Chiar dacă România este cel mai mare producător de gaze din UE, producția internă nu acoperă consumul anual. De-abia în 2027, odată cu demararea producției în Neptun Deep, extragerile de gaze ale României se vor situa peste volumele necesare populației și industriei.
Înainte de a fi prezentată aici, informația a fost anunțată cu mult înainte pe Profit Insider
În prezent, România are înmagazinați 19 TWh de gaze, reprezentând 56,6% din capacitatea totală de depozitare, cu peste 2,7 TWh sub catitatea de la aceeași dată a anului trecut, de 21,7 TWh, reprezentând 64,2% din capacitatea totală.
Restul Europei stă și mai prost, cu un volum înmagazinat de 614 TWh (54,4% din capacitatea totală), mult sub cel de 741 TWh (65,4%) din aceeași perioadă a lui 2025.
Cererea în creștere a făcut ca un MWh de gaz cu livrare în ziua de joi să sară de 300 de lei, un nivel care a mai fost înregistrat vara doar în anul declanșării conflictului din Ucraina, 2022.
Evoluția prețului gazului pentru ziua următoare din ultima lună pe BRM
Din februarie 2023, au mai existat doar circa 10 zile cu prețuri mai ridicate de 300 lei/MWh, însă în februarie 2025, când România a fost lovită de un frig năprasnic, iar producția internă și extragerile din depozite nu puteau acoperi consumul, companiile autohtone, care și celelalte din regiune fiind nevoite să importe gaze via Bulgaria (rusești, probabil).
Prețul mediu al gazului cu livrare în ziua de joi a ajuns la 297,5 lei/MWh (56,8 euro/MWh), cu 6,4 euro/MWh mai redus față de cel de pe cea mai importantă piață regională, cea austriacă CEGH, unde se tranzacționează la un preț de 63,2 euro/MWh.
O cantitate de 300 de MWh a fost tranzacționată la un preț maxim al zilei de 302.5 lei/MWh.
Faptul că prețul din România este inferior celui din Austria arată că presiunea pe preț este în principal externă.
În ultima lună, prețul mediu zilnic al gazelor pe BRM s-a apreciat cu peste 43%, de la 208 lei/MWh la 297,5 lei/MWh.
Prețurile europene la gaze au crescut într-un ritm și mai accelerat, cu aproape 50% în ultima lună, canicula și îngrijorările legate de aprovizionarea pentru iarnă vulnerabilizând piața la perturbările fluxurilor prin Strâmtoarea Ormuz.
Contractul TTF de referință pe piața europeană a crescut la peste 62 de euro/MWh miercuri, în creștere cu aproximativ 49% față de sfârșitul lunii iunie și aproape de vârfurile înregistrate în primele zile ale conflictului iranian.
Evoluția cotațiilor gazelor pe piața europeană
În schimb, țițeiul Brent a crescut doar cu aproximativ 20% în aceeași perioadă, ajungând puțin peste 93 de dolari pe baril.
Pe de o parte, canicula din Europa au crescut cererea de energie electrică pentru aere condiționate, forțând în același timp o reducere a energiei nucleare a Franței, înlocuită de producția centralele electrice pe gaz.
Europa concurează, de asemenea, pentru aprovizionare cu Asia, unde temperaturile maxime de vară au crescut în mod similar cererea de energie electrică generată pe bază de gaz. În ultimele zile, mai multe încărcături de gaz natural lichefiat (GNL) au fost deviate din Europa către cumpărători asiatici dispuși să plătească prețuri mai mari.
Costul ridicat al gazelor naturale complică, de asemenea, eforturile de umplere a depozitelor europene în timpul verii, când sunt efectuate înmagazinări înainte de sezonul de încălzire de iarnă.
Germania își propune să-și umple instalațiile de stocare la 70% din capacitate până la începutul lunii noiembrie, dar acestea sunt umplute doar în proporție de 45%, potrivit Argus.
Equinor, grupul energetic norvegian care este cel mai mare furnizor de gaze din Europa, a avertizat miercuri că regiunea ar putea să nu își îndeplinească obiectivele de stocare înainte de iarnă, lăsând-o expusă fluctuațiilor bruște de prețuri atunci când sosește vremea mai rece.
„Este o situație vulnerabilă”, a declarat Torgrim Reitan, directorul financiar al Equinor, pentru Bloomberg Television. „Suntem foarte nesiguri cu privire la modul în care vom intra în iarnă.”
Agenția Internațională pentru Energie a avertizat săptămâna aceasta că „întârzierile suplimentare în reluarea exporturilor din Golf riscă să mențină piața gazelor mai tensionată pentru mai mult timp”.
Ipoteza de bază a lui Rystad este că Strâmtoarea Ormuz se va redeschide înainte de ultimul trimestru al anului, permițând Qatarului, unul dintre cei mai mari exportatori de GNL din lume, să reia producția completă. Însă Halser a spus că Europa s-ar putea să nu își atingă obiectivele de stocare dacă această cale navigabilă crucială rămâne închisă pentru mai mult timp.
El a adăugat că nivelurile ridicate de stocare au devenit mai puțin critice decât în trecut. Europa a redus consumul anual de gaze cu aproximativ 20% în urma invaziei la scară largă a Ucrainei de către Rusia și a construit terminale suplimentare capabile să primească și să regazifice GNL.
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.
