Știri
Știri din categoria Petrol și gaze
Prima producție de gaze din Neptun Deep este așteptată în 2027, potrivit Profit.ro, care citează declarațiile conducerii OMV Petrom făcute pe 4 februarie 2026, într-o conferință de presă. Calendarul este relevant pentru piața locală de energie, deoarece Neptun Deep este proiectul-cheie din Marea Neagră care ar urma să aducă noi volume în producția internă începând din 2027.
Directorul general al OMV Petrom, Christina Verchere, a indicat stadiul lucrărilor și elementele care susțin ținta de „first gas” (prima livrare de gaze).
„Proiectul Neptun Deep avansează, cu prima producție de gaze așteptată în 2027. Am forat patru sonde pe zăcământul Pelican Sud și am finalizat microtunelul din Tuzla. Construcția stației de măsurare a gazului este în plină desfășurare. În paralel, fabricarea platformei de producție avansează, cu jacketul în Italia și partea superioară în Indonezia”.
În aceeași linie, Cristian Hubati, membru al Directoratului responsabil pentru Explorare și Producție, a spus că proiectul este „conform graficului” și „în buget”, detaliind ce urmează în 2026, inclusiv lucrările de infrastructură necesare pentru a ajunge la producție în 2027. El a menționat avansul la stația de tratare a gazelor de la Tuzla, rolul microtunelului de la plajă pentru tragerea conductelor submarine și faptul că forajul a fost finalizat în zona Pelican, cu activitatea mutată în zona Domino.
Pentru acest an, accentul operațional este pe instalarea conductelor, finalizarea stației de măsurare și transportul și instalarea platformei de producție, a explicat Hubati, adăugând că o parte din echipamente sunt deja executate sau în curs de livrare. Concret, cablurile ombilicale (cabluri care transmit semnale și energie către sonde) sunt realizate în Scoția și așteaptă preluarea de către contractorul Saipem, iar o mare parte din tubulatura pentru conductele submarine se află deja în Constanța. Informațiile despre etapele din 2026 sunt preluate din relatarea Agerpres.
Ținta de producție în 2027 vine într-un context financiar în care OMV Petrom a raportat pentru 2025 un profit net de aproximativ 3,1 miliarde lei, în scădere cu 27% față de anul anterior, potrivit companiei. Profit.ro notează că grupul indică drept factori principali ajustări nete de depreciere de 2,2 miliarde lei, legate în principal de obligațiile de abandonare (costuri viitoare pentru închiderea și ecologizarea operațiunilor) convenite între OMV Petrom și statul român, precum și deprecieri pentru active din segmentul de explorare și producție.
În paralel, compania a prezentat și o propunere de dividend total de 0,0578 lei/acțiune, cu o componentă de dividend de bază de 0,0466 lei și un dividend special de 0,0112 lei, conform datelor din articol. Pentru piața de energie, însă, miza imediată rămâne execuția din 2026–2027: dacă lucrările de instalații submarine, stațiile de la Tuzla și platforma de producție se încadrează în termenele anunțate, Neptun Deep ar urma să intre în producție în 2027, așa cum indică managementul OMV Petrom.
