Administrația președintelui american Donald Trump intenționează să elimine plafoanele privind emisiile de gaze cu efect de seră pentru centralele electrice pe cărbune și gaz, anulând astfel regulile de decarbonizare adoptate în 2024, în timpul mandatului fostului președinte Joe Biden.

Decizia reprezintă o nouă schimbare majoră de direcție în politica energetică și climatică a Statelor Unite și consolidează orientarea administrației Trump către susținerea producției de energie din combustibili fosili.

Centralele vor avea în continuare reguli pentru poluanți

Eliminarea plafoanelor pentru emisiile de gaze cu efect de seră nu înseamnă însă că centralele electrice vor putea funcționa fără nicio restricție. Unitățile de producție vor trebui să respecte în continuare anumite limite privind emisiile de mercur, arsenic și alți contaminanți considerați periculoși pentru sănătatea publică și mediu.

Cărbunele rămâne unul dintre combustibilii cu cele mai ridicate emisii de gaze cu efect de seră, iar utilizarea sa este considerată un factor important în creșterea temperaturilor globale.

Regulile adoptate în timpul administrației Biden urmăreau să determine centralele electrice să reducă semnificativ emisiile de dioxid de carbon și să accelereze tranziția către surse de energie cu emisii mai reduse.

Trump a contestat constant politica climatică

Donald Trump a descris în repetate rânduri schimbările climatice provocate de activitatea umană drept o „farsă” și a susținut extinderea producției interne de petrol, gaze naturale și cărbune.

De la revenirea sa la Casa Albă, în ianuarie 2025, administrația republicană a adoptat numeroase măsuri menite să sprijine industria combustibililor fosili și să reducă presiunea de reglementare asupra producătorilor de energie.

Printre măsuri s-au numărat relaxarea unor norme privind emisiile de poluanți și revizuirea politicilor climatice promovate în perioada administrației Biden.

SUA își schimbă din nou politica energetică

Administrația Trump a mers mai departe și a abrogat, la începutul acestui an, legislația care a stat la baza politicii federale de combatere a emisiilor de gaze cu efect de seră din Statele Unite.

Eliminarea plafoanelor pentru centralele pe cărbune și gaz marchează astfel o nouă etapă în procesul de inversare a politicilor climatice adoptate în timpul mandatului Biden.

Susținătorii noii politici argumentează că reducerea restricțiilor asupra centralelor pe combustibili fosili poate contribui la creșterea producției interne de electricitate și la consolidarea securității energetice a Statelor Unite. Criticii avertizează însă că relaxarea regulilor privind emisiile poate îngreuna atingerea obiectivelor climatice americane și poate prelungi utilizarea celor mai poluante surse de energie.

Fii la curent cu tot ce contează în business-ul din România și abonează-te la canalul nostru de Whatsapp Forbes Romania.

De asemenea, intră în comunitatea Forbes România de pe Facebook și urmărește cele mai importante știri, analize și noutăți din business-ul local și nu numai.

The post Trump renunță la regulile climatice impuse de Biden pentru centralele electrice appeared first on Forbes Romania.

Exporturile de petrol prin sistemul Caspian Pipeline Consortium (CPC) au crescut cu 22% în luna august, până la 6,288 milioane de tone, echivalentul a aproximativ 1,6 milioane de barili pe zi.

Creșterea a venit după stabilizarea operațiunilor de încărcare la terminal, pe fondul reducerii numărului de atacuri asupra petrolierelor din Marea Neagră, potrivit unor surse din industria petrolieră.

În luna iulie, volumul de petrol încărcat prin CPC coborâse la 5,172 milioane de tone, respectiv aproximativ 1,32 milioane de barili pe zi. O serie de atacuri asupra petrolierelor din Marea Neagră determinase suspendarea încărcărilor la terminal, în timp ce numeroși proprietari de nave au evitat cursele către porturile rusești.

Petrolul kazah, principalul motor al creșterii

Cea mai mare parte a majorării din august a fost generată de petrolul provenit din Kazahstan. Exporturile de țiței kazah prin sistemul CPC au urcat la 5,7 milioane de tone, de la 4,6 milioane de tone în iulie.

În schimb, livrările de țiței rusesc prin această infrastructură au scăzut cu aproximativ 4%, până la 550.000 de tone, față de 570.000 de tone în luna precedentă.

În ciuda revenirii din august, bilanțul primelor opt luni ale anului rămâne negativ. Volumul total de petrol încărcat la terminalul CPC de la Marea Neagră a ajuns la 44,8 milioane de tone, față de 48,9 milioane de tone în aceeași perioadă a anului trecut. Scăderea este de aproximativ 8%.

Exporturile ar putea scădea din nou în septembrie

Fluxurile prin CPC sunt așteptate să încetinească în luna septembrie, când consorțiul estimează exporturi de aproximativ 1,5 milioane de barili pe zi.

Reducerea este asociată lucrărilor de mentenanță programate la zăcământul de petrol și condensat Karachaganak din Kazahstan, unul dintre proiectele importante care alimentează sistemul de transport.

CPC reprezintă principala rută de export pentru țițeiul kazah și are o importanță majoră pentru livrările de petrol din Asia Centrală către piețele internaționale.

Conductă strategică pentru Kazahstan

Conducta CPC are o lungime de 1.510 kilometri și leagă zăcămintele petroliere din vestul Kazahstanului și cele de pe platoul rusesc al Mării Caspice de terminalul maritim din Novorossiisk, la Marea Neagră.

Petrolul provenit din Kazahstan reprezintă peste 80% din volumele transportate prin sistemul CPC, ceea ce face din această infrastructură principala cale de acces a țițeiului kazah către piețele externe.

Acționariatul consorțiului este dominat de Federația Rusă, care deține 31%, și Kazahstan, cu o participație totală de 20,75%, împărțită între KazMunayGas, cu 19%, și Kazakhstan Pipeline Ventures LLC, cu 1,75%.

Printre ceilalți acționari se numără Chevron Caspian Pipeline Consortium Company, cu 15%, Lukoil International GmbH, cu 12,5%, Mobil Caspian Pipeline Company, cu 7,5%, Rosneft-Shell Caspian Ventures Limited, cu 7,5%, BG Overseas Holding Limited, cu 2%, Eni International N.A. N.V., cu 2%, și Oryx Caspian Pipeline LLC, cu 1,75%.

