Energy Report

Marile companii distribuitoare de carburanți au profitat de majorarea cererii de anul trecut, crescându-și vânzările în stațiile autohtone. Cea mai semnificativă creștere a fost înregistrată în benzinăriile Rompetrol, aparținând grupului kazah KMG, iar cea mai redusă în cele operate de liderul pieței OMV Petrom.

Spre deosebire de cererea de electricitate și de gaze, care s-a diminuat, cea de carburanți s-a majorat în 2023 cu 4%, potrivit estimărilor OMV Petrom.

Rompetrol, compania deținută de grupul kazah KMG, a profitat cel mai mult de pe urma creșterii cererii, majorându-și vânzările de carburanți din benzinăriile autohtone cu 15%, de la 994 mii tone în 2022 la 1,14 milioane tone în 2023.

Liderul pieței, OMV Petrom, în schimb și-a crescut vânzările în benzinării (inclusiv în cele din Bulgaria, Serbia și Republica Moldova) cu doar 1%, de la 3.04 milioane tone în 2022 la 3,07 milioane tone anul trecut.

MOL a ținut pasul pieței, majorându-și vânzările din România cu 5%, de la 728 la 765 mii tone, cu numai 4 mii tone sub recordul istoric al vânzărilor din România, realizat în 2021.

În ceea ce privește numărul de stații, dacă în cazul OMV Petrom acesta a rămas constant (780), în cel al Rompetrol, care raportează pe lângă stațiile proprii sunt incluse și stațiile partener și cele mobile, acesta s-a majorat de la 1.257 la finalul lui 2022 la 1.325 la finalul anului trecut, iar în cel al MOL, a scăzut, de la 255 la 238.

OMV Petrom n-a profitat de majorarea cererii precum concurenții săi ca urmare a faptului că în cel de-al doilea trimestru al anului trecut rafinăria de la Petrobrazi a trecut printr-o revizie planificata, după 5 ani de funcționare fără opriri planificate de mare amploare, ceea ce a condus la o rată de utilizare a rafinăriei de 80%, față de cea de 95% din 2022.

În plus, OMV Petrom este singura companie care rafinează țiței autohton, operațiune impozitată în 2023 de statul român cu 350 lei/tonă, ca o formă de contribuție de solidaritate.

Cum la Petrobrazi OMV Petrom rafinează 2/3 petrol autohton și doar 1/3 petrol importat, compania a fost „stimulată” și de prevederile fiscale să rafineze mai puțin pentru a nu achita o contribuție de solidaritate mai mare.

Așa se face că în 2023, OMV Petrom a rafinat doar 3,84 milioane tone materii prime, în scădere cu 16% față de volumul prelucrat în 2022, de 4,65 milioane tone.

Potrivit companiei, în 2023 a achitat în contul contribuției de solidaritate de 2,79 miliarde lei, din care 1,49 miliarde lei contribuția aferentă anului 2022.

Și Rompetrol a achitat în 2023, o contribuție de solidaritate (pe formula veche, nu pe cea care vizează tona rafinată) aferentă anului 2022 în valoare de 586 milioane lei (128 milioane dolari). Pentru 2023, contribuția de solidarite pe care estimează Rompetrol că o va datora statului român este de doar 31 milioane dolari (142 milioane lei).

Rompetrol a anunțat public faptul că „ia în considerare demersuri în ceea ce privește taxa, în sensul analizării din perspectiva legală a nivelului taxei și în scop de protejare a intereselor acționarilor”.

În 2023, pe segmentul de distribuție (retail, dar și angro), Rompetrol a anunțat o majorare a profitului net cu 9%, la 35,35 milioane lei.

OMV Petrom, cel de-al doilea mare producător de gaze din România, după Romgaz, ar putea ajunge pentru o perioadă pe aceeași poziție și pe piața generării de electricitate în condițiile în care planurile sale de achiziții și investiții în proiecte regenerabile vor fi finalizate la timp.

OMV Petrom operează în prezent centrala de Brazi cu o capacitate de 860 MW, iar anul trecut a anunțat, dar nu și finalizat, 2 achiziții importante, cea a jumătate din Electrocentrale Borzești, care deține proiecte de producție de energie din surse regenerabile cu o capacitate de aproximativ 1 GW, și cea a mai multor proiecte de parcuri fotovoltaice în județul Teleorman, dezvoltate de compania daneză Jantzen Renewables, cu o capacitate de aproximativ 710 MW.

În plus, compania va construi, împreună cu CE Oltenia, 4 parcuri fotovoltaice cu o putere însumată de peste 450 MW.

Acestea implică însă costuri pentru companie, unele aferente achizițiilor anunțate anul trecut, aceasta fiind explicația majorării nivelului de investiții la 8 miliarde lei în acest an.

“Cheltuielile de capital aferente segmentului de fuziuni și achiziții (din 2024 -n.r.) merg în primul rând către tranzacțiile anunțate (anul trecut n.r.). Practic, ceea ce am anunțat este tranzactia cu Renovatio și cea din Teleorman pe care am semnat-o. Acum nu oferim o împărțire a sumei, dar ambele vor avea un anumit impact în 2024, care ar duce împreună la 1,5 miliarde lei. Acestea sunt cele mai importante. Există și alte elemente minore, dar cea mai mare parte vine de la acestea”, a declarat CFO-ul OMV Petrom Alina Popa.

Parcurile fotovoltaice ce urmează să fie construite de CE Oltenia și OMV Petrom pe amplasamente ale Complexului ar trebui să furnizeze electricitate sistemului energetic național începând cu anul 2025.

Conform estimărilor actuale, și parcul fotovoltaic al Electrocentrale Borzești ar trebui să furnizeze energie electrică sistemului energetic național de la începutul anului 2024, în timp ce parcurile eoliene sunt estimate să înceapă treptat producția între 2025-2027. Proiectelor li s-a acordat deja acces la rețeaua națională de transport a energiei electrice.

“În ceea ce privește capacitatea fotovoltaică, trebuie, desigur, să finalizăm unele dintre tranzacțiile de M&A (fuziuni și achiziții - n.r.) pe care le-am anunțat la începutul anului. Am semnat, acum trebuie să finalizăm. Sunt cei 450 de megawați la CE Oltenia, care vor fi împărțiți 50-50% cu partenerul nostru, CE Oltenia. Avem cei 710 megawați în Teleorman, unde așteptăm o finalizare a tranzacției în acest an. Și avem aproximativ 100 de megawați de alte proiecte care sunt proiecte Petrom de fotovoltaice. Ne așteptăm, dacă totul merge bine legat de aceste finalizări, să producem deja până la sfârșitul anului 2024, să avem aproximativ 80 megawați de PV deja în funcțiune.”, a declarat și șeful pe energie și gaze al companiei, Frank Neel.

Cu alte cuvinte, în 2027, când este estimată și declanșarea producției de gaze în Neptun Deep, compania ar putea avea funcțională o capacitate instalată de aproape 1,5 GW, peste ținta pe care oficialii au anunțat-o pentru 2030, de un GWh.

Adăugând capacitatea centralei de Brazi, rezultă o capacitate totală instalată de peste 2.250 MW, peste cea a Nuclearelectrica.

Evident că producția noilor parcuri nu va avea constanța celei a unei centrale nucleare, existând zile în care ea va fi mai ridicată și zile în care va fi mai scăzută. Însă este de așteptat ca în funcție de vreme, OMV Petrom să fie cel de-al doilea producător de energie de pe piața locală, după Hidroelectrica, în perioadele în care vremea este prietenoasă cu compania, chiar și primul, în condițiile unor lucrări de mentenanță la hidrocentrale.

Începând cu 2030, însă, este de așteptat ca Nuclearelectrica să revină pe poziția a doua, dacă finalizează măcar o parte din investițiile sale, cea de 7 miliarde euro în reactoarele 3 și 4, cu o capacitate de 1.400 MW (primul estimat pentru 2030, cel de-al doilea pentru 2031), și cea în reactoarele modulare mici, cu o capacitate de peste 450 MW.

Ambițiile OMV Petrom de a deveni al doilea jucător pe piața generării de electricitate ar putea fi amenințate în cazul unor întârzieri de execuție și de noua unitate de producție de energie electrică de 1.750 MW, pe care cumpărătorul activelor fostei termocentrale Mintia, Mass Global Energy Rom, a antreprenorului iordanian Ahmad Ismail Saleh, s-a angajat să o ridice și care va fi edificată pentru 673,5 milioane euro de unul dintre cele mai mari și mai vechi conglomerate de construcții din Grecia, Avax Group.

Ambițiile OMV Petrom ar putea fi însă și ele mai ridicate, dat fiind nivelul investițiilor anuale anunțate în următorii ani.

“Pentru 2024, acestea vor fi în jur de 8 miliarde de lei și rămânem cu aproximativ 8 miliarde de lei și în 2025 și 2026, care vin dintr-o combinație de cheltuieli de capital pentru Neptun, tranziție energetică și CAPEX suplimentar, pe care l-am avut în trecut. Când vine vorba de 2025-26 și nivelul CAPEX de 8 miliarde de lei pentru 2024, 2025, 2026, desigur, în toți acești ani, avem Neptun, în cea mai intensă perioadă de investiții. Dacă ne referim la Neptun aici, orientativ, estimăm ieșirile de numerar pentru Neptun, la 500-600 de milioane de euro în fiecare an în acești trei ani. A se avea în vedere, desigur, ca cea mai mare parte va fi CAPEX. Ar putea fi o anumită sumă și în avansuri care să fie reflectată din perspectivă contabilă, dar cea mai mare parte va fi CAPEX. Neptun este o parte importantă. Și apoi toate eforturile pe care le facem pe tranziția energetică, dar și activitățile noastre tradiționale vor continua să atragă și investiții”, a explicat Alina Popa.

Cea mai importantă companie de petrol şi gaze din România, OMV Petrom, va achita aproximativ 50 de milioane de euro/an în contul noilor taxe pe cifra de afaceri în 2024 şi 2025, urmând ca începând cu 2026 suma să scadă la aproximativ 20 milioane de euro, numai o companie a grupului, OMV Petrom Marketing, achitând un impozit pe profit inferior procentului de 1% aplicat cifrei de afaceri cifrei de afaceri.

Începând cu anul viitor, guvernul a instituit un impozit minim pentru plătitorii de impozit pe profit cu o cifră de afaceri anuală peste 50 milioane euro. Prin excepţie, persoanele juridice care desfăşoară activităţi în sectoarele petrol şi gaze naturale, vor datora suplimentar impozitului pe profit un impozit specific pe cifra de afaceri de 0,5% din cifra de afaceri.

“Taxa de 0,5% se aplică numai pentru 2024 şi 2025. Ceea ce spune legislaţia este că, după 2025, companiile ar trebui să aplice rata de 1%, astfel şi companiile de petrol şi gaze naturale ar trebui să aplice rata de 1%. Acum, în cazul nostru, acest 1% se aplică după cum ştiţi, doar dacă impozitul pe profit este sub 1% din cifra de afaceri, ceea ce nu este cazul nostru (OMV Petrom SA - n.r.). Prin urmare, pentru companiile de petrol şi gaze naturale ca a noastră, aceasta se aplică numai pentru 2024 şi 2025”, a explicat directorul financiar (CFO) al companiei, Alina Popa, analiştilor.

Potrivit acesteia, actul normativ publicat în Monitorul Oficial prevede propriu-zis 2 taxe.

“Deci, cele două noi taxe sunt: una este de 0,5% din veniturile aplicabile companiilor de petrol şi gaze naturale în anii 2024 şi 2025. Acesta este prima. Şi, în al doilea rând, există un impozit de 1% pentru toate companiile pentru care impozitul pe profit nu se ridică la nivelul de 1% din cifra de afaceri. Acest lucru nu se aplică OMV Petrom SA, ci uneia dintre companiile din grupul nostru, OMV Petrom Marketing, care are un impozit pe profit mai mic de 1% din cifra de afaceri. Deci, (la această cmpanie -n.r.) vom avea un impact. De aceea am precizat că ambele taxe au un impact cumulat în 2024 şi 2025 de mai puţin de 50 de milioane de euro pe an. După 2026, vom rămâne cu mai puţin de 20 de milioane de euro pe an, pentru că doar una dintre ele (OMV Petrom Marketing - n.r.) va rămâne”, susţine CFO-ul OMV Petrom.

OMV Petrom a achitat sau a raportat elemente speciale în valoare de 2,35 miliarde lei în primele 3 trimestre ale acestui an în contul contribuţiei de solidaritate pe ţiţeiul rafinat introduse de guvernanţi în luna mai a acestui an pentru petrolul rafinat în 2022 şi 2023. În absenţa acesteia, profitul companiei înainte de impozitare ar fi scăzut doar cu 46%, de la 10,8 miliarde lei la 5,8 miliarde lei şi nu cu 70%.

Ministerul Finanţelor anticipează că impozitul pe cifra de afaceri introdus recent va aduce la buget 1,8 miliarde de lei anul următor, 2,5 miliarde de lei în 2025 şi alte 2,8 miliarde de lei în 2026, astfel că, pentru perioada de estimare de trei ani, se ajunge la 7,1 miliarde de lei, conform datelor obţinute de Profit.ro. La nivelul anului 2022 au avut cifra de afaceri mai mare de 50 de milioane de euro un număr de 1.061 de companii.

Compania greacă Corinth Pipeworks va furniza aproximativ 160 km de ţeavă pentru construcţia conductei de gaz natural offshore necesară transportării la ţărm a gazului aferent proiectului Neptun Deep al OMV Petrom şi Romgaz din Marea Neagră, valoarea contractului fiind estimată la 100-150 milioane de euro.

Corinth Pipeworks nu a semnat acest contract direct cu partenerii români, ci cu Sumitomo Corporation Europe Limited, compania din Grecia având calitate de subcontractant.

Sumitomo Corporation Group este cea de-a 4-a mare corporaţie japoneză ca mărime (după Mitsubishi, Mitsui şi Itochu) şi are afaceri într-o gamă largă de industrii la scară globală, având 6 divizii.

Grupul Sumitomo îşi are rădăcinile într-o librărie din Kyoto fondată în jurul anului 1615 de Masatomo Sumitomo, un fost călugăr budist. Chiar şi astăzi, conducerea grupului este ghidată de „Preceptele fondatorului”, scrise în secolul al XVII-lea.

Corinth Pipeworks este segmentul de ţevi de oţel al Cenergy Holdings şi susţine că produsele sale sunt performante atât în segmentul offshore de mare adâncime, cât şi pentru transportul de “până la 100% hidrogen în conducte de înaltă presiune”.

“Suntem deosebit de încântaţi să fim cooptaţi în acest proiect major de către Sumitomo Corporation Europe Limited, un partener de încredere al OMV Petrom, cea mai mare companie energetică integrată din Europa de Sud şi de Est”, a declarat Ilias Bekiros, Director General Corinth Pipeworks.

Implicarea Sumitomo Corporation Group în conctrucţia infrastructurii Neptun Deep este la rândul său o noutate, OMV Petrom anunţând doar semnarea unui contract cu compania italiană Saipem un contract pentru lucrări de proiectare, achiziţii, construcţie, instalare şi punere în funcţiune, în valoare de aproximativ 1,6 miliarde euro. Atribuirea contractului s-a făcut în urma unui proces public de achiziţie. Costurile aferente contractului se vor împărţi în mod egal între cei doi parteneri, OMV Petrom şi Romgaz.

Corinth Pipeworks va produce şi furniza aproximativ 160 km de ţevi de oţel sudate cu arc longitudinal pentru Neptun Deep. Conducta de 30 de ţoli va fi produsă la fabrica din Thisvi, Grecia, a Corinth Pipeworks şi va include acoperire externă anticorozivă şi o căptuşeală interioară de eficienţă.

Grupul maghiar MOL a înregistrat, în primele trei trimestre ale acestui an, un volum record de vânzări de carburanţi în benzinăriile din România pentru această perioadă a anului, de 583 mii tone, cu o mie de tone superior recordului istoric precedent, înregistrat în aceeaşi perioadă a anului 2021, în pofida reducerii numărului de staţii de la 255 (la finalul anului 2022, 244 la finalul anului 2021) la 242.

Comparativ cu aceeaşi perioadă a anului trecut, grupul maghiar a vânzut în benzinăriile din România un volum de carburanţi mai mare cu 9,4%, continuând evoluţia pozitivă din primul trimestru al anului, când şi-a majorat cu 5% vânzările de carburanţi în România comparativ cu perioada similară a anului trecut, şi din trimestrul al doilea, în care a înregistrat o creştere de 19,5%, de la 164 la 196 mii tone carburanţi vânduţi în benzinăriile autohtone.

Rezultatul este surprinzător, cu atât mai mult cu cât în 2022 MOL a avut cele mai reduse vânzări de carburanţi din ultimii ani în România, cu excepţia celui pandemic, în pofida creşterii numărului de staţii operate şi a majorării cererii interne. Vânzările de motorină ale grupului maghiar au scăzut în 2022 cu 30 mii tone sau 5%, la 562 mii tone, iar cele de benzină, cu 11 mii tone sau 6,2%, la 166 mii tone comparativ cu anul precedent, în care înregistrase un volum record al vânzărilor în România. În 2021, grupul MOL şi-a crescut vânzările de benzină cu 17,2%, iar pe cele de motorină, cu 13,6% faţă de cele din 2020, ajungând la un volum de 177 mii tone de benzină, respectiv 592 mii tone motorină.

Comparativ, vânzările de retail (din benzinării) ale liderului pieţei, OMV Petrom au crescut cu 1%, la 2,29 milioane tone, în primele 9 luni ale anului, sprijinite de creşterea cererii. Cu toate acestea, volumul vânzărilor totale de produse rafinate exceptând vânzările cu amănuntul a scăzut cu 3%, reflectând disponibilitatea limitată a produselor ca urmare a reviziei rafinăriei Petrobrazi din trimestrul al doilea.

Totuşi, creşterea de 1% a vânzărilor OMV Petrom s-a situat sub cea a cererii totale interne, estimată de companie la 5%, ceea ce a permis MOL să profite de revizia prin care a trecut Petrobrazi în trimestrul al doilea al anului, dar şi de nefuncţionarea Petromidia (rafinărie deţinută de celălalt mare concurent, Rompetrol) la capacitate maximă în urma unui incident şi să-şi mărească propria cotă de piaţă.

În plus, în prezent, se află în revizie rafinăria Petrotel, deţinută de gigantul rus Lukoil.

Grupul maghiar MOL a anunţat rezultate financiare în scădere cu 33% în trimestrul al treilea faţă de aceeaşi perioadă a anului trecut, de 976 milioane dolari în T3 2023. Taxele guvernamentale rămân la un nivel semnificativ în totalul rezultatelor şi reprezintă jumătate din veniturile operaţionale din primele trei trimestre ale anului 2023, incluzând o nouă taxă pe CO2 introdusă în Ungaria retroactiv de la 1 ianuarie 2023.

Segmentele Downstream şi Upstream au rămas sub presiune din cauza condiţiilor de piaţă, atenuate de rezultatele solide obţinute de segmentul Consumer Services. Ca urmare, în primele 3 trimestre, EBITDA a ajuns la 2,1 miliarde dolari, ceea ce a permis MOL să îşi majoreze estimareapentru întregul an 2023 la aproximativ 2,8 miliarde dolari, de la ţinta anterioară de 2,5 miliarde dolari.

„Sunt mândru că am reuşit să menţinem performanţe bune în ciuda mediului de reglementare dificil şi a presiunilor de pe piaţă. În acest trimestru am reuşit să atenuăm impactul condiţiilor externe negative prin îmbunătăţirea marjelor din sectorul de rafinare şi datorită cererii robuste pentru produsele noastre de combustibil. În acest context, suntem în poziţia de a majora previziunile noastre referitoare la rezultatul EBITDA, deoarece rămânem optimişti că modelul nostru de afaceri integrat şi rezilient în context de criză, alături de operaţiunile eficiente, vor contrabalansa condiţiile volatile de pe piaţă şi de reglementare. De asemenea, ne angajăm să ne continuăm procesul de transformare şi să ne ridicăm la înălţimea aşteptărilor în ceea ce priveşte rolul nostru în securitatea aprovizionării în regiunea Europei Centrale şi de Est.", a declarat Zsolt Hernádi, CEO şi Chairman al MOL.

Șoferii autohtoni vor putea cumpăra în acest weekend într-o treime din stațiile liderului pieței, OMV Petrom, carburanți mai ieftini cu 8 bani decât în urmă cu 24 de ore. La ieftinirea cu un ban pe litru efectuată joi se adaugă o nouă campanie de ieftinire a tuturor tipurilor de carburanți cu 7 bani/l, pe perioada weekend-ului.

Campania se va desfășura pe perioada 3 noiembrie-24 decembrie în 123 din cele 393 de stații Petrom, iar reducerea de 7 bani/l se va aplica tuturor carburanților comercializați în respectivele stații (benzină și motorină standard, premium și GPL).

Reducerile vor fi aplicate în fiecare weekend al acestei perioade, de vineri de la ora 23:00 până duminică la ora 23:00.

Astfel, dacă prețurile carburanților nu vor suferi modificări în cursul zilei de vineri, până la ora 23:00, bucureștenii vor putea cumpăra în acest weekend în cele 33 stații din capitală prezente pe listă, benzină standard cu 6,74-6,81 lei/l și motorină standard cu 7,39-7,43 lei/l.

În ultima săptămână, companiile distribuitoare de carburanți au ieftinit semnificativ carburanții, prețul unui litru de motorină standard în stațiile Petrom din capitală a coborât la nivelul celui de la începutul lunii septembrie, la 7,46-7,50 lei/l, iar cel al benzinei este de 6,81-6,88 lei/l, mai redus decât cel de la începutul lunii august.

În urmă cu numai 2 săptămâni, motorina era mai scumpă cu 16 bani/l, iar benzina cu 10 bani/l.

Companiile distribuitoare de carburanți au ieftinit în ultimele 24 de ore atât benzina, cât mai ales motorina, diferența de preț dintre cele 2 tipuri de combustibil coborând la 65 de bani/l, după ce la mijlocul lunii trecute sărise de 70 de bani/l. Evoluția cotațiilor internaționale, care se apropie de minimele ultimei luni, este probabil principalul motiv al reducerilor de prețuri efectuate.

În urma ieftinirilor de miercuri, prețul unui litru de motorină standard în stațiile Petrom din capitală a coborât la nivelul celui de la începutul lunii septembrie, la 7,47-7,50 lei/l, iar cel al benzinei este de 6,82-6,89 lei/l, mai redus decât cel de la începutul lunii august.

În urmă cu numai 2 săptămâni, motorina era mai scumpă cu 15 bani/l, iar benzina cu 9 bani/l.

În stațiile OMV, benzina standard se comercializa miercuri dimineață cu 6,94-6,98 lei/l, iar motorina standard, cu 7,55-7,58 lei/l.

Ieftiniri a efectuat și Lukoil, în stațiile sale din capitală, benzina costând miercuri 6,83-6,88 lei/l, iar motorina, 7,53-7,56 lei/l.

În stațiile Rompetrol și MOL, un litru de diesel standard poate fi achiziționat cu 7,6-7,66 lei, iar unul de benzină, cu 6,93-96,99 lei.

Cotațiile petrolului Brent, de referință pe pița occidentală, au coborât la aproape 85 de dolari pe baril, cu numai un dolar pe baril peste minimele ultimei luni, după ce ajunseseră în urmă cu 2 săptămâni și la 92,5 dolari/baril.

Potrivit CEO-ului OMV Petrom, liderul pieței distribuitoare de carburanți, Christina Verchere, “cererea de retail a crescut cu 5% în cel de-al treilea trimestru al acestui an, fiind stimulată de prețurile scăzute, iar cea de pe piața angro cu 14%, ca urmare a intensificării activității de construcții de drumuri”.

Statul român a fost de departe cel mai mare câștigător al exploziei prețurilor la energie în primul semestru al acestui an, majorându-și de 11,5 ori veniturile din impozitele directe încasate de la Romgaz și de 6 ori pe cele percepute de la OMV Petrom comparativ cu cele din perioada similară a anului trecut. În total, numai de la cei doi mari producători autohtoni de hidrocarburi, guvernul a încasat în prima jumătate a anului impozite directe, pe producție, de aproape 9 miliarde lei. Dacă ar fi adăugate și încasările din impozitele indirecte (în special cele pe vânzări care s-au apreciat proporțional cu creșterile de prețuri) suma ar crește considerabil, probabil cu peste 50%, de 3 ori mai ridicată decât profiturile nete raportate de cele 2 companii pe prima jumătate a anului.

În primul semestru al anului trecut, statul român a încasat impozite directe în valoare de 399 milioane de lei de Romgaz și 700 milioane de lei de la OMV Petrom.

Încasările statului român din impozitele directe plătite de cele 2 companii au explodat însă, odată cu prețurile, în acest an: 4,59 miliarde lei de la Romgaz și 4,3 miliarde lei de la OMV Petrom.

Valoarea impozitelor directe achitate de Romgaz în primele 6 luni ale anului este de 2,66 ori mai ridicată decât profitul net raportat de companie în aceeași perioadă, de 1,72 miliarde lei, și de 3 ori peste valoarea acestor impozite plătite de producătorul autohton pe întreg anul trecut.

În prima jumătate a acestui an, cheltuielile cu redevența ale Romgaz au crescut cu 734,01 milioane lei (+400,86%), iar cele cu plata impozitului pe veniturile suplimentare din vânzarea gazelor și a energiei electrice s-au majorat cu 3,45 miliarde lei (+1.624,10%) față de aceeași perioadă a anului trecut. În plus, în 2022 a fost introdus un impozit pe veniturile suplimentare din vânzarea de energie electrică; valoarea acestuia ridicându-se la 62,84 milioane lei.

Similar în cazul OMV Petrom. Compania a achitat statului român în primul semestru impozite directe de 4,3 miliarde de lei, sumă de 3,3 ori mai ridicată decât cea achitată pe întreg anul trecut și apropiată de profitul net de 4,6 miliarde lei raportat în aceeași perioadă de companie.

Potrivit datelor companiei, taxele directe achitate au crescut de 6 ori, de la 0,7 miliarde lei în prima jumătate a anului trecut la 4,3 miliarde în semestrul întâi al acestui an.

Cheltuielile OMV cu redevențele s-au triplat, 0,3 miliarde lei la 0,9 miliarde lei, iar cele cu plata impozitelor suplimentare aferente activității de explorare și producție (impozitul pe veniturile suplimentare rezultate din de-reglementarea prețurilor la gazele naturale și impozitul de 0.5% aplicat la veniturile rezultate din exploatarea petrolului brut) au crescut de 5,5 ori, de la 0,4 miliarde în primele 6 luni ale anului trecut la 2,2 miliarde lei în aceași perioadă a acestui an.

Deși prețul de pe Bursa Română de Mărfuri (BRM) este în prezent cu o pătrime sau 50 de euro/MWh sub cel de pe cea mai importantă bursă regională, cea austriacă CEGH, baza de calcul a redevențelor este în continuare cel mai mare preț dintre cel realizat de companii și prețul de referință determinat pe baza indicelui bursier de pe CEGH. Cu alte cuvinte, cele două companii achită redevențe la un preț superior cu cel puțin 50 de euro/MWh celui realizat.

Cum OMV Petrom este și liderul pieței de distribuție de carburanți, dată fiind ponderea ridicată a taxelor (accize și TVA) în prețul acestora, statul a încasat de la companie sume importante și din impozitele indirecte.

Astfel, valoarea taxelor indirecte achitate de OMV Petrom în primul trimestru s-a ridicat la 4,5 miliarde de lei.

În total, cheltuielile cu plata taxelor, directe și indirecte, ale OMV Petrom au crescut în prima jumătate a anului, de la 4,9 miliarde lei în semestru 1 al anului trecut, la 8,8 miliarde lei, sumă de peste două ori mai ridicată decât profitul net anunțat de companie pentru aceeași perioadă.

În plus, la taxe se adaugă contribuțiile din dividend către bugetul de stat. În iunie OMV a plătit către statul român dividendele aferente exercițiului financiar 2021 în valoare de circa 0,4 miliarde lei, la care se adaugă dividende speciale în valoare de 0,5 miliarde lei, care se vor plăti în septembrie.

O situație similară se înregistrează și la compania din domeniul producției de energie electrică la care statul are o participație de 80%, Nuclearelectrica. Statul român a încasat deja în iunie dividendele care i se cuvin, aferente anului 2021, de 491,6 milioane lei. La acestea se adaugă încasările din impozitul pe venitul suplimentar, introdus din trimestrul al doilea, ca urmare a aplicării cotei de impozitare de 80% pe venitul suplimentar rezultat din diferența dintre prețul mediu lunar de vânzare al energiei electrice și prețull de 450 lei/MWh,în valoare de 585,8 mii lei.

Dacă adaugăm și impozitul pe profit, de 235 mii lei, rezultă că pe primul semestru statul a încasat de la Nuclearelectrica numai din aceste 3 tipuri de plăți o sumă de peste 1,31 miliarde lei, superioară profitului net raportat de companie pe prima jumătate a anului, de 1,22 miliarde de lei.

Situația la Hidroelectrica, cealaltă companie producătoare majoritar de stat, care nu a prezentat rezultatele pe primul semestru, este probabil una asemănătoare.

Cu toate acestea, guvernul întârzie plata compensațiilor către furnizorii de energie, care se ridică probabil la câteva miliarde de lei.

“Adunarea Generală a Acţionarilor a fost convocată pentru 9 decembrie 2021, în vederea aprobării încheierii acestei tranzacţii. Pentru Romgaz este un proiect strategic, de care depinde sustenabilitatea viitoare a companiei. Proiectele geologice sunt din ce în ce mai puţine şi cu un nivel ridicat de risc, pe partea de onshore. Proiectul Nepun Deep şi participarea Romgaz în acest proiect conduce la creşterea portofoliului de resurse şi rezerve prin valorificarea acelor volume de gaze naturale din zăcăminte ţintă aferente proiectului Neptun Deep care au potenţial apreciabil de dezvoltare-exploatare, zăcăminte care au fost puse în evidenţă în urma campaniei de explorare (...) Estimăm că finalizarea tranzacţiei şi dobândirea acţiunilor să aibă loc în primul trimestru din 2022", a declarat Aristotel Jude, directorul general al Romgaz.

În documentul care detaliază pentru investitori prevederile contractului care ar urma să fie semnat cu Exxon în cazul în care primește undă verde de la acționari, compania precizeză că „în analiza aferenta proiectului Neptun Deep, atât în analiza tehnică, cât și cea economică, se estimează că decizia finală de investiție în proiectul Neptun Deep va fi adoptată în trimestrul 4 2022”.

Declanșarea producției în Marea Neagră cât mai rapid posibil este extrem de importantă pentru reducerea dependenței din ce în ce mai mare de importurile de gaze rusești și pentru asigurarea securității alimentării cu gaze a pieței interne.

Motivul: producția internă a celor 2 mari producători, Romgaz și OMV Petrom, s-a micșorat cu 13,75% față de cea din 2018.

Dacă în primele 9 luni ale lui 2018, Romgaz și OMV Petrom produceau 7,56 miliarde mc, în aceeași perioadă a acestui an, producția lor a coborât la 6,52 miliarde mc.

Rezultă un deficit de producție internă de 1,04 miliarde mc (aproximativ 11 TWh) pe primele 3 trimestre. Dacă evoluția va fi similară și în ultimul trimestru al anului, acesta se va mări la aproape 15 miliarde mc, care trebuie acoperit din importuri.

Comparativ, în întreg anul 2018, România a importat aproximativ 17 TWh de gaze la o producție internă de 111 TWh, ceea ce înseamnă că necesarul de import s-a dublat practic în numai 3 ani.

De altfel, potrivit datelor Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), în primele 8 luni ale acestui an, România importase deja peste 25 TWh. E drept că 7 TWh doar au tranzitat România cu destinația Ungaria, de unde rezultă u import pentru consum intern de 18 TWh în perioada ianuarie-august, peste întregul volum de gaz importat în 2018. Și iarna încă n-a început!

Politica guvernului PSD de subvenționare a consumului și de descurajare a producției, în special a celei din Marea Neagră, poate face o victimă ilustră: OMV Petrom, care ar urma, potrivit estimărilor Transgaz, să-și înjumătățească producția în următorii zece ani, în cazul în care proiectul Neptun Deep nu va fi demarat.

Însă nu numai OMV Petrom va avea de suferit, ci și balanța comercială și moneda națională, ca urmare a faptului că în 2030, în absența declanșării producției în Marea Neagră, producția națională ar scădea cu peste 50 de TWh, de la 115 TWh cât a fost în 2018 la 68 TWh în 2030, în condițiile în care consumul va crește cu peste 3 TWh, de la 113 TWh în 2020 la 116,5 TWh în 2030.

Cu alte cuvinte, în 2030 România va fi nevoită să importe aproximativ 50 TWh de gaz. Comparativ, în 2018, a fost importată o cantitate de gaze de aproximativ 16 TWh, ceea ce înseamnă că importurile de gaze (rusești, că tot acestea vor face jocurile pe această piață) se vor tripla în următorii 10 ani.

La un preț mediu de 20 de euro/MWh, rezultă că România ar urma să plătească anual pe importul de gaze rusești nu mai puțin de un miliard de euro.

Însă din prognozele Transgaz rezultă că marea victimă a deciziei Comisiei de industrii a Camerei Deputaților condusă de Iulian Iancu de a majora fiscalitatea în domeniu offshore și a adoptării OUG 114 de către guvernul PSD este OMV Petrom.

În urma repetatelor modificări legislative, dar și a evoluției prețului internațional al gazelor, Exxon Mobil a anunțat atât autoritățile, cât și partenerul său de concesiune, OMV Petrom, că intenționează să se retragă din proiectul Neptun Deep, căutând un cumpărător fie pentru cota sa de 50% din proiect, fie pentru compania care deține această cotă, ExxonMobil Exploration and Production Romania Limited Nassau (Bahamas).

Vestea proastă pentru OMV Petrom este că la actualele prețuri de pe piețele europene, de 10 euro/MWh (prețul spot) și de 17-18 euro/MWh (prețul futures pentru această iarnă și pentru vara viitoare), este foarte dificil chiar și pentru Exxon să găsească un cumpărător. Motivul, la aceste prețuri, proiectul nu este rentabil, chiar și dacă statul român renunță la intenția de a aplica impozitul special pe veniturile suplimentare din liberalizarea prețului gazelor și sectorului offshore.

Mai ales că pot fi numărate pe degetele unei mâini companiile capabile să exploateze gaze la mare adâncime, cum este cazul Neptun Deep.

Situația din vara lui 2018, când comisia condusă de Iulian Iancu a adoptat modificările fiscale la legea offshore, era total diferită. Prețul spot al gazului pe piețele europene era de 25 de euro/MWh pe timp de vară, ceea ce ar fi făcut atractivă luarea unei decizii finale de investiții favorabile. Numai că populismul parlamentarilor din Comisia de Industrii a avut ultimul cuvânt, cu consecințe extrem de grave pe piața gazelor din România.

Interesant este că, dată fiind expunere sa mult mai redusă pe segmentul offshore, Romgaz va avea mult mai puțin de suferit. Producția Romgaz ar urma să scadă, potrivit datelor Transgaz, cu numai 8 TWh, de la 55,4 TWh în 2020 la 47, 25 TWh în 2028.

În cazul OMV Petrom însă, în absența cotei sale de producție din Neptun Deep, producția va scădea de la 45 TWh în 2020 la 22,8 TWh în 2030. Iar estimările Transgaz ar putea fi optimiste. În 2018, OMV Petrom a produs aproximativ 50 TWH, iar în 2019, a înregistrat o scădere a producției de peste 7%, ceea ce ar conduce la o producție pentru acest an de aproximativ 46,5 TWh. Dacă declinul natural al producției ar continua în același ritm și în 2020, producția de anul viitor ar urma să fie de 43,2 TWh și nu de 45 TWh, cum estimează Transgaz.

Profit.ro a remarcat deja că OMV Petrom nu mai este perla coroanei grupului OMV, ponderea producției de hidrocarburi a companiei românești scăzând de la peste 56% din totalul grupului, în primul trimestru al anului 2016, la 32% în primul trimestru al acestui an. Deja, producția de gaz din Rusia a OMV este mai mare cu 20% decât cea din România, iar în 2020 va începe și exploatarea zăcământului gigant siberian Urengoi.

În condițiile în care este de așteptat ca producția grupului austriac să evolueze pozitiv, mai ales ca urmare a celei din Rusia, iar cea a OMV Petrom să se prăbușească în următorii zece ani (în absența Neptun Deep), ponderea producției companiei românești, dar și influența în grup, ar putea ajunge la 10% în 2030.

Cu alte cuvinte, compania va fi nevoită să se concentreze pe afacerile cu produse petroliere, transformându-se din cel mai mare producător de Europa de Sud-Est într-o mare rețea de benzinării.

OMV Petrom, cel de-al doilea producător de gaze din România, după Romgaz, a devenit în luna mai, lună în care a intrat în vigoare plafonare prețului gazelor din producția internă la 68 de lei/MWh, cel mai mare importator de gaze din România, depășind vechiul lider, proaspăt înființata Valahia Gaz SRL. Importul masiv (aproximativ o cincime din producția lunară a companiei) de la compania mamă, OMV, și apoi revânzarea gazelor pe piața internă pare a fi soluția adoptată de OMV Petrom pentru a contracara scăderea de venituri impusă prin plafonarea prețului gazelor din producția internă la 68 lei/MWh.

Plafonarea prețului este impusă doar gazului produs autohton, nu și celui importat. Așa se face că a devenit atractiv pentru OMV Petrom să cumpere gaz de la compania mamă, OMV, la un preț mediu de 89,11 lei/MWh, potrivit ANRE, (81,65 lei/MWh - prețul de pe bursa austriacă CEGH, plus tarife de tranport Austria și Ungaria), pe care să-l vândă apoi la prețul mediu al pieței interne, de 95 de lei MWh (raportat de Bursa Română de Mărfuri pentru luna mai pentru gazul proveniență amestec).

OMV Petrom a devenit cel mai mare importator de gaze din România, cu o cotă de peste 45,3%, cu 4,2% peste cota vechiului lider, Valahia Gaz SRL, de 41,1%. Podiumul este completat de MET Romania Energy, cu 5,2% din totalul gazelor importate în una mai, de 1,85 TWh.

În luna mai, OMV Petrom a importat un volum de gaz de peste 533 GWh, după ce în luna mai importase doar 180 GWh. Iar importurile companiei din aprilie fuseseră de de 3 ori mai mari decât cele din ultima lună de iarnă, martie, când OMV Petrom a importat 63 GWh, și de 30 ori peste cele din februarie, când compania a importat 6 GWh.

În urma diminuării volumului de gaze disponibil pe piața concurențială ca urmare a supraevaluării de către furnizori a volumului de gaze pe care le primesc la preț reglementat de 68 de lei de la producători, aprilie a fost prima lună în care prețul gazelor din import a fost mai mic decât cel pentru gazele din producția internă.

Astfel, companiile din România au importat în aprilie gaze la un preț mediu de 94,09 lei/MWh, în timp ce prețul mediu pe Bursa Română de Mărfuri (BRM) pentru gazele produse intern a fost de 95,86 lei/MWh

În luna mai, ecartul s-a majorat, prețul gazului de import fiind de 89,11 lei, în timp ce ce gazele din producția internă s-au tranzacționat pe BRM la un preț mediu de 101 lei/MWh.

În luna martie, OMV Petrom estima că, potrivit OUG 114 și legislației secundare adoptate de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), în 2019 “86% din gazele folosite pentru centrala de la Brazi vor proveni din import”.

Numai că în trimestrul al doilea, OMV Petrom a produs doar 0,04 TWh de electricitate la centrala de la Brazi, comparativ cu 0,41 TWh trimestrul similar al anului trecut, din cauza” marjelor negative, data fiind creșterea prețurilor la gaze și certificatelor verzi”.

Rezultă că gazul a fost importat în scopuri comerciale, și nu pentru utilizarea sa la centrala de la Brazi.

Și asta pentru că OMV Petrom a preferat să înmagazineze gazul din producția internă, pentru a-l putea vinde la un preț mai ridicat iarna viitoare și să-și onoreze contractele deja existente parțial cu gaz din import.

Așa se face că Petrom avea înmagazinată la finalul trimestrului al doilea al acestui an o cantitate de gaze de 3,4 miliarde TWh, de trei ori mai mare decât cea depozitată la finalul perioadei similare a anului trecut.

În trimestrul al doilea, OMV Petrom a comercializat 9,39 TWh de gaze. 3,4 TWh au fost depozitați, 3,2 TWh vânduți la prețul pieței pe piețele centralizate (OPCOM și BRM), iar 2,9 TWh au fost livrați către consumatorii casnici și producătorii de energie termică pentru casnici la preț reglementat de 68 lei/MWh.

Profit.ro a semnalat faptul că plafonarea prețului gazelor destinate consumului populației și sistemelor de încălzire centralizate i-a determinat atât pe furnizori, cât și pe producători să depoziteze mai multe gaze.

România ar putea avea nevoie iarna viitoare de importuri de gaze de peste 15 TWh, în condițiile scăderii naturale a producției și a subvenționării consumului prin adoptarea controversatei OUG 114. Numai că principala rută de import, cea ucraineană, s-ar putea închide în cazul în care Gazprom nu se înțelege cu statul ucrainean privind prelungirea actualului acord, care expiră pe 31 decembrie 2019. Autoritățile romțâne susțin că au un plan de rezervă, plan care însă ar putea extinde o eventuală criză a gazelor și pe pieța de electricitate. Consumatorii industriali ar putea rămâne la iarnă nu numai fără gaze, ci și fără curent electric.

Întrebată dacă are un scenariu privind importul de gaze de iarna viitoare în eventualitatea în care acordul de tranzit dintre Gazprom și Ucraina nu va fi reînnoit, iar România nu va mai putea importa gaz pe la Isaccea sau Medieșul Aurit, compania care deține monopolul sistemului de transport autohton, Transgaz, a precizat că este doar “operatorul tehnic al sistemului naţional de transport şi răspunde de funcţionarea acestuia în condiţii de calitate, siguranţă, eficienţa economică şi protecţie a mediului înconjurător. Strategia energetică a României este în sarcina Ministerului Energiei”.

Dar care este strategia Ministerului Energiei? Potrivit unui răspuns oferit parlamentarului USR, Cristina Prună, în iarna 2017-2018, consumul de gaz a fost de 81 TWh, acoperit din producția internă, care a fost de 48,6 TWh, de extracții din depozite de 19,5 TWh și de importuri, în valoare de 12,8 TWh.

Numai că între timp a mai trecut un an, caracterizat de declinul natural al producției, inclusiv o iarnă, caracterizată de o majorare a consumului. Potrivit datelor Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), consumul intern a scăzut cu 1,57% în noiembrie și cu 3,2% în februarie, însă s-a majorat cu 11,73, respectiv 11,83% în decembrie și ianuarie. Rezultă că în această iarnă consumul a fost undeva în apropierea cifrei de 83 TWh, și nu 81 TWh ca în iarna 2017-2018.

În plus, producția internă a scăzut (cu 6,8% în noiembrie, cu 4,8% în decembrie și cu 3,2% în februarie), situându-se mai degrabă în apropierea nivelului de 45-46 TWh (și nu 48,6 TWh precum în iarna precedentă.

Drept urmare, nivelul importurilor din această iarnă s-a majorat cu peste 12%, ajungând aproape la 14,5 TWh.

În condițiile în care în România se înregistrează un declin natural al producției rezultă că în iarna viitoare, chiar dacă va fi la fel de blândă ca ultima iarnă, necesarul de import ar trebui să depășească nivelul de 15 TWh, și nu 12,8 TWh cât susține Ministerul Energiei că a fost în iarna 2017-2018. Iar dacă iarna va fi una mai grea, volumul de gaz care ar trebui importat ar putea atinge niveluri record.

În plus, prin adoptarea OUG 114, care plafonează prețul gazelor pentru consumatorii casnici și pentru sistemele de încălzire centralizată, guvernul român a adoptat o politică de subvenționare a consumului și de descurajare a producției. De aceea, n-ar fi exclus nu numai ca producția să scadă, dar și ca nivelul consumului să-l depășească pe cel din această iarnă, de 83 TWh, ceea ce ar pune o presiune suplimentară pe importuri.

Momentul în care statul român a decis să adopte o astfel de politică este unul cum nu se poate mai nefericit, pe 31 decembrie expirând contractul de tranzit între Gazprom și Ucraina. Istoric, peste 90% din gazul importat de România, provine de pe ruta ucraineană.

În ultima iarnă, însă, acest procent s-a redus la 60%, fiind majorate importurile din Ungaria. Însă chiar dacă România ar import din Ungaria lună de lună la nivelul record din luna ianuarie din acest an (1,6 TWh), importurile din vecinii vestici n-ar acoperi decât jumătate din necesarul de import al României din iarna viitoare.

Planul Ministerului Energiei în eventualitatea stopării tranzitului de gaz rusesc prin Ucraina

Ministerul energiei susține însă că are un plan de rezervă în situația stopării tranzitului prin Ucraina, care constă în:

1. activarea eventualelor capacităţi de producţie, nerentabile în condiţii normale
2. majorarea volumelor înmagazinate în depozitele subterane și, implicit, a volumelor extrase din depozite
3. creşterea cantităţilor importate pe reiația Ungaria şi Bulgaria
4. aplicarea intreruptibilității şi utilizarea combustibililor altemativi

Prima măsură e de-a dreptul hilară. După ce în ultimii ani statul român a prigonit producătorii autohtoni, ar trebui să se roage de aceștia să repornească, pe banii lor, sonde nerentabile, cu costuri de repornire ridicate. Și pentru ce? Pentru a vinde gaz scos la un cost nerentabil la un preț reglementat de 68 lei/MWh!

De altfel, și ministerul recunoaște că măsura nu are un impact major și că situaţia sondelor închise (nerentabile) se află în evidenţa ANRM, instituție recunoscută pentru relația “dificilă” pe care o are cu companiile producătoare, cărora le-a majorat artificial redevențele prin introducerea prețului de referință de pe bursa austriacă CEGH.

A doua măsură este limitată de procesul tehnologic. Romgaz, proprietarul a 7 dintre cele 8 depozite de gaze din România, nu poate face minuni peste noapte. Cel puțin pe hârtie, capacitatea maximă de extracţie la începutul ciclului de extracţie este de 29 milioane mc/zi, iar cea de la sfarsitul ciclului de extracţie, de 11,5 milioane mc/zi.

Cea de-a treia măsură este o necunoscută: accesarea de surse alternative din import. Într-un răspuns la o întrebare adresată de Profit.ro, Transgaz, operatorul de sistem din România a recunoscut că “nu a fost efectuată o analiză cu privire la suficiența sau nu a capacităților de transport” pe rutele alternative în eventualitatea în care Gazprom va stopa orice tranzit al gazelor prin Ucraina”. Însă este foarte puțin probabil, în condițiile în care pe rutele către Bulgaria se realizează doar un flux dintre România și nu invers, să poată fi importat vreun metru cub de gaz. În plus, de unde poate proveni gazul din Bulgaria. Doar din prelungirea TurkStream. Numai că bulgarii lucrează la prelungirea TurkStream către Serbia și nu către România!

Identic și în cazul Ungariei. În prezent ungurii se alimentează tot cu gaz rusesc via Ucraina. Probabil că anul viitor vor apela la gazele din hub-ul austrian Baumgarten, alimentat prin Nord Stream. Dacă însă Nord Stream 2 nu va fi funcțional până la începutul anului viitor, gazul de la Baumbarten s-ar putea să nu fie suficient pentru unguri, dar și pentru exportul său în România!

Singura soluție practică este ultima: trecerea producătorilor de energie electrici şi termici pe combustibili alternativi, conform Planului de urgenţă, şi activarea consumatorilor întreruptibili, conform Planului de urgenţă.

O criză a importului de gaze ar putea declanșa și o criză pe piața de electricitate

Numai că întreruperea consumatorilor industriali va crea alte probleme în sistem. Printre consumatorii interuptibili se află și centralele electrice pe gaz de la Iernut și Brazi, potrivit Planului de urgenţă, aprobat prin HG nr. 32/2019 pentru aprobarea Planului de acţiuni preventive privind măsurile de garantare a securitătii aprovizionării cu gaze naturale.

Potrivit acestuia, “Ministerul Energiei a centralizat următoarea listă cu clienți întreruptibili de siguranță: COLTERM CET Centru Timișoar, DACIA MIOVENI, CECC BRAZI, SPEE IERNUT (CET CUCI), S.C. AZOMUREȘ TÂRGU-MUREȘ, S.C.CHEMGAS SLOBOZIA. S.C. VIROMET VICTORIA, ELECTROCENTRALE BUCUREȘTI, TERMOFICARE ORADEA, ELECTROCENTRALE CONSTANȚA, ELECTROCENTRALE GALAȚI. Ordinea în care va fi limitată/sistată furnizarea/distribuirea/transportul gazelor naturale este următoarea: consumatorii industriali indicați supra și apoi ceilalți consumatori, în limita combustibilului alternativ ce-l dețin în stoc sau care poate fi asigurat imediat”.

Iernut se află oricum într-un program de modernizare, ceea ce înseamnă că nu va produce prea multă electricitate. Centrala de la Brazi, în schimb, a fost unul dintre factorii stabilizatori de pe piața de electricitate din ultima iarnă. Dacă România nu va avea de unde importa gaz iarna viitoare și va ordona oprirea centralei de la Brazi, criza din sistemul de gaze se va propaga în cel de electricitate. România ar putea importa mai multă electricitate însă s-ar putea să nu aibă de unde. Jumătate din capacitățile de producție din Ungaria, țară cu care România este interconectată, sunt pe gaz. Iar Europa Centrală și de Sud Est este recunoscută drept o regiune cu un deficit de capacități de producție și în situații de normalitate.

Adoptarea proiectul ordonanţei de urgenţă cu privire la noile măsuri fiscale anunţat de Ministrul Finanţelor, în particular impunerea unui plafon de 68 lei/MWh, va conduce la scăderea producției de gaze în următorii ani ca urmare a scăderii investițiilor, la majorarea importurilor de gaze și la șomaj, susține OMV Petrom, într-un comunicat de presă

“Dacă vor fi implementate, măsurile vor arunca piaţa de gaze din România înapoi în timp cu cel puţin 10 ani, la stadiul de piaţă reglementată şi departe de a fi liberalizată”, precizează OMV Petrom.

OMV Petrom a fost cea mai afectată companie din domeniul energetic, în urma publicării proiectului de cod fiscal, cotațiile sale pe BVB scăzând în cursul zilei de miercuri cu aproximativ 13%.

OMV Petrom, cel mai mare contribuabil din România, susține că în absenţa unei economii deplin funcţionale, investiţiile, disponibilitatea produselor şi serviciilor, locurile de muncă şi creşterea economică sunt ameninţate.

“Atragem atenția că stabilirea în mod artificial a unui preț la care producătorii sunt obligați să comercializeze gazele încalcă regulile Uniunii Europene privind piața liberă, distorsionează concurenţa, discriminează producătorii români faţă de importatori și poate avea consecințe grave asupra aprovizionării cu gaze”, se precizează în comunicat.

Producția de gaze din România ar scădea în următorii ani, susține compania, ca urmare a reducerii investițiilor, prețul stabilit artificial la 68 de lei/MWh punând în pericol proiecte importante de investiții din domeniu.

Acest lucru ar antrena majorarea importurilor de gaze, cu impact puternic asupra securității energetice a României și cu creșterea prețului la gaze în viitor.

În lipsa investiţiilor, producţia internă de gaze naturale este de așteptat să scadă în mod abrupt, iar diferenţa ar fi acoperită de importuri suplimentare de gaze, care sunt semnificativ mai scumpe. Potrivit estimărilor OMV Petrom, în lipsa oricăror investiții, importurile ar putea crește până la 40%-50% din consum în 2030 (față de aproximativ 10% în prezent), din cauza scăderii producției naționale.

Nivelul mai scăzut al investiţiilor ar afecta și piața munci, susține OMV Petrom. “În plus faţă de cei 13.000 de salariaţi proprii, OMV Petrom lucrează cu un număr mare de companii româneşti care au aproximativ 40.000 de salariaţi.

Suntem profund îngrijoraţi cu privire la măsurile care sunt impuse fără studii de impact şi fără nicio consultare prealabilă. Astfel de măsuri au efect negativ asupra atractivităţii României pentru investitori, descurajează proiectele de investiţii şi afectează în mod negativ economia şi forţa de muncă.”, se precizează în comunicat.

OMV Petrom a declanșat în luna octombrie producția la o sondă nou forată în județul Vâlcea, în care a investit 10 milioane de euro, volumul inițial al producției acesteia fiind de peste 190.000 metri cubi pe zi (sau aproximativ 1.100 de barili echivalent petrol pe zi).

Sonda Mamu 4317 a fost forată în proximitatea zăcământului Mamu, la o adâncime de aproximativ 4.400 de metri și a confirmat existența gazelor și condensatului. Datorită proximității față de infrastructura existentă, sonda a intrat deja în producție la sfârșitul lunii octombrie.

”Majoritatea zăcămintele de gaze din România au intrat în producție cu zeci de ani în urmă, sunt mature, iar producția lor este în declin. OMV Petrom continuă să investească în explorare și activități de producție pentru a limita acest declin și pentru a asigura securitatea aprovizionării cu energie. În primele zece luni ale anului, ne-am intensificat investițiile cu peste 40% față de perioada similară a anului trecut și am forat 89 de sonde noi și sidetrackuri. Acestea se adaugă celor 9 miliarde de euro deja investite în Upstream, în România, în perioada 2005-2017”, a declarat Peter Zeilinger, membru al directoratului OMV Petrom, responsabil de Upstream.

Zăcământul Mamu se află în producție din 1980, dar continuă să fie unul dintre zăcămintele cu cea mai mare producție din portofoliul OMV Petrom. Producția curentă a acestuia este de aproximativ 4.500 bep/zi. Dacă ar fi utilizată doar pentru încălzire, producția anuală a zăcământului Mamu ar putea asigura încălzirea pentru aproximativ 180.000 de locuințe.

OMV Petrom este cea mai mare companie importantă companie de petrol și gaze din regiune, cu o producție anuală de ţiţei şi gaze de aproximativ 61 milioane bep în 2017.

OMV Petrom este și cel mai mare contribuabil la bugetul de stat, cu circa 25,5 miliarde de euro plătiți sub formă de taxe, impozite și dividende plătite în perioada 2005 – 2017.

OMV Petrom va avea din nou un român în Directorat, Consiliul de Supraveghere al companiei numindu-l vineri pe Radu-Sorin Căprău, în funcția de membru al Directoratului, responsabil pentru Downstream Oil, pe perioada rămasă din mandatul lui Neil Anthony Morgan, care și-a anunțat recent demisia.

Radu-Sorin Căprău, 43 de ani va ocupa poziția de membru al Directoratului, responsabil pentru Downstream Oil începând cu 1 ocrombrie 2018 până în data de 16 aprilie 2019

Totodată, vineri, Consiliul de Supraveghere al OMV Petrom SA a renunțat la dreptul la perioada întreagă de preaviz din partea lui Morgan. Prin urmare, mandatul lui Morgan va înceta la data de 30 septembrie 2018.

În lunile care urmează, Radu-Sorin Căprău și Neil Anthony Morgan vor lucra împreună pentru a asigura o tranziție lină și pentru a ajuta compania să-și atingă obiectivele de business.

După ce a absolvit Universitatea de Studii Economice din Brașov, Radu-Sorin Căprău și-a continuat cariera în diferite funcții de vânzări, înainte de a se alătura OMV în 2000, în poziția de Area Manager pentru OMV România. De atunci, a deținut diferite poziții de management în România și Bulgaria fiind responsabil de Retail, de Avanti International, Petrom Aviation și Downstream Supply and Sales. În 2018, a devenit Head of Crude Supply and Trading, la Viena.

Începând 17 aprilie 2019, OMV Petrom va avea un nou director financiar, de naționalitate română, Alina-Gabriela Popa, care îl va înlocui pe actualul CFO al companiei, Stefan Waldner. Acesta a informat deja Consiliul de Supraveghere al companiei că nu va mai fi disponibil pentru exercitarea funcției de Director Financiar după data de 16 aprilie 2019, dată la care mandatul actual încetează, însă va continua să dețină această funcție până atunci.

În prezent, din Directoratul OMV Petrom mai face parte doar un român, Lǎcrǎmioara Diaconu-Pinţea, care va fi însă înlocuită peste o săptămână cu Frank Neel. Ceilalți membri ai Directoratului sunt Christina Verchere, Stefan Waldner, Peter Rudolf Zeilinger și Neil Anthony Morgan.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Neil Anthony Morgan a demisionat din funcția de membru al Directoratului OMV Petrom responsabil pentru Downstream Oil începând cu 30 noiembrie 2018, după un mandat de peste zece ani.

Potrivit unui comunicat al companiei, care nu oferă niciun amănunt suplimentar legat de demisia lui Morgan, succesorul acestuia “va fi anunțat ulterior”.

Totodată, noul membru al Directoratului responsabil pentru Downstream Gas, Franck Neel, a informat Consiliul de Supraveghere al OMV Petrom că este pregătit să-și preia mandatul începând cu 1 iulie 2018. Acesta o va înlocui pe Lǎcrǎmioara Diaconu-Pințea.

Cum, începând cu 1 mai, fostul CEO Mariana Gheorghe a fost fi înlocuită cu Christine Verchere, după 1 iulie, directoratul OMV Petrom nu va mai avea niciun român în componență. De la 1 iulie, acesta va fi format din Christine Verchere, Peter Rudolf Zeilinger, Neil Anthony Morgan, Stefan Waldner și Frank Neel.

Dacă în locul lui Morgan nu va fi numit un cetățean român, de-abia pe 17 aprilie 2019 va mai apărea un român în Directoratul OMV Petrom.

Începând 17 aprilie 2019, OMV Petrom va avea un nou director financiar, de naționalitate română, Alina-Gabriela Popa, care îl va înlocui pe actualul CFO al companiei, Stefan Waldner. Acesta a informat deja Consiliul de Supraveghere al companiei că nu va mai fi disponibil pentru exercitarea funcției de Director Financiar după data de 16 aprilie 2019, dată la care mandatul actual încetează, însă va continua să dețină această funcție până atunci.

Noul membru al Directoratului OMV Petrom responsabil cu activitatea Downstream Gas, Franck Neel și-a început cariera în 1993 și a lucrat peste 20 de ani pentru Engie, unde a deținut numeroase poziții de conducere în Marea Britanie, Ungaria, Italia, Franța, precum și în Belgia și Olanda. Din 2014, este General Manager responsabil pentru clienții industriali și comerciali și pentru servicii de consultanță în energie, în Londra, Marea Britanie.

Rafinăria Petrobrazi și-a reluat, la începutul acestei săptămâni, activitatea, după 6 săptămâni de revizie planificată, care a costat compania OMV 45 milioane de euro.

Revizia a fost una programată, așa că OMV Petrom și-a luat toate măsurile necesare pentru a-și putea alimenta în continuare stațiile cu carburanți. De obicei, la începutul intrării în revizie a rafinăriei, stocurile de produse (benzină, motorină, GPL etc.) sunt la un nivel maxim, iar cele de materii prime la unul minim, pentru ca la finalul perioadei situația să fie una exact opusă. Dacă alimentarea cu carburanți a consumatorilor nu va fi afectată, vor fi în schimb influențate rezultatele financiare ale OMV Petrom pe trimestrul al doilea, prin reducerea ratei de utilizare a rafinăriei. În primul trimestru al acestui an, aceasta a fost de 94%.

În revizia Petrobrazi au fost implicați 5.000 muncitori implicați, cu 4.000 mai mult decât în perioadele de funcționare normală, care au lucrat peste 2 milioane de ore, fiind verificate 3.720 conducte și 9.300 echipamente electronice și de automatizare.

”Instalațiile noastre sunt acum 100% funcționale, iar producția de produse rafinate a fost reluată după ce instalațiile au fost puse treptat în funcțiune. După repornire, suntem complet operaționali și avem capacitatea de a procesa peste 12.000 de tone de țiței pe zi. Sunt bucuros că această revizie, care a însemnat zeci de mii de operațiuni diferite, s-a desfășurat cu bine, fără incidente semnificative sau accidente care să determine întreruperea lucrului, în timp ce am continuat să asigurăm carburanții necesari în rețeaua noastră de benzinării”, a declarat Neil Anthony Morgan, membru al Directoratului OMV Petrom, responsabil pentru Downstream Oil.

Următoarea revizie este planificată pentru 2022, peste patru ani. Investițiile semnificative și lucrările de modernizare efectuate de-a lungul anilor au permis extinderea perioadei dintre revizii. Înainte de 2014, astfel de revizii se efectuau anual, iar, după finalizarea programului de modernizare a Petrobrazi, perioada dintre revizii a fost prelungită la doi ani. Ca practică generală în industrie, operațiunile de producție se suspendă în timpul reviziilor.

Rafinăria Petrobrazi, cu o capacitate de rafinare de 4,5 milioane de tone de țiței anual, poate acoperi necesarul de carburanți anual pentru 3 milioane de autovehicule.

În perioada 2005-2017, rafinăria Petrobrazi a beneficiat de investiții de peste 1,5 miliarde euro în proiecte de modernizare, de construire a unor instalații noi și în proiecte de mediu.

Prețul mediu al electricității pe piața spot din România s-a majorat joi cu 3,68%, ajungând la peste 300 de lei/MWh (65 de euro/MWh), fiind înregistrat un nou maxim al acestui an, ca urmare a scăderii considerabile a producției în prima parte a zilei din cauza închiderii centralei OMV Petrom de la Brazi, anunțată în exclusivitate de Profit.ro, și a unei producții reduse de energie eoliană.

Profit.ro anticipa joi dimineață că în urma reducerii producției la nivel național, este posibil ca pe piața de electricitate prețurile să crească și mai mult după indisponibilizarea celor 860 de MWh pe care i-ar fi produs centrala de la Brazi.

Nivelul producției de joi, de 9.200 MW se situează în apropierea nivelului consumului intern. În prezent, România produce o cantitate de energie electrică cu doar 200 de MW peste nivelul consumului, ceea ce a pus presiune pe prețurile de pe piața pentru ziua următoare (PZU), care miercuri înregistrase cel mai mare preț mediu din acest an, de 291 lei/MWh. De altfel, și miercuri și joi au fost înregistrate și maxime orare de peste 90 de euro/MWh pentru curentul livrat în ziua următoare între orele 19 și 21. Principala cauză identificată de Profit.ro era presiunea cererii din restul Europei, afectată de o stare a vremii nefavorabilă, dar și consumul intern ridicat și prognoza meteo pentru România, care anunțau temperaturi minime sub -15 grade, precum și o slăbire a intensității vântului, ce ar conduce la o reducere a producției de energie eoliană. Prețurile din România rămân sub cele din Ungaria și Slovacia, unde un MWh costa pe PZU 68, respectiv 6 euro.

Micșorarea producției cu cei 860 MW ai centralei de la Brazi și scăderea producției de energie eoliană de la peste 2.000 de MW, cât a fost în ultimele zile, la aproximativ 200 de MW, a fost parțial compensată de creșterea producției de energie solară, care în prezent este de 550 de MW. Și hidrocentralele merg la capacitate maximă, producând 3.400-3.500 de MW.

Scăderea producției de energie eoliană are ca principal motiv lipsa vântului, însă există și o cauză tehnică. Potrivit unor surse din piață mai multe turbine eoliene nu au putut fi repuse în funcțiune după ce în urmă cu câteva zile au fost oprite la solicitarea Transelectrica. Compania de stat a înregistrat avarii la una dintre liniile sale din regiune și a solicitat producătorilor de energie eoliană reducerea producției. Gerul din ultimele zile a condus la înghețarea “morilor de vânt” și a îngreunat repunerea în funcțiune a acestora.

În pofida unui consum aproape record, de 9.500 MW, în ultimele zile, producția a depășit în medie cu 1.500 MW nivelul acestuia, recent fiind înregistrat și un nou maxim istoric. România a înregistrat luni, în apropierea orei 19, cea mai mare producție de electricitate din istorie, de 11.336 MW, cu 41 MW peste fostul record, realizat pe 20 decembrie 2016, de 11.295 MW, producția de energie hidro atingând o valoare ridicată, de peste 3.400 MW.

Starea de dezechilibru în care se afla sistemul național de transport al gazelor din cauza consumului casnic ridicat, dar și a deciziei Gazprom de a satisface doar 25% din cantitatea de gaze solicitată de România, au determinat autoritățile să oprească alimentarea cel puțin a unui mare consumator, și anume centrala electrică pe gaze a OMV Petrom de la Brazi.

OMV Petrom a anunțat sistemul european de informare în domeniul energiei (REMIT, de închiderea în totalitate a centralei de la Brazi pentru ziua de 1 martie, motivul invocat fiind ”presiunea redusă a gazelor din rețea”. Centrala a funcționat doar parțial și în cursul zilei de miercuri: la jumătate din capacitate (440 MW din totalul de 860 MW) în prima parte a zilei, până la ora 13, pentru ca apoi să scadă la o capacitate de 207 MW, potrivit REMIT.

Starea de dezechilibru în care sistemul de transport de gaze din România vine într-un moment total nepotrivit pentru cel de-al doilea mare producător de gaze din România. Dacă ar fi funcționat la capacitate maximă, centrala ar fi permis companiei să profite de prețul ridicat al energiei electrice de pe piața pentru ziua următoare, care miercuri a ajuns pentru anumite intervale orare și la 90 de euro/MWh. Însă, în condițiile opririi centralei și ținând cont că OMV Petrom are semnate contracte de furnizare a energiei electrice, compania va fi nevoită să cumpere (și nu să vândă, cum ar fi fost normal) electricitate de pe PZU, pentru a-și onora obligațiile contractuale.

Piața de electricitate nu a fost manipulată, și nici nu au existat participanți care să încerce manipularea pieței în pofida evoluției prețurilor pe energie de la începutul acestui an, a declarat directorul general OPCOM, Victor Ionescu. Cu toate acestea, unii participanți au avut un comportament anacronic, afișând oferte mari de preț pe o perioadă îndelungată.

“Din punct de vedere al definiției și monitorizării, nu au existat elemente de manipulare a pieței și participanți care să încerce manipularea pieței”, a afirmat Ionescu, explicând că au fost puține excepții (intervale orare și zile excepționale din sfârșitul lunii ianuarie - începutul lunii februarie) în care n-au fost corelate prețurile cu cele de pe celelalte 19 piețe europene. “Însă și în acele zile excepționale, prețurile au fost însă corelate cu cele de pe piețele din Balcani, și de pe alte piețe din jur”, a subliniat directorul OPCOM.

Cu toate acestea, Ionescu susține că este evident că “în această perioadă, participanții la piață a fost evident că testează limitele reglementărilor. Iar în urma acestor evenimente cadrul reglementator trebuie regândit”.

Întrebat de Iulian Iancu, președinte al Comisiei, cum cum caracterizează comportamentul unui actor care licitează zilnic 2000/MWh (pe care l-a și numit - OMV Petrom), Ionescu a precizat că subscrie “că și acest participant, și nu numai, au fost vectori care au ridicat prețul. Un astfel de comportament ar putea fi înțeles pentru o perioadă scurtă, o zi, două trei. Ar fi trebuit să facă propriile analize și după câteva zile să contracteze prin celelalte platforme de tranzacționare”.

“Există 2 categorii de participanți care probabil din condițiile contractuale pe care le au consideră că nu există niciun fel de importanță a prețului de cumpărare sau a prețului de vânzare. Ofertezi un astfel de preț dacă ai foarte mare nevoie de energie și te expui în totalitate prețului de închidere a pieței. Un comportament similar îl pot avea vânzătorii, oferta e făcută la un preț foarte mic, există și producători care listează prețuri negative. Ei doresc să vândă neapărat, nu contează prețul”, a explicat directorul OPCOM comportamentul celor ce licitează pe piața pentru ziua următoare.

În plus, consideră acesta, fluxul de import-export al energiei electrice a contat la rândul său: “Dacă ne uităm în fiecare zi la fluxurile România-Ungaria , de câte ori realizăm import atenuăm prețul, iar când realizăm export, se ridică prețul”

Prețul a fost influențat și de falimentele furnizorilor de la începutul de an, însă într-o mi mică măsură. “Este evident că atunci când niște furnizori mari au denunțat contractele la termen că deficitul respectiv trebuia acoperit prin achiziții rapide. Cred în continuare că toți acest cumpărători ar fi trebuit însă să achiziționeze energie de pe piețele la termen prin matricea celor 170 de instrumente OPCOM. Nu au fost foarte mulți cei care au falimentat. Teoria ne spune că în fața unei evoluții de acest gen sunt vulnerabili furnizorii mici, însă la noi au intrat în faliment furnizori foarte mari.”, afirmă Ionescu.

Faptul că furnizorii de electricitate n-au avut o strategie coerentă a fost confirmat de Sorin Boza, directorul general al Complexului Energetic Oltenia. Acesta a declarat “că din cel 11 grupuri care produc energie ale CE Oltenia, la finalul anului trecut un singur grup era contractat prin contracte bilaterale. Era o situație dezastruoasă din punct de vedere al predictibilității. După această perioadă, CE Oltenia și-a schimbat viitorul, am avut clienți care au venit la noi pt semnarea de contracte bilaterale. Pentru 2018 avem o medie de 6 grupuri vândute, pentru un preț mediu de 180 lei/MWh”

Boza a precizat că prețul mediu obținut de Oltenia pe OPCOM a fost de 174 de lei pe termen lung, iar pentru cele aproximativ 20% din total energie vândută pe PZU a fost obținut prețul de închidere a pieței (240 de lei). Pe piața de Echilibrare CE Oltenia a vândut doar 5,5% din producție.

“Noi trebuie să vindem pe termen lung pentru a participa la PZU și piața de echilibrare. Durează 7 ore pornirea unei unități de producție”, a explicat directorul CE Oltenia, recunoscând că în prezent, din termenul pe termen lung și cel pe PZU, își acoperă în prezent costurile de producție, față anii trecuți, când nu putea face acest lucru.

Directorul CE Hunedoara a recunoscut la rândul său că și compania sa a vândut energie pe PZU la prețul de închidere a pieței și la prețuri maxime de 700 de lei pe piața de reglementare.

Și reprezentanții Hidroelectrica au confirmat că furnizorii de ultimă instanță au achiziționat doar 2,5 TWh din totalul de 10,5 TWh vânduți pe OPCOM de companie. În luna ianuarie, Hidroelectrica a vândut 1,16 TWh, dintre care 300 de GWh pe piața de echilibrare, și 38 de GWh pe PZU. Ca urmare a evoluției prețurilor, compania a obținut în prima parte a anului un profit mai mare cu 50% la o producție mai mică cu 80%, și a acordat dividende de 665 milioane lei (din care 80% acordate statul român).

OMV Petrom a respins, într-un comunicat publicat miercuri pe Bursa de Valori București (BVB) adresat investitorilor, acuzațiile  de manipulare a pieței și de vulnerabilizare a sistemului energetic național. Deși nu precizează cine a făcut aceste acuzații, ci doar că au “fost reflectate recent în spațiul public”, este evident că OMV Petrom se referă la declarațiile președintelui Comisiei de Industrii și Servicii a Camerei Deputaților și totodată președintele Comisiei Parlamentare de anchetă a ANRE, Iulian Iancu.

Acesta a acuzat, în cadrul unei ședințe a comisiei, un producător de electricitate de manipularea pieței, susținând că, în opinia sa, “a refuza să pui la dispoziție 100% din capacitatea de producție este infracțiune, deci automat se constituie într-un dosar penal de anchetă”. Ulterior, într-un comunicat de presă, a nominalizat OMV Petrom drept compania ai căror reprezentanți vor fi audiați pentru a da “informații lămuritoare despre următoarele: discriminarea producătorilor de energie electrică, manipularea pieței, creșterea artificială a prețului, vulnerabilizarea siguranței și a sistemului energetic național”

OMV Petrom susține că “până la acest moment și, implicit, anterior lansării în spațiul public a alegațiilor menționate, companiei nu i s-a solicitat de către Comisia parlamentară de anchetă a ANRE, un punct de vedere”.

În plus, OMV Petrom amintește că, în urma creșterii preturilor la electricitate în ianuarie 2017, Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) și Consiliului Concurentei (CC) au analizat evenimentele din primele luni ale anului de pe piața spot operată de OPCOM. “Potrivit declarațiilor publice ale reprezentanților ANRE și CC, în urma analizei, nu au fost identificate indicii de manipulare a pieței sau de înțelegeri intre jucătorii din domeniu.“, se precizează în comunicat.

Compania consideră că “aceste alegații sunt de natura sa afecteze reputația companiei și implicit derularea activităților comerciale. OMV Petrom acționează în deplin acord cu legislația din România, pe principii comerciale și de transparență”.

În opinia oficialilor OMV Petrom, întreruperea intenționată a producției și a comercializării de energie este contrară rațiunii de business a oricărei companii energetice.

OMV Petrom confirmă datele publicate de Profit.ro, potrivit cărora compania nu numai ca nu a beneficiat  de preturile ridicate din ianuarie 2017, ci, dimpotrivă, a fost afectata negativ.

“Din cauza unor defecțiuni tehnice, asa cum am informat autoritățile competente, Centrala de la Brazi funcționa la 50% din capacitate încă din octombrie 2016, cu trei luni înainte de vârful de prețuri ale electricității, înregistrat în ianuarie 2017. OMV Petrom a înregistrat pierderi ca urmare a creșterii preturilor la electricitate. Compania avea în derulare contracte la termen pentru electricitatea ce urma a fi produsă de Centrala de la Brazi. Din cauza indisponibilității a jumătate din capacitate, compania a fost nevoită să achiziționeze cantitățile respective de pe piată, la prețuri mai mari, pentru a-și onora obligațiile contractuale. În plus, potrivit REMIT, alte 15 unități de producție din România au fost indisponibile pe întreaga durată a lunii ianuarie 2017, similar situației Centralei de la Brazi, cu o capacitate cumulată de peste 3.000 de MW; Centrala de la Brazi reprezenta aproximativ 14% din capacitățile indisponibile”, susține OMV Petrom.

Atacul social-democratului la adresa OMV Petrom este cu atât mai bizar cu cât capacitatea de producție a centralei de la Brazi, de 880 MW, reprezintă doar 3,5% din capacitatea totală de producție instalată în România, care însuma 24.700 MW la sfârșitul lui 2016. Raportat la consum, Brazi poate acoperi mai puțin de 10% din necesarul de consum pe timp de iarnă (peste 9000 MW). În plus, era deja cunoscut faptul că centrala funcționa la jumătate de capacitate, încă din luna septembrie 2016, când a apărut o avarie la unul dintre transformatoare. Deci, cu mult înaintea creșterilor de prețuri de pe piața spot, care au survenit începând cu luna ianuarie 2017.

Impactul direct asupra inflației medii a majorării accizelor cu 32 de bani pe litru “ar putea să nu depășească 0,1 puncte procentuale”, susține o analiză a Ministerului de Finanțe, efectuată înaintea primei etape a majorării accizelor de pe 15 septembrie, consultată de Profit.ro.

Pentru a-și susține optimismul, ministerul de finanțe invocă două argumente, unul istoric, legat de impactul majorărilor și reducerilor de accize din trecut asupra prețului final la consumator, iar celălalt legat de cotațiile reduse ale petrolului pe piețele internaționale.

“Majorarea accizei se face în contextul unui nivel al prețului petrolului de sub 50 dolari pe baril, ceea ce determina ca impactul negativ al majorării să fie absorbit. Dacă în primele 4 luni prețul petrolului a depășit pragul de 50 dolari pe baril, începând cu luna mai acesta a început sa scadă până la un minim de 45,2 dolari pe baril în luna iunie 2017. De la începutul anului 2017 și până în prezent prețul petrolului a înregistrat o medie de 49,89 dolari pe baril”, se precizează în documentul citat.

