Energy Report

Prețul spot al gazelor pe piața liberă autohtonă a coborât sub 110 lei/MWh, cel mai redus nivel al ultimilor 3 ani, situându-se cu 30% sub prețul la care la care producătorii sunt obligați de guvern să vândă gaze furnizorilor pentru acoperirea consumului clienților casnici și CET-urilor.

Marți, pe piața intraday, s-au tranzacționat 65 MWh la un preț minim al zilei de 105,9 lei./MWh, prețul mediu al celor 2,3 GWh comercializați cu livrare în aceeași zi situându-se la 108,7 lei/MWh.

Un preț similar s-a mai înregistrat doar în 2 zile în ultimii 3 ani, în plină vară, și nu iarna, cum se întâmplă în prezent, pe 3 și 4 iunie 2023.

Cu excepția acestor 2 zile, ultima dată când prețul spot al gazelor a fost mai redus de 110 lei/MWh a fost pe 5 mai 2021.

Și pe cealaltă piață spot, cea pentru ziua următoare, prețul gazelor a coborât la 110 lei, într-o tranzacție cu 122 MW livrați duminică.

În ultimele 4 zile de tranzacționare, prețul mediu pentru întregul volum tranzacționat pentru ziua următoare a fost de 114 lei/MWh.

Deși actuala reglementare a pieței pare caducă, guvernul este reticent să renunțe definitiv la ea, preferând să impună producătorilor români un algoritm de vânzare a gazelor la cel mai mic preț dintre prețul reglementat de 150 lei/MWh și prețul mediu al pieței libere rezultat din tranzacțiile cu livrare în luna de consum.

În plus, Guvernul vrea să elimine principalul stimulent pentru producători în ceea ce privește vânzările angro la preț reglementat. În prezent, producătorii de gaze nu sunt supraimpozitați pe vânzările reglementate de cantități destinate casnicilor și CET-urilor. De la 1 aprilie 2024, însă, se vrea aplicarea impozitului pe veniturile suplimentare și pentru cantitățile vândute la cotație reglementată.

Principala victimă vor fi OMV Petrom, BSOG și, în special, Romgaz.

Compania la care statul român este principal acționar va înregistra, în urma scăderii prețurilor și o reducere a veniturilor, dar, în eventualitatea adoptării proiectului legislativ aflat neoficial în dezbatere publică, și la o majorare semnificativă a cheltuielilor.

În 2023, Romgaz a obținut un profit de 2,81 miliarde lei, în creștere cu 10,42% față de cel de 2,55 miliarde lei din 2022, reglementarea la 150 lei/MWh a prețului de vânzare a gazelor destinate consumului populației și CET-urilor reducând cheltuielile companiei mai mult decât a diminuat veniturile acesteia.

Astfel, cheltuielile totale au scăzut cu 54,77% față de 2022, în principal datorită diminuării impozitului pe veniturile suplimentare aferente gazelor naturale (cu 4 miliarde) și a cheltuielilor cu redevența (cu un miliard lei).

Compania își bugetase pentru 2024 cheltuieli cu plata impozitelor și taxelor de doar 1,65 miliarde de lei, în scădere cu aproape 50% față de anul precedent. Chiar și așa profitul net era estimat la 2,6 miliarde lei, sub cel din acest an.

Motivul: Romgaz trebuie să investescă anul viitor 3,3 miliarde de lei (dar și în următorii 2 ani sume similare) în proiectul Neptun Deep, ceea ce ridică nivelul total al investițiilor din 2024 la peste 4,4 miliarde lei, plus rambursări de credite de 325 mii lei.

Dacă la aceasta se adaugă și veniturile mai reduse ca urmare a scăderii prețurilor, dar și miliardele care vor lua calea bugetului în urma eliminării scutirii de plata impozitului pe veniturile suplimentare, compania ar putea avea probleme de finanțare, în special a proiectului Neptun Deep, pentru care vrea să se împrumute pe piețele externe. În urma dispariției unor venituri și majorării cheltuielilor, probabil că și costul de finanțare va fi altul.

Iar cheltuielile financiare ale companiei sunt oricum în creștere 127,16% ca urmare a „costurilor cu dobânda aferentă împrumutului bancar de 325 milioane euro contractat în anul 2022 pentru achiziția acțiunilor ExxonMobil Exploration and Production Romania Limited” de la care a achiziționat participația la Neptun Deep.

Spre deosebire de partenerul său OMV Petrom, care dispune de cash (peste 13,3 miliarde lei), numerarul, echivalentele de numerar și alte active financiare (depozite la bănci și titluri de stat achiziționate) deținte de Romgaz au fost la 31 decembrie 2023 de doar 3 miliarde lei, în creșrtere un miliarde lei față de cele de la finalul anului precedent.

În condițiile unei producții relativ constante (care însă ar putea scădea suplimetar, efect al reintroducerii supraimpozitării), unui nivel extrem de ridicat de umplere a depozitelor la ieșirea din iarnă, și cu o cerere în picaj, în absența unor șocuri externe, este de așteptat ca prețurile, și așa reduse pentru o perioadă de iarnă, să scadă suplimentar.

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

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

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

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

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

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

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

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

Producția internă de gaze naturale a atins în această săptămână nivel maxim al acestui an, odată cu finalizarea reviziei programate a zăcământului operat de OMV Petrom la Hurezani.

Duminică, 22 octombrie 2023, România, în principal prin cei doi mari producători autohtoni, OMV Petrom și Romgaz, a extras 263,25 GWh de gaze, record al acestui an.

Precedentul record fusese înregistrat în ziua precedentă, pe 21 octombrie, de 260,95 GWh.

Pe 20 octombrie, OMV Petrom a finalizat revizia zăcământului de Hurezani, revizie programată care a durat 10 zile. În această perioadă producția internă a fost redusă cu 3,5 milioane mc pe zi, reprezentând aproximativ 15% din actualul nivel al producției interne.

În 2023, producția zilnică internă a depășit pragul de 260 GWh doar în alte 2 zile, pe 12 ianuarie și pe 4 mai.

Ultima dată când companiile autohtone au extras mai mult de 263,25 GWh într-o zi (producția de duminică) a fost în urmă cu aproape 11 luni, pe 26 noiembrie 2022, când au fost produși 263,78 GWh.

Nivelul ridicat al producției de gaze, care se confruntă cu o reducere naturală ca urmare a îmbătrânirii zăcămintelor, este o veste bună pentru această iarnă, în eventualitatea unei vremi mai reci sau a perturbării lanțurilor de alimentare ca urmare a conflictelor din Ucraina și Orientul Mijlociu.

O altă veste bună este disponibilitatea anunțată la Profit Energy.forum de șeful celui de-al treilea producător autohton, Black Sea Oil&Gas (BSOG), Marc Beacom, de a-și majora producția cu 25% și să o și vândă la preț reglementat.

Și nivelul gazelor înmagazinate este unul la nivel record, de peste 101,5% din capacitatea totală, ca urmare a programului de investiții efectuat de Romgaz.

Pe 23 octombrie, România avea înmagazinate 34,37 TWh de gaze, care acoperă aproximativ o treime din consumul mediu anual intern.

Asta nu înseamnă că România va trece de această iarnă consumând exclusiv gaz din producția internă și din depozite, fără a fi nevoită a apela la importuri.

“Din punct de vedere tehnic, când avem temperaturi foarte scăzute, mai mult de 5 zile consecutiv, noi nu vom extrage scoate din depozite cât vom avea nevoie. Iar acel volum mic suplimentar se va achiziționa la costuri foarte mari. Furnizorii trebuie să fie sănătoși din punct de vedere financiari pt a-l putea cumpăra. Pentru că suntem cu depozitele pline, e adevărat, însă acum urmează o frază ascunsă: pe banii furnizorilor. Furnizorii și-au îndeplinit obligația de înmagazinare, însă costul nu este inclus în marja de profit prevăzută de legislație”, a explicat Danila Dărăban, director executiv al Federației Asociațiilor Companiilor de Utilități din Energie (ACUE) la Profit Energy.forum.

Ca urmare a gradului ridicat de umplere a depozitelor, preţurile gazelor de pe pieţele spot au coborât la începutul lunii sub cel reglementat, de 150 lei/MWh, la care producătorii interni sunt obligaţi să-l practice în raport cu furnizorii autohtoni în vederea acoperirii consumului casnic şi cel al producătorilor de energie termică (PET-urilor).

Odată cu sporirea tensiunilor geopolitice ca urmare a atacului Hamas din Israel dar și a introducerii de către Sofia a unei taxe de 10 euro/MWh pentru gazul rusesc care tranzitează Bulgaria, preţurile au început să crească atât pe pieţele europene, cât şi pe cea autohtonă.

Dacă pe 6 octombrie prețul spot al gazului pe Bursa Română de Mărfuri (BRM) coborâse la 137,6 lei/MWh (27,7 euro), în numai 9 zile, acesta s-a apreciat cu aproape 50%, ajungând la 203 lei/MWh (40,88 euro/MWh), record al ultimelor 6 luni.

Adoptarea unei decizii finale favorabile de investiţii în Neptun Deep, cel mai important proiect din zona românească a Mării Negre, pare inevitabilă, cei doi acţionari, OMV Petrom şi Romgaz, urmând a investi până la finalul acestui an aproximativ 1,2 miliarde de lei în proiect. Totodată, cele 2 companii au depus cereri angajante de capacitate incrementală pentru punctul de intrare sistemul naţional de transport (SNT) pentru viitoarele gaze care urmează a fi produse începând cu 2027, constituind totodată şi o garanţie bancară de 88 milioane euro

Operatorul proiectului, OMV Petrom, a confirmat, indirect, încă din momentul prezentării rezultatelor financiare pe ultimul trimestru al anului trecut, că va adopta o decizie de investiţie favorabilă în proiectul Neptun Deep.

Motivul: compania a anunţat, pentru anul 2023, investiţii în explorare şi producţie “de circa 2,9 miliarde lei, incluzând Neptun Deep”.

“Cheltuielile de capital în 2023 pentru Neptun Deep vor fi de aproximativ 600 de milioane de lei”, a declarat recent CEO-ul OMV Petrom, Christina Verchere.

Cum OMV Petrom deţine doar jumătate din proiect, iar Romgaz cealaltă jumătate, rezultă că investiţiile totale în Neptun Deep din 2023 vor fi de aproximativ 1,2 miliarde lei.

În plus, oficiali ai Transgaz au confirmat pentru Energy Report că cele 2 companii au depus cereri angajante de capacitate incrementală pentru punctul de intrare în sistemul naţional de transport (SNT) pentru viitoarele gaze care urmează a fi produse începând cu 2027, pentru punctul de intrare/ieşire în/din sistemul naţional de transport (SNT), preconizat a fi creat în zona localităţii Tuzla, judeţul Constanţa.

Odată cu depunerea ofertelor angajante, cele 2 companii sunt obligate să prezinte şi o garanţie bancară de 88 milioane euro, aflată în curs de constituire, potrivit oficialilor Transgaz. În cazul în care s-ar răzgândi, cele 2 companii ar pierde aceşti bani.

Investiţiile de 1,2 miliarde lei programate pentru acest an reprezintă aproximativ 6% din investiţiile totale în Neptun Deep estimate la acest moment la 4 miliarde de euro.

Inflaţia la nivel global din ultima perioadă şi concurenţa din domeniul achiziţionării de servicii petroliere ca urmare a exploziei activităţii de explorare (stimulată de cea a preţurilor) ar putea majora necesarul de investiţii în proiect şi este una dintre necunoscutele procesului de adoptare a deciziei finale de investiţii.

“În acest moment, nu ne-am schimbat estimarea de până la 2 miliarde euro (investiţii numai ale OMV Petrom în Neptun Deep - n.r.) din Strategia noastră 2030, însă acesta este aspectul fundamental la care lucrăm, practic, confirmarea acestui număr atunci când vom adopta decizia finală de investiţii la jumătatea anului acestui an. Aşa că vom şti mai exact care va fi valoarea investiţiilor necesare în proiect spre sfârşitul anului 2023”, a afirmat Verchere.

Declaraţia CEO-ul Petrom confirmă anunţul făcut în urmă cu un an de directorul financiar al OMV, Reinhard Florey, potrivit căruia investiţiile suplimentare în Proiectul Neptun Deep, estimate în prezent la 4 miliarde de euro, ar putea fi unele superioare ca urmare a disfuncţionalităţilor de pe lanţurile de aprovizionare şi a inflaţiei la nivelul costurilor.

„În cazul Neptun Deep va trebui să aşteptăm ajungerea la un acord pe tema modificării Legii offshore, înainte de a ne pregătirea pentru organizarea de licitaţii şi găsirea de contractori EPC (de inginerie, procurare şi construcţii - n.r.).”, afirma Florey în februarie 2022.

Cele 2 companii au depus cererile de capacitate incrementală înaintea expirării termenului stabilit de Transgaz, 23 februarie.

Procedura de testare a cererii este obligatorie, potrivit legislaţiei în vigoare, pentru ca Transgaz să poată demara lucrările de construcţie la proiectul de dezvoltare pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre, prin care acestea vor putea ajunge şi în Bulgaria, Ungaria, Austria şi Ucraina. Proiectul constă în edificarea unei conducte în lungime de peste 308 kilometri între Tuzla, locul de unde vor fi preluate la ţărm gazele din Neptun Deep, şi staţia de comprimare Podişor din judeţul Giurgiu.

Sintagma "capacitate incrementală" de transport de gaze naturale este definită de normele în vigoare drept "o posibilă creştere viitoare, prin intermediul unor proceduri bazate pe piaţă, a capacităţii tehnice existente sau o posibilă capacitate nouă creată acolo unde în prezent nu există niciuna, care poate fi oferită pe baza unor investiţii în infrastructura fizică de transport şi care poate fi alocată ulterior, sub rezerva obţinerii de rezultate pozitive la testul economic, în punctele existente de intrare/ieşire în/din sistemul naţional de transport (SNT) sau prin crearea unor noi puncte de intrare/ieşire în/din SNT".

O procedură similară angajantă a fost derulată în 2018, fiind finalizată cu succes, însă totul a trebuit anulat după ce ExxonMobil şi OMV Petrom, concesionarii de atunci ai Neptun Deep, au amânat pe termen nedefinit decizia finală de investiţie, din cauza prevederilor nefavorabile investitorilor din prima variantă a Legii offshore.

Conducta la care Transgaz va începe lucrările anul viitor va face legătura între resursele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre şi coridorul Bulgaria–România–Ungaria–Austria, astfel asigurându-se posibilitatea transportului gazelor naturale spre Bulgaria şi Ungaria prin interconectările existente Giurgiu– Ruse (cu Bulgaria) şi Nădlac–Szeged (cu Ungaria). Conducta se va interconecta şi cu conducta internaţională de transport de gaze naturale T1, legată la capete cu sistemele de gaze ale Ucrainei şi Bulgariei.Valoarea totală a investiţiei este estimată la peste 371 milioane euro, punerea în funcţiune fiind preconizată pentru 2025, cu un an înainte de demararea producţiei de gaze din Neptun Deep.

Rezervele din perimetrul Neptun Deep sunt estimate la 100 miliarde metri cubi de gaze.

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.

Principalul producător de gaze din România, Romgaz, și-a redus producția cu 40 mii barili echivalent petrol (bep) sau 0,25%, la 16,26 milioane bep în prima jumătate a acestui an, scădere care se alătură celei a OMV Petrom, care a raportat o diminuare de 11,9% a cantității de gaze extrase comparativ cu perioada similară a anului trecut.

Marți, statele membre ale Uniunii Europene au ajuns la un acord asupra planului de urgență privind reducerea consumului de gaze naturale al blocului comunitar într-o tentativă de a atenua impactul unei eventuale sistări complete a furnizării de gaze rusești. Planul UE conține însă foarte multe excepții.

În trimestrul al doilea, producția Romgaz s-a diminuat cu 0,09% comparativ cu perioada similară a anului trecut.

Producția principalului concurent al Romgaz, OMV Petrom, s-a diminuat și ea în trimestrul al doilea, cu 6,3 mii bep/zi sau sau 9,14% față de cea din perioada aprilie-iunie 2021 și cu 0,4 mii bep/zi sau 0,63% comparativ cu cea din primele trei luni ale acestui an.

În ceea ce privește vânzările de gaze ale Romgaz, atât din producție internă cât și achiziționate de la terți, acestea s-au redus în prima jumătate a anului cu 8,85%, de la 2,72 milioane mc cubi la 2,48 milioane mc.

Producția de energie electrică a Romgaz s-a majorat, în schimb, de peste 2,5 ori, de la 203 GWh în primele 6 luni ale anului trecut la 544 GWh în perioada ianuarie-iunie 2022.

În ceea ce privește activitatea de înmagazinare, Romgaz a facturat servici de injecție gaze în depozite pentru 781 milioane mc, în creștere cu 40% față de perioada similară a anului trecut, și servicii de extracție pentru 1,1 milioane mc, în scădere cu 23%.

Extracțiile mai scăzute și injecțiile superioare au făcut ca pe data de 25 iulie în depozitele Depogaz, companie deținută de Romaz, să se afle înmagazinată o cantitate de 16,67 TWh, reprezentând 56,25% din capacitatea totală de depozitare a companiei, peste nivelul de anul trecut, de 13 TWh sau 44% din capacitatea totală, de la aceeași dată.

Înmagazinările zilnice record din ultimul timp sunt favorizate de un consum intern redus, de aproximativ 145 GWh/zi și de un nivel ridicat al importurilor, de peste 100 GWh/zi.

Romgaz, principalul producător de gaze autohton, deținut majoritar de statul român, a profitat de explozia prețurilor, dublându-și în primul trimestrul anului profitul net, în pofida unei producții în scădere cu 0,3% și a unei cantități de gaze vândute mai redusă cu 16,7% față de cea din aceeași perioadă a anului trecut. Statul român este însă marele câștigător al majorării prețurilor, încasând numai din impozite pe producție o sumă dublă față de profitul net al companiei

Profitul net raportat de Romgaz în primele 3 luni ale acestui an a fost de de 979,6 milioane lei, în creștere cu 111,24%, respectiv cu 515,9 milioane lei, comparativ cu perioada similară a anului anterior. Față de ultimul trimestru al anului trecut, profitul net mai mare cu 29,13%.

Cu toate acestea, de explozia prețurilor a profitat în principal statul român. Împreună, impozitul pe venitul suplimentar şi redevenţa petrolieră achitate de Romgaz, au crescut de la 201,0 milioane lei în primele 3 luni ale anului trecut la 2,3 miliarde lei (+1.046%) în primul trimestru al acestui an. Față de ultimele 3 luni ale anului trecut, aceste cheltuieli au fost mai mari cu 14,77%.

Cheltuielile cu redevența ale Romgaz au crescut cu 374,28 milioane lei (+432,96%) față de primul trimestru din 2021, iar impozitul pe veniturile suplimentare a crescut cu 1.7 miliarde lei (+ 1.509%).

Cifra de afaceri a Romgaz s-a triplat (creștere de 195,78% sau 2,6 miliarde lei) faţă de perioada similară a anului anterior.

Creșterea cifrei de afaceri provine din majorarea cu 201,14% sau 2,3 miliarde lei a veniturilor consolidate din vânzarea gazelor și din creșterea cu 284,60% sau 279 milioane lei a veniturilor din vânzarea de energie electrică.

Din punct de vedere cantitativ, în primele 3 luni ale anului 2022 Romgaz a vândut o cantitate de gaze mai mică cu 16,7% și a realizat o producție de energie electrică a fost mai mare cu 70,86%, comparativ cu primele 3 luni ale anului trecut.

Veniturile consolidate din servicii de înmagazinare au scăzut cu 11,01% sau 8,73 milioane lei.

Consumul de gaze naturale estimat la nivel naţional a fost de 44 TWh, cu aproximativ 11% mai mic decât cel înregistrat în primul trimestru al anului trecut, din care cca. 9,5 TWh a fost acoperit cu gaze din import, iar diferenţa de 34,5 TWh cu gaze din intern, la care Romgaz a participat cu 15,7 TWh, ceea ce reprezintă 35,72% din consumul naţional şi 45,53% din consumul acoperit cu gaze din intern.

Importul de gaze naturale intrat în consum a fost cu 7,33% mai mare faţă de aceeaşi perioadă a anului trecut.

Din stocurile de gaze ale Romgaz aflate în depozitele subterane s-au extras cu 2,07 milioane MWh mai puţin decât în aceeași perioadă a anului 2021 (1,96 milioane MWh faţă de 4,03 milioane MWh).

Costul mărfurilor vândute a scăzut cu 67,96% față de aceeași perioadă a anului 2021, în principal ca urmare a scăderii cantității de gaze achiziționate în vederea revânzării.

Romgaz este deținut majoritar de statul român, cu o participație de 70%.

“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!

Furnizorii și producătorii de gaze din România au atins deja, cu două luni înaintea expirării termenului legal, nivelul de gaze înmagazinate impus de Autoritatea de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), de 23,5 TWh. Luni dimineață, în depozitele operate de Depogaz (filială a Romgaz) erau înmagazinați 21,77 TWh, iar la Depomureș (operat de Engie) alți 1,83 TWh, rezultând un total de 23,6 TWh, cu 100 GWh peste obligativitatea legală impusă de ANRE.

Termenul până la care companiile autohtone ar fi trebuit să atingă acest nivel este finalul lunii octombrie. Dacă ritmul de injectare a gazelor ar fi același din ultimele luni, de peste 150 GWh/zi, capacitatea de depozitare disponibilă, de 32,99 TWh ar fi insuficientă.

Până pe 31 octombrie au mai rămas 70 de zile, în care, la un volum injectat de 150 Gwh, ar putea fi depozitați 10,5 TWh. Numai că, în absența unor retrageri, volumul total ar fi de 34,1 TWh, cu 1,2 TWh peste capacitatea totală de 32,9 TWh, disponibilă în depozitele operate de Romgaz și Engie.

Volumul de gaz înmagazinat în acest an este cu peste 26% mai ridicat decât cel existent în depozite în urmă cu un an, când, pe 26 august 2018, erau depozitați 18,7 TWh.

Furnizorii au toate motivele să majoreze cantitatea de gaze din depozite. În primul rând, zăcămintele autohtone sunt îmbătrânite, find caracterizate de un declin natural al producției (de 5-7%), ceea ce va limita oferta din această iarnă.

În al doilea rând, încă nu se știe dacă Gazprom va prelungi contractul de tranzit prin Ucraina, ceea ce ar putea reduce considerabil capacitatea de import de la 1 ianuarie 2019, singura rută disponibilă rămânând cea ungară, cu capacitate limitaă și insuficientă asigurării consumului de iarnă a României.

În al treilea rând, Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a majorat cu 10%, la 23,5 TWh, obligațiile de depozitare ale furnizorilor pentru această iarnă, după ce în iarna precedentă le majoraseră cu alte 14 puncte procentuale.

În al patrulea rând, prețurile gazelor de import sunt mai mici decât cele din producția autohtonă, rezultat al limitării cantităților pe piața liberă în urma plafonării prețurilor prin OUG 114, ceea ce ar face atractivă contractarea și apoi depozitarea lor la prețuri evident mai reduse decât cele de iarnă.

Paradoxal însă, majorarea cantităților înmagazinate nu au fost determinate de niciuna din acestea, ci a fost o consecință neintenționată a OUG 114 și a legislației secundare a ANRE.

Dar cum s-a ajuns la această situație? În ultimii ani, Guvernul a decis să ignore orice principiu economic și să adopte o politică de subvenționare a consumului și de descurajare a ofertei. Astfel, a fost majorată fiscalitatea în domeniul productiv, inclusiv prin legea offshore, care i-a determinat pe americanii de la Exxon să anunțe că renunță la participația la Neptun Deep. Totodată, a fost stimulat consumul prin plafonarea prețului gazelor pentru consumatorii casnici și pentru sistemele de încălzire centralizată la 68 de lei/MWh. Numai că aceasta politică duce în mod inevitabil la crearea unei penurii de gaz pe piețele centralizate (cu preț "liber", nereglementat), penurie acoperită de importuri la un preț mai mare comparativ cu cel de pe piețele vecine, dar mai mic comparativ cu cel de pe piața internă.

În teoria monetară există un principiu, legea lui Gresham, care prevede, în varianta sa populară, că “banii răi alungă de pe piață banii buni”. În momentul în care un guvern subevaluează o monedă aflată în circulație în raport cu alta, prima monedă dispare de pe piață, fiind folosită ca mijloc de tezaurizare (economisire), în circulație rămânând doar moneda supraevaluată.

Un fenomen similar s-a întâmplat și cu gazul din producție internă care, prin impunerea unui preț fix (cel puțin pentru jumătate din producție) de 68 de lei/MWh a fost subevaluat de către guvern în raport cu gazul de import.

Astfel, cererea în vederea tezaurizării (înmagazinării) de gaz subevaluat (gaz din producție internă) a crescut. Potrivit Transgaz, “din datele analizate s-a observat o supraevaluare a majorității cererilor de consum (la preț reglementat de 68 lei/MWh n.r.). La solicitările Departamentul Operare de reconsiderare a consumului estimat unii furnizori și-au reconsiderat cererea, însă cei mai mulți au păstrat estimările de consum inițiale, motivând supraevaluarea prin creșterea portofoliului de clienți sau/și prognoze cu temperaturi mai scăzute față de aceeași perioadă a anului trecut”.

Drept urmare, furnizorii “au comandat” la ANRE o cantitate supraevaluată de gaz (subevaluat de guvern prin OUG 114) în vederea înmagazinării (pentru că nu-l puteau vinde pe piețele centralizate sau către clienții industriali fără a risca o amendă de 10% din cifra de afaceri).

La rândul lor, producătorii, fiind nevoiți să pună deoparte aproximativ 50% din producție pentru alimentarea furnizorilor la preț de 68 de lei/MWh, au preferat să nu vândă restul gazului rămas la preț de vară (mai mic) și să-l înmagazineze pentru a-l comercializa la un preț mai mare pe perioada de iarnă (pentru a putea recupera o parte din "pierderile" induse de plafonarea prețului pentru cealaltă parte din producție). Așa se face că atât OMV Petrom, cât și Romgaz, și-au majorat considerabil cantitățile de gaz depozitat în nume propriu în prima jumătate a anului cu gazul pe care îl utilizau la producția de electricitate, care a fost practic zero în cazul ambilor producători în trimestrul al doilea.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Gazele Gazprom vor mai tranzita România pentru a ajunge în Turcia și Balcani doar anul acesta, Transgaz urmând a pierde peste 324 de milioane de lei anul, bani care-i încasa de la gigantul rus ca tarif de tranzit. Gazprom a trimis guvernului bulgar o scrisoare oficială în care l-a informat că începând cu luna ianuarie 2020 tranzitul gazului pe coridorul Trans-Balcanic va fi stopat, a anunțat, săptămâna trecută la un post de televiziune, ministrul bulgar al energiei, Temenuzhka Petkova.

Prin coridorul Trans-Balcanic, Gazprom livrează gaze Bulgariei, Turciei, Greciei și altor state balcanice cu ajutorul unor sisteme de conducte care traversează Ucraina, Moldova, România și Bulgaria.

Anul trecut, Transgaz a obținut venituri de 325 milioane lei din activitatea de transport internațional (prin conductele Isaccea-Negru-Vodă 1, 2, și 3), aproape o treime din cele 1,17 miliarde venituri din activitatea de transport intern sau peste 20% din veniturile operaționale ale Transgaz.

Însă aceasta este deja o problemă marginală pentru România. Decizia Gazprom are probabil legătură cu faptul că acordul de tranzit al rușilor cu statul ucrainean, de unde gazele ajung pe teritoriul României pentru a lua calea Bulgariei, expiră la finalul acestui an.

Isaccea este de departe cel mai important punct de intrare a gazelor în România, cu o capacitate de 8,6 metri cubi pe an, de peste două ori mai mare decât cea de la Medieșul Aurit și de 6 ori mai ridicată decât cele de la Csanadpalota, Ungheni sau Ruse.

La Isaccea există patru conducte, trei dedicate exclusiv exportului prin celălalt punct de ieșire, Negru Vodă, aflat la granița cu Bulgaria (1, 2 și 3). Până în toamna anului 2016, Gazprom le avea pe toate trei rezervate în exclusivitate, în baza unor acorduri interstatale datând din perioada comunistă. Atunci, exclusivitatea pentru conducta de tranzit 1 a încetat, iar capacitatea acesteia a început să fie scoasă la licitație pentru toți potențialii ofertanți, în conformitate cu legislația UE.

Cea de-a patra conductă de la Isaccea este dedicată importului de gaze rusești. Prin aceasta din urmă, România a importat de la începutul acestui an, volume zilnice cuprinse între 15 și 60 de mii MWh de gaze rusești.

Dacă Gazprom pune cruce coridorului trans-balcanic pentru a ocoli Ucraina ca țară de tranzit, nici România nu va mai putea importa gaze rusești pe la Isaccea și ar trebui să identifice rute alternative.

Problema este că toate statele vecine de unde România ar putea importa gaze sunt în prezent dependente de ruta ucraineană: Bulgaria, Ungaria și evident Ucraina.

De altfel, acesta este motivul pentru care Bulgaria se grăbește să construiască prelungirea TurkStream pe teritoriul ei până la finalul acestui an. Potrivit oficialilor bulgari, contractul de tranzit pe coridorul Trans-Balcanic pe care-l au semnat cu Gazprom expiră în 2030, ceea ce i-ar putea face să apeleze la un tribunal de arbitraj pentru a solicita compensații. Acest lucru va fi posibil, susține ministerul energiei de la Sofia, doar în cazul în care prelungirea TurkStream nu va traversa Bulgaria.

Contractul dintre Gazprom și Transgaz pentru Isaccea-Negru-Vodă 2 și 3 expiră în 2023, însă este puțin probabil ca Transgaz să apeleze la o curte de arbitraj, atât timp cât, în urma adoptării OUG 114, România va avea nevoie de importuri de gaz rusesc suplimentare. Inclusiv cei doi producători autohtoni, Romgaz și OMV Petrom, sunt obligați de OUG 114 și Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) să importe gaze pentru centralele lor electrice de la Iernut și Brazi.

Actuala politică energetică de subvenționare a consumului și de descurajare a producției va conduce la o majorare considerabilă a cererii de import de gaze. Deja, chiar și în absența OUG 114, care plafonează prețul gazelor produse intern, producția de gaze din România intrase pe un trend descrescător, de -0,5% în 2018.

Problema este că toate rutele de import depind de tranzitul gazelor rusești prin Ucraina. Dacă acesta este stopat, România ar putea apela la importuri europene, pe ruta Ungaria (în realitate tot gaz rusesc, ajuns la Baumgarten prin Nord Stream 1 și 2). Însă prețurile vor fi mai ridicate, nefiind achitat doar tariful de trafic prin Ucraina, ci cel prin mai multe state europene. De altfel, Ucraina face acest lucru în prezent, cumpărând gaz (evident tot rusesc) din Slovacia, la un preț cu 10-15% mai ridicat decât cel pe care l-ar fi achitat rușilor.

În plus, capacitatea conductei Csanadpalota este doar de 1,75 miliarde metri cubi pe an, insuficientă pentru importurile ridicate de pe perioada iernii.

O altă variantă ar fi ca și România să importe gaz din prelungirea bulgară a TurkStream. Numai că, în prezent, conductele româno-bulgare sunt operaționale doar într-o direcție, dinspre România spre Bulgaria. Transgaz are în planul de investiții Interconectarea Sistemului Național de Transport cu conducta de transport internațional a gazelor naturale T1 și reverse flow Isaccea. Numai că, potrivit ultimului raport al companiei, construcția va începe în 2020 și urmează a fi finalizată în același an. Termenul inițial era însă 2019. Costul estimat al proiectului este de 100 de milioane de euro, din care, potrivit raportului pe 2018 al Romgaz s-au cheltuit până la finalul anului trecut doar 3,5 milioane lei (790 mii de euro)?!

În Strategia de Managementul Riscului, Transgaz nu pomenește nimic despre posibilitatea stopării tranzitului pe traseul Isaccea-Negru Vodă (ci amintește doar “impactul proiectelor concurente asupra activităţii de transport internaţional de gaze naturale”), deși Profit.ro atrăgea atenția încă din 2016 asupra acestei posibilități, când Rusia și Bulgaria aveau în plan să se interconecteze printr-un gazoduct offshore, Poseidon, menit a înlocui defunctul proiect South Stream, la care se renunțase din cauza opoziției Comisiei Europene. De altfel, Profit.ro a analizat această posibilitate și la mijlocul anului trecut, când semnalele că TurkStream-ul Gazprom va fi prelungit în Bulgaria au fot din ce în ce mai clare.

Și guvernul României ar fi trebuit să primească o scrisoare oficială similară celei trimise de Gazprom executivului de la Sofia, numai că nimeni nu a anunțat acest lucru!

Oricine vizita marți Parlamentul României și asista la ședințele a două comisii, cea de industrie și cea pentru buget, ar fi fost uimit să constate că există două Românii total diferite, descrise, paradoxal, de doi parlamentari, ambii membri ai coaliției de guvernare. Potrivit unuia dintre aceștia, prețul gazelor din România s-a majorat cu 400% de la liberalizare, ajungând să fie mai scump decât cel de pe bursa de specialitate vieneză, potrivit celuilalt, gazul din România este cu cel puțin 25% mai ieftin decât cel tranzacționat pe Central European Gas Hub (CEGH) din Austria.

De ce este important? În aceste zile, pe agenda comisiei de buget a Camerei Deputaților se află un proiect legislativ amendat de comisia de industrii, prin adoptarea căruia s-ar dublat practic sarcina fiscală impusă companiilor producătoare de gaze onshore, ajungând la 55 de lei/MWh, potrivit industriei.

Și mai important Cei doi deputați, Iulian Iancu (PSD, șeful comisiei de industrii) și Toma Petcu (ALDE, fost ministru al energiei) sunt de departe cei mai competenți membrii ai comisiilor respective în ceea ce privește sectorul energetic. Influența lor asupra celorlalți membri ar putea cântări decisiv asupra formei finale a respectivului act normativ.

Prețul gazelor din România este deja superior celui de pe bursa austriacă, a susținut Iulian Iancu în ședința comisiei de industrii, încercând să motiveze introducerea prețului de referință de pe această bursă în formula de calcul a impozitului pe veniturile suplimentare rezultate din dereglementarea prețului gazelor la producător. Potrivit acestuia, prețul gazului din România este de 123 de lei/MWh, iar cel de pe CEGH 108 lei/MWh.

Dimpotrivă, prețul gazului de pe bursa austriacă este mult mai scump decât cel de pe bursele din România, a declarat Toma Petcu, în cadrul ședinței comisiei de buget-finanțe, desfășurată în paralel cu ședința comisiei de industrii, în pofida faptului că raportul ar fi trebuit să fie unul comun. Fostul ministru al energiei a prezentat și două prețuri: 90 de lei/MWh - prețul gazului intern și 120 lei/MWh cel al gazului tranzacționat în Austria.

Este dificil de precizat care dintre cei doi parlamentari are dreptate, cât timp niciunul nu a specificat la ce preț al gazelor și la ce tip de contract se referă.

Dacă este analizată evoluția prețurilor de pe piețele din cele două state, este foarte probabil că Iulian Iancu s-a referit la prețurile spot, din contractele pe termen scurt, pentru ziua următoare, care marți erau de 23,4 euro/MWh, aproximativ 110 lei/MWh, în Austria și de 125 lei/MWh pe OPCOM, respectiv 114 lei/MWh pe Bursa Română de Mărfuri (BRM), cifre apropiate de cele avansate de Iancu.

Cifrele avansate de fostul ministru al energiei Toma Petcu se apropie de cele înregistrate în luna noiembrie pe BRM și CEGH în contractele pe termen lung. Astfel, dacă prețul mediu ponderat lunar pe BRM pentru gazul livrat în noiembrie a fost de 90,13 lei/MWh, iar cel de pe bursa austriacă de aproximativ 120 lei/MWh.

Potrivit datelor BRM, prețul mediu ponderat pentru gazul din producția internă din trimestrul al patrulea a fost de 95,65 lei/MWh, în timp ce prețul mediu ponderat de la bursa austriacă a fost de 116,69 lei/MWh.

Cu alte cuvinte, ambii parlamentari par a avea dreptate, doar că s-au referit la prețuri diferite. Dar care preț este mai important?

Spre deosebire de piața de electricitate, unde ponderea volumelor tranzacționate pe piața spot reprezintă 35-40% din totalul energiei tranzacționate, pe piața gazelor, importanța tranzacțiilor de pe piețele pe termen scurt, PZUGN pe OPCOM, DayAhead pe BRM, este mult mai mică.

Potrivit Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), în ultima lună pentru care sunt disponibile, pe piețele centralizate pe termen lung ale BRM s-au tranzacționat 4,5 milioane MWh, care au acoperit 73% din consumul intern. Și vorbim de o lună de vară, cu o cerere mai scăzută.

Pe piețele pe termen scurt, nou înființate în urmă cu trei, se tranzacționează zilnic cantități mult mai reduse. Potrivit OPCOM, în luna noiembrie pe piața pentru ziua următoare pentru gaze naturale (PZUGN) s-au tranzacționat 59 de mii de MWh, la un preț mediu ponderat de 117 lei/MWh. Chiar dacă am presupune că pe piața spot BRM volumul tranzacționat ar fi dublu, rezultă un volum total de 150.000 MWh/lună tranzacționat pe piața pe termen scurt, aproximativ 3,3% din volumul tranzacționat prin contracte pe termen lung.

Și este normal, pentru că furnizorii de gaze naturale pot estima mult mai precis evoluția cererii și ofertei decât cei de energie electrică (care depind mult mai mult de starea vremii, în special în ceea ce privește producția de energie regenerabilă). Cu alte cuvinte, furnizorii de gaze au tot interesul să semneze contracte pe termen lung și să apeleze la piața pe termen scurt doar pentru fine tuning.

În concluzie, chiar dacă ambii parlamentari au dreptate, Iulian Iancu, responsabil pentru apologia scumpirii gazelor din România, se referă la prețuri pentru un volum de gaze care acoperă 3,5% din consum, iar Toma Petcu, care susține că în România prețurile sunt mai reduse decât în Austria, la prețuri pentru un volum de gaze care acoperă 73% din consum.

Fostul ministru al energiei și-a exprimat de altfel temerea că dacă parlamentarii stabilesc din start ca producătorii să fie impozitați cel puțin la prețul din Austria, ei vor fi împinși să ducă prețurile cel puțin la același nivel. În plus, susține Petcu, dacă parlamentarii nu mai recunosc investițiile de operare, nu mai are logică ca producătorii să extragă gaze suplimentar.

“Dacă se merge pe sistemul ăsta de impozitare, un producător are foarte puține motivații să opereze zăcămintele foarte vechi și chiar să exploreze după zăcăminte noi. Probabil că descoperiri ca la Caragele (descoperire recentă a Romgaz n.r.) nu vor mai avea loc”, a afirmat fostul ministru al energiei.

În schimb, Iulian Iancu a justificat marți adoptarea de către comisia pe care o conduce a amendamentelor de majorare a supraimpozitării în domeniul onshore prin faptul că producătorii au majorat prețurile la gaze cu 400% în urma liberalizării și “vor să-l majoreze în continuare până la 500%”.

Numai că în momentul liberalizării prețului gazelor, acestea se vindeau cu 60 de lei/MWh, iar potrivit Bursei Române de Mărfuri (BRM), prețul mediu al gazelor cu livrare în luna noiembrie a fost de 90 de lei/MWh. Rezultă o scumpire a gazelor cu 30 de lei, sau cu 50%. Dacă s-ar fi majorat cu 400%, prețul gazelor ar fi fost de 300 de ei/MWh, de peste 3 ori mai ridicat decât prețul de pe BRM.

Probabil însă că parlamentarul PSD s-a exprimat greșit și se referă la un preț de 400% mai mare decât costul de producție, care în cazul Romgaz este de aproximativ 28 de lei/MWh. Însă chiar și așa creșterea ar fi de 200%. Iar la costul de producție se adaugă redevența, de aproximativ 28 lei/MWh și impozitul suplimentar, care în noile condiții ar fi de 27 lei/MWh. Cu alte cuvinte, 30% din costul final ar fi prețul de producție, 30% redevența și 30% impozitul pe veniturile suplimentare. Aproximativ 60% din prețul final al intra în buzunarele statului. După achitarea impozitului pe profit, compania ar rămâne cu 5,5% din prețul final.

De altfel, Iancu ar vrea ca impozitul pe veniturile suplimentare să fie achitat nu numai pe venituri, cum spune și denumirea impozitului, ci și pe cheltuieli, în acest sens comisia sa eliminând deductibilitatea redevenței din baza de calcul a impozitului. “Până acum, redevența am plătit-o tot noi”, a declarat Iulian Iancu, prin noi referindu-se la consumatori. În logica sa, orice investitor ar trebui să achite o taxă pentru a investi în România. Logica economică susține însă că nimeni nu investește în producția unui bun, dacă nu are perspectiva de a-și recupera costurile de producție (și cele de comercializare) și valoarea impozitelor și tazelor (inclusiv a redevențelor) și să mai poată realiza și profit.

În ceea ce privește eliminarea deductibilității redevenței din formula de calcul a impozitului pe veniturile suplimentare, Iulian Iancu susține că aceasta e justificată din faptul că ea este recunoscută drept deductibilă din impozitul pe profit. Numai că redevența este deja achitată de companii, ceea ce o transformă pentru companii într-un cost de producție și nu un venit ce trebuie impozitat. Iar includerea sa în baza de impozitare a impozitului pe veniturl suplimentar se transformă în aplicarea unui impozit la impozit.

“Am avut oameni neperformanți pe scaune guvernamentale, și de stânga și de dreapta. Dacă cer scrisoare de la ministerul energiei, îmi răspunde că trebuie să păstrez deductibilitatea redevenței”, afirmă șeful comisiei de industrii a Camerei Deputaților.

Romgaz, unul dintrte cei doi mari producători de gaze naturale din România, a înregistrat pe primele trei trimestre ale anului un profit net de aproximativ un miliard de lei, în scădere cu 14% față de perioada similară a anului trecut ca urmare a modificării formulei de calcul a redevenței prin introducerea prețului de referință de pe bursa de la Viena, superior celui realizat de companie în România și a impozitului asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale.

La scăderea profitului cu 14%, în condițiile majorării cu o pătrime a cheltuielilor, care au anulat creșterea cu 8,5% a veniturilor, au mai contribuit diminuarea cu 26% a tarifelor de înmagazinare aprobate de ANRE, aplicate începând cu data de 1 aprilie 2018 și scăderea producției de energie electrică, ca urmare a condițiilor nefavorabile din piață, ceea ce a dus la diminuarea cu 55% a cifrei de afaceri înregistrate pe acest segment.

Noua formulă de calcul a redevenței a majorat cheltuielile Romgaz cu aproximativ 100 de lei. Potrivit companiei, “creșterea redevenței este cauzată în proporție de cca. 85% de creșterea prețului de referință reglementat prin Ordinul ANRM”.

Cheltuielile companiei au fost majorate similar, cu 104 milioane lei și ca urmare a achitării impozitului asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale.

În această perioadă, Romgaz a realizat venituri de 3,5 miliarde lei și venituri de 2,3 miliarde lei.

Productivitatea muncii a crescut cu 7,25% comparativ cu perioada anterioara, de la 523 mii lei/angajat la 561 mii lei/angajat

Producția de gaze naturale a Romgaz a evoluat în parametrii anticipați la întocmirea programului pentru anul 2018, nivelul realizat fiind de 101,58% comparativ cu cel planificat.

În primele 9 luni ale anului 2018 Romgaz a produs un volum de 3.922 milioane mc gaze naturale, cu 171 milioane mc (4,56%) mai mult decât în aceeași perioadă din anul trecut.

Romgaz este una din companiile de stat, alături de Transgaz, Nuclearelectrica și Transelectica, la care Guvernul apelează pentru a încerca să "cârpească" deficitul bugetar. Statul român nu va mai încasa doar 350 de milioane de lei dividende suplimentare de la Romgaz, cât avizase inițial Consiliul de Administrație al companiei, ci 501 milioane de lei, în cazul în care Adunarea Generală a Acționarilor, convocată pentru 6-7 decembrie, va vota favorabil propunerea principalului acționar al companiei, statul român, prin Ministerul Energiei, care deține 70% din acțiuni.

Inițial, Consiliul de Administrație al Romgaz “avizase” acordarea unui dividend suplimentar de 1,30 lei/actiune, în sumă totală de  501 milioane lei, din care statul român ar fi încasat 350 milioane lei. Conducerea executivă a Romgaz probabil că nu a înțeles bine “solicitarea” Guvernului, care se pare că voia jumătate de miliard de lei dividende numai pentru el.

Așa se face că, într-o solicitare de completare a ordinii de zi a ședinței AGA din 6-7 decembrie, este prevăzută aprobarea repartizării sumei de 716,9 milioane lei sub forma de dividende suplimentare, echivalent cu un dividend suplimentar pe acțiune 1,86 lei, și nu de 1,3 lei cât fusese “avizat” inițial. Coincidență, partea statului din suma totală de 716,9 milioane lei, este exact 501 milioane lei, cât ar fi fost suma totală a dividendelor, la o valoare de 1,3 lei/acțiune, distribuită tuturor acționarilor.

La actualul preț de 35 de lei/acțiune, capitalizarea Romgaz este de 13,5 miliarde lei.

După Romgaz, care încă de miercuri a anunțat avizarea distribuirii unui dividend suplimentar la solicitarea principalului său acționar, joi, Consiliul de Administrație al Nuclearelectrica a convocat Adunarea Generală a Acționarilor pentru aprobarea unei solicitări similare ale aceluiași acționar majoritar, statul român, prin Ministerul Energiei.

Romgaz precizase cu o zi în urmă că “întrunit într-o ședință, Consiliul de Administrație a avizat solicitarea acționarului majoritar al Romgaz, Statul Roman prin Ministerul Energiei, privind distribuirea în 2018 a unui dividend suplimentar de 1,30 RON/actiune, în sumă totală de  501 milioane lei”.

Nuclearelectrica este mai puțin darnică decât Romgaz, CA propunând distribuirea unui dividend suplimentar brut pe acțiune în valoare de 0,78935014 lei, în valoare totală de 238.000.000 lei. Acestea ar urma să fie plătite pe 28 decembrie 2018.

Bugetul general consolidat, care include atât bugetul de stat, cât și bugetele de pensii și de șomaj, a încheiat primele nouă luni cu un deficit de 16,8 miliarde lei, 1,77% din Produsul Intern Brut (PIB), de peste două ori mai mare față de aceeași perioadă a anului trecut.

Potrivit unor surse din piață, toate societățile naționale, companiile naționale și societățile cu capital integral sau majoritar de stat și la regiile autonome cu o situație financiară bună au primit solicitări similare din partea guvernului.

Nuclearelectrica a motivat convocarea AGA pentru data de 10.12.218 prin primirea, În data de 06.11.2018 de la acționarul majoritar, Ministerul Energiei, «a unei solicitări privind elaborarea și prezentarea de către conducerea administrativă a societății a unui Raport de fundamentare a propunerilor de redistribuire/distribuire a dividendelor către acționari, în vederea convocării unei adunări generale a acționarilor cu acest subiect în baza Memorandumului emis de Ministerul Finanțelor Publice cu tema „Măsuri ce trebuie întreprinse de către instituțiile publice implicate pentru aplicarea prevederilor OUG nr.29/2017 referitoare la distribuirea/redistribuirea sumelor înregistrate la „rezultatul reportat” și „alte rezerve” de către societățile naționale, companiile naționale și societățile cu capital integral sau majoritar de stat, precum și la regiile autonome”, aprobat în ședința Guvernului României din data de 31.10.2018».

Aceasta este cea de-a doua măsură similară celor adoptate anul trecut, de distribuire a 90% din profit ca dividend și de acordarea de dividende suplimentare, prin care statul a încasat numai de la companiile din domeniul energetic 2,5 miliarde lei.

Operatorii economici la care Ministerul Energiei deține calitatea de acționar au acordat anul trecut dividente totale de aproximativ un miliard de euro (4,415 miliarde de lei), dintre care dividendele cuvenite statului au reprezentat 56%, și anume 2,483 miliarde de lei.

Guvernul a obligat și în acest an companiile cu capital integral sau majoritar de stat și regiile autonome să cedeze bugetului minium  90% din profitul net realizat al anului 2017, sub formă de dividende/vărsăminte, după modelul aplicat anul trecut și care a generat proteste din partea unor companii, acestea acuzând că politica respectivă le afectează investițiile.

Romgaz a înregistrat în prima jumătate a anului un profit net de 797 milioane de lei, în scădere cu 10% față de profitul realizat în perioada similară a anului trecut (de 887,5 milioane lei) ca urmare a majorării cu 18% a cheltuielilor (și cu doar 5% a veniturilor). Principalele cheltuieli suplimentare au fost de natură fiscală: redevența fiind calculată la prețul gazului de la Viena (+42,53% față de semestrul 1 al anului trecut), care a antrenat și o majorare cu 60 de milioane de lei a cheltuielilor cu plata impozitului asupra veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor din sectorul gazelor naturale.

Cifra de afaceri a Romgaz s-a majorat cu 3,4%, de la aproximativ 2,4 miliarde de lei la 2,47 miliarde de lei.
Per total influența majorării fiscalității din domeniu (introducerea prețului de referință de la bursa de la Viena în formula de calcul a redevenței și impactul indirect al acesteia în impozitul asupra veniturilor suplimentare) a fost de 117 milioane de lei (57 milioane suplimentare din redevență și 60 de milioane din impozitul pe veniturile suplimentare).

Dacă ANRM n-ar fi decis să modifice formula de calcul a redevenței în luna februarie, Romgaz ar fi realizat un profit de 914 milioane de lei în prima jumătate a anului, cu 3% peste cel din perioada similară a anului trecut. Și asta în pofida diminuării livrării cu gaze cu aproximativ 3%.

Consumul de gaze naturale la nivel naţional a înregistrat în primele 6 luni ale anului 2018 o scădere de 3,5% faţă de perioada similară a anului anterior, în timp ce livrările Romgaz s-au diminuat doar cu 2,96%, de la 32,06 TWh la 31,11 TWh. Ca urmare, cota de piaţă a Romgaz pe piaţa livrărilor de gaze din România a ajuns la 45,26%, fiind cu 0,27% mai mare decât cota deţinută în perioada anterioară (44,98%).

În prima jumătate a anului 2018 Romgaz a produs un volum de 2.640 milioane mc gaze naturale, cu 81 mil.mc (3,2%) mai mult decât în aceeaşi perioadă din anul trecut.

Scăderea profitului Romgaz a mai fost influențată și de diminuarea cu 26% a tarifelor de înmagazinare aprobate de ANRE, aplicate începând cu data de 1 aprilie 2018 și de scăderea producţiei de energie electrică, ca urmare a condiţiilor nefavorabile din piaţă, ceea ce a dus la diminuarea cu 49% a cifrei de afaceri şi cu 99% a rezultatului înregistrate pe acest segment.

Randamentul potenţial al dividendului Romgaz s-ar putea situa la 4,8%, în varianta unei distribuţii a profitului de 50%, respectiv la 8,6%, în situaţia unei distribuţii de 90% (cum a fost cazul pentru profitul realizat în 2017), reiese dintr-o analiză a Tradeville efectuată pe baza bugetul rectificat aferent anului 2018. Acesta este mult inferior randamentului din anii trecuți, de 13,56% n 2017 și de 12,36% în 2016.

“Utilizând profitul bugetat rectificat de 1,123 mld. RON și capitalizarea din 20 iulie (prețul de închidere de 31,10 lei/acțiune), și aplicarea unei rate de distribuție a dividendelor de 90%, rezultă că randamentul dividendului ar fi estimat la 8.64%, iar în situația unei rate de distribuție a dividendelor de 50%, randamentul dividendului ar fi estimat la 4.80%”, se precizează n analiza Tradeville.

Profit.ro a estimat la finalul lunii iulie că statul român va încasa de la Romgaz impozite totale și dividende cu 35% sub cele percepute în 2017.

Dacă pentru 2017, statul român, acționar principal cu 70% la Romgaz, a încasat dividende în valoare de 1,35 miliarde lei, acestea se vor reduce la 400 de milioane de lei în exercițiul financiar aferent lui 2018, dacă se respectă prevederea legală referitoare la un nivel de distribuție a dividendelor de 50% din profit. Chiar dacă este luat în calcul procentul de anul trecut, de 90%, statul tot n-ar încasa dividende decât în valoare de 720 milioane lei.

Analiștii au analizat și impactul creșterii cheltuielilor cu impozitele și taxele cu 18.89%, la 893,7 milionae lei RON, față de bugetul Romgaz aprobat inițial pe 2018. În opinia lor, Cheltuielile cu impozitele și taxele au crescut atât ca urmare a introducerii de către ANRM a prețului gazelor de pe bursa vieneză ca preț de referință în formula de calcul a redevențelor, dar și ca urmare a evoluției acestuia.

Față de sfârșitul anului 2017, la data de 20 iulie 2018, cotația gazului prezenta o creștere de 15.01%, la 22.6 EUR/MWh.

În cazul principalului concurent al Romgaz pe piața producătorilor de gaze, OMV Petrom, Tradeville a calculat un randament al acţiunilor year-to-date (de la 29 decembrie 2017 până la 2 august 2018) de 11,19%. Valoarea este de 3,6 ori mai ridicată decât cea a randamentului indicelui reprezentativ al bursei româneşti (BET), care s-a situat la 3,10% ȋn aceeaşi perioadă.

Romgaz intenționează să investească aproximativ 400 de milioane de euro până în 2025 în modernizarea depozitelor de gaze pe care le operează pentru a se corela cu dezvoltarea sistemului național de transport gaze naturale și cu dezvoltarea perimetrelor offshore din Marea Neagră. Operatorul sistemului de transport gaze, Transgaz estimează că în 2020 necesarul de de capacitate de înmagazinare va ajunge de la aproximativ 20 TWh pe ciclu de înmagazinare, cât este estimat în prezent, la peste 37 TWh pe ciclul de înmagazinare.