Evoluția fluxurilor prin CPC este urmărită atent de piețele petroliere, în condițiile în care orice întrerupere a acestei rute poate afecta semnificativ exporturile de țiței ale Kazahstanului și aprovizionarea piețelor internaționale.

Fii la curent cu tot ce contează în business-ul din România și abonează-te la canalul nostru de Whatsapp Forbes Romania.

De asemenea, intră în comunitatea Forbes România de pe Facebook și urmărește cele mai importante știri, analize și noutăți din business-ul local și nu numai.

The post Petrolul kazah revine pe ruta CPC. Exporturile au crescut cu 22% în august appeared first on Forbes Romania.

Proiectul centralei nucleare modulare de mici dimensiuni (SMR) de la Doicești are o estimare de cost de 6,5 miliarde de dolari, potrivit unui raport al Corpului de Control al prim-ministrului. Valoarea este cu aproximativ 3,8 miliarde de dolari mai mare decât estimarea inițială a proiectului.

Raportul a fost întocmit în urma unei acțiuni de control desfășurate la Societatea Națională Nuclearelectrica în perioada 15 noiembrie 2025 – 20 martie 2026. Adunarea Generală Extraordinară a Acționarilor Nuclearelectrica a aprobat publicarea documentului, compania transmițând informațiile către Bursa de Valori București.

Potrivit documentului, estimarea costului proiectului la nivelul lunii decembrie 2025 era de 6,5 miliarde de dolari, față de estimarea inițială, cu circa 3,8 miliarde de dolari mai mică.

Corpul de Control precizează că această concluzie are „justificări pertinente”, fiind prezentată în raport pentru a evidenția tendința de evoluție a costurilor unui asemenea proiect.

Etapa FEED 2, întârziată cu 20 de luni

Pe lângă creșterea semnificativă a costului, raportul semnalează și întârzieri în calendarul proiectului. Etapele stabilite inițial prin Hotărârea AGEA nr. 9 din 22 septembrie 2022 sunt în prezent decalate.

Finalizarea etapei FEED 2, care face parte din procesul de pregătire și evaluare tehnică a proiectului, a fost realizată cu o întârziere de 20 de luni față de calendarul stabilit inițial.

Raportul Corpului de Control analizează, de asemenea, modul în care a fost ales amplasamentul de la Doicești. Potrivit documentului, în evaluarea realizată de consultantul Sargent&Lundy, amplasamentul s-a clasat pe locul al doilea.

Cu toate acestea, decizia de selectare a locației s-a bazat pe argumente generale, fără să fie realizată, în acest scop, o analiză comparativă a avantajelor și dezavantajelor tehnice și economice specifice amplasamentelor recomandate în raportul Sargent&Lundy.

Observația ridică semne de întrebare cu privire la modul în care a fost fundamentată alegerea finală a locației pentru investiția în reactoare modulare mici.

Asocierea cu Nova Power&Gas, analizată ulterior

Corpul de Control a analizat și procesul prin care a fost desemnat asociatul Nuclearelectrica în compania de proiect, respectiv Nova Power&Gas.

Potrivit raportului, desemnarea asociatului, precum și modalitatea de constituire și funcționare a companiei de proiect, denumită RPN, s-au realizat în absența unei proceduri de asociere aprobate la nivelul Nuclearelectrica.

Totodată, documentul arată că nu a existat o evaluare prealabilă privind respectarea normelor europene referitoare la intervenția publică în economie.

Analiza acestui aspect a fost realizată ulterior, la aproape doi ani de la constituirea companiei de proiect, de către o companie specializată în evaluarea unor asemenea operațiuni prin raportare la regulile privind intervenția statului în economie.

Concluzia studiului a fost că, raportat la practica investițională națională și internațională, un investitor privat ar fi procedat într-o manieră similară.

Totuși, analiza a făcut și o precizare importantă: în cazul asocierii dintre Nuclearelectrica și Nova Power&Gas, „nu se poate face o evaluare a nivelului de risc și a modului de încadrare în condițiile de piață a deciziilor respective”.

Recomandarea privind Consiliul Concurenței nu a fost pusă în aplicare

Studiul realizat ulterior a recomandat obținerea unui punct de vedere formal din partea Consiliului Concurenței cu privire la concluziile analizei.

Potrivit raportului Corpului de Control, acest demers nu a fost realizat.

În același timp, în acordul investitorilor au fost introduse măsuri destinate reducerii riscului de concentrare economică. Acest element indică faptul că, la momentul constituirii asocierii, acționarii au avut în vedere necesitatea realizării testului investitorului privat prudent și a unor demersuri pentru obținerea autorizării necondiționate din partea autorității relevante de concurență.

Raportul Corpului de Control notează însă că ambele demersuri au fost ignorate la momentul luării deciziei de asociere.

Astfel, proiectul SMR de la Doicești intră într-o nouă etapă având în spate nu doar o estimare de cost mult mai mare decât cea inițială, ci și întârzieri importante față de calendarul stabilit în 2022.

La nivelul lunii decembrie 2025, costul estimat ajunsese la 6,5 miliarde de dolari, cu aproximativ 3,8 miliarde de dolari peste estimarea inițială. În paralel, etapa FEED 2 a înregistrat o întârziere de 20 de luni, iar raportul Corpului de Control a formulat observații privind alegerea amplasamentului și modul de constituire a asocierii dintre Nuclearelectrica și Nova Power&Gas.

Documentul publicat de Nuclearelectrica oferă astfel o imagine asupra dificultăților administrative, financiare și de calendar care au însoțit până acum unul dintre cele mai importante proiecte nucleare aflate în pregătire în România.

Fii la curent cu tot ce contează în business-ul din România și abonează-te la canalul nostru de Whatsapp Forbes Romania.

De asemenea, intră în comunitatea Forbes România de pe Facebook și urmărește cele mai importante știri, analize și noutăți din business-ul local și nu numai.

The post Centrala SMR de la Doicești s-a scumpit cu 3,8 miliarde de dolari appeared first on Forbes Romania.

