Petrol și gaze

Soluții de ultimă generație pentru transporturile Rompetrol Rafinare

Rompetrol Rafinare, membru al grupului KMG International, împreună cu principalul său partner pentru transporturile interne pe căile ferate, Grup Feroviar Român, parte a Grampet Group, au implementat cu succes un sistem de monitorizare și control în timp real al traficului de produse petroliere.

Shunting Expert urmează să fie folosit pe cele două platforme operate de Rompetrol Rafinare – rafinăria Petromidia și rafinăria Vega Ploiești. Prin aplicație, operatorii vor avea acces nelimitat pentru aproximativ 13.000 de vagoane lunar (10.000 la Petromidia, 3.000 la Vega), a anunțat compania într-un comunicat de presă.

Volumul impresionant de produse petroliere, transportate printr-un număr însemnat de manevre feroviare, cere un control strict asupra tuturor parametrilor, software-ul este capabil să înregistreze și să redea în timp real poziția vagoanelor pe linii. De asemenea, aplicația poate fi considerată un instrument de bază care facilitează și intermediază deciziile luate de coordonatorul direct al operațiunilor de manevră.

„Mereu suntem în căutare de soluții digitale care să eficientizeze activitatea din cele două rafinării. Un instrument de precizie precum Shunting Expert ne ajută să avem o imagine extrem de clară asupra produselor pe care le trimitem în toată țara. Înregistrăm un nou pas important în digitalizarea activității Rompetrol Rafinare și ne bucurăm că găsim constant soluții care ne vor sprijini să atingem, an de an, rezultate operaționale în creștere”, declară Yedil Utekov, Directorul General Rompetrol Rafinare.

Digitalizare în transportul feroviar

Sistemul de ultimă generație crează posibilitatea ca persoanele care au un alt background profesional să acceseze funcția de coordonator al manevrei. Concret, îi permite să vadă cu mare precizie traseul, încărcătura și statusul fiecărui vagon aflat în mișcare.

Cu ajutorul Shunting Expert, digitalizarea este integrată 100%, iar avantajele sunt nenumărate: controlul total al situației vagoanelor, controlul total al situației liniilor de cale ferată (implicit și controlul gradului de ocupare al liniilor), scăderea considerabilă a efortului uman și a erorilor care pot fi cauzate de om, precizia raportărilor, trasabilitatea vagoanelor, locomotivelor și a personalului specializat sau interconectarea cu alte aplicații.

De asemenea, Rompetrol Rafinare deține acces nelimitat la istoricul vagoanelor, la rapoartele de drum, dar și o imagine completă și corectă a trenurilor expediate și sosite la Capu Midia sau în halta Ploiești Nord.

Premieră în S-E Europei

Aplicația Shunting Expert este o premieră la nivel național și în zona de Sud-Est a Europei, iar Rompetrol Rafinare este prima companie de profil care se va folosi de sistemul de ultimă generație, pentru monitorizarea traficului pe care ferată, atât la Petromidia, cât și la rafinăria Vega Ploiești.

Implementarea software-ului nu este singura colaborare digitală dintre Rompetrol Rafinare și Grup Feroviar Român. În ultimele luni, cele două părți au integrat cu succes Scrisoarea de Trăsură Electronică. Până de curând, toate documentele care fac dovada unui transport de marfă erau completate de mână, ori în format printat. În prezent, datele importante sunt introduse pe o platformă digitală, unde pot fi avizate și urmărite de toate părțile implicate.

„Dacă Shunting Expert creează o punte digitală în planul operațional, scrisoarea de trăsură electronică va redefini relația din planul comercial. La finalizarea acestui proces, vom putea spune că GFR va avea cu Rompetrol cel mai înalt nivel de cooperare digitalizată pe piața transportului feroviar de marfă din această zonă a Europei. Într-o industrie care trebuie să fie într-o creștere susținută, cum este transportul feroviar de marfă, este necesară integrarea tehnologiei în activitatea de zi cu zi, pentru a rămâne competitivă și a obține performanță”, declară Amedeo Neculcea, Director General Adjunct al Grup Feroviar Român.

