Petrom vinde cu 45% mai mult și câștigă cu 24% mai puțin

Marjele plafonate prin OUG 19/2026 au confiscat cel mai bun trimestru de rafinare din istoria recentă a companiei

Privire de Ansamblu

Al doilea trimestru din 2026 este cel mai bun trimestru operațional al OMV Petrom din ultimii ani și, simultan, unul dintre cele mai frustrante pentru acționari. Veniturile din vânzări consolidate au urcat cu 45%, la 11.740 mil. lei, susținute de prețuri și volume mai mari, într-un context marcat de escaladarea conflictului din Orientul Mijlociu și de creșterea cotației Brent la o medie de 103,85 USD/bbl (T2 2025: 67,88 USD/bbl).

La nivel ajustat, rezultatul din exploatare CCA excluzând elementele speciale a crescut cu 27%, la 1.505 mil. lei. Sub această linie însă, imaginea se inversează: profitul net CCA excluzând elementele speciale a scăzut cu 12%, la 1.066 mil. lei, iar profitul net raportat a coborât cu 24%, la 774 mil. lei. Diferența nu vine din operațiuni, ci din trei surse: elemente speciale de (252) mil. lei, un rezultat financiar net negativ de (192) mil. lei (față de un câștig de 225 mil. lei în T2 2025, când compania a beneficiat de un litigiu câștigat) și o rată efectivă de impozitare urcată la 19%, de la 14%.

Cifrele pentru T2 rezultă din diferența dintre raportarea semestrială și trimestrul întâi: la nivel de semestru, veniturile au fost de 21.314 mil. lei (+25%), iar profitul net CCA excluzând elementele speciale de 2.194 mil. lei, în scădere cu 4% față de primele șase luni din 2025.

Rafinare și Marketing: marja record pe care compania nu a putut-o încasa

Segmentul R&M a livrat un rezultat din exploatare CCA excluzând elementele speciale de 747 mil. lei, cu 36% peste cele 550 mil. lei din T2 2025. Indicatorul marjei de rafinare a sărit cu 12,4 USD/bbl, la 22,67 USD/bbl, mai mult decât dublu față de T2 2025 (10,27 USD/bbl) și un nivel pe care compania îl atinge rar.

Aici intervine însă elementul definitoriu al trimestrului. Prin OUG 19/2026, aplicabilă între 1 aprilie și 30 iunie 2026, guvernul a plafonat temporar marjele de rafinare și cele ale canalelor de vânzare pentru motorina și benzina comercializate în România, la nivelul mediu din 2025. Practic, diferențialele ridicate de pe piața internațională nu au putut fi valorificate pe piața internă. Compania precizează explicit că marja de rafinare ajustată din T2 2026 s-a situat ușor sub media anului 2025, în ciuda indicatorului record, și că pentru volumele reglementate nu a fost înregistrată nicio ajustare CCA — un impact de circa 65 mil. lei.

Rata de utilizare a rafinăriei a urcat la 97%, față de 76% în T2 2025, când Petrobrazi a fost în revizie planificată. Vânzările cu amănuntul au crescut cu 6%, iar volumele de produse rafinate exceptând retailul cu 18%, pe fondul disponibilității mai mari a producției proprii. Investițiile segmentului au ajuns la 533 mil. lei, în principal pentru unitatea SAF/HVO de la Petrobrazi.

Explorare și Producție: prețul compensează declinul

E&P a raportat un rezultat din exploatare excluzând elementele speciale de 888 mil. lei, cu 35% peste cele 657 mil. lei din T2 2025. Motorul a fost prețul: cotația medie realizată la țiței a crescut cu 58%, la 92,72 USD/bbl, urmând Brentul. Creșterea a fost parțial contrabalansată de o impozitare mai mare în segment și de volume mai mici de vânzări de țiței.