România a început să importe gaze naturale și pe o a doua rută prin Bulgaria, prin punctul de interconectare Ruse-Giurgiu, care se adaugă traseului deja utilizat prin Kardam-Negru Vodă.

Noile fluxuri sunt deocamdată reduse, însă contribuie la aprovizionarea pieței și, în special, la constituirea stocurilor pentru sezonul rece.

Prin Ruse-Giurgiu au intrat în România, în ultimele zile, aproximativ 0,2 milioane de metri cubi de gaze pe zi. Cantitatea este mult mai mică decât cea transportată prin Kardam-Negru Vodă, unde fluxurile ajung la 12-13 milioane de metri cubi pe zi.

Astfel, importurile totale de gaze ale României se apropie de 14 milioane de metri cubi pe zi.

Mai mult de jumătate din gaze sunt tranzitate către Ungaria

O parte semnificativă a gazelor care intră în România nu este destinată consumului intern. Peste jumătate din cantitățile importate sunt tranzitate către Ungaria prin interconectorul Arad-Szeged.

Conducta funcționează la capacitatea maximă, care este cuprinsă între 7,7 și 7,8 milioane de metri cubi pe zi.

Restul gazelor importate sunt utilizate pentru alimentarea pieței românești și pentru creșterea stocurilor în depozitele subterane, în perspectiva sezonului rece.

România a ajuns la un grad de umplere a depozitelor de aproximativ 75%, peste media Uniunii Europene, care se situează în jurul nivelului de 67%.

Nivelul stocurilor oferă astfel o rezervă suplimentară pentru perioada de iarnă, când consumul de gaze crește semnificativ.

Producția internă rămâne sub nivelul obișnuit

În același timp, producția internă de gaze naturale se menține de mai multe luni la aproximativ 22 de milioane de metri cubi pe zi, cu circa 10% sub nivelul mediu obișnuit.

Reducerea producției este asociată cu lucrările de revizie realizate succesiv în anumite perimetre exploatate de Romgaz și OMV Petrom, într-o perioadă în care cererea internă este mai redusă datorită consumului scăzut din timpul verii.

Scăderea temporară a producției interne face ca importurile să aibă un rol mai important în echilibrarea pieței, chiar dacă România rămâne unul dintre principalii producători de gaze din regiune.

România continuă să livreze gaze Republicii Moldova

Pe lângă consumul intern și tranzitul către Ungaria, România continuă să livreze gaze naturale și către Republica Moldova.

Exporturile zilnice către Republica Moldova se situează în prezent la aproximativ 2,2-2,5 milioane de metri cubi.

În acest context, noua rută Ruse-Giurgiu oferă României o sursă suplimentară de aprovizionare, chiar dacă volumele transportate sunt momentan mult mai mici decât cele de pe ruta Kardam-Negru Vodă. Extinderea fluxurilor de import are loc în paralel cu procesul de umplere a depozitelor, într-o perioadă în care România își pregătește sistemul energetic pentru sezonul rece.

Fii la curent cu tot ce contează în business-ul din România și abonează-te la canalul nostru de Whatsapp Forbes Romania.

De asemenea, intră în comunitatea Forbes România de pe Facebook și urmărește cele mai importante știri, analize și noutăți din business-ul local și nu numai.

The post România deschide o nouă rută de import pentru gaze. Prin Ruse-Giurgiu intră deja 200.000 de metri cubi pe zi appeared first on Forbes Romania.

Lipsa investițiilor în sectorul energetic din România și din regiunea Balcanilor, începând de la jumătatea anilor 2000, reprezintă unul dintre principalele motive pentru care prețurile la energie sunt în prezent mai ridicate decât în Spania, țările scandinave sau o parte dintre statele Europei Centrale, susține Ondrej Safar, președintele Directoratului și CEO al Distribuție Oltenia.

Safar, care ocupă și funcția de CEO al Evryo Power și este membru în Consiliul Director al confederației patronale Concordia, a făcut declarațiile în cadrul Forbes Power Breakfast, eveniment organizat de Forbes România.

Potrivit acestuia, România nu poate fi analizată separat de țările vecine, deoarece piețele de energie sunt interconectate. Diferențele de preț dintre România și Bulgaria, de exemplu, sunt relativ reduse și apar în funcție de perioadele analizate.

Problema majoră este însă diferența dintre regiunea Balcanilor și alte zone europene, unde investițiile în producție și infrastructură energetică au fost mai consistente.

România a urmărit energia ieftină, dar a amânat investițiile

„Cea mai mare diferență de prețuri este între regiunea Balcanilor și Spania, țările scandinave și cele din Europa Centrală, explicația fiind lipsa de investiții”, a afirmat Ondrej Safar.

În opinia sa, România, Bulgaria, Serbia și Grecia au urmărit în trecut menținerea unor prețuri cât mai mici la energie. Strategia a avut însă un efect secundar: descurajarea investițiilor.

„În România, Bulgaria, Serbia și Grecia, obiectivul a fost acela ca energia să fie mai ieftină, dar asta a însemnat evitarea investițiilor pentru că fiecare investiție este translatată în prețuri”, a explicat CEO-ul Distribuție Oltenia.

Safar a făcut referire în special la perioada 2005-2007, când energia din România și din regiune era semnificativ mai ieftină decât în Europa Centrală, Scandinavia și Spania. Prețurile reduse erau susținute de producția realizată în capacități în care nu fuseseră făcute investiții importante.

„Regimurile au beneficiat de aceste tarife mai ieftine”, a spus acesta.

În prezent, însă, efectele acestei perioade se resimt în costurile mai ridicate ale energiei.

„Nu doar hidrologia explică prețurile mari”

Ondrej Safar consideră că scumpirea energiei din această vară nu poate fi pusă exclusiv pe seama condițiilor hidrologice nefavorabile.

Problemele generate de nivelul redus al apei și de producția hidro mai mică au contribuit la presiunile asupra pieței, însă, potrivit executivului, acestea nu explică în totalitate diferențele de preț.

„În România și în întreaga regiune este mai scump și în perioade cu hidrologie normală”, a subliniat Safar.

Acesta a comparat prețurile medii de anul trecut, arătând că energia s-a tranzacționat în România și în regiune la aproximativ 100 de euro pe MWh, în timp ce în Spania media a fost de 50-60 de euro, iar în Scandinavia de circa 40 de euro.