Citiți și:
Informatizarea transportului feroviar. Aplicații în premieră, lansate de Grampet Group

Pentru Grupul KMGI, implementarea unei soluții digitale pe segmentul de trading oferă o imagine mai clară asupra gestionării produselor petroliere. Rompetrol deține în țară 6 depozite de carburanți (Arad, Craiova, Mogoșoaia, Simleul Silvaniei, Vatra Dornei și Zărnești), prin care acoperă cu succes cererea de piață din România.

În cei 40 de ani de activitate, rafinăria Petromidia a consemnat, pe fondul investițiilor majore, o continuă dezvoltare a activităților sale de producție. De exemplu, de la o cantitate de materie primă procesată în 1979 (momentul punerii în funcțiune) de 1,26 milioane tone la 3,82 milioane tone în 2007 (momentul preluării de către KazMunayGas), respectiv 5,66 milioane în 2017 și 5,92 milioane tone anul trecut.

Înființată în 1905, rafinăria Vega Ploiești a înregistrat în 2018 un număr de 8 recorduri istorice, inclusiv la capitolul materie primă procesată, dar și la produsele obținute (bitum, solvent, hexan). Vega funcționează în sinergie perfectă cu rafinăria Petromidia –  Năvodari, care îi asigură integral rafinăriei din Ploiești materiile prime/semifabricate necesare.

Romgaz va furniza 50% din producţia de gaze la preţ plafonat

Autoritatea Naţională de Reglementare în Energie (ANRE) a stabilit cantităţile de gaze pe care trebuie să le furnizeze producătorii la preţ plafonat, de 68 de lei pe MWh, către consumatorii casnici şi termocentralele care livrează agent termic populaţiei, în perioada 1 mai 2019 – 31 martie 2020.

Astfel, potrivit deciziei ANRE, Romgaz va livra la preţ reglementat 24,2 TWh, din care 16 TWh către populaţie şi 8,2 TWh către CET-uri.

Totodată, OMV Petrom va furniza 17,6 TWh la acest preţ, din care 14,2 TWh către consumatorii casnici şi 3.4 TWh producătorilor de agent termic.

Aceste cantităţi înseamnă 50% din producţia Romgaz, potrivit oficialilor companiei, şi 35% din cea a OMV Petrom, conform calculelor AGERPRES.

Iniţial, OUG 114/2018 a prevăzut ca întreaga cantitate de gaze de producţie internă să fie vândută la preţul plafonat de 68 de lei pe MWh până în 2022.

La sfârşitul lunii martie, Guvernul a modificat actul normativ prin OUG 19/2019, potrivit căreia doar cantităţile către populaţie şi CET-uri vor avea preţ plafonat în următorii trei ani. AGERPRES

Doar unul din zece potenţiali consumatori din satele izolate îşi permite costurile de racordare la reţeua de gaze

Doar unul din zece potenţiali consumatori din satele izolate îşi permite costurile de racordare la reţeua de gaze, care ajung la 3.000 de euro, astfel că autorităţile trebuie să vină cu măsuri în plus pentru a ajuta locuitorii acestor zone să devină utilizatori de gaze naturale, a declarat, pentru Agerpres, Eric Stab, directorul general al Engie România.

Aceasta în contexul în care una dintre priorităţile declarate ale autorităţilor de resort este, în această perioadă, extinderea reţelelor şi accesul unui număr cât mai mare de români la resursele de gaze.

„Acesta este un subiect-cheie. Suntem foarte conştienţi de dorinţa autorităţilor de a extinde reţelele de gaze în zonele izolate. Care sunt însă problemele cu care ne confruntăm? În primul rând trebuie să instalezi conductele, apoi să te asigură că acei consumatori se pot conecta la conducte. Dacă nu, nu există niciun beneficiu pentru nimeni, nici pentru consumatori, nici pentru companiile de gaz. Mă refer la aspectele financiare, la faptul că nu pot plăti gazele”, a susţinut Stab.

Potrivit acestuia, costurile de extindere a reţelei în zonele izolate sunt semnificative şi cresc odată cu lungimea conductei.

