România are depozitele de gaze umplute sub 40%. Iarna viitoare readuce în prim-plan importurile, prețurile și consumul industriei

Pe 7 iunie, România avea înmagazinați 13,50 TWh de gaze, echivalentul unui grad de umplere de 39,87%, potrivit datelor AGSI. În partea de sus a clasamentului european se află Portugalia, cu 85,75%, și Spania, cu 71,90%. La polul opus sunt Suedia, cu 9,95%, și Olanda, cu 18,02%, în timp ce media Uniunii Europene era de 42,12%. Așadar, România se află pe la mijlocul clasamentului, în zona mediei europene.

Discuția despre gaze revine astfel într-un moment sensibil. România nu este în situația unei crize de aprovizionare, dar nici nu poate ignora semnalele de piață. Prețurile spot sunt mai ridicate decât în ultimii ani, iar importurile prin sud pot fi afectate de lucrări pe infrastructura de transport din Bulgaria.

Această combinație contează pentru furnizori, companii și industrie. Dacă depozitele se umplu mai lent, iar prețurile rămân mari, costurile de achiziție pot apăsa pe contracte. Dacă industria își revine și consumă mai mult, presiunea poate crește. Iar dacă importurile sunt limitate în anumite perioade, flexibilitatea sistemului devine mai importantă.

Nivelul actual nu înseamnă criză

Primul lucru care trebuie spus clar este că nivelul actual al gazelor din depozite nu indică, în sine, o problemă imediată. România este la începutul verii, iar lunile următoare sunt tocmai perioada în care se face injecția de gaze. De aceea, comparația cu octombrie ar fi mult mai relevantă pentru siguranța iernii.

Dumitru Chisăliță, președintele Asociației Energia Inteligentă, spune că situația nu trebuie interpretată alarmist. „Avem puțin mai puțin decât în anii anteriori. Nivelul actual nu reprezintă nicio problemă”, afirmă acesta.

El atrage atenția că momentul contează foarte mult. „Un asemenea nivel ar fi fost îngrijorător dacă am fi avut această discuție în luna octombrie, dar în luna iunie nu este nimic îngrijorător. Acum este o cifră care nu poate să ridice probleme și nu văd că aprovizionarea de la iarnă ar putea să fie pusă sub semnul întrebării”, spune Chisăliță.

Comparația europeană arată că România nu este un caz izolat, dar nici nu se află printre statele cel mai bine poziționate. Diferența importantă vine din structura fiecărei piețe: unele state au capacități mici de stocare raportate la consum, altele au depozite mari și obligații mai greu de acoperit. De aceea, procentul de umplere trebuie citit împreună cu ritmul injecțiilor, importurile disponibile și consumul estimat.

De ce comparația cu anii de după 2022 poate distorsiona percepția

După criza energetică și după invazia Rusiei în Ucraina, Europa a devenit mult mai atentă la stocurile de gaze. Obligațiile de umplere a depozitelor au schimbat comportamentul statelor și al furnizorilor. De aceea, nivelurile din 2023 și 2024 au fost ridicate în vară, urmând să atingă 90% la începutul iernii.

În 2023, România avea la început de iunie 20,2 TWh în depozite. În 2024, nivelul era de 23 TWh. Prin comparație, cifra actuală (13,50 TWh) pare mult mai mică.

Dumitru Chisăliță spune însă că analiza trebuie făcută și față de perioada de dinainte de 2022. „Înainte de 2022, când a apărut obligația de deținere în depozite a gazului în pondere de cel puțin 90%, valorile erau și mai mici. Comparativ cu o medie de dinainte de 2022, acum stăm foarte bine”, afirmă acesta.

Această observație este importantă. România a funcționat ani de zile cu niveluri mai reduse de stocare la începutul verii. Diferența este că, după 2022, toleranța la risc s-a redus puternic. Piața se uită acum mai atent la fiecare procent din depozite.

