Energy Report

Resursele Inseamna Putere

Sat01282023

Last updateFri, 12 Aug 2022 10am

Romana English
Back Home

418 items tagged "OMV Petrom"

Results 1 - 418 of 418

Statul - marele profitor al exploziei prețurilor din energie. Impozitele achitate de Romgaz și OMV Petrom, de 3 ori mai ridicate decât profiturile record raportate de cele 2 companii

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Friday, 12 August 2022 10:35

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.

Statul - marele profitor al exploziei prețurilor din energie. Impozitele achitate de Romgaz și OMV Petrom, de 3 ori mai ridicate decât profiturile record raportate de cele 2 companii

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Friday, 12 August 2022 10:35

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.

Decizia finală de investiție în Neptun Deep - peste un an, dacă Romgaz finalizează preluarea participației Exxon în primul trimestru al anului viitor

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 22 November 2021 11:47

“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!

Decizia finală de investiție în Neptun Deep - peste un an, dacă Romgaz finalizează preluarea participației Exxon în primul trimestru al anului viitor

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 22 November 2021 11:47

“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!

OMV Petrom ar putea fi principala victimă a neînceperii producției în Marea Neagră. În 2030, România ar urma să importe o cantitate de gaz rusesc de 3 ori mai mare, de 50 TWh

Category: Batalia pe Resurse
Creat în Friday, 25 October 2019 17:12

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 ar putea fi principala victimă a neînceperii producției în Marea Neagră. În 2030, România ar urma să importe o cantitate de gaz rusesc de 3 ori mai mare, de 50 TWh

Category: Batalia pe Resurse
Creat în Friday, 25 October 2019 17:12

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.

Efectul OUG 114. Cum s-a transformat cel de-al doilea producător autohton în cel mai mare importator de gaze din România

Category: Explorare si Productie
Creat în Friday, 30 August 2019 17:34

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.

Efectul OUG 114. Cum s-a transformat cel de-al doilea producător autohton în cel mai mare importator de gaze din România

Category: Explorare si Productie
Creat în Friday, 30 August 2019 17:34

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.

Efectele politicii de subvenționare a consumului și descurajare a producției. O criză a importurilor de gaze s-ar putea extinde iarna viitoare și pe piața de electricitate

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 13 June 2019 20:13

gazeRomânia 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.

Efectele politicii de subvenționare a consumului și descurajare a producției. O criză a importurilor de gaze s-ar putea extinde iarna viitoare și pe piața de electricitate

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 13 June 2019 20:13

gazeRomânia 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.

OMV Petrom: Plafonarea prețului gazelor va conduce la o majorare a importurilor la 50% din necesarul de consum până în 2030

Category: Explorare si Productie
Creat în Wednesday, 19 December 2018 12:53

OMV Petrom - Petrom CityAdoptarea 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: Plafonarea prețului gazelor va conduce la o majorare a importurilor la 50% din necesarul de consum până în 2030

Category: Explorare si Productie
Creat în Wednesday, 19 December 2018 12:53

OMV Petrom - Petrom CityAdoptarea 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 producția la o sondă recent forată, în care a investit 10 milioane de euro

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 22 November 2018 12:07

sonde petroliere onshoreOMV 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 a declanșat producția la o sondă recent forată, în care a investit 10 milioane de euro

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 22 November 2018 12:07

sonde petroliere onshoreOMV 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: Radu-Sorin Căprău a fost numit membru al Directoratului responsabil pentru Downstream Oil

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Friday, 22 June 2018 09:24

petrom sediu2OMV 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.

OMV Petrom va avea din nou un român în Directorat: Radu-Sorin Căprău a fost numit membru al Directoratului responsabil pentru Downstream Oil

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Friday, 22 June 2018 09:24

petrom sediu2OMV 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.

Gazul din Marea Neagră încinge spiritele. Concesionarii avertizează că legea prezentată marți de Comisia de Industrii este inaplicabilă

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 12 June 2018 09:16

Exxon Turcia offshoreReprezentanții 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.

Gazul din Marea Neagră încinge spiritele. Concesionarii avertizează că legea prezentată marți de Comisia de Industrii este inaplicabilă

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 12 June 2018 09:16

Exxon Turcia offshoreReprezentanții 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.

Responsabilul pentru Downstream Oil și-a anunțat demisia din Directoratul OMV Petrom

Category: Explorare si Productie
Creat în Friday, 01 June 2018 09:00

petrom-2Neil 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.

Responsabilul pentru Downstream Oil și-a anunțat demisia din Directoratul OMV Petrom

Category: Explorare si Productie
Creat în Friday, 01 June 2018 09:00

petrom-2Neil 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 activitatea, după ce s-a aflat 6 săptămâni în revizie

Category: Explorare si Productie
Creat în Wednesday, 30 May 2018 17:14

PetrobraziRafinăria 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.

Rafinăria Petrobrazi și-a reluat activitatea, după ce s-a aflat 6 săptămâni în revizie

Category: Explorare si Productie
Creat în Wednesday, 30 May 2018 17:14

PetrobraziRafinăria 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.

Închiderea centralei electrice de la Brazi a OMV Petrom și reducerea producției de energie eoliană au dus prețul energiei electrice la un nou maxim al acestui an

Category: Energie Electrica
Creat în Thursday, 01 March 2018 09:19

Electrica SAPrețul 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.

Închiderea centralei electrice de la Brazi a OMV Petrom și reducerea producției de energie eoliană au dus prețul energiei electrice la un nou maxim al acestui an

Category: Energie Electrica
Creat în Thursday, 01 March 2018 09:19

Electrica SAPrețul 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.