Investițiile trebuie să ajungă în rețele și producție

În aceste condiții, România are nevoie de investiții nu doar în baterii și capacități de stocare, ci și în infrastructura de transport și distribuție și în noi unități de producție.

„Sunt necesare investiții și în decarbonizare, pentru că producția de cărbune din România nu este aceeași ca în Polonia, unde s-au făcut investiții în decarbonizare, care sunt semnificativ mai eficiente, iar asta face diferența”, a declarat CEO-ul Distribuție Oltenia.

Mesajul său este că tranziția energetică nu poate fi redusă la instalarea unor baterii de stocare. Modernizarea rețelelor și dezvoltarea unor capacități de producție eficiente sunt, de asemenea, esențiale pentru reducerea presiunilor asupra prețurilor și pentru creșterea siguranței alimentării.

Traderii nu sunt cauza prețurilor ridicate

Întrebat dacă prețurile ridicate din România sunt influențate și de activitatea traderilor de energie, Safar a respins această explicație.

În opinia sa, traderii au un rol important pe piețele de energie deoarece asigură lichiditate, iar lichiditatea contribuie la predictibilitatea pieței.

„Nu cred că are vreo legătură”, a afirmat Safar, oferind drept exemplu piața din Germania.

La bursa europeană de energie European Energy Exchange, volumul tranzacțiilor din Germania este de aproximativ zece ori mai mare decât consumul, ceea ce înseamnă că același megawatt poate fi tranzacționat succesiv.

În ciuda volumului ridicat de tranzacționare, prețurile din Germania sunt mai mici decât cele din România.

„Traderii au un rol important în sectorul energetic. Ei aduc lichiditate, iar lichiditatea înseamnă predictibilitate”, a explicat executivul.

Safar a făcut însă o distincție între traderii care își asumă riscuri și fac analize de piață și intermediarii care cumpără energie de la un producător și o revând ulterior unui consumator, inclusiv în situații în care prețul final crește semnificativ.

„Traderii adevărați sunt aceia care cumpără energie, în urma unor analize, și o vând în altă regiune, pentru că știu că acolo poate să fie energia mai scumpă”, a precizat el.

Distribuție Oltenia asigură alimentarea cu energie electrică pentru aproximativ 1,512 milioane de utilizatori din șapte județe: Dolj, Argeș, Olt, Gorj, Vâlcea, Mehedinți și Teleorman.

Fii la curent cu tot ce contează în business-ul din România și abonează-te la canalul nostru de Whatsapp Forbes Romania.

De asemenea, intră în comunitatea Forbes România de pe Facebook și urmărește cele mai importante știri, analize și noutăți din business-ul local și nu numai.

The post De ce este energia mai scumpă în România decât în Spania și Scandinavia. Explicația oferită de CEO-ul Distribuție Oltenia appeared first on Forbes Romania.

Cererea de petrol a Chinei, cel mai mare importator mondial de țiței, ar urma să scadă cu aproximativ 600.000 de barili pe zi, echivalentul unei reduceri de 8,9%, în 2026. Evoluția ar marca al treilea an consecutiv de declin, potrivit estimărilor Institutului de Cercetare Economică și Dezvoltare al Sinopec.

Reducerea structurală a consumului de petrol din China începe să devină unul dintre factorii importanți care limitează atât necesarul de importuri de țiței al țării, cât și prețurile de pe piețele internaționale.

Tendința este cu atât mai relevantă cu cât se manifestă într-un moment în care piața mondială a petrolului este afectată de perturbări severe ale aprovizionării prin Strâmtoarea Ormuz, pe fondul războiului cu Iranul.

Benzina și motorina, cele mai afectate

Cea mai mare parte a reducerii consumului este asociată carburanților rutieri. Potrivit estimărilor Sinopec, consumul de benzină al Chinei ar urma să scadă cu 8,7% în 2026, până la aproximativ 149 de milioane de tone.

În cazul motorinei, declinul este și mai accentuat. Consumul este estimat la 164 de milioane de tone, cu 11,4% mai puțin decât în anul precedent.

Evoluția reflectă schimbările structurale din economia chineză și din sectorul transporturilor, inclusiv presiunea exercitată de electrificarea mobilității asupra cererii pentru combustibili convenționali.

Nu toate segmentele pieței petroliere sunt însă afectate în aceeași măsură. Consumul de combustibil pentru aviație este estimat să crească cu 1,3% în acest an, până la 41,55 milioane de tone.

Și industria chimică încetinește

Slăbirea cererii se resimte și în industria chimică. Institutul de cercetare al Sinopec estimează că cererea pentru produse petrochimice va rămâne redusă, chiar dacă profiturile sectorului au crescut cu peste 50% în primele șapte luni ale anului.

Consumul echivalent de etilenă este prognozat să scadă cu aproximativ 8% în 2026, pe fondul costurilor ridicate și al nivelului mare al stocurilor.

În același timp, Sinopec și-a revizuit în scădere estimarea privind cantitatea de țiței procesată de rafinăriile chineze. Pentru 2026, volumul este prognozat la aproximativ 697 de milioane de tone.

China ar putea închide până la 100 de milioane de tone de capacitate

Scăderea cererii de petrol vine într-un moment în care autoritățile chineze încearcă să reducă și capacitatea excedentară de rafinare.

Capacitatea totală de rafinare a Chinei este estimată să ajungă în acest an la aproximativ 952 de milioane de tone pe an, echivalentul a 19,04 milioane de barili pe zi.

Pe fondul consumului mai redus și al înăspririi politicilor guvernamentale, capacitățile ineficiente sau excedentare ar putea fi eliminate treptat de pe piață.

Institutul Sinopec estimează că rafinăriile mici și mijlocii, care au o gamă limitată de produse și însumează o capacitate de aproximativ 80-100 de milioane de tone pe an, ar putea ieși de pe piață.

Capacitatea de rafinare ar urma să scadă până în 2030

Procesul de restructurare ar putea continua în următorii ani. Potrivit estimărilor Sinopec, capacitatea anuală de rafinare a Chinei ar urma să ajungă la 900-910 milioane de tone până la sfârșitul anului 2030.