„Astfel că este nevoie de măsuri adiacente, precum atragerea de bani europeni sau precum propunerea cu care a venit ANRE de a folosi banii care se strâng din contribuţia de 2% din cifra de afaceri pentru aceste lucrări. Aceasta este o idee bună, urmează să vedem cum va fi implementată. Apoi urmează ca distribuitorii de gaze să vină cu partea lor de investiţii”, a arătat oficialul Engie.

El a explicat că o astfel de extindere este fezabilă doar dacă cel puţin jumătate dintre potenţialii consumatori din acea zonă se racordează efectiv la reţea, adică îşi permit plata instalaţiilor de încălzire pe gaze şi a facturii ulterioare.

„Apoi va trebui să rezolvăm problema conectării efective a oamenilor la reţea, iar această problemă este în principal de natură financiară. Dacă ne uităm în urmă la ultimii 10-12 ani ai activităţii noastre în România, când am conectat astfel de zone izolate, ce am constatat a fost că, în multe cazuri, rata de conectare este de aproximativ 10% din potenţial, ceea ce este mult prea puţin. Ca să fie profitabilă o astfel de investiţie, trebuie să ajungi la circa 50%. Dacă investiţia nu este profitabilă înseamnă că toţi ceilalţi consumatori vor trebui să plătească pentru ea, ceea ce nu este corect. Din acest motiv trebuie să ne asigurăm că există o rată suficientă de conectare”, a continuat Stab.

Responsabilul Engie a estimat că instalaţiile de racordare şi de încălzire a locuinţei cu gaze costă aproximativ 3.000 de euro, o sumă care poate fi considerabilă pentru cei care locuiesc la ţară.

„Depinde de casele despre care vorbim, de costul mediu de racordare, în primul rând, dar şi de achiziţia unui boiler pentru încălzirea casei sau a instalaţiei interne de care ai nevoie, toate acestea costă în jur de 3.000 de euro. 3.000 de euro poate fi o sumă mare pentru acei oameni care locuiesc în sate izolate”, susţine el.

Astfel că autorităţile trebuie să găsească modalităţi de a-i ajuta pe oamenii de acolo să poată suporta toate aceste costuri.

„Acest fel de mecanisme există în anumite ţări, unde se oferă subvenţii să cumperi un boiler şi lucruri de acest fel. Deci dacă există o voinţă puternică să racordăm cât mai mulţi oameni la reţeaua de gaze, trebuie să ne asigurăm, de asemenea, că sunt ajutaţi atunci când nu-şi permit. Ne întoarcem la discuţia despre consumatorul vulnerabil, care se leagă de acest aspect, iar autorităţile trebuie să identifice care sunt acei consumatori şi să aloce sumele necesare”, a mai spus şeful companiei de gaze.

Potrivit acestuia, din 2005, de când a achiziţionat Distrigaz Sud, Engie a construit 5.500 de kilometri de reţea nouă, echivalentul distanţei dintre Bucureşti şi Mumbay din India.

„Au fost făcute lucruri, multe sunt încă de făcut, dar trebuie să ne asigurăm că putem pune cap la cap condiţiile, pentru a face aceste lucruri posibile şi sunt încă multe lucruri de rezolvat”, a conchis Stab.

Guvernul a aprobat, în şedinţa din 3 aprilie, Hotărârea de Guvern pentru stabilirea cadrului general privind regimul juridic al contractelor de concesiune a serviciului de utilitate publică de distribuţie a gazelor naturale – procedurile pentru acordarea concesiunilor, conţinutul cadru al caietului de sarcini.

‘Am aprobat în Guvern un act normativ care va duce practic gazul natural în cât mai multe case ale românilor, fără acest confort. Şi sunt mult prea mulţi români în această situaţie: doar o treime din populaţia ţării are acces în prezent la reţelele de distribuţie a gazelor naturale. Or această cifră este sub statutul nostru pe piaţa gazelor din Uniunea Europeană – unul dintre cei mai mari producători de gaz ai UE – şi sub ceea ce înseamnă un trai decent şi normal pentru toată populaţia’, a declarat Anton Anton, ministrul Energiei, la finalul şedinţei de Guvern.

