România se apropie de sezonul rece cu un dublu risc pe piața gazelor: prețuri mult mai mari decât în urmă cu un an și un nivel de înmagazinare considerabil mai redus. Pe piața pentru ziua următoare, gazul a ajuns la aproape 300 de lei/MWh, în timp ce depozitele României sunt umplute doar în proporție de 65,5%. Iar problema nu este doar cât gaz avem în subteran, ci și la ce preț va trebui cumpărat gazul care lipsește.
Datele din piață arată că presiunea asupra prețurilor se intensifică exact în momentul în care România ar trebui să accelereze pregătirea pentru iarnă. Pe platforma pentru ziua următoare operată de Bursa Română de Mărfuri, prețul gazului cu livrare duminică și luni a trecut de 299 lei/MWh, în timp ce pentru marți cotația a coborât ușor, la 296 lei/MWh.
Diferența față de anul trecut este însă uriașă. Gazul se tranzacționează acum cu aproximativ 130 de lei/MWh mai scump, respectiv cu 77% peste nivelul din aceeași perioadă din 2025, când prețul era în jurul valorii de 170 de lei/MWh.
Mai mult, piața a arătat luni și cât de rapid pot crește volumele care trebuie cumpărate. Pentru ziua de marți au fost tranzacționați aproximativ 58.500 MWh, față de doar 108 MWh pentru ziua precedentă. Volumul reprezintă echivalentul a aproximativ un sfert din producția internă curentă de gaze, estimată la 240 GWh.
România are mai puțin gaz în depozite decât anul trecut
Problema prețului este amplificată de situația stocurilor. România are în prezent aproximativ 22,1 TWh de gaze înmagazinate, adică 65,5% din capacitatea totală. În aceeași perioadă a anului trecut, depozitele conțineau 25,9 TWh, ceea ce înseamnă că acum România are cu 3,8 TWh mai puțin și un grad de umplere cu aproximativ 11 puncte procentuale inferior.
Cu alte cuvinte, intrăm în ultimele săptămâni înaintea sezonului rece cu mai puțin gaz în depozite și cu un preț de piață semnificativ mai mare.
Iar situația nu este mai bună nici la nivel european. Depozitele UE sunt umplute la aproximativ 61% din capacitate, față de o medie sezonieră de aproximativ 78%. Nivelul este cu circa 15,7 puncte procentuale sub norma sezonieră calculată pe ultimii cinci ani.
Pentru 2026, obiectivul european a fost relaxat temporar: statele membre trebuie să ajungă la cel puțin 80% grad de umplere până la 1 noiembrie, față de ținta de 90% aplicată anterior.
Problema este că timpul rămas se scurtează, iar fiecare lună în care depozitele sunt alimentate cu gaz scump poate însemna costuri mai mari pentru furnizori și, în cele din urmă, pentru consumatori.
Gazul pentru populație nu mai este complet protejat de prețul reglementat
Pentru consumatorii casnici, situația este cu atât mai importantă cu cât cantitățile de gaze din producția internă disponibile la preț reglementat de 110 lei/MWh pentru populație și CET-uri s-au redus semnificativ.
Potrivit datelor prezentate de cei doi mari producători interni, Romgaz și OMV Petrom, aceste cantități ar fi scăzut în 2026 la aproximativ 32 TWh, de la 52 TWh în 2025.
Diferența este de aproape 20 TWh. Aceste volume nu mai pot fi cumpărate la prețul reglementat de 110 lei/MWh, ci trebuie procurate de furnizori de pe piața liberă, la prețuri care în prezent depășesc 2-2,5 ori nivelul reglementat.
Aici apare una dintre principalele vulnerabilități pentru iarna următoare: chiar dacă populația beneficiază în continuare de mecanisme de protecție, costul gazului care intră în sistem crește, iar cantitatea de gaz intern ieftin disponibilă pentru acoperirea consumului casnic este mai mică.
Presiunea se poate transmite astfel în facturile finale, direct sau indirect, în funcție de mecanismul de plafonare/compensare aplicabil și de evoluția pieței.
OMV Petrom a cumpărat gaz din import pentru a-și umple depozitele
Un semnal important vine și de la OMV Petrom. La sfârșitul primului semestru, compania avea înmagazinate aproximativ 1,8 TWh de gaze, cu o treime sub nivelul de 2,7 TWh raportat în aceeași perioadă din 2025.
Și mai relevant este faptul că o mare parte din aceste volume nu au provenit din producția internă, ci au fost cumpărate de la terți, în principal din import.
Compania precizează că alimentarea depozitelor cu gaze achiziționate din import a generat costuri logistice ridicate.
Acest lucru arată problema cu care se confruntă piața: nu este suficient să avem capacitate de înmagazinare. Trebuie să existe și gaz disponibil pentru injectare, iar în condițiile actuale acesta trebuie cumpărat la prețul pieței.