Nivelul ar fi cu până la 5,5% mai mic decât capacitatea estimată pentru 2026.

Pentru piața globală de petrol, evoluția este importantă deoarece China a fost timp de ani de zile unul dintre principalii factori de susținere a cererii mondiale de țiței. O reducere structurală a consumului chinezesc poate diminua necesarul de importuri și poate contrabalansa, cel puțin parțial, presiunile asupra prețurilor generate de perturbările geopolitice și de eventualele probleme de aprovizionare.

Fii la curent cu tot ce contează în business-ul din România și abonează-te la canalul nostru de Whatsapp Forbes Romania.

De asemenea, intră în comunitatea Forbes România de pe Facebook și urmărește cele mai importante știri, analize și noutăți din business-ul local și nu numai.

The post China, cel mai mare importator de petrol din lume, intră în al treilea an consecutiv de scădere a cererii appeared first on Forbes Romania.

Preşedintele României, Nicuşor Dan, a promulgat miercuri legea care creează un cadru excepţional pentru continuarea unor proiecte hidroenergetice începute înainte ca suprafeţele respective să fie incluse în regimul ariilor naturale protejate.

Actul normativ permite modificarea limitelor ariilor protejate în cazul unor amenajări hidroenergetice pentru care, la data de 29 iunie 2007, existau deja aprobări prin hotărâri ale Guvernului sau decrete de stat, iar lucrările fuseseră începute sau proiectele se aflau în curs de execuţie.

Preşedintele a semnat decretul privind promulgarea Legii pentru completarea articolului 56^1 din OUG nr. 57/2007 privind regimul ariilor naturale protejate, conservarea habitatelor naturale, a florei şi faunei sălbatice, precum şi pentru modificarea Legii nr. 292/2018 privind evaluarea impactului anumitor proiecte publice şi private asupra mediului.

Modificarea limitelor ariilor protejate, în termen de 60 de zile

Potrivit legii, autoritatea publică centrală pentru protecţia mediului, apelor şi pădurilor va dispune modificarea limitelor unei arii naturale protejate în termen de 60 de zile de la solicitarea beneficiarului, în cazul în care sunt îndeplinite condiţiile prevăzute de actul normativ.

Mai exact, trebuie să fie vorba despre suprafeţe pentru care, la 29 iunie 2007, erau aprobate obiective de investiţii pentru realizarea unor amenajări hidroenergetice, iar acestea erau deja demarate sau în curs de execuţie.

Noile limite ale ariei protejate vor fi stabilite astfel încât întreaga schemă a amenajării hidroenergetice să fie în afara perimetrului protejat. În această categorie intră inclusiv drumurile de acces, staţiile şi reţelele de transport şi distribuţie aferente proiectului.

Legea prevede şi instituirea unei zone-tampon de minimum 100 de metri între limita noii arii naturale protejate şi limita amenajării hidroenergetice, pe întreaga lungime de graniţuire.

Ce proiecte sunt exceptate

Actul normativ stabileşte şi o serie de excluderi. Prevederile nu se aplică proiectelor sau componentelor de proiect care au ca obiectiv unic apărarea şi securitatea naţională ori reacţia la situaţii de urgenţă.

Sunt exceptate şi proiectele care contribuie la realizarea acestor obiective şi care sunt desemnate astfel prin hotărâri ale Consiliului Suprem de Apărare a Ţării.

De asemenea, legea nu vizează capacităţile existente de producere sau transport al energiei electrice aflate în arii protejate, asupra cărora sunt realizate lucrări de mentenanţă, retehnologizare sau modernizare.

Legea a fost contestată de preşedinte la CCR

Parcursul legislativ al actului normativ a fost unul îndelungat. La 11 noiembrie 2025, preşedintele României a formulat o obiecţie de neconstituţionalitate.

Curtea Constituţională a respins însă obiecţia, prin Decizia nr. 735/2026, apreciind că aceasta este neîntemeiată şi constatând că legea este constituţională în raport cu criticile formulate.

Ulterior, în urma analizării motivelor din cererea de reexaminare, comisiile din Camera Deputaţilor au decis, cu majoritate de voturi, respingerea solicitării formulate de şeful statului.

Prin promulgarea de miercuri, legea intră în etapa finală a procedurii legislative şi creează cadrul pentru continuarea proiectelor hidroenergetice vizate.

Daniel Zamfir: „Putem continua construcţia hidrocentralelor”

Senatorul PSD Daniel Zamfir, unul dintre susţinătorii proiectului, a salutat promulgarea actului normativ şi a susţinut că acesta permite deblocarea unor investiţii hidroenergetice începute cu mult timp în urmă.

„Astăzi, Preşedintele României a promulgat legea pentru care mă lupt de 4 ani cu useriştii şi ONG-urile din dotare! Putem continua construcţia hidrocentralelor începute înainte ca ele să fie incluse – din neglijenţă sau intenţionat – în regimul ariilor protejate, unde continuarea lucrărilor era practic blocată prin acţiunea concertată a «apărătorilor mediului», cu vădite interese împotriva independenţei energetice a României!”, a scris Zamfir pe Facebook.

Noua lege vizează astfel un set strict de proiecte, condiţionat de existenţa unor aprobări şi de începerea lucrărilor înainte de 29 iunie 2007. Modificarea limitelor ariilor protejate urmează să permită scoaterea din perimetrele protejate a suprafeţelor necesare pentru finalizarea amenajărilor hidroenergetice şi a infrastructurii aferente.

Fii la curent cu tot ce contează în business-ul din România și abonează-te la canalul nostru de Whatsapp Forbes Romania.

De asemenea, intră în comunitatea Forbes România de pe Facebook și urmărește cele mai importante știri, analize și noutăți din business-ul local și nu numai.

The post Undă verde pentru hidrocentralele începute înainte de 2007. Nicuşor Dan a promulgat legea appeared first on Forbes Romania.

Oprirea simultană a reactoarelor de la Cernavodă, provocată de nivelul scăzut al Dunării, nu produce efecte doar în sectorul energetic. Șocul de preț se propagă în economie printr-un lanț în care primele companii afectate sunt furnizorii și traderii de energie, urmate de marii consumatori industriali și, ulterior, de furnizorii și subcontractanții acestora.