Victor Ionescu (OPCOM): Piața de electricitate nu a fost manipulată, însă participanții au testat limitele reglementărilor

Category: Energie Electrica
Creat în Thursday, 26 October 2017 10:14

opcomPiața 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).

Victor Ionescu (OPCOM): Piața de electricitate nu a fost manipulată, însă participanții au testat limitele reglementărilor

Category: Energie Electrica
Creat în Thursday, 26 October 2017 10:14

opcomPiața 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 respinge acuzațiile de manipularea a pieței de electricitate: nu numai că nu a beneficiat de prețurile ridicate din ianuarie, ci, dimpotrivă, a fost afectată negativ

Category: Explorare si Productie
Creat în Friday, 20 October 2017 10:12

Petrom swapOMV 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.

OMV Petrom respinge acuzațiile de manipularea a pieței de electricitate: nu numai că nu a beneficiat de prețurile ridicate din ianuarie, ci, dimpotrivă, a fost afectată negativ

Category: Explorare si Productie
Creat în Friday, 20 October 2017 10:12

Petrom swapOMV 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.

Socoteala de-acasă nu se potrivește cu cea de la pompă. MFP estima că majorarea accizelor va crește prețul combustibililor cu maxim 1,7% și va avea un efect inflaționist de doar 0,1%

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Wednesday, 11 October 2017 09:57

benzina 43761500Impactul 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.

Socoteala de-acasă nu se potrivește cu cea de la pompă. MFP estima că majorarea accizelor va crește prețul combustibililor cu maxim 1,7% și va avea un efect inflaționist de doar 0,1%

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Wednesday, 11 October 2017 09:57

benzina 43761500Impactul 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.

OMV Petrom și-a redus producția de electricitate cu 71% în trimestrul al doilea. Centrala de la Brazi va deveni deplin operațională de-abia în octombrie

Category: Energie Electrica
Creat în Friday, 11 August 2017 11:13

PetrobraziCentrala 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 și-a redus producția de electricitate cu 71% în trimestrul al doilea. Centrala de la Brazi va deveni deplin operațională de-abia în octombrie

Category: Energie Electrica
Creat în Friday, 11 August 2017 11:13

PetrobraziCentrala 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 a vândut parcul eolian Dorobanți către Transeastern Power, companie care mai deține 11 hidrocentrale și 2 parcuri fotovoltaice în România

Category: Energie Solara/Eoliana
Creat în Monday, 24 July 2017 12:07

eoliene pesteraOMV 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.

OMV a vândut parcul eolian Dorobanți către Transeastern Power, companie care mai deține 11 hidrocentrale și 2 parcuri fotovoltaice în România

Category: Energie Solara/Eoliana
Creat în Monday, 24 July 2017 12:07

eoliene pesteraOMV 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.

ANRE: Furnizorii de gaze trebuie să constituie stocuri minime de 18,6 milioane de MWh în depozitele de înmagazinare subterană

Category: Transport si Stocare
Creat în Friday, 14 July 2017 12:01

ANREFurnizorii 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.

ANRE: Furnizorii de gaze trebuie să constituie stocuri minime de 18,6 milioane de MWh în depozitele de înmagazinare subterană

Category: Transport si Stocare
Creat în Friday, 14 July 2017 12:01

ANREFurnizorii 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.

OMV Petrom și Romgaz vor plăti un impozit de 80% pe veniturile suplimentare realizate din vânzarea gazelor la un preț mai mare de 85 lei/MWh

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Tuesday, 13 June 2017 19:15

Impozit constructii 15Companiile 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.

OMV Petrom și Romgaz vor plăti un impozit de 80% pe veniturile suplimentare realizate din vânzarea gazelor la un preț mai mare de 85 lei/MWh

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Tuesday, 13 June 2017 19:15

Impozit constructii 15Companiile 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.

Creșterea prețului internațional al petrolului a dublat profitul OMV Petrom din primul trimestru

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Thursday, 11 May 2017 09:18

Petrom rezultateMajorarea 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.

Creșterea prețului internațional al petrolului a dublat profitul OMV Petrom din primul trimestru

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Thursday, 11 May 2017 09:18

Petrom rezultateMajorarea 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 gaze a OMV Petrom nu mai produce niciun MW

Category: Energie Electrica
Creat în Wednesday, 26 April 2017 12:44

petrobraziCentrala 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”.

Centrala electrică pe gaze a OMV Petrom nu mai produce niciun MW

Category: Energie Electrica
Creat în Wednesday, 26 April 2017 12:44

petrobraziCentrala 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 românești distribuie statului 90% din profit dividende, cele din Rusia protestează și la 50%

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Tuesday, 11 April 2017 12:32

RosneftCompaniile 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.

Companiile de stat românești distribuie statului 90% din profit dividende, cele din Rusia protestează și la 50%

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Tuesday, 11 April 2017 12:32

RosneftCompaniile 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.

Romgaz, dosar pentru centrala nouă de 270 mil. € de la Iernut. În 2013 a “plătit” 150 mil. € pentru centrala care expiră în 2020

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 13 December 2016 13:21

Romgaz

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.

Romgaz, dosar pentru centrala nouă de 270 mil. € de la Iernut. În 2013 a “plătit” 150 mil. € pentru centrala care expiră în 2020

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 13 December 2016 13:21

Romgaz

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.

Repsol, partener OMV Petrom, mai aduce 15 mil. € în România

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 01 March 2016 11:18

Repsol sediuCompaniile 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.

