Tag: Marea Neagra

  • Cine sunt acţionarii companiilor care controlează activitatea porturilor la Dunăre şi la Marea Neagră

    Urmare din pagina 1

     

    „Ca atare, este o temă de analiză complicată, cu atât mai mult pentru compa­niile care nu sunt listate pe piaţa reglementată a BVB, care au o vizibilitate mai redusă a raportărilor şi pun la dispoziţie informaţii sensibil mai puţin detaliate comparativ cu TTS“, spune Mihai Căruntu.

    Profiturile din 2023 ale transportatorilor pe Dunăre şi operatorilor portuari sunt foarte probabil replicabile în 2024 şi anii următori, fiind alimentate de fluxurile excepţionale de cereale dinspre Ucraina, care însă au început să se reducă semnificativ de la sfârşitul anului trecut, iar pe termen lung trebuie avută în vedere o normalizare a traficului de cereale, adaugă el.

    Cine controlează însă respecti­vele companii?

    Transportatorul dunărean de mărfuri Transport Trade Services, performerul indicelui de referinţă BET de anul trecut, când a crescut cu 136%, îl are pe fondatorul Alexandru Mircea Mihăilescu drept cel mai mare investitor persoană fizică, acesta deţinând funcţia de preşedinte al consiliului de administraţie din cadrul grupului. În vârstă de 77 de ani, Mircea Mihăilescu s-a născut în comuna Chiroiu, ju­deţul Ialomiţa. Din 2007 este preşedinte al CA-ului TTS; antreprenorul a fost admi­nistrator executiv al companiei între 1998 şi 2011.

    Absolvent al Academiei de Studii Economice din Bucureşti, Facultatea de Afaceri Internaţionale şi Economie, Mircea Mihăilescu a ocupat în ultimii ani funcţii de conducere în CNFR Navrom şi a deţinut poziţia de director al Administraţiei Zonei Libere Sulina.

    Prin intermediul ofertei de listare din 2021, omul de afaceri a încasat 145 de milioane de lei după ce şi-a vândut jumătate din deţinere. La preţul de tranzacţionare de 26 de lei pentru o acţiune TTS, pachetul de acţiuni al lui Mircea Mihăilescu ajunge la aproxi­mativ 400 mil. lei.

    La 29 februarie 2024, 13,4 milioane de acţiuni TTS erau deţinute de fonduri de pensii sau alţi investitori precum fonduri alternative de investiţii (fostele SIF-uri). Suma reprezintă 22,3% din capitalul social, în creştere de la 12,9 mi­lioane de acţiuni (21,5%) cu şase luni mai devreme, arată o analiză a casei de brokeraj Prime Transaction.

    TTS plănuieşte să distribuie dividende de 68,4 milioane de lei din profitul de anul trecut, respectiv un dividend brut de 1,14 lei pe unitate, care asigură în prezent un randament de 4,4%. Mircea Mihăilescu ar urma să încaseze  astfel 17,3 milioane de lei.

    Pe 23 februarie 2022, deci cu o zi înainte de declanşarea războiului din Ucraina, TTS era evaluată la Bursă la 581 mil. lei, de 2,7 ori mai puţin decât capitalizarea de 1,56 miliarde de lei din prezent, conform datelor agregate de ZF de la BVB şi Investing. TTS a raportat pentru anul trecut un profit net de 306 milioane de lei, plus 71%. Ajunsă la 1,16 miliarde de lei, cifra de afaceri s-a majorat cu 24,3% faţă de 2022.

    Operatorul portuar Socep Constanţa este controlat în proporţie de 61,2% de Grupul DD Constanţa, condus la rândul său de verii Ion şi Niculae Duşu, cei mai puternici antreprenori de pe ţărmul Mării Negre. Cei doi controlează inclusiv produ­că­torul de materiale de construcţii Celco, proiectul Logistic Park din Constanţa, cât şi mai multe complexe hoteliere de pe litoral.

    În funcţie de preţul de la BVB, respectiv 1,92 lei pentru o acţiune SOCP, deţinerea Grupului DD este evaluată la 752 de milioane de lei. 12,4% din capitalul Socep îi revine lui Stere Samara, vicepreşedinte al Consiliului de Supraveghere. Deţinerea de acţiuni valorează în acest caz 152,8 milioane de lei, potrivit calculelor realizate de ZF pe baza datelor de la BVB din data de 16 aprilie.

    În septembrie, pachetul lui Stere Samara însemna 11,5% din capitalul social al Socep, iar cel al Grupului DD reprezenta 56,7% din totalul acţiunilor, ceea ce înseamnă că principalii acţionari au acumulat în ultimele luni, posibil pe fondul creşterilor înregistrate de acţiuni. Cotaţia SOCP s-a apreciat cu 178,5% în 2023, deci aproape a triplat banii investitorilor.

    Stere Samara, Ion şi Niculae Duşu sunt unicii trei membri din Consiliul de Supra­veghere al Socep. Pe lângă pachetul Grupului DD – în cadrul căruia cei doi veri au deţineri egale, de câte 46% – Ion şi Niculae Duşu figurau într-un raport Socep din 2 mai 2022 cu deţineri de 7,56 milioane de acţiuni şi 12,75 milioane de acţiuni, deci în valoare de 14,5 mil. lei, respectiv 24,5 milioane de lei. Pe ordinea de zi a următoarei adunări generale ordinare a acţionarilor Socep a fost introdusă la solicitarea acţionarului Sammarina Imobiliare SA – companie unde Stere Samara este acţionar majoritar –  distribuirea de divi­den­de de 50 de milioane de lei din profitul pe 2023.

    În cazul în care cererea va fi aprobată, Grupul DD ar încasa dividende de 30,6 milioane de lei, iar Stere Samara circa 6,2 milioane. Totuşi, directoratul Socep s-a împotrivit solicitării Sammarina. O decizie va fi luată în acest sens pe 25-26 aprilie în cadrul AGOA.

    Socep afişa o valoare de piaţă de 134 de milioane de lei cu o zi înainte ca trupele ruseşti să atace Ucraina, urcând de atunci cu peste 800%, la 1,2 miliarde de lei. Pe 24 februarie 2022, acţiunile SOCP s-au apreciat cu 10%, arată datele Yahoo Finance.

    Societatea a înregistrat anul trecut un profit de 92,7 milioane de lei, de la 42,6 milioane în 2022, ceea ce înseamnă o creştere de 117,5%. Veniturile s-au majorat cu 44,9% la 202,3 milioane de lei.