În prezent, capacitatea de înmagazinare subterană a gazelor naturale este asigurată în România prin intermediul a 7 depozite de înmagazinare subterană a gazelor naturale, cu o capacitate activă totală de 33,93 TWh (3,131 miliarde metri cubi) pe ciclu de înmagazinare, respectiv o capacitate de injecție de 262,45 GWh/zi și capacitate de extracție de 348,68 GWh/zi.

Înmagazinarea subterană a gazelor naturale are un rol major în asigurarea siguranței în aprovizionarea cu gaze naturale, facilitând echilibrarea balanței consum - producție internă - import de gaze naturale, prin acoperirea vârfurilor de consum cauzate în principal de variaţiile de temperatură, precum şi menţinerea caracteristicilor de funcţionare optimă a sistemului național de transport gaze naturale. Totodată, înmagazinarea subterană a gazelor naturale are rolul strategic de a asigura furnizarea de gaze naturale din depozitele de înmagazinare, în cazuri de forță majoră (calamităţi, cutremure şi alte evenimente neprevăzute).

Valul de frig din urmă cu trei săptămâni a surprins autoritățile și companiile autohtone, indicatorul Line Pack, care arată volumul efectiv de gaze care se află în sistem într-un anumit moment, coborând în apropierea stării de risc, de 33 milioane metri cubi. În această săptămână,

în pofida revenirii vremii reci, indicatorul Line Pack s-a situat peste parametri normali, de peste 44 milioane de metri cubi.

Pentru a nu lăsa consumatorii fără gaze, în urmă cu 2 săptămâni, în lipsa unui nivel corespunzător de gaz înmagazinat la finalul ciclului, autoritățile au decis închiderea pentru 2 zile a centralei electrice pe pe gaze a OMV Petrom de la Brazi, iar Transgaz s-a văzut nevoită să achiziționeze gaze naturale pentru echilibrarea fizică a Sistemului Național de Transport în valoare totală de 13,16 milioane lei (2,83 milioane euro), fără TVA, de la WIEE România, unul dintre cei mai puternici importatori de gaze rusești de pe piața locală.

Potrivit unui document Transgaz, în prezent, pe piața de înmagazinare din România sunt activi doi operatori de sistem de înmagazinare: Romgaz care deține licență pentru operarea a 6 depozite de înmagazinare subterană a gazelor naturale, a căror capacitate cumulată reprezintă 90,7% din capacitatea totală de înmagazinare și Depomureș, care operează depozitul de înmagazinare subterană a gazelor naturale Târgu Mureș, cu o capacitate activă de 3,15 TWh pe ciclu de înmagazinare care reprezintă 9,3% din capacitatea totală de înmagazinare.

În pofida capacității tehnologice declarate, de 33,28 milioane metri cubi standard pe zi, din cele 6 depozite Romgaz, s-a atins un debit maxim istoric zilnic extras simultan din toate depozitele de doar 25 milioane metri cubi standard pe zi, și asta probabil la începutul ciclului. Cu cât depozitele sunt golite cu atât mai mult debitele scad. Chiar și luând în calcul recordurile individuale (stabilite evident în zile diferite) ale fiecărui depozit, totalul a fost de doar 29 milioane metri cubi standard pe zi.

Drept urmare, Romgaz și-a programat investiții de aproximativ 400 milioane de euro în modernizarea depozitelor sale.

Cea mai mare sumă, 136 milioane de euro, este alocată creșterii capacității de stocare subterană gaze naturale la depozitul Sărmășel (Transilvania). Proiectul, estimat a fi finalizat în 2024, are drept scop, potrivit unui document TRansgaz, “dezvoltarea depozitului de înmagazinare subterană existent de la Sărmăşel de la capacitatea de 900 milioane m3/ciclu la 1550 milioane m3/ciclu (o creştere cu 650 milioane m3/ciclu), creşterea capacităţii de injecţie cu 4 milioane m3/zi, la un total de 10 milioane m3/zi, creşterea capacităţii de extracţie cu 4 milioane m3/zi, la un total de 12 milioane m3/zi, prin creşterea capacităţii de comprimare, infrastructură nouă de suprafaţă pentru 46 de sonde de injecţie-extracţie, forajul unor sonde noi, etc.”.

Al doilea mare proiect Romgaz, în valoare de 122 milioane de euro, estimat a fi finalizat în 2025, vizează creșterea capacității de stocare subterană gaze naturale a depozitului Ghercești la 600 milioane m3/ciclu și prevede și modernizarea a 20 sonde de injecție/extracție.

poză

Al treilea proiect de modernizare, în valoare de 59 milioane euro, estimat a fio finalizat tot în 2025, are ca scop creșterea capacitații de livrare zilnică a gazelor naturale din depozitul Bilciurești până la 20 milioane mc/zi și asigurarea unui grad sporit de siguranță în exploatare. În cadrul acestui proiect, Romgaz vizează și modernizare 19 sonde de injecție/extracție, forajul a 4 sonde noi și construirea unei noi conducte, de 11 km, între depozitul Bilciurești și stația de comprimare Butimanu. Pentru a nu perturba activitatea de înmagazinare gaze naturale, proiectul va fi implementat etapizat.

În plus, Romgaz a mai alocat 80 de milioane de euro transformării în depozit de înmagazinare subterană a unuia sau mai multor câmpuri depletate (Pocoleni, Comănești, Todirești şi/sau Davideni). Capacitate viitorului depozit va fi de aproximativ 200 milioane mc/ciclu, cu o capacitate de injecție de aproximativ 1,4 milioane mc/zi și una de extracție de aproximativ 2 milioane mc/zi.

În afara modernizării depoziteor existente, Romgaz mai evaluează și posibilitatea de transformare a unui depozit de înmagazinare într-un depozit cu operare multiciclu (program pilot).

Romgaz a profitat de evoluția ascendentă a prețului electricității pe bursa centralizată OPCOM majorându-și veniturile din vânzarea de energie electrică cu 99,4%.

Dublarea veniturilor Romgaz din vânzarea de energie electrică produsă la Iernut și Cojocna este pusă de Romgaz în principal pe seama majorării producției de electricitate.

Producţia de energie electrică a Romgaz a crescut cu 62,5% comparativ cu producţia realizată în perioada similară a anului 2016, de la 902,0 TWh la 1.465,5 TWh, cu această producţie Romgaz deţinând o cotă de piaţă de 3,14%.

Comparativ, OMV Petrom a produs în primele nouă uni ale acestui an la Brazi 1,65 TWh, cu 21,8% mai puțin decâ în perioada similară a anului trecut, ca urmare a avariilor înregsitrate la cele două transformatoare ale centralei. Începând de luni, și centrala de la Brazi funcționează la întreaga sa capacitate.

“Creşterea cantităţii de energie electrică, produsă de Romgaz, cu cca.62 % mai mult decât în perioada similară a anului trecut este în strânsă legătură cu (1) producţia redusă din surse hidro şi a centralelor eoliene, (2) perioada prelungită de caniculă din cursul verii, (3) programul de reparaţii şi mentenanţă a unor grupuri termo ale altor producători în vederea pregătirii lor pentru perioada de iarnă, precum şi (4) cu scăderea capacităţii de generare datorită indisponibilităţii unor grupuri din zona termo sau nuclear.”, se precizează în document.

Și în ceea ce privește gazele naturale, Romgaz a beneficiat de pe urma liberalizării prețului la producători prin intrarea în vigoare de la 12 aprilie a OUG 64, majorându-și producția și ajungând la o cotă de piață (a gazelor naturale) de 48,19%.

După o diminuare a consumului de gaze naturale la nivel naţional cu aproximativ 4,6% în 2015 şi o creştere moderată de 1,9% în 2016, în anul 2017 s-a înregistrat o revigorare a acestuia, consumul crescând în perioada de raportare cu 12%, de la 79,5 TWh în primele 9 luni ale anului 2016 la 89,04 TWh în primele 9 luni din 2017. “Pe fondul creşterii consumului de gaze la nivel naţional, Romgaz a reuşit să-şi crească livrările cu 34,68% faţă de perioada similară a anului 2016, de la 31,86 TWh la 42,91 TWh. Ca urmare, cota de piaţă a Romgaz pe piaţa livrărilor de gaze din România a ajuns la 48,19%, fiind cu 8,12% mai mare decât cota deţinută în perioada anterioară (40,08%)“, se precizează într-un raport destinat acționarilor publicat pe Bursa de Valori București (BVB).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Prețul gazului achiziționat de furnizori de la producători a fost liberalizat începând de azi, 1 aprilie, consumatorii urmând a fi afectați, chiar dacă nu direct, ci indirect. Prețul gazelor pentru populație va fi în continuare reglementat, însă liberalizarea prețului tranzacțiilor dintre producători/importatori și furnizori va avea un impact și asupra facturii. Ce ar trebui să știe consumatorii

Va crește factura consumatorilor casnici?

Da, însă nu direct, ci indirect. Liberalizarea prețului la gaze vizează deocamdată doar tranzacțiile dintre producători și furnizori, nu și cele dintre furnizori și consumatori casnici, care vor fi în continuare reglementate de Autoritatea Națională pentru Reglementare în domeniul Energiei până în 2021, când urmează a fi și acestea liberalizate total. Calendarul liberalizării prețului la gaze a fost stabilit diferit de cel la electricitate, care conținea procente - x% preț dereglementat, (100 - x )% preț reglementat . În cazul gazului, guvernul a preferat să alcătuiască un calendar cu prețul cu care producătorii ar fi trebuit să vândă gaze furnizorilor (celelalte componente ale prețului, tarifele de distribuție și alte taxe, find ori fixe, ori la rândul lor reglementate).

Cu cât crește factura de la 1 aprilie?

Comitetul de reglementare al Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) a aprobat în ședința de joi prețurile pentru furnizarea reglementată a gazelor naturale pentru cei 38 de furnizori de gaze naturale, creșterea prețurilor plătite de populație fiind în medie cu 2%, de la 1 aprilie. Potrivit președintelui ANRE, Nicolae Havrileț, prețul va fi stabilit anual, urmând ca eventualele diferențe să fie recuperate anul următor.

Cum va evalua prețul plătit de populație pe gaze în perioada următoare?

Ascendent, pare a considera ANRE. Un indiciu ar putea fi reprezentat de calendarul inițial stabilit de autorități. Înainte de a decide liberalizarea prețului la producători, Guvernul aprobase și un calendar de liberalizare (anulat între timp) pentru clienții casnici, prețul pe care furnizorii ar fi trebuit să-l plătească producătorilor pentru gazul facturat consumatorilor casnici finali fiind de 60 lei/ MWh (cât este în prezent) până la 1 iulie 2016, 66 lei/MWh de la 1 iulie 2016, 72 leiMWh de la 1 aprilie 2017. De la 1 aprilie 2017, un MWh ar fi trebuit să coste 78 lei, de la 1 aprilie 2018, 84 lei, iar de la 1 aprilie 2020, 90 lei.

Pe termen lung se poate micșora prețul gazului în urma liberalizării?

Da. Calculele ANRE nu par a lua în calcul faptul că, în cazul în care companiile care dețin perimetre offshore în Marea Neagră decid că proiectele respective sunt fiabile comercial, România s-ar putea transforma într-un exportator net. Cu alte cuvinte, companiile din România ar produce mai mult gaz decât necesarul de consum autohton. Însă decizia de investiție depinde de posibilitatea exportului. Nimeni nu va decide să investească în vederea majorării capacității de producție în absența unei piețe. Dacă respectivele companii ar decide să investească în absența infrastructurii de export (inexistentă în momentul de față) s-ar faulta singure, ar contribui singure la o eventuală prăbușire a prețului propriului produs, prin inundarea pieței cu noi cantități de gaze. Așa se explică că liberalizarea prețurilor la gaze reprezintă o condiție impusă de Comisia Europeană pentru finanțarea proiectului BRUA (Bulgaria- România-Ungaria-Austria) care ar urma să asigure interconectarea dintre piețele gazelor din respectivele state.

Ce se va întâmpla în perioada următoare?

Probabil că, în primă fază, piața va fi puțin transparentă, iar prețurile vor crește. Odată cu realizarea pe OPCOM a unei burse similare cu cea a energiei electrice și a unor instrumente mai complexe de tranzacționare, piața va câștiga în transparență, iar prețurile ar putea avea o evoluție descendentă. Însă aceasta depinde de construirea infrastructurii de transport, a interconectării cu piețele vecine. În absența acestei interconectări, prețul va fi stabilit de cei doi mari producători români, OMV Petrom și Romgaz. Iar pe timpul iernii, de Gazprom, care probabil va fi principalul jucător pe piața pentru ziua următoare (prin companiile furnizoare agreate, cu care are semnate contracte). Gazprom obișnuiește să factureze prețului gazelor în funcție de prețul petrolului. Iar în prezent, petrolul se află încă la un nivel redus. O eventuală creștere a prețului petrolului ar scumpi artificial și gazele. Dacă interconectarea cu piețele gazelor externe, în special cea din Ungaria și Austria ar fi realizată, prețul gazelor pe viitoarea bursă autohtonă ar putea depinde mai mult de prețul de la hub-ul austriac de la Baumgarten decât de prețul petrolului, cum ar dori Gazprom. Clienții casnici ar putea să opteze pentru intrarea pe piața liberă înainte de 2021, putând negocia tarife preferențiale cu oricare din cele peste 150 de firme furnizoare de gaz licențiate. Acesta este un alt motiv pentru o viitoare ieftinire a prețului gazelor (nu și a tarifelor de distribuție, din păcate, care vor fi în continuare subiectul unei negocieri între ANRE și distribuitori).

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.

Amgaz, operatorul de înmagazinare gaze al depozitului subteran Nadeş-Prod-Seleuş, Sarmaţian VII (judeţul Mureş) îşi pregăteşte terenul pentru dizolvare, plătind în prealabil datoriile şi penalităţile către creditori, indică un document recent al companiei, consultat de Energy Report.

Amgaz s-a înfiinţat în august 2003, având ca activitate principală înmagazinarea subterană a gazelor naturale.

Acţionarii companiei sunt “GDF International SAS”, care deţine tot 65% din acţiuni şi Romgaz cu 35%.

Săptămânile trecute, compania a aprobat în AGEA majorarea de capital cu 1,9 milioane de lei aport în numerar prin emiterea de acţiuni noi. Astfel, capitalul social se majorează de la 24.425.000 lei la 26.325.000 lei.

În document se precizează că aportul de capital social va fi utilizat pentru: “(i) plata cu prioritate a datoriei restante către societatea SIRCOSS (Sucursala de Intervenţii, Reparaţii Capitale şi Operaţii Speciale la Sonde a Romgaz, n.r.), reprezentând contravaloarea serviciilor prestate şi a penalităţilor de întârziere calculate până la momentul plăţii, (ii) plata furnizorilor / creditorilor societăţii, (iii) plata taxelor şi impozitelor, (iv) plăţi curente în vederea pregătirii societăţii pentru dizolvare”.

Oricum, în timpul crizei, operatorul nu prea a avut activitate astfel că din anul 2009 nu a mai avut rulaj cât pierderi. În anul 2009, operatorul a avut o cifră de afaceri de 1,8 milioane de lei şi pierderi de 3,6 milioane de lei.

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

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

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

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

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

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

Autorizaţia acordată este valabilă până în noiembrie 2034.

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

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

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

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

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

Jumătate din Aurelian Petroleum a fost aprobată spre vânzare către compania ungurească TDE Engineering & Development, indică o hotărâre recentă a companiei, consultată de Energy Report.

Aurelian Petroleum, subsidiară a San Leon Energy (printre acționarii principali fiind miliardarul George Soros) este titular și operator desemnat pentru zona de explorare non-Bilca, parte a perimetrului de explorare-dezvoltare – producție Brodina EIII-1, din județul Suceava.

Compania derulează împreună cu partenerul său Romgaz (cote de participare 50/50) un mare proiect de evaluare a descoperirii comerciale de gaze naturale din zona Voitinel (zona Putna). Acest proiect urmează a fi materializat prin săparea în anul curent (cel puţin astea sunt planurile) a unei noi sonde de prospecțiune – evaluare.

Pe baza rezultatelor pozitive obținute ca urmare a finalizării lucrărilor de explorare geologice, geochimice și geofizice în arealul Putna –Voitinel derulate în ultimii patru ani, începând cu anul 2016 urmează a fi derulat un important program de evaluare a zonei menționate.

Asociaţii Aurelian Petroleum au fost Aurelian Oil & Gas Limited (înregistrată în Marea Britanie) care deţinea 95% şi AOG Finance Limited (înregistrată în Marea Britanie) care deţinea 5%. AOG vinde cei 5% iar Aurelian Oil & Gas vinde 45% către compania înregistrată în Budapesta, astfel că după transferul părţilor sociale, Aurelian Oil & Gas Limited şi TDE Engineering & Development vor deţine fiecare câte jumătate din compania “românească” Aurelian Petroleum.

Merită amintit şi că această vânzare vine în condiţiile în care San Leon Energy a anunțat că va renunța la un număr de 12 concesiuni de gaze naturale din Polonia, urmărind să-și reducă expunerea pe activități de explorare și să se concentreze pe operațiuni de testare, dezvoltare și producție de petrol și gaze în Polonia.

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

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

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

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

Rezultate mai bune pentru producători

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

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

Taxa pe veniturile suplimentare obținute de producători ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale a intrat în vigoare la 1 februarie 2013 și este în cotă de 60%. Pentru stabilirea bazei impozabile, din veniturile suplimentare obținute de producătorii interni de gaze ca urmare a liberalizării prețurilor se scad redevențele plătite pe acestea, precum și investițiile în segmentul upstream, cele din urmă în limita a 30% din totalul veniturilor suplimentare.

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

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

Speră la un boom al mineritului

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

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

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

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

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

Încasări mai mici

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

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

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

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

Impozitul pe monopolul natural din sectorul energiei electrice și al gazului natural este datorat de operatorii de transport de energie electrică și gaze naturale (Transelectrica și Transgaz), precum și de unii distribuitori de energie electrică și gaze naturale, titulari ai unor contracte de concesiune încheiate cu Ministerul Economiei sau cu autorități locale. Cotele de impozitare merg de la 0,1 la 0,85 lei/MWh și se aplică veniturile rezultate din transportul și distribuția energiei electrice și gazelor naturale.

Complexul Energetic Hunedoara a cumpărat, la finalul lunii mai, gaze naturale de la producătorul Romgaz în valoare de 2,12 milioane lei, cu livrare în luna iunie.

Achiziția s-a făcut print-un act adițional semnat pe 29 mai la un contract din 2009 între cele două companii. Potrivit actului adițional, Complexul Energetic Hunedoara a cumpărat gaze naturale în valoare de 2.124.147,41 lei de la Romgaz, cu livrare în perioada 1–30 iunie 2015.

Plata trebuie făcută la 30 de zile calendaristice de la data emiterii facturii, iar penalitățile de întârziere au fost stabilite la 0,1% pe zi.

Potrivit Mediafax, la data de 31 martie 2015, Romgaz avea creanţe restante înregistrate aferente activităţii de comercializare gaze naturale de 559,25 milioane lei, principalii datornici fiind Interagro, Elcen Galaţi, CET Iaşi şi producătorul de sodă calcinată GHCL Upsom.

În ultima ședință de Guvern, Executivul a decis să acorde un nou împrumut CE Hunedoara, de 167 milioane lei, ca ajutor de stat individual pentru salvare, condiţionat însă de garanţii şi cu obligaţia conducerii de a redacta singură un plan de lichidare voluntară dacă împrumutul nu este restituit sau unitatea nu prezintă un program de restructurare.

Împrumutul va fi acordat în două tranşe pe o perioadă de şase luni, pentru acoperirea necesarului de lichidităţi, pe baza unei analize economico-financiare realizată de Eximbank, iar valoarea garanţiilor va trebui să acopere cel puţin 120% din împrumut, Agenţia Naţională de Administrare Fiscală urmând să instituie în acest sens sechestre asiguratorii asupra unor bunuri imobile, conform unei decizii adoptate de Guvern în ultima şedinţă.

Prima tranşă din împrumut va fi în cuantum de 98,4 milioane lei, iar a doua tranşă se va ridica la 68,5 milioane lei, această a doua tranşă fiind însă condiţionată de rambursarea unui alt împrumut pe care Guvernul l-a mai acordat complexului energetic, în luna mai, pentru trei luni, în valoare de 40 milioane lei.

CE Hunedoara va restitui împrumutul din surse proprii, dar va putea beneficia de o prelungire a perioadei de acordare a împrumutului în cazul în care prezintă un program de restructurare avizat şi de Comisia Europeană.

Dacă în termen de şase luni nu este prezentat un plan de restructurare sau nu este indicată dovada restituirii împrumutului, compania va fi obligată să prezinte un plan de lichidare voluntară. O altă condiţie pentru acordarea împrumutului este că banii nu vor fi alocaţi pentru sectorul cărbunelui, activitatea minieră a societăţii urmând să fie separată legal de celelalte activităţi.

Ca urmare a pierderilor înregistrate în 2013 şi în 2014, Complexul Energetic Hunedoara se confruntă cu probleme grave de lichiditate.

În urmă cu o lună, peste 200 de angajaţi ai Complexului au protestat faţă de neacordarea ajutorului de stat de 167 milioane de lei, printre revendicări fiind şi crearea unei strategii energetice care să cuprindă termocentralele Mintia şi Paroşeni.

Premierul Victor Ponta i-a cerut atunci ministrului Energiei, Andrei Gerea, să meargă la CNE Hunedoara şi să anunţe salariaţii că Guvernul acordă un ajutor de stat de 167 de milioane de lei complexului, dar să aibă asupra sa şi documente prin care să le arate acestora că Fondul Monetar Internaţional şi Comisia Europeană solicită închiderea unităţii.

Comisia Europeană a aprobat temporar un ajutor în valoare de 37,7 milioane de euro pentru salvarea Complexului Energetic Hunedoara, deţinut de Ministerul Energiei.

Complexul Energetic Hunedoara, cu sediul la Petroşani, judeţul Hunedoara, deţine o cotă de piaţă de aproximativ 5% din producţia de energie electrică din România şi are aproximativ 6.500 de angajaţi.

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

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

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

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

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

Forajul la mare adâncime costă milioane de dolari pe zi

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

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

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

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

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

Romgaz are opțiune de cumpărare

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

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

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

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

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

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

Lotus Petrol a avut în ultima perioadă activităţi de extracţie petrol şi gaze în sudul României, în localităţi din Vâlcea.

Până săptămânile trecute, asociaţii au fost Leonardo Crăciun (24,495%), Rareş Ionuţ Dumitru (24,495%) şi omul de afaceri cu dublă cetăţenie (română şi moldovenească) Vladislav Boghii, care controla 51,01% din compania înfiinţată în anul 2003. Acesta din urmă este şi directorul rafinăriei Arnaut-Petrol din Republica Moldova.

Recent  însă, cei doi asociaţi români minoritari, care deţineau puţin sub 50% şi-au vândut deţinerile cu 1,9 milioane de euro. Cumpărătorul este o firmă nou înfiinţată (în februarie), HV Petrol, reprezentată de Eugenia Fiodorova din Republica Moldova, potrivit unui document al Lotus Petrol, consultat de Energy Report.

Astfel că noii asociaţi sunt Vladislav Boghii (51,01%) şi HV Petrol, reprezentată de femeia de afaceri domiciliată în Chişinău.

Lotus Petrol este şi producător de gaze însă cota acestuia este extrem de redusă chiar şi în comparaţie cu producătorii mici precum Amromco (cotă 2,75% în 2014), Stratum Energy (0,48%), Foraj Sonde (0,16%) sau Raffles Energy (0,05%). Asta in timp ce OMV a avut anul trecut o cota de 46,83% si Romgaz 49,73.

Cu toate acestea, Lotus a avut în anul 2014 afaceri de 7,3 milioane de lei cu un profit net de 880.000 de lei cu 33 de angajaţi.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

{jathumbnailoff}

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

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

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

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

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

Perlele energetice ale FP

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

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

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

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

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

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

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

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

Strategie de lichidare

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Perlele energetice ale FP

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

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

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

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

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

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

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

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

Strategie de lichidare

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

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

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

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

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

Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a redus tariful reglementat pentru prestarea serviciului de înmagazinare subterană a gazelor naturale perceput de compania Depomureș, controlată de francezii de la GDF Suez, cu 20%, după ce, anul trecut, ANRE decisese scăderea respectivului tarif cu 5,16%.

Astfel, tariful total pentru prestarea serviciului de înmagazinare subterană a gazelor naturale de către Depomureș a fost redus cu 19,84%, de la 11,74 lei/MWh în ciclul de înmagazinare 2014-2015 la 9,41 lei/MWh în ciclul de înmagazinare 2015-2016, potrivit unui ordin al ANRE publicat miercuri în Monitorul Oficial.

Defalcat, componenta fixă pentru rezervarea de capacitate a fost redusă cu 17,63%, de la 7,43 la 6,12 lei/MWh/ciclu complet de înmagazinare. Componenta volumetrică pentru injecția gazelor naturale a fost redusă cu 26,11%, de la 3,14 la 2,32 lei/MWh, iar cea pentru extracția gazelor naturale, cu 17,09%, de la 1,17 la 0,97 lei/MWh.

Totodată, ANRE a decis reducerea venitului total al Depomureș pentru perioada aprilie 2015 – martie 2016, comparativ cu perioada similară anterioară, cu 17,55%, de la 35,26 la 29,07 milioane lei. Venitul reglementat total al companiei a fost redus de Autoritate cu 1,5%, de la 35,579 la 35,048 milioane lei.

Creștere de 50% în 2013

Anul trecut, ANRE a redus cu 5,16% tariful reglementat pentru prestarea serviciului de înmagazinare subterană a gazelor naturale perceput de Depomureș și l-a majorat cu 1,04% pe cel perceput de Romgaz.

În 2013, însă, tarifele de înmagazinare subterană la ambele societăți fuseseră majorate cu peste 50% comparativ cu 2012, după ce, anterior, nu mai fuseseră modificate din 2009. Aceste tarife se reflectă în prețurile achitate de consumatorii finali de gaze.

Potrivit legislației în vigoare, furnizorii de gaze naturale, precum și Transgaz, operatorul rețelei naționale de transport de gaze, au obligația de a deține stocuri minime de gaze naturale în depozite subterane, pentru siguranța aprovizionării clienților finali și asigurarea echilibrului fizic al sistemului național de transport al gazelor naturale. La depozitele subterane de gaze naturale mai au acces producătorii de gaze, furnizorii de pe piața en-gros, consumatorii eligibili, precum și companiile străine care beneficiază de tranzitul de gaze naturale pe teritoriul României.

Legislația în vigoare mai prevede că tarifele de înmagazinare se stabilesc diferenţiat pentru fiecare firmă deținătoare de licență de înmagazinare gaze naturale, scopul fiind ca aceste tarife să acopere costurile totale aferente desfăşurării activităţii de înmagazinare.

Depomureș a fost înființată în 2002, fiind primul operat privat de înmagazinare gaze naturale din România. Inițial, compania era controlată de Azomureș și Romgaz. În 2007, GDF Suez a cumpărat pachetul de 59% din acțiunile Depomureș deținut de cei de la Azomureș, preluând controlul asupra companiei.

Romgaz se opune majorării de capital

În ianuarie, acționarii Romgaz au decis ca reprezentanții companiei să voteze împotriva unei majorări de capital prin emiterea de acțiuni noi în valoare de 23,2 milioane lei la Depomureș, unde Romgaz deține o participație de 40% din acțiuni, respingând și alternativa contractării de către Depomureș a unui credit în cuantumul aceleiași sume, în caz de respingere a majorării de capital.

Motivul declarat pentru care Romgaz nu vrea să bage bani în majorarea de capital a companiei controlate de francezii de la GDF Suez este acela că Romgaz nu are încredere în planul de investiții al Depomureș.

Potrivit documentelor Romgaz, planul prevede majorarea capacității de înmagazinare a depozitului Târgu Mureș de la 300 la 400 milioane metri cubi, cu posibilitate de extindere la 600 milioane metri cubi. Asta ar presupune investiții totale de aproape 283 milioane lei până în 2017, la care Romgaz ar trebui să contribuie cu 63,8 milioane lei.

Romgaz estimează, potrivit legislației în vigoare și unor situații precedente, că ANRE nu va recunoaște investițiile Romgaz în tarifele de înmagazinare practicate de companie decât în anul următor punerii în funcțiune a rezultatelor investiției, caz în care indicatorii de rentabilitate ar fi negativi pentru societate. Chiar și în cel mai optimist scenariu luat în calcul, arată Romgaz, durata de recuperare a investiției ar fi de 14 ani și asta doar în ipoteza unui grad de încărcare a depozitului de 100%.

O masivă pană de curent a lovit Turcia în dimineața zilei de 31 martie, în jurul orei 10.36. Dintre cele 81 de de provincii ale țării, doar două, Van și Hakkari, au scăpat de pana de curent. Ambele importă energie electrică din țara vecină, Iran. În total, peste 76 de milioane de turci au fost afectați, într-un fel sau altul, de întreruperea alimentării cu curent electric, care a durat în total peste 9 ore. Aprovizionarea cu electricitate a fost integral restabilită în jurul orei 8 seara.

Ministerul Energiei de la Ankara a declarat public că a fost cea mai gravă pană de curent din Turcia de la masivul cutremur din 1999 din regiunea Marmara. Întreruperea curentului electric a aruncat țara în haos. Transportul în comun și semafoarele au încetat să funcționeze, fabricile și-au oprit producția, centrele comerciale și-au oprit activitatea spitalele au sunat alarma, conexiunile mobile au suferit disfuncționalități masive și mulți oameni au fost blocați în lifturi, scrie publicația turcă Hurriyet.

Masiva pană de curent a produs pagube de 700 de milioane de dolari economiei turce, potrivit unor estimări. Altele vorbesc despre sume mult mai mari.

"PIB-ul zilnic al Turciei e de circa 2,2 miliarde de dolari. O oră de întrerupere a curentului electric costă economia cam 100 de milioane de dolari. Dat fiind că pana de curent s-a întins pe parcursul aproape întregii zile de lucru, estimăm costurile totale ale întreruperii electricității la 700 milioane dolari", spune Nurettin Ozdebir, șeful Camerei de Comerț și Industrie din Ankara.

Turcia în haos

Însă Gurkan Kumbaroglu, președintele International Association of Energy Economy, susține că, devreme ce cererea de energie electrică din Turcia este de 33 milioane KWh pe oră, pierderile cauzate de pana de curent au fost mai mari.

La rândul său, președintele Asociației Turce a Dezvoltatorilor de Mall-uri spune că, pe perioada penei de curent, un mall turc de dimensiuni medii a consumat motorină de circa 20.000 de dolari pentru a-și ține în funcțiune generatoarele autonome.

Reprezentanții industriei textile, una din principalele componente ale exporturilor Turciei, spun că sectorul a suferit pierderi de 200 milioane dolari din cauza penei de curent. De asemenea, a fost oprită producția fabricilor de automobile, alt sector important al economiei turcești, producția fiind redusă pe 31 martie cu 2.000 de mașini, față de o zi normală. Întreruperea curentului a afectat instituțiile de stat, camerele de supraveghere ale Poliției și bancomatele.

Restabilirea alimentării cu curent electric a început după-amiaza, curentul revenind integral în toată țara în jurul orei 8 seara. Singura explicație a autorităților a fost aceea că pana de curent ar fi fost provocată de unele probleme survenite la mai multe linii de transmisie.

Reconstituirea cauzelor

Pe baza informațiilor destul de sărace oferite de autorități, coroborate cu surse proprii ale publicației și cu evaluări ale experților în energie, jurnaliștii de la Hurriyet consideră că cel mai plauzibil scenariu explicativ al penei de curent este următorul:

A fost vorba de un efect de domino. Totul a început când o centrală electrică pe gaze naturale din provincia Egea și-a întrerupt producția în jurul orei 1 noaptea, scoțând din sistemul energetic turc circa 2.000 MW. Ulterior, producția a scăzut și mai mult, după ce termocentrala Atlas din provincia sudică Hatay și-a întrerupt funcționarea în jur de 10 dimineața, iar hidrocentrala Dicle din sud-estul țării a fost oprită la 10.44.

Remarcând fluctuațiile anormale de mari de frecvență din Turcia, Rețeaua Europeană a Operatorilor de Sisteme de Transmitere a Electricității (European Network of Transmission System Operators for Electricity - ENTSO-E) a decis să deconecteze Turcia de la sistemul european de interconexiuni ale rețelelor de transport naționale, ca măsură de precauție, făcând imposibile exporturile de energie din Europa către Turcia.

Deconectarea de Europa a sporit instabilitatea rețelei energetice a Turciei, oricum slăbite și dezechilibrate, și a fost "bomboana pe colivă" care a dus, în cele din urmă, la masiva pană de curent.

"În concluzie, responsabilă pentru pana de curent a fost administrarea catastrofal de defectuoasă a rețelei electrice în primele ore ale zilei de 31 martie", scriu cei de la Hurriyet.

Opacitatea autorităților naște scenarii conspirative

Rețeaua electrică a Turciei poate fi comparată cu un sistem foarte elaborat de autostrăzi moderne, cu multe rute ocolitoare care pot fi folosite ca back-up chiar și în cele mai pesimiste scenarii. Din acest motiv, mulți au refuzat să creadă că o astfel de pană de curent a putut fi provocată exclusiv de incompetența managerilor sistemului energetic național, ceea ce a dus la apariția a numeroase teorii ale conspirației

Unele au fost încurajate chiar de autorități, care au declarat că nu exclud varianta unui atac terorist sau cibernetic. În noiembrie anul trecut, grupul turc de hackeri RedHack a atacat site-ul operatorului sistemului de transport de energie din Turcia, TEIAȘ, în memoria unui tânăr ucis de Poliție la protestele din parcul Gezi.

Din același motiv, chiar în timpul penei de curent, trei membri ai mişcării marxiste Frontul Revoluţionar al Eliberării Poporului (DHKP-C) au ucis un procuror într-o instanţă din Istanbul înainte de a fi împuşcaţi mortal de forţele speciale. Mulți au remarcat că întreruperea curentului electric le-a permis atacatorilor să pătrundă în clădire fără a putea fi remarcați pe monitoarele camerelor de supraveghere.

Unele voci suspectează Iranul că a derulat un atac cibernetic asupra rețelei electrice de transport a Turciei, cauzând masiva întrerupere a alimentării cu electricitate. Asta după ce, în ultimele câteva săptămâni, tensiunile politice dintre cele două țări s-au amplificat progresiv.

Iranul și-a dezvoltat puternic, în ultimii ani, capacitățile ofensive cibernetice, unii experți speculând că, în prezent, Teheranul a ajuns în prezent, din acest punct de vedere, la același nivel cu marile puteri Rusia sau China. Potrivit unui raport recent, publicat în Statele Unite, Iranul ar avea capacitatea de a provoca disfuncționalități masive infrastructurilor critice ale SUA, cum ar fi rețelele de alimentare cu gaze, apă și curent electric.

Teorii mai fanteziste susțin că pana de curent a fost pusă la cale chiar de autorități pentru a disimula ceva, fie o cursă aviatică suspectă, fie o tranzacție financiară dubioasă. Unii au susținut chiar că a fost vorba de un antrenament pentru o ulterioară întrerupere planificată în secret a electricității cu ocazia alegerilor generale programate pentru 7 iunie.

În fine, opoziția din Turcia s-a întrebat, retoric, dacă incidentul nu are cumva legătură cu planul regimului Erdogan de a construi o nouă centrală nucleară în Turcia, pana de curent fiind folosită ca argument pentru necesitatea implementării acestui proiect, în scopul întăririi securității energetice a țării. Miercuri, Parlamentul turc, dominat de partidul lui Erdogan, a aprobat un acord între Turcia și Japonia privind construirea celei de-a doua centrale nucleare a Turciei.

Centrala va fi construită de companiile japoneze Mitsubishi și Itochu, în colaborare cu francezii de la GDF Suez. Centrala va avea o putere instalată de 4.800 MWh și va costa circa 22 miliarde dolari. Turcia are deja un acord cu Rusia privind construirea unei prime centrale nucleare în țară, contractul fiind atribuit companiei ruse de stat Rosatom.

Privații nu produc în pierdere

Dincolo de aceste scenarii conspiraționiste, experții în energie consultați de Hurriyet susțin că motivul penei de curent ar fi fost acela că, din cauza supraproducției de electricitate, prețul energiei a scăzut foarte mult, sub cel de cost, ceea ce a determinat mai multe centrale private să-și întrerupă producția, pentru a evita pierderile.

"Ar trebui să existe un mecanism funcțional de back-up pentru astfel de situații. Pana de curent a demonstrat că nu avem destule capacități de back-up", spune un expert în energie, citat de publicația menționată.

Potrivit acestuia, în 2002, ponderea sectorului privat în producția de energie electrică a Turciei era de doar 32%, în timp ce, în prezent, aceasta se cifrează la 70%.

Astfel, de la 1 ianuarie încoace, compania energetică de stat a Turciei, Electricity Generation Company, și-a sporit masiva producția termocentralelor și hidrocentralelor proprii, ceea ce i-a determinat pe producătorii privați de energie deținători de centrale pe gaze naturale, care, de regulă, asigură un nivel stabil de producție, să încetinească sau chiar să oprească generarea de electricitate, pentru a nu pierde bani. Fiind controlată de stat și subvenționată de la buget, Electricity Generation Company își poate permite să producă și în pierdere.

"Nu există nici un mecanism prin care centralele electrice să fie determinate să-și continue producția chiar și atunci când vânzarea energiei nu este rentabilă. Pentru asta este nevoie de investiții, iar statul trebuie să stimuleze aceste investiții. Nu a făcut-o, iar rezultatul este că Turcia a rămas în întuneric timp de mai multe ore", mai spune expertul citat de Hurriyet.

Iohannis către Erdogan: "Să mai așteptăm un pic cu cablul submarin"

Președintele României, Klaus Iohannis, a spus, miercuri, răspunzând unei întrebări a presei adresate cu ocazia declarației comune susținute alături de omologul său turc Recep Tayyip Erdoğan, că a abordat în discuțiile cu președintele Turciei subiectul cablului electric România-Turcia, însă l-a rugat pe omologul său să se mai aștepte cu proiectul până la concluziile unui nou studiu de fezabilitate pe această temă, pentru care tocmai s-a semnat un acord între Transelectrica și firma italiană Prysmian PowerLink.

"Am abordat subiectul cablului submarin în cadrul întrevederii noastre tete-a-tete. A existat un studiu de fezabilitate, care a fost realizat acum mai mulți ani, și s-a considerat că nu toate datele relevante au fost elucidate, astfel că s-a comandat un nou studiu, care să releve mai bine ce se poate obține. Acest proiect este în prima fază de studiu și l-am rugat pe domnul președinte Erdogan să mai așteptăm un pic pană avem concluziile noului studiu, iar după aceea cele două guverne să găsească cele mai bune soluții pentru a continua discuțiile despre securitatea energetică", a declarat Klaus Iohannis.

La rândul său, președintele turc Recep Tayyip Erdoğan a declarat că Turcia discută despre importuri de energie și cu România, și cu Bulgaria, urmând să aleagă cea mai bună ofertă.

"Proiectul cablului submarin România-Turcia nu este unul nou. Am discutat despre comerțul cu energie electrică și cu România, și cu Bulgaria. La această oră, miniștrii Energiei din statele noastre își continuă întâlnirea. Vom alege cea mai bună ofertă, un astfel de acord trebuie să fie reciproc avantajos", a declarat Erdogan.

Proiect mai vechi

Turcia este de mai mult timp în negocieri cu România și Bulgaria pentru achiziționarea de electricitate prin cabluri submarine, demers menit să acopere nevoia critică de energie electrică din regiunile Istanbul și Tracia.

Turcia suferă de mult timp din cauza resurselor insuficiente de energie din cele două regiuni, în care consumul de electricitate este foarte ridicat, iar iernile grele au crescut consumul de gaze naturale, ceea ce a forțat autoritățile să caute soluții alternative.

Încă din 2013, ministrul delegat pentru Energie de atunci, Constantin Niță, declara că România va înainta Turciei oferte de export de energie, el discutând cu omologul său de la Ankara despre dezvoltarea unei legături directe între cele două țări în vederea acestui schimb comercial, constând în instalarea unui cablu submarin între România și Turcia, necesar pentru descărcarea excesului de curent electric produs de centralele eoliene din Dobrogea.

Lipsă de finanțare și frecușuri cu bulgarii

Acest proiect trena de mai mulți ani, printre altele din cauza opoziției opoziţiei Guvernului bulgar, care nu dorea ca România să concureze Bulgaria la vânzarea de curent electric către Turcia. Cablul submarin ar urma să tranziteze apele teritoriale ale Bulgariei, din acest motiv fiind nevoie de acordul Executivului de la Sofia.

Transelectrica a semnat în 2009, cu firma Vattenfall Power Consultant AB, din Suedia, un contract pentru realizarea unui studiu de fezabilitate, inclusiv studiu de mediu, și a caietelor de sarcini pentru proiectul „Cablu Submarin România - Turcia (HVDC Link)”, valoarea contractului fiind de 1,24 milioane euro.

Scopul proiectului, care a fost conceput ca urmare a unor înţelegeri preliminare între autorităţile din România şi Turcia, este facilitarea comerţului cu energie electrică între cele două ţări, în principal pentru satisfacerea nevoilor în creştere de consum de electricitate din Turcia, precum şi pentru valorificarea potenţialului de producţie pentru export din România, aflat în creștere semnificativă ca urmare a boom-ului eolian din Dobrogea. Proiectul a fost pus pe hold din cauza lipsei de finanțare.

Tot mai în ceață

Recent, Transelectrica şi firma italiană Prysmian PowerLink au anunțat că vor forma o echipă de experţi şi specialişti care să elaboreze studii şi analize ale implicaţiilor tehnice, comerciale, financiare şi juridice aferente finanţării şi construirii cablului submarin de transport electricitate între România şi Turcia.

Operaţiunea va fi efectuată în baza unui memorandum semnat recent la Guvern, document prin care se urmăreşte analizarea pre-fezabilităţii proiectului deja elaborat de Transelectrica, în 2008-2012, stabilirea celor mai bune condiţii în care să fie identificate acţiunile pentru realizarea studiilor şi elaborării raportului final de fezabilitate, precum şi pentru prospectarea proiectului, pentru investitorii potenţiali.

Numai că, tot recent, compania de stat Nuclearelectrica a anunțat că se retrage din proiectul cablului electric submarin România – Turcia, din cauza opoziției acționarului minoritar Fondul Proprietatea. Tot Fondul Proprietatea s-a opus și participării companiei de stat Romgaz la acest proiect. Motivația Fondului a fost că fezabilitatea și rentabilitatea economică a proiectului sunt îndoielnice.

Președintele României, Klaus Iohannis, a spus, răspunzând unei întrebări a presei adresate cu ocazia declarației comune susținute alături de omologul său turc Recep Tayyip Erdoğan, că a abordat în discuțiile cu președintele Turciei subiectul cablului electric România-Turcia, însă l-a rugat pe omologul său să se mai aștepte cu proiectul până la concluziile unui nou studiu de fezabilitate pe această temă, pentru care tocmai s-a semnat un acord între Transelectrica și firma italiană Prysmian PowerLink.

"Am abordat subiectul cablului submarin în cadrul întrevederii noastre tete-a-tete. A existat un studiu de fezabilitate, care a fost realizat acum mai mulți ani, și s-a considerat că nu toate datele relevante au fost elucidate, astfel că s-a comandat un nou studiu, care să releve mai bine ce se poate obține. Acest proiect este în prima fază de studiu și l-am rugat pe domnul președinte Erdogan să mai așteptăm un pic pană avem concluziile noului studiu, iar după aceea cele două guverne să găsească cele mai bune soluții pentru a continua discuțiile despre securitatea energetică", a declarat Klaus Iohannis.

La rândul său, președintele turc Recep Tayyip Erdoğan a declarat că Turcia discută despre importuri de energie și cu România, și cu Bulgaria, urmând să aleagă cea mai bună ofertă.

"Proiectul cablului submarin România-Turcia nu este unul nou. Am discutat despre comerțul cu energie electrică și cu România, și cu Bulgaria. La această oră, miniștrii Energiei din statele noastre își continuă întâlnirea. Vom alege cea mai bună ofertă, un astfel de acord trebuie să fie reciproc avantajos", a declarat Erdogan.

Turcia este de mai mult timp în negocieri cu România și Bulgaria pentru achiziționarea de electricitate prin cabluri submarine, demers menit să acopere nevoia critică de energie electrică din regiunile Istanbul și Tracia. Turcia suferă de mult timp din cauza resurselor insuficiente de energie din cele două regiuni, în care consumul de electricitate este foarte ridicat, iar iernile grele au crescut consumul de gaze naturale, ceea ce a forțat autoritățile să caute soluții alternative.

Încă din 2013, ministrul delegat pentru Energie de atunci, Constantin Niță, declara că România va înainta Turciei oferte de export de energie, el discutând cu omologul său de la Ankara despre dezvoltarea unei legături directe între cele două țări în vederea acestui schimb comercial, constând în instalarea unui cablu submarin între România și Turcia, necesar pentru descărcarea excesului de curent electric produs de centralele eoliene din Dobrogea.

Lipsă de finanțare și frecușuri cu bulgarii

Acest proiect trena de mai mulți ani, printre altele din cauza opoziției opoziţiei Guvernului bulgar, care nu dorea ca România să concureze Bulgaria la vânzarea de curent electric către Turcia. Cablul submarin ar urma să tranziteze apele teritoriale ale Bulgariei, din acest motiv fiind nevoie de acordul Executivului de la Sofia.

Transelectrica a semnat în 2009, cu firma Vattenfall Power Consultant AB, din Suedia, un contract pentru realizarea unui studiu de fezabilitate, inclusiv studiu de mediu, și a caietelor de sarcini pentru proiectul „Cablu Submarin România - Turcia (HVDC Link)”, valoarea contractului fiind de 1,24 milioane euro.

Scopul proiectului, care a fost conceput ca urmare a unor înţelegeri preliminare între autorităţile din România şi Turcia, este facilitarea comerţului cu energie electrică între cele două ţări, în principal pentru satisfacerea nevoilor în creştere de consum de electricitate din Turcia, precum şi pentru valorificarea potenţialului de producţie pentru export din România, aflat în creștere semnificativă ca urmare a boom-ului eolian din Dobrogea. Proiectul a fost pus pe hold din cauza lipsei de finanțare.

Proiect tot mai în ceață

Recent, Transelectrica şi firma italiană Prysmian PowerLink au anunțat că vor forma o echipă de experţi şi specialişti care să elaboreze studii şi analize ale implicaţiilor tehnice, comerciale, financiare şi juridice aferente finanţării şi construirii cablului submarin de transport electricitate între România şi Turcia.

Operaţiunea va fi efectuată în baza unui memorandum semnat recent la Guvern, document prin care se urmăreşte analizarea pre-fezabilităţii proiectului deja elaborat de Transelectrica, în 2008-2012, stabilirea celor mai bune condiţii în care să fie identificate acţiunile pentru realizarea studiilor şi elaborării raportului final de fezabilitate, precum şi pentru prospectarea proiectului, pentru investitorii potenţiali.

Numai că, tot recent, compania de stat Nuclearelectrica a anunțat că se retrage din proiectul cablului electric submarin România – Turcia, din cauza opoziției acționarului minoritar Fondul Proprietatea. Tot Fondul Proprietatea s-a opus și participării companiei de stat Romgaz la acest proiect. Motivația Fondului a fost că fezabilitatea și rentabilitatea economică a proiectului sunt îndoielnice.

A revenit curentul în Turcia

Alimentarea cu energie electrică a fost restabilită în toate regiunile Turciei, a declarat, marți seara târziu, ministrul Energiei de la Ankara, Taner Yildiz. Acesta a adăugat că încă nu se știe care au fost cauzele celei mai mari pene de curent din Turcia din ultimii 15 ani și că autoritățile investighează în continuare evenimentul. Pe de o parte, singurele două regiuni din Turcia care nu au fost afectate de întreruperea curentului electric sunt cele care importă energie electrică din Iran. Pe de altă parte, există voci care suspectează chiar Teheranul că a derulat un atac cibernetic asupra rețelei electrice de transport a Turciei, cauzând masiva întrerupere a alimentării cu electricitate.

În același timp, potrivit Wall Street Journal, mulți locuitori ai Turciei continuă să se plângă pe rețelele de socializare de disfuncționalități în alimentarea cu energie electrică.

Marți, circa 40 de regiuni și 25 de orașe mari din Turcia, inclusiv Istanbul, Ankara, Izmir, Antalya și Adana, au rămas fără curent electric începând cu ora 10 dimineața, ca urmare a unor probleme survenite la mai multe linii de transmisie. Autoritățile nu au exclus varianta unui atac terorist sau cibernetic și au respins ideea insuficienței producției și importurilor de energie.

Pana de curent a afectat controlul traficului aerian și feroviar, obligând autoritățile să decidă întreruperea acestora. Metroul, tramvaiele și semafoarele din Istanbul au ieșit din funcțiune din cauza întreruperii alimentării cu curent electric, provocând haos în traficul rutier. De asemenea, o serie de centre comerciale au rămas fără curent electric, iar mai multe întreprinderi industriale au fost nevoite să-și întrerupă activitatea.

În mai multe orașe au avut loc proteste spontane ale cetățenilor în fața sediilor companiilor de distribuție a energiei electrice.

Pagubele sunt clare, explicațiile – nu prea

Doar două regiuni din Turcia, Van și Hakkari, au scăpat total neatinse de pana de curent. Ambele importă energie electrică din țara vecină, Iran.

Organizația profesională a inginerilor electricieni turci a emis teoria potrivit căreia motivul penei de curent a fost dezechilibrarea rețelei de transport, respectiv debalansarea subită a raportului între producție și consum, însă fără a spune dacă dezechilibrul a fost cauzat de creșterea sau reducerea masivă a consumului sau producției.

O altă teorie afirmă că nu acest dezechilibru în sine a cauzat pana, ci faptul că, în urma incidentului, Turcia a fost automat deconectată de la sistemul european de interconexiuni ale rețelelor de transport naționale, ceea ce a provocat întreruperea instantanee a importurilor de energie ale Turciei.

Potrivit președintelui patronatului companiilor din zona industrială Izmir, costurile întreruperii alimentării cu electricitate doar în zona respectivă s-au ridicat la circa 1,5 milioane de dolari. De asemenea, în zona industrială Izmir, pana de curent a dus la întreruperea activității a circa 900 de întreprinderi industriale, cu un număr total de 130.000 de angajați.

Iranul – suspectul de serviciu

Unele voci suspectează Iranul că a derulat un atac cibernetic asupra rețelei electrice de transport a Turciei, cauzând masiva întrerupere a alimentării cu electricitate. Asta după ce, în ultimele câteva săptămâni, tensiunile politice dintre cele două țări s-au amplificat progresiv. Președintele Turciei, Recep Tayip Erdogan, a acuzat Teheranul că luptă împotriva Statului Islamic doar pentru a-și întări dominația în regiune și a condamnat implicarea Iranului în sprijinirea rebelilor șiiți din Yemen.

Remarcile lui Erdogan au provocat furia Teheranului, care a cerut autorităților de la Ankara să își ceară scuze, amenințând chiar cu anularea vizitei lui Erdogan la Teheran, programată pentru 7 aprilie. Cele două state se află pe poziții antagonice și în ceea ce privește Siria, Iranul susținând regimul președintelui Assad, iar Ankara militând pentru înlăturarea acestuia de la putere.

Iranul și-a dezvoltat puternic, în ultimii ani, capacitățile ofensive cibernetice, unii experți speculând că, în prezent, Teheranul a ajuns în prezent, din acest punct de vedere, la același nivel cu marile puteri Rusia sau China. Potrivit unui raport recent, publicat în Statele Unite, Iranul ar avea capacitatea de a provoca disfuncționalități masive infrastructurilor critice ale SUA, cum ar fi rețelele de alimentare cu gaze, apă și curent electric.

Nu există suficiente capacități de back-up

Într-un articol publicat de ziarul turc Hurriyet se afirmă că motivul penei de curent ar fi fost acela că, din cauza supraproducției de electricitate, prețul energiei a scăzut foarte mult, sub cel de cost, ceea ce a determinat mai multe centrale să-și întrerupă producția, pentru a evita pierderile.

"Ar trebui să existe un mecanism funcțional de back-up pentru astfel de situații. Pana de curent a demonstrat că nu avem destule capacități de back-up", spune un expert în energie, citat de publicația menționată.

Potrivit acestuia, în 2002, ponderea sectorului privat în producția de energie electrică a Turciei era de doar 32%, în timp ce, în prezent, aceasta se cifrează la 70%.

"Nu există nici un mecanism prin care centralele electrice să fie determinate să-și continue producția chiar și atunci când vânzarea energiei nu este rentabilă. Pentru asta este nevoie de investiții, iar statul trebuie să stimuleze aceste investiții. Nu a făcut-o, iar rezultatul este că Turcia a rămas în întuneric timp de mai multe ore", mai spune expertul citat de Hurriyet.

Alimentarea cu energie electrică a fost restabilită în toate regiunile Turciei, a declarat, marți seara târziu, ministrul Energiei de la Ankara, Taner Yildiz. Acesta a adăugat că încă nu se știe care au fost cauzele celei mai mari pene de curent din Turcia din ultimii 15 ani și că autoritățile investighează în continuare evenimentul.

Pe de o parte, singurele două regiuni din Turcia care nu au fost afectate de întreruperea curentului electric sunt cele care importă energie electrică din Iran. Pe de altă parte, există voci care suspectează chiar Teheranul că a derulat un atac cibernetic asupra rețelei electrice de transport a Turciei, cauzând masiva întrerupere a alimentării cu electricitate.

În același timp, potrivit Wall Street Journal, mulți locuitori ai Turciei continuă să se plângă pe rețelele de socializare de disfuncționalități în alimentarea cu energie electrică.

Marți, circa 40 de regiuni și 25 de orașe mari din Turcia, inclusiv Istanbul, Ankara, Izmir, Antalya și Adana, au rămas fără curent electric începând cu ora 10 dimineața, ca urmare a unor probleme survenite la mai multe linii de transmisie. Autoritățile nu au exclus varianta unui atac terorist sau cibernetic și au respins ideea insuficienței producției și importurilor de energie.

