii defectuoase de producție (rafinăriile europene produc în continuare un exces de benzină, pe partea de cerere, motorina este componenta majoritară iar trend-ul se accentuează) se reflectă în marjele de rafinare, elementul esențial în luarea deciziei de a închide sau nu o rafinărie. Numai în România, elementul primordial constă în păstrarea de locuri de muncă, asta chiar și cu costul ineficienței și cu perspectiva realizării de arierate, a căror finalitate este una singură - insolvența, care transferă prețul ineficienței și implicit pierderile și către alte companii furnizoare.

10 din 104

Din cele 104 rafinării de pe continentul european, până în 2020, 10 vor fi închise permanent, rezultă dintr-un sondaj efectuat de Bloomberg în rândul a șase lideri executivi din sector. Nu mai puțin de două treimi din rafinăriile europene au suferit pierderi în 2011. Majorarea cu 50% a exporturilor de motorină ale SUA către Bătrânul Continent s-au adăugat recesiunii europene și au redus marjele de rafinare la 7 dolari pe baril de la 20 de dolari pe baril cît se înregistra în 2008. Structura de producție a acestora este altă cauză. Ele produc în continuare majoritar benzină, deși motorina este responsabilă pentru 75% din cererea de combustibili de pe continent. În plus, rafinăriile europene au acces la materii prime mult mai scumpe decît cele americane sau cele rusești, care mai beneficiază și de un regim fiscal mai favorabil la export. Cererea de combustibili din Europa s-a micșorat de la 15,4 milioane de barili pe zi în 2008 la 13,6 milioane în 2013.

România: 10 rafinării, din care șase ne-operaționale

Spre deosebire de ce cred planificatorii centrali din guvernul de la București, care se supără când aud de închiderea unei noi rafinării autohtone (ultimul caz Arpechim, care este făcută țap ispășitor și pentru Oltchim), România face parte din Europa, iar condițiile de pe piața autohtonă sunt chiar mai dificile decât în Europa Occidentală.

Potrivit Raportul Consiliului de Supraveghere asupra situațiilor financiare individuale ale OMV PETROM, sectorul de rafinare din România este format din 10 rafinării. Șase dintre acestea nu sunt operaționale: Astra, Dărmănești, Petrolsub, Steaua Română (Omnimpex Chemicals), Rafo (Balkan Petroleum) și Arpechim. Restul de patru rafinării: Petrobrazi (Petrom), Petromidia și Vega (Rompetrol, controlată de KazMunayGas), Petrotel (Lukoil) au o capacitate operațională totală de aproximativ 12 mil tone. În 2012, rafinăriile au procesat o cantitate totală de aproximativ 9,3 mil tone țiței, conform datelor publicate de Institutul Național de Statistică (INS).

Marje de rafinare extrem de mici

Situația este însă și mai dificilă în momentul în care analizăm marjele de rafinare ale principalelor rafinării din țara noastră. În pofida unor îmbunătățiri semnificative, Petrom raportează în continuare o marjă de rafinare negativă, de -2,51 dolari pe baril, în trimestrul al patrulea al lui 2012, în timp ce, în urma investițiilor realizare, Rompetrol a atins o marjă de 1,69 dolari pe baril (12,71 dolari pe tonă). Marje mult mai mici decât media de 7 dolari pe baril înregistrată în Europa. În cazul Petrom, "indicatorul marjei de rafinare s-a imbunătățit, ajungând la -2,51 dolari pe baril în principal datorită cotațiilor mai mari la benzina și GPL, contrabalansate parțial de o ușoară creștere a cotațiilor la țiței comparativ cu trimestrul al patrulea al anului 2011". Indicatorul marjei de rafinare calculat de Petrom se bazează pe cotațiile internaționale ale produselor [Augusta] și ale țițeiului Ural precum și pe un set de produse standardizat, tipic rafinăriei Petrobrazi; marjele de rafinare reale realizate de Petrom pot fi diferite față de acest indicator și fata de marjele pieței, ca urmare a mixului diferit de țiței și produse și a condițiilor diferite de operare. Marja netă de rafinare este calculată de Rompetrol Rafinare prin împărțirea profitului operațional (EBITDA) la cantitatea de materie primă.

