Tabloul marilor probleme cu care se confruntă principala companie petrolieră din țară

Descoperirea rezervelor de gaze naturale de către OMV Petrom și ExxonMobil din perimetrul Neptun Deep din Marea Neagră s-ar putea să nu fie viabilă comercial, se arată în prospectul pentru oferta public secundară prin care Fondul Proprietatea va ceda până la 6,4% din titlurile OMV Petrom.

“Dezvoltarea noastră pe termen lung depinde de capacitatea noastră de a descoperi și exploata comercial noi rezerve, inclusiv o oportunitate promițătoare în Neptun Deep. Activitatea de explorare a Neptun Deep, desfășurată împreună cu ExxonMobil, a finalizat o a doua campanie de foraj de explorare în ianuarie 2016. O analiză mai detaliată este în desfășurare pentru a determina dacă o dezvoltare comercială a proiectului este viabilă. Daca dezvoltarea comercială se dovedește a fi viabilă, decizia finală de investiție se va lua în aproximativ doi ani, iar prima producție s-ar putea obține la începutul deceniului viitor. Dezvoltarea comercială a rezervelor de gaze naturale în Neptun Deep, ca urmare a determinării a viabilității ar necesita investiții semnificative, care ne-ar afecta fluxurile de numerar și ar putea determina redirecționarea resurselor destinate altor proiecte. Viabilitatea comercială depinde de o serie de factori, cum ar fi nivelul rezervelor, continua liberalizare a pieței gazelor naturale în România, prețurile gazelor naturale la nivel internațional, capacitățile sistemului național de transport al gazelor („SNT”) și interconectarea acestuia cu alte sisteme de transport al gazelor care să poată transporta potențialele gaze naturale pe care le producem din offshore în onshore și pe piață, precum și un mediu fiscal și de reglementare stabil și previzibil. Estimările noastre privind cererea viitoare de gaze naturale, de exemplu, se pot dovedi a fi incorecte, ceea ce ar putea afecta viabilitatea comercială a Neptun Deep. Un eventual eșec al Neptun Deep de a atinge viabilitatea comercială poate avea un efect negativ semnificativ asupra activității noastre, rezultatelor operaționale și situației financiare”, se arată prospect.

Documentul este foarte interesant pentru că exprimă toate problemele cu care OMV Petrom, cea mai mare companie petrolieră autohtonă, aflată sub controlul austriecilor de la OMV, pe piața internă și internațională.

Riscuri

O scădere a prețurilor și/sau a cererii de țiței, gaze naturale, produse petroliere și energie electrică ar avea un efect negativ asupra rezultatelor operațiunilor OMV Petrom. Schimbări ale așteptărilor cu privire la prețurile materiilor prime ar putea duce la ajustări de depreciere ale activelor noastre. Nivelul cererii și al prețului pentru țiței, gaze naturale, produse petroliere și energie electrică depinde de numeroși factori care sunt în afara controlului companie, printre care:

 evoluția mediului economic și politic la nivel mondial și regional, în special în zonele în care deținem

 resurse și capacități de producție, cum ar fi Orientul Mijlociu, incluzând sancțiuni împotriva anumitor țări care exportă țiței; oferta (inclusiv nivelurile de stocuri) și cererea la nivel internațional;

 nivelul cererii din partea consumatorilor casnici și industriali;

 condițiile climatice și alți factori de mediu;

 prețul, disponibilitatea și atractivitatea produselor alternative;

 acțiuni întreprinse de guverne;

 tarife reglementate de guvern pentru furnizarea și transportul de gaze naturale și energie electrică,

 tarife pentru înmagazinarea gazelor naturale precum și tarife pentru transportul de țiței; impactul anumitor evenimente economice și politice;

 fluctuații ale cursurilor de schimb valutar; și

 influența organizațiilor internaționale, cum ar fi Organizația Țărilor Exportatoare de Petrol („OPEC”),

 și a națiunilor producătoare de țiței asupra nivelului producției și prețurilor.

OMV Petrom încheiat acorduri de acoperire împotriva riscurilor de preț al țițeiului (hedging) care ne-au limitat parțial expunerea la variațiile prețului la țiței începând cu cel de-al treilea trimestru al anului 2015 și până în al doilea trimestru al anului 2016. Confrom documentului, OMV Petrom a monetizat cu profit toate instrumentele de acoperire împotriva riscului de preț al țițeiului pentru perioada cuprinsă între trimestrul al patrulea 2015 până în trimestrul al doilea 2016 inclusiv, înainte de scadenta lor. În prezent nu există încheiate acorduri de acoperire împotriva riscului de preț al țițeiului (hedging) care să limiteze expunerea la riscul de scădere a prețului țițeiului. O scădere substanțială a prețului țițeiului sau a gazelor naturale ar avea un efect negativ semnificativ asupra rezultatelor operaționale și estimărilor rezervelor companiei. Mai mult, prețurile mai mici la țiței și gaze naturale pot de asemenea să diminueze cantitatea de țiței și gaze naturale pe care compania o poate produce în mod economic a proiectelor aflate în plan sau în derulare.

Prețurile la electricitate, caracterizate de o volatilitate ridicată în ultimii ani, sunt și ele sub influența unor factori în afara controlului nostru, printre care nivelul cererii de la consumatorii casnici și industriali, condițiile climatice, dinamica ofertei în industrie, politicile guvernamentale din România și din Uniunea Europeană, inclusiv diferite reglementări privind tarifele de furnizare a energiei electrice, politicile privind sursele regenerabile și schemele de compensare. Scăderea prețurilor pentru energia electrică ar putea avea efecte negative semnificative asupra viabilității și profitabilității activelor generatoare de electricitate pe care le compania le deține.