    Romnav, companie care asigură transportul autovehiculelor peste Dunăre în zona Brăila, este controlată în proporţie de 79,8% de Gheorghe Antistescu, cu o experienţă de peste 40 de ani în domeniu. Restul de 19,7% revin investitorilor persoane fizice; 0,45% din capital este deţinut de persoane juridice.

    Gheorghe Antistescu a preluat frâiele companiei în urmă cu aproape 30 de ani, iar în prezent conduce consiliul de administraţie al Romnav prin SRL-ul ROBUSSINESNAV.  Ţinând cont de preţul acţiunii de 70 de lei pe unitate, deţinerea lui – 1,7 milioane de titluri BRNA – valorează 121,3 milioane de lei.

    Luna trecută, acţionarii Romnav au aprobat distribuirea unor dividende de 12,5 milioane de lei din profitul aferent anului 2022, rezultând un dividend brut în valoare de 5,7808 lei pe unitate, care i-ar aduce acţionarului majoritar 10 milioane de lei.

    Romnav a înregistrat în 2023 un profit net de 28,6 milioane de lei, în coborâre cu 37% an/an. Cifra de afaceri a ajuns la 74,5 milioane, minus 18,9%, iar cheltuielile au însumat  54,2 milioane de lei, plus 14,9%.

    În iulie 2023, presa din Brăila scria despre Romnav că a restricţionat masiv traversarea fluviului pe timpul nopţii, fiind vizaţi doar parteneri de afaceri şi urgenţe medicale, în contextul în care activitatea companiei a fost afectată de deschiderea podului peste Dunăre.

    Societatea este evaluată în prezent la 152 de milioane de lei, de patru ori mai mult decât pe 23 februarie 2022. Atunci, capitalizarea ajungea la 38 de milioane.

    Comvex, cel mai mare operator portuar din Constanţa, are patru acţionari semnificativi, cel mai mare dintre aceştia fiind Solidmet, societate înregistrată în Bucureşti, cu 30,7% din capital, adică un pachet de acţiuni în valoare de 382,7 milioane de lei. Solidmet este condusă indirect de Bogdan Idu, fiul lui Corneliu Idu, fondatorul Comvex.

    Decedat în 2020, Corneliu Idu a dezvoltat unul dintre cele mai mari cluburi de tenis din România – Tenis Club Idu – şi a susţinut parcursul profesional al Simonei Halep în perioada junioratului, cât şi al lui Horia Tecău.

    Liberty Holdco Galaţi & Skopje Limited, grup înregistrat în Londra, are 28% din acţiunile Comvex, respectiv o deţinere de 345,4 milioane de lei. Urmează Ruxandra-Ioana Nicola şi Anca Mihaela Drăgoi, cu pachete de câte 219,4 milioane, deci câte 17,6 procente din capital.

    Ruxandra  Nicola este partenera lui Viorel Panait, preşedintele consiliului de administraţie şi director general, iar Anca Drăgoi este căsătorită cu Dan Drăgoi, membru în CA. Cei patru au fost recent implicaţi într-un dosar civil privind o majorare de capital social realizată în urmă cu aproximativ şase ani. Ţn 2023, magistraţii au refuzat audierea lui Dan Drăgoi şi a lui Viorel Panait, întrucât cei doi – alături de  Anca Drăgoi şi Ruxandra Nicola – au fost audiaţi anterior de DIICOT şi DNA, care nu au constatat săvârşirea niciunei fărădelegi.

    Pe 22 aprilie, acţionarii Comvex vor vota distribuirea unor dividende de 125 de milioane de lei din profitul pe 2023. Dividendul brut pe acţiune care urmează a fi fixat este de 10,7241 lei, iar la preţul curent de tranzacţionare al acţiunilor, randamentul este de 10%.

    Solidmet – companie controlată de Bulk Project SRL, deţinută indirect de un offshore – ar urma să primească 38,4 milioane de lei brut, iar Liberty Holdco Galaţi & Skopje Limited va primi 35,1 milioane, în timp ce celor două acţionare le-ar reveni câte 22 milioane lei.

    Înainte de startul războiului ruso-ucrainean din urmă cu peste doi ani, Comvex avea o capitalizare de 196 de milioane de lei la BVB, mai exact pe 23 februarie 2022, urcând de atunci de peste şase ori, la 1,25 miliarde.

    Societatea a înregistrat în S1/2023 o cifră de afaceri de 216 milioane de lei, în creştere cu 43% faţă de aceeaşi perioadă a anului precedent, şi un profit net de 104 milioane de lei, aproape dublu. Situaţiile financiare anuale vor fi raportate la BVB pe 23 aprilie.

     

     

  • Ion Sterian, CEO Transgaz: României nu îi vor ajunge gazele din Marea Neagră pentru a acoperi consumul intern în 2027-2028

    României nu îi vor ajunge gazele din Marea Neagră, plus productia internă, pentru a acoperi consumul în 2027-2028, estimat la 20 miliarde metri cubi, a declarat  Ion Sterian, CEO Transgaz în cadrul conferintei ZF Power Summit 2024.

    Cel mai mare consum de gaze e în Bucureşti şi bazinul Bucureştiului, peste 30%. Consumul total e de circa 10 miliarde metri cubi acum.  Nu ne ajung gazele din Marea Neagră pentru consumul intern în 2027-2028”.

    Ion Sterian a spus că centrala de cogenerare de la Mintia va folosi din 2026 circa 2,5 miliarde metri cubi consum propriu de gaze. Apoi, Romgaz a anuntat că va finaliza centrala de la Iernut, unde va fi nevoie de 1 miliard mc gaze. În plus, urmează proiectele de la Işalnita şi Turceni, care adaugă încă 1,5 mld. mc de consum. în total, înseamnă 5 miliarde mc de gaze consum suplimentar până acum.

    ”Vine apoi programul Anghel Saligny, cu licitatii în curs şi lucrări în executie pe tot ce înseamnă distributie în localităti, pentru a trece de la încălzirea pe lemne la cea pe gaze, care reduce emisiile de dioxid de carbon cu 50%. Şi aici prevăd 3-5 mld.mc consum. Gazele din Marea Neagră înseamnă 8 mld.mc, productia internă este acum vreo 10 mld.mc, dar se va reduce spre 7,5 mld.mc în 2027-2028. Deci o sa avem 15 mld.mc productie totală, şi consum 20 mld.mc consum. Ne mai trebuie 4-5 mld.mc din import”.

    Ce a mai declarat Ion Sterian:

    Suntem în discutii pentru 2 terminale, în Grecia şi terminalul plutitor de la Dansk. Vom vedea care este mai avantajos. Pentru a acoperi cei 4-5 mld.mc de gaze şi pentru a avea tranzit cât mai mare.  

