“Volatilitatea prețului gazelor este foarte mare. Este greu de anticipat evoluția iernii și vremea, de care depinde cererea de gaze naturale. Vedem prețuri ridicate pentru iarna aceasta, deoarece injectăm acum la prețuri mari în depozite, ceea ce se va resimți, desigur, și în sezonul rece”, spune șeful diviziei de gaze și energie al OMV Petrom, Frank Neel.
Înainte de a fi prezentată aici, informația a fost anunțată cu mult înainte pe Profit Insider
Prețul spot al gazelor a ajuns pe platforma operată de Bursa Română de Mărfuri (BRM) la 325 lei/MWh, un record al ultimilor 17 luni.
Ultima dată când s-a înregistrat un preț atât de mare pe BRM a fost în februarie 2025, lună de iarnă, cu consum ridicat, când un val de ger a lovit România, care a fost nevoită să apeleze la importuri scumpe pentru acoperirea consumului intern.
Și prețul pe piața forward a evoluat similar. O cantitate de 46 GWh cu livrare în ultimul trimestru al acestui an s-a tranzacționat pe 20 august la un preț mediu de 344 de lei/MWh, record al ultimilor 3 ani și jumătate.
Ultima dată când s-a înregistrat un preț atât de ridicat a fost în ianuarie 2023, când s-a tranzacționat un volum mult mai mic, de doar 3,3 GWh, la o cotație medie de 349 de lei/MWh.
Evoluția prețului gazelor din ultima lună pe BRM
Presiunea pe prețuri vine atât de pe partea de cerere, internă și externă, cât și de pe partea ofertei, externă.
Chiar dacă vara consumul este scăzut, cererea de înmagazinare este una considerabilă.
În plus, canicula instalată în Europa a majorat producția de electricitate pe gaze și, implicit, cererea de gaze.
Cum gradul de depozitare al gazelor din România și UE se află la minimul ultimilor 15 ani, în absența unei minuni meteorologice, iarna viitoare va fi una dificilă.
În prezent, România are înmagazinați 23,2 TWh (68,5% din capacitatea totală), cu 4 TWh sub nivelul de la aceeași dată a anului trecut, când erau depozitați 27,1 TWh (80,14% din capacitatea totală).
Restul statelor UE stau și mai prost, având înmagazinați doar 712 TWh (63% din capacitatea totală), cu aproximativ 150 TWh sub nivelul de anul trecut, de 860 TWh (75,7%).
Și asta în condițiile în care prețul gazelor în UE s-a majorat de 2,3 ori de la începutul anului, situație similară probabil și în România, unde statul plafonează încă prețul la care producătorii sunt obligați să vândă gaze furnizorilor pentru acoperirea consumului casnici și al sistemelor centralizate la un preț de 3 ori mai redus decât cel al pieței.
Așa se face că cel de-al doilea mare producător intern, OMV Petrom, este nevoit să cumpere gaze de import, la prețul pieței, pentru a le depozita, și chiar și așa, cantitatea depozitată de companie se situează cu o treime sub cea de anul trecut. OMV Petrom avea înmagazinate la finalul primului semestru doar 1,8 TWh de gaze, cu o treime sunt nivelul de 2,7 TWh pe care îl raporta la finalul lunii iunie a anului trecut.
Deși România este cel mai mare producător de gaze din UE, în zilele mai friguroase, producția internă și extragerile din depozite nu pot acoperi consumul intern, fiind nevoită să apeleze la importuri. Pentru care va concura cu restul statelor europene, care nici măcar nu beneficiază de avantajul producției interne.
În plus, presiunea necesară extragerii din depozite la un nivel optim depinde de gradul de umplere al acestora. Dacă România pornește cu un nivel inferior anilor trecuți de înmagazinare, o eventuală perioadă mai friguroasă în luna februarie, cum s-a mai întâmplat, va pune o presiune ridicată pe sistemul național, implicit pe importuri, asta dacă există surse disponibile, necontractate de companii din alte state.
Dacă actuala criză energetică poate fi traversată cu ajutorul stocării energiei electrice produse ziua (în Bulgaria, eventual) pentru a acoperi vârfurile de consum de seara, iarna viitoare, nu poți stoca gaze ziua pentru susține consumul de noapte.
Activitatea de înmagazinare este una sezonieră, îți faci sanie vara pentru a naviga cu bine iarna.
Dubalarea prețului gazelor pe piața liberă nu are cum să nu se reflecte și în facturile viitoare ale consumatorilor finali.
Dacă până în prezent, scumpirile de pe piață erau suportate aproape exclusiv de consumatorii non-casnici (care le transferau evident în prețurile finale ale bunurilor pe care le produceau), în acest an și consumatorii casnici, și centralele de producție de energie termică ce alimentează sistemele centralizate publice de încălzire vor suporta o parte din factură.
Motivul: Cantitățile din producția internă disponibile la preț reglementat, de 110 lei/MWh, pentru acoperirea consumului clienților casnici și CET-urilor, s-au diminuat în 2026, potrivit celor 2 mari producători interni, Romgaz și OMV Petrom, la aproximativ 32 TWH, de la 52 TWh în 2025.
Diferența, de aproape 20 TWh, nu mai poate fi achiziționată la preț reglementat, ci trebuie cumpărată de furnizori de pe piața liberă la preț de piață, de peste 3 ori mai ridicat decât cel reglementat, ceea ce va avea un impact, foarte probabil, și în facturile finale.