Pana de curent a afectat controlul traficului aerian și feroviar, obligând autoritățile să decidă întreruperea acestora. Metroul, tramvaiele și semafoarele din Istanbul au ieșit din funcțiune din cauza întreruperii alimentării cu curent electric, provocând haos în traficul rutier. De asemenea, o serie de centre comerciale au rămas fără curent electric, iar mai multe întreprinderi industriale au fost nevoite să-și întrerupă activitatea.

În mai multe orașe au avut loc proteste spontane ale cetățenilor în fața sediilor companiilor de distribuție a energiei electrice.

Pagubele sunt clare, explicațiile – nu prea

Doar două regiuni din Turcia, Van și Hakkari, au scăpat total neatinse de pana de curent. Ambele importă energie electrică din țara vecină, Iran.

Organizația profesională a inginerilor electricieni turci a emis teoria potrivit căreia motivul penei de curent a fost dezechilibrarea rețelei de transport, respectiv debalansarea subită a raportului între producție și consum, însă fără a spune dacă dezechilibrul a fost cauzat de creșterea sau reducerea masivă a consumului sau producției.

O altă teorie afirmă că nu acest dezechilibru în sine a cauzat pana, ci faptul că, în urma incidentului, Turcia a fost automat deconectată de la sistemul european de interconexiuni ale rețelelor de transport naționale, ceea ce a provocat întreruperea instantanee a importurilor de energie ale Turciei.

Potrivit președintelui patronatului companiilor din zona industrială Izmir, costurile întreruperii alimentării cu electricitate doar în zona respectivă s-au ridicat la circa 1,5 milioane de dolari. De asemenea, în zona industrială Izmir, pana de curent a dus la întreruperea activității a circa 900 de întreprinderi industriale, cu un număr total de 130.000 de angajați.

Iranul – suspectul de serviciu

Unele voci suspectează Iranul că a derulat un atac cibernetic asupra rețelei electrice de transport a Turciei, cauzând masiva întrerupere a alimentării cu electricitate. Asta după ce, în ultimele câteva săptămâni, tensiunile politice dintre cele două țări s-au amplificat progresiv.

Președintele Turciei, Recep Tayip Erdogan, a acuzat Teheranul că luptă împotriva Statului Islamic doar pentru a-și întări dominația în regiune și a condamnat implicarea Iranului în sprijinirea rebelilor șiiți din Yemen.

Remarcile lui Erdogan au provocat furia Teheranului, care a cerut autorităților de la Ankara să își ceară scuze, amenințând chiar cu anularea vizitei lui Erdogan la Teheran, programată pentru 7 aprilie. Cele două state se află pe poziții antagonice și în ceea ce privește Siria, Iranul susținând regimul președintelui Assad, iar Ankara militând pentru înlăturarea acestuia de la putere.

Iranul și-a dezvoltat puternic, în ultimii ani, capacitățile ofensive cibernetice, unii experți speculând că, în prezent, Teheranul a ajuns în prezent, din acest punct de vedere, la același nivel cu marile puteri Rusia sau China. Potrivit unui raport recent, publicat în Statele Unite, Iranul ar avea capacitatea de a provoca disfuncționalități masive infrastructurilor critice ale SUA, cum ar fi rețelele de alimentare cu gaze, apă și curent electric.

Nu există suficiente capacități de back-up

Într-un articol publicat de ziarul turc Hurriyet se afirmă că motivul penei de curent ar fi fost acela că, din cauza supraproducției de electricitate, prețul energiei a scăzut foarte mult, sub cel de cost, ceea ce a determinat mai multe centrale să-și întrerupă producția, pentru a evita pierderile.

"Ar trebui să existe un mecanism funcțional de back-up pentru astfel de situații. Pana de curent a demonstrat că nu avem destule capacități de back-up", spune un expert în energie, citat de publicația menționată.

Potrivit acestuia, în 2002, ponderea sectorului privat în producția de energie electrică a Turciei era de doar 32%, în timp ce, în prezent, aceasta se cifrează la 70%.

"Nu există nici un mecanism prin care centralele electrice să fie determinate să-și continue producția chiar și atunci când vânzarea energiei nu este rentabilă. Pentru asta este nevoie de investiții, iar statul trebuie să stimuleze aceste investiții. Nu a făcut-o, iar rezultatul este că Turcia a rămas în întuneric timp de mai multe ore", mai spune expertul citat de Hurriyet.

Turcia are mare nevoie de importuri de electricitate

Preşedintele Turciei, Recep Erdogan, va face o vizită la Bucureşti, miercuri, când va fi primit de Klaus Iohannis la Palatul Cotroceni, cei doi şefi de stat urmând apoi să aibă o declaraţie de presă comună. Erdogan va avea o întrevedere și cu premierul Victor Ponta.

Turcia este de mai mult timp în negocieri cu România și Bulgaria pentru achiziționarea de electricitate prin cabluri submarine, demers menit să acopere nevoia critică de energie electrică din regiunile Istanbul și Tracia. Turcia suferă de mult timp din cauza resurselor insuficiente de energie din cele două regiuni, în care consumul de electricitate este foarte ridicat, iar iernile grele au crescut consumul de gaze naturale, ceea ce a forțat autoritățile să caute soluții alternative.

Încă din 2013, ministrul delegat pentru Energie de atunci, Constantin Niță, declara că România va înainta Turciei oferte de export de energie, el discutând cu omologul său de la Ankara despre dezvoltarea unei legături directe între cele două țări în vederea acestui schimb comercial, constând în instalarea unui cablu submarin între România și Turcia, necesar pentru descărcarea excesului de curent electric produs de centralele eoliene din Dobrogea.

Lipsă de finanțare și frecușuri cu bulgarii

Acest proiect trena de mai mulți ani, printre altele din cauza opoziției opoziţiei Guvernului bulgar, care nu dorea ca România să concureze Bulgaria la vânzarea de curent electric către Turcia. Cablul submarin ar urma să tranziteze apele teritoriale ale Bulgariei, din acest motiv fiind nevoie de acordul Executivului de la Sofia.

Transelectrica a semnat în 2009, cu firma Vattenfall Power Consultant AB, din Suedia, un contract pentru realizarea unui studiu de fezabilitate, inclusiv studiu de mediu, și a caietelor de sarcini pentru proiectul „Cablu Submarin România - Turcia (HVDC Link)”, valoarea contractului fiind de 1,24 milioane euro.

Scopul proiectului, care a fost conceput ca urmare a unor înţelegeri preliminare între autorităţile din România şi Turcia, este facilitarea comerţului cu energie electrică între cele două ţări, în principal pentru satisfacerea nevoilor în creştere de consum de electricitate din Turcia, precum şi pentru valorificarea potenţialului de producţie pentru export din România, aflat în creștere semnificativă ca urmare a boom-ului eolian din Dobrogea. Proiectul a fost pus pe hold din cauza lipsei de finanțare.

Proiect tot mai în ceață

Recent, Transelectrica şi firma italiană Prysmian PowerLink au anunțat că vor forma o echipă de experţi şi specialişti care să elaboreze studii şi analize ale implicaţiilor tehnice, comerciale, financiare şi juridice aferente finanţării şi construirii cablului submarin de transport electricitate între România şi Turcia.

Operaţiunea va fi efectuată în baza unui memorandum semnat recent la Guvern, document prin care se urmăreşte analizarea pre-fezabilităţii proiectului deja elaborat de Transelectrica, în 2008-2012, stabilirea celor mai bune condiţii în care să fie identificate acţiunile pentru realizarea studiilor şi elaborării raportului final de fezabilitate, precum şi pentru prospectarea proiectului, pentru investitorii potenţiali.

Numai că, tot recent, compania de stat Nuclearelectrica a anunțat că se retrage din proiectul cablului electric submarin România – Turcia, din cauza opoziției acționarului minoritar Fondul Proprietatea. Tot Fondul Proprietatea s-a opus și participării companiei de stat Romgaz la acest proiect. Motivația Fondului a fost că fezabilitatea și rentabilitatea economică a proiectului sunt îndoielnice.

Turcia se confruntă cu cea mai gravă pană de curent din ultimii 15 ani, circa 40 de regiuni și 25 de orașe mari, inclusiv Istanbul, Ankara, Izmir, Antalya și Adana, rămânând fără curent electric începând cu ora 10 dimineața, ca urmare a unor probleme survenite la mai multe linii de transmisie. Autoritățile nu exclud varianta unui atac terorist sau cibernetic și resping ideea insuficienței producției și importurilor de energie. Pe de altă parte, Turcia este de mai mult timp în negocieri cu România și Bulgaria pentru achiziționarea de electricitate prin cabluri submarine, demers menit să acopere nevoia critică de energie electrică din regiunile Istanbul și Tracia, însă până în prezent nu s-a făcut mai nimic în acest sens, iar perspectivele nu sunt deloc încurajatoare.

Pana de curent a afectat controlul traficului aerian și feroviar, obligând autoritățile să decidă întreruperea acestora.

Metroul, tramvaiele și semafoarele din Istanbul au ieșit din funcțiune din cauza întreruperii alimentării cu curent electric, provocând haos în traficul rutier. Municipalitatea a anunțat că toți pasagerii aflați la metrou în momentul tăierii curentului au fost evacuați în condiții de siguranță.

De asemenea, o serie de centre comerciale au rămas fără curent electric, iar mai multe întreprinderi industriale au fost nevoite să-și întrerupă activitatea.

Premierul turc, Ahmet Davutoğlu, a declarat că a fost organizată o celulă de criză la Ministerul Energiei și a respins explicația potrivit căreia pana de curent s-ar datora faptului că Turcia se confruntă cu o penurie de energie electrică, ca urmare a producției și importurilor insuficiente.

"Luăm în calcul toate posibilitățile, inclusiv varianta unui atac terorist sau cibernetic", a spus Davutoğlu.

Turcia are mare nevoie de importuri de electricitate

Turcia este de mai mult timp în negocieri cu România și Bulgaria pentru achiziționarea de electricitate prin cabluri submarine, demers menit să acopere nevoia critică de energie electrică din regiunile Istanbul și Tracia. Turcia suferă de mult timp din cauza resurselor insuficiente de energie din cele două regiuni, în care consumul de electricitate este foarte ridicat, iar iernile grele au crescut consumul de gaze naturale, ceea ce a forțat autoritățile să caute soluții alternative.

Încă din 2013, ministrul delegat pentru Energie de atunci, Constantin Niță, declara că România va înainta Turciei oferte de export de energie, el discutând cu omologul său de la Ankara despre dezvoltarea unei legături directe între cele două țări în vederea acestui schimb comercial, constând în instalarea unui cablu submarin între România și Turcia, necesar pentru descărcarea excesului de curent electric produs de centralele eoliene din Dobrogea.

Acest proiect trena de mai mulți ani, printre altele din cauza opoziției opoziţiei Guvernului bulgar, care nu dorea ca România să concureze Bulgaria la vânzarea de curent electric către Turcia. Cablul submarin ar urma să tranziteze apele teritoriale ale Bulgariei, din acest motiv fiind nevoie de acordul Executivului de la Sofia.

Transelectrica a semnat în 2009, cu firma Vattenfall Power Consultant AB, din Suedia, un contract pentru realizarea unui studiu de fezabilitate, inclusiv studiu de mediu, și a caietelor de sarcini pentru proiectul „Cablu Submarin România - Turcia (HVDC Link)”, valoarea contractului fiind de 1,24 milioane euro.

Scopul proiectului, care a fost conceput ca urmare a unor înţelegeri preliminare între autorităţile din România şi Turcia, este facilitarea comerţului cu energie electrică între cele două ţări, în principal pentru satisfacerea nevoilor în creştere de consum de electricitate din Turcia, precum şi pentru valorificarea potenţialului de producţie pentru export din România, aflat în creștere semnificativă ca urmare a boom-ului eolian din Dobrogea. Proiectul a fost pus pe hold din cauza lipsei de finanțare.

Proiect tot mai în ceață

Recent, Transelectrica şi firma italiană Prysmian PowerLink au anunțat că vor forma o echipă de experţi şi specialişti care să elaboreze studii şi analize ale implicaţiilor tehnice, comerciale, financiare şi juridice aferente finanţării şi construirii cablului submarin de transport electricitate între România şi Turcia.

Operaţiunea va fi efectuată în baza unui memorandum semnat recent la Guvern, document prin care se urmăreşte analizarea pre-fezabilităţii proiectului deja elaborat de Transelectrica, în 2008-2012, stabilirea celor mai bune condiţii în care să fie identificate acţiunile pentru realizarea studiilor şi elaborării raportului final de fezabilitate, precum şi pentru prospectarea proiectului, pentru investitorii potenţiali.

Numai că, tot recent, compania de stat Nuclearelectrica a anunțat că se retrage din proiectul cablului electric submarin România – Turcia, din cauza opoziției acționarului minoritar Fondul Proprietatea. Tot Fondul Proprietatea s-a opus și participării companiei de stat Romgaz la acest proiect. Motivația Fondului a fost că fezabilitatea și rentabilitatea economică a proiectului sunt îndoielnice.

Cinci companii energetice controlate de statul român au acordat, anul trecut, sponsorizări totale în sumă de 13,4 milioane de lei, grosul cheltuielilor de sponsorizare ale acestora, respectiv peste 79% din total (10,6 milioane lei), mergând către finanțarea activităților sportive, în special a fotbalului.

În august anul trecut, ministrul delegat pentru Energie de atunci, conducător al fostului Departament pentru Energie, actualmente Ministerul Energiei, a emis un ordin potrivit căruia companiile din subordinea instituției au căpătat obligația de a publica într-un raport anual toate sponsorizările efectuate în anul anterior.

Cinci companii, respectiv Romgaz, Transgaz, Conpet, Complexul Energetic Oltenia și Nuclearelectrica, și-au făcut deja publice situațiile sponsorizărilor acordate în 2014. Unele companii energetice de stat, cum ar fi Oil Terminal sau Complexul Energetic Hunedoara, au anunțat că nu au avut cheltuieli cu sponsorizările anul trecut, iar altele, precum Transelectrica, urmează să-și publice aceste cheltuieli odată cu raportul anual complet pe 2014.

Din documentele deja publicate, consultate și sintetizate de Energy Report, rezultă că Romgaz, Transgaz, Conpet, Complexul Energetic Oltenia și Nuclearelectrica au avut, anul trecut, cheltuieli cu sponsorizările în sumă totală de 13,4 milioane lei, din care 79% au avut ca destinație finanțarea activităților sportive.

Nu degeaba se numește Gaz Metan Mediaș

Cele mai mari cheltuieli de sponsorizare au fost fost efectuate în 2014 de către producătorul de gaze naturale Romgaz, acestea cifrându-se la 10,063 milioane lei, din care 80% (8,052 milioane lei) pentru finanțarea activităților sportive.

Principalul beneficiar al acestor sponsorizări acordate de Romgaz a fost secția de fotbal a clubului sportiv Gaz Metan Mediaș. Romgaz nu a prezentat defalcat sumele exacte cu care a sponsorizat fiecare beneficiar din domeniul sportului.

În 2014, Romgaz a mai dat sponsorizări de 972.600 lei pentru acordarea de ajutoare umanitare și sociale, 853.109 lei pentru diverse proiecte legate de învățământ, cultură, sănătate și cercetare, precum și 185.057 lei pentru sponsorizarea mai multor unități de cult.

Operatorul sistemului național de transport al gazelor naturale, Transgaz, a avut, în 2014, cheltuieli totale de sponsorizare de 2.234.565 lei, din care aproape 93% au avut ca destinație finanțarea activităților sportive. Din această sumă, cea mai mare parte, respectiv 2,05 milioane lei, a avut ca destinație sprijinirea financiară a clubului sportiv Gaz Metan Mediaș. Potrivit raportului Transgaz, în ultimii trei ani, compania a sponsorizat Gaz Metan Mediaș cu suma totală de 4,875 milioane lei.

O altă sponsorizare semnificativă financiar a Transgaz în 2014 a fost cea de 41.765 lei acordată ONG-ului Centrul de Resurse pentru Societatea Civilă pentru lansarea la Chișinău a volumului "7 teme fundamentale pentru România", îngrijit de Dan Dungaciu, Vasile Iuga și Marius Stoian și prefațat de fostul șef al SRI, George Maior.

În rest, Transgaz a mai acordat sponsorizări de maxim 10.000 de lei per beneficiar sau proiect, pentru unități de cult, ajutoare umanitare și sociale, învățământ, cultură, sănătate și cercetare.

Fotbal și piese de schimb pentru Jandarmerie

Conpet SA, concesionara sistemului național de transport prin conducte al țițeiului și produselor petroliere, a avut, în 2014, cheltuieli totale de sponsorizare de 589.373 lei, din care 67% (397.000 lei) pentru finanțarea activităților sportive. Cei mai mulți bani i-au primit echipa de fotbal de Liga a III-a FC Conpet – 160.000 lei, precum și echipele de popice, karate, ciclism și box de la clubul CS Conpet – în total 100.000 lei.

Conpet a mai sponsorizat Jandarmeria Română cu piese de schimb pentru mașini în valoare totală de 87.953 lei, precum și Comitetul Național Român al Consiliulului Mondial al Energiei, pentru organizarea Forumului Regional al Energiei pentru Europa Centrala și de Est FOREN 2014, cu 30.000 lei.

Pentru sponsorizarea unităților de cult, Conpet a cheltuit 10.000 de lei, iar pentru ajutoare umanitare și sociale – 7.500 lei. Alte cheltuieli de sponsorizare au vizat organizarea de diferite evenimente, conferințe și simpozioane din domeniile antreprenorat, cultură, social etc.

Teatru și "Mărioară de la Gorj"

Un caz atipic este Complexul Energetic Oltenia. Din cheltuielile totale de sponsorizare declarate de companie în 2014, cifrate la 413.751 lei, cea mai mare parte, respectiv 145.000 lei (35%), a mers către Teatrul Elvira Godeanu din Târgu-Jiu, pentru pregătirea stagiunii 2014.

Dintre sponsorizările importante ale CE Oltenia de anul trecut mai menționăm finanțarea acordată Federației Române de Handbal – 50.000 lei, sprijinul acordat pentru continuarea studiilor unei persoane cu venituri mici – 25.560 lei, finanțarea amenajării și dotării Parohiei Sfânta Varvara – 22.000 lei, premierea elevilor olimpici din județul Gorj – 20.000 lei, dotarea Spitalului de Pneumofiziologie "Marius Nasta" – 14.968 lei, dotarea Spitalului de Urgență Târgu-Jiu – 12.096 lei sau organizarea de către Primăria Târgu-Jiu a spectacolului de muzică lăutărească "Mărioară de la Gorj" – 10.000 lei.

Vedeta Geoană

La Nuclearelectrica, din totalul cheltuielilor de sponsorizare consemnate în 2014, cifrate la 106.951 lei, cea mai mare parte, respectiv 40.000 lei (37%), a mers către finanțarea refacerii instalației interioare de încălzire a Centrului de îngrijire și tratament "Sfântul Laurențiu" din Cernavodă.

Nuclearelectrica a mai acordat o sponsorizare de aproape 22.000 lei Institutului Aspen condus de Mircea Geoană, pentru organizarea conferinței internaționale Bucharest Forum Energy 2014.

Compania a mai dat 15.000 lei Comitetului Național Român al Consiliulului Mondial al Energiei, pentru organizarea mesei rotunde cu tema "Energia nucleară în contextul politicii europene pentru energie 2030", 13.000 lei pentru organizarea conferinței internaționale a tinerilor din domeniul energiei nucleare IYNC 2014 sau 4.416 lei pentru lansarea la Chișinău a volumului "7 teme fundamentale pentru România", îngrijit de Dan Dungaciu, Vasile Iuga și Marius Stoian și prefațat de fostul șef al SRI, George Maior.

Sponsorizări "cu cântec"

În septembrie anul trecut, ANI a cerut Parchetului să îl verifice pentru conflict de interese pe fostul director al Romgaz Mediaş Marcel Piteiu, care ar fi semnat opt contracte de sponsorizare, în valoare de aproximativ 2,8 milioane de euro, între companie şi CS "Gaz Metan", unde era membru al Consiliului Director.

Potrivit Agenţiei Naţionale de Integritate (ANI), Marcel Adrian Piteiu a fost în conflict de interese în 2009-2011, perioadă în care a fost director general al Societăţii Naţionale de Gaze Naturale "Romgaz" Mediaş.

"În calitate de director general şi reprezentant al SNGN «Romgaz» SA Mediaş, Piteiu Marcel Adrian a încheiat şi semnat, în perioada 2009 - 2011, un număr de opt contracte de sponsorizare în valoare totală de 12.069.000 lei (aprox. 2.850.000 euro), între SNGN «Romgaz» SA Mediaş (în calitate de sponsor, reprezentat de persoana evaluată - director general) şi Clubul Sportiv «Gaz Metan» Mediaş (în calitate de beneficiar, în cadrul căruia persoana evaluată deţine calitatea de membru al Consiliului Director)", se arăta într-un comunicat de presă al ANI.

Astfel, ANI a sesizat Parchetul Judecătoriei Mediaş, solicitând să facă verificări pentru conflict de interese în cazul lui Marcel Piteiu.

Curtea de Conturi se implică

În septembrie 2013, directorul general al Complexului Energetic Oltenia, Laurențiu Ciurel, declara că Curtea de Conturi impută Complexului o sumă de cinci milioane de lei, reprezentând o parte din finanţarea pe care fostele complexe energetice Turceni şi Rovinari au acordat-o în perioada 2009 - 2012 echipei de fotbal Pandurii Târgu Jiu, sub formă de sponsorizare.

Ciurel spunea atunci că suma a fost descoperită în urma unui control al Curţii de Conturi la unităţile miniere din complex, unităţi care, până în 2012, aparţineau fostei Societăţi Naţionale a Lignitului şi fostelor complexe energetice de la Turceni şi Rovinari.

"Banii nu erau prevăzuţi în buget pentru aşa ceva, s-au dat pe sponsorizare, aşa cum am plătit şi eu când eram director la Rovinari în 2007-2008. Numai că atunci aveam profit. Legea pune anumite condiţii, iar din 2009 nu a mai fost nici profit, şi nici cifra de afaceri nu corespundea criteriilor prevăzute de lege. Trebuia găsită o altă cale", a spus Ciurel. Managerul privat al CE Oltenia susţinea că are obligaţia să recupereze banii respectivi, el intenţionând însă mai întâi să conteste în instanţă decizia Curţii de Conturi.

"Curtea spune că am prejudiciat bugetul cu peste cinci milioane de lei, care reprezintă impozit pe profit. Contestăm, dar nu avem nicio şansă aici. Vin din urmă lucruri care dacă rămân aşa, că tot descoperim scheleţi din ăştia, nu ne va fi probabil uşor în viitor. Bugetul de acum nu poate suporta aceste multe milioane care trebuie date înapoi", a spus Ciurel.

Anterior, Curtea de Conturi a imputat CE Oltenia alte aproximativ 18,8 milioane de lei pe care unităţile din componenţă, respectiv fostele complexe de la Turceni şi Rovinari, împreună cu SNL Oltenia, au acordat-o clubului Pandurii în perioada 2009-2012. CE Oltenia a solicitat banii la Clubul Pandurii, iar echipa a contestat în instanţă acest lucru, procesul fiind pe rol la Tribunalul Gorj.

Gala Bute

În februarie anul acesta, senatorul Ion Ariton, fost ministru al Economiei, a fost pus sub control judiciar de către DNA până în aprilie, fiind obligat să nu părăsească ţara şi să se prezinte la Poliţia Sibiu în zilele stabilite prin programul de supraveghere.

Potrivit procurorilor anticorupție, Ariton i-ar fi determinat pe reprezentanţii a zece companii de stat, printre care Hidroelectrica, Nuclearelectrica şi Romgaz, să sponsorizeze ilegal, cu suma totală de peste 1,7 milioane de lei, organizarea Galei Bute de către firma lui Rudel Obreja.

"În calitatea sa de ministru al Economiei, Ariton Ion i-ar fi determinat pe reprezentanţii a 10 companii de stat aflate în subordinea sa (Hidroelectrica S.A., Transelectrica S.A., Nuclearelectrica S.A., S.N.T.G.N. Transgaz S.A., Complexul Energetic Turceni S.A., Complexul Energetic Rovinari S.A., S.N.G.N. Romgaz S.A., Oil Terminal S.A., IAR Ghimbav S.A. şi Societatea Naţională a Apelor Minerale S.A.) să sponsorizeze, cu suma totală de 1.742.830 lei, organizarea galei internaţionale de box profesionist organizată la Bucureşti la data de 09.07.2011, în cadrul căreia a evoluat sportivul Lucian Bute", arăta DNA în referatul cauzei, transmis procurorului general al Parchetului Înaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie, în vederea sesizării Senatului pentru formularea cererii de efectuare a urmăririi penale.

Anchetatorii au precizat că evenimentul era organizat de societatea comercială cu capital privat Europlus Computers SRL, astfel că sponsorizarea galei de box era interzisă de Legea 32/1994. Potrivit articolului 3 alineatul 2 din actul normativ, societăţile comerciale cu capital majoritar de stat nu pot efectua activităţi de sponsorizare având ca beneficiari societăţi comerciale cu capital privat.

Probleme și la Petrolul Ploiești

În 3 martie anul acesta, primarul municipiului Ploiești, Iulian Bădescu a fost reţinut de procurorii DNA, în dosarul finanţării echipei de fotbal Petrolul Ploieşti cu fonduri de la bugetul local.

Potrivit unui comunicat de presă al DNA, procurorii Serviciului teritorial Ploieşti al instituţiei au dispus punerea în mişcare a acţiunii penale în cazul lui Iulian Bădescu, fiind acuzat de luare de mită şi abuz în serviciu cu consecinţe deosebit de grave având ca rezultat obţinerea pentru altul a unui folos necuvenit (2 acte materiale).

Conform anchetatorilor, Iulian Bădescu, în calitate de primar al Ploieştiului şi ordonator principal de credite, a semnat, în 21 ianuarie 2013, un contract de cooperare încheiat între municipiul Ploieşti şi Asociaţia Comunitară "Lupii Galbeni 2012” Ploieşti, iar în 28 iunie 2013 a semnat regulamentul privind punerea în aplicare a acestuia, în lipsa vizei de control financiar preventiv propriu, sustrăgând aceste operaţiuni controlului de legalitate, regularitate şi încadrare în creditele bugetare şi a dispus plata sumei de 8.000.000 lei, în trei tranşe, către asociaţie, deşi cunoştea că nu este legală.

"Aceste fapte au avut ca rezultat prejudicierea bugetului local cu suma anterior menţionată, precum şi obţinerea de către Asociaţia Comunitară «Lupii Galbeni 2012» Ploieşti a unui folos necuvenit de aceeaşi valoare. Prin semnarea contractului şi a regulamentului sus menţionate, inculpatul Bădescu Iulian şi-a îndeplinit defectuos atribuţiile de serviciu prevăzute de Legea nr. 215/2001 a administraţiei publice locale şi a încălcat dispoziţiile din O.G. nr. 119/1999 privind controlul intern şi controlul financiar preventiv şi pe cele din Legea nr. 273/2006 privind finanţele publice locale", se arăta în comunicatul citat.

Potrivit aceluiaşi document, Bădescu i-a pretins unui reprezentant al Asociaţiei Comunitare "Lupii Galbeni 2012” Ploieşti, în schimbul derulării contractului de asociere şi a regulamentului de aplicare a contractului, precum şi a efectuării plăţilor către asociaţie, suma de 300.000 euro reprezentând un comision de 10% din valoarea totală a sumelor ce urmau a fi acordate de primărie jucătorilor echipei de fotbal Petrolul Ploieşti, ale cărei interese erau reprezentate de Asociaţia Comunitară, precum şi foloase necuvenite constând în contravaloarea transportului şi a cazării, în perioadele ianuarie - februarie 2013, respectiv ianuarie - februarie 2014, la două hoteluri din Turcia, unde Iulian Bădescu a însoţit echipa în desfăşurarea cantonamentului.

În decembrie 2012, Consiliul Local Ploieşti a aprobat alocarea câtorva milioane de euro de la bugetul local, suma finală variind în funcţie de performanţele competiţionale ale echipei Petrolul. Întrucât echipa a câştigat Cupa României şi s-a plasat pe un loc de top în Campionatul Naţional, suma finală aprobată a fost de trei milioane de euro, bani care să fie folosiţi, conform contractului, pentru salariile şi premiile jucătorilor şi ale staff-ului.

La începutul anului trecut, DNA a deschis o anchetă în acest caz, consilierii locali, dar şi primarul Iulian Bădescu fiind chemaţi pentru audieri în acest dosar, în care investigaţia nu s-a finalizat.

Romgaz a finalizat, luna aceasta, lucrările necesare punerii în exploatare experimentală a două noi acumulări de gaze naturale descoperite în Platforma Moldovenească şi Bazinul Transilvaniei, pe raza localităţilor Frasin (județul Suceava), respectiv Criş (județuș Mureş).

Sonda de la Frasin, forată la o adâncime de 4.100 de metri, se află în perimetrul de explorare-dezvoltare-exploatare RG 04 Moldova Nord, zonă în care Romgaz extrage gaze naturale încă din anul 1972. Prin acest foraj, finalizat în cursul lunii ianuarie 2015, a fost pus în evidenţă un zăcământ de gaz-condensat pentru care în acest moment se află în derulare programul de dezvoltare, se arată într-un comunicat al companiei.

Sonda de la Criş (comuna Daneş, județul Mureş) este realizată la adâncimea de 2.600 de metri şi este cuprinsă în perimetrul RG 03 Transilvania Sud, unde există unele dintre cele mai vechi zăcăminte de gaze naturale din România. Descoperirea, realizată în cursul lunii ianuarie 2014, a identificat un nou zăcământ de gaze naturale, pe care în acest moment se desfăşoară forajul mai multor sonde, care vor permite evaluarea şi dezvoltarea completă a acestuia, se mai spune în documentul citat.

Producţia zilnică realizată prin aceste două sonde noi este de peste 2.600 de barili echivalent petrol pe zi, adică aproximativ 3% din producţia zilnică de gaze naturale a Romgaz. Ambele zăcăminte se înscriu în ceea ce înseamnă zăcăminte convenţionale de hidrocarburi.

„În ultimii ani, unul dintre cele mai importante obiective ale managementului Romgaz a fost şi continuă să fie creşterea portofoliului de resurse şi rezerve de gaze, prin descoperirea unor zăcăminte noi şi prin dezvoltarea şi îmbunătăţirea recuperării resurselor deja descoperite”, a declarat directorul general adjunct al Romgaz responsabil cu explorarea și producția, Dumitru Rotar.

În acest scop, spune Rotar, compania a alocat resurse în creştere pentru reabilitarea şi modernizarea facilităţilor existente, precum şi pentru noi investiţii în special în explorare geologică şi exploatare. Astfel, în anul 2014, Romgaz a realizat investiţii de 1,0855 miliarde lei, din care cheltuielile pentru explorare geologică şi exploatare au reprezentat circa 54%.

„Anularea declinului de producţie realizată în ultimii 4 ani confirmă potenţialul existent în perimetrele de explorare şi în cele aflate în faza de dezvoltare-exploatare şi ne încurajează să intensificam eforturile pentru valorificarea acestui potenţial. În continuare, ne vom concentra pe căutarea de soluţii atât pentru creşterea productivităţii şi a gradului de recuperare a zăcămintelor vechi, cât şi pentru descoperirea de noi zăcăminte de ţiţei şi gaze”, a conchis directorul general adjunct al Romgaz.

Producătorul de gaze naturale Romgaz, controlat de statul român, 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.

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 producția internă.

În 2014, compania și-a continuat operaţiunile petroliere pentru consolidarea nivelului de producţie. Astfel, activitatea de explorare a identificat resurse prospective de circa 2 miliarde mc și resurse contingente confirmate de circa 5 mld. Mc. De asemenea, Romgaz a derulat prospecțiuni seismice 3D pe o suprafaţă de 1.200 kmp şi a demarat forajul primei sonde în Marea Neagră, în perimetrul Rapsodia.

În ceea ce privește activitatea de exploatare a Romgaz, 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 patru descoperiri de gaze naturale (Armeni, Jibert, Mecea şi Caragele Est- blocurile Nordic şi Vestic ), prin 7 sonde noi. În acest fel, s-a reuşit obţinerea unei rate de înlocuire a rezervelor de circa 90%, precizează Romgaz.

Situația de pe piețele internaționale, marcate de prăbușirea prețului petrolului, dar și structura și preferințele acționariatelor, au făcut ca cele două mari companii autohtone de petrol și gaze, Romgaz și OMV Petrom, să adopte politici de distribuire a profitului total diferite.

În timp ce OMV Petrom, al cărei principal acționar este compania austriacă (și ea parțial companie de stat, e adevărat) OMV AG (cu 51%, urmată de statul român cu 20,6%) a decis distribuirea a 30% din profitul net (de 2,1 mld lei) drept dividende, Romgaz (al cărei principal acționar este statul român cu 70%) s-a văzut nevoită să renunțe la aproape 85% din profitul net înregistrat în 2014 (1,41 mld lei) în favoarea acționarilor.

Interesant este că Romgaz a apelat la o cosmetizare contabilă pentru a micșora acest procent. Astfel, potrivit unui comunicat al companiei, "cota de repartizare a profitului net de repartizat sub formă de dividende este de 74,89%". Și asta pentru că Romgaz a luat în calcul la redistribuirea profitului și "un rezultat reportat profit din anii precedenți", în valoare de 241 milioane de lei. Astfel, susține compania, "profitul net conform situațiilor financiare este de 1.409.881.221,33 lei, iar profitul net de repartizat este de 1.621.115.085,94 lei." Și așa, deși ""Consiliul de Administrație estimează că, prin politica de dividend, SNGN ROMGAZ-S.A. poate acorda dividende până la maxim 75% din profitul contabil al societății rămas după deducerea impozitului pe profit ", a reușit să majoreze acest procent la aproximativ 85%, pentru că "dividendele cuvenite acționarilor, conform propunerii de repartizare a profitului anului 2014, sunt în sumă de 1.214.080.560 lei", iar profitul net realizat în 2014 este în realitate de 1,4 miliarde lei.

Iar dacă îi eliminăm pe ceilalți acționari, statul român, ca acționar principal cu 70%, va încasa dividende în valoare de 60% din profitul Romgaz, în timp ce OMV AG (care deține 51% din OMV Petrom) 15% din profitul net al companiei de petrol și gaze autohtone. Iar de investiții ar avea nevoie nu numai OMV Petrom, ci și Romgaz.

Diferențele dintre cele rezultatele celor doi giganți au la bază evoluția principalelor lor "produse". Dacă profitul net OMV Petrom a scăzut le la 4,8 miliarde de lei în 2013 la 2,1 miliarde de lei în 2014, ca urmare a reducerii cu peste 50% a prețului petrolului în ultima jumătate a anului (de la peste 110 $/baril la 55 $/baril), Romgaz a beneficiat de liberalizarea prețurilor la gaze și de creșterea tarifelor de înmagazinare prestate către terți și și-a majorat profitul cu peste 44%.

Asociaţii companiilor de petrol şi gaze Amromco Energy, Amromco Production Company şi Amromco Holding Activity au luat act de curând de retragerea din funcţie a administratorului acestora, Robert Thrift Kendall, indică mai documente ale companiilor, consultate de Energy Report.  

Mai renumită pe plan local este Amromco Energy, care are la rândul său ca asociat unic compania Amromco Holding Activity.

Amromco Energy figurează la Ministerul de Finanţe cu afaceri de circa 130 milioane de lei în anul 2013. Compania este cel mai vechi și cel mai mare producător independent de petrol și gaze din Romania, activând încă din anul 2003. Producătorul deține circa 30 de concesiuni pe teritoriul întregii țări, având 300 de angajați în România și alți 30 la sediul din Houston.

Amromco Production Company a fost înfiinţată abia în anul 2012 iar în anul 2013 a avut 21 de angajaţi în medie şi un rulaj de peste 7,5 milioane de lei.

Revenind la Amromco Energy, aceasta a reuşit în ultimii 10 ani să aducă în fază de producție mult mai multe terenuri decât orice alt operator independent de pe plan local.

Amromco Energy își axează activitatea pe exploatarea zăcămintelor mature, prin aplicarea tehnologiei de ultimă generație.

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

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

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

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

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

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

Nivelul de impozitare din România este superior celui din Marea Britanie

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

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

Șase state europene reduc povara fiscală

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

Povara fiscală din România

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

{jathumbnailoff}

Acționarii Romgaz au decis, luni, ca reprezentanții companiei să voteze împotriva unei majorări de capital prin emiterea de acțiuni noi în valoare de 23,2 milioane lei la firma specializată de înmagazinare subterană de gaze naturale Depomureș, controlată de francezii de la GDF Suez și la care Romgaz deține o participație de 40% din acțiuni, respingând și alternativa contractării de către Depomureș a unui credit în cuantumul aceleiași sume, în caz de respingere a majorării de capital.

Majorarea de capital va fi discutată în AGA de la Depomureș de marți, 27 ianuarie. Compania este controlată de francezii de la GDF Suez, cu 59% din acțiuni. Gazprom deține 40% din acțiunile Depomureș, restul titlurilor aflându-se în posesia firmelor MIF SA și Foraj Sonde SA (câte 0,5%). Depomureș operează depozitul de înmagazinare de gaze naturale Târgu Mureș, cu o capacitate de 300 milioane metri cubi.

Potrivit actului constitutiv al Depomureș, decizia de majorare a capitalului social nu poate fi luată decât cu votul a două treimi din acționari, ceea ce înseamnă că, fără aprobarea Romgaz, decizia nu poate fi luată. Pe de altă parte, dacă majorarea de capital ar fi aprobată în forma propusă de GDF Suez, iar Romgaz nu ar participa la ea, producătorul de gaze controlat de statul român ar rămâne cu doar 0,84% din acțiunile Depomureș, în cazul în care toți ceilalți acționari ar subscrie la majorarea de capital proporțional cu numărul de acțiuni deținute.

În consecință, acționarii Romgaz au decis ca reprezentanții companiei să voteze împotriva unei majorări de capital prin emiterea de acțiuni noi în valoare de 23,2 milioane lei la Depomureș și să respingă și varianta contractării de către Depomureș a unui credit în cuantumul aceleiași sume, în caz de respingere a majorării de capital.

În schimb, Romgaz va propune în AGA de la Depomureș majorarea capitalului social al companiei de înmagazinare de gaze naturale fie prin încorporarea în capitalul social a sumelor din contul "Alte rezerve", în valoare de 31,6 milioane lei la finalul anului 2013, fie cu primă de emisiune, pentru a menține valoarea actuală a acțiunii și a rezervelor constituite de actualii acționari, dacă prima de emisiune va fi transferată la "Alte rezerve". Romgaz precizează că Depomureș a respins deja ambele variante.

Motivul declarat pentru care Romgaz nu vrea să bage bani în majorarea de capital a companiei controlate de francezii de la GDF Suez este acela că Romgaz nu are încredere în planul de investiții al Depomureș.

Potrivit documentelor Romgaz, planul prevede majorarea capacității de înmagazinare a depozitului Târgu Mureș de la 300 la 400 milioane metri cubi, cu posibilitate de extindere la 600 milioane metri cubi. Asta ar presupune investiții totale de aproape 283 milioane lei până în 2017, la care Romgaz ar trebui să contribuie cu 63,8 milioane lei.

Romgaz estimează, potrivit legislației în vigoare și unor situații precedente, că Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) nu va recunoaște investițiile Romgaz în tarifele de înmagazinare practicate de companie decât în anul următor punerii în funcțiune a rezultatelor investiției, caz în care indicatorii de rentabilitate ar fi negativi pentru societate. Chiar și în cel mai optimist scenariu luat în calcul, arată Romgaz, durata de recuperare a investiției ar fi de 14 ani și asta doar în ipoteza unui grad de încărcare a depozitului de 100%.

Anul trecut, tariful reglementat pentru prestarea serviciului de înmagazinare subterană a gazelor naturale de către Romgaz a fost majorat cu 1,04%, în timp ce tariful similar la Depomureș a fost redus cu 5,17%, față de 2013, potrivit dispozițiilor ANRE. Anterior, în 2013, tarifele de înmagazinare subterană la ambele societăți fuseseră majorate cu peste 50% comparativ cu 2012, după ce nu mai fuseseră modificate din 2009 încoace. Aceste tarife se reflectă în prețurile achitate de consumatorii finali de gaze.

Depomureș a fost înființată în 2002, fiind primul operat privat de înmagazinare gaze naturale din România. Inițial, compania era controlată de Azomureș și Romgaz. În 2007, GDF Suez a cumpărat pachetul de 59% din acțiunile Depomureș deținut de cei de la Azomureș, preluând controlul asupra companiei.

Acționarii producătorului de gaze naturale Romgaz au aprobat, luni, contractarea de servicii de consultanță, asistență și reprezentare juridică de specialitate pentru gestionarea litigiilor companiei cu ANAF și Interagro.

Astfel, potrivit documentelor companiei, ANAF a derulat o inspecție fiscală la Romgaz în perioada mai – septembrie 2014, în urma căreia a pus în sarcina Romgaz obligații fiscale suplimentare totale în sumă de 22,4 milioane lei, reprezentând impozit pe profit și TVA, precum și penalități și majorări de întârziere.

În replică, Romgaz consideră că ANAF i-a impus în mod greșit obligații fiscale suplimentare și a contestat decizia de impunere la Direcția Generală Regională a Finanțelor Publice Brașov, cea care a efectuat inspecția fiscală menționată mai sus, urmând ca, în cazul respingerii contestației, să atace decizia de impunere în instanță.

"Având în vedere, pe de o parte, faptul că suma contestată este una semnificativă, cu potențial impact negativ în activitatea societății, cu proiecție directă pe profit și posibil a genera efecte nedorite care ar putea leza drepturile și interesele acționarilor și pe de altă parte ținând cont de faptul că domeniile care trebuie abordate în acest caz sunt foarte complexe, cu implicații de natură comercială, juridică și fiscală, apreciem că este oportun și în interesul Romgaz ca atât consultanța, cât și reprezentarea în fața instanțelor de judecată să fie asigurată de către persoane specializate independente pe fiecare domeniu în parte", arată Romgaz.

Acționarii Romgaz au aprobat angajarea de avocați și pentru rezolvarea diferendelor de natură comercială-civilă și potențial penală rezultate ca urmare a derulării relațiilor comerciale cu consumatorul de gaze naturale Interagro, controlat de omul de afaceri Ioan Niculae.

Romgaz arată că Interagro îi datorează aproape 162 milioane lei pentru gaze naturale livrate și neplătite.

"La data prezentei, s-a reușit poprirea asupra conturilor debitorului, indisponibilizarea părților sociale unde este acționar Interagro SA, admiterea cererii de către Judecătoria sector 6 privind validările de popriri asupra terților popriți care au refuzat să pună în practică obligațiile stabilite de executorul judecătoresc și emiterea ordinului de vânzare a pachetului de 235.000.000 acțiuni deținute de Interagro SA la Cerealcom Teleorman", precizează Romgaz.

Compania mai precizează că, în ceea ce privește ancheta penală derulată în acest caz, a pus la dispoziția DIICOT toate documentele solicitate de instituție, inclusiv înregistrări audio ale ședințelor CA și AGA din perioada 2007 – 2011. Romgaz mai arată că, în caz că organul de cercetare penală va stabili că a existat un prejudiciu pentru Romgaz și că acesta trebuie recuperat, compania se va constitui parte civilă în procesul penal, fapt care justifică o dată în plus angajarea de avocați independenți.

Interagro este cel mai mare consumator industrial de gaze naturale din România, cele șase combinate chimice din holdingul controlat de Ioan Nicolae consumând, cumulat, circa 2,5 miliarde de metri cubi de gaze.

În 2013, Romgaz a întrerupt furnizarea de gaze către Interagro, din cauza datoriilor istorice neplătite de zeci de milioane de dolari ale Interagro, pentru gazele livrate în trecut, iar Ioan Nicolae a început să-și alimenteze combinatele cu gaze mai scumpe, cumpărate de la OMV Petrom.

În 2011, Interagro și Romgaz au semnat un memorandum privind achitarea eșalonată a datoriilor, cifrate atunci la circa 100 de milioane de dolari.

Foștii miniștri ai Economiei, Adriean Videanu și Varujan Vosganian, sunt acuzați de procurorii DIICOT că, în perioada 2006 – 2010, au aprobat, semnat şi susţinut în Guvern şase ordine, respectiv trei memorandumuri prin care se acordau discounturi comerciale substanţiale la livrarea de gaze naturale de către Romgaz către Interagro, peste plafoanele practicate de Romgaz, precum şi gaze naturale doar din producţia internă, cu nerespectarea dispoziţiilor legale şi în condiţiile în care Interagro înregistra debite mari la plata gazelor consumate, cauzând un prejudiciu de aproximativ 130 milioane de dolari.

În acest dosar, inițial, Ioan Niculae a fost pus sub acuzare în acest dosar alături de alte 40 de persoane, funcționari publici cu funcții de conducere din cadrul SNGN Romgaz, Ministerul Economiei, Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei și reprezentanți ai unei societăți comerciale din municipiul București, pentru săvârșirea infracțiunilor de complot și subminarea economiei naționale. Acuzațiile au fost schimbate apoi în sustragere de sub sechestru, instigare la abuz în serviciu și spălare de bani.

Acționarii producătorului de gaze naturale Romgaz au aprobat, luni, participarea companiei cu 20.000 de euro la majorarea capitalului AGRI LNG Project Company SRL, responsabilă cu dezvoltarea proiectului omonim de transport de gaze naturale lichefiate din regiunea caspică în Europa.

Astfel, acționarii Romgaz au decis în unanimitate ca reprezentanții companiei controlate de statul român să voteze pentru majorarea capitalului social al AGRI LNG Project Company SRL cu 80.000 de euro la AGA companiei de proiect care urmează a fi convocată luna aceasta, precum și participarea Romgaz cu 20.000 de euro la această majorare de capital.

Proiectul AGRI (Azerbaidjan – Georgia – Romania Interconnector) vizează transportul de gaze naturale din Azerbaidjan către Georgia, printr-o conductă. În Georgia, gazul va fi lichefiat și transportat pe Marea Neagră, pe nave specializate. Procesul de regazeificare va avea loc pe țărmul românesc, la Constanța. Din România, proiectul ar urma să aprovizioneze și Ungaria.

Compania de proiect SC AGRI LNG Project Company SRL a fost înființată în februarie 2011 și are ca asociați companiile SOCAR (Azerbaidjan), Oil and Gas Corporation (Georgia), MVM (Ungaria) și Romgaz.

Luna trecută, Mitică Savu, director în cadrul companiei de proiect, a declarat că studiul de fezabilitate pentru primul terminal de gaze naturale lichefiate din cadrul AGRI a fost finalizat. Acesta a fost realizat de către grupul britanic de inginerie în domeniul petrolului și gazelor Penspen Limited. Costul proiectului este estimat între 1,2 miliarde și 4,5 miliarde de euro, în funcție de capacitatea terminalelor – între 2 și 8 miliarde de metri cubi anual.

Proiectul românesc de construire a unui terminal de gaze naturale lichefiate la Constanța a fost declarat de către Comisia Europeană ca fiind eligibil pentru finanțare prin fonduri europene în 2013, ca parte a planului privind interconectorul de gaze Azerbaijan-Georgia-Romania Interconnector (AGRI), în care mai intră proiectul gazoductului Constanţa - Arad - Csanadpalota (Ungaria).

România, Georgia şi Azerbaijan au semnat, în 2010, la Bucureşti, un acord privind un proiect de transport al gazelor naturale către UE prin intermediul AGRI, care prevede construcţia a două terminale de gaze naturale lichefiate, unul la Constanța și unul în Georgia, proiect despre care autoritățile susțineau la acea dată că ar putea fi dezvoltat mai repede decât Nabucco. Costurile erau estimate la 4-6 miliarde de euro.

Acționarii Romgaz au decis, luni, să contracteze servicii de consultanță pentru selectarea unui partener-investitor alături de care să înființeze o asociere în participațiune, prin intermediul căreia să realizeze lucrări de retehnologizare și modernizare a termocentralei Iernut, aceste lucrări putând beneficia de finanțare nerambursabilă prin Planul Național de Investiții, parte a Strategiei Energetice a României.

Finanțarea nerambursabilă poate fi de maximum 25% din valoarea cheltuielilor eligibile și este obligatoriu ca Romgaz să continue să fie proprietarul termocentralei Iernut, se precizează într-un document al Romgaz. Planul Național de Investiții în energie este finanțat din alocările gratuite de certificate de emisii de gaze cu efect de seră către producătorii de energie de către Comisia Europeană.

Proiectul Romgaz prevede că, în cadrul complexului Iernut, urmează să fie construită o centrală nouă, în ciclu combinat cu turbine de gaze, la o putere instalată de maximum 400 MW și eficiență electrică brută la sarcină nominală de minimum 55%.

"Având în vedere valoarea mare și complexitatea investiției, care va necesita alocarea de resurse proprii, accesarea Planului Național de Investiții, credite bancare și, eventual, accesarea de fonduri structurale, după caz, contracte interne și internaționale, implicațiile de personal etc, considerăm oportună și necesară achiziționarea de servicii de consultanță juridică și asistență de specialitate", arată Romgaz.

Potrivit soluției tehnice alese în urma unui studiu de fezabilitate realizat de Institutul de Studii și Proiectări Energetice București, Romgaz a decis că la Iernut vor fi instalate două cicluri combinate cu turbine de gaze identice, fiecare dintre ele echipat cu câte două turbine cu gaze de 69 MWe, câte două cazane recuperatoare pentru producere de abur, fără ardere suplimentară, echipate cu arzătoare moderne cu formare redusă de NOx și câte o turbină cu abur, de condensație, cu o putere instalată de 69 MW.

"Compararea randamentelor de producere a energiei electrice ale grupurilor existente din centrala de la Iernut cu performanțele realizate pe plan mondial în instalații bazate pe utilizarea unui ciclu combinat duce la o diferență de circa 15-20% în favoarea instalațiilor care utilizează cicluri combinate", afirmă Romgaz.

Cantitatea de gaze livrată de Romgaz centralei electrice proprii Iernut a crescut cu 132,77% în primele 9 luni din 2014, la 304 milioane metri cubi, iar cantitatea de energie electrică livrată de centrală s-a majorat cu 121,18%, la 1,215 milioane MWh, în condițiile în care centrala nu a funcționat în perioada februarie-mai 2013. Veniturile Romgaz din vânzarea de energie electrică au crescut în primele trei trimestre ale anului 2014 cu 47,64%, la 242,94 milioane lei.

Termocentrala Iernut are o capacitate instalată de 800 MW şi a produs în 2013 aproape 1 TWh de electricitate, echivalentul a 1,3% din producţia de energie electrică la nivel naţional.

Romgaz a preluat centrala Iernut în luna februarie a anului 2012, de la altă companie de stat, Electrocentrale Bucureşti, în contul unor datorii neonorate de 653 milioane de lei aferente gazului cumpărat dar neplătit de la compania din Mediaş. În octombrie 2013, Romgaz afirma că trebuie să facă investiţii "substanţiale" pentru a menţine în funcţiune termocentrala de la Iernut, iar până în 2016 va trebui să reducă puterea unităţii, pentru a se conforma cerinţelor de mediu.

Acționarii Romgaz au mai aprobat contractarea de servicii de consultanță și asistență juridică în vederea înființării filialei de înmagazinare gaze naturale Depogaz Ploiești SRL. Potrivit legislației europene, un operator de înmagazinare care face parte dintr-un operator integrat pe verticală trebuie să fie independent cel puțin în ceea ce privește forma juridică, organizarea și procesul de luare a deciziilor, față de alte activități care nu au legătură cu transportul, distribuția sau înmagazinarea.

Astfel, Romgaz va înființa și va înregistra la Registrul Comerțului filiala Depogaz Ploiești SRL, care va prelua activitatea SISGN Ploiești.

"Avem în vedere și data la care a intrat în vigoare Directiva 2009/73/CE (...), cât și faptul că se pot dispune sancțiuni și declanșa procedura de infringement împotriva României, în situația în care separarea nu se realizează în conformitate cu normele europene", arată Romgaz, motivându-și astfel necesitatea de a achiziționa servicii de consultanță juridică pentru înființarea filialei Depogaz Ploiești SRL.

Prăbușirea prețului internațional al petrolului nu are numai efecte pozitive, reducerea prețului carburanților la pompă sau impulsionarea creșterii economice, ci și negative, mai ales asupra companiilor din domeniu.

Investițiile au de suferit, iar blocarea activității îi afectează în primul rând pe furnizorii de servicii petroliere, care ar putea să se confrunte atât cu o penurie de comenzi, cât și cu probleme de cash-flow.

Cel mai mare de furnizor de servicii de prospecțiuni de pe piața autohtonă, Prospecțiuni, tocmai a decis, la ultima Adunare Generală a Acționarilor, contractarea unui credit de la Eximbank în valoare de maxim 6,6 milioane de euro (30 mil de lei) pe o perioadă maximă de 12 luni, pentru "acoperirea nevoilor temporare de numerar: plata furnizori materii prime, materiale, combustibili, salarii, etc, în legatură cu activitatea curenta a companiei."

Inițial, ca urmare a unei erori materiale, fusese anunțată contractarea unui credit de maxim 13,5 milioane de lei (3 mil de euro).

Potrivit unui comunicat al companiei, pe data de 15 ianuarie, Adunarea Generală a Acționarilor a aprobat "contractarea de la EximBank a facilitatii de finantare de tip credit pe obiect (revolving) cu un plafon maximal in valoare de 30.000.000 lei, pe o perioada de 12 luni, cu posibilitatea prelungirii ulterioare, la solicitarea societatii.

Totodată, s-a aprobat constituirea garanțiilor colaterale aferente facilității de creditare, care constau în "cesiune de prin rang asupra încasărilor prezente și viitoare ce decurg din contractul încheiat de catre Prospectiuni S.A. cu SNGN Romgaz SA, înregistrat sub nr. 5893/11 .09.2014 (cu modificarile ulterioare) - servicii de achizitie și procesare seismica 3D" și "ipotecă mobiliara asupra conturilor curente prezente și viitoare deschise de Prospectiuni S.A. la EximBank".

