Modificările aduse OUG 114 nu au convins OMV Petrom (SNP) să decidă să investească în exploatarea gazelor naturale descoperite, împreună cu ExxonMobile, în perimetrul Neptun Deep din Marea Neagră.
„Mediul legislativ actual nu oferă premisele necesare pentru o decizie de investiție în valoare de câteva miliarde”, spune SNP, în raportul pe Trimestrul 1 / 2019, trimis la Bursa de Valori Bucureşti (BVB).
Totuși, oficialii SNP s-au declarat „dornici să vedem zăcămintele din Marea Neagră dezvoltate și vom continua dialogul cu autoritățile pentru a întelege calea de urmat”.
OUG 19 / 2019 a păstrat regimul de plafonare a prețului gazelor naturale extrase din România, stabilit de OUG 114, dar a exclus electrocentralele cu cogenerare de agent termic de la taxa pe cifra de afaceri.
După OUG 19, OMV Petrom şi-a ameliorat tonul: „Considerăm că Ordonanţa de Urgenţă nr. 19 reprezintă o evoluţie necesară în vederea revenirii la o piaţă liberalizată a gazelor naturale”, spune raportul citat.
Grupul OMV Petrom va pierde echivalentul circa 40 de milioane de euro – profit de exploatare, ca urmare a modificărilor rămase în vigoare din OUG 114 / 2018 şi OUG 19 / 2019, potrivit unei evaluări preliminare a companiei.
Rezultate T1 / 2019
- Profitul net a fost 1,15 miliarde de lei, „reflectând evoluțiile favorabile ale rezultatului din exploatare”.
- Investițiile au însumat 826 milioane lei în T1/2019, cu 2% mai mici comparativ cu T1/18, cuprinzând în principal investiții în Upstream.
- Valoarea vânzărilor consolidate a crescut cu 11% comparativ cu T1/2018, până la 5,4 miliarde de lei, „susținută de prețuri de piață exprimate în lei mai mari ale mărfurilor și de volume mai mari ale vânzărilor de electricitate și de produse petroliere”
- Rezultatul din exploatare (CCA excluzând elementele speciale) a crescut cu 28%, până la 1,2 miliarde de lei, ca urmare a evoluției pozitive, atât în Upstream, datorită prețurilor mai mari, cât și în Downstream, ca rezultat al volumelor mai mari ale vânzărilor de produse petroliere și de electricitate.
- Taxele plătite în România în perioada Ianuarie-Martie au fost de 2,8 miliarde de lei.
- Producția de hidrocarburi la nivel de Grup a scăzut cu 5,5%, în principal din cauza declinului natural în România, dar și a producției scăzute din Kazahstan.
- Producția zilnică de hidrocarburi în România a scăzut cu 5%, în principal din cauza declinului natural, în condițiile scăderii cu 8% a producției de gaze naturale, în timp ce producția de țiței și condensat a fost relativ stabilă.
- Costul de producție în upstream a fost 11,66 USD/bep, în scădere cu 2%, în condițiile în care evoluția favorabilă a cursului de schimb și managementul continuu al costurilor au compensat scăderea producției.
- Marja de rafinare OMV Petrom a scăzut cu 45%, la 3,62 USD/bbl, fiind influențată de evoluțiile prețurilor internaționale ale țițeiului și produselor petroliere, dar a fost parțial compensată de creșterea cu 6% a volumelor vânzărilor cu amănuntul cu 6%, „datorită creșterii cererii”.
- Vânzările de gaze naturale au scăzut cu 14%, „din cauza scăderii producției proprii de gaze și a volumelor mai mici disponibile în depozite”.
- Producția netă de energie electrică a crescut cu 21%, la 1,08 TWh in T1/19, „susținută de prețul mai mare al energiei electrice”.
