Știri
Știri din categoria Piața energiei
Prețul gazelor cu livrare peste o lună pe TTF a coborât sub 60 euro/MWh, după ce vineri a scăzut cu peste 3%, potrivit Economedia, care citează Bloomberg via Agerpres.
La scurt timp după deschiderea bursei olandeze TTF (hub-ul unde se formează prețul de referință pentru Europa), cotațiile futures au scăzut cu 3,33%, până la 59,7 euro/MWh. Mișcarea vine după o sesiune anterioară foarte volatilă: joi, prețurile au închis cu un avans de 11%, iar intraday au urcat la un moment dat cu 30%, depășind 70 euro/MWh.
Scăderea de vineri a fost pusă pe seama încercărilor Israelului și SUA de a reduce temerile privind noi atacuri asupra infrastructurii energetice din Golful Persic. Israelul a transmis că nu va mai viza infrastructura energetică, după ce un atac asupra unui câmp gazifer iranian a declanșat represalii asupra instalațiilor de petrol și gaze din Orientul Mijlociu și a atras o reacție critică din partea președintelui american Donald Trump.
Tensiunile au fost alimentate și de atacuri cu rachete asupra complexului industrial Ras Laffan din Qatar, care au avariat două unități de producție de gaze naturale lichefiate (GNL). Cele două unități au o capacitate anuală combinată de 12,8 milioane de tone, echivalentul a aproximativ 17% din exporturile de GNL ale Qatarului, iar reparațiile ar putea dura până la cinci ani.
Deși livrările de la Ras Laffan erau deja oprite de la începutul lunii din cauza războiului, noile atacuri riscă să mențină prețurile gazelor din Europa și Asia la niveluri ridicate mai mult timp. Analiștii Morgan Stanley anticipează un deficit de 4% al aprovizionării în 2026 și avertizează că o pierdere prelungită a celor două unități avariate ar schimba și așteptările privind un exces de ofertă în 2027-2028.
În Europa, traderii se așteaptă la o vară volatilă, pe fondul eforturilor de reumplere a depozitelor înainte de iarna viitoare. Chiar dacă cea mai mare parte a gazului care tranzitează Strâmtoarea Ormuz ajunge, în mod normal, în Asia, o eventuală închidere a rutei ar putea afecta și Europa, prin competiția pentru volume mai mici de GNL la nivel global; în plus, o răcire a vremii prognozată pentru finalul lunii în nord-vestul Europei ar putea împinge în sus cererea de gaze.
Recomandate
Europa riscă să intre în iarnă cu depozite de gaze sub nivelurile din ultimii 15 ani, ceea ce poate împinge prețurile în sus pentru companii și populație , pe fondul unei reumpleri lente și al incertitudinilor din aprovizionarea globală cu GNL, potrivit Economedia , care citează o analiză Financial Times. Estimările Wood Mackenzie indică faptul că depozitele din UE ar putea încheia sezonul de realimentare (de regulă aprilie–octombrie) la un grad de umplere de circa 76%, cel mai scăzut nivel maxim cel puțin din 2011, conform datelor Gas Infrastructure Europe (GIE). Depozitele au intrat în sezonul de reumplere la 28% după o iarnă „deosebit de rece”, iar în prezent sunt umplute, în medie, în proporție de 48%, potrivit GIE. De ce contează: risc de volatilitate și presiune pe facturi în iarnă Nivelurile mai mici de stocare cresc vulnerabilitatea la episoade de frig și la șocuri de ofertă, cu efect direct în costurile energiei pentru industrie și gospodării. În paralel, piața dă semnale contradictorii: prețurile au urcat după atacurile SUA și Israelului asupra Iranului de la sfârșitul lui februarie, dar apoi au rămas relativ stabile, inclusiv înainte de un acord de pace provizoriu între Washington și Teheran la începutul lunii. Un efect secundar al stabilizării este că prețul din hub-urile europene ar fi coborât prea mult pentru a atrage încărcături de GNL (gaz natural lichefiat), de regulă din SUA, ceea ce poate frâna reumplerea depozitelor. „Ne aflăm într-o etapă critică a verii pentru planurile de reaprovizionare cu gaze ale Europei (…) cu cât oferta de GNL rămâne mai limitată, cu atât stocurile europene de gaze la începutul iernii vor fi mai reduse și cu atât va fi mai mare probabilitatea unor creșteri bruște ale prețurilor în timpul iernii.” Prețurile de referință ale gazelor în Europa sunt în jur de 40 euro/MWh (aprox. 