Se preconizează o criză a gazelor pe timp de iarnă în România
344 de lei/MWh. Acesta este prețul din ultima tranzacție cu gaze de pe piața la termen a Bursei Române de Mărfuri. Tranzacția a avut loc la 20 august și s-a încheiat pentru un volum de 46.000 MWh, care înseamnă aproximativ 0,5% din consumul anual de gaze al țării. Perioada de livrare este ultimul trimestru al acestui an.
Ultima dată când a avut loc la BRM o tranzacție la un preț mai mare pentru o livrare la termen a fost în ianuarie 2023, când s-a tranzacționat un volum mult mai mic, de doar 3.360 MWh, la prețul de 349 de lei/MWh. Era gaz pentru livrare în următoarea lună.
Așadar, acum avem cel mai mare preț al gazelor din ultimii trei ani și jumătate în tranzacțiile la termen. Iar acest preț nu este o raritate. Spre exemplu, ultima tranzacție cu gaze cu livrare în tot sezonul rece următor a fost la 310 lei/MWh și a fost încheiată în luna august.
Prețurile de la noi sunt cam aceleași cu cele din Europa. Spre exemplu, la hubul vienez CEGH, ultimele tranzacții cu gaze cu livrare în ultimul trimestru al anului – practic când începe sezonul rece – s-au făcut la 67 de euro/MWh, adică circa 350 de lei/MWh, deci foarte aproape de cel de la noi.
Iar ultima tranzacție pentru gaze cu livrare în tot sezonul rece următor s-a făcut la 66 de euro/MWh.
Prețurile spot sunt și ele sus. În România au depășit nivelul de 300 de lei/MWh la ultimele tranzacții din piața pentru a doua zi, iar la hubul austriac prețurile sunt și mai mari – peste 68 de euro/MWh.
Cifrele arată situația foarte complicată din sectorul gazelor din Europa, care poate avea un impact exploziv la iarnă. Nivelul de înmagazinare este mult sub cel din anul trecut – lucrurile stau mai rău în restul Europei decât în România, care este cel mai mare producător de gaze din UE.
România are înmagazinați 22,7 TWh (67% din capacitatea totală), cu 4 TWh sub nivelul de la aceeași dată a anului trecut, când erau depozitați 26,7 TWh (78,72% din capacitatea totală) – date de la jumătatea săptămânii. Restul statelor UE stau și mai rău, având înmagazinați doar 698 TWh (61,92% din capacitatea totală), cu peste 150 TWh sub nivelul de anul trecut, de 850 TWh (74,8%).
Prețul gazului este mai mult decât dublu acum în Europa față de începutul anului, mai ales pe fondul războaielor și al consecințelor lor. Îndepărtarea treptată de gazul rusesc livrat pe conductă – una dintre sursele continentului înainte de războiul din Ucraina – și gâtuirea importurilor de gaze naturale lichefiate (LNG) din Golful Persic, după care a urmat competiția cu piețele asiatice pentru volumele rămase, au crescut prețurile.
Cât de protejată e România de o viitoare criză a gazului? Doar parțial și administrativ. Populația plătește în continuare și în iarna ce vine cea mai mare parte a gazului consumat la preț reglementat, de 110 lei/MWh, gaz extras din România – după cum se vede, acest preț a ajuns de trei ori mai mic decât prețul pieței. Este posibil însă ca gazele alocate pentru consumul populației să nu fie suficiente, mai ales spre final de iarnă, dacă vom avea temperaturi scăzute mai mult timp, deci s-ar putea ca furnizorii să cumpere din piață gaz foarte scump pentru a-l factura apoi populației. Legislația de plafonare a prețului, până la 31 martie 2027, permite acest lucru în cazul în care volumele nu sunt suficiente.
Consumatorii comerciali vor plăti însă gazul la prețul pieței, cu impact direct asupra profitabilității businessului.
În plus, va apărea o mare presiune pe piața de energie electrică. La nivel general, în condițiile în care iarna crește producția de energie electrică în centralele pe gaze, aceasta va fi mai scumpă, deci mixul de consum va fi mai scump. Pe de altă parte, piețele spot, unde se tranzacționează volume consistente, funcționează pe baza prețului marginal, iar în multe dintre intervalele de tranzacționare prețul este închis de centralele pe gaze, de aici fiind clar că prețurile spot vor crește.
România are proiecte mari care ar urma să intre în producție sau în teste chiar din acest sezon rece. Este așteptată funcționarea centralei noi de la Mintia la o putere de cel puțin 500 MW, dacă nu 1.000 MW, până la sfârșitul iernii, la care se adaugă cei 430 MW de la deja celebrul proiect Iernut al Romgaz, care ar urma să funcționeze măcar în teste, cu 10 ani de întârziere.
Cum gazul este și va fi, probabil, și mai scump, producția de energie electrică din România va fi și ea mai scumpă.