    Am ajuns să fim a patra companie din Europa pe retele, pe zona de tehnologizare. Şi putem discuta securitatea în aprovizionare în toată regiunea Balcanilor.

    Grecia depinde 40% de gazul rusesc la import, Ungaria era la 80%, dar a ajuns la 60%, prin parteneriate cu Azerbadjan.

    Dar problema pe sectorul de gaze este partea din finantare. Lipsesc fondurile europene. Lucrurile cu Comisia Europeană merg greu.

    România, în urma închiderii capacitătilor pe cărbune, a primit certificate de CO2 pe care le vinde prin BEI.  Toate statele din Est, statele baltice, cele din centrul Europei, Grecia şi Portugalia au făcut un fond. Suntem restrictionati cu finantarile europene. Noi avem împrumuturile noastre, ne descurcăm. Dar fondurile europene nerambursabile nu s-ar vedea în costuri.

    România în 2030: o văd cu un rol foarte important şi în zonă şi în centrul Europei, cu investitiile finalizate şi cu relansarea productiei. O tară fără productie e o tară fără viitor.

    Am semnat pentru Gazoductul Tuzla-Podişor care ia gazele de la Marea Neagră, suntem în grafic, undeva la final de iunie 2025 îl finalizăm.


     

     

  • Veste şoc pentru Kremlin! “Bestia” Rusiei a fost distrusă

    O navă de război a ruşilor a fost distrusă în Marea Neagră, în apropiere de Crimeea, au anunţat reprezentanţii armatei ucrainene. Atacul a avut loc miercuri. Ucrainenii au folosit drone, potrivit Sky News.

    Nava Caesar Kunikov a fost atacată miercuri de drone navale lansate de ucraineni.

    Serviciul de Informaţii Militare din Ucraina (GUR) a anunţat că unitatea sa de operaţiuni speciale „Grupul 13” a scufundat vaporul ruşilor.

    „La momentul atacului, nava se afla în apele teritoriale ale Ucrainei, lângă Alupka. Peştelui de la Marea Neagră îi place cu siguranţă salata Caesar”, a confirmat Ministerul ucrainean al Apărării pe X.

    Ucrainenii au prezentat imagini despre care susţin că arată momentul impactului. Ruşii nu au comentat informaţiile.

    Ucraina nu are o flotă puternică, dar a reuşit să reziste ruşilor folosind drone înarmate şi rachete Neptune.

  • Într-un singur an, a ajuns al treilea cel mai mare producător de gaze din România cu primul proiect de la zero finalizat în Marea Neagră

    Anul trecut a fost primul an complet de producţie pentru proiectul Midia Gas Development (MGD) din Marea Neagră, realizat de americanii de la BSOG, alături de partenerii săi Petro Ventures şi Gas Plus. 

    Mark Beacom, CEO al Black Sea Oil and Gas (BSOG), paticipă în calitate de speaker la cea de-a 13-a ediţie a ZF Power Summit. Evenimentul va avea loc în perioada 27-29 februarie în Bucureşti.

    Anul trecut a fost primul an complet de producţie pentru proiectul Midia Gas Development (MGD) din Marea Neagră, realizat de americanii de la BSOG, alături de partenerii săi Petro Ventures şi Gas Plus. Proiectul a intrat în funcţiune la jumătatea anului 2022, fiind prima investiţie de acest tip realizată în România în ultimele trei decenii. Producţia se realizează în zone cu ape de mică adâncime spre comparaţie cu perimetrul Neptun Deep, operat de OMV Petrom şi Romgaz, care ar trebui să intre în funcţiune în 2027, fiind un proiect în ape cu adâncimi mari.

    „Producţia de gaze din proiectul MGD în anul 2023 a fost de 1,1 mi­liarde de metri cubi din care 0,8 mi­liarde de metri cubi de gaze cota BSOG“, spunea recent Mark Beacom, CEO al BSOG. Potrivit datelor furnizate de Transgaz, anul trecut România a avut o producţie de gaze de 9,3 miliarde de metri cubi, semnificativ peste cea din 2022, iar BSOG a devenit al treilea cel mai mare producător local, cu o pondere de peste 10%. Proiectul MGD a necesitat o dezvoltare de 12 ani şi investiţii de peste 400 de milioane de dolari. Unul dintre momentele cheie în realizarea proiectului a fost semnarea în 2018 a unui contract pentru vânzarea gazului din Marea Neagră, pe o perioadă de 10 ani, cu francezii de la ENGIE, cel mai mare distribuitor de gaze din România.

    Ce urmează de acum încolo pentru BSOG în Marea Neagră şi care sunt oportunităţile de dezvoltare? Care sunt provocările pentru anul acesta? Poate creşte producţia MGD şi dacă da, de ce depinde acest lucru?

    Acestea sunt doar câteva dintre temele de discuţie care vor fi abordate alături de Mark Beacom, CEO BSOG, într-o nouă ediţie a ZF Power Summit 2024. Pornit ca un eveniment axat pe piaţa locală, în ultimii ani, marcaţi de evenimente istorice, ZF Power Summit a înţeles importanţa dialogului şi s-a conectat la tendinţele regionale şi globale. Mai departe, înţelegerea contextului dincolo de graniţe este unul dintre cei mai importanţi factori de succes pe calea atingerii statutului de hub energetic pe care şi-l doreşte România. În 2024, ZF Power Summit îşi consolidează rolul de agregator de informatii şi generator de dezbateri, pornind de la acelaşi crez: doar aducându-i la masa discuţiilor pe cei mai buni specialişti din domeniu se pot livra idei relevante. Astfel, tema pentru anul acesta este una comună, pe deplin europeană, la care nu doar România trebuie să răspundă, ci toate statele angajate pe acest drum complex al tranziţiei energetice: Acum pentru 2030: cum accelerăm în siguranţă şi accesibil pe calea tranziţiei energetice în vremuri incerte?

  • Se profilează un mister pe piaţa gazelor: unde au mers cele 1,1 miliarde de metri cubi de gaz nou extras de americani din Marea Neagră în 2023 şi de ce România încă importă anual 2,6 mld. mc de gaz?