Importurile prin Bulgaria, variabila care complică vara

Una dintre problemele punctuale ale momentului vine din Bulgaria. Lucrările de majorare a capacității de transport pe fostul coridor Transbalcanic, în zona punctului Kardam, lângă Negru Vodă, afectează importurile. Potrivit informațiilor din piață, lucrările se fac în două etape, una la începutul lunii iunie și alta în septembrie.

În aceste perioade, importurile prin acel punct pot ajunge practic la zero. Asta contează pentru că, la finalul lunii mai, România importa peste 100 GWh pe zi. Prin aceeași rută intră și gaze care pot ajunge spre Republica Moldova, Transnistria, Ungaria și Slovacia.

La finalul lucrărilor, capacitatea de transport ar urma să crească de la 14 milioane metri cubi pe zi la 27 milioane metri cubi pe zi. Problema este calendarul. Noua capacitate ar putea fi disponibilă abia de la 1 ianuarie 2027, nu la începutul noului an gazier.

Asta nu înseamnă automat lipsă de gaze. Dar înseamnă că vara și toamna devin mai importante pentru managementul stocării. Furnizorii trebuie să cumpere, să depoziteze și să calibreze livrările într-un context în care accesul la import poate fi temporar limitat.

Furnizorii au mai multă flexibilitate, dar și mai multă responsabilitate

Alexandru Ciocan, senior researcher la Energy Policy Group, spune că obligațiile de stocare trebuie privite prin două lentile: profilul consumatorilor și regulile europene. Furnizorii au obligații, dar au și o libertate mai mare în modul în care își organizează portofoliile.

„Este vorba despre un profil de consumator, dar și despre o directivă europeană care ne impune o anumită cotă. Acum depinde de fiecare furnizor cum își organizează această stocare”, spune Ciocan.

El explică faptul că noua schemă a consumului de gaze a flexibilizat obligația furnizorilor. „Rămâne în sarcina lor cum își achiziționează energia pentru a deservi consumatorii pe parcursul sezonului rece. Nu ar trebui să existe o îngrijorare, pentru că în ultimii doi ani am reușit să satisfacem nivelul de stocare chiar peste valorile impuse la nivel european”, afirmă analistul.

Această flexibilitate poate fi utilă. Furnizorii își pot gestiona mai eficient achizițiile, în funcție de preț, contracte și portofolii. Dar ea mută și mai multă responsabilitate în zona comercială. Cine cumpără târziu poate plăti mai mult. Cine nu își calibrează corect portofoliul poate intra sub presiune.

Prețurile sunt problema reală

Dacă nivelul stocurilor nu este critic, prețul rămâne un semnal de atenție. La începutul lunii iunie, prețul spot al gazelor pe piața liberă era de 275 lei/MWh. Este peste nivelul din 2025, când era 190 lei/MWh, și peste cel din 2024, când era 150 lei/MWh.

Față de 2023, diferența este și mai mare. Atunci, prețul era de aproximativ 120 lei/MWh. Doar iunie 2022 a fost mai tensionat, cu un preț de 400 lei/MWh.

Această evoluție schimbă discuția. Problema nu este doar dacă România va avea gaze în depozite. Problema este la ce cost se va face umplerea și cum se vor transmite aceste costuri către furnizori, consumatori și industrie.

Pentru companii, gazul nu este doar o utilitate. Este cost de producție, factor de competitivitate și element de planificare. Dacă prețurile rămân ridicate, presiunea poate apărea în special în industriile mari consumatoare.

Consumul industriei poate schimba ecuația

În ultimii ani, consumul industrial de gaze a fost mai redus. Această scădere a ajutat sistemul să treacă prin perioade dificile. Dar dacă marii consumatori revin la capacitate mai mare, necesarul pentru iarnă se poate schimba.

Alexandru Ciocan atrage atenția asupra industriei mari consumatoare de gaz. „Industria de la noi a trecut printr-o perioadă în care consumul a fost mai redus. Rămâne de văzut ce se va întâmpla la Azomureș, cel mai mare consumator de gaz de la noi”, spune acesta.