 

Repsol, partener OMV Petrom, mai aduce 15 mil. € în România

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 01 March 2016 11:18

Repsol sediuCompaniile 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.

 

Conducta de gaze BRUA care traversează România, finanţare de 179 mil. € de la CE

Category: Transport si Stocare
Creat în Wednesday, 20 January 2016 10:35

conducta BRUAComisia 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.

Conducta de gaze BRUA care traversează România, finanţare de 179 mil. € de la CE

Category: Transport si Stocare
Creat în Wednesday, 20 January 2016 10:35

conducta BRUAComisia 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, o nouă majorare de capital înainte de a ieşi din parteneriatul cu Petrom de la Ţicleni

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 21 December 2015 13:47

 

PetrofacPetrofac, 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.

 

Petrofac, o nouă majorare de capital înainte de a ieşi din parteneriatul cu Petrom de la Ţicleni

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 21 December 2015 13:47

 

PetrofacPetrofac, 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.

 

Despre ce a discutat președintele Iohannis cu CEO-ul OMV Rainer Seele

Category: Batalia pe Resurse
Creat în Friday, 27 November 2015 09:52

Iohannis SeelePreședintele 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.

Despre ce a discutat președintele Iohannis cu CEO-ul OMV Rainer Seele

Category: Batalia pe Resurse
Creat în Friday, 27 November 2015 09:52

Iohannis SeelePreședintele 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.

Directorul companiilor Repsol din România, revocat din funcţie

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 16 November 2015 15:37

Repsol directorCele 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.

 

Directorul companiilor Repsol din România, revocat din funcţie

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 16 November 2015 15:37

Repsol directorCele 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.

 

Rezultate Petrom: Pierderi în T3 2015, scădere de 59% a profitului la 9 luni, depreciere de active de 786 mil. lei, dar și creștere cu 36% a investițiilor în explorare

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 05 November 2015 10:47

OMV Petrom TazlauOMV 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.

Rezultate Petrom: Pierderi în T3 2015, scădere de 59% a profitului la 9 luni, depreciere de active de 786 mil. lei, dar și creștere cu 36% a investițiilor în explorare

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 05 November 2015 10:47

OMV Petrom TazlauOMV 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.

Repsol, partener OMV Petrom, investiţii la Piteşti şi Tg. Jiu

Category: Explorare si Productie
Creat în Wednesday, 04 November 2015 20:57

 

Repsol sediuGigantul 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.

 

Repsol, partener OMV Petrom, investiţii la Piteşti şi Tg. Jiu

Category: Explorare si Productie
Creat în Wednesday, 04 November 2015 20:57

 

Repsol sediuGigantul 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.

 

OMV vinde 49% din operatorul de transport gaze Gas Connect Austria, esențial pentru aprovizionarea mai multor state europene

Category: Transport si Stocare
Creat în Monday, 19 October 2015 11:28

Gas Connect AustriaGrupul 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 vinde 49% din operatorul de transport gaze Gas Connect Austria, esențial pentru aprovizionarea mai multor state europene

Category: Transport si Stocare
Creat în Monday, 19 October 2015 11:28

Gas Connect AustriaGrupul 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.

Prăbușirea prețurilor la țiței devalorizează activele de explorare și producție ale OMV cu 1 miliard de euro

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 19 October 2015 10:48

Ocean EndeavorOMV 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.

Prăbușirea prețurilor la țiței devalorizează activele de explorare și producție ale OMV cu 1 miliard de euro 

Prăbușirea prețurilor la țiței devalorizează activele de explorare și producție ale OMV cu 1 miliard de euro

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 19 October 2015 10:48

Ocean EndeavorOMV 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.

Prăbușirea prețurilor la țiței devalorizează activele de explorare și producție ale OMV cu 1 miliard de euro 

Noi directori “vechi” la fosta Midia Resources, actuala Black Sea Oil & Gas. Avocaţii de la Pachiu şi de la Muşat s-au ocupat de schimbări

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 15 October 2015 11:50

sterlingDupă 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.

Noi directori “vechi” la fosta Midia Resources, actuala Black Sea Oil & Gas. Avocaţii de la Pachiu şi de la Muşat s-au ocupat de schimbări

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 15 October 2015 11:50

sterlingDupă 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 făcut o nouă descoperire de gaze naturale în Pakistan

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 13 October 2015 19:08

Pakistan OMVOMV, 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.

OMV, compania-mamă a Petrom, a făcut o nouă descoperire de gaze naturale în Pakistan

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 13 October 2015 19:08

Pakistan OMVOMV, 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.

Director al Lufkin Ploieşti schimbat la niciun an de la numire. Avea mandat pe 4 ani

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 06 October 2015 14:01

 

Lufkin RomaniaPentru 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.

 

Director al Lufkin Ploieşti schimbat la niciun an de la numire. Avea mandat pe 4 ani

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 06 October 2015 14:01

 

Lufkin RomaniaPentru 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, marele dezvoltator local de eoliene, renunţă la trei microhidrocentrale

Category: Energie Hidro si Geotermala
Creat în Friday, 25 September 2015 18:07

 

microhidrocentrala SeverinMonsson 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.

 

Monsson, marele dezvoltator local de eoliene, renunţă la trei microhidrocentrale

Category: Energie Hidro si Geotermala
Creat în Friday, 25 September 2015 18:07

 

microhidrocentrala SeverinMonsson 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.

 

Povara fiscală pe producția de hidrocarburi s-a majorat în România în ultimul an, în Europa a scăzut

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Thursday, 24 September 2015 12:12

redevente oldCota 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.