Producția totală de hidrocarburi a fost stabilă, la 102,3 mii bep/zi (T2 2025: 102,2 mii bep/zi), un rezultat notabil pentru o bază de active mature. Producția de gaze naturale a crescut cu 6%, la 56,8 mii bep/zi, compensând scăderea de 6% a producției de țiței și condensat, la 45,5 mii bbl/zi. Contribuția a venit din reparațiile capitale la sonde și din sondele noi, care au acoperit declinul natural.

Costul unitar de producție s-a îmbunătățit cu 2%, la 18,08 USD/bep. Investițiile în segment au urcat la 1.470 mil. lei, dominate de Neptun Deep, unde platforma de producție offshore și conducta către țărm au fost instalate, iar șase din cele zece sonde de dezvoltare sunt finalizate.

Gaze și Energie: reglementarea prelungită taie revenirea

După un T1 2026 excelent (+339 mil. lei), segmentul G&E a revenit pe pierdere în T2, cu un rezultat din exploatare excluzând elementele speciale de (22) mil. lei, față de (7) mil. lei în T2 2025. Cauza principală: prelungirea cu întârziere a măsurilor de reglementare pe piața gazelor naturale până în martie 2027, combinată cu prețuri ridicate pentru volumele achiziționate de la terți, afectate de conflictul din Orientul Mijlociu.

Volumele totale de vânzări de gaze naturale au crescut cu 5%, la 10,04 TWh, atât către clienții angro, cât și către cei finali. În schimb, producția netă a centralei Brazi a scăzut cu 23%, la 0,47 TWh, în contextul unei revizii planificate mai îndelungate, 26 de zile la capacitate integrală în aprilie, iar restul trimestrului la jumătate de capacitate. Rezultatul raportat al segmentului a fost de (165) mil. lei, după elemente speciale de (144) mil. lei din evaluări temporare.

La nivel de semestru, tabloul rămâne pozitiv: G&E a generat 318 mil. lei rezultat ajustat în primele șase luni, față de o pierdere de (94) mil. lei în aceeași perioadă din 2025.

Bilanț: dividendul de 3,3 miliarde schimbă poziția de numerar

Cel mai vizibil efect din bilanț este plata dividendelor. La 30 iunie 2026, numerarul și echivalentele au scăzut la 3,26 mld. lei, de la 7,61 mld. lei la finalul lui martie, după distribuirea a 3.601,60 mil. lei aprobată de AGA din 28 aprilie 2026, dividend brut total de 0,0578 lei/acțiune, din care 0,0466 lei dividend de bază și 0,0112 lei dividend special.

Fluxul de trezorerie extins după plata dividendelor a fost de (4.120) mil. lei în T2 2026, față de (2.646) mil. lei în T2 2025. Fluxul din activități de exploatare a scăzut cu 38%, la 1.250 mil. lei, în principal din cauza evoluției nefavorabile a capitalului circulant net.

Compania rămâne totuși în poziție de numerar net: 3.261 mil. lei excluzând leasingul și 1.592 mil. lei incluzându-l. Totalul activelor a coborât la 59,89 mld. lei (de la 60,77 mld. lei la 31 decembrie 2025), iar capitalurile proprii la 36,40 mld. lei, reprezentând 61% din total active, față de 63% la finalul anului trecut.

Investiții: anul record continuă

Investițiile totale au ajuns la 2.152 mil. lei în T2 2026, cu 13% peste T2 2025, și la 3.746 mil. lei pe semestru. Direcțiile principale rămân Neptun Deep și proiectele cu emisii reduse:

• Neptun Deep: platforma de producție offshore și conducta către țărm au fost instalate; șase din zece sonde de dezvoltare sunt finalizate.
• SAF/HVO la Petrobrazi: lucrările avansează, cu producție planificată din 2028; o parte din producția viitoare de biocombustibili a fost deja plasată contractual.
• Hidrogen verde: toate modulele proiectului de 20 MW de la Petrobrazi au fost livrate.
• Regenerabile: proiectul eolian Gura Vaii (CEE Onești), parte din portofoliul de ~1.000 MW al Electrocentrale Borzești (OMV Petrom 50%, Renovatio 50%), a obținut finanțare de 47 mil. euro.
• O nouă instalație de producție de produse aromatice a fost pusă în funcțiune la Petrobrazi.