Societatea Prospecțiuni S.A. se angajează să nu se divizeze, să nu fuzioneze și să nu decidă dizolvarea anticipată a societății pe toată durata valabilitații facilității de finanțare, fără acordul prealabil al EximBank.

Profitul net al Romgaz, producătorul de gaze naturale controlat de statul român, a crescut cu 40% în primele nouă luni ale anului, comparativ cu perioada similară din 2013, la 1,113 miliarde lei, ca urmare a majorării prețului mediu de vânzare a gazelor cu 29%, la 673,8 lei/mia de metri cubi, precum și a creșterii cantității de gaze vândute cu 7,65%, la 3,835 miliarde de metri cubi, aceste două elemente având o influență pozitivă cumulată asupra veniturilor companiei de 718 milioane lei.

Față de primele trei trimestre din 2013, ca urmare a aplicării de către autoritățile de stat de la București a calendarului de aliniere treptată a prețurilor producției interne de gaze naturale a României la cele din UE, urmare a acordului cu FMI și Comisia Europeană, prețul mediu de vânzare al gazelor naturale practicat de Romgaz a crescut, în primele nouă luni din 2014, cu 28,63%, de la 523,8 la 673,8 lei/mia de metri cubi.

Scumpirea gazelor a adus în plus Romgaz, față de perioada ianuarie-septembrie 2013, venituri de 575,218 milioane lei. Cifra de afaceri a companiei a crescut în primele nouă luni ale anului cu 27% (699,72 milioane lei), la 3,286 miliarde lei. Cea mai mare pondere în cifra de afaceri a companiei au avut-o veniturile din vânzarea producției interne de gaze, care au crescut cu 38,5%, la 2,584 miliarde lei.

În schimb, cantitatea de gaze din import vândută pe piața internă a scăzut cu aproape 70%, la 72,9 milioane metri cubi, iar veniturile din vânzarea acestor gaze s-au redus cu 70,6%, la 104,116 milioane lei.

"Reducerea cantităților de gaze naturale livrate din import se datorează prevederilor Ordinului ANRE nr.24/2013 pentru aprobarea Metodologiei de alocare a cantităților de gaze naturale rezultate din activitatea de producție necesare acoperirii consumului pe piața reglementată, conform căruia producătorii de gaze naturale nu mai au obligația să livreze gaze naturale în amestec intern cu import", se arată în raportul Romgaz la nouă luni.

Producția de gaze extrase a crescut marginal, cu 0,71%, la 4,227 miliarde metri cubi.

Cantitatea de gaze livrată de Romgaz centralei electrice proprii Iernut a crescut cu 132,77%, la 304 milioane metri cubi, iar cantitatea de energie electrică livrată de centrală s-a majorat cu 121,18%, la 1,215 milioane MWh, în condițiile în care centrala nu a funcționat în perioada februarie mai 2013. Veniturile din vânzarea de energie electrică au crescut în primele trei trimestre ale anului 2014 cu 47,64%, la 242,94 milioane lei.

Creanțe depreciate, redevențe și impozite mai mari

Cheltuielile cu investițiile s-au situat la nivelul de 751 milioane lei, înregistrând o creștere de 28,73%, comparativ cu perioada similară a anului 2013 (582,6 milioane lei).

În primele trei trimestre ale anului 2014, Romgaz a înregistrat o pierdere de 195,6 milioane lei, datorată înregistrării unei deprecieri a creanțelor în sumă de 179,144 milioane lei, din care cea mai mare influență a reprezentat-o deprecierea creanței înregistrate față de Electrocentrale Galați, în sumă de 131,991 milioane lei, la care se adaugă ajustarea creanței față de Interagro, în sumă de 47,962 milioane lei.

"La finele perioadei de raportare, ajustarea totală înregistrată față de clienții Electrocentrale Galați și Interagro este de 176,658 milioane lei, respectiv 261,072 milioane lei. Prin sentința Civilă nr.603/16.06.2014 a Tribunalului Galați, s-a deschis procedura de insolvență a clientului Electrocentrale Galați", se menționează în raportul citat.

Ca urmare a creșterii prețului de vânzare al gazelor naturale din producția internă proprie, cheltuielile Romgaz cu redevențele datorate statului au crescut, atât în ceea ce privește redevențele pentru producția propriu-zisă (cu 28,59%, la 204,801 milioane lei), cât și în ceea ce privește redevențele pentru înmagazinare, (cu 35,42%, la 9,211 milioane lei).

Cheltuielile companiei cu impozitul pe veniturile suplimentare înregistrate ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale au crescut de peste 4 ori în primele nouă luni din 2014, la 235,25 milioane lei. În plus, Romgaz a plătit impozit pe construcții speciale în sumă de 67,141 milioane lei.

Fondul Proprietatea a vândut 23,6% din acțiunile societății Conpet SA, controlată majoritar de statul român și care este concesionara Sistemului Național de Transport al țițeiului, 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, a anunțat, joi, Fondul.

"În urma finalizării procedurii de plasament privat pe Bursa de Valori Bucureşti a acţiunilor ordinare deţinute de Fond în Conpet SA anunţată ieri, numărul final al acţiunilor oferite este de 2.047.095 acţiuni ordinare emise de societate, iar preţul per acţiune este de 48,75 lei. În urma finalizării tranzacţiei, Fondul va deţine 524.366 acţiuni în cadrul Conpet, reprezentând aproximativ 6,1% din capitalul social al societăţii", se arată într-un comunicat al Fondului Proprietatea.

Potrivit legislației europene și americane, investitori calificați sunt instituțiile de credit, societățile de investiții financiare, asigurătorii, fondurile de pensii, organismele de plasament colectiv, autoritățile de stat, instituțiile financiare internaționale precum FMI, precum și alte persoane juridice și fizice, cu condiția să dețină un anumit nivel de active financiare și să efectueze tranzacții la bursă care să depășească un anumit prag.

Anterior tranzacției, Fondul Proprietatea deținea 29,70% din acțiunile Conpet. Compania este controlată de statul român, prin Ministerul Economiei, care deține 58,74% din acțiunile Conpet.

Profit din majorare/scutire de tarife

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

În primele nouă luni ale acestui an, Conpet a obținut un profit net de 47,95 milioane lei, în creștere cu 21% față de perioada corespunzătoare din 2013. Rezultatul a fost obținut în pofida faptului că, potrivit documentelor companiei, gradul de utilizare al sistemului de transport a scăzut, în intervalul menționat, de la 28,8% la 27,12%, ca urmare a scăderii volumelor transportate de Rompetrol, care și-a construit propriul terminal marin.

În schimb, la finalul anului trecut, Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) a aprobat majorarea cu 5,44% a tarifelor percepute de Conpet pentru transportul ţiţeiului autohton, al gazolinei, etanului şi condensatului. Anterior, în perioada 2010-2012, tarifele respective fuseseră majorate cu 11,7%. Pe de altă parte, arată compania, tarifele pentru subsistemul import-bazinul Ploiești, compus din rafinăriile Petrobrazi a OMV Petrom și Petrotel a Lukoil, nu au fost ajustate în același mod, fiind înghețate de către autoritatea competentă la nivelul anului 2010.

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 drumurilor publice, Executivul invocând faptul că, din această cauză, în prezent sunt blocate 6 lucrări de acest tip ale Conpet, iar societatea s-ar confrunta cu riscul de faliment în cazul în care ar plăti aceste tarife.

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

Exit-uri din energie

De anul trecut, 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 anul acesta, 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.

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, 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.

Clienții casnici, autoritățile și instituțiile publice, persoanele juridice de drept public sau privat care îşi desfăşoară activitatea în domeniul sănătăţii, educaţiei, asistenţei sociale, hotelier şi alte facilităţi de cazare vor avea statutul de clienți protejați în cazul apariției unei situații de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze, Serviciul Autoritate Competentă pentru asigurarea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale din cadrul Departamentului pentru Energie urmând să aprobe, până pe 15 noiembrie, lista consumatorilor protejați, întocmită de către Transgaz și de către operatorii de distribuție.

În schimb, clienților industriali, inclusiv centralelor în cogenerare care produc pentru sistemul de încălzire centralizată și au o putere instalată mai mare de 10 MW, li se va asigura, în cazul apariției unei situații de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze, doar acea cantitate de gaze naturale necesară menţinerii integrităţii fizice a instalaţiilor exploatate şi/sau a securităţii mediului, potrivit unui proiect de Hotărâre de Guvern pentru aprobarea Regulamentului privind identificarea clienţilor întreruptibili de siguranţă şi a consumatorilor protejaţi.

Clienți întreruptibili de siguranță sunt și centralele electrice pe gaze naturale ale OMV Petrom și Romgaz, respectiv Brazi și Iernut.

Potrivit notei de fundamentare a proiectului de HG, prin Legea nr. 127/2014 pentru modificarea şi completarea Legii energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012 şi a Legii petrolului nr. 238/2004 a fost introdusă noţiunea de client întreruptibil de siguranţă, definit ca acel client final care prin reducerea consumului său până la oprire contribuie la menţinerea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale în situaţie de urgenţă.

Legea prevede că reglementarea regimului juridic aplicabil clientului întreruptibil de siguranţă, precum şi orice alte măsuri de realizare a implementării Regulamentul UE nr. 994/2010 al Parlamentului European şi al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale.

Proiectul de regulament prevede măsurile de determinare a clienţilor întreruptibili de siguranţă, a consumatorilor protejaţi în situaţii de urgenţă şi se stabileşte perioada de întreruptibilitate pentru siguranţă, perioada situaţiei de urgenţă, precum şi principiile de lucru pentru situaţii de urgenţă.

Astfel, clienții casnici, autoritățile și instituțiile publice, persoanele juridice de drept public sau privat care îşi desfăşoară activitatea în domeniul sănătăţii, educaţiei, asistenţei sociale, hotelier şi alte facilităţi de cazare vor avea statutul de clienți protejați în cazul apariției unei situații de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze.

În schimb, clienților industriali li se va asigura, în cazul apariției unei situații de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze, doar acea cantitate de gaze naturale necesară menţinerii integrităţii fizice a instalaţiilor exploatate şi/sau a securităţii mediului. Clienții industriali sunt acei clienți finali noncasnici al căror consum anual de gaze naturale estimat la locul de consum, în baza tipului şi debitelor aparatelor de utilizare a gazelor instalate, este de cel puţin 450.000 MWh.

În plus, centralele în cogenerare de înaltă eficienţă cu o putere instalată mai mare de 10 MW, care produc energie termică destinată sistemului centralizat de încălzire, sunt considerate clienţi industriali indiferent de nivelul consumului lor.

Potrivit documentului citat, producătorii de energie electrică care, potrivit prevederilor legale, sunt exceptaţi in perioada de întreruptibilitate pentru siguranţă de la respectarea structurilor de gaze naturale stabilite/avizate de Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei, sunt consideraţi clienţi întreruptibili de siguranţă pe perioada de întreruptibilitate pentru siguranţă.

Potrivit HG nr. 870/2012, sunt exceptate de la respectarea structurilor menționate mai sus cantităţile de gaze naturale din producţia internă utilizate de către producătorii de gaze naturale, titulari de acorduri petroliere, la producerea de energie electrică în propriile centrale electrice pe bază de gaze naturale, aceste centrale fiind declarate clienți întreruptibili de gaze naturale. Este vorba de centralele electrice Brazi și Iernut, aparținând OMV Petrom și Romgaz.

Proiectul de regulament prevede că perioadele de întreruptibilitate pentru siguranță, în care poate fi instituită starea de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze, pot fi cuprinse între data de 15 noiembrie a unui an și data de 31 martie a anului următor.

Până la 15 noiembrie a fiecarui an, Transgaz, operatorul sistemului de transport (OST) și operatorii de distribuție (OSD) vor întocmi proceduri de lucru privind limitarea şi/sau întreruperea distribuţiei/transportului către clienţii întreruptibili de siguranţă racordaţi la reţelele operate de aceştia, care vor fi supuse aprobării Serviciului Autoritate Competentă (AC) pentru asigurarea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale din cadrul Departamentului pentru Energie şi care după aprobare se vor publica pe paginile de internet ale acestora.

OTS şi OSD au obligaţia de a monitoriza parametrii operativi de funcţionare ai sistemului național de transport, respectiv ai sistemului de distribuție şi de a-i corela cu informaţiile referitoare la factorii care determină situaţiile de urgenţă, în conformitate cu planul de urgenţă.

AC verifică dacă sunt îndeplinite conditiile şi hotărăşte asupra declarării situaţiei de urgenţă.

Declararea apariţiei şi încetării situaţiei de urgenţă se realizează prin ordin al ministrului delegat pentru Energie. Ordinul va fi publicat pe site-ul Departamentului pentru Energieşi pe site-urile OTS şi OSD.

Pe perioada situatiei de urgenţă, furnizorii, OSD şi OST au obligaţia ca, la instrucţiunile AC, să limiteze şi/sau să întrerupă distribuţia/transportul gazelor naturale către clienţii întreruptibili de siguranţă.

În cel mult 12 ore de la intrarea în vigoare a ordinului ministrului delegat pentru Energie, OTS şi OSD vor notifica fiecărui client întreruptibil de siguranţă racordat la reţele operate de aceştia asupra declarării apariţiei situaţiei de urgenţă. Prin notificare, clienţilor întreruptibili de siguranţă li se comunică şi măsurile ce vor fi aplicate în această situaţie.

Notificările transmise de către OTS şi OSD trebuie să cuprindă cel puţin următoarele informaţii: 
i) denumirea clientului întreruptibil de siguranţă; 
ii) punctul de ieşire din SNT/SD la care va opera limitarea/întreruperea/sistarea; 
iii) locul de consum; 
iv) capacitatea limitată/întreruptă; 
v) cantitatea de gaze naturale care va fi limitată/sistată; 
vi) ziua gazieră şi ora la care limitarea/întreruperea/sistarea va deveni efectivă; 
vii) estimarea neangajantă a OTS şi a OSD cu privire la data probabilă a încetării situaţiei de urgenţă.

După primirea notificării, clienţii întreruptibili de siguranţă au obligaţia reconsiderării în consecinţă a cererilor de consum către furnizorii lor.

Tranzacţiile cu gaze naturale pe perioada situaţiei de urgenţă se vor baza pe mecanismele pieţei, cu excepţia situaţiei în care planul de urgenţă impune aplicarea în plus a unor măsuri care nu sunt bazate pe mecanisme de piaţă, în scopul garantării aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi.

OST şi OSD vor monitoriza consumurile pe perioada Situaţiei de urgenţă şi vor informa operativ AC asupra situaţiei curente.

În termen de maximum 12 de ore de la intrarea în vigoare a ordinului ministrului delegat pentru Energie privind incetarea situaţei de urgență, OTS siOSD vor informa clienţii întreruptibili de siguranţă cu privire la momentul reluării prestării serviciului de transport/distribuţie în condiţii normale, cu respectarea procedurilor şi a termenelor prevăzute în Codul reţelei.

Acordurile de concesiune pentru explorare, dezvoltare şi exploatare petrolieră E VII - 1 Maramureş, E VII – 4 Giurgiu şi E VII – 5 Roşiori încheiate între ANRM şi Petrom şi aprobate în martie 2008, au încetat luna trecută, indică deciziile Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, consultate de Energy Report.

Tot Petrom a fost câştigătorul concesiunilor şi înainte de 2008. Mai precis, acordurile petroliere de explorare, dezvoltare şi exploatare în perimetrele de mai sus au fost semnate şi în 14 august 2006 între ANRM şi Petrom, aceasta din urmă obţinând dreptul de concesiune ca urmare a câştigării apelului public de ofertă, runda a VII-a, organizat de ANRM, în conformitate cu prevederile Legii petrolului nr 238/2004.

În anul 2008, acordurile de concesiune au intrat în vigoare cu publicarea în Monitorul Oficial a hotărârii 291 / 2008 din vremea premierului Tăriceanu.

ANRM, în calitate de concedent, are circa 60 de acorduri de explorare-dezvoltare-exploatare onshore şi offshore iar concesionarii sunt diferite companii sau asocieri de companii precum Romgaz, OMV Petrom, Rompetrol, Amromco, Chevron, Winstar, Regal Petroleum, Raffles Energy, Amro Gold Oil, Stratum Energy Romania şi multe altele.

Guvernul intenţionează sa anuleze aplicarea majorarii preţului reglementat de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru consumatorii casnici, prevăzută pentru data de 1 octombrie 2014, și să renegocieze calendarul de eliminare a prețurilor reglementate, în sensul extinderii perioadei aferente consumatorilor casnici până la data de 30 iunie 2021, se arată în nota de fundamentare a unui proiect de hotărâre de Guvern.

"Prin modificarea legislativă propusă, Guvernul României intenţionează sa anuleze aplicarea majorării preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru consumatorii casnici prevăzută pentru data de 1 octombrie 2014 în anexa Hotărârii nr.511/2014 și renegocierea calendarului de eliminare a prețurilor reglementate, în sensul extinderii perioadei aferente consumatorilor casnici până la data de 30 iunie 2021. Totodată, se intenționează menținerea prețului de achiziție a gazelor naturale din producția internă pentru clienţii noncasnici din piaţa reglementată, pentru perioada 1 octombrie-31 decembrie 2014, la un nivel de 89,40 lei/MWh", se arată în documentul citat. 

Potrivit calendarului de dereglementare a prețurilor, gazele naturale pentru populație ar fi trebuit să ajungă la un preț de achiziție de 54,60 lei/MWh de la 1 octombrie 2014. Proiectul de HG îngheață prețul reglementat pentru consumatorii casnici la nivelul actual de 53,30 lei/MWh, valabil din iulie anul acesta.

Pentru consumatorii noncasnici din piața reglementată, calendarul inițial de dereglementare prevedea scumpirea gazelor de la 89,40 lei/MWh la 109 lei/MWh în iulie 2014, iar ulterior la 119 lei/MWh în octombrie 2014. Însă prin HG nr. 511/2014, a fost anulată scumpirea din iulie, iar prin actualul proiect de HG se îngheață și de la 1 octombrie prețul, la actualul nivel de 89,40 lei/MWh, valabil din aprilie 2014.

Am ajuns mai repede la prețurile occidentalilor

Guvernul își explică decizia spunând că dinamica sectorului gazelor naturale s-a dovedit a fi mai accelerată faţă de premisele luate în considerare la momentul iniţierii acţiunii de liberalizare a pieţei reglementate de gaze naturale din România.

Astfel, spune Executivul, din datele transmise de ANRE rezultă că nivelul estimat al preţurilor gazelor naturale pentru perioada septembrie-decembrie 2014 pe plan european se situează în jurul valorii de 24,00 euro/MWh, comparativ cu perioada iulie-august 2014, când prețul mediu s-a înscris în intervalul 17-19 euro/MWh, conform datelor publicate de revista "Platts European Gas Daily" pentru preţul mediu al gazelor naturale tranzacţionate în cadrul principalelor hub-uri europene de gaze naturale.

De asemenea, preţul mediu ponderat al gazelor naturale din import pentru cantităţile de gaze naturale destinate consumului intern, estimat conform contractelor încheiate pentru perioada septembrie-decembrie 2014 pentru Romania, va fi de circa 30,15 euro/MWh , iar cel al gazelor naturale din producţia internă tranzacţionate în cadrul pieţelor centralizate de gaze naturale din România, pentru contractele din perioada septembrie-decembrie 2014, se apreciază a se înscrie în jurul a 20 euro/MWh, toate prețurile fiind determinate luând în calcul un curs de schimb de 4,4126 lei /euro.

S-a atins pragul de suportabilitate, spune Guvernul în an electoral

"Se constată că preţul gazelor naturale din producţia internă aplicabil în prezent pentru clienţii noncasnici, de 89,4 lei/MWh (echivalent cu 20,26 euro/MWh, la cursul Băncii Naţionale a României luat in calcul in cadrul raportului ANRE) se plasează dincolo de nivelul preţurilor estimate la nivelul hub-urilor din Uniunea Europeană, inclusiv pentru luna septembrie 2014. Previziunile pentru trimestrul IV 2014 în cazul hub-urilor din Uniunea Europeană (24,40 euro/MWh), precum și cele privind prețul mediu ponderat al gazelor naturale din import destinate consumului intern naturale destinate consumului intern estimat conform contractelor încheiate pentru perioada septembrie-decembrie 2014 (30,15 euro/MWh), coroborate cu scăderea consumului de gaze naturale cu 9,48 % comparativ cu aceeași perioadă a anului 2013 (în luna august a anului curent s-a inregistrat cel mai scăzut nivel al consumului din ultimii 5 ani, și anume 486 milioane metri cubi), conduc la concluzia că s-a atins un prag de suportabilitate care nu mai face posibilă majorarea, începand cu 1 octombrie 2014, a prețurilor de achiziție a gazelor naturale din producția internă pentru piața reglementată", afirmă Guvernul.

Totodată, mai spune Executivul, calendarul de liberalizare a prețului gazelor naturale, negociat de către Guvernul României în anul 2012, cu organismele financiare internaționale, a devansat cu mult creșterea veniturilor populației.

"Amânarea calendarului de liberalizare a prețului gazelor naturale pentru populație, până la 30 iunie 2021, apare astfel ca un obiectiv de maxim interes în negocierile ce vor fi purtate în acest sens cu Uniunea Europeană", conchide Guvernul.

Ce spune ministrul

Guvernul va suspenda pe termen nedeterminat liberalizarea preţului gazelor naturale produse în România şi destinate consumului populaţiei şi va prelungi cu cel puţin doi ani şi jumătate dereglementarea pieţei gazelor pentru companii, a declarat, marți, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu.

"Problema suportabilităţii preţului gazelor de către populaţie devine îngrijorătoare. Pentru companii, liberalizarea este aproape de final conform calendarului, dar vrem să prelungim termenul. Suntem în momentul în care trebuie să începem să propunem măsuri", a afirmat Nicolescu, într-o conferinţă.

El a precizat că sunt necesare astfel de măsuri, având în vedere că în ultimii doi ani salariul mediu pe economie a scăzut, în timp ce preţul final la gaze naturale a crescut cu 16%.

Departamentul pentru Energie a propus Comisiei Europene să accepte amânarea cu doi ani şi jumătate a calendarului de liberalizare a preţului gazelor pentru populaţie, precum şi menţinerea, până cel puţin la 1 iulie 2016, a preţului actual al gazelor produse intern.

Gâlceavă cu Comisia Europeană

Potrivit unor declaraţii anterioare ale ministrului pentru Energie, ultima discuţie de la Comisia Europeană a avut un rezultat bun, chiar dacă nu s-a ajuns încă la o concluzie, adăugând că în cele din urmă România ar putea ajunge la Curtea Europeană de Justiţie pentru a-şi apăra poziţia.

"O direcţie generală a Comisiei Europene a luat o decizie, care spune că acest calendar, agreat de domnul Boc cu cei de la FMI şi CE, este ilegal. Deci eu nu pot să aplic în România ceva ce o parte din Comisie, care a fost la masa de discuţii şi a negociat acest calendar, îmi spune că este ilegal", preciza Nicolescu.

El a explicat că în procedura de infringement declanşată împotriva României se vorbeşte că liberalizarea nu se face în mod corect, în sensul că se dă prioritate consumatorului casnic din România la gazul din intern.

"Sunt două lucruri separate, în primul rând trebuie să finalizăm această procedură de infrigement şi să ne fie recunoscut acest drept, de a da prioriate populaţiei la gazul din intern, şi în al doilea rând trebuie să stabilm noi, intern, ce facem cu preţul la gaz pentru populaţie şi cât de sustenabile sunt", a continuat Nicolescu.

Ce trebuie făcut

Potrivit ministrului Energiei, pentru a amâna aplicarea majorării preţului la gaze de la 1 octombrie, Guvernul va trebui să emită o hotărâre de guvern, iar mai apoi o amânare de câţiva ani va necesita modificarea Legii energiei electrice şi a gazelor naturale 123/2012.

Calendarul de liberalizare a preţului gazelor, convenit de Guvern cu Comisia Europeană în 2012, prevede ca acest proces să se încheie la 31 decembrie 2018.

În cazul în care CE va fi de acord cu propunerea Departamentului pentru Energie, liberalizarea va fi operată până la 1 iulie 2021.

Calendarul de liberalizare presupune mai multe creşteri trimestriale ale preţului gazelor din producţia internă.

Departamentul pentru Energie arată, într-un comunicat transmis la începutul lunii septembrie, că, din cauza unor neînţelegeri cu DG Întreprinderi, structură din cadrul CE, în privinţa dreptului consumatorilor casnici de a primi cu prioritate doar gaze din producţia internă, mai ieftine faţă de cele importate din Rusia, aplicarea calendarului agreat în 2012 de Guvern este momentan suspendată.

Astfel, prin suspendarea calendarului de liberalizare, creşterea de preţ programată pentru 1 octombrie este anulată.

Piața internă este prioritară

Nicolescu declara în luna august că legislaţia românească actuală prevede obligativitatea ca producătorii de gaze naturale să livreze cu prioritate gaze produse intern pentru populaţie, dar DG Întreprinderi din cadrul CE doreşte eliminarea acestei prevederi.

România consumă anual circa 12,5 miliarde metri cubi de gaze naturale şi produce aproximativ 11 miliarde metri cubi. Diferenţa este importată din Rusia, prin firme intermediare, la preţuri mai mari decât cele ale gazelor produse intern.

Aproximativ 60% dintre consumatorii de gaze sunt deja în piaţa liberă, în timp ce 24% sunt consumatori casnici. Restul de circa 16% sunt consumatori non-casnici care cumpără gaze la preţ reglementat.

Wirom Gas, furnizor şi distribuitor de gaze naturale în partea de sud a României, care asigură alimentarea unor localităţi precum Alexandria, Giurgiu, Olteniţa, Turnu Mǎgurele sau Corabia, a hotărât să ia un credit de maxim 12 milioane de lei pe şase ani, indică un document al companiei, consultat de Energy Report.

Creditul va avea dobândă fixă sau variabilă de maxim ROBOR plus 2% şi fără a implica acordarea de garanţii din partea acţionarilor.

Acţionarii companiei sunt, în ordinea deţinerilor, Wintershall Erdgas Handelshaus ZUG  AG, prescurtat WIEE (51,1246%), intermediarul prin care România a cumpărat în ultima vreme majoritatea gazelor din Rusia, deţinut de la finele anului trecut  în totalitate de Gazprom, GDF Suez Energy Romania (48,8454%), Wintershall  Erdgas Beteiligungs Gmbh, prescurtat WIEBG (0,02%) şi Gazprom Germania (0,01%).

Lunile trecute, Wirom Gas a hotărât să distribuie dividende de 30 de bani pe acţiune din profitul net din 2013. O altă mişcare recentă a companiei a fost aceea de a prelungi pentru anul în curs contractul auditorului financiar extern al companiei, KPMG.

Wirom are de o bună perioadă  afaceri profitabile în România. Dacă luăm în considerare chiar şi anii de criză, rulajul companiei s-a păstrat constant în jurul a 50 de milioane de lei iar din 2011 până anul trecut, atât cifra de afaceri cât şi profitul au fost în continuă creştere. Şi numărul angajaţilor a urcat continuu ajungând aproape de 100.

Concret, anul trecut, compania a avut anul trecut afaceri de 53,4 milioane de lei cu un profit de 6,36 milioane de lei, aproape de două ori mai mare decât profitul din anul 2012. În afară de rezerva legală, puţin peste 6 milioane de lei va fi distribuit ca dividend.

Compania are un portofoliu de peste 25.000 de clienţi, atȃt casnici, cȃt și juridici și industriali și reţele de distribuţie de peste 200 de kilometri.

Wirom Gas a fost înfiinţată în august 1994 de Romgaz şi de Wintershall. Anul trecut, grupul Wintershall a renunțat în totalitate la activitatea de intermediere, tranzacționare și stocare a gazelor, inclusiv către România, în favoarea Gazprom, astfel că WIEE (parte a grupului) a trecut la Gazprom. Grupul Wintershall AG a primit în schimb acţiuni în companiile care deţin depozite de gaze ruseşti.

Al cincilea producător de gaze din România, singaporezii de la Raffles Energy, au în concesiune pe plan intern perimetre precum cel de peste 2.400 kilometri pătrați de la Suceava, în parteneriat cu Zeta Petroleum, un perimetru în zona Putna şi altul în satul băcăuan Lilieci din comuna Hemeiusi (judeţul Bacău), parte a perimetrului Brodina.

Cu o lună în urmă, asociatul unic Raffles Energy Netherlands BV a decis să majoreze capitalul social al Raffles Energy SRL cu 96,9 milioane de lei prin transformarea în capital social a două împrumuturi pe care compania înregistrată în Olanda le-a acordat producătorului care activează la noi în ţară, indică un document al companiei, consultat de Energy Report.

La începutul anului 2011, Raffles a anunţat că a cumpărat mai multe concesiuni ale  britanicilor de la Aurelian Oil and Gas Romania (AOGR) cu peste 6,3 milioane de euro.

Raffles a avut anul trecut afaceri de 5 milioane de lei în România, în scădere de la 7,4 milioane de lei în anul 2012 însă este în plin proces investiţional.

Compania a figurat şi în acest an în top 5 producători de gaze de pe plan intern, după cei doi producători mari, Romgaz şi OMV Petrom, încadrându-se în rândul producătorilor mai mici alături Amromco şi Foraj Sonde, aceştia din urmă împărţind o cotă de piaţă de 3,25%.

Potrivit calendarului de dereglementare a prețurilor la gaze naturale și de aliniere a acestora la cele din UE asumat de Guvern prin acordurile cu FMI şi Comisia Europeană, preţul gazelor livrate populaţiei urma să crească cu 3% de la 1 octombrie, însă ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a anunțat că respectiva majorare de preț nu va fi operată până când Comisia Europeană nu renunță la procedura de infringement declanșată în iulie împotriva statului român pentru barierele legislative puse de autoritățile de la București în calea exporturilor de gaze naturale din producția internă.

O delegaţie guvernamentală condusă de Nicolescu a avut luni consultări, la Bruxelles, cu reprezentanţii Direcţiei Generale Energie din CE în legătură cu aspecte naţionale şi regionale din domeniul gazelor naturale, potrivit unui comunicat al Departamentului pentru Energie.

Discuțiile au vizat situația Rusia-Ucraina, interconectarea României cu statele din vecinătate, potențialul resurselor din Marea Neagră, abordarea Comisiei Europene în privința gazelor de șist precum și procedura de infringement a Comisiei Europene în privința exporturilor de gaze naturale.

"Există însă şi o divergenţă majoră cu DG Enterprise a CE referitoare la o presupusă interdicţie privind exportul de gaze naturale din România. Am cerut implicarea Direcţiei Generale Energie în soluţionarea acestui diferend, fapt care a fost acceptat. Am informat că, până la soluţionarea acestei situaţii, statul român îşi rezervă dreptul de a amâna aplicarea calendarului de liberalizare a gazului natural pentru populaţie. În consecinţă, intenţionăm să nu punem în aplicare creşterea preţului la gazul domestic, agreată de guvernul Boc cu CE pentru 1 octombrie anul curent", a declarat Nicolescu, citat în comunicatul Departamentului pentru Energie.

Piața românească rămâne prioritară

"Legislaţia românească actuală prevede obligativitatea ca producătorii de gaze naturale să livreze cu prioritate gaze produse intern pentru populaţie şi noi considerăm că acest lucru este perfect legal din punct de vedere al legislaţiei comunitare. Direcţia Generală Întreprinderi (DG Enterprise) doreşte să eliminăm această prevedere, dar noi nu vrem", a declarat, pentru Mediafax, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu.

Nicolescu afirma, în luna mai, că procesul de convergenţă a preţurilor gazelor naturale pentru industrie a fost realizat şi nu mai este necesar să fie majorate preţurile, aşa cum erau angajamentele faţă de FMI şi CE.

România consumă anual circa 12,5 miliarde metri cubi de gaze naturale şi produce aproximativ 11 miliarde metri cubi. Diferenţa este importată din Rusia, prin firme intermediare, la preţuri mai mari decât cele ale gazelor produse intern.

Aproximativ 60% dintre consumatorii de gaze sunt deja în piaţa liberă, în timp ce 24% sunt consumatori casnici. Restul de circa 16% sunt consumatori non-casnici care cumpără gaze la preţ reglementat.

Bariere la export

În iulie, Comisia Europeană a lansat o procedură de infringement împotriva României din cauza unor bariere „nejustificate“ în calea exporturilor de gaze, potrivit unui comunicat al instituţiei, în care se arată că Bucureştiul are la dispoziţie două luni pentru reglementarea situaţiei, pentru a evita o trimitere în faţa Europene de Justiţie.

„Întrucât producătorii din România sunt obligaţi să acorde prioritate vânzărilor pe piaţa internă, iar tranzacţiile cu gaze trebuie supuse unor controale prealabile şi aprobării, Comisia consideră că cadrul juridic actual din România creează bariere nejustificate în calea exporturilor de gaze din România şi solicită eliminarea acestor bariere“, se arată în comunicatul Executivului comunitar.

Comisia consideră că, prin crearea de bariere în calea liberei circulaţii a mărfurilor în cadrul pieţei interne, România îşi încalcă obligaţiile prevăzute la articolele 35 şi 36 din Tratatul privind funcţionarea Uniunii Europene şi la articolul 40 litera (c) din Directiva 2009/73/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale.

Din punct de vedere tehnic, România poate exporta în prezent gaze naturale prin conductele Arad-Szeged și Iași-Ungheni, însă doar în cantități extrem de mici.

Fără obligații de import

În 2012, potrivit economica.net, reprezentanţii companiei petroliere OMV Petrom s-au anagajat în faţa Guvernului României să nu exporte gaze naturale din producţia proprie, după ce preţul gazului va fi liberalizat.

Promisiunea oficialilor companiei petroliere a fost făcută în discuţiile dintre cele două părţi care au avut drept rezultat anularea obligaţiei anterioare a OMV Petrom să importe gaze naturale pentru producţia de electricitate a propriei centrale electrice de la Brazi.

Pentru a nu fi considerată măsură discriminatorie, acea măsură a fost aplicată tuturor producătorilor de gaze care au centrale proprii, astfel că de ea beneficiază şi Romgaz, care deţine termocentrala Iernut.

OMV Petrom și Romgaz asigură cumulat peste 97% din producția internă de gaze naturale a României.

Romgaz și-a majorat, în prima jumătate a acestui an, profitul net cu aproximativ 40%, acesta ajungând la 870,958 milioane de lei de la un nivel de 622,385 milioane de lei înregistrat în perioada similară a anului trecut.

Rezultatele Romgaz ar fi fost și mai spectaculoase, iar profitul ar fi sărit de un miliard de lei (dacă nu chiar s-ar fi dublat) dacă nu ar fi trebuit să plătească noile taxe introduse anul trecut de guvernul Ponta, taxa de 60% pe veniturile suplimentare obținute din liberalizarea prețului la gaze (188 de milioane de lei) și impozitul pe construcții speciale, popular cunoscută ca taxa pe stâlp (45 milioane lei).

Creșterea cu 39,94% a profitului Romgaz a fost realizată pe baza unei majorări a cifrei de afaceri cu 33%, aceasta ajungând la 2,53 miliarde de lei, de la nivelul de 1,9 miliarde de lei, înregistrat în primul semestru al anului trecut.

Creșterea cifrei de afaceri a fost cel mai puternic influențată de creșterea cu 46,32% (sau cu 638 milioane de lei) a veniturilor din vânzarea gazelor din producția internă. Acestea s-au ridicat la 2,015 miliarde de lei. Pe lângă majorarea cu 11% a volumului de gaze vândut pe piața internă, Romgaz a profitat și de vânzarea gazelor cu un preț mediu mai mare cu 31,69% față de cel realizat în 2013, fapt ce a avut o influență pozitivă în creșterea veniturilor din vânzarea gazelor din producția internă de 484,981 milioane lei.

Importurile, în cădere liberă

Veniturile din vânzarea gazelor de import au fost de doar 99,881 milioane de lei, în scădere cu 220,6 milioane de lei (sau 68,84%) față de perioada similară a anului trecut.

Reducerea cantităților de gaze livrate din import se datorează atât scăderii cererii de consum pe piața de gaze naturale, cât și prevederilor Ordinului ANRE nr.24/2013 pentru aprobarea Metodologiei de alocare a cantităților de gaze naturale rezultate din activitatea de producție necesare acoperirii consumului pe piața reglementată, conform căruia producătorii de gaze naturale nu mai au obligația să livreze gaze în amestec intern cu import.

Veniturile din vânzarea de energie electrică ale Romgaz au crescut în primul semestru al anului 2014 cu 135 de milioane lei, comparativ cu 2013. Această creștere se datorează preluării CTE Iernut, care s-a efectuat începând cu 1 februarie 2013, iar procesul de integrare a CTE Iernut în cadrul Societății, a necesitat lucrări complexe și obținerea de diferite autorizații de funcționare, astfel încât activitatea CTE Iernut a început la sfârșitul trimestrului I 2013, iar veniturile înregistrate până la sfârșitul semestrului I 2013 au fost semnificativ mai mici comparativ cu aceeași perioadă din 2014.

Costul mărfurilor vândute a scăzut cu 56,10%, de la 302 milioane lei în semestrul I al anului 2013 la 133 milioane lei în primele șase luni ale lui 2014, în principal ca urmare a diminuării vânzărilor de gaze naturale achiziționate din import.

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

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

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

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

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

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

Mai puțini bani din prospecțiuni, explorări și exploatări

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Romgaz a semnat cu Electrocentrale Galați, producătorul de energie termică ce alimentează populația și firmele din municipiul Galați și furnizor de bază al Arcelor Mittal care a intrat de curând în insolvență, un contract de vânzare de gaze naturale în valoare estimată de 11,897 milioane lei TVA inclus, pentru aprovizionarea societății gălățene în luna iulie a acestui an, potrivit datelor Bursei de Valori București (BVB).

Într-un anunț remis BVB, producătorul de gaze controlat de statul român precizează că, potrivit contractului, plata trebuie făcută în termen de 30 de zile de la data emiterii facturii, iar penalitățile de întârziere sunt stabilite la 0,05% pe zi.

Romgaz a mai semnat un contract de vânzare de gaze naturale și cu Termo Calor Confort SA, operatorul de energie termică controlat de Consiliul Local Pitești. Contractul este în valoare estimată de 12,141 milioane lei TVA inclus și este destinat aprovizionării societății piteștene în intervalul august-decembrie 2014.

Spre deosebire de contractul încheiat cu Electrocentrale Galați, cel cu Termo Calor Confort SA din Pitești prevede plata în avans a gazelor livrate, urmând a se emite factură de regularizare scadentă în 30 de zile de la data emiterii. Penalitățile de întârziere au fost stabilite la 0,5% pe zi, fiind astfel de 10 ori mai mari decât cele stipulate în contractul cu Electrocentrale Galați.

Restanțe mari

Pe 24 iunie, Romgaz anunța că Tribunalul Galați a aprobat pe 16 iunie intrarea în insolvență a Electrocentrale Galați, precizând că societatea gălățeană se află între primii 5 clienți ai SNGN Romgaz SA din punct de vedere al volumelor de gaze livrate.

Termenul limită pentru înregistrarea cererilor de admitere a creanțelor de către creditori este 28 iulie 2014, cel pentru comunicarea tabelului preliminar al creanțelor este 28.08.2014, iar cel pentru comunicarea tabelului definitiv al creanțelor – 28.09.2014. Adunarea Creditorilor va avea loc în data de 6.10.2014, ora 13.00, la sediul administratorului judiciar Maestro SPRL din Constanța.

Cu o zi înainte, Romgaz anunțase, tot la Bursă, că a încheiat, în iunie, un contract de vânzare de gaze către Electrocentrale Galați, în valoare estimată de 11,144 milioane lei TVA inclus, pentru aprovizionarea societății în luna iunie a acestui an.

Recent, oficialii Romgaz au declarat că Electrocentrale Galați era, la 31 martie 2014, unul dintre cei mai mari datornici la producătorul de gaze naturale controlat de statul român, cu datorii totale de circa 104 milioane lei.

Cel mai mare restanțier la Romgaz este grupul Interagro, controlat de omul de afaceri Ioan Niculae, cu facturi neplătite la gaze în valoare totală de 220 milioane lei la finalul primului trimestru al anului, au precizat cei de la Romgaz.

În februarie anul acesta, Romgaz a dat în judecată un alt mare restanțier la plata gazelor, Electrocentrale București (ELCEN), pentru recuperarea unei creanțe de 240,3 milioane lei (circa 50 milioane euro).

Esențială pentru Arcelor Mittal

Electrocentrale Galați are o putere instalată de 535 MW și alimentează cu energie termică, sub formă de abur tehnologic și apă fierbinte, consumatorii urbani și industriali din municipiul Galați, livrând, în plus, energie electrică în Sistemul Energetic Național (SEN). Centrala este localizată pe platforma combinatului siderurgic Arcelor Mittal.

Potrivit Mediafax, în iulie anul trecut, cei de la Arcelor Mittal au cerut Guvernului, printre altele, menţinerea în funcţiune a furnizorului de abur Electrocentrale Galați.

Astfel, într-un document oficial privind conținutul negocierilor dintre Guvern și Arcelor Mittal, se arăta că cei de la Arcelor Mittal au cerut găsirea unei soluții pentru ca unitatea să furnizeze energie pe termen lung la platforma industrială Galaţi, riscul potenţial luat în calcul fiind faptul că centrala, care înregistra, la acea dată, datorii de aproape 100 milioane euro faţă de Romgaz, ar intra în faliment, ceea ce ar conduce la o potenţială oprire a livrării aburului către fabrica de oxigen de pe platforma Arcelor Mittal din Galaţi, ceea ce ar conduce la oprirea tuturor operaţiunilor.

Pentru a evita o astfel de situaţie, se arăta în document, OPSPI a intervenit şi a solicitat companiei de stat Romgaz să dispună măsuri pentru "reconsiderarea" creanţelor pe care le deţine la CET Galaţi, în cuantum de aproximativ 97 milioane euro. Soluţia potenţială identificată era conversia creanţei Romgaz în acţiuni şi majorarea capitalului social al CET Galaţi cu această creanţă, operaţiune în urma căreia Romgaz urma să devenină acţionar majoritar la această societate, alături de Electrocentrale Grup.

Scărpinat juridic invers

"În aceste condiţii, CET Galaţi ar utiliza gazul furnizat de către Romgaz încadrându-se în prevederile HG 870/2012, care specifică exceptarea producătorilor de energie electrică care utilizează gaze naturale din producţia internă de la respectarea structurilor amestecurilor de gaze naturale stabilite/avizate de ANRE. În continuare, ArcelorMittal ar putea participa cu aport de capital pentru retehnologizarea unui/unor grupuri care să asigure creşterea eficienţei centralei şi va încheia un contract prin care CET Galaţi va putea vinde direct energia electrică către combinat", se arăta în document.

Simulările deja efectuate pentru această operaţiune relevau că s-ar ajunge astfel la un preţ de producţie al energiei electrice de aproximativ 285 lei/MWh comparativ cu 320 lei/MWh la data respectivă, respectiv o reducere cu circa 11%.

În document se mai afirma că, în acea perioadă, Romgaz a solicitat Institutului de Studii şi Proiectări Energetice (ISPE) elaborarea unui studiu privind reconsiderarea creanţelor la CET Galaţi, urmând ca Guvernului să îi fie înaintat spre aprobare un memorandum privind problema CET Galaţi.

Cheltuielile salariale pentru acest an ale Romgaz Mediaş (SNG) au fost majorate cu 15,2 milioane lei, cu suplimentarea numărului de angajaţi, ca urmare a extinderii activităţii de producţie, informează Guvernul.

Numărul de personal al companiei va urca de la 6.472 angajaţi la 6.538 persoane, conform unui memorandum aprobat, miercuri, de Guvern.

În urmă cu trei săptămâni, conducerea Romgaz a anunţat că are pentru acest an un buget de explorare de 666 de milioane de lei, de patru ori mai mare decât acum patru ani, scopul fiind descoperirea de noi zăcăminte pentru a combate "declinul de producţie".

Romgaz a anunţat că sunt căutate soluţii atât pentru creşterea productivităţii zăcămintelor vechi, cât şi pentru noi descoperiri, însemnând noi concesiuni şi dezvoltarea sectorului offshore, că societatea este interesată să participe la toate licitaţiile care se organizează în regiune pentru concesionarea de noi zone pentru explorare şi că are acorduri de explorare-exploatare cu statul român pentru nouă locuri de explorare în Transilvania, Moldova, Muntenia, Oltenia şi în partea de vest a ţării.

Pentru primul trimestru din 2014, compania a anunţat o cifră de afaceri de 1,45 miliarde lei (322 milioane euro), în urcare cu 25,3% faţă de nivelul de 1,16 miliarde lei înregistrat în perioada similară a anului trecut, şi un profit aproape dublu.

Creșterea cifrei de afaceri se datorează în cea mai mare măsură majorării veniturilor din vânzarea gazelor din producția internă. Compania a obţinut în intervalul ianuarie-martie un profit net de 608,3 milioane lei (135,2 milioane euro), aproape dublu comparativ cu câștigul de 332,7 milioane lei din primele trei luni din 2013.

Cheltuielile cu salariile angajaților Romgaz au crescut în primele trei luni cu 23,3%, de la 65,1 milioane lei la 80,3 milioane lei (17,8 milioane euro). Producția de gaze a companiei a scăzut în intervalul analizat cu 1%, la 1,46 miliarde metri cubi, de la 1,47 miliarde metri cubi în primul trimstru din 2013.

Romgaz, producător de gaze și electricitate, este controlat de stat, prin Departamentul pentru Energie.

 Fondul Proprietatea (FP) și-a vândut toată participația de 13,5% din capitalul social pe care o deținea la Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA, respectiv un număr de 9.895.212 acțiuni, printr-un plasament privat accelerat destinat doar anumitor categorii de investitori și care a exclus publicul larg.

Plasamentul s-a efectuat la prețul de 21,50 lei/acțiune, cu 2,32% sub cotația de închidere a acțiunilor Transelectrica din ședința de tranzacționare de marți, de 22 lei/acțiune, astfel că FP a obținut, în total, suma de 212,74 milioane lei pentru pachetul de 13,5% din acțiuni pe care îl deținea la Transelectrica.

Acțiunile Transelectrica au deschis ședința de tranzacționare de miercuri de la Bursa de Valori București (BVB) în urcare cu 1,82%, la 22,4 lei/titlu.

"(...) urmare a finalizării procesului de bookbuilding pentru plasamentul privat pe Bursa de Valori Bucureşti pentru acţiunile ordinare deţinute de Fond în C.N.T.E.E. Transelectrica SA, numărul final de acțiuni oferite este de 9.895.212 și prețul pe actiune este de 21,50 lei. Plasamentul privat a fost realizat în baza mai multor excepţii de la obligaţia de a întocmi şi de a publica un prospect, prevăzute în Articolul 3(2) din Directiva privind Prospectul 2003/71/CE, modificată, astfel cum a fost implementată în legislaţia naţională a statelor membre din Spaţiul Economic European în care a fost realizat plasamentul privat. Prin această tranzacţie, Fondul a vândut întregul pachet de acţiuni deţinute în societate", se arată într-un comunicat al administratorului FP, Franklin Templeton, remis BVB.

Plasamentul privat de acțiuni Transelectrica al FP a fost adresat în mod exclusiv investitorilor calificați din statele membre ale Spațiului Economic European, plus unui număr de sub 100-150 de persoane fizice și juridice care nu sunt investitori calificați pentru fiecare stat membru. În România, numărul investitorilor necalificați care au putut participa la plasamentul privat a fost de sub 150. De asemenea, plasamentul a fost deschis investitorilor și cumpărătorilor instituționali calificați din Marea Britanie și SUA.

Au vrut să vândă în vârf de piață

Raiffeisen Bank și Unicredit au fost coordonatori și bookrunners pentru plasamentul privat, iar SSIF Broker a acționat ca joint lead manager. FP a precizat că niciun prospect sau document de ofertă nu a fost şi nu va fi întocmit în legătură cu plasamentul privat. 

Transelectrica este controlată de statul român, prin Secretariatul General al Guvernului, care deține 58,6882% din acțiuni. În afară de FP, cu 13,5% din acțiuni, alt acționar semnificativ al FP este SIF Oltenia, cu 7,258% din acțiuni.

Acțiunile Transelectrica s-au apreciat cu 20% în ultima lună și cu aproape 90% în ultimul an, grație rezultatelor bune ale societății și dividendelor atractive oferite de aceasta.

Transelectrica a încheiat primul trimestru cu un profit net de 136,5 milioane lei (30,3 milioane euro), cu aproape 50% mai mare faţă de câştigul din perioada similară a anului trecut, la venituri în creştere cu 21%, la 698,8 milioane lei (155,2 milioane euro). Operatorul de transport și sistem a obţinut anul trecut un profit net de 203,3 milioane lei, cu mult peste câştigul de doar 34,4 milioane lei consemnat în 2012.

Plasament privat și la Romgaz

În urmă cu mai puțin de o lună, FP anunța că vrea să vândă, tot printr-un plasament privat accelerat, un pachet reprezentând 4,99% din acţiunile Romgaz Mediaş (SNG), evaluat atunci la 685 milioane lei (155,7 milioane euro). FP deţine 14,99% din acţiunile Romgaz, iar presupunând că acţiunile disponibile în cadrul tranzacţiei vor fi vândute în totalitate, Fondul va mai deţine ulterior 10,01% din companie.

Compania Romgaz este controlată de stat, prin Ministerul Economiei, care deţine 70% din titluri. Un pachet de 15% reprezintă free float-ul companiei.

Strategie de lichidare

În aprilie 2012, acționarii FP au aprobat propunerea celui mai mare acţionar, fondul american de hedging Elliott Associates, 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.

În sectorul energetic românesc, Fondul Proprietatea mai deține, printre altele, câte 20% din acțiunile OMV Petrom și Hidroelectrica, precum și 10% din acțiunile Nuclearelectrica. Aproape 86% din deținerile Fondului sunt reprezentate de acțiuni de companii legate de energiem din care 45,52% în industria de petrol și gaze, 22,99% în transportul, distribuția și furnizarea de electricitate și gaze și 17,40% în producția de energie electrică.

{jathumbnailoff}

Electrocentrale Galați, producătorul de energie termică ce alimentează populația și firmele din municipiul Galați, furnizor de bază al Arcelor Mittal și, totodată, unul dintre cei mai mari clienți ai Romgaz, a intrat în insolvență.

"SC Electrocentrale Galați SA a solicitat Tribunalului Galați intrarea în insolvență. În data de 16 iunie 2014 s-a aprobat intrarea în insolvență a debitorului. SC Electrocentrale Galați SA se regăsește între primii 5 clienți ai SNGN Romgaz SA din punct de vedere al volumelor de gaze livrate", se arată într-un anunț al Romgaz, remis Bursei de Valori București (BVB).

Termenul limită pentru înregistrarea cererilor de admitere a creanțelor de către creditori este 28 iulie 2014, cel pentru comunicarea tabelului preliminar al creanțelor este 28.08.2014, iar cel pentru comunicarea tabelului definitiv al creanțelor – 28.09.2014. Adunarea Creditorilor va avea loc în data de 6.10.2014, ora 13.00, la sediul administratorului judiciar Maestro SPRL din Constanța.

Restanțieri importanți

Cu o zi înainte, Romgaz anunțase, tot la Bursă, că a încheiat, în iunie, un contract de vânzare de gaze către Electrocentrale Galați, în valoare estimată de 11,144 milioane lei, TVA inclus.

Recent, oficialii Romgaz au declarat că Electrocentrale Galați era, la 31 martie 2014, unul dintre cei mai mari datornici la producătorul de gaze naturale controlat de statul român, cu datorii totale de circa 104 milioane lei.

Cel mai mare restanțier la Romgaz este grupul Interagro, controlat de omul de afaceri Ioan Niculae, cu facturi neplătite la gaze în valoare totală de 220 milioane lei la finalul primului trimestru al anului, au precizat cei de la Romgaz.

În februarie anul acesta, Romgaz a dat în judecată un alt mare restanțier la plata gazelor, Electrocentrale București (ELCEN), pentru recuperarea unei creanțe de 240,3 milioane lei (circa 50 milioane euro).

Esențială pentru Arcelor Mittal

Electrocentrale Galați are o putere instalată de 535 MW și alimentează cu energie termică, sub formă de abur tehnologic și apă fierbinte, consumatorii urbani și industriali din municipiul Galați, livrând, în plus, energie electrică în Sistemul Energetic Național (SEN). Centrala este localizată pe platforma combinatului siderurgic Arcelor Mittal.

Potrivit Mediafax, în iulie anul trecut, cei de la Arcelor Mittal au cerut Guvernului, printre altele, menţinerea în funcţiune a furnizorului de abur Electrocentrale Galați.

Astfel, într-un document oficial privind conținutul negocierilor dintre Guvern și Arcelor Mittal, se arăta că cei de la Arcelor Mittal au cerut găsirea unei soluții pentru ca unitatea să furnizeze energie pe termen lung la platforma industrială Galaţi, riscul potenţial luat în calcul fiind faptul că centrala, care înregistra, la acea dată, datorii de aproape 100 milioane euro faţă de Romgaz, ar intra în faliment, ceea ce ar conduce la o potenţială oprire a livrării aburului către fabrica de oxigen de pe platforma Arcelor Mittal din Galaţi, ceea ce ar conduce la oprirea tuturor operaţiunilor.

Pentru a evita o astfel de situaţie, se arăta în document, OPSPI a intervenit şi a solicitat companiei de stat Romgaz să dispună măsuri pentru "reconsiderarea" creanţelor pe care le deţine la CET Galaţi, în cuantum de aproximativ 97 milioane euro. Soluţia potenţială identificată era conversia creanţei Romgaz în acţiuni şi majorarea capitalului social al CET Galaţi cu această creanţă, operaţiune în urma căreia Romgaz urma să devenină acţionar majoritar la această societate, alături de Electrocentrale Grup.