Mai mult, modificări semnificative abrupte și/sau de durată ale prețurilor pentru țiței, gaze naturale și produse petroliere, precum și pentru electricitate, ar putea afecta validitatea ipotezelor pe care se bazează deciziile strategice și, ca urmare, măsurile de implementare a deciziilor respective ar putea deveni inadecvate. Scăderea prețurilor ar putea împiedica societatea să mențină profiturile și fluxurile de trezorerie la un nivel suficient pentru a putea să-și îndeplinescă obiectivele și să își finanțeze investițiile planificate, precum și să distribuie dividende, având astfel un efect negativ semnificativ asupra activității sale, rezultatelor operaționale și situației financiare. Mai mult decât atât, astfel de schimbări ale preţurilor pot conduce, de asemenea, la scăderea fluxului de numerar estimat și prin urmare la deprecierea valorii activelor, care vor afecta negativ rezultatul consolidat în perioada relevantă. Compania evaluează fiecare activ sau unitate generatoare de numerar pentru fiecare perioadă de raportare pentru a stabili dacă există indicii de depreciere. Dacă există astfel de indicii, are loc o estimare formală a valorii recuperabile, care reprezintă maximul dintre valoarea de vânzare, mai puţin costurile aferente vânzării și valoarea de utilizare. Evaluările impun utilizarea unor estimări şi ipoteze diferite în funcţie de aria de activitate, inclusiv ipoteze avute în vedere cu privire la preţul țițeiului, gazelor naturale, produselor petroliere şi al energiei electrice. Ipotezele de planificare pe termen lung sunt critice pentru evaluarea activelor. Declinul prețului țițeiului și volatilitatea pieței în 2015 au condus la revizuirea estimărilor companiei asupra prețului țițeiului atât pe termen scurt, cât și pe termen lung. În 2015, aceste estimări revizuite au condus la ajustări de depreciere ale activelor aferente producţiei în valoare totală de 2.705 milioane de lei. Dacă piața se schimbă din nou, este posibil ca estimările OMV Petrom privind preţurile mărfurilor să necesite reduceri suplimentare, care ar putea avea un impact negativ semnificativ asupra poziţiei noastre financiare şi ar putea genera ajustări de depreciere suplimentare ale activelor.

Decoperiri noi

Rata medie de înlocuire a rezervelor a fost de 35% pe parcursul celor trei ani încheiaţi la 31 decembrie 2015. Cheltuielile de capital în segmentul Upstream s-au ridicat la 4.401 milioane de lei în 2013, 5.349 milioane de lei în 2014, 3.486 milioane de lei în 2015 și 1.064 milioane de lei în primele șase luni încheiate la 30 iunie 2016. Ca rezultat al scăderii investițiilor din segmentul Upstream, compania estimează că producția de hidrocarburi din 2016 va scădea cu până la 4% comparativ cu producția medie a Grupului pentru întregul an 2015. O producție scăzută ar putea afecta modelul integrat de activitate, având în vedere faptul că operațiunile din segmentele Downstream Oil și Downstream Gas depind într-o mare de producția de țiței, condensat și gaze naturale produse de segmentul Upstream.

Creșterea concurenței globale în ceea ce privește accesul la oportunități îngreunează, de asemenea, achiziția de licențe de explorare prin care Guvernul României acordă dreptul companiei de a explora, dezvolta și extrage hidrocarburile din zăcăminte dintr-o zonă definită. Capacitatea OMV Petrom de a înlocui rezervele, și, mai departe, producția viitoare de țiței și gaze depinde, în special, de succesul unor proiecte ample, cum ar fi explorarea și extragerea de țiței și gaze naturale din sectoarele de mare adâncime ale perimetrului Neptun în Marea Neagră („Neptun Deep”) prin parteneriatul cu ExxonMobil Exploration and Production România Limited („ExxonMobil”), o societate asociată a ExxonMobil Corporation. În ceea ce privește aceste proiecte, OMV Petrom susține că se confruntă cu numeroase provocări. Acestea includ incertitudini geologice și condiții de frontieră, precum și provocări datorate cerințelor și condițiilor tehnice, fiscale, de reglementare și alte cerințe și condiții. Asemenea obstacole pot afecta aceste proiecte, care, la rândul lor, a afectează capacitatea de a înlocui rezervele și/sau pot conduce la investiții mai mari decât cele anticipate. Compania are, de asemenea, în curs de desfășurare un număr semnificativ de proiecte de redezvoltare („FRD”) a 38 zăcăminte mature, care au ca scop îmbunătățirea ratelor de recuperare a țițeiului și gazelor și stabilizarea nivelurilor de producție din aceste zăcăminte. Deși se utilizează tehnologii avansate pentru îmbunătățirea recuperării țițeiului și se investește capital și resurse substanțiale în aceste proiecte, nu poate exista nicio garanție că toate sau vreunul dintre aceste proiecte vor/va fi de succes. Dacă nu se reușește îmbunătățirea ratelor de recuperare a țițeiului și a gazelor și stabilizarea nivelurilor de producție din zăcămintele mature onshore, nivelurile de producție vor scădea într-un ritm mai rapid decât s-a anticipat, iar baza totală de rezerve poate fi afectată în mod negativ. Dacă nu se refac rezervele din cauza oricăruia dintre motivele de mai sus, producția de țiței și gaze a OMV Petrom va scădea în cele din urmă, având în vedere că zăcămintele existente se epuizează în mod continuu.