Povara fiscală pe producția de hidrocarburi s-a majorat în România în ultimul an, în Europa a scăzut

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Thursday, 24 September 2015 12:12

redevente oldCota 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 a renunţat la sediul din Prahova. Afaceri de 13 mil. € după doar 4 luni de producţie gaze

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 21 September 2015 10:13

S-ParkStratum 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%.

 

Stratum a renunţat la sediul din Prahova. Afaceri de 13 mil. € după doar 4 luni de producţie gaze

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 21 September 2015 10:13

S-ParkStratum 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%.

 

Austriecii de la OMV se pregătesc să reia colaborarea cu Iranul în petrol și gaze, în așteptarea ridicării sancțiunilor SUA și UE

Category: Explorare si Productie
Creat în Sunday, 13 September 2015 16:40

Austria IranUna 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.

Austriecii de la OMV se pregătesc să reia colaborarea cu Iranul în petrol și gaze, în așteptarea ridicării sancțiunilor SUA și UE

Category: Explorare si Productie
Creat în Sunday, 13 September 2015 16:40

Austria IranUna 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.

Johann Pleininger, fost membru al directoratului OMV Petrom, va fi noul șef al diviziei upstream a companiei-mamă OMV

Category: Explorare si Productie
Creat în Friday, 28 August 2015 14:03

PleiningerNoul 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.

Johann Pleininger, fost membru al directoratului OMV Petrom, va fi noul șef al diviziei upstream a companiei-mamă OMV

Category: Explorare si Productie
Creat în Friday, 28 August 2015 14:03

PleiningerNoul 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.

Nou director la Lufkin Prahova, un român de 41 de ani. Texanii şi-au dublat afacerile anul trecut

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 27 August 2015 21:59

Lufkin RomaniaDupă 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.

Nou director la Lufkin Prahova, un român de 41 de ani. Texanii şi-au dublat afacerile anul trecut

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 27 August 2015 21:59

Lufkin RomaniaDupă 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.

Cerc virtuos sau vicios? Ieftinirea țițeiului este și cauză, și efect al deprecierii față de dolar a monedelor țărilor producătoare, altele decât SUA

Category: Piete Internationale
Creat în Wednesday, 19 August 2015 09:06

Putin RosneftSupraoferta 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.

Screenshot 2015-08-18 16.47.35

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}

Cerc virtuos sau vicios? Ieftinirea țițeiului este și cauză, și efect al deprecierii față de dolar a monedelor țărilor producătoare, altele decât SUA

Category: Piete Internationale
Creat în Wednesday, 19 August 2015 09:06

Putin RosneftSupraoferta 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.

Screenshot 2015-08-18 16.47.35

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, la 1,036 mld. lei, investițiile în explorare s-au majorat cu 79%

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Wednesday, 12 August 2015 09:29

Ocean EndeavorProfitul 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.

Profitul net al OMV Petrom a scăzut cu 25% în primul semestru, la 1,036 mld. lei, investițiile în explorare s-au majorat cu 79%

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Wednesday, 12 August 2015 09:29

Ocean EndeavorProfitul 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.

OMV renunță la 30% din perimetrul offshore de hidrocarburi Rosebank din Marea Nordului, din cauza prăbușirii prețurilor la țiței

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 04 August 2015 10:28

OMV Marea BarentsAustriecii 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.

OMV renunță la 30% din perimetrul offshore de hidrocarburi Rosebank din Marea Nordului, din cauza prăbușirii prețurilor la țiței

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 04 August 2015 10:28

OMV Marea BarentsAustriecii 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.

ExxonMobil anunță că forajul offshore în România continuă, în pofida înjumătățirii profitului și a tăierii bugetului de investiții al companiei

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 03 August 2015 11:33

Ocean EndeavorProfitul 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.

Screenshot 2015-08-03 10.49.01

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}

ExxonMobil anunță că forajul offshore în România continuă, în pofida înjumătățirii profitului și a tăierii bugetului de investiții al companiei

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 03 August 2015 11:33

Ocean EndeavorProfitul 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.

Screenshot 2015-08-03 10.49.01

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}

Efectul scumpirii gazelor: Guvernul estimează încasări de 966 mil. lei din suprataxarea producătorilor, cu 30% mai mult decât prevedea inițial bugetul pe 2015

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Monday, 27 July 2015 17:35

sonda RomgazGuvernul 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.

Efectul scumpirii gazelor: Guvernul estimează încasări de 966 mil. lei din suprataxarea producătorilor, cu 30% mai mult decât prevedea inițial bugetul pe 2015

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Monday, 27 July 2015 17:35

sonda RomgazGuvernul 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.

Schimbări la vârful Halliburton România

Category: Explorare si Productie
Creat în Sunday, 26 July 2015 12:16

 

halliburton 2În 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.

 

Schimbări la vârful Halliburton România

Category: Explorare si Productie
Creat în Sunday, 26 July 2015 12:16

 

halliburton 2În 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 de hidrocarburi a OMV Petrom a crescut cu 0,5% în al doilea trimestru din 2015, comparativ cu T2 2014

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Thursday, 23 July 2015 13:47

OMV Petrom TazlauProducția 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.

OMV Trading Statement

"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}

Producția de hidrocarburi a OMV Petrom a crescut cu 0,5% în al doilea trimestru din 2015, comparativ cu T2 2014

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Thursday, 23 July 2015 13:47

OMV Petrom TazlauProducția 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.