Acţionarii OMV Petrom au aprobat un buget de investiţii de 4,17 miliarde de lei în 2019

Adunarea Generala Ordinară a Acţionarilor OMV Petrom a aprobat vineri un buget de investiţii în valoare de 4,17 miliarde de lei pentru acest an, mare parte din sumă urmând să fie alocată pentru segmentul Upstream, potrivit unui comunicat al companiei.

„Adunarea Generală Ordinară a Acţionarilor a aprobat bugetul OMV Petrom S.A. pentru 2019. Se estimează că investiţiile în 2019 vor ajunge la aproximativ 4,17 miliarde de lei. Mare parte din suma alocată, de circa 3,42 miliarde de lei (82% din bugetul total), este pentru segmentul Upstream, iar un nivel al investiţiilor de 551 milioane de lei este estimat pentru Downstream Oil. Investiţiile în Upstream vor compensa parţial declinul natural al producţiei cauzat de maturitatea zăcămintelor”, precizează sursa citată.

Potrivit estimărilor OMV Petrom, producţia de ţiţei şi gaze din România, excluzând iniţiativele noi de optimizare a portofoliului, va scădea cu 4% în 2019 faţă de 2018. Compania precizează, de asemenea, că bugetul pentru 2019 a fost realizat pe baza unui preţ mediu al ţiţeiului Brent de 70 USD/bep.

„Bugetul de investiţii de 4,17 miliarde de lei pentru 2019 reprezintă sume care se vor duce, în marea majoritate, în economia României. OMV Petrom este un jucător important în mediul economic: furnizează energia necesară pentru milioane de români şi mii de afaceri locale, contribuie la dezvoltarea business-ului şi asigură mii de locuri de muncă pentru români”, a declarat Christina Verchere, CEO al OMV Petrom.

Pe de altă parte, acţionarii companiei au aprobat distribuţia de dividende în valoare totală de aproximativ 1,53 miliarde de lei aferente anului 2018 (38% din profitul net al grupului atribuibil acţionarilor), ceea ce reprezintă 0,027 lei/acţiune, respectiv o creştere de 35% faţă de anul precedent.

Potrivit companiei, peste 315 milioane de lei vor merge către statul român, care deţine, prin Ministerul Energiei, 20,639% din acţiunile OMV Petrom S.A.

Grupul OMV Petrom a obţinut în anul 2018 un profit net de 4,08 miliarde de lei, în creştere cu 64% faţă de 2017. Profitul net CCA excluzând elemente speciale atribuibil acţionarilor OMV Petrom a fost de 3,73 miliarde de lei, cu 50% mai mare comparativ cu 2017.

ANRM: Marea Neagră are un potenţial de peste 200 de miliarde de metri cubi de gaze

Marea Neagră are un potenţial de peste 200 de miliarde de metri cubi de gaze, iar 60% din producţia României va proveni din zăcăminte offshore în anul 2030, însă problema cea mai mare este ce se va întâmpla cu acest gaz, a declarat, miercuri, Sorin Gal, director în cadrul Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale (ANRM), în cadrul Forumului Energiei, organizat de publicaţia Financial Intelligence.

„Potenţialul Mării Negre estimat de noi – o spuneam şi în urmă cu un an – este undeva la peste 200 de miliarde de metri cubi. Eu cred că este mult mai mult şi întăresc acest lucru prin faptul că, după construirea instalaţiilor de suprafaţă şi a conductelor subacvatice care aduc gaze la mal, atât de către titularul zăcămintelor Ana şi Doina (Black Sea Oil and Gas – n.r.), cât şi de viitorii producători OMV, Exxon, Lukoil, se va crea oportunitatea de a se dezvolta şi zăcămintele mici”, a explicat Gal.

El a arătat că, pe lângă zăcămintele mari, de 30-40 de miliarde de metri cubi, în jurul lor sunt foarte multe zăcăminte mici, de 4-5 miliarde de metri cubi, care vor deveni fezabile după ce vor exista în apropiere instalaţiile de suprafaţă şi construcţiile necesare pentru a aduce gaze la mal.

Potrivit lui Gal, primul mare producător din Marea Neagră va fi Black Sea Oil and Gas (BSOG), care va începe extracţia în anul 2022 cu 2 miliarde de metri cubi pe an.

