Europa se apropie de sezonul rece cu cele mai reduse stocuri de gaze naturale înregistrate pentru această perioadă a anului din 2011, de când există seria de date. Situația readuce în prim-plan riscul unor scumpiri puternice în cazul unei ierni reci sau al prelungirii problemelor de pe piața mondială a gazelor naturale lichefiate.
La 6 august, depozitele din Uniunea Europeană erau umplute în proporție de numai 58,1%, potrivit datelor publicate de Gas Infrastructure Europe. În instalațiile europene se aflau 656,62 TWh de gaze.
Nivelul este cu aproximativ 12 puncte procentuale sub cel înregistrat în aceeași perioadă a anului trecut și reprezintă cel mai slab rezultat pentru începutul lunii august de la debutul raportărilor, în 2011.
O analiză Reuters arată că Europa riscă să fie obligată să cumpere gaze la prețuri mult mai mari în timpul iernii, mai ales dacă temperaturile vor coborî sub mediile obișnuite și dacă livrările de gaze naturale lichefiate din Qatar nu vor reveni la niveluri normale.
Prețul gazelor naturale pe piața europeană se situa în jurul valorii de 53 de euro/MWh la momentul publicării analizei, după ce urcase anterior până aproape de 60 de euro/MWh. Înaintea războiului din Orientul Mijlociu, cotațiile se aflau în jurul nivelului de 31 de euro/MWh.
Estimările pentru iarnă diferă considerabil în funcție de temperaturi și de momentul în care traficul prin Strâmtoarea Hormuz ar putea reveni la normal.
Într-un scenariu relativ favorabil, analiștii Energy Aspects estimează prețuri cuprinse între 60 și 80 de euro/MWh. Dacă Europa nu va avea acces la gazul natural lichefiat din Qatar, iar iarna va fi mai rece decât în mod normal, prețul mediu pentru livrările de a doua zi ar putea ajunge la aproximativ 110 euro/MWh în perioada noiembrie-martie.
Într-un scenariu extrem, în care autoritățile ar încerca să păstreze în depozite o rezervă de cel puțin 16% la sfârșitul iernii, prețul mediu ar putea urca până la 210 euro/MWh.
Pentru comparație, în timpul crizei energetice din 2022, cotațiile europene ale gazelor au depășit temporar 300 de euro/MWh.
România se află într-o poziție ceva mai bună decât media europeană, dar diferența nu este suficient de mare pentru a elimina riscurile.
Datele GIE valabile pentru 6 august arată că depozitele din România erau umplute în proporție de 61,79%, față de media UE de 58,1%. Cantitatea înmagazinată era de 20,92 TWh, echivalentul a aproximativ două miliarde de metri cubi de gaze naturale.
Capacitatea totală activă de înmagazinare a României este de aproximativ 33,9 TWh, adică în jur de 3,2 miliarde de metri cubi.
România se situa astfel peste Germania, unde gradul de umplere era de numai 47,62%, dar sub Italia, cu 76,55%, Spania, cu 72,4%, și Polonia, cu 86,59%.
Creșterea zilnică raportată pentru România era de 0,32 puncte procentuale, ușor peste ritmul mediu de injectare din Uniunea Europeană.
România are doi operatori de înmagazinare subterană: Depogaz Ploiești, companie controlată de Romgaz, și Depomureș.
Depogaz operează depozitele de la Bilciurești, Urziceni, Bălăceanca, Sărmășel și Ghercești și controlează aproximativ 90,54% din capacitatea activă de înmagazinare a țării. Restul de aproximativ 9,46% este administrat de Depomureș prin depozitul de la Târgu Mureș.
Raportată la capacitatea totală actuală, infrastructura Depogaz poate stoca aproximativ 2,9 miliarde de metri cubi, iar cea administrată de Depomureș aproximativ 300 de milioane de metri cubi.
Cei doi operatori nu sunt însă proprietarii întregii cantități de gaze aflate în depozite. Gazele aparțin furnizorilor, producătorilor și altor companii care au rezervat capacitate, în timp ce Depogaz și Depomureș asigură serviciile de injectare, păstrare și extracție.