Analiza realizată de CITR, companie specializată în restructurare și insolvență, arată că impactul nu este uniform și nici simultan pentru toate companiile. Unele firme resimt imediat presiunea asupra lichidității, în timp ce pentru altele creșterea costurilor apare în rezultatele financiare cu întârziere, atunci când contractele comerciale sunt renegociate.

Efectele sunt deja vizibile pe piața energiei. Prețul mediu pe Piața pentru Ziua Următoare a ajuns în august la 793 de lei/MWh, cu aproximativ 26% peste nivelul din iulie și aproape dublu față de august 2025.

Prima verigă: furnizorii și traderii de energie

Sistemul energetic național funcționează din 13 august fără producție nucleară, după oprirea reactoarelor de la Cernavodă pe fondul debitului redus al Dunării. Potrivit CITR, este pentru prima dată în istoria recentă când ambele reactoare sunt oprite simultan din acest motiv.

Ministerul Energiei a anunțat că repornirea nu este posibilă mai devreme de 10 septembrie, iar această dată reprezintă un moment de reevaluare a situației, nu un termen ferm pentru reluarea producției.

Presiunea se resimte în primul rând la companiile care au cumpărat energie la prețuri fixe și trebuie acum să își respecte obligațiile contractuale în condițiile în care producția nucleară nu mai este disponibilă.

Pe 10 august, Nuclearelectrica a anunțat că a primit de la Camera de Comerț, Industrie, Navigație și Agricultură Constanța mai multe avize privind existența cazului de forță majoră, cu efect începând din 27 iulie 2026. Compania a precizat că nu își mai poate executa integral, din producția proprie, obligațiile contractuale asumate față de parteneri.

„Avizul nu anulează contractele prin el însuși. Este un act constatator care, în funcție de clauzele fiecărui contract, poate exonera producătorul de penalități pentru energia nelivrată”, explică CITR.

În practică, partenerii contractuali trebuie să găsească alte surse de energie pentru a-și acoperi necesarul. Problema este diferența de preț.

Contractele de bandă încheiate cu Nuclearelectrica în ianuarie 2026, pentru livrări pe parcursul anului, au avut prețuri cuprinse între 550 și 560 de lei/MWh. În intervalul în care aceste livrări au fost afectate, prețurile orare de pe piața spot au urcat, în anumite ore de seară, spre 1.400 de lei/MWh.

„Un furnizor care a contractat energie la preț fix și trebuie să o înlocuiască din piață la prețul zilei suportă diferența imediat, în numerar. Obligația lui de livrare către clientul final rămâne. De aceea aici presiunea apare prima, cea de lichiditate”, spune Florin Constantin, partener CITR.

Mecanismul nu este fără precedent. În criza energetică din 2021-2022, potrivit datelor invocate de CITR, peste 20 de licențe de furnizare au fost retrase, iar aproximativ 100.000 de clienți ai unor furnizori de gaze și energie electrică au fost preluați de alte companii sau de furnizori de ultimă instanță.

A doua verigă: industria energointensivă

Al doilea nivel al lanțului este reprezentat de consumatorii industriali mari, pentru care energia reprezintă o componentă importantă a costurilor de producție.

În această categorie intră companii din metalurgie, industria chimică, producția de ciment, sticlă, hârtie sau prelucrarea metalelor.

„Expunerea este directă și, în general, cunoscută de management. Aceste companii au capacitate de negociere și vizibilitate publică”, arată CITR.

Creșterea costurilor cu energia se adaugă presiunilor deja existente asupra industriei, iar impactul poate fi diferit de la o companie la alta, în funcție de structura contractelor de furnizare, gradul de acoperire a consumului prin contracte la preț fix și capacitatea de a transfera scumpirea către clienți.

Datele INS citate de CITR indică o creștere cu 23,3% a prețurilor de producție a energiei în iunie 2026 față de aceeași lună a anului trecut.

Pentru companiile care operează cu marje reduse, chiar și o majorare temporară a costurilor energetice poate pune presiune asupra profitabilității și fluxurilor de numerar.

A treia verigă: furnizorii și subcontractanții

Efectul poate ajunge apoi la o categorie mai puțin vizibilă: furnizorii și subcontractanții companiilor mari.

Este vorba în special despre firme de dimensiune medie care au contracte la preț fix cu clienți mari și nu dispun de mecanisme de ajustare automată a prețurilor. Aceste companii absorb inițial scumpirea energiei, fără să o poată transfera imediat către clientul final.

Consecințele apar astfel cu întârziere în situațiile financiare.

Contractele de furnizare semnate în toamna anului 2025 intră în această perioadă într-un nou ciclu de negociere, iar estimările de piață indică prețuri cu 15-20% mai mari la reînnoire.

„Pentru companiile industriale, efectul apare cu decalaj. Costul crește acum, ajustarea prețului către client vine la următorul ciclu contractual, iar intervalul se finanțează din capitalul de lucru”, explică Florin Constantin.

Problema este, prin urmare, nu doar nivelul facturii la energie, ci și perioada în care compania trebuie să finanțeze diferența dintre costul mai mare și prețul pe care îl poate încasa de la client.

Iarna 2026-2027, următorul test pentru sistem

Riscurile devin mai importante odată cu apropierea sezonului rece. Dispeceratul Energetic Național a prognozat pentru sezonul precedent un vârf de consum instantaneu cuprins între 9.100 și 9.500 MW, în funcție de scenariu. Potrivit estimărilor, producția internă nu ar fi fost suficientă pentru acoperirea integrală a acestui vârf în niciunul dintre scenariile analizate.

Vârful efectiv atins pe 19 ianuarie 2026 a fost de 9.235 MW.

CITR atrage atenția că studiul de adecvanță al Transelectrica identifică lunile decembrie, ianuarie și februarie drept perioadele critice, în special în timpul vârfurilor de consum de dimineață și seară.

Iarna 2026-2027 poate deveni astfel un test important pentru capacitatea sistemului de a acoperi consumul în perioadele de vârf.

La problema producției nucleare se adaugă și riscul hidrologic. Seceta care a afectat funcționarea reactoarelor de la Cernavodă a afectat și producția hidro, reducând simultan două surse importante de energie.