În ceea ce priveşte ExxonMobil şi OMV Petrom, care explorează zăcământul de mare adâncime Neptun, oficialul ANRM estimează că faza de dezvoltare va începe în 2021-2022, iar în 2024-2025, cel târziu, va începe producţia.

„Din 2030, cred că vom ajunge să avem peste 60% din producţia de gaze a României din producţie exclusiv offshore. (…) În 2030, eu estimez că Marea Neagră va aduce aproximativ 10-11 miliarde de metri cubi de gaz pe an. Problema cea mai mare este ce facem cu acel gaz. Aici nu pot să dau un răspuns, pentru că Legea petrolului spune că, după plata redevenţei, titularul de acord petrolier este liber să comercializeze gaze, să le utilizeze, inclusiv să le exporte”, a mai spus Gal.

El a adăugat că, prin noua lege offshore, unii dintre titularii de acorduri petroliere, respectiv OMV şi Exxon, deja au utilizat o clauză, un articol din lege, şi li s-a prelungit cu 15 ani acordul petrolier. AGERPRES

Depogaz, primul an de profit. Profit net de peste un million de euro

Depogaz, filiala Romgaz care ges­tionează activitatea de înmagazinare a gazelor naturale a avut în 2018, primul an financiar întreg de raportare de la înființare (nouă luni de activitate operațională efectivă), un profit net de 5,163 de milioane de lei, și o cifră de afaceri de 215,689 milioane de lei. În 2017, Depogaz a înregistrat o pierdere de 14.365 de lei (nu a avut activitate operațională).

Mare parte din profit a fost realizat din activitatea de exploatare, a explicat Bogdan Stănescu, președintele CA al Depogaz. Potrivit acestuia, profitul brut din exploatare a fost de 7,381 milioane de lei.

În 2018, Depogaz a avut venituri totale de 217,273 milioane de lei și cheltuieli de 209,631 milioane de lei.

Pentru anul 2019, Depogaz se așteaptă la o creștere cu 32% a cifrei de afaceri. Cifra de afaceri estimată a se realiza în anul 2019 este de 284,885 milioane lei.

Depogaz este într-un amplu proces de investiții, explică Bogdan Stănescu. Potrivit acestuia, în 2018, s-au cheltuit 38 milioane de leipentru mărirea capacității de înmagazinare a gazelor. ”Pentru perioada 2019 – 2023 Planul de investiţii, avizat de Ministerul Energiei și înaintat spre aprobare către ANRE, presupune modernizarea depozitelor de înmagazinare in scopul creşterii capacităţii de livrare zilnică a gazelor,  creşterea capacităţii de înmagazinare gaze naturale și creşterea flexibilităţii sistemului de înmagazinare gaze naturale. În afară de Planul de investiții 2019-2023, avem și o strategie pentru perioada 2018-2037, la finalul căreia capacitatea activă totală va fi de aproximativ 4,5 miliarde mc, capacitatea de injecție de 32 milioane mc/zi și capacitate maximă de extracție de 50 milioane mc/zi”, a explicat Stănescu. Potrivit președintelui CA, peste 1,011 miliarde de lei va investi Depogaz, în următorii cinci ani, în modernizarea și extinderea capacităților de depozitare. ” Sursele de finanțare sunt proprii dar și fonduri europene. Acum, compania oferă servicii de înmagazinare pentru toți paticipanții pieței de gaze din România, nu numai Romgaz. Investim în următorii ani în extinderea acestui serviciu și am inclus în planul de investiții 2019-2023 al instituției posibilitatea de a oferi servicii de înmagazinare și pentru piața externă. Depogaz intenționează să devină un jucător important la nivel european pe piața gazelor naturale”, a explicat Bogdan Stănescu.

Începand cu data de 1 aprilie 2018, în baza Directivei 73/2009 a CE, preluată în Legea nr. 123/2012 a energiei electrice şi a gazelor naturale în art. 141, activitatea de înmagazinare a fost separată din cadrul SNGN Romgaz SA şi se desfăşoară prin intermediul unui operator de înmagazinare, Filiala de înmagazinare Gaze Naturale DEPOGAZ Ploieşti SRL, în care Romgaz este asociat unic.