OMV Trading Statement

"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}

Perimetrele petroliere subcarpatice, noi investiţii ale spaniolilor de la Repsol

Category: Explorare si Productie
Creat în Wednesday, 22 July 2015 17:48

Repsol sediuGigantul 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.

Perimetrele petroliere subcarpatice, noi investiţii ale spaniolilor de la Repsol

Category: Explorare si Productie
Creat în Wednesday, 22 July 2015 17:48

Repsol sediuGigantul 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.

Repsol, partener de explorare al OMV Petrom, noi investiţii în România

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 14 July 2015 12:14

Repsol sediuGigantul 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.

Repsol, partener de explorare al OMV Petrom, noi investiţii în România

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 14 July 2015 12:14

Repsol sediuGigantul 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 OMV, îl înlocuiește pe Gerhard Roiss în funcția de președinte al Consiliului de Supraveghere al OMV Petrom

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 07 July 2015 09:54

w750 0406 2393Rainer 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.

Rainer Seele, noul CEO al OMV, îl înlocuiește pe Gerhard Roiss în funcția de președinte al Consiliului de Supraveghere al OMV Petrom

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 07 July 2015 09:54

w750 0406 2393Rainer 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.

ANRM prelungește cu un an perioada de explorare a perimetrului Midia, concesionat de Exxon și OMV Petrom, pentru evaluare geologică suplimentară

Category: Explorare si Productie
Creat în Wednesday, 24 June 2015 15:39

Ocean EndeavorAgenția 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.

ANRM prelungește cu un an perioada de explorare a perimetrului Midia, concesionat de Exxon și OMV Petrom, pentru evaluare geologică suplimentară

Category: Explorare si Productie
Creat în Wednesday, 24 June 2015 15:39

Ocean EndeavorAgenția 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.

Societățile energetice la care statul este acționar: dividende la buget de 1,6 miliarde lei din profitul pe 2014, dar și arierate de 2,33 miliarde lei

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Thursday, 11 June 2015 11:11

Ministerul EnergieiStatul 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.

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.

Screenshot 2015-06-11 10.30.37

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}

Societățile energetice la care statul este acționar: dividende la buget de 1,6 miliarde lei din profitul pe 2014, dar și arierate de 2,33 miliarde lei

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Thursday, 11 June 2015 11:11

Ministerul EnergieiStatul 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.

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.

Screenshot 2015-06-11 10.30.37

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}

Cristi Borcea îşi răscumpără o firmă de gaze dăruită fostei soţii în anii trecuţi

Category: Transport si Stocare
Creat în Monday, 25 May 2015 17:57

borceaDupă 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.

Cristi Borcea îşi răscumpără o firmă de gaze dăruită fostei soţii în anii trecuţi

Category: Transport si Stocare
Creat în Monday, 25 May 2015 17:57

borceaDupă 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.

Profitul net al austriecilor de la OMV a scăzut cu aproape 46% în T1 2015 ca urmare a ieftinirii țițeiului

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 19 May 2015 11:05

OMV Libia BUNAustriecii 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.

Profitul net al austriecilor de la OMV a scăzut cu aproape 46% în T1 2015 ca urmare a ieftinirii țițeiului

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 19 May 2015 11:05

OMV Libia BUNAustriecii 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 peste 3 ori în T1 2015, deși profitul net a scăzut cu 68%, din cauza ieftinirii țițeiului

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 18 May 2015 09:36

Ocean EndeavorInvestițiile 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.

Investițiile în explorare ale OMV Petrom au crescut de peste 3 ori în T1 2015, deși profitul net a scăzut cu 68%, din cauza ieftinirii țițeiului

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 18 May 2015 09:36

Ocean EndeavorInvestițiile 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.

Cristi Borcea continuă să închidă GPL–uri. Ultimul, în Constanţa

Category: Transport si Stocare
Creat în Thursday, 14 May 2015 08:20

 Crimbo BorceaFostul 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.

 

Cristi Borcea continuă să închidă GPL–uri. Ultimul, în Constanţa

Category: Transport si Stocare
Creat în Thursday, 14 May 2015 08:20

 Crimbo BorceaFostul 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.

 

Administratorul Fondului Proprietatea împrumută 500 mil. lei de la Citibank, inclusiv pentru răscumpărări de acțiuni FP în vederea lichidării Fondului

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Wednesday, 06 May 2015 12:04

Mark MobiusFranklin 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.

Administratorul Fondului Proprietatea împrumută 500 mil. lei de la Citibank, inclusiv pentru răscumpărări de acțiuni FP în vederea lichidării Fondului

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Wednesday, 06 May 2015 12:04

Mark MobiusFranklin 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.

Investițiile OMV Petrom scad cu doar 20% în 2015, deși profitul net al companiei s-a redus cu peste 50% anul trecut, pe fondul ieftinirii țițeiului

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Wednesday, 29 April 2015 13:52

Ocean Endeavor departure ConstantaOMV 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.

Investițiile OMV Petrom scad cu doar 20% în 2015, deși profitul net al companiei s-a redus cu peste 50% anul trecut, pe fondul ieftinirii țițeiului

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Wednesday, 29 April 2015 13:52

Ocean Endeavor departure ConstantaOMV 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 de hidrocarburi a OMV Petrom a crescut cu 1% în T1 2015, cea a companiei-mamă OMV a scăzut

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Thursday, 23 April 2015 11:08

OMV Petrom TazlauProducția 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.

