Prețul mediu zilnic al gazului cu furnizare în zilele de duminică și luni s-a situat, pe platforma pentru ziua următoare operată de Bursa Română de Mărfuri (BRM), peste 299 lei/MWh, o cantitate de 106 MWh duminică și una de 300 MWh luni, fiind tranzacționate la 300 lei/MWh.
Prețul gazului pentru ziua de marți a scăzut marginal, la 296 lei/MWh, însă volumele tranzacționate au explodat, de la 108 MWh pentru ziua de luni la 58,5 mii MWh pentru marți (echivalând cu o pătrime din producția internă curentă, de 240 GWh).
Prețul este cu 130 de lei sau 77% peste cel din aceeași perioadă a anului trecut, când un MWh se achiziționa în jurul cotației de 170 de lei/MWh.
Iar perspectiva de micșorare a prețurilor, atât externă, cât și internă pare una nerealistă, dat fiind gradul redus de umplere a depozitelor autohtone, dar și celor din UE, care se află la cel mai redus nivel al ultimilor 15 ani pentru această perioadă.
Evoluția prețului gazelor din ultima lună pe BRM
Chiar și cel de-al doilea mare producător autohton, 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.
Și mai important pentru viitoarele facturi ale companiilor, dar consumatorilor casnici, majoritatea acestor volume înmagazinate au provenit nu din producția internă, ci din importuri, cumpărate la prețul pieței.
„Injecția în depozitele de înmagazinare a fost acoperită prin volume achiziționate de la terți, în mare parte din importuri, ceea ce a generat costuri logistice ridicate”, precizează compania în ultimul său raport.
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.
Iar situația internațională nu este una încurajatoare.
Potrivit Energocom, compania de stat din Republica Moldova care este activă pe BRM, de unde-și cumpără o parte din gaze, prețul gazelor naturale tranzacționate pe piața europeană s-a situat la 62,14 EUR/MWh, cel mai ridicat nivel din ultimele trei săptămâni.
În perioada 7 și 17 august, cotațiile au oscilat între 55,54 EUR/MWh și 62,14 EUR/MWh, piața continuând să reacționeze la evoluțiile geopolitice și la situația aprovizionării cu gaze.
Astfel, cotațiile continuă să fie influențate de nivelul redus al stocurilor europene de gaze, care se află la aproximativ 61% din capacitate, sub media sezonieră de circa 78%.
România are în prezent înmagazinați 22,1 TWh, reprezentând 65,5% din capacitatea totală, cu 11 puncte procentuale sub nivelul de la aceeași dată a anului trecut, când avea depozitați 25,9 TWh.
Fluxurile de gaz natural lichefiat către Europa de Nord-Vest au crescut în ultima perioadă, fiind cu aproximativ 32% peste media ultimelor 30 de zile. Totuși, incertitudinile privind tranzitul prin Strâmtoarea Hormuz, precum și lucrările de mentenanță și reducerile de producție din Norvegia continuă să influențeze disponibilitatea gazelor pe piața europeană, susține Energocom.
Piața rămâne sensibilă și la evoluțiile geopolitice din Orientul Mijlociu, dar și la atacurile asupra infrastructurii energetice din regiunea Ucrainei. Totodată, temperaturile ridicate din Europa și condițiile de secetă susțin consumul de gaze pentru producerea energiei electrice și pun presiune suplimentară asupra pieței.
România importa luni 11,1 milioane mc de gaze via Bulgaria și re-exporta 10,1 milioane mc (o pătrime în Republica Moldova și trei pătrimi în Ungaria).
Restul de un milion de mc era probabil înmagazinat la un cost de achiziție de 300 lei, la care se adaugă tarifele de înmagazinare.
Importurile, exporturile, producția internă și înmagazinările de luni, 17 august
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%.