Fluctuația prețurilor

De-a lungul timpului, au fost înregistrate fluctuații substanțiale ale prețurilor internaționale la țiței și gaze naturale. La această variaţie a prețurilor a contribuit o combinație de factori, printre care nivelul ofertei, al cererii, precum și factori geopolitici. Creșterea rapidă a producţiei de petrol de șist din SUA, în contextul menţinerii de către ţările OPEC a nivelurilor lor de producţie, a generat supraproducţie pe pieţele globale, 35 provocând o scădere a preţurilor. Cererea globală scăzută și încetinirea ritmului de creștere din China, împreună cu aprecierea rapidă a dolarului american, au adăugat presiuni suplimentare asupra tendinței de scădere a preţului ţiţeiului. Noile tehnologii de extracție au avut și ele un impact major asupra ofertei de gaze naturale, mai ales în Statele Unite. Există riscul ca ridicarea restricției de export al gazelor naturale în Statele Unite combinată cu creșterea numărului de facilități de producție și depozite pentru export pentru gazele naturale lichefiate („GNL”) și/sau răspândirea tehnologiilor de „fracturare hidraulică“ în Europa și în lume să modifice echilibrul dintre oferta și cererea de gaze naturale din Europa și ar putea conduce la scăderi mai mari ale prețului pentru gaze naturale în regiune. Prețul țițeiului a scăzut considerabil de-a lungul anilor 2014 și 2015, cu o scădere a indicelui Brent de la valoarea maximă de aproximativ 115 USD/bbl în iunie 2014 la aproximativ 37 USD/bbl la sfârșitul anului 2015 și o scădere de 47% a prețului mediu anual al țițeiului conform cotației Brent în 2015, în comparație cu 2014. În prima jumătate a anului 2016, prețul țițeiului conform indicelui Brent s-a redresat într-o oarecare măsură, ajungând la aproximativ 50 USD/bbl în 30 iunie 2016. Totuși, cotația medie a indicelui Brent pentru prima jumătate a anului 2016 a fost inferioară celei din prima jumătate a anului 2015. Chiar dacă acordul recent al OPEC privind limitarea producției a determinat creșterea prețului la țiței, prețurile continuă să rămână la un nivel semnificativ inferior apogeului din anul 2014.

Reducerea controlului asupra costurilor

Investițiile realizate în cadrul unor proiecte în parteneriat cu parteneri externi pot reduce controlul OMV Petrom asupra costurilor. Anumite proiecte în care compania deține participații implică aranjamente cu parteneri externi. Spre exemplu, se acționează ca operator în activități de explorare onshore de mare adâncime în parteneriat cu multiplele filiale ale Grupului Repsol („Repsol”). În plus, OMV Petrom este implicată în activități de explorare offshore cu ExxonMobil și în cu Hunt Oil Company of Romania SRL („Hunt Oil”) activități de explorare onshore, ambii parteneri acționând ca operatori ai respectivelor active. Ca rezultat al acestor aranjamente, capacitatea OMV Petrom de a influența sau controla operarea sau dezvoltarea viitoare a acestor active este limitată, inclusiv în ceea ce privește respectarea normelor de mediu, siguranță și a altor reglementări, precum și nivelul investițiilor la care va trebui să contribuie conform programelor de lucrări aprobate pentru aceste active. Mai mult, compania depinde și de îndeplinirea de către ceilalți parteneri din cadrul acestor proiecte a obligațiilor de finanțare a propriilor cote contractuale privind investițiile pentru aceste proiecte.

Chestiunea insolvențelor și a monopolurilor

OMV Petrom susține că se bazează pe servicii furnizate de contractori, inclusiv de un competitor și de monopoluri controlate de stat, neavând garanții că aceste servicii vor fi întotdeauna disponibile pe baza unor termeni comerciali rezonabili sau că nu vor fi împiedicate (din orice motive, inclusiv ca urmare a insolvenţei). Pentru desfășurarea anumitor activități, compania se bazeaz1 pe contractanți externi, parteneri și alți furnizori. De exemplu, activitățile de explorare se bazează pe contractanți externi pentru realizarea achiziţiilor de date seismice necesare pentru a fi în conformitate cu cerinţele licenţelor OMV Petrom (care în România sunt denumite acorduri petroliere, în temeiul cărora ne sunt acordate concesiunile petroliere de către Guvernul României). În prezent, în România, Prospecțiuni S.A. este singurul furnizor de servicii de achiziții de date seismice disponibil pentru OMV Petrom și compania depinde de disponibilitatea acestuia de a realiza studii seismologice pentru activitățile noastre de explorare onshore.

În plus, OMV Petrom depinde de terțe părți pentru transportul, manipularea și înmagazinarea țițeiului și gazelor naturale de la perimetrele de producție până la rafinăria proprie, precum și până la benzinării și clienți. Conpet S.A. („Conpet”), societate deținută majoritar de stat care deține monopolul pe piață, este furnizorul de care depinde pentru transportul țițeiului de la zonele de producție și de la depozitul de produse petroliere de la Constanța din Marea Neagră până la rafinărie. De asemenea, pentru manevrarea importurilor de țiței OMV Petrom se bazează pe Oil Terminal S.A (“Oil Terminal”), o altă companie deţinută majoritar de stat ce deține monopolul pentru aceste servicii. Oil Terminal este singura societate românească specializată în activități de încărcare și descărcare de containere și depozitare a țițeiului și produselor petroliere în zona Mării Negre. Prețurile de transport și manipulare sunt reglementate de Agenția Națională a Resurselor Minerale (“ANRM”). Cu toate acestea, nu există garanții că Oil Terminal sau Conpet vor furniza în continuare servicii de transport al țițeiului sau că aceste servicii vor fi oferite în condiții rezonabile din punct de vedere comercial. Prețurile de transport al gazelor naturale şi al energiei electrice sunt reglementate de Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (“ANRE”).