Scărpinat juridic invers

"În aceste condiţii, CET Galaţi ar utiliza gazul furnizat de către Romgaz încadrându-se în prevederile HG 870/2012, care specifică exceptarea producătorilor de energie electrică care utilizează gaze naturale din producţia internă de la respectarea structurilor amestecurilor de gaze naturale stabilite/avizate de ANRE. În continuare, ArcelorMittal ar putea participa cu aport de capital pentru retehnologizarea unui/unor grupuri care să asigure creşterea eficienţei centralei şi va încheia un contract prin care CET Galaţi va putea vinde direct energia electrică către combinat", se arăta în document.

Simulările deja efectuate pentru această operaţiune relevau că s-ar ajunge astfel la un preţ de producţie al energiei electrice de aproximativ 285 lei/MWh comparativ cu 320 lei/MWh la data respectivă, respectiv o reducere cu circa 11%.

În document se mai afirma că, în acea perioadă, Romgaz a solicitat Institutului de Studii şi Proiectări Energetice (ISPE) elaborarea unui studiu privind reconsiderarea creanţelor la CET Galaţi, urmând ca Guvernului să îi fie înaintat spre aprobare un memorandum privind problema CET Galaţi.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) de la bursa de energie OPCOM rămâne fără tranzacții încheiate, după ce producătorul OMV Petrom și furnizorul E.ON Energie nu au reușit, luni, să se înțeleagă la preț la licitația organizată de cei de la E.ON, prin care aceștia urmăreau să cumpere o cantitate maximă de 106.000 MWh de gaze, împărțită în 106.000 de contracte a câte 1 MWh fiecare.

OMV Petrom Gas SRL, divizia de trading a OMV Petrom, a fost singurul participant la piață care a răspuns la oferta de cumpărare înaintată de E.ON Energie, iar dintre cele 106.000 de contracte nu a fost atribuit nici unul, a anunțat OPCOM.

E.ON Energie fixase un preț de pornire de 80 lei/MWh, cu 11,6% mai mic decât cel stabilit la ultima licitație de vânzare, din 23 mai, organizată de OMV Petrom Gas SRL. A fost prima licitație de cumpărare organizată pe platforma PCGN de la OPCOM, până în prezent având loc doar licitații de vânzare, organizate de producătorii de gaze.

Până în prezent, pe platforma PCGN de la OPCOM s-au organizat 7 licitații de vânzare de gaze, șase de către OMV Petrom Gas SRL și una de către Romgaz, însă toate au eșuat, din lipsă de cumpărători interesați sau pentru că vânzătorii și cumpărătorii nu s-au înțeles la preț.

Ultima licitație de vânzare a avut loc pe 23 mai, OMV Petrom Gas SRL scoțând la licitație 26.500 MWh de gaze naturale, la prețul de pornire de 90,5 lei/MWh.

Cu o zi înainte, Romgaz scosese la vânzare o cantitate totală de 315.000 MWh de gaze, prețul de pornire fiind de 90 lei/MWh.

Pe platforma PCGN de la OPCOM sunt înscriși ca participanți, în afară de E.ON Energie, OMV Petrol Gas SRL, Romgaz, concernul Interagro SA, controlat de Ioan Niculae, furnizorul și distribuitorul de gaze GDF Suez Energy, producătorul de gaze Amromco Energy SRL, combinatul Azomureș, distribuitorul de gaze C-Gaz & Energy, precum și MET Romania Energy Trade, subsidiară de trading a grupului ungar MOL.

Producătorii de gaze naturale vor fi obligaţi de la 1 iulie să vândă pe bursă o parte din producţie, obligaţie care va fi introdusă şi pentru furnizori de la începutul anului viitor, inclusiv pentru gazul natural care ar putea fi importat de România, a decis, recent, Guvernul. Ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a precizat că obligaţia va fi aplicată inclusiv producătorilor Petrom şi Romgaz.

În luna februarie, Guvernul s-a angajat în negocierile cu Fondul Monetar Internaţional că producătorii şi furnizorii de gaze vor fi obligaţi să vândă pe bursă o anumită cotă din producţie, actualul ministru al Economiei,Constantin Niţă, declarând atunci că pe bursă ar putea fi vândut între 20% şi 30% din totalul producţiei proprii, în cazul producătorilor, respectiv al totalului estimat spre vânzare, în cazul furnizorilor.

Potrivit unui proiect de modificare a Legii nr. 123/2012 a energiei electrice și gazelor naturale, publicat de Departamentul pentru Energie la începutul lunii mai, producătorii de gaze naturale vor fi obligați să scoată la vânzare pe piața centralizată o parte din producție, cantitatea urmând a fi stabilită de către ANRE.

Înfiinţarea platformelor de tranzacţionare a gazelor naturale a fost un angajament asumat de Guvern faţă de FMI şi Comisia Europeană, însă până în prezent producătorii de gaze naturale nu erau obligați să își vândă gazele pe burse.

În ianuarie 2013, ANRE a lansat în dezbatere publică un proiect de ordin potrivit căruia producătorii de gaze controlați de statul român, cum ar fi Romgaz, nu și cei privați, ar fi fost obligați să vândă prin licitaţii publice 45% din cantităţile extrase în cursul anului 2013, însă ordinul nu a mai fost adoptat în cele din urmă.

Ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a dispus, vineri, trimiterea Corpului său de Control la S.C. Electrocentrale Bucureşti SA (ELCEN), pentru verificarea respectării de către această societate a prevederilor legale referitoare la stabilirea remuneraţiei variabile a directorului general şi a criteriilor şi obiectivelor de performanţă care trebuiau îndeplinite de acesta. 

"Menţionăm că Adunarea Generală a Acţionarilor ELCEN a hotărât, în data de 16 octombrie 2013, ca remuneraţia variabilă a fostului director general, pentru anul 2013, să fie calculată în baza unor criterii şi obiective de performanţă, stabilite printr-o decizie a Consiliului de Administraţie din data de 2 octombrie 2013", se afirmă într-un comunicat al Departamentului pentru Energie.

Potrivit sursei citate, prin această decizie, Consiliul de Administraţie a aprobat, fără nicio notă de fundamentare a deciziei, diminuarea numărului criteriilor de performanţă convenite anterior de la nouă la cinci, prin eliminarea criteriilor şi obiectivelor de performanţă referitoare la: reducerea volumului de plăţi şi creanţe restante, creşterea productivităţii muncii, realizarea programului de investiţii asumat.

În schimb, s-au păstrat criterii care vizează emisiile poluante sau consumul specific de combustibil pentru producerea energiei electrice.

Director demis, proces cu Romgaz

În aprilie 2014, Romgaz, acţionar al ELCEN, a chemat în judecată societatea în vederea recuperării unei creanțe de 240,3 milioane lei (circa 53 milioane euro). Creanţa care face obiectul chemării în judecată a furnizorului de căldură și apă caldă din București este compusă din 230,5 milioane de lei penalităţi de întârziere, calculate conform unui contract de vânzare-cumpărare gaze naturale semnat în anul 2003, sumă la care se adaugă dobânzi.

În martie, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, l-a demis pe directorul general de atunci al Electrocentrale Bucureşti, Dan Ştefan Cetacli, numit în această funcţie în 2010, de către ministrul economiei de la acea vreme, Adriean Videanu. Cetacli a fost înlocuit cu Gabriel Ignat.

„Sunt preocupat de situaţia ELCEN în ceea ce priveşte punerea în aplicare a deciziei Guvernului de a integra ELCEN şi RADET, dar şi de preţul plătit de societatea de stat pentru achiziţia de combustibili primari. În mod special, mă refer aici la cheltuielile făcute pentru achiziţia de gaze naturale provenite din import”, a declarat ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu.

Combustibili pe datorie

Tot în martie, ELCEN a hotărât să contracteze un credit de 200 milioane de lei de la Alpha Bank pentru a plăti păcura şi gazele din perioada octombrie 2013 – martie 2014.

Pentru acest credit, Electrocentrale Bucureşti garantează, printre altele, cu o ipotecă pe creanţe de 380 milioane lei pe care le are de încasat din vânzarea de energie termică, dar şi cu o ipotecă pe banii pe care îi are de primit de la Radet Bucureşti, după un contract semnat încă din anul 2009.

Electrocentrale Bucureşti trece printr-un proces de divizare parţială care va avea ca rezultat desprinderea unor părţi din patrimoniu şi transmiterea către Electrocentrale Constanţa şi Electrocentrale Titan. Finalizarea transferului este stabilită pentru 30 iunie. După divizare, Electrocentrale Bucureşti va mai deţine CET Vest, CET Sud, CET Progresu şi CET Grozăveşti plus Uzina de reparaţii.

Acţionariatul companiei este format din statul român, reprezentat de ministerul Economiei, prin Departamentul pentru Energie, Termoelectrica şi Romgaz. ELCEN SA face parte dintre companiile energetice la care există obligativitatea selectării unui management privat, acţiune care nu a fost încă declanşată, întrucât societatea se află în proces de divizare.

“Există zeci de perimetre cu zăcăminte marginale de petrol şi gaze pentru care ANRM poate face licitaţii dar nu face, în condiţiile în care există multe companii interesate să stoarcă tot petrolul de acolo. Asta e valabil acum chiar şi pentru zăcămintele care cândva erau considerate ineficiente dar cu evoluţia tehnologică din anii din urmă se pot dovedi zăcăminte profitabile”, Arthur Stratan (foto), director la Amromco şi vicepreşedinte al Asociaţiei Române a Companiilor de Explorare şi Producţie Petrolieră (ROPEPCA).

Având în vedere că în România se extrage ţiţei de peste 150 de ani, fiind printre primele ţări înregistrate în acest sens, există şi multe zăcăminte la care s-a renunţat în timp, din motive economice de exploatare dar există zăcăminte care se pot dovedi rentabile pentru alte companii care activează tocmai pe acest segment, al extragerii hidrocarburilor din câmpurile depletate.

Vorbim de perimetre la a căror concesiune au renunţat OMV Petrom şi Romgaz, din motive economice. Pentru astfel de perimetre, ANRM nu a mai făcut licitaţii din perioada de început a crizei economice dar de atunci, pe de o parte, numărul zăcămintelor marginale s-a mărit iar pe de altă parte, tehnologiile pe acest segment sunt în continuă dezvoltare.

“Cu scăderea producţiei de petrol la care asistăm în România ultimilor ani trebuie încurajate activităţile de explorare şi exploatare. Şi mă refer aici şi la descoperirea recentă a celor de la Exxon şi Petrom din Marea Neagră dar şi la zăcămintele marginale ”, a declarat la rândul său Corneliu Dinu, profesor la Facultatea de Geologie şi Geofizică, în cadrul unei conferinţe organizată de ROPEPCA.

Cât despre încurajarea activităţilor corelate zăcămintelor marginale din partea autorităţilor, singura cale pare a fi aceea a unor poveri fiscale mai reduse.  “Zăcămintele depletate, epuizate, trebuie abordate altfel, astfel încât să stimulăm exploatarea lor”, declara zilele trecute şi Gheorghe Duţu, preşedintele Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale (ANRM). Deocamdată însă, în ultimii ani licitaţiile lipsesc.

Zăcămintele marginale la care au renunţat Petrom şi Romgaz  au început să fie re-concesionate din 2003. Respectivele zăcăminte au fost apoi preluate în anii care au urmat de companii specializate precum Algoritm, Amromco, Foradex, Toreador, Expert Petroleum şi foarte multe altele.

Ca să dăm şi un exemplu mai recent cu câmpuri mature, în anul 2013, compania petrolieră Expert Petroleum a preluat 13 câmpuri mature de petrol și gaze în regiunea Timișoarei, finanțează operațiunile și s-a dedicat dezvoltării lor viitoare pentru a maximiza producția. Expert Petroleum a obținut pe aceste câmpuri o creștere semnificativă a producției și rezervelor.

Furnizorul de gaze naturale E.ON Energie s-a înscris ca participant la Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) de la bursa de energie OPCOM și organizează, pe 23 iunie, o licitație la care vrea să cumpere o cantitate maximă de 106.000 MWh de gaze naturale, prețul de pornire fiind setat la 80 lei/MWh, cu 11,6% mai mic decât cel fixat la ultima licitație de vânzare, din 23 mai, organizată de OMV Petrom Gas SRL, divizia de trading a producătorului de gaze OMV Petrom.

Din punct de vedere tehnic, la licitația de cumpărare sunt scoase 106.000 de contracte separate a 1 MWh de gaze naturale fiecare. Este prima licitație de cumpărare organizată pe platforma PCGN de la OPCOM, până în prezent având loc doar licitații de vânzare, organizate de producătorii de gaze.

Licitația va avea loc luni, 23 iunie, de la ora 10, iar vânzătorii interesați trebuie să depună o garanție de participare de 1% din valoarea ofertei, anunță OPCOM.

Până în prezent, pe platforma PCGN de la OPCOM s-au organizat 7 licitații de vânzare de gaze, șase de către OMV Petrom Gas SRL și una de către Romgaz, însă toate au eșuat, din lipsă de cumpărători interesați sau pentru că vânzătorii și cumpărătorii nu s-au înțeles la preț.

Ultima licitație de vânzare a avut loc pe 23 mai, OMV Petrom Gas SRL scoțând la licitație 26.500 MWh de gaze naturale, la prețul de pornire de 90,5 lei/MWh.

Cu o zi înainte, Romgaz scosese la vânzare o cantitate totală de 315.000 MWh de gaze, prețul de pornire fiind de 90 lei/MWh.

Pe platforma PCGN de la OPCOM sunt înscriși ca participanți, în afară de E.ON Energie, OMV Petrol Gas SRL, Romgaz, concernul Interagro SA, controlat de Ioan Niculae, furnizorul și distribuitorul de gaze GDF Suez Energy, producătorul de gaze Amromco Energy SRL, combinatul Azomureș, distribuitorul de gaze C-Gaz & Energy, precum și MET Romania Energy Trade, subsidiară de trading a grupului ungar MOL.

Bursa devine obligatorie

Producătorii de gaze naturale vor fi obligaţi de la 1 iulie să vândă pe bursă o parte din producţie, obligaţie care va fi introdusă şi pentru furnizori de la începutul anului viitor, inclusiv pentru gazul natural care ar putea fi importat de România, a decis săptămâna trecută Guvernul.

Ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a precizat că obligaţia va fi aplicată inclusiv producătorilor Petrom şi Romgaz.

În luna februarie, Guvernul s-a angajat în negocierile cu Fondul Monetar Internaţional că producătorii şi furnizorii de gaze vor fi obligaţi să vândă pe bursă o anumită cotă din producţie, actualul ministru al Economiei,Constantin Niţă, declarând atunci că pe bursă ar putea fi vândut între 20% şi 30% din totalul producţiei proprii, în cazul producătorilor, respectiv al totalului estimat spre vânzare, în cazul furnizorilor.

Potrivit unui proiect de modificare a Legii nr. 123/2012 a energiei electrice și gazelor naturale, publicat de Departamentul pentru Energie la începutul lunii mai, producătorii de gaze naturale vor fi obligați să scoată la vânzare pe piața centralizată o parte din producție, cantitatea urmând a fi stabilită de către ANRE.

Înfiinţarea platformelor de tranzacţionare a gazelor naturale a fost un angajament asumat de Guvern faţă de FMI şi Comisia Europeană, însă până în prezent producătorii de gaze naturale nu erau obligați să își vândă gazele pe burse.

În ianuarie 2013, ANRE a lansat în dezbatere publică un proiect de ordin potrivit căruia producătorii de gaze controlați de statul român, cum ar fi Romgaz, nu și cei privați, ar fi fost obligați să vândă prin licitaţii publice 45% din cantităţile extrase în cursul anului 2013, însă ordinul nu a mai fost adoptat în cele din urmă.

După ce directorul general Lammel Chehab a fost revocat din funcţie ca urmare a rezultatelor slabe ale companiei, noul director general al Upetrom 1 mai este Adrian Volintiru, care până la finele anului trecut a fost preşedintele AVAS. Încetarea contractului de mandat a lui Chehab s-a făcut începând cu 12 aprilie iar perioada de interimat a fost acoperită de Ion Popescu, directorul general adunct. Consiliul de administraţie a mai aprobat ca din 13 aprilie, fostul director să fie pus la dispoziţia societăţii, indică documente consultate de Energy Report.

Astăzi, Adrian - Constantin Volintiru a renunţat la funcţia de membru în Consiliul de Administraţie al Romgaz, potrivit unui comunicat remis Bursei de Valori Bucureşti. Numirea lui Volintiru ca director general al Upetrom 1 mai s-a făcut intr-o sedinţă a Consiliului de Administratie al companiei din 14 mai.

Producătorul de utilaje petroliere Upetrom 1 mai, controlat de miliardarul Gabriel Comănescu, a renunţat în toamnă la producţia de echipamente pentru eoliene, dar a revenit la producţia de utilaje petroliere pentru că are, printre altele, un contract cu Petrom, anunţa recent omul de afaceri Gabriel Comănescu.

Cu puţin peste 800 de angajaţi, compania a înregistrat în anul 2013 o pierdere de circa 11 milioane de lei, la afaceri de aproximativ 62 de milioane de lei.

Înainte de 1989, compania a avut momente în care avea chiar şi 18.000 de angajaţi, fiind cea mai mare uzină producătoare de instalaţii de foraj petrolier din Sud-Estul Europei, printre clienţii săi numărându-se şi mari companii americane.

Cât despre noul director, Adrian Volintiru, acesta a deţinut în anii din urmă aproape doar funcţii de preşedinte sau director în mai multe mari companii. A fost preşedintele Consiliului de dministraţie al Poşta Română, director general la Vulcan Bucureşti, director general la Marexin (compania de explorări în Marea Neagră a lui de Dinu Patriciu), director financiar executiv al companiei farmaceutice Relad, după ce a condus divizia de retail a Rompetrol Downstream până în anul 2008.

Gigantul rus Gazprom este unul din principalii membri ai unei structuri lipsită total de transparență, ai cărei membri sunt companii majoritare de stat din întreaga lume, printre care și Romgaz, și care funcționează discret de douăzeci de ani sub egida Națiunilor Unite, susține Fox News.

Americani citează primul audit efectuat de Oficiul de Servicii pentru Supraveghere Internă al ONU asupra acestei structuri, numită Gas Centre.

Potrivit auditului, chiar dacă este o entitate a ONU, Gas Centre funcționează pe baza unui buget finanțat exclusiv de către membri săi. Consiliul de supraveghere executiv nu a fost aprobat de către agenția ONU din care face nominal parte, Comisia Economică pentru Europa a Organizației Națiunilor Unite (UNECE). Prioritățile grupului și bugetul său detaliat reușesc, la rândul lor, să rămână în afara spațiului de supraveghere ONU.

  Raportul de audit al ONU (download)

Gas Centre furnizează know-how pe probleme legate de reglementarea și liberalizarea pieței gazelor

Potrivit ONU, mandatul Gas Centre este pur tehnic și legat de problemele metodologice ale semnării unui contract de gaze. Grupul mai este responsabil pentru realizarea unei colecții de baze de date statistice, precum și pentru promovarea și facilitarea investițiilor străine în industrie.

Dar, potrivit Fox News, în realitate, mandatul său include și promovarea și menținerea unui "dialog" pe probleme cum ar fi "restructurarea și consolidarea sectorului de gaze, facilitarea integrării industriilor de gaze naturale în Europa printr-o mai mare convergență și armonizare a normelor și practicilor și furnizarea de know-how pe probleme legate de reglementarea și liberalizarea pieței gazelor naturale".

Cu alte cuvinte, notează Fox News, grupul "administrează" aspecte extrem de importante pentru viitorul energetic al Europei, printre care și rolul actual și viitor al Gazprom (membru marcant al Gas Centre) în Europa.

Audit ONU: Există riscul ca Gas Centre să fie perceput drept cartel

Structura Gas Centre, secretul de care se înconjoară și statutul său de organism neguvernamental al ONU sunt extrem de neobișnuite și fără precedent în sistemul ONU, ridicând semne de întrebare cel puțin unui stat membru anonim al ONU, care a solicitat în scris efectuarea auditului.

Potrivit auditului, ce se discută în cadrul reuniunilor Gas Centre este și rămâne necunoscut.

"Această lipsă de supraveghere și raportare publică a crescut riscul ca Gas Centre să fie perceput a se concentra asupra intereselor private, cu atât mai mult cu cât este finanțat de către companiile sale membre", se precizează în audit.

Membrii Gas Centre se întrunesc cel puțin o dată pe an la Geneva, pentru a aproba bugetul (de peste 400 de mii de dolari anual pentru întâlniri și servicii de secretariat, după cum rezultă din documentele justificative la care autorii auditului au avut un acces) și prioritățile grupului.

Fox News: Secretomanie sporită de la declanșarea crizei ucrainene

Potrivit Fox News, de la declanșarea crizei din Ucraina, activitățile Gas Centre au devenit și mai secretoase: site-ul său a fost nefuncțional timp de câteva săptămâni, iar când a fost relansat toate rapoartele, documentele și informațiile relevante au devenit disponibile doar membrilor care beneficiază de parole.

Interesant este că printre membrii Gas Centre, alături de Gazprom se află și debitorul său Naftogaz, compania națională de gaze Ucrainei. Probabil că aceasta poate fi una din explicațiile pentru care Gazprom a anunțat prelungirea termenului pentru plata gazelor expirat recent, în două rânduri, pe 9 apoi, pe 10 iunie. Răspunzând unei întrebări a Fox News, un purtător de cuvânt al Centrului a declarat că "subiectul din Ucraina a fost evitat cu atenție, prin companiile membre, cel puțin pe platforma noastră."

Gazprom: cel mai important proiect al Gas Centre

Potrivit ONU, Centrul de gaze a fost lansat în 1994 ca "un proiect de cooperare tehnică profund apolitic" intitulat "Promovarea și dezvoltarea unei industrii de gaz bazate pe principii de piață în economiile în tranziție". Scopul său, potrivit unui oficial ONU familiarizat cu subiectul, era acela de a învăța companiile de gaze naturale din țările post-comuniste cum să funcționeze ca utilități de stat de tip occidental. Primul său accent a fost pus pe piețele din Rusia, Polonia, Cehoslovacia și Ungaria. Gazprom a fost de departe cazul său de studiu și totodată proiectul său cel mai important.

Mandatul Gas Centre a fost "extins în mod regulat"

În prezent, pe agenda Gas Centre se numără subiecte cum ar fi durata optimă a contractelor de furnizare de gaze, pe termen scurt sau pe termen lung, sau modalitatea cea mai convenabilă de formare a prețurilor (indexare cu prețul petrolului sau concurență de preț între furnizorii de gaze naturale).

Potrivit site-ul Gas Centre, activitățile sale sunt axate, printre altele, pe "schimbul de informații și de date de pe piețele de gaze și industria de gaze", și pe "schimbul de informații și opinii între industria de gaz, UNECE și guverne pe teme de politici energetice". Mandatul Gas Centre, care a fost "extins în mod regulat", include și "securitatea aprovizionării cu gaze naturale", "principii și practici de stabilire a prețurilor de gaz", precum și schimbul de informații și de experiență privind "tendințele emergente și evoluțiile de pe piețele de gaz și în industriile de gaz, inclusiv pe probleme de investiții".

Cât plătește fiecare companie către bugetul Gas Centre este o altă chestiune necunoscută, având un caracter privat.

SNGN Romgaz SA, controlată de statul român, cel de-al doilea producător de gaze din România, nu a reușit să vândă, joi, gaze naturale pe platforma PCGN de la bursa de energie OPCOM, prima licitație de acest fel organizată de Romgaz eșuând din lipsă de cumpărători interesați.

Romgaz a scos la licitație o cantitate totală de 315.000 MWh de gaze, prețul de pornire fiind de 90 lei/MWh. Licitația a fost anulată pentru că, până la termenul stabilit prin anunțul de organizare a licitației, nici un potențial client nu făcuse dovada constituirii garanțiilor financiare obligatorii pentru participarea la licitație, a anunțat OPCOM.

Mâine, vineri, 23 mai, OMV Petrom Gas SRL, divizia de trading de gaze a OMV Petrom, primul producător român de gaze naturale, organizează cea de-a șasea licitație de vânzare de gaze naturale la bursa OPCOM, celelalte cinci organizate de companie până în prezent eșuând, nereușindu-se încheierea de tranzacții.

OMV Petrom Gas SRL vrea să vândă vineri o cantitate de 26.500 MWh de gaze naturale, la prețul de pornire de 90,50 lei/MWh.

Toți granzii sunt prezenți, dar degeaba deocamdată

Compania de stat Romgaz, cel de-al doilea producător de gaze naturale din România, și Interagro SA, controlată de miliardarul Ioan Nicolae, cel mai mare consumator industrial de gaze, s-au înscris recent ca participanți pe platforma PCGN de la bursa de energie OPCOM, aceasta consemnând în prezent opt jucători înregistrați, dar nici o tranzacție încheiată.

Celelalte companii înregistrate sunt furnizorul și distribuitorul de gaze GDF Suez Energy, producătorul de gaze Amromco Energy SRL, combinatul Azomureș, distribuitorul de gaze C-Gaz & Energy, precum și MET Romania Energy Trade, subsidiară de trading a grupului ungar MOL.

Potrivit unui proiect de modificare a Legii nr. 123/2012 a energiei electrice și gazelor naturale, publicat de Departamentul pentru Energie la începutul acestei luni, producătorii de gaze naturale vor fi obligați să scoată la vânzare pe piața centralizată o parte din producție, cantitatea urmând a fi stabilită de către ANRE.

Ce se întâmplă la BRM

Tot joi, dar la Bursa Română de Mărfuri (BRM), traderul Plus Point Energy SRL scoate la vânzare 20.000 MWh de gaze naturale provenite din import, la prețul de pornire de 33,5 dolari (108,5 lei)/MWh, gazele urmând să fie livrate pe la punctul de intrare Isaccea/Csanadpalota (Ungaria).

Vineri, Romgaz încearcă să vândă și la BRM cantitatea de 315.000 MWh de gaze naturale, prețul de pornire nefiind precizat. În aceeași zi, combinatul chimic Azomureș organizează licitație la BRM pentru a cumpăra 25.000 MWh de gaze, limita de preț acceptată de companie fiind de 77 lei/MWh.

Pe 26 și 27 mai, OMV Petrom Gas SRL scoate la vânzare la BRM o cantitate totală de 212.000 MWh de gaze, prețul de pornire fiind neprecizat.

Pe 25 și 27 martie, OMV Petrom Gas SRL a vândut la BRM un volum de gaze de aproximativ 20 milioane de metri cubi (212.000 MWh), la un preț de 89,4 lei/MWh (exclusiv acciza și TVA). Anterior, pe 19 februarie, compania vânduse pentru prima oară gaze la BRM, cel mai bun preț oferit în timpul ședinței de tranzacționare electronice, acceptat de OMV Petrom Gas SRL, cifrându-se la 80 lei/MWh (exclusiv acciza și TVA).

SNGN Romgaz SA, controlată de statul român, cel de-al doilea producător de gaze din România, organizează în premieră, pe 22 mai, o licitație de vânzare de gaze naturale pe platforma PCGN de la bursa de energie OPCOM, unde vrea să vândă în total 315.000 MWh de gaze, prețul de pornire fiind de 90 lei/MWh.

Licitația Romgaz va avea loc cu o zi înainte de cea organizată de OMV Petrom Gas SRL, divizia de trading a producătorului de gaze numărul unu al României, OMV Petrom. Acesta scoate la vânzare pe 23 mai o cantitate de 26.500 MWh de gaze naturale, la prețul de pornire de 90,50 lei/MWh.

Potrivit datelor OPCOM, licitația Romgaz din 22 mai va avea loc la ora 10.00, iar potențialii cumpărători interesați trebuie să depună o garanție financiară de 1% din valoarea ofertei.

Primii doi producători de gaze naturale din România, OMV Petrom și Romgaz, au acoperit, anul trecut, 97,92% din totalul consumului din producția internă de gaze, față de 97,46% în 2012, potrivit datelor Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE). OMV Petrom a avut o cotă de piață de 50,66%, față de 47,32% în 2012, în timp ce cota de piață a Romgaz a scăzut de la 50,12% la 47,26%.

Nici o tranzacție pe OPCOM

Dintre producătorii de gaze înscriși pe platforma PCGN de la OPCOM, doar OMV Petrom Gas SRL a scos până în prezent gaze la vânzare, organizând până în prezent 5 sesiuni de licitații, însă fără a reuși să încheie vreo tranzacție, fie din cauză că nu s-a înțeles la preț cu potențialii cumpărători, fie din cauza anulării licitațiilor, ca urmare a lipsei de interes a celorlalți participanți la piață.

Compania de stat Romgaz, cel de-al doilea producător de gaze naturale din România, și Interagro SA, controlată de miliardarul Ioan Nicolae, cel mai mare consumator industrial de gaze, s-au înscris recent ca participanți pe platforma PCGN de la bursa de energie OPCOM, aceasta consemnând în prezent opt jucători înregistrați, dar nici o tranzacție încheiată.

Celelalte companii înregistrate sunt furnizorul și distribuitorul de gaze GDF Suez Energy, producătorul de gaze Amromco Energy SRL, combinatul Azomureș, distribuitorul de gaze C-Gaz & Energy, precum și MET Romania Energy Trade, subsidiară de trading a grupului ungar MOL.

BRM e mai dinamică

Pe 23 mai, la Bursa Română de Mărfuri (BRM), combinatul Azomureș organizează licitație pentru a cumpăra 25.000 MWh de gaze naturale, limita de preț acceptată de combinat fiind de 77 lei/MWh.

Ulterior, pe 26 mai și 27 mai, OMV Petrom Gas SRL scoate la vânzare la BRM 26.500 MWh, respectiv 185.500 MWh de gaze naturale din producția internă, prețul nefiind precizat.

Pe 19 mai, producătorul de prefabricate din beton Somaco Grup Prefabricate SRL organizează licitație la BRM pentru a cumpăra 10.800 MWh de gaze naturale.

Pe 25 și 27 martie, OMV Petrom Gas SRL a vândut la BRM un volum de gaze de aproximativ 20 milioane de metri cubi (212.000 MWh), la un preț de 89,4 lei/MWh (exclusiv acciza și TVA). Anterior, pe 19 februarie, compania vânduse pentru prima oară gaze la BRM, cel mai bun preț oferit în timpul ședinței de tranzacționare electronice, acceptat de OMV Petrom Gas SRL, cifrându-se la 80 lei/MWh (exclusiv acciza și TVA).

Tranzacționarea pe burse va deveni obligatorie

Potrivit unui proiect de modificare a Legii nr. 123/2012 a energiei electrice și gazelor naturale, publicat de Departamentul pentru Energie la începutul acestei luni, producătorii de gaze naturale vor fi obligați să scoată la vânzare pe piața centralizată o parte din producție, cantitatea urmând a fi stabilită de către ANRE.

"Deţinătorii de licenţă de producţie de gaze naturale şi afiliaţii acestora sunt obligaţi să tranzacţioneze pe piaţa centralizată, transparent şi nediscriminatoriu, o parte din cantitatea produsă, într-un cuantum stabilit de ANRE pe baza reglementărilor proprii", stipulează articolul unic al proiectului.

În expunerea de motive a proiectului de lege, Guvernul susține că, în acest fel, vrea să încurajeze "formarea preţurilor din producţia internă pe baza unor mecanisme bazate pe cerere şi ofertă, în condiţii de transparenţă şi nediscriminare a participanţilor la piaţă, precum şi de a elimina intervenţiile administrative din procesul de formare a preţurilor de valorificare a gazelor naturale din producţia internă".

Angajament față de FMI

"În egală măsură, se urmăreşte asigurarea unui rol semnificativ a pieţei gazelor naturale din România, în contextul formării pieţei unice europene de energie şi gaze naturale şi, totodată, determinarea unei valori de piaţă obiective a gazelor naturale, coroborate cu sporirea eficienţei consumului acestora într-un cadru economic sustenabil care va fi definit strategic atât la nivel macroeconomic, cât şi la nivel sectorial", se mai afirmă în documentul citat.

Înfiinţarea platformelor de tranzacţionare a gazelor naturale a fost un angajament asumat de Guvern faţă de FMI şi Comisia Europeană, însă până în prezent producătorii de gaze naturale nu erau obligați să își vândă gazele pe burse.

În ianuarie 2013, ANRE a lansat în dezbatere publică un proiect de ordin potrivit căruia producătorii de gaze controlați de statul român, cum ar fi Romgaz, nu și cei privați, ar fi fost obligați să vândă prin licitaţii publice 45% din cantităţile extrase în cursul anului 2013, însă ordinul nu a mai fost adoptat în cele din urmă.

Romgaz și-a majorat profitul net în primul trimestru al acestui an cu 82% față de perioada similară a anului trecut, pe baza unei creșteri a cifrei de afaceri în creștere cu cu 25,5%, cauzată nu atât de volum, cât de majorările de prețuri aduse de liberalizarea pieței.

Principala explicație a profitului net de 608, 38 milioane de lei (față de 332,781 milioane în primul trimestru al anului trecut) este majorarea veniturilor din vânzarea gazelor din producția internă.

Deși cantitățile de gaze livrate din producția internă au înregistrat o ușoară creștere, Romgaz recunoaște că majorarea veniturilor din vânzarea de gaze din producția internă se datorează în cea mai mare parte majorării prețurilor de vânzare a gazelor conform calendarului de liberalizare a prețurilor la gaze.

Livrarea de gaze din import s-a diminuat cu 56%

Cantitățile de gaze livrate din import au scăzut în primul trimestru al anului 2014, comparativ cu aceeași perioadă a anului trecut, înregistrând o scădere valorică de 56%. Reducerea cantităților de gaze livrate din import se datorează atât scăderii cererii de consum pe piața de gaze naturale, cât și prevederilor Ordinului ANRE nr.24/2013 pentru aprobarea Metodologiei de alocare a cantităților de gaze naturale rezultate din activitatea de producție necesare acoperirii consumului pe piața reglementată, conform căruia producătorii de gaze naturale nu mai au obligația să livreze gaze în amestec intern cu import.

Costul mărfurilor vândute a scăzut și el cu 49,16%, de la 200 milioane lei în trimestrul I al anului 2013 la 102 milioane lei în 2014, în principal ca urmare a diminuării vânzărilor de gaze naturale achiziționate din import.

Cheltuieli suplimentare cu impozitele de minim 100 de milioane de lei

Categoria "Alte cheltuieli" a înregistrat o creștere de 67,91%, cauzată în principal de cheltuielile cu alte taxe și impozite. Astfel, a crescut costurile cu cu redevența pentru gaze naturale ca urmare a creșterii prețului de vânzare a gazelor naturale și a fost înregistrată taxa pentru construcții speciale în sumă de 24,5 milioane lei.

Introducerea, începând cu data de 1 februarie 2013 a impozitului suplimentar asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale a determinat o creștere a cheltuielilor de 80,5 milioane. {jathumbnailoff}

Compania de stat Romgaz, cel de-al doilea producător de gaze naturale din România, și Interagro SA, controlată de miliardarul Ioan Nicolae, cel mai mare consumator industrial de gaze, s-au înscris ca participanți la Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) de la bursa de energie OPCOM, aceasta consemnând în prezent opt jucători înregistrați, dar nici o tranzacție încheiată.

Celelalte companii înregistrate sunt furnizorul și distribuitorul de gaze GDF Suez Energy, OMV Petrom Gas SRL, divizia de trading de gaze a OMV Petrom, producătorul de gaze Amromco Energy SRL, combinatul Azomureș, distribuitorul de gaze C-Gaz & Energy, precum și MET Romania Energy Trade, subsidiară de trading a grupului ungar MOL.

Dintre producătorii de gaze înscriși pe platforma PCGN de la OPCOM, doar OMV Petrom Gas SRL a scos până în prezent gaze la vânzare, însă fără a reuși să încheie vreo tranzacție, fie din cauză că nu s-a înțeles la preț cu potențialii cumpărători, fie din cauza anulării licitațiilor, ca urmare a lipsei de interes a celorlalți participanți la piață.

Primii doi producători de gaze naturale din România, OMV Petrom și Romgaz, au acoperit, anul trecut, 97,92% din totalul consumului din producția internă de gaze, față de 97,46% în 2012, potrivit datelor Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE). OMV Petrom a avut o cotă de piață de 50,66%, față de 47,32% în 2012, în timp ce cota de piață a Romgaz a scăzut de la 50,12% la 47,26%.

Relații cu cântec

Interagro este cel mai mare consumator industrial de gaze naturale din România, cele șase combinate chimice din holdingul controlat de Ioan Nicolae consumând, cumulat, circa 2,5 miliarde de metri cubi de gaze.

Anul trecut, Romgaz a întrerupt furnizarea de gaze către Interagro, din cauza datoriilor istorice neplătite de zeci de milioane de dolari ale Interagro, pentru gazele livrate în trecut, iar Ioan Nicolae a început să-și alimenteze combinatele cu gaze mai scumpe, cumpărate de la OMV Petrom.

În 2011, Interagro și Romgaz au semnat un memorandum privind achitarea eșalonată a datoriilor, cifrate atunci la circa 100 de milioane de dolari.

Foștii miniștri ai Economiei, Adriean Videanu și Varujan Vosganian, sunt acuzați de procurorii DIICOT că, în perioada 2006 – 2010, au aprobat, semnat şi susţinut în Guvern şase ordine, respectiv trei memorandumuri prin care se acordau discounturi comerciale substanţiale la livrarea de gaze naturale de către Romgaz către Interagro, peste plafoanele practicate de Romgaz, precum şi gaze naturale doar din producţia internă, cu nerespectarea dispoziţiilor legale şi în condiţiile în care Interagro înregistra debite mari la plata gazelor consumate, cauzând un prejudiciu de aproximativ 130 milioane de dolari.

Tranzacționarea pe burse va deveni obligatorie

Potrivit unui proiect de modificare a Legii nr. 123/2012 a energiei electrice și gazelor naturale, publicat de Departamentul pentru Energie la începutul acestei luni, producătorii de gaze naturale vor fi obligați să scoată la vânzare pe piața centralizată o parte din producție, cantitatea urmând a fi stabilită de către ANRE.

"Deţinătorii de licenţă de producţie de gaze naturale şi afiliaţii acestora sunt obligaţi să tranzacţioneze pe piaţa centralizată, transparent şi nediscriminatoriu, o parte din cantitatea produsă, într-un cuantum stabilit de ANRE pe baza reglementărilor proprii", stipulează articolul unic al proiectului.

În expunerea de motive a proiectului de lege, Guvernul susține că, în acest fel, vrea să încurajeze "formarea preţurilor din producţia internă pe baza unor mecanisme bazate pe cerere şi ofertă, în condiţii de transparenţă şi nediscriminare a participanţilor la piaţă, precum şi de a elimina intervenţiile administrative din procesul de formare a preţurilor de valorificare a gazelor naturale din producţia internă".

Angajament față de FMI

"În egală măsură, se urmăreşte asigurarea unui rol semnificativ a pieţei gazelor naturale din România, în contextul formării pieţei unice europene de energie şi gaze naturale şi, totodată, determinarea unei valori de piaţă obiective a gazelor naturale, coroborate cu sporirea eficienţei consumului acestora într-un cadru economic sustenabil care va fi definit strategic atât la nivel macroeconomic, cât şi la nivel sectorial", se mai afirmă în documentul citat.

Înfiinţarea platformelor de tranzacţionare a gazelor naturale a fost un angajament asumat de Guvern faţă de FMI şi Comisia Europeană, însă până în prezent producătorii de gaze naturale nu erau obligați să își vândă gazele pe burse.

În ianuarie 2013, ANRE a lansat în dezbatere publică un proiect de ordin potrivit căruia producătorii de gaze controlați de statul român, cum ar fi Romgaz, nu și cei privați, ar fi fost obligați să vândă prin licitaţii publice 45% din cantităţile extrase în cursul anului 2013, însă ordinul nu a mai fost adoptat în cele din urmă.

Petrom și Romgaz sunt cei mai importanți producători de gaze din România. Alți producători sunt Amromco Ploiești, Aurelian Oil&Gas, Lotus Petrol sau Foraj Sonde.

 Atribuțiile Departamentului pentru Energie privind privatizarea companiilor din subordinea sa vor fi preluate de o instituție nouă, Departamentul pentru Privatizare şi Administrarea Participaţiilor Statului (DPAPS), care va fi înființată prin reorganizarea Oficiului Participațiilor Statului şi Privatizării în Industrie (OPSPI) și va fi în subordinea Ministerului Economiei, potrivit unei ordonanțe de urgență aprobate miercuri de Guvern. Ordonanța a fost elaborată în martie de Ministerul Economiei, condus de pesedistul Constantin Niță, fost ministru delegat pentru Energie până la reorganizarea Guvernului, în urma ruperii USL și ieșirii PNL de la guvernare.

Aprobarea ordonanţei de urgenţă prin care este înfiinţat Departamentul a fost anunţată de Guvern la finalul şedinţei de miercuri, fără alte detalii.

Ulterior, într-un comunicat, Departamentul pentru Energie a ținut să precizeze că ordonanța de urgență nu vizează activitatea de administrare a societăţilor de stat din sectorul energetic, care rămâne în integralitate în responsabilitatea Departamentului pentru Energie.

"OUG în cauză vizează posibilitatea de delegare către Ministerul Economiei, de la toate instituţiile publice cu activităţi în domeniul administrării de societăţi de stat, a responsabilităţii privind adoptarea strategiilor de privatizare şi monitorizarea implementării proceselor de privatizare. Această posibilă delegare urmează să se stabilească prin viitoare, posibile hotărâri de Guvern, pentru fiecare caz în parte", afirmă Departamentul pentru Energie.

Proiectul de ordonanță a fost publicat pe 18 martie, zi în care s-a consemnat al doilea eșec consecutiv al AGEA de la Romgaz, prin neîntrunirea cvorumului de prezență, ca urmare a absenței reprezentantului statului, care controlează 70% din acțiunile societății, prin Departamentul pentru Energie.

Pe ordinea de zi a AGEA se afla aprobarea participării Romgaz cu bani la investițiile în proiectele hidrocentralei Tarnița și cablului electric submarin România-Turcia, cu 8,89 milioane lei, respectiv 2 milioane euro.

Proiectele Tarnița și HVDCC România-Turcia SA (cablul submarin), la care Romgaz ar urma să participe, au trezit mai multe nedumeriri în rândul acționarilor minoritari, Fondul Proprietatea și Banca Europeană de Reconstrucție și Dezvoltare (BERD) formulând mai multe întrebări conducerii companiei în legătură cu oportunitatea, fezabilitatea și finanțarea acestor proiecte. În răspunsul dat celor două instituții, Romgaz recunoaște că decizia a fost una politică și nu economică, studiile de fezabilitate fiind învechite, neputându-se stabili beneficiile economice pentru Romgaz ale proiectelor, iar societatea neștiind nici măcar destinația exactă a sumelor pe care ar urma să le aloce din bugetul propriu.

Administratorul Fondului Proprietatea, Franklin Templeton, a salutat evenimentul ca pe o decizie expresă a Departamentului pentru Energie.

"Salutăm această decizie, având în vedere faptul că la momentul actual nu există suficiente informaţii referitoare la aceste proiecte şi la structurarea finanţării acestora pentru a lua o decizie în deplină cunoştinţă de cauză. În calitate de acţionar minoritar al Romgaz, Fondul Proprietatea salută deschiderea şi disponibilitatea autorităţilor statului român pentru dialog, demonstrate prin această decizie recentă. Fondul speră că va avea loc un proces de evaluare riguros în privința oportunității înfiinţării acestor companii de proiect şi stabilirii nevoilor acestora de finanţare din partea companiilor de stat. De asemenea, Fondul salută oportunitatea de a colabora cu autorităţile statului pentru a identifica cele mai eficiente şi valoroase proiecte de investiţii pentru companiile de stat care fac parte din portofoliul Fondului Proprietatea şi pentru a contribui la o analiză detaliată a tuturor costurilor anticipate şi a beneficiilor generate de astfel de proiecte", se arata intr-un comunicat al Fondului Proprietatea.

Niță vrea să-și susțină ideile în AGA

Ideea finanțării proiectelor Tarnița și cablul submarin România-Turcia cu bani de la companiile energetice controlate de stat i-a aparținut lui Constantin Niță, încă de pe vremea când era ministru delegat pentru Energie.

Guvernul a decis deja ca CE Hunedoara, Electrica, Hidroelectrica, Nuclearelectrica, Romgaz şi CE Oltenia să participe la investiția Tarnița cu câte 2 milioane de euro, iar Transelectrica, CE Hunedoara, Electrica, Hidroelectrica, Nuclearelectrica, Romgaz şi CE Oltenia să participe cu câte 2 milioane de euro la proiectul cablului submarin România – Turcia. Acționarii Hidroelectrica și Nuclearelectrica au aprobat deja participarea societăților respective la aceste proiecte.

Ambele proiecte se leagă de participarea investitorilor chinezi în sectorul românesc, proiect mai larg al guvernului Ponta și al PSD, în care Constantin Niță a fost extrem de implicat. Compania chineză Sinohydro ar urma să participe la construirea hidrocentralei de la Tarnița, iar prin cablul submarin România-Turcia ar urma să fie exportată energia produsă de reactoarele 3 și 4 ale centralei atomice de la Cernavodă, care ar urma să fie construite în parteneriat cu firme din China, inclusiv pe partea de finanțare.

Problema neprezentării reprezentantului Departamentului pentru Energie, condus acum de un nou ministru delegat, neafiliat politic, la AGEA de la Romgaz unde trebuie aprobată participarea companiei la cele două proiecte de investiții ar putea fi rezolvată prin ordonanța de urgență adoptată miercuri de Guvern.

Potrivit documentului citat, împuternicirea reprezentanților în adunarea generală a acționarilor pentru societățile la care Ministerul Economiei își exercită autoritatea prin Departamentul pentru Energie, în rândul cărora se numără și Romgaz, va fi aprobată prin ordin emis de ministrul Economiei, la inițiativa ministrului delegat pentru Energie.

Cu alte cuvinte, Constatin Niță va avea ultimul cuvânt în privința persoanelor care vor reprezenta statul în AGA la societățile din energie unde statul mai deține participații, printre care se mai numără OMV Petrom, Rompetrol Rafinare, GDF Suez, E.ON, Termoelectrica, ELCEN, Hidroelectrica, CE Hunedoara, CE Oltenia, Nuclearelectrica, Electrica sau Compania Națională a Huilei.

Ce mai prevede OUG

Potrivit notei de fundamentare a OUG, aprobată miercuri de Guvern, pe lângă atribuțiile și partea de patrimoniu legată de atribuțiile privind privatizarea companiilor energetice de stat, nou-înființatul DPAPS va prelua de la Departamentul pentru Energie și atribuțiile și partea de patrimoniu legată de derularea activităților de atragere de investiții cu participarea societăţilor din energie la operatorii economici pentru care Ministerul Economiei are calitatea de acționar, pe cele referitoare la implementarea mecanismului de alocare tranzitorie cu titlu gratuit a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră, precum și pe cele legate de planul național de investiții în domeniul energetic.

DPAPS va exercita și atribuțiile Ministerului Economiei referitoare la monitorizarea postprivatizare a îndeplinirii clauzelor din contractele de vânzare-cumpărare de acţiuni încheiate in cadrul proceselor de privatizare, pentru societățile naţionale, companiile naționale şi celelalte societăți, inclusiv pentru societățile din energie, aflate în portofoliul Ministerului Economiei.

În documentul citat, Ministerul Economiei susține că necesitatea reglementãrii unor măsuri pentru înființarea DPAPS este prioritară în contextul angajamentelor asumate de statul român faâă de instituțiile financiare internaționale, întrucât va asigura unitate şi coerenţă procesului de privatizare, în condiţii de eficienţă şi rentabilizare a companiilor de stat, care sa devină competitive pe pieţele pe care activează, atât la nivel naţional, cât şi regional.

Situaţia extraordinară, a cărei reglementare nu poate fi amânată și care presupune inițierea și adoptarea OUG, este justificată de Ministerul Economiei "având în vedere actualul context economic, în care se impune adoptarea unor mãsuri rapide pentru asigurarea respectãrii întocmai și la termen a prevederilor angajamentelor statului român referitoare la privatizarea și restructurarea operatorilor economici, asumate față de Fondul Monetar Internațonal și Comisia Europeană, fapt ce presupune asigurarea unui cadru normativ coerent de funcționare a DPAPS, care să creeze condițiile pentru îndeplinirea angajamentelor susmentțonate, oferind astfel continuitate actului de administrare a participațiilor statului, mai ales în domeniul energetic și al resurselor energetice".

Totul pentru asigurarea controlului PSD în energie

Proiectul de OUG privind trecerea atribuțiilor de privatizare din energie de la Departamentul pentru Energie la nou-înființatul DPAPS, aflat în subordinea Ministerului Economiei, a apărut la puțin timp după ce, la finalul anului trecut, Guvernul a aprobat o lege potrivit căreia ministrului delegat pentru Energie, conducător al Departamentului pentru Energie din Ministerul Economiei, i se confereau atribuții exclusive în ceea ce privește inițierea și avizarea proiectelor de acte normative din domeniul energetic, respectiv contrasemnarea celor adoptate, eliminându-se prevederea legală atunci în vigoare potrivit căreia proiectele și legile respective trebuie supuse spre semnătură și aprobare, respectiv contrasemnătură, și ministrului Economiei.

Consecința a fost că, de atunci și până la recenta reorganizare a Guvernului, PSD, care controla Departamentul pentru Energie, prin ministrul delegat pentru Energie, Constantin Niță, a putut iniția de unul singur, fără partenerii de guvernare de la PNL, care dețineau portofoliul Ministerului Economiei, acte normative de cea mai mare importanță atât pentru economie, cât și pentru bugetul de stat, cum ar fi privatizarea companiilor energetice de stat, subvențiile acordate producătorilor de energie regenerabilă sau legislația privind tarifele la curent electric și gaze naturale.

Între timp, însă, alianța USL s-a rupt, PNL a ieșit de la guvernare, Guvernul a fost reorganizat, iar pesedistul Constantin Niță nu mai este ministru delegat pentru Energie, fiind "rotit" pe postul de ministru al Economiei.

În 2012, în urma negocierilor pentru formarea guvernului USL, Ministerul Economiei a revenit PNL, iar cele două departamente cu statut special din cadrul ministerului au fost adjudecate de PSD (Energie) și PC (IMM-uri), după ce, într-o fază inițială a discuțiilor, domeniul energetic urma să fie coordonat de un minister aparte.

Încă de la preluarea mandatelor au apărut tensiuni între liberali și pesediști cu privire la raporturile dintre Ministerul Economiei și Departamentul pentru Energie. Astfel, încă din ianuarie anul 2013, ministrul liberal de atunci al Economiei, Varujan Vosganian, se arăta nemulțumit de faptul că PSD, prin Departamentul pentru Energie condus de Constantin Niță, și-a adjudecat, practic, cea mai consistentă parte din portofoliul de întreprinderi al ministerului.

Un nou ministru

În urma recentei reorganizări a Guvernului, în postul de ministru delegat pentru Energie a fost numit Răzvan Nicolescu. Acesta este, din 2008, director de afaceri publice si reglementare in OMV Petrom, iar din 2010 este și vicepreședinte CA al Agenției Europene pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare în Energie (ACER). Răzvan Nicolescu a fost, între 2006 și 2008, atașat pe probleme de energie al Romaniei la UE, iar în perioada 2007-2008 a reprezentat Romania în grupul de dialog UE-Rusia pe probleme energetice.

Pe 28 martie, noul ministru delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, i-a convocat pe directorii de companii energetice de stat în cadrul unei întâlniri unde s-a discutat, printre altele, realizarea, cu sprijinul Serviciului de Telecomunicații Speciale (STS), a unui sistem de comunicaţii între companiile de stat şi Departamentul pentru Energie.

În plus, ministrul le-a spus directorilor de companii, dar și angajaților Departamentului pentru Energie, că nu are în vederi demiteri în rândurile lor, că are încredere în bunele lor intenții și că vrea să-i implice pe primii în procesul de elaborare a strategiei energetice naționale.

Pe de altă parte, Nicolescu le-a transmis directorilor că susține, cel puțin deocamdată, menținerea interdicției de încheiere de contracte bilaterale negociate direct pe piața de energie electrică, contestată de furnizorii de curent electric, dar și de traderii de energie.

Întâlnirea convocată de ministru survenea în contextul în care Ministerul Economiei, condus de pesedistul Constantin Niță, elaborase și publicase de puțin timp proiectul de ordonanță de urgență prin care atribuțiile Departamentului pentru Energie privind privatizarea companiilor din subordinea urmau să fie preluate de nou-înființatul Departament pentru Privatizare şi Administrarea Participaţiilor Statului (DPAPS).

Demiteri și observații

Noul ministru delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a demis conducerea Electrocentrale București (ELCEN), cerând totodată cerând direcțiilor din subordinea Departamentului pentru Energie propuneri pentru numirea unei nou conduceri a societății și arătându-se preocupat de cheltuielile ELCEN cu gaze din import.

„Sunt preocupat de situaţia ELCEN în ceea ce priveşte punerea în aplicare a deciziei Guvernului de a integra ELCEN şi RADET, dar şi de preţul plătit de societatea de stat pentru achiziţia de combustibili primari. În mod special, mă refer aici la cheltuielile făcute pentru achiziţia de gaze naturale provenite din import”, a declarat ministrul.

Anterior, ministrul avertizase Parlamentul că recenta OUG nr. 6/2014 privind exercitarea drepturilor de acționar ale statului la Transelectrica și Transgaz, adoptată de fostul guvern USL, încalcă în continuare normele UE în domeniu, prin aceea că menține Dispeceratul Energetic Național și Dispeceratul Național de Gaze Naturale sub coordonarea metodologică și funcțională a ministrului delegat pentru Energie.

"(...) nu cred că este bine să existe suspiciunea că Departamentul pentru Energie poate interveni direct în activitatea operaţională a companiilor de transport", spunea ministrul.

Avertismentul venea în contextul în care, tot recent, Transelectrica şi Transgaz fuseseră trecute de Guvern, prin ordonanţă de urgenţă, de la Ministerul Finanţelor Publice (MFP), controlat atunci de PNL, la Secretariatul General al Guvernului (SGG), condus de pesedistul Ion Moraru, principalul motiv invocat fiind evitarea declanșării de către Comisia Europeană a unei proceduri de infringement la adresa României. Asta după ce Executivul european refuzase certificarea celor două companii ca operatori independenți de sisteme de transport de energie, acuzând conflicte de interese, incompatibilități și încălcări ale legislației europene în structurile de acționariat și în modul de organizare ale Transelectrica și Transgaz.