Filiala a preluat operarea depozitelor de înmagazinare aflate în concesiunea Romgaz, operează activele care contribuie la desfășurarea activității aflate în proprietatea Romgaz și a preluat, în totalitate, personalul care desfășoară activitatea de înmagazinare din cadrul Romgaz.

În contextul separării activităţii de înmagazinare, dezvoltarea sistemului de înmagazinare gaze naturale va fi realizată în exclusivitate de către Filiala de înmagazinare Gaze Naturale DEPOGAZ Ploieşti SRL.

Banii care îi rămân în plus ANRE vor fi băgați în extinderea rețelei de gaze

Excedentul bugetar rămas după scăderea cheltuielilor administrative ale Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) provenite din veniturile încasate din contribuţiile anuale de 2% percepute firmelor din domeniu va fi utilizat exclusiv pentru finanţarea proiectelor ce au drept scop dezvoltarea reţelelor de gaze naturale, conform unui amendament la OUG 19/2019, propus de senatorul Antal István-Loránt, membru în Comisia economică, industrii şi servicii din Senat.

„Excedentul bugetar rămas după scăderea cheltuielilor administrative a ANRE provenite din veniturile încasate reprezentând contribuţiile anuale de 2% percepute de la titularii de licenţe în domeniul energiei electrice şi a gazelor naturale va fi utilizat exclusiv pentru finanţarea proiectelor ce au drept scop dezvoltarea reţelelor de gaze naturale în acele regiuni ale ţării unde nu există reţele de gaze, dar există cerere pentru acestea. Având în vedere că în România peste 60% din populaţie, preponderent din zona rurală nu are acces la reţelele de gaze naturale, neavând în ultimii 30 de ani nici fonduri speciale destinate pentru dezvoltarea accesului la surse de gaze naturale, considerăm că această taxă de 2%, definită prin OUG 19/2019 trebuie să devină un fond special pentru dezvoltarea acestui domeniu extrem de important”, a afirmat Antal István-Loránt, în cadrul şedinţei comisiei.

Acesta a explicat că în momentul în care firmele din domeniul energiei vor fi taxate cu 2% pe cifra de afaceri, atunci amendamentul va clarifica faptul că în momentul în care sumele sunt încasate vor fi cheltuite exclusiv pentru reţelele de gaze naturale. „Adică mai pe româneşte ca să nu încaseze banii şi să-i cheltuie iarăşi pe diverse chestii care nu au nicio legătură cu domeniul energiei”, a spus Antal István-Loránt.

Amendamentul a fost avizat cu majoritate de voturi. AGERPRES

Încă un român în Directoratul OMV Petrom

Alina Popa va prelua, începând de mâine, mandatul de Director Financiar și membru al directoratului OMV Petrom, înlocuindu-l pe Stefan Waldner.

Alina Popa face parte din echipa OMV Petrom încă din 2006 și a ocupat poziții de conducere în domeniul financiar, coordonând proiecte importante în domeniul financiar.

“Mare parte din carieră mi-am petrecut-o alături de OMV Petrom. În cei 13 ani, am ajuns să cunosc foarte bine compania și contextul de piață. Aici mi s-a dat ocazia să mă dezvolt profesional, dar mai ales să mă implic în proiecte de care depinde aprovizionarea cu energie a milioane de romani”, a declarat Alina Popa, Director Financiar și membru al directoratului OMV Petrom.

Anterior numirii în funcția de Director Financiar și Membru al Directoratului OMV Petrom, Alina Popa a deținut funcția de Director General și președinte al Consiliului de Administrație al OMV Petrom Global Solutions, centrul de servicii al OMV.

Alina Popa este membru ACCA (Association of Chartered Certified Accountants). A absolvit Academia de Studii Economice București și, înainte de a se alătura grupului OMV Petrom, a lucrat la Deloitte. Poziția de Director Financiar și membru al directoratului a fost ocupată anterior de Stefan Waldner, al cărui mandat expiră pe 16 Aprilie 2019.