OMV Petrom transportă gaze naturale prin intermediul sistemului național de transport (SNT) din România, care este responsabil de preluarea, transportul, dispecerizarea și livrarea tuturor cantităților de gaze naturale în România. SNT pentru gaze naturale este operat de Transgaz S.A. („Transgaz”), societate deținută majoritar de stat ce deține monopolul pe piață. În plus, compania depinde de Transelectrica S.A. (“Transelectrica”), care este operatorul SNT pentru energie electrică, pentru a transporta energia electrică generată de centrala de energie electrică Brazi către consumatorii finali. Transelectrica este de asemenea o societate deținută majoritar de stat având o poziție de monopol în piață. Nu există garanții că termenii de acces la SNT pentru gaze naturale sau energie electrică vor fi rezonabili din punct de vedere comercial. Orice măsură a Transgaz sau a Transelectrica de restricționare a accesului OMV Petrom la respectivul SNT ar duce la o scădere a producției și vânzărilor companiei și, în consecință, ar avea efect negativ semnificativ asupra activităților, rezultatelor operaționale și situației financiare.

De asemenea, compania depunde de Romgaz S.A. („Romgaz”), unul dintre concurenții săi pe piețele de gaze naturale și electricitate, pentru serviciile de înmagazinare a gazelor naturale. Romgaz este operatorul a peste 90% din capacitățile de înmagazinare ale României. Nu există garanții că Romgaz va continua să ofere acces la facilitățile de stocare sau că termenii pe baza cărora va fi permis accesul vor fi rezonabili din punct de vedere comercial.

În segmentul de activitate Upstream, OMV Petrom a încheiat contracte de creștere a producției („PEC”) cu companii internaționale care dețin expertiză în valorificarea activelor mature de țiței și gaze naturale. Compania este parte contractantă la un PEC pe o perioadă de 17 ani cu PetroSantander Romania S.R.L. („PetroSantander”) pentru șase zăcăminte onshore din Arad, România („PEC Turnu”) și un PEC pe o perioadă de 15 ani cu Expert Petroleum S.R.L. („Expert Petroleum”) pentru 13 zăcăminte din Timiș, România („PEC Timiș”). În plus, societatea este parte contractantă a unui PEC pe o perioadă de 15 ani pentru șapte zăcăminte în Țicleni, România („PEC Țicleni”) cu Petrofac Solutions & Facilities Support S.R.L.. Deși s-a convenitt inițial să se înceteze PEC Țicleni în primul trimestru al anului 2016, Expert Petroleum SPV SARL, societatea mamă a Expert Petroleum, a achiziționat 100% din capitalul social al Petrofac Solutions & Facilities Support S.R.L. în august 2016 și va continua activitățile de extracție și serviciile conexe în legătură cu PEC Țicleni. În cadrul contractelor de tip PEC, OMV Petrom este beneficiarul serviciilor, unicul deținător al licenţelor și proprietarul producției, iar cealaltă parte a PEC este furnizorul de servicii care caută să reabiliteze, să reactiveze și să îmbunătățească rezervele de hidrocarburi din zăcămintele anterior menționate. Obiectul acestui tip de contract este dezvoltarea viitoare a zăcămintelor pentru a maximiza producția în condițiile îmbunătățirii eficienței. Cu toate acestea, nu există garanții că partenerii din aceste contracte vor îndeplini obiectivele și orice eventual eșec în acest sens ar avea un efect negativ asupra activităților, rezultatelor operaționale și situației financiare.

Prelungirea licențelor

OMV Petrom trebuie să obțină prelungirea licențelor deținute pentru diverse etape de operare în perimetre onshore și offshore pentru a susține planurile de investiții pe termen scurt, mediu și lung pentru aceste perimetre. Licențele acoperă perioade de până la 30 de ani, cu posibilitatea prelungirii acestora pentru o perioadă adițională de până la 15 ani. Prelungirea diferitelor etape ale licenţelor este condiționată de îndeplinirea anumitor cerințe (printre care finalizarea programelor de lucrări sau renunțarea la concesiune pentru anumite zone, după caz) și trebuie justificată corespunzător din perspectivă tehnică, economică și legală. În septembrie 2014, a fost aprobată prin hotărâre de guvern prelungirea licenței de explorare pentru opt perimetre onshore și pentru un perimetru offshore. Totuși, nu există garanții că alte licențe vor fi prelungite după expirarea duratei lor inițiale (de până la 30 de ani). Mai mult, fără aprobarea prelungirii licențelor pentru diverse etape de operare, atât pentru perimetrele onshore, cât și pentru cele offshore, compania nu va putea susține planurile de investiții pe termen scurt, mediu și lung aferente acestor blocuri. În plus, poate eșua în a licita pentru ea însăși perioade de concesiune odată ce perioada inițială de concesiune și orice prelungire au expirat.

