Știri
Știri din categoria Petrol și gaze
România va începe extragerea primei molecule de gaz din Marea Neagră în prima jumătate a anului 2027, conform declarațiilor ministrului Energiei, informează Profit.ro. Proiectul Neptun Deep, dezvoltat de Romgaz și OMV Petrom, este în avans față de graficul inițial, iar extracția anuală estimată va fi de aproximativ opt miliarde metri cubi.
Investiția totală în proiectul Neptun Deep se ridică la patru miliarde de euro, fiind împărțită egal între Romgaz, deținută de statul român în proporție de 70%, și OMV Petrom. Începerea forajului pentru zăcămintele Pelican Sud și Domino a fost anunțată pentru 25 martie 2025, acestea fiind situate la 160 km în largul Mării Negre.
Prin acest proiect, România se va poziționa ca cel mai mare producător de gaze naturale din Uniunea Europeană, ceea ce va aduce beneficii semnificative atât consumatorilor casnici, cât și companiilor din industria petrochimică și a îngrășămintelor chimice. În august 2022, Romgaz a devenit acționarul unic al Romgaz Black Sea Limited, după achiziția de la ExxonMobil, consolidându-și astfel poziția în proiectul Neptun Deep.
Recomandate
Statul român a activat dreptul de preempțiune pentru gazele din Neptun Deep , ceea ce poate schimba ordinea de prioritate la vânzarea viitoarelor volume și reduce spațiul pentru contracte directe către cumpărători din regiune, inclusiv Ungaria, potrivit Profit . Miza este una de reglementare, cu efect economic: legea offshore obligă ca gazele tranzacționate prin contracte bilaterale să fie oferite mai întâi statului român, prin Administrația Națională a Rezervelor de Stat și Probleme Speciale (ANRSPS) , care poate accepta sau refuza în termen de 7 zile. Dacă statul refuză (inclusiv prin lipsa răspunsului), titularii acordurilor pot vinde către terți, însă nu la un preț mai mic decât cel oferit ANRSPS. Ce volume sunt vizate și de ce contează pentru piață Conform informațiilor citate de Profit din Financial Intelligence, ANRSPS ar urma să achiziționeze gazele la prețul ofertat de compania maghiară MVM. Ar fi vorba despre volume ce ar urma să fie vândute de OMV Petrom, care deține 50% din concesiunea Neptun Deep, restul fiind în posesia Romgaz. Aceeași sursă indică o cantitate totală de 5 miliarde metri cubi, pe o durată de șapte ani, echivalentul a circa 52,75 milioane MWh (aprox. 7,53 milioane MWh pe an). La cotațiile futures pentru 2027 de la hub-ul olandez TTF, cantitatea totală este evaluată la circa 2,1 miliarde euro (aprox. 11 miliarde lei), potrivit calculelor menționate. Ce urmează: discuții tehnice și posibil export, dar condiționat În prezent, există discuții între statul român și oficialii OMV Petrom privind aspecte tehnice și contractuale ale exercitării dreptului de preempțiune, inclusiv punctul de livrare, calitatea gazului, flexibilitatea de transfer a drepturilor și obligațiilor contractuale și modalitatea de plată. Autoritățile de la București nu exclud transferul unor cantități către țări din regiune aflate în deficit, prin acorduri bilaterale între guverne, însă doar după confirmarea că nu există cerere internă de acoperit, potrivit informațiilor prezentate. În paralel, Profit amintește că publicația maghiară Index.hu a scris recent că MVM vrea să semneze un contract pentru gaze din Neptun Deep, care ar permite Ungariei să înlocuiască pe termen lung o parte semnificativă din importurile de gaze rusești. [...]
