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
România își mută „linia de sosire” pentru Neptun Deep în S1 2027, dar rămâne expusă în iarna 2026–2027 , într-un context de prețuri ridicate și tensiuni geopolitice, potrivit Ziarul Financiar . OMV Petrom și Romgaz spun că primul gaz din proiect va intra în Sistemul Național de Transport (SNT) în prima jumătate a lui 2027, mai devreme decât estimarea anterioară care indica toamna lui 2027. Informația contează în primul rând prin impactul operațional asupra securității energetice: Neptun Deep este descris drept cel mai mare proiect energetic aflat acum în derulare în România, iar intrarea gazelor în rețea este unul dintre cele mai așteptate momente pentru piața locală. Totuși, beneficiul efectiv al acestei accelerări vine după trecerea printr-o iarnă considerată „hop major”, cu potențial de a fi complicată pe fondul crizei din Orientul Mijlociu și al prețurilor „foarte mari”. Ce au anunțat OMV Petrom și Romgaz despre calendar Cele două companii, cotitulare ale perimetrului Neptun Deep, afirmă că proiectul se derulează „conform planului”, ceea ce le permite să definească mai precis etapele următoare. Anunțul a fost făcut în seara zilei de 28 septembrie. Pe scurt, calendarul indicat de companii este: prima producție de gaze intră în SNT în prima jumătate a anului 2027 ; după intrarea în SNT, proiectul trece într-o fază de creștere treptată a producției și testare a performanțelor operaționale ; platoul de producție este estimat să fie atins până la finalul trimestrului al treilea din 2027 . De ce rămâne critică iarna 2026–2027 Deși momentul „primului gaz” este devansat față de așteptările anterioare, articolul subliniază că piața locală va resimți această îmbunătățire abia după iarna 2026–2027. Riscul este legat de combinația dintre tensiunile din Orientul Mijlociu și nivelul ridicat al prețurilor, care poate pune presiune pe echilibrul pieței înainte ca noile volume să intre efectiv în sistem. Diferența față de estimarea Transgaz Ziarul Financiar notează că anunțul OMV Petrom și Romgaz este mai optimist decât datele publicate anterior de Transgaz, care indicau toamna lui 2027 pentru primul gaz din Neptun Deep. Estimarea Transgaz a fost inclusă în planul actualizat de dezvoltare a Sistemului Național de Transport pentru perioada 2026–2035 . [...]
Primele gaze din Neptun Deep ar urma să intre în Sistemul Național de Transport în prima jumătate din 2027 , un calendar care mută discuția din zona de promisiuni în cea de planificare operațională pentru piața internă, potrivit Profit . OMV Petrom și Romgaz, co-titulari ai perimetrului, spun că proiectul se derulează conform planului după instalarea platformei offshore Neptun Alpha și progresele recente, ceea ce le permite să definească mai precis următoarele etape-cheie. Odată ce primele volume ajung la punctul de intrare în SNT, proiectul intră într-o fază de creștere treptată a producției și de testare a performanțelor operaționale. Companiile preconizează că platoul de producție va fi atins până la finalul trimestrului al treilea din 2027, cu o producție anuală la platou estimată la circa 8 miliarde metri cubi (100%). Ce mai rămâne de făcut până la livrarea în SNT OMV Petrom indică faptul că proiectul a intrat în „ultimele etape de execuție”, cu accent pe finalizarea infrastructurii și pregătirea punerii în funcțiune. În perioada următoare, activitățile vizează: continuarea forajului la sondele de dezvoltare rămase; instalarea și integrarea infrastructurii submarine; conectarea instalațiilor offshore la conducta de transport; implementarea unui program „cuprinzător” de inspecții și teste înainte de punerea în funcțiune. Pe parcursul anului 2026, proiectul a avansat prin instalarea platformei de producție Neptun Alpha și a conductei offshore, precum și prin finalizarea a șapte din cele zece sonde de producție, conform informațiilor prezentate. Dimensiunea proiectului și implicația pentru piață Neptun Deep (100%) are volume recuperabile estimate la aproximativ 100 miliarde metri cubi (aproximativ 700 milioane bep – barili echivalent petrol) și este proiectat să atingă un nivel de producție de platou de 140 kbep/zi, menținut timp de aproape 10 ani. Decizia finală de investiție a fost luată în iunie 2023, pentru costuri de dezvoltare de 4 miliarde euro (aprox. 