Analiza MFP este una corectă, numai că se oprește în momentul adoptării ordonanței prin care s-au majorat accizele. E adevărat că pe 30 august, prețul internațional al țițeiului Brent (de referință pe piața globală) era de 50,8 dolari pe baril, însă, între timp acesta s-a apreciat, find tranzacționat luni, la ora 10:30 (ora României) la un preț de 55,5 dolari pe baril. Pe 25 septembrie prețul unui baril de petrol Brent era de peste 59 dolari pe baril. Actualul preț al petrolului este cu 22,2% mai mare decât minimul înregistrat în acest an și cu 11,2% peste media de 49,89 înregistrată, potrivit MFP, de la începutul anului.

De altfel, nu numai prețul petrolului a crescut în acest interval, ci și cel al produselor rafinate, benzină, respectiv motorină, cu 1%, respectiv 7,39%

Referitor la primul argument, cel istoric, MFP susține că în cazul majorărilor/micșorărilor de accize precedente, mai puțin de jumătate din cost/beneficiu a fost transferat consumatorului final.

“În ceea ce privește introducerea supra-accizei de 7 eurocenți pe litru începând cu 1 aprilie 2014, transpunerea integrală a acestei majorări de accize ar fi condus la o creștere a prețului final la consumator cu circa 6%. În realitate, conform datelor statistice publicate, creșterea prețului la combustibili a fost în luna aprilie 2014 de 3,16%, ceea ce înseamnă că doar jumătate din impactul acestei măsuri s-a regăsit în prețul final. Măsura de eliminare a supra-accizei de la 1 ianuarie 2017 s-a concretizat într-o reducere a prețului de consum cu numai 2,52% în prima lună a anului, în aceasta fiind inclusa și reducerea cotei TVA cu 1 punct procentual. Practic, eliminarea supra-accizei a condus la o scădere a

prețului de numai 1,7%, ceea ce înseamnă că o majorare a accizei mai redusă decât eliminarea din luna ianuarie 2017 și efectuata în doua etape va influența prețul combustibilului cu mult sub influența efectiva din luna ianuarie”, susține MFP.

Realitatea contrazice însă dur analiza MFP. Față de nivelul prețurilor de pe 31 august (ziua adoptării ordonanței de modificare a Codului Fiscal prin care au fost majorate accizele), OMV Petrom a scumpit benzina cu 37 de bani pe litru, iar motorina cu 48 de bani pe litru. În același interval, Rompetrol a majorat, la rândul său, prețurile cu 51 de bani la litrul de benzină și cu 61 de bani la litrul de motorină. Dacă pe 31 august la stațiile OMV Petrom, respectiv Rompetrol, de pe Șoseaua Mihai Bravu, un litru de benzină, respectiv motorină, se tranzacționa cu aproximativ 4,6 lei, în prezent, benzina costă 5,05 lei la OMV Petrom (5,09 la Rompetrol), iar motorina 5,11 lei la OMV Petrom (5,15 lei la Rompetrol).

Dacă luăm în calcul o majorare medie de 45 de bani pe litrul de benzină și de 55 de bani pe cel de motorină pentru cele două companii, care controlează peste două treimi din piață, cele două tipuri de carburanți s-au scumpit în ultima lună cu 9,78% - benzina, respectiv - 11,95%. De șase ori peste procentul maxim de 1,7% avansat de MFP în cazul benzinei și de 7 ori în cazul motorinei!

Optimismul MFP nu se oprește aici. Potrivit ministerului, “majorarea accizei la combustibil influențează anumite ramuri economice, dar nu are un efect semnificativ asupra mediului de afaceri în ansamblu”.

MFP susține că structura cheltuielilor din sectoarele producătoare de bunuri de consum se caracterizează printr-o pondere redusă a cheltuielilor cu carburanți și a celor de transport, ceea ce conduce la un impact direct redus al creșterii accizelor asupra prețurilor de livrare. “Pe total economie, cheltuielile cu produsele petroliere reprezinta circa 3,8% din producție, iar cheltuielile de transport (unde influența majorării accizei ar putea fi mai ridicata) - 1%. În industria alimentară, în industria articolelor de îmbrăcăminte și în cea a mobilei, în hoteluri și restaurante (turism), mijloace de transport rutier (autoturisme), cheltuielile cu produse petroliere reprezinta mai puțin de 1% din valoarea producției. În cazul cheltuielilor de transport , ponderea în valoarea producției nu depășește 0,2% în industria alimentară, ușoară, turism și ajunge la 0,7% în cazul mobilei”, susține analiza MFP.

Din păcate pentru minister, dar mai ales pentru populație, datele arată că socoteala de-acasă nu se potrivește cu cea de la pompă.

Centrala electrică de la Brazi a OMV Petrom, care ar putea contribui la relaxarea presiunilor existente în prezent pe piața de electricitate din România, nu va fi pe deplin operațională decât la finalul trimestrului al treilea, când ar trebui să își utilizeze și restul de capacitate de producție (480 MW).

Centrala electrica Brazi și-a reluat operațiunile la jumătate din capacitate (480 MW) pe 5 iulie, după instalarea unui nou transformator la turbina pe abur și se estimează ca va deveni în întregime operațională în noiembrie 2017, după achiziția unui transformator nou pentru turbina pe gaze, se precizează în raportul cu rezultatele financiare ale companiei din trimestrul al doilea.

În perioada 21 aprilie – 4 iulie 2017, centrala electrica Brazi a fost indisponibila din cauza unei defecțiuni la transformatorul turbinei pe abur, coroborata cu defecțiunea a transformatorului uneia dintre turbinele pe gaze. Prin urmare, centrala electrică Brazi a generat în trimestrul al doilea o producție neta de electricitate de 0,16 TWh, cu 71% mai mică decât cea din perioada similară a anului precedent, de 0,48 TWh.

Conform datelor disponibile în prezent din partea operatorului de sistem, producția națională brută de electricitate a crescut cu 5% în trimestrul al doilea al acestui an, când s-au înregistrat un preț mediu pe piața spot de 187 lei/MWh, cu 45% mai mare decât cel din perioada similară a anului trecut. Cererea națională de electricitate a crescut cu 7%, în timp ce exporturile nete au scăzut cu 31%.

România și Ungaria au rămas și pe perioada weekend-ului trecut statele europene cu cel mai ridicat preț la energia electrică tranzacționată pe piața spot, de peste 70 de euro/MWh, în pofida capacității sale de producție ridicate, România importând energie de la statele vecine, în special din Ungaria și Ucraina. Și luni dimineața, între orele 8 și 9, România importa (net) aproape 1.000 de MW (972 MW), după ce în weekend nivelul maxim al importului net se situase, sâmbătă seară, la 1071 MW. Canicula din ultimele zile ridicase nivelul consumului la 7.700 MW, în timp ce producția internă se situa la 6.600 MW, din care cea regenerabilă (eoliană, fotovoltaică și biomasă) era de doar 185 MW. Nici producția de energie hidro nu ajuta prea mult, contribuind doar cu 844 MW la producția totală de sâmbătă seară.

OMV Petrom a anunțat că a vândut parcul eolian Dorobanți, inclusiv compania care-l operează, OMV Petrom Wind Power SRL, către Transeastern Power B.V., o societate cu răspundere limitată înregistrată în Olanda, subsidiară deţinută în totalitate de Transeastern Power Trust, în schimbul sumei de 23 milioane euro.

Transeastern Power Trust este un producător independent de energie electrică care deține și operează instalații care produc energie electrică din surse regenerabile (eolian, solar și hidro), toate în România. Transeastern Power Trust a fost fondat în 2014 și este listat pe TSX Venture Exchange din Canada.

Deocamdată a fost semnat doar contractul de vânzare, finalizarea tranzacției fiind condiționată de îndeplinirea condițiilor suspensive uzuale, inclusiv aprobarea Consiliului Concurenței și se estimează că aceasta va avea loc până la sfârșitul anului curent.

Potrivit unui comunicat OMV Petrom, vânzarea parcului face parte din strategia OMV Petrom, ca grup integrat de petrol și gaze, de a se concentra asupra activităților de bază. “Mai specific, în divizia Downstream Gas se urmăreşte consolidarea poziției de lider pe piața de gaze, maximizarea beneficiilor modelului de afaceri integrat de gaze și electricitate şi extinderea regională. Activitatea de producţie energie eoliană nu se înscrie în direcţiile strategice ale companiei.”, se precizează în comunicat.

OMV Petrom a anunțat intenția de vânzare a parcului eolian Dorobanțu la începutul anului 2016.

Parcul eolian Dorobanțu este localizat în sud-estul României și include 15 turbine Vestas V-90 cu capacitate de 3 MW fiecare. Capacitatea electrică eoliană totală instalată a României este estimată în prezent la 3.000 MW, deci parcul Dorobantu are o pondere de circa 1,5%. În 2016, acesta a avut o producţie netă de electricitate de 0,08 TWh şi a primit 128.000 de certificate verzi, jumătate din ele fiind eligibile pentru vânzare începând cu 1 ianuarie 2018.

Tranzacția nu va avea un impact semnificativ asupra indicatorilor financiari şi operaționali ai OMV Petrom, în condițiile în care profitul operațional, respectiv activele OMV Petrom Wind Power SRL reprezintă mai puțin de 1% din indicatorii corespondenți ai Grupului OMV Petrom, iar producția de electricitate reprezintă 3% din producția totală de electricitate a Grupului.

La începutul anului trecut, Transeastern Power Trust, care are printre fondatori un dezvoltator român de microhidrocentrale, a anunțat că a semnat o scrisoare de intenție de achiziție a parcului eolian Baia din județul Tulcea, cu o putere instalată de 21 MW, de la compania cipriotă RG Renovatio, contra a 20,4 milioane euro, minus valoarea datoriilor contractate de dezvoltator pentru investiția în parc la data încheierii deal-ului.

În vara anului 2015, Transeastern Power Trust a mai cumpărat de la RG Renovatio, cu suma totală de circa 9 milioane euro, două parcuri solare din România. În 2014, Transeastern a achiziționat 11 microhidrocentrale românești, cu o capacitate instalată totală de 5,1 MW, din cadrul proiectelor Rott, Zagra și Suha, unul dintre vânzători fiind compania Romenergo.

Directorul operațional al Transeastern Power Trust era la acea vreme Gabriel Stăniloiu, al cărui nume se leagă de Rott Energy SRL, firmă specializată în dezvoltarea de microhidrocentrale. Stăniloiu este, de altfel, unul dintre fondatorii Transeastern Power Trust, alături de doi investitori canadieni. Potrivit Profit.ro, din board-ul fondului a făcut parte și Petru Lificiu, fost președinte al Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE). În echipa managerială a fondului se mai afla Octavian Mănăstireanu, responsabil cu proiectele hidro ale fondului. Mănăstireanu a fost director general la Rott Energy SRL, iar anterior a condus Ardaf Cluj, compania de asigurări controlată de omul de afaceri Ovidiu Tender, preluată în 2008 de italienii de la Generali.

Furnizorii de gaze naturale vor fi obligați, potrivit unui proiect de ordin al Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei, să constituie, până pe data de 31 octombrie, stocuri minime în depozitele de înmagazinare subterană de 18,6 milioane de MWh.

Dintre volumul total de gaze înmagazinat, 8,17 milioane MWh reprezintă stocul minim pentru clienții casnici, 7 milioane MWh stocul minim pentru clienții non-casnici, iar 3,45 milioane stocul minim pentru clienți producători de energie termică (însă numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei).

Dintre furnizori, sunt obligați să înmagazine volume substanțiale de gaze, furnizorii de ultimă instanță. Astfel, Engie va trebui să-și asigure stocuri minime de 5,87 milioane MWh, iar E.On Energie România, stocuri de 4,88 milioane MWh.

Cei doi mari producători care dețin și licențe de furnizare, Romgaz și OMV Petrom Gas SRL, vor trebui la rândul lor să dispună de stocuri de 3,17 milioane, respectiv, 2 milioane MWh. În plus, OMV Petrom SA va trebui să realizeze stocuri de 611 mii MWh. Dacă în cazul Romgaz, majoritatea stocurilor, 2,1 milioane, reprezintă stocuri minime pentru clienți producători de energie termică, în cazul OMV Petrom Gas SRL și OMV Petrom SA, aproape întregul volum reprezintă stocuri minime pentru clienții non-casnici.

Potrivit legislației, nivelul stocului minim de gaze naturale la nivel național aferent unui an se stabilește astfel încât să fie echivalent cu cel puțin 25% din consumul total de gaze naturale al clienților finali înregistrat în anul precedent.

Stocul de gaze naturale se exprimă în MWh, se stabilește pentru fiecare titular al licenței de furnizare a gazelor naturale în baza cantităților de gaze naturale efectiv furnizate fiecărei categorii de clienți finali din portofoliul propriu în anul anterior celui pentru care se stabilește stocul de gaze naturale și este ajustat, după caz, cu toate modificările de portofoliu de clienți finali survenite în perioada pentru care s-a recalculat stocul minim.

Titularii licențelor de furnizare de gaze naturale își îndeplinesc obligația privind constituirea stocului minim de gaze naturale fie prin înmagazinarea gazelor naturale în nume propriu, prin încheierea de contracte de înmagazinare subterană a gazelor naturale cu unul dintre titularii licenței de operare a sistemelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale, fie prin încheierea, până la data de 31 octombrie a fiecărui an, de contracte de vânzare-cumpărare ce au ca obiect cantități de gaze naturale provenite din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale, înmagazinate de un alt titular al licenței de furnizare a gazelor naturale, fie prin încheierea de contracte de mandat cu un alt titular al licenței de furnizare a gazelor naturale, în vederea înmagazinării gazelor naturale.

Companiile de gaze, în special OMV Petrom și Romgaz, care desfăşoară efectiv atât activităţi de extracţie, cât şi activităţi de vânzare a gazelor naturale, vor achita un impozit special de 80% din veniturile suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor la gaze pentru prețurile ce depășesc 85 lei/MWh, a decis Camera Deputaților în ședința de plen de marți, în calitate de decizională.

În ceea ce privește impozitarea veniturilor suplimentare obținute la vânzarea gazelor cu un preț sub 85 de lei/MWh, impozitul rămâne același ca și în prezent, de 60%.

Impozitul de 80% se va aplica numai diferenței dintre prețul de vânzare și pragul de 85 de lei. Dacă, de exemplu, o companie vinde gaze cu 95 de lei/MWh, pentru veniturile suplimentare obținute până la pragul de 85 de lei se aplică un impozit de 60%, noul impozit de 80% aplicându-se numai veniturilor suplimentare obținute din diferența de preț de 10 lei (95-85 lei).

Din baza de calcul a impozitului se scad redevențele, dar și valoarea investiţiilor în segmentul upstream în perioada pentru care impozitul asupra veniturilor suplimentare este datorat. Însă nu în totalitate, proiectul de lege votat marți impunând o limită. “Limita maximă a deducerii investiţiilor în segmentul upstream nu poate depăşi 30% din totalul veniturilor suplimentare.”, se precizează în textul viitoarei legi.

După ce proiectul a primit vot final în plen la ora 13, Asociația Română a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA) a emis un comunicat în apropierea orei 15:00 în care se arată îngrijorată că unele amendamente aprobate și votate marți de Camera Deputaților, cu scopul modificării cadrului în care operează industria de petrolieră, pun în pericol sectorul și investițiile companiilor. Membrii asociației sunt nemulțumiți de amendamentele ce majorarează cota de impozitare de la 60% la 80% pentru prețurile peste 85 lei/MWh și permanentizează un impozit temporar prevăzut de OUG 99/2016.

Majorarea cotațiilor internaționale ale petrolului cu 61,7% a condus la o dublare a profitului net OMV Petrom, de la 288 milioane lei în primul trimestru al anului trecut la 618 milioane lei în perioada similară a acestui an.

Cotațiile internaționale ale țițeiului Urals, de referință pentru piața autohtonă s-au majorat cu 61,7%, de la o medie de 32,29 dolari pe baril în primul trimestru al anului trecut, la 52,21 dolari pe baril în perioada similară a acestui an. Drept urmare și prețul mediu al țițeiului realizat la nivel de grup a crescut de la 26,69 dolari pe baril în primul trimestru al anului trecut la 45,09 dolari pe baril - media realizată în primele luni ale acestui an.

În ceea ce privește sectorul upstream, rezultatul din exploatare excluzând elementele speciale s-a îmbunătățit la 460 milioane lei, în principal datorita preturilor mai mari la țiței, costurilor de producție mai mici, efectului favorabil al cursului de schimb (aprecierea USD cu 4% fata de RON) și deprecierii mai mici, parțial contrabalansate de preturi mai mici la gaze naturale, volume mai mici de țiței și condensat și redevențe mai mari. Rezultatul din exploatare raportat pentru T1/17 a fost influențat de elementele speciale. Cheltuielile de explorare au scăzut la valoarea de 51 mil lei în T1/17, în special datorită faptului ca ajustarea de depreciere pentru studii și costuri asociate a fost mai mică decât ajustarea de depreciere pentru sondele din blocul Neptun din anul precedent.

Investițiile în activitățile Upstream au fost cu 54% sub nivelul din T1/16, mai ales datorita proiectului Neptun Deep (campania de foraj fiind finalizata în ianuarie 2016) și a finalizării unor proiecte de redezvoltare a zăcămintelor în decursul anului 2016. Investițiile în explorare au scăzut la 41 mil lei, ca urmare a finalizării activităților de foraj la blocul Neptun Deep în T1/16.

Costurile de productie in USD/bep la nivel de Grup au fost cu 13% mai mici decât în T1/16, în principal datorită abrogării impozitului pe construcții speciale, costurilor mai mici cu personalul și serviciile, precum și cursului de schimb favorabil, parțial contrabalansate de scăderea producției disponibile pentru vânzare. În România costurile de producție exprimate în dolari/baril ecgivalent petrolau scăzut cu 14% la 10,50 USD/bep, în timp ce exprimate în RON/baril s-au redus la 44,60 RON/bep, cu 11% sub nivelul din T1/16.

În ceea ce privește sectorul downstrem, rezultatul din exploatare raportat a fost de 322 mil lei, reflectând efecte pozitive din deținerea stocurilor în valoare de 17 milioane lei, datorită creșterii prețului la țiței. Rezultatul din perioada similară a anului trecut a fost afectat de elemente speciale nete în valoare de 118 milioane lei (determinate de hotărârile judecătoresti definitive de a reduce amenzile aplicate de Consiliul Concurentei in 2011) și de pierderi din deținerea stocurilor de 61 mil lei.

In T1/17, rezultatul din exploatare CCA excluzând elementele speciale din Downstream Oil a crescut cu 10% fata de T1/16, în special datorita optimizării performantei activității de rafinare.

Indicatorul marja de rafinare al OMV Petrom a scăzut ușor de la 8,06 USD/bbl in T1/16 la 7,58 USD/bbl in T1/17, ca urmare a costului mai ridicat cu țițeiul consumat, parțial compensat de marjele mai bune la produse. Rata de utilizare a rafinăriei a atins nivelul de 95%, cu un procent peste cea din perioada similară a anului trecut.

Deși volumul vânzărilor totale de produse rafinate a fost la un nivel similar, volumul vânzărilor cu amănuntul ale Grupului, reprezentând 51% din vânzările totale de produse rafinate, a crescut cu 4%, susținut de cererea îmbunătățită și de masurile de relaxare fiscală din România.

În Downstream Gas, rezultatul din exploatare excluzând elementele speciale a fost 32 milioane lei lei in T1/17, comparativ cu 47 mil lei în T1/16, reflectând îmbunătățirea generală a performantei operaționale, contrabalansată de efectul provizioanelor pentru creanțe neîncasate, de 7 milioane lei.

Centrala electrică pe gaz a OMV Petrom, “cel mai mare proiect privat Greenfield de generare de electricitate din România, cu investiții de circa 530 milioane euro”, după cum arată pe propriul site compania, nu mai funcționează. Deși nu era funcțională din 21 aprilie, de-abia miercuri OMV Petrom a anunțat că “din cauza unei defecțiuni la transformatorul turbinei cu abur, centrala electrică de la Brazi nu este momentan disponibila.”

Este vorba de o defecțiune la cea de-a doua turbină a centralei, prima fiind indisponibilă încă din septembrie anul trecut. Acest lucru a făcut ca centrala să funcționeze la jumătate din capacitate până în prezent (când nu mai funcționează deloc), ceea ce a făcut ca OMV Petrom să rateze oportunitatea din această iarnă, când pe piața pentru ziua următoare energia electrică s-a vândut cu prețuri de 3-4 ori mai ridicate decât pe piața la termen.

“Defecțiunea este în curs de investigare pentru a determina impactul acesteia și durata remedierii ei. Pe baza datelor preliminare, estimarea actuală este că indisponibilitatea centralei ar putea dura până la sfârșitul lunii iulie 2017“, se precizează în comunicatul emis pe Bursa de Valori București (BVB).

Potrivit site-ului companiei-mamă, OMV, cea de-a doua unitate a Centralei de la Brazi s-a închis neplanificat pe 21 aprilie, pe 27 fiind programată o oprire planificată în vederea intrării în revizie a centralei, până pe 18 mai. Închiderea planificată pentru revizie a fost anulată ca urmare a defecțiunii apărute, centrala fiind nefuncțională oricum începând cu 21 aprilie ca urmare a defecțiunii apărute.

OMV anunța că primul reactor, care nu funcționează din luna septembrie, ar fi trebuit să reintre în funcțiune pe 15 august.

Centrala electrică pe gaz a OMV Petrom de la Brazi are o capacitate instalată de 860 de MW, și funcționează cu 2 turbine cu gaze naturale de 290 MW fiecare și o turbină cu abur de 313 MW. OMV Petrom se lăuda că centrala are o eficiență energetică de 57%, față de o medie de numai 30% în sectorul energetic din România, cu alte cuvinte “folosește pana la jumătate din cantitatea de gaz pe care o folosește orice altă centrală pe gaze din România pentru a genera aceeași cantitate de electricitate”.

Companiile de stat rusești nu par la fel de prietenoase cu principalul lor acționar precum cele românești, care au decis să respecte doleanțele guvernului și să aloce 90% din profitul net drept dividente. Guvernul rus întâmpină rezistență din partea conducerilor propriilor companii în alocarea a numai 50% din profitul net drept dividende.

Lupta împotriva pretențiilor financiare ale statului rus este condusă de cel mai mare producător autohton de petrol, Rosneft.

Potrivit unei informări către clienți a VTB Capital, companiile rusești listate ar trebui să distribuie în 2017 dividende în valoare de 27,3 miliarde de dolari, în creștere cu 21% față de nivelul din 2016.

“Dividendele companiilor de stat reprezintă cea mai fierbinte temă. Până în prezent nu este clar dacă guvernul va publica un nou act normativ care să impună acordarea de dividente de 50% sau dacă va examina fiecare companie de stat în parte, impunând un prag minim de 25% (din profitul net drept dividende n.red.)”, susține VTB Capital.

Vechiul act normativ, care impunea un prag minim de 50% din profitul net acordat drept dividende, a fost adoptat în aprilie 2016, însă a expirat pe 31 decembrie 2016. Cum încă nu a fost emis un act normativ suplimentar, de la 1 ianuarie 2017, companiile ar trebui să aplice vechea legislație, care impunea un prag minim de 25%.

Anul trecut, chiar dacă era în vigoare directiva pare impunea pragul de 50%, numai 5 companii rusești au respectat-o: Alrosa, Bashneft, Moscow Exchange, RusHydro și Rostelecom.

Marile companii ruse, Gazprom, Rosneft sau Transneft au solicitat să fie exceptate de la regula de 50%, achitând dividende de 24, 35, respectiv 9% din profit.al redevențelor de 50În prezent, se duce o bătălie dură între ministerul rus de finanțe, care a alcătuit bugetul pentru acest an pe un nivel al redevențelor de 50% și conducerile executive ale companiilor care susțin că au nevoie de acești bani pentru efectuarea investițiilor asumate.

Companiile rusești care plătesc cele mai mari redevențe sunt Gazprom (4 miliarde de dolari pentru exercițiul întregului an 2016), Lukoil (3,5 miliarde dolari), Norilsk Nickel (1,6 miliarde dolari), Sberbank (3 miliarde dolari) și Alrosa 1,6 miliarde dolari).

În România, guvernul a impus companiilor de stat un prag de 90% din profit care să fie distribuit ca dividende. Transgaz a părut că este singura care se opune, anunțând inițial că va distribui acționarilor dividende în valoare însumată de 250,07 milioane lei, reprezentând mai puțin de jumătate din profitul net de 594,56 milioane lei obținut în 2016. La numai câteva ore însă de la anunț, compania a revenit cu o nouă propunere de distribuire de dividende, în sumă totală de peste 545 milioane lei de această dată, adică aproape 92% din rezultatul pozitiv net înregistrat anul trecut. Nu numai companiile majoritare de stat au acordat dividende ridicate, ci și cele în care statul este acționar minoritar. OMV Petrom, de exemplu a acordat dividende în valoare de peste 80% din profitul net.

Statul român însă pare că nu a fost mulțumit de încasările din dividende, în pofida pragului de 90%, Guvernul dorind să modifice legislația în vigoare astfel încât companiile controlate de stat să poată distribui sub formă de dividende și rezervele financiare constituite în anii anteriori din banii nerepartizați acționarilor.

Potrivit unei analize a Profit.ro Statul român ar putea încasa dividende de peste 2,2 miliarde de lei de numai 6 companii din domeniul energetic la care este principal acționar, dacă acestea vor respecta memorandumul de distribuire a 90% din profitul net pe anul trecut drept dividente, procent stabilit de actualul Guvern Grindeanu. Măsura a fost contestată la momentul adoptării, analiștii susținând că statul sacrifică investițiile din sectorul energetic. Transelectrica, Transgaz, Conpet, Nuclearelectrica, Hidroelectrica și Romgaz sunt companiile care vor contribui decisiv la majorarea veniturilor statului din dividende.

Pe principiul “mai bine ceva decât nimic”, după ani de litigii cu Electrocentrale Bucureşti, Romgaz s-a văzut nevoită să accepte preluarea unei centrale vechi din anii ’60 pentru a recupera o datorie de 150 milioane de euro care întârzia să fie plătită de Elcen.

Pe de altă parte, vechea centrală, care a primit acordul de preluare de la Consiliul Concurenţei abia în anul 2013, are autorizaţie de funcţionare doar până în anul 2020 şi funcţionează la circa un sfert din capacitate, din diverse considerente (reglementări, mediu etc). Investiţia într-o centrală electrică nouă pare  astfel acceptată de stat, în asemenea condiţii, ca fiind o investiţie necesară.

După ce luna trecută, Romgaz a anunțat că a încheiat un contract în valoare de 268,8 milioane euro plus TVA cu asocierea formată din Duro Felguera și Romelectro pentru construcția centralei termoelectrice noi (cu ciclu combinat cu turbine cu gaze) la Iernut, mai rămânea să fie depus dosarul pentru accesarea de fonduri din Planul Național de Investiții (PNI).

“Dosarul a fost depus zilele trecute la Ministerul Energiei pentru analiză”, au declarat reprezentanții Romgaz, într-o întâlnire cu presa.
Reprezentanţii companiei nu se aşteaptă la surprize legate de acceptarea acestui dosar, susţinând că investiţia e considerată în unanimitate de către oficialităţi ca fiind neapărat necesară.

De la PNI pot fi atrase cu acest dosar maxim 25% din valoarea eligibilă a contractului, adică din suma fără TVA. Cu alte cuvinte, Romgaz ar putea atrage pentru investiţie până la 67,2 milioane euro.

Oricum, de bani nu se prea poate plânge acum marea companie controlată de stat. Numerarul, conturile/depozitele bancare şi titlurile de stat reprezentau cumulat, la 30 septembrie 2016, suma de 2,486 miliarde de lei. Asta şi ca urmare a distribuirii de dividende din luna iulie. Din această sumă, 44 milioane de lei reprezintă depozite cu maturitate peste un an, 1.051 milioane de lei - numerar şi echivalente de numerar, iar 1.391 milioane de lei - titluri de stat şi depozite bancare cu maturitate între 3 şi 12 luni.

“Romgaz are bani în cinci bănci de top din România dar nu are credite la bănci”, au mai declarat oficialii Romgaz.

Marele zăcământ din Buzău, în exploatare din 2017

În luna iulie, Romgaz a anunțat cea mai mare descoperire de hidrocarburi din ultimii 30 de ani, situată în nord-estul Platformei Moesice, în structura Caragele din Buzău. “Va intra în exploatare experimentală de la finele anului 2017”, au declarat reprezentanţii Romgaz.

Exploatarea experimentală este ultima perioadă a fazei de explorare. Asta ar însemna că o sondă deja produce şi, în 1-2 ani, cu acordul ANRM, după măsurători, ar putea fi confirmate rezervele dovedite.

Testele de producţie finalizate la două sonde de explorare au confirmat acumulări de resurse estimate la 25-27 miliarde metri cubi.

Testele de producţie finalizate la două sonde de explorare, 55 Damianca şi 77 Rosetti, au confirmat o importantă acumulare de hidrocarburi în rezervoare calcaroase Jurasice pe un interval de circa 120 m aflat la adâncime de peste 4.000 m.

Rezultatele prefigurează producţii zilnice între 1.400 şi 2.200 boe/ sondă. Resursa contingentă, evaluată pe baza datelor obţinute din foraje, care include geofizica de sondă, carote mecanice şi fluide extrase la teste, dar şi din dimensionarea capcanei pe date seismice 3D, este estimată între 150 şi 170 milioane boe.

Pe de altă parte, Romgaz are şi opţiunea unei participaţii de 10% în cazul unei descoperiri comerciale pentru zona de apă adâncă a perimetrului Midia XV, unde ExxonMobil şi OMV Petrom au devenit în urmă cu 3 ani titularii licenţei. “Încă nu a fost declarată descoperire comercială, astfel că suntem în aşteptare”, au mai declarat ieri reprezentanţii Romgaz.

Taxe prea mari, producţie în scădere

Compania  a indicat că în primele 9 luni ale anului a avut loc o scădere de 27% a producţiei de gaze. Una dintre cauze ar fi, potrivit reprezentanţilor companiei, taxele pe care le plătesc doar producătorii interni. Clienţii preferă astfel gazele din import (ruseşti).

Rezultate

În primele nouă luni din acest an, profitul net al companiei fost de  714 milioane lei, în scădere de la 975 milioane de lei în perioada similară a anului trecut.

Şi cifra de afaceri a scăzut în perioada analizată la 2,4 miliarde lei, de la 2,93 miliarde lei în primele nouă luni de anul trecut.

Cu peste 6.200 de angajaţi, Romgaz rămâne una dintre cele mai profitabile companii controlate de stat.

Companiile Repsol din România, partenere de explorare ale OMV Petrom în patru perimetre onshore din sudul Carpaţilor Meridionali şi al Carpaţilor de Curbură, nu par a se fi descurajat de scăderea cotaţiilor petrolului din ultima perioadă.

Gigantul petrolier spaniol este prezent local prin companiile  Repsol Târgu Jiu, Repsol Piteşti, Repsol Târgovişte şi Repsol Băicoi iar perimetrele de explorare acoperă o suprafaţă de 6.741,84 kilometri pătraţi.

Recent, spaniolii au hotărât din nou să majoreze prin aport în numerar capitalul social al celor patru firme de explorare locale cu o valoare cumulată de 68, 3 milioane de lei (circa 15,3 milioane de euro), potrivit unui document consultat de Energy Report.

Sumele au fost vărsate în conturile bancare deschise în numele firmelor de mai sus.

Capitalul social al Repsol Piteşti a crescut astfel de la 17.987.900 lei la 30.469.400 lei. Pentru Repsol Târgu Jiu de la 8.252.210 lei la 20.379.400 lei. Pentru Repsol Târgovişte de la 154.829.020 lei la 183.334.900 lei iar în cazul Repsol Băicoi de la 154.727.830 lei la 169.948.400 lei.

Să amintim tot aici că de lunile trecute, exploratorii spanioli au un nou administrator, după ce spaniolul Mikel Erquiaga Aguirre a fost revocat din funcţie. În locul spaniolului a fost numit francezul Lluch Didier Vincent Gerard, pe un mandat de patru ani.

În februarie 2013, Repsol a semnat cu OMV Petrom un contract farm-out (de transfer al drepturilor derivate din acordurile de concesiune petrolieră) prin care Repsol cumpăra o participaţie de 49% pentru zona cu adâncime mai mare de 2.500 - 3.000 de metri a perimetrelor onshore de explorare Băicoi V, Târgovişte VI, Piteşti XII şi Târgu Jiu XIII. Parteneriatul s-a făcut pentru evaluarea potenţialului de hidrocarburi al celor patru perimetre.

Cele două mari companii evaluează împreună datele obţinute în cadrul programului de seismică deja derulat pentru a determina oportunităţile de foraj de explorare. La semnarea contractului, OMV şi Repsol estimau că investiţiile pe doi ani pentru forajul de explorare din zonele amintite se pot ridica la 50 de milioane de euro.

Repsol este o companie integrată de ţiţei şi gaze, prezentă în peste 30 de ţări, cu peste 23.000 de angajaţi.

Comisia Europeană a validat, pe 19 ianurie 2016, finanțarea cu suma de 179 milioane de euro a lucrărilor ce urmează să fie efectuate de Transgaz la sistemul național de transport a gazelor naturale românesc pentru dezvoltarea unei conducte care va face legătura dintre Bulgaria și Austria via România și Ungaria (proiectul de interconectare Bulgaria - România - Ungaria – Austria prescurtat BRUA  – faza 1). Astfel, Transgaz va dispune de o parte din finanțarea necesară pentru a executa, pe teritoriul României, lucrările în cauză.

Proiectul, născut după eșecul Nabucco, presupune dezvoltarea unei capacități de transport gaze naturale între punctele existente de interconectare cu sistemele de transport gaze naturale din Bulgaria (la Giurgiu) și Ungaria (Csanadpalota), prin construirea unei noi conducte.

Conducta ar urma să aibă o lungime totală de circa 550 km, pe culoarul Giurgiu – Podișor – Corbu – Hurezani – Hațeg – Recaș – Horia și a trei stații de comprimare amplasate pe traseul conductei (SC Corbu, SC Hațeg, SC Horia).

După punerea în funcțiune, proiectul va asigura o capacitate maximă de transport gaze naturale de 1,5 mld.mc/an înspre Bulgaria şi de 4,4 mld.mc/an înspre Ungaria.

Termenul de implementare a proiectului este anul 2019, iar valoarea estimată se ridică la 560 milioane de euro.

Prin această conductă ar urma să fie transportate spre Austria şi UE şi gazele extrase din Marea Neagră. Să amintim în acest context că în ultimii ani au fost anunţate mai multe descoperiri de zăcăminte de gaze naturale în partea românească a Mării Negre, anunţuri făcute de companii precum Lukoil, ExxonMobil și OMV Petrom.

Petrofac, unul din liderii mondiali în domeniul serviciilor pentru industria petrolieră şi care se pregăteşte să iasă din parteneriatul cu Petrom de la depozitele mature de la Ţicleni, a mai făcut o majorare de capital de 1,12 milioane de dolari, indică documente ale Petrofac, consultate de Energy Report.

Pe de altă parte, presa locală prezenta zilele trecute drept posibilă preluarea a 51% din părţile sociale ale Petrofac de către Expert Petroleum, o companie care mai are un parteneriat cu OMV Petrom pentru producţia de gaze şi ţiţei din zona de vest a ţării, în Timişoara.

Recenta majorare de capital vine după ce lunile trecute, aşa cum scria în Energy Report, Petrofac a mai operat două majorări de capital într-o singură lună.

Cele două majorări de capital au fost prima de circa 3 milioane de lei (echivalentul a 750.000 de dolari) şi a doua de circa 3,4 milioane de lei (echivalentul a 850.000 de dolari). Majorările s-au făcut prin emisiuni de părţi sociale care au fost subscrise şi plătite integtral de asociatul majoritar Petrofac UK Holdings Limited.

Aceste noi majorări de capital recente s-au produs după alte de acest fel făcute în acest an. Astfel, în 6 ianuarie 2015, asociaţii Petrofac Solutions & Facilities Support, adică Petrofac UK Holdings Limited şi Petrofac Facilities Management Limited, au aprobat majorarea capitalului social cu 11.322.600 lei (echivalentul a 3 milioane de dolari). Cu această majorare, capitalul social ajungea atunci la 605.414.250 lei.

În 10 februarie 2015, asociaţii au aprobat majorarea capitalului social cu echivalentul a 4 milioane de dolari). Astfel, capitalul social a ajuns în februarie la 621.049.850 lei.

În 29 aprilie 2015, asociaţii au aprobat majorarea capitalului social cu echivalentul a 2 milioane de dolari). Astfel, capitalul social a ajuns la 629.133.450 lei.

Şi respectivele majorări s-au făcut prin emisiuni de părţi sociale care au fost subscrise şi plătite integtral de asociatul majoritar Petrofac UK Holdings Limited.

Cu toate majorările de capital recente, capitalul social al Petrofac a ajuns la 647.078.560 lei.

Printre mişcările din acest an să mai amintim că în 25 mai 2015, asociaţii au hotărât revocarea din funcţia de administrator şi membru al Consiliului de Administraţie a lui Mavriky Kalugin.

În locul acestuia ca membru al CA a fost numit americanul Timothy Lynch (55 de ani), cetăţean SUA, născut la New York.

În anul 2010, Petrom, cel mai mare producător de ţiţei şi gaze din sud-estul Europei, a semnat un contract pe 15 ani pentru creşterea producţiei în mai multe zăcăminte din zona Ţicleni, cu Petrofac.

Planurile au fost ca Petrofac să opereze zăcămintele respective în vederea maximizării producţiei şi îmbunătăţirii eficienţei operaţionale. În acest scop, Petrofac urma să asigure expertiza şi tehnologiile necesare, precum şi resursele financiare şi umane. Petrom superviza operaţiunile şi plătea Petrofac pentru cantitatea de ţiţei produsă, inclusiv un tarif crescut în funcţie de nivelul producţiei suplimentare.

În februarie 2015 însă, britanicii de la Petrofac au decis să renunţe la contractul încheiat cu OMV Petrom în 2010. După anunţul respectiv, OMV Petrom s-a declarat de acord să discute opțiunile de retragere prematură, urmând să se găsească un nou partener care să continue operațiunile curente si sa dezvolte în continuare zăcămintele. Termenul estimat pentru implementarea oricărei tranziții a fost indicat a fi în anul 2016.

Cât priveşte afacerile locale ale Petrofac Solutions & Facilities Support, acestea au fost în 2014 de 116 milioane de lei, de trei ori mai mici decât pierderile de 456 milioane de lei. Compania a redus şi numărul mediu de salariaţi de la 976 în 2013 la 922 anul trecut.

Președintele Klaus Iohannis a discutat, joi, la Palatul Cotroceni, cu CEO-ul OMV, Rainer Seele, despre viitorul sistem de taxare în energie și resurse naturale al României, despre zăcămintele de gaze naturale din Mare Neagră explorate de OMV Petrom în parteneriat cu ExxonMobil, precum și despre perspectivele României ca potențial exportator de gaze, potrivit unui comunicat al Administrației Prezidențiale.

"În cadrul întrevederii a fost prezentată activitatea grupului și prioritățile pentru următoarea perioadă, cele mai importante proiecte regionale, precum și perspectivele piețelor de țiței și gaze naturale în anul 2016", se arată în comunicat, citat de Profit.ro.

Potrivit sursei citate, pe agenda discuției s-a aflat și importanța viitorului sistem de taxare din domeniul energiei și resurselor naturale, fiind subliniată "necesitatea predictibilității fiscale, într-un cadru stimulativ și avantajos, atât pentru investitori, cât și pentru stat".

Totodată, a fost reiterată importanța majoră a parteneriatului dintre OMV Petrom și ExxonMobil privind exploatarea zăcămintelor din Marea Neagră. În contextul proiectelor regionale în domeniul energiei, România își manifestă interesul față de proiectul BRUA (Bulgaria - România - Ungaria - Austria), coridor care ar asigura României oportunități suplimentare în privința exportului regional de gaz.

"Întâlnirea a consfințit un bun prilej pentru a reînnoi angajamentul de cooperare și dialog între OMV și statul român, pentru consolidarea rezultatelor pe termen scurt și valorificarea durabilă a cooperării economice, pe bază de încredere și beneficii mutuale", se mai spune în comunicat.

Cele patru companii Repsol din România, partenere ale OMV Petrom în patru perimetre onshore din sudul Carpaţilor Meridionali şi al Carpaţilor de Curbură, au de săptămânile trecute un nou administrator, după ce spaniolul Mikel Erquiaga Aguirre a fost revocat din funcţie, indică un document al spaniolilor, consultat de Energy Report.

În locul spaniolului a fost numit francezul Lluch Didier Vincent Gerard, pe un mandat de patru ani. Pe site-ul  Repsol, francezul figurează încă şi pe funcţia de director pe regiunea  West & East Africa Exploration la Repsol SA.

Gigantul petrolier spaniol Repsol a avut în primele nouă luni venituri nete ajustate de circa 1,4 miliarde de euro, cu 5% peste cele din perioada similară a anului trecut.

Gigantul petrolier spaniol este partener de explorare al OMV Petrom în patru perimetre onshore din sudul Carpaţilor Meridionali şi al Carpaţilor de Curbură, unde este prezent prin companiile  Repsol Târgu Jiu, Repsol Piteşti, Repsol Târgovişte şi Repsol Băicoi.

Spaniolii au hotărât recent să majoreze prin aport în numerar capitalul social al Repsol Târgu Jiu şi Repsol Piteşti. Tot de curând, spaniolii au majorat capitalul şi la Repsol Târgovişte cu 27,3 milioane de lei, mişcări despre care Energy Report a scris detaliat săptămânile trecute.

Capitalul Repsol Târgu Jiu a fost majorat cu circa 3,2 milioane de lei şi cel al Repsol Piteşti cu 970.000 de lei. Astfel, capitalul social al Repsol Târgu Jiu a ajuns la 8.252.210 lei iar în cazul Repsol Piteşti, capitalul social a urcat la 17.987.900 lei.

Mai înainte, la începutul verii, spaniolii au majorat prin aport în numerar şi capitalul social al Repsol Băicoi cu 41,67 milioane de lei (circa 9,4 milioane de euro).

Asociaţii companiei sunt Repsol Exploracion cu o deţinere de 99,9% şi Repsol SA cu 0,1%.

În februarie 2013, Repsol a semnat cu OMV Petrom un contract farm-out (de transfer al drepturilor derivate din acordurile de concesiune petrolieră) prin care Repsol cumpăra o participaţie de 49% pentru zona cu adâncime mai mare de 2.500 - 3.000 de metri a perimetrelor onshore de explorare Băicoi V, Târgovişte VI, Piteşti XII şi Târgu Jiu XIII. Parteneriatul s-a făcut pentru evaluarea potenţialului de hidrocarburi al celor patru perimetre.

Cele două mari companii evaluează împreună datele obţinute în cadrul programului de seismică deja derulat pentru a determina oportunităţile de foraj de explorare. La semnarea contractului, OMV şi Repsol estimau că investiţiile pe doi ani pentru forajul de explorare din zonele amintite se pot ridica la 50 de milioane de euro.

OMV Petrom mai are astfel de parteneriate cu ExxonMobil, datând din 2008, şi cu Hunt Oil, din 2010. În plus, austriecii mai au parteneriate de explorare şi/sau producţie încheiate cu grupul Repsol în Libia şi Bulgaria.

Repsol este o companie integrată de ţiţei şi gaze, prezentă în peste 30 de ţări, cu peste 23.000 de angajaţi.

OMV Petrom a consemnat pierderi în trimestrul III al anului, cifrate la 46 milioane lei, față de un câștig de 691 milioane lei în T2 2015 și de peste 1 miliard de lei în trimestrul corespunzător din 2014, iar profitul net pe primele 9 luni din 2015 a scăzut la mai puțin de jumătate comparativ cu rezultatul din perioada similară a anului trecut, respectiv la 991 milioane lei, din cauza scăderii abrupte a prețurilor la țiței.

Potrivit Profit.ro, din aceeași cauză, OMV Petrom și-a revizuit în jos estimările cu privire la prețul țițeiului, atât pe termen scurt, cât și pe termen lung, la 55 dolari/ baril pentru anul 2016, 70 dolari/ baril pentru 2017, 80 dolari/ baril pentru 2018 și 85 dolari/ baril începând cu 2019, ceea ce a determinat reevaluarea în scădere cu 786 milioane lei a valorii activelor de explorare și producție ale companiei.

Compania-mamă, OMV, anunțase anterior reevaluarea în scădere a valorii tuturor activelor de explorare și producție ale grupului austriac, inclusiv a celor ale OMV Petrom, în total cu circa 1 miliard de euro, ca urmare a prăbușirii cotațiilor petrolului.

“În primele nouă luni din 2015, performanța financiară a grupului a fost sever afectată de scăderea cu aproximativ 50% a prețurilor țițeiului comparativ cu perioada similară a anului precedent. Într-un mediu de piață cu prețuri mici la țiței ce ar putea dura, am decis să ne reducem estimările privind prețul viitor al țițeiului, ceea ce a determinat ajustări de depreciere ale unor active din segmentul upstream“, a declarat CEO-ul OMV Petrom, Mariana Gheorghe.

Aceasta a precizat că efectul negativ din sectorul de explorare și producție a fost doar parțial compensat de rezultatele bune din cel de rafinare și marketing, datorate, potrivit lui Gheorghe, modelului de afaceri integrat al companiei și susținute de marjele de rafinare îmbunătățite, precum și de creșterea cererii de produse petroliere.

Producția de hidrocarburi a OMV Petrom a scăzut cu 3% în trimestrul III din 2015, ca efect al reparațiilor capitale planificate la sondele-cheie de gaze din România ale companiei. La 9 luni, producția a rămas stabilă, comparativ cu perioada similară din 2014.

Pe de altă parte, investițiile în explorare ale OMV Petrom au crescut cu 36% în primele 9 luni din 2015, la 1,087 miliarde lei. Cheltuielile propriu-zise de explorare din ianuarie-septembrie 2015 s-au majorat cu 62%, la 261 milioane lei.

Costurile de producție ale grupului exprimate în dolari/baril au scăzut cu 20% în trimestrul III 2015 față de T3 2014, în principal datorită efectelor favorabile ale cursului de schimb valutar, costurilor mai mici cu serviciile și personalul, precum și reducerii impozitului pe construcții în România de la 1,5% la 1%. Investițiile îm explorare au fost de 321 milioane lei în T3 2015, față de 370 milioane lei în trimestrul corespunzător din 2014, reflectând în special campania de foraj în zona de adâncime a Mării Negre.

În acest an, consorțiul OMV Petrom-ExxonMobil a finalizat forajul a patru sonde de explorare în Marea Neagră și continuă forajul sondei Domino-4, inițiat în luna septembrie.

“Se preconizează ca această campanie de foraj de explorare să continue până la sfârșitul anului 2015. Rezultatele obținute până acum, împreună cu datele care vor fi obținute din viitoarele activități de explorare, vor fi utilizate pentru evaluarea potențialului întregului perimetru“, se arată în raportul OMV Petrom pe trimestrul III al anului.

Gigantul petrolier spaniol Repsol, partener de explorare al OMV Petrom în patru perimetre onshore din sudul Carpaţilor Meridionali şi al Carpaţilor de Curbură, a hotărât recent să majoreze prin aport în numerar capitalul social al Repsol Târgu Jiu şi Repsol Piteşti, indică un document al companiei, consultat de Energy Report.

Tot de curând, spaniolii au majorat capitalul şi la Repsol Târgovişte cu 27,3 milioane de lei, mişcare despre care Energy Report a scris zilele trecute.

Majorările de capital al firmelor care operează perimetrele onshore de explorare Piteşti XII şi Târgu Jiu XIII au fost însă mai reduse decât cea în cazul firmei care explorează perimetrul Târgovişte VI.

Mai precis, capitalul Repsol Târgu Jiu a fost majorat cu circa 3,2 milioane de lei şi cel al Repsol Piteşti cu 970.000 de lei. Astfel, capitalul social al Repsol Târgu Jiu a ajuns la 8.252.210 lei iar în cazul Repsol Piteşti, capitalul social a urcat la 17.987.900 lei.

Mai înainte, la începutul verii, spaniolii au majorat prin aport în numerar şi capitalul social al Repsol Băicoi cu 41,67 milioane de lei (circa 9,4 milioane de euro).

Asociaţii companiei sunt Repsol Exploracion cu o deţinere de 99,9% şi Repsol SA cu 0,1%.

În februarie 2013, Repsol a semnat cu OMV Petrom un contract farm-out (de transfer al drepturilor derivate din acordurile de concesiune petrolieră) prin care Repsol cumpăra o participaţie de 49% pentru zona cu adâncime mai mare de 2.500 - 3.000 de metri a perimetrelor onshore de explorare Băicoi V, Târgovişte VI, Piteşti XII şi Târgu Jiu XIII. Parteneriatul s-a făcut pentru evaluarea potenţialului de hidrocarburi al celor patru perimetre.

Cele două mari companii evaluează împreună datele obţinute în cadrul programului de seismică deja derulat pentru a determina oportunităţile de foraj de explorare. La semnarea contractului, OMV şi Repsol estimau că investiţiile pe doi ani pentru forajul de explorare din zonele amintite se pot ridica la 50 de milioane de euro.

OMV Petrom mai are astfel de parteneriate cu ExxonMobil, datând din 2008, şi cu Hunt Oil, din 2010. În plus, austriecii mai au parteneriate de explorare şi/sau producţie încheiate cu grupul Repsol în Libia şi Bulgaria.

Repsol este o companie integrată de ţiţei şi gaze, prezentă în peste 30 de ţări, cu peste 23.000 de angajaţi.

Grupul austriac OMV a scos la vânzare 49% din acțiunile subsidiarei Gas Connect Austria, care construiește și operează sisteme de conducte de gaze de mare presiune și reprezintă unul dintre huburile centrale ale rețelei europene de tranzit de gaze naturale, având o contribuție substanțială la aprovizionarea cu gaze a Austriei, Germaniei, Franței, Sloveniei, Croației și Ungariei.

"Ca prim rezultat al procesului de reevaluare a portofoliului de active downstream din segmentul de gaze naturale, am decis să vindem o participație minoritară în business-ul nostru reglementat de transport de gaze din Austria. În actualul mediu dificil din punct de vedere al prețurilor la țiței, luăm măsurile necesare pentru a ne optimiza portofoliul și a întări cash-flow-ul și bilanțul grupului", a declarat directorul OMV responsabil cu business-ul downstream, Manfred Leitner.

El a adăugat că, până în prezent, potențialii investitori au manifestat un puternic interes pentru achiziția unui pachet de 49% din capitalul Gas Connect Austria, grație faptului că transportul de gaze asigură un profit stabil, tarifele fiind reglementate de stat să acopere costurile și să asigure o rată fixă de rentabilitate.

La nivelul OMV se derulează în prezent un proces de selecție a companiei de consultanță care urmează să se ocupe de tranzacție, încheierea acesteia urmând să aibă loc în cursul anului viitor.

Gas Connect Austria este deținută în proporție de 100% de grupul OMV și operează o rețea de conducte de gaze de mare presiune în lungime de circa 900 km pe teritoriul Austriei. Compania asigură capacitate de transport de gaze la punctele de interconexiune cu sistemele de tranzit de gaze ale altor state europene, dar și pentru cererea internă de gaze a Austriei.

Anul trecut, volumele de intrări și ieșiri de gaze în rețeaua Gas Connect Austria s-au cifrat în total la 149 miliarde de metri cubi de gaze. Gas Connect Austria este unul dintre huburile centrale ale rețelei europene de tranzit de gaze naturale, având o contribuție substanțială la aprovizionarea cu gaze a Austriei, Germaniei, Franței, Sloveniei, Croației și Ungariei.

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

Potrivit raportului preliminar al OMV pentru T3 2015, citat de Profit.ro, OMV și-a revizuit în scădere estimările cu privire la evoluția prețului mediu al țițeiului, atât pe termen scurt, cât și pe termen lung, la 55 dolari/baril pentru 2016, 70 dolari/baril pentru 2017, 80 dolari/baril pentru 2019 și 85 dolari/baril pentru 2019 și ulterior.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

După contractul de transfer încheiat în august între “Sterling Resources” prin care se parafa  vânzarea “Midia Resources” către CIEP Romania sarl (din Carlyle Group), aceştia din urmă au decis revocarea vechii conduceri şi schimbarea denumirii în Black Sea Oil & Gas, indică un document al “Black Sea Oil & Gas” (BSOG), consultat de Energy Report.

Noii directori ai Black Sea sunt canadianul Mark Douglas Beacom (60 de ani), CEO al BSOG şi  francezul Serge Gulbert (45 de ani). Beacom are reşedinţa temporară în Bucureşti, pe Şoseaua Nordului şi... a lucrat tot pentru Sterling Resources, vechea companie care deţinea Midia Resources.

Mai precis, a fost la Sterling iar la începutul anului 2013 a fost şi vicepreşedinte al ARCOMN (Asociaţia Română a Concesionarilor offshore din Marea Neagră), figurând şi printre membrii fondatori ai asociaţiei, alături de John Loras Knapp de la Exxon care era preşedinte al asociaţiei şi de alţi membrii precum Liviu Ionescu (OMV Petrom), Oleg Shurubor (Lukoil), Dumitru-Gheorghe Rotar (Romgaz) şi alţii.

Cât despre francez, acesta figurează în ultima perioadă ca fiind şi CFO la Carlyle Group (din care este cumpărătorul CIEP Romania) după ce în trecut a fost, printre altele, General Manager la Perenco.

Dacă la încheierea contractului de vânzare, canadienii de la Sterling au fost asistaţi de avocaţii de la Muşat şi Asociaţii, şi pentru formalităţi diverse precum înregistrarea actualei decizii, atestarea identităţii semnatarilor etc au fost păstrată aceeaşi casă de avocatură.

Pe de altă parte, “Black Sea Oil & Gas” i-a împuternicit pe avocaţii de la Pachiu să semneze versiunea actualizată a actului constitutiv.

Sterling Resources Ltd a aprobat vânzarea Midia Resources către CIEP Romania sarl (din Carlyle Group) iar decizia a fost publicată în iunie 2015 în Monitorul Oficial în vederea desfăşurării perioadei de opoziţie.

Sterling a vândut cu 42,5 milioane de dolari întreaga sa afacere din România firmei Carlyle International Energy Partners (CIEP).

Tranzacția a inclus cotele de participare din perimetrele petroliere offshore Pelican13 (unde deţine 65%), 15 Midia (65%), EX- 25 Luceafărul (50%, care cuprinde şi Ana, Doina, Luceafărul şi  Eugenia) și EX-27 Muridava (40%).

Perimetrele, situate în platforma continentală românească a Mării Negre, conțin o serie de descoperiri semnificative de gaze și prezintă resurse nete în categoria 2C și resurse posibile nete ce se ridică la echivalentul a aproximativ 51 și respectiv 375 milioane de barili de petrol.

În plus față de suma plătită pentru achiziționarea Midia, Carlyle International Energy Partners s-a angajat să finanțeze și dezvoltarea perimetrelor de mai sus.

Proiectul de dezvoltare se va axa pe foraj, realizarea infrastructurii, producția și vânzarea de gaze naturale pe piață. Fondurile pentru această investiție provin de la CIEP, un fond de 2,5 miliarde dolari care investește la nivel global în explorarea și producția de petrol și gaze, rafinarea, transportul, depozitarea și comercializarea petrolului și a produselor petroliere și nu în ultimul rând în servicii conexe exploatării petrolului în Europa, Africa, America Latină și Asia.

Sterling mai are active în Marea Britanie, România, Franța și Olanda. Acțiunile companiei sunt listate la bursa de la Toronto.

Să mai amintim tot aici că Sterling s-a retras în urmă cu circa doi ani şi din perimetrului offshore de apă adâncă Midia. ExxonMobil şi OMV Petrom au devenit titularii licenţei pentru zona de apă adâncă a perimetrului Midia XV în ianuarie 2014, după ce Guvernul a aprobat transferul drepturilor de explorare şi producţie de hidrocarburi de la Sterling, Romgaz având opţiunea achiziționării unei participaţii de 10% în cazul unei descoperiri comerciale. Perimetrul Midia este adiacent zonei de apă adâncă a perimetrului Neptun, unde ExxonMobil şi OMV Petrom au anunţat o descoperire masivă de gaze în 2012.

De altfel, în această vară, Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) a decis să aprobe prelungirea cu 12 luni a primei faze de extindere a perioadei de explorare aferente perimetrului offshore de apă adâncă Midia, concesionat de ExxonMobil, OMV Petrom și Gas Plus International, fără schimbarea duratei totale a perioadei de explorare și fără reducerea programului minim de explorare, prin prelungirea primei faze de extindere a perioadei de explorare și reducerea celei de-a doua.

OMV, compania-mamă a Petrom, a anunțat că a efectuat o nouă descoperire de gaze naturale în Pakistan, de această dată pe concesiunea Latif.

Potrivit companiei, testele la sondă au relevat un debit de 2.500 barili echivalent petrol pe zi, descoperirea deschizând noi oportunități de explorare în zonă. OMV a precizat că mai este nevoie de teste suplimentare pentru confirmarea dimensiunii zăcământului.

Sonda la care s-a făcut descoperirea se află pe concesiunea Latif, în provincia Sindh din Pakistan, la circa 25 de kilometri sud de câmpul de gaze Latif, apropierea de acesta facilitând utilizarea infrastructurii de transmisie deja existente acolo pentru transportul gazelor la facilitățile de procesare din proximitate.

"Suntem foarte mulțumiți de succesul operațiunilor de explorare. Testarea și dezvoltarea descoperirii ne va da posibilitatea să ne majorăm producția în Pakistan", a declarat șeful pe upstream al OMV, Johann Pleininger.

Concesiunea Latif este deținută în proporție de 33,4% de subsidiara pakistaneză a OMV, parteneri fiind Pakistan Petroleum și ENI Pakistan, cu câte 33,3% din drepturi.

În 2013, OMV a descoperit resurse de gaze naturale și condensat în Pakistan pe concesiunea Mehar, austriecii demarând între timp producția pe respectivul perimetru.

OMV (Pakistan) Exploration GmbH este controlată în proporție de 100% de către OMV AG și și-a început în 1991 activitatea în provincia Sindh din Pakistan. Prima descoperire semnificativă de gaze naturale a fost efectuată în 1993, la Miano, în districtul Sukkur din estul provinciei Sindh. Alte zăcăminte au fost descoperite ulterior la Sawan (1997), Latif și Tajjgal (2007).

În 2011, OMV Maurice Energy Limited, subsidiară a OMV (Pakistan) Exploration GmbH, a preluat compania Petronas Carigali Pakistan Limited. În urma acestei achiziții, austriecii au căpătat acces la noi blocuri de explorare, printre care și concesiunea Mehar. În prezent, OMV deține participații la opt concesiuni de petrol și gaze din Pakistan.

OMV deține în Pakistan și o participație de 10% la Pak Arab Refinery, companie de rafinare, transport, stocare și marketing al țițeiului și produselor petroliere, joint-venture între statul pakistanez și emiratul arab Abu Dhabi.

Pentru Lufkin Industries din Prahova, marele producător de echipamente petroliere de lângă Ploieşti, schimbarea directorilor a devenit un obicei în ultima perioadă. Ultima mişcare de acest fel a fost hotărâtă săptămânile trecute când americanul James Antony Raffaele, care a fost numit la finele anului trecut pentru un mandat de patru ani, a fost revocat, în locul lui fiind numit ca administrator americanul John Robert Spriggle, indică un document al companiei, consultat de Energy Report.

Nu mai departe de sfârşitul lui 2014, General Electric UK Financing, ca asociat unic al Lufkin Industries, a hotărât să-l revoce din funcţia de administator pe David Middler Kennedy. Atunci, în locul englezului Kennedy a fost numit americanul James Antony Raffaele.

De asemenea, producătorul de echipamente petroliere a schimbat doi directori în doar trei luni anul trecut, după care au decis să aducă un nou director, Marius Dinu Ştefan, un ploieştean în vârstă de 41 de ani.

Dacă schimbările de mai înainte pot părea oarecum fireşti (dacă avem în vedere că s-au produs după ce în anul 2013, General Electric a preluat grupul Lufkin cu 3,3 miliarde de dolari), acestea mai recente sunt mai... delicate.

Revenind la schimbările de conducere, să spunem că vara trecută, General Electric a hotărât să-l revoce din funcţia de administator pe Ian Fraser Milne, unul din cei doi administrator ai fabricii. Acesta a fost numit abia în luna august a anului 2013 iar mandatul său fusese prevăzut iniţial pentru patru ani, adică până în 15 august 2017. A fost schimbat însă cu Dina Abrahamovna Michaeva de la General Electric, al cărei mandat este, cel puţin teoretic, până în 15 iulie 2018.

De lunile trecute, marele producător de echipamente petroliere din Prahova nu mai are doar doi administrator ci trei. Cu schimbările recente, aceştia sunt: olandeza Dina Abrahamovna Michaeva, americanul John Robert Spriggle şi românul Marius Dinu Ştefan. Mandatul românlui este de patru ani de la această recentă numire, adică până în 2019.

Texanii de la Ploieşti au avut anul trecut afaceri de 211 milioane de lei, de aproape două ori mai mari decât cele de 111 milioane de lei din anul 2013.

De asemenea, Lufkin a mai făcut angajări, astfel că numărul mediu al salariaţilor a urcat anul trecut la 383 de salariaţi, de la 256 cât erau în anul 2013.

Firmă cu o tradiţie de 112 ani, cei de la Lufkin, unul dintre liderii mondiali ai furnizorilor de echipamente petroliere şi de gaze naturale au făcut cea mai mare investiţie din istoria companiei tocmai lângă Ploieşti, unde produce în principal sonde petroliere (mai precis, pompe cu balansier). Fabrica a fost deschisă oficial în iunie 2013 în Ploieşti West Park. Circa 90% din producţie ia calea exporturilor iar destinaţia este mai ales activitatea on shore.

Dintre cumpărătorii echipamentelor noii fabrici, cel mai important este OMV Petrom, au declarat la inaugurare  reprezentanţii companiei pentru Energy Report.

Texanii au cheltuit un total de 140 de milioane de dolari pentru fabrica de la Ploieşti iar Guvernul României a oferit circa 28 milioane de euro pe măsură ce anumite etape ale construcţiei au fost realizate.

Monsson Group, dezvoltatorul celor mai mari proiecte eoliene din România, controlat de omul de afaceri Emanuel Muntmark (un suedez, născut în Voluntari), a hotărât să se retragă din trei proiecte microhidro pe care le avea în Caraş-Severin, indică documente ale Monsson Alma, consultate de Energy Report.

Monsol Alma deţinea majoritatea părţilor sociale în proiectele “Nera Prigor Energy” (unde controla 70%), “Semenic Energy” (70%) şi “Caras Energy” (60%), deţineri pe care le-a cesionat asociaţilor minoritari.

Cele trei proiecte au drept scop construirea de microhidrocentrale în zona Nera-Prigor (localitatea Prigor) şi au depus tocmai în acest an solicitări pentru emiterea acordului de mediu.

De altfel, tot de curând, lunile trecute, Emanuel Muntmark, numit şi pionierul eolienelor din România, împreună cu Monsson Alma au hotărât să lichideze şi alte firme de  regenerabile: Wind Energy, Ravensca Energy şi Prigor Energy.

Mai mult decât atât, printr-un memoriu din 5 august 2015 s-a anunţat şi prezentat modul în care se vor demonta cele nouă turbine eoliene care alcătuiesc parcul eolian Târguşor din Constanţa, dezvoltat şi proiectat de Monsson Alma, principala justificare pretinsă fiind schimbările legislative locale.

Să amintim doar că parcul eolian de la Fântânele - Cogealac actualmente al CEZ, cel mai mare din România, a fost dezvoltat tot de Monsson. Dar grupul a dezvoltat mai multe parcuri eoliene pe care le-a vândut unor companii precum CEZ, OMV Petrom şi alţii.

Monsson Alma a fost înființată în anul 1997 și este compania-mamă a Monsson Group. Grupul construiește, operează și asigură diverse servicii pentru parcuri eoliene, dar este implicat și în celelalte segmente ale energiei regenerabile.

Cota medie efectivă de impozitare a veniturilor producătorilor de hidrocarburi din România s-a majorat de la 13,9% la finalul lui 2013 la 15% la sfârşitul lui 2014, respectiv 15,7% la jumătatea lui 2015, în timp ce, la nivel european, a scăzut de la 12,2% la sfârşitul lui 2013 la 11,7% la finalul anului trecut, potrivit unui recent studiu Deloitte, comandat de Federația Patronală de Petrol și Gaze, din care fac parte și principalul producător din România, OMV Petrom.

Cota efectivă de impozitare a activităţii upstream în Europa a scăzut de la 12,2% la sfârşitul lui 2013, la 11,7% la sfârşitul lui 2014, evoluţie explicată de scăderea bazei de impozitare, ca urmare a ieftinirii ţiţeiului, dar şi de măsurile legislative adoptate în unele state europene pentru a reduce povara fiscală asupra companiilor din domeniu, în scopul încurajării investiţiilor, afirmă experții Deloitte, citați de Profit.ro.

"Pentru calculul cotei medii pentru upstream în România au fost luate în considerare, pe lângă redevențele petroliere, impozitul pe construcții speciale, impozitul pe ţiţei din producția internă, impozitul asupra veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor din sectorul gazelor naturale şi impozitul din exploatarea resurselor naturale, altele decât gazele naturale", se arată în studiul Deloitte, care este o reactualizare a unui studiu similar publicat de compania de consultanță în februarie anul acesta.

În primul semestru din 2015, media cotaţiilor ţiţeiului Brent a coborât la 57,84 dolari/baril, faţă de 98,85 dolari/baril media în 2014, respectiv 108,66 dolari /baril în 2013.

"În România, cota efectivă a impozitelor pe activitatea de upstream a crescut de la 13,9% la 15% la sfârşitul lui 2014, respectiv 15,7% la 30 iunie 2015. Evoluţia este explicată în principal de continuarea aplicării impozitului de 60% pe veniturile suplimentare din liberalizarea preţului gazelor naturale", notează autorii studiului.

Prețul mediu la gaze pentru consumatorii noncasnici s-a majorat de la 58,7 lei/MWh în 2013 la 85,1 lei/MWh în 2014, iar prețul mediu la cele pentru consumatorii casnici a crescut de la 47,4 lei/MWh la 53,3 lei/MWh. În plus, deși prețul petrolului a scăzut în a doua jumătate a anului 2014, în România, formula de aplicare a redevențelor utilizează ca preț de referință media cotațiilor din trei luni precedente, iar pe o piață în declin, acest lucru a dus la creșterea procentului de redevențe, se mai spune în studiu.

Scumpirile aduc mai mulți bani la buget

Studiul apare în contextul în care Guvernul ia în calcul nouă amânare a modificării sistemului de redevențe petroliere, modificare care ar fi trebuit efectuată încă de la finalul anului trecut, dar care a fost amânată atunci din cauza alegerilor prezidențiale. Pe de altă parte, Executivul ia în calcul introducerea unui nou impozit în sectorul producției de hidrocarburi, care să vizeze doar profiturile obținute din exploatarea gazelor naturale, nu și pe cele realizate din extracția de țiței.

În plus, se ia în calcul prelungirea până în 2021 a aplicării impozitului de 60% pe veniturile suplimentare ale producătorilor rezultate din liberalizarea prețurilor la gaze, în concordanță cu extinderea calendarului de liberalizare până în anul respectiv.

Guvernul estimează că va încasa, anul acesta, 966,61 milioane lei din taxarea veniturilor suplimentare obținute de producători ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale, cu 30% mai mult decât prevedea inițial bugetul de stat pe 2015, respectiv 743,2 milioane lei. Anul trecut, din acest impozit s-au colectat la buget 791,68 milioane lei, față de 243,07 milioane lei în 2013.

Piaţa consumatorilor noncasnici de gaze naturale a fost complet liberalizată începând cu 1 ianuarie 2015, fiind cu totul eliminate tarifele reglementate. În plus, de la 1 iulie anul acesta, prețul de achiziție a gazelor din producția internă pentru clienţii casnici şi producătorii de energie termică a fost majorat cu 12,6%, de la 53,3 la 60 lei/MWh.

Statul român a încasat anul trecut, în total, din redevențe petroliere, suma de 1,38 miliarde lei, cu peste 13% mai mult decât în 2013, în principal ca urmare a majorării prețurilor la gaze naturale.

Reduceri de impozite în Europa

În perioada analizată, spun cei de la Deloitte, în trei state europene au fost adoptate măsuri legislative pentru a reduce povara fiscală asupra companiilor din industria upstream, în contextul scăderii preţului ţiţeiului.

Astfel, în Marea Britanie, au fost adoptate mai multe măsuri, precum reducerea suprataxei şi a cotei de impozitare a veniturilor petroliere, concomitent cu majorarea deducerilor. Cota efectivă de impozitare s-a redus de la 11,3% din venituri în 2013 la 6% în 2014.

În Italia, cota medie observabilă a redevențelor și impozitelor similare a scăzut de la 14,4% (2013) la 11,7% (2014). Italia a aplicat o suprataxă asupra profitului companiilor de petrol, gaze și energie. Rata nominală a suprataxei la impozitul pe profit s-a redus de la 10,5% (2013) la 6,5% (2014).

În Ungaria, cota medie observabilă a redevențelor și impozitelor similare medii observabile a scăzut de la 25,3% (2013) la 22,9% (2014), ca urmare a scăderii ratelor redevențelor la petrol și gaze naturale cu 6% în T4 2014, pentru majoritatea zăcămintelor.

Studiul mai arată că, în Europa, nivelul efectiv de impozitare a veniturilor din producția de petrol și gaze este corelat cu productivitatea pe sondă. Astfel, în ţările cu o productivitate mică nivelul redevențelor şi al impozitelor similare este mai redus decât în ţările cu productivitate mare.

"Cu o producție de mai puţin de 40 barili echivalent petrol/sondă pe zi, România se încadrează între ţările cu productivitate scăzută pe sondă, alături de ţări precum Polonia, Franța, Bulgaria, Lituania sau Turcia. Cota medie efectivă de impozitare specială pentru aceste ţări este de 7,5%, față de 15,7% în România", spun cei de la Deloitte.

Stratum Energy, compania americană de explorare și producție care a început în toamnă producţia de ţiței și gaze naturale din câmpul petrolier Poduri, blocul Moinești (județul Bacău), a renunţat recent la sediul său din Blejoi de la marginea Ploieştiului pentru a se păstra doar noul său sediu închiriat lângă Casa Presei, în S-Park (foto), indică documentele consultate de Energy Report.

Compania a închiriat 800 metri pătraţi, prin intermediul JLL, în clădirea B3 la etajul 2 a ansamblului office aflat în proprietatea Immofinanz Group.

Pe numele său complet, “Stratum Energy Romania LLC Wilmington Sucursala București”, deşi a început producţia abia în septembrie anul trecut, a raportat pentru anul 2014 o cifră de afaceri netă de 58,4 milioane de lei (circa 13 milioane de euro) cu un profit net de 4,4 milioane de lei (circa un milion de euro).

Vara trecută, ANRE a acordat autorizaţia pentru înfiinţarea de conducte de alimentare din amonte aferente producţiei gazelor naturale în structura Poduri din Bacău pentru compania americană Stratum Energy Romania, după ce aceasta a anunţat în anii trecuţi descoperirea marelui zăcământ de petrol și gaze naturale în zona Moineşti.

Conducta colectoare (din amonte) transportă gazele între Poduri şi Bereşti, va are un diametru de 355,6 mm şi o lungime de 10,318 km. Presiunea maximă admisibilă de operare este de 54 bari, indică un document consultat de Energy Report.

Executantul ales pentru lucrare a fost compania ploieşteană Jeremy Promaster. Tot această companie a elaborat şi proiectul conductelor.

Autorizaţia acordată este valabilă până în noiembrie 2034.

În octombrie 2012, compania Stratum Energy Romania LLC a anunţat că a descoperit  un zăcământ de gaze-condensate (ţiţei uşor) în zona Moineşti.

Compania este titulara acordului de concesiune pentru explorare şi exploatare a blocului Moineşti, zonă în care pot fi întâlnite printre cele mai vechi exploatări petroliere.

Reprezentanţii companiei susţineau atunci că din zăcământul din extravilanul localităţii Poduri se vor extrage minim 3 millioane mc gaz/zi şi maxim 6 milioane mc/zi precum şi o cantitate de condens între 500-900 mc/zi.

Valoarea zăcământului de gaze ar putea depăşi 1,5 miliarde dolari,  iar condensul poate avea min 70% din valoarea gazului, se mai estima în acea perioadă. Lucrările de dezvoltare ar putea depăşi 600 milioane dolari. În toamna trecută, compania anunţa că a investit deja peste 70 milioane dolari în România şi că în anul 2015, Stratum va mai investi încă aproximativ 150 milioane dolari.

Cele mai recente date de la ANRE din anul 2015 plasează Stratum ca fiind al doilea dintre producătorii mici de gaze (cei mari fiind OMV Petrom şi Romgaz) cu o cotă de 1,80% cumulat pe primele cinci luni, imediat după Amromco (2,50%). Cumulat, pe primele cinci luni, OMV Petrom a avut 46,92% iar Romgaz 48,59%.

Una dintre primele companii occidentale de petrol și gaze care se pregătește să reia cooperarea cu Iranul în perspectiva ridicării embargoului impus de Statele Unite și Uniunea Europeană este OMV, acționarul principal al OMV Petrom.

Săptămâna trecută, CEO-ul OMV, Rainer Steele, a făcut parte dintr-o importantă delegație de oficiali și oameni de afaceri austrieci, condusă de președintele Austriei, Heinz Fischer, care a efectuat o vizită la Teheran cu scopul reînnodării relațiilor comerciale dintre cele două țări.

"Pe măsură ce presiunea sancțiunilor scade, ne pregătim să reluăm colaborarea cu OMV. Suntem deschiși pentru investitorii străini. Cu ajutorul tehnologiei de vârf de care dispune, OMV este capabilă să dubleze producția de petrol și gaze a Iranului, prin metode avansate de recuperare a hidrocarburilor din zăcăminte mature sau greu accesibile", a declarat ministrul iranian adjunct al Petrolului, Amir-Hossein Zamani-Nia, fără să ofere detalii.

Directorul general al OMV, Rainer Seele, a avut o întâlnire cu ministrul Petrolului de la Teheran, Bijan, Zangeheh, la care s-au discutat aspecte referitoare la implicarea austriecilor în sectorul de petrol și gaze al Iranului. Ministrul a declarat că țara are în plan majorarea producției nete de țiței la peste 1,5 milioane de barili pe zi, la mai mult de 4 milioane de barili pe zi.

Companiile energetice europene și-au intensificat în ultima perioadă contactele cu autoritățile de la Teheran, în perspectiva ridicării sancțiunilor. Potrivit guvernului iranian, în prima parte a anului, reprezentanți ai gigantului francez total au participat la o conferință de specialitate la Teheran.

Autoritățile de la Bruxelles au ridicat o parte din sancțiunile care blocau investițiile în sectorul de petrol și gaze din Iran, după acordul nuclear convenit între Teheran și marile puteri în iulie. În august, cei de la OMV declarau că sectorul energetic iranian prezintă potențial în condițiile abrogării embargoului.

Înainte de impunerea de sancțiuni, producția de petrol a Iranului se ridica la circa 3 milioane de barili pe zi. Potrivit OPEC, Iranul ar putea demara mai multe proiecte de explorare și producție de hidrocarburi până la finalul acestui an, în valoare totală de circa 185 miliarde dolari.