Reticența Europei de a semna contracte pe termen lung pentru LNG din SUA riscă să complice strategia UE de înlocuire a gazului rusesc până în 2027 , potrivit Economica . Dezvoltatorii americani spun că discuțiile cu importatorii europeni există, dar se blochează la momentul angajamentelor ferme, pe fondul temerilor că dependența de Rusia ar putea fi înlocuită cu una față de Statele Unite. Directori americani citați de Bloomberg afirmă că, deși europenii sunt deschiși la negocieri, „nu se angajează cu adevărat” în acorduri de aprovizionare pe termen lung. Miza este una de securitate energetică și de poziționare strategică: companiile europene evită să își lege consumul de o singură sursă dominantă, chiar dacă piața globală de LNG este descrisă ca fiind mai strânsă decât se anticipa înainte de războiul din Iran. Presiunea calendarului UE: ieșirea din gazul rusesc până la final de 2027 În paralel, UE accelerează eliminarea importurilor de gaz rusesc. Conform planului menționat în articol, Uniunea a interzis din 25 aprilie importurile de LNG din Rusia prin contracte spot (pe termen scurt), ca parte a eliminării treptate a tuturor importurilor de gaz rusesc până la sfârșitul lui 2027. Calendarul indicat include: interdicție totală pentru importurile de LNG din Rusia de la începutul anului 2027 ; oprirea importurilor de gaz rusesc prin conducte din toamna anului 2027. Riscul unei noi concentrări: până la 80% LNG din SUA în 2028, potrivit IEEFA Pe fondul reorientării fluxurilor, dependența UE de LNG din SUA a crescut și ar putea ajunge ca 80% din importurile de LNG ale Uniunii să provină din Statele Unite până în 2028 , potrivit prognozelor publicate luna trecută de Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), citate de Economica. Această perspectivă explică de ce importatorii europeni ezită să semneze volume mari pe termen lung: contractele ar securiza aprovizionarea, dar ar putea consolida o dependență structurală de un singur furnizor dominant. Alternativa Canada: interes pentru Ksi Lisims LNG , dar cu volume încă de contractat În căutarea diversificării, mai multe companii europene de utilități și-au exprimat interesul pentru producția viitoare a proiectului canadian Ksi Lisims LNG , care ar urma să fie a doua facilitate de export de gaz lichefiat a Canadei. Proiectul are deja acorduri de preluare pentru 5 milioane de tone pe an , însă dezvoltatorii încearcă să obțină angajamente pentru încă 3–4 milioane de tone , potrivit directorului executiv al Western LNG, liderul proiectului, într-un interviu pentru Reuters. De ce contează pentru companii Pentru utilități și marii consumatori industriali, dilema este între: securizarea volumelor prin contracte pe termen lung (care reduc riscul de aprovizionare); limitarea riscului de dependență și păstrarea flexibilității într-o piață cu volatilitate geopolitică și cu reguli UE în schimbare. Articolul nu indică o soluție imediată, dar sugerează că, pe măsură ce UE închide definitiv capitolul gazului rusesc, competiția pentru LNG și nevoia de diversificare vor pune presiune pe deciziile de contractare ale importatorilor europeni. [...]
Kazahstanul este împins să livreze mai mult țiței, iar România rămâne expusă la deciziile OPEC+ , într-un moment în care restricțiile din strâmtoarea Ormuz amplifică presiunea pe fluxurile globale de petrol, potrivit Profit . Pentru piața românească, miza este directă: Kazahstanul este indicat drept principala sursă de țiței, iar orice schimbare de producție sau de logistică se poate traduce în volatilitate mai mare a costurilor de aprovizionare. Ministrul Energiei de la Astana, Yerlan Akkenzhenov, citat de Reuters, spune că partenerii Kazahstanului cer creșterea livrărilor „în lumina restricțiilor din strâmtoarea Ormuz”, chiar dacă țara are limite în cadrul acordului OPEC+ și constrângeri de infrastructură. „Știm că lumea are nevoie de petrolul Kazahstanului și suntem un furnizor foarte de încredere pentru partenerii noștri. În lumina restricțiilor din strâmtoarea Ormuz, partenerii noștri ne cer să creștem livrările. Ei ne cer să mergem la maxim. Desigur, avem constrângeri de infrastructură, în limitele nivelurilor actuale de producție din Kazahstan.” Ce se schimbă în OPEC+ și de ce contează pentru aprovizionare În paralel, alianța OPEC+ a decis să continue creșterea cotelor de producție. Conform informațiilor prezentate, luna aceasta OPEC+ a aprobat o nouă majorare consecutivă, a patra în tot atâtea luni, cu 188.000 de barili pe zi, începând din iulie. Totodată, șapte membri-cheie ai alianței – Arabia Saudită, Rusia, Irak, Kuweit, Algeria, Kazahstan și Oman – au majorat deja cotele de producție cu aproape 600.000 de barili pe zi în perioada aprilie–iunie. Limitări: cerere de „maxim” versus infrastructură Deși mesajul partenerilor este de creștere a livrărilor, ministrul kazah indică explicit o limitare practică: infrastructura și nivelurile actuale de producție. Asta sugerează că, chiar și în condiții de presiune pe piață, capacitatea de a crește rapid exporturile poate fi plafonată. Pentru România, care se bazează semnificativ pe țițeiul kazah, combinația dintre tensiunile logistice (Ormuz), disciplina OPEC+ și constrângerile de infrastructură din Kazahstan rămâne un factor de risc pentru stabilitatea aprovizionării și pentru evoluția prețurilor la țiței și, indirect, la carburanți. [...]
