Chisăliţă (AEI): Pentru România, impactul scumpirii gazelor este amortizat temporar prin plafonări şi producţie internă

Un atac cu drone atribuit Iranului a lovit instalaţii majore de gaz lichefiat (LNG) în Qatar (în special complexul Ras Laffan). Qatar, fiind unul dintre principalii exportatori de LNG din lume, a oprit producţia de gaze lichefiate după acest atac. Această oprire a eliminat o parte semnificativă din oferta globală de LNG - resursă esenţială pentru Europa, care importă LNG pentru a compensa lipsa de gaz rusesc. Această reducere bruscă a ofertei a alimentat un salt puternic al preţurilor TTF (cu 40%).

În plus, instabilitatea geopolitică a afectat şi traficul maritim în Strâmtoarea Ormuz, un punct cheie prin care trec o parte semnificativă din exporturile energetice globale (petrol şi LNG).

"Chiar înainte de această criză actuală, stocurile de gaze din Europa erau relativ scăzute şi piaţa era tensionată din cauza cererii sezoniere, costurilor de transport şi cerinţelor de regăsire a stocurilor după iarna trecută. Astfel, un şoc de ofertă (chiar temporar) generează o reacţie disproporţionată a preţurilor. Preţul TTF reflectă dinamica globală a ofertei şi cererii pentru gaze naturale. Piaţa rămâne sensibilă la factori: geopolitici (războaie, tensiuni în Orientul Mijlociu), logistici (transport maritim, capacităţi de regazeificare), stocuri şi cerere sezonieră, şi poate fluctua semnificativ în perioade scurte când apar perturbări majore", subliniază ursa citată.

Preşedintele Asociaţiei Energia Inteligentă consideră, astfel, că majorarea de 40% la TTF nu este cauza unui singur factor intern, ci de combinaţie între o perturbare neaşteptată a ofertei la nivel global şi emoţii pe piaţă (oamenii se aşteaptă la aprovizionare limitată), ceea ce creşte presiunea pe preţuri.

Dumitru Chisăliţă a explicat şi de ce preţul gazului european tranzacţionat la Title Transfer Facility (TTF) reacţionează mai violent decât cel al petrolului de referinţă Brent crude, arătând că motivul ţine de structura pieţei, nu doar de geopolitică.

Astfel, în timp ce piaţa petrolului este mult mai mare şi mai lichidă, cu o producţie globală de 105 milioane barili/zi, fluxuri diversificate, stocuri strategice în multe ţări şi capacitate mare de redirecţionare, gazul este mai regional şi mai rigid.

"Gazul (mai ales în Europa) are: infrastructură fixă (conducte, terminale LNG), capacitate limitată de transport rapid, depozite de înmagazinare a gazelor limitate. Dacă se blochează 10% din ofertă nu se poate compensa imediat această lipsă din piaţă şi piaţa reacţionează disproporţionat. Gazul nu are încă flexibilitatea globală pe care o are petrolul", a comentat preşedintele AEI.

În plus, în cazul ţiţeiului SUA, China şi UE au rezerve strategice enorme şi pot elibera milioane de barili/zi. Gazul este stocat doar sezonier, existând o capacitate limitată. Dacă volumul gazelor din depozite este redus se instaurează rapid panica. Asta face ca traderii de gaz să reacţioneze anticipativ la lipsa gazelor şi volatilitatea este mult mai mare decât la ţiţei, a mai precizat el.

"Cererea de gaz este mai puţin flexibilă. În cazul benzinei consumatorii pot reduce folosirea maşinilor şi astfel se poate reduce cererea. În cazul gazului nu poţi opri încălzirea orasului şi centralele trebuie să funcţioneze. Asta face piaţa mai "nervoasă". Europa este structural mai vulnerabilă la gaz. După reducerea importurilor ruseşti Europa depinde mult de GNL, fiind în concurenţă cu Asia pentru aceleaşi cargouri. Asta face ca orice risc în Orientul Mijlociu să lovească direct în TTF. Petrolul, în schimb, este deja globalizat şi diversificat", se mai arată în analiză.

Totodată, piaţa TTF este mai mică, mai puţin lichidă decât petrolul şi mai influenţată de fluxuri speculative iar un volum relativ mic de capital poate mişca preţul mai puternic decât pe Brent.

"De aceea vedem creşteri de preţuri mai mari de 30-50% la gaz, în timp ce petrolul urcă doar 5-10% în aceeaşi perioadă", a punctat Chisăliţă.

Pentru viitor, acesta consideră că evoluţia preţului gazelor naturale pe hub-ul TTF este foarte incertă însă, în scenariul unor tensiuni geopolitice persistente (blocarea totală şi continuă a Strâmtorii Ormuz care afectează aproape 20% din comerţul global de LNG), preţurile TTF ar putea urca semnificativ peste nivelurile actuale, posibil să fie până în 90 euro/MWh în scenarii extreme de perturbare a aprovizionării.

"Acest scenariu reflectă o reacţie de piaţă la riscul aprovizionării, nu o predicţie "sigură", precizează sursa citată.

În scenariul normalizare/ofertă mai bună, pe măsură ce stocurile şi aprovizionarea LNG rămân relativ solide şi cererea nu explodează, preţul TTF ar putea oscila în jurul unor valori moderate, posibil sub 40-50 euro/MWh, mai ales dacă există pace geopolitică şi niveluri bune de stocare.

Pe termen mediu (2026-2027), analistul crede că preţul gazelor naturale european va fi influenţat de factori structurali precum diversificarea surselor (mai mult LNG din SUA/Alte regiuni şi cerere) şi politică energetică sezonieră a UE.

În România, pentru populaţie impactul scumpirii gazelor este zero atât timp cât cerea de gaze poate fi acoperită de ofertă, pentru că preţurile sunt plafonate prin schema guvernamentală.

Pentru industrie şi economie, având în vedere că preţurile de vânzare a gazelor naturale la consumatorii industriali sunt adesea legate prin contract de preţul TTF, creşterea acestuia duce şi la creşterea preţului la consumatorii industriali. Un preţ de 40 euro/MWh pe TTF poate duce la o creştere a preţului la consumatorii noncasnici cu circa 20% faţă de anul 2025, dar un preţ de 60 euro/MWh pe TTF poate duce la o creştere a preţului la consumatorii noncasnici cu aproximativ 40% faţă de anul 2025.

"România produce o parte din electricitate pe gaz. Dacă gazul se scumpeşte creşte costul energiei electrice pe piaţa liberă. Chiar dacă avem hidro şi nuclear, gazul stabileşte adesea preţul marginal în piaţă. Paradoxul scurt, există şi un efect pozitiv pe termen scurt statutul încasează taxe şi dividende mai mari. Dar dacă economia încetineşte din cauza energiei scumpe, efectul net poate deveni negativ", a mai menţionat Dumitru Chisăliţă.

El subliniază, însă, că România este într-o poziţie mai bună decât multe state UE deoarece are producţie internă semnificativă, are depozite subterane relativ bine dezvoltate şi urmează să înceapă producţia offshore din Marea Neagră prin proiectul Neptun Deep (probabil 2027-2028).