    „Producţia internă realizată în anul 2023 a fost de 99,1 TWh (aprox. 9,3 mld m3). Această producţie a fost realizată de Romgaz, OMV Petrom, Black Sea Oil & Gas (împreună cu Petro Ventures Resources şi Gas Plus Dacia), Amromco Energy, Foraj Sonde Craiova, Dacian Petroleum, Raffles Energy, Mazarine Energy România, Stratum Energy România, Serinus Energy România“, au precizat reprezentanţii Transgaz, operatorul sistemului naţional de transport al gazului natural. În 2022, producţia de gaze a României a fost de 97,8 TWh (9,1 mld. mc), mai arată datele Transgaz.

    Anul trecut, importurile de gaze ale României au rămas la un nivel aproximativ constant, 2,6 miliarde de metri cubi (mld. mc) faţă de 2,8 mld. mc în 2022 ♦ În timp ce importul a rămas constant, consumul a scăzut cu 12% (-1,3 mld. mc), până la 9,7 mld. mc, cel mai scăzut nivel din 2012 încoace ♦ În acest context, exporturile de gaze ale României au ajuns la 2,2 mld. mc, cu fix 1,3 mld. mc peste cantităţile din 2022 ♦ Cel mai important eveniment care a avut loc anul trecut în piaţa locală a gazului a fost producţia de 1,1 mld. mc pe care americanii de la BSOG au scos-o din Marea Neagră, au injectat-o în sistemul românesc de gaze şi pe care au vândut-o integral către francezii de la ENGIE ♦ A fost acest gaz nou sursa principală pentru creşterea exporturilor? Imposibil de spus, molecula de gaz nu are miros, spun oamenii din industrie, iar direcţia fluxului este dictată de preţ şi de cerere ♦ Ce este totuşi cert? Gazul nou din Marea Neagră a acoperit declinul producţiei interne, dar şi aşa România oricum nu ar fi putut să îşi acopere consumul intern, chiar şi cu scăderea pronunţată, fară a apela şi la importuri. Visul de hub regional mai are de aşteptat.

    „Producţia internă realizată în anul 2023 a fost de 99,1 TWh (aprox. 9,3 mld m3). Această producţie a fost realizată de Romgaz, OMV Petrom, Black Sea Oil & Gas (împreună cu Petro Ventures Resources şi Gas Plus Dacia), Amromco Energy, Foraj Sonde Craiova, Dacian Petroleum, Raffles Energy, Mazarine Energy România, Stratum Energy România, Serinus Energy România“, au precizat reprezentanţii Transgaz, operatorul sistemului naţional de transport al gazului natural. În 2022, producţia de gaze a României a fost de 97,8 TWh (9,1 mld. mc), mai arată datele Transgaz.

    Practic, de la un an la altul creşterea producţiei interne a fost numai de 2%, deşi anul trecut a fost primul an complet de producţie pe americanii de la Black Sea Oil & Gas şi perimetrul lor din Marea Neagră, Midia Gas Development (MGD). Potrivit informaţiilor furnizate de BSOG, anul trecut producţia de gaze din Marea Neagră, proiectul MGD, a fost de 1,1 miliarde de metri cubi, dublă faţă cea din 2022, în condiţiile în care proiectul a ajuns la faza producţiei la jumătatea anului 2022. De ce nu se vede acest lucru mai clar în producţia totală a României? Din cauza declinului de producţie raportat de ceilalţi doi mari producători, OMV Petrom şi Romgaz. Niciuna dintre cele două companii nu şi-au publicat încă rapoartele pe anul trecut, dar datele de la nouă luni arată scăderi pe linie în ceea ce priveşte producţia de gaze naturale.

    În cazul OMV Petrom, producţia de gaze a grupului a scăzut cu 4% în primele nouă luni din 2023 faţă de 2022, până la 2,48 miliarde de metri cubi faţă de 2,59 de miliarde de metri cubi. În cazul Romgaz, producţia pentru primele nouă luni a scăzut cu aproape 5%, de la 3,68 miliarde de metri cubi, la 3,5 miliarde de metri cubi pentru primele nouă luni din 2023. Companiile nu au raportat până acum rezultatele anuale, dar pe baza ritmului de scădere a producţiei, se poate estima că împreună OMV Petrom şi Romgaz au avut un declin de circa 0,5 miliarde de metri cubi. Astfel, gazul nou din Marea Neagră scos la suprafţă de BSOG a putut acoperi această cantitate, a asigurat o uşoară creştere a producţiei, acel procent de 2%, iar unele cantităţi posibil au luat calea exportului, deşi este imposibil de aflat sursa gazului care trece graniţa.

    De altfel, ceea ce este foarte inte­re­sant din datele furnizate de Transgaz este faptul că în 2023 importurile de gaze ale României au rămas la un nivel relativ constant faţă de 2022, de 2,6 miliarde de metri cubi anul trecut, faţă de 2,8 miliarde de metri cubi în 2022.

    Exportul de gaze a crescut însă de 2,4 ori, de la 0,9 mi­liarde de metri cubi în 2022, la 2,2 mi­liarde de metri cubi anul trecut. Din Marea Neagră, BSOG a extras 1,1 mi­liarde de metri cubi, gaz care a intrat integral în sistemul românesc de transport, dar care mai departe este cumpărat de ENGIE în baza unui contract pe 10 ani. Mai departe, cum utilizează ENGIE acesta gaz ţine de politica sa comercială, astfel că datele nu sunt publice.

    „ENGIE România are ca misiune principală asigurarea securităţii de aprovizionare a clienţilor casnici şi non-casnici. Din această perspectivă, strategia noastră de aprovizionare se stabileşte în baza unui mix echilibrat între contractele pe termen scurt, mediu şi lung şi a unei politici adecvate de înmagazinare, concepute pentru a putea face faţă creşterilor de consum specifice perioadei de iarnă. Acordul cu Black Sea Oil & Gas, semnat în 2018 de către ENGIE Energy Management, filială a ENGIE SA, este o modalitate pentru ENGIE Roânia de a securiza nevoile portofoliului de clienti din România, care sunt determinate de condiţiile meteo şi de nivelul cererii industriale“, au precizat reprezentanţii ENGIE România.

    Una dintre explicaţiile care permit o creştere atât de mare a exportului este scăderea consumului intern de gaze, de circa 12% anul trecut. Practic, importurile de gaze au rămas relativ constante, consumul intern a scăzut semnificativ, astfel că au existat nişte cantităţi mai mari de gaze care au putut fi mutate peste graniţe, în funcţie de preţ. Sursa lor, că este gaz din Marea Neagră, de pe uscat sau transit, rămâne însă marea necunoscută.

