Vremea neobișnuit de caldă pentru această perioadă a anului, care a influențat consumul curent, dublată de un nivel record al înmagazinărilor, atât la nivelul UE, cât și în România, a condus la o prăbușire a prețurilor spot în ultima săptămână. Prețul pentru gazul cu livrare în ziua următoare pe cea mai importantă piață regională, cea austriacă CEGH, a coborât miercuri, pentru prima dată în ultimele 4 luni, sub 100 euro/MWh, în timp ce prețurile spot din România s-au situat și sub 500 lei/MWh.
Miercuri, pe piața intraday operată de Bursa Română de Mărfuri (BRM), până la ora 18:30 se comercializaseră 3,1 GWh de gaze la un preț mediu de 483 lei/MWh. 300 MWh fuseseră tranzacționați chiar la un preț minim de 465 lei/MWh (94 euro/MWh).
Pe piața pentru ziua următoare, 500 MWh s-au comercializat la un preț minim de 460 lei/MWh (93 euro/MWh), prețul mediu pentru întreaga cantitate de 6,6 GWh tranzacționată miercuri fiind de 512,3 lei/MWh (103,6 euro/MWh).
Comparativ, în urmă cu numai o săptămână, pe 29 septembrie, prețurile medii pentru gazul vândut pe BRM erau aproape de 2 ori mai ridicate, de 920 lei/MWh pe piața pentru ziua următoare și de 926 lei/MWh pe piața intraday.
Evoluția prețurilor pe piețele intraday și pentru ziua următoare operate de BRM din ultima lună
Similar, pe piața austriacă CEGH, dacă pe 29 septembrie gazul pentru ziua următoare se tranzacționa la 183,5 euro/MWh, miercuri acesta putea fi achiziționat cu doar 95,5 euro.
Prețuri atât de reduse n-au mai fost înregistrate nici pe BRM, nici pe CEGH de la mijlocul lunii iunie, când consumul curent este la cel mai redus nivel al anului.
O posibilă explicație este că de la 1 octombrie a avut loc o resetare a prețurilor, cu această dată începând un nou an gazier în întreaga Europă. În plus, în urma presiunii opiniei publice, dar și guvernelor naționale și Bruxelles-ului, furnizorii și traderii europeni au achiziționat gaz în exces în ultimele luni, atât pentru depozitare, cât și în avans pentru consumul curent din lunile de iarnă.
Cum însă începutul lunii octombrie se arată mai prietenos din punct de vedere al vremii decât anticipaseră furnizorii și traderii europeni, unii dintre aceștia au rămas cu cantități de gaz excedentare pe care sunt nevoiți să-l scoată la vânzare pe piețele spot. Așa se explică reducerea fluxurilor fizice inclusiv pe singurul gazoduct rusesc care mai funcționează normal, Turk Stream.
Surprinde însă în România volumul redus tranzacționat pe cele 2 piețe spot, în condițiile în care, în ultimele zile, în țară au intrat aproximativ 80 GWh, din care 30 GWh/zi au tranzitat SNT cu direcția Ungaria. În ultimele luni, volumele de pe piețele spot, în special de pe piața pentru ziua următoare, au fost mult mai ridicate, situându-se în apropierea volumului de gaz importat pentru piața internă.
Gazul importat poate fi utilizat pentru acoperirea consumului curent sau pentru depozitare. Cum consumul curent este în mare majoritate acoperit de cei trei mari producători locali - Romgaz, OMV Petrom și BSOG - obligați de Guvern să aloce gaze la preț reglementat consumatorilor casnici și CET-urilor, rezultă că gazul de import este în mare parte depozitat.
Cum rezervările de capacitate se fac mai mult zilnic, cele lunare fiind alocate gazului care tranzitează România cu destinația Ungaria, de obicei furnizorii, înainte de a-l depozita, îl cumpără de pe piețele spot BRM.
În prezent, se pare că gazele de import nu mai sunt tranzacționate pe BRM, ci ajung direct în depozite, ceea ce înseamnă că traderii preferă să nu-l mai vândă imediat, ci să-l depoziteze, pentru a-l vinde mai târziu, în iarnă, în speranța unor prețuri mai mari și a modificării legislației care-i obligă la plata contribuției de solidaritate.
Printre cei care importă gaz și îl depozitează în România s-ar putea numără și companii bulgare sau traderi activi pe această piață, care s-au văzut nevoiți să opteze pentru înmagazinarea gazului excedentar în depozitele din România dat fiind faptul că Bulgaria are o capacitate de depozitare de doar 5,8 TWh și una de injectare de 28 GWh/zi, de aproximativ 6 ori mai reduse decât cele autohtone, de 32,7 TWh, respectiv 264,7 GWh/zi.
O altă companie străină care ar putea depozita gaze în România este cea de stat din Republica Moldova, Energocom.
Așa cum a semnalat recent Profit.ro, Energocom, controlată integral de Agenția Proprietății Publice de peste Prut, a primit licență pentru a desfășura activitate de trader de gaze naturale în România de la Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), urmând să activeze prin intermediul unei sucursale înregistrate în Otopeni, județul Ilfov.
La începutul lunii septembrie, Guvernul de la Chișinău a anunțat că Republica Moldova va cumpăra, în 2 tranșe, 10 milioane de metri cubi de gaz de la Gazprom, pe care le va stoca în depozitele din România.
Începând cu data de 1 octombrie, Gazprom a redus livrările către Republica Moldova cu 30%, mai multe voci din spațiul public solicitând guvernului României să ajute statul vecin.
“Ne dorim să asigurăm și aprovizionarea Republicii Moldova”, a declarat miercuri ministrul Energiei, Virgil Popescu, fără a da detalii în ce mod și la ce cantități se referă.
Statul român este acționar majoritar la Romgaz, însă compania are o mare parte din producție alocată la preț reglementat pentru aprovizionarea consumatorilor casnici și CET-urilor, atât a consumului curent al acestora, cât și a înmagazinărilor făcute de furnizori pentru acoperirea consumului viitor pe timp de iarnă.
În plus, mai are și semnate deja contracte comerciale și este puțin probabil să aibă gaz disponibil pentru vecinii de dincolo de Prut. Singura soluție ar fi achiziționarea de către Romgaz de gaze de import în vederea alimentării consumatorilor din partea vestică a Republicii Moldova (fluxurile prin punctul de interconectare de la Ungheni nu permit decât acoperirea consumului acestora).
Singura problemă este că Guvernul de la Chișinău refuză cu greu să achite prețul pieței, ceea ce a făcut și în urmă cu un an, când, având probleme cu livrările Gazprom, a preferat să cumpere gaz, via Ucraina și nu România, de la companii poloneze (PGNiG), americano-ucrainene (ERU Group), elvețiene (DXT Commodities), olandeze (Vitol) sau ucrainene (Naftogaz), și nu de la producători români.