Una dintre motivațiile acestui refuz al CE fusese tocmai aceea că legislația românească prevede că cele două dispecerate energetice rămân sub coordonarea metodologică și funcțională a ministrului delegat pentru Energie.

Tariful reglementat pentru prestarea serviciului de înmagazinare subterană a gazelor naturale de către Romgaz a fost majorat cu 1,04%, în timp ce tariful similar la Depomureș a fost redus cu 5,17%, față de 2013, potrivit dispozițiilor Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE). Anul trecut, tarifele de înmagazinare subterană la ambele societăți fuseseră majorate cu peste 50% comparativ cu 2012, după ce, anterior, nu mai fuseseră modificate din 2009. Aceste tarife se reflectă în prețurile achitate de consumatorii finali de gaze.

Astfel, ANRE a dispus majorarea cu 1,04% a tarifului reglementat pentru prestarea serviciului de înmagazinare subterană a gazelor naturale de către Romgaz, de la 17,29 lei/MWh în ciclul de înmagazinare aprilie 2013-martie 2014 la 17,47 lei/MWh în ciclul de înmagazinare aprilie 2014-martie 2015.

Pe componentele tarifului, componenta fixă pentru rezervarea de capacitate a fost majorată de la 13,12 lei/MWh/ciclu complet de înmagazinare la 13,14 lei/MWh/ciclu complet de înmagazinare. Componenta volumetrică pentru injecția gazelor a fost majorată cu 6,75%, de la 2,37 la 2,53 lei/MWh, iar cea pentru extracția gazelor a fost menținută la 1,80 lei/MWh.

Potrivit Ordinului ANRE nr. 29/2014, venitul total și venitul total reglementat al Romgaz din activitatea de înmagazinare subterană a gazelor naturale se vor menține la nivelurile din ciclul de înmagazinare aprilie 2013-martie 2014, de 464,04 milioane lei, respectiv 356,89 milioane lei. Capacitatea operațională a Romgaz este de 29.355.360 MWh.

Reducere la divizia GDF Suez

La Depomureș, divizia de înmagazinare gaze a francezilor de la GDF Suez, tariful total de înmagazinare a fost redus de ANRE cu 5,17%, de la 12,38 lei/MWh la 11,65 lei/MWh.

Componenta pentru rezervare a fost redusă cu 7,24%%, de la 8,01 lei/MWh la 7,43 lei/MWh, cea pentru injecția de gaze a fost ușor majorată, cu 1,29%, de la 3,10 lei/MWh la 3,14 lei/MWh, iar cea pentru extracția de gaze a fost diminuată cu 7,87%, de la 1,27 lei/MWh la 1,17 lei/MWh.

Ordinul ANRE nr. 30/2014 prevede că venitul total din înmagazinarea de gaze al Depomureș va fi diminuat cu 7,23%, de la 38,01 la 35,26 milioane lei, iar venitul total reglementat va crește cu 17%, de la 30,4 la 35,57 milioane lei. Capacitatea operațională a Depomureș este de 3.154.550 MWh.

Se reflectă în prețurile achitate de consumatorii finali

Tarifele reglementate pentru prestarea serviciului de înmagazinare subterană a gazelor naturale se reflectă în în prețurile achitate de consumatorii finali de gaze.

Potrivit legislației în vigoare, furnizorii de gaze naturale, precum și Transgaz, operatorul rețelei naționale de transport de gaze, au obligația de a deține stocuri minime de gaze naturale în depozite subterane, pentru siguranța aprovizionării clienților finali și asigurarea echilibrului fizic al sistemului național de transport al gazelor naturale.

Astfel, pentru ciclul 2014-2015, ANRE a stabilit pentru furnizori un stoc minim total de gaze naturale de 19,81 milioane MWh, în scădere cu 19% de la nivelul de 24,47 milioane MWh stabilit pentru ciclul anterior, din care 11,65 milioane MWh pentru piața reglementată, cu aproape 30% mai puțin față de ciclul anterior (16,54 milioane MWh) și 8,16 milioane MWh pentru segmentul concurențial, cantitate cu 3% mai mare decât cea aferentă ciclului anterior (7,92 milioane MWh). Transgaz are obligația menținerii unui stoc minim de gaze de 212.000 MWh, similar cu cel din ciclul anterior.

La depozitele subterane de gaze naturale mai au acces producătorii de gaze, furnizorii de pe piața en-gros, consumatorii eligibili, precum și companiile străine care beneficiază de tranzitul de gaze naturale pe teritoriul României.

Majorări de peste 50% în 2013

Legislația în vigoare mai prevede că tarifele de înmagazinare se stabilesc diferenţiat pentru fiecare firmă deținătoare de licență de înmagazinare gaze naturale, scopul fiind ca aceste tarife să acopere costurile totale aferente desfăşurării activităţii de înmagazinare.

Anul trecut, tarifele reglementate pentru prestarea serviciului de înmagazinare subterană a gazelor naturale de către societățile Romgaz și Depomureș au fost majorate cu peste 50%, începând cu 30 aprilie 2013. La Romgaz, tariful a fost majorat cu aproape 55%, iar la Depomureș – cu peste 57%. Anterior, respectivele tarife nu mai fuseseră modificate din 2009.

Tarifele de înmagazinare ar fi trebuit majorate încă din aprilie 2012, potrivit raportului ANRE pe anul trecut privind determinarea prețurilor și tarifelor reglementate, Autoritatea precizând că veniturile nerealizate din cauza amânării majorării, între 1 aprilie 2012 și data stabilirii noilor tarife, se consideră venituri amânate.

„În noua Metodologie pentru aprobarea preţurilor şi stabilirea tarifelor reglementate in sectorul gazelor naturale, publicată in 25 mai 2012, a fost introdusă noţiunea de venit amânat, care reprezintă diferenţa dintre valoarea venitului pe care un titular de licenţă este indreptăţit să il realizeze anual pentru desfăşurarea unei activităţi reglementate intr-o manieră prudentă şi valoarea venitului realizat prin aplicarea tarifelor şi preţurilor aprobate pe parcursul perioadei de reglementare, perioada şi modalitatea de recuperare a acestora urmand a fi agreate cu fiecare titular de licenţă in parte”, se arată în raportul citat.

După ce a reușit să blocheze, alături de BERD, participarea Romgaz la proiectele cu o fezabilitate discutabilă HidroTarnița și cablul submarin România Turcia, Fondul Proprietatea vrea să blocheze în instanță participarea altei companii majoritare de stat la care este acționar minoritar, Nuclearelectrica, la aceleași proiecte.

"Fondul Proprietatea, în calitate de acționar deținând o cotă de 9,7268% din capitalul social al societății, a depus o cerere de intervenție la Tribunalul București (...) prin care se solicită respingerea cererii de înregistrare la Registrul Comerțului a hotărârii AGEA nr.1/11.03.2014", se arată într-un comunicat transmis, luni, de Nuclearelectrica Bursei de Valori București (BVB).

Hotărârea respectivă vizează participarea Nuclearelectrica cu 8,9 milioane lei la majorarea capitalului social al Hidro Tarnița, compania de proiect care ar urma să construiască hidrocentrala Tarnița, județul Cluj, și acordul de principiu pentru realizarea proiectului Cablu de interconectare submarin 400 Kv România - Turcia și participarea Nuclearelectrica cu 2 milioane euro la constituirea companiei de proiect HVDCC România - Turcia.

Primul termen: 1 aprilie

Primul termen în dosarul în care Fondul Proprietatea contestă decizia AGA a fost stabilit pentru marți, 1 aprilie.

Anunțul privind contestația Fondului Proprietatea vine la aproape două săptămâni după ce Departamentul pentru Energie, acționarul majoritar al Romgaz Mediaș (SNG), a decis să amâne "pentru moment", la cererea acționarilor minoritari, implicarea producătorului de gaze naturale în proiectele de construcție a hidrocentralei Tarnița și a cablului submarin către Turcia.

Franklin Templeton Investment Management Limited UK, sucursala București, în calitate de Administrator Unic și Manager de Fond al S.C. Fondul Proprietatea S.A. (“Fondul”) "a salutat faptul că nu a fost luată nicio decizie de către compania SNGN Romgaz SA în cadrul Adunării Generale a Acționarilor cu privire la participarea Romgaz în cele două companii de proiect pentru înființarea hidrocentralei de la Tarnița și a cablului submarin România – Turcia. Faptul că Departamentul pentru Energie, în calitate de reprezentant al acționarului majoritar al SNGN Romgaz SA, nu a participat la Adunarea Generală a Acționarilor, a făcut posibilă amânarea unei decizii cu privire la implicarea Romgaz în aceste două companii de proiect"

Un proiect de pe vremea regimului comunist

Potrivit Mediafax, ideea construcției hidrocentralei de la Tarnița datează din timpul regimului comunist, iar investiția este evaluată la 1,1 miliarde de euro.

Discuțiile dintre România și Turcia privind construirea unui cablu submarin pentru transportul electricității prin Marea Neagră au început în 2006. La acea dată, investiția era evaluată la 400-500 milioane de euro.

Statul deține 81,27% din acțiunile Nuclearelectrica, Fondul Proprietatea are aproape 9,73%, iar restul de 15% din acțiuni sunt în portofoliile altor acționari care le-au cumpărat la bursă.

Titlurile Nuclearelectrica au încheiat ședința bursieră de luni în scădere cu 1,16%, la 9,38 lei. La această cotație, capitalizarea bursieră a companiei este de 2,643 miliarde lei (593,2 milioane euro).

Conducerea companiei propune acţionarilor un dividend brut de 2,57 lei/acţiune, care raportat la cel mai recent preţ al acţiunilor Romgaz la bursă, de 33,49 lei, conferă un randament de 7,67%.

Compania a distribuit acţionarilor un dividend brut de 27,68 lei/acţiune, însă atunci numărul de acţiuni era mai mic, iar valoarea nominală era de 10 lei/titlu. Înaintea listării, AGA a decis scăderea valorii nominale de la 10 lei la 1 leu şi creşterea numărului de acţiuni de zece ori, capitalul social rămânând acelaşi.

Astfel, raportat la numărul de acţiuni din prezent, dividendul brut de anul trecut ar fi de 2,768 lei/titlu.

Dividendele ar urma să fie distribuite începând cu data de 28 iulie.

Propunerea de dividend urmează să fie discutată într-o AGA programată pentru 28 aprilie.

Valoarea cumulată a dividendelor anunţate de companie este mai mare decât profitul net preliminar prezentat la finalul lunii februarie, de 930,7 milioane lei (210,6 milioane euro). Profitul anunţat atunci este cu aproape 17% sub câştigul din 2012.

Cifra de afaceri a Romgaz a crescut cu 1,5% anul trecut, la 3,89 miliarde lei (881,2 milioane euro).

Statul controlează 70% din acţiunile Romgaz, Fondul Proprietatea are 15% din titluri, iar diferenţa este în portofoliile altor investitori, fiind vândute anul trecut printr-o ofertă publică atât pe bursa de la Bucureşti, cât şi pe cea de la Londra.

Acţiunile Romgaz au încheiat şedinţa bursieră de miercuri în creştere cu 1,48%, la 33,49 lei. La această cotaţie, capitalizarea bursieră a companiei este de 12,907 miliarde lei (2,891 miliarde euro).

Formula de calcul a bazei de impunere a impozitului de 60% impus pe veniturile suplimentare obținute de producătorii de gaze ca urmare a creșterii gradului de liberalizare a prețurilor din sectorul gazelor naturale ar putea fi modificată, potrivit unor surse din piață, în vederea reducerii impactului resimțit de consumatorii industriali ca urmare a respectivei liberalizări.

Pentru că în prezent, piața se liberalizează doar relativ, numai în ceea ce privește prețurile, însă nu și în ceea ce privește taxa respectivă, care distorsionează piața, fiind calculată la nivelul prețului reglementat, care pune indirect presiune pe prețul de pe piața liberă. Astfel, Petrom și Romgaz se află în imposibilitate de a oferi discount-uri marilor consumatori, ca urmare a modului de calcul al taxei care nu ia în calcul prețul real la care s-ar efectua tranzacția, ci pe cel reglementat.

Potrivit legislației în vigoare, în formula de calcul a bazei de impunere a impozitului de 60% intră, printre altele, prețurile reglementate ale gazelor naturale din producția internă proprie destinate revânzării consumatorilor casnici și noncasnici, respectiv prețul de achiziție a gazelor naturale din producția internă proprie pentru consumatorii casnici și noncasnici în anul 2012, ajustat cu ratele IPC în anii următori anului 2013 până la data aplicării.

Liberalizare să fie, dar la gaze, nu la taxe

Însă pe piața liberă, în tranzacțiile directe între producătorii de gaze și consumatorii industriali, prețurile de achiziție a gazelor pot fi semnificativ mai reduse decât prețul reglementat fixat de Guvern pentru consumatorii noncasnici în acord cu legislația UE și cu acordurile cu instituțiile financiare internaționale, printre altele ca urmare a reducerii consumului și a volumului mare tranzacționat.

Pentru a respecta legea, însă, producătorii de gaze sunt obligați să le factureze consumatorilor impozitul de 60% calculat nu la prețul efectiv de achiziție convenit cu cumpărătorii, ci la prețul reglementat stabilit de Guvern, superior prețului efectiv de achiziție. În acest fel, consumatorii industriali ajung să plătească mai mult pentru gazele naturale achiziționate.

Pentru a corecta această situație și a mai reduce din povara financiară resimțită de consumatorii industriali ca urmare a creșterii gradului de aliniere a prețurilor reglementate la cele din UE, se pare că Guvernul ia în calcul modificarea formulei de calcul a bazei de impunere a impozitului de 60% în cazul vânzărilor către clienții noncasnici, astfel încât aceasta să țină cont de prețurile efective de achiziție stabilite între producători și consumatori și nu de prețul reglementat fixat de Guvern.

Pe piaţa liberă se tranzacţionează cam 55-60% din gazul consumat

Informația a fost confirmată pentru Economica.net de Nicolae Havrileţ, preşedintele ANRE: ”În momentul de faţă, se impune taxa de 60% în piaţa liberă dar se aplică la prețul din piaţa reglementată. Trebuie continuat cu liberalizarea şi trebuie spus că în piaţa liberă taxa se va percepe la preţul din piaţa liberă.”

Potrivit Economica.net, în momentul de faţă, pe piaţa liberă se tranzacţionează cam 55-60% din tot gazul consumat în România, şi, după implementarea acestui act normativ, practic procentul din piaţă în care preţurile se vor forma liber va creşte natural. După majorarea de preţ de la 1 ianuarie, consumatorii noncasnici de pe piaţa reglementată ar urma să plătească 75 de lei MWh, şi, potrivit calendarului, ar urma să mai aibă parte de alte scumpiri, teoretic până la 119 lei. Un preţ mediu pe piaţa liberă nu există în România, dar OMV Petrom a vândut acum o lună la Bursa Română de Mărfuri gaze la un preţ de 80 de lei MWh. Cantitatea a fost însă foarte mică, iar preţul ar putea fi şi mai mic în cazul în care aceasta creşte.

Nici la a doua convocare a AGEA de la Romgaz, de marți, 18 martie, nu a fost îndeplinit cvorumul statutar.

"În data de 18 martie 2014 s-a făcut a doua convocare pentru AGEA programată în 17 martie 2014. În conformitate cu prevederile art. 15 alin. 10) din Actul Constitutiv al Societăţii, pentru validitatea deliberărilor AGEA la convocările următoare este necesară prezenţa acţionarilor deţinând cel puţin o pătrime din numărul total de drepturi de vot, iar hotărârile sunt luate cu majoritatea voturilor deţinute de acţionarii prezenţi sau reprezentaţi. Cerinţele statutare pentru ţinerea AGEA nu au fost îndeplinite la a doua convocare din data de 18 martie 2014", se arată într-un comunicat al Romgaz, remis Bursei de Valori București (BVB).

Statul român, prin Ministerul Economiei, controlează 70% din acțiunile Romgaz, restul fiind deținute de Fondul Proprietatea (15%) și alți acționari.

Prima amânare a survenit luni

Ședința Adunării Generale Extraordinare a Acționarilor (AGEA) S.N.G.N. ROMGAZ S.A. de lunim17 martie 2014. ședință în care ar fi trebuit aprobată participarea Romgaz la proiectele Hidro Tarnița și cablul România-Turcia, a fost amânată pentru marți, 18 martie 2014, din lipsă de cvorum.

Potrivit unui comunicat Romgaz, "în data de 17 martie 2014, cerinţa cvorumului pentru desfășurarea AGEA nu a fost îndeplinită în conformitate cu prevederile art. 13, alin.9 din Actul Constitutiv al S.N.G.N. ROMGAZ S.A. şi ale art. 115 alin. 1 din Legea societăţilor nr. 31/1990, prin urmare AGEA este convocată pentru data de 18 martie 2014, ora 12.00 AM (ora României), în acelaşi loc şi cu aceeaşi ordine de zi".

Pe ordinea de zi a ședinței de azi ar fi trebuit să se afle:

1. Aprobarea participării Societăţii Naţionale de Gaze Naturale “ROMGAZ” – S.A. la majorarea capitalului social al societăţii Hidro Tarniţa S.A. – Companie de proiect prin subscrierea unui număr de 88.900 acţiuni nou emise cu valoarea nominală de 100 lei, emise de societatea Hidro Tarniţa S.A., în conformitate cu avizul Consiliului de administraţie
2. Aprobarea introducerii în proiectul de buget pentru anul 2014 a sumelor necesare vărsămintelor aferente acţiunilor subscrise, emise de societatea Hidro Tarniţa S.A.
3. Aprobarea Acordului de principiu privind realizarea proiectului “Cablu de interconectare submarine 400 Kv România – Turcia, avizat de Consiliul de administraţie
4. Aprobarea participării Societăţii Naţionale de Gaze Naturale “ROMGAZ” – S.A. la constituirea Companie de Proiect “HVDCC România – Turcia S.A.” prin subscrierea şi vărsarea echivalentului în lei a unui număr de 2.000.000 acţiuni cu valoarea nominală de 1 euro
5. Aprobarea introducerii în proiectul de buget pentru anul 2014 a sumelor necesare vărsămintelor aferente acţiunilor subscrise, emise de Companie de Proiect “HVDCC România – Turcia S.A.”

Proiectele Tarnița și HVDCC România-Turcia SA (cablul submarin), la care Romgaz ar urma să participe, au trezit mai multe nedumeriri în rândul acționarilor minoritari, Fondul Proprietatea și Banca Europeană de Reconstrucție și Dezvoltare (BERD) formulând mai multe întrebări conducerii companiei în legătură cu oportunitatea, fezabilitatea și finanțarea acestor proiecte.

În răspunsul dat celor două instituții, Romgaz recunoaște că decizia a fost una politică și nu economică. Propunerea de participare la aceste proiecte a venit de la principalul său acționar, statul roman prin Departamentul pentru Energie (acționar care deține 70.0071% din capitalul social al SNGN

Romgaz SA și autoritate tutelara a Romgaz). Cu toate acestea, în răspunsul transmis celor de BERD, Romgaz recunoaște că studiile de fezabilitate sunt învechite.

Problemele, în detaliu

Proiectele Tarnița și HVDCC România-Turcia SA (cablul submarin), la care Romgaz ar urma să participe, au trezit mai multe nedumeriri în rândul acționarilor minoritari, Fondul Proprietatea și Banca Europeană de Reconstrucție și Dezvoltare (BERD) formulând mai multe întrebări conducerii companiei în legătură cu oportunitatea, fezabilitatea și finanțarea acestor proiecte.

În răspunsul dat celor două instituții, Romgaz recunoaște că decizia a fost una politică și nu economică. Propunerea de participare la aceste proiecte a venit de la principalul său acționar, statul roman prin Departamentul pentru Energie (acționar care deține 70.0071% din capitalul social al SNGN Romgaz SA și autoritate tutelara a Romgaz).

Cu toate acestea, în răspunsul transmis celor de BERD, Romgaz recunoaște că studiile de fezabilitate sunt învechite: "Studiul de fezabilitate pentru Hidro Tarnița a fost realizat în 2008. Studiul de fezabilitate pentru proiectul de cablu submarin a fost realizat în 2011. Conducerea executiva a societații Romgaz a propus Consiliului de Administrație, iar Consiliul de Administrație a avizat a abordare în etape a participării Romgaz în cele doua proiecte. Companiile de proiect ar trebui să se ocupe de actualizări, ca prima sarcina. Datele și informațiile cuprinse în versiunile actuale ale studiilor au fost analizate parțial de către Romgaz în scopul unei analize preliminare având drept concluzie principală necesitatea actualizării studiilor de către companiile de proiect (înființate sau care se vor înființa)".

Romgaz nu poate stabili potențialele beneficii economice

Și mai interesant este răspunsul oferit de Romgaz la solicitarea expresă a Fondului Proprietatea în legătură cu argumentele de natură economică care au stat la baza avizării de către Consiliul de Administrație a participării societății la capitalul social al Hidro Tarnița SA. Potrivit Romgaz, "având în vedere sistemul de raportare la nivelul anului 2008 a studiului de fezabilitate și implicit a indicatorilor economici determinați în cadrul acestuia, Romgaz nu poate stabili cu exactitate în acest moment potențialele beneficii economice și cheltuieli aferente pe care le-ar putea realiza în urma participării la proiect". Totodată, Romgaz a precizat și companiile care au efectuat studiile de fezabilitate: pentru Hidro Tarnița - ISPH București, iar pentru proiectul de cablu submarin - POYRY SwedPower AB.

Romgaz nu știe destinația sumelor alocate

BERD a mai solicitat totodată ca Romgaz să precizeze destinația sumelor de 2 milioane euro, respectiv 8,9 milioane RON și o justificare justificare clara pentru utilizarea acestor fonduri (respective numărul de angajați ai celor doua SPV-uri, numele și cv-urile managementului, costurile cu salariile, chirii, utilități, consultanți, studii de fezabilitate etc.).

La această solicitare, compania a precizat că "avizul Romgaz, inclus în Hotărârea CA nr. 2/ 2014, include mecanismul și condițiile în care Romgaz va lua parte la creșterea de capital social/capital social inițial al celor două companii de proiect. Abordarea propusă este de a etapiza contribuțiile în funcție de etapele proiectului și de cheltuielile aferente companiilor de proiect. Detaliile cu privire la utilizarea fondurilor nu au fost încă aduse spre știința societății Romgaz. Aceasta întrebare își va afla însă răspunsul de îndată ce se va furniza planul de implementare (graficul de realizare a proiectului)".

Guvernul adoptă memorandumuri fără argumentare economică

Pe 16 decembrie, a fost adoptat un Memorandum guvernamental, care prevede înființarea cu celeritate a Companiei de Proiect ,HVDCC Romania - Turcia S.A." o companie mixta româno-turcă, fiecare parte deținând 50%, care va fi responsabilă de reevaluarea și actualizarea studiului de fezabilitate în acord cu cerințele partenerului turc, inclusiv mărirea capacității de export de la 800 la 1600 MW, precum și asigurarea finanțării, construcției și operării proiectului, Cablul de interconectare submarin 400 kV Romania -Turcia".

Compania de proiect ,HVDCC Romania- Turcia S.A." ar urma să se înființeze ca o societate pe acțiuni, prin subscrierea de acțiuni, în număr egal de către fondatori, respectiv C.N.T.E.E. Transelectrica SA, S.N. NUCLEARELECTRICA S.A., Societatea COMPLEXUL ENERGETIC OL TENIA S.A., S.C. ROMGAZ S.A., Societatea HIDROELECTRICA S.A., S.C. ELECTRICA S.A. Si S.C. COMPLEXUL ENERGETIC HUNEDOARA S.A.".

Pe 14 decembrie 2013 a fost adoptat un alt Memorandum guvernamental, care prevede înființarea cu celeritate a Companiei de proiect ,Hidro Tarnița SA", prin participarea unui număr de șase companii din domeniul energiei, având capital integral sau majoritar deținut de stat, respectiv: HIDROELECTRICA S.A., ELECTRICA S.A., NUCLEARELECTRICA S.A., ROMGAZ S.A., COMPLEXUL ENERGETIC OLTENIA S.A. Si COMPLEXUL ENERGETIC HUNEDOARA S.A.

Proiectele Tarnița și HVDCC România-Turcia SA (cablul submarin), la care Romgaz ar urma să participe, au trezit mai multe nedumeriri în rândul acționarilor minoritari, Fondul Proprietatea și Banca Europeană de Reconstrucție și Dezvoltare (BERD) formulând mai multe întrebări conducerii companiei în legătură cu oportunitatea, fezabilitatea și finanțarea acestor proiecte.

În răspunsul dat celor două instituții, Romgaz recunoaște că decizia a fost una politică și nu economică. Propunerea de participare la aceste proiecte a venit de la principalul său acționar, statul roman prin Departamentul pentru Energie (acționar care deține 70.0071% din capitalul social al SNGN Romgaz SA și autoritate tutelara a Romgaz).

Cu toate acestea, în răspunsul transmis celor de BERD, Romgaz recunoaște că studiile de fezabilitate sunt învechite: "Studiul de fezabilitate pentru Hidro Tarnița a fost realizat în 2008. Studiul de fezabilitate pentru proiectul de cablu submarin a fost realizat în 2011. Conducerea executiva a societații Romgaz a propus Consiliului de Administrație, iar Consiliul de Administrație a avizat a abordare în etape a participării Romgaz în cele doua proiecte. Companiile de proiect ar trebui să se ocupe de actualizări, ca prima sarcina. Datele și informațiile cuprinse în versiunile actuale ale studiilor au fost analizate parțial de către Romgaz în scopul unei analize preliminare având drept concluzie principală necesitatea actualizării studiilor de către companiile de proiect (înființate sau care se vor înființa)".

  Întrebări și Răspunsuri FP.

  Întrebări și Răspunsuri BERD.

Romgaz nu poate stabili potențialele beneficii economic

Și mai interesant este răspunsul oferit de Romgaz la solicitarea expresă a Fondului Proprietatea în legătură cu argumentele de natură economică care au stat la baza avizării de către Consiliul de Administrație a participării societății la capitalul social al Hidro Tarnița SA. Potrivit Romgaz, "având în vedere sistemul de raportare la nivelul anului 2008 a studiului de fezabilitate și implicit a indicatorilor economici determinați în cadrul acestuia, Romgaz nu poate stabili cu exactitate în acest moment potențialele beneficii economice și cheltuieli aferente pe care le-ar putea realiza în urma participării la proiect". Totodată, Romgaz a precizat și companiile care au efectuat studiile de fezabilitate: pentru Hidro Tarnița - ISPH București, iar pentru proiectul de cablu submarin - POYRY SwedPower AB.

Romgaz nu știe destinația sumelor alocate

BERD a mai solicitat totodată ca Romgaz să precizeze destinația sumelor de 2 milioane euro, respectiv 8,9 milioane RON și o justificare justificare clara pentru utilizarea acestor fonduri (respective numărul de angajați ai celor doua SPV-uri, numele și cv-urile managementului, costurile cu salariile, chirii, utilități, consultanți, studii de fezabilitate etc.). La această solicitare, compania a precizat că "avizul Romgaz, inclus în Hotărârea CA nr. 2/ 2014, include mecanismul și condițiile în care Romgaz va lua parte la creșterea de capital social/capital social inițial al celor două companii de proiect. Abordarea propusă este de a etapiza contribuțiile în funcție de etapele proiectului și de cheltuielile aferente companiilor de proiect. Detaliile cu privire la utilizarea fondurilor nu au fost încă aduse spre știința societății Romgaz. Aceasta întrebare își va afla însă răspunsul de îndată ce se va furniza planul de implementare (graficul de realizare a proiectului)".

Guvernul adoptă memorandumuri fără argumentare economică

Pe 16 decembrie, a fost adoptat un Memorandum guvernamental, care prevede înființarea cu celeritate a Companiei de Proiect ,HVDCC Romania - Turcia S.A." o companie mixta româno-turcă, fiecare parte deținând 50%, care va fi responsabilă de reevaluarea și actualizarea studiului de fezabilitate în acord cu cerințele partenerului turc, inclusiv mărirea capacității de export de la 800 la 1600 MW, precum și asigurarea finanțării, construcției și operării proiectului, Cablul de interconectare submarin 400 kV Romania -Turcia".

Compania de proiect ,HVDCC Romania- Turcia S.A." ar urma să se înființeze ca o societate pe acțiuni, prin subscrierea de acțiuni, în număr egal de către fondatori, respectiv C.N.T.E.E. Transelectrica SA, S.N. NUCLEARELECTRICA S.A., Societatea COMPLEXUL ENERGETIC OL TENIA S.A., S.C. ROMGAZ S.A., Societatea HIDROELECTRICA S.A., S.C. ELECTRICA S.A. Si S.C. COMPLEXUL ENERGETIC HUNEDOARA S.A.".

Pe 14 decembrie 2013 a fost adoptat un alt Memorandum guvernamental, care prevede înființarea cu celeritate a Companiei de proiect ,Hidro Tarnița SA", prin participarea unui număr de șase companii din domeniul energiei, având capital integral sau majoritar deținut de stat, respectiv: HIDROELECTRICA S.A., ELECTRICA S.A., NUCLEARELECTRICA S.A., ROMGAZ S.A., COMPLEXUL ENERGETIC OLTENIA S.A. Si COMPLEXUL ENERGETIC HUNEDOARA S.A.

Wintershall AG, unitatea de petrol și gaze a gigantul petrochimic german BASF, a renunțat în totalitate la activitatea de intermediere, tranzacționare și stocare a gazelor, inclusiv către România, în favoarea Gazprom, și a semnat un acord cu BP în vederea producerii de hidrocarburi în Orientul Mijlociu și Africa de Nord.

Începând din acest an, România, prin Romgaz, E.ON și GDF Suez, va importa gaze direct de la Gazprom, fără a apela la intermediari. Doar Romgaz va importa gaze prin intermediul Imex Oil, deținută de Conef, firmă controlată de Vimerco, acționarul majoritar al producătorului de aluminiu Alro Slatina, și care face parte din imperiul mogulului rus Vitali Matsitski.

Celălalt fost intermediar, Wintershall Erdgas Handelshaus ZUG. AG, Elveția (WIEE) prin intermediul căruia se importă majoritatea gazelor în România atât de către Romgaz, cât de către ceilalți doi importatori, E.ON și GDF Suez, a devenit de la sfârșitul anului trecut proprietatea 100% a Gazprom.

România nu poate exporta prin conductele Isaccea-Negru Vodă

Atât Wintershall, cât și Imex Oil, aduc gazul Gazprom în România prin conductele Isaccea-Negru Vodă. Potrivit Economica.net, deși teoretic, România ar putea exporta o mare cantitate de gaze către sudul Europei, practic, nu poate, pentru că cele trei conducte ce tranzitează Dobrogea, pe ruta Isaccea - Negru Vodă, au capacitatea rezervată pe ani înainte de companii deținute de state străine. Nicio altă firmă nu poate exporta gaze pe cele trei conducte până cel mai devreme peste doi ani.

„Pe tranzit 1 (conducta 1) avem contract exclusiv de rezervare de capacitate cu Bulgargaz, până la sfârșitul lui 2016, pe tranzit 2, cu Gazprom, până la sfârșitul lui 2015, iar, pe tranzit 3, tot cu Gazprom, până la sfârșiul lui 2023. Cu bulgarii negociem să permită şi accesul altor companii la conductă, cu rușii nu se poate rezolva nimic. Refuză oricare alt acces, e dreptul lor”, arată Văduva.

Contractele de rezervare de capacitate au fost negociate înainte de intrarea României în UE. În 2011, România, la presiunile UE ce amenința cu infrigement dacă nu deschidem livrările de gaze de pe cele trei conducte şi altor firme, anunța că va denunța înțelegerile cu rușii și că va organiza noi licitații pe rezervare de capacitate. Potrivit directorului Transgaz, denunțarea contractelor cu rușii ar fi produs pagube foarte mari României şi, în plus, rușii plătesc o sumă „importantă” pentru tranzit, cuantumul acesteia constituind secret comercial.

Gazprom a preluat de la Wintershall în totalitate activitatea de comercializare a gazelor în Europa

La finalul anului trecut, concernul rus Gazprom şi cel german Basf au semnat un acord de schimb de active între Gazprom şi Wintershall Holding GmbH.

În urma tranzacției, Gazprom a obținut o participație de 100% la companiile mixte de comercializare şi stocare a gazelor în Europa, Wingas, WIEH şi WIEE, şi 50% din activele compania Winz, care se ocupă cu prospectarea hidrocarburilor în Marea Nordului. Wintershall, în schimb a devenit acționar cu 25,01% în proiectul de exploatare a tronsoanelor 4A şi 5A de la zăcământul de petrol condensat Urengoi.

Tranzacția a fost aprobată de Comisia Europeană pe 4 decembrie.

Wintershall se concentrează exclusiv pe producerea de hidrocarburi

Ieri, potrivit Wall Street Journal, CEO-ul Wintershall, Rainer Seele, a anunțat semnarea unui parteneriat cu BP, prin care Unitatea de petrol și gaze a BASF va produce petrol și gaze în Orientul Mijlociu, alături de gigantul britanic. Parteneriatul se va concentra atât pe proiectele BP existente, cât și pe descoperirea unor noi zăcăminte în regiuen.

Seele a refuzat sa ofere mai multe detalii, însă a precizat că acestea vor fi făcute publice de către cele două companii în cursul acestui an.

Acordul semnat cu BP arată că Wintershall nu se teme de instabilitatea politică din respectiva regiune extrem de bogată în hidrocarburi, care a descurajat mulți investitori și a perturbat în mod repetat, producția de energie și a exporturile. Producția de petrol și gaze Wintershall în Libia, țară aflată în plin răzbi civil, a fost oprită din iulie 2013, ca urmare a grevelor de la terminalele de export.

Acordul semnat cu BP este cel de-al doilea acord semnat în acest an în ceea ce privește activitatea Wintershall în regiune, după cel semnat cu Mubadala Petroleum din Abu Dhabi.

Wintershall a declarat că își va crește considerabil activitatea în regiune, în pofida tulburărilor politice de acolo. Orientul Mijlociu și Africa de Nord vor completa harta piețelor principale pe care activează compania, Marea Nordului și Rusia.

Romgaz a înregistrat anul trecut un profit de 1,12 miliarde de lei, în scădere cu 16,8% față de 2012, în condițiile unei cifre de afaceri de 3,83 miliarde de lei, mai mare cu 1,5% decât cea înregistrată în anul precedent.

Motivul invocat de Romgaz pentru scăderea profitului pe 2013 a fost diminuarea cantităților de gaze interne și din import livrate, care a compensat efectul majorării prețului de livrare a gazelor cu 15%.

Potrivit Romgaz, reducerea cantităților de gaze livrate din import a fost cauzată atât de de scăderea cererii de consum pe piața de gaze naturale, cât și prevederilor Ordinului ANRE nr.24/2013 pentru aprobarea Metodologiei de alocare a cantităților de gaze naturale rezultate din activitatea de producție necesare acoperirii consumului pe piața reglementată, conform căruia producătorii de gaze naturale nu mai au obligația să livreze gaze în amestec intern cu import.

Veniturile din vânzarea de servicii au crescut în anul 2013 cu 331,0 milioane lei, ca urmare a veniturilor suplimentare din activitatea de înmagazinare (majorare cu 41,5%, în principal ca rezultat al majorării tarifelor reglementate pentru aceasta activitate conf. Ordin ANRE nr. 26/2013), cât și a veniturilor de de 237,4 milioane lei, obținute din producerea de energie electrică și serviciile prestate în sector, pe care Romgaz le înregistrează odată cu preluarea CTE Iernut. La data de 1 februarie 2013, Romgaz a preluat CTE Iernut de la Electrocentrale Bucuresti. CTE Iernut are o capacitate instalată de 800 MW. În 2013, CTE Iernut a produs 932,7 Gwh si a emis în sistem 865,4 GWh.

Un alt element pozitiv a fost reprezentat de costurile mărfurilor vândute, care au scăzut cu 51,4%, de la 904,6 milioane lei în anul 2012, la 439,2 milioane lei, ca urmare a diminuării vânzărilor de gaze naturale achiziționate din import.

Finanțarea deficitului bugetar costă

Un element negativ a fost înregistrat în ceea ce privește veniturile de investiții, care au scăzut cu 16,9%, la 123,3 milioane lei, comparativ cu 148,3 milioane lei în anul 2012, ca rezultat al diminuării, atât a cotelor procentuale de dobânzi aferente disponibilului de numerar plasat în depozite bancare, cât și a dobânzilor încasate pentru titlurile de stat deținute de Romgaz, susține compania.

Mai exact, așa cum remarca Energy Report în noiembrie, Romgaz deținea în portofoliu titluri de stat în valoare de 2,3 miliarde de lei ( peste jumătate de miliard de euro sau 1/6 din valoarea de piață a companiei), potrivit raportului pe primele nouă luni trimis la BVB. Din acestea, aproape 1,76 de miliarde reprezentau titlurile de stat cu scadență mai mică de 3 luni. Interesant că scadența maximă a titlurilor de stat deținute de Romgaz este de un an, ceea ce face ca numai puțin de 28% din totalul deficitului de 8,1 miliarde de lei înregistrat de bugetul general consolidat la 9 luni să fie finanțat de Romgaz.

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

Producție stabilizată

Romgaz a produs anul trecut 5,65 miliarde metri cubi de gaze naturale, în scădere cu 0,2% faţă de 2012, când cantitatea a fost de 5,663 miliarde metri cubi. Fonform ANRE, la 30 septembrie 2013, Romgaz avea o cotă de piață de 50,5% din vânzările de gaze provenite din producția internă.

"Producţia de gaze naturale a fost stabilizată, producţia medie zilnică înregistrată fiind marginal mai mare decât cea din 2012, iar pentru perioada 2011-2013 declinul anual de producţie a fost zero, ca urmare a derulării proiectelor de reparaţii sonde şi foraj. Rata de înlocuire a rezervelor dovedite de gaze naturale a fost de 70%, în principal ca urmare a sondelor de explorare şi evaluare şi a studiilor de zăcământ realizate", se menţionează în raport.

Compania operează în România 3.255 de sonde de producţie a gazelor, care exploatează 148 de zăcăminte comerciale. Romgaz deţine şi 35 de sonde de explorare în 9 perimetre.

De asemenea, compania este cel mai mare operator de depozite subterane de înmagazinare a gazelor, având o cotă de peste 90% din această piaţă. Romgaz operează saşe depozite de înmagazinare, în care poate stoca 2,76 miliarde metri cubi de gaze, aproape jumătate din producţia anuală a companiei.

Cheltuielile cu salarii, în ascensiune

Cheltuielile cu salariile, taxele și contribuțiile sociale aferente salariaților au crescut la 553,0 milioane lei, comparativ cu 503,0 milioane lei în anul 2012, în principal, ca rezultat al creșterii numărului de salariați în urma preluării CTE Iernut.

Investiții în creștere cu 53,4%

Cheltuielile cu investițiile s-au situat la 848.247 mii lei, față de 519.053 mii lei din anul anterior, înregistrându-se o creștere de 63,4%. Cheltuielile pentru activitățile de explorare geologică au fost mai mari față de anul anterior cu 133%. Cheltuielile de investiții privind retehnologizarea și modernizarea echipamentelor au fost mai mari cu 63,2% față de anul anterior. În anul 2013 au fost puse în funcțiune obiective de investiții în valoare totală de 242.835 mii lei.

Noile taxe au afectat rezultatele Romgaz

Cheltuielile Romgaz au crescut cu alte 200 de milioane de lei și ca urmare a înregistrării costurilor de transport gaze consumate de CTE Iernut, a creșterii costurilor cu redevența pentru gaze naturale (extracția de gaze din câmpuri cu producție mai mare comparativ cu anul trecut), cât și din cauza introducerii începând cu data de 1 februarie 2013 a impozitului suplimentar asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale.

Prospecțiuni a finalizat, la finalul anului trecut, lucrările de achiziție de date seismice 3D pentru SNGN Romgaz SA, în regiunea Transilvania, în cadrul unui proiect care s-a întins pe perioada a opt luni.

Compania a efectuat lucrări pe raza a 60 de localități din județul Sibiu, suprafața prospectată fiind de aproximativ 900 km patrați.

"Încheierea cu succes a proiectului 3D Transilvania Sud reprezintă o nouă confirmare a calității serviciilor, a angajamentului privind respectarea mediului și a colaborării excelente avute cu populația locală. Zona Mediașului este o regiune cu tradiție în explorarea și exploatarea gazelor convenționale. Ne bucurăm că prezența noastră în regiune a adus beneficii economiei locale, prin generarea unor noi locuri de muncă, închirierea spațiilor, achiziția de materiale etc., și că rezultatele echipei au contribuit la o cunoaștere aprofundată a resurselor naturale ale țării", a afirmat Gehrig Schultz, CEO Prospecțiuni.

În cadrul acestui proiect, Prospecțiuni a folosit metode standard de achizitie a datelor seismice. Acestea au constat, în principal, în generarea de unde elastice și înregistrarea lor, prin folosirea geofonilor și a stațiilor telemetrice, realizându-se, astfel, o „ecografie a pământului”. Absolut nicio clădire, casă sau altfel de imobil nu au fost afectate de tehnicile folosite de companie.

Pentru finalizarea lucrărilor, compania a semnat cu toate primăriile acorduri de încheiere a proiectului, fără a afecta producția agricolă. În același timp, Prospecțiuni a înregistrat aproximativ 1.800 de înțelegeri cu proprietarii privați, pentru permiterea accesului temporar pe terenurile acestora.

„Este un proiect care ne dă speranța că lucrurile vor reintra în firescul lor și care ne aduce cu un pas mai aproape de independența energetică a României. Prospecțiuni este o companie românească de tradiție, care și-a desfășurat cea mai mare parte a activității pe plan intern, ceea ce înseamnă o bună cunoaștere atât a terenului pe care operează, cât și a culturii locale”, a completat Schultz.

Valoarea sumelor care ar urma să fie plătite de Romgaz către Wintershall Erdgas Handelshaus ZUG, AG, Elveția și Imex Oil Ltd., Cipru, intermediarii exporturilor de gaze naturale furnizate de Gazprom în România, ar putea fi de două ori mai mică în 2014 decât nivelul estimat pentru 2013.

Aceasta ar însemna o continuare a trendului de scădere a dependenței de importurile de gaz rusești. În 2013, România a plătit pe gazele importate de la ruși 476 de milioane de dolari, față de 953 de milioane de dolari în 2012.

Posibilitatea unei noi înjumătățiri a sumei plătită de Romgaz pe importul de gaze furnizate de Gazprom reiese dintr-o hotărâre adoptată astăzi de Adunarea Extraordinară a Acționarilor Romgaz prin care directorul general al companiei, Virgil Marius Metea, și directorul economic, Lucia Ionașcu, au fost împuterniciți să semneze nou contract de facilitate bancară care să permită deschiderea de acreditive documentare și emiterea de scrisori de garanție bancar la cererea S.N.G.N. ROMGAZ S.A., în limita sumei de 14 milioane dolari. Fostul contract avea un plafon dublu, de 29 milioane dolari, fusese semnat la data de 18.04.2013 cu RBS Bank (Romania) S.A., și avea termen de valabilitate 31.12.2013.

Suma, stabilită pe estimarea cantitativă și valorică privind necesarul achiziției de gaze naturale din import

Potrivit unui referat al conducerii Romgaz din 12 decembrie 2013, "la momentul actual nu se poate preciza care vor fi garanțiile pe care băncile le vor solicita prin ofertele ce le vor depune și nici dacă vor mai primi oferte fără solicitarea de garanții suplimentare". Cu toate acestea, se precizează că noua sumă a fost stabilită "pornind de la estimarea atât cantitativă cât și valorică pentru anul 2014 comunicată de Departamentul Comercializare Energie prin adresa nr. 32401/20.11.13 privind necesarul achiziției de gaze naturale din import de la cei doi furnizori, respectiv Wintershall Erdgas Handelshaus ZUG, AG, Elveția și Imex Oil Ltd., Cipru".

Băieți deștepți de origine ruso-elvețiană și ruso-cipriotă

Wintershall Erdgas Handelshaus ZUG, AG, Elveția și Imex Oil Ltd., Cipru, sunt firmele prin intermediul cărora gazul Gazprom este importat în România. Wintershall Erdgas Handelshaus ZUG, AG, Elveția, este o societate mixtă înființată în 1993 de Wintershall (din grupul german BASF) și grupul rus Gazprom, cu scopul de a furniza gaze naturale rusești țărilor sud-est europene.

Imex Oil este deținuta de firma Conef, care este controlată de Vimerco, acționarul majoritar al producătorului de aluminiu Alro Slatina, și face parte din imperiul mogulului rus Vitali Matsitski. 

Atât Wintershall, cât și Imex Oil, aduc gazul Gazprom în România prin conducta Isaccea-Negru Vodă.

Procedura de achiziție: selecția de oferte

Potrivit companiei, conform contractelor încheiate cu furnizorii de gaze Imex Oil Ltd., Cipru și Wintershall Erdgas Handelshaus ZUG. AG, Elveția, "ROMGAZ a utilizat până în prezent acreditivul documentar ca modalitate de garantare a plății gazelor naturale din import. Acreditivele s-au emis fără constituire de cash colateral și au constituit atât un instrument de garantare cat și un instrument de plată (plata gazelor naturale din cadrul acreditivului se efectuează pe baza prezentării documentelor la bancă). În același timp activitatea curentă a companiei a necesitat emiterea de Scrisori de Garanție Bancară de bună execuție a contractelor, sau de garantare a plăților. Acestea au fost emise la cererea ROMGAZ, în cadrul aceleiași facilități bancare, fără obligativitatea constituirii de cash colateral."

Pentru contractarea acestei facilități S.N.G.N. "ROMGAZ - S.A. a solicitat, în cadrul procedurii de achiziție, oferte de la minim 3 bănci, iar procedura practicată pentru achiziția acestui tip de serviciu va fi selecția de oferte, se precizează în documentele Romgaz.

Obligațiile și garanțiile solicitate de bănci

Romgaz susține că "ofertele primite din partea societăților bancare pentru acest tip de contract, prevedeau obligații și garanții pentru S.N.G.N. "ROMGAZ-S.A., precum: ipotecă mobiliară asupra conturilor deschise la banca respectivă; gaj pe conturi; obligația de a derula prin conturile deschise la Banca o sumă egală cu valoarea medie utilizată a facilității, dar nu mai puțin de 25% din cifra de afaceri; obligația S.N.G.N. "ROMGAZ"- S.A. de a derula anual prin conturile deschise la Bancă un volum al încasărilor proporțional cu ponderea expunerii băncii în total expunere sistem bancar față de S.N.G.N. "ROMGAZ"- S.A., dar nu mai puțin de 50% din Cifra de Afaceri anuală și obligația S.N.G.N. "ROMGAZ" - S.A. de a derula în totalitate plățile și operațiunile de schimb valutar aferente acreditivelor emise în cadrul Facilității prin Bancă".

Gazprom: Vânzări în scădere la prețuri în scădere pe piața românească

Așa cum scria Energy Report încă de acum o săptămână, Gazprom Export, divizia de livrări internaționale a gigantului rus Gazprom, a vândut anul trecut României o cantitate totală de gaze naturale de 1,19 miliarde de metri cubi, cu aproape 50% mai mică decât cea livrată în 2012, de 2,17 miliarde metri cubi, pe fondul scăderii cererii și consumului de gaze în România.

Potrivit datelor publicate de Gazprom Export, în 2013, compania a livrat în România, în 2013, 1,19 miliarde de metri cubi de gaze naturale.

Cu un an înainte, cantitatea fusese aproape dublă, respectiv de 2,17 miliarde de metri cubi, se arată în raportul Gazprom Export pe 2012.

Din datele Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), rezultă că, în primele 7 luni ale anului trecut, România a plătit pentru gaze de import un preț mediu de circa 400 de dolari/mia de metri cubi, cu 9% mai mic decât prețul mediu plătit pe întreg anul 2012 (439,5 dolari/mia de metri cubi).

Astfel, pe baza acestor date, se poate estima că, anul trecut, România a plătit pe gazele importate de la ruși 476 de milioane de dolari, față de 953 de milioane de dolari în 2012, adică de 2 ori mai puțin.

Contractul semnat în octombrie 2012 de către ExxonMobil şi OMV Petrom, şi Sterling Resources Ltd. şi Petro Ventures Europe B.V. pentru drepturile de explorare şi producție de hidrocarburi din porțiunea de apă adâncă a perimetrului Midia XV (“Midia Deep”) a intrat în vigoare, în urma publicării în Monitorul Oficial, pe 28 ianuarie 2014, a Hotărârii Guvernului român nr. 43 din 22 ianuarie 2014.

Potrivit unui comunicat al OMV Petrom, publicat pe site-ul BVB, Gas Plus a optat pentru păstrarea participației sale de 15% în ambele zone, de mare şi mică adâncime, ale perimetrului Midia XV.

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%.

Romgaz mai așteaptă

Conform termenilor agreați în februarie 2013, Romgaz S.A. are opțiunea de a achiziționa o participație de 10% în zona de apă adâncă a perimetrului Midia XV. Opțiunea Romgaz de a intra este declanşată de anunțul unei descoperiri comerciale în zona de apă adâncă a perimetrului Midia.

ExxonMobil va fi operatorul operațiunilor petroliere în zona de apă adâncă a perimetrului Midia care este adiacent zonei de apa adânca a perimetrului Neptun, zonă în care ExxonMobil şi OMV Petrom au anunțat o descoperire de gaze în 2012.

Prospecţiuni a finalizat, la începutul lunii decembrie, lucrările de achiziţii de date 3D pentru SNGN Romgaz SA, în regiunea Transilvania (RG02 Transilvania Centru), în cadrul unui proiect care s-a întins pe perioada a 257 de zile. Compania a efectuat lucrări pe raza a 28 de comune din judeţul Mureş, suprafaţa prospectată fiind de aproximativ 930 km pătrați.

În cadrul acestui proiect, Prospecţiuni a folosit metode clasice în achiziţia de date. Acestea au constat, în principal, în generarea de unde elastice şi înregistrarea lor prin folosirea geofonilor şi staţiilor telemetrice, realizându-se, astfel, o ”ecografie a pământului”.

“Încheierea cu succes a proiectului Transilvania 3D reprezintă o confirmare a calităţii lucrărilor efectuate de companie, a angajamentului privind respectarea mediului înconjurător şi a colaborării excelente cu populaţia locala. Este prioritar pentru noi să cultivăm şi să menţinem o relaţie bazată pe respect şi încredere cu proprietarii de terenuri.” a afirmat Gehrig Schultz, CEO-ul Prospecţiuni, într-un comunicat de presă.

Pentru finalizarea lucrărilor, compania a semnat procese verbale de constatare a încheierii proiectului, care certifică faptul că operaţiunile Prospecţiuni nu au provocat inconveniente comunităţii locale sau daune necompensate proprietarilor de terenuri. 

Compania este liderul pieţei autohtone de explorări şi prospecţiuni geologice, geochimice, hidrogeologice şi geotehnice, cu o experienţă de peste 60 de ani. Prospecţiuni furnizează servicii pentru companii importante din România precum Petrom, Romgaz sau Rompetrol. Compania a înregistrat în primele nouă luni ale anului o cifră de afaceri de 272,4 milioane lei (61,7 mil. euro), în creştere cu 28% faţă de nivelul de 212,5 milioane lei din perioada similară din 2012.

Cel puțin pentru Bogdan Glăvan. După ce săptămâna trecută a făcut o analiză globală a oportunității achiziționării de acțiuni Romgaz, profesorul universitar de economie și Directorul Centrului de Economie Politică și Afaceri “Murray Rothbard” din cadrul Universității Româno-Americane, revine pe blogul său cu 5 precizări, menite a explica de ce crede că o astfel de investiție este una speculativă, chiar dacă nu este neapărat o investiție de evitat:

“Nu e comoară, e psihoză națională. Micii investitori au suprasubscris de 14 ori tranța de acțiuni care le-a fost rezervată în cadrul privatizării a 15% din acțiunile deținute de stat la Romgaz. Am asistat la o veritabilă Tulip Mania, cu principalele bănci creditând cumpărătorii cu de două sau chiar de cinci ori capitalul existent, pentru a facilita achiziția acțiunilor. A avut loc un fenomen de cumpărare în marjă la o scară rar întâlnită în România. Drept urmare cererea de acțiuni pe tranșa de retail a ajuns la aproape 0,9 miliarde euro – dublu valoarea întregului pachet scos la vânzare de Ministerul Economiei.

Când am fost întrebat în legătură cu meritul investiției, am recomandat o atitudine prudentă, dar m-am ales în replică cu remarci ironice. Viața va demonstra dacă am sau nu dreptate. În continuarea articolului “Să cumpărăm sau nu Romgaz? O scurtă analiză globală“, revin cu următoarele precizări.

1. Romgaz are perspective de funcționare limitate. Rezervele de gaze pe care le poate exploata îi mai asigură supraviețuirea pentru 11 ani. Și apoi? Dar tot e bine, vor spune unii, tot e mai bine decât să investești în Amazon – care încă nu scoate profit. Hei, tocmai aceasta este ideea. Orice investiție într-o astfel de companie este aidoma unei investiții într-o companie de social media sau bio-tech. Investești în ea deoarece presupui că la un moment dat în viitor, această firma va da lovitura: va descoperi un medicament minune sau va revoluționa piața cărții. Dar ce lovitură poate să dea Romgaz? Ar putea să se implice în exploatarea gazelor de șist, așa cum a spus recent un oficial din guvern? Romgaz nu deține tehnologia necesară explorării gazelor de șist. În plus, am impresia că în acest domeniu înghesuiala este deja destul de mare pentru cât de zgomotoasă este reacția publicului. În plus, nimeni nu discută despre așa ceva. Concluzia? Din punctul de vedere al unui investitor pe termen lung, Romgaz este o non-investiție.