     

     

  • Petrom a semnat până acum contracte de 2 mld. euro pentru extragerea gazelor din Marea Neagră şi spune că a asigurat 80% din acordurile de execuţie

    La T3/2023 Petrom avea numerar de 14 mld. lei (2,8 mld. euro), faţă de 17,5 mld. lei (3,5 mld. euro) în iunie 2023  Ieri a anunţat semnarea a două contracte de circa 2,5 mld. lei (465 mil. euro) pentru servicii de foraj  În august a semnat primul contract pentru Neptun Deep: 8 mld. lei (1,6 mld. euro) cu italienii de la Saipem.

    Cel mai important proiect energetic local off-shore din istoria Mării Negre are asigurate 80% din acordurile de execuţie din partea OMV Petrom (simbol bursier SNP), operatorul perimetrului de exploatare de gaze la mare adâncime Neptun Deep, în urma semnării unor acorduri de 2 mld. euro pentru foraj şi instalaţii cu Transocean (SUA), Halliburton România şi Saipem (Italia).

    Petrom a anunţat marţi că a semnat noi acorduri pentru exploata­rea gazelor din Neptun Deep şi livrarea acestora din 2027, respectiv 325 mil. euro pentru platforma de foraj semisubmersibilă cu americanii de la Transocean, pentru o perioadă minimă de un an şi jumătate, şi 140 de milioane de euro cu Halliburton pentru servicii integrate de foraj.

    În vara acestui an Petrom a semnat cu italienii de la Saipem pentru instalaţiile offshore un contract de 1,6 mld. euro. Halliburton România a avut în 2022 afaceri de 198 mil. lei şi un profit net de 23 mil. lei cu 120 de angajaţi.

    „Odată cu atribuirea contractelor pentru platforma de foraj şi pentru serviciile integrate de foraj, OMV Petrom a asigurat peste 80% din acordurile de execuţie necesare livrării proiectului Neptun Deep. Lucrăm cu contractori şi furnizori internaţionali de renume, care au abilităţile şi experienţa necesare pentru a livra acest proiect complex. De asemenea, contăm pe experienţa furnizorilor noştri locali, care cunosc specificul mediului românesc, astfel încât să obţinem cele mai bune rezultate posibile pentru proiectul Neptun Deep“, spune spune Christina Verchere, CEO Petrom.

    Cel mai important obiectiv al nostru este să începem producţia în siguranţă si cu respectarea bugetului, în 2027, împreună cu partenerul nostru Romgaz şi să sprijinim România în tranziţia sa spre a deveni cel mai mare producător de gaze naturale din UE, adaugă Christina Verchere.

    Acordul pentru platforma de foraj semi-submersibilă de generaţia a şasea include echipajul şi serviciile asociate, produsele, echipamentele şi materialele necesare, potrivit raportului publicat la BVB.

    Transocean Barents este o platformă de foraj cu un sistem de poziţionare dinamică Clasa 3, ancore şi platforme RAM duale, ceea ce înseamnă că poate funcţiona eficient atât în locaţiile noastre de mică adâncime, cât şi în cele de mare adâncime.

    Mobilizarea pentru Marea Neagră este programată să înceapă spre sfârşitul anului 2024, iar activităţile de foraj sunt planificate pentru 2025. În total, vor fi forate 10 sonde.

    Halliburton Energy Services Romania şi Newpark Drilling Fluids Eastern Europe vor asigura servicii integrate de foraj. Experienţa internaţională şi locală a Halliburton în România va fi utilizată într-o gamă largă de servicii, cum ar fi cimentarea, forajul direcţional şi echiparea sondelor.

    Cu aceste angajamente recente, OMV Petrom si ROMGAZ sunt pe cale să livreze în siguranţă primele cantităţi de gaze naturale din Neptun Deep în 2027, cu respectarea bugetului de până la 4 miliarde de euro estimat pentru investiţiile totale.

    Infrastructura necesară pentru dezvoltarea celor două zăcăminte include trei sisteme submarine de producţie, unul pentru Pelican Sud şi două pentru Domino, reţeaua de conducte colectoare asociate, o platformă offshore de gaze naturale situată la mică adâncime, conducta principală de gaze naturale până la ţărm, la Tuzla şi o staţie de măsurare a gazelor naturale.

    Platforma offshore îşi generează propria energie electrică. Sondele şi zăcămintele vor fi operate de la distanţă, prin intermediul unei replici digitale (digital twin).

    „Un aspect-cheie al conceptului de dezvoltare este că energia naturală a rezervorului este utilizată pentru a transporta gazele naturale la ţărm, eliminând necesitatea comprimării acestora. Acest lucru, împreună cu alte caracteristici ale proiectului, asigură menţinerea emisiilor din proiectul Neptun Deep la un nivel minim, semnificativ sub normele industriei“, menţionează Petrom.

    În luna august a acestui an, compania a semnat un acord cu Saipem S.p.A. şi Saipem România SRL cu o valoare totală estimată de aproximativ 1,6 miliarde de euro pentru servicii de management, proiectare, achiziţii, fabricare, asamblare, transport maritim, instalare, testare şi punere în funcţiune a instalaţiilor maritime din cadrul proiectului Neptun Deep. În plus, contractul include testarea şi punerea în funcţiune pentru staţia de măsurare a gazelor naturale şi pentru secţiunile de lângă ţărm şi de pe uscat ale conductei de producţie gaze naturale.

     

    Cine este Transocean:

    Transocean este un important furnizor internaţional de servicii, pe bază de contract, de foraj offshore pentru sonde de petrol şi gaze naturale. Compania este specializată în activităţi foraj offshore în sectoare dificile din punct de vedere tehnic la nivel global, cu accent pe serviciile de foraj la mare adâncime şi operează o flotă de platforme de foraj offshore cu cele mai înalte specificaţii din lume. Transocean deţine sau are participaţii parţiale şi operează o flotă de 37 de unităţi mobile de foraj offshore, constând din 28 de platforme pentru ape ultra adânci şi nouă platforme de mediu dificil. În plus, Transocean construieşte o navă de foraj de foarte mare adâncime.

     

    Cine este Halliburton

    Halliburton este unul dintre cei mai importanţi furnizori mondiali de produse şi servicii pentru industria energetică. Fondată în 1919, creează tehnologii, produse şi servicii inovatoare care ajută clienţii să-şi maximizeze valoarea pe tot parcursul ciclului de viaţă al unui activ şi să promoveze un viitor energetic durabil.​

  • România nu este demnă de Schengen în ochii Austriei, dar gazul din Marea Neagră trebuie să ajungă cât mai uşor în Vest. De ce nu a făcut şeful OMV lobby pentru România la cancelarul său şi vine la premierul Ciolacu pentru gazul din Marea Neagră?