Scăderea cotațiilor petrolului începe să se vadă la pompă , dar efectul complet al ieftinirilor ar putea veni cu întârziere de câteva luni, în funcție de contractele din lanțul de aprovizionare, potrivit Stirile Pro TV . În prezent, benzina a ajuns la 8,5 lei/litru, iar motorina „se apropie de 9 lei”, după o perioadă în care prețurile depășiseră 10 lei/litru. Unghiul economic al știrii este legat de transmisia (întârziată) a prețului petrolului în costurile de transport și, implicit, în bugetele firmelor și ale populației. Deși barilul s-a ieftinit în ultimele zile până la cel mai redus nivel din ultimele trei luni, specialiștii citați de publicație anticipează că ieftinirile se vor reflecta la pompă abia după 2–6 luni, în funcție de contractele de achiziție semnate de producători și distribuitori. Ce se întâmplă pe piața petrolului Pe plan internațional, cotațiile au coborât puternic după anunțarea unui acord: petrolul Brent (referință pentru Europa) a ajuns la aproximativ 82 dolari/baril, iar WTI (referință pentru SUA) la circa 80 dolari/baril, cel mai redus nivel din martie, după o scădere de peste 5% într-o singură zi. În același timp, sursa notează că există și voci care consideră reacția pieței prea optimistă și că ar subestima dificultățile care urmează. De ce nu se vede imediat ieftinirea în România Materialul indică două explicații principale pentru decalajul dintre scăderea barilului și prețurile din benzinării: contractele de achiziție din lanțul producători–distribuitori, care pot amâna ajustarea prețurilor cu 2–6 luni ; cursul de schimb , întrucât o parte din scumpirile anterioare au fost puse și pe seama unei monede naționale mai slabe: la începutul anului, cotația era de 4,35 lei/dolar, față de aproximativ 4,5 lei/dolar în perioada recentă. Context geopolitic: Strâmtoarea Ormuz și riscul de volatilitate Specialiștii vorbesc despre o posibilă stabilizare a cotațiilor și chiar noi reduceri dacă traficul din Strâmtoarea Ormuz revine la normal, în urma acordului de pace dintre Statele Unite și Iran. În acest context, Iranul a anunțat că ar urma să ia măsuri pentru redeschiderea strâmtorii imediat ce va fi semnat un acord provizoriu cu SUA și i se va permite să își vândă petrolul fără restricții, potrivit unor copii ale acordului apărute în presă. Pentru companii și consumatori, miza rămâne aceeași: dacă ieftinirea petrolului se menține, presiunea pe costurile de transport și pe prețurile din economie poate scădea, însă calendarul depinde de contracte și de evoluția cursului, nu doar de cotațiile internaționale. [...]