Recomandate
Neptun Deep rămâne un pariu economic pe termen mediu pentru România , după ce OMV indică o cerere europeană de gaze „robustă” până în 2040, ceea ce susține logica investiției și perspectiva de valorificare a producției din Marea Neagră, potrivit Ziarul Financiar . Neptun Deep, descris drept cel mai mare proiect energetic al României, este o investiție de 4 mld. euro (aprox. 20,9 mld. lei) și „se mișcă în grafic”, urmând să livreze la maturitate circa 8 mld. metri cubi de gaze „de cea mai bună calitate” pentru o perioadă de aproximativ 8-10 ani, conform unei prezentări publicate de OMV, acționarul majoritar al OMV Petrom . Producția este împărțită în mod egal între OMV Petrom (operatorul proiectului) și Romgaz, cel mai mare producător de gaze din România, companie a statului român. Proiectul a avansat de la decizia finală de investiții din iunie 2023 până la montarea platformei Alpha, punctul de conectare pentru infrastructurile asociate. Ce spune stadiul lucrărilor despre calendarul proiectului Platforma Neptun Alpha este amplasată într-o zonă cu ape de circa 120 de metri adâncime, are 16.500 de tone și o înălțime totală de peste 225 de metri. Structura de susținere (jacket) și structura superioară (topsides) au fost fabricate de Saipem, contractorul principal, pe șantierele din Arbatax (Italia) și Karimun (Indonezia). Instalarea platformei a fost realizată cu ajutorul navei Saipem 7000, descrisă ca a treia cea mai mare navă-macara semisubmersibilă din lume, utilizând tehnologie de ridicare și poziționare offshore (în larg). De ce contează: piața europeană, cheia monetizării gazului Mesajul OMV privind cererea europeană de gaze până în 2040 este relevant pentru capacitatea proiectului de a-și susține economic producția pe durata estimată. În acest context, Neptun Deep este prezentat ca un proiect cu livrări consistente la maturitate, pe un orizont de aproape un deceniu, într-o perioadă în care compania anticipează că piața va rămâne receptivă la gaze naturale. [...]
Instalarea platformei „Neptun Alpha ” mută proiectul Neptun Deep în faza de conectare și testare, cu ținta de producție în 2027 , după ce structura offshore a fost montată în Marea Neagră, potrivit Economica . Pentru piața locală, miza imediată este operațională: proiectul intră într-o etapă în care integrarea componentelor (sonde, infrastructură subacvatică, conductă până la țărm) devine critică pentru respectarea calendarului. Platforma „Neptun Alpha” este amplasată într-o zonă cu ape de circa 120 de metri adâncime, cântărește 16.500 de tone și are o înălțime totală de peste 225 de metri. Structura de susținere (jacket) și partea superioară (topsides) au fost fabricate de Saipem, pe șantierele din Arbatax (Italia) și Karimun (Indonezia), iar instalarea s-a făcut cu nava-macara Saipem 7000, descrisă ca a treia cea mai mare navă-macara semi-submersibilă din lume. Ce înseamnă operațional „platforma instalată” Rolul platformei este să asigure procesarea gazelor naturale și direcționarea lor către infrastructura de transport care le va aduce la țărm. OMV Petrom precizează că platforma este complet automatizată și poate fi operată de la distanță, fără personal permanent la bord; în paralel, se construiește un vas suport dedicat operării și mentenanței, care va putea găzdui până la 90 de persoane. Cristian Hubati, membru al Directoratului OMV Petrom responsabil pentru Explorare și Producție, descrie complexitatea instalării și elementele tehnice-cheie: „Instalarea unor structuri offshore de aproximativ 16.500 de tone, aproape cât două turnuri Eiffel, este o operațiune foarte complexă și de mare precizie. Structura de susținere a fost fixată pe fundul mării cu 8 piloni, fiecare cu diametrul de peste 2 metri. Platforma este complet automatizată și poate fi operată de la distanță.” Stadiul lucrărilor și pașii următori până la 2027 Potrivit Christinei Verchere, CEO OMV Petrom, proiectul a ajuns la un set de repere care susțin calendarul anunțat pentru începerea producției în 2027: „De asemenea, am finalizat 6 din cele 10 sonde de dezvoltare, precum și instalarea conductei de 160 km care face legătura cu țărmul.” În perioada următoare, proiectul intră într-o etapă concentrată pe conectarea tuturor componentelor sistemului, respectiv: continuarea forajului sondelor de producție; instalarea și integrarea infrastructurii submarine; conectarea instalațiilor offshore la conducta de transport; derularea unui program extins de testare, înainte de punerea în funcțiune. Romgaz, prin directorul general Răzvan Popescu, leagă explicit instalarea platformei de etapa anterioară – conducta de transport gaze – și de obiectivul de punere în funcțiune în 2027: „Operațiunea de instalare a platformei de producție offshore Neptun Alpha s-a efectuat la cele mai ridicate standarde de siguranță și vine în continuarea finalizării etapei de instalare a conductei de transport gaze.” Context: ce include infrastructura de producție Neptun Deep Infrastructura de producție a proiectului Neptun Deep include, conform informațiilor din articol: 10 sonde pe zăcămintele Pelican Sud și Domino; 3 sisteme de producție submarine; conducte colectoare asociate; o platformă offshore; o conductă de gaze naturale către Tuzla; o stație de măsurare a gazelor. Economica mai notează că, pe lângă conducta de 160 km deja instalată, construcția stației de măsurare a gazelor de la Tuzla și a clădirii de control „avansează”, iar următoarea etapă este integrarea completă a sistemului, urmată de testări, pentru pregătirea producției estimate să înceapă în 2027. [...]
