Rezultatele 101 - 125 din 164 pentru "redevente"

Federația Patronală Petrol și Gaze dezaprobă decizia ANRM de stabilire a prețului de referință la gaze naturale calculat în funcție de prețurile de tranzacționare de pe hub-ul CEGH din Viena, în baza unui studiu realizat de Universitatea de Petrol Gaze Ploiești, considerând că acesta nu reflectă realitățile pieței locale și că, în condițiile în care România nu exportă gaze naturale și nicio moleculă nu ajunge în hub-ul din Baumgarten, determinarea prețului de referință pe baza indicelui CEGH nu reflectă corect valoarea gazelor naturale extrase în România și, în consecință, contravine Legii Petrolului, care prevede că redevența petrolieră este stabilită ca o cotă procentuală din valoarea producției brute extrase.

Apropierea momentului adoptării deciziilor de investiție în ceea ce privește perimetrele din Marea Neagră, majorarea de vineri a redevențelor sau alte modificări ale reglementărilor (printre care și posibila instituire a taxei de finanțare a studiilor de mediu de 1% din valoarea investiției) au intensificat în ultimul timp discuțiile dintre agențiile de reglementare din România și companiile petroliere implicate în proiecte offshore.

ROPEPCA consideră că Agenția Națională pentru Resurse Minerale a decis emiterea ordinului privind aprobarea Metodologiei de stabilire a prețului de referință pentru gazele naturale extrase în România fără să țină cont deloc de pozițiile exprimate de principalii producători autohtoni de gaze naturale și bazând acest ordin exclusiv pe concluziile unui studiu semnat de un cadru universitar aparținând Universității de Petrol și Gaze Ploiești. Asociația Română a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA) solicită Universității să comunice dacă punctul de vedere exprimat de autorul studiului este totodată si punctul de vedere al instituției de învățământ și dacă acesta este relevant în contextul în care nu ține cont deloc de expertiza producătorilor autohtoni de gaze naturale.

Agenția Națională pentru Resurse Minerale anunță că a emis astăzi Ordinul privind aprobarea Metodologiei de stabilire a prețului de referință pentru gazele naturale extrase în România, care a fost transmis către Monitorul Oficial și va intra în vigoare începand cu data publicării. Astfel, prețul de referință pentru gazele naturale extrase în România va fi calculat în funcție de prețurile de tranzacționare de pe hubul de la CEGH Viena, dar pe baza unei formule de calcul realizată împreună cu Universitatea de Petrol Gaze Ploiești.

Stabilirea prețului de referință la gazele naturale în baza unui calcul de piață relevant pentru România, care să reflecte prețul realizat efectiv pe piața românească, este foarte importantă pentru consumatorul final, dar raportarea prețului de referință la HUB-ul austriac de gaze naturale este irelevant pentru producătorii români de gaze naturale, care nu au racordarea efectivă la acest hub, iar preluarea prețului de la Baumgarten drept preț de referință pentru stabilirea redevențelor la producția autohtonă de gaze naturale poate avea un impact inflaționist pe care îl va suporta consumatorul român, a atenționat astăzi Daniel Apostol, secretar general ROPEPCA. Profit.ro a anunțat recent că Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) are în vedere schimbarea formulei de calcul al redevențelor datorate statului de către producătorii români de gaze naturale, prin modificarea prețului de referință al gazelor la care sunt aplicate cotele procentuale de redevență prevăzute de Legea petrolului, preț neactualizat din 2008.

Sistemul pregătit prevede că în formula de calcul a prețului de referință intră cel mediu al tranzacțiilor cu gaze de la Central European Gas Hub din Viena (CEGH), exprimat în euro/MWh, înmulțit cu valoarea puterii calorice superioare medii anuale a gazelor naturale în România și cu cursul mediu leu/euro.

Asociația Română a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA) își exprimă îngrijorarea cu privire la acuzațiile, pe care le consideră grave și nejustificate, aduse din ce în ce mai des în spațiul public împotriva producătorilor români de gaze naturale și care se referă la presupusa plată necorespunzătoare a redevențelor pentru gazele naturale, arătând că aceste afirmații nu au nicio substanță reală, iar apariția lor în spațiul public poate fi explicată doar prin utilizarea unor informații insuficiente cu privire la procesul de calculare a redevențelor.

Producătorii de petrol și gaze din România vor plăti redevențe mai mari, conform proiectului pregătit de Guvern și prezentat anterior de Profit.ro, ca urmare a faptului că, deși nu a schimbat cotele, Executivul a modificat însă modul de calcul, dar și prețul de referință, în cazul ambelor hidrocarburi exploatate onshore.

Guvernul a finalizat proiectul noilor redevențe în energie, prin care introduce un nou sistem de redevențe (cu o cotă fixă și o cotă variabilă) în cazul hidrocarburilor din Marea Neagră. Neplata redevențelor pe o perioadă mai mare de 6 luni atrage rezilierea de îndată a contractelor de concesiune.

Deși decizia finală de investire în proiectul de producție offshore de gaze naturale Neptun Deep din Marea Neagră nu a fost încă luată, ExxonMobil, care deține 50% din drepturile aferente concesiunii și statutul de operator al acesteia, a atribuit deja contracte în valoare totală de peste 114 milioane dolari pentru unele servicii aferente proiectului, iar pentru altele a lansat licitații sau consultări de piață.

Va fi nevoie de avizul Armatei pentru amplasarea de obiective petroliere noi în Marea Neagră și de cel al Ministerului Afacerilor Externe pentru autorizarea lucrărilor petroliere offshore pe perimetre "aflate în sectoare în care nu s-a efectuat delimitarea între spațiile maritime ale României și spațiile maritime ale statelor vecine".