20 miliarde lei), cu prima livrare de gaze prevăzută pentru 2027. OMV Petrom și Romgaz dețin câte 50% din proiect; OMV Petrom este operatorul, iar Romgaz (prin Romgaz Black Sea Limited) este non-operatorul. Comercializarea gazelor va fi realizată separat de fiecare titular. Context: Romgaz vizează furnizarea către populație, dar cu livrări din 2027 Separat de proiectul offshore, Romgaz afirmă că pentru furnizarea de gaze către populație primele oferte ar urma să fie lansate în decembrie 2026, cu livrări de la 1 aprilie 2027, conform planului stabilit în primăvară. Compania a indicat anterior că nu mai dispune de cantități de gaze naturale pentru comercializare către populație până la 31 martie 2027. În același timp, Profit notează că Guvernul a decis menținerea până în primăvara anului viitor a obligației ca producătorii interni să vândă la preț reglementat de 110 lei/MWh cantitățile necesare acoperirii consumului clienților casnici și al CET-urilor, inclusiv pentru constituirea de stocuri. În aceste condiții, Romgaz ar urma să aibă o cantitate din producția proprie alocată pentru vânzare la preț reglementat, iar compania indică faptul că, neștiind încă alocarea, nu poate estima ce volum îi rămâne disponibil pentru piața concurențială. [...]
Conducta Tuzla–Podișor este pregătită să preia gazele din Neptun Deep , iar acest lucru reduce riscul unui blocaj de infrastructură în momentul în care producția offshore va începe să intre în Sistemul Național de Transport (SNT), potrivit Mediafax . Declarația a fost făcută de Ion Sterian , directorul general al Transgaz, după o vizită de lucru la punctele-cheie de intrare a gazelor din proiectul Neptun Deep. Gazoductul Tuzla–Podișor, cu o lungime de 308,3 kilometri, este o investiție de aproximativ 500 milioane euro (aprox. 2,5 miliarde lei). Conducerea Transgaz îl descrie drept cel mai important proiect de infrastructură gazieră construit de companie după BRUA și Onești–Ungheni–Chișinău. „Conducta de transport gaze naturale Țărmul Mării Negre-Podișor este un proiect strategic, vital, pentru securitatea energetică, consolidarea acesteia și dezvoltarea sustenabilă a economiei naționale. Aceasta a fost finalizată în iunie 2025 și pusă în funcțiune la începutul lunii octombrie 2025, conform graficului de execuție, și este pregătită să preia gazele naturale din Marea Neagră pentru ca acestea să intre în SNT și să ajungă la operatorii economici și la gospodăriile din localitățile racordate la sistem.” Ion Sterian a mai spus, într-un interviu recent pentru Mediafax, că primele cantități de gaze din Neptun Deep sunt așteptate să intre în sistem în prima parte a anului viitor. Cum intră gazele în sistem: punctele vizitate În cadrul vizitei de lucru, șeful Transgaz a mers la: Stația de Robinete nr. 2 (SR2) a Transgaz, descrisă ca punct de plecare al gazoductului Tuzla–Podișor și punct de intrare al gazelor naturale din perimetrul Neptun Deep în această conductă; Stația de Măsurare Gaze (SMGN) de la Tuzla a OMV Petrom, indicată ca punct de intrare a gazelor din Neptun Deep, care apoi ajung în SR2 și, mai departe, în conducta Tuzla–Podișor și în SNT. Context: ce înseamnă Neptun Deep Neptun Deep este proiectul de exploatare a gazelor naturale din perimetrul de mare adâncime din Marea Neagră, o investiție comună a OMV și Romgaz de aproximativ 4 miliarde de euro (aprox. 20 miliarde lei). Proiectul ar urma să intre în producție anul viitor și are o cantitate estimată de circa 8 miliarde de metri cubi de gaze naturale. Transgaz a publicat și parametri tehnici ai stației de măsurare a OMV Petrom de la Tuzla, între care debite nominale și maxime, limite minime de oprire și presiuni de intrare/ieșire (exprimate în milioane Smc/zi și bari). [...]
