Știri
Știri din categoria Energie
Rompetrol a redus cu 10 bani/litru prețul motorinei standard și a ajuns, cel puțin temporar, cu cea mai ieftină motorină din rândul marilor rețele, potrivit datelor consultate de Economica. În după-amiaza de 7 mai, motorina la Rompetrol era 9,82 lei/litru, sub nivelurile raportate pentru ceilalți jucători mari în București.
Mișcarea este relevantă pentru piață deoarece, conform aplicației Monitorul Prețurilor a Consiliului Concurenței, Rompetrol a fost singurul lanț dintre cele mari care a ieftinit în ziua respectivă, într-un context în care prețurile la pompă au rămas, în rest, la niveluri apropiate.
Motorină (lei/litru):
Benzină (lei/litru):
Rompetrol Downstream operează 1.217 puncte de distribuție carburanți (stații proprii, stații partenere, stații mobile Rompetrol Express și baze interne), șase depozite de carburanți la nivel național, circa 280 de stații de alimentare cu autogaz (GPL) și peste 7.000 de puncte de distribuție pentru butelii GPL și butelii de uz casnic. Rețeaua este alimentată preponderent cu carburanți produși la rafinăria Petromidia.
Recomandate
Deși benzina a trecut de 9 lei/litru, România rămâne cu 16% sub media UE la prețurile carburanților , iar diferența s-a mărit față de „normal”, potrivit declarațiilor președintelui Consiliului Concurenței, Bogdan Chirițoiu, citate de Digi24 . Mesajul are miză economică directă: scumpirile recente apasă bugetele și costurile de transport, dar comparația europeană sugerează că presiunea locală e, relativ, mai mică decât în majoritatea statelor din Uniune. Chirițoiu spune că instituția „stă cu ochii” pe piața carburanților și strânge zilnic date printr-o platformă numită „ Monitorul prețurilor ”, care colectează tarifele din benzinăriile marilor lanțuri și transmite informațiile către Guvern. În acest context, el afirmă că, deși prețurile au urcat peste 9 lei/litru la benzină și aproape de 10 lei/litru la motorină, România rămâne „substanțial mai ieftină” decât alte state din UE. Diferența față de UE s-a amplificat Potrivit lui Chirițoiu, ecartul actual este mai mare decât în mod obișnuit. El indică faptul că, în condiții „normale”, motorina era aproape de media europeană, iar benzina era cu 3%–5% sub medie, însă acum România ar fi cu 16% sub media europeană. Explicația invocată: aprovizionare mai puțin dependentă de piețele externe Un motiv menționat pentru prețurile mai mici ține de structura aprovizionării: principalele companii petroliere active local – OMV Petrom , Rompetrol și SOCAR – ar avea propriile surse de petrol, ceea ce le-ar face mai puțin dependente de fluctuațiile externe și le-ar permite să vândă mai ieftin decât în alte țări din Uniune, conform aceleiași declarații. [...]
Rompetrol a coborât benzina premium la 8,21 lei/litru, sub prețul benzinei standard , într-o mișcare care poate pune presiune pe concurență și arată cât de greu se vând sortimentele „premium” în actualul val de scumpiri, potrivit Economica . Rompetrol a redus prețul benzinei EfixS 98 (cifră octanică 98) în două etape: cu 40 de bani/litru pe 25 aprilie și cu încă 50 de bani/litru „azi dimineață”, conform observațiilor publicației. În același timp, benzina standard din stațiile Rompetrol este la 8,98 lei/litru, ceea ce înseamnă că sortimentul premium a ajuns semnificativ mai ieftin decât cel standard în propria rețea. Cum arată comparația în București Cu prețul de 8,21 lei/litru, benzina premium de la Rompetrol devine, potrivit sursei, cea mai ieftină benzină din toate lanțurile din țară (atât standard, cât și premium). În Capitală, cele mai mici prețuri menționate sunt: Rompetrol: 8,21 lei/litru (premium) Petrom: 8,72 lei/litru (standard) OMV: 8,82 lei/litru (standard) MOL: 8,89 lei/litru (standard) Lukoil: 8,89 lei/litru (standard) De ce contează: semnal despre cerere și stocuri Explicația avansată este una de cerere: carburanții premium se vând mai greu în perioada actuală, marcată de scumpiri la pompă, pe fondul tensiunilor din Orientul Mijlociu , care au afectat aprovizionarea globală și au împins în sus cotațiile la petrol și carburanți. În acest context, clienții se orientează mai mult către sortimentele standard, iar premium-ul rămâne nevândut. În plus, sursa amintește că benzina este, în mod structural, un produs excedentar în România: rafinăriile produc mai multă benzină decât se consumă intern (în timp ce la motorină producția este sub necesar), ceea ce face ca, în condiții normale, România să fie exportator de benzină. Acum însă, exporturile ar fi limitate de „legislație de criză”, care permite exportul doar cu acordul Ministerului Energiei. Ce urmează Nu este clar cât timp va menține Rompetrol acest preț redus la benzina premium, notează sursa. Într-un episod anterior, compania a aplicat o strategie similară la motorina premium, vândută temporar sub prețul motorinei standard, până la epuizarea stocurilor (context detaliat în Economica ). Rompetrol Downstream operează 1.217 puncte de distribuție carburanți (stații proprii, partener, stații mobile Rompetrol Express și baze interne), șase depozite de carburanți, circa 280 de stații GPL și peste 7.000 de puncte de distribuție pentru butelii, rețeaua fiind alimentată preponderent din rafinăria Petromidia. [...]