200 lei/MWh), potrivit materialului, peste nivelul de dinaintea războiului SUA–Iran (28 februarie), dar mult sub vârful de 342 euro/MWh atins după invazia Rusiei în Ucraina din 2022. Ce spun autoritățile UE și care sunt țintele de stocare Comisia Europeană a transmis că nivelurile actuale „nu ridică îngrijorări imediate” privind securitatea energetică și că un nivel de stocare de 80% ar fi suficient pentru iarnă. Executivul european a mai indicat că stocurile sunt cu aproximativ 10% sub media de dinaintea crizei, în timp ce cererea de gaze în UE s-a redus cu 17%. În acest context, Comisia recomandă statelor membre o țintă de umplere de 80% sau chiar 75% pentru a reduce presiunea asupra prețurilor, după ce în ultimii ani obiectivul neobligatoriu a fost de 90%. „Avem nevoie de un nivel ridicat pentru a ne asigura că suntem pregătiți pentru iarna viitoare [dar] vrem să facem acest lucru într-un mod care să nu ducă la creșteri ale prețurilor pe termen scurt.” Variabila Qatar și scenariile de final de sezon Situația s-ar putea îmbunătăți dacă pe piață ajunge un val de GNL din Golf. Nave de transport GNL din Qatar, goale, au început să se întoarcă spre Golful Persic după semnarea acordului preliminar de pace, iar premierul Qatarului a spus că producția ar urma să revină la normal în câteva săptămâni, cu excepția a două unități lovite în conflict. Totuși, ritmul revenirii volumelor este pus sub semnul întrebării de analiști. Într-o notă citată, Samantha Dart (Goldman Sachs) estimează că, dacă unitățile neavariate de la Ras Laffan ating capacitatea maximă până la final de iulie, UE ar putea încheia sezonul la 74%; dacă acest lucru se întâmplă cu o lună mai târziu, nivelul ar putea coborî la 70%. Pe lângă incertitudinile de ofertă, transportul prin Strâmtoarea Ormuz rămâne un punct sensibil, după ce o navă a fost lovită recent, iar continuarea fluxurilor după expirarea prelungirii de 60 de zile a armistițiului este descrisă ca incertă. Un risc suplimentar: planul UE privind GNL din Rusia În paralel, planul UE de a interzice complet, de la 1 ianuarie, importurile de GNL din Rusia (aproximativ 14% din importurile de GNL ale Europei, conform articolului) adaugă un risc de aprovizionare pentru iarna europeană, într-un moment în care depozitele ar putea intra în sezonul rece sub nivelurile obișnuite. [...]
Conflictul dintre Bursa Română de Mărfuri și ANRE ridică semne de întrebare despre cum sunt gestionate rapid riscurile de fraudă și dezechilibru în piața de energie , după ce operatorul bursier a fost amendat pentru modul în care a blocat tranzacțiile unui trader suspectat că a vândut energie fără acoperire, potrivit HotNews . Bursa Română de Mărfuri (BRM) acuză Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) că „încurajează tentativele de fraudare a sistemului” prin sancționarea operatorilor de piață care încearcă să le oprească, în timp ce reglementatorul susține că sancțiunea vizează procedura și lipsa unor informații complete, nu oprirea în sine a traderului. De la ce a pornit: tranzacții fără acoperire și dezechilibre estimate la 31 milioane lei Potrivit informărilor transmise de BRM către acționari (cazul vizând perioada 20–26 decembrie 2025), traderul Dinergy Power SRL ar fi introdus ordine de vânzare fără să fi achiziționat în prealabil energia necesară, iar BRM susține că firma „a vândut ceea ce nu a avut și nu a intenționat niciodată să aibă”. BRM afirmă că aceste operațiuni au generat dezechilibre fizice în sistemul energetic național, administrat de Transelectrica, estimate de bursă la aproximativ 31 milioane de lei. În acest context, Transelectrica ar fi solicitat măsuri de echilibrare, iar BRM spune că sistemul său de tranzacționare nu i-a mai permis companiei să introducă ordine noi, din cauza lipsei fondurilor necesare. Dinergy a fost revocată ca parte responsabilă cu echilibrarea începând cu 16 ianuarie 2026, potrivit datelor Transelectrica. Miza financiară imediată: 7 milioane lei transferați către Transelectrica BRM susține că a refuzat să deconteze către Dinergy vânzările pe care le consideră „fictive” și neacoperite fizic, argumentând că energia ar fi fost furnizată în realitate de Transelectrica prin mecanismele