Europa depinde din nou de geopolitică
Nici piața europeană nu oferă motive pentru optimism.
Potrivit datelor Energocom, prețul gazului pe piața europeană a ajuns la 62,14 euro/MWh, cel mai ridicat nivel din ultimele trei săptămâni. În perioada 7-17 august, cotațiile au variat între 55,54 și 62,14 euro/MWh.
Piața reacționează la combinația dintre stocurile reduse, incertitudinile geopolitice și problemele de aprovizionare.
Livrările de LNG către Europa de Nord-Vest au crescut și sunt cu aproximativ 32% peste media ultimelor 30 de zile. Dar acest lucru nu elimină riscurile.
Tranzitul prin Strâmtoarea Hormuz, mentenanța și reducerile de producție din Norvegia, situația din Orientul Mijlociu și atacurile asupra infrastructurii energetice din Ucraina pot influența rapid disponibilitatea gazului pe piața europeană.
În plus, temperaturile ridicate și seceta au un efect mai puțin intuitiv: cresc cererea de gaze pentru producția de electricitate, tocmai într-un moment în care sistemele energetice europene sunt deja tensionate.
România importă gaz, dar o parte îl reexportă
Datele privind fluxurile de gaze arată și o altă particularitate a pieței românești.
Luni, România a importat aproximativ 11,1 milioane de metri cubi de gaze prin Bulgaria, în timp ce a reexportat 10,1 milioane de metri cubi – aproximativ un sfert către Republica Moldova și trei sferturi către Ungaria.
Diferența de aproximativ un milion de metri cubi ar fi putut ajunge în depozitele românești, la un cost de achiziție de aproximativ 300 de lei/MWh, la care se adaugă tarifele de înmagazinare.
Situația arată cât de strâns legată este piața românească de cea regională. România nu mai poate fi privită izolat: gazul circulă între piețele din regiune, iar prețul este influențat de ceea ce se întâmplă în întreaga Europă.
Furnizorii au amânat cumpărăturile. Iarna poate veni cu factura
Unul dintre motivele pentru care depozitele nu au fost umplute mai rapid este chiar prețul ridicat al gazelor.
Relaxarea obligației europene de înmagazinare și costurile mari de achiziție au redus apetitul furnizorilor pentru injectarea masivă de gaze în depozite.
Strategia este logică din punct de vedere comercial: de ce să cumperi astăzi gaz scump dacă există posibilitatea ca prețurile să scadă ulterior?
Problema este că această strategie poate produce efectul invers dacă scenariul optimist nu se materializează.
Dacă prețurile nu scad, furnizorii vor trebui să cumpere cantități importante într-un interval foarte scurt, chiar înainte de începutul sezonului rece, când cererea începe în mod normal să crească. Amânarea achizițiilor poate transforma astfel o problemă de preț într-o problemă de disponibilitate.
Ritmul de umplere trebuie să crească
La nivel european, injecțiile recente în depozite au ajuns la aproximativ 0,26 puncte procentuale pe zi. Este un ritm ușor peste cel de aproximativ 0,25 puncte procentuale pe zi necesar pentru atingerea țintei de 80% până la 1 noiembrie.
Este o veste bună, dar nu suficientă pentru a elimina riscul.
În prima parte a verii, ritmul de înmagazinare fusese sub nivelul necesar pentru atingerea obiectivului european. Recuperarea din ultimele săptămâni înseamnă că piața trebuie să mențină acest ritm într-o perioadă în care prețurile sunt ridicate și incertitudinile geopolitice persistă.
Pentru România, problema este și mai sensibilă deoarece nivelul actual de 65,5% este deja sub nivelul la care ar fi trebuit să se afle depozitele în vechiul calendar european.
Toamna începe cu trei riscuri
România intră, așadar, în sezonul rece cu trei vulnerabilități simultane.
Prima este prețul: aproape 300 lei/MWh pe piața pentru ziua următoare, față de aproximativ 170 lei/MWh în urmă cu un an.
A doua este cantitatea: depozitele au 22,1 TWh, cu 3,8 TWh mai puțin decât în aceeași perioadă din 2025.
A treia este piața externă: Europa are depozitele sub media sezonieră, iar prețurile sunt sensibile la geopolitică, LNG, producția norvegiană, situația din Orientul Mijlociu și securitatea infrastructurii energetice.
România nu este, deocamdată, în fața unei crize de gaze. Dar intră în toamnă cu o marjă de siguranță mai mică și cu un cost de aprovizionare mult mai ridicat.
Iar acesta este riscul major pentru următoarele luni: nu doar să avem suficient gaz pentru iarnă, ci să fim nevoiți să cumpărăm o parte importantă din el exact atunci când piața este cea mai scumpă.