    Ieri, la ora 15:00, Marcel Ciolacu, şeful guvernului, a avut o întâlnire cu o delegaţie a OMV, condusă de CEO-ul grupului petrolier, Alfred Stern, asta după ce OMV a mai avut o întâlnire cu Guvernul României la mijlocul lunii iunie. Subiectul este acelaşi, Marea Neagră şi Legea Offshore.

    Cea mai importantă modificare a Legii offshore înainte de promulgarea acesteia din mai 2022 a fost eliminarea restricţiei investitorilor, OMV Petrom şi Romgaz, de a vinde local 50% din volumele de gaze, aşa cum era prevăzut în documentul din 2018 ♦ Aparent, nici acest lucru nu este suficient, ieri o delegaţie a OMV, austriecii care deţin OMV Petrom, operatoul proiectului Neptun Deep din Marea Neagră, având o întrevedere cu premierul Marcel Ciolacu, a doua de la numirea sa în funcţie ♦ Insistenţa OMV privind Legea offshore românească vine în contextul în care din cauza Austriei România bate şi acum la porţile Schengen, lucru cu un impact negativ inclusiv pe operaţiunile OMV Petrom ♦ Faţă de aproape toate celelalte state europene care şi-au redus achiziţiile de gaz rusesc, Austria este printre puţinele care cumpără la fel de mult gaz din Rusia ca înainte de război.

    Ieri, la ora 15:00, Marcel Ciolacu, şeful guvernului, a avut o întâlnire cu o delegaţie a OMV, condusă de CEO-ul grupului petrolier, Alfred Stern, asta după ce OMV a mai avut o întâlnire cu Guvernul României la mijlocul lunii iunie. Subiectul este acelaşi, Marea Neagră şi Legea Offshore.

    „Este o solicitare din partea OMV să se întâlnească şi cu mine şi cu preşedintele Senatului. Eu ştiu că există o Lege Offshore, asumată de către noi. Există nişte litigii şi i-am solicitat preşedintelui OMV să le închidem pe cale amiabilă. Cred că va fi pe agenda de discuţii. Eu cel puţin voi aborda acest subiect”, a spus Ciolacu, citat de Mediafax. Contextul este următorul. După promulgarea Legii Offshore (mai, 2022), OMV Petrom a depus o reclamaţie la Curtea Internaţională de Arbitraj de la Paris, susţinând că inclusiv noul proiect de lege conţine anumite restricţii privind vânzarea gazului din Marea Neagră. Cea mai importantă modificare a Legii Offshore a fost eliminarea din textul final a prevederii din 2018 prin care producătorii erau obligaţi să vândă 50% din cantităţile de gaze extrase în România. Acest aspect a fost principala piedică în luarea unei decizii dinale de investiţii în cadrul proiectului Neptun Deep, după promulgarea Legii Offshore, OMV Petrom şi Romgaz anunţând imediat decizia de a merge mai departe. În Legea Offshore este însă un articol, 21, care stabileşte anumite direcţii privind vânzarea gazului, acesta fiind mărul discordiei, potrivit informaţiilor disponibile.

    Astfel, legea spune că “pe toată durata derulării acordurilor petroliere referitoare la perimetre petroliere offshore şi onshore de adâncime, titularii acordurilor, inclusiv operatorii economici afiliaţi acestora: a) au dreptul de a comercializa în mod liber hidrocarburile produse din perimetrele petroliere respective, la preţurile şi în cantităţile determinate de către aceştia, în condiţiile legislaţiei naţionale şi europene în vigoare; b) nu pot face obiectul unor restricţii referitoare la preţ, comercializare, ofertare şi/sau vânzare a hidrocarburilor, după data de 31 decembrie 2022, cu excepţia prevederilor legislaţiei naţionale şi europene.” Dar există o excepţie. Astfel, prin hotărâre, la propunerea Ministerului Energiei, Guvernul poate introduce restricţii temporare de preţ şi vânzare pentru cantităţile necesare în vederea asigurării consumului clienţilor casnici şi producătorilor de energie termică destinată populaţiei, precum şi a celor necesare îndeplinirii obligaţiilor subsumate mecanismelor europene de solidaritate prevăzute de reglementările europene. „Aceste măsuri vor fi limitate în timp şi scop şi se vor aplica în mod proporţional cantităţilor totale de gaze naturale de producţie internă.” Totodată, “în vederea protejării siguranţei energetice a României, contractele bilaterale de tranzacţionare a cantităţilor de gaze exploatate din perimetrele reglementate de prezenta lege vor fi notificate, pentru monitorizare, Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei cel târziu înainte de data intrării în vigoare a acestora.”

    Mai mult, statul român are un drept de preemţiune, cantităţile de gaze urmând a fi „oferite în prealabil spre vânzare, cu prioritate, statului român, prin Administraţia Naţională a Rezervelor de Stat şi Probleme Speciale, denumită în continuare A.N.R.S.P.S. A.N.R.S.P.S. va accepta sau refuza oferta în termen de 7 zile de la recepţia acestei oferte, absenţa unui răspuns echivalând cu un refuz al ofertei. În caz de refuz, titularii acordurilor au dreptul să continue cu vânzarea acestor cantităţi către terţi.

    În situaţia în care cantităţile oferite prioritar către A.N.R.S.P.S. sunt comercializate către terţi, preţul de vânzare al gazelor naturale nu va fi mai mic decât preţul oferit către A.N.R.S.P.S”.

    Aparent, acest drept de preemţiune nu ar fi pe placul celor de la OMV, motiv pentru care şi sunt la a doua vizită în România de la instalarea lui Marcel Ciolacu în fruntea guvernului. Pe de altă parte, insistenţa Austriei privind libertatea cu care ar trebui vândut spre Vest gazul românesc este greu de înţeles, în contextul diplomatic extrem de delicat pe care Austria l-a creat odată cu refuzul de a accepta aderarea României la spaţiul Schengen la finalul anului trecut.

    Dar în cazul Austriei, nevoia de a avea acces la gaz nou vine şi în contextul unei dependenţe masive de importurile din Rusia. “Austria, faţă de alte state din Uniunea Europeană, încă ia la fel de mult gaz din Rusia ca înainte de război.”, scrie nytimes.com. “În cele 17 luni de când Moscova le-a ordonat soldaţilor săi să intre pe teritoriul Ucrainei, ţările europene s-au mişcat surprinzător de repede pentru a-şi reduce dependenţa de importurile ieftine (mai ales în cazul Germaniei – n.red.) de gaz rusesc. În contrast însă, Austria, care primea 80% din necesarul său de gaze din Rusia înainte de invazie, tot lua peste 50% în mai. În martie, importurile etau de 74%. Atâta vreme cât Rusia vinde gaze, Austria va cumpăra, a spus şeful OMV luna aceasta (iulie – n.red.)”, mai scriu jurnaliştii de la nytimes.com.