Acces îngreunat la perimetre

De asemenea, compania se confruntă cu provocări majore în activitățile de explorare și dezvoltare datorită necesității de a obține drepturi de acces la suprafeţele de teren aferente perimetrelor pentru care deșine drepturi de explorare și dezvoltare subterană. Deși deține licențele de explorare și exploatare a țițeiului și gazelor naturale, aceste licențe nu garantează automat și drepturile de acces la suprafața de teren pe care urmează să opereze. Prin urmare, trebuie negociat cu proprietarii individuali pentru a putea utiliza drepturile deținute pentru zona subterană. Din acest punct de vedere, proprietarul terenului este obligat să încheie un contract. Dacă nu se ajunge la un acord cu proprietarul, instanțele judecătorești sunt împuternicite să emită o hotărâre prin care să fixeze valoarea chiriei. Dificultățile majore cu care compania se confruntăm în acest proces sunt lipsa unui registru cadastral central bine dezvoltat în România, emigrarea proprietarilor, probleme nerezolvate privind succesiunea și incapacitatea unora dintre rezidenți de a pune la dispoziție dovada titlului de proprietate. De cele mai multe ori, acest proces este încheiat cu succes, dar compania se poate confrunta cu întârzieri în activitățile de explorare, dezvoltare și exploatare, precum și cu suportarea unor costuri mai mari decât cele estimate.

Infrastructură lipsă pentru export

Infrastructura de transport al gazelor din România nu este integrată suficient cu cea a statelor vecine, ceea ce ne limitează capacitatea de a exporta gaze naturale. Din cauza limitărilor de ordin tehnic, niciunul dintre cele șase puncte de interconectare existente și potențiale din infrastructura de transport a gazelor naturale în România nu permite exporturi semnificative. Dacă planificarea făcută publică de Transgaz în 2015 în Planul de dezvoltare pe 10 ani a sistemului național de transport al gazelor naturale va fi implementată în întregime, capacitățile de export vor fi disponibile între 2018 și 2019. Se așteaptă ca Transgaz să actualizeze acest plan în 2016. Cu toate acestea, dacă noile investiții ale Transgaz determină creşterea bazei de active reglementate utilizată de ANRE pentru a determina tarifele pe care Transgaz le poate percepe de la clienți, aceasta ar putea afecta competitivitatea capacităţilor de producţie la punctele de ieşire prin creşterea tarifelor de transport aplicabile la punctele respective. Acest context, împreună cu fluxurile de gaze în schimbare la nivel regional, consumul de gaze în scădere și modernizarea necesară a sistemului de transport al gazelor naturale constituie condiții nefavorabile în România pentru dezvoltarea semnificativă a capacității de export. Capacitatea limitată de a exporta gaze naturale combinată cu posibilitatea de a avea o ofertă mai mare decât cererea internă ar putea avea un efect negativ asupra managementului alocării gazelor naturale, optimizării portofoliului, prețurilor locale la gaze și asupra activității, rezultatelor operaționale și situației financiare.

La mâna clienților

Segmentul de activitate Downstream Gas depinde de relațiile contractuale cu clienții comerciali și industriali importanți. În special, vânzările noastre de gaze naturale depind în mare parte de cererea de gaze naturale care provine de la sectorul de producție de energie electrică din România și de la industriile energofage cum ar fi domeniul producției de îngrășăminte. O reducere importantă a furnizărilor noastre de gaze naturale către clienții importanți ar putea avea un efect negativ semnificativ asupra activității, rezultatelor operaționale, condiției financiare și perspectivelor dacă societatea nu va reuși să atragă în timp util alți clienți în condiții contractuale similare sau mai favorabile comparativ cu cele care sunt în prezent, aplicabile pentru clienții importanți. Concentrarea în rândul clienților OMV Petrom afectează de asemenea riscul general de credit în măsura în care astfel de clienți sunt afectați de schimbări de natură economică specifice industriei sau de alte schimbări ale condițiilor economice în general. Incapacitatea unuia sau a mai multora dintre clienții importanți de a-și îndeplini obligațiile asumate față de OMV Petrom sau incapacitatea companiei de a diversifica pe viitor baza de clienți ar putea avea un efect negativ semnificativ asupra activității, rezultatelor operaționale, condiției financiare și perspectivelor.

Vremea și variațiile sezoniere

Consumul de gaze naturale, electricitate, căldură și anumite produse petroliere este sezonier și influențat semnificativ de condițiile climatice. În România, consumul de gaze naturale este de obicei mai ridicat în timpul lunilor reci de iarnă. Consumul de electricitate este de asemenea mai mare în timpul iernii, fiind o metodă suplimentară de a produce căldură, dar și din cauza duratei mai scăzute a zilei și a nevoii mai mari de lumină artificială. Totuși, pe durata perioadelor de vară cu temperaturi foarte ridicate, utilizarea sistemelor de răcire a aerului poate conduce la creșteri semnificative ale consumului de electricitate. Vânzarea de gaze naturale și generarea de energie electrică pot fi afectate semnificativ de condițiile climatice din România, cum ar fi temperaturi neobișnuit de ridicate sau de scăzute. Prin urmare, veniturile OMV Petrom reflectă caracterul sezonier al cererii de gaze naturale și electricitate și pot fi afectate negativ de variațiile majore ale condițiilor climatice. Mai mult, din cauza anumitor stări ale vremii (de exemplu, ierni geroase) compania ar putea fi nevoită să majoreze cantitatea de gaze naturale disponibile, ceea ce ar putea afecta negativ contractele de electricitate în derulare pentru centrala electrică de la Brazi și ar putea expune la plata unor penalizări pentru nerespectarea obligațiilor contractuale, la pierderea de clienți în cazul în care nu se pot îndeplini obligațiile contractuale sau la necesitatea de a achiziționa gaze naturale sau electricitate de pe piața la vedere, la un preț mai mare și cu efecte economice negative, pentru a putea îndeplini obligațiile asumate prin contracte. De asemenea, compania ar putea fi nevoită să compenseze reducerea cantității de gaze naturale produse sau de electricitate generată prin mijloace economice sau prin alte mijloace care presupun costuri de producție sau de generare mai ridicate. Mai mult, activitățile, în special producția de țiței și gaze naturale din perimetrele offshore, sunt afectate de condițiile climatice extreme care ar putea conduce la întreruperea gravă a operațiunilor și la înregistrarea de pierderi sau daune ale proprietății și instalațiilor care ar putea să nu fie acoperite în totalitate de asigurările existente.