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

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

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

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

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

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

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

După ce au schimbat doi directori în doar trei luni anul trecut, cei de la fabrica Lufkin Industries de lângă Ploieşti au decis să aducă un nou director, Marius Dinu Ştefan, un ploieştean în vârstă de 41 de ani, indică un document al companiei, consultat de Energy Report.

Schimbările precedente au fost oarecum fireşti, dacă avem în vedere că s-au produs după ce în anul 2013, General Electric a preluat grupul Lufkin cu 3,3 miliarde de dolari.

Revenind la schimbările de conducere, să spunem că vara trecută, General Electric UK Financing, ca asociat unic al Lufkin Industries srl, a hotărât să-l revoce din funcţia de administator pe Ian Fraser Milne, unul din cei doi administrator ai fabricii. Acesta a fost numit abia în luna august a anului 2013 iar mandatul său fusese prevăzut iniţial pentru patru ani, adică până în 15 august 2017. A fost schimbat însă cu Dina Abrahamovna Michaeva de la General Electric, al cărei mandat este, cel puţin teoretic, până în 15 iulie 2018.

După doar trei luni de la schimbarea de mai sus, spre finele anului trecut, General Electric a hotărât să-l revoce din funcţie şi pe cel de-al doilea administrator, pe David Middler Kennedy. În locul englezului Kennedy a fost numit americanul James Antony Raffaele, cu un mandat de patru ani.

De lunile trecute, marele producător de echipamente petroliere din Prahova nu mai are doar doi administrator ci trei. Olandeza Dina Abrahamovna Michaeva, americanul James Antony Raffaele şi românul Marius Dinu Ştefan. Mandatul românlui este de patru ani de la această recentă numire, adică până în 2019.

Texanii de la Ploieşti au avut anul trecut afaceri de 211 milioane de lei, de aproape două ori mai mari decât cele de 111 milioane de lei din anul 2013.

De asemenea, Lufkin a mai făcut angajări, astfel că numărul mediu al salariaţilor a urcat anul trecut la 383 de salariaţi, de la 256 cât erau în anul 2013.

Firmă cu o tradiţie de 112 ani, cei de la Lufkin, unul dintre liderii mondiali ai furnizorilor de echipamente petroliere şi de gaze naturale au făcut cea mai mare investiţie din istoria companiei tocmai lângă Ploieşti, unde produce în principal sonde petroliere (mai precis, pompe cu balansier). Fabrica a fost deschisă oficial în iunie 2013 în Ploieşti West Park. Circa 90% din producţie ia calea exporturilor iar destinaţia este mai ales activitatea on shore.

Dintre cumpărătorii echipamentelor noii fabrici, cel mai important este OMV Petrom, au declarat la inaugurare  reprezentanţii companiei pentru Energy Report.

Texanii au cheltuit un total de 140 de milioane de dolari pentru fabrica de la Ploieşti iar Guvernul României a oferit circa 28 milioane de euro pe măsură ce anumite etape ale construcţiei au fost realizate.

Supraoferta de țiței de pe piețele internaționale, coroborată cu un nivel slab al cererii, menține cotațiile la petrol la niveluri scăzute. Față de iunie anul acesta, prețurile s-au redus cu aproximativ o treime, respectiv la circa 48 dolari/baril pentru sortimentul Brent, de referință la Londra, și de 42 dolari/baril pentru țițeiul american. Comparativ cu vara trecută, cotațiile la țiței s-au prăbușit cu 60%.

Ieftinirea petrolului a făcut ca monedele statelor producătoare de țiței, altele decât SUA, să se deprecieze semnificativ față de dolarul american, de referință pe această piață. Însă acest lucru nu a făcut decât să stimuleze creșterea producției de țiței în aceste state, întrucât deprecierea monedelor locale față de cea americană le-a redus acestora costurile de producție. Iar creșterea producției intensifică în continuare reducerea cotațiilor la țiței.

Pe de altă parte, deprecierea acestor monede față de dolar pune o frână, în aceste state, ieftinirii produselor petroliere, denominate tot în dolari, cum ar fi benzina și motorina, ieftinire provocată de scăderea cotațiilor la țiței.

De exemplu, Rusia și Canada, al doilea și al patrulea producător de țiței al lumii, vând țițeiul extras din zăcăminte proprii în dolari americani, însă cea mai mare parte a cheltuielilor lor operaționale pentru producția de petrol sunt în ruble și dolari canadieni. Cursul dolarului canadian a atins, recent, minimul 11 ani în raport cu moneda americană, iar rubla rusească se tranzacționează în prezent aproape de minimul ultimelor 6 luni.

Potrivit datelor BNR, leul s-a depreciat masiv față de dolarul american în primele 6 luni din 2015, comparativ cu perioada similară din 2014, respectiv cu peste 22%, de la un curs mediu de 3,2572 lei/dolar la unul de 3,9861 lei/dolar.

În consecință, costurile de producție hidrocarburi ale OMV Petrom în România, exprimate în dolari, au scăzut în S1 2015 cu 25%, la 13,25 dolari/baril echivalent petrol, în principal datorită influenței favorabile a cursului de schimb, potrivit ultimului raport trimestrial al companiei. Costurile de producție ale companiei în România exprimate în lei au scăzut cu 8% în intervalul menționat, la 52,80 lei/baril echivalent petrol.

Spirală negativă

În pofida prăbușirii prețurilor de vara trecută încoace, producția mondială de petrol s-a menținut la niveluri solide. Producția în SUA este aproape de maximul ultimilor 40 de ani, cea a Rusiei a atins cel mai înalt nivel postsovietic, iar cea a Irakului a stabilit recent un nou record absolut. Supraproducția globală de țiței se va menține și anul viitor, se arată într-un raport recent al Agenției Internaționale a Energiei.

"Prăbușirea prețurilor la mărfuri și materii prime a afectat grav monedele statelor producătoare. Cu cât se depreciază mai mult aceste monede față de dolar, cu atât costurile de producție în aceste state scad, iar acest lucru pune presiune suplimentară pe prețuri și amplifică această spirală negativă", spune Mike Wittner, șeful departamentul de cercetare a piețelor de țiței la subsidiara Societe Generale din New York, citat de Bloomberg.

Monedele statelor producătoare de țiței și alte mărfuri și materii prime s-au depreciat cel mult față de dolar anul acesta, ca urmare a prăbușirii prețurilor și perspectivei primei majorări de dobândă-cheie a Federal Reserve din ultimii aproape 10 ani. Realul brazilian, dolarul neozeelandez și dolarul canadian au avut cea mai proastă evoluție față de dolar dintre toate valutele majore.

Deprecierea monedelor compensează ieftinirea țițeiului

O depreciere cu un cent față de moneda americană a dolarului canadian îmbunătățește cash-flow-ul producătorului canadian de țiței greu Canadian Natural Resources cu 55 până la 60 milioane dolari canadieni, a declarat, recent, directorul financiar al companiei, Corey Bieber.

Costurile de producție ale producătorilor canadieni de petrol s-au redus cu circa 20% față de situația din urmă cu 12 luni, ca urmare a deprecierii dolarului canadian, spune Kyle Preston, analist la National Bank Financial din Calgary. Producția de țiței a Canadei ar putea crește cu 4% anul acesta, potrivit asociației profesionale a petroliștilor canadieni.

Efectele negative pentru economia Rusiei ale prăbușirii prețurilor la țiței vor fi compensate de deprecierea rublei față de dolar, potrivit Bank of America. Rosneft și-a majorat forajul cu 27% în primele 7 luni ale acestui an, potrivit datelor companiei, iar exporturile Rusiei sunt la fel de profitabile precum erau cu un an în urmă, când petrolul costa circa 100 dolari/baril, arată un raport recent al Citigroup.

O posibilă majorare de dobândă-cheie a Federal Reserve, cel mai devreme în septembrie, va duce la aprecierea dolarului și va reduce și mai mult apetitul pentru mărfuri și materii prime denominate în monedă americană. Cotațiile futures arată că există șanse de 48% ca Fed să majoreze dobânda la următoarea ședință a Consiliului său de Administrație, de la jumătatea lunii viitoare.

"Când Fed va majora dobânzile, este inevitabil că dolarul se va aprecia, iar cotațiile la țiței vor scădea. Petrolul se va ieftini nu doar din cauza dolarului, ci și a supraproducției", spune Michael Corcelli, șeful departamentului de investiții al fondului de hedging Alexander Alternative Capital LLC din Miami.

{jathumbnailoff}

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

Potrivit raportului semestrial al OMV Petrom, în primele 6 luni ale anului, prețul mediu al țițeiului Ural a scăzut cu 47% față de perioada similară a anului trecut, la 57,09 dolari/baril, iar prețul mediu realizat la țiței de OMV Petrom s-a redus chiar mai mult, cu 48,5%, la 49,51 dolari/baril.

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

Investițiile în explorare au atins valoarea de 767 milioane lei, cu 79% mai mari comparativ cu anul precedent, reflectând activitatea de foraj în desfășurare din cadrul perimetrului Neptun, în parteneriat cu operatorul ExxonMobil.

Potrivit raportului, în trimestrul al II-lea din 2015, profitul operațional (EBIT) al grupului OMV Petrom s-a majorat cu 26% față de T2 2014, la 786 milioane lei, inclusiv ca urmare a unor elemente speciale aferente unui litigiu în valoare de 102 milioane lei. Compania nu precizează despre ce litigiu este vorba, însă în martie anul acesta, un tribunal de la Londra a decis că traderul elvețian de mărfuri Glencore trebuie să plătească OMV Petrom 40 de milioane de dolari pentru că a livrat petrol de slabă calitate în România, în anii ’90.

Crește producția de gaze, scade cea de țiței

Producția de țiței și gaze la nivel de grup a fost de 33,0 milioane barili echivalent petrol, iar producția totală de țiței și gaze în România a atins nivelul de 31,3 milioane barili echivalent petrol, în creștere de la 31,1 milioane barili echivalent petrol în S1 2014.

Producția internă de țitei a fost de 13,9 milioane barili, în scădere cu 1%, reflectând în principal declinul natural înregistrat în zăcământul Suplacu.

Producția internă de gaze a crescut cu 2%, atingând nivelul de 17,4 milioane barili echivalent petrol, reflectând campaniile de succes de reparații capitale offshore și forare de sidetrack-uri, precum și cresterea contribuției sondelor-cheie din zăcământul Totea. Producția de țiței și gaze din Kazahstan a crescut cu 4%, înregistrând valoarea de 1,69 milioane barili echivalent petrol.

Volumul vânzărilor a crescut cu 1% comparativ cu primele 6 luni din 2014, datorită vânzărilor mai mari de gaze și condensat în România.

Mediul fiscal predictibil - condiție-cheie pentru investițiile viitoare

"Pentru a ne menține fluxul de numerar și un bilanț solid, ne-am prioritizat investițiile în funcție de potențialul de a genera valoare pe termen lung, astfel că am obtinut o scădere a cheltuielilor de capital ale grupului de aproximativ 30%, în conformitate cu așteptările. În upstream, investițiile anterioare au continuat să genereze beneficii și, ca efect, producția de hidrocarburi a grupului a crescut ușor, datorită contribuției mai mari a reparațiilor capitale și a (re)dezvoltării zăcămintelor. În 2015, am finalizat până în prezent forajul la patru sonde în apele de adâncime ale Mării Negre, în parteneriat cu ExxonMobil, iar programul de explorare continuă", a declarat CEO-ul OMV Petrom, Mariana Gheorghe.

Aceasta a mai spus că rezultatul mai mic din upstream a fost parțial contrabalansat de performanța foarte bună din downstream oil, susținută de cresterea marjelor de rafinare și de scăderea costurilor cu țițeiul. Astfel, volumul vânzărilor din marketing au crescut, beneficiind de cererea mai mare de produse petroliere, iar volumul vânzărilor de gaze a crescut cu 10%, în pofida mediului de piață deteriorat.

"Pentru a doua jumătate a anului, autoritățile române au anunțat consultări publice privind mediul fiscal și de reglementare. După cum am subliniat și până acum, vizăm obținerea unui cadru stabil, predictibil și favorabil investițiilor, o condiție-cheie pentru investițiile viitoare", a subliniat Mariana Gheorghe.

Marje de rafinare pozitive, prețuri mai mici

Marja de rafinare a OMV Petrom s-a îmbunătățit semnificativ, de la una negativă, de -2,15 dolari/baril în S1 2014, la una pozitivă de 8,59 dolari/baril în primele 6 luni din 2015, ca urmare a costurilor mai mici cu țițeiul, a marjelor mai mari la produse și a actualizării structurii standard de produse. Rata de utilizare a rafinăriei Petrobrazi a crescut la 84%, de la 76% în S1 2014, reflectând ajustarea capacității de prelucrare a rafinariei la 4,5 milioane tone/an începând cu T1 2015, de la 4,2 milioane tone/an.

Volumul total al vânzărilor din marketing ale grupului a crescut cu 6% față de nivelul înregistrat in S1 2014, reflectând cererea mai mare pe piață, susținută de cotațiile mai mici ale produselor. Vânzările cu amănuntul ale OMV Petrom au crescut cu 6%, datorită îmbunătățirii cererii pe piață, în pofida creșterii taxelor la combustibili și a concurenței. Vânzările comerciale au crescut cu 5%, susținute de creșterea cererii pentru motorină și combustibil de aviație.

Consumul estimat de gaze naturale al României a scăzut cu 7% comparativ cu S1 2014, fiind preponderent influențat de consumul scăzut al sectoarelor chimic și de energie electrică și termică. Pe de altă parte, vânzările OMV Petrom au crescut cu 10%, în principal datorită vânzărilor mai mari către producătorii de energie termică ce deservesc sectorul reglementat și datorită contractării unor clienți noi.

Austriecii de la OMV au scos la vânzare 30% din drepturile asociate concesiunii perimetrului offshore de hidrocarburi Rosebank din apele teritoriale britanice ale Mării Nordului, compania-mamă a OMV Petrom reducându-și investițiile din cauza prăbușirii cotațiilor la țiței pe piețele internaționale.

Procesul de vânzare a participației de 30% la câmpul de hidrocarburi Rosebank, localizat la vest de Insulele Shetland, este administrat de banca britanică Barclays și le-ar putea aduce celor de la OMV până la 500 de milioane de dolari, au declarat surse bancare, citate de Reuters.

În prezent, OMV deține 50% din drepturile asociate concesiunii Rosebank, unul dintre proiectele majorare de explorare ale austriecilor. Perimetrul offshore este operat de americanii de la Chevron, care controlează o participație de 40% la concesiune. Restul de 10% aparține companiei daneze Dong Energy.

Reducerea la jumătate a cotațiilor mondiale la țiței din ultimul an a obligat marile companiii internaționale de petrol și gaze să taie drastic cheltuielile și investițiile și să amâne sau suspende proiecte majore de dezvoltare în valoare totală de circa 200 miliarde dolari, în special foraje de explorare offshore la mare adâncime și terminale de export de gaze naturale lichefiate.

OMV și-a majorat participația la Rosebank de la 20% la 50% în 2013, ca parte a unui deal major prin care austriecii au cumpărat de la compania norvegiană de stat Statoil active upstream în Marea Nordului în valoare totală de 2,65 miliarde dolari, sumă mai mare decât cea cu care austriecii cumpăraseră Petrom de la statul român în 2004. Achiziția era parte a strategiei grupului austriac de a se concentra pe activitățile de explorare și producție de hidrocarburi și de a compensa pierderile suferite în țări instabile politic precum Libia sau Yemen.

OMV estima vârful de producție al perimetrului offshore Rosebank la 50.000 de barili echivalent petrol pe zi, iar costurile de dezvoltare ale concesiunii – la 10 miliarde dolari.

În mai anul acesta, Jaap Huijskes, șeful de explorare al OMV, declara că OMV a început procesul de reducere a participației la Rosebank, cu circa 10-20%.

La rândul lor, cei de la Chevron se află în proces de revizuire a elementelor comerciale și inginerești ale proiectului, decizia finală de investiție urmând a fi luată cel mai devreme la sfârșitul acestui an, potrivit analiștilor. Anterior, Chevron declarase că este prematur să anunțe vreo dată referitoare la decizia finală de investiție.

Tot recent, OMV şi americanii de la Marathon Oil au renunţat la 7 licenţe de explorare de zăcăminte de petrol şi gaze offshore din zona croată a Mării Adriatice, din cauza prăbuşirii cotaţiilor mondiale la ţiţei, care a obligat întreaga industrie petrolieră mondială să-şi reducă investiţiile în proiecte noi.

Statul croat acordase respectivele licenţe în ianuarie consorţiului format din cele două companii. Marathon Oil urma să fie operatorul concesiunilor, cu 60% din drepturi, restul fiind deţinut de OMV.

Potrivit unei surse la curent cu situaţia, citate de Reuters, o altă problemă care a afectat planificarea legată de perimetrele concesionate de cele două companii a fost incertitudinea cu privire la localizarea exactă a demarcaţiei de frontieră dintre Croaţia şi Muntenegru.

Profitul net al ExxonMobil, cea mai mare companie petrolieră americană, a scăzut cu 52% în al doilea trimestru din 2015, comparativ cu perioada similară a anului trecut, la 4,19 miliarde dolari, din cauza prăbușirii cotațiilor mondiale la țiței, însă compania a anunțat că forajul continuă în blocul offshore Neptun din apele teritoriale ale României, potențialul comercial al perimetrului urmând să fie evaluat după finalizarea programului de foraj.

"În România, forajul continuă în perimetrul de mare adâncime Neptun, până în prezent fiind forate cinci sonde. Potențialul pentru dezvoltare comercială va fi evaluat după finalizarea programului de foraj", a declarat vicepreședintele Exxon responsabil de relația cu investitorii, Jeff Woodbury.

ExxonMobil şi OMV Petrom deţin fiecare 50% din sectorul de apă adâncă a blocului Neptun, operat de compania americană. Cele două companii au anunţat în februarie 2012 că au făcut o descoperire semnificativă de gaze în urma forării sondei Domino-1, estimările preliminare plasând zăcământul de gaze naturale la 42-84 miliarde metri cubi.

În octombrie 2014, ExxonMobil şi OMV Petrom au început forajul unei sonde de explorare pentru un nou prospect în blocul Neptun din Marea Neagră. Astfel, platforma Ocean Endeavour a forat sonda de explorare Pelican South-1, la aproximativ 155 de kilometri de ţărm, în sectorul românesc al Mării Negre, pentru a testa o nouă structură geologică în blocul Neptun. Forajul a fost finalizat în martie anul acesta.

La începutul lunii octombrie 2014, platforma Ocean Endeavour a finalizat forajul sondei Domino-2, iar datele obţinute de sondă sunt în curs de evaluare.

Investițiile în explorare ale OMV Petrom au crescut de 3,7 ori în primul trimestru al acestui an, la 366 milioane lei, față de 99 milioane lei în primele trei luni din 2014, reflectând în principal forajul în desfășurare în cadrul perimetrului Neptun Deep. Asta în pofida reducerii profitului net al companiei cu 68% față de perioada similară a anului trecut, la 345 milioane lei.

"În explorare, împreună cu ExxonMobil, am finalizat forajul la două sonde în zona de mare adâncime a Mării Negre și, de atunci, platforma a fost mutată într-o nouă locație de forare din blocul Neptun Deep", a declarat, în raportul trimestrial al companiei, directorul general al OMV Petrom, Mariana Gheorghe.

Exxon ar putea reduce investițiile cu peste 12% anul acesta

Profitul Exxon din activități de explorare și producție a scăzut cu 74%, la 2 miliarde dolari, iar veniturile companiei s-au redus cu o treime, la 74,11 miliarde dolari. Pe de altă parte, producția de țiței și gaze a companiei a crescut cu aproape 4% în al doilea trimestru al acestui an, ca urmare a eficientizării activității.

În Statele Unite, prețul mediu cu care Exxon și-a vândut producția în T1 2015 a scăzut la doar 54,06 dolari/baril, de la 98,55 dolari/baril în T1 2014, iar la gaze naturale, la 2,31 dolari/mia de picioare cubice, de la 4,46 dolari cu un an înainte.

În consecință, Exxon și-a redus, în T2 2015, cu 20% cheltuielile de capital pentru proiecte majore, cum ar fi platforme plutitoare de extracție țiței și terminale de export de gaze naturale lichefiate, la 6,746 miliarde dolari. Per total, cheltuielile de capital ale companiei s-au redus cu aproape 16%, la 8,26 miliarde dolari.

CEO-ul Exxon, Rex Tillerson, a fost printre primii din industrie care au redus cheltuielile, odată cu debutul prăbușirii prețurilor la țiței, cu mai mult de un an în urmă. Astfel, după ce a tăiat bugetul de investiții pe 2014 cu 9,3% în 2014, Exxon ar putea reduce cheltuielile de capital cu peste 12% anul acesta, a declarat vicepreședintele Jeff Woodbury.

În aprilie, CEO-ul Exxon, Rex Tillerson, declara că nu se așteaptă la o revenire a cotațiilor mondiale la țiței și că actualul nivel de supraproducție, generator de prețuri mici, va continua încă cel puțin doi ani. Estimările sale s-au dovedit a fi deocamdată corecte. După ce s-au majorat cu 45% între ianuarie și mai, cotațiile țițeiului au scăzut ulterior, până în prezent, cu 22%.

{jathumbnailoff}

Guvernul estimează că va încasa, anul acesta, 966,61 milioane lei din taxarea veniturilor suplimentare obținute de producători ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale, cu 30% mai mult decât prevedea inițial bugetul de stat pe 2015, respectiv 743,2 milioane lei.

Proiectul de ordonanță de urgență privind rectificarea bugetului de stat prevede, astfel, încasări în plus de 223,41 milioane lei din taxa pe veniturile suplimentare obținute de producători ca urmare a liberalizării prețurilor la gaze naturale.

Piaţa consumatorilor noncasnici de gaze naturale a fost complet liberalizată începând cu 1 ianuarie 2015, fiind cu totul eliminate tarifele reglementate. Potrivit datelor ANRE, prețul mediu ponderat al gazelor din producția internă livrate de producători furnizorilor clienților finali din piața concurențială a crescut cu 17% în ianuarie-martie 2015, comparativ cu intervalul similar din 2014, de la 68,78 la 80,53 lei/MWh.

În plus, de la 1 iulie anul acesta, prețul de achiziție a gazelor din producția internă pentru clienţii casnici şi producătorii de energie termică a fost majorat cu 12,6%, de la 53,3 la 60 lei/MWh.

Rezultate mai bune pentru producători

Potrivit raportului pe T1 2015 al OMV Petrom, vânzările de gaze naturale ale companiei au crescut cu 24% în primele trei luni din 2015, comparativ cu perioada similară din 2014, la 16,69 TWh.

Cele ale Romgaz au scăzut cu 4,76%, la 1.601,7 milioane mc, însă prețul mediu de vânzare al acestora a crescut cu 11,76%, ceea ce a făcut ca veniturile din vânzări de gaze ale companiei să se majoreze cu 6,45%, la 1,134 miliarde lei. OMV Petrom și Romgaz asigură cumulat peste 97% din producția de gaze naturale a României.

Taxa pe veniturile suplimentare obținute de producători ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale 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.

Potrivit execuției bugetare pe 2014, anul trecut, din această taxă s-au colectat la buget 791,68 milioane lei, față de 243,07 milioane lei în 2013.

Impozitul pe veniturile suplimentare din dereglementarea tarifelor la gaze naturale reprezintă cheltuială deductibilă la stabilirea profitului impozabil al producătorilor de gaze naturale.

Speră la un boom al mineritului

Rectificarea bugetară mai prevede modificarea radicală în plus a estimării cu privire la încasările din taxarea activităților de prospecțiune, explorare și exploatare a resurselor naturale. Astfel, prognoza de încasări a fost majorată de 6,5 ori, de la doar 3,324 milioane lei la 21,737 milioane lei.

Anul trecut, din taxarea activităților de prospecțiune, explorare și exploatare a resurselor naturale, la bugetul de stat s-au colectat 18,79 milioane lei, cu 15% sub nivelul consemnat în 2013.

Guvernul a majorat taxele speciale pe activitatea de prospecțiune, explorare și exploatare a resurselor minerale cu 28% în iulie anul trecut. În urma majorării, taxa anuală pentru activitatea de prospecțiune a fost stabilită la 320 lei/kilometrul pătrat, cea pentru activitatea de explorare la 1.280 lei/kilometrul pătrat, iar cea pentru activitatea de exploatare – la 32.000 lei/kilometrul pătrat. Guvernul a estimat, în urma majorării, o creştere anuală a veniturilor bugetare din respectivele taxe cu 3,76 milioane de lei, creșterea pe următorii cinci ani fiind estimată la circa 18,8 milioane lei.

Pe de altă parte, Guvernul afirma că se așteaptă, în urma majorării de taxe, la o uşoară scădere a volumului de produse miniere obţinute din resursele minerale, adăugând că această măsură poate conduce, în prima etapă de aplicare, la majorarea nivelului preţurilor. În plus, Executivul anticipa că mărirea taxelor miniere ar putea provoca anumite dezechilibre financiare la operatorii economici, prin mărirea cheltuielilor pentru obţinerea produselor miniere, cu impact asupra relaţiilor economice între operatorii economici.

La rectificare, în bugetul de stat au fost adăugate și venituri din vânzarea certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră alocate României, estimarea de încasări fiind de 116,663 milioane lei. Anul trecut, bugetul de stat a încasat 227,58 milioane lei din această sursă.

Încasări mai mici

În schimb, Guvernul a modificat în minus estimările cu privire la încasările din taxa specială pentru exploatarea resurselor naturale și din taxa pe monopolul din sectorul energiei electrice și a gazului metan, în total cu -129,38 milioane lei.

Astfel, estimarea de încasări din taxa specială pentru exploatarea resurselor naturale a fost modificată în scădere cu 42% față de prevederile bugetare inițiale, de la 114,6 la 66,6 milioane lei, iar cea privind veniturile obținute din taxa pe monopolul din sectorul energiei electrice și a gazului metan, cu 33,1%, de la 245,6 la 164,22 milioane lei.

Anul trecut, încasările din taxa specială pentru exploatarea resurselor naturale au fost de 81,84 milioane lei, cu 22,4% mai mari decât în 2013, iar cele din taxa pe monopolul din sectorul energiei electrice și a gazului metan au fost de 140,04 milioane lei, cu 35,4% peste nivelul din anul anterior.

Ambele taxe au fost introduse de la 1 februarie 2013. Impozitul pe exploatarea resurselor naturale este în cotă de 0,5% și se aplică asupra veniturilor rezultate din extracția petrolului brut, cărbunelui, uraniului, minereurilor feroase și neferoase, precum și din exploatarea forestieră.

Impozitul pe monopolul natural din sectorul energiei electrice și al gazului natural este 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. 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 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.

Producția totală de hidrocarburi a OMV Petrom a crescut cu 0,5% în al doilea trimestru din 2015, comparativ cu T2 2014, la 181 milioane tone echivalent petrol, iar cea a companiei-mamă austriece OMV s-a majorat cu 3,3%, la 307 milioane tone echivalent petrol.

Potrivit declarației trimestriale de trading a austriecilor de la OMV, față de primul trimestru din 2015, producția totală de hidrocarburi a OMV Petrom a scăzut cu 1,6%, iar cea a OMV a crescut cu 1,3%.

Cheltuielile de explorare ale OMV au crescut la circa 110 milioane euro în T2 2015, în special ca urmare a recunoașterii ca pierderi a costurilor de forare a unor sonde în România, Norvegia și Austria.

"Producția a crescut în T2 2015, față de T1 2015, în pofida faptului că producția în Yemen a fost limitată începând cu luna aprilie, iar cea din Libia a rămas limitată ca urmare a problemelor de securitate. Majorarea s-a datorat creșterii producției în Norvegia, ca urmare a reluării extracției în perimetrul Gudrun, după problemele tehnice întâmpinate în primul trimestru al anului. În plus, a crescut producția și în Noua Zeelandă, ca urmare a intrării în producție a unor sonde suplimentare în perimetrul Maari", se arată în declarația celor de la OMV.

Volumul vânzărilor a crescut cu 9% comparativ cu T1 2015, în special ca urmare a achizițiilor mai mari de țiței din partea rafinăriilor în Norvegia, Tunisia și Noua Zeelandă.

"Cotațiile mai mari la țiței și evoluția favorabilă a cursului de schimb euro-dolar au avut un efect pozitiv asupra performanței trimestriale", se precizează în documentul citat.

Marja de rafinare la nivelul grupului OMV s-a îmbunătățit ușor comparativ cu T1 2015, în special grație îmbunătățirii spreadurilor la benzină, fenomen parțial compensat de spreadurile mai mici la motorină, precum și de prețurile mai mari la petrol, care au afectat negativ costurile consumului propriu de țiței al grupului. De asemenea, rata de utilizare a rafinăriilor a rămas la nivelurile înalte consemnate și în T1 2015.

Performanța activității de petrochimie s-a îmbunătățit față de trimestrul precedent, ca urmare a majorării marjelor, la volume constante. Businessul de marketing a cunoscut previzibila majorare sezonieră a volumelor de vânzări, marjele menținându-se la niveluri similare cu cele din T1 2015.

"Comparativ cu T1 2015, performanța businessului cu gaze naturale s-a deteriorat. Volumele de vânzări de gaze au scăzut sezonier, iar marjele au fost sub cele din trimestrul anterior. Producția netă de electricitate a scăzut semnificativ față de T1 2015, ca urmare accentuării deteriorării spark-spreadurilor (diferența dintre prețul gazelor și cel al electricității – n.r.) în Turcia și România", se mai afirmă în declarația de trading a OMV.

{jathumbnailoff}

Gigantul petrolier spaniol Repsol, partener de explorare al OMV Petrom în patru perimetre onshore din sudul Carpaţilor Meridionali şi al Carpaţilor de Curbură, a hotărât recent să majoreze prin aport în numerar capitalul social al Repsol Târgovişte şi Repsol Piteşti cu peste 23 milioane de lei, indică un document al companiei, consultat de Energy Report.

La Repsol Târgovişte au mers 22,5 milioane de lei astfel că a ajuns la un capital social de 127,53 milioane de lei.

La Repsol Piteşti au mers 1,09 milioane de lei astfel că a ajuns la un capital social de puţin peste 17 milioane de lei.

Tot de curând, spaniolii au majorat prin aport în numerar şi capitalul social al Repsol Băicoi cu 41,67 milioane de lei. Astfel, capitalul social al acesteia a ajuns la circa 154,7 milioane de lei.

În lunile din urmă, spaniolii au făcut anul trecut mai multe majorări de capital la toate cele patru companii deţinute în România. Astfel, capitalul social al Repsol Târgovişte a fost majorat de la 37,6 milioane de lei la 105,3 milioane de lei, prin aport în numerar. De asemenea, capitalul social al Repsol Piteşti a fost majorat de la 13,3 milioane de lei la 15,9 milioane lei iar la Repsol Târgu Jiu de la 3,25 milioane de lei la circa 5 milioane de lei.

În februarie 2013, Repsol a semnat cu OMV Petrom un contract farm-out (de transfer al drepturilor derivate din acordurile de concesiune petrolieră) prin care Repsol cumpăra o participaţie de 49% pentru zona cu adâncime mai mare de 2.500 - 3.000 de metri a perimetrelor onshore de explorare Băicoi V, Târgovişte VI, Piteşti XII şi Târgu Jiu XIII. Parteneriatul s-a făcut pentru evaluarea potenţialului de hidrocarburi al celor patru perimetre.

Cele două mari companii evaluează împreună datele obţinute în cadrul programului de seismică deja derulat pentru a determina oportunităţile de foraj de explorare. La semnarea contractului, OMV şi Repsol estimau că investiţiile pe doi ani pentru forajul de explorare din zonele amintite se pot ridica la 50 de milioane de euro.

OMV Petrom mai are astfel de parteneriate cu ExxonMobil, datând din 2008, şi cu Hunt Oil, din 2010. În plus, austriecii mai au parteneriate de explorare şi/sau producţie încheiate cu grupul Repsol în Libia şi Bulgaria.

Repsol este o companie integrată de ţiţei şi gaze, prezentă în peste 30 de ţări, cu peste 23.000 de angajaţi.

Gigantul petrolier spaniol Repsol, partener de explorare al OMV Petrom în patru perimetre onshore din sudul Carpaţilor Meridionali şi al Carpaţilor de Curbură, a hotărât recent să majoreze prin aport în numerar capitalul social al Repsol Băicoi cu 41,67 milioane de lei (circa 9,4 milioane de euro), indică un document al companiei, consultat de Energy Report.

Asociaţii firmei înregistrate în România sunt Repsol Exploracion şi Repsol SA. Majorarea capitalului s-a făcut prin vărsarea a 39 milioane de lei şi a 600.000 de euro în conturile bancare ale Repsol Băicoi.

Astfel, capitalul social a ajuns la circa 154,7 milioane de lei.

În lunile din urmă, spaniolii au făcut anul trecut mai multe majorări de capital la toate cele patru companii deţinute în România. Astfel, capitalul social al Repsol Târgovişte a fost majorat de la 37,6 milioane de lei la 105,3 milioane de lei, prin aport în numerar. De asemenea, capitalul social al Repsol Piteşti a fost majorat de la 13,3 milioane de lei la 15,9 milioane lei iar la Repsol Târgu Jiu de la 3,25 milioane de lei la circa 5 milioane de lei.

În februarie 2013, Repsol a semnat cu OMV Petrom un contract farm-out (de transfer al drepturilor derivate din acordurile de concesiune petrolieră) prin care Repsol cumpăra o participaţie de 49% pentru zona cu adâncime mai mare de 2.500 - 3.000 de metri a perimetrelor onshore de explorare Băicoi V, Târgovişte VI, Piteşti XII şi Târgu Jiu XIII. Parteneriatul s-a făcut pentru evaluarea potenţialului de hidrocarburi al celor patru perimetre.

Cele două mari companii evaluează împreună datele obţinute în cadrul programului de seismică deja derulat pentru a determina oportunităţile de foraj de explorare. La semnarea contractului, OMV şi Repsol estimau că investiţiile pe doi ani pentru forajul de explorare din zonele amintite se pot ridica la 50 de milioane de euro.

OMV Petrom mai are astfel de parteneriate cu ExxonMobil, datând din 2008, şi cu Hunt Oil, din 2010. În plus, austriecii mai au parteneriate de explorare şi/sau producţie încheiate cu grupul Repsol în Libia şi Bulgaria.

Repsol este o companie integrată de ţiţei şi gaze, prezentă în peste 30 de ţări, cu peste 23.000 de angajaţi.

Rainer Seele, noul CEO al grupului austriac OMV, a fost numit membru interimar și președinte al Consiliului de Supraveghere al subsidiarei românești OMV Petrom, înlocuindu-l în aceste poziții pe fostul CEO al OMV, Gerhard Roiss.

"Rainer Seele a fost numit membru interimar și președinte al Consiliului de Supraveghere, ca urmare a renunțării lui Gerhard Roiss la mandatul de membru și președinte al Consiliului de Supraveghere al OMV Petrom", se arată într-un comunicat al companiei, remis Bursei de Valori București.

În documentul citat se precizează că, în conformitate cu actul constitutiv al OMV Petrom, Rainer Seele a fost numit membru interimar și președinte al Consiliului de Supraveghere al companiei începând cu data de 7 iulie 2015, până la următoarea întrunire a adunării generale a acționarilor.

Rainer Seele, cetățean german, este CEO al OMV din 1 iulie anul acesta. Seele va avea un mandat de trei ani, cu opțiune de prelungire din partea OMV pentru încă doi ani.

Între 1987 și 1996, Seele a ocupat diverse funcții în cadrul concernului german BASF. În 1996 a fost numit responsabil cu planificarea strategică la Wintershall, iar în 2000 a fost numit membru al directoratului Wingas, responsabil cu vânzările și tranzacționarea. În 2002, Rainer Seele a fost numit președinte al directoratului Wingas, iar în 2009 a devenit președintele directoratului Wintershall.

Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) a decis să aprobe prelungirea cu 12 luni a primei faze de extindere a perioadei de explorare aferente perimetrului offshore de apă adâncă Midia, concesionat de ExxonMobil, OMV Petrom și Gas Plus International, fără schimbarea duratei totale a perioadei de explorare și fără reducerea programului minim de explorare, prin prelungirea primei faze de extindere a perioadei de explorare și reducerea celei de-a doua.

ExxonMobil şi OMV Petrom au devenit titularii licenţei pentru zona de apă adâncă a perimetrului Midia XV în ianuarie 2014, după ce Guvernul a aprobat transferul drepturilor de explorare şi producţie de hidrocarburi de la Sterling, Romgaz având opţiunea achiziționării unei participaţii de 10% în cazul unei descoperiri comerciale. Perimetrul Midia este adiacent zonei de apă adâncă a perimetrului Neptun, unde ExxonMobil şi OMV Petrom au anunţat o descoperire masivă de gaze în 2012.

Potrivit notei de fundamentare a unui proiect de hotărâre de Guvern, titularii acordului de concesiune au solicitat ANRM prelungirea primei faze de extindere a perioadei de explorare aferente perimetrului offshore de apă adâncă Midia, în scopul executării unui program suplimentar de evaluare.

"Programul obligatoriu de lucrări aferent fazei curente (prima fază opțională de extindere a perioadei de explorare) a fost realizat integral. Ca urmare a îndeplinirii acestui program, studiile au arătat o complexitate mai mare decât a fost estimată inițial. În mod special, complexitatea faliilor identificată în baza datelor colectate implică un timp suplimentar pentru interpretarea datelor și o evaluare tehnică mai aprofundată în vederea înțelegerii complexității geologice a suprafeței contractuale de apă adâncă Midia și a potențialului de dezvoltare, anterior luării deciziei de intrare în cea de-a doua fază de extindere opțională", se arată în documentul citat.

ANRM mai arată, în justificarea deciziei sale de a aproba prelungirea cu 12 luni a primei faze de extindere a perioadei de explorare aferente perimetrului offshore de apă adâncă Midia, că titularul a executat integral și în termen programul minim de lucrări aferent primei faze de extindere opțională a perioadei de explorare. În plus, potrivit Agenției, extinderea de 12 luni solicitată este minimă sub aspectul timpului suplimentar ce urmează a fi alocat și este, totodată, oportună, deoarece în acest fel se asigură creșterea șanselor de realizare a obiectivelor programului de lucrări în suprafața contractuală de apă adâncă Midia.

Forajul la mare adâncime costă milioane de dolari pe zi

"Motivele care au condus la prelungirea primei fazei de extindere a perioadei de explorare nu sunt imputabile titularului. Investițiile în operațiunile de explorare în apă adâncă sunt mult mai costisitoare, de durată și semnificativ mai complexe și dificile decât cele în apă de mică adâncime. Costurile de foraj în apele de mare adâncime pot fi în general de până la 10 ori mai mari decât cele din apă de mică adâncime și de până la 100 de ori mai mari decât cele pe uscat. De asemenea, costul zilnic pentru operațiunile aferente ambarcațiunilor de foraj marin în ape de mare adâncime este de ordinul milioanelor de dolari", mai arată ANRM.

În nota de fundamentare se mai spune că, spre deosebire de operațiunile petroliere executate în ape de mică adâncime, cele executate la mare adâncime presupun, printre altele, mobilizarea semnificativă de tehnologie avansată și resurse financiare.

"Operațiunile petroliere în apele de mare adâncime din sectorul românesc al Mării Negre sunt o premieră, progresul operațiunilor depinzând de colectarea și evaluarea detaliată a unor suficiente date și informații cu privire la structura geologică a zonei, care necesită un timp adecvat în acest scop", afirmă ANRM.

Perimetrul de apă adâncă Midia este concesionat de ExxonMobil și OMV Petrom, cu câte 42,50% din drepturi, și de Gas Plus International – 15%.

ExxonMobil şi OMV Petrom au devenit titularii licenţei pentru zona de apă adâncă a perimetrului Midia XV în ianuarie 2014, după ce Guvernul a aprobat transferul drepturilor de explorare şi producţie de hidrocarburi de la Sterling, Romgaz având opţiunea unei participaţii de 10% în cazul unei descoperiri comerciale.

Romgaz are opțiune de cumpărare

"În urma Hotărârii Guvernului 43 din 22 ianuarie 2014, publicată în Monitorul Oficial în data de 28 ianuarie 2014, a intrat în vigoare contractul de transfer semnat în octombrie 2012 de către ExxonMobil şi OMV Petrom, şi Sterling Resources Ltd. şi Petro Ventures Europe BV pentru drepturile de explorare şi producţie de hidrocarburi din porţiunea de apă adâncă a perimetrului Midia XV ("Midia Deep"). Gas Plus a optat pentru păstrarea participaţiei sale de 15% în ambele zone, de mare şi mică adâncime, ale perimetrului Midia XV", anunța OMV Petrom, la acea dată, printr-un comunicat.

În urma finalizării contractului de transfer, cotele de participare în perimetrul Midia Deep sunt: ExxonMobil 42,5%, OMV Petrom 42,5% şi Gas Plus 15%. Prin respectiva HG a fost aprobat un act adiţional la Acordul de concesiune pentru explorare, dezvoltare şi exploatare petrolieră în perimetrele XIII Pelican şi XV Midia, inclus într-o anexă care este însă clasificată, potrivit legii.

"Conform termenilor agreaţi în februarie 2013, Romgaz are opţiunea de a achiziţiona o participaţie de 10% în zona de apă adâncă a perimetrului Midia XV. Opţiunea Romgaz de a intra este declanşată de anunţul unei descoperiri comerciale în zona de apă adâncă a perimetrului Midia", se precizează în comunicatul companiei controlate de grupul austriac OMV.

ExxonMobil şi OMV Petrom au semnat în luna februarie a anului 2013 un contract de opţiune cu Romgaz pentru participarea la operaţiuni în perimetrul offshore Midia, exercitarea opţiunii fiind condiţionată de finalizarea contractului de transfer pentru drepturile de explorare şi 
producţie pentru o porţiune din perimetrul Midia de la titularii existenţi ai licenţelor.

În octombrie 2012, ExxonMobil Exploration and Production Romania Limited şi OMV Petrom au semnat un contract de transfer cu Sterling Resources şi Petro Ventures Europe pentru achiziţia unei participaţii de 85% pentru drepturile de explorare şi producţie de hidrocarburi aferente unei porţiuni din perimetrul Midia XV în zona românească a Mării Negre.

ExxonMobil este operatorul lucrărilor petroliere în zona de apă adâncă a perimetrului Midia, care este adiacent zonei de apă adâncă a perimetrului Neptun, unde ExxonMobil şi OMV Petrom au anunţat o descoperire masivă de gaze în 2012.

Statul încasează în total dividende de 1,6 miliarde lei din profitul pe 2014 al societăților energetice la care este acționar, cu 8% mai mult decât în exercițiul financiar anterior, 2013 (1,48 miliarde lei).

Suma reprezintă peste 56% din totalul dividendelor repartizate de aceste societăți din profitul realizat anul trecut, total care se cifrează la 2,84 miliarde lei, potrivit unui raport privind evoluția și performanța activității regiilor autonome şi societăţilor la care Ministerul Energiei deține calitatea de autoritate publică tutelară, raport întocmit de Direcția Generală Societăți Comerciale din cadrul ministerului.

Pentru exercițiile financiare 2013 și 2012, totalul dividendelor cuvenite statului român din profitul realizat de societățile energetice la care este acționar s-a cifrat la 1,48, respectiv 1,34 miliarde lei.

Din profitul pe 2014 al companiilor energetice la care statul este acționar, cele mai mari dividende au fost plătite la buget de către Romgaz (849,94 milioane lei), Hidroelectrica (326,68 milioane lei), OMV Petrom (130,93 milioane lei) și Electrica (119,36 milioane lei).

Pentru exercițiul financiar 2014, 10 societăți energetice la care statul deține acțiuni au acordat dividende.

În ultimii ani, dividendele încasate din profiturile companiilor pe care le controlează au devenit o sursă tot mai consistentă de venituri pentru statul român. Prin legea bugetului pe anul acesta, statul estimează venituri din dividende de 2,35 miliarde lei, ceea ce înseamnă peste 2% din veniturile totale prevăzute pentru 2015.

Bugetul pe 2014 prevedea venituri din dividende de 1,97 miliarde lei, în creștere de la 1,91 miliarde lei anul anterior.

Pe de altă parte, la 31.12.2014, un număr de 13 societăți din portofoliul Ministerului Energiei aveau arierate față de bugetele statului și alte plăți restante în valoare totală de 2,33 miliarde lei.

Cele mai mari restanțe sunt cele de la Regia Autonomă pentru Activități Nucleare, aflată în insolvență (1,17 miliarde lei), Complexul Energetic Hunedoara (363,97 milioane lei) și Electrocentrale București (259,4 milioane lei).

{jathumbnailoff}

După ce în iunie 2013 a o înlăturat-o pe fosta soţie de la conducerea Crimbo Gas 2000, recent, fostul acţionar dinamovist a hotărât să cumpere prin Gaspeco şi firma producătoare de gaz Crimbo Sav Gas, indică o hotărâre a acestei din urmă companii, consultată de Energy Report.

În primăvara anului 2009, Crimbo Sav Gas (care-l avea la acea vreme pe Cristi Borcea ca asociat unic) se diviza şi trecea o parte din patrimoniu către Crimbo Gas 2000 (la care Cristi Borcea deţinea 30% şi fosta sa soţie, Mihaela Borcea, 70%). Printre imobilele trecute la firma controlată de fosta soţie a lui Cristi Borcea se aflau mai multe terenuri precum unul de 1,25 ha în Poiana Braşov pe strada Valea Cheii şi alte terenuri în Giurgiu şi Dâmboviţa.

Lunile trecute, ca asociat majoritar al Crimbo Sav Gas figura în acte Violeta Călin, cu o deţinere de 95,238% iar restul de 4,762% era deţinut de Gaspeco, fosta divizie de gaz petrolier lichefiat (GPL) a OMV Petrom, în prezent controlată de mama omului de afaceri Cristi Borcea.

Mai precis, asociaţii Crimbo Sav Gas au hotărât în unanimitate ca toate părţile sociale să fie cesionate către Gaspeco. Preţul a fost stabilit după valoarea activului net contabil (4,53 milioane de lei) din care s-a scăzut o creanţă de 2,8 milioane de lei deţinută de Gaspeco la Crimbo Sav Gas. După acestea s-a adăugat 235.000 de lei obligaţii fiscale calculate ca fiind obligaţiile cedentului (stop la sursă) şi care cad în sarcina cesionarului.

Astfel, costul final de achiziţie pentru Gaspeco este de puţin peste  1,97 milioane de lei.

În toamna trecută, Gaspeco a hotărât să se extindă cu afacerea GPL în Pantelimon şi Giugiu, după ce de curând a deschis un punct de lucru în Brăila.

Compania a trecut în anul 2013 pe profit, după pierderi de peste 14 milioane de lei în anul 2012, când s-a produs tranzacţia cu OMV Petrom. În 2013, Gaspeco a avut o cifră de afaceri de 561 milioane de lei, în creştere de la 529 milioane de lei în anul 2012. Profitul a fost de peste 32,5 milioane de lei. Conducerea companiei este asigurată acum de Elena Borcea, şi de George şi Mădălin Gâdoiu.

Gaspeco a fost la OMV Petrom până în anul 2012 (se numea Petrom LPG), când austriecii au decis să renunţe la această activitate ca urmare a unei schimbări de strategie. În 2012, firma a fost cumpărată de Crimbo Gas International iar după achiziţie, Petrom LPG a fost redenumită Gaspeco L&D.

Corneliu Gâdoiu a fost asociat cu Cristian Borcea (fostul finanţator al clubului de fotbal Dinamo) şi în compania Transpeco Logistics & Distribution, care se ocupă cu transportul de carburant lichid, gaze lichefiate şi butelii, având drept principali clienţi companii mari precum OMVPetrom şi Rompetrol.

Schimbări în afacerile lui Borcea

Fostul acţionar al echipei de fotbal Dinamo, ajuns la închisoare, are mai multe afaceri cu gaz petrolier lichefiat prin mai multe firme din grupul Crimbo Gas.

Una dintre acestea este Crimbo GAS 2000. Anul trecut, Crimbo Gas 2000, al cărei asociat unic este Cristi Borcea, a fuzionat prin absorbţie cu Auto Gaz Trading, al cărei asociat unic a fost Elena Borcea, mama omului de afaceri.

În 2013, o altă firmă din grupul lui Borcea, Crimbo Gas International, a hotărât desfiinţarea a patru staţii de gaz petrolier lichefiat de la Pătrângeni (judeţul Alba), Vladimirescu (Arad) şi Săvineşti (Neamţ) şi de la Oradea. Motivele au ţinut de profitabilitate. Spre exemplu, staţia din judeţul Alba a încheiat anul 2012 cu pierderi de circa 330.000 de lei şi datorii de peste opt milioane de lei. Firma a sfârşit prin a fi absorbită de alta din grupul lui Borcea.

O altă firmă din grup, Crimbo Gas, a primit notificare de intrare în insolvenţă în 17 martie 2014, după ce a depus cerere în 6 februarie. În tabelul definitiv al creanţelor, firma figura cu datorii de 13,75 milioane lei.

Cristi Borcea a fost condamnat definitiv la şase ani şi patru luni de închisoare cu executare, în dosarul transferurilor de fotbalişti.

Austriecii de la OMV, compania-mamă a OMV Petrom, au raportat o scădere cu aproape 46% a profitului net pe primul trimestru al acestui an, comparativ cu primele trei luni din 2014, ca urmare a scăderii cotațiilor internaționale la țiței și întreruperilor repetate ale producției din Libia și Yemen, din cauza conflictelor din aceste state.

Astfel, profitul net al OMV a scăzut cu aproape 46%, la 163 milioane euro, iar vânzările s-au redus cu 41%, la 5,83 miliarde euro.

Anunțul a dus la deprecierea cu 7,2% a acțiunilor OMV listate la Bursa din Viena, în timp ce indicele sectorului european de petrol și gaze a scăzut cu 0,6%.

Întreruperile de producție din Libia și Yemen, din cauza conflictelor din cele două țări, care au afectat securitatea activității OMV, au continuat să afecteze semnificativ nivelul total al producției grupului austriac, în pofida majorării producției din Norvegia.

OMV a precizat că nu se așteaptă ca producția din Libia să fie reluată anul acesta și că starea de forță majoră declarată luna trecută în Yemen va dura circa 6 luni, adăugând că, cu toate acestea, compania nu intenționează să se retragă din nici una din aceste două țări.

Reducerea cotațiilor mondiale la țiței a făcut ca prețul mediu la petrol realizat de către OMV să scadă cu 53% în primele trei luni din 2015. Cel la gaze naturale s-a redus cu 18%.

Cei de la OMV și-au reiterat obiectivul de a ajunge la o producție zilnică totală de 400.000 de barili echivalent petrol, însă au adăugat că deadline-ul pentru acest obiectiv va fi întârziat, față de cel inițial, fixat pentru 2016, din cauza reducerii investițiilor, măsură luată din cauza ieftinirii țițeiului.

Pentru 2015, OMV a anunțat cheltuieli de capital de circa 2,7 miliarde euro și se așteaptă ca producția zilnică totală, excluzând operațiunile din Libia și Yemen, să fie de circa 300.000 de barili echivalent petrol.

Investițiile în explorare ale OMV Petrom au crescut de 3,7 ori în primul trimestru al acestui an, la 366 milioane lei, față de 99 milioane lei în primele trei luni din 2014, în timp ce profitul net al companiei s-a redus cu 68% față de perioada similară a anului trecut, la 345 milioane lei.

Potrivit raportul trimestrial al companiei, în primele 3 luni ale acestui an, investițiile în explorare ale OMV Petrom au crescut de 3,7 ori, la 366 milioane lei, reflectând în principal forajul în desfășurare în cadrul perimetrului Neptun Deep, în parteneriat cu operatorul ExxonMobil.

În T1 2015, cheltuielile de explorare au fost de 66 milioane lei, cu 50% peste nivelul din primele trei luni ale anului trecut (44 milioane lei), în principal ca urmre a forajului unei sonde onshore care nu a avut succes. În martie a fost finalizat forajul sondei Pelican South-1 și a început forajul unei noi sonde de explorare, se precizează în raport.

Investițiile totale ale OMV Petrom au scăzut cu 15% în primele trei luni din 2015, comparativ cu T1 2014, la 1,062 miliarde lei. Investițiile în segmentul upstream, în valoare de 1,018 miliarde lei, au reprezentat 96% din valoarea totală a investițiilor din T1 2015, fiind cu 6% mai mici decât cele din T1 2014, reacția promptă la scăderea prețului țițeiului conducând la prioritizarea investițiilor. Investițiile din upstream au fost direcționate către proiecte integrate de redezvoltare a zăcămintelor, lucrări de reparații capitale și operațiuni de adâncime, instalații de suprafață, forajul sondelor de dezvoltare, precum și către proiectul Neptun Deep.

"În explorare, împreună cu ExxonMobil, am finalizat forajul la două sonde în zona de mare adâncime a Mării Negre și, de atunci, platforma a fost mutată într-o nouă locație de forare din blocul Neptun Deep", a declarat, în raport, directorul general al OMV Petrom, Mariana Gheorghe.

Profitul net al companiei s-a redus cu 68% față de perioada similară a anului trecut, la 345 milioane lei, iar vânzările au scăzut cu 19%, la 4,271 miliarde lei.

"Rezultatul upstream a fost afectat de scăderea abruptă a prețurilor țițeiului, care a fost doar parțial compensată de efectele pozitive ale cursului de schimb și de creșterea ușoară a volumelor vândute. Ca răspuns la prețul scăzut al țițeiului, ne-am redus planurile de investiții pentru 2015 ale grupului cu aproximativ 30% față de anul precedent și am continuat să ne optimizăm structura de costuri, măsuri preconizate a ne proteja poziția fluxului de numerar extins. Aceste inițiative ne vor afecta, însă, producția viitoare de hidrocarburi. În următoarele luni, ne așteptăm ca discuțiile publice referitoare la mediul fiscal și de reglementare să continue, așa cum a fost anunțat de către autorități, și vizăm obținerea unui cadru stabil, predictibil și favorabil investițiilor, o condiție-cheie pentru investițiile viitoare", a declarat Mariana Gheorghe.

În primul trimestru din 2015, prețul mediu al țițeiului Ural a scăzut cu 51% față de nivelul înregistrat în T1 2014, atingând valoarea de 52,89 dolari/baril. Prețul mediu realizat la țiței de companie a scăzut cu 53%, la 45,37 dolari/baril.

Costurile de producție ale grupului OMV Petrom, în dolari/baril, au scăzut cu 16% comparativ cu T1 2014, în principal datorită cursului de schimb valutar favorabil, respectiv aprecierea cu 20% a dolarului față de leu. În România, costurile de producție exprimate în dolari/baril au scăzut cu 17%, în timp ce, exprimate în lei/baril, au scăzut cu 1% comparativ cu nivelul înregistrat in T1 2014, reflectând reducerea cheltuielilor aferente impozitului pe construcții și a celor cu materialele, precum și nivelul mai ridicat al producției disponibile pentru vânzare.

Producția zilnică de hidrocarburi a OMV Petrom a fost de 183,5 mii barili echivalent petrol/zi, din care 174,3 mii în România, iar producția totală a fost de 16,5 milioane barili echivalent petrol, reflectând creșterea producției în România și scăderea celei din Kazahstan.

În România, producția totală de țiței și gaze a fost de 15,7 milioane barili echivalent petrol, cu circa 2% mai mare față de nivelul înregistrat în T1 2014 (15,4 milioane barili echivalent petrol).

Producția internă de țiței a fost de 6,9 milioane barili, cu 2% mai mică față de T1 2014 (7,0 milioane barili), din cauza declinului natural și a reparațiilor capitale planificate la sonde-cheie. Producția internă de gaze a crescut cu 4%, la 8,8 milioane barili echivalent petrol, în principal datorită noilor sonde puse în producție pe zăcământul Bustuchin, precum și creșterii debitului în sondele din zăcământul Totea.

Volumul vânzărilor de hidrocarburi a crescut cu 1% comparativ cu T1 2014, în principal datorită unor volume mai mari de gaze și condensat vândute în România. În primil trimestru din 2015, OMV Petrom a finalizat forajul a 37 de sonde noi și sidetrack-uri, comparativ cu 18 sonde noi forate în perioada similară a anului precedent.

"Pentru anul 2015 ne așteptăm ca prețul mediu al țițeiului Brent să înregistreze o valoare medie între 50 și 60 dolari/baril. Diferențialul Brent-Urals se anticipează că va rămâne relativ mic. Pentru a proteja parțial fluxul de numerar al grupului de impactul negativ al scăderii prețului țițeiului pentru perioada iulie 2015 – iunie 2016, OMV Petrom a angajat instrumente de acoperire a riscului pentru un volum de producție de 15.000 barili pe zi (aproximativ 20% din producția de țiței a grupului). OMV Petrom a asigurat pentru cantitatea menționată un nivel minim al prețului țițeiului Brent de 55 dolari/baril, renunțând la creșterea peste nivelul de 69 dolari/baril în perioada iulie-decembrie 2015, peste nivelul de 73 dolari/baril în perioada ianuarie-martie 2016 și peste nivelul de 82 dolari/baril în perioada aprilie-iunie 2016", se precizează în raportul OMV Petrom.

 Fostul acţionar al echipei de fotbal Dinamo, ajuns la închisoare la începutul anului trecut, are mai multe afaceri cu gaz petrolier lichefiat prin mai multe firme din grupul Crimbo Gas.

Crimbo Gas 2000, al cărei asociat unic este Cristi Borcea, a fuzionat prin absorbţie în 2014 cu Auto Gaz Trading, al cărei asociat unic a fost Elena Borcea, mama omului de afaceri. Astfel că în prezent, Cristi Borcea deţine circa 97% din Crimbo Gas 2000, restul părţilor sociale fiind ale mamei sale, Elena Borcea. Asta după ce în urmă cu doi ani, omul de afaceri a înlăturat-o de la conducerea Crimbo Gas 2000 din funcţia de administrator pe Mihaela Borcea, fosta sa soţie.

Lunile trecute, Crimbo Gas 2000 a închis un punct de lucru din Constanţa de pe soseaua Mangaliei nr. 154 şi a dat afară angajaţii iar imobilul a fost vândut. Asta după ce tot în perioada de criză, în urmă cu doar doi ani, o altă firmă din grupul lui Borcea, Crimbo Gas International, a hotărât desfiinţarea a patru staţii de gaz petrolier lichefiat de la Pătrângeni (judeţul Alba), Vladimirescu (Arad) şi Săvineşti (Neamţ) şi de la Oradea. Motivele au ţinut de profitabilitate.

O altă firmă din grup, Crimbo Gas, a primit notificare de intrare în insolvenţă în 17 martie 2014, după ce a depus cerere în 6 februarie. În tabelul definitiv al creanţelor, firma figura cu datorii neplătite de 13,75 milioane lei.

Afacerile cu GPL ale fostului acţionar al echipei de fotbal Dinamo nu au avut parte însă doar de căderi. Exsită şi extinderi. Astfel, fosta divizie de gaz petrolier lichefiat (GPL) a OMV Petrom, în prezent controlată de mama omului de afaceri Cristi Borcea, a hotărât anul trecut să se extindă cu afacerea GPL în Pantelimon şi Giugiu, după ce tot în 2014 a deschis un punct de lucru în Brăila

Cristi Borcea a fost condamnat definitiv la şase ani şi patru luni de închisoare cu executare, în dosarul transferurilor de fotbalişti.

Franklin Templeton Investment Management, în calitate de administrator unic şi societate de administrare a investiţiilor Fondul Proprietatea, a contractat un credit în valoare de 500 milioane lei de la sucursala românească a Citibank, banii urmând să fie folosiți în "scopuri corporative", inclusiv răscumpărări de acțiuni FP

"Franklin Templeton Investment Management Limited United Kingdom Sucursala Bucureşti în calitate de administrator unic şi societate de administrare a investiţiilor Fondul Proprietatea S.A. („Fondul”), dorește să informeze acționarii și investitorii că în data de 4 mai 2015 a încheiat un contract de credit de tip “revolving” în valoare de 500 milioane lei cu Citibank Europe PLC Dublin – Sucursala din România", se arată într-un comunicat al Franklin Templeton.

Sumele ce vor fi trase conform contractului de credit vor fi folosite în scopuri corporative, inclusiv pentru programe de răscumpărare, excluzând însă scopuri investiționale, precizează administratorul FP.

"Perioada de disponibilitate a contractului de credit expiră la data de 27 noiembrie 2015, iar rambursarea finală ar trebui să aibă loc la data de 31 decembrie 2015, cel mai târziu", se mai afirmă în comunicat.

Fondul Proprietatea a iniţiat, în februarie anul acesta, al cincilea program de răscumpărare de titluri proprii, care vizează achiziţia a 227,57 milioane de acţiuni. Până la finele lunii martie, au fost achiziţionate în cadrul programului 61,15 milioane de titluri, pentru 52,8 milioane de lei.

Perlele energetice ale FP

Aproape 91% din activele nete ale Fondului Proprietatea reprezintă dețineri de acțiuni de companii majore din sectorul energetic românesc, din care 42,01% în petrol și gaze, 27,37% în furnizarea și distribuția de electricitate și gaze naturale și 19,73% în producția de energie electrică, potrivit ultimelor informații publicate de Fond, valabile la finalul lunii martie 2015. La data respectivă, valoare activului net al FP se cifra la 12,6 miliarde de lei (2,86 miliarde de euro).

Nouă dintre cele mai mari zece dețineri de acțiuni de companii individuale ale Fondului Proprietatea sunt în sectorul energetic, respectiv OMV Petrom (31,01% din activele nete ale Fondului), Hidroelectrica (17,26%), Romgaz (10,72%), Enel Distribuție Banat (5,08%), Enel Distribuție Muntenia (3,70%), GDF Suez Energy Romania (3,66%), E.ON Distribuție (3,50%), Enel Distribuție Dobrogea (3,15%) și Enel Distribuție Muntenia Nord (1,87%).

Recent, Electrica SA și Fondul Proprietatea au decis să înceteze negocierile privind preluarea de către Electrica a participațiilor minoritare deținute de către Fond la filialele regionale de distribuție ale Electrica, cele două părți neajungând la un acord cu privire la prețul tranzacției. Participațiile minoritare deținute de FP la cele patru filiale ale Electrica erau evaluate, la finalul anului trecut, la o valoare totală de 770,1 milioane lei.

De altfel, din 2013, Fondul Proprietatea a început să-și lichideze sistematic participațiile deținute la companii energetice românești. În decembrie 2013, Fondul și-a vândut toate acțiunile deținute la operatorul sistemului național de transport de gaze naturale, Transgaz, reprezentând 15% din capitalul social al companiei, contra sumei totale de 303,4 milioane lei.

În iunie 2014, Fondul Proprietatea a vândut o participație de 4,99% din acțiunile producătorului de gaze Romgaz contra sumei totale de 645 milioane lei, rămânând cu un pachet de 10% din titlurile companiei.

În iulie 2014, Fondul și-a lichidat participația la operatorul de transport de energie Transelectrica, reprezentând 13,5% din capitalul social al companiei, contra sumei totale de 212,74 milioane lei.

În noiembrie 2014, Fondul Proprietatea a vândut 23,6% din acțiunile societății Conpet SA, contra sumei de aproape 100 milioane lei.

Potrivit unor surse din piață, Fondul Proprietatea ar intenționa să-și lichideze și participația deținută la OMV Petrom, reprezentând aproape 19% din capitalul social al celei mai mari companii din România.

Strategie de lichidare

În aprilie 2012, acționarii FP au aprobat propunerea celui mai mare acţionar, fondul american de hedging Elliott Associates, controlat de miliardarul Paul Singer, de vânzare de active, banii obţinuţi urmând să fie distribuiţi investitorilor.

Astfel, acționarii au aprobat introducerea unui comision suplimentar pe care Franklin Templeton ar urma să îl încaseze pentru distribuţii suplimentare, realizate în urma unor vânzări de active şi acordarea banilor către acţionari, prin programe de răscumpărare de acţiuni sau prin reduceri ale capitalului social şi distribuirea diferenţei către acţionari. Pentru 2012 şi 2013 comisionul suplimentar este de 1,5% din banii obţinuţi din vânzarea de active, iar după 2013 comisionul scade la 1%.

"Din punctul nostru de vedere, această decizie aliniază interesele noastre cu cele ale acţionarilor. Ne dă noi instrumente şi modalităţi de a atinge obiectivul de reducere a discountului dintre activul net şi preţ. Nu suntem forţaţi să vindem active şi nici nu o vom face decât dacă obţinem un preţ pe care îl considerăm corect. Nu suntem lichidatorii Fondului, suntem aici ca să administrăm Fondul în interesele acţionarilor şi intenţionăm să schimbăm portofoliul şi să cumpărăm noi participaţii, dar acum discountul dintre activul net şi preţ este excesiv şi este foarte dificil pentru noi să găsim noi investiţii mai atractive decât propriile noastre acţiuni. Acţiunile pe care le răscumpărăm acum ne oferă nouă şi acţionarilor profit de 100% pentru că discountul este de 50%", a declarat atunci managerul Fondului, Greg Konieczny, într-o conferinţă de presă.

În ianuarie 2013, însă, Comisia Națională a Valorilor Mobiliare (CNVM) a respins modificarea contractului de administrare a Fondului Proprietatea, modificare potrivit căreia administratorul Fondului, Franklin Templeton, ar fi fost mandatat să vândă activele FP, urmând ca banii obținuți să fie distribuiți acționarilor sub formă de dividende speciale, iar administratorul să primească un comision suplimentar, de 1,5% din sumele încasate.

Strategia din prezent a Fondului Proprietatea este de a-și vinde din participații și de a utiliza lichiditățile obținute la răscumpărarea acțiunilor proprii, iar ulterior de a-și reduce capitalul social în mod corespunzător, proces prin care acționarilor li se distribuie numerar.

OMV Petrom a anunțat, pentru anul în curs, investiţii estimate la circa 5,3 miliarde lei, cu 20% sub nivelul celor bugetate pentru 2014, în condițiile în care, anul trecut, profitul net al companiei s-a redus la jumătate față de cel consemnat în 2013.

Cea mai mare parte a investițiilor programate de OMV Petrom pentru 2015 (90%) va fi alocată activităţilor de explorare și producție. Activităţii de Downstream Oil îi revine 9% din buget, iar 1% vor reprezenta investiţiile în Downstream Gas.

De asemenea, OMV Petrom va distribui acţionarilor dividende de 634 milioane lei din profitul de anul trecut. Deciziile au fost aprobate marţi în Adunarea Generală a Acţionarilor companiei.

"Suntem consecvenţi obiectivului nostru de a acorda dividende, dar în acelaşi timp trebuie să ne adaptăm noului context de piaţă, în care vedem înjumătăţirea preţului ţiţeiului faţă de anul trecut. Propunerea de dividende urmăreşte remunerarea acţionarilor, dar în acelaşi timp şi asigurarea resurselor necesare continuării programului de investiţii al companiei", a declarat, într-un comunicat, directorul executiv al OMV Petrom, Mariana Gheorghe.

Acţionarii au numit totodată numirea lui Cristoph Trentini ca membru al Consiliului de Supraveghere al OMV Petrom, pentru un mandat în vigoare până în aprilie 2017. Începând cu ianuarie 2015, Trentini a fost membru interimar al Consiliului de Supraveghere ca urmare a renunţării lui Hans Peter Floren la mandatul său.

"În cadrul aceleiaşi şedinţe, în urma solicitării acţionarului Ministerul Energiei, Întreprinderilor Mici şi Mijlocii şi Mediului de Afaceri de revocare a domnului Lucian-Dan Vlădescu din calitatea de membru al Consiliului de Supraveghere al OMV Petrom, AGOA a aprobat propunerea acţionarului de numire a domnului Bogdan-Nicolae Badea pentru postul de membru al Consiliului de Supraveghere devenit vacant, pe perioada rămasă până la expirarea mandatului predecesorului său, respectiv pana la data de 28 aprilie 2017", se mai arată în comunicatul OMV Petrom.

Profitul net al OMV Petrom s-a redus anul trecut la sub jumătate din cel înregistrat în 2013, ajungând la 2,1 miliarde de lei (473 milioane euro), compania înregistrând pierderi de 307 milioane lei în ultimul trimestru (primul rezultat negativ începând cu trimestrul 3 2010), din cauza unor elemente speciale privind centrala de la Brazi şi reducerii preţului ţiţeiului, şi vânzări în scădere cu 11% pe ansamblul anului.

Producția totală de hidrocarburi a OMV Petrom a crescut în primul trimestru din 2015 cu 1,09% atât față de ultimul trimestru al anului trecut, cât și comparativ cu primele trei luni din 2014, în timp ce cea a companiei mamă austriece OMV a scăzut cu 4,71% față de T4 2014 și cu 2,57% față de primul trimestru al anului trecut.

Potrivit ultimei declarații de trading a OMV, în primul trimestru din 2015, producția totală de hidrocarburi a OMV Petrom s-a ridicat la 184 mii barili echivalent petrol pe zi, reprezentând peste 60% din totalul producției grupului austriac din perioada respectivă.

Producția de hidrocarburi a OMV s-a majorat, în T1 2015, cu 1,09% atât față de ultimul trimestru al anului trecut, cât și comparativ cu primele trei luni din 2014, când s-a consemnat un nivel de producție de 182 mii barili echivalent petrol pe zi.

În schimb, producția de hidrocarburi a companiei-mamă OMV a scăzut cu 4,71% față de T4 2014 și cu 2,57% față de primul trimestru al anului trecut, la 303 mii barili echivalent petrol pe zi.

Potrivit datelor prezentate de OMV, prețul mediu al țițeiului Brent a scăzut cu 29,5% în primul trimestru din 2015 față de T4 2014, de la 76,58 la 53,94 dolari/baril, iar cel al soiurilor de țiței Ural, cu 30,2%, de la 75,85 la 52,89 dolari/baril. De asemenea, prețul mediu al gazelor naturale tranzacționate pe Central European Gas Hub s-a redus cu 7,1%, de la 24,03 la 22,31 euro/MWh. În primul trimestru din 2015, dolarul s-a apreciat față de euro cu aproape 10%, de la 1,250 la 1,126 dolari/euro.

"Prețul redus al petrolului a avut un impact negativ mare asupra performanței din T1 2015. Acest lucru a fost parțial compensat de evoluția favorabilă a cursului de schimb euro-dolar. Scăderea prețurilor în raport cu volumele de produse petroliere aflate în stoc la finalul trimestrului, coroborată cu scăderea sezonieră a volumului de gaze naturale din depozitele de înmagazinare, a dus la scăderea profitului nerealizat din stocuri față de trimestrul precedent, ceea ce a generat un efect pozitiv asupra rezultatului consolidat de aproximativ 50 milioane euro, în cea mai mare parte la OMV Petrom", se arată în declarația de trading a OMV.

În declarație se mai arată că, în primul trimestru al acestui an, vânzările de gaze naturale au crescut în volum atât în România, cât și în Austria, cu toate că marjele s-au menținut la niveluri reduse.

În documentul citat se mai spune că modernizarea rafinăriei Petrobrazi a OMV Petrom a majorat capacitatea de rafinare a OMV cu 2,3%, de la 17,4 la 17,8 milioane tone în T1 2015. Marja de rafinare a OMV s-a îmbunătățit cu 43,5% în primul trimestru din 2015, comparativ cu T4 2014, de la 5,19 la 7,45 dolari/baril.

"Marja de rafinare a OMV a crescut considerabil față de T4 2014 ca urmare a îmbunătățirii spreadurilor la petrol, benzină și produse distilate intermediare, precum și ca urmare a scăderii prețurilor la țiței, care a avut un efect favorabil asupra consumului propriu", se arată în declarația de trading a OMV.

Cei de la OMV mai spun că scăderea producției de hidrocarburi față de ultimul trimestru din 2014 s-a datorat în principal problemelor tehnice care au dus la reducerea controlată a producției din perimetrul Gudrun din Norvegia timp de aproximativ o lună, precum și a reducerii producției din Libia. De asemenea, volumele vândute s-au redus cu 13%, iar cheltuielile de explorare s-au menținut constante.

Doar 2 proiecte dintr-un total de 29 prevăzute în Planul Național de Investiții în energie pentru perioada 2013-2020, finanțat din vânzarea certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră alocate României, au fost finalizate, companiile care au implementat respectivele proiecte, OMV Petrom și Complexul Energetic Oltenia, urmând să primească pentru acestea rambursări în valoare totală de 111,3 milioane euro.

Potrivit raportului privind realizarea Planului Național de Investiții în energie pentru anul 2014, înaintat de Ministerul Energiei Comisiei Europene, dintr-un total de 29 de proiecte de investiții aprobate prin Planul menționat, au fost finalizate 2. 10 proiecte se află în diverse stadii de implementare sau și-au programat data de demarare, alte 10 au fost amânate în raport cu data de demarare stabilită inițial, iar 7 au fost anulate, se arată în raport.

Cea mai importantă dintre investițiile finalizate prevăzute în Planul Național este centrala electrică pe gaze naturale de la Brazi a OMV Petrom, a cărei construcție a început în 2009 și care a început producția comercială de energie electrică în 2012.

Potrivit raportului citat, valoarea totală a investiției, cu TVA inclus, s-a ridicat la 612,67 milioane euro. Din vânzarea certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră alocate României, sursa de finanțare a Planului Național de Investiții în energie, OMV Petrom va primi o rambursare în valoare de circa 90,8 milioane euro. Potrivit legislației în vigoare, investițiile incluse în Planul Național de Investiții primesc finanțare nerambursabilă în proporție de 25% din valoarea cheltuielilor eligibile.

"Solicitarea de finanțare a fost depusă și aprobată în 2014. Următorul pas va fi demararea negocierilor pentru încheierea contractului de finanțare, pe baza căruia se vor face plăți din fondurile Planului Național de Investiții. Suma totală eligibilă pentru rambursare se ridică la circa 90,8 milioane euro", arată Ministerul Energiei, în raportul citat, înaintat Comisiei Europene.

Cealaltă investiție finalizată este reabilitarea și modernizarea Unității 4 pe lignit a termocentralei Rovinari din cadrul Complexului Energetic Oltenia, cu o putere instalată de 330 MW. Investiția a demarat în 2010, iar unitatea se află în prezent în teste, urmând să înceapă producția comercială în prima jumătate a acestui an.

Valoarea totală a investiției, cu TVA inclus, s-a ridicat la 113,61 milioane euro. Din vânzarea certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră alocate României, sursa de finanțare a Planului Național de Investiții în energie, CE Oltenia va primi o rambursare în valoare de circa 20,5 milioane euro.

"Solicitarea de finanțare a fost depusă și aprobată în 2014. Următorul pas va fi demararea negocierilor pentru încheierea contractului de finanțare, pe baza căruia se vor face plăți din fondurile Planului Național de Investiții. Suma totală eligibilă pentru rambursare se ridică la circa 20,5 milioane euro", arată Ministerul Energiei, în raportul citat, înaintat Comisiei Europene.

În raport se menționează că a mai fost aprobată finanțarea din Planul Național de Investiții și a proiectului de reabilitare și modernizare a unității 7 pe lignit de la sucursala Ișalnița a Complexului Energetic Oltenia, investiție cu valoare totală, TVA inclus, de 38,06 milioane euro, din care realizatorul investiției va primi, prin Planul Național de Investiții, o rambursare de circa 7,5 milioane euro. Investiția a fost demarată în 2010.

"Solicitarea de finanțare a fost depusă și aprobată în 2014. Următorul pas va fi demararea negocierilor pentru încheierea contractului de finanțare, pe baza căruia se vor face plăți din fondurile Planului Național de Investiții. Suma totală eligibilă pentru rambursare se ridică la circa 7,5 milioane euro", arată Ministerul Energiei, în raportul citat, înaintat Comisiei Europene.