Azomureș este un caz important pentru piața gazelor. Dacă producția este repornită sau crescută, cererea poate urca. Iar într-o piață cu prețuri ridicate și importuri mai complicate, fiecare mare consumator contează. Nu este singura variabilă. Trebuie urmărite și centralele pe gaz care ar urma să intre în operare.

Centralele pe gaz pot ridica cererea în sezonul rece

Consumul de gaze din România nu depinde doar de populație și industrie. Depinde și de producția de energie electrică și termică. În această iarnă, mai multe centrale în cogenerare sau proiecte pe gaz ar putea crește necesarul.

În piață sunt menționate centralele de la Constanța, Arad, Câmpia Turzii sau Mintia. Dacă aceste capacități intră în producție, vor adăuga cerere. Pe termen lung, ele pot aduce flexibilitate sistemului energetic. Pe termen scurt, pot crește nevoia de gaze.

Alexandru Ciocan spune că această evoluție trebuie urmărită atent. „Trebuie să vedem și cum vor fi puse în operare centralele pe gaz Mintia și Iernut”, afirmă acesta.

Aceasta este una dintre tensiunile tranziției energetice. România are nevoie de centrale pe gaz pentru flexibilitate și echilibrare. Dar aceste centrale consumă combustibil într-un moment în care prețul și accesul la import contează mai mult decât în trecut.

Depozitarea este și management comercial

Dumitru Chisăliță insistă că stocarea nu trebuie privită ca o fotografie statică. Ea este un proces. Furnizorii cumpără, vând, injectează și retrag gaze în funcție de preț, obligații și contracte.

„Lucrurile acestea sunt și nu sunt problematice. Este un management al achiziției, al vânzărilor și apoi al depozitării”, spune acesta. Această formulare explică de ce aceeași cifră poate fi citită diferit. Pentru public, 39,87% poate părea puțin. Pentru piață, nivelul trebuie analizat în funcție de calendar, prețuri, importuri și consumul prognozat.

Un nivel mai redus la început de iunie poate fi recuperat în lunile următoare. Dar dacă prețurile rămân sus, recuperarea devine mai scumpă. Iar dacă importurile sunt limitate în momente-cheie, injectarea poate deveni mai dificilă.

Nu alarmă, ci test de disciplină

Mesajul specialiștilor este prudent, dar nu alarmist. România nu este în fața unei crize imediate de aprovizionare. Are producție internă, depozite, interconectări și experiența ultimilor ani.

Totuși, piața gazelor nu mai permite relaxarea de dinainte de 2022. Războiul, reglementările europene, prețurile volatile și cererea regională au schimbat modul în care trebuie pregătită iarna. Stocarea a devenit un indicator urmărit aproape la fel de atent ca prețul.

Chisăliță subliniază că nivelul actual nu este critic: „Nivelul de azi nu este o alarmă și nu este deloc un nivel critic”. Această concluzie trebuie pusă însă lângă celelalte variabile. Importurile sunt temporar afectate. Prețurile sunt mai mari. Consumul ar putea crește. Iar furnizorii trebuie să își gestioneze portofoliile într-o piață mai complicată.

Ce ar trebui urmărit până la iarnă

Pentru următoarele luni, câțiva indicatori vor conta mai mult decât cifra de la începutul lui iunie. Primul este ritmul de umplere a depozitelor. Al doilea este evoluția prețului spot și a contractelor forward. Al treilea este calendarul lucrărilor din Bulgaria. La fel de important va fi consumul industriei. Dacă marii consumatori revin, necesarul crește. Dacă centralele pe gaz intră în operare mai rapid, sistemul va avea nevoie de mai mult combustibil.

În final, întrebarea nu este dacă România poate trece iarna. Cel mai probabil, poate. Întrebarea este cât va costa pregătirea acestei ierni și cine va absorbi costul: furnizorii, industria, consumatorii sau bugetul.

Gazele revin astfel în centrul discuției energetice. Nu pentru că depozitele sunt într-o zonă de criză, ci pentru că piața a devenit mai sensibilă. Iarna viitoare se pregătește vara, iar vara aceasta vine cu mai multe necunoscute decât arată simpla cifră a stocurilor.