Prețul mediu al gazului furnizat miercuri a ajuns la 352 lei/MWh, preț întâlnit de obicei în doar în zile de iarnă geroase, cu nivel ridicat al consumului, acoperit în parte din importuri scumpe.
Înainte de a fi prezentată aici, informația a fost anunțată cu mult înainte pe Profit Insider
Și volumul tranzacționat a fost unul considerabil, de 49,7 GWh, peste o cincime din producția internă curentă, de aproximativ 230 GWh.
O cantitate de 80 MWh s-a tranzacționat la un preț maxim al zilei de 363 lei/MWh.
Scumpirea gazelor a accelerat în ultima perioadă, ca urmare a gâtuirii surselor de alimentare pentru Europa (efect al războiului din Ucraina și al celui din Orientul Mijlociu) și a majorării cererii (pentru înmagazinare și pentru alimentarea centralelor electrice pe gaz, care funcționează la capacități ridicate în această perioadă caniculară din UE).
Comparativ cu prețul pentru ziua precedentă, de 325 lei/MWh, gazul s-a apreciat miercuri cu peste 8%.
Evoluția prețului gazelor din ultima lună pe BRM
În ultima lună, prețul spot al gazelor a crescut cu aproximativ 30%, de la 275 lei la 352 lei/MWh.
Comparativ cu aceeași perioadă anii trecuți, când un MWh costa 160-170 lei/MWh, prețul din România este de cel puțin 2 ori mai ridicat.
“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.
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.