Deși Donald Trump mizează pe o scădere rapidă a prețului petrolului după redeschiderea Strâmtorii Ormuz , piața futures nu validează un scenariu de revenire la „normal” pe termen lung , potrivit Newsweek , care citează o analiză CNN semnată de jurnalistul David Goldman. În analiza publicată de CNN , Goldman arată că promisiunea lui Trump – că prețurile energiei vor „scădea ca o piatră” imediat ce se negociază pacea și se redeschide Strâmtoarea Ormuz – este greu de susținut dacă ne uităm la așteptările pieței. „Normalul”, definit ca un preț al țițeiului Brent sub 70 de dolari (nivelul de dinainte de război), ar fi „la doar aproximativ 15 dolari distanță”, însă contractele futures pe termen lung „nu s-au mișcat aproape deloc”. Ce arată prețurile: scădere pe termen scurt, scepticism pe termen lung După anunțarea acordului (menționat în analiză ca fiind anunțat duminică), petrolul a coborât sub 85 de dolari și a scăzut deja cu aproximativ 25 de dolari față de un vârf recent atins „acum o lună”. Totuși, mesajul principal al pieței este că ieftinirea nu este văzută ca structurală. Goldman notează că, deși contractul pentru luna cea mai apropiată (referința uzuală când se vorbește despre „prețul petrolului”) a scăzut brusc în ultimele săptămâni, curba futures nu indică o revenire sub 70 de dolari nici măcar până la sfârșitul anului 2031. De ce contează: „noua normalitate” poate rămâne peste nivelurile pre-război Analiza pune accent pe faptul că „revenirea la normal” depinde de definiție și de constrângeri practice din industrie. Dan Pickering, fondator și director de investiții la Pickering Energy Partners , este citat spunând: „Vom afla care este noua normalitate. Dar nu va fi benzină de 2,85 dolari galonul.” Cu alte cuvinte, chiar dacă tensiunile geopolitice se reduc și fluxurile se reiau, piața nu pare să parieze pe o întoarcere rapidă și durabilă la prețurile de dinaintea conflictului. Blocajul operațional: redeschiderea Ormuz nu înseamnă reluare instantanee a fluxurilor Un alt motiv pentru care piața rămâne prudentă ține de logistică și siguranță maritimă. În scenariul redeschiderii strâmtorii (menționată ca fiind „programată în prezent pentru vineri”), Goldman arată că petrolierele rămase blocate nu pot „fugi” imediat, iar traficul ar urma să fie îngreunat de condițiile de navigație. În analiză se menționează că Iranul a minat strâmtoarea, ceea ce ar limita tranzitul la două pasaje înguste. Jakob Larsen, responsabil cu siguranța și securitatea la BIMCO (cea mai mare asociație de armatori din lume), avertizează că navele vor trebui să navigheze cu prudență și să păstreze distanțe de siguranță pentru a evita coliziuni și eșuări, ceea ce poate crea un blocaj și întârzieri în normalizarea transporturilor. În acest context, mesajul economic pentru companii și consumatori este că scăderile de preț pot apărea pe termen scurt, dar piața nu indică, deocamdată, o ieftinire profundă și de durată până la nivelurile pre-război. [...]
ANRE reduce cu 7,1% tariful reglementat de distribuție a gazelor naturale de la 1 iulie 2026 , o decizie care poate micșora componenta de distribuție din facturi în a doua jumătate a anului, pentru majoritatea consumatorilor, potrivit Stirile Pro TV . Comitetul de Reglementare al Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) a aprobat noile tarife reglementate pentru distribuția gazelor naturale, aplicabile din 1 iulie 2026. Măsura vizează 27 de operatori licențiați la nivel național. Ce se schimbă în tarife și de ce contează Conform ANRE, raportat la volumele de gaze efectiv vehiculate în rețele, tariful mediu ponderat scade de la 58,47 lei/MWh la 54,32 lei/MWh, adică o reducere de 7,1%. În consecință, pentru „marea majoritate” a consumatorilor, componenta de distribuție din factura de gaze ar urma să fie mai mică în semestrul al doilea din 2026. Ce înseamnă pentru facturi Decizia se referă la tarifele de distribuție (costul utilizării rețelelor), nu la prețul integral al gazului. Prin urmare, efectul în factura finală depinde de ponderea distribuției în total și de condițiile aplicabile fiecărui client, însă ANRE indică o scădere a acestei componente pentru cei mai mulți consumatori. Cine este vizat Noile tarife se aplică celor 27 de operatori de distribuție licențiați din România, începând cu 1 iulie 2026. [...]