România mizează pe gazul din Marea Neagră ca element de securitate energetică regională , iar președintele Nicușor Dan a spus că „anul viitor” începe exploatarea a „100 miliarde mc” de gaz natural, potrivit News , într-un discurs susținut la Adunarea Generală a ONU . În intervenția sa, șeful statului a legat dezvoltarea rezervelor de gaze naturale și a „mineralelor critice” de obiectivul de reducere a dependenței de „surse de energie impredictibile” și de securizarea lanțurilor de aprovizionare, prezentând România drept un contributor la „reziliența Europei”. Ce a spus președintele despre exploatarea gazelor Nicușor Dan a indicat explicit calendarul și volumul menționat pentru proiectul din Marea Neagră: „Dezvoltăm rezerve semnificative de gaze naturale, minerale critice şi alte resurse strategice, esenţiale pentru securizarea lanţurilor de aprovizionare şi pentru reducerea dependenţei de surse de energie impredictibile. Anul viitor începem exploatarea a 100 miliarde mc gaz natural în Marea Neagră.” Materialul nu oferă detalii despre perimetre, operatori, investiții sau etape de implementare, astfel că impactul concret în piață (producție anuală, fluxuri comerciale, efect în prețuri) nu poate fi evaluat din informațiile publicate. Contextul economic invocat: investiții, industrie și poziționare regională În același discurs, președintele a susținut că transformarea României din ultimele decenii a făcut din țară „una dintre cele mai dinamice destinații din Europa pentru investiții și dezvoltare industrială” și a afirmat că România s-a aliniat standardelor OCDE, menționând prezența unor „companii globale de top” cu centre de producție, inginerie, tehnologie și servicii. Separat, Nicușor Dan a descris România ca „hub strategic pentru comerț, energie și transporturi”, datorită poziționării la intersecția dintre Dunăre, Marea Neagră și coridoare comerciale, și a transmis mesajul că România este „deschisă afacerilor și inovației”. [...]
Germania intră în iarnă cu depozite de gaze umplute doar în proporție de 55,6%, un nivel care poate împinge în sus prețurile în Europa Centrală și de Est , inclusiv în România, unde piața se raportează frecvent la cotațiile și echilibrul regional influențate de hub-ul german , potrivit Economedia . La mijlocul lunii septembrie 2026, datele operatorilor europeni de stocare indică o situație „fragmentată” la nivelul UE: media de umplere este de 68%, sub nivelul perioadei similare din 2025, când Comisia Europeană ceruse statelor membre să atingă 90% înainte de iarnă – o prevedere care nu mai există în 2026. În acest context, vulnerabilitatea Germaniei capătă greutate sistemică, deoarece țara este un consumator major și un nod de tranzit pentru Europa Centrală. De ce contează nivelul din Germania pentru regiune Germania are cel mai mare volum absolut de gaze înmagazinate din Europa (peste 137 TWh), dar gradul de umplere de 55,6% este mult sub media UE (68%) și sub „linia de siguranță” dorită pentru iarnă. Riscul nu este doar unul național: Germania funcționează ca hub central de consum și tranzit, iar un deficit relativ la intrarea în sezonul rece poate tensiona piața regională și poate transmite presiune de preț către Europa Centrală și de Est. Analiza notează că Olanda are, la rândul ei, un nivel redus (52,13%), însă diferența este că dispune de producție proprie consistentă și are un consum mai mic decât economia germană. Cum arată stocurile în marile economii și în România În același set de date, situația diferă semnificativ între state: Italia: 84,4% (peste 171 TWh stocați) Franța: 76,27% Polonia: 97,88% (depozitele sunt practic umplute, deși ciclul de injecție se încheie oficial la 31 octombrie) Olanda: 52,13% Austria: 66,91% România: 75,81% (aprox. 