Producția de hidrocarburi a OMV Petrom a crescut cu 1% în T1 2015, cea a companiei-mamă OMV a scăzut

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Thursday, 23 April 2015 11:08

OMV Petrom TazlauProducția 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 OMV Petrom și CE Oltenia au finalizat proiecte din Planul Național de Investiții în energie și vor primi în total rambursări de peste 111 mil. €

Category: Energie Electrica
Creat în Wednesday, 22 April 2015 14:23

centrala Brazi certificateDoar 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.

Doar OMV Petrom și CE Oltenia au finalizat proiecte din Planul Național de Investiții în energie și vor primi în total rambursări de peste 111 mil. €

Category: Energie Electrica
Creat în Wednesday, 22 April 2015 14:23

centrala Brazi certificateDoar 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.

Nou director la Premier Energy, fosta Petrom Distributie Gaze. Directorul înlocuit, la închisoare în dosarul Rompetrol

Category: Transport si Stocare
Creat în Tuesday, 21 April 2015 12:00

gaz sudTrimis 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.

 

Nou director la Premier Energy, fosta Petrom Distributie Gaze. Directorul înlocuit, la închisoare în dosarul Rompetrol

Category: Transport si Stocare
Creat în Tuesday, 21 April 2015 12:00

gaz sudTrimis 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.

 

Miliardarul american Paul Singer a ajuns să controleze peste 20% din drepturile de vot la Fondul Proprietatea

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Wednesday, 15 April 2015 13:35

Paul SingerVehiculele 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.

Miliardarul american Paul Singer a ajuns să controleze peste 20% din drepturile de vot la Fondul Proprietatea

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Wednesday, 15 April 2015 13:35

Paul SingerVehiculele 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 în aprilie benzina cu 7 bani și motorina cu 8 bani

Category: Preturi Motorina
Creat în Thursday, 09 April 2015 12:30

benzinarie OMV Petrom searaOMV 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.

OMV Petrom a ieftinit în aprilie benzina cu 7 bani și motorina cu 8 bani

Category: Preturi Motorina
Creat în Thursday, 09 April 2015 12:30

benzinarie OMV Petrom searaOMV 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.

Conpet plătește 255,12 milioane lei către CFR Marfă pentru transportul țițeiului și gazolinei și cumpără carburanți de 4,39 milioane lei de la OMV Petrom

Category: Transport si Stocare
Creat în Wednesday, 01 April 2015 09:10

Conpet Gazprom PancevoCompania 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.

Conpet plătește 255,12 milioane lei către CFR Marfă pentru transportul țițeiului și gazolinei și cumpără carburanți de 4,39 milioane lei de la OMV Petrom

Category: Transport si Stocare
Creat în Wednesday, 01 April 2015 09:10

Conpet Gazprom PancevoCompania 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 o vrea pe Mariana Gheorghe (Petrom) în Consiliul de Supraveghere din Olanda, noul CEO al OMV va fi șeful companiei germane Wintershall, Rainer Seele

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Friday, 27 March 2015 17:53

Mariana Gheorghe gaze de sist BUNING 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".

 

ING o vrea pe Mariana Gheorghe (Petrom) în Consiliul de Supraveghere din Olanda, noul CEO al OMV va fi șeful companiei germane Wintershall, Rainer Seele

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Friday, 27 March 2015 17:53

Mariana Gheorghe gaze de sist BUNING 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".

 

Sterling se retrage din România pentru că nu are bani de investiții. Canadienii își cedează concesiunile din Marea Neagră către Carlyle Group contra 42,5 mil. $

Category: Explorare si Productie
Creat în Friday, 27 March 2015 07:32

sterlingCompania 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.

Sterling se retrage din România pentru că nu are bani de investiții. Canadienii își cedează concesiunile din Marea Neagră către Carlyle Group contra 42,5 mil. $

Category: Explorare si Productie
Creat în Friday, 27 March 2015 07:32

sterlingCompania 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.

Director schimbat la filiala din România a Hunt Oil, partener al OMV Petrom

Category: Explorare si Productie
Creat în Friday, 13 March 2015 14:00

sonde petroliere onshoreHunt 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.

 

Director schimbat la filiala din România a Hunt Oil, partener al OMV Petrom

Category: Explorare si Productie
Creat în Friday, 13 March 2015 14:00

sonde petroliere onshoreHunt 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.

 

Reuters: Actualul CEO al OMV, Gerhard Roiss, ar putea rămâne în fruntea companiei austriece

Category: Batalia pe Resurse
Creat în Wednesday, 04 March 2015 16:57

Roiss maratonActualul 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.

Reuters: Actualul CEO al OMV, Gerhard Roiss, ar putea rămâne în fruntea companiei austriece

Category: Batalia pe Resurse
Creat în Wednesday, 04 March 2015 16:57

Roiss maratonActualul 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 s-a înjumătățit în 2014, taxa de stâlp și costurile de personal mai mari au majorat cheltuielile de producție cu 13%

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Thursday, 19 February 2015 09:51

Petrom T1 2013Profitul 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.

Profitul net al OMV Petrom s-a înjumătățit în 2014, taxa de stâlp și costurile de personal mai mari au majorat cheltuielile de producție cu 13%

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Thursday, 19 February 2015 09:51

Petrom T1 2013Profitul 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.

Romgaz, profit şi rulaj în creştere puternică în 2014

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 19 February 2015 09:51

romgazProducătorul  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.

 

Romgaz, profit şi rulaj în creştere puternică în 2014

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 19 February 2015 09:51

romgazProducătorul  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 vândă 35 de zăcăminte marginale onshore, pentru optimizarea portofoliului

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 19 February 2015 09:49

OMV Petrom TazlauOMV 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.