Compania a anunțat în aprilie 2018 numirea Alinei Popa, după ce Stefan Waldner a anunțat că nu va mai fi disponibil pentru un nou mandat în Directoratul OMV Petrom. În martie 2019, compania a anunțat că membri directoratului au fost reconfirmați pentru încă un mandat de patru ani, care va expira pe 16 aprilie 2023. Membrii Directoratului OMV Petrom sunt: Christina Verchere (CEO), Alina Popa (Director Financiar), Peter Zeilinger (responsabil Upstream), Radu Căprău (responsabil Downstream Oil) și Franck Neel (responsabil Downstream Gas).

OMV Petrom este cea mai mare companie de energie din Europa de Sud-Est, cu o producție anuală de ţiţei şi gaze de 58,3 milioane bep în 2018. Grupul are o capacitate de rafinare de 4,5 milioane tone anual şi operează o centrală electrică de înaltă eficienţă de 860 MW. Pe piaţa distribuţiei de produse petroliere cu amănuntul, Grupul este prezent în România şi ţările învecinate prin intermediul a 794 benzinării, la sfârșitul lui 2018, sub două branduri, OMV și Petrom.

Petrom a pornit instalaţia Policombustibili de la Petrobrazi. Converteşte GPL în carburant auto

OMV Petrom a pus în funcțiune, la rafinăria Petrobrazi, noua unitate Policombustibili care permite conversia GPL și a benzinei ușoare de joasă calitate în produse petroliere cu valoare adăugată ridicată – benzină și motorină – cu ajutorul unei tehnologii inovative. Aceasta este cea de-a treia unitate de acest tip din lume și este prima care convertește și benzină ușoară de joasă calitate, nu doar GPL.

”Prin noua unitate Policombustibili, tehnologii de ultimă generație din industria petrochimică și de rafinare sunt disponibile acum și în rafinăria Petrobrazi. Datorită investițiilor susținute, Petrobrazi continuă să fie una dintre cele mai importante rafinării din România, funcționând la cele mai înalte standarde – inclusiv de eficiență energetică și de mediu – și contribuind la dezvoltarea economică a zonei”, a declarat Radu Căprău, membru al Directoratului OMV Petrom responsabil pentru activitatea Downstream Oil.

Având la bază tehnologia inovativă Policombustibili (PolyFuel®), dezvoltată de compania franceză Axens, noua instalație din cadrul Petrobrazi permite creșterea valorii mixului de producție datorită ponderii mai mari a benzinei și motorinei în produsele obținute de rafinărie. Anual, circa 50.000 de tone de benzină și motorină vor rezulta din conversia GPL și a benzinei ușoare, cantitate echivalentă cu 1 milion de plinuri.

Capacitatea totală a rafinăriei Petrobrazi va rămâne neschimbată, la 4,5 milioane de tone anual.

Lucrările la proiectul unității Policombustibili au început în 2017 și au necesitat investiții de aproximativ 65 de milioane de euro. Proiectul a implicat construirea noii unități care se întinde pe o suprafață mai mare decât cea a unui teren de fotbal. Lucrările la unitatea Policombustibili au presupus peste 850.000 de ore-muncă fără incidente, fiind implicate peste 550 de persoane – specialiști OMV Petrom, precum și sub-contractori specializați.

Noua unitate a început producția în martie 2019, conform planului.

De 10 ani de zile, statul român încasa redevenţe la un preţ de referinţă neactualizat din 2008

Păstrarea preţului de referinţă al gazelor naturale de către Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale (ANRM) la un nivel neactualizat timp de 10 ani, între 2008 şi 2017, a produs pierderi la bugetul statului în valoare de 3 miliarde de dolari, a declarat joi Dorin Ursărescu, consilierul preşedintelui ANRM.

Acesta a făcut numeroase acuzaţii la adresa SRI, DNA, Parchetului General şi fostei conduceri ANRM de până în octombrie 2017, dar şi către fostul prim-ministru Mihai Tudose.