25,6 TWh), peste media UE Pentru România, publicația indică faptul că, pe lângă gazele din depozite, aprovizionarea de iarnă se bazează pe producția curentă și importuri. În condițiile în care depozitele sunt în jur de 76% acum, este „de presupus” că România va intra în iarnă cu un nivel de peste 90%, ceea ce ar limita riscurile de aprovizionare chiar și în episoade de ger prelungit. Structura consumului și sursele de import ale Germaniei Consumul anual de gaze al Germaniei este estimat la 860–900 TWh , cu o structură dominată de: industrie: aproximativ 60% casnic/comercial: aproximativ 40% După reducerea dependenței de Rusia (până în 2022), aprovizionarea este descrisă ca diversificată: Norvegia: peste 40% din necesar, prin conducte Olanda și Belgia: cumulat, peste 40% din importuri, prin interconexiunile din Europa de Vest GNL (gaz natural lichefiat): peste 10% din importuri, majoritar din SUA Ce urmează: presiune mai degrabă pe preț decât pe volum în România Chiar dacă România intră în sezonul rece cu o poziție de stocuri relativ confortabilă, analiza indică un risc principal de contagiune prin preț : nivelul scăzut al stocurilor din Germania poate influența cotațiile în toată regiunea central și est-europeană „în sensul scumpirii”, deoarece Germania rămâne o referință zonală pentru piață. [...]
Creșterea bruscă a petrolului peste 107 dolari/baril readuce în prim-plan riscul Strâmtorii Hormuz după ce președintele SUA, Donald Trump, a respins propunerea Iranului de redeschidere a rutei în șapte zile, potrivit Al Jazeera . Brent, reperul internațional, a urcat cu peste 3% luni, apropiindu-se de 108 dolari/baril în tranzacționarea din Asia. Ulterior, după o temperare a avansului, contractele futures Brent pentru noiembrie erau la 107,35 dolari/baril cu puțin înainte de ora 08:00 GMT (11:00, ora României). De ce contează: risc de ofertă și volatilitate pe o rută critică Mișcarea de preț vine pe fondul tensiunilor legate de Strâmtoarea Hormuz , prin care, înainte ca SUA și Israel să lanseze lovituri asupra Iranului la final de februarie, trecea aproximativ o cincime din oferta globală de petrol. În contextul războiului, transportul comercial în zonă a scăzut puternic, pe fondul mai multor atacuri asupra navelor în Golf, puse în mare parte pe seama Iranului sau a grupurilor aliate. Ce prevedea propunerea Teheranului și ce a respins Washingtonul Trump a declarat sâmbătă că cea mai recentă propunere a Teheranului pentru încheierea războiului SUA–Israel cu Iranul „nu este acceptabilă”, notează publicația. Conform propunerii anunțate la Adunarea Generală a ONU vineri, SUA ar fi urmat să: elibereze fonduri iraniene înghețate, ridice sancțiunile, încheie blocada navală asupra porturilor iraniene, în schimbul redeschiderii strâmtorii și revenirii Iranului la negocieri privind programul nuclear în decurs de o săptămână. Semnale din trafic: tranzite în creștere, dar mult sub nivelul de dinainte de război Datele platformei de inteligență maritimă MarineTraffic arată că navele au făcut 132 de tranzite prin strâmtoare în perioada 21–27 septembrie, față de 116 în săptămâna anterioară. Totuși, înainte de începerea războiului, ruta înregistra aproximativ 130 de treceri pe zi. Context de piață: burse mixte în Asia-Pacific În paralel, piețele de acțiuni din Asia-Pacific au avut o sesiune mixtă, după ce Wall Street a încheiat săptămâna precedentă în creștere, cu un avans de 0,5% pentru indicele S&P 500. În Asia, Nikkei 225 (Japonia) și Kospi (Coreea de Sud) au scăzut cu 0,73%, respectiv 2,70%, în timp ce Hang Seng (Hong Kong) a urcat cu 0,54%, iar S&P/ASX 200 (Australia) a avansat cu 0,17%. [...]