pieței de echilibrare, nu de trader. În acest cadru, aproximativ 7 milioane lei aferente tranzacțiilor au fost transferate de BRM către Transelectrica pentru acoperirea parțială a dezechilibrului, în timp ce Dinergy ar fi cerut ulterior decontarea și reluarea tranzacționării, solicitări refuzate de bursă. De ce a amendat ANRE: procedură și informații incomplete, nu „oprirea” traderului După ce Dinergy a reclamat BRM, ANRE a făcut un control finalizat cu un proces-verbal din 13 august 2026 și a aplicat două amenzi, în total 85.000 lei: 35.000 lei pentru furnizarea incompletă a informațiilor solicitate de echipa de control; 50.000 lei pentru limitarea accesului Dinergy la tranzacționare și blocarea unor plăți către companie. ANRE afirmă că, la 5 martie 2026, BRM nu a pus la dispoziție „datele și informațiile complete solicitate”, invocând obligațiile din Legea energiei nr. 123/2012 privind furnizarea informațiilor necesare activității autorității. BRM contestă și spune că a transmis documente și clarificări în mai multe etape, indicând o serie de adrese din 2026. Pe a doua sancțiune, ANRE susține că limitarea accesului și blocarea plăților nu au avut un temei procedural identificat în reglementările aplicabile, invocând obligații din condițiile licenței, convenția de participare și procedura de clearing (compensare și decontare) a BRM. Bursa respinge interpretarea și afirmă că a acționat în baza propriilor regulamente aprobate de reglementator, inclusiv prin prevederi care permit măsuri urgente pentru buna funcționare a pieței. Ce urmează: investigație ANRE asupra faptelor traderului și litigiu în instanță ANRE spune că este „în desfășurare o acțiune de investigație” privind aspectele semnalate despre tranzacțiile traderului, dar că, până la finalizarea procedurii, nu poate comunica informații suplimentare. Separat, există un litigiu civil între Dinergy Power SRL și BRM, înregistrat la Tribunalul București pe 30 ianuarie 2026, având ca obiect „pretenții”, cu Dinergy reclamantă și BRM pârâtă, potrivit datelor de pe portalul instanțelor . [...]
România exportă la limită spre Ungaria, pe fondul unui surplus fotovoltaic care nu găsește consum intern , iar o parte din flux pare să fie tranzit, potrivit Economedia . La prânz, exporturile medii către Ungaria au depășit 3.000 MW, cu un vârf de 3.974 MW, aproape de maximul permis de rețea, conform datelor OPCOM . În același interval, România a importat peste 2.000 MW din Bulgaria, ceea ce sugerează că „este posibil ca jumătate din energia care pleacă în Ungaria să fie doar tranzit pe la noi”, notează publicația. Chiar și în acest scenariu, schimburile record se suprapun peste o penurie regională de energie din surse clasice (cu excepția Bulgariei) și peste un exces de producție fotovoltaică. Surplus fotovoltaic, export net de peste 2.000 MW Datele Transelectrica indică și un record de producție internă din fotovoltaic, de circa 3.400 MW între orele 12:00 și 13:00. În același timp, soldul exportului net a depășit 2.000 MW, ceea ce înseamnă că cel puțin 2.000 MW din energia fotovoltaică produsă local „se duce la vecini”, conform analizei. De ce nu intră masiv energia ieftină în consumul intern În paralel, consumul intern a fost acoperit din surse mai scumpe, dar predictibile: termocentrale pe gaze și cărbune (inclusiv repornirea de urgență a unui grup de la Rovinari) și hidro. Producția nucleară lipsește „pe moment”, deoarece ambele reactoare de la Cernavodă sunt oprite din cauza nivelului insuficient al apei din Dunăre pentru răcire. Pentru furnizorii mari de pe piața reglementată (PPC, E.ON, Premier Energy), achizițiile de bază se fac din surse „predictibile”, disponibile 24/24, în timp ce fotovoltaicul și eolianul, dependente de vreme, intră mai ales în achiziții marginale, de oportunitate. Context de piață: consum mai mic seara, prețuri încă ridicate Situația din piață s-a mai calmat față de săptămâna trecută, când Guvernul a declarat stare de alertă energetică: vârful de consum de seară nu mai urcă la 7.800–8.000 MW, ci la puțin peste 7.000 MW. Prețurile se mențin în intervalul 100–200 euro/MWh (aprox. 500–1.000 lei/MWh) pe durata zilei. [...]