OMV Petrom vrea să vândă 35 de zăcăminte marginale onshore, pentru optimizarea portofoliului

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 19 February 2015 09:49

OMV Petrom TazlauOMV 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.

OMV Petrom: Investițiile realizate de la privatizare au fost duble față de profitul net cumulat, contribuția la buget a crescut cu 130%

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Thursday, 19 February 2015 09:45

Petrom T1 2013Investițiile 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.

OMV Petrom: Investițiile realizate de la privatizare au fost duble față de profitul net cumulat, contribuția la buget a crescut cu 130%

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Thursday, 19 February 2015 09:45

Petrom T1 2013Investițiile 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, cele în upstream - cu 22%. În 2015 va fi o scădere, dar se mențin proiectele din Marea Neagră

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 19 February 2015 09:43

Ocean EndeavorInvestițiile 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.

Investițiile totale ale OMV Petrom au crescut cu 17,6% în 2014, cele în upstream - cu 22%. În 2015 va fi o scădere, dar se mențin proiectele din Marea Neagră

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 19 February 2015 09:43

Ocean EndeavorInvestițiile 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.

Presa austriacă: noul șef de explorare și producție al OMV ar putea fi o persoană din interiorul companiei, care a restructurat cu succes Petrom

Category: Explorare si Productie
Creat în Friday, 13 February 2015 14:32

Petrom T1 2013Printre 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”.

Presa austriacă: noul șef de explorare și producție al OMV ar putea fi o persoană din interiorul companiei, care a restructurat cu succes Petrom

Category: Explorare si Productie
Creat în Friday, 13 February 2015 14:32

Petrom T1 2013Printre 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”.

Repsol, partenerul OMV Petrom, noi investiţii în România

Category: Explorare si Productie
Creat în Wednesday, 04 February 2015 19:43

RepsolGigantul 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.

 

Repsol, partenerul OMV Petrom, noi investiţii în România

Category: Explorare si Productie
Creat în Wednesday, 04 February 2015 19:43

RepsolGigantul 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.

 

OMV își reduce investițiile cu până la 35% din cauza prăbușirii prețului țițeiului și a incertitudinilor privind producția de hidrocarburi din Libia

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 29 January 2015 09:09

NorvegiaGrupul 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.

OMV își reduce investițiile cu până la 35% din cauza prăbușirii prețului țițeiului și a incertitudinilor privind producția de hidrocarburi din Libia

Category: Explorare si Productie
Creat în Thursday, 29 January 2015 09:09

NorvegiaGrupul 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.

Emiratul arab Abu Dhabi ar putea ieși din acționariatul OMV, după ce statul austriac și-a sporit controlul politic asupra companiei

Category: Batalia pe Resurse
Creat în Monday, 26 January 2015 12:36

Gazprom cumpara OMVMarii 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.

Emiratul arab Abu Dhabi ar putea ieși din acționariatul OMV, după ce statul austriac și-a sporit controlul politic asupra companiei

Category: Batalia pe Resurse
Creat în Monday, 26 January 2015 12:36

Gazprom cumpara OMVMarii 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.

Congaz rambursează anticipat un credit de la Unicredit Ţiriac

Category: Transport si Stocare
Creat în Friday, 23 January 2015 19:50

CongazAjutată 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.

Congaz rambursează anticipat un credit de la Unicredit Ţiriac

Category: Transport si Stocare
Creat în Friday, 23 January 2015 19:50

CongazAjutată 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 la Viena își întărește controlul și influența politică asupra OMV și a celorlalte companii de stat din Austria

Category: Batalia pe Resurse
Creat în Tuesday, 13 January 2015 19:25

Roiss maratonGuvernul 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.

Guvernul de la Viena își întărește controlul și influența politică asupra OMV și a celorlalte companii de stat din Austria

Category: Batalia pe Resurse
Creat în Tuesday, 13 January 2015 19:25

Roiss maratonGuvernul 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 au concesionat 7 perimetre offshore de hidrocarburi în zona croată a Mării Adriatice

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 12 January 2015 14:14

AdriaticaAustriecii 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.

Austriecii de la OMV au concesionat 7 perimetre offshore de hidrocarburi în zona croată a Mării Adriatice

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 12 January 2015 14:14

AdriaticaAustriecii 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 numește un nou membru în Consiliul de Supraveghere, după plecarea lui Hans-Peter Floren

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Monday, 12 January 2015 12:37

Petrom T1 2013OMV 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.

OMV Petrom numește un nou membru în Consiliul de Supraveghere, după plecarea lui Hans-Peter Floren

Category: Contabilitate si Fiscalitate
Creat în Monday, 12 January 2015 12:37

Petrom T1 2013OMV 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.

Conpet reînnoiește contractul cu rușii de la Petrotel Lukoil, după ce ANRM a majorat tariful de transport al țițeiului din import

Category: Transport si Stocare
Creat în Tuesday, 30 December 2014 14:50

conpetCompania 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%).

Conpet reînnoiește contractul cu rușii de la Petrotel Lukoil, după ce ANRM a majorat tariful de transport al țițeiului din import

Category: Transport si Stocare
Creat în Tuesday, 30 December 2014 14:50

conpetCompania 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%).

Conpet va încasa anul viitor 311 mil. lei de la OMV Petrom pentru transportul țițeiului. Compania de stat este foarte în urmă cu investițiile

Category: Transport si Stocare
Creat în Tuesday, 23 December 2014 20:51

ConpetCompania 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%).