Europa ia din nou în calcul energia nucleară ca „poliță de asigurare” împotriva șocurilor de aprovizionare , dar miza economică vine cu o problemă practică: reactoarele se construiesc greu și scump, iar beneficiile apar pe termen lung, potrivit unei analize preluate de Antena 3 . Închiderea efectivă a Strâmtorii Ormuz, pe fondul războiului dintre SUA și Iran, a expus vulnerabilitatea Europei la întreruperi ale importurilor de energie. În acest context, șeful Agenției Internaționale a Energiei, Fatih Birol, a spus anterior pentru CNBC că energia nucleară va primi un „impuls” din cauza crizei de aprovizionare și a cerut guvernelor să își întărească reziliența prin surse alternative. De ce contează: securitate energetică, dar cu costuri inițiale mari Argumentul central pentru nuclear, în logica analiștilor citați, este reducerea dependenței de importuri și stabilitatea producției: centralele nucleare emit semnificativ mai puțin decât combustibilii fosili, ocupă spațiu redus și pot funcționa fiabil indiferent de vreme. Chris Seiple, vicepreședinte în cadrul Wood Mackenzie (divizia energie și regenerabile), spune pentru CNBC că energia nucleară „trebuie să joace un rol major” în rezolvarea problemei securității energetice în Europa. Michael Browne, strateg global de investiții la Franklin Templeton, punctează însă compromisului economic: energia nucleară este „scumpă, dar foarte eficientă”, iar în exemplul invocat, prețurile energiei în Franța sunt „semnificativ mai mici decât în Germania”. Franța, reperul european, dar extinderea nu se face rapid Franța este prezentată drept exemplu de succes: peste 60% din necesarul său de energie este acoperit de energia nucleară. Analiștii citați consideră că tot mai multe țări ar putea fi tentate să urmeze acest model, inclusiv state care au dezafectat reactoare timp de decenii, precum Regatul Unit sau Germania. Totuși, ritmul de implementare rămâne principalul obstacol operațional. Exemplele din analiză arată că proiectele nucleare se întind pe perioade foarte lungi: Hinkley Point C (Regatul Unit) a început în 2016 și este așteptat să fie finalizat spre sfârșitul deceniului; ar urma să furnizeze electricitate pentru 6 milioane de persoane și aproximativ 7% din necesarul energetic al țării. Flamanville 3 (Franța), inaugurat în 2024, a avut nevoie de 17 ani pentru a deveni operațional. În paralel, proiectele de energie regenerabilă pot fi implementate mai rapid, avertizează Chris Aylett, citat de CNBC, ceea ce complică decizia de investiție atunci când urgența este securitatea aprovizionării. Unde se blochează ecuația: reglementare, forță de muncă și geopolitică În 2025, energia nucleară reprezintă 11,8% din mixul energetic total al Europei, în timp ce petrolul și gazele depășesc încă o treime, potrivit datelor Eurostat citate în material. Seiple susține că „cheia succesului” pentru proiectele nucleare europene este găsirea unor metode mai ieftine de construcție, inclusiv prin tehnologii mai accesibile din China — o opțiune dificilă politic, în condițiile în care Europa vrea să își reducă dependența de Beijing. Chris Aylett (Chatham House) adaugă că o astfel de colaborare ar putea fi „mai ieftină și mai rapidă”, dar este greu de realizat din motive politice, inclusiv preocupări de securitate și riscul pierderii unor industrii strategice. Seiple mai indică faptul că, în afara SUA și Europei, alte regiuni au găsit modalități de a construi centrale competitive ca preț, iar diferența ține mai degrabă de reglementare și de formarea forței de muncă. Ce urmează: acceptanța publică rămâne o condiție Accidentele de la Cernobîl și Fukushima au afectat puternic percepția publică și au împins politicienii să renunțe la proiecte, însă a doua criză energetică a Europei din ultimii patru ani ar putea schimba această atitudine, potrivit lui Aylett. Adnan Shihab-Eldin (Oxford Institute for Energy Studies) leagă însă viitorul nuclearului de un factor mai puțin tehnic, dar decisiv pentru decizie: educația publicului, astfel încât sprijinul electoral să permită politicienilor să susțină proiecte cu orizont de livrare de ordinul deceniilor. [...]
