Acesta este mai degrabă un preț caracteristic perioadelor mai friguroase de iarnă decât unora călduroase de vară.
Profit.ro a atras atenția că Uniunea Europeană și, implicit, România s-ar putea confrunta cu o reducere considerabilă a consumului de gaze în această iarnă, fie ca urmare a unei vremi mai blânde - într-un scenariu pozitiv - fie forțat în urma unor intervenții administrative - într-un scenariu negativ. Nivelul depozitării la mijlocul anului este unul extrem de scăzut, cu 10 puncte procentuale sub cel de la aceeași dată a anului trecut.
Într-o analiză publicată în urmă cu mai puțin de o săptămână, Profit.ro anticipa că gazul care atunci părea scump (250 lei/MWh), peste o lună, două ar putea fi ieftin.
Dovadă: gazul cu livrare în ziua de marți s-a tranzacționat pe piața pentru ziua următoare operată de Bursa Română de Mărfuri (BRM) la un preț mediu de 274,2 lei/MWh, cu peste 31% mai mare decât prețul mediu din urmă cu o lună, de 208 lei/MWh.
Evoluția prețului gazelor din ultima lună pe BRM
Comparativ cu prețul mediu din aceeași perioadă a anului trecut, prețul pentru ziua de marți este cu peste 100 de lei/MWh mai ridicat.
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 2 ori mai ridicat decât cel reglementat, ceea ce va avea un impact, foarte probabil, și în facturile finale.
Prețul din România, de 52,3 euro/MWh este cu 7,3 euro sub cel de pe cea mai importantă piață regională, cea austriacă CEGH, unde un MWh oră de gaz cu livrare în ziua de marți.
Diferența de cotații dintre CEGH și BRM arată că presiunea pe preț vinde din exterior, dovadă și faptul că România a fost luni exportator net de gaze, importând 9 milioane mc via Bulgaria și exportând 10,3 milioane mc, 7,6 milioane mc în Ungaria și 2,7 milioane mc în Republica Moldova.
De altfel, compania de stat moldovenească Energocom, care deține mon opolul achizițiilor pentru alimentarea pieței de peste Prut, este unul dintre actorii care cumpără gaze de pe BRM.
Aceasta a ținut să-și informeze clienții în legătură cu evoluția prețurilor pe piața europeană, publicând un comunicat de presă în acest sens.
Potrivit Energocom, „în ultimele opt zile, prețul gazelor naturale pe bursa europeană a crescut considerabil, de la 48,45 euro/MWh la 58,30 euro/MWh, cu aproape 10 EUR/MWh. (între timp acestea au mai crescut -n.r.). Estimările actuale indică o posibilă scădere a prețurilor internaționale către începutul lunii noiembrie”.
Evoluția nu este determinată de factori locali, ci de tensiunile geopolitice din Orientul Mijlociu, care influențează piața globală a energiei.
Importurile, exporturile, producția internă și înmagazinările de luni, 20 iulie
Principalele cauze identificate de compania de stat moldovenească sunt:
- Escaladarea conflictului dintre SUA și Iran, care amplifică incertitudinea privind stabilitatea piețelor energetice.
- Riscul perturbării traficului prin Strâmtoarea Ormuz, una dintre cele mai importante rute de transport pentru petrol și gaz natural lichefiat (LNG). În jur de 20% din oferta globală de gaz natural lichefiat tranzitează această zonă.
- Atacurile asupra navelor comerciale și petroliere din regiune, care sporesc riscurile pentru transportul maritim și conduc la majorarea costurilor logistice și de asigurare.
- Posibile reduceri ale exporturilor de LNG din statele Golfului, în special din Qatar și Emiratele Arabe Unite, furnizori importanți pentru piața mondială.
- Așteptările privind diminuarea cantităților de LNG disponibile pentru Europa, ceea ce intensifică concurența dintre piețele europeană și asiatică pentru achiziția de gaze.
- Creșterea primei de risc geopolitic, deoarece participanții la piață încearcă să își securizeze din timp volumele necesare pentru perioada următoare, chiar înainte de apariția unor eventuale întreruperi fizice ale livrărilor.
Relaxarea obligației de depozitare impuse de UE și prețurile ridicate ale gazelor pe piețe au condus la o reticență a furnizorilor de a înmagazina gaze într-un ritm susținut.
Problema este că amânarea depozitării în speranța unui scenariu geopolitic favorabil (terminarea războiului din Iran și reluarea exportului de gaze naturale din Golf) va majora cererea exact în perioada de dinaintea declanșării sezonului de iarnă, când preșurile au oricum o tendință de creștere sezonieră.
Pentru 2026, UE impune statelor membre să își umple depozitele la cel puțin 80% din capacitate până la 1 noiembrie. Acest obiectiv a fost temporar relaxat față de pragul anterior de 90% pentru a reduce presiunile pieței și a oferi flexibilitate anumitor țări exportatoare nete.
La 1 iulie, potrivit vechiului calendar, România (dar și restul statelor UE, care, majoritatea stau mult mai prost) ar fi trebuit să aibă un grad de umplere a depozitelor de 65%, cu peste 12% peste cel din prezent.
Nivelul de stocare a gazelor naturale în UE se situează cu aproximativ 15,7 puncte procentuale sub norma sezonieră estimată pe 5 ani pentru această perioadă a anului, injecțiile recente fiind de aproximativ 0,26 puncte procentuale pe zi.
Acest ritm este ușor mai ridicat decât cel de aproximativ 0,25 puncte procentuale/zi necesar pentru a atinge obiectivul relaxat de 80% până la 1 noiembrie - o inversare față de evoluția acestui indicator din cea mai mare parte a lunii iunie și începutul lunii iulie, când s-a situat mult sub nivelul optim pentru atingerea țintei de 80%.