Instalarea platformei offshore și a conductei de 160 km pentru gazele din Marea Neagră mută proiectul în faza finală, cu efect direct asupra securității energetice și a prețurilor interne , potrivit Antena 3 , care citează o declarație a premierului interimar Ilie Bolojan . Bolojan a spus că Romgaz și OMV Petrom au finalizat instalarea platformei de producție pentru exploatarea gazelor naturale din Marea Neagră, descrisă drept „cel mai mare proiect de gaze naturale din România”. Structura de susținere a fost montată și fixată pe fundul mării, având o înălțime totală de peste 220 de metri și o greutate de peste 16.000 de tone, iar instalarea s-a făcut cu nave speciale, în ultimele luni. Un element-cheie al proiectului este conducta de 160 km care leagă platforma de țărm. În perioada următoare, lucrările ar urma să continue cu realizarea racordurilor și cu testarea instalațiilor, astfel încât exploatarea gazului „să înceapă din anul viitor”, conform postării citate. Ce impact economic invocă Guvernul Premierul interimar a prezentat proiectul ca fiind strategic pentru energie și a indicat câteva efecte economice directe ale noilor volume de gaz: posibilitatea „relansării industriale”; asigurarea îngrășămintelor pentru agricultură din producția internă, cu referire la combinatul Azomureș; acoperirea consumului de gaze al locuințelor „la un preț stabil în anii următori”. Miza regională și următorul prag În aceeași intervenție, Bolojan a susținut că exploatarea gazelor din Marea Neagră ar transforma România „într-un actor relevant” pentru securitatea energetică regională și „în cel mai mare producător de gaze din Uniunea Europeană”. El a mulțumit echipelor de proiect ale Romgaz și OMV Petrom pentru respectarea programului de lucrări. Din informațiile disponibile în material, următorul reper operațional este finalizarea racordurilor și testarea instalațiilor, înainte de începerea exploatării efective, estimată pentru anul viitor. [...]