Concurența

Concurența este reprezentată de societăți de țiței și gaze naturale multinaționale și cu tradiție, care dețin resurse financiare și experiență operațională internațională semnificativ mai mari decât ale OMV Petrom. Aceste societăți ar putea plăti mai mult pentru activitățile de prospectare și explorare, pentru licențe, capacități de producție a țițeiului și gazelor naturale, precum și pentru active de comerț cu amănuntul și angro și, în general, ar putea face investiții mai mari decât OMV Petrom. În segmentul de activitate Upstream, compania intră în competiție pentru obținerea licențelor de explorare și dezvoltare, precum și pentru obținerea drepturilor asupra proprietăților. În segmentul de activitate Downstream Oil, operațiunile de rafinare concurează cu alte rafinării interne, cum ar fi cele deținute de Rompetrol și LukOil, dar și cu produse petroliere importate. De asemenea, şi activitatea de vânzare a produselor petroliere în Europa de Sud-Est, care include România, Bulgaria, Republica Moldova şi Serbia se desfășoară într-un mediu puternic concurențial, incluzând Rompetrol, Lukoil, Mol și alții. În segmentul de activitate Downstream Gas, concurența principală este reprezentată de Romgaz, E.ON și Engie (numită în trecut GDF Suez Energy Romania) pentru furnizarea de gaze naturale și de alte societăți în cazul producției și furnizării de energie electrică. Pe piața energiei electrice, schimbările fundamentale au creat un mediu dificil pentru centralele electrice pe bază de gaze naturale. Din cauza creșterii capacității instalate de generare de electricitate din surse regenerabile din ultimii ani și a producției obținute de hidrocentrale, centrale electrice pe bază de gaze naturale, cum este centrala electrică de la Brazi deținută de OMV Petrom, au întâmpinat greutăți în a intra pe piață.

Marjele de rafinare

Rezultatele operaționale ale activității de rafinare depind într-o mare măsură de diferențele sau marjele dintre prețurile pe care societatea le poate obține pe piață pentru produsele petroliere și valoarea de piață a producției proprii de țiței și prețul pe care îl plătește pentru alte materii prime. Valoarea de piaţă a materiilor prime și prețurile la care OMV Petrom poate vinde produsele rafinate depind de o serie de factori care nu sunt sub controlul companiei. Marjele de rafinare au fluctuat și vor continua să fluctueze din cauza mai multor factori, printre care:

 modificări ale capacităților de rafinare în România și în lume;

 modificări ale diferențialelor de preț pentru diverse calități de țiței pe piețele internaționale;

 modificări ale costurilor de operare sau ale materiilor prime, inclusiv al energiei electrice;

 modificări în oferta de produse petroliere rafinate, inclusiv importuri;

 variații în cererea de țiței și produse rafinate pe piețele deservite, precum și pe piețele internaționale

 modificări ale legislației privind mediul sau ale altor reglementări aplicabile, care s-ar impune

 efectuarea de cheltuieli substanțiale care nu conduc neapărat la creșterea capacităților sau a eficienței de exploatare pentru rafinăria pe care OMV Petrom o deține.

Deși creșterii sau scăderii prețului la țiței îi corespunde de obicei o creștere sau scădere a prețului pentru majoritatea produselor rafinate, modificarea prețurilor pentru aceste produse are loc, în general, mai târziu. Prin urmare, o creștere rapidă și semnificativă a prețului pieței pentru țiței are un impact negativ asupra marjelor de rafinare. Mai mult decât atât, este posibil ca variațiile prețului țițeiului și ale marjelor de rafinare să nu fie corelate în orice moment.

Nerespectarea standardelor de calitate

Neîndeplinirea condițiilor privind standardele de calitate ale produselor în întreg lanțul valoric ar putea atrage penalizări conform legii, inclusiv suspendarea licențelor respective sau amenzi, ar putea pune în pericol oamenii și mediul și ar putea duce la pierderea clienților, ceea ce ar avea un efect negativ semnificativ asupra activității, rezultatelor operaționale și situației financiare. În plus, capacitatea companiei de transport al gazelor naturale este supusă unor condiții clare de calitate, iar Transgaz poate respinge de la transportul prin conductele operate de aceasta gazele naturale care conțin apă sau alte lichide peste limita acceptată. Neîndeplinirea parametrilor tehnici impuși de către gazele naturale pe care OMV Petrom le producem ar putea avea prin urmare un efect negativ asupra activității, rezultatelor operaționale și situației financiare.