Motorina s-a ieftinit sâmbătă în două valuri, cu reduceri de până la 10 bani/l , ceea ce împinge în jos costurile de alimentare pentru transport și firmele cu flote, într-un interval foarte scurt, potrivit Economedia . După ce OMV Petrom a redus prețul motorinei sâmbătă dimineață, la prânz au urmat ajustări și la alte rețele mari: Socar a tăiat 10 bani/l, Rompetrol a redus cu 6 bani/l, iar MOL cu 4 bani/l. În același timp, benzina standard a rămas neschimbată la toți operatorii în intervalul analizat. Două valuri de ieftiniri într-o singură zi Economedia notează că tăierile de preț s-au desfășurat în două etape: primul val : sâmbătă dimineață (Petrom și OMV); al doilea val : sâmbătă la prânz (MOL, Rompetrol și Socar). La prânz, cea mai ieftină motorină era la Petrom și Socar , unde litrul a coborât până la 10,47 lei . Cum au evoluat prețurile la motorina standard (vineri–sâmbătă) Rețea benzinării Vineri (7 aug) Sâmbătă dimineață (8 aug) Sâmbătă la prânz (8 aug) Scădere Petrom 10,57 lei/l 10,47 lei/l 10,47 lei/l – 0,10 lei Socar 10,57 – 10,59 lei/l 10,57 – 10,59 lei/l 10,47 – 10,49 lei/l – 0,10 lei OMV 10,63 lei/l 10,53 lei/l 10,53 lei/l – 0,10 lei Rompetrol 10,59 lei/l 10,59 lei/l 10,53 lei/l – 0,06 lei MOL 10,63 lei/l 10,63 lei/l 10,59 lei/l – 0,04 lei Lukoil 10,63 lei/l 10,63 lei/l 10,63 lei/l Neschimbat Benzina standard a rămas pe loc; minimul e la Rompetrol Pe benzina standard nu au existat modificări în intervalul urmărit. Cea mai ieftină variantă a rămas la Rompetrol: 9,32 lei/l , urmată de Petrom (9,36 lei/l) și Socar (9,36 – 9,39 lei/l). Rețea benzinării Preț benzină standard (lei/l) Rompetrol 9,32 Petrom 9,36 Socar 9,36 – 9,39 OMV 9,42 MOL 9,42 Lukoil 9,42 [...]