Oprirea livrărilor de țiței kazah prin Marea Neagră riscă să lovească alimentarea rafinăriilor din România , într-un moment în care piața locală depinde majoritar de importuri, potrivit Antena 3 . Kazahstanul ar urma să oprească pomparea petrolului prin conductă către terminalul Consorțiului Conductei Caspice (CPC) de la Novorossiisk și să nu mai livreze prin Marea Neagră, pe fondul atacurilor cu drone asupra unor petroliere. Miza pentru România este una operațională și de securitate a aprovizionării: țara importă o cantitate mare de țiței kazah, descris în material ca esențial pentru rafinăriile Petromidia și Petrobrazi. În contextul în care producția internă acoperă doar o parte din consum, orice blocaj pe ruta Mării Negre poate crea presiune pe lanțul de aprovizionare. De ce contează: dependența de importuri și rolul Kazahstanului Consumul anual de țiței al României este de aproximativ zece milioane de tone, în timp ce producția internă este de 2,9 milioane de tone, ceea ce înseamnă că aproximativ 70% din necesar provine din importuri. Principalele surse menționate sunt Kazahstan, Azerbaidjan și Irak. În articol se precizează că peste 80% din țițeiul de import ar fi de origine kazahă, iar pentru Petromidia țițeiul kazah este descărcat în portul Midia, operat de Rompetrol, restul ajungând la Constanța. Deși tranzitează conducte pe teritoriul Rusiei către portul Novorossiisk, țițeiul este „certificat ca fiind non-rusesc” și exceptat de la sancțiuni, potrivit materialului. Ce se întâmplă pe ruta CPC și care este riscul imediat Antena 3 relatează că informația privind oprirea livrărilor este atribuită Bloomberg, care citează două surse familiarizate cu situația. Potrivit uneia dintre surse, companiile se tem să mai trimită petroliere la terminalul CPC. Dacă suspendarea transportului prin conductă continuă până la sfârșitul săptămânii, Kazahstanul ar putea fi nevoit să își reducă producția de petrol, au afirmat sursele citate. CPC este o infrastructură critică pentru exporturile kazahe: aproximativ 80% din exporturile petroliere ale țării trec prin acest sistem, care leagă zăcămintele din Kazahstan de terminalul maritim din apropierea orașului Novorossiisk. În 2024, prin CPC au fost transportate 63 de milioane de tone de petrol, dintre care 55 de milioane de tone au provenit din Kazahstan. Context: atacuri cu drone și reacții oficiale Materialul menționează atacuri asupra unor nave în 17, 19 și 20 iulie. Sunt enumerate mai multe incidente, inclusiv avarierea petrolierului „Nordic Zenith” de două drone și lovirea altor petroliere („Asia”, „Nissos Ios”, „Nelsa”). Ministerul kazah de externe a condamnat atacurile asupra petrolierelor civile din zona terminalului maritim CPC și a transmis că statul intenționează să solicite despăgubiri integrale, invocând dreptul internațional. „Aceste acțiuni sunt acte deliberate care urmăresc destabilizarea comerțului internațional legitim și a piețelor energetice mondiale și subminează totodată siguranța lanțurilor globale de transport și logistică”, se arată în declarația ministerului kazah de externe. Ucraina a respins orice implicare în atacuri, iar ambasadorul Ucrainei în Kazahstan, Viktor Maiko, a cerut evitarea „acuzațiilor pripite și nefondate”, potrivit articolului. În acest moment, informația-cheie pentru piața românească rămâne durata întreruperii: dacă oprirea livrărilor se prelungește, riscul de tensiuni în aprovizionarea cu țiței pentru rafinăriile locale crește, însă articolul nu indică un calendar ferm al reluării transporturilor. [...]
Un petrolier cu peste 3.790 de tone de GPL a fost avariat și a luat foc în Marea Neagră, în Zona Economică Exclusivă a României, iar incidentul ridică riscuri operaționale pentru siguranța navigației în zonă , potrivit Biziday . Nava se afla la circa 20 de mile marine (aprox. 37 km) de țărm, în afara apelor teritoriale românești, iar incendiul de la bord nu era stins la momentul informării. Nava, sub pavilion Liberia, se numește Gas Lisbon și transporta gaz petrolier lichefiat (GPL). Președintele Nicușor Dan a transmis că petrolierul a fost lovit în afara apelor teritoriale românești și că incidentul este „cel mai probabil parte a războiului ilegal de agresiune al Federației Ruse împotriva Ucrainei”, urmând ca instituțiile statului să stabilească „circumstanțele, cauzele și responsabilitățile”. Efect imediat: intervenție de salvare și restricții de navigație în perimetru În urma avariilor, a izbucnit un incendiu pe punte, iar echipajul nu a mai putut folosi propriile mijloace de evacuare. Operațiunea a fost coordonată de Centrul Maritim de Coordonare din Constanța (MRCC), care a mobilizat: o navă de intervenție a Gărzii de Coastă; navele SAR Apollo și SAR Artemis ale Agenției Române de Salvare a Vieții Omenești pe Mare (ARSVOM). Din cauza vremii nefavorabile, un elicopter al Inspectoratului General de Aviație nu a putut interveni. Echipajul SAR Apollo a lansat două plute de salvare și a evacuat toți cei 17 marinari. Starea echipajului și situația navei Toți cei 17 membri ai echipajului au fost salvați, însă trei au fost răniți și au avut nevoie de îngrijiri medicale urgente: doi cu arsuri pe aproximativ 10–15% din suprafața corpului și unul cu răni multiple și hemoragie. Aceștia au fost preluați în apropiere de Sulina și transportați la Unitatea de Primiri Urgențe din Tulcea. Nava este ancorată, în zonă a fost emis un avertisment pentru celelalte nave să evite perimetrul incidentului, iar un remorcher a fost trimis pentru a preveni deriva și posibile riscuri suplimentare pentru siguranța navigației. Incendiul de la bord continua să ardă la momentul comunicării. [...]