2. Romgaz poate să dea, ce-i drept, o lovitură în buzunarul consumatorului.. Creșterea profitului record înregistrat anul trecut este posibilă dacă România continuă liberalizarea prețului la gaze. Dar poți să pariezi că acest lucru se va întâmpla? În Bulgaria oamenii au ieșit în stradă și au dat jos guvernul tocmai din acest motiv. Statul român pare destul de împiedicat atunci când este să se țină de un calendar al reformelor. Te poți pomeni oricând că o mână de oameni (Claudiu Crăciun, „gen”) paralizează decizia politică prin sloganuri bine țintite. Oricum, chiar și fără proteste sociale profitul Romgaz pare destul de volatil, tocmai din cauză că cererea de energie are o inelasticitate… necunoscută. Investiția în Romgaz poate fi considerată un pariu pe inelasticitatea cererii de gaze. Nimic care să te facă să dormi liniștit. Diverse companii de consultanță și-au dat cu părerea despre ce profituri ar scoate Romgaz dacă prețul gazelor crește: unii spun că prețul mediu de vânzare se va dubla până toamna viitoare (1000 lei/mia de metri cubi), alții spun că Romgaz stă călare pe 15 miliarde de euro and counting. Aceasta nu este economie. Economistul nu poate face predicții cantitative, mai ales într-un domeniu în care are de-a face cu un bun cvasi-public – grație politizării excesive. Anul acesta veniturile companiei sunt în scădere cu 10% tocmai din cauza scumpirii gazelor – apropos, această veste pare să nu fi fost citită de masa de investitori anesteziați de recomandările „experților”.

3. Romgaz este o companie controlată de stat. Acest lucru ar trebui să fie suficient pentru a te face să privești cu scepticism perspectiva de a deveni acționar la această companie. Statul român a demonstrat că este în stare să aducă în insolvență aproape toate societățile pe care le deține, inclusiv cel mai eficient producător de energie – Hidroelectrica. Putem specula asupra motivelor pentru care statul nu dorește să renunțe la controlul companiei; unii spun că politicienii sunt mânați de patriotism, eu spun că la mijloc este un calcul cât se poate de rațional: ca și Hidroelectrica sau CFR Marfă, Romgaz poate juca rolul de instrument de negociere în relație cu clientela politică. Cum să ceri bani pentru campanii electorale sau pentru propriul buzunar dacă nu ai nimic de dat în schimb?!

4. Statul nu este prietenul rău. Guvernul nu dorește privatizarea Romgaz, altmineri ar fi vândut tot sau cea mai mare parte a pachetului majoritar de acțiuni pe care îl deține. Ceea ce înseamnă că guvernul dorește doar să facă o afacere cu tine. Doar că, spre deosebire de atâtea alte „afaceri cu statul”, aceasta este o afacere în care tu dai bani statului, nu primești bani de la el. Ceea ce înseamnă că nu ești deloc „băiat deștept”. Iar prețul cerut de stat în schimbul acțiunilor vândute este destul de piperat. Știu, unii spun că este mizilic, dat fiind un dividend yield de 10%, dar eu am impresia că consultanții statului și-au făcut bine treaba. Și asta nu pentru că sute de oameni + Goldman Sachs au lucrat la pregătirea ofertei. Dacă ești fan Eugene Fama (laureatul Nobel din acest an) și crezi că nimeni nu poate bate piața, atunci înțelegi imediat. Prezumția de bază este că randamentul activelor se egalează pe piața financiară. Dacă extrapolăm profitul de anul trecut (280 mil. euro) pentru următorul deceniu, atunci ajungem la concluzia că profitul Romgaz va ajunge la 3 miliarde euro. Din acești bani, 460 milioane vor ajunge la cei care s-au înghesuit acum să cumpere. Și acum vine întrebarea de 10 puncte: de ce ar vinde statul acțiuni Romgaz mai ieftin decât valoarea prezentă a unui depozit bancar care aduce 460 milioane în 10 ani?! Valoarea prezentă (la actuala rată a dobânzii) a unui astfel de activ este… exact! – fix 400 milioane. Aceasta este valoare stabilită în ofertă. Nu îți trebuie luni de zile și sute de oameni care să calculeze, oameni pe care statul i-a plătit cu 7 milioane de euro.

5. Faptul că statul nu vinde pachetul majoritar de acțiuni la Romgaz este în sine cea mai bună cauză pentru care putem considera cumpărarea de acțiuni drept o investiție pur financiară, adică speculativă. În absența unui investitor strategic, care să fie interesat de fundamente, cine cumpără aceste acțiuni? Clienții sofisticați ai Goldman Sachs și… micul investitor român care s-a născut talent și va muri speranță.

Concluzie. O investiție speculativă nu este neapărat o investiție de evitat. Probabil se vor putea face bani frumoși în următoarea perioadă. Poate și pe termen mai lung. Dar dacă acest ultim scenariu se va întâmpla, atunci nu ar face decât să confirme ideea că investiția a fost una speculativă (și reușită)! Randamentele mari merg mână în mână cu riscul – aceasta este o lecție de bază a investiției.”

Guvernul dorește majorarea redevențelor la petrol și gaze cu un procent cuprins între 25 și 40%. Cel puțin așa susține Romgaz, în prospectul pregătit pentru listarea companiei. Nu este clar încă ce sistem de impozitare va fi preferat sau dacă majorarea se referă la cotele aplicate industriei sau dacă se referă va veniturile obținute de statul român din redevențe.

Interesant este că Romgaz citează “speculații din presă”, în condițiile în care acționarul său majoritar este chiar statul român. La cum folosește ministerul român de finanțe regula de trei simplă în calculele sale fiscal -bugetare, probabil că acesta este procentul suplimentar pe care MFP speră să-l obțină de la companiile din domeniu, Romgaz și Petrom.

Cu alte cuvinte, dacă în 2012, statul român a avut venituri din redevențele plătite de cele două companii în valoare de un miliard de lei, probabil că ținta sa pentru anii care vor urma lui 2014 va fi de minim 1,25-1,4 miliarde lei, indexați probabil cu rata inflației, indexare care ar fi însă anulată de declinul natural al producției din România, de 10%.

Ce spune Romgaz: “Redevența pentru producția de gaze naturale este plătită trimestrial şi în prezent se situează între 3,5%-13%. Au existat speculații în presă privind faptul că Guvernul ar putea creşte valoarea redevenței privind gazele naturale produse în baza oricărui contract nou de concesiune agreat la data de sau ulterior datei de 1 ianuarie 2014 până la 25% - 40%. În prezent, Societatea plăteşte 3% din venitul brut din activitatea de înmagazinare a gazelor naturale. Redevențele cu privire la activitățile de înmagazinare pot creşte de asemenea în scurt timp. Nu există nicio certitudine că o astfel de creştere semnificativă a redevențelor nu va avea loc şi că în cazul în care va avea loc, activitatea, rezultatele operaționale, situația financiară şi perspectivele Societății nu vor fi afectate”

Ce cote preferă MFP?

Cum o schimbare a sistemului de impozitare, cel puțin la zăcămintele aflate în exploatare, ar ridica mai multe probleme, inclusiv legale, probabil că statul român se gândește să păstreze actualul sistem de redevențe aplicat venitului ca bază de impozitare. Ceea ce nu se știe este dacă va păstra și actualul sistem de cote progresive sau va introduce o cotă unică de impozitare a veniturilor companiilor de petrol și gaze. Dacă ar introduce o cotă unică, aplicând aceeași regulă de trei simplă favorită a MFP, ce ignoră orice elasticitate a veniturilor raportate la majorarea impozitării, rezultă că noua cotă aplicată veniturilor companiilor petroliere ar trebui să se situeze undeva între 8,75% și 9,8%. Asta pentru că, în medie, deși la ora actuala redevențele la petrol sunt cuprinse între 3 și 13,5%, iar cele la gaze între 3 și 13%, Petrom și Romgaz achită ca 7% din venituri ca redevențe. La acestea se adaugă alte miliarde de euro (2, numai în cazul Petrom), ca accize, impozit pe profit, taxe salariale, etc. În plus, industria mai achită taxa adițională pentru vânzările de petrol din producția internă de 4 euro/tonă, și este subiectul suprataxării cu 60% a profiturilor rezultate din liberalizarea prețurilor pentru gaze naturale (495 RON / 1000 m3), concomitent cu acordarea unei deduceri pentru investiții de maxim 30% (măsuri temporare aplicabile în perioada 01.02.2013 – 31.12.2014). Suplimentar, se aplică o taxă de 0,5% din veniturile rezultate din extracția petrolului brut.

În cazul în care este păstrat actualul sistem progresiv, în funcție de producția trimestrială și anuală, ar însemna că noile cote marginale s-ar situa între 4,38 și 4,9%, în cazul celei inferioare și 16,8 și 18,9%, în cazul celei superioare.

Productivitate scăzută și costuri de operare ridicate

Guvernul va avea însă o mare surprinză în cazul în care ar dori să aplice noile cote. Motivul: fragmentarea zăcămintelor (șase zăcăminte sunt responsabile pentru aproximativ 40% din producția României, în timp ce alte aproximativ 400 de restul). România are de departe cea mai scăzută producție medie pe zăcământ din Europa, cu 31 barili echivalent petrol pe zi în cazul Romgaz și 17 barili echivalent petrol pe zi în cazul Petrom. În medie, o sondă din Italia produce 265 bep/zi, una din Marea Britanie 409 bep/zi, iar una din Israel 4.804 bep/zi, de exemplu. O majorare a cotei inferioare la nivelul unei cote unice, de 8,75-9,8 sau la nivelul unei cote inferioare majorate cu 25-40% (3,75-42%) ar putea determina cele două companii să păstreze în exploatare doar zăcămintele mari și cu productivitate ridicată și să închidă majoritatea celor 400 de zăcăminte mici. Și asta pentru că în România, costul de operare este extrem de ridicat, de 17 dolari pe baril echivalent petrol, țara noastră fiind depășită doar de Marea Britanie cu 23 de dolari pe baril echivalent petrol. În comparație, Franța are un cost de operare de doar 15 dolari, Italia de 10 dolari iar Israelul de 3 dolari.

Astfel, guvernul s-ar putea vedea văduvit nu numai de veniturile din redevențe scontate, ci și de taxele salariale ale angajaților care lucrează la acele zăcăminte. În plus, producția de petrol a României, în loc să se majoreze, s-ar micșora considerabil, cu atât mai mult cu cât România are un grad ridicat de epuizare a zăcămintelor, de 87%, mai mare decât cel al Marii Britanii, de exemplu, de 82%, și incomparabil cu cel al Israelului, de 6%.

Italienii și francezii, mai prietenoși cu zăcămintele mici

Statele cu o structură la fel de fragmentată a zăcămintelor practică o politică fiscală prietenoasă cu zăcămintele mici. În cazul Italiei, pentru un zăcământ onshore cu o producție anuală de până la 30,000 tone de petrol / an, rata medie de redevență este de aproximativ 3,3%, similară cu cea aplicabilă în momentul de față în România pentru un câmp de mărime similară (3,5%). De altfel, ENI – cel mai mare jucător de pe piața italiană a plătit în anul 2012 o redevență de 8%, în timp ce în România media a fost de aproximativ 7 – 8%.

De asemenea, producția din zăcămintele de petrol/gaze naturale care în România este taxată la o rata de 3,5%, în Franța exte exceptată, ca și o parte din producția aferentă zăcămintelor care se încadrează în Romania la pragul 2 de taxare (5% pentru petrol/7% pentru gazele naturale). Rata medie de redevență înregistrată de cel mai mare producător francez de petrol (Vermillon) în 2012 a fost de aproximativ 5%. {jathumbnailoff}

OMV Petrom Gas SRL, subsidiară a OMV Petrom, este deocamdată singura companie care s-a înregistrat oficial ca participant pentru a efectua tranzacții pe noua bursă a gazelor naturale administrată de OPCOM – Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN). Înregistrarea pe această piață costă 400 de lei pe an, iar introducerea unei oferte de vânzare pe bursă – 821 de lei, bani încasați de OPCOM. Și cei de la Bursa Română de Mărfuri (BRM) susțin că sunt pregătiți pentru demararea tranzacțiilor cu gaze naturale pe platforma proprie.

„La sfârșitul lunii septembrie, o societate figura ca participant înregistrat la Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN)”, se arată într-un comunicat al OPCOM, aceasta fiind OMV Petrom Gas SRL, subsidiară a OMV Petrom.

Regulamentul privind tranzacționarea gazelor naturale pe platforma PCGN de la OPCOM a fost aprobat și a intrat în vigoare încă de la sfârșitul lunii iulie a acestui an, printr-un ordin al ANRE.

De asemenea, au fost aprobate tarifele care urmează să fie încasate de OPCOM de la traderii de gaze naturale. Înregistrarea pe piața PCGN costă 400 de lei pe an, iar introducerea unei oferte de vânzare – 821 de lei.

Previziuni neconfirmate deocamdată

Pe 19 septembrie, președintele ANRE, Nicolae Havrileț, declara că primele tranzacții cu gaze naturale la OPCOM și la Bursa Română de Mărfuri (BRM) ar putea fi derulate până la sfârșitul respectivei luni, ANRE avizând toate procedurile necesare în acest sens.

Cu o zi înainte, președintele BRM; Septimiu Stoica, făcea declarații similare în legătură cu instituția sa.

„În acest moment au fost parcurși toți pașii necesari pentru începerea tranzacțiilor. În ceea ce ne privește, BRM și-a făcut temele și este pregătită de lansarea primelor ordine. Deținem o platformă de tranzacționare modernă, care a fost deja testată în condiții reale de piață. Ne sprijinim pe expertiza unei echipe cu mai bine de douăzeci de ani de experiență în domeniul bursier și, în ultimele luni, am derulat o campanie de informare și conștientizare a actorilor din piață. Practic, putem spune că până la lansarea efectivă a bursei gazelor naturale este o chestiune de zile. (...) Desigur, nu ne putem aștepta la un volum record de ordine chiar de la început”, declara Septimiu Stoica pe 18 septembrie.

Potrivit informațiilor de pe site-ul BRM, pe data de 10 octombrie va avea loc o licitație la care Spitalul Municipal de Urgență din Roman, Neamț, vrea să cumpere gaze naturale reprezentând echivalentul a 4.100 MWh, care să înceapă să fie livrate începând cu 1 noiembrie. Garanția bursieră este în valoare de 3.000 de lei.

Înființarea burselor – obligatorie, nu șu tranzacționarea

Înfiinţarea platformelor de tranzacţionare a gazelor naturale este un angajament asumat de Guvern faţă de FMI şi Comisia Europeană, însă producătorii de gaze naturale nu sunt obligați să își vândă gazele pe burse.

În ianuarie, ANRE a lansat în dezbatere publică un proiect de ordin potrivit căruia producătorii de gaze controlați de statul român, cum ar fi Romgaz, ar fi fost obligați să vândă prin licitaţii publice 45% din cantităţile extrase în cursul anului 2013, însă ordinul nu a mai fost adoptat în cele din urmă.

Romgaz și Petrom sunt cei mai importanți producători de gaze din România, având cumulat o cotă de piață de circa 90%. Alți producători sunt Amromco Ploiești, Aurelian Oil&Gas, Lotus Petrol sau Foraj Sonde.

Guvernul va modifica, probabil în luna octombrie, legea energiei, în sensul acordării posibilităţii de a tranzacţiona gaze naturale pe platformele OPCOM şi producătorilor de gaze din afara ţării, a declarat, recent, ministrul delegat pentru Energie, Constantin Niţă.

Încă o ambiție de lideri regionali

„Ambiţia noastră este să devenim un pol energetic regional. Vrem ca şi bursa de energie OPCOM să devină o bursă regională. (...) Şi vom da posibilitatea ca şi alţi producători de gaze din afara ţării să tranzacţioneze gaze în România”, a afirmat Niţă, adăugând că, în viitor, România va fi o piaţă atractivă pentru producătorii străini de gaze, din perspectiva preţului.

Traderul de energie și mărfuri Mercuria a anunțat recent că va investi suma de 50 de milioane de dolari în producătorul român de petrol și gaze Amromco Ploiești, controlat de americanii de la First Reserve, pentru a profita de liberalizarea prețurilor la gaze naturale de pe piața românească, precum și de oportunitățile de export de pe această piață.

„Există oportunităţi semnificative în aceste pieţe energetice din Europa de Est care trec printr-o fază de liberalizare. Mercuria va fi bine poziţionată dacă România va deveni un exportator de gaze naturale. Este un caz tipic de avantaj al primului venit”, a declarat Matthew Gray, analist la Jefferies LLC, citat de Bloomberg.

Începând cu data de 1 iulie 2013, preţul final al gazelor naturale în România a crescut cu 8% pentru consumatorii casnici şi cu 3% pentru cei industriali. Potrivit ANRE, următorul pas din calendarul de liberalizare pentru populaţie este 1 octombrie 2013, când preţul gazelor va fi majorat cu cel mult 2% pentru consumatorii industriali, în timp ce pentru cei casnici tariful va creşte cu maximum 1%.

Traderul de energie și mărfuri Mercuria va investi suma de 50 de milioane de dolari în producătorul român de petrol și gaze Amromco Ploiești, controlat de americanii de la First Reserve, pentru a profita de liberalizarea prețurilor la gaze naturale de pe piața românească, precum și de oportunitățile de export de pe această piață.

„Capitalul va fi utilizat în scopul accelerării dezvoltării companiei Amromco în România și în spațiul Europei de Est, prin extinderea parteneriatelor existente și consolidarea poziției deținute în plan regional. Partenerii includ companiile Petrom și Romgaz”, se arată într-un comunicat al Amromco.

Investiția va asigura, de asemenea, fonduri suplimentare necesare accelerării dezvoltării celorlalte active ale companiei, care includ 30 de perimetre de exploatare, dezvoltare și explorare pe teritoriul României.

În decembrie 2012, Amromco a achiziționat de la Petrom 3 câmpuri petroliere situate în partea de nord-est a României și intenționează să continue colaborarea cu compania controlată de austriecii de la OMV.

Din 2003, Amromco are un parteneriat cu Romgaz, derulând operațiuni de dezvoltare și reabilitare a producției în câteva câmpuri deținute de compania românească de stat, care au dus la obținerea unei producții suplimentare de circa 2 miliarde de metri cubi.

Ca parte integrantă a acordului recent parafat, Amromco și Mercuria vor stabili, de asemenea, o asociere de marketing pentru vânzarea de gaze. First Reserve va rămâne acționarul majoritar al Amromco.

Prin combinarea liberalizării prețului la gaze în România cu oportunitățile pe piața de export, Amromco deține o poziție care îi asigură beneficii din tarifarea îmbunătățită a gazelor, se arată în comunicatul citat.

„Considerăm că România va deveni un punct energetic central în zonă, iar Amromco deține poziția unică ce îi permite să devină unul dintre participanții de seamă în cadrul pieței liberalizate de gaze în curs de desfășurare”, a declarat directorul de investiții al Mercuria, Shameek Konar.

Amromco are sediul central în Houston, Texas, și deține în România 30 de perimetre de explorare și exploatare hidrocarburi, având peste 300 de angajați. Anul trecut, Amromco a consemnat pierderi de aproape 70 de milioane de lei, nivel dublu față de 2011, și o cifră de afaceri de aproape 77 milioane lei, în creștere cu peste o treime față de anul anterior (57,5 milioane lei).

Mercuria este unul dintre cei mai mari traderi internaționali independenți de energie și mărfuri, cu afaceri de 98 de miliarde de dolari în 2012.

First Reserve este cea mai mare companie privată internațională concentrată exclusiv pe energie, cu capital cumulat de peste 23 de miliarde de dolari de la înființare (1983) până în prezent.

În opinia publică și în rândul politicienilor autohtoni, există un curent majoritar care consideră că România este o țară bogată în resurse energetice și care percepe investițiile în domeniu drept un moft sau o formă de optimizare fiscală în detrimentul bugetului de stat.

Optimiștii se simt încurajați de faptul că România se află pe locul cinci în Europa la producția de țiței și gaze, iar gradul de dependență de importuri este de 25%, sub media europeană de 50%.

Numai că, la o analiză mai detaliată a domeniului, lucrurile nu stau chiar roz, dimpotrivă. Potrivit unui studiu PricewaterhouseCoopers (PwC), sectorul de petrol și gaze din România se confruntă cu mai multe probleme, și nu de ieri de azi, ci de mai mult de 3 decenii. În România zăcămintele convenționale au o maturitate ridicată şi un declin natural accentuat și, în pofida declarațiilor politicienilor, în realitate, la nivel european, România este un producător de talie mică.

În 2012, principalul producător de petrol și gaze din Europa a fost Norvegia, care a extras 1,3 miliarde de barili echivalent petrol (bep). Ea a fost urmată de Marea Britanie, cu 583 milioane bep, de Olanda—cu 520 milioane bep, de Danemarca—cu 114 milioane bep și de România, cu o producție de 102 milioane bep. În urma României s-a situat Germania, care a produs anul trecut 98 milioane bep, Italia—91 milioane bep, Polonia—44 milioane bep, Turcia—20 milioane bep, Austria—18 milioane bep, Israel—16 milioane bep, Croația—16 milioane bep și Franța—9 milioane bep.

Grad ridicat de epuizare a zăcămintelor de 87%

Comparativ cu alte state producătoare de petrol și gaze, România are însă un grad ridicat de epuizare a zăcămintelor, de 87%, mai mare decât cel al Marii Britanii, de exemplu, de 82%, și incomparabil cu cel al Israelului, de 6%. De asemenea, țara noastră are un cost de operare extrem de ridicat, de 17 dolari pe baril echivalent petrol, fiind depășită doar de Marea Britanie cu 23 de dolari pe baril echivalent petrol. În comparație, Franța are un cost de operare de doar 15 dolari, Italia de 10 dolari iar Israelul de 3 dolari.

Un alt element care arată situația destul de dificilă în care se află sectorul de petrol și gaze din România și perspectivele nu tocmai roze ale acestuia este fragmentarea zăcămintelor (șase zăcăminte sunt responsabile pentru aproximativ 40% din producția României, în timp ce alte aproximativ 400 de restul). România are de departe cea mai scăzută producție medie pe zăcământ din Europa, cu 31 barili echivalent petrol pe zi în cazul Romgaz și 17 barili echivalent petrol pe zi în cazul Petrom. În medie, o sondă din Italia produce 265 bep/zi, una din Marea Britanie 409 bep/zi, iar una din Israel 4.804 bep/zi.

Investițiile și creșterea eficienței energetice, singurele soluții 

Concluzia celor de la PwC este că, la nivelul resurselor convenționale, caracteristicile industriei de petrol şi gaze din România sunt unice la nivel european şi necesită investiții semnificative datorită maturității ridicate a zăcămintelor, fragmentării zăcămintelor, nivelului scăzut al producției per sondă, calității scăzute a petrolului, complexității geologice, riscului ridicat în cazul explorării zăcămintelor de mare adâncime şi utilizării tehnicilor de îmbunătățire a producției. În plus, sectorul de petrol și gaze convențional din România se confruntă și cu alte provocări, printre care costurile ridicate de dezvoltare şi producție pentru implementarea de noi tehnologii, costurile de operare mari generate de nivelul scăzut al producției per sonda, costurile de finanțare semnificative, oferta locală limitată pentru instalațiile de foraj sau accesu limitat și lipsa infrastructurii în cazul noilor perimetre de explorare.

În ceea ce privește sectorul offshore, PwC susține că acesta se confruntă cu mai multe provocări tehnice, printre care riscuri geologice, coroziunea ridicată în apele de mare adâncime din cauza lipsei de oxigen și structura topografică a Mării Negre. Nu sunt de ignorat nici riscurile investiționale ridicate, lipsa infrastructurii şi accesul limitat pentru echipamente prin Strâmtoarea Bosfor, costurile logistice însemnate sau numărul redus de prestatori locali de servicii de foraj având competențe pentru proiecte în ape de mare adâncime.

"Producția de gaze de șist și cea din Marea Neagră ar putea începe cel mai devreme în 2020. Din calculele noastre, dacă se investește masiv în acest sector și nu vom îmbunătăți eficiența energetică cu 20% până în 2030, România va depinde de importuri în proporție de 80% în 2030", a declarat Vasile Iuga, managing partner pentru Europa de Sud-Est în cadrul PriceWaterhouse Coopers (PwC). {jathumbnailoff}

În România, politicienii, dar și opinia publică în general, sunt de părere că actualul sistem de redevențe în sectorul de petrol și gaze este unul dezastruos. Un studiu PricewaterhouseCoopers însă arată că situația nu este chiar atât de rea, dimpotrivă chiar.

Chiar dacă nu se pronunță cu privire la oportunitatea sau nu a majorării actualelor redevențe (cuprinse între 3,5 și 13,5% din venituri la petrol, respectiv între 3,5 și 13%, la gaze), experții PwC consideră că sistemul de concesiune actual este cel mai potrivit pentru România.

Potrivit PwC, sistemul de taxare bazat pe venit este adecvat României deoarece ține seama de nivelul producției pe zăcământ şi de evoluţia prețului hidrocarburilor. În plus, "sistemul fiscal ar trebui să aibă în vedere şi deduceri pentru exploatarea de hidrocarburi în condiţii dificile (e.g. zăcăminte convenționale de mare adâncime, zăcăminte cu maturitate ridicată, petrol greu, zăcăminte în perimetre marine), să fie simplu şi uşor de implementat şi monitorizat".

Referitor la nivelul cotelor ce ar trebui să fie aplicate, Vasile Iuga, senior partner la compania de consultanță și audit PwC, a declarat că menținerea unor cote diferențiate ar fi recomandată pentru a nu se evita închiderea zăcămintele marginale, cu o producție mică. "Având în vedere volumul scăzut al producției, gradul avansat de epuizare al zăcămintelor, costurile de operare ridicate, producția mică per sondă, prospectivitatea moderată și riscurile crescute, România ar trebui să practice o impozitare moderată în scopul stimulării investițiilor în sectorul de petrol. Acesta poate reprezenta un motor de creștere al economiei și poate contribui la menținerea gradului de independență energetică la un nivel acceptabil.", este concluzia studiului PwC prezentat marți.

Guvernanții compară mere cu pere

Reprezentanții PwC și David&Baias consideră totodată raportarea redevențelor la media europeană, anunțată de autorități, drept irelevantă. "Noi nu credem că o medie europeană este relevantă. Nu știu la ce s-au referit domniile lor (Daniel Chițoiu, fost ministru al Economiei, în prezent ministru al Finanțelor vicepremier, și ministrul delegat pentru Energie, Constantin Niță - n.r.)", a declarat Iuga.

În general, ratele redevențelor aplicabile în România sunt aliniate cu cele din țările europene cele mai comparabile, susține PwC. Este adevărat că țările bogate în resurse practică un nivel mai ridicat de taxare, în timp ce țările cu condiții dificile de producție practică o taxare moderată. Creșterea semnificativă a ratelor redevențelor poate descuraja investițiile și conduce la o scădere a producției, cu impact pe independența energetică și reducerea veniturilor la bugetul de stat. De altfel, diferențele dintre statele care au cote ridicate ale redevențelor și România nu este chiar atât de mare. Motivul este că cota de 52% din Danemarca, de exemplu, este una nominală și este aplicată unei alte baze de impozitare, profitul, și nu veniturilor ca în România. În realitate, cota de impozitare efectivă din Danemarca este echivalentă unei cote de 18% aplicată veniturilor și nu profiturilor. Diferența mare dintre cota nominală și cea efectivă nu este una ce ține doar de baza de impozitare, ci mai include și diferitele deductibilități, specifice sistemelor de impozitare a profitului, nu și celor de aplicare a redevenței unei baze reprezentate de venituri.

Gradul de epuizare a zăcămintelor de hidrocarburi din România este de 87%

La rândul său, Sorin David, managing partner la firma de avocatură David&Baias, a spus că actualul sistem de redevențe "este potrivit și nu este dezastruos, din perspectiva statului", adăugând că "dacă noul sistem de impozitare nu va fi suficient de stimulativ, credem că sunt riscuri mari să descurajăm multe investiții de care avem nevoie. Noi nu spunem că nu trebuie să crească. Nu milităm pentru un nivel anumit de redevențe. Sistemul trebuie să aibă în vedere toate riscurile", a afirmat David. Potrivit acestuia, gradul de epuizare a zăcămintelor de hidrocarburi din România este mare, respectiv de 87%, iar costurile de operare sunt printre cele mai mari din Europa, adică 17 dolari/baril echivalent petrol (bep). David a mai spus că România are printre cele mai mici producții pe sondă din Europa și din lume. {jathumbnailoff}

Pe timp de vară importăm mai puţin gaz din Rusia şi consumăm mai mult produs pe plan intern. Noutatea este că marea parte a gazului vine în această perioadă de la Petrom şi doar puţin de la Romgaz. Asta s-a întâmplat şi în lunile iulie şi august de anul trecut dar diferenţele dintre Petrom şi Romgaz au fost mult mai mari în iunie 2013, când Petrom a avut o cotă de 76%. Pe de altă parte, atât consumul cât şi importurile de gaze scad în ritm cu activitatea industrială.

Structura gazelor din producţia internă era anul trecut în iunie era: Petrom 49,19%, Romgaz  46,86, o proporţie încă echilibrată, la care se adaugau cu procentaje mult mai mici Amromco Ploieşti, Raffles Energy şi Foraj Sonde.

În lunile iulie şi august din 2012, lucrurile s-au schimbat. Mai precis, 66,48% din gazul consumat din producţia internă venea de la Petrom iar în august 57%.

Revenind la anul 2013, din producţia internă, Petrom a avut o cotă de 76% în iunie 2013, în timp ce Romgaz doar 19%, arată datele Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), preluate de Agerpres.

Pe de altă parte, cei de la Romgaz spun că aceste date se referă la vânzările efective sau intrările în piață ale producătorilor care au fost și consumate în luna în cauză și nu la producția efectivă de gaze naturale.

„Nu trebuie uitat faptul că, în perioada de vară, Romgaz vinde o parte din producția realizată către clientul care înmagazinează aceste gaze, deci aceste cantități de gaze nu intră în vânzările curente din piață monitorizate de ANRE”, au declarat reprezentanții Romgaz.

Consumul naţional de gaze în luna iunie a fost de 5,944 milioane de MWh, cu 19,1% mai mic decât în aceeaşi lună a anului precedent.

În iunie 2013, importul a reprezentat 15,82% din consum, iar anul trecut în aceeaşi lună a fost adus din Rusia un volum de gaze ce reprezenta 15,04% din consumul intern.

OMV Petrom Gas este încă din 1999 un furnizor important de gaze naturale de pe piaţa românească pentru consumatorii industriali şi comerciali iar din februarie 2010, toate activităţile de comercializare şi furnizare a gazelor naturale din cadrul OMV Petrom SA au fost consolidate în OMV Petrom Gas.

Încăpățânarea cu care se ascund actualii decidenți publici în spatele unor formule esoterice, menite a masca, cred ei, efectele mai puțin plăcute ale unor măsuri adoptate, s-ar putea să-i coste. Aceștia și-ar putea musca, cât de curând, limba de lemn moștenită din sistemul comunist, în cadrul căruia de altfel, în mare parte, au și activat.

Prima dovadă: declarația guvernatorului BNR Mugur Isărescu, care recunoaște cât se poate de limpede că "noi în cadrul Consiliului de Administraţie, când facem - apropo de comunicate - zic măi, nu mai treceţi aia cu reformele structurale, că am înnebunit populaţia, nu ne mai crede, iar o frecăm".

Reforma structurale e unul din acei termeni care vor să cuprindă tot și să nu spună nimic. De ce evită guvernanții să explice că acestea se referă în general la privatizare și la liberalizarea piețelor excesiv reglementate, pe care funcționează un control politic al prețurilor sau mecanisme de control politic al tranzacțiilor dintre agenții economici? Pe de o parte din neștiință, pe de alta de frica de a nu trezi furia populației, care brusc ar realiza, cred ei, costurile pe care ar trebui să le suporte. De altfel, neștiința guvernanților reiese în mod clar din incapacitatea lor de a explica populației că o liberalizare, corect făcută, nu va majora costurile, ci le va micșora, odată ce iei în calcul toate pierderile suportate de companiile de stat și finanțate decenii la rând din taxe și impozite sau din deficite bugetare, ceea ce în esență e același lucru, doar că în acest caz vorbim de majorări de taxe și impozite amânate.

Dar să vedem cu "ce-o mai freacă" prea autohtonă. Mediafax prezintă reacția fostului ministru Adriean Videanu la stenogramele apărute în presă, care arată cel puțin o relație de tovărășie cu omul de afaceri Ioan Niculae, mare beneficiar al controlului politic al prețului la gaze. "Pentru o informare precisă şi corectă a opiniei publice şi pentru a elimina orice speculaţie sau deformare a realităţii, fac următoarele precizări: 1. Nu am negociat niciodată cu nici un om de afaceri, cu atât mai puţin cu cel invocat public, acordarea vreunei facilităţi. 2. Extrasele din stenograme care circulă în mass media sunt prezentate fragmentat, rupte din context, într-o succesiune aleatorie, creând astfel o imagine de ansamblu falsă", susține Videanu, citat de Mediafax. Mediafax care, de altfel, publică și un fragment din stenogramele amintite:

"Ioan Niculae: Alo!

Adriean Videanu: Să nu uiţi să dai tu telefonul acela, te rog eu mult de tot.

Ioan Niculae: L-am dat deja.

Adriean Videanu: Da? Bine, ok.

Ioan Niculae: Băi, vezi că nu a ieşit nici acum publicaţia aia.

Adriean Videanu: Ştiu, ştiu, vorbim noi, nu…

Ioan Niculae: Bine, bine."

Și nu numai, ci este publicat și un fragment din rechizitoriu, care arată analfabetismul decidenților într-un domeniu suprareglementat precum cel energetic. "Faptul că gruparea infracţională iniţiată de învinuitul Ioan Niculae a continuat să fie sprijinită şi de ministrul Adriean Videanu rezultă şi din aceea că şi ministrul Adriean Videanu a numit în componenţa AGA/CA - SNGN Romgaz, ca şi ministrul Varujan Vosganian, persoane fără pregătire de specialitate, scopul fiind acelaşi, de a putea cu mai multă uţurinţă să-şi impună deciziile prin care să sprijine realizarea scopului asumat al grupului infracţional", notează procurorii DIICOT în referatul prin care cer avizul pentru începerea urmăririi penale în cazul fostului ministrru al Economiei Adriean Videanu (2008 - 2010) şi al lui Varujan Vosganian, ministru al Economiei în 2007 - 2008 şi în prezent. De pildă, arată anchetatorii, "învinuitul Marcel Adrian Piteiu, care, avea calitatea de director general al SNGN Romgaz SA şi făcea parte din CA al societăţii, întrebat fiind explicit cu privire la principiul nediscriminării pe linia livrării gazelor naturale, a declarat pur şi simplu că nu cunoaşte acest principiu". Tot astfel, arată procurorii, şi învinuitele Monica Mitu şi Adriana Oros, membre în AGA-SNGN Romgaz, au declarat că nu cunosc noţiunile elementare în domeniu, de "furnizor", "consumator" sau "consumator întreruptibil", iar Monica Oros a recunoscut, de altfel, "că nu a citit niciodată legislaţia din domeniul gazelor".

O frecăm în continuare nu numai în energie, ci și în domeniul auto. Ziarul Financiar susține că numărul de maşini electrice disponibile oficial în România a crescut la cinci, odată ce şi Ford Focus electric poate fi achiziţionat de pe piaţa locală, cu toate că în prima jumătate a anului doar un singur astfel de automobil a fost livrat oficial. Iar în totalitate în 2012 erau înmatriculate în România 25 de mașini electrice, din care aproape jumătate autovehicule Renault testate la Titu. Asta n-a oprit primăria capitalei să investească resurse și timp în amenajarea unei parcări și a unor stații de alimentare "pilot" în buricul târgului.

Același ZF publică un reportaj realizat la Dispecerul Energetic Naţional, creierul sistemului, locul unde se intră numai după ce treci de cititorul de retină. Un fragment interesant se referă la riscul reprezentat pentru acest sistem de noile energii alternative. „Apariţia centralelor eoliene şi solare reprezintă mari probleme. Noi trebuie să urmărim toate centralele. Înainte diferenţa între datele pe care le aveam noi şi realitatea din teren nu era mai mare de 30 MW. Dacă ajungea deja la 40 MW, era o problemă. Acum însă a crescut la 100 MW şi asta pentru că dispecerii de distribuţie nu fac investiţii în sistemul de monitorizare. În Spania de exemplu s-a pierdut controlul. România a avut norocul ca până acum să se facă investiţii în proiecte mari, dar s-au făcut o serie de schimbări la legislaţia primară şi secundară care vor determina o producţie necontrolabilă mai mare“, explică Octavian Lohan, şeful Dispeceratului Energetic Naţional. Practic, directorul DEN avertizează asupra faptului că unităţile foarte mici, dacă nu sunt identificate la timp, pe termen lung pot aduce dezechilibre în funcţionarea sistemului energetic în totalitate pentru că ele nu sunt controlate. Acestea intră în responsabilitatea distri­buitorilor de energie, dar potrivit lui Lohan eforturile depuse de aceştia pentru monito­rizarea noilor investiţii de mici dimensiuni nu sunt suficiente.

Care este impactul gazelor de şist asupra deficitului comercial al Americii?, se întreabă Capital. Potrivit publicației, cele mai mari beneficii vor fi aduse de boom-ul gazelor de șist, cel mai probabil, unor industrii precum cea petrochimică, siderurgică, dar şi alte industrii care folosesc celuloza şi ambalajele de plastic. Raportul Institutului Global McKinsey mai arată că aceste industrii produc colectiv 400 miliarde de dolari în PIB şi reprezintă circa 18% din producţia totală din sectorul manufacturier al SUA. Se estimează că o ieftinire a gazelor ar putea stimula o producţie suplimentară de 75 miliarde până la 105 miliarde de dolari în aceste industrii, s-ar putea crea 55 miliarde până la 85 miliarde de dolari în PIB-ul anual în producţie, şi s-ar putea susţine până la 270.000 de locuri de muncă adiţionale. Altfel, dacă producţia Statelor Unite de petrol de şist poate atinge estimarea de 8 milione de barili suplimentari pe zi, importul american net de petrol brut poate fi redus până la zero, mai reiese din acelaşi raport.

Bătălia autohtonă dintre socialiștii corporatiști și ecologiști/ong-iști/socialiști progresiști pe tema Roșia Montana se află de-abia la început și va reprezenta poate cea mai importantă miză electorală la viitoarele alegeri. Primii sunt preocupați de prestigiul și veniturile statului, implicit ale unor companii private, dar și de ale lor personale (dată fiind dărnicia cu care Gold Corporation le susține demersurile), ultimii se arată preocupați de soarta zonei, a populației (pe care pe de altă parte o consideră ignorantă), dar și de finanțarea propriilor proiecte (dată fiind dărnicia unor ONG-uri internaționale, care nu se sfiesc să finanțeze o contra-campanie care irosește resurse financiare la fel de mari ca cele ale Gold Corporation).

Și unii și ceilalți se ascund în spatele unor sofisme. Primii invocă libera inițiativă, ca și cum resursele naturale ar fi proprietate privată și nu monopol de stat, cum îi stă bine oricărui stat modern ce îmbrățișează doctrina "socialismului de piață". Analizând discursul lor nu poți să nu îți amintești titlul unei cărți scrise de doi economiști de la Chicago, "Salvați capitalismul de capitaliști". Aripa civică a socialismului autohton invocă tradiția. De când sunt socialiștii progresiști, autorii mai multor industrializări forțate de-a lungul timpului, cărora le-au căzut victime milioane de oameni și mii de sit-uri tradiționale, interesați de tradiție?! Și unii și ceilalți invocă studii, părtinitoare evident, fiind finanțate de părțile direct interesate.

Ziarul Financiar prezintă mai multe opinii ale mediului universitar, atras, din motive pur profesionale evident, de poziția unei tabere sau a celeilalte. Potrivit ZF, companii precum Carpathian Gold, care are proiectul Rovina, cu 294,5 tone de aur, arată în testele făcute că sunt şi alte metode de extracţie, dincolo de utilizarea cianurii. Diferenţa este însă gradul de recuperare mai mare prin utilizarea cianurilor. Testele publicate pe site-ul companiei, datând din 2007, arată că dacă în cazul utilizării cianurii gradul de recuperare este de 75%, în cazul celeilalte metode gradul de recuperare este de 64%. Chiar şi aşa, canadienii au anunţat că la Rovina nu vor folosi cianuri, acest zăcământ fiind la 20 de kilometri de Roşia Montană. De ce la Rovina se poate însă extracţia aurului fără cianuri, iar la Roşia Montană acest lucru este imposibil? „Este o problemă legată de concentraţia de aur din zăcământ. La Rovina acest grad este mult mai mare faţă de cel de la Roşia Montană. Pentru toate zăcămintele care au însă o concentraţie mai mică de 2 grame pe tonă, utilizarea cianurii este deocamdată unica metodă“, explică Victor Arad, prorectorul Universităţii din Petroşani. Potrivit acestuia, prin cianurare se poate extrage circa 99% din aurul existent în zăcământ. „Prin cealaltă metodă zăcământul se introduce în nişte mori cu bile care asigură o granulaţie foarte fină. Apoi se adaugă nişte reactivi care separaă aurul şi argintul de restul materialelor“, mai spune Victor Arad. Potrivit acestuia, utilizarea cianurii ţine mai ales de considerente tehnice. „Tehnic, cianura este cea mai eficientă metodă. Eu am analizat proiectul. Dacă se respectă totul, nu există niciun risc. Sunt câteva principii de bază, un ABC al construcţiilor, şi dacă se respectă aceste principii totul este în regulă“, spune reprezentantul Universităţii din Petroşani.

Cum luările de poziție autohtone nu erau suficiente, Mediafax prezintă poziția guvernului ungar, care se aşteaptă ca autorităţile române să respecte atât regulile europene în domeniul minelor de aur, cât şi "bunurile de mediu şi culturale" aflate în pericol din cauza proiectului de la Roşia Montană (vestul României). "Exploatarea auriferă bazată pe tehnologia cu cianuri-leşiere implică riscuri enorme şi pune în pericol puritatea apei şi diversitatea biologică", subliniază ministerele, citând o deversare de cianură, în 2000, la altă mină românească de aur, "care aproape a distrus toată fauna sălbatică pe cursul ungar al Tisei", susține guvernul maghiar.

Ziarul Financiar anunță că Romgaz, cel mai mare producător local de gaze naturale, va căuta un partener căruia să-i cedeze jumătate din cota sa de participare la două perimetre petroliere de explorare din Polonia, compania de stat urmărind să-şi reducă riscurile şi expunerea, dar fără a se retrage complet. Romgaz deţine din anul 2008 o participaţie de 30% în perimetrele Cybinka şi Torzym din Polonia. Operatorul este firma irlandeză San Leon Energy, care deţine 45% din concesiune, iar restul de 25% este controlat de compania britanică Sceptre Oil & Gas. Cantitatea de hidrocarburi care s-ar putea recupera din cele două perimetre este de circa 19,8 milioane de barili de petrol şi 347 milioane de metri cubi de gaze naturale, potrivit estimărilor San Leon Energy.

Mediafax susține că oferta pentru listarea Nuclearelectrica la Bursa de Valori Bucureşti (BVB) va începe luni, 9 septembrie, şi se va încheia pe 20 septembrie, operaţiune prin care compania deţinută de stat poate atrage fonduri nete de 272,8 - 369,3 milioane lei.  "Fondurile nete care vor fi obţinute din oferta primară (sunt - n.r.) între 272,83 milioane lei (61,7 milioane euro - n.r.) şi 369,29 milioane lei (83,5 milioane euro - n.r.) (în funcţie de preţul ofertei, dacă toate acţiunile oferite sunt vândute", se arată în prospectul de ofertă aprobat, luni, de Autoritatea de Supraveghere Financiară (ASF). În cadrul ofertei, Nuclearelectrica vrea să vândă 25,3 milioane de acţiuni noi, reprezentând 10% din capitalul social, la preţuri cuprinse între 11,2 lei/titlu şi 15 lei/titlu. Acţiunile sunt scoase la vânzare la un preţ aproape la jumătate faţă de cât sunt înregistrate în activul net al Fondului Proprietatea, care deţine 9,73% din titlurile Nuclearelectrica.

Agerpres informează că senatorii au adoptat în şedinţa plenului de luni proiectul legislativ privind OUG nr. 54/2013 care vizează măsuri de reorganizare, prin divizare parţială, a regiei Autonome pentru Activităţi Nucleare Drobeta Turnu Severin (RAAN) şi înfiinţarea Regiei Autonome Tehnologii pentru Energia Nucleară (RATEN). În raportul întocmit de senatorii din Comisia economică se precizează că obiectivul proiectului este înfiinţarea regiei autonome de interes strategic RATEN prin divizarea parţială a RAAN (fără încetarea existenţei acesteia), prin separarea activităţilor de cercetare, dezvoltare, inginerie tehnologică şi suport tehnic pentru energetica nucleară şi transmiterea acesteia către RATEN. Potrivit sursei citate, RATEN are în componenţă două sucursale - Institutul de Cercetări Nucleare Piteşti ICN şi sucursala Centrul de Inginerie Tehnologică Obiective Nucleare Bucureşti Măgurele CITON.

Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA, controlată de statul român, a încheiat, în august 2013, pe piața centralizată a contractelor bilaterale (PCCB) administrată de bursa de energie OPCOM, cinci contracte de achiziție de energie electrică pentru consumul propriu tehnologic cu alte două societăți de stat, Romgaz și CET Bacău, valoarea totală estimată a acestor contracte fiind de 18,87 milioane de lei.

Astfel, Transelectrica a încheiat trei contracte cu Romgaz, în valoare totală estimată de 18,54 milioane de lei, și alte două cu CET Bacău, estimate la un total de 330.000 lei. Compania nu precizează cantitățile achiziționate și prețul de achiziție/MWh.

Transelectrica precizează că valorile contractelor sunt estimate la data de finalizare a acestora, respectiv 28 februarie 2014. Penalitățile fixate sunt de 0,02% pentru fiecare zi de întârziere la plata facturilor, valoarea totală a penalităților neputând-o depăși pe cea a sumelor datorate. Facturile trebuie plătite în termen de 10 zile lucrătoare de la data primirii lor.

Potrivit legislației în vigoare, societățile listate la Bursa de Valori București (BVB) sunt obligate să îi informeze pe investitori cu privire la actele juridice cu valoare cumulată mai mare de 50.000 de euro încheiate cu societăți în care statul român își exercită controlul direct sau indirect.

Datele centralizate de OPCOM arată că, în luna anterioară, iulie 2013, pe segmentul de piață PCCB s-au tranzacționat un număr de 51 de contracte de achiziție energie electrică, la un preț mediu de 169,08 lei/MWh (38,23 euro), cu 9,34% sub cel din iunie, de 186,50 lei/MWh (41,58 euro). Cantitatea totală tranzacționată în iulie a fost de peste 1,65 milioane MWh, valoarea totală a contractelor fiind de 302,96 milioane lei (68,76 milioane euro).

Tarif majorat cu 23%

În prima parte a lunii august, Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a aprobat majorarea cu 23% a tarifului pentru serviciul de sistem perceput de către operatorul sistemului energetic național, Transelectrica, de la furnizorii și producătorii de energie electrică, de la 10,91 lei/MWh plus TVA la 13,42 lei/MWh plus TVA.

Noul tarif pentru serviciul de sistem perceput de către Transelectrica este compus în principal dintr-un tarif pentru servicii tehnologice de sistem, în sumă de 12,28 lei/MWh plus TVA, facturat distribuitorilor de curent electric, la care se adaugă un tarif pentru servicii funcționale de sistem, în sumă de 1,14 lei/MWh plus TVA.

Serviciile tehnologice de sistem sunt achiziționate pe bază de contract de la producători, la cererea Transelectrica SA, pentru menținerea nivelului de siguranță în funcționare al sistemului electroenergetic și a calității energiei transportate la parametrii ceruți de normele în vigoare. Transelectrica SA achiziționează serviciile de sistem tehnologice de la societățile producătoare de electricitate în baza unei proceduri reglementate de ANRE.

Practic, întreaga valoare a serviciilor de sistem achiziționate de la producători (cu excepția componentei de energie activă pentru acoperirea pierderilor în RET) este refacturată de Transelectrica SA furnizorilor de energie electrică licențiați de ANRE, care beneficiază în final de aceste servicii.

Singurele obiective pozitive din acordurile semnate în ultimii ani cu Fondul Monetar Internațional (FMI) au fost și cele în care nu s-a înregistrat niciun progres: privatizarea "campionilor naționali" și, implicit, reducerea arieratelor acestora, în special prin internalizarea lor ulterioară, dacă prin îmbunătățirea performanțelor care să permită plata datoriilor nu se poate.

Cu toate că majoritatea companiilor de stat beneficiază de un statut special, sunt fie monopoluri de stat, fie se bucură de o poziție de furnizori de servicii obligatorii, acestea funcționează nu după logica economică, ci după cea politică. Menirea lor principală este cea de a aduce voturi sau de a răsplăti sponsorii electorali.

Așa se face că, potrivit Ziarului Financiar, cele mai mari 30 de companii de stat din România au avut anul trecut pierderi cumulate de aproape 150 de milioane de euro. Hidroelectrica a intrat în insolvență și a terminat anul cu o pierdere record de 114 milioane de euro după încă un an de secetă. Oltchim a intrat anul acesta în insolvență după ce a  încheiat anul 2012 cu un minus de 127,7 milioane de euro. De cealaltă parte a baricadei, sunt însă și companii care reușesc să facă profit. Cele care dețin o poziție privilegiată pe piață, ca urmare a statutului oferit prin legislație. Romgaz, cel mai mare producător de gaze din România, rămâne și cea mai profitabilă companie de stat cu un câștig net de 279 milioane de euro anul trecut. Cele mai mari 30 de companii controlate de stat au avut în 2012 o cifră de afaceri de circa 9 miliarde de euro, în scădere cu 7% față de 2011, și peste 194.000 de angajați.

Economica.net anunță că Gazprom Neft, prin subsidiara sârbă NIS, a descoperit petrol și gaze în perimetrul Jimbolia din vestul României în a doua etapă a unei sonde de teste, se arată într-un comunicat al companiei Zeta Petroleum, partener al NIS în această concesiune. NIS are o participație de 51% în acest perimetru, Zeta Petroleum deține 39%, iar Armax Gaz, 10%. În timpul testelor, producția maximă de țiței a fost echivalentă cu 24 de barili pe zi, iar cea de gaze a fost de 22.248 de metri cubi pe zi.

Agerpres susține că au fost descoperite bălți cu apă extrem de radioactivă în apropierea rezervoarelor de stocare a lichidului contaminat la centrala nucleară japoneză avariată de la Fukushima. Radioactivitatea măsurată la 50 de cm deasupra acestor bălți era de circa 100 milisieverți pe oră, un nivel foarte ridicat care îi împiedică pe lucrători să se apropie prea mult de ele, a precizat aceeași sursă. 

Mediafax anunță că exploatarea minereurilor din perimetrul Roșia Montană ar urma să înceapă în noiembrie 2016, după ce planul urbanistic zonal va fi aprobat până la sfârșitul acestui an, iar participația statului ar crește cu încă 5,69%, la 25% din acțiuni, dar condiționat de emiterea la timp a tuturor autorizațiilor. Investitorul va plăti Guvernului o redevență de 6% din valoarea producției, statul având opțiunea de a solicita companiei Roșia Montană Gold Corporation (RMGC) ca plata redevenței să se facă în natură, se arată într-un draft al Acordului între Guvern, Gabriel Resources și Roșia Montană Gold Coropration pentru începerea exploatării, document aflat încă în lucru.

Banii n-aduc fericirea, nici măcar în cazul OMV Petrom. Investiția de jumătate de miliard de euro a celei mai mari companii de petrol și gaze din regiune, centrala pe gaze de Brazi, care poate asigura 9% din consumul României, funcționează începând de joi doar la jumătatea capacității sale, din cauza unei defecțiuni la transformatorul electric al unei dintre cele două turbine. 

Potrivit Economica.net, repunerea în funcțiune se va face cel mai devreme peste două săptămâni. "Pentru că e în garanție, problema va trebui rezolvată de Toshiba, firma care a montat transformatorul. Va dura pe puțin două săptămâni”, a precizat Octavian Lohan, directorul Dispeceratului Energetic Național, citat de Economica.

Pe lângă faptul că este cea mai mare investiție privată din România într-o centrală electrică, unitatea de la Brazi este și cea mai eficientă. Funcționează în cogenerare la un randament mediu de 70%, mult peste randamentele de 40% atinse în centralele de stat.

Până la momentul reparației, centrala funcționează doar cu celălalt grup de 400 de MW. Înainte de sincopa de joi, centrala funcționa la capacitate maximă, cu toți cei 800 de MW.

Ieri, ora 16.00, producția de energie pe bază de gaz reprezenta 15% din total – circa 1.000 de MW. Pe lângă cei 400 de MW de la Brazi, încă 400 producea temocentrala Iernut aparținând de Romgaz, precum și alte centrale mai mici. 

Din total producție energie, cel mai mult provenea din termocentralele pe cărbune – 35%, apoi nuclearul cu 20% și energia hidro cu 19,5%. Din energia „verde”, eolianul producea 500 de MW, solarul 140 iar biomasa 30 de MW

Ziarul Financiar susține că Dan Radu Rușanu, președintele Autorității de Supraveghere Financiară, este împotriva listării duale a Romgaz, cea mai profitabilă companie de stat, și susține listarea producătorului de gaze doar pe bursa de la București. Declarațiile publice făcute de responsabilii de priva­tizări ai guvernului că listarea Romgaz ar trebui să se facă concomitent pe două burse, la București și la Londra sau Varșovia, pentru că piața românească este anemică și nu ar putea asigura succesul unei oferte de 600 de milioane de euro, cât vrea statul să strângă din vânzarea acțiunilor Rom­gaz, a stârnit revoltă în rândul comunității de pe piața de capital. ASF este instituția care își va da „ok“-ul pe prospectul de listare a Romgaz. „În discuțiile pe care le-am avut cu misiunea FMI în România am insistat ca listarea Romgaz să se facă exclusiv local. Am fost împotriva listării duale a Romgaz. Priva­tizarea companiilor de stat a fost agreată cu FMI și pentru a dezvolta piața de capital românească. Ar trebui să se țină cont de acest lucru“, a spus Rușanu, citat de ZF.