    Revenind la gazul din Marea Neagră, la mijlocul lunii iunie, OMV Petrom şi Romgaz au anunţat decizia finală de investiţii în perimetrul Neptun Deep, o decizie istorică pentru România. Investiţiile sunt de 4 miliarde de euro, iar rezervele recuperabile sunt de 100 miliarde de metri cubi, echivalentul consumului intern pe 10 ani. La nivel declarativ, OMV Petrom a spus în repetate rânduri că prima destinaţie pentru gazul din Marea Neagră va fi România, dar legal nu au nicio obligaţie.

     

  • Încep să se împartă banii pentru Marea Neagră, dar companiile locale rămân deocamdată la mâna subcontractorilor. Un grup italian, Saipem, ia dintr-un foc 40% din tot bugetul de dezvoltare al Neptun Deep

    ♦ După o linişte de aproape cinci ani în ceea ce priveşte dezvoltarea proiectului Neptun Deep din Marea Neagră, operat acum de OMV Petrom, deşi compania are acelaşi pachet de acţiuni ca statul român prin Romgaz, la finalul săptămânii trecute au venit două anunţuri cheie pentru proiectul offshore şi pentru România ♦ Dintr-o valoare totală a proiectului de 4 mld. euro, 1,6 mld. euro au fost atribuite grupului italian Saipem într-un contract prin care va executa lucrări de proiectare, achiziţii, construcţie, instalare şi punere în funcţiune ♦ Potrivit informaţiilor disponibile, licitaţia era deja începută din „era“ ExxonMobil, finalizată acum şi depindea de luarea deciziei finale de investiţii.

    Neptun Deep este cel mai mare proiect de gaze naturale din zona româ­nească a Mării Negre. OMV Petrom şi Romgaz vor investi până la 4 miliarde de euro pentru faza de dezvoltare a proiectului. Neptun Deep va genera o producţie de circa 100 de miliarde de metri cubi de gaze naturale, ţara devenind astfel cel mai mare producător de gaze naturale din UE.

    Circa 1,6 miliarde de euro din bugetul de investiţii au fost adjudecate de italienii de la Saipem, un grup de circa 10 mld. euro, cu pierderi de 139 mi­lioane de euro în 2022, în baza unei licitaţii demarată încă din 2017 când operatorul proiectului era colosul american ExxonMobil, retras în 2019.

    „Contractul a fost atribuit în baza unei licitaţii de achiziţie publică. Licitaţia a fost iniţiată de fostul operator (ExxonMobil – n. red.), la aceasta au participat mai mulţi ofertanţi interna­ţionali. Anunţurile şi paşii sunt conform procedurii. Atribuirea contractului s-a ba­zat pe cel mai bun raport calitate-preţ“, au spus reprezentanţii OMV Petrom.

    Potrivit informaţiilor disponibile, semnarea contractului cu italienii depindea decizia finală de investiţii, etapă care a avut loc abia la jumătatea acestui an.

    Mai departe, surse din piaţă spun că la licitaţie s-ar fi prezentat şi Grup Servicii Petroliere, grup controlat de omul de afaceri constănţean Gabriel Comănescu, dar şi grupul malaezian Sapura, retras ulterior.

    „O să stăm la mâna subcontracto­rilor“, spun acum companiile locale active în domeniul de petrol şi gaze.

    Potrivit unui comunicat al OMV Petrom de săptămâna trecută, infra­structura necesară pentru dezvoltarea zăcămintelor offshore de gaze naturale Domino şi Pelican Sud include 10 sonde, 6 în ape adânci (circa 1.000 de metri) şi 4 în ape puţin adânci (circa 100 de metri), 3 sisteme de pro­ducţie subma­rine şi reţeaua de conducte colectoare asociate, o platformă offshore în zona de apă cu adâncimea de 100 de metri, conducta principală de gaze către ţărm (peste 160 de kilometri) şi staţia de măsurare a gazelor Tuzla.

    „Cu semnarea acestui contract facem un pas important pentru dezvoltarea proiectului Neptun Deep ñ practic, acesta marchează începerea fazei de execuţie. Vom continua să lucram în ritm susţinut astfel încât să producem volumele de gaze aşteptate, în siguranţă, începând cu 2027“, a spus Christina Verchere, CEO al OMV Petrom.

    La rândul lor, italienii de la Saipem au declarat că vor folosi echipa locală formată din 200 de cercetători şi experţi. În România, Saipem a avut anul trecut un business de 578 de milioane de lei şi un profit net de 56,6 milioane de lei.

    Anunţul privind atribuirea contractului de 1,6 mld. euro către italienii de la Saipem a fost făcut în aceeaşi zi în care Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale (ANRM) a confirmat planul de dezvoltare înaintat de OMV Petrom şi partenerul său, Romgaz pentru proiectul Neptun Deep, plan care nu este public.

    Lansat în 2008, alături de colosul american ExxonMobil, între timp retras din ecuaţie, abia în iunie, anul acesta, la o distanţă de 15 ani, decizia finală de investiţii pentru perimetrul Neptun Deep a fost anunţată de cei doi parteneri ai proiectului, OMV Petrom, controlat în proporţie de 51% de statul austriac, şi Romgaz, deţinut de statul român. Decizia reprezintă un moment istoric pentru industria de petrol şi gaze a României, ramură cu o tradiţie de peste 100 de ani. În prima etapă de dezvoltare a proiectului, investiţiile ExxonMobil-OMV Petrom s-au ridicat la circa 1,5 miliarde de dolari. Se estimează că proiectul Neptun Deep va furniza un volum brut total de circa 100 mld. metri cubi de gaze naturale, care va fi împărţit în mod egal între cei doi parteneri. Prima producţie de gaze naturale este planificată pentru 2027, moment în care România va deveni cel mai mare producător de gaze naturale din UE şi, posibil, un exportator net de gaze naturale.

     

  • Ion Sterian, Transgaz: Producţia anuală de gaze a zăcământului Neptun va fi mult mai mare faţă de ce s-a estimat. Consumul de gaze al României va creşte cu 10 mld. metri cubi în următorii 3-4 ani

    Gazul din Marea Neagră va fi cel mai mare game-changer din peisajul energetic local, acesta fiind resursa care poate facilita conectarea energiei verzi, dezvoltarea economiei pe orizontală şi transformarea României, cu adevărat, într-un jucător de talie regională.