Motorina a trecut de 10 lei/l în stațiile Lukoil, un prag care apasă direct pe costurile de transport și, în lanț, pe prețurile din economie , potrivit Profit . În urma ultimelor scumpiri, motorina a ajuns la 10,18 lei/l, peste precedentul maxim istoric din stațiile Lukoil, de 10,14 lei/l (atins pe 3 aprilie), conform datelor analizate de publicație. Benzina a urcat la 9,24 lei/l în benzinăriile Lukoil, nivel similar cu cel din 30 iunie. Unde sunt prețurile în București și cât de aproape sunt concurenții de pragul de 10 lei Datele prezentate pentru stațiile din Capitală arată că, la 27 iulie, motorina era la: Petrom: 9,92 lei/l Lukoil: 10,18 lei/l Socar: 9,92–9,94 lei/l OMV: 9,98 lei/l Rompetrol: 9,97 lei/l Mol: 9,98 lei/l Pentru benzină, la aceeași dată, nivelurile indicate sunt: Petrom: 9,06 lei/l Lukoil: 9,24 lei/l Socar: 9,06–9,09 lei/l OMV: 9,12 lei/l Rompetrol: 9,08 lei/l Mol: 9,12 lei/l În stațiile concurente, benzina a trecut de 9 lei/l, iar motorina este „deocamdată” cu 2–3 bani sub pragul de 10 lei/l, notează analiza. Context: tensiuni pe ruta CPC și dependența rafinăriilor din România de țițeiul kazah Scumpirea este plasată de Profit în contextul evoluțiilor de pe ruta Caspian Pipeline Consortium (CPC) , terminalul din portul rus Novorosisk, pe unde este exportată o mare parte din țițeiul kazah. Publicația arată că decizia Lukoil survine anunțului privind reluarea exportului de țiței kazah prin CPC. În același context, Ministerul Energiei din Kazahstan a anunțat anterior suspendarea temporară a încărcării petrolului la terminalul CPC și reducerea aferentă a producției, menționând că 80% din țițeiul kazah este exportat pe această rută. Ulterior, CPC a reluat acceptarea petrolului de la companiile producătoare și operațiunile de încărcare prin terminalul maritim. Pentru România, miza este ridicată: KazMunayGaz este principalul acționar al rafinăriei Petromidia (capacitate de 5,9 milioane de tone pe an, 46,3% din capacitatea totală de procesare a României), care se alimentează preponderent cu petrol exportat prin CPC, iar rafinăria Petrobrazi (OMV Petrom) folosește predominant țiței de import kazah și azer, potrivit informațiilor incluse în material. Ce urmează Autoritățile din Kazahstan au indicat că activitatea terminalului CPC se desfășoară în funcție de situația din teren și cu respectarea cerințelor de siguranță, iar ministerul de resort spune că monitorizează situația și coordonează acțiuni pentru asigurarea transportului petrolului. Pentru piața locală a carburanților, datele din București arată că motorina a ajuns deja la sau foarte aproape de pragul de 10 lei/l în mai multe rețele, ceea ce menține presiunea pe costurile de operare ale transportatorilor și ale companiilor cu consum mare de combustibil. [...]