Potrivit raportului, 7 dintre cele 29 de proiecte aprobate prin Planul Național de Investiții au fost anulate, din cauza faptului că companiile inițiatoare nu au mai avut resurse financiare pentru implementarea lor. Acestea sunt Electrocentrale Galați, termocentrala Deva din cadrul Complexului Energetic Hunedoara, Adrem Invest SRL, Brăila Power, CET Brăila, sucursala Paroșeni a Complexului Energetic Hunedoara și Vilcet Energy SRL.

Un certificat de emisii de gaze cu efect de seră dă dreptul unui producător de energie la emiterea unei tone de astfel de emisii în atmosferă. Prin Protocolul de la Kyoto, statelor li s-au alocat drepturi diferite în această privință, pe bază de certificate, în funcție de gradul de reducere a poluării față de anul de referință 1990. Mai departe, statele alocă aceste drepturi producătorilor de energie. Dacă depășesc nivelul admis de emisii, companiile trebuie să cumpere certificate de emisii de gaze cu efect de seră de la societățile mai puțin poluante, care dețin exces de drepturi de emisii, pe burse specializate.

Cu acordul Comisiei Europene, statul român, prin Ministerul Energiei, folosește banii din vânzarea certificatelor alocate României pentru finanțarea de investiții în retehnologizarea, modernizarea și eficientizarea sectorului energetic și pentru reducerea emisiilor de CO2, investiții prevăzute în Planul Național de Investiții.

În ultimii doi ani, 2013 și 2014, încasările de la producătorii de energie din vânzarea certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră de către statul român, bani care au intrat în contul Planului Național de Investiții, s-au ridicat la suma totală de 122,44 milioane euro, din care 71,33 milioane euro în 2013 și 51,13 milioane euro în 2014.

Anul trecut, pentru achiziția de certificate de gaze cu efect de seră, cele mai mari sume au fost plătite de către sucursala Rovinari a Complexului Energetic Oltenia (14,19 milioane euro) și OMV Petrom (11,81 milioane euro).

"Din alocarea pe 2014 s-a plătit doar circa 56%, din cauza dificultăților financiare cu care se confruntă operatorii", se arată în raportul Ministerului Energiei.

De altfel, Comisia Europeană a aprobat recent un ajutor de stat în valoare de circa 38 milioane de euro pentru salvarea Complexului Energetic Hunedoara. Astfel, Guvernul va acorda complexului energetic împrumuturi pe termen scurt care să îi permită să îşi plătească creditorii şi să îşi menţină activităţile de exploatare până când va fi în măsură să prezinte un plan de restructurare. Banii vor fi folosiți inclusiv pentru achiziţionarea de certificate de emisii de gaze cu efect de seră.

Trimis la închisoare pe şase ani în dosarul Rompetrol, fostul director general al Premier Energy, Alexandru Bucşă, a fost înlocuit cu Jose Martin Garza, indică o hotărâre a companiei, consultată de Energy Report.

Firma Ligatne, înregistrată în Cipru, a cumpărat în decembrie 2013 firma Petrom Distribuţie Gaze de la OMV Petrom. Petrom Distribuţie Gaze a fost redenumită Premier Energy.

Compania Premier Energy face parte din Gaz Sud, grup format din Gaz Sud, Premier Energy și Grup Dezvoltare Rețele, grup care este al treilea operator de distribuţie gaze din România, după ce  Congaz a fost preluat de Gaz de France.

Premiere Energy este cam la fel de mare precum Gaz Sud (partea din grup), cu circa 1.000 kilometri de conducte şi peste 23.000 de clienţi în localităţile de lângă Bucureşti, Arad sau Timişoara. Gaz Sud are clienţi în în Târgu Jiu, Pitești, Târgoviște, Mizil şi multe alte localităţi.

Alexandru Bucşă a fost în anii trecuţi şi administrator şi director economic al Rompetrol, fiind considerat unul dintre oamenii de încredere ai lui Dinu Patriciu. Bucşă a primit în dosarul Rompetrol patru ani de închisoare pentru complicitate la delapidare. El a mai fost condamnat la câte trei ani pentru complicitate la spălare de bani, respectiv constituire a unui grup infracţional organizat. Instanţa a dispus ca Bucşă să execute pedeapsa cea mai grea, respectiv cea de patru ani, la care a adăugat un spor de doi ani. Rezultatul a fost că fostul director general a primit, în final, şase ani de închisoare.

Vehiculele de investiții Manchester Securities și Beresford Energy, care fac parte din holdingul Elliott Associates, controlat de miliardarul american Paul Singer, au ajuns să dețină, cumulat, 20,01% din drepturile de vot și 17,67% din acțiunile Fondului Proprietatea, ca urmare a răscumpărării de acțiuni proprii de către FP.

"Nu a avut loc nici o tranzacție de vânzare-cumpărare de acțiuni de la ultima notificare în acest sens. Depășirea pragului de 20% din numărul total de drepturi de vot este un efect al răscumpărării de acțiuni proprii de către Fondul Proprietatea SA", se arată într-o informare remisă Bursei de Valori București.

Prin Elliott Associates, Paul Singer este și unul dintre principalii acționari al Gabriel Resources, proprietarul Roșia Montană Gold Corporation (RMGC).

Fondul Proprietatea a iniţiat, în februarie anul acesta, al cincilea program de răscumpărare de titluri proprii, care vizează achiziţia a 227,57 milioane de acţiuni. Până la finele lunii martie, au fost achiziţionate în cadrul programului 61,15 milioane de titluri, pentru 52,8 milioane de lei.

Fondul Proprietatea este o societate de investiţii de tip închis, înfiinţată în 2005 pentru despăgubirea persoanelor ale căror proprietăţi confiscate abuziv de statul comunist sunt imposibil de retrocedat în natură. Fondul Proprietatea a fost listat la Bursa de Valori Bucureşti în ianuarie 2011.

Perlele energetice ale FP

Aproape 91% din activele nete ale Fondului Proprietatea reprezintă dețineri de acțiuni de companii majore din sectorul energetic românesc, din care 42,01% în petrol și gaze, 27,37% în furnizarea și distribuția de electricitate și gaze naturale și 19,73% în producția de energie electrică, potrivit ultimelor informații publicate de Fond, valabile la finalul lunii martie 2015. La data respectivă, valoare activului net al FP se cifra la 12,6 miliarde de lei (2,86 miliarde de euro).

Nouă dintre cele mai mari zece dețineri de acțiuni de companii individuale ale Fondului Proprietatea sunt în sectorul energetic, respectiv OMV Petrom (31,01% din activele nete ale Fondului), Hidroelectrica (17,26%), Romgaz (10,72%), Enel Distribuție Banat (5,08%), Enel Distribuție Muntenia (3,70%), GDF Suez Energy Romania (3,66%), E.ON Distribuție (3,50%), Enel Distribuție Dobrogea (3,15%) și Enel Distribuție Muntenia Nord (1,87%).

Recent, Electrica SA și Fondul Proprietatea au decis să înceteze negocierile privind preluarea de către Electrica a participațiilor minoritare deținute de către Fond la filialele regionale de distribuție ale Electrica, cele două părți neajungând la un acord cu privire la prețul tranzacției. Participațiile minoritare deținute de FP la cele patru filiale ale Electrica erau evaluate, la finalul anului trecut, la o valoare totală de 770,1 milioane lei.

De altfel, din 2013, Fondul Proprietatea a început să-și lichideze sistematic participațiile deținute la companii energetice românești. În decembrie 2013, Fondul și-a vândut toate acțiunile deținute la operatorul sistemului național de transport de gaze naturale, Transgaz, reprezentând 15% din capitalul social al companiei, contra sumei totale de 303,4 milioane lei.

În iunie 2014, Fondul Proprietatea a vândut o participație de 4,99% din acțiunile producătorului de gaze Romgaz contra sumei totale de 645 milioane lei, rămânând cu un pachet de 10% din titlurile companiei.

În iulie 2014, Fondul și-a lichidat participația la operatorul de transport de energie Transelectrica, reprezentând 13,5% din capitalul social al companiei, contra sumei totale de 212,74 milioane lei.

În noiembrie 2014, Fondul Proprietatea a vândut 23,6% din acțiunile societății Conpet SA, contra sumei de aproape 100 milioane lei.

Potrivit unor surse din piață, Fondul Proprietatea ar intenționa să-și lichideze și participația deținută la OMV Petrom, reprezentând aproape 19% din capitalul social al celei mai mari companii din România.

Strategie de lichidare

În aprilie 2012, acționarii FP au aprobat propunerea celui mai mare acţionar, fondul american de hedging Elliott Associates, controlat de miliardarul Paul Singer, de vânzare de active, banii obţinuţi urmând să fie distribuiţi investitorilor.

Astfel, acționarii au aprobat introducerea unui comision suplimentar pe care Franklin Templeton ar urma să îl încaseze pentru distribuţii suplimentare, realizate în urma unor vânzări de active şi acordarea banilor către acţionari, prin programe de răscumpărare de acţiuni sau prin reduceri ale capitalului social şi distribuirea diferenţei către acţionari. Pentru 2012 şi 2013 comisionul suplimentar este de 1,5% din banii obţinuţi din vânzarea de active, iar după 2013 comisionul scade la 1%.

"Din punctul nostru de vedere, această decizie aliniază interesele noastre cu cele ale acţionarilor. Ne dă noi instrumente şi modalităţi de a atinge obiectivul de reducere a discountului dintre activul net şi preţ. Nu suntem forţaţi să vindem active şi nici nu o vom face decât dacă obţinem un preţ pe care îl considerăm corect. Nu suntem lichidatorii Fondului, suntem aici ca să administrăm Fondul în interesele acţionarilor şi intenţionăm să schimbăm portofoliul şi să cumpărăm noi participaţii, dar acum discountul dintre activul net şi preţ este excesiv şi este foarte dificil pentru noi să găsim noi investiţii mai atractive decât propriile noastre acţiuni. Acţiunile pe care le răscumpărăm acum ne oferă nouă şi acţionarilor profit de 100% pentru că discountul este de 50%", a declarat atunci managerul Fondului, Greg Konieczny, într-o conferinţă de presă.

În ianuarie 2013, însă, Comisia Națională a Valorilor Mobiliare (CNVM) a respins modificarea contractului de administrare a Fondului Proprietatea, modificare potrivit căreia administratorul Fondului, Franklin Templeton, ar fi fost mandatat să vândă activele FP, urmând ca banii obținuți să fie distribuiți acționarilor sub formă de dividende speciale, iar administratorul să primească un comision suplimentar, de 1,5% din sumele încasate.

Strategia din prezent a Fondului Proprietatea este de a-și vinde din participații și de a utiliza lichiditățile obținute la răscumpărarea acțiunilor proprii, iar ulterior de a-și reduce capitalul social în mod corespunzător, proces prin care acționarilor li se distribuie numerar.

OMV Petrom a ieftinit benzina comercializată în stațiile proprii cu 7 bani pe litru, iar motorina – cu 8 bani pe litru, de la începutul acestei luni și până în prezent.

Astfel, de exemplu, la stația de alimentare a OMV Petrom din București de pe Șoseaua Alexandriei, un litru de benzină costă 5,44 lei, față de 5,51 lei la începutul lunii.

La aceeași benzinărie, motorina costă în prezent 5,37 lei/litru, față de 5,45 lei/litru la 1 aprilie 2015.

Reducerea cotațiilor mondiale la țiței a avut un efect limitat asupra prețurilor carburanților din România de la începutul anului încoace, din cauza faptului că ieftinirea materiei prime a fost contrabalansată de deprecierea leului față de dolar, moneda de referință pe piața țițeiului și a produselor petroliere.

Leul s-a depreciat cu nu mai puțin de 11% de la 1 ianuarie și până în prezent, de la 3,6885 la 4,0934 lei/dolar.

Potrivit ultimelor date disponibile ale INS, la sfârșitul lunii februarie 2015, combustibilii în România erau cu 0,61% mai ieftini decât la finalul anului trecut.

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.

ING Group NV propune numirea Marianei Gheorghe, directorul general al Petrom, ca membru în Consiliul de Supraveghere (CS), pentru un mandat pe patru ani, până în 2019, având în vedere experienţa sa bogată în domeniul financiar şi comercial, iar decizia urmează să fie luată de acţionari pe 11 mai.

Olandezii au propus-o pe Gheorghe în CS pentru experienţa bogată pe care a acumulat-o în conducerea unor companii listate de mari dimensiuni, cunoştinţele şi experienţa în sectorul financiar, precum şi în comerţul internaţional şi în industrie, se arată în convocatorul AGA al băncii, citat de Mediafax.

Numirea trebuie aprobată de Banca Centrală Europeană.

Gheorghe, având dublă cetăţenie (română şi britanică), a lucrat, din 1993, pentru Banca Europeană pentru Reconstrucţie şi Dezvoltare, mai intâi ca bancher asociat şi apoi ca bancher principal pentru Europa de Sud-est şi Regiunea Caspică.

Între 1991 şi 1993, Mariana Gheorghe a deţinut funcţia de director general adjunct în Ministerul Finanţelor, la Departamentul de Finanţe Internaţionale.

După privatizarea Petrom în 2004, Mariana Gheorghe a devenit membru al Consiliului de Administraţie al companiei ca reprezentant BERD, pana la vara anului 2006, cand a fost numita director general executiv. Ea deţine totodată, din aprilie 2007, poziţa de preşedinte al Directoratului Petrom, in urma adoptării de către Petrom a unui sistem dualist de guvernanţă.

De asemenea, presa austriacă scrie că Consiliul de Supraveghere al OMV, compania-mamă a OMV Petrom, îl va numi în funcția de CEO al grupului austriac pe Rainer Seele, actualul director general al companiei energetice germane Wintershall. Potrivit Reuters, ministrul austriac de Finanțe, Hans Joerg Schelling, a declarat, vineri, că numele noului CEO al OMV va fi o surpriză.

Anterior, în februarie, presa din Austria îl dădea în fruntea topului potențialilor înlocuitori ai lui Gerhard Roiss pe Bernhard Schmidt, un fost director de explorare și producție al aceluiași grup german. Wintershall, subsidiară a BASF, a fost implicată anul trecut într-un schimb eșuat de active între BASF și rușii de la Gazprom. În plus, Wintershall este una dintre firmele intermediare prin care Gazprom exportă gaze naturale în Europa, inclusiv în România.

Tot atunci, mass media din Austria scria că printre persoanele luate în calcul pentru poziția de șef al diviziei de explorare și producție a OMV se află și "un candidat intern nenumit, care a primit note bune pentru restructurarea businessului Petrom".

Compania canadiană de petrol și gaze Sterling Resources, care operează în România prin intermediul subsidiarei locale Midia Resources SRL, a decis să se retragă din România, vânzându-și toate concesiunile de hidrocarburi offshore deținute în Marea Neagră unui fond de investiții operat de gigantul de asset management Carlyle Group contra sumei brute de 42,5 milioane de dolari.

Motivul este că Sterling nu are bani să investească în dezvoltarea perimetrelor respective, canadienii anunțând, de altfel, că nu vor avea suficiente resurse pentru a plăti integral dobânzile aferente unei emisiuni de obligațiuni la următoarea scadență, programată pe 30 aprilie 2015.

Astfel, canadienii vor ceda către Carlyle International Energy Partners concesiunile perimetrelor offshore Pelican, Midia, Luceafărul și Muridava, estimând că finalizarea vânzării se va face la jumătatea acestui an, în funcție de îndeplinirea anumitor condiții specifice acestui tip de tranzacție, cum ar fi obținerea aprobărilor legale din partea autorităților statului român, precum și a acordurilor din partea unora dintre partenerii Sterling la respectivele concesiuni, se arată într-un comunicat al companiei canadiene.

Din cei 42,5 milioane de dolari pe care îi va primi de la Carlyle International Energy Partners, Sterling va plăti companiei Gemini Oil & Gas Fund II 10 milioane de dolari, la care se vor adăuga acțiuni la Sterling. În 2007, Sterling și Gemini au semnat un acord în baza căruia cei de la Gemini au finanțat forajele Sterling din blocul Midia, unde a fost descoperit zăcământul de hidrocarburi Ana, urmând să primească, în schimb, o parte din veniturile brute viitoare ale Sterling din vânzarea producției extrase din perimetrul respectiv.

N-au bani și speră să-i preia cineva

Cu suma netă de 32,5 milioane dolari rămasă din vânzarea către Carlyle International Energy Partners a concesiunilor offshore din Marea Neagră, Sterling va achita o serie de costuri legate de o emisiune de obligațiuni.

"Următoarea scadență pentru plata amortizării și dobânzii este 30 aprilie 2015, dar, așa cum a fost anunțat deja, compania nu se așteaptă să aibă suficiente fonduri pentru a face integral plata la data respectivă. Dat fiind că finalizarea vânzării operațiunilor din România va surveni după acea dată, compania ia în considerare mai multe opțiuni pentru îmbunătățirea lichidității pe termen scurt", se precizează în comunicatul Sterling Resources.

De altfel, în februarie anul acesta, într-un document al subsidiarei românești a Sterling, Midia Resources, se arată că asociatul unic Sterling Resources a emis obligaţiuni în valoare totală de 225 milioane de dolari (SUA), constituind în acest sens garanţii reale, printre aceste garanţii fiind şi un contract de ipotecă mobiliară asupra participaţiilor deţinute de Midia Resources la perimetrul petrolier EX-25 Luceafărul.

În plus, pentru satisfacerea nevoilor financiare pe termen lung ale companiei, Sterling poartă discuții cu mai mulți potențiali cumpărători pentru a ceda 10-15% din drepturile aferente concesiunii de gaze naturale Breagh din Marea Britanie și intenționează să-și refinanțeze obligațiunile aflate în circulație.

"Sterling este prezentă în Marea Neagră din 1997. Ca operator de concesiune, am descoperit zăcământul de gaze naturale Ana în 2007. De asemenea, am concesionat și alte perimetre și am efectuat prospecții seismice și foraje de explorare. Credem cu tărie în potențialul acestor active, însă costurile de dezvoltare a acestora sunt semnificative și necorespunzătoare pentru o companie de dimensiunile noastre. Credem că aceste active pot fi valorificate la adevăratul lor potențial doar de o companie cu putere financiară mult mai mare și cu un orizont investițional mai lung. În consecință, am decis ca Sterling să rămână un business predominant britanic, concentrat pe dezvoltarea perimetrului Breagh din Marea Nordului. Ne așteptăm ca simplificarea portofoliului nostru de active va face din Sterling o țintă mai atractivă pentru o eventuală fuziune sau preluare, în beneficiul acționarilor", a declarat CEO-ul Sterling Resources, Jake Ulrich.

Sterling are participații de câte 65% la perimetrele Pelican și Midia și una de 50% la perimetrul Luceafărul, având și calitatea de operator al acestor trei concesiuni. Canadienii mai dețin o participație de 40% la perimetrul Muridava.

Și-au redus estimările, dar au continuat lucrările

Sterling Resources și-a redus, la finalul anului 2013, estimările cu privire la rezervele totale de hidrocarburi deținute cu 9% comparativ cu 2012 (50,2 milioane de barili echivalent petrol în minus), în special ca urmare a efectuării de evaluări suplimentare asupra resurselor concesiunilor din România, a mai anunțat compania.

Pe 11 aprilie 2014 a început forajul unei sonde de explorare în blocul offshore Muridava din Marea Neagră, la care canadienii dețin o participație de 40%, urmând ca, anul viitor, să mai fie forate două sonde. De asemenea, în ianuarie 2014 a fost finalizate lucrări de prospecțiune seismică 3D pe o suprafață de 550 de kilometri pătrați din blocul offshore Luceafărul din Marea Neagră, unde Sterling deține o participație de 50% și este operator al concesiunii. Procesarea și interpretarea datelor obținute urma să fie finalizată la jumătatea anului trecut.

Anterior, în februarie 2014, au fost finalizate lucrări de prospecțiune seismică 3D pe o suprafață de 800 de kilometri pătrați din blocurile Midia și Pelican, unde Sterling deține o participație de 65% și este operator al concesiuni. Programul a inclus și circa 500 de kilometri prospectați pe perimetrele Ana-Doina și câte 100 de kilometri pătrați prospectați pe fiecare din perimetrele Bianca, Ioana și Eugenia. Procesarea și interpretarea datelor obținute urma să fie finalizată tot la jumătatea anului trecut.

Au încasat banii de la OMV Petrom și Exxon și și-au prelungit licențele

În februarie 2014, Sterling Resources a încasat suma netă, după impozitare, de 29,4 milioane de dolari, în urma vânzării porţiunii de apă adâncă a perimetrului offshore Midia XV ("Midia Deep") din Marea Neagră, se mai arată în raportul anual al Sterling. În ianuarie 2014 a intrat în vigoare contractul de transfer semnat încă din octombrie 2012 de către Exxon Mobil și OMV Petrom, pe de o parte, și Sterling Resources Ltd. şi Petro Ventures Europe BV, de cealaltă parte, după ce Guvernul de la București a aprobat transferul.

La începutul lui 2014, canadienii 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 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 canadienii planificau să le reducă.

Licenţele pentru Midia şi Pelican ar fi expirat în mai 2014. 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.

Au renunțat la gazele de șist din Oltenia

În plus, Sterling a renunțat, la finalul lui 2013, la concesiunea de gaze de șist pe care o deținea la sud de Craiova. "Renunțarea la concesiunea Craiova Sud a devenit efectivă începând cu 15 decembrie 2013 și, în consecință, compania nu mai deține concesiuni onshore în România", se arată în raportul anual pe 2013 al Sterling Resources.

Sterling mai preciza, într-un comunicat, că, în urma renunțării la singura licență onshore pe care o deținea în România, nu mai dispune de nici un fel de resurse de gaze naturale neconvenționale. Sterling avea în concesiune, prin Midia Resources SRL, perimetrul E III – 7 Sud Craiova, acordul petrolier cu statul român fiind aprobat prin HG nr. 685/2000. Concesiunea era deținută în parteneriat cu firma Transatlantic Worldwide Romania SRL.

În februarie 2012, Ministerul Mediului menționa, într-un document, că perimetrul E III – 7 Sud Craiova se află pe lista celor pentru care "s-au manifestat intenţii de a explora potenţialul de petrol al zonelor respective, în general, şi de gaze naturale din argile gazifere, în particular". "(...) firma Midia Resources are un acord în vigoare, declarând intenţia de a investiga potenţialul de gaze neconvenţionale", se arăta în documentul citat.

Istorie complicată și suspectă

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.

În iulie 2009, Guvernul Emil Boc a sesizat Parchetul Înaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie în legătură cu legalitatea contractului Sterling. Concluziile raportului în cazul Sterling arată că înţelegerea cu compania canadiană a fost una de tip PSA (Production Sharing Agreement), prin care statul angajează un investitor să execute anumite lucrări în favoarea statului, pe riscul şi pe cheltuiala contractorului.

În 1992, compania Rompetrol, care reprezenta la acea dată statul român, şi consorţiul format din firmele Enterprise (Marea Britanie) şi Canadian Oxy au încheiat un acord de explorare şi împărţire a producţiei. Acordul a fost preluat ulterior de firma Paladin, de la care a ajuns, în 1997, la Sterling Resources. În 1993, Rompetrol a fost privatizată, iar locul companiei în acordul cu Sterling a fost luat de ANRM.

Producţia de petrol era împărţită, conform contractului, între Rompetrol (45%) şi beneficiar (55%), iar în cazul în care erau descoperite gaze naturale neasociate, părţile urmau să discute pentru dezvoltarea, prelucrarea, transportarea, utilizarea, dispunerea de aceste gaze sau vânzarea lor, împărţirea producţiei, termenii fiscali, durata dezvoltării şi producţiei, precum şi alţi termeni importanţi.

Perimetrele de explorare au fost reduse succesiv, fiind abandonate anumite suprafeţe, iar actele adiţionale nu au au avut caracter secret, cu excepţia actului adiţional 11. Raportul de control se referă şi la faptul că actul adiţional 11 la contractul iniţial din 1992, care acordă Sterling drept la exploatare petrolieră, nu doar de explorare şi împărţire a producţiei, a fost încheiat cu un an şi 3 luni înainte de a se repune în Guvern în vederea aprobării prin hotărâre.

Curtea Internaţională de Justiţie a decis, la 3 februarie 2009, că României îi revine 79,34 la sută din teritoriul disputat cu Ucraina în procesul legat de delimitarea platoului continental la Marea Neagră.

Ulterior, a început o dezbatere politică, transferată în plan public, privind un acord cu firma Sterling, generat de o hotărâre a fostului Guvern, condus de Călin Popescu Tăriceanu, aprobată la sfârşitul mandatului, care face referire la concesiunea perimetrelor XIII Pelican şi XV Midia din Marea Neagră către compania canadiană.

Hotărârea Guvernului Tăriceanu din 12 noiembrie 2008 este un act adiţional la acordul petrolier încheiat la 24 august 2007 cu Sterling. Subiectul acestei dezbateri era suspiciunea că statul român, prin ANRM, a cedat Sterling resursele de petrol şi gaze din cele două perimetre chiar înainte de a fi cunoscută decizia de la Haga în disputa dintre România şi Ucraina privind delimitarea platoului continental al Mării Negre. Preşedintele Băsescu a cerut Guvernului, în februarie 2009, să clarifice disputa legată de firma Sterling.

Hunt Oil Company of Romania (HOCR), filiala a Hunt Oil Company din Dallas l-a revocat din funcţia de administrator pe Mark Sturgess, indică o decizie de săptămânile trecute a companiei, consultată de Energy Report.

Sturgess e cel care în anul 2011, la mutarea biroului HOCR din Londra în Bucureşti, a fost  numit director general al birourilor regionale Hunt Oil din capitala României. Tot atunci, preşedintele Hunt Oil Company în România era numit Thomas Cwikla.

În prezent, din Consiliul de Administraţie al companiei din România fac parte Thomas Cwikla (cetăţean american), Raluca Varinia Radu şi americanul Mark Wagley.

Tânăra avocată Raluca Varinia Radu a fost administrator la filiala românească încă de la începuturi, împreună cu Mark Sturgess.

Hunt Oil şi OMV Petrom au încheiat un parteneriat de explorare onshore în anul 2010. Asocierea viza explorarea blocurilor I Adjud şi VIII Urziceni Est, operatorul fiind Hunt Oil.

În toamna lui 2013, americanii au anunţat că organizează licitații ca să achiziționeze servicii de foraj petrolier de aproape 50 milioane lei în perimetrele din România.

În urmă cu trei luni, în decembrie 2014, OMV Petrom şi Hunt Oil Company of Romania au anunţat descoperirea unui zăcământ de ţiţei şi gaze în sudul judeţului Buzău, după o investiţie comună în explorare de 5 milioane euro.

"Aceasta are potenţialul să fie cea mai mare descoperire din ultimii 30 de ani, din zona Munteniei", indica în decembrie un comunicat OMV Petrom.  Zăcământul a fost descoperit în perimetrul VIII Urziceni Est, la o adâncime de peste 2.500 de metri.

În perioada următoare, cele două companii au anunţat că vor continua testele pentru a determina potenţialul de producţie şi vor realiza campanii de achiziţie de date seismice în regiune.

Actualul CEO al OMV, Gerhard Roiss, ar putea rămâne la conducerea companiei austriece și după iunie 2015, dată la care, potrivit deciziei acționarilor din octombrie anul trecut, ar trebui să plece din funcție.

Deocamdată nu a fost luată nici o decizie, au declarat surse apropiate situației, citate de Reuters, preluată de Rigzone.

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

Roiss și fostul șef al diviziei de gaze și electricitate a OMV, Hans Peter Floren, au intrat în conflict anul trecut. În cele din urmă, jobul lui Floren a fost desființat, după ce compania a decis comasarea diviziei de gaze și electricitate în cadrul segmentului downstream al OMV.

Conflictele de la nivelul top managementului au reverberat în mass media din Austria, spre nemulțumirea principalilor acționari ai OMV, statul austriac și IPIC, fondul suveran de investiții al emiratului arab Abu Dhabi.

Reuters scria, în decembrie 2014, că noul CEO al companiei austriece de petrol și gaze OMV ar putea fi mai degrabă un austriac cu conexiuni politice locale decât un expat expert în petrol și gaze, ceea ce este tipic pentru o țară unde, adesea, cele mai înalte funcții de conducere sunt acordate persoanelor apropiate de partidele aflate la putere.

Ulterior, luna trecută, publicația austriacă Format a publicat o listă scurtă de candidați la postul de CEO al OMV, întocmită de firma de headhunting Korn Ferry. Potrivit sursei citate, austriacul Bernhard Schmidt, un fost director de explorare și producție al companiei germane Wintershall, parte a grupului BASF, se afla în fruntea topului potențialilor înlocuitori ai lui Gerhard Roiss.

Aceeași publicație scria că printre persoanele luate în calcul pentru poziția de șef al diviziei de explorare și producție a OMV se află și "un candidat intern nenumit, care a primit note bune pentru restructurarea businessului Petrom".

Cu toate acestea, scrie acum Reuters, surse apropiate situație spun că, până la urmă, Gerhard Roiss și-ar putea păstra postul de CEO al OMV. "Ar fi periculos și iresponsabil să schimbi conducerea în mijlocul unei crize", ar fi declarat una din sursele Reuters. Altele au spus că, după plecarea lui Hans Peter Floren din companie, Roiss nu mai are motive să se grăbească să părăsească OMV.

Problema top managementului va fi discutată la o ședință a Consiliului de Supraveghere al OMV, programată pentru 18 martie, însă toate opțiunile sunt în continuare pe masă și nici o decizie nu a fost luată până acum", a declarat o sursă Reuters.

Președintele Consiliului de Supraveghere al OMV, Rudolf Kemler, a declarat publicației austriece Die Presse că "s-a încercat exercitarea de presiuni asupra Consiliului de Supraveghere pentru modificarea unor decizii deja luate" și a adăugat că, "în actuala sa componență", Consiliul de Supraveghere "nu va ceda comploturilor" din jurul numirii succesorului lui Gerhard Roiss.

Kemler este și șeful OIAG, holdingul prin care statul austriac controlează OMV. Procesul găsirii unui înlocuitor pentru Gerhard Roiss este îngreunat și complicat și de faptul că, luna trecută, guvernul de la Viena a luat o serie de decizii menite să întărească controlul și să sporească influența politică a executivului austriac asupra companiilor de stat din Austria, prin reformarea OIAG. Structura va fi transformată din societate comercială în agenție guvernamentală, i se vor reduce puterile, atribuțiile și autonomia și va trece în subordinea Ministerului de Finanțe de la Viena.

Kemler va părăsi postul de președinte al Consiliului de Supraveghere al OMV în octombrie anul acesta.

Profitul net al OMV Petrom a scăzut cu 56% în 2014, comparativ cu anul anterior, la 2,1 miliarde lei, în principal ca urmare a scăderii cotațiilor internaționale la țiței, iar costurile de producție ale companiei în România s-au majorat cu 13%, în principal din cauza impozitului pe construcții speciale introdus anul trecut, așa-numita "taxă de stâlp", și a costurilor mai mari cu personalul.

Astfel, potrivit raportului OMV Petrom pe trimestrul al IV-lea al anului trecut, prețul mediu al țițeiului Ural a scăzut cu 10% în 2014, comparativ cu 2013, la 97,55 dolari/baril, iar prețul mediu la țiței realizat la nivelul grupului OMV Petrom s-a redus cu 11%, la 86,67 dolari/baril.

Profitul operațional al OMV Petrom pe segmentul de explorare și producție, excluzând elementele speciale, a scăzut cu 16% anul trecut, la 4,667 miliarde lei, în principal din cauza vânzărilor de țiței și condensat mai mici și a costurilor de producție mai mari. Costurile de producție ale grupului exprimate în dolari/baril u fost de 17,27 dolari/baril, cu 12% mai mari comparativ cu nivelul din 2013, reflectând creșterea costurilor de producție în România și scăderea producției disponibile pentru vânzare în Kazahstan, în pofida cursului de schimb favorabil.

"Costurile de producție în România exprimate în dolari/baril au fost de 16,84 dolari/baril, cu 13% mai mari comparativ cu nivelul din 2013, iar cele exprimate în lei/baril au crescut cu 13%, la 56,32 lei/baril, în principal din cauza impozitului pe construcții introdus în 2014 și a costurilor mai mari cu personalul", se arată în raportul OMV Petrom.

Pe segmentul de rafinare și marketing, vânzările totale ale grupului OMV Petrom au scăzut cu 7% comparativ cu 2013, fiind afectate de creșterea taxelor la combustibili în România și de creșterea concurenței.

Producătorul  şi furnizorul de gaze naturale Romgaz a avut anul trecut o cifră de afaceri de 4,49 miliarde lei, în creştere cu 15,4% faţă de anul 2013 şi un profit de 1,43 miliarde lei, în creştere cu 44%, indică raportul anual preliminar al companiei.

Raportul a fost  elaborat pe baza situaţiilor financiare individuale neauditate, întocmite în conformitate cu standardele internaţionale de raportare financiară.

Anul trecut, Romgaz a produs 5,66 miliarde metri cubi de gaze naturale şi avea la 30 septembrie, potrivit ANRE, o cotă de 47,4% din vânzările de gaze provenite din intern, celălalt mare producător din domeniu fiind OMV Petrom.

În 2014, compania a continuat operaţiunile petroliere pentru consolidarea nivelului de producţie. Astfel, activitatea de explorare, unde au fost identificate resurse prospective de circa 2 miliarde mc, confirmate resurse contingente  de circa 5 mld. mc, achiziţionată seismică 3D pe o suprafaţă de 1.200 kmp şi demarat procesul de foraj al primei sonde în Marea Neagră, blocul Rapsodia.

De asemenea, s-a lucrat şi pe activitatea de exploatare, unde au fost reparate un număr de 175 sonde, au fost conectate la sistemul naţional de transport 12 sonde noi de exploatare şi au fost puse în exploatare experimentală 4 descoperiri (Armeni, Jibert, Mecea şi Caragele Est- blocurile Nordic şi Vestic ) prin 7 sonde noi.

Urmare a acestora s-a reuşit obţinerea unei rate de înlocuire a rezervelor de circa  90%.

Investiţiile în explorare au fost de 427,9 milioane lei, în creştere cu 1,9% faţă de anul precedent şi includ mai ales prospecţiuni seismice 2D şi 3D efectuate în Moldova, Muntenia şi Oltenia, precum şi forajul a 22 sonde de explorare.

OMV Petrom vrea să renunțe la un număr de 35 de zăcăminte marginale de hidrocarburi, pentru optimizarea portofoliului său de concesiuni, și va aplica o ajustare de depreciere pentru activele din segmentul de explorare și producție, care să reflecte noua situație din piață, în condițiile unei perioade prelungite în care cotațiile internaționale ale țițeiului se mențin la o medie de 50 dolari/baril.

Profitul net al OMV Petrom a scăzut cu 56% în 2014, comparativ cu anul anterior, la 2,1 miliarde lei, în principal ca urmare a scăderii cotațiilor internaționale la țiței, iar costurile de producție ale companiei în România s-au majorat cu 13%, în principal din cauza impozitului pe construcții speciale introdus anul trecut, așa-numita "taxă de stâlp", și a costurilor mai mari cu personalul.

Astfel, potrivit raportului OMV Petrom pe trimestrul al IV-lea al anului trecut, prețul mediu al țițeiului Ural a scăzut cu 10% în 2014, comparativ cu 2013, la 97,55 dolari/baril, iar prețul mediu la țiței realizat la nivelul grupului OMV Petrom s-a redus cu 11%, la 86,67 dolari/baril.

Potrivit directorului general al OMV Petrom, Mariana Gheorghe, având în vedere mediul volatil și o probabilă menținere a condițiilor de piață deteriorate, OMV Petrom își reduce planurile de investiții pentru 2015 și își intensifică programele de optimizare a costurilor, menținându-și, totodată, proiectele cu potențial de creștere din Marea Neagră.

Programul actual de investiții este estimat în intervalul 0,8 – 1,1 miliarde euro pentru 2015, în scădere cu 25-30% față de 2014, din care aproximativ 85% va fi dedicat proiectelor din segmentul de explorare și producție.

“În 2015, ne așteptăm ca discuțiile publice referitoare la mediul fiscal și de reglementare să continue, așa cum a fost anunțat de către autorități, și vizăm obținerea unui cadru stabil, predictibil și favorabil investițiilor, o condiție-cheie pentru investițiile viitoare”, a spus Mariana Gheorghe.

OMV Petrom estimează că, în 2015, prețul mediu al țițeiului Brent va înregistra o valoare medie de 50 - 60 dolari/baril, iar diferențialul Brent-Urals va rămâne relativ mic.

Investițiile totale ale OMV Petrom de la privatizare, în perioada 2005 – 2014, se cifrează la 46 miliarde lei, sumă dublă față de profitul net cumulat al companiei din intervalul respectiv, care se ridică la 23,9 miliarde lei, se arată într-o prezentare a OMV Petrom.

Totodată, de la privatizare și până în prezent, contribuția anuală a OMV Petrom la bugetul de stat al României, constând atât în taxe, impozite, redevențe și contribuții sociale, cât și în dividende, a crescut cu 130%, de la 4,7 miliarde lei în 2005 la 10,9 miliarde lei în 2014. Cumulat, în cei ani de la privatizare, OMV Petrom a contribuit la bugetul României cu suma totală de 76 miliarde lei.

Anul trecut, OMV Petrom a plătit la bugetul de stat impozite în valoare de 10,6 miliarde lei, în creștere cu 7,5% (736 milioane lei) față de 2013, fiind cel mai mare constribuabil la bugetul general neconsolidat al României.

Potrivit companiei, impozitele noi impuse de Guvern sectorului de petrol și gaze, respectiv impozitul pe construcții speciale, cel pe veniturile suplimentare obținute din dereglementarea prețurilor la gaze naturale și cel pe producția internă de țiței, echivalează cu o majorare cu 95% a redevențelor petroliere.

OMV Petrom a fost anul trecut cel mai mare investitor privat din România, investițiile totale ale companiei crescând cu 17,6% în 2014, la 6,239 miliarde lei, iar cele în explorare și producție majorându-se cu 22%, la 5,349 miliarde lei.

Profitul net al OMV Petrom a scăzut cu 56% în 2014, comparativ cu anul anterior, la 2,1 miliarde lei, în principal ca urmare a scăderii cotațiilor internaționale la țiței, iar costurile de producție ale companiei în România s-au majorat cu 13%, în principal din cauza impozitului pe construcții speciale introdus anul trecut, așa-numita "taxă de stâlp", și a costurilor mai mari cu personalul.

Investițiile totale ale OMV Petrom au crescut cu 17,6% în 2014, la 6,239 miliarde lei, cele în explorare și producție majorându-se cu 22%, la 5,349 miliarde lei, se arată în raportul pe trimestrul IV 2014 al companiei.

Potrivit documentului citat, în 2014, investițiile totale au crescut la valoarea de 6,239 miliarde lei, față de 5,303 miliarde lei în 2013, ca urmare a investițiilor semnificativ mai mari în explorare și producție.

"Investițiile în explorare și producție (5,349 miliarde lei) au reprezentat 86% din valoarea totală înregistrată pentru anul 2014, cu 22% peste nivelul din 2013, și au fost direcționate către forajul sondelor de dezvoltare, proiecte de redezvoltare a zăcămintelor, lucrări de reparații capitale și operațiuni de adâncime, instalații de suprafață, precum și către operațiunile din Marea Neagră", se afirmă în raport

Activele totale ale OMV Petrom au crescut cu 3,078 miliarde lei față de sfârșitul anului 2013, la valoarea de 43,125 miliarde lei, ca urmare a creșterii nete a imobilizărilor corporale și necorporale cu 2,472 miliarde lei, investițiile realizate fiind mai mari decât amortizarea și deprecierea activelor în această perioadă. Creșterea semnificativă a imobilizărilor necorporale și corporale se datorează extinderii operațiunilor din Marea Neagră, prin reluarea forajului în blocul Neptun Deep și prin achiziția licenței de explorare în blocul Midia.

“În 2014 am continuat eforturile de stabilizare a producției, înregistrând al doilea an consecutiv de creștere marginală a producției de hidrocarburi din România comparativ cu anul precedent. În explorare am efectuat cele mai ample investiții onshore și offshore de după privatizare și am înregistrat o rată de succes de 60% în activitatea de explorare clasică, excluzând zona offshore de mare adâncime. Am reluat activitatea de forare în blocul Neptun, săpând două sonde noi, Domino-2 și Pelican South-1. În 2015 vom continua programul de explorare conform planificării“, a declarat directorul general al OMV Petrom, Mariana Gheorghe.

Aceasta a adăugat că, având în vedere mediul volatil și o probabilă menținere a condițiilor de piață deteriorate, OMV Petrom își reduce planurile de investiții pentru 2015 și își intensifică programele de optimizare a costurilor, menținându-și, totodată, proiectele cu potențial de creștere din Marea Neagră.

Programul actual de investiții este estimat în intervalul 0,8 – 1,1 miliarde euro pentru 2015, în scădere cu 25-30% față de 2014, din care aproximativ 85% va fi dedicat proiectelor din segmentul de explorare și producție.

“În 2015, ne așteptăm ca discuțiile publice referitoare la mediul fiscal și de reglementare să continue, așa cum a fost anunțat de către autorități, și vizăm obținerea unui cadru stabil, predictibil și favorabil investițiilor, o condiție-cheie pentru investițiile viitoare”, a spus Mariana Gheorghe.

OMV Petrom estimează că, în 2015, prețul mediu al țițeiului Brent va înregistra o valoare medie de 50 - 60 dolari/baril, iar diferențialul Brent-Urals va rămâne relativ mic. Compania mai estimează că marjele de rafinare vor scădea de la maximele recente, ca urmare a persistenței supracapacității de rafinare pe piețele locale și europene.

"Ca urmare a scăderii cotației țițeiului, se estimează că prețurile mai reduse ale produselor petroliere vor susține cererea din marketing, în contextul unei concurențe sporite", spun cei de la OMV Petrom.

Printre persoanele luate în calcul pentru poziția de șef al diviziei de explorare și producție a OMV se află și "un candidat intern nenumit, care a primit note bune pentru restructurarea businessului Petrom", iar Bernhard Schmidt, un fost director de explorare și producție al companiei germane Wintershall, parte a grupului BASF, se află în fruntea topului potențialilor înlocuitori ai lui Gerhard Roiss în postul de CEO al grupului austriac.

Informațiile au fost obținute de publicația austriacă Format, care citează o listă scurtă de candidați la posturile respective, întocmită de firma de headhunting Korn Ferry, scrie Reuters.

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

Bernhard Schmidt, fost director de explorare și producție al Wintershall, este în prezent partener în firma Petroleum Equity, un fond britanic de private equity. Wintershall, subsidiară a BASF, a fost implicată anul trecut într-un schimb eșuat de active între BASF și rușii de la Gazprom. În plus, Wintershall este una dintre firmele intermediare prin care Gazprom exportă gaze naturale în Europa, inclusiv în România

Note bune pentru restructurarea Petrom

"Sunt încrezător că aș putea face față exigențelor postului, dar sunt multe condiții prealabile de clarificat", ar fi declarat Schmidt pentru revista austriacă Format. Contactați de Reuters, reprezentanții OMV nu au comentat, iar cei ai holdingului austriac de stat OIAG, principalul acționar al OMV, au declarat că "decizia cu privire la noul CEO aparține Consiliului de Supraveghere independent al OMV".

Pe lista potențialilor candidați la funcția de CEO al OMV se mai află Peter Reichetseder, un fost executiv al E.ON, precum și fostul șef al Wien Energie, Mark Hall.

Printre candidații la postul de șef al diviziei de explorare și producție a OMV se află și "un candidat intern nenumit, care a primit note bune pentru restructurarea businessului Petrom", susțin cei de la Format. Alți candidați pentru acest post esențial în cadrul companiei sunt actualii manageri OMV Erwin Kroell și Georg Wachtel.

În septembrie anul trecut, OMV anunța că, precum CEO-ul Gerhard Roiss, și directorul de explorare și producție al companiei, Jaap Huijskes, va părăsi grupul austriac înainte de terminarea mandatului său, respectiv în prima jumătate a lui 2016 în loc de 30 septembrie 2018.

Statul își întărește controlul

Luna trecută, guvernul de coaliție de la Viena a luat o serie de decizii menite să întărească controlul și să sporească influența politică a executivului austriac asupra companiilor de stat din Austria, prin reformarea holdingului care administrează participațiile statului la companii precum OMV AG, compania-mamă a OMV Petrom, Telekom Austria sau Oesterreichische Post.

Astfel, structura care administrează aceste participații, Oesterreichische Industrieholding (OIAG), va fi transformată din societate comercială în agenție guvernamentală, i se vor reduce puterile, atribuțiile și autonomia și va trece în subordinea Ministerului de Finanțe de la Viena.

În plus, OIAG va avea nevoie de aprobarea explicită a guvernului pentru toate deciziile majore pe care va intenționa să le ia în privința companiilor de stat administrate, cum ar fi vânzări de active, fuziuni și achiziții sau majorări de capital.

"Structura OIAG de până acum nu a fost satisfăcătoare pentru noi. Guvernul avea responsabilitate politică, dar nici o influență asupra OIAG. Dacă statul este proprietar, atunci statul trebuie să-și exercite responsabilitatea într-un mod adecvat", a declarat vice-cancelarul austriac Reinhold Mitterlehner.

Decizia de restructurare a OIAG, condusă în prezent de Rudolf Kemler, care este și președintele Consiliului de Supraveghere al OMV, vine după ce, anul trecut, la vârful companiei-mamă a OMV Petrom au avut loc schimbări pe care cancelarul austriac Werner Faymann le-a caracterizat drept "haotice".

OMV reduce investițiile

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

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

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

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

Explorările din Marea Neagră continuă

OMV nu a anunțat reduceri de investiții sau întreruperi de lucrări la proiectul de explorare de hidrocarburi din Marea Neagră. ExxonMobil Exploration and Production Romania şi OMV Petrom au început în iulie forajul celei de-a doua sonde de explorare, Domino-2, în apa de mare adâncime a blocului Neptun din Marea Neagră.

Cele două companii au anunţat în februarie 2012 că au făcut o descoperire semnificativă de gaze în urma forării sondei Domino-1, estimările preliminare plasând zăcământul de gaze naturale la 42-84 miliarde metri cubi. Reprezentanţii OMV Petrom au spus de mai multe ori că extracţia de gaze în Marea Neagră este preconizată pentru sfârşitul deceniului.

În trimestrul al treilea din 2014, investițiile în explorare ale OMV Petrom au crescut până la 370 milioane lei, reflectând, în cea mai mare parte, forajul sondei Domino-2 în zona de adancime a Mării Negre (utilizand instalatia de foraj Ocean Endeavor), precum și forajul cu succes al sondei Marina-1 in apele de mica adâncime ale Marii Negre.

Pe primele nouă luni ale anului trecut, investitiile OMV Petrom au crescut la valoarea de 4,480 miliarde lei, ca urmare a investitiilor semnificativ mai mari in E&P si R&M.

Investitiile in E&P (3,698 miliarde lei) au reprezentat 83% din valoarea totala inregistrata in primele noua luni ale anului 2014, fiind cu 21% peste nivelul din perioada similara din 2013. Aceste investitii au fost directionate catre forajul sondelor de dezvoltare, lucrari de reparatii capitale si operatiuni de adancime, instalatii de suprafata, proiecte de redezvoltare a zacamintelor, precum si catre proiectul “Neptun Deep”.

Gigantul petrolier spaniol Repsol, partener de explorare al OMV Petrom în patru perimetre onshore din sudul Carpaţilor Meridionali şi al Carpaţilor de Curbură, a făcut noi majorări de capital la companiile pe care le deţine în România, indică documentele consultate de Energy Report.

Astfel, capitalul social al Repsol Târgovişte a fost majorat de la 37,6 milioane de lei la 105,3 milioane de lei, prin aport în numerar. De asemenea, capitalul social al Repsol Piteşti a fost majorat de la 13,3 milioane de lei la 15,9 milioane lei. O majorare mai mică de capital s-a făcut în cazul Repsol Băicoi, unde s-a urcat de la 33,7 milioane de lei la 113 milioane de lei.

Spaniolii au făcut anul trecut mai multe majorări de capital la toate cele patru companii deţinute în România, inclusiv la Repsol Târgu Jiu de la 3,25 milioane de lei la circa 5 milioane de lei.

În februarie 2013, Repsol a semnat cu OMV Petrom un contract farm-out (de transfer al drepturilor derivate din acordurile de concesiune petrolieră) prin care Repsol cumpăra o participaţie de 49% pentru zona cu adâncime mai mare de 2.500 - 3.000 de metri a perimetrelor onshore de explorare Băicoi V, Târgovişte VI, Piteşti XII şi Târgu Jiu XIII. Parteneriatul s-a făcut pentru evaluarea potenţialului de hidrocarburi al celor patru perimetre.

Cele două mari companii evaluează împreună datele obţinute în cadrul programului de seismică deja derulat pentru a determina oportunităţile de foraj de explorare. La semnarea contractului, OMV şi Repsol estimau că investiţiile pe doi ani pentru forajul de explorare din zonele amintite se pot ridica la 50 de milioane de euro.

OMV Petrom mai are astfel de parteneriate cu ExxonMobil, datând din 2008, şi cu Hunt Oil, din 2010. În plus, austriecii mai au parteneriate de explorare şi/sau producţie încheiate cu grupul Repsol în Libia şi Bulgaria.

Printre ultimele decizii internaţionale ale companiei a fost aceea de a abandona un proiect controversat de explorare de hidrocarburi în largul insulelor Canare după ce forajele preliminare au dus la concluzia că pe concesiunea respectivă nu se află deloc țiței și doar cantități foarte mici de gaze naturale, aşa cum scriam pe larg în Energy Report zilele trecute.

Planurile Repsol de a fora după petrol și gaze pe o concesiune offshore din apropierea Canarelor datează din 2001, dar s-au confruntat cu mari întârzieri din cauza opoziției organizațiilor ecologiste, locuitorilor din zonă și companiilor spaniole de turism, care au contestat în justiție proiectul Repsol și au organizat campanii de protest împotriva acestuia.

Repsol este o companie integrată de ţiţei şi gaze, prezentă în peste 30 de ţări, cu peste 23.000 de angajaţi.

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

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

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

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

Reducerea ritmului lucrărilor

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

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

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

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

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

Rămân profitabili la prețul de 50 dolari/baril

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

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

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

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

Marii acționari străini ar putea renunța la participațiile lor în cele mai mari companii de stat din Austria, cum ar fi grupul-mamă al OMV Petrom, după ce guvernul de la Viena a luat o serie de decizii menite să întărească controlul și să sporească influența politică a executivului austriac asupra companiilor de stat din Austria, prin reformarea holdingului OIAG, care administrează participațiile statului la aceste companii.

Declarația a fost făcută de către Siegfried Wolf, chairman al holdingului OIAG, într-un interviu acordat revistei News, în care a apărat performanțele holdingului, pe care guvernul austriac vrea să-l restructureze din temelii, transformându-l din societate comercială în agenție subordonată guvernului, reducându-i puterile, atribuțiile și autonomia și întărind rolul factorului politic asupra companiilor de stat din Austria.

IPIC, fondul suveran de investiții al emiratului arab Abu Dhabi controlează aproape 25% din acțiunile OMV, iar miliardarul mexican Carlos Slim deține, prin compania sa America Movil, pachetul majoritar al Telekom Austria. Cei doi investitori au acorduri de parteneriat pe termen lung cu statul austriac în privința capitalului deținut la cele două companii.

Wolf susține că schimbarea statutului OIAG contravine respectivelor acorduri de parteneriat și, în consecință, acționarii străini ar putea considera că acestea au devenit nule.

Are Viena bani să răscumpere 25% din OMV?

"Sunt mai multe scenarii posibile. În anumite circumstanțe, partenerii străini s-ar putea retrage. Se pare că nu toată lumea înțelege asta", a spus Wolf.

El a explicat că IPIC ar putea exercita o put option în anumite circumstanțe și că statul austriac ar putea fi obligat să răscumpere participația arabilor la OMV. "Întrebarea este: dacă IPIC decide să se retragă, dat fiind noile circumstanțe, este pregătit statul austriac să răscumpere participația la OMV plătind 1,8 miliarde euro?", a declarat chairmanul OIAG.

O put option este un instrument bursier contractual prin care deținătorul instrumentului capătă dreptul, dar nu și obligația, de a vinde un activ la un preț specificat, unui anumit cumpărător, dacă sunt întrunite anumite circumstanțe, stabilite prin contract. Acest instrument este folosit de investitori în special pentru a se proteja de riscul scăderii prețului acțiunilor deținute.

În vara anului trecut, Reuters scria că Gazprom poartă discuții pentru a cumpăra o participație de 24,9% din acțiunile OMV, compania-mamă a OMV Petrom, de la fondul suveran de investiții al emiratului Abu Dhabi, o tranzacție care ar fi adâncit controversatele legături dintre Austria și Rusia din punct de vedere al Uniunii Europene, în contextul crizei din Ucraina.

"S-au purtat discuții, dar părțile mai trebuie să ajungă la un acord în privința prețului", a declarat o sursă apropiată situației, citată de Reuters. Cei de la Gazprom au negat informația.

Își declarau loialitatea înainte de restructurarea OIAG

Cei de la IPIC declarau, înainte de anunțul restructurării OIAG, că sunt mulțumiți de participația lor de 25% la OMV și că își mențin angajamentul de a fi un investitor pe termen lung în grupul austriac.

"OMV e în formă bună, deci suntem mulțumiți de strategie", declara, în decembrie anul trecut, directorul financiar al IPIC, Murtadha al-Hashmi, la postul austriac de radio ORF. El a adăugat că "este nevoie de o anumită restructurare" în interiorul companiei, dar că aceasta se află în desfășurare.

al-Hashmi a respins informațiile potrivit cărora IPIC ar putea renunța la participația deținută la OMV. "Intenția actuală a IPIC este de a rămâne investitor pe termen lung la OMV", a spus directorul financiar al fondului suveran din Abu Dhabi, refuzând să comenteze subiectul plecării CEO-ului OMV, Gerhard Roiss, înainte de finalizarea mandatului.

"Suntem o familie. Anumite lucruri se discută doar în familie", a spus Murtadha al-Hashmi.

Cum s-a ajuns aici

Decizia de restructurare a OIAG, condusă în prezent de Rudolf Kemler, care este și președintele Consiliului de Supraveghere al OMV, vine după ce, anul trecut, la vârful companiei-mamă a OMV Petrom au avut loc schimbări pe care cancelarul austriac Werner Faymann le-a caracterizat drept "haotice".

În plus, OIAG a fost criticată pentru asocierea Telekom Austria cu compania American Movil a miliardarului mexican Carlos Slim, sindicatele susținând că OIAG a cedat prea ușor controlul asupra operatorului telecom al Austriei.

Potrivit planurilor guvernului de la Viena, OIAG va fi transformată din societate comercială în agenție guvernamentală, i se vor reduce puterile, atribuțiile și autonomia și va trece în subordinea Ministerului de Finanțe de la Viena.

În plus, OIAG va avea nevoie de aprobarea explicită a guvernului pentru toate deciziile majore pe care va intenționa să le ia în privința companiilor de stat administrate, cum ar fi vânzări de active, fuziuni și achiziții sau majorări de capital.

"Clică de privilegiați"

"Structura OIAG de până acum nu a fost satisfăcătoare pentru noi. Guvernul avea responsabilitate politică, dar nici o influență asupra OIAG. Dacă statul este proprietar, atunci statul trebuie să-și exercite responsabilitatea într-un mod adecvat", a declarat vice-cancelarul austriac Reinhold Mitterlehner.

"În forma sa de până acum, OIAG a adus servicii doar pentru un grup restrâns de magnați. O parte din <bijuteriile coroanei> au fost pierdute", a declarat Andreas Schieder, șeful grupului social-democrat din Parlamentul de la Viena.

Începând din anul 2000, Consiliul de Supraveghere al OIAG a căpătat o mare autonomie, putând, de exemplu, să decidă singur cu privire la numirea de noi membri. Această prerogativă a fost introdusă pentru a asigura independența Consiliului față de factorul politic, însă a transformat organismul într-o "clică de privilegiați", spune Claus Raidl, șeful băncii centrale a Austriei. Raidl era în 2000 consilier al cancelarului de atunci al Austriei, Wolfgang Schuessel.

Potrivit ultimelor decizii ale guvernului de la Viena, șeful OIAG nu va mai fi membru al Consiliilor de Supraveghere ale companiilor administrate de agenție și va fi subordonat direct Ministerului de Finanțe de la Viena. Reprezentanții statului austriac în aceste Consilii vor fi nominalizați de către un comitet format din patru persoane, numit de guvern. În prezent, șeful OIAG, Rudolf Kemler, este președinte al Consiliului de Supraveghere nu doar la OMV, ci și la Telekom Austria și Oesterreichische Post.

"Lipsiți de profesionalism"

Reuters scria, în decembrie 2014, că noul CEO al companiei austriece de petrol și gaze OMV ar putea fi mai degrabă un austriac cu conexiuni politice locale decât un expat expert în petrol și gaze, ceea ce este tipic pentru o țară unde, adesea, cele mai înalte funcții de conducere sunt acordate persoanelor apropiate de partidele aflate la putere

Acționarii OMV au decis, în octombrie anul trecut, că CEO-ul Gerhard Roiss va părăsi conducerea companiei în iunie 2015, cu aproape doi ani înainte de terminarea mandatului său. În octombrie 2015, din companie va pleca și președintele Consiliului de Administrație, Rudolf Kemler, care este totodată șeful holdingului austriac de stat OIAG, prin care statul austriac controlează OMV.

Plecarea lui Kemler survine după ce ministrul de Finanțe de la Viena, Hans Joerg Schelling, a caracterizat felul în care lucrurile evoluează la OMV ca "lipsit de profesionalism". Succesorii celor doi nu au fost numiți încă, iar investitorii sunt de părare că procesul decizional din cadrul OMV s-a blocat în cel mai prost moment posibil, când cotațiile internaționale la țiței și gaze sunt în plină prăbușire, ca urmare a supraproducției.

Acționarii și investitorii pun tot mai multă presiune pe OMV și se îndoiesc de șansele de reușită ale ambițioaselor planuri de expansiune ale companiei, în special de cele de explorare și producție din Marea Nordului, iar grupul austriac întâmpină probleme în a-i convinge că poate face în condițiile tot mai dificile de pe piețele internaționale de petrol și gaze, mai scria Reuters.

Ajutată de GDF Suez, Congaz a hotărât să ramburseze anticipat un credit luat de la Unicredit Ţiriac în noiembrie 2013, indică o hotărâre a Congaz, consultată de Energy Report.

De altfel, această hotărâre s-a luat în aceeaşi zi în care acţionarii companiei constănţene au hotărât să încheie un contract de împrumut acţionar cu GDF prin care aceştia din urmă să acorde un credit de maxim 45 milioane de lei.

Congaz a aprobat încă din  2010 contractarea unei linii de credit de 6 milioane lei de la Unicredit Tiriac Bank, pentru finanţarea activităţii curente.

Amintim că la finele lunii iulie, GDF Suez Energy România şi-a mărit participaţia în Congaz de la 28,59% la 85,77%. Asta în urma achiziţiei pachetelor de acţiuni deţinute de OMV Petrom şi E.ON Ruhrgas International în această societate. Această tranzacţie a primit avizul favorabil al Consiliului Concurenţei.

Congaz SA a fost înființată în 1999, SNP Petrom (actualmente OMV Petrom) numărându-se printre fondatori, cu scopul de a dezvolta o rețea de distribuție a gazelor în zona Constanței, de-a lungul coastei Mării Negre. În prezent, Congaz SA operează o rețea de conducte de gaze cu o lungime de aproximativ 850 km, având un portofoliu de 55.000 de clienți din județul Constanța, din orașele Constanța, Medgidia, Năvodari, Ovidiu, Negru Vodă, Agigea, Eforie Sud și Eforie Nord, precum și din comunele Cogealac, Cumpăna, Lumina, Lazu, Valu lui Traian and Mihail Kogălniceanu.

Distribuitorul a avut în 2013 afaceri de 158 milioane de lei, în creştere de la 152 milioane de lei în anul 2012. Cel mai spctaculos a urcat însă profitul net al companiei, care în 2013 a fost de 13,7 milioane de lei, de peste două ori mai mare decât cele 5,7 milioane de lei înregistrate în anul 2012.

Guvernul de coaliție de la Viena a luat o serie de decizii menite să întărească controlul și să sporească influența politică a executivului austriac asupra companiilor de stat din Austria, prin reformarea holdingului care administrează participațiile statului la companii precum OMV AG, compania-mamă a OMV Petrom, Telekom Austria sau Oesterreichische Post.

Astfel, structura care administrează aceste participații, Oesterreichische Industrieholding (OIAG), va fi transformată din societate comercială în agenție guvernamentală, i se vor reduce puterile, atribuțiile și autonomia și va trece în subordinea Ministerului de Finanțe de la Viena.

În plus, OIAG va avea nevoie de aprobarea explicită a guvernului pentru toate deciziile majore pe care va intenționa să le ia în privința companiilor de stat administrate, cum ar fi vânzări de active, fuziuni și achiziții sau majorări de capital.

"Structura OIAG de până acum nu a fost satisfăcătoare pentru noi. Guvernul avea responsabilitate politică, dar nici o influență asupra OIAG. Dacă statul este proprietar, atunci statul trebuie să-și exercite responsabilitatea într-un mod adecvat", a declarat vice-cancelarul austriac Reinhold Mitterlehner.

Decizia de restructurare a OIAG, condusă în prezent de Rudolf Kemler, care este și președintele Consiliului de Supraveghere al OMV, vine după ce, anul trecut, la vârful companiei-mamă a OMV Petrom au avut loc schimbări pe care cancelarul austriac Werner Faymann le-a caracterizat drept "haotice". În plus, OIAG a fost criticată pentru asocierea Telekom Austria cu compania American Movil a miliardarului mexican Carlos Slim, sindicatele susținând că OIAG a cedat prea ușor controlul asupra operatorului telecom al Austriei.

"Clică de privilegiați"

"În forma sa de până acum, OIAG a adus servicii doar pentru un grup restrâns de magnați. O parte din <bijuteriile coroanei> au fost pierdute", a declarat Andreas Schieder, șeful grupului social-democrat din Parlamentul de la Viena.

Începând din anul 2000, Consiliul de Supraveghere al OIAG a căpătat o mare autonomie, putând, de exemplu, să decidă singur cu privire la numirea de noi membri. Această prerogativă a fost introdusă pentru a asigura independența Consiliului față de factorul politic, însă a transformat organismul într-o "clică de privilegiați", spune Claus Raidl, șeful băncii centrale a Austriei. Raidl era în 2000 consilier al cancelarului de atunci al Austriei, Wolfgang Schuessel.

Potrivit ultimelor decizii ale guvernului de la Viena, șeful OIAG nu va mai fi membru al Consiliilor de Supraveghere ale companiilor administrate de agenție și va fi subordonat direct Ministerului de Finanțe de la Viena. Reprezentanții statului austriac în aceste Consilii vor fi nominalizați de către un comitet format din patru persoane, numit de guvern. În prezent, șeful OIAG, Rudolf Kemler, este președinte al Consiliului de Supraveghere nu doar la OMV, ci și la Telekom Austria și Oesterreichische Post.

Ministrul de Finanțe de la Viena, Hans Joerg Schelling, a declarat că OIAG va putea cumpăra sau vinde acțiuni la companii. Statul austriac controlează 52,9% din capitalul Oesterreichische Post, 31,5% din cel al OMV și 28,4% din acțiunile Telekom Austria.

Mai multă implicare a politicului

Reuters scria, în decembrie 2014, că noul CEO al companiei austriece de petrol și gaze OMV ar putea fi mai degrabă un austriac cu conexiuni politice locale decât un expat expert în petrol și gaze, ceea ce este tipic pentru o țară unde, adesea, cele mai înalte funcții de conducere sunt acordate persoanelor apropiate de partidele aflate la putere

Acționarii OMV au decis, în octombrie anul trecut, că CEO-ul Gerhard Roiss va părăsi conducerea companiei în iunie 2015, cu aproape doi ani înainte de terminarea mandatului său. În octombrie 2015, din companie va pleca și președintele Consiliului de Administrație, Rudolf Kemler, care este totodată șeful holdingului austriac de stat OIAG, prin care statul austriac controlează OMV.

Plecarea lui Kemler survine după ce ministrul de Finanțe de la Viena, Hans Joerg Schelling, a caracterizat felul în care lucrurile evoluează la OMV ca "lipsit de profesionalism". Succesorii celor doi nu au fost numiți încă, iar investitorii sunt de părare că procesul decizional din cadrul OMV s-a blocat în cel mai prost moment posibil, când cotațiile internaționale la țiței și gaze sunt în plină prăbușire, ca urmare a supraproducției.

Acționarii și investitorii pun tot mai multă presiune pe OMV și se îndoiesc de șansele de reușită ale ambițioaselor planuri de expansiune ale companiei, în special de cele de explorare și producție din Marea Nordului, iar grupul austriac întâmpină probleme în a-i convinge că poate face în condițiile tot mai dificile de pe piețele internaționale de petrol și gaze, mai scria Reuters.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

OMV Petrom l-a numit în funcția de membru interimar al Consiliului de Supraveghere pe Christoph Trentini, în locul lui Hans-Peter Floren, care a renunțat la această poziție. Floren este și membru al directoratului companiei-mamă OMV AG, responsabil cu activitatea de gaze naturale şi energie.

Christoph Trentini (46 de ani) este în prezent senior vicepreşedinte şi „grup controller” al OMV, unde a venit în 2004 ca vicepreşedinte senior, responsabil pentru Finance & Services – Refining & Marketing Gmbh, se arată într-un comunicat al OMV Petrom.

Noul şef de la OMV Petrom a mai fost şi director financiar al Pipelife Group, un joint - venture între Solvay SA şi Wienerberger AG. Christoph Trentini a absolvit Universitatea din Innsbruck, cu specializarea administrarea afacerilor şi un program senior executive la Standford GSB, SUA.

Cine e fostul membru

Hans-Peter Floren este membru al directoratului OMV, responsabil cu activitatea de gaze și energie, din 1 martie 2012. Floren a a obținut diploma în inginerie la Universitatea Essen în 1988 și a absolvit Științe Economice la aceeași universitate în 1990. În 1989 s-a alăturat Ruhrgas AG și a deţinut mai multe poziţii de conducere în cadrul E.ON Group, în domenii de importanţă strategică pentru sectorul gazelor naturale, precum managementul transportului și depozitării, dispecerat şi planificare de sistem.

Începând cu 2004, a fost director general şi preşedinte al Consiliului de Administrație al E.ON Ruhrgas Transport AG & Co KG. În 2006 a devenit vicepreşedinte senior al E.ON Ruhrgas AG, în 2008 - director general executiv al E.ON Gas Storage GmbH, iar în 2010 - membru al Consiliului de Administrație al E.ON Ruhrgas AG. Începând cu 1 martie 2012, este membru al directoratului OMV AG, responsabil cu activitatea de gaze naturale şi energie.

Floren a fost ales în calitatea de membru al Consiliului de Supraveghere al OMV Petrom în Adunarea Generală a Acţionarilor din 27 aprilie 2012.

Trebuie să numească un nou CEO

În octombrie anul trecut, Consiliul de Supraveghere al austriecilor de la OMV a decis rezilierea pe cale amiabilă, din 30 iunie 2015, a CEO-ului OMV Gerhard Roiss. Înainte de ședința la care s-a luat această decizie, presa austriacă susținea că va fi demis și Hans-Peter Floren.

În schimb, Consiliul de Supraveghere a decis să-l lase pe Floren fără obiectul muncii, prin fuziunea segmentului de gaze și electricitate al grupului austriac cu cel de rafinare și marketing, sub conducerea lui Manfred Leitner, care condusese până atunci business-ul de rafinare și marketing. OMV mai preciza în octombrie că va demara negocieri cu Hans-Peter Floren cu privire la contractul acestuia.

În septembrie anul trecut, OMV anunța că și directorul de explorare și producție al companiei, Jaap Huijskes, va părăsi grupul austriac înainte de terminarea mandatului său, respectiv în prima jumătate a lui 2016 în loc de 30 septembrie 2018.

Condiții de piață dificile

Reuters scria, în decembrie anul trecut, citând surse apropiate situației, că noul CEO al OMV ar putea fi mai degrabă un austriac cu conexiuni politice locale decât un expat expert în petrol și gaze, ceea ce este tipic pentru o țară unde, adesea, cele mai înalte funcții de conducere sunt acordate persoanelor apropiate de partidele aflate la putere.

Potrivit sursei citate, acționarii și investitorii pun tot mai multă presiune pe OMV și se îndoiesc de șansele de reușită ale ambițioaselor planuri de expansiune ale companiei, în special de cele de explorare și producție din Marea Nordului, iar grupul austriac întâmpină probleme în a-i convinge că poate face în condițiile tot mai dificile de pe piețele internaționale de petrol și gaze.

În octombrie 2015, din companie va pleca și președintele Consiliului de Administrație, Rudolf Kemler, care este totodată șeful holdingului austriac de stat OIAG, prin care statul austriac controlează OMV. Plecarea lui Kemler survine după ce ministrul de Finanțe de la Viena, Hans Joerg Schelling, a caracterizat felul în care lucrurile evoluează la OMV ca "lipsit de profesionalism".

Succesorii celor doi nu au fost numiți încă, iar investitorii sunt de părare că procesul decizional din cadrul OMV s-a blocat în cel mai prost moment posibil, când cotațiile internaționale la țiței și gaze sunt în plină prăbușire, ca urmare a supraproducției.

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%).

OMV Petrom şi Hunt Oil Company of Romania au anunţat descoperirea unui zăcământ de ţiţei şi gaze în sudul judeţului Buzău, după o investiţie comună în explorare care se ridică la 5 milioane euro.

"Aceasta are potenţialul să fie cea mai mare descoperire din ultimii 30 de ani din zona Munteniei", se arată într-un comunicat al OMV Petrom.

Zăcământul a fost descoperit în perimetrul VIII Urziceni Est, la o adâncime de peste 2.500 de metri. Descoperirea se află la 7-12 km distanţă de zăcăminte mature, exploatate de peste 50 de ani.

Estimările obţinute din testele efectuate la cele două straturi geologice indică o producţie potenţială pe sondă de 1.200 - 2.100 bep (baril echivalent petrol) /zi.

"Anul acesta am avut cel mai ridicat nivel al investiţiilor pentru explorare post-privatizare. Este important să continuăm activitatea de explorare, în condiţiile în care 90% din zăcămintele pe care le operăm sunt mature şi au atins vârful de producţie cu mulţi ani în urmă. În prezent, furnizăm circa 40% din necesarul de ţiţei şi gaze al României", a declarat, într-un comunicat, Gabriel Selischi, membru al directoratului OMV Petrom responsabil de explorare şi producţie.

În perioada următoare, cele două companii vor continua testele pentru a determina potenţialul de producţie şi vor realiza campanii de achiziţie de date seismice în regiune.

Descoperirea a fost făcută în cadrul parteneriatului de explorare onshore încheiat în 2010 de OMV Petrom şi subsidiara grupului petrolier american Hunt Oil. Asocierea vizează explorarea blocurilor I Adjud şi VIII Urziceni Est, operatorul fiind Hunt Oil.

Aport de know-how și risc investițional împărțit

În septembrie, Guvernul a prelungit cu 3 ani contractuali, respectiv de la 12 septembrie 2014 la 12 septembrie 2017, perioada de explorare prevăzută într-un acord petrolier semnat pentru un număr de 18 perimetre de hidrocarburi, acord ai cărui titulari sunt companiile OMV Petrom, Repsol și Hunt Oil. Printre perimetrele incluse în respectivul acord se numără și VIII Urziceni-Est.

Prelungirea acordului de concesiune este prevăzută de HG nr. 791/2014, în vigoare de la 19 septembrie 2014.

"Se constată că titularii acordului petrolier au executat în intregime lucrările petroliere aprobate prin programul de lucrări aferente fiecărei perioade din cadrul perioadei de explorare, atât pentru perioada de explorare inițială, cât și pentru perioadele de extindere. Titularii au solicitat ANRM extinderea perioadei de explorare cu 3 (trei) ani, în condițiile stabilirii unor programe minimale de explorare aferente extinderii și a reducerii unor porțiuni din suprafețele perimetrelor", se afirmă în nota de fundamentare a HG, întocmită de Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM). Proiectul de HG a fost întocmit în iulie.

Titularii de acord și-au justificat solicitarea de prelungire a concesiunii arătând că ansamblul de date obținute impune prelungirea perioadei de explorare, având în vedere necesitatea executării de noi lucrări, care să permită conturarea imaginii asupra potențialului de hidrocarburi al perimetrelor acoperite de acordul petrolier, în scopul formării unei perspective cât mai elocvente de dezvoltare. În lipsa noilor date ce ar putea fi obținute în perioada de extindere solicitată, titularii nu se află în posesia unui volum suficient de date și informații care să le permită conturarea unui plan de dezvoltare.

OMV Petrom mai aduce ca argument faptul că prelungirea perioadei de explorare ar permite valorificarea unor acorduri de cooperare de dată recentă cu companii de prestigiu din industria de petrol și gaze, Hunt Oil și Repsol, care, printr-un aport de know-how, dar și prin asumarea unui risc investițional, dau posibilitatea abordării unor arii onshore de ,,frontieră", cum ar fi zone de mare adâncime cu presiuni și temperaturi ridicate sau zone complexe din punct de vedere geologic din Carpații Orientali și Meridionali.

Dacă n-ar fi fost prelungită, concesiunea ar fi trebuit scoasă la licitație

ANRM arată, în documentul citat, că, prin neprelungirea perioadei de explorare, activitatea va fi intreruptă pentru o perioadă de timp considerabilă, din cauza timpului necesar organizării unei noi proceduri de apel de oferte, care este strict reglementată prin dispozițiile legale în vigoare, precum și negocierii noului/noilor acorduri petroliere și aprobării lor conform prevederilor legale in vigoare.

În mod corespunzător, astfel ar fi neglijate cele mai importante interese în domeniul resurselor aparținând statului român, precum interesul privind accesul imediat și necondiționat la resursele minerale, interesul privind rezervele de petrol și interesul privind rata de înlocuire a rezervelor de petrol, spune ANRM.

"Mai mult, în contextul actual al provocărilor cu care se confruntă industria autohtonă de petrol și gaze, reprezentate în principal de maturitatea ridicată și gradul accentuat de declin al zăcămintelor, fragmentarea acestora și complexitatea geologică pe care acestea o prezintă, pentru maximizarea șanselor de obținere într-un timp rezonabil a producției de hidrocarburi în perimetrele ce formează obiectul noii extinderi a perioadei de explorare, este esențial ca titularii acordului petrolier să dispună de timpul adecvat unei explorări sistematice a perimetrelor", se mai afirmă în nota de fundamentare a HG.

Prelungirea perioadei de explorare cu 3 ani implică modificarea și completarea acordului petrolier, prin act adițional, reflectând prelungirea perioadei de explorare, respectiv data de începere și durata acesteia, programul de lucrări aferent și valorile financiare estimative, precum și cerința renunțării la anumite perimetre și la porțiuni din suprafața altor perimetre, cu respectarea exigențelor de confidențialitate între entitățile titulare, în funcție de perimetrele deținute de fiecare dintre acestea, mai precizează ANRM.

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}

General Electric UK Financing, ca asociat unic al Lufkin Industries srl, a hotărât săptămânile trecute să-l revoce din funcţia de administator pe David Middler Kennedy, indică o hotărâre a Lufkin, consultată de Energy Report.