Unitatea 1 intră în retehnologizare

Presiunea asupra sistemului ar putea deveni mai complexă începând din 2027, când este programată retehnologizarea Unității 1 de la Cernavodă.

Potrivit declarațiilor Ministerului Energiei, lucrările urmează să înceapă în 2027, iar reactorul va fi oprit pentru o perioadă de peste doi ani.

Astfel, actuala problemă hidrologică este suprapusă peste un calendar cunoscut de reducere temporară a capacității nucleare. Pentru companiile mari consumatoare de energie, această perspectivă face ca gestionarea costurilor să devină o problemă de strategie financiară, nu doar una conjuncturală.

„Este un motiv suficient pentru ca planificarea financiară a companiilor expuse să pornească de la ipoteza unui cost energetic ridicat pe o perioadă mai lungă”, spune Florin Constantin.

Companiile trebuie să își verifice contractele și lichiditatea

În opinia CITR, pe termen imediat, de până la trei luni, companiile expuse ar trebui să își concentreze atenția asupra trezoreriei și a contractelor de energie.

Mai exact, este important de identificat cât din costul energiei este fix, cât este expus pieței, când expiră contractele și ce posibilități de ajustare există în relația cu clienții.

O problemă poate apărea atunci când o companie consideră că este protejată de un contract pe termen lung, dar descoperă că acesta nu acoperă integral consumul sau că există alte componente ale costului expuse pieței.

„Calendarul contează, iar fereastra de renegociere a contractelor de furnizare și de discuție cu finanțatorii este deschisă acum, înaintea ciclului contractual de iarnă. O companie care intră în decembrie cu contractul de furnizare nerenegociat și fără vizibilitate pe trezorerie are mai puține opțiuni decât una care începe discuția în septembrie”, susțin reprezentanții CITR.

Pe un orizont de trei până la 12 luni, problema se mută către structura de finanțare și relația comercială. Companiile care nu pot transfera rapid costurile către clienți pot avea nevoie de capital de lucru suplimentar pentru a acoperi perioada dintre scumpirea energiei și renegocierea contractelor.

CITR atrage atenția că există și instrumente de restructurare preventivă care pot fi utilizate înainte de apariția insolvenței, aplicabilitatea acestora urmând să fie evaluată în funcție de situația fiecărei companii.

Pe termen de unu până la trei ani, miza devine și mai largă: modelul de business, structura contractelor de energie, nivelul de autoproducție și viabilitatea capacităților industriale într-un mediu cu costuri energetice diferite de cele din ultimii ani.

Oprirea reactoarelor de la Cernavodă arată astfel că un șoc produs într-un singur punct al sistemului energetic poate ajunge, prin prețuri și contracte, până la companiile care nu au nicio legătură directă cu producția de electricitate. Prima presiune este asupra lichidității furnizorilor, apoi asupra marjelor industriei și, cu întârziere, asupra furnizorilor și subcontractanților care nu își pot ajusta rapid prețurile.

Fii la curent cu tot ce contează în business-ul din România și abonează-te la canalul nostru de Whatsapp Forbes Romania.

De asemenea, intră în comunitatea Forbes România de pe Facebook și urmărește cele mai importante știri, analize și noutăți din business-ul local și nu numai.

The post Reactoarele de la Cernavodă sunt oprite, iar efectele se propagă în economie appeared first on Forbes Romania.

Guvernul României a aprobat menținerea în funcțiune a Grupului energetic nr. 5 de la Sucursala Electrocentrale Turceni, în contextul măsurilor pentru consolidarea securității energetice și menținerea stabilității Sistemului Electroenergetic Național.

Decizia a fost luată în ședința extraordinară din 28 august 2026, prin aprobarea Memorandumului privind menținerea disponibilității unor capacități de producere a energiei electrice pe bază de lignit. Măsura permite păstrarea disponibilă a grupului de la Turceni și vine în urma demersurilor Complexului Energetic Oltenia, în colaborare cu Ministerul Energiei.

Autoritățile justifică decizia prin necesitatea de a dispune de capacități de producție care pot furniza energie în bandă și pot contribui la echilibrarea sistemului în perioadele în care producția din surse regenerabile este redusă.

Energia pe lignit, menținută ca rezervă pentru sistem

Potrivit Complexului Energetic Oltenia, condițiile actuale de funcționare a Sistemului Electroenergetic Național arată că producția de energie în bandă rămâne importantă pentru siguranța și stabilitatea rețelei.

Capacitățile pe lignit pot deveni relevante în special în perioadele în care centralele fotovoltaice și eoliene produc mai puțină energie sau sunt afectate de condițiile meteorologice.

În acest context, menținerea Grupului energetic nr. 5 de la Turceni oferă sistemului o capacitate suplimentară care poate fi utilizată atunci când producția regenerabilă nu este suficientă pentru acoperirea consumului.

Decizia are loc într-o perioadă în care România urmărește să își consolideze securitatea energetică și să reducă riscul unor dezechilibre între producție și consum.

Conducerea CE Oltenia: „Rolul esențial” al companiei

Președintele Directoratului Complexului Energetic Oltenia, Constantin-Cosmin Trufelea, consideră că menținerea grupului de la Turceni confirmă importanța companiei pentru sistemul energetic național.

„Menținerea în funcțiune a Grupului energetic nr. 5 de la S.E. Turceni confirmă rolul esențial al Complexului Energetic Oltenia în asigurarea securității energetice a României. Este o decizie importantă pentru companie, pentru angajații noștri și pentru comunitățile din care facem parte”, a declarat acesta.

Șeful companiei a subliniat și rolul angajaților din minerit și energie în funcționarea capacităților existente.

„Cunosc îndeaproape valoarea oamenilor din minerit și energie, iar această hotărâre ne oferă responsabilitatea de a continua să contribuim, în condiții de siguranță, la stabilitatea Sistemului Electroenergetic Național”, a adăugat Constantin-Cosmin Trufelea.

CE Oltenia vrea să reducă dependența de importuri

Complexul Energetic Oltenia susține că menținerea capacităților sale de producție contribuie la acoperirea necesarului de consum și la reducerea dependenței României de importurile de energie electrică.

Compania consideră că producția proprie rămâne importantă în perioadele de vârf de consum sau atunci când alte surse de producție nu pot furniza suficientă energie.