Guvernul a adoptat o ordonanță care condiționează eliberarea ATR-urilor de garanții financiare mai dure, o mișcare menită să reducă blocajele speculative din rețea și să deblocheze investițiile reale în producția de energie , potrivit Economedia . Premierul Ilie Bolojan a anunțat măsura în timpul dezbaterii moțiunii de cenzură, iar Guvernul a confirmat ulterior că ordonanța a fost adoptată într-o ședință extraordinară de marți dimineață. Purtătoarea de cuvânt a Guvernului, Nadina Ioana Dogioiu, a explicat pentru Economedia că ordonanța a fost adoptată „pe bandă”, prin introducerea textului în ședința de Guvern ca anexă la o altă ordonanță de urgență. De ce contează: curățarea „megawaților de pe hârtie” din rețea Miza este una operațională și de reglementare: ATR (Avizul Tehnic de Racordare) este documentul care rezervă capacitate în rețeaua electrică pentru un proiect. Când proiectele nu se mai realizează, capacitatea rămâne blocată, iar investitorii care vor să construiască efectiv nu mai găsesc loc în rețea. Bolojan a susținut că România a ajuns să emită avize mult peste capacitatea reală a sistemului: „Avem 19.000 MW capacitate totală, din care sunt ocupați 9.000 MW, am eliberat ATR pentru 80.000 MW și încă 30.000 MW sunt în lucru.” În aceeași intervenție, premierul a legat problema de comportamente speculative („băieți deștepți”) care ar obține prioritar avize pe care apoi le vând sau le folosesc pentru a bloca accesul altora în sistem. Ce se schimbă în practică: garanții mai mari și termene care pot anula automat avizele În același context, ANRE a publicat un ordin care modifică regulile de racordare la rețelele electrice de interes public, cu accent pe proiectele cu putere aprobată pentru evacuare mai mare de 1 MW, conform unui material Economedia despre ANRE . Principalele schimbări menționate: garanția financiară pentru racordare crește de la 5% la 20% din valoarea tarifului de racordare, în anumite situații; pentru proiectele mari, utilizatorii trebuie să obțină autorizația de înființare până la finalizarea contractului de execuție a instalației de racordare, cu un termen maxim de 12 luni de la încheierea contractului de racordare și 18 luni de la emiterea ATR; dacă termenele nu sunt respectate sau autorizația este retrasă de ANRE, ATR-urile și contractele de racordare își încetează valabilitatea automat ; regulile intră în vigoare la publicarea în Monitorul Oficial și se aplică imediat contractelor noi; pentru proiectele deja în curs, termenul de 12 luni pentru obținerea autorizațiilor devine obligatoriu. Președintele ANRE, George Niculescu, a argumentat că majorarea garanțiilor vizează în special proiectele fără intenție reală de execuție și a introdus o „măsură de siguranță” prin pierderea ATR-ului dacă autorizația de înființare nu este obținută în termenul stabilit. Ce urmează Bolojan a indicat că Guvernul pregătește un plan „până la final de martie” pentru scăderea prețurilor la energia electrică, iar una dintre direcții este deblocarea capacităților de rețea pentru a permite intrarea investițiilor „cu adevărat” în producție. Din informațiile disponibile în material, detaliile complete ale ordonanței (textul și mecanismele exacte) nu sunt prezentate. [...]