În locul lui englezului Kennedy a fost numit americanul James Antony Raffaele, cu un mandat de patru ani.

Această schimbare survine după ce în această toamnă, General Electric l-a schimbat şi pe Ian Fraser Milne. Acesta a fost numit abia în luna august a anului trecut iar mandatul său fusese prevăzut iniţial pentru patru ani, până în 15 august 2017. A fost schimbat însă cu Dina Abrahamovna Michaeva de la General Electric, al cărei mandat este, cel puţin teoretic, până în 15 iulie 2018.

Astfel că mai nou, cei doi administratori ai fabricii româneşti de echipamente petroliere sunt Dina Abrahamovna Michaeva şi James Antony Raffaele.

Texanii de la Ploieşti au avut anul trecut afaceri de 111 milioane de lei, de peste două ori mai mari decât cele de 45,5 milioane lei din anul 2012.

Firmă cu o tradiţie de 112 ani, cei de la Lufkin, unul dintre liderii mondiali ai furnizorilor de echipamente petroliere şi de gaze naturale au făcut cea mai mare investiţie din istoria companiei tocmai lângă Ploieşti, unde produce în principal sonde petroliere (mai precis, pompe cu balansier). Fabrica a fost deschisă oficial în iunie 2013 în Ploieşti West Park. Circa 90% din producţie ia calea exporturilor iar destinaţia este mai ales activitatea on shore.

Dintre cumpărătorii noii fabrici, cel mai important este OMV Petrom, au declarat la inaugurare  reprezentanţii companiei pentru Energy Report.

Texanii au cheltuit un total de 140 de milioane de dolari pentru fabrica de la Ploieşti iar Guvernul României a oferit circa 28 milioane de euro pe măsură ce anumite etape ale construcţiei au fost realizate.

General Electric a preluat anul trecut grupul Lufkin cu 3,3 miliarde de dolari.

Furnizorul de gaze C-Gaz & Energy Distribuție SRL a cumpărat vineri, la Bursa Română de Mărfuri (BRM), cantitatea totală de 120.000 MWh de gaze naturale, pentru perioada de livrare ianuarie 2015 – ianuarie 2016, acceptând o ofertă de vânzare la prețul de 89,10 lei/MWh, cu 8,5% mai mare decât prețul de pornire al licitației, pe care îl fixase la 82 lei/MWh.

C-Gaz & Energy Distribuție SRL a acceptat singura ofertă pe care a primit-o. "Prețul inițial cerut de cumpărător a fost de 82 lei/MWh. Prețul final de 89,10 lei/MWh a fost acceptat de cumpărător. Licitația s-a încheiat cu adjudecare pentru cantitatea de 120.000 MWh", se arată într-un anunț al BRM.

Licitația care s-a încheiat cu tranzacția menționată a avut loc după ce producătorul de gaze care a răspuns la oferta C-Gaz & Energy Distribuție SRL, nedezvăluit de anunț, a cerut și a obținut de la companie modificarea contractului-cadru de vânzare–cumpărare propus de C-GAZ & Energy Distribuție în eventualitatea încheierii unei tranzacții.

Astfel, vânzătorul a cerut adăugarea la contract a unei clauze care să prevadă că cumpărătorul consimte să plătească vânzătorului contravaloarea a 15% din cantitatea de gaze naturale nepreluată, la valoarea facturii lunare urmând să se adauge și contravaloarea gazelor naturale nepreluate, calculată la prețul contractual. În plus, vânzătorul a cerut ca scrisoarea de garanție bancară emisă de cumpărător să garanteze inclusiv obligațiile contractuale ale acestuia legate de nepreluarea întregii cantități de gaze naturale prevăzute în programul de livrare.

C-Gaz & Energy Distribuție SRL a acceptat cererea producătorului și a operat în contract modificările menționate.

Este prima tranzacție încheiată din septembrie încoace pe bursele românești de gaze naturale între un producător și un furnizor și pentru o cantitate majoră de gaze. Ultima tranzacție avusese loc pe 4 septembrie, la BRM, când Romgaz a reușit să vândă o cantitate-record de 477.000 MWh de gaze, într-o marjă de preț de 85-86 lei/MWh. Anterior, la finele lunii august, tot la BRM, OMV Petrom a vândut furnizorului de gaze E.ON Energie 212.000 MWh de gaze naturale, cu 85 lei/MWh.

De atunci și până în prezent, vânzătorii și cumpărătorii n-au mai reușit să se înțeleagă la preț, diferența între pretențiile fiecărei categorii crescând semnificativ. Ultimele oferte de vânzare introduse de OMV Petrom la OPCOM, ultima pentru o licitație programată pentru 19 decembrie, au prețuri inițiale de 90-99 lei/MWh. Însă chiar și o ofertă relativ ieftină, precum ultima introdusă de Romgaz la OPCOM, în septembrie, de 88 lei/MWh, a rămas neadjudecată.

Vineri au mai avut loc două licitații de cumpărare de gaze naturale, ambele eșuate. Astfel, Tinmar Ind a vrut să cumpere 18.000 MWh la un preț maxim de 85 lei/MWh, dar nu a primit decât o ofertă de vânzare de 95,70 lei/MWh. De asemenea, E.ON Energie a încercat să cumpere 232.000 MWh pentru consumatori eligibili casnici, la prețul de 53,30 lei/MWh, însă nu a primit nici o ofertă de vânzare.

Producătorii de gaze naturale din România, titulari de acorduri petroliere, vor fi obligați, în 2015, să vândă la OPCOM și la Bursa Română de Mărfuri (BRM) minimum 35% din producţia internă proprie destinată consumului intern, procentul urmând să scadă progresiv în anii următori, la minimum 30% în anul 2016, minimum 25% în anul 2017 şi minimum 20% în anul 2018.

De asemenea, furnizorii licenţiaţi de gaze, cu excepţia celor care au şi calitatea de producători de gaze naturale, vor avea obligaţia să încheie, în perioada 1 martie-31 decembrie 2015, tranzacţii pe pieţe centralizate de gaze naturale din România, transparent şi nediscriminatoriu, pentru vânzarea-cumpărarea a minimum 30% din cantitatea totală de gaze naturale comercializată pe piaţa concurenţială în cursul anului 2015. Aceste procente vor scădea progresiv la minimum 25% în anul 2016, minimum 20% în anul 2017 şi minimum 15% în anul 2018.

Producătorii au și în prezent obligația de a vinde pe burse o parte din producție, însă într-un procent mult mai mic și dintr-o bază de calcul mult mai redusă, respectiv 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale.

OMV Petrom a ieftinit, marți, de la ora 0.00, motorina comercializată în benzinăriile proprii cu 4 bani/litru, iar la noapte va opera noi ieftiniri, urmând să reducă prețurile la motorină cu 5 bani/litru și pe cele la benzină cu 7 bani/litru.

Astfel, în 24 de ore, motorina vândută în stațiile OMV Petrom se ieftinește cu 9 bani/litru, iar benzina – cu 7 bani/litru.

Ultima ieftinire a survenit în urmă cu exact o săptămână, pe 2 decembrie, când OMV Petrom a ieftinit atât benzina, cât și motorina, cu câte 5 bani pe litru, ca urmare a scăderii prețului internațional al petrolului.

În urma respectivelor ieftiniri și în pofida scumpirii cu 50 de bani a carburanților din acest an ca urmare a majorării accizei cu 7 eurocenți/litru și a modificării modalității de calcul al accizei, benzina și motorina au ajuns la cel mai redus nivel înregistrat din mai 2013.

Pe 28 noiembrie, OMV Petrom a ieftinit carbururanții cu câte 7 bani pe litru.

Preţul petrolului Brent cu livrare în ianuarie a coborât luni la 67,35 de dolari pe baril, cel mai jos nivel din octombrie 2009 până în prezent, după ce mai multe bănci au redus prognoza de creştere a preţului petrolului pentru anul viitor. La New York, preţul petrolului West Texas Imtermediate cu livrare în ianuarie a coborât luni cu 1,25 dolari, la 64,59 dolari. Contractele futures au scăzut cu 2,5% la Londra şi cu 1,9% la New York.

Companiile care comercializează carburanți în România au ieftinit benzina și motorina cu 13,5%, respectiv 11,1% de la momentul începerii prăbușirii prețului petrolului, un procent superior mediei europene a ieftinirilor, de 8%, calculată de Bloomberg.

Astfel, pe 19 iunie, când petrolul Brent atingea nivelul maxim al acestui an (115,71 $/baril), benzina standard se tranzacționa pe piața autohtonă la un preț de aproximativ 6,27 lei/l, iar motorina standard la unul de 6,3 lei/l. În prezent, în urma prăbușirii prețului internațional al petrolului Brent cu 42%, care a antrenat ieftiniri efectuate de companii, un litru de benzină standard costă aproximativ 5,42 lei, iar unul de motorină - 5,6 lei/l.

Cu alte cuvinte, în România, în ultimele șase luni, benzina s-a ieftinit cu 13,5%, iar motorina cu 11,1%, procente superioare celui de 8% calculat de Bloomberg la nivelul întregii Uniuni Europene.

Este adevărat că procentul ieftinirilor din România este inferior celui din SUA, unde prețul carburanților s-a micșorat cu 27%, însă explicația ține de nivelul impozitării. Dacă în SUA, guvernul se mulțumește cu taxe și impozite în valoare de 8 eurocenți pe litrul de carburant comercializat, în România el percepe numai puțin de 70 de eurocenți pe litru, reprezentând accize și TVA.

De altfel, în urma deciziei guvernului de a îngheța valoarea în lei a accizei și în pofida faptului că românii se află pe ultimele locuri în ceea ce privește puterea de cumpărare, România se clasează pe un "onorant" loc 9 din 27 de state în ceea ce privește valoarea în euro a taxelor percepute de stat pe litrul de motorină, și pe locul al 18-lea la impozitarea litrului de benzină.

Dacă guvernul ar fi respectat Codul Fiscal și nu ar fi înghețat nivelul accizei în lei, România s-ar fi clasat pe locul al 11-lea la impozitarea motorinei și pe locul al 21-lea la impozitarea benzinei, iar dacă ar fi respectat directiva europeană, care prevedea că la calcularea accizei este valabil cursul din prima zi lucrătoare a lunii octombrie, România s-ar fi situat pe locul al 15-lea la impozitarea motorinei și pe locul al 22-lea la impozitarea benzinei. Dacă guvernul nu ar fi majorat accizele în luna aprilie, România s-ar fi situat pe penultimul loc, atât la impozitarea benzinei, cât și a motorinei.

Iar în clasamentele celor mai ieftini carburanți, România s-ar fi clasat pe locul al doilea, fiind depășită doar de Luxemburg, în cazul motorinei, și de Bulgaria, în cazul benzinei, în absența intervențiilor repetate ale guvernului Ponta asupra fiscalității carburanților. Așa, în loc ca șoferii români să cumpere cei mai ieftini carburanți din UE, ei sunt nevoiți să plătească un preț care situează România pe locul al 18-lea în clasamentul prețului la motorină și pe locul al 11-lea în clasamentul prețului la benzină.

Noul CEO al companiei austriece de petrol și gaze OMV ar putea fi mai degrabă un austriac cu conexiuni politice locale decât un expat expert în petrol și gaze, ceea ce este tipic pentru o țară unde, adesea, cele mai înalte funcții de conducere sunt acordate persoanelor apropiate de partidele aflate la putere, scrie Reuters, citând o sursă apropiată situației.

Acționarii și investitorii pun tot mai multă presiune pe OMV și se îndoiesc de șansele de reușită ale ambițioaselor planuri de expansiune ale companiei, în special de cele de explorare și producție din Marea Nordului, iar grupul austriac întâmpină probleme în a-i convinge că poate face în condițiile tot mai dificile de pe piețele internaționale de petrol și gaze, se arată într-o analiză Reuters.

Acționarii OMV au decis, recent, că CEO-ul Gerhard Roiss va părăsi conducerea companiei în iunie anul viitor, cu aproape doi ani înainte de terminarea mandatului său. În octombrie 2015, din companie va pleca și președintele Consiliului de Administrație, Rudolf Kemler, care este totodată șeful holdingului austriac de stat OIAG, prin care statul austriac controlează OMV. Plecarea lui Kemler survine după ce ministrul de Finanțe de la Viena, Hans Joerg Schelling, a caracterizat felul în care lucrurile evoluează la OMV ca "lipsit de profesionalism".

Succesorii celor doi nu au fost numiți încă, iar investitorii sunt de părare că procesul decizional din cadrul OMV s-a blocat în cel mai prost moment posibil, când cotațiile internaționale la țiței și gaze sunt în plină prăbușire, ca urmare a supraproducției.

OMV a pierdut o treime din valoare

"Strategia OMV e neclară. În ceea ce privește liniile mari de acțiune, nu ne așteptăm la luarea de decizii până la numirea noului management. O nouă strategie va trebui să clarifice dacă OMV se va concentra sau nu pe explorare și producție", spune Bernhard Ruttenstorfer, manager de fond la Ringturn, al șaselea cel mai mare acționar al companiei.

Luni, prețul acțiunilor OMV listate la Bursa din Viena a atins minimul ultimilor doi ani, după ce, de la începutul anului, au pierdut o treime din valoare. Indicele sectorului european de petrol și gaze, SXEP, a scăzut cu numai 13% în 2014.

OMV, controlată în proporție de 31,5% de statul austriac, a promis să înființeze o nouă divizie downstream la începutul anului viitor, prin fuziunea businessului de trading cu gaze cu cel clasic de rafinare și marketing. Cu toate acestea, după anunțul privind plecările din companie din octombrie, pe care surse din interiorul OMV le pun pe seama conflictelor personale dintre membrii managementului, nu s-a mai spus nimic despre acest plan.

Timp de ani de zile, OMV s-a concentrat pe operațiunile din Austria, apoi pe cele din România. Treptat, compania s-a extins în Turcia, Yemen sau Libia. Gerhard Roiss, care a devenit CEO în 2011, după 20 de ani petrecuți în companie, a mizat pe dezvoltarea activităților de explorare și producție de hidrocarburi, în dauna business-ului de rafinare și marketing.

Desființezi o divizie ca să plece un om?

Însă din iunie încoace, cotațiile internaționale la țiței au scăzut cu circa 40%, atingând minimele ultimilor cinci ani, forțând OMV să-și reducă programul anual de investiții de 3,9 miliarde de euro și punând în pericol ținta companiei, de a ajunge la o producție zilnică totală de 400.000 de barili echivalent petrol în 2016.

Scăderea prețurilor a făcut ca divizia de gaze și electricitate a OMV să contribuie cu doar 0,04% la profitul operațional al companiei pe 2013, față de aproape 10% în 2011. OMV nu a justificat în nici un fel integrarea diviziei de gaze și electricitate în cea de rafinare și marketing, iar insiderii spun că măsura este legată de plecarea din companie a șefului diviziei de gaze, Hans-Peter Floren, care ajunsese, potrivit surselor citate, "la cuțite" cu CEO-ul Gerhard Roiss. În plus, OMV nu exclude vânzarea pur și simplu a diviziei respective.

Strategia lui Roiss s-a bazat în parte pe proiectul gazoductului Nabucco, care ar fi urmat să aducă gaze din Azerbaijan în Austria, ocolind Rusia. Succesul acestui proiect ar fi impulsionat business-ul cu gaze al OMV, inclusiv departamentul de trading, aflat în suferință. Nabucco a fost înfrânt de proiectul rival TAP anul trecut, însă în februarie anul acesta Roiss prognoza în continuare "creștere profitabilă". În plus, Comisia Europeană a pus bețe în roate proiectului South Stream al Gazpromn, care ar fi aduse gaze rusești la hub-ul austriac de la Baumgarten.

Din cauza problemelor de securitate din Libia și Yemen, Roiss a decis să mizeze pe proiecte upstream mai de încredere din punct de vedere politic, dar mai scumpe, din Marea Nordului, cumpărând participații la câmpuri offshore de hidrocarburi de la compania norvegiană de stat Statoil, contra sumei totale de 6,25 miliarde dolari.

Conduc pe contrasens

"Toți marii jucători internaționali au părăsit Marea Nordului sau iau în calcul să se retragă, doar OMV face invers. OMV are tendința de a se concentra prea mult timp pe un anumit obiectiv și nu comunică la timp că ar putea fi probleme cu acel obiectiv", spune Peter Oppitzhauser, șeful departamentului de cercetare în petrol și gaze de la Kepler Cheuvreux.

În plus, Oppitzhauser este de părere că decizia de a-l păstra pe Roiss în funcția de CEO timp de luni de zile după anunțul public al plecării sale a fost una "catastrofală". De altfel, OMV nici nu a explicat motivele acestei decizii. "OMV și-a pierdut toată credibilitatea astfel", conchide Oppitzhauser.

Mai mult, potrivit a trei surse la curent cu situația citate de Reuters, OMV ar putea decide concedieri, însă nu s-a anunțat nimic în acest sens după o recentă întâlnire a board-ului companiei, desfășurată pe 24 noiembrie la Abu Dhabi, țară al cărei fond suveran, IPIC, este cel de-al doilea acționar major al OMV după statul austriac, deținând 24,9% din acțiunile companiei austriece.

"Toată lumea este extenuată și încearcă să supraviețuiască până la Crăciun. Asta e realitatea. Nu cred că vor fi schimbări majore pe termen lung în ceea ce privește business-ul cu gaze și concentrarea pe activitățile de explorare și producție", a declarat o sursă.

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.

Producătorii de gaze naturale din România, titulari de acorduri petroliere, vor fi obligați, în 2015, să vândă la OPCOM și la Bursa Română de Mărfuri (BRM) minimum 35% din producţia internă proprie destinată consumului intern, procentul urmând să scadă progresiv în anii următori, la minimum 30% în anul 2016, minimum 25% în anul 2017 şi minimum 20% în anul 2018.

Baza de calcul a acestor procente, respectiv producţia internă proprie destinată consumului intern, reprezintă gazele naturale din producţia internă curentă, cu excepţia cantităţilor de gaze naturale reinjectate în zăcăminte, exceptate de la plata redevenţei, în condiţiile legii, a cantităţilor de gaze naturale estimate a fi destinate consumurilor tehnologice specifice operaţiunilor petroliere, a cantităţilor de gaze naturale din producţia internă injectate în depozitele de înmagazinare subterană şi a cantităţilor de gaze naturale din producţia internă proprie exportate în state din afara spaţiului comunitar şi/sau comercializate în alte state din spaţiul comunitar de către fiecare producător de gaze naturale sau operator economic afiliat acestuia, după caz, la care se adaugă gazele naturale din producţia internă extrase din depozitele de înmagazinare subterană, după caz, se arată într-un ordin al Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), publicat marți în Monitorul Oficial.

De asemenea, la stabilirea cantității minime obligatorii de gaze naturale pe care producătorii vor fi obligați să o vândă pe burse se va ține cont și de obligaţiile prevăzute de alte acte normative aplicabile, precum şi de obligaţiile contractuale asumate, în conformitate cu prevederile legale în vigoare, anterior datei de 15 noiembrie 2014, ce urmează a înceta după data de 31 decembrie 2014.

Minim 10 tranzacții pe an pentru OMV Petrom și Romgaz

Obligațiile de vânzare de gaze pe burse vor putea fi îndeplinite fie direct de către producători, fie prin intermediul operatorilor economici afiliați acestora. Asta pentru că, de exemplu, producătorul OMV Petrom operează la OPCOM și BRM prin intermediul traderului afiliat OMV Petrom Gas SRL.

Producătorii de gaze naturale, titulari de acorduri petroliere, cu o producţie lunară de gaze naturale destinată consumului intern mai mare de 100.000 MWh, vor trebui să-și îndeplinească obligaţia de vânzare de gaze pe burse prin încheierea a minimum 10 tranzacţii într-un an. În această situație se află OMV Petrom și Romgaz, care asigură cumulat peste 97% din producția internă de gaze.

Ordinul ANRE precizează că producătorii nu vor putea condiţiona tranzacţionarea pe bursă a cantităţilor minime de gaze naturale prevăzute de actul normativ de contractarea unor cantităţi de gaze naturale din surse externe.

Și furnizorii vor fi aduși pe burse

De asemenea, furnizorii licenţiaţi de gaze, cu excepţia celor care au şi calitatea de producători de gaze naturale, vor avea obligaţia să încheie, în perioada 1 martie-31 decembrie 2015, tranzacţii pe pieţe centralizate de gaze naturale din România, transparent şi nediscriminatoriu, pentru vânzarea-cumpărarea a minimum 30% din cantitatea totală de gaze naturale comercializată pe piaţa concurenţială în cursul anului 2015.

Aceste procente vor scădea progresiv la minimum 25% în anul 2016, minimum 20% în anul 2017 şi minimum 15% în anul 2018.

Baza de calcul a acestor procente , respectiv cantitatea totală de gaze naturale comercializată pe piaţa concurenţială de către fiecare furnizor în parte în cursul unui an, reprezintă cantitatea totală de gaze naturale vândută şi livrată în cursul anului respectiv către clienţii din piaţa concurenţială, din care se deduc cantităţile de gaze naturale destinate acoperirii consumului pieţei reglementate.

La stabilirea cantității minime obligatorii de gaze naturale pe care furnizorii vor fi obligați să o tranzacționeze pe burse se va ține cont și de obligaţiile prevăzute de alte acte normative aplicabile, precum şi de obligaţiile contractuale asumate, în conformitate cu prevederile legale în vigoare, anterior datei de 15 noiembrie 2014, ce urmează a înceta după data de 31 decembrie 2014.

Furnizoriul licenţiat va avea posibilitatea de a împuternici orice alt furnizor licenţiat, în baza unui contract de mandat cu reprezentare, pentru îndeplinirea obligațiilor de vânzare-cumpărare de gaze pe burse.

Tranzacții bursiere infime

Ultima tranzacție cu gaze naturale pe bursele românești a avut loc pe 4 septembrie, la BRM, când Romgaz a reușit să vândă o cantitate-record de 477.000 MWh de gaze, într-o marjă de preț de 85-86 lei/MWh. Anterior, la finele lunii august, tot la BRM, OMV Petrom a vândut furnizorului de gaze E.ON Energie 212.000 MWh de gaze naturale, cu 85 lei/MWh.

Anul acesta, până pe 20 octombrie, la BRM s-au tranzacționat în total 2,16 milioane MWh de gaze naturale, din care 1,4 milioane doar în al treilea trimestru al anului.

Pe de altă parte, principalii producători de gaze naturale din România, OMV Petrom și Romgaz, care asigură împreună peste 97% din producția internă, au reușit să vândă pe burse, în lunile iulie și august 2014, doar 31% din cantitatea totală de gaze pe care erau obligați prin legislația în vigoare să o vândă pe piețele centralizate administrate de OPCOM și BRM.

În iulie și august, OMV Petrom și Romgaz ar fi trebuit să vândă pe burse, potrivit Ordinului președintelui ANRE nr. 62/2014, o cantitate de cel puțin 1.321.600 MWh de gaze. Producătorii au scos la tranzacționare pe piețele centralizate o cantitate totală de 7 milioane MWh de gaze, însă au reușit să încheie efectiv tranzacții de vânzare pentru doar 410.000 MWh de gaze, reprezentând numai 31% din cât erau obligați, potrivit datelor ANRE

În prezent, până la finalul anului, producătorii sunt obligați să vândă pe piețele centralizate o cantitate mult mai mică față de cea stipulată în ordinul ANRE publicat marți în Monitorul Oficial. Legislația în vigoare prevede că producătorii sunt obligați să vândă pe burse 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale, nu din producția internă proprie destinată consumului intern. Baza de calcul la care se aplică procentul de 20% reprezintă cantităţile rămase disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităților de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităților destinate înmagazinării și a consumurilor centralelor electrice proprii aferente perioadei iulie-decembrie 2014.

Conflict instituțional

Acestă situație a făcut obiectul unui conflict instituțional între Departamentul pentru Energie și ANRE. În iulie, după intrarea în vigoare a ordinului ANRE valabil și în prezent, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a declarat că modul în care ANRE vrea să oblige producătorii şi furnizorii de gaze naturale să tranzacţioneze gaze pe bursă nu încurajează dezvoltarea pieţei de profil din România, el solicitând Autorităţii reanalizarea acestei decizii.

„În ceea ce priveşte modul în care ANRE a decis să transpună în legislaţia secundară obligativitatea impusă de Executiv producătorilor şi furnizorilor de gaze de a tranzacţiona transparent şi nediscriminatoriu anumite cantităţi pe bursă, considerăm că nu încurajează dezvoltarea pieţei de gaze din România. Mai mult, transpunerea nu este făcută în spiritul OUG 35/2014. În consecinţă, solicităm autorităţii să reanalizeze decizia sa, în cadrul unui nou Comitet de Reglementare, pentru că, în forma actuală, ordinul dat nu creează premisele tranzacţionării procentului de 20% comunicat, în condiţiile în care baza de aplicabilitate se apropie de zero. Practic, aproape că nu s-a impus niciun procent”, a spus ministrul.

OUG nr. 35/2014, Guvernul a modificat Legea energiei electrice și a gazelor naturale, impunând ca, de la 15 iulie 2014, producătorii de gaze din România să fie obligați să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei cantități minime de gaze naturale din producția proprie destinată consumului intern.

Problema a fost că ANRE, prin legislația secundară emisă, a stabilit o cantitate minimă de gaze de tranzacționat obligatoriu pe bursă absolut infimă, aproape de zero, care practic a anulat efectul modificării legii.

Austriecii de la OMV, compania-mamă a OMV Petrom, nu renunță la ambițiile lor de a extrage petrol din zăcăminte offshore din zona arctică, în pofida scăderii masive a cotațiilor internaționale la țiței, și au în vederea demararea în 2022 producției de hidrocarburi pe un perimetru offshore concesionat în Marea Barents, în apele teritoriale ale Norvegiei.

"Dacă ai la dispoziție un zăcământ ce conține miliard de barili de țiței de bună calitate, fie în Marea Barents, fie în Marea Nordului, acel zăcământ trebuie dezvoltat. Nu ne interesează prea mult care e prețul petrolului în momentul de față", spune directorul executiv al diviziei norvegiene a OMV, Bernhard Krainer, citat de Bloomberg.

Perimetrul Wisting din Marea Barents, unde se află localizată cea mai nordică descoperire de hidrocarburi din apele teritoriale arctice ale Norvegiei, conține peste 1 miliard de barili de petrol, a precizat Krainer, iar OMV se așteaptă să prezinte un plan de dezvoltare a zăcământului în 2019.

Lucrările de prospecțiune și explorare derulate până în prezent pe perimetrul respectiv au confirmat existența unui volum recuperabil de 200 până la 500 de milioane de barili echivalent petrol. "În ceea ce privește perimetrul Wisting, important este care va fi prețul țițeiului în 2020", a declarat șeful diviziei norvegiene a OMV.

Scăderea cu peste 30% a cotațiilor internaționale la țiței din iunie și până în prezent a stârnit îngrijorări cu privire la profitabilitatea proiectelor de exploatare de hidrocarburi din apele teritoriale arctice ale Norvegiei, proiecte care se confruntă deja cu depășiri de costuri planificte și cu lipsa infrastructurii necesare transportului țițeiului extras.

Compania norvegiană de stat Statoil, cea mai mare companie energetică din Norvegia, și-a amânat deja de două ori cel mai important proiect de acest tip, Johan Castberg, iar singurul proiect din Marea Barents aflat în derulare, cel de dezvoltare a perimetrului Goliat, concesionat de italienii de la Eni, își va depăși costurile planificate cu 50% anul viitor, când este programată începerea producției.

Chiar și așa, Statoil a anunțat recent că zăcământul Castberg, ce conține o cantitate estimată de țiței de 450 până la 650 de milioane de barili, este profitabil chiar și la actualele prețuri ale petrolului. Statoil a început discuții cu mai multe companii care au interese în Marea Barents, inclusiv OMV, pentru a stabili în ce măsură ar fi posibilă dezvoltarea coroborată simultană a mai multor zăcăminte offshore din zonă, plan la care s-ar putea adăuga și construirea unui nou terminal onshore de depozitare a țițeiului, la North Cape.

OMV este operatorul concesiunii Wisting, deținând 25% din drepturile aferente acesteia. Printre partenerii OMV se numără Statoil, cu o participație de 15%, precum și Tullow Oil, cu 20%.

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.

În august anul trecut, OMV a anunțat că a cumpărat de la Statoil, compania de petrol și gaze controlată de statul norvegian, participații la perimetre cu zăcăminte de hidrocarburi din Marea Nordului în valoare de 2,65 miliarde de dolari.

Producătorul de gaze naturale Romgaz, controlat de statul român, a încercat să vândă joi, la Bursa Română de Mărfuri (BRM), o cantitate de gaze naturale de 124.020 MWh, fixând un preț de pornire de 93,60 lei/MWh, însă a primit o singură ofertă de cumpărare, la un preț de doar 88 lei/MWh, astfel încât nu s-a încheiat nici o tranzacție.

"Pentru această ședință a fost primit un ordin de sens contrar. Prețul inițial al vânzătorului a fost de 93,60 lei/MWh, iar prețul cel mai bun oferit a fost de 88 lei/MWh. Ședința de tranzacționare s-a încheiat fără adjudecare", se arată într-un comunicat al BRM.

Vineri, OMV Petrom scoate la vânzare pe bursa de energie OPCOM o cantitate de gaze naturale de 300.000 MWh, la un preț de pornire superior celui cerut joi de Romgaz, de 99 lei/MWh. Lunea viitoare, pe 24 noiembrie, compania scoate la licitație aceeași cantitate, însă de data aceasta la BRM, fără să precizeze un preț de pornire.

Ultima tranzacție cu gaze naturale pe bursele românești a avut loc pe 4 septembrie, la BRM, când Romgaz a reușit să vândă o cantitate-record de 477.000 MWh de gaze, într-o marjă de preț de 85-86 lei/MWh. Anterior, la finele lunii august, tot la BRM, OMV Petrom a vândut furnizorului de gaze E.ON Energie 212.000 MWh de gaze naturale, cu 85 lei/MWh.

Anul acesta, până pe 20 octombrie, la BRM s-au tranzacționat în total 2,16 milioane MWh de gaze naturale, din care 1,4 milioane doar în al treilea trimestru al anului.

Pe de altă parte, principalii producători de gaze naturale din România, OMV Petrom și Romgaz, care asigură împreună peste 97% din producția internă, au reușit să vândă pe burse, în lunile iulie și august 2014, doar 31% din cantitatea totală de gaze pe care erau obligați prin legislația în vigoare să o vândă pe piețele centralizate administrate de OPCOM și BRM.

În iulie și august, OMV Petrom și Romgaz ar fi trebuit să vândă pe burse, potrivit Ordinului președintelui ANRE nr. 62/2014, o cantitate de cel puțin 1.321.600 MWh de gaze. Producătorii au scos la tranzacționare pe piețele centralizate o cantitate totală de 7 milioane MWh de gaze, însă au reușit să încheie efectiv tranzacții de vânzare pentru doar 410.000 MWh de gaze, reprezentând numai 31% din cât erau obligați, potrivit datelor ANRE, incluse într-o propunere de modificare legislativă supusă dezbaterii publice.

Propunerea ANRE, care constă doar într-o discuție de principii și nu într-un proiect de ordin, prevede că, pentru primele trei luni ale anului 2015, producătorii vor avea obligaţia să încheie tranzacţii pe pieţele centralizate pentru toată cantitatea de gaze naturale din producţia proprie destinată consumului intern rămasă după scăderea consumurilor tehnologice, a cantităților reinjectate în zăcăminte, a celor destinate pieței reglementate, precum și a celor prevăzute în contractele în derulare cu clienții de pe piața concurențială.

În prezent, producătorii sunt obligați să vândă pe piețele centralizate o cantitate mult mai mică față de cea stipulată în propunerea ANRE. Legislația în vigoare prevede că producătorii sunt obligați să vândă pe burse 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale, nu din producția internă proprie destinată comercializării. Baza de calcul la care se aplică procentul de 20% reprezintă cantităţile rămase disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităților de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităților destinate înmagazinării și a consumurilor centralelor electrice proprii aferente perioadei iulie-decembrie 2014.

Într-un interviu din 18 august acordat Agerpres, directorul general al OMV Petrom, Mariana Gheorghe, declara că decizia Guvernului de a obliga producătorii de gaze să vândă pe bursă o parte din producție distorsionează piața, întrucât nu există o cerere suficientă pentru ca acest ordin să fie dus la îndeplinire.

"Această decizie este dovada că nu avem o piață lichidă, iar intervenția aceasta administrativă bineînțeles că distorsionează activitățile noastre comerciale, mai ales că avem clienți mari, cu un anumit specific, avem piață reglementată, care are un anumit specific și ea. Deci a interveni doar pe un anumit segment distorsionează celelalte segmente. Pe de altă parte, este foarte greu de definit care este nivelul optim pentru un astfel de procent. De exemplu, din luna iulie, de când acest ordin a început să fie pus în aplicare, am vândut foarte puțin. E adevărat că putem realiza în august și septembrie ce nu am realizat în iulie, conform ordinului, dar nu există cerere. Iar acest lucru va determina și nivelul procentului pentru anul viitor. Am luată notă de acest procent, dar credem că emai trebuie să așteptăm puțin. Vom discuta și noi cu autoritatea de reglementare pentru a ajunge la un nivel care să fie cel mai puțin distorsionant în piața de gaze și electricitate, care oricum este distorsionată și trece printr-o reformă structurală foarte puternică", declara, la acea dată, Mariana Gheorghe.

OMV Petrom ieftinește, vineri și sâmbătă, toate sortimentele de benzină și motorină comercializate în stațiile sale de alimentare, iar în weekend va aplica, în plus, un preț promoțional la benzină și GPL.

Astfel, în noaptea de joi spre vineri, OMV Petrom a ieftinit benzina cu 3 bani/litru. La noapte, compania va ieftini din nou benzina, cu încă 4 bani/litru, reducând totodată prețul și la motorină, tot cu 4 bani/litru.

În plus, în weekend, OMV Petrom derulează o promoție la benzină și GPL, care vor fi vândute cu o reducere de preț de câte 7 bani/litru. La benzină, reducerea se va cumula cu ieftinirile anterioare, astfel încât benzina OMV Petrom se va vinde sâmbătă și duminică la un preț cu 14 bani/litru mai mic decât în prima parte a săptămânii.

Per total, avem de a face cu a cincea ieftinire consecutivă a carburanților de către OMV Petrom, după ce compania a redus prețurile la combustibili de patru ori luna trecută. Motivul este reducerea masivă a cotațiilor internaționale la țiței din ultima perioadă.

Joi, țițeiul Brent a coborât sub nivelul psihologic de 80 dolari/baril, la 78,31 dolari/baril, cotația pierzând nu mai puțin de 32% față de nivelul maxim de anul acesta, atins la mijlocul lunii iunie. Tot joi, țițeiul WTI s-a ieftinit până la 74,96 dolari/baril, reprezentând cel mai mic preț din octombrie 2011 încoace.

Una dintre cauzele acestei deprecieri este considerată de analiști a fi poziția adoptată de Arabia Saudită, care a decis să nu-și mai micșoreze producția în scopul stopării ieftinirii petrolului.

"Arabia Saudită este dedicată stabilităţii pieţei, iar speculațiile referitoare la un război al preţurilor în cadrul OPEC nu au bază reală", a declarat, miercuri, ministrul Petrolului din această țară, Ali Al-Naimi, citat de Bloomberg.

Potrivit estimărilor analiştilor, stocurile de petrol din Statele Unite, cel mai mare consumator de ţiţei din lume, au crescut săptămâna trecută pentru a şasea oară consecutiv.

Cotaţiile petrolului sunt în declin în condiţiile în care unii membri importanţi ai OPEC rezistă apelurilor de reducere a producţiei. În schimb, aceştia au micşorat preţurile exporturilor de ţiţei destinate pieţei americane, unde producţia se află la cel mai ridicat nivel din ultimele trei decenii.

În schimb, Venezuela, Libia şi Ecuador au cerut măsuri pentru prevenirea continuării declinului preţurilor ţiţeiului. Reprezentanţii OPEC urmează să se întâlnească în această lună la Viena.

OMV Petrom va investi circa 30 milioane euro anul acesta și în 2015 pentru a implementa un proiect de redezvoltare a zăcământului de țiței Tazlău, situat în nord-estul țării, în județul Bacău, proiect care va debloca rezerve suplimentare de țiței de 3,2 milioane barili, echivalent cu circa 10% din producția anuală de țiței a companiei în România, înlocuind declinul natural.

Tazlău este un zăcământ matur de țiței, exploatat de peste 60 de ani, a cărui producție zilnică reprezintă sub 1% din producția totală de țiței a OMV Petrom în România.

Redezvoltarea are ca scop creșterea gradului de recuperare a țițeiului din zăcământul Tazlău, prin injecție de apă industrială. Proiectul de redezvoltare Tazlău constă în 20 de operațiuni de reparații capitale, construirea unei instalații de tratare a apei și a unei rețele noi de distribuție a apei, se arată într-un comunicat al OMV Petrom.

”OMV Petrom investește constant în tehnologii noi și metode de recuperare secundară pentru redezvoltarea zăcămintelor mature pentru a îmbunătăți ratele de recuperare a țițeiului și gazelor. Acest proiect va contribui la atingerea obiectivului nostru strategic de a stabiliza producția de hidrocarburi din România, în timp ce rezervele suplimentare deblocate prin această investiție vor întări contribuția OMV Petrom la asigurarea securității energetice a României pe termen lung”, a declarat Gabriel Selischi, membru al directoratului OMV Petrom, responsabil cu activitatea de explorare şi producție.

Acest proiect va debloca rezerve suplimentare de țiței de 3,2 milioane barili, echivalent cu circa 10%din producția anuală de țiței a OMV Petrom în România, înlocuind declinul natural.

La finalul anului 2013, 11 proiecte de redezvoltare a zăcămintelor se aflau în faza de dezvoltare. Investițiile viitoare planificate pentru implementarea acestor proiecte se ridică la peste 500 milioane euro, iar rezervele dovedite și probabile se ridică la circa 100 milioane barili echivalent petrol.

Pe de altă parte, potrivit ZF, OMV Petrom intenționează să renunțe la 30 de zăcăminte onshore productive, dar care au un aport marginal la totalul producţiei, de până la 0,6%, spunând că acestea ar putea prezenta potenţial pentru alte companii.

„Ca parte a procesului de optimizare a portofoliului de zăcăminte, OMV Petrom are în vedere transferul licenţelor de exploatare pentru aproximativ 30 de zăcăminte onshore productive. De asemenea, sunt vizate şi o serie de zăcăminte onshore scoase din producţie, la a căror licenţă compania urma să renunţe. Zăcămintele sunt amplasate în diferite zone ale ţării. Acestea au o contribuţie marginală în producţia totală a diviziei explorare şi producţie din OMV Petrom (cumulat, până la 0,6% din producţie), însă pot prezenta potenţial pentru alte companii, care ar putea îmbunătăţi performanţele zăcămintelor prin aplicarea unor tehnologii de producţie diferite, prin creşterea eficienţei“, au declarat reprezentanţii OMV Petrom.

Clienții casnici, autoritățile și instituțiile publice, persoanele juridice de drept public sau privat care îşi desfăşoară activitatea în domeniul sănătăţii, educaţiei, asistenţei sociale, hotelier şi alte facilităţi de cazare vor avea statutul de clienți protejați în cazul apariției unei situații de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze, Serviciul Autoritate Competentă pentru asigurarea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale din cadrul Departamentului pentru Energie urmând să aprobe, până pe 15 noiembrie, lista consumatorilor protejați, întocmită de către Transgaz și de către operatorii de distribuție.

În schimb, clienților industriali, inclusiv centralelor în cogenerare care produc pentru sistemul de încălzire centralizată și au o putere instalată mai mare de 10 MW, li se va asigura, în cazul apariției unei situații de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze, doar acea cantitate de gaze naturale necesară menţinerii integrităţii fizice a instalaţiilor exploatate şi/sau a securităţii mediului, potrivit unui proiect de Hotărâre de Guvern pentru aprobarea Regulamentului privind identificarea clienţilor întreruptibili de siguranţă şi a consumatorilor protejaţi.

Clienți întreruptibili de siguranță sunt și centralele electrice pe gaze naturale ale OMV Petrom și Romgaz, respectiv Brazi și Iernut.

Potrivit notei de fundamentare a proiectului de HG, prin Legea nr. 127/2014 pentru modificarea şi completarea Legii energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012 şi a Legii petrolului nr. 238/2004 a fost introdusă noţiunea de client întreruptibil de siguranţă, definit ca acel client final care prin reducerea consumului său până la oprire contribuie la menţinerea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale în situaţie de urgenţă.

Legea prevede că reglementarea regimului juridic aplicabil clientului întreruptibil de siguranţă, precum şi orice alte măsuri de realizare a implementării Regulamentul UE nr. 994/2010 al Parlamentului European şi al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale.

Proiectul de regulament prevede măsurile de determinare a clienţilor întreruptibili de siguranţă, a consumatorilor protejaţi în situaţii de urgenţă şi se stabileşte perioada de întreruptibilitate pentru siguranţă, perioada situaţiei de urgenţă, precum şi principiile de lucru pentru situaţii de urgenţă.

Astfel, clienții casnici, autoritățile și instituțiile publice, persoanele juridice de drept public sau privat care îşi desfăşoară activitatea în domeniul sănătăţii, educaţiei, asistenţei sociale, hotelier şi alte facilităţi de cazare vor avea statutul de clienți protejați în cazul apariției unei situații de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze.

În schimb, clienților industriali li se va asigura, în cazul apariției unei situații de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze, doar acea cantitate de gaze naturale necesară menţinerii integrităţii fizice a instalaţiilor exploatate şi/sau a securităţii mediului. Clienții industriali sunt acei clienți finali noncasnici al căror consum anual de gaze naturale estimat la locul de consum, în baza tipului şi debitelor aparatelor de utilizare a gazelor instalate, este de cel puţin 450.000 MWh.

În plus, centralele în cogenerare de înaltă eficienţă cu o putere instalată mai mare de 10 MW, care produc energie termică destinată sistemului centralizat de încălzire, sunt considerate clienţi industriali indiferent de nivelul consumului lor.

Potrivit documentului citat, producătorii de energie electrică care, potrivit prevederilor legale, sunt exceptaţi in perioada de întreruptibilitate pentru siguranţă de la respectarea structurilor de gaze naturale stabilite/avizate de Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei, sunt consideraţi clienţi întreruptibili de siguranţă pe perioada de întreruptibilitate pentru siguranţă.

Potrivit HG nr. 870/2012, sunt exceptate de la respectarea structurilor menționate mai sus cantităţile de gaze naturale din producţia internă utilizate de către producătorii de gaze naturale, titulari de acorduri petroliere, la producerea de energie electrică în propriile centrale electrice pe bază de gaze naturale, aceste centrale fiind declarate clienți întreruptibili de gaze naturale. Este vorba de centralele electrice Brazi și Iernut, aparținând OMV Petrom și Romgaz.

Proiectul de regulament prevede că perioadele de întreruptibilitate pentru siguranță, în care poate fi instituită starea de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze, pot fi cuprinse între data de 15 noiembrie a unui an și data de 31 martie a anului următor.

Până la 15 noiembrie a fiecarui an, Transgaz, operatorul sistemului de transport (OST) și operatorii de distribuție (OSD) vor întocmi proceduri de lucru privind limitarea şi/sau întreruperea distribuţiei/transportului către clienţii întreruptibili de siguranţă racordaţi la reţelele operate de aceştia, care vor fi supuse aprobării Serviciului Autoritate Competentă (AC) pentru asigurarea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale din cadrul Departamentului pentru Energie şi care după aprobare se vor publica pe paginile de internet ale acestora.

OTS şi OSD au obligaţia de a monitoriza parametrii operativi de funcţionare ai sistemului național de transport, respectiv ai sistemului de distribuție şi de a-i corela cu informaţiile referitoare la factorii care determină situaţiile de urgenţă, în conformitate cu planul de urgenţă.

AC verifică dacă sunt îndeplinite conditiile şi hotărăşte asupra declarării situaţiei de urgenţă.

Declararea apariţiei şi încetării situaţiei de urgenţă se realizează prin ordin al ministrului delegat pentru Energie. Ordinul va fi publicat pe site-ul Departamentului pentru Energieşi pe site-urile OTS şi OSD.

Pe perioada situatiei de urgenţă, furnizorii, OSD şi OST au obligaţia ca, la instrucţiunile AC, să limiteze şi/sau să întrerupă distribuţia/transportul gazelor naturale către clienţii întreruptibili de siguranţă.

În cel mult 12 ore de la intrarea în vigoare a ordinului ministrului delegat pentru Energie, OTS şi OSD vor notifica fiecărui client întreruptibil de siguranţă racordat la reţele operate de aceştia asupra declarării apariţiei situaţiei de urgenţă. Prin notificare, clienţilor întreruptibili de siguranţă li se comunică şi măsurile ce vor fi aplicate în această situaţie.

Notificările transmise de către OTS şi OSD trebuie să cuprindă cel puţin următoarele informaţii: 
i) denumirea clientului întreruptibil de siguranţă; 
ii) punctul de ieşire din SNT/SD la care va opera limitarea/întreruperea/sistarea; 
iii) locul de consum; 
iv) capacitatea limitată/întreruptă; 
v) cantitatea de gaze naturale care va fi limitată/sistată; 
vi) ziua gazieră şi ora la care limitarea/întreruperea/sistarea va deveni efectivă; 
vii) estimarea neangajantă a OTS şi a OSD cu privire la data probabilă a încetării situaţiei de urgenţă.

După primirea notificării, clienţii întreruptibili de siguranţă au obligaţia reconsiderării în consecinţă a cererilor de consum către furnizorii lor.

Tranzacţiile cu gaze naturale pe perioada situaţiei de urgenţă se vor baza pe mecanismele pieţei, cu excepţia situaţiei în care planul de urgenţă impune aplicarea în plus a unor măsuri care nu sunt bazate pe mecanisme de piaţă, în scopul garantării aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi.

OST şi OSD vor monitoriza consumurile pe perioada Situaţiei de urgenţă şi vor informa operativ AC asupra situaţiei curente.

În termen de maximum 12 de ore de la intrarea în vigoare a ordinului ministrului delegat pentru Energie privind incetarea situaţei de urgență, OTS siOSD vor informa clienţii întreruptibili de siguranţă cu privire la momentul reluării prestării serviciului de transport/distribuţie în condiţii normale, cu respectarea procedurilor şi a termenelor prevăzute în Codul reţelei.

Împotriva companiei Fattoria Terrantica, controlată şi administrată până la recenta intrare în insolvenţă de Mircea Băsescu, creditorii au solicitat creanţe de circa 13 milioane de lei şi peste 600.000 de euro. Doar cam jumătate din solicitări au fost deocamdată acceptate, cel puţin aşa indică tabelul preliminar al creditorilor, consultat de Energy Report.

Printre creditori se numără şi Energy Holding şi Gaspeco, fosta divizie de gaz petrolier lichefiat (GPL) a OMV Petrom, în prezent controlată de mama omului de afaceri Cristian Borcea, fostul finanţator al clubului de fotbal Dinamo, acum în închisoare.

Energy Holding (în foto, omul de afaceri Bogdan Buzăianu, fondator al Energy Holding) figurează cu o creanţă admisă de circa 520.000 de lei. Gaspeco are de recuperat puţin peste 60.000 de lei.

Printre creditori mai figurează şi BRD (care are de recuperat peste 600.000 de lei), DGRFP Bucureşti (puţin peste 100.000 lei), Primăria Agigea Impozite şi Taxe locale (circa 40.000 lei) şi alţii.

Firma la care a fost director fratele preşedintelui României a intrat în insolvenţă în ianuarie,  manifestandu-şi însă intenţia de reorganizare a activităţii. Fattoria se ocupă cu prelucrarea, conservarea şi comercializarea cărnii de pasare.

Firma are sediul în Bucureşti şi un sediu secundar/punct de lucru în Sat Agigea, Comuna Agigea, Zona Liberă Constanta Sud, Platforma D.

Mircea Băsescu a fost director şi asociat al companiei încă din martie 2010 iar acum este în continuare în arest, din 20 iunie. Asta după ce familia lui Bercea Mondial a făcut publice înregistrări făcute pe ascuns de fiul acestuia, cu scopul de a proba traficul de influenţă de care este acuzat fratele şefului statului.

OMV Petrom și ExxonMobil Exploration and Production au început forajul celei de-a treia sonde de explorare din blocul Neptun din Marea Neagră, Pelican South-1, pentru a testa o nouă structura geologică din cadrul perimetrului, după ce, la începutul acestei luni, a fost finalizat forajul sondei Domino-2, datele obținute de această sondă fiind în curs de evaluare.

Platforma Ocean Endeavour forează sonda de explorare Pelican South-1 la aproximativ 155 de kilometri de țărm, în sectorul românesc al Mării Negre, se arată într-un comunicat al OMV Petrom.

“Explorarea pentru țiței și gaze în zone unde nu au mai fost desfășurate astfel de activități este complexă și foarte detaliată, de multe ori fiind nevoie de ani pentru a fi finalizată. O înțelegere aprofundată a structurii geologice este esențială înainte de a efectua investițiile semnificative necesare pentru dezvoltarea unei astfel de descoperiri,” a declarat directorul general al ExxonMobil Exploration and Production Romania, John Knapp.

La începutul acestei luni, platforma Ocean Endeavour a finalizat forajul sondei Domino-2, iar datele obținute de sondă sunt în curs de evaluare.

“Zona Mării Negre are un rol central în strategia noastră și alocăm resurse tehnice și financiare semnificative pentru proiectele offshore. Suntem încurajați de rezultatele bune obținute până acum, în ape de mică și mare adâncime. Cu toate acestea, mare parte a activității din zona de mare adâncime a Mării Negre este o activitate de pionierat, în zone neexplorate până acum, care implică investiții cu un grad ridicat de risc, necesitând astfel un mediu investițional stabil,” a spus Gabriel Selischi, membru al Directoratului OMV Petrom, responsabil cu activitatea de explorare şi producţie.

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

Zona de apă adâncă a blocului Neptun se întinde pe o suprafaţă de aproximativ 7.500 km pătrați, iar adâncimea apei variază între 100 şi 1.700 metri. În noiembrie 2008, ExxonMobil Exploration and Production Romania Limited şi OMV Petrom au semnat un acord prin care ExxonMobil a achiziționat o participaţie de 50% în zona de mare adâncime a blocului.

ExxonMobil Exploration and Production Romania şi OMV Petrom au început în iulie forajul celei de-a doua sonde de explorare, Domino-2, în apa de mare adâncime a blocului Neptun din Marea Neagră.

Cele două companii au anunţat în februarie 2012 că au făcut o descoperire semnificativă de gaze în urma forării sondei Domino-1, estimările preliminare plasând zăcământul de gaze naturale la 42-84 miliarde metri cubi. Reprezentnaţii OMV Petrom au spus de mai multe ori că extracţia de gaze în Marea Neagră este preconizată pentru sfârşitul deceniului.

ExxonMobil, operatorul concesiunii Neptun, a forat, în ultimii 10 ani, peste 250 de sonde în ape de 750 m adâncime sau mai mult și a fost implicată în dezvoltarea a mai mult de 32 de proiecte în ape de mare adâncime din 2005 până în prezent.

OMV Petrom a ieftinit, vineri, benzina și motorina vândute la stațiile sale de alimentare cu câte 4 bani/litru, compania reducând astfel pentru a patra oară luna aceasta prețurile la carburanți, ca urmare a scăderii semnificative a cotațiilor la țiței pe piețele internaționale.

Pe lângă ieftinirea de 4 bani/litru atât la benzină, cât și la motorină, OMV Petrom derulează o promoție în acest weekend, doar la benzină, care va putea fi cumpărată cu o reducere de 7 bani/litru față de noul preț stabilit vineri.

Astfel, de vineri, la benzinăria OMV Petrom din București de pe Șoseaua Mihai Bravu nr. 321, litrul de benzină se vinde cu 5,83 lei, iar cel de motorină – cu 6,02 bani.

Anterior, OMV Petrom a mai ieftinit de trei ori combustibilii auto luna aceasta, respectiv pe 15 octombrie, cu 4 bani benzina și cu 5 bani motorina, pe 9 octombrie – cu câte 5 bani pe litru și pe 6 octombrie – cu câte 4 bani pe litru.

În cursul lunii septembrie, OMV Petrom a ieftinit în total benzina cu 11 bani/litru, iar motorina – cu 7 bani/litru.

De la începutul lunii septembrie și până în prezent, cotația țițeiului pe piețele internaționale a scăzut cu peste 11%, apropiindu-se de un nou prag psihologic, de 80 dolari/baril. În prezent, țițeiul Brent, de care depinde și cotația sortimentului Ural, de referință pentru piața românească, se tranzacționează în jurul valorii de 85 dolari/baril, iar sortimentul WTI, de referință pentru piața americană, este cotat în jurul a 81 dolari/baril.

Prăbușirea cotațiilor internaționale la țiței s-ar putea opri, în condițiile în care, miercuri, s-a anunțat că Arabia Saudită, cel mai mare producător din cadrul OPEC, și-a redus producția în septembrie cu 328.000 barili/zi, la 9,36 milioane de barili/zi, o mișcare așteptată de mai mult timp de piețe.

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.

Partener de explorare al OMV Petrom în patru perimetre onshore din sudul Carpaţilor Meridionali şi al Carpaţilor de Curbură, gigantul petrolier spaniol Repsol a făcut noi majorări de capital la firmele pe care le deţine în România, indică documentele consultate de Energy Report.

Astfel, pentru Repsol Băicoi, majorarea de capital s-a făcut prin vărsarea a 1,35 milioane de lei în conturile bancare ale firmei, noua valoarea a capitalului social ajungând la 13,4 milioane de lei.

Pentru Repsol Târgovişte, majorarea de capital s-a făcut prin vărsarea a 570.000 de lei în conturile bancare ale firmei, noua valoarea a capitalului social ajungând la 11,26 milioane de lei.

Pentru Repsol Târgovişte, majorarea de capital s-a făcut prin vărsarea a 140.000 de lei în conturile bancare ale firmei, noua valoarea a capitalului social ajungând la 12,82 milioane de lei.

În februarie 2013, Repsol a semnat cu OMV Petrom un contract farm-out (de transfer al drepturilor derivate din acordurile de concesiune petrolieră) prin care Repsol cumpăra o participaţie de 49% pentru zona cu adâncime mai mare de 2.500 - 3.000 de metri a perimetrelor onshore de explorare Băicoi V, Târgovişte VI, Piteşti XII şi Târgu Jiu XIII. Parteneriatul s-a făcut pentru evaluarea potenţialului de hidrocarburi al celor patru perimetre.

Cele două mari companii evaluează împreună datele obţinute în cadrul programului de seismică deja derulat pentru a determina oportunităţile de foraj de explorare. La semnarea contractului, OMV şi Repsol estimau că investiţiile pe doi ani pentru forajul de explorare din zonele amintite se pot ridica la 50 de milioane de euro.

OMV Petrom mai are astfel de parteneriate cu ExxonMobil, datând din 2008, şi cu Hunt Oil, din 2010. În plus, austriecii mai au parteneriate de explorare şi/sau producţie încheiate cu grupul Repsol în Libia şi Bulgaria.

Repsol este o companie integrată de ţiţei şi gaze, prezentă în peste 30 de ţări, cu peste 23.000 de angajaţi.

Actualul director financiar al OMV, David Davies, îl va înlocui pe Gerhard Roiss în funcția de CEO al grupului austriac de anul viitor, ar fi decis, marți, Consiliul de Supraveghere al companiei, într-o ședință care a început la 10 ora României, scrie presa austriacă.

La aceeași ședință s-ar fi decis rezilierea înainte de termen a contractului de mandat al lui Hans-Peter Floren, șeful diviziei de gaze și electricitate a OMV, scrie publicația austriacă Kurier.

David Charles Davies este un britanic vorbitor de germană născut în 1955 la Liverpool, unde a și studiat economia. La începutul anilor ’80 a fost contabil pentru PriceWaterhouseCoopers în Milano, iar ulterior a lucrat mai mulți ani pentru multinaționala britanică BOC Group Plc.

În anii ’90, Davies a lucrat pentru Burger King în Miami, dar și pentru Walt Disney Company. Davies ocupă poziția de director financiar la OMV din 2002, unde a venit de la Morgan Crucible. Davies este căsătorit și are 3 copii.

Comitetul de întreprindere al angajaților grupului austriac OMV, care are 5 reprezentanți în rândul celor 15 membri ai Consiliului de Supraveghere al companiei, a cerut, luni, acționarilor grupului să ia măsuri pentru a pune capăt disputelor și conflictelor la nivelul top-managementului companiei.

"Schimbarea condițiilor de piață face imperativă reevaluarea strategiei și a riscurilor legate de aceasta. Conflictele de la nivelul board-ului executiv au făcut ca munca constructivă să fie din ce în ce mai dificilă. În opinia noastră, prelungirea acestei situații va cauza companiei prejudicii severe și de durată, punându-ne în pericol locurile de muncă", se afirmă în scrisoarea către acționari a comitetului de întreprindere al salariaților OMV.

La rândul său, ministrul austriac de Finanțe, Hans Georg Schelling, și-a declarat neplăcerea vis a vis de faptul că disputele din sânul managementului OMV, cea mai mare companie austriacă după vânzări, au ajuns să fie făcute publice prin intermediul presei.

Presa austriacă scrie de câteva zile că CEO-ului OMV Gerhard Roiss i-ar putea fi scurtat mandatul la ședința Consiliului de Supraveghere al companiei de marți. Anul trecut, lui Roiss i-a fost prelungit mandatul până în martie 2017, însă de atunci profitul operațional al OMV s-a înjumătățit în al doilea trimestru al acestui an, după ce criza din Libia a obligat compania să majoreze producția la zăcămintele situate în jurisdicții cu costuri mari de operare, cum ar fi Norvegia.

În plus, divizia de gaze naturale și electricitate a OMV nu a performat conform așteptărilor, iar presa austriacă scrie că planurile lui Roiss au dus la fricțiuni cu șeful acestei divizii, germanul Hans-Peter Floren. În 2013, divizia respectivă a contribut cu doar 1 milion de euro la profitul operațional total al OMV, cifrat la 2,7 miliarde euro.

"Pe de o parte, problemele OMV se datorează evoluțiilor din piață, însă sunt de asemenea problemei la nivelul atmosferei din companie și a cooperării de la nivelul managementului", a declarat o sursă apropiată situației, citată de Reuters.

O altă sursă vorbea despre un conflict de putere între Roiss și Floren, numindu-i pe cei doi "masculi Alpha". O a doua sursă a declarat că acționarii principali ai OMV, respectiv holdingul austriac de stat OIAG, prin care statul austriac deține 32% din acțiunile OMV, precum și fondului suveran de investiții al emiratului arab Abu Dhabi, International Petroleum Investment Co (IPIC), care controlează un sfert din acțiunile OMV, au cerut în mod repetat ca Roiss și Floren să facă pace.

Reuters scrie că încă de la începutul anului ar fi aflat de la o sursă nenominalizată că arabii de la IPIC ar fi fost nemulțumiți de Gerhard Roiss și ar fi cerut înlocuirea sa din postul de CEO cu o persoană care să nu fie de origine austriacă.

În plus, potrivit Wiener Zeitung, citată de Wirtschaftsblatt, ar putea fi demis și Rudolf Kemler, șeful holdingului austriac de stat OIAG prin care statul austriac deține 32% din acțiunile OMV, ca parte a unui proces de reformare al OIAG avut în vedere de guvernul austriac.

Comitetul de întreprindere al angajaților grupului austriac OMV, care are 5 reprezentanți în rândul celor 15 membri ai Consiliului de Supraveghere al companiei, cere acționarilor grupului să ia măsuri, la o ședință crucială a Consiliului care va avea loc marți, pentru a pune capăt disputelor și conflictelor la nivelul top-managementului companiei, dispute care s-ar putea sfârși cu plecarea prematură din funcție a actualului CEO, Gerhard Roiss.

Într-o scrisoare adresată reprezentanților acționarilor companiei și citată de Reuters, președintele comitetului de întreprindere al salariaților OMV, Martin Rossmann, a sugerat că disputele asupra strategiei de dezvoltare a grupului au indus paralizie la nivelul managementului grupului austriac, al cărui profit operațional s-a înjumătățit în al doilea trimestru al acestui an.

"Capacitatea board-ului executiv de a acționa trebuie reinstaurată în mod consistent, chiar dacă, în acest scop, la ședința extraordinară a Consiliului de Supraveghere vor trebui luate măsuri adecvate cu privire la componența board-ului. Dezbinarea din cadrul board-ului executiv a devenit vizibilă pentru toți angajații OMV", scrie Rossmann în scrisoare.

Comitetul de întreprindere al angajaților OMV are 5 reprezentanți în Consiliul de Supraveghere al companiei, format din 15 membri.

Ar putea pleca și Roiss, și Floren

Surse apropiate OMV le-au povestit celor de la Reuters despre conflicte dintre CEO-ul Roiss și șeful diviziei de gaze și electricitate a grupului, Hans-Peter Floren, pe marginea strategiei de dezvoltare a OMV. Divixia lui Floren a contribuit cu doar 1 milion de euro la profitul operațional de 2,7 miliarde euro al OMV de anul trecut.

La ședința de marți vor participa reprezentanții holdingului austriac de stat OIAG, prin care statul austriac deține 32% din acțiunile OMV, precum și cei ai fondului suveran de investiții al emiratului arab Abu Dhabi, International Petroleum Investment Co (IPIC), care controlează 25% din capitalul grupului austriac.

Ziarul austriac Die Presse a scris săptămâna trecută, citând surse apropiate Consiliului de Supraveghere, că atât contractul lui Roiss, cât și cel al lui Floren ar putea fi reziliate înainte ca cei doi să-și termine mandatele de manageri.

De la numirea lui Gerhard Roiss în funcția de CEO, în 2011, OMV s-a lansat într-o strategie de concentrare pe proiecte de explorare de noi zăcăminte de hidrocarburi, scopul fiind reducerea dependenței de business-ul de rafinare și marketing, afectat de marje de profit infime, adesea negative. Această strategie nu a putut însă opri scăderea semnificativă a profitului și a prețului acțiunilor OMV, titlurile grupului austriac depreciindu-se cu o treime de la începutul anului.

Salariații spun că se tem pentru joburile lor

"Schimbarea condițiilor de piață face imperativă reevaluarea strategiei și a riscurilor legate de aceasta. Conflictele de la nivelul board-ului executiv au făcut ca munca constructivă să fie din ce în ce mai dificilă. În opinia noastră, prelungirea acestei situații va cauza companiei prejudicii severe și de durată, punându-ne în pericol locurile de muncă", se afirmă în scrisoarea către acționari a comitetului de întreprindere al salariaților OMV.

La rândul său, ministrul austriac de Finanțe, Hans Georg Schelling, și-a declarat neplăcerea vis a vis de faptul că disputele din sânul managementului OMV, cea mai mare companie austriacă după vânzări, au ajuns să fie făcute publice prin intermediul presei. OMV a refuzat să comenteze pe marginea scrisorii comitetului de întreprindere al salariaților.

Scăderea profitului operațional a dus la agitarea apelor la nivelul acționariatului și al managementului austriecilor de la OMV, compania-mamă a OMV Petrom, astfel încât directorul general al companiei, Gerrhard Roiss, ar putea fi forțat să-și încheie mandatul înainte de termen, inclusiv la presiunile fondului suveran de investiții al emiratului arab Abu Dhabi, International Petroleum Investment Co (IPIC), care controlează un sfert din acțiunile OMV. Mai mult, ar putea fi demis și Rudolf Kemler, șeful holdingului austriac de stat OIAG prin care statul austriac deține 32% din acțiunile OMV.

Costuri de operare mari și dueluri de orgolii

Presa austriacă, citată de Reuters, scrie că CEO-ului OMV Gerhard Roiss i-ar putea fi scurtat mandatul la ședința Consiliului de Supraveghere al companiei care va avea loc marți. Anul trecut, lui Roiss i-a fost prelungit mandatul până în martie 2017, însă de atunci profitul operațional al OMV s-a înjumătățit în al doilea trimestru al acestui an, după ce criza din Libia a obligat compania să majoreze producția la zăcămintele situate în jurisdicții cu costuri mari de operare, cum ar fi Norvegia.

În august anul trecut, OMV a anunțat că a cumpărat de la Statoil, compania de petrol și gaze controlată de statul norvegian, participații la perimetre cu zăcăminte de hidrocarburi din Marea Nordului în valoare de 2,65 miliarde de dolari.

"Pe de o parte, problemele OMV se datorează evoluțiilor din piață, însă sunt de asemenea problemei la nivelul atmosferei din companie și a cooperării de la nivelul managementului", a declarat o sursă apropiată situației, citată de Reuters.

O altă sursă vorbește despre un conflict de putere între Roiss și Floren, numindu-i pe cei doi "masculi Alpha". O a doua sursă a declarat că acționarii principali ai OMV, respectiv holdingul austriac de stat OIAG, prin care statul austriac deține 32% din acțiunile OMV, precum și fondului suveran de investiții al emiratului arab Abu Dhabi, International Petroleum Investment Co (IPIC), care controlează un sfert din acțiunile OMV, au cerut în mod repetat ca Roiss și Floren să facă pace.

Reuters scrie că încă de la începutul anului ar fi aflat de la o sursă nenominalizată că arabii de la IPIC ar fi fost nemulțumiți de Gerhard Roiss și ar fi cerut înlocuirea sa din postul de CEO cu o persoană care să nu fie de origine austriacă.

Ca la fotbal: să creăm un șoc la echipă

Investitorii ar putea privi în mod pozitiv o astfel de plecare timpurie din managementul companiei, în măsura în care schimbarea ar readuce calmul la OMV, după ce compania s-a aflat în mod negativ în atenția presei în legătură cu situația lui Roiss, care lucrează de 25 de ani la OMV și a devenit CEO în 2011.

"Scurtarea mandatului lui Roiss ar putea fi percepută de către piețe ca o îmbunătățire a situației, în măsura în care circulă atâtea zvonuri despre el", spune un analist. Vineri, cotația acțiunilor OMV a scăzut sub minimul ultimilor doi ani, după ce s-au depreciat cu aproape 33% de la începutul anului.

În plus, potrivit Wiener Zeitung, citată de Wirtschaftsblatt, ar putea fi demis și Rudolf Kemler, șeful holdingului austriac de stat OIAG prin care statul austriac deține 32% din acțiunile OMV, ca parte a unui proces de reformare al OIAG avut în vedere de guvernul austriac.

Potrivit presei austriece, în cazul în care Gerhard Roiss ar pleca din funcția de CEO al OMV înainte de finalul mandatului său, principalul favorit pentru a-i fi succesor este directorul financiar David Davies, un britanic vorbitor de germană care ocup această poziție din 2002.

De asemenea, o sursă austriacă a declarat că există posibilitatea ca, în cazul plecării lui Roiss, șeful diviziei de explorare și producție, Jaap Huijskes, să-și revizuiască decizia de a părăsi board-ul OMV înainte de expirarea mandatului său.

Scăderea profitului operațional a dus la agitarea apelor la nivelul acționariatului și al managementului austriecilor de la OMV, compania-mamă a OMV Petrom, astfel încât directorul general al companiei, Gerrhard Roiss, ar putea fi forțat să-și încheie mandatul înainte de termen, inclusiv la presiunile fondului suveran de investiții al emiratului arab Abu Dhabi, International Petroleum Investment Co (IPIC), care controlează un sfert din acțiunile OMV. Mai mult, ar putea fi demis și Rudolf Kemler, șeful holdingului austriac de stat OIAG prin care statul austriac deține 32% din acțiunile OMV.

Presa austriacă, citată de Reuters, scrie că CEO-ului OMV Gerhard Roiss i-ar putea fi scurtat mandatul la ședința Consiliului de Supraveghere al companiei care va avea loc marți. Anul trecut, lui Roiss i-a fost prelungit mandatul până în martie 2017, însă de atunci profitul operațional al OMV s-a înjumătățit în al doilea trimestru al acestui an, după ce criza din Libia a obligat compania să majoreze producția la zăcămintele situate în jurisdicții cu costuri mari de operare, cum ar fi Norvegia.

În august anul trecut, OMV a anunțat că a cumpărat de la Statoil, compania de petrol și gaze controlată de statul norvegian, participații la perimetre cu zăcăminte de hidrocarburi din Marea Nordului în valoare de 2,65 miliarde de dolari.

În plus, divizia de gaze naturale și electricitate a OMV nu a performat conform așteptărilor, iar presa austriacă scrie că planurile lui Roiss au dus la fricțiuni cu șeful acestei divizii, germanul Hans-Peter Floren. În 2013, divizia respectivă a contribut cu doar 1 milion de euro la profitul operațional total al OMV, cifrat la 2,7 miliarde euro.

Conflicte de orgolii

"Pe de o parte, problemele OMV se datorează evoluțiilor din piață, însă sunt de asemenea problemei la nivelul atmosferei din companie și a cooperării de la nivelul managementului", a declarat o sursă apropiată situației, citată de Reuters.

O altă sursă vorbește despre un conflict de putere între Roiss și Floren, numindu-i pe cei doi "masculi Alpha". O a doua sursă a declarat că acționarii principali ai OMV, respectiv holdingul austriac de stat OIAG, prin care statul austriac deține 32% din acțiunile OMV, precum și fondului suveran de investiții al emiratului arab Abu Dhabi, International Petroleum Investment Co (IPIC), care controlează un sfert din acțiunile OMV, au cerut în mod repetat ca Roiss și Floren să facă pace.

Reuters scrie că încă de la începutul anului ar fi aflat de la o sursă nenominalizată că arabii de la IPIC ar fi fost nemulțumiți de Gerhard Roiss și ar fi cerut înlocuirea sa din postul de CEO cu o persoană care să nu fie de origine austriacă.

Atât OMV, cât și OIAG au refuzat să comenteze.

Relația cu Gazprom

În iunie, Reuters scria că Gazprom poartă discuții pentru a cumpăra o participație de 24,9% din acțiunile OMV, compania-mamă a Petrom, de la fondul suveran de investiții al emiratului Abu Dhabi.

În aceeași lună, Gazprom şi OMV au convenit, la Viena, crearea unei companii mixte care să construiască şi să opereze tronsonul austriac al gazoductului South Stream, în pofida opoziției UE față de acest proiect. Între timp, costurile de construcție a gazoductului au fost revizuite în creștere cu 47%, de la 10 la 14 miliarde euro.

OMV a fost prima companie occidentală care a semnat contracte pe termen lung cu Gazprom pentru cumpărarea de gaze naturale, încă din 1968, de pe vremea Uniunii Sovietice, și este în continuare unul dintre cei mai importanți clienți ai Gazprom.

Actualele acorduri, valabile până în 2027, prevăd livrări de gaze din Siberia către facilitățile de depozitare ale OMV din Baumgarten, Austria. Gazprom are în plan livrarea de gaze către Baumgarten prin gazoductul South Stream. În decembrie 2013, OMV a ajuns la un acord preliminar cu Gazprom în vederea ajustării prețului gazelor rusești, care până atunci se indexau în funcție de evoluția prețului internațional al petrolului. Noua formulă va reflecta mai bine prețurile de pe piața spot a gazelori, ceea ce va avea un efect pozitiv asupra rezultatelor unitații de trading cu gaze a OMV, Econgas, unitate aflată la acel moment pe pierdere.

Schimbarea ar fi percepută pozitiv de piețe

Săptămâna trecută, ziarul austriac Die Presse scria că atât mandatul lui Roiss, cât și cel al lui Floren, ar putea fi scurtate. "Întrebarea este în ce măsură o persoană ca Roiss ar vrea să continua la conducerea OMV după ce toate aceste tensiuni de la nivelul managementului au devenit publice", a declarat o sursă.

Investitorii ar putea privi în mod pozitiv o astfel de plecare timpurie din managementul companiei, în măsura în care schimbarea ar readuce calmul la OMV, după ce compania s-a aflat în mod negativ în atenția presei în legătură cu situația lui Roiss, care lucrează de 25 de ani la OMV și a devenit CEO în 2011.

"Scurtarea mandatului lui Roiss ar putea fi percepută de către piețe ca o îmbunătățire a situației, în măsura în care circulă atâtea zvonuri despre el", spune un analist. Vineri, cotația acțiunilor OMV a scăzut sub minimul ultimilor doi ani, după ce s-au depreciat cu aproape 33% de la începutul anului.

În plus, potrivit Wiener Zeitung, citată de Wirtschaftsblatt, ar putea fi demis și Rudolf Kemler, șeful holdingului austriac de stat OIAG prin care statul austriac deține 32% din acțiunile OMV, ca parte a unui proces de reformare al OIAG avut în vedere de guvernul austriac.

Potrivit presei austriece, în cazul în care Gerhard Roiss ar pleca din funcția de CEO al OMV înainte de finalul mandatului său, principalul favorit pentru a-i fi succesor este directorul financiar David Davies, un britanic vorbitor de germană care ocup această poziție din 2002. De asemenea, o sursă austriacă a declarat că există posibilitatea ca, în cazul plecării lui Roiss, șeful diviziei de explorare și producție, Jaap Huijskes, să-și revizuiască decizia de a părăsi board-ul OMV înainte de expirarea mandatului său.

{jathumbnailoff}

Acordurile de concesiune pentru explorare, dezvoltare şi exploatare petrolieră E VII - 1 Maramureş, E VII – 4 Giurgiu şi E VII – 5 Roşiori încheiate între ANRM şi Petrom şi aprobate în martie 2008, au încetat luna trecută, indică deciziile Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, consultate de Energy Report.

Tot Petrom a fost câştigătorul concesiunilor şi înainte de 2008. Mai precis, acordurile petroliere de explorare, dezvoltare şi exploatare în perimetrele de mai sus au fost semnate şi în 14 august 2006 între ANRM şi Petrom, aceasta din urmă obţinând dreptul de concesiune ca urmare a câştigării apelului public de ofertă, runda a VII-a, organizat de ANRM, în conformitate cu prevederile Legii petrolului nr 238/2004.

În anul 2008, acordurile de concesiune au intrat în vigoare cu publicarea în Monitorul Oficial a hotărârii 291 / 2008 din vremea premierului Tăriceanu.

ANRM, în calitate de concedent, are circa 60 de acorduri de explorare-dezvoltare-exploatare onshore şi offshore iar concesionarii sunt diferite companii sau asocieri de companii precum Romgaz, OMV Petrom, Rompetrol, Amromco, Chevron, Winstar, Regal Petroleum, Raffles Energy, Amro Gold Oil, Stratum Energy Romania şi multe altele.

Fosta divizie de gaz petrolier lichefiat (GPL) a OMV Petrom, în prezent controlată de mama omului de afaceri Cristian Borcea, fostul finanţator al Dinamo, a hotărât să mai deschidă un punct de lucru în oraşul Făurei din judeţul Brăila, indică un document al companiei, consultat de Energy Report.

Compania a trecut anul trecut pe profit, după pierderi de peste 14 milioane de lei în anul 2012, când s-a produs tranzacţia cu OMV Petrom. Anul trecut, Gaspeco a avut o cifră de afaceri de 561 milioane de lei, în creştere de la 529 milioane de lei în anul 2012.

Profitul de anul trecut a fost de peste 32,5 milioane de lei. Conducerea companiei este asigurată acum de Elena Borcea, şi de George şi Mădălin Gâdoiu.

Gaspeco a fost la OMV Petrom până în anul 2012 (se numea Petrom LPG), când austriecii au decis să renunţe la această activitate ca urmare a unei schimbări de strategie. În 2012, firma a fost cumpărată de Crimbo Gas International iar după achiziţie, Petrom LPG a fost redenumită Gaspeco L&D.