Companiile petroliere care dețin concesiuni de țiței și gaze offshore în România, în Marea Neagră, aflate în derulare, vor avea același regim de redevențe valabil la data semnării acordurilor petroliere de concesiune, pe toată perioada derulării acestora.

Societatea Națională a Apelor Minerale intenționează de mai mulți ani să-și deschidă fabrici proprii de îmbuteliere, însă proiectul nu s-a materializat până acum, printre altele din cauza unui document al Consiliului Concurenței din 2010, în care se aprecia că, din punct de vedere concurențial, nu ar fi de dorit ca operatorul care exploatează apele minerale să se ocupe și de îmbutelierea lor.

În prezent, operatorii comerciali care exploatează și vând apă de izvor și de masă nu au aceste obligații, spre deosebire de producătorii de ape minerale naturale. Circa 75% din numărul total de perimetre de exploatare de ape minerale naturale din România se află în concesiunea companiei de stat Societatea Națională a Apelor Minerale (SNAM), controlată integral de Ministerul Economiei, inițiatorul proiectului de lege.

Noul sistem de impozitare la care se gândește Guvernul PSD, ce vizează ca bază de impunere cifra de afaceri și nu profitul, va afecta sectoarele economice capital intensive și cu ciclu lung de producție. Paradoxal, deși are toate șansele de a fi de departe cel mai afectat sector de noua filosofie fiscală, cel energetic mai este lovit și prin populista majorare a “redevențelor”.

În primele nouă luni ale anului trecut, la bugetul de stat s-a încasat din redevențe petroliere și miniere suma totală de peste 912 milioane lei, în scădere cu peste 20% mai puțin comparativ cu perioada similară din 2015. Pe parcursul întregului an 2015, încasările au totalizat circa 1,3 miliarde lei.

Americanii intenționează să accepte la negocieri doar operatori cu o cifră de afaceri medie anuală pe ultimii 3 ani de cel puțin 254 milioane dolari. ExxonMobil nu solicită garanție de participare la procedura de negociere. În schimb, ofertantul declarat câștigător va trebui să constituie o garanție de bună execuție a contractului de 10% din valoarea fără TVA a acestuia

Qualcomm, cel mai mare producător de cipuri pentru telefoane mobile, a dat în judecată mai multe companii care produc componente pentru iPhone și asamblează telefoanele iPhone pentru Apple, pe motiv că nu au plătit redevențele pe care le datorau.

Autoritățile vor să descurajeze majorarea prețurilor pe piața angro de gaze sau să profite de eventuale scumpiri prin creșterea de la 60% la 70% sau 80% a cotei de impunere pentru impozitul pe veniturile suplimentare obținute de producători. În plus, se vrea ca impozitul, introdus inițial în 2013 pe 1 an, dar menținut în fiecare an, să devină permanent, relevă un document guvernamental.

Statul vrea mai mulți bani din exploatarea resurselor românești de țiței și gaze, iar companiile cer regim fiscal predictibil pentru a-și putea permite să investească pe termen lung. Consumatorii vor calitate și constanță, dar asta presupune investiții recuperate prin tarife. Punctul de echilibru este greu de găsit, fiecare parte își apără, firesc, interesele, Profit Energy.forum creând însă premisele unor soluții.

Sunt semnale că autoritățile intenționează să prelungească pe termen nedeterminat aplicarea impozitului de 60% pe veniturile suplimentare obținute de producătorii de gaze din dereglementarea prețurilor în acest sector și chiar să majoreze cota de impunere la 70-80%, a anunțat, la Profit Energy.forum, Dan Bădin, partener coordonator servicii fiscale și juridice Deloitte România.

Afirmațiile care mai apar în mediul public potrivit cărora producătorii de țiței și gaze din România obțin profituri prea mari și plătesc taxe prea mici constituie "fake news" (știri false), câștigul total al Guvernului român de pe urma industriei de hidrocarburi fiind printre cele mai mari din Europa, a declarat, la Profit Energy.forum, președintele ales al Asociației Române a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA), Harald Kraft.

Noul preț de referință la care sunt aplicate cotele procentuale de redevență prevăzute de Legea petrolului, neactualizat din 2008, va fi unul real și aplicat începând cu calcularea redevențelor percepute pentru concesiunile din cea de-a 11-a rundă de explorare, care urmează a fi lansată în acest an de Agenția Națională pentru Resurse Minerale, a anunțat Sorin Gal, director în cadrul ANRM, la Profit Energy.forum.

Decizia depinde de mai mulți factori, inclusiv de ce va decide Guvernul cu privire la reglementarea fiscală a sectorului de țiței și gaze, a declarat, într-un interviu acordat Profit.ro, directorul general al OMV Petrom, Mariana Gheorghe. În prezent, consorțiul OMV Petrom-ExxonMobil analizează viabilitatea comercială a exploatării zăcămintelor de gaze din perimetrul Neptun Deep din Marea Neagră.

Din 2008, prețul de referință al gazelor pentru calculul redevențelor a fost fixat de ANRM la nivelul de 495 lei/mia de metri cubi, adică 45,71 lei/MWh, cât era la acea dată prețul reglementat de vânzare al gazelor naturale din producția internă. În prezent, pe piețele centralizate de gaze din România, gazele se vând cu prețuri cuprinse între 61 și 90 lei/MWh, iar pe bursele europene - cu circa 15 euro/MWh.