Vechimea infrastructurii

O mare parte a infrastructurii OMV Petrom are o vechime între 40 și 60 de ani și compania se confruntă regulat cu probleme apărute ca urmare a îmbătrânirii celor 13.400 km de conducte și mai mult de 700 de instalații de suprafață Upstream de diverse tipuri. Aceste instalații, echipamentul și infrastructura sunt supuse deteriorării graduale în timp și necesită un program de inspecție, întreținere, modernizare și redezvoltare. Pentru a asigura integritatea operațiunilor noastre la suprafață, compania a implementat un program de inspecție pe bază de risc și integritate a conductelor care va sprijini programul curent de întreținere planificată. Cu toate acestea, nu există garanții că aceste programe sunt suficiente și că starea instalațiilor, echipamentelor și infrastructurii nu va continua să se deterioreze. Aceasta ar putea duce la scăderea eficienței de exploatare, creșterea costurilor și creșterea numărului de accidente industriale, deversări, scurgeri și alte tipuri de contaminare. Mai specific, în pofida programelor de întreținere derulate, OMV Petrom continuă să se confrunte cu un număr semnificativ de deversări și scurgeri. O parte din proprietățile imobiliare deținute, alături de proprietățile învecinate și de râuri, au fost clasificate de către autorități ca potențial contaminate și mai pot exista astfel de 45 cazuri, de care compania să nu aibă cunoștință în prezent. Deversările, scurgerile și alte tipuri de contaminări cauzate de infrastructura îmbătrânită și de un management necorespunzător al deșeurilor ar putea conduce la amenzi semnificative, costuri cu dezafectarea și restaurarea și ar putea produce prejudicii comunităților, precum și reputației societății. Astfel de incidente ar putea expune compania la răspundere semnificativă în fața terților. În plus, deversările, scurgerile și contaminarea pot apărea în cazul incidentelor operaționale și pot fi foarte grave mai ales în cazul forajelor offshore, fapt demonstrat de explozia platformei petroliere Deepwater Horizon a BP și deversarea petrolului în Golful Mexic în aprilie 2010. OMV Petrom deține cote de participare în mai multe proiecte de foraj offshore în Marea Neagră pentru unele dintre care, acționează ca operator. Resursele offshore prezintă un profil de tipul risc ridicat și rentabilitate mare, iar incidentele operaționale pot conduce la contaminarea gravă a mediului sau la daune substanțiale financiare și de imagine. În plus, costurile rezultate din aplicarea regulamentelor internaționale, precum și cel al asigurărilor, pot crește în urma unui accident, iar desfășurarea activităților offshore ar putea deveni mai dificilă și mai scumpă în viitor.

Intervenția și reglementările Guvernului

Industria de petrol și gaze este supusă reglementărilor și intervenției guvernelor, mai ales în ceea ce privește acordarea intereselor din explorare și producție, restricții impuse asupra producției și exporturilor, controlul asupra dezvoltării și dezafectării perimetrelor și instalațiilor, naționalizarea sau renaționalizarea activelor, impunerea de obligații specifice privind forajele, măsurile de protecție a mediului, sănătății și siguranței, precum și altor riscuri legate de schimbări la nivelul guvernelor și politicilor locale. În plus, în conformitate cu reglementările din România, producătorii de ţiţei şi gaze naturale sunt obligați prin lege să depoziteze anumite volume de ţiţei şi produse petroliere, precum şi gaze naturale, pentru a garanta siguranța furnizării. Modificarea reglementărilor sau a nivelului de intervenție în țările în care compania desfășoară activități sau în care distribuie produse, ori nerespectarea reglementărilor existente poate determina costuri substanțiale și răspunderi față de terți și autorități publice sau mediu și ar putea avea un efect negativ semnificativ asupra activității, rezultatelor operaționale și situației financiare.

În România, piața gazelor naturale și a energiei electrice și cadrul lor legal de reglementare sunt într-o continuă schimbare. Liberalizarea acestor piețe a progresat, cea a consumatorilor noncasnici fiind finalizată. Potrivit calendarului oficial, liberalizarea pentru consumatori casnici va fi finalizată la sfârșitul anului 2017 pentru piața energiei electrice și până în iunie 2021 pentru piața gazelor naturale. Cu toate acestea, creșterea prețului reglementat al gazelor naturale programată pentru 1 iulie 2016 a fost suspendată. Mai mult, potrivit reglementărilor curente toți producătorii de gaze naturale sunt obligați în mod legal să vândă aproximativ o treime din producția de gaze naturale pe piața liberă prin platformele centralizate de tranzacționare din România, operate de filiala Opcom S.A. („Opcom”) a Transelectrica, și de Bursa de Mărfuri București („BRM”). Această obligație ar trebui să se diminueze constant până la sfârșitul anului 2018. Totuși, Guvernul consideră modificarea Legii Energiei nr. 123/2012, schimbările prefigurate având un impact pe piața reglementată a gazelor naturale precum și asupra obligației de a vinde gaze naturale pe platformele centralizate de tranzacționare. Potrivit proiectului de ordonanță de urgență a guvernului care modifică Legea Energiei nr. 123/2012, începând cu 1 octombrie 2016 și până la 31 decembrie 2016, toți producătorii de gaze naturale sunt obligați în mod legal să vândă 5% din cantitățile de gaze naturale contractate în perioada respectivă pe piața Opcom. În perioada 1 ianuarie 2017 – 31 decembrie 2021, obligația respectivă crește până la 40% din cantitățile de gaze naturale produse și furnizate în cadrul unui an calendaristic.

În 2014, OMV Petrom a fost prima societate care a vândut gaze naturale pe piața centralizată din România. Deşi a oferit cantități semnificative de gaze naturale prin acest canal, datorită lichidității insuficiente pe aceste piețe centralizate, compania a reuşit să vândă numai o parte din cantitatea minimă prevăzută, ceea ce a atras amendarea filialei OMV Petrom Gas S.R.L., cu 75.000 lei în aprilie 2015, amendă care a fost redusă la nivelul de 25.000 lei datorită plăţii la timp. Din aceleași motive nu s-a respectat această obligație în 2015 și există riscul ca societatea să nu fie capabilă să o respectăm nici în viitor, fapt ce poate atrage ca rezultat amenzi suplimentare. Schimbările cadrului de reglementare menţionate mai sus prevăd de asemenea şi o creştere a amenzilor, variind de la 1% până la 3% din cifra de afaceri anuală a societății care nu îndeplineşte această obligație. În plus, compania este obligată să respecte condițiile impuse în licențele pe care le deține, cum ar fi permisele de operare. Spre exemplu, deţine o licenţă pentru operarea comercială a facilităţilor de producere de energie electrică. Încălcarea obligaţiilor care îi revin conform licenţei ar putea conduce la suspendarea acesteia sau, în cazul în care încălcarea nu este remediată, la retragerea licenţei. Nerespectarea condițiilor de bază ar putea atrage intervenția guvernului.