Corneliu Gâdoiu a fost asociat cu Cristian Borcea şi în compania Transpeco Logistics & Distribution, care se ocupă cu transportul de carburant lichid, gaze lichefiate şi butelii, având drept principali clienţi companii mari precum OMVPetrom şi Rompetrol.

Schimbări recente în afacerile lui Borcea

Fostul acţionar al echipei de fotbal Dinamo, ajuns la închisoare, are mai multe afaceri cu gaz petrolier lichefiat prin mai multe firme din grupul Crimbo Gas.

Una dintre acestea este Crimbo GAS 2000. În urmă cu câteva luni, Crimbo Gas 2000, al cărei asociat unic este Cristi Borcea, a fuzionat prin absorbţie cu Auto Gaz Trading, al cărei asociat unic a fost Elena Borcea, mama omului de afaceri.

Anul trecut, în vară, o altă firmă din grupul lui Borcea, Crimbo Gas International, a hotărât desfiinţarea a patru staţii de gaz petrolier lichefiat de la Pătrângeni (judeţul Alba), Vladimirescu (Arad) şi Săvineşti (Neamţ) şi de la Oradea. Motivele au ţinut de profitabilitate. Spre exemplu, staţia din judeţul Alba a încheiat anul 2012 cu pierderi de circa 330.000 de lei şi datorii de peste opt milioane de lei. Firma a sfârşit prin a fi absorbită de alta din grupul lui Borcea.

O altă decizie luată de omul de afaceri tot anul trecut, mai precis în iunie 2013, a fost aceea de a o înlătura de la conducerea Crimbo Gas 2000 (firma absorbantă de mai sus) din funcţia de administrator, pe Mihaela Borcea, fosta sa soţie.

O altă firmă din grup, Crimbo Gas, a primit notificare de intrare în insolvenţă în 17 martie 2014, după ce a depus cerere în 6 februarie. În tabelul definitiv al creanţelor, firma figurează cu datorii de 13,75 milioane lei.

Printre cei care au de recuperat mai mulţi bani se numără CRM, cu o creanţă garantată de peste tre milioane de lei dar şi DGFP Alba, cu o creanţă garantată de 2,3 milioane de lei, o parte din această sumă fiind încă provizorie.

Sume mai mici au de recuperat companii precum Electrica Furnizare sau Premium Lubrificants (fosta Chevron Romania) dar şi, cum se întâmplă de obicei în astfel de stituaţii, patronul afacerii, Cristi Borcea. Toate aceste din urmă sunt însă creanţe chirografare (mai greu de recuperat decât cele garantate).

Cristi Borcea a fost condamnat definitiv la şase ani şi patru luni de închisoare cu executare, în dosarul transferurilor de fotbalişti.

Companiile de stat din România, individual sau în cadrul unor organizații profesionale naționale, au cheltuit, anul trecut, în total, până la 900.000 euro pentru finanțarea de activități de lobby pe lângă instituțiile Uniunii Europene, prin intermediul a 49 de lobbyști, potrivit estimărilor din Registrul de Transparență al UE, gestionat de Comisia Europeană și Parlamentul European. Chevron și Gabriel Resources, companii private cu interese și în România, au cheltuit, în același scop, o sumă totală estimată la 1,2 milioane euro.

Companiile și organizațiile care fac lobby la Bruxelles și Strasbourg se înscriu în mod voluntar în Registrul de Transparență al UE și își estimează costurile de reprezentare a intereselor pe lângă instituțiile europene potrivit unui set de îndrumări elaborat de Comisia Europeană. Unul din obiectivele declarate ale noii președinții a Comisiei Europene este ca înscrierea în și raportările către Registrul de Transparență să devină general obligatorii.

Astfel, potrivit datelor din Registrul de Transparență, Asociația Aeroporturilor din România (AAR) a raportat, anul trecut, cheltuieli pe activități de lobby pe lângă UE de până la 400.000 de euro, Asociația utilizând serviciile a 11 lobbyști. AAR nu precizează care au fost temele legislative europene de interes în legătură cu care a făcut lobby.

Lobby energetic

Centrul Român al Energiei (CRE), organizație din care fac parte companiile energetice de stat Electrica, Hidroelectrica, Nuclearelectrica, Transelectrica, Termoelectrica și Transgaz, precum și mai multe companii private, estimează că a cheltuit anul trecut pentru lobby la UE suma de 200.000 de euro, utilizând serviciile a 2 lobbyști, respectiv președintele organizației, Stelian Gal, fost director general al Transelectrica, și Costin-Mihai Păun, secretar general al CRE și fost membru în Consiliul de Administrație al Electrica.

Activitățile de lobby ale CRE de anul trecut de la UE au acoperit tematici precum Directiva privind eficiența energetică, Direcții privind infrastructura energetică europeană, rețele inteligente, orașe inteligente energetic, coduri de rețea sau mecanismul european de compensare.

La rândul său, Asociația pentru Servicii Energetice din România (ASER), care grupează producători și distribuitori locali de energie termică, căldură și servicii de apă din România, a cheltuit, în 2013, o sumă estimativă de până la 100.000 de euro pe activități de lobby la UE, prin intermediul a 10 lobbyști. Subiectul principal de interes a fost Directiva UE privind eficiența energetică, transpusă anul acesta în legislația românească prin Legea 121/2014.

ASER a mai avut ca interes obținerea de sprijin de la UE pentru promovarea în rândul consumatorilor a avantajelor folosirii contractelor de tip ESCO, bazate pe îmbunătățirea eficienței energetice.

Poșta Română nu spune pentru ce face lobby

Administrația Română a Serviciilor de Trafic Aerian ROMATSA a cheltuit anul trecut pe lobby la UE o sumă estimată de până la 100.000 de euro, prin intermediul a 3 lobbyști, principalul punct de interes al ROMATSA fiind implementarea legislației europene privind spațiul aerian unic al UE.

Poșta Română a avut cheltuieli estimative de lobby la UE, anul trecut, de 50.000 de euro, prin intermediul a 6 lobbyști, fără să raporteze care au fost temele legislative europene de interes în legătură cu care a făcut lobby.

În fine, Romtelecom a cheltuit estimativ tot 50.000 de euro, dar prin intermediul a 17 lobbyști, interesul companiei fiind legat de proiectele UE cu privire la societatea informatică.

Top 10 – dominat de companiile energetice

Pe de altă parte, din Registrul de Transparență rezultă că, anul trecut, compania americană de petrol și gaze Chevron, cu activități și în România, a avut cheltuieli estimative de lobby de până la 1 milion de euro, prin 3 lobbyști. Aici intră inclusiv costurile birourilor închiriate de companie în acest scop. Interesele de lobby ale Chevron au fost legate de reglementările UE privind energia, mediul, schimbările climatice și piața internă.

Rușii de la Gazprom au cheltuit 1,25 milioane euro, prin 5 lobbyști, pentru a monitoriza evoluția legislației UE din domeniul energetic, potrivit propriilor declarații din Registrul de Transparență.

Grupul german E.ON a cheltuit 2,2 milioane de euro pe lobby la UE, prin 4 lobbyști, pe subiecte energetice și de protecția mediului. 

Austriecii de la OMV, compania-mamă a OMV Petrom, au cheltuit până la 300.000 de euro, prin 3 lobbyști, pe subiecte precum calitatea combustibililor, infrastructură energetică, coridorul sudic de gaze, gaze de șist, siguranța activităților petroliere offshore, precum și politici energetice, de climă și de mediu.

Italienii de la Enel au cheltuit în total o sumă estimativă de până la 600.000 euro, pe subiecte legate de energie și climă, iar cehii de la CEZ - 300.000 de euro prin 3 lobbyști, oe teme similare. .

La rândul lor, canadienii de la Gabriel Resources, care controlează Roșia Montană Gold Corporation, operatorul concesiunii aurifere de la Roșia Montană, au raportat cheltuieli estimative de lobby la UE pe 2013 de până la 200.000 de euro, prin 3 lobbyști, pe subiecte legate de legislația minieră europeană, precum și de cea a protecției mediului și a apei.

Potrivit datelor din Registrul de Transparență sintetizate de site-ul LobbyFacts, un proiect comun al ONG-urilor europene Friends of Earth Europe, Corporate Europe Observatory și LobbyControl, top 10 de anul trecut al cheltuielilor corporatiste de lobby la UE este dominat de companiile energetice și arată în felul următor:

Phillip Morris – 5,25 milioane euro
ExxonMobil – 5 milioane euro
Microsoft – 4,75 milioane euro
Shell – 4,5 milioane euro
Siemens – 4,35 milioane euro
GDF Suez – 4 milioane euro
General Electric – 3,5 milioane euro
Huawei Technologies – 3 milioane euro
Bayer AG – 2,76 milioane euro
Telekom Austria Group – 2,75 milioane euro

Principalii producători de gaze naturale din România, OMV Petrom și Romgaz, care asigură împreună peste 97% din producția internă, au reușit să vândă pe burse, în lunile iulie și august 2014, doar 31% din cantitatea totală de gaze pe care erau obligați prin legislația în vigoare să o vândă pe piețele centralizate administrate de OPCOM și Bursa Română de Mărfuri (BRM) în lunile respective. Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) propune ca, în primele luni din 2015, producătorii să fie obligați să-și vândă pe burse întreaga producție destinată consumului intern rămasă după scăderea consumurilor tehnologice, a cantităților reinjectate în zăcăminte, a celor destinate pieței reglementate, precum și a celor prevăzute în contractele în derulare cu clienții de pe piața concurențială.

Potrivit normelor ANRE în vigoare, între 15 iulie și 31 decembrie 2014, producătorii de gaze naturale din România aveau și au obligația de încheia tranzacții pe piețele centralizate pentru 20% din producția proprie destinată pieței concurențiale sau toată cantitatea rămasă disponibilă după îndeplinirea tuturor obligațiilor legale și contractuale, în cazul în care aceasta ar fi fost mai mică decât cuantumul procentului de 20%.

În iulie și august, OMV Petrom și Romgaz ar fi trebuit să vândă pe burse, potrivit Ordinului președintelui ANRE nr. 62/2014, o cantitate de cel puțin 1.321.600 MWh de gaze. Producătorii au scos la tranzacționare pe piețele centralizate o cantitate totală de 7 milioane MWh de gaze, însă au reușit să încheie efectiv tranzacții de vânzare pentru doar 410.000 MWh de gaze, reprezentând numai 31% din cât erau obligați, potrivit datelor ANRE, incluse într-o propunere de modificare legislativă supusă dezbaterii publice.

Conflict instituțional ANRE – Departamentul pentru Energie

Propunerea ANRE, care constă doar într-o discuție de principii și nu într-un proiect de ordin, prevede că, pentru primele trei luni ale anului 2015, producătorii vor avea obligaţia să încheie tranzacţii pe pieţele centralizate pentru toată cantitatea de gaze naturale din producţia proprie destinată consumului intern rămasă după scăderea consumurilor tehnologice, a cantităților reinjectate în zăcăminte, a celor destinate pieței reglementate, precum și a celor prevăzute în contractele în derulare cu clienții de pe piața concurențială.

În prezent, producătorii sunt obligați să vândă pe piețele centralizate o cantitate mult mai mică față de cea stipulată în propunerea ANRE. Legislația în vigoare prevede că producătorii sunt obligați să vândă pe burse 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale, nu din producția internă proprie destinată comercializării. Baza de calcul la care se aplică procentul de 20% reprezintă cantităţile rămase disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităților de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităților destinate înmagazinării și a consumurilor centralelor electrice proprii aferente perioadei iulie-decembrie 2014.

De altfel, în iulie, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, declara că modul în care ANRE vrea să oblige producătorii şi furnizorii de gaze naturale să tranzacţioneze gaze pe bursă nu încurajează dezvoltarea pieţei de profil din România, el solicitând Autorităţii reanalizarea acestei decizii. ”Solicităm autorităţii să reanalizeze decizia sa, în cadrul unui nou Comitet de Reglementare, pentru că, în forma actuală, ordinul dat nu creează premisele tranzacţionării procentului de 20% comunicat, în condiţiile în care baza de aplicabilitate se apropie de zero. Practic, aproape că nu s-a impus niciun procent”, a spus ministrul.

Speră că va crește tranzacționarea voluntară

ANRE mai propune ca, pentru perioada aprilie-decembrie 2015, producătorii să fie obligați să încheie tranzacţii pe pieţele centralizate, până la sfârşitul anului respectiv, pentru vânzarea unei cantităţi anuale totale de gaze naturale în cuantum de 45% din producția proprie destinată consumului intern în această perioadă. Pentru anul 2016, cuantumul va fi de 40%, pentru anul 2017 va fi de 30% şi pentru anul 2018 va fi de 20%, propune Autoritatea.

"Obligaţiile producătorilor şi ale furnizorilor de a încheia tranzacţii vor scădea treptat în fiecare an până în anul 2018 inclusiv, pe măsură ce activitatea de tranzacţionare pe pieţele centralizate se va fi intensifica şi participarea voluntară va fi în creştere", arată ANRE.

Obligaţia producătorilor pentru anul 2015 va fi stabilită până la data de 15 noiembrie 2014, iar pentru anii următori se calculează până la data de 1 decembrie a anului anterior, pe baza estimărilor privind producţia proprie, consumurile tehnologice aferente şi cantităţile pentru care există obligaţia de a le pune cu prioritate la dispoziţia furnizorilor pentru acoperirea consumului pieţei reglementate. Obligaţia stabilită pentru anul următor va fi regularizată cu eventualele diferenţe înregistrate între cantităţile estimate şi cele efectiv produse/consumate/livrate în anul anterior, se arată în propunerea ANRE.

ANRE mai propune ca furnizorii licenţiaţi să aibă obligaţia de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate pentru o cantitate anuală totală de gaze naturale în cuantum de 25% din cantitatea comercializată pe piaţa concurenţială în perioda martie – decembrie 2015, de 20% în anul 2016, de 15% în anul 2017 şi de 10% în anul 2018, în cazul în care cantitatea de gaze naturale astfel calculată este mai mare de 1.000 MWh.

Ședință de consultări pe 3 octombrie

Obligaţiile stabilite vor reprezenta o obligaţii anuale, ANRE monitorizând respectarea acestora de către producători și furnizori.

"În funcţie de analiza rezultatelor tranzacţionării din anul anterior, ANRE poate revizui procentul stabilit pentru anul următor ca obligaţie pentru producătorii de gaze naturale şi pentru furnizorii licentiaţi de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate din România", se mai precizează în propunerea ANRE.

În data de 3 octombrie 2014 la ora 10:00 va avea loc la sediul ANRE o şedinţă pentru discutarea observaţiilor şi sugestiilor transmise pe marginea principiilor propuse, anunță Autoritatea.

Pe de altă parte, într-un interviu din 18 august acordat Agerpres, directorul general al OMV Petrom, Mariana Gheorghe, declara că decizia Guvernului de a obliga producătorii de gaze să vândă pe bursă o parte din producție distorsionează piața, întrucât nu există o cerere suficientă pentru ca acest ordin să fie dus la îndeplinire.

"Această decizie este dovada că nu avem o piață lichidă, iar intervenția aceasta administrativă bineînțeles că distorsionează activitățile noastre comerciale, mai ales că avem clienți mari, cu un anumit specific, avem piață reglementată, care are un anumit specific și ea. Deci a interveni doar pe un anumit segment distorsionează celelalte segmente. Pe de altă parte, este foarte greu de definit care este nivelul optim pentru un astfel de procent. De exemplu, din luna iulie, de când acest ordin a început să fie pus în aplicare, am vândut foarte puțin. E adevărat că putem realiza în august și septembrie ce nu am realizat în iulie, conform ordinului, dar nu există cerere. Iar acest lucru va determina și nivelul procentului pentru anul viitor. Am luată notă de acest procent, dar credem că emai trebuie să așteptăm puțin. Vom discuta și noi cu autoritatea de reglementare pentru a ajunge la un nivel care să fie cel mai puțin distorsionant în piața de gaze și electricitate, care oricum este distorsionată și trece printr-o reformă structurală foarte puternică", declara, la acea dată, Mariana Gheorghe.

Ministrul rus al Energiei, Aleksandr Novak, a avertizat Europa că Gazprom îi va tăia gazele dacă nu încetează cu practica revânzării de gaze importate din Rusia către Ucraina, prin inversarea fluxului în conducte. Declarația a fost făcută într-un interviu publicat vineri în presa germană, în aceeaşi zi în care vor fi reluate discuţiile dintre Moscova, Kiev şi Uniunea Europeană.

"Contractele în vigoare nu prevăd exportul către o parte terţă. Sperăm că partenerii noştri europeni vor respecta acordurile pe care le-am încheiat. Doar acest lucru poate garanta continuarea livrărilor pentru consumatorii europeni ", a declarat ministrul într-un interviu acordat cotidianului german de afaceri Handelsblatt, preluat de Reuters.

Alte state care aprovizionează Ucraina reexportând în flux gaze primite din Rusia prin inversarea fluxului prin conducte sunt Polonia, Slovacia și Germania.

Aceste declaraţii au loc în timp ce negocierile dintre ruşi, ucraineni şi europeni pe tema livrărilor de gaz rusesc urmează să se reia în aceeaşi zi la Berlin. Aceste discuţii trilaterale urmăresc rezolvarea contenciosului între Kiev şi Moscova pe tema gazelor şi garantarea livrărilor către UE, care depinde în proporţie de 30 la sută de Rusia pentru aprovizionarea cu gaz, dintre care jumătate tranzitează Ucraina.

Ucraina nu mai primește gaze rusești din iunie

Rusia a întrerupt la jumătatea lui iunie livrările de gaz către Ucraina, care a refuzat creşterea preţului impus de gigantul Gazprom în contextul crizei dintre Kiev şi Moscova, şi care a acumulat, potrivit Rusiei, o datorie de 5,3 miliarde de dolari.

"Suntem pregătiţi să nu cerem această plată imediat. Grupul ucrainean Naftogaz trebuie să plătească imediat două miliarde de dolari, apoi putem restructura restul datoriei", a adăugat Novak.

Săptămâna trecută, preşedintele rus, Vladimir Putin, şi preşedintele Comisiei Europene, Jose Manuel Barroso, au subliniat "importanţa" continuării dialogului pe tema livrărilor de gaz rusesc către Europa, în cadrul unei discuţii prin telefon.

Se pare că ungurii s-au conformat deja

Operatorul reţelei ungare de gazoducte FGSZ a anunţat joi că a suspendat pe o durată nedeterminată livrarea de gaze către Ucraina din motive tehnice, o măsură "neaşteptată şi inexplicabilă", potrivit grupului public ucrainean Naftogaz.

FGSZ a anunţat într-un comunicat trimis agenţiei ungare de presă MTI că a oprit livrările pe "o durată nedeterminată, joi, la ora 16.00 GMT (19.00, ora României). Potrivit operatorului ungar, această măsură a fost luată pentru a răspunde la creşterea cererii de gaze în Ungaria.

"Utilizatori ai reţelei ne-au informat că începând de (vineri), 26 septembrie, cererea de gaze va creşte semnificativ", a afirmat FGSZ.

Operatorul ungar a subliniat necesitatea unor lucrări tehnice la postul de tranzit de gaze Beregdaroc, în apropiere de frontiera cu Ucraina, pentru a permite o aprovizionare cu gaze mai intensă în Ungaria.

FGSZ a afirmat că, începând din martie 2013, a furnizat Ucrainei 16,8 milioane de metri cubi de gaze zilnic. Totuşi, acest volum nu este garantat, deoarece nivelul livrărilor "depinde de condiţiile tehnice şi comerciale", care se pot schimba.

Ucrainenii invocă legislația UE

Grupul ucrainean Naftogaz, care are contracte cu companii din Europa de Vest privind importul de gaze în Ucraina prin Ungaria, a confirmat joi seara că gazul a fost oprit.

Naftogaz "regretă profund" decizia "neaşteptată şi inexplicabilă" a operatorului ungar, potrivit unui comunicat al grupului ucrainean. El a îndemnat FGSZ "să-şi respecte obligaţiile contractuale şi legislaţia Uniunii Europene" care reglementează fluxul de gaze între Ungaria şi Ucraina.

Potrivit grupului ucrainean, decizia operatorului ungar încalcă "principiile fundamentale ale pieţei unice de energie a Uniunii Europene". 

Suspendarea livrărilor de gaze din Ungaria intervine după ce preşedintele gigantului de gaze rus Gazprom Aleksei Miller şi premierul ungar Viktor Orban s-au întâlnit în urmă cu câteva zile, la Budapesta.

Întălnire Gazprom-Orban

Discuțiile s-au axat pe problematica menținerii constante și neîntrerupte a livrărilor de gaze în perioada de iarnă care urmează. S-a cordat o atenție specială implementării proiectului South Stream și s-a notat că acesta se află în grafic", se arată într-un comunicat al Gazprom.

Potrivit sursei citate, în prezent, în Ungaria se află în derulare o licitație pentru selectarea firmei contractoare care va realiza proiectul sectorului unguresc al South Stream, inclusiv activități de design și planificare spațială, precum și analiza de impact de mediu. Sectorul din Ungaria al gazoductului South Stream va merge până la hub-ul austriac Baumgarten, situat în apropiere de granița maghiară.

"Designerul va fi selectat până la sfârșitul lunii octombrie a acestui an, iar Ungaria va primi primele cantități de gaze rusești prin intermediul gazoductului South Stream în 2017", afirmă Gazprom.

Profund dependenți de ruși. Și pățiți

Sectorul unguresc al South Stream va fi construit în baza unui acord interguvernamental între Rusia și Ungaria. Autoritățile de la Budapesta au declarat proiectul ca fiind de importanță națională. Lucrările vor fi derulate printr-un joint-venture între Gazprom și monopolul energetic maghiar MVM. În 2013, cele două companii au aprobat un plan de acțiune privind construirea sectorului unguresc al South Stream până în 2017.

Pe 29 aprilie 2014, Gazprom și OMV au semnat un memorandum de înțelegere privind construirea sectorului austriac al South Stream, cu o capacitate anuală de tranzit de 32 de miliarde de metri cubi și cu punct terminus la hub-ul austriac Baumgarten.

În 2013, Gazprom a exportat în Ungaria 6 miliarde de metri cubi de gaze naturale, ungurii fiind dependenți în proporție de circa 70% de gazele rusești.

Ungaria a fost una dintre țările care au avut cel mai mult de suferit în 2006, când Rusia a tăiat livrările de gaze către Ucraina, tot pe fondul unei dispute privind prețul gazelor și datoriile neplătite ale ucrainenilor către ruși. În februarie 2006, Vladimir Putin și premierul de atunci al Ungariei, Ferenc Gyurcsany , au convenit să facă din Ungaria un hub de distribuție a gazelor rusești către Europa Occidentală.

În timp ce Bulgaria este amenințată de către Comisia Europeană cu sancțiuni dacă nu suspendă lucrările de construcție la gazoductul South Stream, Ungaria selectează în prezent firma contractoare care va executa proiectul și analiza de impact de mediu pentru sectorul unguresc al gazoductului prin care rușii de la Gazprom vor să exporte gaze naturale în UE ocolind Ucraina.

Ungaria va primi primele cantități de gaze rusești prin intermediul gazoductului South Stream în 2017, a anunțat Gazprom, după o întâlnire desfășurată luni la Budapesta între președintele gigantului controlat de statul rus, Alexei Miller, și premierul Ungariei, Viktor Orban.

"Discuțiile s-au axat pe problematica menținerii constante și neîntrerupte a livrărilor de gaze în perioada de iarnă care urmează. S-a cordat o atenție specială implementării proiectului South Stream și s-a notat că acesta se află în grafic", se arată într-un comunicat al Gazprom.

Potrivit sursei citate, în prezent, în Ungaria se află în derulare o licitație pentru selectarea firmei contractoare care va realiza proiectul sectorului unguresc al South Stream, inclusiv activități de design și planificare spațială, precum și analiza de impact de mediu. Sectorul din Ungaria al gazoductului South Stream va merge până la hub-ul austriac Baumgarten, situat în apropiere de granița maghiară.

"Designerul va fi selectat până la sfârșitul lunii octombrie a acestui an, iar Ungaria va primi primele cantități de gaze rusești prin intermediul gazoductului South Stream în 2017", afirmă Gazprom.

Dependenți în proporție de 70% de ruși

Sectorul unguresc al South Stream va fi construit în baza unui acord interguvernamental între Rusia și Ungaria. Autoritățile de la Budapesta au declarat proiectul ca fiind de importanță națională. Lucrările vor fi derulate printr-un joint-venture între Gazprom și monopolul energetic maghiar MVM. În 2013, cele două companii au aprobat un plan de acțiune privind construirea sectorului unguresc al South Stream până în 2017.

Pe 29 aprilie 2014, Gazprom și OMV au semnat un memorandum de înțelegere privind construirea sectorului austriac al South Stream, cu o capacitate anuală de tranzit de 32 de miliarde de metri cubi și cu punct terminus la hub-ul austriac Baumgarten.

În 2013, Gazprom a exportat în Ungaria 6 miliarde de metri cubi de gaze naturale, ungurii fiind dependenți în proporție de circa 70% de gazele rusești.

Ungaria a fost una dintre țările care au avut cel mai mult de suferit în 2006, când Rusia a tăiat livrările de gaze către Ucraina, tot pe fondul unei dispute privind prețul gazelor și datoriile neplătite ale ucrainenilor către ruși. În februarie 2006, Vladimir Putin și premierul de atunci al Ungariei, Ferenc Gyurcsany , au convenit să facă din Ungaria un hub de distribuție a gazelor rusești către Europa Occidentală.

Europa e ciumă cu bulgarii

Săptămâna trecută, Comisia Europeană a cerut din nou autorităţilor bulgare să suspende lucrările la construcţia gazoductului South Stream, avertizând asupra unor posibile sancţiuni împotriva Bulgariei şi chiar a Serbiei, deşi aceasta din urmă nu este membru UE.

"Am cerut guvernului de la Sofia să suspende lucrările de construcţie pentru conducta South Stream", a declarat Marlene Holzner, purtător de cuvânt pe teme de energie a CE, relatează novinite.com.

Holzner a spus că procedura de infringement împotriva Bulgariei pentru nerespectarea legislaţiei UE în legătură cu proiectul South Stream este încă în vigoare. Procedura a fost lansată la începutul lunii iunie.

Ce te faci cu țările nemembre UE

Răspunzând la o întrebare despre planurile Serbiei în privinţa South Stream, Holzner a admis că Uniunea Europeană nu poate impune sancţiuni împotriva statelor care nu sunt membre, dar a adăugat că problema ar putea fi dezbătută de către Comunitatea Energetică, un forum care include şi state din afara UE şi care dispune de "propriile instrumente".

Proiectul gazoductul South Stream presupune transportul de gaze naturale din Rusia, pe sub Marea Neagră, către ţările din sudul şi centrul Europei.

Proiectul a fost suspendat în momentul în care Comisia Europeană şi-a exprimat îngrijorarea în legătură cu acordurile bilaterale pe care Rusia le are cu ţările prin care urmează să treacă gazoductul, printre care Bulgaria, Ungaria, Slovenia şi Serbia.

Comisia a cerut Gazprom ca proiectul South Stream să respecte regulile UE referitoare la separarea operaţiunilor de producţie de cele de transport și distribuţie în sectorul gazelor naturale, solicitare respinsă de Rusia.

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.

Guvernul intenţionează sa anuleze aplicarea majorarii preţului reglementat de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru consumatorii casnici, prevăzută pentru data de 1 octombrie 2014, și să renegocieze calendarul de eliminare a prețurilor reglementate, în sensul extinderii perioadei aferente consumatorilor casnici până la data de 30 iunie 2021, se arată în nota de fundamentare a unui proiect de hotărâre de Guvern.

"Prin modificarea legislativă propusă, Guvernul României intenţionează sa anuleze aplicarea majorării preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru consumatorii casnici prevăzută pentru data de 1 octombrie 2014 în anexa Hotărârii nr.511/2014 și renegocierea calendarului de eliminare a prețurilor reglementate, în sensul extinderii perioadei aferente consumatorilor casnici până la data de 30 iunie 2021. Totodată, se intenționează menținerea prețului de achiziție a gazelor naturale din producția internă pentru clienţii noncasnici din piaţa reglementată, pentru perioada 1 octombrie-31 decembrie 2014, la un nivel de 89,40 lei/MWh", se arată în documentul citat. 

Potrivit calendarului de dereglementare a prețurilor, gazele naturale pentru populație ar fi trebuit să ajungă la un preț de achiziție de 54,60 lei/MWh de la 1 octombrie 2014. Proiectul de HG îngheață prețul reglementat pentru consumatorii casnici la nivelul actual de 53,30 lei/MWh, valabil din iulie anul acesta.

Pentru consumatorii noncasnici din piața reglementată, calendarul inițial de dereglementare prevedea scumpirea gazelor de la 89,40 lei/MWh la 109 lei/MWh în iulie 2014, iar ulterior la 119 lei/MWh în octombrie 2014. Însă prin HG nr. 511/2014, a fost anulată scumpirea din iulie, iar prin actualul proiect de HG se îngheață și de la 1 octombrie prețul, la actualul nivel de 89,40 lei/MWh, valabil din aprilie 2014.

Am ajuns mai repede la prețurile occidentalilor

Guvernul își explică decizia spunând că dinamica sectorului gazelor naturale s-a dovedit a fi mai accelerată faţă de premisele luate în considerare la momentul iniţierii acţiunii de liberalizare a pieţei reglementate de gaze naturale din România.

Astfel, spune Executivul, din datele transmise de ANRE rezultă că nivelul estimat al preţurilor gazelor naturale pentru perioada septembrie-decembrie 2014 pe plan european se situează în jurul valorii de 24,00 euro/MWh, comparativ cu perioada iulie-august 2014, când prețul mediu s-a înscris în intervalul 17-19 euro/MWh, conform datelor publicate de revista "Platts European Gas Daily" pentru preţul mediu al gazelor naturale tranzacţionate în cadrul principalelor hub-uri europene de gaze naturale.

De asemenea, preţul mediu ponderat al gazelor naturale din import pentru cantităţile de gaze naturale destinate consumului intern, estimat conform contractelor încheiate pentru perioada septembrie-decembrie 2014 pentru Romania, va fi de circa 30,15 euro/MWh , iar cel al gazelor naturale din producţia internă tranzacţionate în cadrul pieţelor centralizate de gaze naturale din România, pentru contractele din perioada septembrie-decembrie 2014, se apreciază a se înscrie în jurul a 20 euro/MWh, toate prețurile fiind determinate luând în calcul un curs de schimb de 4,4126 lei /euro.

S-a atins pragul de suportabilitate, spune Guvernul în an electoral

"Se constată că preţul gazelor naturale din producţia internă aplicabil în prezent pentru clienţii noncasnici, de 89,4 lei/MWh (echivalent cu 20,26 euro/MWh, la cursul Băncii Naţionale a României luat in calcul in cadrul raportului ANRE) se plasează dincolo de nivelul preţurilor estimate la nivelul hub-urilor din Uniunea Europeană, inclusiv pentru luna septembrie 2014. Previziunile pentru trimestrul IV 2014 în cazul hub-urilor din Uniunea Europeană (24,40 euro/MWh), precum și cele privind prețul mediu ponderat al gazelor naturale din import destinate consumului intern naturale destinate consumului intern estimat conform contractelor încheiate pentru perioada septembrie-decembrie 2014 (30,15 euro/MWh), coroborate cu scăderea consumului de gaze naturale cu 9,48 % comparativ cu aceeași perioadă a anului 2013 (în luna august a anului curent s-a inregistrat cel mai scăzut nivel al consumului din ultimii 5 ani, și anume 486 milioane metri cubi), conduc la concluzia că s-a atins un prag de suportabilitate care nu mai face posibilă majorarea, începand cu 1 octombrie 2014, a prețurilor de achiziție a gazelor naturale din producția internă pentru piața reglementată", afirmă Guvernul.

Totodată, mai spune Executivul, calendarul de liberalizare a prețului gazelor naturale, negociat de către Guvernul României în anul 2012, cu organismele financiare internaționale, a devansat cu mult creșterea veniturilor populației.

"Amânarea calendarului de liberalizare a prețului gazelor naturale pentru populație, până la 30 iunie 2021, apare astfel ca un obiectiv de maxim interes în negocierile ce vor fi purtate în acest sens cu Uniunea Europeană", conchide Guvernul.

Ce spune ministrul

Guvernul va suspenda pe termen nedeterminat liberalizarea preţului gazelor naturale produse în România şi destinate consumului populaţiei şi va prelungi cu cel puţin doi ani şi jumătate dereglementarea pieţei gazelor pentru companii, a declarat, marți, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu.

"Problema suportabilităţii preţului gazelor de către populaţie devine îngrijorătoare. Pentru companii, liberalizarea este aproape de final conform calendarului, dar vrem să prelungim termenul. Suntem în momentul în care trebuie să începem să propunem măsuri", a afirmat Nicolescu, într-o conferinţă.

El a precizat că sunt necesare astfel de măsuri, având în vedere că în ultimii doi ani salariul mediu pe economie a scăzut, în timp ce preţul final la gaze naturale a crescut cu 16%.

Departamentul pentru Energie a propus Comisiei Europene să accepte amânarea cu doi ani şi jumătate a calendarului de liberalizare a preţului gazelor pentru populaţie, precum şi menţinerea, până cel puţin la 1 iulie 2016, a preţului actual al gazelor produse intern.

Gâlceavă cu Comisia Europeană

Potrivit unor declaraţii anterioare ale ministrului pentru Energie, ultima discuţie de la Comisia Europeană a avut un rezultat bun, chiar dacă nu s-a ajuns încă la o concluzie, adăugând că în cele din urmă România ar putea ajunge la Curtea Europeană de Justiţie pentru a-şi apăra poziţia.

"O direcţie generală a Comisiei Europene a luat o decizie, care spune că acest calendar, agreat de domnul Boc cu cei de la FMI şi CE, este ilegal. Deci eu nu pot să aplic în România ceva ce o parte din Comisie, care a fost la masa de discuţii şi a negociat acest calendar, îmi spune că este ilegal", preciza Nicolescu.

El a explicat că în procedura de infringement declanşată împotriva României se vorbeşte că liberalizarea nu se face în mod corect, în sensul că se dă prioritate consumatorului casnic din România la gazul din intern.

"Sunt două lucruri separate, în primul rând trebuie să finalizăm această procedură de infrigement şi să ne fie recunoscut acest drept, de a da prioriate populaţiei la gazul din intern, şi în al doilea rând trebuie să stabilm noi, intern, ce facem cu preţul la gaz pentru populaţie şi cât de sustenabile sunt", a continuat Nicolescu.

Ce trebuie făcut

Potrivit ministrului Energiei, pentru a amâna aplicarea majorării preţului la gaze de la 1 octombrie, Guvernul va trebui să emită o hotărâre de guvern, iar mai apoi o amânare de câţiva ani va necesita modificarea Legii energiei electrice şi a gazelor naturale 123/2012.

Calendarul de liberalizare a preţului gazelor, convenit de Guvern cu Comisia Europeană în 2012, prevede ca acest proces să se încheie la 31 decembrie 2018.

În cazul în care CE va fi de acord cu propunerea Departamentului pentru Energie, liberalizarea va fi operată până la 1 iulie 2021.

Calendarul de liberalizare presupune mai multe creşteri trimestriale ale preţului gazelor din producţia internă.

Departamentul pentru Energie arată, într-un comunicat transmis la începutul lunii septembrie, că, din cauza unor neînţelegeri cu DG Întreprinderi, structură din cadrul CE, în privinţa dreptului consumatorilor casnici de a primi cu prioritate doar gaze din producţia internă, mai ieftine faţă de cele importate din Rusia, aplicarea calendarului agreat în 2012 de Guvern este momentan suspendată.

Astfel, prin suspendarea calendarului de liberalizare, creşterea de preţ programată pentru 1 octombrie este anulată.

Piața internă este prioritară

Nicolescu declara în luna august că legislaţia românească actuală prevede obligativitatea ca producătorii de gaze naturale să livreze cu prioritate gaze produse intern pentru populaţie, dar DG Întreprinderi din cadrul CE doreşte eliminarea acestei prevederi.

România consumă anual circa 12,5 miliarde metri cubi de gaze naturale şi produce aproximativ 11 miliarde metri cubi. Diferenţa este importată din Rusia, prin firme intermediare, la preţuri mai mari decât cele ale gazelor produse intern.

Aproximativ 60% dintre consumatorii de gaze sunt deja în piaţa liberă, în timp ce 24% sunt consumatori casnici. Restul de circa 16% sunt consumatori non-casnici care cumpără gaze la preţ reglementat.

General Electric UK Financing, ca asociat unic al Lufkin Industries srl, a hotărât săptămânile trecute să-l revoce din funcţia de administator pe Ian Fraser Milne. Acesta a fost numit abia în luna august a anului trecut iar mandatul său fusese prevăzut iniţial pentru patru ani, până în 15 august 2017. A fost schimbat însă cu Dina Abrahamovna Michaeva de la General Electric, al cărei mandat este, cel puţin teoretic, până în 15 iulie 2018, indică o hotărâre a Lufkin, consultată de Energy Report.

Abrahamovna este o olandeză de 32 de ani, născută în Tbilisi (Georgia). A studiat la universităţile de la Maastricht şi la Rotterdam (Erasmus University) iar printre cele mai recente funcţii deţinute au fost cele de Finance Manager Business Integration la GE Oil & Gas după ce înainte a fost director de audit pe  Corporate Audit Staff, tot la General Electric.

Fabrica de lângă Ploieşti are acum doi administratori: Dina Abrahamovna Michaeva şi David Middler Kennedy.

Texanii de la Ploieşti au avut anul trecut afaceri de 111 milioane de lei, de peste două ori mai mari decât cele de 45,5 milioane lei din anul 2012.

Firmă cu o tradiţie de 112 ani, cei de la Lufkin, unul dintre liderii mondiali ai furnizorilor de echipamente petroliere şi de gaze naturale au făcut cea mai mare investiţie din istoria companiei tocmai lângă Ploieşti, unde produce în principal sonde petroliere (mai precis, pompe cu balansier). Fabrica a fost deschisă oficial în iunie 2013 în Ploieşti West Park. Circa 90% din producţie ia calea exporturilor iar destinaţia este mai ales activitatea on shore.

Dintre cumpărătorii noii fabrici, cel mai important este OMV Petrom, au declarat la inaugurare  reprezentanţii companiei pentru Energy Report.

Texanii au cheltuit un total de 140 de milioane de dolari pentru fabrica de la Ploieşti iar Guvernul României a oferit circa 28 milioane de euro pe măsură ce anumite etape ale construcţiei au fost realizate.

General Electric a preluat anul trecut grupul Lufkin cu 3,3 miliarde de dolari.

Costurile totale de ecologizare a siturilor contaminate industrial din România sunt estimate de Guvern la 8,45 miliarde de euro, iar remedierea acestora ar putea dura 35 de ani, dacă se introduc stimulente fiscale care să facă aceste situri atractive din punct de vedere comercial, încurajându-i pe investitorii privați să redezvolte din punct de vedere economic siturile contaminate.

Estimările apar într-un proiect de hotărâre de Guvern privind aprobarea Strategiei Naționale și a Planului Național de Acțiune pentru Gestionarea Siturilor Contaminate din România.

Astfel, potrivit documentului citat, în acest moment sunt inventariate oficial un număr total de 1.393 de situri contaminate sau potențial contaminate, reprezentând zone în care s-au desfășurat activități miniere, metalurgice, petroliere, chimice și altele. Ultima actualizare a inventarului a fost făcută de autorități în noiembrie 2013.

Statul nu știe ce s-a remediat și ce nu

Cele mai multe situri contaminate sunt localizate în județele Hunedoara (41), Caraș-Severin (33), Cluj (19) și Bihor (17), iar cele mai multe situri potențial contaminate sunt în Giurgiu (223), Argeș (111), Maramureș (109) și Bacău (103).

"Până în prezent nu există o evidență clară la nivelul Agenției Naționale pentru Protecția Mediului despre câte din siturile contaminate au fost remediate și cum a evoluat calitatea factorilor de mediu din zonele învecinate acestora. Nu există o situație clară despre câte din aceste situri contaminate sunt în vecinătatea sau în interiorul rețelei Natura 2000", afirmă Guvernul.

Costurile de remediere a siturilor potențial contaminate sunt estimate de Guvern la 7.192.640.000 euro, iar cele de remediere a siturilor contaminate – la 1.264.200.000 euro. Estimările au fost făcute pe bază de informații privind media costurilor din țări membre UE și includ costuri de investigare și costuri de remediere a contaminării.

Stimularea investitorilor privați

"Costul total al acestor operațiuni este estimat la 8,45 miliarde euro. Estimarea pleacă de la premisa că Guvernul României va aplica o administrare bazată pe analiza evaluării riscurilor. Acest lucru înseamnă că remedierea siturilor va fi asumată până la atingerea unui nivel de risc acceptabil pentru folosința acestora", se spune în documentul citat.

Guvernul precizează că multe din siturile contaminate sunt în proprietate privată, dar există și situri din domeniul public pentru care este responsabil statul român. "Poluatorul va suporta costurile de remediere ale sitului contaminat, conform principiului <poluatorul plătește>", afirmă Executivul.

Autoritățile iau în calcul, ca surse de finanțare, fonduri structurale UE, alocări bugetare, împrumuturi de la instituții internaționale cum ar fi BERD sau BEI și investiții ale sectorului privat.

"Ar trebui desemnat un grup de lucru în cadrul Ministerului Mediului care să se ocupe de acest aspect pentru a aduce siturile atractive din punct de vedere comercial în atenția investitorilor. Această participare a sectorului privat este de dorit pentru siturile de întindere mare, considerate de investitori ca locații prioritare. De obicei, există situri mari care necesită eforturi considerabile pentru remediere", se spune în Strategie.

Guvernul mai afirmă că, deși se anticipează că siturile contaminate vor fi remediate pe parcursul a circa 35 de ani, "este probabil ca acest lucru să nu fie posibil în lipsa introducerii unor stimulente fiscale pentru încurajarea redezvoltării siturilor contaminate".

Exproprieri și asigurări

De asemenea, Guvernul are în vedere modificarea Legii nr. 255/2010, prin introducerea proiectelor de remediere a mediului în rândul celor de interes public, astfel încât terenurile cu situri contaminate să poată fi exproprietate în interes public.

Autoritatea competentă pentru protecția mediului va emite o notificare de clasificare poluatorului și/sau proprietarului terenului și ocupanților acestuia, comunicându-le că terenul a fost clasificat ca "sit contaminat" și că pe sit este necesară realizarea bilanțului de mediu de nivel II și evaluarea de risc, urmând ca apoi să se stabilească dacă sunt necesare măsuri de remediere.

Potrivit principiului "poluatorul plătește", poluatorul trebuie să plătească investigațiile, evaluarea și acțiunile de remediere necesare pentru a face ca situl contaminat să fie remediat la un nivel adecvat utilizării în viitor pentru alte folosințe.

Strategia mai recomandă utilizarea polițelor de asigurare a riscurilor de mediu, al căror lor, spune Guvernul, a crescut în ultimii ani în Europa în ceea ce privește proiectele de remediere a terenurilor contaminate.

"Există mai multe forme de asigurare specializată pe toată durata durata de existență a unui proiect de dezvoltare, de la inițierea unei scheme de dezvoltare până la încheiere și folosirea terenurilor și clădirilor aferente pe termen lung. În cazul în care contaminarea reprezintă o barieră serioasă pentru tranzacționarea terenului, asigurarea poate juca un rol în depășirea riscurilor asociate tranzacției. Este de așteptat ca asigurările să stabilizeze sau chiar să facă să crească valoarea terenurilor", se spune în Strategie.

Cazul Petrom

Comisia Europeană a aprobat, în aprilie anul trecut, de principiu, acordarea către statul român a unei finanțări nerambursabile de 180 de milioane de euro, prin Programul Operațional Sectorial (POS) Mediu, pentru decontaminarea siturilor și amplasamentelor poluate istoric cu produse petroliere înainte de privatizarea Petrom. În ianuarie 2014, Guvernul României a publicat un proiect de act normativ care să permită autorităților să acceseze acești bani.

Intevenţiile al căror beneficiar este Ministerul Mediului şi Schimbărilor Climatice vor viza decontaminarea a aproximativ 50 de situri poluate istoric aferente facilităţilor, precum şi a unui număr de aproximativ 850 de amplasamente aferente sondelor, conform prevederilor contractului de privatizare Petrom, valoarea aplicaţiei de finanţare admisă de principiu de către Comisia Europeană ridicându-se la 180 de milioane euro, se precizează în documentul citat.

În decembrie 2011, OMV, acționarul majoritar al Petrom, a reclamat statul român la Curtea de Arbitraj de la Paris, după ce Guvernul a refuzat două solicitări de rambursare a unor cheltuieli efectuate de Petrom pentru remedierea unor probleme de mediu survenite înainte de privatizarea companiei, în sumă totală de 91,68 milioane lei (21,03 milioane euro) fără TVA.

Prin Legea nr.555/2004 privind unele masuri pentru privatizarea SNP Petrom s-au stabilit următoarele: preluarea îndatoririlor Vânzătorului cu privire la problemele de mediu de MMSC, autorizarea Vânzătorului ca, pe o perioadă de 15 ani de la data finalizării (14.12.2004), să despăgubească, în totalitate, societatea pentru orice pretenţii în legătură cu contaminarea istorică a mediului, conform termenilor şi condiţiilor prevăzute în angajamentul de despăgubire privind mediul, autorizarea Vânzătorului ca, pe o perioadă de 30 de ani de la data finalizării (14.12.2004) să despăgubească, în totalitate, societatea pentru orice pretenţii în legătură cu abandonarea şi scoaterea din funcţiune a sondelor abandonate, oprite, închise sau care aşteaptă să fie abandonate, la data semnării sau a finalizării, dupa caz, în conformitate cu termenii şi condiţiile prevăzute în angajamentul de despăgubire privind mediul.

Al cincilea producător de gaze din România, singaporezii de la Raffles Energy, au în concesiune pe plan intern perimetre precum cel de peste 2.400 kilometri pătrați de la Suceava, în parteneriat cu Zeta Petroleum, un perimetru în zona Putna şi altul în satul băcăuan Lilieci din comuna Hemeiusi (judeţul Bacău), parte a perimetrului Brodina.

Cu o lună în urmă, asociatul unic Raffles Energy Netherlands BV a decis să majoreze capitalul social al Raffles Energy SRL cu 96,9 milioane de lei prin transformarea în capital social a două împrumuturi pe care compania înregistrată în Olanda le-a acordat producătorului care activează la noi în ţară, indică un document al companiei, consultat de Energy Report.

La începutul anului 2011, Raffles a anunţat că a cumpărat mai multe concesiuni ale  britanicilor de la Aurelian Oil and Gas Romania (AOGR) cu peste 6,3 milioane de euro.

Raffles a avut anul trecut afaceri de 5 milioane de lei în România, în scădere de la 7,4 milioane de lei în anul 2012 însă este în plin proces investiţional.

Compania a figurat şi în acest an în top 5 producători de gaze de pe plan intern, după cei doi producători mari, Romgaz şi OMV Petrom, încadrându-se în rândul producătorilor mai mici alături Amromco şi Foraj Sonde, aceştia din urmă împărţind o cotă de piaţă de 3,25%.

Romgaz a vândut luni circa 45 milioane metri cubi de gaze naturale  (477.000 MWh) prin Bursa Română de Mărfuri. Preţul adjudecat s-a situat în marja de 85-86 lei/MWh la producător, apropiat celui rezultat în urma operaţiunii similare încheiate în luna august, indică un comunicat al BRM.

Tranzacţia reprezintă cea mai mare cantitate de gaze naturale comercializată pe piaţa bursieră din România şi se înscrie în trendul de creştere a tranzacţionării pe platforma electronică de gaze naturale deţinută şi administrată de BRM.

Amintim astfel că E.ON Energie a cumpărat la finele lui august de la OMV Petrom, tot prin BRM, o cantitate de 212.000 MWh de gaze naturale, la prețul de 85 lei/MWh, inferior celui reglementat stabilit de stat pentru consumatorii noncasnici, de 89,40 lei/MWh, valabil până la 1 octombrie 2014. De altfel, nivelul de 85-86 lei/MWh pare a deveni un preț de referință pentru piața liberă de gaze naturale din România.

Tranzacțiile de la BRM vin la scurt timp după trei licitații eșuate pe Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) de la OPCOM, derulate pe 24 iulie și 22 august.

Mai precis, pe 24 iulie, E.ON Energie și OMV Petrom nu s-au înțeles la preț la licitația organizată de furnizorul de gaze, care fixase un preț de pornire de 80 lei/MWh.

Ulterior, pe 22 august, nici OMV Petrom și nici Romgaz nu au găsit cumpărători pentru gazele scoase la vânzare pe OPCOM, la prețuri de pornire de 88, respectiv 89,60 lei/MWh. La ambele licitații de vânzare, singurele oferte de răspuns au fost înaintate de către E.ON Energie.

Amintim că în 15 iulie a intrat în vigoare OUG 35/2014 pentru completarea Legii energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012, care stipulează că, până la 31 decembrie 2018, producătorii de gaze naturale din România sau afiliații acestora, după caz, au obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei cantități minime de gaze naturale din producția proprie, destinată consumului intern.

"Această decizie este dovada că nu avem o piață lichidă, iar intervenția aceasta administrativă bineînțeles că distorsionează activitățile noastre comerciale, mai ales că avem clienți mari, cu un anumit specific, avem piață reglementată, care are un anumit specific și ea. Deci a interveni doar pe un anumit segment distorsionează celelalte segmente", declara recent, pentru Agerpres, Mariana Gheorghe, directorul General al OMV Petrom.

În 19 iulie 2013, BRM a obţinut din partea ANRE licenţa de desfăşurare a activităţii de administrare a pieţelor centralizate în sectorul gazelor naturale, iar în 12 septembrie 2013, a fost publicat in Monitorul Oficial Ordinul nr.69/11.09.2013 pentru aprobarea tarifelor reglementate practicate de operatorul licenţiat al pieţei centralizate din sectorul gazelor naturale – Societatea Bursa Română de Mărfuri. Ordinul a intrat în vigoare începând cu 16 septembrie 2013.

Prima tranzacţie pe aceasta platformă a avut loc în 21 octombrie 2013. De atunci, printre operatorii economici care au cumpărat gaze naturale pe BRM se număra: Atelierele Griviţa, Uzinsider, Editura Adevarul, Policolor, Arena Grup, Mecanica Ceahlău, Primăriile din Alba Iulia, Orăştie, Hunedoara, Simeria, DRDP Alba, Electrocentrale Oradea, Staţiunea de Cercetări Agricole Secuieni, Universitatea de Vest Timişoara, Spitalele din Roman, Alba Iulia, Piatra Neamţ, Bisericani, Lupeni, Rădăuţi sau Spitalul CF2 Bucureşti.

De la 1 august, Congaz SA are un nou director general. Consiliul de administraţie al companiei l-a numit în această funcţie pe Călin Chirteş, indică o decizie a companiei, consultată de Energy Report.

Preluarea funcţiei se face tocmai după ce la finele lunii iulie, OMV Petrom a anunţat că a finalizat vânzarea către GDF Suez Energy România SA a participației de 28,59% în Congaz, tranzacția fiind aprobată de Consiliul Concurenței.

”Decizia este în concordanță cu strategia noastră de a ieşi din activitățile de distribuție şi furnizare a gazelor către segmentul consumatorilor finali de pe piaţa reglementată. Vom continua să furnizăm gaze către clienții noștri de pe piaţa liberă. În ceea ce privește această tranzacție, vedem beneficii pentru toate părțile implicate, inclusiv pentru clienții Congaz, având în vedere că noul acționar majoritar, GDF Suez, cunoaște deja compania și are o experiență bogată pe piața de distribuție și furnizare a gazelor”, a declarat în iulie într-un comunicat Cristian Secoșan, membru al Directoratului OMV Petrom responsabil de Gaze Naturale & Energie.

Congaz SA a fost înființată în 1999, SNP Petrom (actualmente OMV Petrom) numărându-se printre fondatori, cu scopul de a dezvolta o rețea de distribuție a gazelor în zona Constanței, de-a lungul coastei Mării Negre. În prezent, Congaz SA operează o rețea de conducte de gaze cu o lungime de aproximativ 850 km, având un portofoliu de 55.000 de clienți din județul Constanța, din orașele Constanța, Medgidia, Năvodari, Ovidiu, Negru Vodă, Agigea, Eforie Sud și Eforie Nord, precum și din comunele Cogealac, Cumpăna, Lumina, Lazu, Valu lui Traian and Mihail Kogălniceanu.

Înainte de tranzacția de mai sus, compania era controlată în proporție de 99,71% de patru acționari principali: GDF SUEZ Energy România SA (28,59%), E.ON RUHRGAS INTERNATIONAL GMBH (28,59%), OMV PETROM SA (28,59%) și Petroconst SA (13,94%), iar restul capitalului era deținut de consiliile locale din localitățile: Kogalniceanu, Medgidia, Ovidiu și Cogealac. In 1999, la înființarea Congaz, atât SNP Petrom, cât și Distrigaz (predecesorul GDF SUEZ) erau companii de stat.

Distribuitorul a avut anul trecut afaceri de 158 milioane de lei, în creştere de la 152 milioane de lei în anul 2012. Cel mai spctaculos a urcat însă profitul net al companiei, care anul trecut a fost de 13,7 milioane de lei, de peste două ori mai mare decât cele 5,7 milioane de lei înregistrate în anul 2012.

Furnizorul de gaze naturale E.ON Energie a cumpărat, miercuri, în ringul specializat al Bursei Române de Mărfuri (BRM), de la OMV Petrom, o cantitate de 212.000 MWh de gaze naturale, la prețul de 85 lei/MWh, inferior celui reglementat stabilit de stat pentru consumatorii noncasnici, de 89,40 lei/MWh, valabil până la 1 octombrie 2014. De altfel, nivelul de 85-86 lei/MWh pare a deveni un preț de referință pentru piața liberă de gaze naturale din România.

Potrivit datelor BRM, prețul inițial cerut de vânzător a fost de 88 lei/MWh. "Prețul final oferit a fost de 85 lei/MWh, fiind acceptat de către E.ON Energie România SA. Licitația s-a încheiat cu adjudecare", arată BRM.

Perioada de livrare a gazelor naturale achiziționate de către E.ON este 1 septembrie – 1 octombrie 2014, iar termenul de plată este de 30 de zile după luna de livrare. Garanția bursieră depusă a fost în cuantum de 91.000 lei.

“În şedinţa organizată de BRM s-a tranzacţionat cea mai mare cantitate de gaze naturale din producţia internă proprie de la intrarea în vigoare a Ordinului ANRE 62/2014, care stabileşte obligativitatea tranzacţionării pe pieţele centralizate din România. Asistăm la deblocarea pieţei, după o perioadă în care au dominat tranzacţiile între consumatorii finali şi furnizori. Piaţa internă se stabilizează la un preţ de 85-86 lei/MWh la producător, ceea ce creează premisele formării unui preţ de referinţă pe piaţa de gaze naturale din România la tranzacţiile dintre producători şi furnizori“, se arată într-un comunicat al BRM.

Joi, 28 august, OMV Petrom Gas SRL, divizia de trading a producătorului de gaze OMV Petrom, organizează la rândul său licitație la BRM, scoțând la vânzare o cantitate totală de 424.000 MWh de gaze naturale, fără să precizeze un preț de pornire.

Eșecuri la OPCOM, tranzacții încheiate la BRM

Tranzacția încheiată la BRM vine la scurt timp după trei licitații eșuate pe Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) de la OPCOM, derulate pe 24 iulie și 22 august.

Pe 24 iulie, E.ON Energie și OMV Petrom nu s-au înțeles la preț la licitația organizată de furnizorul de gaze, care fixase un preț de pornire de 80 lei/MWh. Ulterior, pe 22 august, nici OMV Petrom și nici Romgaz nu au găsit cumpărători pentru gazele scoase la vânzare pe OPCOM, la prețuri de pornire de 88, respectiv 89,60 lei/MWh. La ambele licitații de vânzare, singurele oferte de răspuns au fost înaintate de către E.ON Energie.

De altfel, până în prezent, pe platforma PCGN de la OPCOM nu s-a încheiat nici o tranzacție, în pofida faptului că, din martie și până în prezent, s-au organizat 16 licitații.

În schimb, la BRM, în 24 iulie ,OMV Petrom a vândut 180.200 MWh de gaze naturale, la un preț mediu de 85,33 lei/MWh.

"În ședința de tranzacționare organizată de BRM, OMV Petrom a vândut primele cantități de gaze naturale din producția internă proprie pentru care are obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, conform Ordinului ANRE 62/2014. În această ședință s-a tranzacționat peste jumătate din cantitatea propusă de OMV Petrom a fi vândută pe bursă în luna iulie. Asistăm la deblocarea pieței, după o perioadă de câteva luni în care s-au înregistrat doar tranzacții între consumatorii finali și furnizori", se arăta într-un comunicat al BRM.

Potrivit sursei citate, OMV Petrom a scos atunci la vânzare o cantitate totală de 318.000 MWh de gaze naturale, iar oferte de cumpărare au înaintat societățile Axpo Energy Romania, CONEF Gaz, E.ON Energie, GDF Suez Energy Romania, Interagro și WIEE.

Încheierea de tranzacții bursiere este obligatorie

Pe 15 iulie a intrat în vigoare OUG 35/2014 pentru completarea Legii energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012, care stipulează că, până la 31 decembrie 2018, producătorii de gaze naturale din România sau afiliații acestora, după caz, au obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei cantități minime de gaze naturale din producția proprie, destinată consumului intern.

Pentru OMV Petrom, ANRE a stabilit o cantitate minimă obligatorie totală de vândut pe burse în intervalul iulie-decembrie 2014 de 2.630.100 MWh de gaze naturale, din care 297.900 MWh în iulie, 350.000 MWh în august, 373.400 MWh în septembrie, 478.900 MWh în octombrie, 563.400 MWh în noiembrie și 566.500 MWh în decembrie.

Luând ca reper producția totală de gaze a OMV Petrom de anul trecut, obligațiile minime de vânzare pe burse stabilite de ANRE pentru a doua jumătate a lui 2014 ar reprezenta circa 4,45% din totalul producției de gaze pe 6 luni realizate de OMV Petrom în 2013.

Pentru Romgaz, ANRE a stabilit o cantitate minimă totală obligatorie de gaze destinată vânzării pe burse de 2.656.400 MWh de gaze, din care 312.200 MWh în iulie, 352.500 MWh în august, 281.800 MWh în septembrie, 516.500 MWh în octombrie, 607.200 MWh în noiembrie și 578.000 MWh în decembrie.

Luând ca reper producția totală de gaze a Romgaz de anul trecut, obligațiile minime de vânzare pe burse stabilite de ANRE pentru a doua jumătate a lui 2014 ar reprezenta circa 8,5% din totalul producției de gaze pe 6 luni realizate de Romgaz în 2013.

Nu ar exista cerere suficientă

Pe de altă parte, într-un interviu recent, din 18 august, acordat Agerpres, directorul general al OMV Petrom, Mariana Gheorghe, declara că decizia Guvernului de a obliga producătorii de gaze să vândă pe bursă o parte din producție distorsionează piața, întrucât nu există o cerere suficientă pentru ca acest ordin să fie dus la îndeplinire.

"Această decizie este dovada că nu avem o piață lichidă, iar intervenția aceasta administrativă bineînțeles că distorsionează activitățile noastre comerciale, mai ales că avem clienți mari, cu un anumit specific, avem piață reglementată, care are un anumit specific și ea. Deci a interveni doar pe un anumit segment distorsionează celelalte segmente. Pe de altă parte, este foarte greu de definit care este nivelul optim pentru un astfel de procent. De exemplu, din luna iulie, de când acest ordin a început să fie pus în aplicare, am vândut foarte puțin. E adevărat că putem realiza în august și septembrie ce nu am realizat în iulie, conform ordinului, dar nu există cerere. Iar acest lucru va determina și nivelul procentului pentru anul viitor. Am luată notă de acest procent, dar credem că emai trebuie să așteptăm puțin. Vom discuta și noi cu autoritatea de reglementare pentru a ajunge la un nivel care să fie cel mai puțin distorsionant în piața de gaze și electricitate, care oricum este distorsionată și trece printr-o reformă structurală foarte puternică", declara, la acea dată, Mariana Gheorghe.

Potrivit calendarului de dereglementare a prețurilor la gaze naturale și de aliniere a acestora la cele din UE asumat de Guvern prin acordurile cu FMI şi Comisia Europeană, preţul gazelor livrate populaţiei urma să crească cu 3% de la 1 octombrie, însă ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a anunțat că respectiva majorare de preț nu va fi operată până când Comisia Europeană nu renunță la procedura de infringement declanșată în iulie împotriva statului român pentru barierele legislative puse de autoritățile de la București în calea exporturilor de gaze naturale din producția internă.

O delegaţie guvernamentală condusă de Nicolescu a avut luni consultări, la Bruxelles, cu reprezentanţii Direcţiei Generale Energie din CE în legătură cu aspecte naţionale şi regionale din domeniul gazelor naturale, potrivit unui comunicat al Departamentului pentru Energie.

Discuțiile au vizat situația Rusia-Ucraina, interconectarea României cu statele din vecinătate, potențialul resurselor din Marea Neagră, abordarea Comisiei Europene în privința gazelor de șist precum și procedura de infringement a Comisiei Europene în privința exporturilor de gaze naturale.

"Există însă şi o divergenţă majoră cu DG Enterprise a CE referitoare la o presupusă interdicţie privind exportul de gaze naturale din România. Am cerut implicarea Direcţiei Generale Energie în soluţionarea acestui diferend, fapt care a fost acceptat. Am informat că, până la soluţionarea acestei situaţii, statul român îşi rezervă dreptul de a amâna aplicarea calendarului de liberalizare a gazului natural pentru populaţie. În consecinţă, intenţionăm să nu punem în aplicare creşterea preţului la gazul domestic, agreată de guvernul Boc cu CE pentru 1 octombrie anul curent", a declarat Nicolescu, citat în comunicatul Departamentului pentru Energie.

Piața românească rămâne prioritară

"Legislaţia românească actuală prevede obligativitatea ca producătorii de gaze naturale să livreze cu prioritate gaze produse intern pentru populaţie şi noi considerăm că acest lucru este perfect legal din punct de vedere al legislaţiei comunitare. Direcţia Generală Întreprinderi (DG Enterprise) doreşte să eliminăm această prevedere, dar noi nu vrem", a declarat, pentru Mediafax, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu.

Nicolescu afirma, în luna mai, că procesul de convergenţă a preţurilor gazelor naturale pentru industrie a fost realizat şi nu mai este necesar să fie majorate preţurile, aşa cum erau angajamentele faţă de FMI şi CE.

România consumă anual circa 12,5 miliarde metri cubi de gaze naturale şi produce aproximativ 11 miliarde metri cubi. Diferenţa este importată din Rusia, prin firme intermediare, la preţuri mai mari decât cele ale gazelor produse intern.

Aproximativ 60% dintre consumatorii de gaze sunt deja în piaţa liberă, în timp ce 24% sunt consumatori casnici. Restul de circa 16% sunt consumatori non-casnici care cumpără gaze la preţ reglementat.

Bariere la export

În iulie, Comisia Europeană a lansat o procedură de infringement împotriva României din cauza unor bariere „nejustificate“ în calea exporturilor de gaze, potrivit unui comunicat al instituţiei, în care se arată că Bucureştiul are la dispoziţie două luni pentru reglementarea situaţiei, pentru a evita o trimitere în faţa Europene de Justiţie.

„Întrucât producătorii din România sunt obligaţi să acorde prioritate vânzărilor pe piaţa internă, iar tranzacţiile cu gaze trebuie supuse unor controale prealabile şi aprobării, Comisia consideră că cadrul juridic actual din România creează bariere nejustificate în calea exporturilor de gaze din România şi solicită eliminarea acestor bariere“, se arată în comunicatul Executivului comunitar.

Comisia consideră că, prin crearea de bariere în calea liberei circulaţii a mărfurilor în cadrul pieţei interne, România îşi încalcă obligaţiile prevăzute la articolele 35 şi 36 din Tratatul privind funcţionarea Uniunii Europene şi la articolul 40 litera (c) din Directiva 2009/73/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale.

Din punct de vedere tehnic, România poate exporta în prezent gaze naturale prin conductele Arad-Szeged și Iași-Ungheni, însă doar în cantități extrem de mici.

Fără obligații de import

În 2012, potrivit economica.net, reprezentanţii companiei petroliere OMV Petrom s-au anagajat în faţa Guvernului României să nu exporte gaze naturale din producţia proprie, după ce preţul gazului va fi liberalizat.

Promisiunea oficialilor companiei petroliere a fost făcută în discuţiile dintre cele două părţi care au avut drept rezultat anularea obligaţiei anterioare a OMV Petrom să importe gaze naturale pentru producţia de electricitate a propriei centrale electrice de la Brazi.

Pentru a nu fi considerată măsură discriminatorie, acea măsură a fost aplicată tuturor producătorilor de gaze care au centrale proprii, astfel că de ea beneficiază şi Romgaz, care deţine termocentrala Iernut.

OMV Petrom și Romgaz asigură cumulat peste 97% din producția internă de gaze naturale a României.

Britanicii de la Petrofac, care încă din vara anului 2010 au un parteneriat cu OMV Petrom pe 15 ani pentru gestionarea operaţiunilor la nouă zăcăminte mature din zona Ţicleni, au hotărât în acest an să-şi majoreze capitalul social cu echivalentul în lei a 7 milioane de dolari, indică un document al companiei, consultat de Energy Report.

Majorarea capitalului s-a făcut în două tranşe: prima în februarie cu 4 milioane de dolari şi a doua în iunie cu 3 milioane de dolari.

Capitalul social al companiei, majorat de mai multe ori în ultimii ani la diferite cursuri leu-dolar, a ajuns în prezent la 584 milioane de lei.

Petrofac, care este unul din liderii mondiali în domeniul serviciilor în industria petrolieră, fiind listată şi la bursa londoneză, beneficiază în România de suportul a circa 1.000 de salariaţi. Compania a avut anul trecut o cifră de afaceri netă de 152 milioane de lei, cu 20% peste rulajul din anul 2012.

Zăcămintele de la Ţicleni au fost exploatate în ultimii 60 de ani şi produceau circa  4.500 barili echivalent petrol (bep) pe zi, la semnarea parteneriatului între cele două mari companii.

Petrofac are peste 10.000 angajaţi şi operează la nivel global prin 6 centre localizate în Aberdeen- Marea Britanie, Sharjah şi Abu Dhabi - Emiratele Arabe Unite, Woking - Anglia, Chennai şi Mumbai - India, precum şi prin alte zeci de birouri şi baze în diferite alte ţări.

Compania Grup Servicii Petroliere a miliardarului Gabriel Comănescu (foto) semnează un nou contract cu Turkish Petroleum, continuând o colaborare care devine deja de tradiţie. Şi aşa cum se practică frecvent în cazul contractelor cu valori mari, până să încaseze banii pe facturile emise de turci, GSP a hotărât să facă o cesiune de creanţe de până la 4,18 milioane de dolari cu Piraeus Bank, conform informaţiilor deţinute de Energy Report.

Cesiunea de creanţe se face pe 12 luni “conform ofertei negociate având ca obiect contractarea unei linii de finanţare de tip revolving cu destinaţia de scontare fără recurs a facturilor emise de Societate (Grup Servicii Petroliere, n.r) faţă de Turkish Petroleum A.O.”, indică un document al companiei româneşti.

GSP a mai încheiat şi o poliţă de asigurare în acest sens, cu Euler Hermes Europe. Respectiva poliţă de asigurare are rolul de a “acoperi în proporţie de 90% riscul de insolvenţă şi de neplată în ceea ce priveşte / din partea Turkish Petroleum”. În acest sens, Piraeus va fi desemnată ca beneficiar al îndemnizaţiei de asigurare şi va avea dreptul de a solicita plata respectivei îndemnizaţii.

Pe lângă cele de mai sus, compania miliardarului Gabriel Comănescu a hotărât să semneze cu banca şi un contract de cont escrow anexă şi parte integrantă din contractul de cesiune descris mai sus, “cont în care vor fi încasate sumele plătite de Turkish Petroleum A.O. cuvenite băncii, aferente facturilor cesionate”, se mai arată în documentul GSP.

Grup Servicii Petroliere este încă din urmă cu aproape 10 ani furnizor de construcţii offshore tru marea companie din Turcia.

De altfel, miliardarul Comănescu a anunţat şi de curând că este în discuţii pentru semnarea de noi contracte şi prelungirea unor acorduri anterioare cu mai multe companii precum Gazprom, Rosneft, Total, Pemex (Mexic) sau Turkish Petroleum.

Aşa cum scria de curând Energy Report, GSP a făcut cam acelaşi gen de asigurări şi cu OMV Petrom, pentru care lucrează în Marea Neagră. În acest sens, GSP a hotărât să contracteze o linie de finanţare de tip revolving, cu destinaţia de scontare fără recurs a facturilor emise faţă de compania controlată de austrieci. Pentru aceasta, compania miliardarului de la malul mării a semnat cu Piraeus un contract de cesiune de creanţă. Respectivul contract avea ca obiect cesiunea creanţelor şi drepturilor de încasare rezultate dintr-un contract de servicii semnat în anul 2013 cu OMV Petrom pentru Uranus, în sumă de până la 13,4 milioane de lei, pe o perioadă de 12 luni.

La această cesiune se adaugă emiterea şi punerea la dispoziţia Piraeus de către GSP a unui bilet la ordin în alb, cu menţiunea fără protest. Biletul respectiv poate fi completat de bancă doar dacă GSP este în culpă faţă de Petrom şi doar legat de facturile scontate.

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.

 Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) propune prelungirea cu trei ani contractuali, respectiv de la 12 septembrie 2014 la 12 septembrie 2017, a perioadei de explorare prevăzute într-un acord petrolier semnat pentru un număr de 18 perimetre de hidrocarburi, acord ai cărui titulari sunt companiile de petrol și gaze OMV Petrom, Repsol și Hunt Oil, potrivit unui proiect de hotărâre de Guvern.

În nota de fundamentare a proiectului de HG se precizează că este vorba despre perimetrele de explorare-dezvoltare și exploatare hidrocarburi I-Adjud, III-Berca-Arbănași, IV-Vălenii de Munte, V-Băicoi, VI-Târgoviște, VII-Urziceni Vest, VIII-Urziceni Est, IX-București, X-Craiova, XII-Pitești, XIII-Târgu Jiu, XIV-Marghita și XVII-Istria.

Pe perimetrul Istria din Marea neagră se află cel mai mare zăcământ de hidrocarburi din portofoliul OMV Petrom, Lebăda Est. Recent, OMV Petrom a anunțat că a făcut o nouă descoperire de țiței în perimetrul Istria, la o distanţă de circa 60 kilometri de ţărm şi la o adâncime de 2,1 kilometri sub fundul mării. Dacă se va dovedi rentabilă, producţia din noua descoperire ar putea începe în 3-4 ani, costurile necesare dezvoltării fiind evaluate la peste 100 milioane de euro. Primele estimări rezultate din testele de producţie indică o producţie potenţială pe sondă de 1.500-2.000 barili echivalent petrol (bep) pe zi.

Inițial, titularul unic al acordului petrolier pentru respectivele perimetre era OMV Petrom. Ulterior, în 2010, OMV Petrom a transferat 50% din drepturile și obligațiile titularului de acord petrolier pentru perimetrele I-Adjud și VIII-Urziceni Est către Hunt Oil Company of Romania SRL. În 2013, OMV Petrom a transferat de asemenea 49% din drepturile și obligațiile titularului de acord pentru perimetrele V-Băicoi, XIII-Târgu-Jiu, VI-Târgoviște și XII-Pitești către patru subsidiare din România ale gigantului spaniol de petrol și gaze Repsol.

"Se constată că titularii acordului petrolier au executat în intregime lucrările petroliere aprobate prin programul de lucrări aferente fiecărei perioade din cadrul perioadei de explorare, atât pentru perioada de explorare inițială, cât și pentru perioadele de extindere. Titularii au solicitat ANRM extinderea perioadei de explorare cu 3 (trei) ani, în condițiile stabilirii unor programe minimale de explorare aferente extinderii și a reducerii unor porțiuni din suprafețele perimetrelor", se afirmă în nota de fundamentare.

Care sunt argumentele

Titularii de acord și-au justificat solicitarea arătând că ansamblul de date obținute până în prezent impune prelungirea perioadei de explorare, având în vedere necesitatea executării de noi lucrări, care să permită conturarea imaginii asupra potențialului de hidrocarburi al perimetrelor acoperite de acordul petrolier, în scopul formării unei perspective cât mai elocvente de dezvoltare. În lipsa noilor date ce ar putea fi obținute în perioada de extindere solicitată, titularii nu se află în posesia unui volum suficient de date și informații care să le permită conturarea unui plan de dezvoltare.

OMV Petrom mai aduce ca argument faptul că prelungirea perioadei de explorare ar permite valorificarea unor acorduri de cooperare de dată recentă cu companii de prestigiu din industria de petrol și gaze, Hunt Oil și Repsol, care, printr-un aport de know-how, dar și prin asumarea unui risc investițional, dau posibilitatea abordării unor arii onshore de ,,frontieră", cum ar fi zone de mare adâncime cu presiuni și temperaturi ridicate sau zone complexe din punct de vedere geologic din Carpații Orientali și Meridionali.

ANRM arată, în documentul citat, că, prin neprelungirea perioadei de explorare, activitatea va fi intreruptă pentru o perioadă de timp considerabilă, din cauza timpului necesar organizării unei noi proceduri de apel de oferte, care este strict reglementată prin dispozițiile legale în vigoare, precum și negocierii noului/noilor acorduri petroliere și aprobării lor conform prevederilor legale in vigoare.

În mod corespunzător, astfel ar fi neglijate cele mai importante interese în domeniul resurselor aparținând statului român, precum interesul privind accesul imediat și necondiționat la resursele minerale, interesul privind rezervele de petrol și interesul privind rata de înlocuire a rezervelor de petrol, spune ANRM.

"Mai mult, în contextul actual al provocărilor cu care se confruntă industria autohtonă de petrol și gaze, reprezentate în principal de maturitatea ridicată și gradul accentuat de declin al zăcămintelor, fragmentarea acestora și complexitatea geologică pe care acestea o prezintă, pentru maximizarea șanselor de obținere într-un timp rezonabil a producției de hidrocarburi în perimetrele ce formează obiectul noii extinderi a perioadei de explorare, este esențial ca titularii acordului petrolier să dispună de timpul adecvat unei explorări sistematice a perimetrelor", se mai afirmă în nota de fundamentare a proiectului de HG.

Investiții mari

Prelungirea perioadei de explorare cu 3 ani implică modificarea și completarea acordului petrolier, prin act adițional reflectând prelungirea perioadei de explorare, respectiv data de începere și durata acesteia, programul de lucrări aferent și valorile financiare estimative, precum și cerința renunțării la anumite perimetre și la porțiuni din suprafața altor perimetre, cu respectarea exigențelor de confidențialitate între entitățile titulare, în funcție de perimetrele deținute de fiecare dintre acestea, mai precizează ANRM.

În februarie 2013, OMV Petrom și spaniolii de la Repsol au anunțat că vor investi 50 de milioane de euro în următorii doi ani pentru explorări de gaze la mare adâncime, ca urmare a semnării unui contract de farm-out prin care Repsol a achiziţionat o participaţie de 49% pentru zona cu adâncime mai mare de 2.500 – 3.000 de metri a perimetrelor onshore de explorare V-Băicoi, XIII-Târgu-Jiu, VI-Târgoviște și XII-Pitești, localizate în sudul Carpaților de Curbură și, respectiv, al Carpaților Meridionali.