Conpet va încasa anul viitor 311 mil. lei de la OMV Petrom pentru transportul țițeiului. Compania de stat este foarte în urmă cu investițiile

Category: Transport si Stocare
Creat în Tuesday, 23 December 2014 20:51

ConpetCompania 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 anunță o descoperire masivă de țiței și gaze în Buzău, la 3 luni după ce Guvernul i-a prelungit concesiunea respectivă cu 3 ani

Category: Explorare si Productie
Creat în Wednesday, 17 December 2014 10:34

Repsol ANRMOMV 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.

OMV Petrom anunță o descoperire masivă de țiței și gaze în Buzău, la 3 luni după ce Guvernul i-a prelungit concesiunea respectivă cu 3 ani

Category: Explorare si Productie
Creat în Wednesday, 17 December 2014 10:34

Repsol ANRMOMV 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 majorează cu peste 20% tariful de transport prin conducte al țițeiului din import. Cei mai afectați vor fi rușii de la Lukoil

Category: Transport si Stocare
Creat în Tuesday, 16 December 2014 14:30

conpetGuvernul 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

Screenshot 2014-12-16 13.46.33

Tarife propuse pentru 2015

Screenshot 2014-12-16 13.47.00

Transport țiței din import la rafinăria Petromidia

Tarife în vigoare

Screenshot 2014-12-16 14.24.47

Tarife propuse pentru 2015

Screenshot 2014-12-16 14.25.01

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}

Guvernul majorează cu peste 20% tariful de transport prin conducte al țițeiului din import. Cei mai afectați vor fi rușii de la Lukoil

Category: Transport si Stocare
Creat în Tuesday, 16 December 2014 14:30

conpetGuvernul 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

Screenshot 2014-12-16 13.46.33

Tarife propuse pentru 2015

Screenshot 2014-12-16 13.47.00

Transport țiței din import la rafinăria Petromidia

Tarife în vigoare

Screenshot 2014-12-16 14.24.47

Tarife propuse pentru 2015

Screenshot 2014-12-16 14.25.01

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}

Alt director schimbat la fabrica Lufkin din Prahova

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 16 December 2014 14:30

 

Lufkin RomaniaGeneral 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.

 

Alt director schimbat la fabrica Lufkin din Prahova

Category: Explorare si Productie
Creat în Tuesday, 16 December 2014 14:30

 

Lufkin RomaniaGeneral 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.

 

Încep să lase la preț producătorii de gaze? Furnizorul C-Gaz & Energy a cumpărat la BRM 120.000 MWh de gaze naturale cu 89,10 lei/MWh

Category: Rafinare si Marketing
Creat în Saturday, 13 December 2014 19:52

BRMFurnizorul 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.

Încep să lase la preț producătorii de gaze? Furnizorul C-Gaz & Energy a cumpărat la BRM 120.000 MWh de gaze naturale cu 89,10 lei/MWh

Category: Rafinare si Marketing
Creat în Saturday, 13 December 2014 19:52

BRMFurnizorul 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.

Continuă ieftinirea carburanților: OMV Petrom reduce prețul la motorină cu 9 bani/litru și pe cel la benzină cu 7 bani/litru

Category: Preturi Motorina
Creat în Tuesday, 09 December 2014 14:28

benzinarie petrom 2 06364600OMV 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.

Continuă ieftinirea carburanților: OMV Petrom reduce prețul la motorină cu 9 bani/litru și pe cel la benzină cu 7 bani/litru

Category: Preturi Motorina
Creat în Tuesday, 09 December 2014 14:28

benzinarie petrom 2 06364600OMV 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.

Reuters: Noul CEO al companiei-mamă a Petrom ar putea fi o persoană conectată politic mai degrabă decât un expert în petrol și gaze

Category: Piete Internationale
Creat în Tuesday, 02 December 2014 17:58

Roiss maratonNoul 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.

Reuters: Noul CEO al companiei-mamă a Petrom ar putea fi o persoană conectată politic mai degrabă decât un expert în petrol și gaze

Category: Piete Internationale
Creat în Tuesday, 02 December 2014 17:58

Roiss maratonNoul 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 investesc 205 milioane euro în redezvoltarea unui zăcământ petrolier matur din apele teritoriale ale Noii Zeelande

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 01 December 2014 21:31

OMV Noua ZeelandaAustriecii 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.

Austriecii de la OMV investesc 205 milioane euro în redezvoltarea unui zăcământ petrolier matur din apele teritoriale ale Noii Zeelande

Category: Explorare si Productie
Creat în Monday, 01 December 2014 21:31

OMV Noua ZeelandaAustriecii 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 vor fi obligați anul viitor să-și vândă pe burse peste o treime din producție. Din martie 2015, obligații și pentru furnizori

Category: Rafinare si Marketing
Creat în Wednesday, 26 November 2014 12:35

BRMProducătorii 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.

Producătorii de gaze naturale vor fi obligați anul viitor să-și vândă pe burse peste o treime din producție. Din martie 2015, obligații și pentru furnizori

Category: Rafinare si Marketing
Creat în Wednesday, 26 November 2014 12:35

BRMProducătorii 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 își mențin ambițiile arctice, în pofida prăbușirii prețului țițeiului

Category: Explorare si Productie
Creat în Sunday, 23 November 2014 10:53

OMV Marea BarentsAustriecii 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.

Austriecii de la OMV își mențin ambițiile arctice, în pofida prăbușirii prețului țițeiului

Category: Explorare si Productie
Creat în Sunday, 23 November 2014 10:53

OMV Marea BarentsAustriecii 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 d