Proiectul reactoarelor 3 și 4 de la Cernavodă a primit avizul tehnic de racordare la rețea , un pas operațional care fixează parametrii de conectare și pune presiune pe deja aglomerata zonă Dobrogea, unde se concentrează o mare parte din capacitățile de producție (în special regenerabile), potrivit Profit . Avizul tehnic de racordare (ATR) a fost emis de Transelectrica , operatorul sistemului energetic național. Documentul este relevant pentru piață deoarece stabilește condițiile în care noile unități pot fi conectate la rețeaua de transport, într-un moment în care capacitatea de evacuare a energiei din Dobrogea este un subiect sensibil, pe fondul numărului mare de proiecte din regiune. Ce parametri apar în ATR Conform datelor analizate de publicație, ATR-ul prevede o putere aprobată pentru racordare de 1.329,6 MW , sub nivelul din planul cunoscut pentru U3–U4, de 1.400 MW (câte 700 MW pe fiecare unitate). Diferența dintre puterea aprobată în ATR și puterea din planul public al proiectului indică faptul că racordarea este tratată în parametri tehnici specifici rețelei și ai soluției de conectare, nu doar ca sumă „teoretică” a capacităților instalate. De ce contează pentru Dobrogea și pentru sistem Dobrogea este deja una dintre cele mai încărcate zone din punctul de vedere al racordărilor, în special din cauza concentrării proiectelor eoliene și solare. În acest context, apariția unui ATR pentru un proiect nuclear de dimensiuni mari în aceeași regiune ridică miza pe: planificarea și întărirea rețelei de transport; prioritizarea și calendarizarea racordărilor; gestionarea congestiilor (supraaglomerărilor) din rețea, care pot limita evacuarea energiei produse. Semnal de maturizare a proiectului: căutare de CEO și CFO În paralel cu avansul pe componenta de racordare, dezvoltatorul proiectului caută CEO (director general) și CFO (director financiar), potrivit aceleiași surse. Mișcarea sugerează o etapă de organizare și consolidare a conducerii executive, tipică proiectelor mari care intră în faze cu cerințe mai ridicate de coordonare tehnică, financiară și de relație cu instituțiile. Publicația nu detaliază în fragmentul disponibil calendarul următorilor pași sau condițiile complete din ATR, astfel că impactul exact asupra investițiilor în rețea și asupra altor proiecte din zonă nu poate fi cuantificat din informațiile prezentate. [...]
Hidroelectrica mizează pe finanțări ieftine pentru a susține vârfurile de investiții (CAPEX) din anii următori fără să renunțe la dividende , în condițiile în care compania accelerează retehnologizările și proiectele noi după un 2025 afectat de secetă și de scăderea producției hidro, potrivit Ziarul Financiar . Bogdan Badea, CEO al Hidroelectrica, a spus la ZF Power Summit 2026 (23–25 februarie) că 2024 a fost „un an al investițiilor”, iar în 2025 compania continuă pe aceeași direcție, cu accent atât pe activele existente (programul de retehnologizare), cât și pe proiecte noi ajunse la maturitate și intrate în execuție. De ce contează: investiții mari, dar cu presiune pe execuție și pe cash-flow Hidroelectrica (H2O) – cea mai mare companie din România după capitalizarea bursieră – a raportat pentru 2025 un profit net de 3,3 mld. lei, în scădere cu 20% față de 2024, pe fondul unei secete severe și al „celei mai mici producții de energie hidro din istoria României”, conform raportului anual preliminar citat în articol. Veniturile au fost de 9,61 mld. lei, în creștere cu 5%. În acest context, mesajul managementului către investitori este că programul de investiții poate fi extins fără a sacrifica politica de dividende, prin acces la finanțare în condiții avantajoase, susținut de nivelul redus al datoriilor companiei. Ce blochează proiectele: avize, achiziții și litigii O parte importantă a bugetelor merge către retehnologizări de amploare, însă Badea indică drept obstacol major lanțul de avizare și autorizare, care ajunge să dureze mai mult decât execuția. Un exemplu este retehnologizarea de la Vidraru, descrisă ca investiție pregătită din 2016, cu proceduri de achiziție care „nu au fost încheiate cu succes” o perioadă, dar pentru care compania spune că a reușit să semneze contractul și să intre în program, iar lucrările sunt „conform graficului”. Totodată, articolul menționează că și unități aflate în stadii avansate de finalizare pot fi blocate de acțiuni ale unor ONG-uri. Schimbarea mixului energetic: oportunități din regenerabile și servicii de echilibrare Pe fondul instalărilor accelerate, în special în fotovoltaic, Badea susține nevoia de flexibilitate în sistem și respinge „canibalizarea” între tehnologii, argumentând că „este loc pentru toate tehnologiile” dacă există un echilibru între ele. Pentru Hidroelectrica, creșterea regenerabilelor este prezentată ca oportunitate pe două direcții: posibilitatea de a face achiziții de energie la prețuri avantajoase; venituri din servicii de echilibrare (menite să stabilizeze sistemul atunci când producția și consumul nu se potrivesc), inclusiv pentru acoperirea vârfurilor de consum. Ce urmează: creșterea bugetului de investiții și căutarea de parteneri specializați CEO-ul Hidroelectrica afirmă că bugetul de investiții va crește, dar „marea provocare” rămâne găsirea de parteneri capabili să execute proiecte complexe de tipul Vidraru, într-o piață în care numărul firmelor specializate este limitat inclusiv la nivel european. În paralel, compania pariază pe accesarea de capital „la prețuri foarte competitive”, pe baza gradului redus de îndatorare, pentru a acoperi vârfurile de CAPEX din anii următori, menținând în același timp politica de dividende. [...]