În cursul acestui an, spaniolii au operat mai multe majorări de capital la subsidiarele lor din România, în sumă totală de 38,8 milioane lei.

Parteneriatul cu Repsol este cel de-al treilea încheiat de OMV Petrom, după acordurile semnate cu ExxonMobil, în 2008, şi cu Hunt Oil, în 2010. Grupul OMV are parteneriate de explorare şi/sau producţie încheiate cu grupul Repsol în Libia şi Bulgaria.

Evoluția favorabilă a prețului internațional al petrolului se vede și prețurile la pompă din România, OMV Petrom ieftinind, începând cu noapte de miercuri spre joi (ora 00:00) atât benzina, cât și motorina cu 3 bani pe litru.

Aceasta este cea de-a cincea ieftinire a OMV Petrom de la începutul lunii.

În urmă cu două zile, Energy Report anticipa că benzina și motorina își vor continua tendința de ieftinire, după ce prețul internațional al petrolului Brent s-a depreciat cu 8,3%, sau 9,6 dolari, în mai puțin de o lună.

Evoluția prețului internațional al petrolului a fost parțial compensată de deprecierea monedei naționale în raport cu dolarul, aceasta pierzând numai puțin de 1,5% în fața monedei americane. Dacă pe 20 iunie, petrolul Brent se tranzacționa la un nivel de 115,71 dolari pe baril, iar cursul leu/dolar era 3,23, în prezent Brent-ul a ajuns puțin peste 106,08 dolari pe baril, iar cursul leu/dolar - 3,28.

Evoluția cursului de schimb leu/dolar în ultima lună

Astfel, dacă ieri, un litru de benzina Standard Euro '95 costa la stația OMV Petrom de pe Șoseaua Mihai Bravu 321, 6,26 lei/litru, în timp ce unul de motorină Standard, 6,21 lei, începând de azi șoferi pot achiziționa la aceeași stație, un litru de benzină cu 6,26 lei, iar unul de motorină cu 6,18 lei. {jathumbnailoff}

OMV Petrom a anunțat forarea cu succes a unei sonde de explorare offshore, în Perimetrul XVIII Istria, de mică adâncime. (mică adâncime). Sonda Marina 1 a identificat un zăcământ de țiței în platoul continental al Mării Negre.

Sonda de explorare Marina 1 a fost forată la circa 60 de km de țărm, în Perimetrul XVIII Istria, la o adâncime de cca 2.150 de metri sub fundul mării. În zona respectivă, adâncimea apei este de circa 50 metri.

Primele estimări rezultate din testele de producție indică o producție potențială pe sondă de 1.500 – 2.000 bep/zi.

Costurile pentru forajul sondei de explorare s-au ridicat la cca. 19 milioane euro. După finalizarea testelor, sonda de explorare Marina 1 va fi cimentată și abandonată.

„Marea Neagră este o zonă foarte importantă pentru OMV Petrom, o zonă în care există în continuare potențial pentru noi descoperiri. În prezent, producția din zona de mică adâncime a Mării Negre reprezintă circa 18% din producția totală de hidrocarburi a companiei în România. Avem o istorie de peste 40 de ani în explorarea și exploatarea hidrocarburilor din zona de mică adâncime a Mării Negre și vom continua să investim în dezvoltarea segmentului offshore”, a declarat Gabriel Selischi, membru al Directoratului OMV Petrom responsabil de Explorare și Producție.

În următoarele luni, OMV Petrom va evalua rezultatele obținute cu ajutorul sondei Marina 1 în vederea dezvoltării şi punerii în producție a zăcământului, în cazul în care se constată viabilitatea comerciala a acestuia. Pentru exploatarea zăcământului va fi necesară dezvoltarea infrastructurii aferente, inclusiv forajul sondelor de producție. Producția din descoperirea Marina – dacă aceasta va fi declarată comercială - ar putea începe în următorii 3-4 ani. Investițiile necesare dezvoltării zăcământului sunt estimate la peste 100 milioane euro.

Operațiuni OMV Petrom în Marea Neagră

Explorarea platoului continental românesc din Marea Neagră a fost demarată încă din anul 1969. Prima descoperire de hidrocarburi a avut loc în 1980, iar prima producţie pe mare a început în anul 1987.

În prezent, OMV Petrom are operațiuni atât în zone de mică adâncime, cât și în zone de mare adâncime, astfel:

 Perimetrul Istria – mică adâncime (100% OMV Petrom): operațiuni de explorare și producție

OMV Petrom are în exploatare cinci zăcăminte: Pescăruș, Lebăda Est, Lebăda Vest, Sinoe și Delta. Acestea au o producție cumulată de circa 31.000 bep/zi.

În ultimii 10 ani, OMV Petrom a derulat trei campanii de achiziție seismică 3D în perimetrul Istria, acestea acoperind în totalitate suprafața perimetrului. În urma acestor campanii, în 2007, a fost descoperit zăcământul Delta, care a intrat în producție doi ani mai târziu.

 Perimetrul Neptun Shallow – mică adâncime (100% OMV Petrom): operațiuni de explorare

 Perimetrul Neptun Deep – mare adâncime (50% OMV Petrom, 50% ExxonMobil): operațiuni de explorare

Între decembrie 2011 – martie 2012, ExxonMobil și OMV Petrom au forat sonda Domino-1, prima sondă de explorare în ape de mare adâncime din România, care a confirmat prezența gazelor naturale. Domino-1 a atins o adâncime totală de peste 3,000 de metri sub nivelul mării.

 Perimetrul Midia Deep – mare adâncime (42.5% OMV Petrom, 42.5% ExxonMobil, 15% GasPlus): operațiuni de explorare

 Ajunsă pe pierderi şi cu afaceri în scădere, una dintre cele mai de tradiţie companii locale de proiectare benzinării şi rafinării, Petrodesign, a convocat AGEA în 12 / 14 august pentru retragerea de pe Rasdaq a acţiunilor, indică un comunicat remis BVB.

Una dintre principalele dificultăţi ale companiei în această perioadă este procurarea lichidităţilor. Vinovată parţial pentru acest aspect ar fi, conform informaţiilor companiei, şi Rominserv (parte a Rompetrol), care deşi a avut în anii trecuţi  contracte de zeci de milioane de dolari, ar fi printre cei mai rău-platnici clienţi ai Petrodesign.

Oricum, proiectanţii au avut la finele anului 2013 afaceri de 3,5 milioane de lei, în scădere de la 6,6 milioane de lei în anul 2012. În plus, compania a trecut de la profit în anul 2012 la pierderi de 3,6 milioane de lei anul trecut.

Înfiinţată în anul 1992 prin desprinderea de fostul institut de proiectare pentru industria chimică din România – IPROCHIM (înfiinţat în 1948), firma a fost privatizatã în 1998. Iniţial, controlul a fost deţinut de compania germanã Nukem, c.o. Tessag. Acum, compania are 60 de angajaţi şi îi are ca acţionari pe Dextron Ltd, cu 89,7%, AVAS cu 5% şi alţi acţionari persoane fizice.

Preşedinte al Consiliului de Administraţie şi director general este Mircea Geană, inginer chimist în vârstă de 73 de ani.

Printre clienţii de pe piaţa internă se numără companii precum OMV Petrom, Rompetrol sau rafinăria Petrobrazi a Petrom. Pe piaţa externă au lucrat în Sudan.

Compania elaborează proiecte în domeniul industriei petrochimice şi de rafinare a petrolului şi gazelor naturale dar şi analize de impact asupra mediului a anumitor proiecte.

Petrodesign estimează că în următorii ani nu se vor face prea multe investiţii în activitatea de rafinare astfel că alege să se focuseze pe partea de extracţie precum şi spre pieţele externe din Africa şi Asia.

Printre concurenţii actuali ai Petrodesign amintim aici: Iprochim, SCIPIP Ploieşti şi Petrostar Ploieşti.

Dacă, pe de o parte, Distrigaz Sud Reţele (care activează în Bucureşti şi în 18 judeţe) are un protocol cu Poliţia pentru prevenirea şi combaterea sustragerilor de gaze naturale, pe de altă parte, câştigă din consultanţa oferită unor companii din industrie pe care le învaţă cum să se apere de hoţii de gaze şi conducte.

O să oferim şi un exemplu concret în acest sens, cel al Congaz, compania din Constanţa al cărei control a fost preluat săptămânile trecute de GDF Suez.

Astfel, la finele lunii mai, Congaz a ales să încheie un contract de consultanţă cu Distrigaz Sud Reţele doar pentru înfiinţarea unui compartiment care să combată furturile de gaze naturale şi îmbunătăţirea măsurărilor. Doar în faza iniţială, pentru aşa-numita consultanţă pentru înfiinţarea respectivului “compartiment”, Distrigaz Sud Reţele va încasa nici mai mult nici mai puţin de 25.000 de euro fără TVA, indică un document consultat de Energy Report.

De altfel, compania de la malul mării trebuie să înveţe să se apere nu doar de hoţi ci şi de proprii contabili. Asta pentru că din profitul net de 13,7 milioane de lei de anul trecut, peste 6,5 milioane de lei au fost repartizaţi pentru acoperirea erorilor contabile. Pentru asta însă, nu-i plăteşte tot pe cei de la Distrigaz ci pe cei de la KPMG.

GDF Suez Energy România a preluat pachetul majoritar de acţiuni (57,18%) al Congaz de la E.ON Ruhrgas International şi OMV Petrom. Astfel, GDF Suez şi-a majorat participaţia la 85,77% la distribuitorul de gaze naturale de la malul mării. Operaţiunea de preluare este în analiza Consiliului Concurenţei.

Distrigaz Sud Reţele este o filială a GDF SUEZ Energy România, înfiinţată în martie 2008 ca urmare a separării activităţii de distribuţie de cea de comercializare. Activitatea principală este distribuţia gazelor naturale. Compania activează în 18 judeţe din sudul ţării şi municipiul Bucureşti, gestionând o retea de distribuţie de aproximativ 17.000 km. Judeţele deservite de către companie sunt: Argeş, Brăila, Braşov, Buzău, Călăraşi, Covasna, Dâmboviţa, Dolj, Galaţi, Giurgiu, Gorj, Ialomiţa, Ilfov, Olt, Prahova, Tulcea, Valcea, Vrancea.

Subsidiara norvegiană a austriecilor de la OMV, compania-mamă a OMV Petrom, a descoperit hidrocarburi în urma forajului sondei de explorare Hanssen din Marea Barents, în apele teritoriale ale Norvegiei, la circa 7 kilometri de zăcământul Wisting Central.

Sonda a fost forată în sistemul wildcat drilling, respectiv fără a se fi desfășurat lucrări anterioare de prospectare a perimetrului.

"Sunt bucuros de confirmarea potențialului zonei Wisting. Strategia prin care Norvegia devine una dintre țările care constituie nucleul business-ului de explorare și producție al OMV avansează foarte bine", a declarat Jaap Huijskes, membru al board-ului executiv OMV, responsabil cu activitățile de explorare și producție.

Până la 50 de milioane de barili

Sonda de explorare Hanssen este cea de-a treia forată în perimetrul respectiv, adjudecat de OMV la o rundă de licențiere desfășurată în 2009. Sonda a fost forată la o adâncime verticală de 1.679 de metri sub nivelul mării, adâncimea apei fiind de 417,5 metri.

Potrivit calculelor preliminare ale companiei, zăcământul descoperit în urma forajului sondei Hanssen conține între 20 și 50 de milioane de barili echivalent petrol de hidrocarburi, reprezentând în cea mai mare parte țiței. În continuare, sonda va fi astupată permanent și abandonată.

OMV (Norge) AS, subsidiara norvegiană a OMV, deține 25% din drepturile concesiunii și este și operator al acesteia. Partenerii OMV sunt Petoro, Idemitsu și Tullow, fiecare cu câte 20%, precum și compania petrolieră de stat a Norvegiei, Statoil, cu 15%.

Active de 2,65 miliarde dolari preluate de la Statoil

În noiembrie anul trecut, OMV a finalizat tranzacția cu Statoil prin care a preluat de la norvegieni participații la câmpuri petroliere și gazeifere din Marea Nordului, achiziția fiind finanțată prin reduceri ale capitalului de lucru, vânzări de active de pe segmentul de rafinare, cash-flow propriu și bani proveniți din facilitățile de creditare aflate la dispoziția OMV.

OMV a cumpărat 19% din drepturile aferente câmpului Gullfaks și 24% din cele ale câmpului Gudrun, localizate pe platforma continentală a Norvegiei. În plus, austriecii au mai preluat 30% din drepturile aferente câmpului Rosebank și 5,88% din cele le câmpului Schiehallion, ambele situate la vest de insulele Shetland, la ambele active OMV deținând deja participații anterior recentei tranzacții.

Acordul cu Statoil prevede și stabilirea unui parteneriat de cercetare-dezvoltare între cele două companii, precum și opțiunea de stabilire a unor acorduri de tip farm-in (în care se împart costurile de dezvoltare între compania care deține concesiunile și partener) pentru alte licențe de explorare. În total, OMV a cumpărat de la Statoil active în valoare de 2,65 miliarde de dolari.

În urma tranzacției, rezervele de hidrocarburi ale OMV s-au majorat în mod substanțial, crescând cu circa 320 de milioane de barili echivalent petrol. Creșterea de producție a OMV a fost estimată la 25.000 de barili echivalent petrol pe zi la 1 noiembrie 2013, urmând să se majoreze la 40.000 de barili echivalent petrol pe zi în 2014 și 58.000 de barili echivalent petrol pe zi în 2016.

Marele grup petrolier spaniol Repsol a descoperit două mari zăcăminte de hidrocarburi în vestul Siberiei, cotate ca fiind cele mai mari descoperite în ultimii doi ani în Rusia. Mai precis, resursele recuperabile din cele două zăcăminte sunt estimate la 240 milioane de barili echivalent petrol. Pe de altă parte, Repsol îşi intensifică activitatea şi în România, alături de OMV Petrom, în evaluarea potenţialului de hidrocarburi la patru perimetre onshore de explorare din Subcarpaţi. Spaniolii tocmai au majorat cu circa 7 milioane de euro capitalul social la toate cele patru companii pe care le deţin în România, indică documentele consultate de Energy Report.

De altfel, Repsol a anunţat la începutul lunii că are pregătiţi pentru perioada  următoare  circa 10 miliarde de dolari pentru achiziţii care să-i amplifice afacerile din explorare şi producţie.

Revenind la România, spunem că partener de explorare al OMV Petrom în patru perimetre onshore din sudul Carpaţilor Meridionali şi al Carpaţilor de Curbură, gigantul petrolier spaniol Repsol a făcut o nouă majorare de capital la cele patru firme sub care operează în România. Asta după ce în primăvară, spaniolii au încheiat o altă majorare de capital la cele patru firme, la acea dată cu doar circa 6 milioane de lei. Noua infuzie de capital este de 32,79 milioane de lei (circa 7,2 milioane de euro).

Despre infuzia de capital de la firma care operează perimetrul Băicoi a scris Energy Report zilele trecute iar majorarea de capital s-a făcut prin vărsarea a 9,54 milioane de lei în conturile Repsol Băicoi.

Apoi, la celelalte companii, care operează în perimetrele Piteşti, Târgovişte şi Târgu Jiu s-au vărsat în conturi 11,85 milioane de lei, 9,10 milioane de lei respectiv 2,30 milioane de lei.

Majorările de capital s-au făcut prin vărsarea sumelor de bani în conturile deschise de compania spaniolă la Unicredit Ţiriac Bank.

În februarie 2013, Repsol a semnat cu OMV Petrom un contract farm-out (de transfer al drepturilor derivate din acordurile de concesiune petrolieră) prin care Repsol cumpăra o participaţie de 49% pentru zona cu adâncime mai mare de 2.500 - 3.000 de metri a perimetrelor onshore de explorare Băicoi V, Târgovişte VI, Piteşti XII şi Târgu Jiu XIII. Parteneriatul s-a făcut pentru evaluarea potenţialului de hidrocarburi al celor patru perimetre.

Cele două mari companii evaluează împreună datele obţinute în cadrul programului de seismică deja derulat pentru a determina oportunităţile de foraj de explorare. La semnarea contractului, OMV şi Repsol estimau că investiţiile pe doi ani pentru forajul de explorare din zonele amintite se pot ridica la 50 de milioane de euro.

OMV Petrom mai are astfel de parteneriate cu ExxonMobil, datând din 2008, şi cu Hunt Oil, din 2010. În plus, austriecii mai au parteneriate de explorare şi/sau producţie încheiate cu grupul Repsol în Libia şi Bulgaria.

Repsol este o companie integrată de ţiţei şi gaze, prezentă în peste 30 de ţări, cu peste 23.000 de angajaţi.

Amintim tot aici că anul trecut, Repsol a fost de acord să primească compensaţii în valoare de 5 miliarde de dolari de la statul argentinian, după de preşedintele ţării, Cristina Fernandez de Kirchner, a dispus măsura naţionalizării companiei YPF. Statul a preluat participaţia majoritară deţinută de grupul Repsol, după îndelungi dispute între administraţie şi companie privind scăderea producţiei şi programul de investiţii. În primă instanţă, spaniolii au solicitat compensaţii în valoare de 10,5 miliarde de dolari.

Gazprom poartă discuții pentru a cumpăra o participație de 24,9% din acțiunile OMV, compania-mamă a Petrom, de la fondul suveran de investiții al emiratului Abu Dhabi, potrivit unei surse la curent cu negocierile, citate de Reuters, o tranzacție care ar adânci controversatele legături dintre Austria și Rusia din punct de vedere al Uniunii Europene, în contextul crizei din Ucraina.

Potrivit Reuters, achiziția i-ar oferi gigantului controlat de statul rus un "cap de pod" extrem de important în UE, care privește cu mare suspiciune proiectul gazoductului South Stream și a impus sancțiuni Rusiei ca urmare a anexării peninsulei Crimea.

"S-au purtat discuții, dar părțile mai trebuie să ajungă la un acord în privința prețului", a declarat sursa citată, pentru Reuters.

Holdingul austriac de stat OIAG, care deține 32% din acțiunile OMV printr-un acord de parteneriat cu fondul suveran de investiții al emiratului Abu Dhabi, International Petroleum Investment Co (IPIC) și coordonează orice modificări în acționariatul companiei austriece de petrol și gaze, a declarat că nu a primit nici un semnal cum că IPIC ar intenționa să-și vândă participația la OMV.

Părțile implicate nu confirmă, nu infirmă

"E ceva nou pentru mine", a declarat Siegfried Wolf, un om de afaceri austriac care are strânse legături cu Rusia și care a fost ales președinte al OIAG chiar joi. El a adăugat însă că OIAG, care are drept de preeminență asupra oricăror eventuale vânzări de acțiuni ale IPIC la OMV, nu trebuie să fie neapărat la curent cu negocieri precum cele presupuse a se purta în prezent între Gazprom și IPIC; până în momentul în care arabii ar fi gata să vândă. Wolf a precizat că nu a discutat nimic cu IPIC despre acest subiect.

Pe de altă parte, o sursă din industria rusă de gaze a caracterizat drept "baliverne" informațiile despre perspectiva ca Gazprom să cumpere o participație la OMV. Cu două zile în urmă, Gazprom şi OMV au convenit, la Viena, crearea unei companii mixte care să construiască şi să opereze tronsonul austriac al gazoductului South Stream, în aceeaşi zi în care preşedintele rus Vladimir Putin, aflat și el la Viena pentru convorbiri cu omologul său austriac, a cerut Parlamentului să anuleze dreptul de utilizare a forţei în Ucraina.

Parlamentarul austriac de opoziție Peter Pilz a declarat ziarului Kurier și agenției Reuters că deține "indicii concrete" potrivit cărora IPIC și Gazprom au discutat despre vânzarea către ruși a participației de 24,9% din acțiunile OMV.

Gazprom și IPIC au refuzat să comenteze, iar OMV le-a transmis jurnaliștilor de la Reuters să adreseze întrebările pe acest subiect acționarilor principali ai companiei. Acțiunile OMV au încheiat ședința de tranzacționare de joi de la Bursa din Viena în urcare cu 2,9%, la 33,085 euro/titlu, ceea ce ar evalua o participație de 25% în companie la circa 2,7 miliarde de euro.

Control strâns pe South Stream și conflict de interese

"Ca acționar al OMV, Gazprom ar căpăta control strâns asupra construcției și operării gazoductului South Stream. Totuși, am avea de a face cu un conflict de interese, căci ar însemna că Gazprom ar cumpăra gaze de la sine însuși", a declarat Mihail Korcemchin, director al companiei americane de consultanță East European Gas Analysis.

"Strict din punct de vedere al prețului acțiunilor OMV, n-ar fi mare diferență dacă respectiva participație ar fi deținută de Gazprom sau de IPIC. Însă dacă Gazprom ar face o ofertă pentru 100% din acțiunile OMV, ar fi cu totul altă poveste", a spus un alt analist, care a cerut să îi fie păstrat anonimatul, dat fiind natura sensibilă din punct de vedere politic a subiectului.

OMV a fost prima companie occidentală care a semnat contracte pe termen lung cu Gazprom pentru cumpărarea de gaze naturale, încă din 1968, de pe vremea Uniunii Sovietice, și este în continuare unul dintre cei mai importanți clienți ai Gazprom.

Actualele acorduri, valabile până în 2027, prevăd livrări de gaze din Siberia către facilitățile de depozitare ale OMV din Baumgarten, Austria. Gazprom are în plan livrarea de gaze către Baumgarten prin gazoductul South Stream. În decembrie 2013, OMV a ajuns la un acord preliminar cu Gazprom în vederea ajustării prețului gazelor rusești, care până atunci se indexau în funcție de evoluția prețului internațional al petrolului. Noua formulă va reflecta mai bine prețurile de pe piața spot a gazelori, ceea ce va avea un efect pozitiv asupra rezultatelor unitații de trading cu gaze a OMV, Econgas, unitate aflată la acel moment pe pierdere.

Comisia Europeană nu privește cu ochi buni

Parlamentarul Pilz a declarat că este îngrijorat de amplificarea influenței Rusiei în Austria, al cărei președinte l-a primit pe Vladimir Putin la Viena săptămâna aceasta. Vizita a fost privită ca fiind extrem de controversată din punct de vedere al relațiilor UE cu Rusia, dar președintele austriac a declarat că discuțiile sunt mai fructuoase decât sancțiunile.

IPIC, fondul suveran de investiții al emiratului Abu Dhabi, care deține participația de un sfert din acțiunile OMV de 20 de ani, mai deține acțiuni și la alte companii europene majore, cum ar fi Unicredit.

Comisia Europeană pune sub semnul întrebării modul în care Gazprom şi partenerii săi vor exploata South Stream, în timp ce Ucraina a susţinut că Rusia foloseşte gazele ca armă politică. Comisia a cerut Gazprom ca proiectul South Stream să respecte regulile UE referitoare la separarea operaţiunilor de producţie de cele de distribuţie, solicitare respinsă de Rusia. La începutul acestei luni, CE a cerut Bulgariei să suspende lucrările la South Stream, din cauza problemelor legate de licitaţiile de atribuire a contractelor.

OMV: Nevoia de gaze rusești va crește în Europa

Rusia a promovat proiectul South Stream după mai mulţi ani de dispute cu Ucraina, prin care tranzitează jumătate din gazele livrate de Gazprom Europei. Gazoductul South Stream, al cărui cost de construcţie ar putea fi de 16 miliarde de euro, va transporta anual până la 63 de miliarde de metri cubi de gaze în UE. Conducta va traversa Marea Neagră pe o distanţă de 900 de kilometri, spre Balcani, unde se bifurcă către nord şi sud, cu destinaţia Austria şi Italia.

Tronsonul austriac va deveni operaţional de la sfârşitul lui 2016, sub administrarea companiei mixte a OMV şi Gazprom, care vor avea participaţii egale. Șeful OMV, Alexei Miller, a declarat, marți, că livrările comerciale vor începe în 2017, iar conducta va ajunge la capacitate în 12 luni.

La rândul său, CEO-ul OMV, Gerhard Roiss, a declarat că acordul de înființare a joint-venture-ului Gazprom-OMV pentru construirea sectorului austriac al South Stream va spori securitatea aprovizionării cu gaze a Europei şi va respecta legislaţia UE, care susţine creşterea concurenţei. "Europa are nevoie de gazele ruseşti şi va fi nevoie de o cantitate mai mare de gaze pe măsură ce rezervele proprii se epuizează", a punctat Roiss.

Gazprom şi OMV au convenit, marţi, la Viena, crearea unei companii mixte care să construiască şi să opereze tronsonul austriac al gazoductului South Stream, în aceeaşi zi în care preşedintele rus Vladimir Putin a cerut Parlamentului să anuleze dreptul de utilizare a forţei în Ucraina.

Acordul a fost oficializat în cadrul unei ceremonii la Viena şi reprezintă decizia finală de investiţii, se arată într-un comunicat al Gazprom, citat de Bloomberg.

Rusia a promovat proiectul South Stream după mai mulţi ani de dispute cu Ucraina, prin care tranzitează jumătate din gazele livrate de Gazprom Europei.

Rusia a oprit în această lună livrările de gaze destinate Ucrainei, din cauza neînţelegerilor legate de datoriile acestei ţări. Disputele de acest tip au dus la întreruperea livrărilor de gaze către Europa, în 2006 şi 2009.

Timing is everything

Tronsonul austriac al South Stream, de 50 de kilometri, nu este foarte lung, dar acest fapt nu diminuează importanţa sa, întrucât este punctul terminus al gazoductului, a declarat directorul general al Gazprom, Alexey Miller, la Viena.

El a spus că acordul va consolida rolul Baumgarten, unde se va opri South Stream, ca centru nodal de livrare a gazelor în Europa Centrală şi de Est.

Acordul a fost semnat cu două zile înainte de summitul UE din Belgia, unde va fi discutată strategia de securitate energetică a blocului comunitar şi măsuri de evitare a întreruperii livrărilor de gaze, în iarna 2014-2015.

Comisia Europeană a pus sub semnul întrebării modul în care Gazprom şi partenerii săi vor exploata South Stream, în timp ce Ucraina a susţinut că Rusia foloseşte gazele ca armă politică

Putin a solicitat Parlamentului să anuleze dreptul de folosire a forţei în Ucraina, înainte de a merge la Viena, pentru a ajuta la stabilizarea situaţiei în estul Ucrainei, a declarat purtătorul său de cuvânt, Dmitri Peskov.

Susțin că se va respecta legislația UE

Şeful OMV, Gerhard Roiss, a declarat că acordul va spori securitatea aprovizionării cu gaze a Europei şi va respecta legislaţia UE, care susţine creşterea concurenţei.

"Europa are nevoie de gazele ruseşti şi va fi nevoie de o cantitate mai mare de gaze pe măsură ce rezervele proprii se epuizează", a spus Roiss la un briefing de presă.

South Stream, al cărui cost de construcţie ar putea fi de 16 miliarde de euro, va transporta anual până la 63 de miliarde de metri cubi de gaze în UE. Conducta va traversa Marea Neagră pe o distanţă de 900 de kilometri, spre Balcani, unde se bifurcă către nord şi sud, cu destinaţia Austria şi Italia.

Tronsonul austriac va deveni operaţional de la sfârşitul lui 2016, sub administrarea companiei mixte a OMV şi Gazprom, care vor avea participaţii egale. Miller a arătat că livrările comerciale vor începe în 2017, iar conducta va ajunge la capacitate în 12 luni. În 2011, Gazprom renunţase la planul de construcţie a conductei în Austria, preferând Italia, ţara de origine a companiei Eni.

Comisia Europeană a presat Bulgaria

Compania rusă a semnat însă un acord cu OMV referitor la tronsonul austriac în luna aprilie a acestui an. De atunci, Gazprom a analizat renunţarea la ruta italiană. Directorul departamentului de management al proiectului al Gazprom, Leonid Ciuganov, a declarat în luna mai că grupul va decide până în luna iulie dacă va construi ambele tronsoane.

Miller a mai spus că South Stream va fi construit indiferent de problemele cu care se confruntă în Europa.

"Proiectele majore întotdeauna se confruntă cu probleme şi pot spune că ne aflăm într-un dialog constructiv cu Comisia Europeană, a arătat Miller, referindu-se la discuţiile aproape zilnice cu comisarul pentru Energie Guenther Oettinger.

Comisia Europeană a cerut Gazprom ca proiectul South Stream să respecte regulile UE referitoare la separarea operaţiunilor de producţie de cele de distribuţie, solicitare respinsă de Rusia.

La începutul acestei luni, CE a cerut Bulgariei să suspende lucrările la South Stream, din cauza problemelor legate de licitaţiile de atribuire a contractelor.

Preț mai avantajos pentru OMV, colaborare de pe vremea URSS

În decembrie 2013, OMV a ajuns la un acord preliminar cu Gazprom în vederea ajustării prețului gazelor rusești, care până atunci se indexau în funcție de evoluția prețului internațional al petrolului. Noua formulă va reflecta mai bine prețurile de pe piața spot a gazelori, ceea ce va avea un efect pozitiv asupra rezultatelor unitații de trading cu gaze a OMV, Econgas, unitate aflată la acel moment pe pierdere.

Cele două companii negociau, în ianuarie, asupra unei soluții permanente, care să pună în practică acordul interimar convenit în decembrie. "Nu cred că relațiile noastre contractuale bilaterale sunt umbrite de discuțiile dintre Gazprom și UE", spunea Floren.

OMV se bazează pe livrări de gaze din Rusia din 1968, când Austria a negociat acorduri de import cu Uniunea Sovietică. Actualele acorduri, valabile până în 2027, prevăd livrări de gaze din Siberia către facilitățile de depozitare ale OMV din Baumgarten, Austria. Gazprom are în plan livrarea de gaze către Baumgarten prin gazoductul South Stream.

"Nici o companie nu are o relație de mai lungă durată cu Gazprom decât OMV. Deal-ul cu Rusia este bun atunci când nu este suficientă lichiditate pe piețele spot, însă indexarea prețurilor la gaze la cotațiile mondiale ale țițeiului face contractele pe termen lung neeconomice", adăuga CFO-ul OMV.

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.

Partener de explorare al OMV Petrom în patru perimetre onshore din sudul Carpaţilor Meridionali şi al Carpaţilor de Curbură, gigantul petrolier spaniol Repsol a făcut o nouă majorare de capital la una din cele patru firme sub care operează în România, indică o hotărâre recentă a spaniolilor, consultată de Energy Report.

Este vorba de firma care operează perimetrul Băicoi iar majorarea de capital s-a făcut prin vărsarea a 9,54 milioane de lei în conturile Repsol Băicoi.

Asta după ce în primăvară, spaniolii au încheiat o altă majorare de capital la cele patru firme din România cu circa 6 milioane de lei. Majorările precedente de capital s-au făcut în trei tranşe, începând de la finele anului trecut prin vărsarea sumelor de bani în conturile deschise de compania spaniolă la Unicredit Ţiriac Bank.

În plus, compania petrolieră a hotărât lunile trecute ca activităţile lor în România să fie coordonate diantr-un birou recent închiriat (foto) de compania spaniolă într-o clădire office din apropierea Căii Dorobanţilor, pe strada Intrarea Tudor Ştefan.

În februarie 2013, Repsol a semnat cu OMV Petrom un contract farm-out (de transfer al drepturilor derivate din acordurile de concesiune petrolieră) prin care Repsol cumpăra o participaţie de 49% pentru zona cu adâncime mai mare de 2.500 - 3.000 de metri a perimetrelor onshore de explorare Băicoi V, Târgovişte VI, Piteşti XII şi Târgu Jiu XIII. Parteneriatul s-a făcut pentru evaluarea potenţialului de hidrocarburi al celor patru perimetre.

Cele două mari companii evaluează împreună datele obţinute în cadrul programului de seismică deja derulat pentru a determina oportunităţile de foraj de explorare. La semnarea contractului, OMV şi Repsol estimau că investiţiile pe doi ani pentru forajul de explorare din zonele amintite se pot ridica la 50 de milioane de euro.

OMV Petrom mai are astfel de parteneriate cu ExxonMobil, datând din 2008, şi cu Hunt Oil, din 2010. În plus, austriecii mai au parteneriate de explorare şi/sau producţie încheiate cu grupul Repsol în Libia şi Bulgaria.

Repsol este o companie integrată de ţiţei şi gaze, prezentă în peste 30 de ţări, cu peste 23.000 de angajaţi.

Amintim tot aici că anul trecut, Repsol a fost de acord să primească compensaţii în valoare de 5 miliarde de dolari de la statul argentinian, după de preşedintele ţării, Cristina Fernandez de Kirchner, a dispus măsura naţionalizării companiei YPF. Statul a preluat participaţia majoritară deţinută de grupul Repsol, după îndelungi dispute între administraţie şi companie privind scăderea producţiei şi programul de investiţii. În primă instanţă, spaniolii au solicitat compensaţii în valoare de 10,5 miliarde de dolari.

“Există zeci de perimetre cu zăcăminte marginale de petrol şi gaze pentru care ANRM poate face licitaţii dar nu face, în condiţiile în care există multe companii interesate să stoarcă tot petrolul de acolo. Asta e valabil acum chiar şi pentru zăcămintele care cândva erau considerate ineficiente dar cu evoluţia tehnologică din anii din urmă se pot dovedi zăcăminte profitabile”, Arthur Stratan (foto), director la Amromco şi vicepreşedinte al Asociaţiei Române a Companiilor de Explorare şi Producţie Petrolieră (ROPEPCA).

Având în vedere că în România se extrage ţiţei de peste 150 de ani, fiind printre primele ţări înregistrate în acest sens, există şi multe zăcăminte la care s-a renunţat în timp, din motive economice de exploatare dar există zăcăminte care se pot dovedi rentabile pentru alte companii care activează tocmai pe acest segment, al extragerii hidrocarburilor din câmpurile depletate.

Vorbim de perimetre la a căror concesiune au renunţat OMV Petrom şi Romgaz, din motive economice. Pentru astfel de perimetre, ANRM nu a mai făcut licitaţii din perioada de început a crizei economice dar de atunci, pe de o parte, numărul zăcămintelor marginale s-a mărit iar pe de altă parte, tehnologiile pe acest segment sunt în continuă dezvoltare.

“Cu scăderea producţiei de petrol la care asistăm în România ultimilor ani trebuie încurajate activităţile de explorare şi exploatare. Şi mă refer aici şi la descoperirea recentă a celor de la Exxon şi Petrom din Marea Neagră dar şi la zăcămintele marginale ”, a declarat la rândul său Corneliu Dinu, profesor la Facultatea de Geologie şi Geofizică, în cadrul unei conferinţe organizată de ROPEPCA.

Cât despre încurajarea activităţilor corelate zăcămintelor marginale din partea autorităţilor, singura cale pare a fi aceea a unor poveri fiscale mai reduse.  “Zăcămintele depletate, epuizate, trebuie abordate altfel, astfel încât să stimulăm exploatarea lor”, declara zilele trecute şi Gheorghe Duţu, preşedintele Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale (ANRM). Deocamdată însă, în ultimii ani licitaţiile lipsesc.

Zăcămintele marginale la care au renunţat Petrom şi Romgaz  au început să fie re-concesionate din 2003. Respectivele zăcăminte au fost apoi preluate în anii care au urmat de companii specializate precum Algoritm, Amromco, Foradex, Toreador, Expert Petroleum şi foarte multe altele.

Ca să dăm şi un exemplu mai recent cu câmpuri mature, în anul 2013, compania petrolieră Expert Petroleum a preluat 13 câmpuri mature de petrol și gaze în regiunea Timișoarei, finanțează operațiunile și s-a dedicat dezvoltării lor viitoare pentru a maximiza producția. Expert Petroleum a obținut pe aceste câmpuri o creștere semnificativă a producției și rezervelor.

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

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

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

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

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

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

Actualul regim al redevențelor petroliere va rămâne în vigoare pentru acordurile de concesiune aflate în curs de derulare, iar noile redevențe, care vor intra în vigoare de anul viitor, se vor aplica doar pentru acordurile de concesiune noi, semnate după modificarea legislației privind redevențele, și vor fi diferențiate în funcție de tipul de zăcământ de hidrocarburi exploatat, onshore sau offshore, a declarat premierul Victor Ponta, la Bucharest Forum Energy.

"Noua lege nu se va putea aplica retroactiv", a declarat Ponta, întrebat fiind dacă pot fi modificate redevențele pentru titularii acordurilor de concesiune aflate în prezent în vigoare, în care este stipulat actualul regim de redevențe și care au o durată de 20-30 de ani.

În discursul său din cadrul forumului, Ponta a subliniat în mod repetat necesitatea de a avea un regim de redevențe care să asigure stabilitate și predictibilitate pentru investitori.

"Vrem ca bugetul de stat să încaseze nu mult din foarte puțin, ci puțin din foarte mult", a arătat premierul.

El a adăugat că noua legislație privind redevențele petroliere va stabili un regim diferențiat, în funcție de tipul de zăcământ de hidrocarburi exploatat, urmând ca redevențele pentru resurse offshore să fie mai mici decât cele pentru zăcăminte onshore, ca urmare a faptului că investițiile necesare pentru dezvoltarea câmpurilor de hidrocarburi offshore sunt semnificativ mai mari.

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 anunţa 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 din decembrie 2013, analiștii Erste Group spuneau 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 precizau 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", afirmau analiștii Erste Group.

În ianuarie anul acesta, ambasada Statelor Unite la București se declara 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", declara 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.

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

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

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

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

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

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

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

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

Producătorul de utilaje petroliere Upetrom 1 mai, controlat de miliardarul Gabriel Comănescu, a hotărât în urmă cu câteva săptămâni revocarea din funcţie a lui Lammel Chehab, directorul general al companiei, indică documente consultate de Energy Report.

“În urma referatului Direcţiei Economice nr.256/ 06.03.2014 cu privire la situaţia economico-financiară a societăţii, principalii indicatori ai activităţii şi rezultatele economice pentru ultimele două exerciţii financiare, aferente perioadei 01.01.2012 – 31.12.2013, membrii consiliului de administraţie de administraţie au hotărât, cu unanimitate de voturi... (n.r) revocarea dlui Lammel Chehab Geb Matthias din funcţia de Director General al Upetrom 1 mai - SA”, indică documentul.

Încetarea contractului de mandat s-a făcut începând cu 12 aprilie. Consiliul de administraţie a mai aprobat ca din 13 aprilie, fostul director să fie pus la dispoziţia societăţii.

Director interimar a fost numit Ion Popescu,  directorul general adunct.

Compania a renunţat în toamnă la producţia de echipamente pentru eoliene, dar a renunţat şi a revenit la producţia de utilaje petroliere pentru că are, printre altele un contract cu Petrom, anunţa anul trecut omul de afaceri Gabriel Comănescu.

Cu circa 800 de angajaţi, compania a înregistrat în anul 2012 o pierdere de peste 27 milioane de lei.

Înainte de 1989, compania a avut momente în care avea chiar şi 18.000 de angajaţi, fiind cea mai mare uzină producătoare de instalaţii de foraj petrolier din Sud-Estul Europei, printre clienţii săi numărându-se şi mari companii americane.

Spre deosebire de aceasta, în privinţa profitabilităţii şi a amplorii afacerilor, o altă companie controlată de miliardarul român, Grup Servicii Petroliere, se află chiar la polul opus, fiind una dintre cele mai de succes companii româneşti din ultimii ani, atât în România cât şi pe plan internaţional.

 Directorii generali ai OMV și Gazprom s-au întâlnit, marți, pentru a continua negocierile contractuale privind importurile de gaze rusești, dar și pentru a discuta posibile opțiuni alternative de transport și livrare a gazelor exportate de Gazprom în Europa Centrală, în actualele condiții politice complicate. La întâlnire s-a discutat inclusiv despre propunerea părții austriece ca gazoductul South Stream, menit să aprovizioneze Europa cu gaze rusești prin ocolirea Ucrainei, să treacă prin Austria.

CEO-ul Gazprom, Alexei Miller, și cel al OMV, Gerhard Roiss (foto), s-au întâlnit la sediul central al OMV din Viena pentru a discuta actualele condiții problematice de pe piața gazelor naturale, potrivit unui comunicat al OMV.

Pe lângă negocierile contractuale privind importurile de gaze rusești, cele două părți au discutat și actuala situație politică, la discuții subliniindu-se că prioritatea numărul unu este aprovizionarea cu gaze a Austriei. În pofida actualei situații, nivelul importurilor de gaze rusești evoluează potrivit rutinei sezoniere, se arată în documentul citat.

"Apreciem dialogul cu parterneri de business precum OMV, pentru asigurarea securității livrărilor de gaze. Gazprom a fost lăudată ca fiind un furnizor de încredere, care contribuie semnificativ la securitatea energetică a Austriei. Mai mult, s-a subliniat că actuala situație geopolitică demonstrează importanța găsirii de rute alternative pentru aprovizionarea consumatorilor europeni cu gaze rusești", a declarat CEO-ul Gazprom, Alexei Miller.

Cei doi parteneri au discutat posibile rute alternative de transport și livrare a gazelor rusești către Europa Centrală, cum ar fi gazoductul Nord Stream și conducta germană OPAL. În plus, Gazprom a anunțat că a acceptat propunerea părţii austriece, de a explora posibilităţile de construire a unui gazoduct în Austria, care ar completa itinerariul actual al South Stream.

"În Europa, trăim într-o societate bazată pe integrarea resurselor, produselor și serviciilor. Având asta în minte, cred că integrarea economică dintre Europa și partenerii noștri din Rusia este calea prin care poate fi păstrată stabilitatea pe continentul nostru. Întâlnirea de astăzi scoate în evidență parteneriatul nostru cu Gazprom, vechi de peste 50 de ani", a spus, la rândul său, CEO-ul OMV, Gerhard Roiss.

Contract mai bun cu Gazprom

Cei doi s-au mai întâlnit o dată anul acesta, în februarie, la Soci, unde au discutat aspecte ale colaborării bilaterale ale celor două companii, principalele puncte din agendă fiind livrările de gaze naturale ale rușilor către austrieci și proiectul gazoductului South Stream.

În ianuarie 2014, șeful diviziei de gaze și electricitate al principalului acționar al Petrom, Hans-Peter Floren, a declarat că negocierile dintre OMV și Gazprom referitoare la contractele de furnizare de gaze naturale pe termen lung nu sunt afectate de disputele dintre Uniunea Europeană și gigantul rus.

Uniunea Europeană a deschis o anchetă anti-trust împotriva Gazprom, pe care o acuză că practică prețuri de monopol și a solicitat companiei rusești să renegocieze cu mai multe state europene, inclusiv Austria, acordurile semnate pentru construcția South Stream, susținând că acestea încalcă legislația europeană cu privire la managementul rețelelor de conducte de gaze.

În decembrie 2013, OMV a ajuns la un acord preliminar cu Gazprom în vederea ajustării prețului gazelor rusești, care până atunci se indexau în funcție de evoluția prețului internațional al petrolului. Noua formulă va reflecta mai bine prețurile de pe piața spot a gazelori, cea ce va avea un efect pozitiv asupra rezultatelor unitații de trading cu gaze a OMV, Econgas, unitate aflată la acel moment pe pierdere.

Cele două companii negociau, în ianuarie, asupra unei soluții permanente, care să pună în practică acordul interimar convenit în decembrie. "Nu cred că relațiile noastre contractuale bilaterale sunt umbrite de discuțiile dintre Gazprom și UE", spunea Floren.

OMV se bazează pe livrări de gaze din Rusia din 1968, când Austria a negociat acorduri de import cu Uniunea Sovietică. Actualele acorduri, valabile până în 2027, prevăd livrări de gaze din Siberia către facilitățile de depozitare ale OMV din Baumgarten, Austria. Gazprom are în plan livrarea de gaze către Baumgarten prin gazoductul South Stream.

"Nici o companie nu are o relație de mai lungă durată cu Gazprom decât OMV. Deal-ul cu Rusia este bun atunci când nu este suficientă lichiditate pe piețele spot, însă indexarea prețurilor la gaze la cotațiile mondiale ale țițeiului face contractele pe termen lung neeconomice", adăuga CFO-ul OMV.

Scad vânzările de gaze

Vânzările de gaze naturale ale OMV Petrom au scăzut în primul trimestru din acest an cu 18%, la 13,47 TWh, în principal ca urmare a iernii mai blânde şi a cererii mai reduse din partea termocentralelor, potrivit unui comunicat al OMV.

Cererea mai scăzută de gaze şi nivelul mai redus al retragerilor din depozite au determinat scăderea marjelor de profit la Petrom şi la EconGas, divizie austriacă a OMV. Volumul vânzărilor de gaze ale EconGas a coborât cu 23% în primul trimestru faţă de aceeaşi perioadă a anului trecut.

La nivel de grup, volumul gazului vândut şi tranzacţionat de OMV în primul trimestru a scăzut cu 2,9% faţă de perioada corespunzătoare din 2013, la 131,82 TWh, de la 135,78 TWh, pe fondul scăderii cererii. Activităţile de trading au reprezentat 71% din afacerile cu gaze.

Producţia de hidrocarburi a grupului OMV a urcat în primele trei luni ale acestui an la 311.000 barili echivalent petrol pe zi, faţă de 302.000 barili pe zi în ultimul trimestru al anului trecut, respectiv 277.000 barili pe zi în primul trimestru din 2013.

Creşterea se datorează operaţiunilor din Norvegia, Noua Zeelandă, Libia şi Pakistan.

Producţia Petrom a fost de 182.000 barili echivalent petrol pe zi în primul trimestru, nivel apropiat de cel înregistrat în perioada corespunzătoare a anului trecut.

Marja indicativă înregistrată de OMV la operaţiunile de rafinare a urcat la 1,63 dolari pe baril, faţă de 1,16 dolari pe baril în trimestrul al patrulea al anului trecut, dar în scădere de la 3,01 dolari pe baril în primele trei luni din 2013.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Statul român nu va mai constitui, anul acesta, stocuri strategice de țiței și alte produse petroliere, întrucât acest lucru ar amplifica major cheltuielile bugetare, urmând ca doar companiile petroliere private să mențină stocuri de urgență, care au fost calculate, pentru 2014, la nivelul total de 1.079.151 tone.

"În anul 2014, spre deosebire de anii anteriori, menţinerea stocurilor de către stat ar determina plata tarifului de depozitare către operatorii economici custozi, investiţii în spaţiile de depozitare proprii rezervelor de stat, cu amenajările şi dotările impuse de normele tehnice, cheltuieli de depozitare - păstrare, taxe de asigurare. Aceste cheltuieli amplifică major efortul investiţional bugetar aferent, la care se adaugă efectele negative ale uzurii morale ale produselor şi degradarea lor calitativă", se arată în nota de fundamentare a unui proiect de hotărâre de Guvern.

Potrivit documentului citat, opţiunea naţională pentru 2014 este de a se constitui exclusiv stocuri de urgență și de a se renunța la constituirea stocurilor specifice, limitând astfel creşterea cheltuielilor bugetare, în conformitate cu prevederile unui Memorandum aprobat de Guvern în februarie.

Prin respectivul Memorandum s-a decis ca, pentru anul 2014, să nu se constituie stocuri petroliere ca stocuri specifice, administrate şi gestionate de Administraţia Naţională a Rezervelor de Stat şi Probleme Speciale, şi ca obligaţia de constituire la nivel naţional a stocurilor minime de ţiţei şi produse petroliere să fie realizată în totalitate de către operatorii economici din domeniu ca stocuri de urgenţă.

Statul se retrage

Legislația românească în vigoare, în acord cu cea europeană, prevede că stocurile minime de rezerve naționale de țiței și produse petroliere sunt compuse din stocurile de urgență, constituite obligatoriu de către companiile petroliere, și stocurile specifice, constituite facultativ de către stat, prin Administraţia Naţională a Rezervelor de Stat şi Probleme Speciale (ANRSPS).

Guvernul mai arată că, la nivelul întregii Uniuni Europene, în privința stocurilor naționale de țiței și produse petroliere, se vizează o creştere graduală a implicării operatorii economici în domeniu şi o limitare a rolului statului la activităţi de organizare şi control.

În nota de fundamentare a HG se menționează că, în anul 2002 s-a pornit de la o împărţire egală (50-50%) a obligaţiilor de stocare între sectorul public şi cel privat, cu o serie de costuri partajate prin achiziţionarea de către stat a produselor şi prin depozitarea acestora pe cheltuiala operatorilor.

În anul 2011, împărţirea obligaţiilor de stocare a fost modificată în sensul creşterii la 70% a sarcinilor operatorilor economici şi o diminuare la 30% a sarcinilor statului, îndeplinite prin ANRSPS şi bugetul acesteia. Diminuarea obligației statului are în vedere și faptul că, în prezent, activitățile specifice extracției, producției și procesării, precum și operațiunile de import –export, sunt gestionate de societăți private, se subliniază în document.

"În anul 2014, în acord cu strategiile celorlalte state membre, sectorul public se limitează din ce în ce mai mult la operaţiuni de coordonare şi control, fără a mai constitui şi menţine obligatoriu stocuri în proprietatea sa. Din cauza constrângerilor bugetare pentru anul 2014, stocurile minime se vor constitui în proporţie de 100 % de către operatorii economici din domeniu", se mai arată în nota de fundamentare.

Cum se calculează stocurile de urgență

Potrivit legislației în vigoare, nivelul stocurilor minime corespunde cel puţin mediei zilnice a importurilor nete pe 90 de zile sau mediei zilnice a consumului intern pe 61 de zile, oricare dintre cele două cantităţi este mai mare. Pentru anul 2014, la calculul stocurilor minime a fost folosită metoda mediei zilnice a consumului intern pe 61 de zile.

Obligaţia constituirii şi menţinerii stocurilor de urgenţă revine operatorilor economici care introduc pe piaţă cantităţi mai mari de 1.000 tone ţiţei şi/sau produse petroliere pe an.

Proiectul de HG prevede că nivelul stocurilor de urgență în anul 2014 este de 1.079.151 tone produse petroliere. Pentru calcularea nivelului stocurilor de urgență a fost utilizată comunicarea privind totalul livrărilor brute interne observate din anul calendaristic precedent, respectiv 2013, pusă la dispoziție de către INS, precum și datele privind importurile intra și extra comunitare, puse la dispoziție de Autoritatea Vamală din cadrul ANAF.

Cine constituie stocurile de urgență și în ce cantități

Potrivit anexei proiectului de HG, în anul 2014 au obligația constituirii de stocuri de urgență de țiței și produse petroliere un număr de 12 companii.

Cele mai mari obligații de constituire de stocuri de urgență revin următoarelor companii:

- OMV Petrom (123.549 tone benzină, 280.980 tone motorină, 34.117 tone Jet A1, 4.716 tone păcură);

- Rompetrol Rafinare (46.519 tone benzină, 241.510 tone motorină, 15.964 tone Jet A1, 24.103 tone păcură);

- Petrotel Lukoil (38.653 tone benzină, 124.119 tone motorină, 6.936 tone păcură);

- Oscar Downstream (58.736 tone motorină);

- MOL (12.748 tone benzină, 54.257 tone motorină).

Celelalte companii obligate să constituie stocuri în 2014 sunt Socar Petroleum (motorină), Unicom Holding (motorină), Mayaro Carb (motorină), Master Chem Oil (motorină), Air BP Sales Romania (Jet A1), Air Total Romania (Jet A1) și Oil MIG (motorină).

Precizare BNR:

"Banca Nationala a Romaniei Agentia Constanta, isi desfasoara activitatea in imobilul din Municipiul Constanta, str Traian nr. 51 in baza unui contract de inchiriere, in calitate de locatar.

Referitor la materialul aparut in publicatia online Energy Report la data de 4 aprilie 2014, semnat de domnul Dorin Deac, cu titlul ,Sediu BNR executat silit si cumparat de GSP", va rugam sa luati in considerare precizarea ca sediul Bancii Nationale a Romaniei Ia care se face referire in titlu, nu este in proprietatea Bancii Nationale a Romaniei.

Va rugam pe aceasta cale sa faceti corectarea titlului, pentru ca cititorii publicatiei dumneavoastra sa nu fie indusi in eroare".

Constanţa Business Center, poate cea mai frumoasă clădire de birouri din Constanţa, în care au avut sediu Raiffeisen, Banca Agricolă şi care în prezent găzduieşte şi sediul sucursalei din Constanţa a Băncii Naţionale a României, a fost scoasă la vânzare prin executare silită la finele anului trecut. Imediat după, Grup Servicii Petroliere Shipyard, deţinută în proporţie de 99,94% de GSP-ul miliardarului român Gabriel Comănescu, una dintre cele mai dinamice companii româneşti de pe plan intern dar şi de pe plan internaţional din ultimii ani, a cumpărat clădirea cu circa 6 milioane de lei, potrivit informaţiilor Energy Report.

Merită să amintim deocamdată că la începutul crizei, clădirea era evaluată la 6,4 milioane de euro (aţi citit bine, euro) şi a trecut din proprietatea Avrig 35 la marele fond de investiţii NEPI pentru ca în cele din urmă să ajungă la firma Constanţa Re Development SRL, iar aceasta să fie executată silit. Un parcurs destul de ciudat pentru o clădire de calitate într-un oraş în care însă, piaţa office e ca inexistentă. Primăria ştie sigur de ce. Şi investitorii imobiliari ştiu de asemenea, laolaltă cu Primăria.

În cadrul licitaţiei de executare silită, firma executată a fost deci “Constanţa Re Development SRL”, proprietara clădirii, iar creditoarea, cea care a încercat recuperarea banilor, New Europe Property (BVI) Limited.

Pentru că firma datornică nu şi-a plătit datoriile către creditoare, aceasta din urmă a cerut executarea silită a cladirii sediu de bancă (cu structură -2+S+D+P+2E+NT) situată aproape de Tribunalul Constanţa, pe strada Traian.

Chilipir

Dacă e să facem un scurt istoric al clădirii, amintim că NEPI a preluat în anul 2008 nu mai puţin de 18 proprietăţi de la grupul Avrig 35 cu 46,3 milioane de euro. Printre acestea s-a aflat şi Constanţa Business Center. Apoi, prin anul 2010, marele fond sud-african a decis să înapoieze clădirea, având prin contract această opţiune, după o perioadă.

Clădirea din Constanţa era evaluată atunci la 6,4 milioane de euro. Preţul de exercitare al opţiunii a fost de 5,8 milioane de euro şi acesta a rămas şi preţul contabil în momentul deciziei de reîntoarcere al clădirii la Avrig. În cele din urmă, clădirea a ajuns, cum spuneam, la vehiculul “Constanţa Re Development”, o firmă din Bucureşti despre care nu se ştiu prea multe în piaţă decât că se ocupă, fără prea mult talent se pare, de tranzacţii şi dezvoltare în real estate.

Cât despre clădire, aceasta a fost construită în anul 1997, are o suprafaţă închiriabilă de circa 6.800 mp, 60 de locuri de parcare, centrală termică proprie, generator de rezervă (cum îi stă bine oricărei clădiri care a găzduit bănci), sisteme de alarmă şi multe alte asemeni facilităţi moderne.

În plus, la etajele -1, -2 este şi o parte de hotel (cândva, când era Banca Agricolă, era destinat protocolului). Pe viitor, probabil acolo vor fi cazaţi cei de la Gazprom sau alte nume mari cu care miliardarul Comănescu are contracte.

Grup Servicii Petroliere, pe scurt

Pentru a da seama de renumele internaţional al companiei româneşti, la capitolul contracte cu giganţi internaţionali din ultimii ani e destul să le amintim doar pe cele semnate cu Gazprom, OMV Petrom sau Petroceltic. La acestea însă, miliardarul român se pregăteşte să adauge altele noi.

Printre investiţiile mai recente ale Grup Servicii Petroliere amintim aici că luna trecută a inaugurat a şaptea platformă de foraj maritim, în urma unei investiţii totale de 44 milioane de dolari.

Înainte de a participa la licitaţia de mai sus, Grup Servicii Petroliere a stabilit limita maximă la care este dispus să cumpere clădirea: 6 milioane de lei. Preţul de pornire al licitaţiei a fost de 5,785 milioane lei.

Rămâne de văzut dacă sucursala din Constanţa a Băncii Naţionale a României va mai ocupa în continuare respectivul sediu.

OMV, compania-mamă a Petrom, a intrat într-un proiect de explorare de hidrocarburi offshore în Namibia, în partenariat cu o subsidiară a companiei americane Murphy Oil. Este cea de-a treia achiziție majoră a OMV în Africa subsahariană, după ce, anul trecut, austriecii au preluat participații la blocuri de explorare din Madagascar și Gabon.

"OMV este în grafic cu strategia de a-și poziționa activele în proiecte upstream cu rentabilitate mai mare. Valorificarea oportunităților de explorare din regiunea Africii subsahariene face parte din această strategie a OMV", a declarat, într-un comunicat, CEO-ul companiei austriece, Gerhard Roiss.

Tranzacția implică achiziționarea de participații de 65% la două blocuri de explorare offshore din Namibia, de la compania braziliană Cowan Petroleum. OMV va prelua 25%, iar americanii de la Murphy Luderitz Oil – restul de 40%, urmând să acționeze și ca operatori ai proiectului.

Brazilienii de la Cowan vor reține participații de 20%, iar restul de 15% va fi deținut de NAMCOR, compania petrolieră de stat din Namibia. În al doilea trimestru al acestui an, pe cele două blocuri de explorare se vor derula lucrări extinse de prospecțiuni seismice 3D.

Cele două perimetre offshore acoperă în total o suprafață de 11.000 de kilometri pătrați.

"Există un mare potențial în offshore-ul Namibiei, care este în bună măsură neexplorat, dar care prezintă, totodată, toate caracteristicile unei zone cu hidrocarburi exploatabile eficient din punct de vedere comercial. Tranzacția este în linie cu strategia noastră de creștere și cu focusul nostru pe regiuni cum ar fi Marea Nordului și Marea Neagră", a declarat Jaap Huijskes, membru al board-ului OMV și responsabil cu activitățile de explorare și producție.

Încă patru licențe în Marea Britanie

Luna trecută, cei de la OMV au anunțat că își extind portofoliul de perimetre de explorare și producție din Marea Britanie prin achiziția de participații la patru licențe offshore din Marea Nordului, din regiunea West of Shatland, care includ câmpurile Cambo și Blackrock.

Prin această tranzacție, OMV va căpăta acces la o cantitate recuperabilă de hidrocarburi estimată la 60 de milioane de barili echivalent petrol. Achiziția a fost făcută contra sumei de 50 de milioane de dolari, iar acordul cu vânzătorul prevede posibilitatea unei plăți suplimentare de până la 35 de milioane de dolari, în funcție de rezultatele procesului de dezvoltare a câmpurilor respective.

Primele foraje vor demara în 2015.

Subsidiara britanică a OMV este unul dintre principalii jucători din West of Shatland, regiune de intensă creștere din offshore-ul UK. OMV deține participații la 22 de licențe din West of Shatland, plus la alte 4 din zona adiacentă a Insulelor Faroe.

Benzina și motorina se vor scumpi începând cu miezul nopții cu aproximativ 40 de bani pe litru, ca urmare a intrării în vigoare a majorării accizei la carburanți cu 7 eurocenți pe litru.

Cele mai ieftine sortimente de benzină și motorină vor costa mai mult de 6,2 lei pe litru.

Majorarea de 7 eurocenți pe litru este în realitate una de 9,2 eurocenți pe litru, ca urmare a modificării de la 1 ianuarie 2014 a modului de calcul al accizei și a includerii acesteia în baza de impozitare a TVA.

Astfel, calcularea accizei la cursul din 1 octombrie 2012, 4,5223 lei/euro, și nu la cel din 1 octombrie 2013 (4,4485 lei/euro, curs ce ar fi trebuit folosit la calcularea accizei, potrivit directivelor europene), și indexarea sa cu rata medie anuală a inflației din septembrie 2013, face ca majorarea de 7 eurocenți să fie de fapt una de 7,4 eurocenți. Iar aplicarea TVA va duce presiunea fiscală creată de majorarea accizei, la 9,2 eurocenți. Calculat la cursul din 1 octombrie 2013, impactul fiscal al noilor accize ar fi, de la 1 aprilie 2014, de 40,9 bani pe litru.

Curs efectiv de 4,738 lei/euro

Pentru 2014, cursul de schimb utilizat la calcularea accizelor va fi cel de 4,5223 lei/euro de pe 1 octombrie 2012, indexat cu rata medie a inflației de 4,77%, din septembrie 2013, și nu cursul de 4,4485 de pe 1 octombrie 2013. Cu alte cuvinte, cursul utilizat la calculul accizelor va fi de 4,738 lei/euro, cu 4,77% mai mare decât cel utilizat pentru acest an și cu 6,5% mai mare decât cursul de 4,4485 lei/euro de pe 1 octombrie 2013, curs ce ar fi trebuit utilizat potrivit vechiului cod fiscal, dar și potrivit directivelor europene, la calcularea accizei.

Noile prețuri: 6,23 lei - benzina, 6,29 lei - motorina

Astfel, la stația OMV Petrom de pe Șoseaua Mihai Bravu nr. 321, un litru de benzină Euro '95 va costa 6,23 lei/l (de la 5,82 lei/l în prezent), iar un litru de motorină va costa 6,29 lei/l (de la 5,88 lei/l în prezent).

Pe 1 octombrie 2013, în perioada în care a fost anunțată majorarea de accize pentru acest an, la aceeași benzinărie, un litru de benzină Standard 95 costa 5,61 de lei, în timp ce unul de motorină standard, 5,88 lei.

Prețurile internaționale au scumpit, și nu au ieftini, cum sperau guvernanții, benzina

Astfel, speranțele guvernatorului BNR. Mugur Isărescu, a ministrului pentru buget, Liviu Voinea și a premierului, ca evoluția prețului internațional al petrolului să "înghită" efectul majorării accizei s-au dovedit până în prezent deșarte. Dimpotrivă chiar, în ceea ce privește prețul benzinei, acesta s-a majorat suplimentar ca urmare a evoluției prețului internațional al benzinei și cel al țițeiului Ural. Benzina se va scumpi, față de 1 octombrie 2013, nu numai cu cei 50 bani implicați de majorarea accizei, ci cu 61 de bani, echivalentul unei majorări de 10,8%. {jathumbnailoff}

Austriecii de la OMV, compania-mamă a OMV Petrom, se așteaptă la o mai mare conștientizare a efectului masiv de distorsionare pe care îl au asupra pieței de electricitate din Europa subvențiile mari acordate producției de energie regenerabilă, subvenții ale căror efecte negative asupra competitivității industriei au devenit inacceptabile.

Hans-Peter Floren, membru al board-ului executiv al OMV, a afirmat, într-un interviu recent acordat publicației Natural Gas Europe cu ocazia European Gas Conference de la Viena, că piața de gaze destinate producerii de curent electric s-a prăbușit în Europa Centrală și de Vest și, în consecință, unii clienți nu mai cumpără gaze de la companie pentru generarea de curent electric, OMV utilizând aceste gaze la centralele electrice din portofoliul propriu

"Noi înșine operăm două centrale electrice pe bază de gaze naturale, una în România (la Brazi – n.r., care funcționează cu gaze din producția proprie, și una în Turcia, care a început să opereze la mijlocul lui 2013. Cele două centrale sunt extrem de eficiente și flexibile", a precizat Floren.

Ceva mai bine în est decât în vest

Acesta a mai spus că, din fericire, în estul Europei, situația este întrucâtva mai bună decât în Europa Centrală, unde cele mai mari probleme sunt în Germania și Austria, dar a adăugat că cele două centrale produc mai puțin decât se anticipase inițial și că așteptările privind producția erau semnificativ mai mari în momentul în care s-au luat deciziile finale de investiție.

Centrala electrică pe gaze de la Brazi a OMV Petrom, dată în operare comercială în august 2012, a avut anul trecut o producție netă de 2,74 TWh, acoperind circa 5% din producția de energie electrică a României.

"Preconizăm că marjele din activitatea de energie electrică vor continua să se deterioreze, conducând la un rezultat negativ al acestei activități în 2014, dar încercăm să diminuăm această tendință prin consolidarea poziției centralei Brazi pe piețele de echilibrare și de servicii de sistem, prin valorificarea flexibilității centralei", se afirmă în informarea privind rezultatele preliminare ale OMV Petrom pe anul trecut.

Parcul eolian Dorobanțu, operat de subsidiara OMV Petrom Wind Power, a generat o producție netă de electricitate de 0,10 TWh, pentru care compania a primit ca subvenție un număr de 178.488 certificate verzi.

În 2013, consumul estimat de gaze al României a scăzut cu aproximativ 8%, iar volumul vânzărilor consolidate de gaze ale Petrom a fost ușor peste nivelul din 2012, datorită integrării cu centrala electrică alimentată cu gaze de la Brazi. Producția totală estimată de electricitate a României a scăzut cu aproximativ 2% în 2013, comparativ cu 2012, în timp ce consumul național estimat a scăzut cu aproximativ 5%.

Subvenționarea regenerabilelor a ajutat cărbunele

"Ne așteptăm la o mai mare conștientizare a efectului masiv de distorsionare pe care îl au asupra pieței de electricitate din Europa subvențiile mari acordate producției de energie regenerabilă, subvenții ale căror efecte negative asupra competitivității industriei au devenit inacceptabile. Faptul că guvernul Germaniei dă semne clare că intenționează să rezolve această problemă și că vrea să îmbunătățească situația este o veste bună", a declarat Hans-Peter Floren.

Floren a adăugat că prețurile de vânzare garantate pentru producătorii de energie din surse regenerabile s-au decuplat total de prețurile de pe piețele en-gros de electricitate, astfel încât, cu cât este mai mare diferența față de prețurile din piață, cu atât subvențiile pentru regenerabile sunt mai mari.

Oficialul OMV a declarat că demersurile de majorare a ponderii surselor regenerabile în mixul energetic al Germaniei nu au dus la efectul dorit, respectivla diminuarea emisiilor de dioxid de carbon, ci dimpotrivă, pentru că electricitatea generată din cărbune și-a majorat, la rândul ei, ponderea în acest mix.

Efecte perverse

Programele generoase de subvenții pentru producătorii de energie regenerabilă din Europa, care au generat o supraproducție de energie electrică, coroborate cu reducerea consumului de electricitate pe continent, ca urmare a recesiunii economice, au dus la o scădere substanțială a prețului energiei electrice pe piețele en-gros. Unul dintre efecte este că tot mai multe centrale electrice clasice, care funcționează pe bază de gaze, intră pe pierderi și sunt nevoite să își închidă porțile, din cauza faptului că prețul materiei prime utilizate, gazele naturale, este mai mare decât prețul de livrare al electricității produse.

Acest lucru are două consecințe negative pentru obiectivele de mediu ale Europei. În primul rând, împuținarea centralelor electrice pe gaze, care pot fi oprite și pornite extrem de ușor, fără costuri prea mari, îi afectează chiar pe producătorii de energie regenerabilă, care au nevoie de capacități de rezervă flexibile pentru momentele, imprevizibile, de vreme nefavorabilă, fără vânt sau cu cer acoperit de nori. În al doilea rând, centralele pe bază de cărbune, semnificativ mai poluante, redevin rentabile și cunosc un nou avânt pe întregul continent.

Producătorii de energie regenerabilă au nevoie de capacități de rezervă flexibile pentru momentele, imprevizibile, de vreme nefavorabilă, fără vânt sau cu cer acoperit de nori. Iar centralele pe gaze sunt ideale din acest punct de vedere, întrucât pot fi oprite și pornite extrem de ușor, fără costuri prea mari.

Soluția ar putea fi așa-numitele mecanisme de capacitate, care presupun subvenționarea menținerii în funcțiune a centralelor chiar și atunci când nu sunt utilizate. Marea Britanie are în vedere implementarea unui nou sistem de stimulare a investițiilor în această privință, iar plățile ar putea începe în 2018. La rândul lor, cel de la E.ON. au cerut guvernului german stimulente similare, pentru a-și menține în funcțiune capacitățile de producție din Germania.

Regenerabilele au multe slăbiciuni

Floren a ținut să spună că, în principiu, reducerea emisiilor de CO2 în Europa este un obiectiv demn de atins, însă a adăugat că slăbiciunile energiei regenerabile nu pot fi ignorate.

"Faptul că producția regenerabilelor este intermitentă și are nevoie de capacități de back-up, lipsa de capacități stocare a excedentului de producție și lipsa infrastructurii de transport și transmisie sunt problemele regenerabilelor. Prin comparație, electricitatea generată din gaze naturale este la fel de curată. În plus, să nu uităm de sistemul logistic de transport, producție și distribuție al industriei gazelor naturale. Este cel mai solid sistem de acest tip și, în plus, are avantajul de a nu fi la vedere, astfel că nu există polemici publice privind acceptarea sau neacceptarea construirii de noi conducte de gaze, așa cum se întâmplă când vine vorba de liniile și stâlpii de înaltă tensiune", a declarat Floren.

O altă problemă este aceea că regiunile cu producție masivă de energie din surse regenerabile, cum ar fi offshore-ul (Marea Nordului sau Marea Baltică) sunt la mare distanță de zonele cu consum mare de electricitate și nu există suficientă infrastructură de transport pentru a le lega, spune oficialul OMV.

În Germania există planuri de construire a unor linii electrice de sute de kilometri, de care este nevoie pentru a conecta fermele eoliene din nord de sudul înfometat de energie. Dar, cu toate că Bavaria, unde funcționează o parte din industriile cele mai mari consumatoare de energie, ar fi unul dintre beneficiarii cei mai importanți ai programului de construire a liniilor electrice pe axa nord – sud, proiectul a declanșat o opoziție puternică din partea bavarezilor, care sunt îngrijorați cu privire la perspectiva instalării de stâlpi care ar strica peisajul pitoresc al landului.

Gazele nu sunt suficient cunoscute

"Industria gazelor oferă soluții în ceea ce privește nevoia de capacități de generare flexibile și ne concentrăm de asemenea pe dezvoltarea de noi tehnologii de stocare, care ne permit, de exemplu, să producem hidrogen, un combustibil curat pentru mașini. Hidrogenul poate fi o soluție și pentru regenerabile", a spus Hans-Peter Floren.

Potrivit lui Floren, publicul nu știe încă destule lucruri despre importanța gazelor naturale ca sursă curată de energie. "Avantajele gazelor naturale nu sunt cunoscute. Marea majoritate a publicului bagă gazele în aceeași oală cu toate celelalte surse fosile de energie. Nu se știe că gazele naturale sunt, pe de parte, cel mai curat combustibil și este nevoie de eforturi de marketing și comunicare pentru a le promova și a le populariza ca atare", a punctat Floren.

Potrivit acestuia, acest lucru se poate face cu ajutorul noilor tehnologii de încălzire. "Cea mai ieftină, dar și cea mai ecologică alternativă la echipamentele vechi de încălzire, este reprezentată de centralele pe gaze pentru locuințe. Dar oamenii vor să vadă mai mult, vor să-și instaleze acasă sisteme integrate care să producă și căldură, și electricitate, eventual combinate cu panouri solare, pentru a avea subiecte sexy de discutat cu vecinii. Astfel trebuie promovate gazele naturale", a arătat oficialul OMV.

Hans-Peter Floren a reafirmat importanța OMV Petrom și a producției de petrol și gaze din România pentru grupul austriac. "România este una din pietrele de temelie ale producției noastre de petrol și gaze. Producem anual în România circa 5 miliarde de metri cubi de gaze naturale. Avem o cotă de piață de 40% și perspective de creștere, grație recentelor descoperire din Marea Neagră", a punctat Floren.

După ce au prestat mai mulţi ani servicii de audit financiar pentru Alro, marele combinatdin Slatina a renunţat la Deloitte, înlocuind-o, în urmă cu câteva luni, cu Ernst & Young, o altă firmă renumită din Big Four. Aceasta din urmă a fost aleasă cu o largă majoritate a acţionarilor, de peste 98%.

În a doua jumătate a lunii februarie însă, Deloitte a câştigat un nou contract important de audit, pentru una dintre cele mai de succes companii româneşti din ultima perioadă: Grup Servicii Petroliere.

Contractul cu GSP-ul miliardarului român Gabriel Comănescu (foto) este doar până la finele lunii mai, indică un document al GSP consultat de Energy Report. Asta nu înseamnă că între cele două mari companii, această alegere nu poate fi începutul unei colaborări mai lungi.

Şi asta cu atât mai mult cu cât Grup Servicii Petroliere este acum într-un proces de extindere internaţională accelerată, fapt pentru care a nu apela la serviciile unei importante companii de audit, de asemenea renumită internaţional, este aproape de neconceput.

În urmă cu doar 10 zile, GSP a inaugurat de altfel a şaptea platformă de foraj maritim, în urma unei investiţii totale de 44 milioane de dolari. Iar la contractele cu giganţi precum Gazprom, OMV Petrom sau Petroceltic, ca să amintim doar câteva dintre numele sonore, Grup Servicii Petroliere se pregăteşte să adauge altele noi.

Rusia și gigantul energetic de stat Gazprom ar trebui să controleze producția de petrol și gaze naturale din Crimeea, a declarat Vladimir Konstantinov, președintele Parlamentului Republicii autonome Crimeea.

Parlamentul Crimeei este inițiatorul referendumului de duminică, prin care cetățenii republicii autonome ar trebui să se pronunțe în legătură cu alipirea acesteia la Rusia. De altfel, Kiev-ul a amenințat cu deja cu dizolvarea Parlamentului din Crimeea, iar Parchetul i-a atenționat pe reprezentanții puterii executive din Crimeea să nu participe la referendumul "anticonstituțional", în caz contrar fiind pasibili de deschiderea unor anchete penale.

Liderul legislativului din republica autonomă a declarat, potrivit International Business Times, că, în prezent autoritățile din Crimeea protejează activele industriei de petrol din regiune.

"Rusia și Gazprom ar trebui să se ocupe de producția de petrol și gaze în regiune. (Producția - n.r.) nu e problema noastră", a declarat Konstantinov pentru agenția de știri Ria Novosti, adăugând însă că "acestea sunt câmpuri noastre petroliere și ne vom lupta (cu Ucraina, probabil - n.r.) pentru ele".

Perspectivele de explorare ale Exxon, ENI, Shell și OMV Petrom ar putea fi compromise

În urmă cu o zi, Bloomberg publica o analiză în care susținea că referendumul care urmează a fi organizat de autoritățile din Crimeea pe tema aderării republicii autonome la Federația Rusă Rusia ar putea pune în pericol perspectivele Exxon Mobil Corp (XOM) și Eni SpA. (ENI) de a fora în Marea Neagră după gaze naturale și petrol. 

Și cea mai mare companie românească, OMV Petrom are intereseze în Ucraina. OMV Petrom și ExxonMobil au anunțat în 2012 o descoperire semnificativă de gaze în Marea Neagră, estimările preliminare plasând zăcământul de gaze naturale la 42-84 miliarde metri cubi, care echivalează cu de 3-6 ori consumul anual al României.

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

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

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

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

Cine va deține drepturile în urma referendumului?

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

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

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

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

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

Planul de extindere al marii companii româneşti Grup Servicii Petroliere, care e deja recunoscută internaţional prin contracte precum cele cu Gazprom, OMV Petrom sau Petroceltic, a ajuns la a şaptea platformă de foraj maritim, cu platforma Uranus, inaugurată vineri. Aceasta va fora pentru Petrom, în Marea Neagră, la nici doi ani după ce platforma Prometeu a GSP (şi fostă a Petrom), semna tot cu Petrom.

“Când am început re-certificarea, platforma era în staţionare de doi ani. Va fi utilizată doar în Marea Neagră pentru că este foarte mare şi ar fi greu şi costisitor să o transportăm iar prin Strâmtoarea Bosfor, ar trebui iar să-i tăiem şi apoi să-i sudăm la loc picioarele ', a declarat omul de afaceri Gabriel Comănescu, cel care controlează GSP.