Rate de utilizare între 80 și 93%

În 2012, Petrom a operat numai rafinăria Petrobrazi, integrată cu activitatea de extracție și având o capacitate operaționala de 4,2 milioane tone/an.

Procesul de închidere al rafinăriei Arpechim, inclusiv procesul de restructurare a angajaților, a continuat cu implementarea de masuri în vederea utilizării viitoare a activelor selectate (în principal infrastructura logistică) ca depozite în cadrul activității de R&M. 

Rata de utilizare a rafinăriei Petrobrazi a fost în 2012 de 93%, comparativ cu 83% în perioada similara a anului 2011. Nivelul ridicat al ratei de utilizare se explică prin ajustarea capacității nominale la 4,2 milioane tone pe an de la 4,5 milioane tone pe an, în urma modernizării unității de distilare atmosferica și în vid a țițeiului.

În cazul Rompetrol, gradul de utilizare al capacității de rafinare a fost în ultimul trimestru al anului trecut de 79,83%, mai mare cu 6,53% decât în trimestrul IV 2011, fiind influențat pozitiv de creșterea supusului de materie primă. Cantitatea totală de materie primă procesată de Rafinăria Petromidia în 2012 a fost de 4,05 milioane tone, cu 4% mai mare decât în 2011. În ultimul trimestru al anului, cantitatea procesată de Rompetrol Rafinare a fost de 1,03 milioane tone, cu 35% mai mică comparativ cu aceeași perioadă a anului trecut, pe fondul condițiilor de piață nefavorabile.

Pentru anul viitor, Petrom estimează că 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 regiune. Petrom vrea să continue și în acest an a operațiunii de "optimizare a 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".

{jathumbnail off}

Israelul a concesionat unei companii americane un perimetru din regiunea deluroasă Golan, ocupată în 1967, mișcare menită a trezi controverse diplomatice înaintea vizitei de luna viitoare a președintelui american Barak Obama în Orientul Mijlociu.

Ministrul energiei din Israel, a confirmat joia trecută, potrivit Financial Times, acordarea unei licențe de exploatare a petrolului și gazelor naturale unei firme subsidiare a Genie Energy, companie listată din New York printre ai cărei acționari se numără Jacob Rothschild și Rupert Murdoch. Fostul vicepreședinte american, Dick Cheney, este unul dintre consultanții Genie Energy.

Israel a cucerit teritoriul cunoscut sub numele de culmile Golan de la Siria, în urma Războiului de Șase Zile desfășurat în 1967, însă ocuparea acestuia de către statul israelian nu este recunoscută de dreptul internațional.

Chiar dacă această zonă a fost destul de pașnică de la ocupare până în prezent, oficialii israelieni invocă intensificarea războiul civil din Siria pentru a-și întări controlul asupra zonei. În opinia lor, Damasc-ul caută cu orice preț să atragă Israelul în conflict.

Mai mulți analiști au făcut o legătură directă între acordarea concesiunii și situația din Siria. Yaron Ezrahi, analist politic israelian, susține că "acțiunea guvernului este mai ales politică, o încercare de a accentua implicația Israelului în teritoriul ocupat. Momentul ales este legat de faptul că executivul sirian se confruntă cu violențe și haos și nu poate reacționa pe această temă"

Se pare că Genie Energy a concurat pentru a obține licența de explorare a perimetrului de 400 de kilometri pătrați cu o altă firmă, identificată de Globes, principala publicație financiară israeliană, drept Ultra Equity Investments.

Genie Energy deține deja licențe de exploatare și producție în Israel, în regiunea centrală Shfela, dar și un perimetru offshore, în Colorado, în parteneriat cu francezii de la Total.

Potrivit unei surse care a dorit să-și păstreze anonimatul, Genie și-a depus oferta în august 2012, iar cea de-a doua firmă uțin mai târziu. Genie a câștigat, susțin sursele FT, ca urmare a îndeplinirii criteriilor geologice și profesionale. Detaliile ofertelor nu au fost făcute publice de către guvernul israelian.