„În octombrie 2017, când noua conducere a ANRM şi-a preluat activitatea, am constatat lucruri de o gravitate deosebită. Primul lucru constatat a fost faptul că preţul de referinţă al gazelor naturale, la care se plătesc redevenţele la statul român, nu fusese actualizat din anul 2008, deci de 10 ani de zile statul român încasa redevenţe la un preţ de referinţă neactualizat din 2008, la un preţ care era de 495 de lei pentru 1000 de metri cubi de gaze. Între timp a avut loc liberalizarea preţului la gaze, deci preţul de vânzare era deja undeva la 900-1.000 lei. Statul român, în toată această perioadă, a încasat redevenţe la un preţ de referinţă de 495 de lei pe 1000 de metri cubi”, a afirmat Dorin Ursărescu.

Acesta a susţinut că SRI şi DNA au fost informate de această situaţie, iar toate aceste lucruri au fost publice în rapoartele Curţii de Conturi.

„Suma pe care statul român ar fi trebuit să o încaseze este de aproximativ 3 miliarde de dolari. Cine e vinovat pentru aceste lucruri? Toate aceste lucruri au fost publice, sunt rapoarte ale Curţii de Conturi, rapoarte ale Corpului de Control al prim-ministrului, iar instituţiile abilitate ale statului, SRI şi la DNA – care este foarte activ cu alte ocazii – ar fi trebuit să fie de însemnătate pentru ei şi o prejudiciere a bugetului de stat cu 3 miliarde de dolari”, a mai spus consilierul preşedintelui ANRM.

Potrivit sursei citate, conducerea ANRM a acţionat pentru creşterea preţului de referinţă al gazelor naturale imediat după preluarea mandatului în octombrie 2017.

„Actuala conducere a ANRM a acţionat imediat, am venit în octombrie, iar în decembrie 2017 ANRM a elaborat ordinul privind preţul de referinţă. În 22 decembrie 2017 am fost la Monitorul Oficial şi am depus acest ordin, care aducea preţul de referinţă de la nivelul de 495 de lei/1000 metri cubi la suma de aproximativ 1.100 lei, deci de două ori şi ceva mai mult. Acest ordin nu a fost publicat. Pe data de 26 am fost chemaţi la Guvernul Tudose, s-a sunat la Monitorul Oficial, s-a blocat publicarea ordinului preşedintelui ANRM, domnul Tudose a sunat personal la conducerea ANRM pentru retragerea acestui ordin, care făcea o reparaţie ce de 10 ani de zile păgubea statul român cu sume importante – 3 miliarde de dolari. Erau instituţii ale statului care au fost sesizate, care trebuia să acţioneze şi care au fost ocupate cu alte probleme”, a explicat Dorin Ursărescu.

În opinia acestuia, DNA şi SRI au perpetuat această infracţiune, prin faptul că nu s-au sesizat, în condiţiile în care cele două instituţii au fost informate de această situaţie.

„Apoi, pe 27 decembrie, conducerea ANRM a fost destituită, prin ordinul prim-ministrului Tudose, care l-a demis pe preşedintele ANRM, Gigi Dragomir. (…) Cei care au avut de câştigat au fost producătorii de gaze naturale. Producţia de gaze naturale în România este împărţită, în proporţie de cam 50%, între Romgaz şi OMV Petrom. Însă departe de mine de a-i culpabiliza, până la urmă sunt agenţi economici. Vina este în totalitate a statului român şi a instituţiilor statului român, în primul rând a ANRM, apoi instituţiile statului, care au fost sesizate: SRI, DNA, Parchetul General, care au fost sesizate, au primit rapoarte. Este inexplicabil cum de 10 ani de zile instituţiile statului au perpetuat, deci au asistat, cum statul român este păgubit cu miliarde şi miliarde”, a declarat reprezentantul ANRM.

Acesta a adăugat că ulterior, după căderea Guvernului Tudose, următorul Guvern a repus în funcţie conducerea ANRM, care a publicat la scurt timp ordinul de mărire a preţului de referinţă al gazelor.

„Primul lucru pe care l-a făcut noul Guvern (Guvernul interimar Fifor, n.r.), chiar în prima zi, pe 16 ianuarie, a fost repusă conducerea ANRM, cu misiunea de a continua cu elaborarea preţului de referinţă, lucru pe care l-am făcut, iar în data de 18 februarie preţul de referinţă a fost publicat”, a încheiat Dorin Ursărescu. AGERPRES