Comisia Europeană monitorizează securitatea alimentării cu energie electrică în România și în regiunea Europei de Sud-Est , pe fondul valului de căldură și al secetei, dar transmite că, la acest moment, nu vede „motive imediate de îngrijorare”, potrivit G4Media . Mesajul Comisiei vine într-un context în care temperaturile ridicate și lipsa precipitațiilor pot pune presiune simultan pe consum (cerere mai mare, inclusiv pentru răcire) și pe producție, în special acolo unde resursele de apă contează pentru funcționarea unor capacități energetice. Din perspectiva pieței, semnalul de la Bruxelles are relevanță de reglementare și coordonare: indică faptul că situația este urmărită la nivel european și că există mecanisme pregătite pentru intervenție, dacă apar riscuri. Ce spune Comisia și cine răspunde, în arhitectura europeană Comisia arată că „arhitectura europeană privind securitatea alimentării cu energie electrică” stabilește responsabilități în principal pentru operatorii de transport și sistem (TSO – companiile care gestionează rețeaua de transport al energiei) și pentru statele membre. În informarea citată, instituția precizează că este „în contact permanent” cu: autoritățile naționale; părțile contractante ale Comunității Energiei; ENTSO-E (Rețeaua Europeană a Operatorilor de Transport și de Sistem pentru Energie Electrică), și că primește actualizări continue privind evoluția situației. De ce contează: coordonare regională și opțiunea unei reuniuni ad-hoc Comisia afirmă explicit că, „în acest moment nu există motive imediate de îngrijorare privind securitatea alimentării cu energie electrică”. Totuși, instituția spune că va continua monitorizarea și că este pregătită să convoace, dacă va fi necesar, o reuniune ad-hoc a Grupului de coordonare pentru energie electrică (Electricity Coordination Group). Potrivit aceleiași informări, o astfel de reuniune ar putea lua forma unei discuții regionale cu statele cele mai afectate, cu scopul de a facilita schimbul de informații și coordonarea unor eventuale răspunsuri operaționale sau de politică, în funcție de cum evoluează situația. [...]
Scăderea debitelor Dunării expune vulnerabilități operaționale în alimentarea cu apă a Centralei de la Cernavodă , iar intervenția de urgență coordonată de stat arată cât de strâns a devenit echilibrul dintre producție și consum în sistemul energetic, potrivit News . Fostul ministru al Energiei Radu Miruță a declarat la Euronews că situația „nu a apărut din senin” și a pus-o pe seama unei administrări slabe a balanței producție–consum, susținând că România „de ani de zile, doar a închis” capacități de producție, în special pe cărbune, fără să pună în loc alternative funcționale. În același timp, el a respins ideea că închiderile ar fi fost impuse de Comisia Europeană sau de PNRR. „Este doar consecinţa unei gestionări proaste a echilibrului între producţie şi consum a energiei electrice.” Intervenție de urgență pentru menținerea alimentării cu apă a CNE Cernavodă În plan operațional, Ministerul Apărării Naționale a anunțat că peste o sută de militari au intervenit pentru a devia debitul brațului Bala către brațul Dunărea Veche, astfel încât Centrala Nucleară Cernavodă să poată fi alimentată cu apă. Scafandrii de luptă au făcut primele teste cu încărcături explozive de mici dimensiuni, urmând trei detonări controlate, fiecare cu o încărcătură de mare putere. Contraamiralul Marcel Neculae, locțiitorul șefului Statului Major al Forțelor Navale, a spus că stânca Pârjoaia nu a fost dislocată în urma intervenției de duminică, iar procedura urma să fie reluată luni, cu speranța ca misiunea să fie îndeplinită până marți. Debite în scădere și fereastră scurtă de funcționare „la limită” Directorul general adjunct al Administrației Naționale „Apele Române”, Sorin Rîndașu, a afirmat că se face „tot ceea ce este omenește posibil” pentru menținerea în funcțiune a centralei, însă contextul regional este nefavorabil, pe fondul secetei și caniculei. El a indicat că doar în Austria s-au înregistrat ploi, dar efectul asupra debitului Dunării la Cernavodă ar ajunge în aproximativ două săptămâni. Potrivit aceleiași surse, la intrarea în țară pe Dunăre se înregistrau 1.590 m³/s, cu tendință de scădere până în jur de 1.450 m³/s la 7 august, ceea ce ar însemna o scădere a nivelului de 2–3 cm pe zi. În aceste condiții, „Cernavodă poate să reziste circa 4–5 zile la limită”, a declarat Rîndașu. Miza pentru piața energiei: risc operațional și reacție interinstituțională Miruță a susținut că episodul de pe Dunăre arată, totuși, capacitatea de reacție a instituțiilor, chiar și în contextul unui guvern interimar, prin colaborarea între premier și ministere (Mediu, Apărare, Transporturi) atunci când apare o problemă în zona energiei. Din perspectiva pieței, mesajul central rămâne unul de risc operațional: un șoc hidrologic poate pune rapid presiune pe funcționarea unui activ critic, iar soluțiile pe termen scurt depind de intervenții de urgență, nu de capacități noi care să preia sarcina în sistem. [...]