Taxe și impozite

În țările în care desfășoară activități, OMV Petrom are obligația de a plăti, printre altele, impozit pe profit, taxe pe energie, impozit pe veniturile din vânzările de țiței, redevențe, taxe vamale suplimentare și accize și fiecare dintre acestea ar putea afecta vânzările și profiturile. În mod particular, compania este expusă modificărilor recente din regimul fiscal și al redevențelor aplicabil activității de producție de țiței și gaze naturale din România, după expirarea în decembrie 2014 a anumitor prevederi legale care asigurau stabilitatea cadrului fiscal și de reglementare. Stabilitatea era asigurată, inter alia, prin Legea nr. 555/2004 privind privatizarea Petrom, de contractul de privatizare al Societății (”Contractul de Privatizare”) și de Codul Fiscal, iar în prezent aceasta este asigurată de acordurile de concesiune individuale, de Legea Petrolului și de Ordonanța de Urgență a Guvernului nr. 160/1999. Oficiali ai Guvernului au anunţat intenția lor de a modifica sistemul de redevențe și de impozitare a industriei de țiței și gaze naturale din segmentului Upstream. Conform declarațiilor publice ale oficialilor Guvernului României, noul sistem de impozitare ce ar putea fi legiferat în cursul anului 2016 și ar putea intra în vigoare la 1 ianuarie 2017, ar include taxarea suplimentară a profiturilor din segmentul Upstream. Însă, până la data acestui Prospect nu a fost făcut public spre consultare nici un proiect de lege. După cum a fost anunțat de oficialii Guvernului României, schimbări viitoare sunt așteptate în legătură cu impozitarea industriei de țiței și gaze naturale din segmentul Upstream urmând să aibă loc consultări înainte ca noile măsuri să fie aplicate. În plus, în februarie 2013, au fost introduse două impozite temporare: impozitul asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale (”Impozitul pe Veniturile Suplimentare din Gaze Naturale”) și impozitul pe veniturile din activitățile de exploatare a resurselor naturale, altele decât gazele naturale (”Impozitul Special pe Exploatările de Țiței”). Impozitul pe Veniturile Suplimentare din Gaze Naturale este de 60% din veniturile suplimentare din care se deduc anumite cheltuieli eligibile și redevențele aferente respectivelor venituri. Impozitul Special pe Exploatările de Țiței este de 0,5% din baza de calcul a venitului determinată în funcție de anumiți factori. Inițial, aceste impozite urmau să fie aplicate până la sfârșitul anului 2014, dar au fost prelungite până la sfârșitul anului 2016. Compania susține că este expusă riscului de modificări nefavorabile în legătură cu aceste două impozite, inclusiv posibilitatea extinderii aplicării acestora și după 2016. 49 Mai mult, a fost introdus, de la 1 ianuarie 2014, impozitul pe construcții, calculat prin aplicarea unei cote de 1,5% pe an asupra valorii contabile brute a construcțiilor din patrimoniul Societății (”Impozitul pe Construcții”). Introducerea acestui nou impozit a produs nesiguranță cu privire la mecanismul de aplicare și implementare, precum și la tendința generală de majorare a impozitelor și taxelor din sectorul energetic. Începând din ianuarie 2015, cota a fost diminuată la 1%, iar construcțiile aflate în Zona Economică Exclusivă în afara frontierei de stat a României au fost scutite de acest impozit. Impozitul pe Construcții a rămas la 1% în 2016 și este așteptat să fie abrogat de la 1 ianuarie 2017, conform Codului Fiscal actual din România. Compania este de asemenea expusă la riscul unor schimbări negative în privința impozitului pe construcții, inclusiv posibila prelungire a acestuia după anul 2016. Schimbările în legislația fiscală (cum ar fi Impozitul pe Veniturile Suplimentare din Gaze Naturale, Impozitul Special pe Exploatările de Țiței, Impozitul pe Construcții și nivelul redevențelor petroliere pe care trebuie să le plătim) ar putea avea un efect negativ semnificativ asupra activității, rezultatelor operaționale și situației financiare.

Abonează-te acum la canalul nostru de Telegram cotidianul.RO, pentru a fi mereu la curent cu cele mai recente știri și informații de actualitate. Fii cu un pas înaintea tuturor, află primul despre evenimentele importante, analize și povești captivante.
Recomanda
Cristian Cretu 866 Articole
Author

Precizare:
Ziarul Cotidianul își propune să găzduiască informații și puncte de vedere diverse și contradictorii. Publicația roagă cititorii să evite atacurile la persoană, vulgaritățile, atitudinile extremiste, antisemite, rasiste sau discriminatorii. De asemenea, invită cititorii să comenteze subiectele articolelor sau să se exprime doar pe seama aspectelor importante din viața lor si a societății, folosind un limbaj îngrijit, într-un spațiu de o dimensiune rezonabilă. Am fi de-a dreptul bucuroși ca unii comentatori să semneze cu numele lor sau cu pseudonime decente. Pentru acuratețea spațiului afectat, redacția va modera comentariile, renunțînd la cele pe care le consideră nepotrivite.