Platforma de foraj a fost preluată de o echipă a GSP Shipyard în şantierul Lamjana din Croaţia. Prima etapă de proiect s-a desfăşurat în Croaţia şi a cuprins lucrări de pregătire pentru transport. În aceasta etapă s-au efectuat operaţiunile de scurtare a picioarelor platformei de la 135 la 105 metri pentru ca sub-traversarea podurilor din strâmtoarea Bosfor să se facă în condiţii de siguranţă a traficului.

Platforma de foraj maritim GSP Uranus este o platformă autoridicatoare cu trei picioare, de tip Marathon Le Tourneau clasa 116-C, capabilă să opereze în ape cu adâncimi de 100 m. Poate să atingă adâncimea maximă de foraj de 9.000 m. Platforma a fost construită în şantierul naval MLT Singapore şi a fost dată în exploatare în 1 ianuarie 1980.

Grup Servicii Petroliere are acum cinci platforme cu patru picioare şi două platforme cu trei picioare.

Implicarea EximBank în acest parteneriat a constat în acordarea unei finanţări de aproape 30 milioane de dolari, destinate achiziţionării şi modernizării platformei, din investiţia totală de 44 milioane de dolari.

”Avem parteneriate strategice cu Grup Servicii Petroliere de circa patru ani. Parteneriatul pe care îl avem este unul extrem de important pentru EximBank şi suntem încântaţi că am reuşit să fim din nou parte a unui amplu proiect care va susţine planurile de dezvoltare ale uneia dintre cele mai importante companii româneşti”, a spus Traian Halalai, preşedintele EximBank.

Furnizorul de caldură al Capitalei, Electrocentrale Bucureşti, ia un credit de 200 milioane de lei de la Alpha Bank pentru a plăti păcura şi gazele din perioada octombrie 2013 – martie 2014, se arată într-o hotărâre recentă a companiei, consultată de Energy Report.

Pentru acest credit, Electrocentrale Bucureşti garantează printre altele cu o ipotecă pe creanţe de 380 milioane lei pe care le are de încasat din vânzarea de energie termică dar şi cu o ipotecă pe banii pe care îi are de primit de la Radet Bucureşti, după un contract semnat încă din anul 2009.

Electrocentrale Bucureşti trece printr-un proces de divizare parţială care va avea ca rezultat desprinderea unor părţi din patrimoniu şi transmiterea către Electrocentrale Constanţa şi Electrocentrale Titan. Finalizarea transferului este stabilită pentru 30 iunie.

După divizare, Electrocentrale Bucureşti va mai deţine CET Vest, CET Sud, CET Progresu şi CET Grozăveşti plus Uzina de reparaţii.

Acţionariatul este format din statul român, reprezentat de ministerul Economiei, prin departamentul pentru Energie, Termoelectrica şi Romgaz.

Electrocentrale Bucureşti a mai făcut de curând mai multe contracte pentru achiziţionarea  de păcură, cu mai mulţi jucători din piaţă. O să dăm doar două exemple.

În urmă cu câteva luni au încheiat un act adiţional la un contract de vânzare – cumpărare păcură de la finale anului 2012 încheiat cu Astra Prod Oil privind modificarea formulei de calcul a preţului. Era vorba mai precis de acordarea unui discount de 10 dolari pe tonă pentru o cantitate de maxim 2.500 de tone achiziţionată până în august 2013.

Într-un alt an, directorul comercial al Electrocentrale Bucureşti a anunţat semnarea unui contract pentru cumpărarea a 200.000 tone pacură, la cotaţia europeană de atunci a combustibilului, de la OMV Petrom.

După cum uşor s-a putut obsrva mai sus, din creanţele pe care le are, activitatea companiei de stat nu se opreşte nici pe departe la livrarea căldurii pentru populaţie. Printre altele, Electrocentrale Bucureşti vinde energie termică şi electrică, dispune şi de capacităţi de cogenerare pentru producerea combinată a energiei electrice şi termice iar de ceva timp compania poate să vândă curent pe piaţa liberă de energie.

În funcţie de necesităţi, pe perioada iernii, Electrocentrale Bucureşti opreşte eşalonat capacităţile în cogenerare pentru a prelua necesarul de energie termică pentru populaţie.

Conducerile companiilor Gazprom și OMV au avut, duminică, o întâlnire în care au discutat aspecte ale colaborării lor bilaterale, principalele puncte din agendă fiind livrările de gaze naturale ale rușilor către austrieci și proiectul gazoductului South Stream.

Cele două delegații au fost reprezentate la cel mai înalt nivel, șefii acestora fiind directorii generali ai celor două companii, respectiv Alexei Miller (Gazprom) și Gerhard Roiss (OMV, foto). Întâlnirea a avut loc la Soci, orașul-gazdă al recent încheiatelor Jocuri Olimpice de iarnă.

Anul trecut, Gazprom a vândut OMV 5,23 de miliarde de metri cubi de gaze naturale.

Colaborare veche

În ianuarie, șeful diviziei de gaze și electricitate al principalului acționar al Petrom, Hans-Peter Floren, a declarat că negocierile dintre OMV și Gazprom referitoare la contractele de furnizare de gaze naturale pe termen lung nu sunt afectate de disputele dintre Uniunea Europeană și gigantul rus.

În decembrie 2013, OMV a ajuns la un acord preliminar cu Gazprom în vederea ajustării prețului gazelor rusești, care până atunci se indexau în funcție de evoluția prețului internațional al petrolului. Noua formulă va reflecta mai bine prețurile de pe piața spot a gazelori, cea ce va avea un efect pozitiv asupra rezultatelor unitații de trading cu gaze a OMV, Econgas, unitate aflată la acel moment pe pierdere.

Cele două companii negociau la acea dată asupra unei soluții permanente, care să pună în practică acordul interimar convenit în decembrie. "Nu cred că relațiile noastre contractuale bilaterale sunt umbrite de discuțiile dintre Gazprom și UE", spunea Floren.

Uniunea Europeană a deschis o anchetă anti-trust împotriva Gazprom, pe care o acuză că practică prețuri de monopol și a solicitat companiei rusești să renegocieze cu mai multe state europene, inclusiv Austria, acordurile semnate pentru construcția South Stream, susținând că acestea încalcă legislația europeană cu privire la managementul rețelelor de conducte de gaze.

OMV se bazează pe livrări de gaze din Rusia din 1968, când Austria a negociat acorduri de import cu Uniunea Sovietică. Actualele acorduri, valabile până în 2027, prevăd livrări de gaze din Siberia către facilitățile de depozitare ale OMV din Baumgarten, Austria. Gazprom are în plan livrarea de gaze către Baumgarten prin gazoductul South Stream.

"Nici o companie nu are o relație de mai lungă durată cu Gazprom decât OMV. Deal-ul cu Rusia este bun atunci când nu este suficientă lichiditate pe piețele spot, însă indexarea prețurilor la gaze la cotațiile mondiale ale țițeiului face contractele pe termen lung neeconomice", adăuga CFO-ul OMV.

Cum a apărut proiectul South Stream

La începutul anului 2000, Moscova și Kievul au discutat varianta ca Gazprom să închirieze de la ucraineni rețeaua de transport de gaze, pentru a asigura securitatea livrărilor către Europa, mai ales pe timp de iarnă. Tratativele au fost suspendate după venirea la putere a lui Viktor Ianukovici, pe o platformă politică pro-occidentală.

La acea dată, autoritățile ucrainene au susținut că închirierea și cedarea către Rusia a administrării rețelei de conducte de gaze ar pune în pericol securitatea națională. Refuzul Ucrainei a determinat Rusia să lanseze proiectele de gazoducte Nord Stream și South Stream, menite să asigure tranzitul gazelor rusești către Europa fără să mai fie nevoie de utilizarea conductelor ucrainene.

Însă potrivit publicației online prooccidentale ucrainianweek.com, chiar dacă cele două gazoducte ar fi construite și ar funcționa la capacitate maximă, asta tot nu ar permite Gazprom să se dispenseze cu totul de sistemul ucrainean de conducte de gaze pentru exporturile sale către Occident.

Pravda: Ucraina, câmpul bătăliei UE-Gazprom

Adevărata miză a conflictului din Ucraina este redistribuirea profiturilor de miliarde de dolari rezultate din activitatea de vânzare a gazelor naturale, fiind vorba nu despre o bătălie între Rusia și Ucraina, ci de una dintre Rusia și UE, a declarat economistul rus Said Gafurov, citat de Pravda.

"Sunt mulți bani în joc. Este vorba despre implementarea de către Ucraina a normelor UE privind interzicerea situației în care o companie deținătoare a unui sistem de conducte de transport de gaze este totodată și producător al gazelor transportate prin respectivul sistem de conducte", a spus Gafurov.

Ca urmare a acestor norme, cuprinse în așa-numitul Al Treilea Pachet Energetic, Gazprom este obligată, pentru a continua să să rămână în business în UE, să permită altor companii accesul la conductele prin care își transportă gazele, iar dacă nu există doritori în acest sens, să păstreze liberă în permanență o anumită capacitate de transport de rezervă. Acest lucru reduce semnificativ profitabilitatea investițiilor Gazprom în majorarea producției sale de gaze naturale. Este, de altfel, unul dintre principalele motive pentru care Rusia este interesată ca Ucraina să nu intre în asociere cu UE.

Gafurov a mai arătat că, de la debutul conflictului din Ucraina, prețul acțiunilor Gazprom la bursă a fost extrem de volatil, investitorii temându-se de efectele asupra companiei ale unei eventuale alinieri a Ucrainei la standardele UE privind transportul de gaze naturale.

"Aceste norme sunt pur și simplu nerușinate, căci permit statelor membre UE să anuleze pur și simplu contractele pe termen lung semnate cu Gazprom. Ceea ce este bun pentru Gazprom este bun și pentru Rusia. Rusia este extrem de interesată ca Ucraina să nu adere la normele energetice ale UE, pentru că ar fi rău pentru economie, pentru exporturi și pentru balanța de plăți", a conchis economistul rus.

Investițiile OMV Petrom din 2013 s-au situat peste nivelul record al profitului înregistrat, ajungând la 1,181 miliarde de euro, în timp ce profitul net s-a situat la 1,085 miliarde euro.

Investitiile OMV Petrom au crescut la valoarea de 5.303 mil lei (2012: 4.930 mil lei), ca urmare a investitiilor substantial mai mari in explorare și producție, partial contrabalansate de nivelul mai scazut in gaze și electricitate si rafinare și marketing.

Investitiile in explorare și producție (4.401 mil lei) au reprezentat 83% din valoarea totala inregistrata in 2013, fiind cu 17% peste nivelul din 2012. Aceste investitii au fost directionate catre forajul sondelor de dezvoltare, proiecte integrate de redezvoltare a zacamintelor, lucrari de reparatii capitale si operatiuni de adancime, instalatii de suprafata, precum si pentru proiectul Totea Deep.

Investitiile realizate in gaze și electricitate in 2013 (18 mil lei) au fost semnificativ mai mici comparativ cu 2012, intrucat centrala electrica de la Brazi a inceput operatiunile comerciale in august 2012.

Investitiile in rafinare și marketing (827 mil lei) au reprezentat 16% din investitiile totale in 2013 si au fost directionate, in special, catre programul de modernizare a rafinariei Petrobrazi (incluzand modernizarea instalatiei de desulfurare gaze si recuperare sulf si a instalatiei de conversie in vid a motorinei). In plus, investitiile au fost directionate si catre dezvoltarea unor proiecte de eficientizare precum si a unor proiecte de conformitate cu cerintele legale si de mediu.

Costuri de producție în scădere cu 4%

In Romania, costurile de productie exprimate in USD/bep s-au situat la un nivel similar celui din 2012, iar cele exprimate in RON au scazut cu 4%, la 49,76 lei/bep, in principal datorita managementului strict al costurilor si cresterii productiei disponibile pentru vanzare.

OMV Petrom și-a majorat pentru prima dată de la privatizare producția de petrol, gaze și condensat din România, producția de țiței păstrându-se la nivelul din 2012.

Potrivit raportului anual al companiei, în 2013, productia de titei, gaze si condensat la nivel de Grup a totalizat 66,64 mil bep, la acelasi nivel cu 2012. In Romania, productia totala de titei, gaze si condensat a crescut la 62,5 mil bep, cu 0,26% peste nivelul inregistrat in anul precedent. Productia interna de titei a fost de 28,6 mil bbl, la fel ca si in 2012, proiectele si programele de reparatii capitale contrabalansand efectele declinului natural. Productia interna de gaze a ajuns la 33,9 mil bep, inregistrand o crestere de 1% comparativ cu anul 2012. Productia de titei si gaze in Kazahstan a scazut cu 9%, la 4,1 mil bep, ca urmare a unor constrangeri de ordin tehnic.

La 31 decembrie 2013, rezervele totale dovedite de titei si gaze ale Grupului Petrom erau de 728 mil bep (Romania: 707 mil bep), in timp ce rezervele dovedite si probabile de titei si gaze se situau la un nivel de 1.025 mil bep (Romania: 977 mil bep). Rata medie de inlocuire a rezervelor la nivel de Grup, calculata pe ultimii trei ani, a fost 48% in 2013 (2012: 61%); in Romania aceasta a fost tot 48% (2012: 61%). Pentru anul 2013, calculat individual, rata de inlocuire a rezervelor la nivel de Grup a fost de 31% (2012: 44%), in Romania aceasta situandu-se la nivelul de 32% (2012: 42%), in principal ca urmare a sondelor de explorare si evaluare si a studiilor de zacamant realizate.

OMV Petrom, cea mai mare companie din Europa centrală și de Est a înregistrat în 2013 un profit net record, de peste un miliard de euro, mai exact 1,085 miliarde de euro.

Profitul net atribuibil actionarilor OMV Petrom S.A. excluzand elementele speciale, pentru 2013 a fost de 4,869 miliarde de lei, se precizează în raportul anual publicat astăzi de companie.

Profitul brut (EBIT) al OMV Petrom a atins valoarea de 5,958 mil lei, cu 5% mai mare decat in 2012, în principal datorita efectului de bază reprezentat de oprirea rafinăriei Petrobrazi asupra volumelor din 2012, precum și datorită managementului strict al costurilor, contrabalansat parțial de scăderea marjelor la energia electrică. EBIT CCA excluzand elementele speciale a crescut la valoare de 6,015 mil lei in 2013. EBIT CCA excluzand elementele speciale este calculat dupa eliminarea efectului net al elementelor speciale de natura cheltuielilor, de -33 mil lei, și a pierderilor din deținerea stocurilor, de -24 mil lei.

Rezultatul financiar net s-a îmbunătățit, ajungând la -259 mil lei în 2013, comparativ cu -836 mil lei în 2012, cand a fost influențat negativ de elementele speciale de natura cheltuielilor, în sumă de -209 mil lei, reprezentând dobânzi de întârziere pretinse în urma primirii rezultatelor preliminare ale controlului fiscal de fond pentru anii 2009 si 2010, cât și de efectul de actualizare a creanțelor.

Priofitul net atribuibil acționarilor s-a majorat cu 22%

Profitul din activitatea curenta a crescut la 5.699 mil lei in 2013. Cheltuiala cu impozitul pe profit a fost de 875 mil lei, usor mai mica decat in 2012, fiind influentata pozitiv de impozitul pe profit amanat aferent filialelor din Kazahstan. In consecinta, rata efectiva a impozitului pe profit a scazut la 15% in 2013, comparativ cu 18% in 2012, cand a fost afectata de cheltuielile rezultate in urma controlului fiscal de fond. Profitul net atribuibil actionarilor OMV Petrom S.A. a fost de 4.821 mil lei, cu 22% mai mare comparativ cu 3.953 mil lei in 2012. Profitul net CCA atribuibil actionarilor OMV Petrom S.A. excluzand elementele speciale a avut valoarea de 4.869 mil lei, cu 13% peste valoarea de 4.307 mil lei din 2012. Profitul pe actiune a fost de 0,0851 lei in 2013 (2012: 0,0698 lei), in timp ce profitul pe actiune CCA excluzand elementele speciale a fost de 0,0860 lei (2012: 0,0760 lei).

Vânzări în scădere

Vanzarile consolidate in 2013 au scazut cu 8% comparativ cu 2012, la 24.185 mil lei, in principal din cauza vanzarilor mai mici de titei si produse petroliere, care au contrabalansat vanzarile crescute de energie electrica. Vanzarile din segmentul rafinare și marketing au reprezentat 79% din totalul vanzarilor consolidate, cele din gaz și energie au reprezentat 16%, iar cele din explorare și producție au fost aproximativ 5%.

Sterling Resources Limited a majorat capitalul Midia Resources, al cărei asociat unic este, cu 100 de milioane de lei, se arată într-o decizie recentă a subsidiarei, consultată de Energy Report.

Compania canadiană, care este în continuare interesată să participe la licitaţiile organizate de Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale (ANRM) pentru explorări de hidrocarburi în Marea Neagră, deţinea până în decembrie două creanţe asupra subsidiarei româneşti. Este vorba de creanţele legate de două credite semnate unul în 29 mai 2007 şi altul în 17 septembrie 2008.

Astfel că majorarea de capital s-a făcut prin subscrierea şi plata unor părţi sociale noi şi a unei prime de emisiune, prin compensarea creanţelor.

Midia Resources, compania care stârnit multe controverse în presă după înfiinţarea din anul 2007, a primit dreptul de explorare şi producţie pentru zăcăminte din Marea Neagră.

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.

Pe lângă deschiderea spre noi licitaţii, Midia Resources a rămas cunoscută în ultima perioadă ca fiind operatorul perimetrelor Midia şi Pelican.

După Hotărârea Guvernului 43 din 22 ianuarie 2014, publicată în Monitorul Oficial în 28 ianuarie 2014, a intrat în vigoare contractul de transfer semnat în octombrie 2012 de către ExxonMobil, OMV Petrom, Sterling Resources Ltd. şi Petro Ventures Europe BV pentru drepturile de explorare şi producţie de hidrocarburi din porţiunea de apă adâncă a perimetrului Midia XV ("Midia Deep").

Prin acel contract de transfer, Gas Plus a optat pentru păstrarea participaţiei sale de 15% în ambele zone, de mare şi mică adâncime, ale perimetrului Midia XV. După finalizarea contractului de transfer, cotele de participare în perimetrul Midia Deep sunt: ExxonMobil 42,5%, OMV Petrom 42,5% şi Gas Plus 15%.

Sterling a încasat astfel 29,25 milioane dolari, sumă ce se va supune impozitului pe profit de 16% din România dar care, pentru a se evita a dubla impozitare, nu va fi impozitată pe profit în Canada. În cazul unei viitoare explorări ”de succes” în porţiunea vândută ("Sale Portion"), Sterling va avea dreptul să beneficieze de încasări suplimentare, respectiv suma de 29,25 milioane dolari americani  în cazul în care în porţiunea vândută se va face o descoperire comercială şi încă 19,5 milioane dolari la  momentul începerii producţiei din suprafaţa în cauză.

“Încasările nete vor fi utilizate pentru consolidarea bilanţului contabil, printr-un aflux de numerar. În plus, încheierea tranzacţiei ne va permite să continuăm procesul de reducere a participaţiilor la toate concesiunile deţinute în România. Acest proces a fost temporizat în anul 2013 din cauza întârzierii înregistrate în finalizarea tranzacţiei pentru Midia, zona de apă adâncă”, a declarat Jake Ulrich, Preşedinte Sterling şi CEO interimar.

Procedurile de aprobare de către Guvernul României a tranzacţiei prin care compania canadiană Sterling Resources a vândut către OMV Petrom şi ExxonMobil o parte din perimetrul de gaze naturale Midia din Marea Neagră, au fost întârziate cu aprobările de statul român dar şi de incertitudinea de atunci legată de viitorul Sterling, datorată propunerii de preluare venite din partea Vitol, care nu s-a mai concretizat

Pe de altă parte, statul român trebuie să le ramburseze canadienilor TVA în sumă de 5 milioane de dolari.

Printre planurile anunţate recent de canadieni se numără cumpărarea de terenuri pe care să construiască o conductă terestră, precum şi un terminal de procesare a gazelor naturale, necesare pentru viitorul proiect de dezvoltare a gazelor de la Midia.

Sterling şi-a propus şi să deruleze prospecţiuni seismice în unele zone ale perimetrelor Midia şi Pelican, să finalizeze studiul seismic la blocul Luceafărul şi să foreze o sondă de explorare în blocul Muridava. Toate aceste perimetre sunt situate pe platoul continental al Mării Negre. Canadienii mai au în plan derularea de lucrări de planificare inginerească în vederea dezvoltării perimetrelor offshore Ana şi Doina.

Producția de hidrocarburi a Petrom, parte a concernului austriac OMV, a scăzut, în ultimul trimestru al anului trecut, cu 1,4% comparativ cu trimestrul similar din 2012 și cu 0,55% față de al treilea trimestru din 2013, la 181.000 de barili echivalent petrol pe zi, iar vânzările de gaze naturale ale Petrom s-au redus cu 6% față de T4 2012, crescând însă comparativ cu T3 2013 cu 20%, la 13,56 TWh, potrivit datelor OMV.

În raportul trimestrial al OMV se arată că producția de hidrocarburi a Petrom a scăzut cu 1,4% în T4 2013, față de T4 2012, la 181.000 de barili echivalent petrol pe zi. Comparativ cu T3 2013, producția a scăzut cu 0,55%.

La nivel de grup, producția totală de hidrocarburi a OMV a scăzut cu 8% față de T4 2012 și a crescut cu 0,7% comparativ cu T3 2013, la 277.000 de barili echivalent petrol pe zi.

Cerere redusă de la non-casnici

În ultimul trimestru al anului trecut, vânzările de gaze naturale ale Petrom s-au redus cu 6% față de T4 2012, crescând însă comparativ cu T3 2013 cu 20%, la 13,56 TWh. Scăderea a fost cauzată de cererea slabă din partea consumatorilor industriali și de temperaturile peste medie din perioada respectivă. Marjele Petrom din business-ul cu gaze s-au situat sub nivelurile consemnate în anul anterior, precizează OMV.

Grupul OMV a vândut, în T4 2013, o cantitate de gaze de 118,40 TWh, în scădere cu 8% față de trimestrul corespunzător din 2012 și cu 37,7% mai mult decât în T3 2013. Scăderea de 8% s-a datorat cererii slabe de gaze și activității reduse a subsidiarei OMV specializate în tranzacționare de gaze, EconGas.

Cei de la OMV notează că marja subsidiarei EconGas a fost pozitivă, ca urmare a renegocierii contractului pe termen lung cu Gazprom, care a inclus și o ajustare retroactivă de preț, care a intrat în vigoare de la 1 aprilie 2013. De asemenea, s-a renegociat contractul pe termen lung de furnizare de gaze cu compania norvegiană de stat Statoil, noua variantă intrând în vigoare de la 1 octombrie 2013.

Condiții dificile în România și Turcia

Producția de electricitate a OMV s-a cifrat la 2,11 TWh în T4 2013, aproape triplu față de trimestrul corespunzător din anul anterior, în special ca urmare a contribuției centralei electrice Samsun din Turcia, care și-a început producția în 2012.

Cu toate acestea, performanța business-ului cu energie a fost în continuare influențată negativ de condițiile dificile de piață din România și Turcia, se afirmă în raportul OMV.

În plus, activitatea de logistică în domeniul gazelor naturale a avut de suferit de pe urma provocărilor continue de pe piața de depozitare de gaze și a costurilor mari din transportul de gaze.

Cheltuieli de explorare mari

În raportul OMV se arată că producția din Libia a fost semnificativ mai mică față de trimestrul anterior, din cauza problemelor de securitate, fiind compensată de cea de pe câmpul Gulfaks din Marea Nordului, recent achizițonat, care a fost inclusă în bilanțul OMV începând cu noiembrie 2013.

Cheltuielile de explorare au crescut semnificativ, în comparație cu trimestrul anterior, din cauza deprecierii unor active din Norvegia și din Kurdistanul irakian, ca și a achiziționării de date seismice în Norvegia, se precizează în raport.

Deprecierea dolarului față de euro, ca și scăderea cotațiilor internaționale la țiței, au avut un efect negativ asupra performanței OMV din trimestrul IV 2013. Pe de altă parte, producția din Libia a fost reluată la începutul acestui an, iar per total, actualele niveluri de producție sunt în linie cu previziunile anterioare pe întreg anul 2014, de 320.000 – 340.000 de barili echivalent petrol pe zi.

În T4 2013, marja de rafinare a OMV a fost similară cu cea din trimestrul anterior, menținându-se la minime istorice. Activitatea de marketing a cunoscut obișnuita scădere sezonieră de volume, iar marjele s-au redus ele și ele ușor. Pe de altă parte, costurile mai mici au contribuit pozitiv la performanța acestui segment de business.

Comisia Europeană a aprobat, în aprilie anul trecut, de principiu, acordarea către statul român a unei finanțări nerambursabile de 180 de milioane de euro, prin Programul Operațional Sectorial (POS) Mediu, pentru decontaminarea siturilor și amplasamentelor poluate istoric cu produse petroliere înainte de privatizarea Petrom. Luni, 27 ianuarie 2014, Guvernul României a publicat un proiect de act normativ care să permită autorităților să acceseze acești bani.

"În urma discuţiilor purtate la nivelul Comisiei Europene, prin scrisoarea CE înregistrată la MMSC cu nr. 53305/RP/09.04.2013, s-a pronunţat admisibilitatea de principiu a solicitării de asistenţă pentru proiectul major <Reabilitarea siturilor contaminate istoric cu produse petroliere, faza I> şi finanţarea din fonduri nerambursabile aferente POS Mediu, Axa prioritară 2 <Dezvoltarea sistemelor de management integrat al deşeurilor şi reabilitarea siturilor contaminate istoric>, Domeniul Major de Intevenţie 2 <Reabilitarea zonelor poluate istoric>", se arată în nota de fundamentare a unui proiect de Ordonanță, publicat de Guvern, care prevede modificarea Legii nr. 555/2004 privind unele măsuri pentru privatizarea Societăţii Naţionale a Petrolului „Petrom” SA.

Intevenţiile al căror beneficiar este Ministerul Mediului şi Schimbărilor Climatice vor viza decontaminarea a aproximativ 50 de situri poluate istoric aferente facilităţilor, precum şi a unui număr de aproximativ 850 de amplasamente aferente sondelor, conform prevederilor contractului de privatizare Petrom, valoarea aplicaţiei de finanţare admisă de principiu de către Comisia Europeană ridicându-se la 180 de milioane euro, se precizează în documentul citat.

Poluare istorică

Legea nr. 555/2004 privind unele măsuri pentru privatizarea Societăţii Naţionale a Petrolului „Petrom” SA prevede că îndatoririle vânzătorului (statul român) cu privire la problemele de mediu sunt preluate de către Ministerul Mediului şi Gospodăririi Apelor, în prezent, Ministerul Mediului şi Schimbărilor Climatice.

Aceeași lege autorizează vânzătorul ca, pe o perioadă de 15 ani de la data finalizării privatizării, să despăgubească în totalitate Petrom pentru orice pretenţii în legătură cu contaminarea istorică a mediului, conform termenilor şi condiţiilor prevăzute în angajamentul de despăgubire privind mediul.

De asemenea, legea respectivă autorizează vânzătorul ca, pe o perioadă de 30 de ani, să despăgubească în totalitate Petrom pentru orice pretenţii în legătură cu abandonarea şi scoaterea din funcţiune a sondelor abandonate, oprite, închise sau care aşteaptă să fie abandonate.

De ce trebuie modificată legea

Mecanismul de asigurare a sumelor destinate despăgubirilor este de tip revolving, legea prevăzând că „Din veniturile virate de vânzător din vânzarea acţiunilor societăţii, Ministerul Finanţelor Publice va reţine echivalentul în lei al sumei de 50 milioane euro într-un cont distinct al Trezoreriei Statului”. Gestionarea contului distinct al Trezoreriei Statului, pe o perioadă de 15 ani de la data finalizării, se va asigura de către Ministerul Mediului şi Gospodăririi Apelor (actualul MMSC).

"Având în vedere demersurile realizate de de către MMSC pentru plata despăgubirilor de mediu din fonduri externe nerambursabile si acordul de principiu al Comisiei Europene pentru plata acestor fonduri, se impune completarea alin. (1) al art. 22 din Legea nr. 555/2004 privind unele măsuri pentru privatizarea Societăţii Naţioanle a Petrolului „Petrom” S.A., precizându-se astfel noua sursă de finanţare identificată", se arată în nota de fundamentare.

Astfel, în lege urmează să se introducă prevederea potrivit căreia "Sumele necesare pentru plata de către vânzător a despăgubirilor prevăzute în contractul de privatizare pot fi asigurate şi de către Ministerul Mediului şi Schimbărilor Climatice din fonduri externe nerambursabile, în condiţiile legii".

Litigiu la Paris

În decembrie 2011, OMV, acționarul majoritar al Petrom, a reclamat statul român la Curtea de Arbitraj de la Paris, după ce Guvernul a refuzat două solicitări de rambursare a unor cheltuieli efectuate de Petrom pentru remedierea unor probleme de mediu survenite înainte de privatizarea companiei, în sumă totală de 91,68 milioane lei (21,03 milioane euro) fără TVA.

În acest sens, OMV Petrom a formulat două notificări de pretenții către Ministerul Mediului, în noiembrie 2009 și martie 2010, prin care solicită rambursarea sumei totale de 91,68 milioane lei (21,03 milioane euro) fără TVA, reprezentând cheltuieli de mediu efectuate de companie pentru operațiuni de remediere întreprinse la combinatul Doljchim Craiova și la rafinăria Petrobrazi.

Ulterior, în noiembrie 2011, comitetul de aprobare și avizare pentru probleme de mediu legate de Petrom din Ministerul Mediului a decis respingerea celor două solicitări de rambursare, „considerând că răspunderea statului român nu poate fi angajată în ceea ce privește sumele notificate, deoarece nu sunt îndeplinite condițiile de acordare a despăgubirilor pentru pierderile de mediu suferite de societate(OMV Petrom – n.r.), prevăzute în Anexa P a Contractului de privatizare nr. 5/2004 a SNP Petrom SA”.

Informațiile apăreau in expunerea de motive a unui proiect de hotărâre de Guvern prin care Executivul intenționa să suplimenteze bugetul Ministerului Mediului cu suma de 820.000 lei, din fondul de rezervă bugetară la dispoziția Guvernului, bani necesari pentru achitarea cuantumului ce revenea la acea dată României din onorariul celor trei arbitri ai Curții de la Paris desemnați să se ocupe de litigiul dintre OMV și statul român.

Care era situația la finalul lui 2012

În raportul anual pe 2012 al Petrom se arată că, potrivit contractului de privatizare, OMV Petrom S.A. are obligaţia de a închide sondele care sunt abandonate și care urmează să fie scoase din funcţiune.

"Aceste cheltuieli vor fi recuperate de la statul român, întrucât acestea se referă la activităţi de explorare și producţie (E&P) efectuate înaintea procesului de privatizare a OMV Petrom S.A. în 2004. Ca urmare, OMV Petrom S.A. a înregistrat datorii estimate cu dezafectarea și respectiv creanţe de la statul român având o valoare prezentă netă de 1.956,22 milioane lei la 31 decembrie 2012 (2011: 2.163,08 milioane RON)", se spune în raport.

De asemenea, OMV Petrom S.A. a înregistrat creanţe de la statul român referitoare la obligaţiile de mediu în E&P, R&M și Doljchim având o valoare prezentă netă de 332,11 milioane lei (2011: 470,62 milioane lei) întrucât acestea existau înaintea procesului de privatizare a OMV Petrom S.A.

La 31 decembrie 2012, OMV Petrom S.A. a înaintat notificări prin care solicită rambursarea costurilor de decontaminare a mediului, în sumă de 95,94 milioane lei.

"Până la data prezentelor situații financiare, statul român nu a plătit sumele solicitate", se afirmă în raportul citat.

Austriecii de la OMV, compania-mamă a Petrom, au finalizat cea mai mare campanie de prospecțiuni seismice 3D din Marea Neagră și, totodată, din istoria companiei, derulată pe o suprafață de 7.740 de kilometri pătrați din apele teritoriale ale Bulgariei, urmând să foreze două sonde de explorare în 2015 și 2016.

Campania a avut loc în blocul offshore Han-Asparuh, din sectorul bulgăresc al Mării Negre.

Blocul este deținut de un joint-venture format din OMV (30% din drepturi și operator al concesiunii, în actualul stadiu de dezvoltare), francezii de la Total (40% și operator al concesiunii în faza de explorare) și spaniolii de la Repsol (30%).

Repsol colaborează în România cu OMV Petrom.

În februarie anul trecut, cele două companii au anunțat că vor investi 50 de milioane de euro în următorii doi ani pentru explorări de gaze la mare adâncime, ca urmare a semnării unui contract prin care Repsol achiziţionează o participaţie de 49% pentru zona cu adâncime mai mare de 2.500 – 3.000 de metri a perimetrelor onshore de explorare Băicoi V, Târgovişte VI, Piteşti XII şi Târgu Jiu XIII, localizate în sudul Carpaților de Curbură și, respectiv, al Carpaților Meridionali.

Anul viitor încep explorările în Bulgaria

Campania de prospecțiuni seismice 3D, cea mai mare derulată vreodată în Marea Neagră, a durat 210 zile și a fost finalizată pe 16 ianuarie. Anterior, pe același bloc se derulase o campanie de achiziție de date seismice 2D, pe o suprafață de 3.000 de kilometri pătrați, finalizată în octombrie 2013.

"Interpretarea datelor obținute ne va permite nouă și partenerilor noștri să definim locațiile de foraj pentru cele două sonde de explorare planificate pentru 2015 și 2016, pentru a evalua potențialul de resurse de hidrocarburi din această zonă a Mării Negre", a declarat Jaap Huijskes, membru al board-ului executiv OMV, responsabil cu activitățile de explorare și producție.

Blocul offshore 1-21 Han-Asparuh este localizat în apele teritoriale bulgărești, în vestul Mării Negre, și se întinde pe o suprafață de 14.220 de kilometri pătrați, adâncimea maximă fiind de 2.200 de metri.

Activitate intensă în Marea Neagră

În septembrie 2013, Ucraina a încheiat un acord cu un consorţiu format din Exxon Mobil, Shell, Petrom şi compania ucraineană de stat Nadra privind împărţirea producţiei care urmează să fie extrasă din perimetrul gazeifer Skifski din nord-vestul Mării Negre.

Consorţiul intenţionează să extragă gaze naturale din zăcământul Skifski, localizat în largul coastelor Ucrainei, în apropiere de ţărmul României, potrivit unui anunţ al preşedinţiei ucrainene.

Acordul a fost semnat de ministrul ucrainean al Energiei Eduard Stavytsky şi reprezentanţi ai Exxon, Shell şi Petrom, în prezenţa preşedintelui Viktor Ianukovici. Ceremonia a avut loc la New York, în timpul Adunării Generale a Organizaţiei Naţiunilor Unite. Contractul final ar urma să fie semnat peste o lună, la Kiev.

Stavytsky a precizat că exploatarea Skifski va da un randament de 8-10 miliarde metri cubi de gaze naturale pe an. Volumul este echivalent cu peste jumătate din consumul anual al României.

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

Complexul Energetic Oltenia şi-a schimbat garanţiile pentru două credite, unul de 31 milioane de euro de la BRD şi altul de 47 milioane de euro de la BCR constituind garanţii reale mobiliare pe creanţe din vânzarea de curent în valoare totală de peste 160 de milioane de lei, indică un document al companiei consultat de Energy Report. Cu această ocazie, o să trecem în revistă în cele ce urmează câteva din contractele importante de vânzare de energie electrică semnate de CE Oltenia.

Amintim şi că banii împrumutaţi de la băncile de mai sus sunt destinaţi finanţării a două lucrări de investiţii de mediu: “instalaţie de desulfurare gaze de ardere la blocul energetic nr. 7 din SE Işalniţa” şi de asemenea pentru “instalaţie de desulfurare gaze de ardere la blocul energetic nr. 8 din SE Işalniţa”.

Modificarea garanţiilor proprii constituite pentru contractele de credit se referă la mai multe contracte încheiate anul trecut pentru anul 2014. Dăm mai jos numele companiilor care au cumpărat curent de la CE Oltenia şi sumele estimative.

Astfel, compania a semnat un contract cu Enel Energie în valoare estimată de 32,2 milioane de lei, în 22 august 2013, pe anul 2014.

Cu Gen-I Bucharest Electricity Trading, valoarea contractului a fost de 32,4 milioane de lei, contract semnat în 17 septembrie 2013 pe anul 2014.

Cu Axpo Energy România, valoarea contractului a fost de 16,2 milioane de lei, contract semnat în 26 iulie 2013 pe anul 2014. Cam aceeaşi valoare estimată are şi contractul semnat în 4 septembrie cu Repower Furnizare Romania, 16,2 milioane de lei.

Pentru susţinerea aceloraşi două credite cu garanţii mobiliare, Complexul Energetic Oltenia a mai pus la bătaie creanţele de pe urma a trei contracte semnate cu bulgarii de la  Obedineni Energiini Targovtsi OOD. Astfel, cu bulgarii, oltenii au semnat un contract în 8 august în valoare estimată de 16,25 milioane lei, în 4 septembrie altul în valoare estimată de peste 32 milioane de lei şi al treilea în 17 septembrie în valoare estimată de peste 14 milioane de lei.

Valoarea contractelor se cunoaşte estimativ. Preţul pe MWh se modifică în timp. Orientativ, vom exemplifica spunând că în aprilie, CE Oltenia a vândut energie către Enel şi Tinmar Ind cu 201 lei/MWh.

Scenariu vechi

În toamnă, Complexul Energetic Oltenia a mai schimbat garanţiile la alte credite pe acelaşi scenariu, aşa cum de altfel am scris în Energy Report la vremea respectivă.

Garanţiile pentru un credit de 100 de milioane de lei de la CEC au fost schimbate cu garanţii reale mobiliare pe trei contracte de vânzare energie electrică către Enel, Transenergo şi furnizorul de energie Obedineni Energiini Targovtsi.

Garanţiile proprii constituite pentru un credit de 62,5 milioane de euro de la Unicredit Ţiriac au fost schimbate cu garanţii reale mobiliare pe creanţele rezultate din  contracte de vânzare energie electrică către OMV Trading şi Enel.

În cazul Enel vorbim despre două contracte parafate în iulie și august cu Enel Energie, primul din 26 iulie 2013 în valoare estimată de circa 21,6 milioane de lei iar al doilea din august în valoare estimată de 43 milioane de lei.

În 8 august, compania a mai semnat un contract cu OMV Trading GmbH Viena Austria, în valoare estimată de aproximativ 43,5 milioane de lei.

Tot în 8 august, firma a semnat un contract de vânzare energie electrică pentru Transenergo Com, valoarea estimată fiind de aproape 11 milioane de lei.

În 22 august, CE Oltenia a semnat un contract de vânzare energie electrică pentru aceeaşi bulgari de la Obedineni Energiini Targovtsi OOD, contract în valoare estimată de 21,6 milioane de lei.

Complexul Energetic Oltenia a fost înfiinţat în anul 2012 prin fuziunea Societăţii Naţionale a Lignitului Oltenia cu complexurile energetice Turceni, Rovinari şi Craiova.

Statul deţine, prin Ministerul Economiei, 77,17% din titlurile Complexului Energetic Oltenia, iar Fondul Proprietatea are o participaţie de 21,53%.

Complexul Energetic Oltenia iese şi marţi pe bursa de energie OPCOM cu intenţia de a vinde curent în valoare de 273,3 milioane de lei (circa 60 milioane de euro).

 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.

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

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

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

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

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

Probleme pentru rafinăriile europene

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

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

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

Se concentrează pe explorare și producție

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

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

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

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

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

Austriecii de la OMV, compania-mamă a Petrom, au ajuns, prin subsidiara EconGas, la un acord preliminar cu furnizorul lor de gaze Gazprom Export, OMV sugerând că a obținut o îmbunătățire a termenilor contractuali.

"Este o etapă importantă pentru a pune EconGas într-o poziție mai competitivă. Noul aranjament reflectă parteneriatul sustenabil cu furnizorii noștri de gaze pe termen lung. Apreciem rezultatele negocierilor constructive, care ne aduc mai aproape de actualele condiții de piață în ceea ce privește gazele naturale", a declarat CEO-ul OMV, Gerhard Roiss.

În timpul negocierilor uzuale pentru revizuirea prețurilor purtate cu furnizorul de gaze naturale Gazprom Export s-a ajuns la un acord interimar acceptabil, se precizează într-un comunicat al OMV.

Potrivit acordului, termenii contractului pe termen lung de furnizare gaze naturale au fost ajustați pentru a reflecta mai fidel actualele condiții de pe piețele europene de gaze și există posibilitatea ca, în viitorul apropiat, termenii contractuali să mai fie revizuiți o dată, precizează austriecii.

Afectează profitabilitatea

"Acest acord preliminar, laolaltă cu ajustarea recentă a termenilor acordului cu Statoil, va permite EconGas să își îmbunătățească performanțele în viitorul apropiat", a declarat Hans-Peter Floren, membru al board-ului executiv OMV, responsabil cu divizia de gaze și electricitate.

OMV mai precizează că, din cauza confidențialității acordului, nu poate dezvălui mai multe detalii despre ajustarea termenilor contractuali.

În raportul OMV pe al treilea trimestru și primele nouă luni din 2013 se menționează că marjele subsidiarei EconGas au rămas negative din cauza faptului că renegocierea contractului de furnizare gaze naturale pe termen lung cu Gazprom nu fusese încă finalizată.

OMV estima încă din noiembrie 2012 că decalajul dintre prețul spot al gazelor naturale și cel din contractele pe termen lung cu Gazprom va continua să preseze asupra profitabilității business-ului și anul acesta.

Acorduri de pe vremea Uniunii Sovietice

La acea dată, austriecii plăteau Gazprom cu circa 5 euro mai mult pe MWh echivalent de gaze naturale decât dacă ar fi cumpărat de pe piețele spot europene.

"Cei care sunt angajați în contracte de cumpărare de gaze din Rusia în care cotațiile la petrol sunt parte din formula de calcul al prețului de livrare sunt împovărați. Pentru EconGas, această povară începe să se vadă și în rezultate", declara, în noiembrie 2012, CFO-ul OMV, David Davies.

OMV se bazează pe livrări de gaze din Rusia din 1968, când Austria a negociat acorduri de import cu Uniunea Sovietică. Actualele acorduri, valabile până în 2027, prevăd livrări de gaze din Siberia către facilitățile de depozitare ale OMV din Baumgarten, Austria. Gazprom are în plan livrarea de gaze către Baumgarten prin gazoductul South Stream.

Costuri, dar și beneficii

"Nici o companie nu are o relație de mai lungă durată cu Gazprom decât OMV. Deal-ul cu Rusia este bun atunci când nu este suficientă lichiditate pe piețele spot, însă indexarea prețurilor la gaze la cotațiile mondiale ale țițeiului face contractele pe termen lung neeconomice", a adăugat CFO-ul OMV.

Potrivit oficialilor OMV, negocierile cu Gazprom urmau să se concentreze pe prețuri, pe dinamicile acestora și pe sistemele de indexare.

"Cel mai important este să dăm prețurile în jos, spre nivelul pieței", spunea Hans-Peter Floren, membru al board-ului executiv OMV, responsabil cu divizia de gaze și electricitate.

Producătorul de gaze naturale Amromco Energy SRL este a doua companie care s-a înregistrat oficial ca participant pentru a efectua tranzacții pe noua bursă a gazelor naturale administrată de OPCOM – Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN), după OMV Petrom, potrivit operatorului bursier. Momentan, pe acestă platformă nu a avut loc încă nici o tranzacție.

Amromco s-a înregistrat ca participant la bursa de gaze naturale de la OPCOM după ce, în septembrie, s-a anunțat că traderul de energie și mărfuri Mercuria va investi suma de 50 de milioane de dolari în compania controlată de americanii de la First Reserve, pentru a profita de liberalizarea prețurilor la gaze naturale de pe piața românească, precum și de oportunitățile de export de pe această piață.

Ca parte integrantă a acordului, Amromco și Mercuria au stabilit și o asociere de marketing pentru vânzarea de gaze, First Reserve urmând să rămână acționarul majoritar al Amromco.

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

Primul participant de pe Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) a OPCOM s-a înregistrat în septembrie, acesta fiind OMV Petrom Gas SRL, subsidiară a OMV Petrom. Momentan, pe această platformă nu s-a consemnat nici o tranzacție.

Regulamentul privind tranzacționarea gazelor naturale pe platforma PCGN de la OPCOM a fost aprobat și a intrat în vigoare încă de la sfârșitul lunii iulie a acestui an, printr-un ordin al ANRE.

De asemenea, au fost aprobate tarifele care urmează să fie încasate de OPCOM de la traderii de gaze naturale. Înregistrarea pe piața PCGN costă 400 de lei pe an, iar introducerea unei oferte de vânzare – 821 de lei.

Pe 19 septembrie, președintele ANRE, Nicolae Havrileț, declara că primele tranzacții cu gaze naturale la OPCOM și la Bursa Română de Mărfuri (BRM) ar putea fi derulate până la sfârșitul respectivei luni, ANRE avizând toate procedurile necesare în acest sens. Cu o zi înainte, președintele BRM; Septimiu Stoica, făcea declarații similare în legătură cu instituția sa.

Înfiinţarea platformelor de tranzacţionare a gazelor naturale a fost un angajament asumat de Guvern faţă de FMI şi Comisia Europeană, însă producătorii de gaze naturale nu sunt obligați să își vândă gazele pe burse.

La Bursa Română de Mărfuri (BRM) au deja loc tranzacții de vânzare-cumpărare gaze naturale, însă cantitățile și sumele sunt mici.

Astfel, în prezent, la BRM sunt în vigoare patru oferte de cumpărare de gaze naturale, depuse de primăriile din Hunedoara și Simeria, de furnizorul de componente pentru utilaje din industria auto Ramira SA Baia mare, precum și de către Editura "Adevărul".

OMV este extrem de preocupată de noua taxă de 1,5% aplicată construcțiilor speciale, aceasta penalizând investițiile, a declarat Directorul financiar (CFO) al OMV, David C. Davies, într-o conferință de presă la Viena.

Recunoscând că încă nu cunoaște detaliile exacte, asupra căror active va fi aplicată această taxă, dar nici modul de calcul, Davies a ținut să precizeze că există riscul ca pentru un activ care produce de exemplu 15 de ani, OMV Petrom să fie obligată să plătească o taxă de 1,5% an de an și la finalul acestei perioade.

În funcție de impactul acestei taxe pe care OMV îl va estima după aflarea detaliilor, va fi revizuit și nivelul investiților efectuate de OMV Petrom în România, a adăugat Davies.

"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", a mai spus Davies

În plus, probabil, această taxă va fi aplicată nu numai investițiilor productive, ci și investițiilor care se dovedesc neproductive, cum este cazul explorărilor în câmpuri care rezultă neexploatabile din punct de vedere comercial.

Mult mai puțin preocupat s-a arătat CFO-ul OMV de majorarea cu 7 eurocenți a accizelor și indexarea acestora cu prețul inflației. În opinia sa, tot costul va fi transferat consumatorului, singurul efect asupra companiei fiind micșorarea consumului ca urmare a acestei majorări de prețuri.

"De ce să împărțim noi această povară de 7 cenți?"

O opinie similară a exprimat și șeful diviziei de Rafinare și Marketing OMV, Manfred Leitner, care s-a exprimat plastic. "De ce să împărțim noi această povară? În nicio țară europeană nu suportăm noi aceste costuri. Este vorba de creșterea veniturilor la bugetul de stat. Va fi, evident, un impact asupra cererii, în ideea că va scădea consumul de carburanți. Pentru noi e mai bine ca prețurile să fie cât mai mici', a explicat Leitner, întrebat dacă toată creșterea accizelor se va regăsi mai departe în prețul final de la pompă sau dacă petroliștii vor suporta o parte din aceste costuri pentru a păstra nivelul cererii și a nu pierde clienți.

Statul vrea să impoziteze construcții speciale în valoare de 7,3 miliarde de euro (5% din PIB)

Noul impozit de 1,5% pe construcțiile speciale va aduce suplimentar venituri la bugetul general consolidat în valoare de 488 milioane de lei. Cum acesta va fi aplicat asupra valorii construcţiilor existente în patrimoniul contribuabililor la data de 31 decembrie a anului anterior, rezultă că guvernul Ponta estimează că impozitl va fi aplicat unor active în valoare totală de peste 32,5 miliarde de lei sau 7,3 miliarde de euro.

La nivelul PIB-ului estimat în proiectul de buget, de 658,6 miliarde de lei, valoarea tuturor construcțiilor speciale ce urmează a fi taxate de guvern ar echivala cu un procent de 5% din PIB, reiese dintr-o prezentare a proiectului de buget trimisă de guvern partenerilor sociali.

Companiile româneşti, cele străine care lucrează în România prin intermediul unui sediu permanent, precum şi firmele cu sediu social în România înfiinţate conform legislaţiei europene, vor datora de anul viitor un impozit pe construcții speciale în cotă de 1,5% din valoarea acestor construcții, urmând să fie exceptate de la plata acestuia instituţiile publice, institutele naţionale de cercetare-dezvoltare, asociaţiile, fundaţiile şi alte persoane juridice fără scop patrimonial.

2013 a fost anul în care OMV a reușit să treacă de la statutul de companie integrată pe sectorul downstream la cel de companie integrată în sectroul upstream, în special în urma achiziițiilor în valoare de 2,65 miliarde de dolari a zăcămintelor din Marea Nordului, a declarat vineri CEO-ul OMV, Gerhard Roiss, într-o întâlnire cu presa la VIena.

Noua strategie de dezvoltare va continua, Roiss anunțând majorarea bugetului de investiții în perioada 2014-2016, de la 2,8 miliarde la 3,9 miliarde euro, din care 80% vor fi alocați segmentului de explorare și producție.

Acestea nu vor fi finanțate prin îndatorarea companiei, ci din surse proprii, ca și achizițiile efectuate în Marea Nordului. În primele 9 luni, OMV a generat cash flow în valoare de 1,9 miliarde de euro, în primul rând ca urmare a restructurării sectorului downstream, acest lucru permitându-i să achite atât dividendele, cât și să rămână la o rată a îndatorării de aproximativ 30% în pofida achiziției de 2,65 miliarde de dolari din Marea Nordului.

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.

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

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

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

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

Blocadă a exporturilor către Italia

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

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

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

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

Violența se intensifică

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

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

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

Situația din Libia afectează rezultatele OMV

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

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

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

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

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

Sunt și alte cauze

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

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

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

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

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

Austriecii de la OMV, compania-mamă a Petrom, au finalizat tranzacția cu Statoil, compania de petrol și gaze controlată de statul norvegian, prin care OMV a preluat de la norvegieni participații la câmpuri petroliere și gazeifere din Marea Nordului, achiziția fiind finanțată prin reduceri ale capitalului de lucru, vânzări de active de pe segmentul de rafinare, cash-flow propriu și bani proveniți din facilitățile de creditare aflate la dispoziția OMV.

Autoritățile relevante au acordat aprobările legale necesare, se arată într-un comunicat al OMV.

OMV a cumpărat 19% din drepturile aferente câmpului Gullfaks și 24% din cele ale câmpului Gudrun, localizate pe platforma continentală a Norvegiei. În plus, austriecii au mai preluat 30% din drepturile aferente câmpului Rosebank și 5,88% din cele le câmpului Schiehallion, ambele situate la vest de insulele Shetland, la ambele active OMV deținând deja participații anterior recentei tranzacții.

Acordul cu Statoil prevede și stabilirea unui parteneriat de cercetare-dezvoltare între cele două companii, precum și opțiunea de stabilire a unor acorduri de tip farm-in (în care se împart costurile de dezvoltare între compania care deține concesiunile și partener) pentru alte licențe de explorare.

Cresc rezervele și producția

În total, OMV a cumpărat de la Statoil active în valoare de 2,65 miliarde de dolari.

"Tranzacția este o componentă esențială a strategiei OMV de concentrare pe activitățile de explorare și producție de pe piețele stabile din punct de vedere politic și va reprezenta un factor substanțial în ceea ce privește atingerea țintelor noastre pentru 2016. Prin această tranzacție, ne consolidăm prezența în regiunea de creștere care este pentru noi Marea Nordului", a declarat CEO-ul OMV, Gerhard Roiss.

În urma tranzacției, rezervele de hidrocarburi ale OMV se majorează în mod substanțial, crescând cu circa 320 de milioane de barili echivalent petrol. Creșterea de producție a OMV este estimată la 25.000 de barili echivalent petrol pe zi la 1 noiembrie 2013, urmând să se majoreze la 40.000 de barili echivalent petrol pe zi în 2014 și 58.000 de barili echivalent petrol pe zi în 2016.

Tranzacția cu Statoil a fost finanțată prin reduceri ale capitalului de lucru, vânzări de active de pe segmentul de rafinare, cash-flow propriu și bani proveniți din facilitățile de creditare aflate la dispoziția OMV. În prima jumătate a acestui an, OMV a avut la dispoziție cash în sumă de circa 1,6 miliarde de euro, precizează compania.

La extracția de petrol prin sonde, odată cu țițeiul, din zăcământ ies și gaze naturale. Unele instalații de foraj dispun de echipamente pentru recuperarea și valorificarea acestora. La altele, însă, aceste gaze sunt emanate în atmosferă prin ardere și constituie o sursă de poluare, respectiv de majorare a emisiilor de CO2. Boom-ul nord american al gazelor de șist extrase prin fracturare hidraulică a ieftinit foarte mult gazele naturale, astfel încât pentru mulți petroliști nu mai are sens din punct de vedere economic să investească în recuperarea gazelor, preferând să le ardă, ceea ce a dus la sporirea masivă a emisiilor poluante de astfel de gaze.

Pe plan mondial, arderea de gaze de sondă emite anual în atmosferă dioxid de carbon cât 77 de milioane de mașini și duce la irosirea a 5% din producția mondială anuală de gaze naturale. Cantitatea de gaze pierdută zilnic astfel în lume ar fi suficientă pentru încălzirea a 500.000 de locuințe.

Autoritățile americane nu au reușit să impună reglementări care să îi oblige pe petroliști să investească în reducerea acestor pierderi de gaze. Iată însă că piața liberă și proprietatea privată par mai aproape de succes în această speță.

Vrem redevențe!

Proprietarii de terenuri cu resurse de țiței din North Dakota au intentat, recent, nu mai puțin de 10 procese colective celor mai mari companii petroliere americane care forează pe aceste terenuri, cerând despăgubiri în valoare de milioane de dolari. Motivul? Gazele de sondă pierdute prin ardere sunt, de drept, proprietatea reclamanților, iar risipirea acestora înseamnă că proprietarii au fost lipsiți în mod abuziv de redevențele care li s-ar fi cuvenit pentru extragerea acestor resurse.

Astfel de arderi au loc la circa 1.500 de sonde din North Dakota. Cantitățile sunt atât de mari încât fenomenul a fost surprins în fotografii luate din spațiu de sateliți NASA. Cantitățile de gaze de sondă arse s-au triplat în ultimii doi ani. În fiecare lună, în North Dakota se ard gaze de sondă în valoare de circa 100 de milioane de dolari, creând astfel și proprietarilor pierderi reprezentând redevențe cuvenite și neîncasate.

"Scopul acțiunii în justiție este de a forța companiile petroliere să respecte legea locală și să plătească redevențe proprietarilor de terenuri pe valoarea gazelor de sondă pierdute prin ardere, creând totodată, în acest fel, un stimulent economic pentru producători de a reduce și, în cele din urmă, de a elimina această practică nocivă", se arată într-o declarație publică a uneia dintre cele cinci case de avocatură implicate în proces de partea reclamanților.

Companiile susțin că se străduiesc

În motivarea acțiunii se mai arată că legislația din North Dakota îngăduie arderea limitată de gaze de sondă în primul an de după intrarea în producție a unei sonde, cu condiția respectării anumitor praguri de producție. După aceea, însă, arderile nu mai sunt permise decât cu acordul scris al proprietarului și al autorităților. Producătorii care nu obțin astfel de acorduri datorează redevențe proprietarilor de terenuri, precum și taxe și impozite statului, pentru cantitățile de gaze de sondă pe care le ard.

Printre companiile petroliere date în judecată se numără nume precum Continental Resources, XTO Energy, SM Energy sau Marathon Oil. Acestea susțin, alături de organizațiile lor de lobby, că fac tot ce le stă în putință pentru a construi cât mai repede instalațiile și conductele necesare pentru recuperarea, transportul și valorificarea gazelor de sondă pierdute prin ardere. În plus, spun ele, pierderile de gaze de sondă au scăzut de la 36% din cantitățile extrase în 2011 la circa 29% în prezent.

Organizația profesională locală North Dakota Petroleum Council a anunțat înființarea unui grup de lucru menit să accelereze demersurile pentru reducerea pierderilor de gaze prin ardere, care urmează prezinte un raport până la finalul acestui an.

Se rezolvă cu inovații și investiții

"Recunoaștem că gazul natural este o resursă eficientă, curată și valoroasă. De aceea, industria a investit peste 6 miliarde de dolari în conducte noi, instalații de procesare și alte elemente de infrastructură menite să transporte aceste gaze de la sonde până la potențialii clienți", spune Terry Kovacevich, șeful North Dakota Petroleum Council și vicepreședinte regional al Marathon Oil.

Câmpul petrolier Bakken, din care se produc 850.000 de barili de țiței pe zi, a propulsat North Dakota pe locul 2 în topul statelor petroliere din SUA, imediat după Texas. Lipsa de conducte îi obligă pe producători să transporte petrolul extras în special cu trenul, soluție care nu poate fi aplicată în cazul gazelor naturale.

Industria de petrol și gaze examinează mai multe soluții posibile, printre care utilizarea respectivelor gaze pentru alimentarea cu energie chiar a sondelor de foraj sau comprimarea lor în containere care să poată fi transportate cu ca,ioanele. Un proiect cu bătaie mai lungă, dar și mai complicat și costisitor, ar fi producerea de motorină din aceste gaze, chiar lângă sondele de unde sunt extrase.

"Dezvoltarea de soluții alternative la arderea gazelor de sondă, pentru optimizarea producției de petrol și gaze, va necesita investiții semnificative de timp și bani", conchide Terry Kovacevich de la North Dakota Petroleum Council.

Cum stau lucrurile în România

În România, unde resursele minerale sunt proprietate de stat, Legea petrolului prevede doar că "gazele extrase din sonde concomitent cu ţiţeiul, neutilizate şi nevalorificate de către titular, se predau autorităţii competente (Autoritatea Națională pentru Resurse Minerale, ANRM – n.r.), fără plată, iar titularul este scutit de la plata redevenţei petroliere". Nu se specifică nimic cu privire la emanarea în atmosferă a acestor gaze.

Legea mai stipulează că "dreptul de valorificare a acestor gaze se va concesiona de către autoritatea competentă prin acord petrolier, noul titular urmând să suporte cheltuielile de preluare, riscurile de utilizare, precum şi redevenţa petrolieră aferentă cantităţilor preluate".

În România, instalații de recuperare, comprimarea şi transport al gazelor asociate de la sondele de ţiţei sunt produse de către Institutul Naţional de Cercetare-Dezvoltare Turbomotoare (COMOTI), fiind utilizate, de exemplu, de către OMV Petrom, la mai multe câmpuri petroliere aflate în exploatare.

În 2009, COMOTI, în parteneriat cu OMV Petrom și Universitatea Politehnică București, a aplicat pentru un grant în cadrul Programului Național de Cercetare, Dezvoltare și Inovare (PNCDI), proiectul propus fiind "Creșterea gradului de utilizare a resurselor energetice prin realizarea unei instalații de comprimare pentru recuperarea gazelor naturale din spațiul inelar al sondelor petroliere". De la bugetul de stat se solicita suma de 1,89 milioane de lei, cofinanțarea fiind în sumă de 350.000 de lei, asigurată integral de OMV Petrom.

"Principalul beneficiar al proiectului este Petrom S.A. – Grup OMV care a solicitat găsirea unei soluţii şi este şi partener în proiect. Se preconizează utilizarea instalaţiilor la sondele de extracţie din toate câmpurile de extracţie unde ţiţeiul este însoţit de gaze naturale", se arată în fișa proiectului.

Guvernul dorește majorarea redevențelor la petrol și gaze cu un procent cuprins între 25 și 40%. Cel puțin așa susține Romgaz, în prospectul pregătit pentru listarea companiei. Nu este clar încă ce sistem de impozitare va fi preferat sau dacă majorarea se referă la cotele aplicate industriei sau dacă se referă va veniturile obținute de statul român din redevențe.

Interesant este că Romgaz citează “speculații din presă”, în condițiile în care acționarul său majoritar este chiar statul român. La cum folosește ministerul român de finanțe regula de trei simplă în calculele sale fiscal -bugetare, probabil că acesta este procentul suplimentar pe care MFP speră să-l obțină de la companiile din domeniu, Romgaz și Petrom.

Cu alte cuvinte, dacă în 2012, statul român a avut venituri din redevențele plătite de cele două companii în valoare de un miliard de lei, probabil că ținta sa pentru anii care vor urma lui 2014 va fi de minim 1,25-1,4 miliarde lei, indexați probabil cu rata inflației, indexare care ar fi însă anulată de declinul natural al producției din România, de 10%.

Ce spune Romgaz: “Redevența pentru producția de gaze naturale este plătită trimestrial şi în prezent se situează între 3,5%-13%. Au existat speculații în presă privind faptul că Guvernul ar putea creşte valoarea redevenței privind gazele naturale produse în baza oricărui contract nou de concesiune agreat la data de sau ulterior datei de 1 ianuarie 2014 până la 25% - 40%. În prezent, Societatea plăteşte 3% din venitul brut din activitatea de înmagazinare a gazelor naturale. Redevențele cu privire la activitățile de înmagazinare pot creşte de asemenea în scurt timp. Nu există nicio certitudine că o astfel de creştere semnificativă a redevențelor nu va avea loc şi că în cazul în care va avea loc, activitatea, rezultatele operaționale, situația financiară şi perspectivele Societății nu vor fi afectate”

Ce cote preferă MFP?

Cum o schimbare a sistemului de impozitare, cel puțin la zăcămintele aflate în exploatare, ar ridica mai multe probleme, inclusiv legale, probabil că statul român se gândește să păstreze actualul sistem de redevențe aplicat venitului ca bază de impozitare. Ceea ce nu se știe este dacă va păstra și actualul sistem de cote progresive sau va introduce o cotă unică de impozitare a veniturilor companiilor de petrol și gaze. Dacă ar introduce o cotă unică, aplicând aceeași regulă de trei simplă favorită a MFP, ce ignoră orice elasticitate a veniturilor raportate la majorarea impozitării, rezultă că noua cotă aplicată veniturilor companiilor petroliere ar trebui să se situeze undeva între 8,75% și 9,8%. Asta pentru că, în medie, deși la ora actuala redevențele la petrol sunt cuprinse între 3 și 13,5%, iar cele la gaze între 3 și 13%, Petrom și Romgaz achită ca 7% din venituri ca redevențe. La acestea se adaugă alte miliarde de euro (2, numai în cazul Petrom), ca accize, impozit pe profit, taxe salariale, etc. În plus, industria mai achită taxa adițională pentru vânzările de petrol din producția internă de 4 euro/tonă, și este subiectul suprataxării cu 60% a profiturilor rezultate din liberalizarea prețurilor pentru gaze naturale (495 RON / 1000 m3), concomitent cu acordarea unei deduceri pentru investiții de maxim 30% (măsuri temporare aplicabile în perioada 01.02.2013 – 31.12.2014). Suplimentar, se aplică o taxă de 0,5% din veniturile rezultate din extracția petrolului brut.

În cazul în care este păstrat actualul sistem progresiv, în funcție de producția trimestrială și anuală, ar însemna că noile cote marginale s-ar situa între 4,38 și 4,9%, în cazul celei inferioare și 16,8 și 18,9%, în cazul celei superioare.

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}

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.

Grupul austriac OMV este decis să nu se retragă din Libia, în pofida conflictului care a perturbat producția și a provocat abandonarea mai multor proiecte de către unii giganți mondiali, a declarat CEO-ul OMV, Gehard Roiss, într-un interviu acordat miercuri agenției Reuters.

Interesant este și argumentul adus de șeful OMV: stabilitatea din cele 2 regiunii importante pentru operațiunile OMV, în primul rând România și Marea Neagră, și în al doilea rând Norvegia, poate compensa volatilitatea din alte părți ale lumii unde compania austriacă își desfășoară activitatea, printre care și Libia.

"Ambele nuclee sunt în țările stabile ... și împreună pot oferi mai mult spațiu de acțiune pe piețe cum ar fi Libia,", a declarat Roiss, adaugând că OMV ar putea fi în măsură să ofere în a doua jumătate a anului viitor anticipații optimiste cu privire la potențialul zăcămintelor de gaz din Marea Neagră, anticipații peste nivelul actualelor estimări.

OMV a cumpărat în luna august de la Statoil participații pentru exploatarea unor zăcăminte offshore în Marea Nordului în valoare de 2,65 miliarde de dolari și a a anunțat luna trecută că a făcut o importantă descoperire de petrol în zona arctică a Norvegiei.

Pierderi trimestriale de 0,5% din producția anuală a grupului

Gerhard Roiss recunoscut că în al treilea trimestru al acestui an, OMV a înregistrat pierderi importante în Libia, egale cu o jumătate de procent din producția totală a grupului, ca urmare a grevelor, a acțiunilor milițiilor locale și ale activiștilor politici care au blocat câmpurile. 

"Suntem activi în Libia de mai mulți ani și ne vedem activi în Libia și în viitor", a declarat Roiss. 

Potrivit CEO-ului OMV, producția din Libia, care reprezintă aproximativ 10 la sută din totalul producției grupului, a fost reluată și este în prezent stabilă. Totuși, a adăugat Roiss: "Nu va spune însă ce va fi mâine"

Exxon și-a anunțat luna trecută intenția de a se retrage din Libia, în timp ce a declarat luna trecuta ca a fost scalarea înapoi în Libia, în timp ce Royal Dutch Shell a abandonat anul trecut două blocuri de explorare. Alți giganți nu și-au reluat încă explorările în zonă de la declanșarea conflictului, în 2011.

Retragere de pe retail, concentrare pe upsteam

În pofida faptului că OMV și-a vândut rețele de benzinării din Bosnia și Croația, Roiss suține că OMV nu are nici un plan de retragere definitivă din alte state în care activează. Dimpotrivă compania investește masiv în upstrem, în explorare și activitățile de producție, chiar dacă încearcă să-și reducă componenta de retail. 

OMV este, de asemenea, în discuții pentru a vinde participația de 45% deținută la rafinăria germană Bayernoil , care va fi componenta cea mai importantă într-un plan restructurare a companiei, prin care aceasta urmează să renunțe la active de un miliard de euro (1,4 miliarde de dolari) până la sfârșitul anului 2014.

"Eu nu exclud ca vânzarea să se facă în acest an", a declarat Roiss, spunând că au fost mai multe părți interesate, însă refuzând să ofere mai multe detalii.

Operațiunile de retail OMV a raportat rezultate mai puternice decât cele preconizate în al doilea trimestru, atenuând reducerea profitului trimestrial la nivelul întregului grup, ca urmare a scăderii cererii în Europa.

Roiss a declarat totodată că regiunile în care OMV a avut activități de vânzare cu amănuntul, de la Bavaria în Turcia, au înregistrat creștere economică și că se așteaptă ca această recuperare să continue.

Negocieri avansate cu Statoil, optimism cu privire la viitorul preț al gazului Gazprom

OMV a fost afectat de contractele scumpe de furnizare a gazului semnate pe termen lung cu Gazprom, drept urmare segmentul său de gaz și electricitate înregistrând o pierdere operațională de 30 de milioane de euro în al doilea trimestru. Vestea bună este că potrivit lui Roiss, negocieri "intense" de lungă durată cu cei de la Gazpriom pentru a aduce prețul gazului mai aproape de cel al pieței spot se află în faza finală. "Mă aștept ca vom putea anunța rezultatul acestor negocieri în viitorul apropiat, în acest an chiar", a afirmat CEO-ul OMV.

Discuții similare cu Statoil sunt deja în stagii mult mai avansate" a adăugat el. OMV a înregistrat anul trecut o pierdere de 304 milioane de euro, în special ca urmare a contractelor cu gaz semnate pe termen lung. Roiss a refuzat să comenteze dacă el consideră adecvată această stare de fapt, adaugă Reuters.

OMV Petrom Gas SRL, subsidiară a OMV Petrom, este deocamdată singura companie care s-a înregistrat oficial ca participant pentru a efectua tranzacții pe noua bursă a gazelor naturale administrată de OPCOM – Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN). Înregistrarea pe această piață costă 400 de lei pe an, iar introducerea unei oferte de vânzare pe bursă – 821 de lei, bani încasați de OPCOM. Și cei de la Bursa Română de Mărfuri (BRM) susțin că sunt pregătiți pentru demararea tranzacțiilor cu gaze naturale pe platforma proprie.

„La sfârșitul lunii septembrie, o societate figura ca participant înregistrat la Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN)”, se arată într-un comunicat al OPCOM, aceasta fiind OMV Petrom Gas SRL, subsidiară a OMV Petrom.

Regulamentul privind tranzacționarea gazelor naturale pe platforma PCGN de la OPCOM a fost aprobat și a intrat în vigoare încă de la sfârșitul lunii iulie a acestui an, printr-un ordin al ANRE.

De asemenea, au fost aprobate tarifele care urmează să fie încasate de OPCOM de la traderii de gaze naturale. Înregistrarea pe piața PCGN costă 400 de lei pe an, iar introducerea unei oferte de vânzare – 821 de lei.

Previziuni neconfirmate deocamdată

Pe 19 septembrie, președintele ANRE, Nicolae Havrileț, declara că primele tranzacții cu gaze naturale la OPCOM și la Bursa Română de Mărfuri (BRM) ar putea fi derulate până la sfârșitul respectivei luni, ANRE avizând toate procedurile necesare în acest sens.

Cu o zi înainte, președintele BRM; Septimiu Stoica, făcea declarații similare în legătură cu instituția sa.

„În acest moment au fost parcurși toți pașii necesari pentru începerea tranzacțiilor. În ceea ce ne privește, BRM și-a făcut temele și este pregătită de lansarea primelor ordine. Deținem o platformă de tranzacționare modernă, care a fost deja testată în condiții reale de piață. Ne sprijinim pe expertiza unei echipe cu mai bine de douăzeci de ani de experiență în domeniul bursier și, în ultimele luni, am derulat o campanie de informare și conștientizare a actorilor din piață. Practic, putem spune că până la lansarea efectivă a bursei gazelor naturale este o chestiune de zile. (...) Desigur, nu ne putem aștepta la un volum record de ordine chiar de la început”, declara Septimiu Stoica pe 18 septembrie.

Potrivit informațiilor de pe site-ul BRM, pe data de 10 octombrie va avea loc o licitație la care Spitalul Municipal de Urgență din Roman, Neamț, vrea să cumpere gaze naturale reprezentând echivalentul a 4.100 MWh, care să înceapă să fie livrate începând cu 1 noiembrie. Garanția bursieră este în valoare de 3.000 de lei.

Înființarea burselor – obligatorie, nu șu tranzacționarea

Înfiinţarea platformelor de tranzacţionare a gazelor naturale este un angajament asumat de Guvern faţă de FMI şi Comisia Europeană, însă producătorii de gaze naturale nu sunt obligați să își vândă gazele pe burse.

În ianuarie, ANRE a lansat în dezbatere publică un proiect de ordin potrivit căruia producătorii de gaze controlați de statul român, cum ar fi Romgaz, ar fi fost obligați să vândă prin licitaţii publice 45% din cantităţile extrase în cursul anului 2013, însă ordinul nu a mai fost adoptat în cele din urmă.

Romgaz și Petrom sunt cei mai importanți producători de gaze din România, având cumulat o cotă de piață de circa 90%. Alți producători sunt Amromco Ploiești, Aurelian Oil&Gas, Lotus Petrol sau Foraj Sonde.

Guvernul va modifica, probabil în luna octombrie, legea energiei, în sensul acordării posibilităţii de a tranzacţiona gaze naturale pe platformele OPCOM şi producătorilor de gaze din afara ţării, a declarat, recent, ministrul delegat pentru Energie, Constantin Niţă.

Încă o ambiție de lideri regionali

„Ambiţia noastră este să devenim un pol energetic regional. Vrem ca şi bursa de energie OPCOM să devină o bursă regională. (...) Şi vom da posibilitatea ca şi alţi producători de gaze din afara ţării să tranzacţioneze gaze în România”, a afirmat Niţă, adăugând că, în viitor, România va fi o piaţă atractivă pentru producătorii străini de gaze, din perspectiva preţului.

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

„Există oportunităţi semnificative în aceste pieţe energetice din Europa de Est care trec printr-o fază de liberalizare. Mercuria va fi bine poziţionată dacă România va deveni un exportator de gaze naturale. Este un caz tipic de avantaj al primului venit”, a declarat Matthew Gray, analist la Jefferies LLC, citat de Bloomberg.

Începând cu data de 1 iulie 2013, preţul final al gazelor naturale în România a crescut cu 8% pentru consumatorii casnici şi cu 3% pentru cei industriali. Potrivit ANRE, următorul pas din calendarul de liberalizare pentru populaţie este 1 octombrie 2013, când preţul gazelor va fi majorat cu cel mult 2% pentru consumatorii industriali, în timp ce pentru cei casnici tariful va creşte cu maximum 1%.

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.

Ucraina a încheiat un acord cu un consorţiu format din Exxon Mobil, Shell, Petrom şi compania ucraineană de stat Nadra privind împărţirea producţiei care urmează să fie extrasă din perimetrul gazeifer Skifski din nord-vestul Mării Negre.

Consorţiul intenţionează să extragă gaze naturale din zăcământul Skifski, localizat în largul coastelor Ucrainei, în apropiere de ţărmul României, potrivit unui anunţ al preşedinţiei ucrainene.

Acordul a fost semnat de ministrul ucrainean al Energiei Eduard Stavytsky şi reprezentanţi ai Exxon, Shell şi Petrom, în prezenţa preşedintelui Viktor Ianukovici. Ceremonia a avut loc la New York, în timpul Adunării Generale a Organizaţiei Naţiunilor Unite. Contractul final ar urma să fie semnat peste o lună, la Kiev.

Stavytsky a precizat că exploatarea Skifski va da un randament de 8-10 miliarde metri cubi de gaze naturale pe an. Volumul este echivalent cu peste jumătate din consumul anual al României.

Anul trecut, OMV Petrom şi ExxonMobil au anunţat o descoperire semnificativă de gaze în Marea Neagră, estimările preliminare plasând zăcământul de gaze naturale la 42-84 miliarde metri cubi, care echivalează cu de 3-6 ori consumul anual al României.

Ucrainenii fug de ruși către Vest

Ucraina încearcă să-şi diversifice sursele de aprovizionare cu gaze naturale, după numeroase dispute cu Rusia, în prezent singura sursă de import.

Kievul speră să semneze în luna noiembrie un acord de asociere cu Uniunea Europeană, un prim pas spre liberalizarea comerţului cu vecinii din vest, încercând să se îndepărteze astfel de zona de influenţă a Rusiei.

Guvernul ucrainean a mai semnat în ianuarie, cu Shell, un acord evaluat la 10 miliarde de dolari vizând exploatarea zăcămintelor de gaze de şist. Chevron a câştigat anul trecut o licenţă de explorare de gaze de şist în vestul Ucrainei.

Caracteristicile sistemului de împărțire a producției

Sistemul de împărțire a producției este caracteristic, potrivit unui studiu PricewaterhouseCoopers (PwC), în special statelor din Asia și Africa. Motivele țin 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 a 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.

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 sau climatul economic, politic şi legislativ pot face ca o companie privată să prefere un astfel de contract, considerat mai protector cu interesele companiei.

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

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

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

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

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

Ca part