Bugetul de investiții pentru 2026 rămâne la până la 9,4 mld. lei net, față de 7,8 mld. lei în 2025.

Perspective 2026: estimări majorate, dar cu semn de întrebare

Compania și-a revizuit în sus estimările pentru mediul de piață: prețul mediu Brent este acum așteptat între 85 și 95 USD/bbl (2025: 69,1 USD/bbl), iar indicatorul marjei de rafinare peste 15 USD/bbl, față de estimarea anterioară de peste 10 USD/bbl. Rata de utilizare a rafinăriei este estimată peste 95%.

Petrom avertizează însă explicit că intervențiile de reglementare prin plafonarea marjelor „diminuează temporar relevanța indicatorului marja de rafinare ca instrument de evaluare a profitabilității segmentului Rafinare și Marketing”. Cu alte cuvinte, indicatorul care arată spectaculos nu se mai traduce direct în profit.

La finalul lunii iulie 2026, Parlamentul a decis reintroducerea situației de criză și adoptarea unei noi reglementări, ca urmare a creșterii prețurilor produselor petroliere. Compania monitorizează publicarea în Monitorul Oficial pentru a evalua impactul, un risc direct pentru T3.

Taxa pe cifra de afaceri de 0,5% a fost prelungită până la finalul lui 2026, cu un impact estimat sub 250 mil. lei, iar taxa pe construcții adaugă circa 75 mil. lei. Ambele ar urma să fie eliminate de la 1 ianuarie 2027.

Ce Înseamnă Pentru Investitor

T2 2026 este o lecție despre diferența dintre performanța operațională și profitul care ajunge la acționar. Petrom a operat aproape ireproșabil: rafinărie la 97%, producție stabilă, volume în creștere pe toate canalele. Câștigul suplimentar generat de piață a fost însă redistribuit prin plafonarea marjelor, contribuția de solidaritate și taxele sectoriale.

Pentru un investitor care urmărește SNP, întrebarea relevantă nu mai este „cât valorează barilul”, ci „cât din creșterea barilului rămâne în companie”. În T2 2026, răspunsul a fost: mai puțin decât în T2 2025, în ciuda unui context de piață net mai favorabil.

Riscul de reglementare a devenit factorul dominant al tezei de investiție. Noua reglementare anunțată la finalul lui iulie și prelungirea reglementării pe gaze până în martie 2027 sugerează că presiunea nu se ridică în trimestrele următoare. În paralel, anul record de investiții și fluxul de trezorerie extins negativ înseamnă că marja de manevră pentru dividende speciale se reduce.

Tabel Comparativ T2 2026 vs. T2 2025

Tabel Comparativ S1 2026 vs. S1 2025

Sursă: Grupul OMV Petrom – Raport ianuarie – iunie 2026 și T2/26, publicat la 31 iulie 2026. Cifrele pentru T2 2026 sunt derivate ca diferență între raportarea semestrială și T1 2026, metodă confirmată de tabelele trimestriale din raport. Acest material are scop informativ și educațional și nu constituie recomandare de investiție.

Riscuri de urmărit

Riscul de reglementare este acum factorul dominant: noua reglementare anunțată de Parlament la finalul lui iulie 2026 nu era publicată în Monitorul Oficial la data raportului, iar reglementarea pieței gazelor a fost prelungită până în martie 2027. Ambele pot afecta direct T3 și T4.

Anul record de investiții (până la 9,4 mld. lei) și fluxul de trezorerie extins negativ reduc marja de manevră pentru dividende speciale în 2027. După plata celor 3,6 mld. lei din iunie, poziția de numerar a scăzut de la 7,61 la 3,26 mld. lei.

Producția rămâne stabilă doar prin reparații capitale intensive la sonde mature. Contribuția Neptun Deep devine relevantă abia după punerea în funcțiune, iar până atunci declinul natural trebuie compensat an de an.