Aceeași publicație, Ziarul Financiar, prezintă povestea intrării în insolvență a uzinei Vulcan și perspectivele acesteia. În două luni de la preluarea administrării de către Euro Insol compania a livrat șase unități de pompare pentru Petrom și două către compania de stat Kuweit Oil și a ajuns la o încărcare a producției de 60 - 65%. Noua con­ducere speră ca în august să livreze încă 10 unități de pompare către Kuweit Oil și să ajungă la sfârșitul anului la un grad de încărcare de 90% și să elimine pierderile care afectează compania.

Vulcan a intrat în insolvență deși până acum două luni de zile era singura societate din Europa care producea unități de pompare pentru că România are tradiție în domeniul petrolier, iar al doilea război mondial s-a dus pe petrolul românesc, pe rafinăria Astra de la Ploiești. În zona Ploiești s-a dezvoltat astfel o întreagă industrie petrolieră care a ținut practic toată Europa în perioada interbelică și chiar postbelică foarte mulți ani. Vulcan are acreditarea din partea Institutului American al Petrolului care este greu de obținut, spun reprezentanții companiei.

Anul acesta, în urma unei investiții de 300 milioane de dolari, s-a mai deschis însă o unitate de producție similară la Ploiești de către americanii de la Lufkin după ce zeci de ani, din 1959, Vulcan a deținut monopolul pe aceste echipamente.

„Din păcate, industria românească nu a înțeles care sunt dinamicile acestei piețe globalizate și a trăit cu speranța că va putea supraviețui în acea mentalitate de a sta cu mâna întinsă la pomana statului, la ștergere de datorii, reeșalonări, cu scheme de personal supradimensionate, cu utilaje îmbătrânite. Concurentul nostru, pe de altă parte, Lufkin se bucură de o tehnologie de ultimă generație la Ploiești. Tehnologia învechită se traduce în costuri. Costurile Vulcan sunt cu 300% mai mari decât ale Lufkin“, spune Remus Borza, administratorul judiciar al companiei, citat de ZF.

Politica de control a prețurilor la energie din ultimele două decenii va avea un efect negativ asupra procesului de liberalizare a prețurilor din domeniul energiei. Un proces început prea târziu, pe o piață cartelizată și supra-reglementată, ce va conduce la o majorare a prețurilor și nu la o ieftinire a acestora. Iar rezultatul este încă incert: își vor optimiza companiile din domeniu costurile, pentru ca, cel puțin pe termen lung, să beneficieze și consumatorii, sau se vor mulțumi cu veniturile suplimentare realizate și vor evita orice investiție în vederea creșterii performanței companiei și calității serviciilor furnizate? Răspunsul nu este unul simplu, în pofida faptului că deja, celelalte companii din economie contribuie la "liberalizare".

Potrivit Economica.net, gazul pentru fabrici costă deja cu circa 30% mai mult decât pentru populație. De la sfârșitul anului viitor, prețul gazului pentru industrie se va alinia la prețurile externe. Populația mai are un respiro până la finalul lui 2017. În plus, Industria se așteaptă la o mărire cu circa 30% a prețului la gazele pe care le primește, de la 260 de dolari e mia de metri cubi, cât este acum, la 360 de dolari, nivelul la care se vrea a se face convergența între prețul de intern și cel de import. Creșterea de 100 de dolari se va face până la sfârșitul anului viitor, potrivit calendarului de liberalizare convenit cu FMI, dar legea permite amânarea cu încă un an, până în 2015, a finalizării procedurilor de dereglementare, spune Nicolae Havrileț, președintele Agenției de Reglementare în Energie, citat de Economica. „Dacă la sfârșitul calendarului  se constată o diferență mare între prețul de intern și prețul de extern al gazului, se poate prelungi perioada de dereglementare până în decembrie 2015”, explică Havrileț.

Deja prețul plătit de industrie pentru gaze este mult mai mare decât cel plătit de populație. Socotind doar prețul de vânzare al gazelor, fără transport, taxe și accize, industria plătește 260 de dolari pe mia de metri cubi, în timp ce gospodăriile plătesc doar 160 de dolari. Nivelarea prețurilor de intern cu cele de extern ar trebui să se facă , potrivit lui Havrileț, „pe la 360-380 de dolari”, însă în intervale de timp diferite: industria, până cel mai târziu în 2015, consumatorii casnici , până în 2018. Președintele ANRE spune că scumpirea gazului îi va determina pe proprietarii fabricilor să investească în retehnologizare și echipamente mai eficiente energetic. „Nu poți cere să fii competitiv pe o piață doar pe baza unui preț scăzut al materiei prime. Trebuie să te retehnologizezi”, arată Havrileț.

Transgaz și Petrom nu au putut salva Bursa, mai titrează Economica.net. Profitul pe primul semnestru a scăzut la jumătate. Profitul net al Bursei de Valori București (BVB) pe primul semestru a scăzut aproape la jumătatea celui din perioada similară a anului trecut, la 4,24 milioane de lei „aproape de nivelul bugetat pentru anul 2013“, se spune în raportul companiei. Nu au fost de ajuns banii încasați din găzduirea tranzacțiilor ofertei publice de vânzare a acțiunilor Transgaz, de către stat, și a plasamentului privat, derulat de Fondul Proprietatea cu acțiuni ale OMV Petrom, astfel încât compania care administrează Bursa de Valori București (BVB) să repete profitul din prima jumătatea a anului trecut.

Ziarul Financiar anunță că Romgaz, cel mai mare producător de gaze naturale din țară, a ajuns în primul semestru al anului la un profit net de 771,4 milioane de lei, cu 38% mai mare comparativ cu perioada similară a anului trecut, dar afacerile companiei de stat au continuat să scadă pe fondul unui consum slab. „Realizarea unui profit net mai mare decât cel înregistrat în primul semestru din 2012 este generată de reducerea cheltuielilor cu amortizarea, reducerea cheltuielilor de operare și reducerea achizițiilor la gaze de import“, explică reprezentanții companiei evoluția profitului. De cealaltă parte, afacerile Romgaz au continuat să scadă, evoluție înregistrată și în primul trimestru din 2013. Astfel, compania a ajuns la un business de 1,9 miliarde de lei (432 de milioane de euro), cu 13,4% mai mic față de afacerile de aproape 2,2 miliarde de lei (500,6 milioane de euro) din primele șase luni ale anului trecut.

HotNews publică un interviu cu ministrul finanțelor Daniel Chițoiu, potrivit căruia, actualele redevențe, cuprinse în prezent între 3,5% și 13,5% din producție în funcție de tipul zăcămintelor de hidrocarburi, vor fi majorate în scopul obținerii de venituri suplimentare la buget, însă nu va fi ignorat nici necesarul de investiții din domeniu, în momentul luării deciziei. "Vrem să colectam din redevențe mai mult decât încasăm acum pentru că suntem în situația de a colecta cel mai puțin din UE la acest capitol. În același timp, nu vrem să punem un nivel prea ridicat al redevențelor care i-ar împiedica pe operatorii economici să se dezvolte sau să investească. Discutăm cu operatorii de pe fiecare  domeniu urmând să stabilim un nivel optim, în care sa fie avantajat și Statul dar și operatorii economici. Până la finele anului o să adoptăm nouă legislație privind redeventele", a declarat ministrul Finanțelor, Daniel Chitoiu, în interviul acordat HotNews.

CEO-ul OMV Petrom, Mariana Gheorghe, recunoaște într-un interviu acordat Capital că simte presiunea guvernului de a încasa mai mulți bani la buget. Din păcate, nu este singura. Noile majorări ale bazei de impozitare promise Fondului Monetar Internațional (FMI) se traduc în creșterea presiunii fiscale asupra tuturor contribuabililor, fie că este vorba de introducerea obligatorie a plății contribuțiilor sociale de sănătate la chirii sau de introducerea CAS și CASS pentru soțiile și copiii majori aflați în intreținerea angajaților cu venituri "mari", măsură negată vehement de guvern, deși ea este cuprinsă în scrisoarea de intenție convenită cu Fondul.

Spre deosebire de majoritatea populației, doamna Gheorghe este mai înțelegătoare cu guvernul, susținând că "trebuie găsit echilibru între nevoia statului pentru redevențe mai mari, nevoia investitorilor de a avea cash-flow ca să continue să investească și nevoile consumatorilor să aibă acces la un produs suportabil și sustenabil".

CEO-ul OMV Petrom a ținut să lămurească și o altă afirmație, devenită un lait-motiv în discursul public românesc, potrivit căreia Petrom ar trebui să plătească redevențe la nivelul UE. "E foarte greu să spui că este nivelul UE. La concesiuni există redevențe procentuale aplicate la venituri, la profit sau o combinație între cele două. Mai mult, unele procente sunt variabile, altele sunt fixe. Cele variabile diferă în funcție de volume sau de preț. Libertatea și combinațiile în Europa sunt mari. Mai există o dimensiune, pentru că în plus față de procentul de redevență sunt excepțiile - deduceri pentru off-shore, pentru zăcăminte mature, pentru adâncimi, deduceri pentru volum. Nu poți să spui că este un nivel mediu european.", a declarat CEO-ul OMV Petrom celor de la Capital. 

Celor care acuză "vânzarea resurselor către străini", Mariana Gheorghe le răspunde, potrivit Capital, că "nu are nicio relevanță că 50% din Petrom este OMV, poate chiar ne ajută, pentru că 85-90% din profiturile noastre operaționale le-am reinvestit, deci ca să creezi acest impact economic - locuri de muncă, PIB, partea de taxe și know-how - trebuie să ai resurse. Cred că toate aceste cifre vorbesc de la sine care este avantajul că facem producție și că avem Petrom-ul în România".

Economica.net prezintă o altă negarea a promisiunilor făcute în fața FMI în scrisoarea de intenție de către un oficial guvernamental. Astfel, informațiile privind amânarea listării la Bursă a companiilor naționale Nuclearelectrica și Romgaz au fost infirmate public de Liviu Voinea, ministrul delegat pentru Buget. Anterior media preluase știrea despre un nou calendar convenit cu FMI, care ar prevedea amânarea pentru toamna lui 2014.

Potrivit Ziarului Financiar, surse guvernamentale susțin că listarea duală a Romgaz și oferta Nuclearelectrica vor avea loc în toamna aceasta, așa cum fusese programat. Aceleași surse spun că la Romgaz s-a convenit pentru o listare duală, pe bursa de la București și pe o altă piață din Europa, idee contestată vehement de comunitatea locală a pieței de capital.

Noul sistem de redevențe care urmează a fi stabilit începând cu 2014 ar putea introduce două premiere în România: împărțirea producției, fie a producției fizice de hidrocarburi, fie a echivalentului monetar al acesteia, și colectarea unei părți din redevență direct de către comunitățile locale. Cel puțin așa susține Economica.net.

Ideea nu este rea și, în absența unei revizuiri fundamentale a drepturilor de proprietate asupra resurselor, în sensul acordării acestor drepturi (dar și a responsabilităților) fiecărui proprietar privat care deține suprafața sau care a investit în exploatare, reprezintă o "second-best solution". Până la urmă, cei care ar trebui să decidă asupra exploatării sau nu a resurselor, dar și să beneficieze de urma lor, sunt cei care supuși direct riscurilor.

Noul sistem va mări, în medie, nivelul procentual al redevenţelor pe care statul român le percepe companiilor ce exploatează zăcăminte de petrol şi gaz „chiar şi cu 40-50%”, susțin sursele citate de Economica.net. Noul sistem de redevenţe va impozita diferenţiat companiile pe categoriile de zăcământ şi volumul de investiții necesar pentru exploatarea lui. În prezent, redevenţele se situează în intervalul 3,5 şi 13,5%, criteriul de diferenţiere fiind cantitatea de petrol şi gaze extrasă trimestrial. Spre exemplu, Petrom plăteşte o redevenţă de 13,5% pentru zăcămintele cu o producţie trimestrială mai mare de 100.000 de tone şi de doar 3,5% pentru zăcămintele de sub 1.000 de tone producţie trimestrială. La gaze, există acelaşi interval al redevenţelor 3,5-13,5%.

Aceeași publicație electronică, Economica.net susține că în primele șase luni ale anului au intrat în România peste 1,9 miliarde de lei au intrat de la 10 companii cu capital străin care au la noi filiale sau societăţi de sine stătătoare, potrivit unei analize realizată de Oficiul Naţional al Registrului Comerţului. Partea leului a revenit companiilor din domeniul energetic, în special cele care activează în cel al energiei regenerabile. 500 de milioane de lei, au venit în urma unor majorări de capital făcute în perioada analizată  de Enel Green Power România, compania Grupului italian Enel dedicată dezvoltării și administrării energiei provenite din surse regenerabile. De altfel, în luna iulie, EGP a finalizat investiţiile în primele centrale fotovoltaice ale companiei în România, conectându-se  la rețea.Cele două centrale, Berceni 1 și Berceni 2, sunt localizate în județul Prahova, având o capacitate instalată totală de circa 19 MW. Unitățile vor putea genera circa 29 milioane kWh pe an. Enel Green Power are în România o capacitate instalată de 498 MW în energie eoliană. Tot pentru investiţii în energie verde au venit alţi 246 de milioane de lei de la spaniolii  Iberdrola Renovables, prin  Eolica Dobrogea One, companie care a dezvoltat mai multe parcuri eoliene în zona Dobrogea. Cel mai recent proiect este cel de la Mihai Viteazu, cu o putere instalată de 80 MW şi care este funcţională de la începtul anului trecut. De asemenea, italienii au mai finanţat şi filiala Iberdrola Renewables România cu 180 de milioane de lei. Petrofac Solutions este reprezentanţa din România a unuia dintre cei mai mari furnizori de servicii petrolifere din lume şi a primit în prima  parte a acestui an de la compania mamă 175,5 milioane de lei.

Mediafax anunță că Rompetrol, controlat de KazMunaiGas din Kazahstan, a deschis în acest an 12 benzinării în Republica Moldova şi Bulgaria, ajungând la 114 puncte de alimentare în cele două state, şi intenţionează ca până la sfârşitul anului să mai deschidă şase unităţi. Ca urmare a extinderii reţelei de benzinării, în primele şase vânzările de combustibili în Republica Moldova au crescut cu 21,7%, până la 23.000 de tone. În Bulgaria creşterea a fost de 5%, până la 37.500 de tone.

Potrivit aceluiași Mediafax, Hidroelectrica a acţionat în instanţă traderii de energie Alpiq Romindustries şi Energy Holding, cărora le cere "câteva sute de milioane de lei", reprezentând prejudicii cauzate de contractele bilaterale, a declarat preşedintele Consiliului de Supraveghere al companiei, Remus Borza. "Le cerem sute de milioane de lei la fiecare. I-am dat în judecat înainte de 27 iunie", a afirmat Borza. Borza deţine firma Euro Insol, administratorul judiciar al Hidrolectrica până în luna iunie, când compania a ieşit din insolvenţă. Borza a arătat că prejudiciile sunt reprezentate de diferenţa dintre preţul mic la care Hidroelectrica a vândut energia prin contractele bilaterale şi preţul pieţei, mai mare cu cel puţin 50%.

Ziarul Financiar informează că cele mai mari zece contracte atribuite de Romgaz în primul semestru din 2013 au o valoare de peste 556 de milioane de lei (126 mil. euro), de aproape trei ori mai mare decât valoarea primelor zece contracte atribuite în tot anul trecut. Şi acum, la fel ca şi anul trecut, marele câştigător a fost Prospec­ţiuni, companie controlată de omul de afaceri Ovidiu Tender.

În România, carierele în funcții publice par a depinde nu numai de relațiile tehnocraților cu politicul, ci și de cele cu serviciile secrete. Vineri 12 iulie, la numai o zi după ce a acordat un interviu publicației Gândul (interviu care, deși a fost luat joi, 11 iulie, a fost publicat de-abia luni, 15 iulie), în care confirma informațiile publicate de redactorii Energy Report încă de acum un an și patru luni, potrivit cărora negocierile cu Rompetrol au fost purtate pe vremea guvernului Boc de celebrul "doi și un sfert" (DGIPI), directorul Oficiului Participațiilor Statului și Privatizării în Industrie (OPSPI), Gabriel Dumitrașcu, a fost înlocuit din funcție și mutat "disciplinar" la Departamentul Energiei. Singura întrebare este: a fost acesta promovat pe linie politică sau a fost sancționat pe linie de servicii secrete?

"Nu cred că mai era timp de așteptat. Pentru că negocierile începuseră de pe vremea Guvernului Boc. Numai că în vremea Guvernului Boc pentru purtarea negocierilor a fost mandatat Ministerul de Interne. Nu mă întrebați de ce și care-i logica. Așa a fost aprobat un memorandum în Guvern, iar negocierile au fost purtate direct de DGIPI din cadrul Ministerului de Interne. (…) în timpul negocierilor (OPSPI cu Rompetrol - n.r.), în desele pauze, pentru că negocierile s-au întins dincolo de miezul nopții mai multe zile, mai stai la o cafea, la o țigară și (oficialii Rompetrol - n.r.) spuneau prin ce presiuni au trecut: amenințări cu procuratura, că o să-i salte procuratura, că o să-i ducă la DNA, că vor fi arestați", declara joi Dumitrașcu în interviul acordat Gândul, confirmând informațiile cuprinse într-un articol mai vechi publicat de redactorii Energy Report.

Pe 2 aprilie 2012, aceștia susțineau că, potrivit unor surse guvernamentale, desemnarea MAI la conducerea comisiei ministeriale a fost făcută prin adoptarea în guvern a unui memorandum secret, la care au avut acces doar foștii miniștri ai guvernului Boc. În plus, conform acelorași surse, conducerea MAI, mai exact, fostul ministru Traian Igaș, a mandatat Direcția Generală de Informații și Protecție Internă (DGIPI) sa se ocupe de respectivele negocieri. Reprezentanții DGIPI identificaseră o soluție de “recuperare” a datoriilor. Era redactat și un acord în limba engleză pe aceasta temă, prin care se prevedea ca acționarul principal, KazMunaiGas să achite o treime din sumă până la o dată nespecificată, iar pentru celelalte doua treimi din datorie să participe la licitații publice (și să le câștige, evident), urmând ca instituțiile de stat beneficiare să achite prețul fără acciza aferentă. În plus, soluția DGIPI avea nevoie și de acordul mai multor instituții, printre care Ministerul Justiției și al Consiliului Concurentei, care, potrivit surselor, au refuzat să semneze un document care încălca legislația națională și cea europeană, prin organizarea de licitații trucate.

Interviul acordat de Dumitrașcu nu putea rămâne fără efecte. Drept urmare, astăzi, Ziarul Financiar anunță transferul companiilor energetice administrate de OPSPI (Oficiul Participațiilor Statului și Privatizării în Industrie) la Departamentul Energiei, unde vor fi coordonate de Gabriel Dumitrașcu, care renunță însă astfel la șefia Oficiului, iar restul firmelor din portofoliu vor fi coordonate de către fostul deputat liberal Gabriel Plăiașu, care este noul șef al OPSPI. Departamentul Energiei este condus de social-democratul Constantin Niță, ca ministru-delegat, iar Oficiul Participațiilor Statului și Privatizării în Industrie (OPSPI) rămâne la Ministerul Economiei, condus de liberalul Varujan Vosga­nian. 

Însă cum în acest domeniu lucrurile se mișcă cu o viteză amețitoare, HotNews susține că deja ministrul Economiei, Varujan Vosganian, l-a demis din funcție pe Gabriel Plăiasu, la sesizarea premierului Victor Ponta, la scurt timp dupa ce HotNews.ro a arătat ca nu poate ocupa o funcție publica timp de trei ani fiind declarat incompatibil în aprilie 2013. Ministrul  Vosganian l-a numit vineri, 12 iulie, pe Gabriel Plăiașu, fost deputat PNL, în funcția de șef al Oficiului pentru Participatiilor Statului și Privatizării in Industrie (OPSPI) în locul lui Gabriel Dumitrașcu. Numirea s-a făcut discret, informația fiind publicată de HotNews.ro joi, 18 iulie, în jurul prânzului.

Economica.net informează că una dintre cele mai vechi rafinării de la noi din țară și din Europa, Steaua Română, și-a cerut insolvența. Deși a fost unul dintre pionii principali ai mașinăriei de război germane în fiecare dintre cele două război, și a funcționat și la capacitate în comunism, după Revoluție unitatea nu prea a mai avut de lucru. Rafinăria Steaua Română, una dintre cele mai vechi unități de profil din România și una dintre cele mai vechi din lume, și-a cerut insolvența. Cererea va fi judecată pe 22 iulie la  Tribunalul București. În motivarea Consiliului de Administrație se arată că deschiderea procedurii de insolvență se datorează „deteriorării continue a situației financiare a societății”. Propunerea CA pentru funcția de Administrator judiciar al companiei este firma Five S.P.R.L.

Mediafax anunță că producătorul de gaze naturale Romgaz Mediaș, controlat de stat, a început să utilizeze gazele din zăcămintele nou descoperite care nu pot fi livrate în sistemul național de transport pentru producția de electricitate în unități de putere redusă. "O investiție importantă a companiei a fost finalizată la Cojocna, județul Cluj, unde va fi pus în producție grupul de sonde în scopul valorificării gazelor naturale în alt mod decât cel tradițional, prin alimentarea a două grupuri electrice cu puteri de 1,4 MW", potrivit unui comunicat. Costurile de producție a electricității în astfel de unități sunt reduse. Energia electrică va fi comercializată pe piața centralizată a contractelor bilaterale, administrată de bursa de energie electrică OPCOM.

Tarifele reglementate pentru prestarea serviciului de înmagazinare subterană a gazelor naturale de către societățile Romgaz și Depomureș, care se reflectă în prețurile achitate de consumatorii finali, au fost majorate cu peste 50% de la 30 aprilie 2013, potrivit ordinelor Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE). Respectivele tarife nu mai fuseseră modificate din 2009.

Astfel, la Romgaz, tariful total de înmagazinare subterană a gazelor naturale pentru ciclul aprilie 2013-martie 2014 a fost stabilit la 17,29 lei/MWh, în creștere cu aproape 55% față de cel aferent ciclului anterior, de 11,17 lei/MWh.

Pe componentele tarifului, componenta fixă pentru rezervarea de capacitate a fost majorată de 2,3 ori, de la 5,65 la 13,12 lei/MWh/ciclu complet de înmagazinare. Componentele volumetrice pentru injecția și extracția gazelor au fost reduse de la 2,63 la 2,37 , respectiv 1,80 lei/MWh.

De la 1 iulie 2008, consumul de gaze naturale din România a început să fie măsurat și facturat în MWh, renunțându-se la măsurarea în metri cubi. 1 MWh reprezintă echivalentul a circa 9,4 mii de metri cubi de gaze naturale. 

Creștere de peste 57% pentru francezii de la GDF Suez

Potrivit Ordinului ANRE nr. 26/2013, venitul total al Romgaz din activitatea de înmagazinare subterană a gazelor naturale va crește cu 26% în ciclul aprilie 2013-martie 2014, față de cel anterior, de la 368,19 la 464,04 milioane lei, iar venitul total reglementat se va majora cu 4%, de la 343 la 356,89 milioane lei. Capacitatea operațională a Romgaz este de 29.355.360 MWh.

La Depomureș, divizia de înmagazinare gaze a francezilor de la GDF Suez, tariful total de înmagazinare a fost majorat cu peste 57%, de la 7,86 la 12,38 lei/MWh.

Componenta pentru rezervare a crescut cu 53%, de la 5,24 la 8,01 lei/MWh, cea pentru injecția de gaze a fost dublată, de la 1,56 la 3,10 lei/MWh, iar cea pentru extracția de gaze a fost majorată cu aproape 20%, de la 1,06 la 1,27 lei/MWh.

Ordinul ANRE nr. 25/2013 prevede că venitul total din înmagazinarea de gaze al Depomureș va crește cu aproape 32%, de la 28,85 la 38,01 la milioane lei, iar venitul total reglementat se va majora cu 4,1%, de la 29,2 la 30,4 milioane lei. Capacitatea operațională a Depomureș este de 3.154.550 MWh.

Se reflectă în prețurile achitate de consumatorii finali

Tarifele reglementate pentru prestarea serviciului de înmagazinare subterană a gazelor naturale nu mai fuseseră modificate din anul 2009. Aceste tarife se reflectă în în prețurile achitate de consumatorii finali de gaze.

Potrivit legislației în vigoare, furnizorii de gaze naturale, precum și Transgaz, operatorul rețelei naționale de transport de gaze, au obligația de a deține stocuri minime de gaze naturale în depozite subterane, pentru siguranța aprovizionării clienților finali și asigurarea echilibrului fizic al sistemului național de transport al gazelor naturale.

Astfel, pentru ciclul 2013-2014, ANRE a stabilit pentru furnizori un stoc minim total de gaze naturale de 24,47 milioane MWh, din care 16,54 milioane MWh pentru piața reglementată, iar restul pentru segmentul concurențial. Transgaz are obligația constituirii unui stoc minim de gaze de  212.000 MWh.

La depozitele subterane de gaze naturale mai au acces producătorii de gaze, furnizorii de pe piața en-gros, consumatorii eligibili, precum și companiile străine care beneficiază de tranzitul de gaze naturale pe teritoriul României.

Majorare amânată

Legislația în vigoare mai prevede că tarifele de înmagazinare se stabilesc diferenţiat pentru fiecare firmă deținătoare de licență de înmagazinare gaze naturale, scopul fiind ca aceste tarife să acopere costurile totale aferente desfăşurării activităţii de înmagazinare.

Tarifele de înmagazinare ar fi trebuit majorate încă din aprilie 2012, potrivit raportului ANRE pe anul trecut privind determinarea prețurilor și tarifelor reglementate, Autoritatea precizând că veniturile nerealizate din cauza amânării majorării, între 1 aprilie și data stabilirii noilor tarife, se consideră venituri amânate.

„În noua Metodologie pentru aprobarea preţurilor şi stabilirea tarifelor reglementate in sectorul gazelor naturale, publicată in 25 mai 2012, a fost introdusă noţiunea de venit amânat, care reprezintă diferenţa dintre valoarea venitului pe care un titular de licenţă este indreptăţit să il realizeze anual pentru desfăşurarea unei activităţi reglementate intr-o manieră prudentă şi valoarea venitului realizat prin aplicarea tarifelor şi preţurilor aprobate pe parcursul perioadei de reglementare, perioada şi modalitatea de recuperare a acestora urmand a fi agreate cu fiecare titular de licenţă in parte”, se arată în raportul citat.

Iluzia planificării centrale n-a dispărut din România, dimpotrivă chiar. Parlamentarii autohtoni visează în continuare la mari giganți energetici meniți a impune României statutul de lider regional. Iar dacă unul dintre deputați este și lider sindical, planul cincinal este cu atât mai ambițios. Acesta este cazul lui Dumitru Chiriţă, preşedintele sindicatului Independent Liber Energia, dar și preşedinte şi preşedinte executiv al Federaţiei Naţionale a Sindicatelor din Electricitate Univers, care și-a convins doi colegi din PSD să depună un proiect de lege pe cât de ambițios, pe atât de utopic.

Economica.net susține că deputaţii PSD Dumitru Chiriţă, Marin Gheorghe şi Florin Tătaru, toţi trei membri ai Comisiei de Industrii şi Servicii din Camera Deputaţilor, au depus un proiect de lege prin care toate acţiunile pe care statul le mai deţine la companiile din energie vor trece pe o companie nou înfiinţată care ar urma să fie condusă de un privat, desemnat prin licitaţie internaţională.  Compania ar urma să poarte numele de Fondul Român de Investiții Strategice în Energie și Resurse Energetice S.A, acţionarul majoritar ar fi Ministerul Economiei, iar în componenţa sa ar urma să intre acţiunile statului deţinute la unele dintre cele mai mari companii din România precum Petrom, Hidroelectrica, Romgaz, Complexul Energetic Oltenia, Nuclearelectrica sau Transgaz.

Capital prezintă raportul administratorilor judiciari ai "Oltchim", care anunță că, la compania aflată în insolvență au fost realizate vânzări în pierdere, iar pierderile se ridică la 105 mil. lei. Și asta nu e tot: achiziţiile pentru terenuri şi instalaţii au fost semnate pentru suma simbolică de un euro. „S-au vândut produse principale sub marja brută, sub nivelul costurilor. Sunt contracte încheiate cu firme din paradisuri fiscale. Costul de producţie a fost preliminar, nu se vedeau rezultatele efective, era un fel de perdea“, a subliniat Bălan. Mai concret, contractul colectiv de muncă a fost încheiat în condiţiile similare situaţiei în care societatea ar fi fost pe profit, au existat „fonduri de stimulare, de premiere“, fonduri pentru acţiuni sportive. În plus, contractele Oltchim cu societăţile managementului au însumat 71,4 mil. euro, potrivit aceluiași Raport, în timp ce „programul investiţional nerentabil a ajuns la 394 milioane de lei“. În toată această ecuație, vinovații trebuie să plătească, în capul listei aflându-se fostul director general, Constantin Roibu, urmat de membrii conducerii executive din perioada 2009 – 2012: fostul director adjunct Radu Olaru, directorii economici Vasile Măndica şi Veronica Preoteasa, precum și directorul diviziei petrochimice Daniel Mihăescu.

Ziarul Financiar susține că potenţialul energetic al României din surse geotermale poate fi evaluat la circa 1,5 miliarde de euro, pornind de la datele investiţiilor realizate până în acest moment şi de la cele mai recente studii realizate în domeniu. Deja anumite cartiere din Oradea sau Bihor sunt încălzite prin intermediul rezervelor geotermale, dar pentru a face electricitate din apa caldă îngropată la adâncimi de până la 3.500 de metri, oamenii din domeniu spun că este nevoie de sprijin.

Râul, ramul, vântul, soarele, contribuabilul și industria nu par a mai fi prietenii energiei regenerabile, care este supusă în ultimul timp în România, dar și în restul Europei, unui asalt concertat. Confruntate cu criza financiară și cu necesitatea efectuării unor ajustări fiscale menite a le reduce deficitele bugetare, guvernele au realizat și ele că au fost mult prea darnice cu noua industrie, contribuind la umflarea unei bule, care riscă să i se spargă în cap.

Schema de sprijin pentru regenerabile face ca nu doar populaţia să plătească mai mult pentru producătorii de energie curată, cu precădere pentru cei cu turbine eoliene. Cel mai mare preţ al boom-lui eolian din România este plătit de industriile intensive în energie, şi de industria producerii de energie din surse convenţionale, susține Economica.net. Cei mai mari consumatori de curent din România, producătrul de aluminiu Alro Slatina şi producătorul de oţel ArcelorMittal, au cerut Guvernului să ajusteze sprijinul acordat industriei eoliene (cea fotovoltaică este încă irelevantă prin dimensiune) pentru că sumele plătite pentru certificatele verzi îi fac să devină necompetitivi.

Devoltarea sectorului energiei regenerabile în România este susţinută de consumatorii de energie electrică. Miza investitorilor este subvenţia de la stat pentru producţia de energie verde care se face prin sistemul certificatelor verzi. Potrivit legii, o centrală eoliană primeşte de la stat 2 certificate verzi pentru fiecare MWh livrat în sistem, una solară şase certificate, una pe biomasă trei certificate iar o microhidrocentrală primeşte trei certificate. Preţul unui certificat pe piaţa liberă fluctuează între 28 de euro şi 57 de euro. Un certificat verde se emite de Transelectrica după producerea şi livrarea unui MWh de energie regenerabilă. Schema prin care România acordă aceste certificate este completată de obligaţia ca furnizorii de electricitate să achiziţioneze un procent anual de certificate proporţional cu energia livrată. La rândul lor, aceştia îşi recuperează banii de la consumatori prin factura la curent, în aşa fel încât toată populaţia României sprijină producţia de energie verde. În România există aproximativ 2.000 de MW eolieni instalaţi şi 70 de MW fotovoltaici. La sfârşitul acestui an se estimează că vor exista 4.000 de MW instalaţi în eolian. Avizele emise de Transelectrica acoperă un total de 30.000 de MW deşi sistemul nu poate suporta, acum, mai mult de 6.000 de MW. România trebuie să-şi asigure 38% din energia produsă din surse regenerabile până în 2020. Dacă la aceste surse includem şi Hidroelectrica, atunci ţara noastră a atins deja ţinta.

In Romania ar putea sa fie infiintate, incepand cu luna aprilie, una sau chiar doua burse a gazelor naturale, susține Hotnews, daca Autoritatea Nationala de Reglementare in Domeniul Energiei (ANRE) va aproba documentele necesare. Presedintele ANRE, Niculae Havrilet, a spus ca pana la sfarsitul lunii martie, ar putea certifica OPCOM, administratorul pieţei de energie, sa organizeze platforme de tranzactionare a gazelor. Insa, nu doar OPCOM ar putea primi avizul necesar, ci si Bursa Romana de Marfuri (BRM), care si-a exprimat dorinta de a infiinta o astfel de burza. Interesant este ca singura companie obligata sa vanda transparent si centralizat va fi Romgaz. Ceilalti actori de pe piata vor tranzactiona in mod centralizat doar daca doresc.

Ziarul Financiar prezintă estimările analiştilor referitoare la preţul petrolului pentru anul acesta și constată că acestea diferă substanţial, unele instituţii anticipând creşteri, în unele cazuri substanţiale, iar altele scăderi deloc de neglijat. La limita superioară se află banca britanică Barclays, care mizează pe o cotaţie a ţiţeiului Brent de 135 dolari pe baril la sfârşitul anului. La cealaltă extremă analiştii întrevăd o scădere de 30%, la 80 de dolari pe baril.

Același ZF ne informează că Prospecţiuni a adunat în câteva luni contracte de 121 mil. euro de la Romgaz şi Petrom.

Contractul semnat este unul de opțiune, iar exercitarea acesteia este condiționată de finalizarea contractului de transfer pentru drepturile de explorare şi producție pentru o porțiune din perimetrul Midia de la titularii existenți ai licențelor, Sterling Resources Ltd. şi Petro Ventures Europe B.V.

ExxonMobil Exploration and Production Romania LtdșiOMV Petrom S.A.au anunțat astăzi semnarea unui contract cuRomgaz S.A.pentru a oferi companiei de stat opțiunea de a participa în operațiuni petroliere în zona de apă mai adâncă a perimetrului Midia (“Midia Deep”), în zona românească a Mării Negre, informează un comunicat al Petrom.

“Acesta reprezintă un nou pas în eforturile noastre de susținere a obiectivului României de a explora şi dezvolta resursele offshore, pentru a atinge scopurile energetice naționale ale tării”, a afirmat CEO-ul OMV PetromMariana Gheorghe, potrivit comunicatului citat. La rândul său, directorul general al EMEPRL, John L. Knapp, susține că EXXON este "încântata să continue în această direcție, recunoscând în acelaşi timp că explorarea offshore la mare adâncime implică investiții cu risc ridicat, care necesită stabilitate și predictibilitate fiscală precum şi un mediu investițional prielnic". Reprezentantul Romgaz, directorul general Corin Cindrea susține că „semnarea acestui contract de opțiune permite extinderea operațiunilor noastre în Marea Neagră pentru atingerea obiectivului strategic al companiei de creștere a portofoliului de resurse şi rezerve.”

In octombrie 2012, EMEPRL şi OMV Petrom au semnat un contract de transfer cu Sterling Resources Ltd. şi Petro Ventures Europe B.V. pentru achiziția unei participații de 85% pentru drepturile de explorare şi producție de hidrocarburi aferente unei porțiuni din perimetrul Midia XV în zona românească a Mării Negre. Contractul de transfer nu a fost încă finalizat, iar condițiile pentru producerea efectelor juridice ale acestui contract de transfer, inclusiv aprobarea autorităților relevante, sunt în curs de îndeplinire. La momentul producerii efectelor contractului de transfer cotele de participare vor fi: EMEPRL – 42,5%, OMV Petrom - 42,5%, iar Gas Plus International B.V. (co-titular al licenței perimetrului Midia) îşi păstrează participația de 15%.

Pe baza termenilor agreaţi, Romgaz are opțiunea de a achiziționa o participație de 10% în Midia Deep de la EMEPRL şi OMV Petrom. Opțiunea Romgaz de a intra este declanșată de finalizarea contractului de transfer şi de anunțul unei descoperiri comerciale. Zona Midia Deep este adiacentă perimetrului Neptun.

EMEPRL va fi operatorul operațiunilor petroliere în porțiunea cu apă mai adâncă a perimetrului Midia. EMEPRL și OMV Petrom au împreună activități în sectorul românesc al Marii Negre, unde cele două companii au anunțat o descoperire de gaze anul trecut.

În urmă cu aproximativ o lună, premierul Victor Ponta declarase că guvernul a obținut în negocieri cu OMV și Exxon o „participare corecta” a Romgaz la exploatarea noilor zăcăminte de gaze din Marea Neagra, în urma unor discuții care au durat doua luni. „Oamenii în care eu am avut încredere, și nu îmi pare rău, au negociat cu cei de la OMV și de la Exxon intrarea Romgaz în asociere în ceea ce privește exploatările noilor zăcăminte din Marea Neagra doua luni, în fiecare zi cei de la OMV și Exxon spunând <gata, nu mai negociem>. Sigur, întotdeauna important în acest tip de negociere este sa nu rupi coarda. Pana la urma am obținut o participare corecta pentru Romgaz, care rămâne cu capital majoritar al statului roman”, a spus Ponta.

Guvernul Ponta a descoperit la randul sau, la cațiva ani distanța de presedintele Basescu, ca iarna nu-i ca vara si nici negocierile cu FMI precum cele de formare a unui guvern. Pentru a reusi formarea unei coaliții majoritare trebuie sa stii sa promiți, si nu neaparat sa ai ce da, cu FMI trebuie sa te explici si sa-ți iei angajamente. Angajamente pe care evident ca nu le poți indeplini, dar pentru nerespectarea carora sa poți invoca circumstanțe atenuante. Lucru aproape imposibil pentru guvernul Ponta, cel puțin in privința privatizarii companiilor din sectorul energetic, proaspat supraimpozitat cu elan muncitoresc.

La numai cateva zile dupa ce reprezentanții Fondului Proprietatea se plangeau ca Guvernul le face viața grea, punandu-le piedici in tentativa lor de vanzare a participațiunile minoritare deținute la companiile de stat, guvernul Ponta si-a asumat, in scrisoarea de intenție adresata FMI, cateva angajamente imposibile, atat din punct de vedere tehnic, cat mai ales politic. Niciodata, o coaliție atat de larga, cu atat de mulți sponsori, nu va renunța la companiile de stat, care reprezinta in prezent cea mai eleganta metoda de rasplatire a propriilor clienți. Cu toate acestea, guvernul suține ca va lista 15% din acțiunile Romgaz pana la sfarsitul lunii octombrie, cu o intarziere de sapte luni fața de termenul asumat inițial, si inca 10% din acțiunile Hidroelectrica imediat ce compania iese din insolvența, susține Mediafax, citand scrisoarea de intenție convenita de guvern cu FMI.

Privatizari promise pe banda rulanta

Acțiunile Romgaz vor fi listate dupa ce un consultant va evalua rezervele de gaze ale companiei. Evaluarea companiei va fi incheiata pana la sfarsitul lunii iunie.

La Romgaz si Hidroelectrica vor fi instalați si manageri privați pana la sfarsitul lunii martie.

Complexul energetic Oltenia va fi vandut unui investitor strategic dupa ce, intr-o prima faza, un pachet de 15% din acțiuni va fi listat pe Bursa, pana la sfarsitul lunii octombrie. Pentru aceasta procedura, Guvernul va angaja pana la jumatatea lunii aprilie un consultant pentru listarea pachetului de 15% si vanzarea, la scurt timp dupa aceasta operațiune, a unui alt pachet de 50% din titluri catre investitorul strategic. si la CE Oltenia va fi numit un manager privat pana la finele lunii martie.

Decizia de privatizare a Complexului energetic Hunedoara va fi adoptata pana la finele lunii februarie, iar in martie va fi angajat un consultant care sa asigure vanzarea companiei imediat dupa preluarea activelor viabile de la CN Huilei. Daca nu va exista insa niciun investitor interesat, CE Hunedoara va intra in insolvența, releva scrisoarea FMI.

Complexul Energetic Hunedoara este format prin prin fuziunea termocentralelor Mintia si Paroseni cu patru mine de carbune din Compania Naționala a Huilei.

Pana la sfarsitul lunii martie va fi angajat un consultant si pentru listarea a 10% din acțiunile Nuclearelectrica. Prospectul de vanzare va fi publicat la jumatatea lunii mai, iar oferta va fi incheiata la sfarsitul lunii mai.

Participația majoritara deținuta de stat la filiale Electrica va fi cedata pana la sfarsitul lunii noiembrie. Pentru aceasta operațiune, Guvernul va angaja un consultant pana la finele lunii aprilie.

Scrisoarea FMI se refera si la "lichidarea" Termoelectrica si CN Huilei, in perioada imediat urmatoare, companii ale caror active viabile vor fi transferate, conform ințelegerilor anterioare cu FMI, catre alte societați.

Manageri privați vor fi adusi si la CFR Marfa si CFR Calatori (pana la sfarsitul lunii februarie), la CFR Telecom, CFR Electrificare si Metrorex (pana la sfarsitul lunii martie).

Pentru fuziunea dintre RADET si Elcen va fi angajat un consultant care sa evalueze in ce masura aceasta operațiune va conduce la o mai buna performanța operaționala.

Ultima soluție, inca un acord cu FMI

Constientizarea faptului ca nu va putea sa isi respectele angajamentele asumate este si motivul principal pentru care premierul Ponta insista pentru semnarea unui nou acord preventiv cu FMI, ideea lansata inițial de fostul ministru de finanțe, Florin Georgescu „in momentul in care ai un acord, un certificat de la nişte instituții internaționale privind reformele structurale, privind modul in care iți folosesti deficitul bugetar, in acel moment, cu acest certificat de buna purtare poți sa te duci pe piețele financiare private şi sa te imprumuți cu o dobanda mai mica”, susține Ponta, parafrazandu-l parca pe actualul presedinte Traian Basescu, in momentul anunțarii declansarii negocierilor pentru semnarea actualului acord. Singura problema ar fi disponibilitatea FMI de a mai accepta ca asteptarile sale sa-i fie inselate in repetate randuri de diferitele executive ale Romaniei. Anul trecut, nu a fost respectata nici macar ținta de deficit bugetar. Despre privatizari, reducerea aparatului bugetar, a arieratelor ce sa mai vorbim. Asa se explica graba actualului executiv, care ar vrea sa semneze un nou acord cat mai rapid, pentru ca FMI sa nu realizeze ca nu are de gand sa respecte nicio prevedere a actualului acord.

Guvernul Ponta vrea cu orice pret sa intre in cartile de istorie drept guvernul Robin Hood. Pentru a putea majora salariul minim (mai degraba propriile venituri bugetare), dar si salariile bugetarilor sau a indexa pensiile cu rata inflatiei, actualul executiv avea nevoie de venituri suplimentare. Aflat si sub atenta supraveghere a Fondului Monetar International (FMI), care pare decis sa nu mai accepte jonglerii contabile menite a majora deficitul peste tinta programata, cum s-a intamplat in 2012, executivul a pus ochii pe singura industrie profitabila din Romania, cea energetica, pe care a atacat-o cu taxe noi din toate partile.

Cel mai important eveniment economic al acestui an este reprezentat de liberalizarea pietei energiei electrice si a gazului natural, liberalizare care ar fi trebuit sa aduca profituri considerabile companiilor din domeniu. Asta pana cand guvernul Ponta a decis ca are dreptul la o parte din aceste profituri. Invocand necesitatea protejarii consumatorilor casnici, intr-o singura sedinta de guvern, executivul a adoptat numai putin de 4 modificari normative menite a-i asigura partea leului de pe urma dereglementarii pietei si eventualelor evolutii pozitive ale pietelor internationale.

Cheltuieli electorale

Potrivit proiectului de buget, executivul a decis majorarea cheltuielilor bugetare nominale cu 15,4 miliarde de lei, din care majoritatea reprezinta cheltuieli sociale si de personal. Reintregirea salariilor bugetare necesita un efort financiar de 4,9 miliarde de lei, iar indexarea pensiilor unul de 2,9 miliarde de lei. In cheltuielile de personal aferente bugetului general consolidat pe anul 2013 este inclusa şi suma de 0,9 miliarde lei, reprezentand transa de 10% din titlurile executorii obtinute de personalul din sectorul bugetar, avand ca obiect drepturi de natura salariala. Pentru a putea efectua aceste plati executivul avea nevoie si venituri suplimentare. Aproximativ o treime din veniturile suplimentare fata de 2012 bugetate pentru 2013 este reprezentata de noile taxe tip “Robin Hood”.

Taxele Robin Hood: o treime din veniturile suplimentare, 

Potrivit guvernantilor, suprataxarea exploatatorilor de gaze va aduce direct circa 273 de milioane lei, dar totalul impozitelor suplimentare colectate de la aceste companii se va ridica la 641 de milioane lei, daca sunt calculate şi TVA şi impozitul pe profit suplimentar, rezultat din majorarea preturilor, dupa liberalizare. Satul va suprataxa cu 60% companiile care deruleaza activitati de extractie şi vanzare a gazelor naturale din Romania, inclusiv din perimetrele din Marea Neagra, taxa aplicata la veniturile suplimentare obtinute ca urmare a dereglementarii preturilor din sector. De asemenea, taxa pe monopol (transport şi distributie energie şi gaze) va aduce, potrivit calculelor MFP, venituri suplimentare de 257 milioane lei, in timp ce taxa speciala de exploatare a resurselor naturale altele decat gazele, de 0,5%, va avea un impact pozitiv de 106,9 milioane lei. Desi a invocat in repetate randuri necesitatea protejarii populatiei in urma majorarii preturilor ca urmare a liberalizarii pietelor, in realitate sumele obtinute prin suprataxarea acestui sector sunt de 8 ori mai ridicate decat necesarul subventionarii majorarilor de preturi la nivelul consumatorilor casnici.

Taxa de monopol, micsorata la presiunea pietei

Modul in care a adoptat aceste masuri au trezit o reactie virulenta din partea actorilor de pe piete. In cazul taxei de monopol aplicata distribuitorilor, aceasta a avut si succes. Astfel, taxa calculata in cazul cantitatii transportate catre sistemele de distributie a fost redusa de la 0,45 lei/Mwh, in varianta iniţiala, la doar 0,1 lei/Mwh, iar cea stabilita in cazul cantitatii distribuite a fost diminuata de la 1,25 lei/Mwh la 0,75 lei/Mwh. in acelaşi timp, taxa calculata in cazul cantitatii transportate numai prin sistemul de transport a fost scazuta de la 1,7 lei/Mwh la 0,85 lei/Mwh. Guvernul a decis totodata ca aceasta taxa, tratata drept un impozit pe "monopolul natural", sa fie perceputa tuturor operatorilor licentiati din domeniu, fara sa-i mai excepteze pe operatorii de distributie care presteaza pentru mai putin de 100.000 clienti, aşa cum intentiona initial.

A gresit executivul calculele?

In ceea ce priveste taxa speciala pentru exploatarea resurselor naturale, altele decat gazele naturale, instituita pe urmatorii doi ani, situatia a fost contrara. Ea se va aplica nu numai veniturilor obtinute din actualele exploatari, ci si a celor viitoare. Iar impactul bugetar estimat de guvern este unul subevaluat, de doar 106 milioane de lei. In 2012, statul a incasat redevente in primele zece luni in valoare de 1,5 miliarde de lei. Iar noua taxa, in realitate o redeventa mascata, echivaleaza cu o majorare de 10% a redeventelor (in prezent cuprinse intre 3,5 si 13,5%), ceea ce ar aduce in plus la buget o suma aproape dubla decat cea estimata, in valoare de 180-200 de milioane de lei.

Statul risca un proces cu OMV Petrom

In plus, statul risca si un proces cu OMV Petrom, in urma adoptarii acestei taxe, care, in realitate, asa cum arata si formula de calcul, reprezinta o majorare de redevente mascata si reprezinta o incalcare a contractului de privatizare. Iar modul in care executivul a adoptat respectiva taxa, nu il ajuta deloc. Ea a fost introdusa in Monitorul Oficial de pe o zi pe alta, fara nicio consultare prealabila. Iar consultarea trebuia facuta, in cazul tuturor acestor taxe, mai ales cu cetatenii si nu numai cu industria. Pentru ca teoria economica spune ca orice majorare de taxe este suportata atat de producatori si distribuitori, cat si de consumatorul final. Iar partea care revine consumatorului final depinde de elasticitatea cererii. Daca cererea este elastica, partea care poate fi transferata in pret consumatorului este mai redusa. Din pacate pe piata energiei, cererea este mai degraba inelastica, ceea ce va face ca aproape intreaga majorare de impozitare sa fie transferata prin pret consumatorului final.

Statul sacrifica investitiile private

Ceea ce ingrijoreaza este insa nepasarea guvernantilor cu privire la efectele majorarilor de taxe anuntate. Deja, Fondul Proprietate a anuntat ca vanzarea pachetelor minoritare detinute inca de statul roman la companiile din domeniu va fi ingreunata,daca nu imposibila. De asemenea, vor fi descurajate investitiile in domeniu. Investitiile suplimentare de un miliard de euro pe an (care ar putea ajunge pana la 2 miliarde, suplimentar fata de investitiile curente) in productia interna ar avea efecte benefice, potrivit unuor calcule efectuate de OMV Petrom, nu numai asupra cresterii economice, dar si asupra deficitului de cont curent (care s-ar putea majora cu numai putin de un miliard de euro anual ca urmare a importurilor efectuate in absenta acestor investitii). O productie suplimentara de titei si gaze de 8 milioane tone echivalent petrol ar conduce in medie la crearea a 26.000 de locuri de munca suplimentare anual. O treime dintre acestea ar fi create direct de catre Petrom, o cincime de catre contractorii Petrom, iar jumatate vor fi create indirect in economie ca urmare a investitiilor realizate.

PIB-ul Romaniei ar fi si el majorat in medie cu 2,3 miliarde de euro, iar statul va castiga suplimentar taxe si impozite in valoare de 600 de milioane de euro pe an. Dintre acestea, majoritatea vor fi furnizate de TVA si contributii sociale, insa o treime va avea ca sursa redeventele suplimentare achitate. Iar la acest calcul a fost folosit actualul nivel al redeventelor. Majorarea acestuia nu ar duce neaparat si la majorarea veniturilor, pentru ca, in acest caz compania nu va va mai putea investi aceeasi suma in activitatea de productie.

In scenariul alternativ, al pastrarii actualului nivel de activitate, al neinvestirii suplimentare, Romania ar fi nevoita sa importe 5,5 milioane tone echivalent petrol de titei si gaze, in economie s-ar crea 50 de posturi suplimentare annual, impactul asupra PIB-ului ar fi zero, insa impactul asupra deficitului de cont curent va fi unul considerabil, de un miliard de euro anual, echivalentul unei cresteri de 0,7% din PIB.

Guvernul creeaza presiuni inflationiste

Insa cel mai important efect negativ al actualelor majorari de taxe va fi asupra simplului cetatean, al carui interes este invocat de guvern pentru a-si justifica raid-ului de tip Robin Hood efectuat. Prin majorarea impozitarii si transferarea veniturilor suplimentare inspre cheltuielile de personal si inspre finantarea majorarii pensiilor, executivul realizeaza o performanta unica. Reuseste sa creeze doua presiuni inflationiste concomitent, una pe parte de cerere si alta pe parte de oferta

Pe de o parte, pe partea de oferta, avem efectul liberalizarii pietei. in prezent, preţul gazelor din producţia interna, atat pentru consumatorii casnici, cat şi non-casnici este de 45,71 lei/MWh. Conform unei noi hotarari de guvern, va fi declansata ancepand cu 1 februarie majorarea preţurilor pentru consumatorii non-casnici. Astfel, de la 1 februarie, preţul gazelor din producţia interna livrat acestora se majoreaza la 49 lei/MWh, de la 1 aprilie – la 55,30 lei/MWh, de la 1 iulie – la 63,40 lei/MWh, iar de la 1 octombrie – la 68,30 lei/MWh. in 2012, consumatorii non-casnici vor plati cu aproape 50% mai mult pe gaze, in timp ce consumatorii casnici vor plati numai 9% suplimentar: de la 1 iulie preţul gazelor din producţia interna creşte la 48,50 lei/MWh, iar de la 1 octombrie – la 49,80 lei/MWh. Procesul va continua si in 2013: preţurile pentru consumatorii non-casnici cresc cu alte 74 de procente: la 72 lei/MWh de la 1 ianuarie 2014, la 89,40 lei/MWh de la 1 aprilie, la 109 lei/MWh de la 1 iulie şi la 119 lei/MWh de la 1 octombrie. Astfel, pana la sfarşitul anului viitor, preţul gazelor din producţia interna livrat firmelor va creşte cu 260%. Pentru populaţie, preţul gazelor din producţia interna va creşte anul viitor de 4 ori: la 50,60 lei/MWh de la 1 ianuarie 2014, la 51,80 de la 1 aprilie, la 53,30 lei/MWh de la 1 iulie şi la 54,60 lei/MWh de la 1 octombrie 2014. Astfel, preţul pentru consumatorii casnici se va majora in urmatorii doi ani cu 19,5%. La acestea se adauga si transferarea noilor taxe catre consumatori in celelalte domenii.

Cea mai buna solutie de compensare a acestor majorari ar fi fost investitiile private in domeniu, menite a micsora costurile companiilor. Guvernul insa prefera sa confiste prin impozitare aceste venituri si sa le transfere catre cheltuieli de personal si pensii, ceea ce va crea o presiune inflationista suplimentara pe partea de cerere. La prudenta de care a dat dovada in ultimul timp, BNR va prefera sa acopere efectele nefaste ale politicii fiscale, protejand deprecierea monedei nationale si incercand sa-si apere tinta de inflatie prin jonglerii reglementatorii si interventii pe piata, ceea ce va sugruma si mai mult creditarea sectorului privat. Sector privat din ce in ce mai putin numeros in urma majorarii salariului minim, si a noilor prevederi privind amortizarea, care vor inchide probabil o treime din IMM-urile autohtone.{oziogallery 680}