Prețul gazelor naturale atinge cote alarmante pe piața românească
O tranzacție cu gaze naturale cu livrare în luna octombrie a fost încheiată pe platforma gas forward a Bursei Române de Mărfuri la prețul de 387 de lei/MWh, cel mai ridicat nivel din ultimii trei ani și nouă luni, potrivit datelor analizate. Volumul tranzacționat a fost redus, de doar 31 MWh, însă prețul plătit indică faptul că scumpirile ar putea continua pe măsură ce se apropie sezonul rece.
Un nivel mai mare a fost înregistrat ultima dată în decembrie 2022, când o tranzacție s-a realizat la 410 lei/MWh pentru gaze cu livrare în martie 2022.
Prețurile din România, aliniate tendințelor europene
Prețurile de la București urmează linia celor europene pentru tranzacțiile forward. La hubul austriac CEGH, prețul pentru gazele cu livrare luna viitoare a depășit pragul de 80 de euro/MWh, situație similară pentru lunile noiembrie și decembrie. La bursa TTF de la Amsterdam, prețul de referință pentru piața europeană, cotațiile futures au urcat până la 79,11 euro/MWh, o creștere de 1,22% față de ziua precedentă.
Pe piața spot de la BRM, ultimul preț este de aproape 360 de lei/MWh pentru gaze tranzacționate cu livrare în aceeași zi, pe volume consistente de 74.000 MWh, cel mai probabil destinate înmagazinării.
Creșteri semnificative în acest an
Conform unei analize realizate de Transgaz, operatorul de transport și sistem, în perioada 27 februarie – 7 septembrie, prețul gazelor pe Bursa Română de Mărfuri a crescut cu 125%. Creșteri mai reduse au fost înregistrate la Enex Group din Grecia, cu 116,02%, și la CEEGEX din Ungaria, cu 121,39%.
Alte burse regionale au consemnat majorări mai accentuate decât în România: Balkan Gas Hub din Bulgaria, cu 133,09%, CEGH din Austria, cu 127,99%, Polish Power Exchange din Polonia, cu 125,88%, GME din Italia, cu 148,99%, Trading Hub Europe din Germania, cu 133,87%, TTF din Olanda, cu 136,64%, PEG din Franța, cu 144,52%, și MIBGAS din Spania, cu 162,72%.
Factori care influențează piața
Principalul factor din spatele creșterii prețurilor îl constituie îngrijorarea că aprovizionarea cu gaze naturale lichefiate din zonele de producție din Golful Persic ar putea fi blocată pe termen lung, în absența unor semnale privind o redeschidere durabilă a Strâmtorii Ormuz.
Analiștii nu anticipează o inversare a tendinței. „În Asia, se preconizează o iarnă mai rece din cauza fenomenului meteorologic El Nino, ceea ce ar putea însemna o cerere mai mare de GNL acolo”, a declarat Norman Liebke, analist la Commerzbank. În Europa, unde nivelurile de umplere a depozitelor de gaze sunt scăzute, cererea de GNL va rămâne ridicată, ceea ce ar putea conduce la prețuri mai mari, a adăugat analistul.
Situația României și perspectivele pentru iarnă
Deși este cel mai important producător de gaze din Uniunea Europeană, România importă în mod tradițional gaze în perioada de iarnă, acestea putând ajunge până la o treime din consumul zilelor foarte friguroase, alături de producția internă și extracția din depozite. Gazul importat este achiziționat la prețul pieței, ceea ce poate afecta facturile casnicilor și, în special, ale industriei.
Producția internă de gaze are două destinații. O parte merge către consumul casnic și al centralelor electrice de termoficare care furnizează apă caldă și căldură populației, la prețul reglementat de 110 lei/MWh, de peste trei ori mai mic decât cel al pieței. Cealaltă parte este direcționată către restul consumatorilor, inclusiv centralele electrice pe gaze, la prețul pieței.
În piață există temerea că gazul la preț redus nu va fi suficient pentru consumul populației și al centralelor de termoficare pe toată durata iernii, fiind disponibile în acest an doar 32 TWh de gaze la acest preț, față de 52 TWh în anul precedent. Oficialii Engie, cel mai mare furnizor de gaze pentru populație, au transmis recent că gazele alocate la preț reglementat acoperă consumul clienților proprii pentru iarna viitoare.
Gradul de umplere a depozitelor de gaze din România este în prezent de 74%, peste media Uniunii Europene, care se situează la 67%.