GIE publică pentru România un stoc agregat de 20,92 TWh. Împărțirea acestei cantități între cei doi operatori poate diferi de ponderea lor în capacitatea totală, în funcție de programele de injecție și de rezervările clienților.
Avantajul major al României față de numeroase state europene este producția internă. Planul de dezvoltare pentru perioada 2026-2035 publicat de Transgaz estimează pentru 2026 o producție totală de aproximativ 83.976 GWh, echivalentul a circa opt miliarde de metri cubi.
Romgaz ar urma să furnizeze aproximativ 50.558 GWh, OMV Petrom aproximativ 27.438 GWh, iar Black Sea Oil & Gas aproape 5.980 GWh.
Producția internă acoperă cea mai mare parte a consumului anual al României, care se situează în jurul valorii de 10 miliarde de metri cubi. Aceasta reduce dependența de importuri și riscul ca țara să nu găsească fizic volumele necesare într-o perioadă de consum ridicat.
Totuși, producția internă nu izolează complet România de scumpirile europene. Piața românească este conectată la cea regională, iar furnizorii își stabilesc costurile în funcție de prețurile de achiziție, costurile de înmagazinare, tarifele de transport și distribuție și condițiile comerciale.
Un reprezentant al OMV Petrom declara recent că gazele sunt introduse în prezent în depozitele din România la un preț de aproximativ 50 de euro/MWh, la care se adaugă costurile de înmagazinare și celelalte cheltuieli. Gazul scump cumpărat vara poate ajunge astfel în costurile furnizorilor din timpul iernii.
Pentru clienții casnici, efectul unei eventuale scumpiri europene este limitat temporar de mecanismul instituit prin OUG nr. 12/2026, aplicabil până la 31 martie 2027.
Prețul final facturat populației este valoarea mai mică dintre prețul contractual și prețul calculat potrivit ordonanței. Formula include costul mediu ponderat al gazelor cumpărate de furnizor, componenta de furnizare de maximum 15 lei/MWh, tarifele de rețea, accizele și TVA.
Industria este însă mult mai expusă la evoluția pieței. O creștere a cotațiilor spre 80, 110 sau chiar 200 de euro/MWh s-ar reflecta în costurile companiilor din industria chimică, metalurgie, producția de îngrășăminte, sticlă, ceramică, industria alimentară și în centralele care produc electricitate folosind gaze.
Chiar dacă facturile populației sunt protejate pe termen scurt, costurile schemei sau eventualele pierderi ale furnizorilor pot ajunge indirect la bugetul de stat și, ulterior, la contribuabili.
Uniunea Europeană a introdus după criza din 2022 obligația ca depozitele să fie umplute în proporție de 90% înaintea iernii. În actualele condiții dificile, ținta poate fi redusă până la 80% și atinsă până în decembrie.
Comisia Europeană consideră că pragul de 80% este suficient pentru securitatea aprovizionării și că poate fi atins din punct de vedere tehnic. Analiștii citați de Reuters sunt mai puțin optimiști și estimează că nivelul maxim dinaintea iernii ar putea rămâne între 67% și 76%.
Problema nu este doar disponibilitatea gazelor, ci și lipsa stimulentului economic pentru stocare. Gazul livrat imediat este mai scump decât unele contracte pentru iarnă, ceea ce înseamnă că firmele pot pierde bani dacă achiziționează acum volume pentru a le păstra în depozite.
În același timp, cumpărătorii europeni trebuie să concureze cu cei din Asia pentru încărcăturile de gaze naturale lichefiate. Închiderea Strâmtorii Hormuz a scos din piață volumele din Qatar, care reprezentau aproximativ 20% din oferta mondială de LNG.
Pentru România, stocurile mai mari decât media europeană și producția internă reduc riscul unei crize fizice de aprovizionare. Nu elimină însă riscul economic: dacă Europa va fi obligată să cumpere agresiv gaze în timpul unei ierni reci, prețurile regionale vor urca, iar efectele se vor vedea în costurile industriei, în bugetul schemelor de protecție și, mai devreme sau mai târziu, în facturile consumatorilor.