    Cantităţile sunt mult mai mari decât s-a estimat iniţial, iar vestea este foarte bună pentru că în următorii 3-4 ani consumul de gaze ar putea creşte local cu 10 mi­liarde de metri cubi, ceea ce înseamnă practic o dublare a situaţiei de acum, spune Ion Sterian, directorul general al Transgaz, companie strategică în dezvoltarea pieţei de gaze din România.

    „Pentru dezvoltarea durabilă a infrastructurii de transport gaze naturale din România, Transgaz şi-a asumat prin Planul de Dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport al gazelor naturale (PDSNT) pe următorii 10 ani, un amplu program investiţional, cu proiecte de investiţii estimate la aproximativ 3,2 miliarde euro, investiţii care permit alinierea SNT la cerinţele de transport şi operare europene, la cele ale Acordului Verde European privind decarbonizarea“, spune Ion Sterian, directorul general al Transgaz, într-un interviu publicat în noua ediţie a anuarului ZF Energie.

    Interviul face parte dintr-o serie specială de peste 20 de dialoguri purtate de ZF cu unii dintre cei mai importanţi specialişti din sector pe tema evoluţiei domeniului până în 2030.

  • Istoria nu s-a repetat: vânzările OMV Petrom au scăzut cu 20% în T1/2023, iar profitul net cu 15% pe fondul reducerii preţurilor faţă de recordurile din 2022. Decizia pentru Marea Neagră, tot mai aproape

    Preţul gazului a fost cu 44% mai mic în primul trimestru al anului faţă de perioada similară a anului trecut, energia spot a fost cu 41% mai ieftină iar barilul de petrol Brent a pierdut 21% din valoare. Desigur aceste scăderi semnificative nu sunt resimţite pe deplin de consumatorul final, dar rezultatele OMV Petrom pe primul trimestru arată o contracţie faţă de creşterile istorice din 2022.

    OMV Petrom, cea mai mare companie din România, unicul producător local de petrol şi gaze, a terminat primele trei luni din an cu vânzări de 9,47 miliarde de lei, cu 20% mai mici faţă de cele din perioada similară a anului trecut, arată raportul financiar al gru­pului, prezentat Bursei la finalul săptămânii trecute. Profitul net al grupului a ajuns la 1,48 de miliarde de lei şi el în scădere cu 15% faţă de primele trei luni din 2022.

    „Rezultatele noastre pentru primul trimestru al acestui an sunt influenţate de scăderea preţurilor internaţionale pentru ţiţei şi gaze, de la nivelurile record înre­gistrate în 2022. În contextul unei cereri mai reduse pentru gaze, carburanţi şi electrici­tate din România, am avut o performanţă operaţională puternică, ce a contrabalansat parţial scăderea preturilor.  Profitul net în T1/2023 a fost de aproximativ 1,5 mld. lei, cu 15% mai mic, în timp ce investiţiile s-au ridicat la aproximativ 1 mld. lei, în creştere cu 52% faţă de anul precedent“, a spus Christina Verchere, CEO al OMV Petrom.

    Dacă în primul trimestru al anului trecut barilul Brent se tranzacţiona cu 102 dolari, anul acesta, în primele trei luni acesta a coborât la 81 de dolari. Gazul natural a avut un preţ de 55 de euro/MWh, mult sub nivelul mediu de 98 euro/MWh din T1/2022. De asemenea, preţul mediu spot al energiei electrice a coborât în perioada analizată de la o medie de 218 euro/MWh, la 129 euro/ MWh ca urmare a măsurilor de plafonare luate de stat.

    Nici pe zona de cerere de produse energetice primul trimestru nu a avut o evoluţie pozitivă, în contextul în care datele OMV Petrom arată că cererea de carburanţi s-a redus cu 3%, cea de gaze naturale cu 13% iar cea de energie electrică cu 10% la nivelul întregii pieţe. „Conform estimărilor OMV Petrom, consumul naţional de gaze naturale a scăzut cu aproximativ 13% faţă de T1/22, estimat a fi cel mai mic nivel intregistrat pentru un trimestru unu în ultimele două decenii, din cauza vremii calde şi industriei care nu a reuşit să îşi revină de la nivelurile reduse din 2022“, se arată în raportul financiar trimestrial.

    La nivelul întregului an, OMV Petrom crede că cererea de produse petroliere va fi totuşi peste cea din 2022, dar pe partea de consum de energie şi gaze volumele vor fi în scădere.

    Pe partea de producţie de hidrocarburi (petrol şi gaze), OMV Petrom a înnregistrat o diminuare cu 4% a cantităţilor extrase în primul trimestru al anului faţă de primele trei luni din 2022.

    „Producţia de hidrocarburi a scăzut cu 4,1% la 10,5 mil. bep sau 116,3 mii bep/zi (T1/22: 10,9 mil. bep sau 121,3 mii bep/zi), reflectând declinul natural din principalele zăcăminte, parţial contrabalansat de contribuţia reparaţiilor capitale la sonde şi a sondelor noi. Producţia de ţiţei şi condensat a scăzut cu 4,0%, la 5,0 mil. bbl, în principal din cauza declinului natural. Producţia de gaze naturale a scăzut cu 4,2%, la 5,4 mil. bep, fiind influenţată în principal de declinul natural al principalelor zăcăminte (Totea Deep şi Lebăda Est)“, se arată în raportul trimestrial.

    Pentru anul acesta însă, cea mai aşteptată decizie legată de activitatea OMV Petrom este cea privind începerea investiţiei în Marea Neagră, în blocul Neptun Deep.

    „Decizia finală de investiţii pentru Neptun Deep este aşteptată la jumătatea anului 2023, dacă toate condiţiile prealabile sunt îndeplinite. Continuăm să susţinem nevoia unui mediu fiscal şi de reglementare stabil şi previzibil, care este fundamental pentru a asigura investiţii viitoare“, a mai spus Verchere.

    Investiţiile au însumat 959 mil. lei în T1/23, cu 52% mai mari faţă de T1/22, din care suma de 550 mil. lei a fost direcţionată către explorare şi producţie (T1/22: 453 mil lei). Valoarea investiţiilor este estimată să crească la circa 6 mld lei, cu aproximativ 70%, cu investiţii mai mari dedicate în principal proiectului Neptun Deep, accelerării proiectelor cu emisii de carbon reduse şi zero, precum şi reviziei planificate a rafinăriei Petrobrazi.