Menținerea Grupului energetic 5 de la Turceni nu schimbă însă direcția generală a sistemului energetic românesc către diversificarea surselor și dezvoltarea producției din surse regenerabile. Decizia Guvernului urmărește, în principal, păstrarea unei capacități disponibile care poate contribui la siguranța alimentării cu energie și la echilibrarea sistemului.

Pentru Complexul Energetic Oltenia, hotărârea are și o componentă economică și socială, întrucât menținerea activității grupului susține continuitatea unor locuri de muncă și a activităților industriale din zona minieră și energetică.

Astfel, autoritățile încearcă să mențină un echilibru între obiectivele de tranziție energetică și necesitatea de a dispune, pe termen scurt și mediu, de capacități controlabile care să poată interveni atunci când producția variabilă din surse regenerabile nu acoperă necesarul sistemului.

Fii la curent cu tot ce contează în business-ul din România și abonează-te la canalul nostru de Whatsapp Forbes Romania.

De asemenea, intră în comunitatea Forbes România de pe Facebook și urmărește cele mai importante știri, analize și noutăți din business-ul local și nu numai.

The post Decizie pentru sistemul energetic național: Grupul 5 de la Turceni va fi menținut în funcțiune appeared first on Forbes Romania.

Prețul petrolului ar putea urca până la 120 de dolari pe baril dacă atacurile asupra transportului maritim din Orientul Mijlociu se intensifică, avertizează Goldman Sachs. Instituția financiară consideră că riscul unor perturbări mai ample ale transporturilor este unul semnificativ, iar o escaladare a conflictului ar putea provoca noi șocuri pe piețele energetice.

Daan Struyven, co-director al diviziei globale de cercetare a mărfurilor de la Goldman Sachs, a declarat că evoluțiile recente indică posibilitatea extinderii și intensificării problemelor care afectează transportul maritim.

„Evenimentele din ultimele zile sugerează că riscul ca perturbările transportului maritim să se extindă și să se intensifice este unul important”, a afirmat Struyven.

Petrolul se apropie de pragul de 100 de dolari

Cotațiile petrolului au crescut puternic pe fondul reizbucnirii ostilităților din regiune. În tranzacțiile asiatice de luni dimineață, petrolul Brent a depășit 97 de dolari pe baril, apropiindu-se de pragul psihologic de 100 de dolari. În același timp, petrolul american WTI s-a tranzacționat la peste 92 de dolari pe baril.

Evoluția reprezintă un semnal important pentru piețele financiare, întrucât investitorii urmăresc în special eventualele perturbări ale fluxurilor de petrol și ale transporturilor prin rutele maritime strategice ale regiunii.

Situația s-a deteriorat în weekend, după ce Statele Unite au anunțat atacarea a trei petroliere iraniene, ca răspuns la atacurile lansate de Corpul Gardienilor Revoluției Islamice asupra a două nave de război americane cu rachete balistice.

Iranul amenință navele care traversează zona

Tensiunile au crescut și după declarațiile oficialilor iranieni.

Președintele parlamentului iranian, Mohammad Bagher Qalibaf, a declarat că perioada „răspunsurilor proporționale” s-a încheiat și a avertizat că viitoarele represalii vor fi „mai rapide, mai dure și mai dureroase”.

Teheranul a anunțat, de asemenea, că intenționează să publice o nouă „zonă de excludere”, care ar urma să se extindă până la Strâmtoarea Ormuz și Golful Persic.

Mohsen Rezaei, noul șef al Consiliului Suprem de Securitate Națională al Iranului, a avertizat că navele care vor intra în această zonă cu intenția de a traversa Strâmtoarea Ormuz ar putea fi sancționate.

„Orice navă care intră în această zonă cu intenția de a trece prin Strâmtoarea Ormuz și este identificată va fi inclusă pe lista noastră de sancțiuni”, a declarat oficialul iranian.

Goldman Sachs vede riscuri și pentru gaze și carburanți

Potrivit Goldman Sachs, problema nu se limitează la piața țițeiului. O eventuală extindere a conflictului ar putea produce efecte asupra întregului sector energetic, inclusiv asupra gazelor naturale și produselor rafinate.

Struyven consideră că există un „potențial semnificativ de creștere a prețurilor țițeiului”, însă investitorii ar trebui să fie atenți și la evoluția prețurilor gazelor naturale și ale produselor rafinate.

În cazul acestor piețe, „șocurile de ofertă sunt mai mari decât pe piața țițeiului”, potrivit expertului Goldman Sachs.

Acest lucru înseamnă că o perturbare a transporturilor maritime poate avea efecte în lanț: creșterea costurilor de transport, întârzieri în aprovizionare, reducerea disponibilității unor produse petroliere și presiuni suplimentare asupra prețurilor.

Pragul de 120 de dolari depinde de evoluția conflictului

Scenariul de 120 de dolari pe baril nu reprezintă o prognoză certă, ci un nivel posibil în cazul în care perturbările transportului maritim se extind și devin mai severe.

Pentru investitori, principala variabilă este în acest moment evoluția conflictului și impactul acesteia asupra rutelor comerciale strategice.

O escaladare care să afecteze în mod semnificativ transporturile din zona Strâmtorii Ormuz ar putea amplifica rapid volatilitatea pe piețele energetice. În schimb, reducerea tensiunilor și menținerea fluxurilor comerciale ar putea limita presiunile asupra cotațiilor.

În perioada următoare, piața va urmări astfel nu doar nivelul producției de petrol, ci și siguranța transportului și capacitatea companiilor de a asigura livrările de țiței, gaze și produse rafinate.

Pentru economiile dependente de importuri energetice, o asemenea evoluție ar putea însemna costuri mai mari pentru carburanți, transport și industrie, dar și noi presiuni inflaționiste.

Fii la curent cu tot ce contează în business-ul din România și abonează-te la canalul nostru de Whatsapp Forbes Romania.

De asemenea, intră în comunitatea Forbes România de pe Facebook și urmărește cele mai importante știri, analize și noutăți din business-ul local și nu numai.

The post Tensiunile din Orientul Mijlociu zguduie piața petrolului. Goldman Sachs vede prețuri de până la 120 de dolari appeared first on Forbes Romania.