ACER estimează la circa 27 de miliarde de euro costul reumplerii depozitelor de gaze ale UE, cu stocuri sub media istorică

ACER estimează la circa 27 de miliarde de euro costul reumplerii depozitelor de gaze ale Uniunii Europene în 2026, într-un calcul care reprezintă o limită superioară orientativă. În raportul publicat la 27 octombrie, agenția arată că rezervele erau pline în proporție de aproximativ 75% la 21 octombrie, sub media ultimilor nouă ani. Perturbarea livrărilor din Orientul Mijlociu și concurența pentru gazele naturale lichefiate (LNG) au scumpit aprovizionarea și au îngreunat refacerea stocurilor înaintea iernii.

Datele operaționale ale Gas Infrastructure Europe, publicate pe platforma AGSI+, arată un grad de umplere de 74,60% pentru ziua gazieră încheiată la 21 octombrie și de 74,92% pentru cea încheiată la 26 octombrie. Nivelul de 75% din raportul ACER este rotunjit și descrie situația de la o anumită dată, nu o prognoză pentru întreaga iarnă. Agregatul UE este marcat drept estimat pe platformă, iar valorile pot fi revizuite pe măsură ce operatorii își actualizează raportările.

La sfârșitul iernii 2025–2026, depozitele subterane ale UE mai conțineau numai 28% din capacitate, față de 34% cu un an înainte și o medie de aproximativ 40% în cei nouă ani anteriori. Refacerea rezervelor a fost îngreunată de prețurile ridicate și de diferențele nefavorabile dintre cotațiile pentru vară și iarnă, care au redus interesul comercial pentru stocare. ACER menționează și flexibilitatea mai mare a calendarului de umplere. Respectarea obligațiilor unui stat trebuie evaluată în raport cu ținta aplicabilă și derogările prevăzute de reguli. Un nivel sub 90% nu dovedește, singur, încălcarea acestora.

Situația diferă considerabil între țări. Germania și Țările de Jos, care dețin împreună aproximativ o treime din capacitatea de stocare a UE, au rămas sub traiectoriile lor istorice de umplere. La Rehden, cel mai mare depozit din Germania, nivelul era de numai aproximativ 18% la 21 octombrie. Agenția indică interesul comercial redus, diferențele mici dintre prețurile sezoniere, concurența altor depozite și existența unor alternative de aprovizionare.

În sezonul de vară, injecțiile nete au fost de aproximativ 43 de miliarde de metri cubi, echivalentul a circa 493 TWh, sub media decenală de aproximativ 47 de miliarde de metri cubi. Deși volumul a fost mai mic, prețurile au ridicat costul estimat al reumplerii la 26,82 miliarde de euro, rotunjit de ACER la 27 de miliarde. Setul de date aferent indică 19,44 miliarde în 2025 și 107,70 miliarde în 2022.

Calculul însumează costul volumelor zilnice injectate, evaluate la prețul TTF cu livrare în ziua următoare. Este o limită superioară orientativă a costului de achiziție a gazului pentru depozite, nu o cheltuială auditată în toate contractele și nici bani plătiți din bugetul UE. Furnizorii cumpără prin contracte și produse diferite și se pot proteja împotriva variațiilor de preț, astfel încât costul efectiv poate fi diferit.

Perturbarea exporturilor de LNG din Qatar prin Strâmtoarea Hormuz a restrâns oferta disponibilă. Potrivit ACER, în vara 2026 nu au mai ajuns în UE volume semnificative de LNG qatarez. Importurile totale europene de LNG au scăzut cu 14% față de vara precedentă, cele de LNG rusesc cu aproximativ 2%, iar importurile rusești prin conducte cu 3%.

SUA și-au mărit ponderea în aprovizionarea externă a Uniunii, deși volumul LNG-ului american importat a scăzut cu 9%. Acesta a reprezentat aproximativ 64% din importurile europene de LNG și 30% din totalul importurilor de gaze, incluzând conductele. Gazele rusești, prin conducte și sub formă lichefiată, au reprezentat aproximativ 11% din importurile totale. Ponderile nu se referă la întregul consum de energie al UE și nici, în cazul valorilor de 30% și 11%, numai la piața LNG.

Europa a concurat cu piețele asiatice pentru încărcăturile disponibile, iar prețurile spot din huburile europene s-au apropiat de 90 de euro/MWh la mijlocul lui octombrie. Când gazul cumpărat vara este mai scump decât cel care poate fi vândut pentru iarnă, stocarea devine mai puțin atractivă comercial. ACER consideră că aceste diferențe de preț au contribuit la întârzierea injecțiilor.

Estimarea separată de 18–33 de miliarde de euro privește costul suplimentar al aceleiași cantități de gaze importate în vara 2026. Pentru limita inferioară, ACER compară prețurile zilnice TTF din trimestrele II și III cu un scenariu fără criză construit printr-un model macroeconomic. Pentru limita superioară, compară prețurile lunare din 2026 cu o prognoză fără criză bazată pe prețurile lunare din 2025. Diferențele de preț sunt aplicate volumului total al importurilor din sezonul de vară.

Intervalul reprezintă o estimare orientativă a limitei superioare a costului suplimentar pentru furnizori și consumatori, nu un interval de certitudine statistică sau o sumă deja facturată integral. Contractele pe termen lung, protecția împotriva variațiilor de preț și decalajele de ajustare a tarifelor pot atenua ori amâna impactul. Estimarea nu se adună pur și simplu la cele 27 de miliarde pentru reumplere, deoarece cele două calcule privesc categorii de cost care se pot suprapune.

Scumpirea gazelor se transmite și pe piața electricității, unde centralele pe gaze continuă să influențeze prețurile angro în anumite intervale. Valurile de căldură, temperaturile ridicate ale râurilor și debitele reduse au limitat producția unor centrale nucleare și hidrocentrale în vara 2026. În pofida creșterii producției solare, producția de electricitate din gaze a urcat cu 8,7% în sezonul gazier de vară și cu aproximativ 20% în august față de aceeași lună din 2025.

Consumul total de gaze nu a crescut însă în același ritm. Seria ACER indică aproximativ 1.236 TWh în vara 2026, aproape de cei 1.230 TWh din vara precedentă și cu circa 20% sub media verilor 2017–2021, înaintea crizei energetice. Datele pentru septembrie 2026 includ o estimare. Reducerea față de perioada de dinaintea crizei sporește ponderea din consum care poate fi acoperită de stocuri, fără să elimine riscurile unei ierni reci.

Cantitatea depozitată nu este echivalentă cu volumul care poate fi extras într-o singură zi. Capacitatea de retragere scade pe măsură ce rezervele se reduc, în proporții diferite de la o instalație la alta. Această limită tehnică poate conta în perioadele de consum maxim sau spre sfârșitul iernii, chiar dacă mai există gaze în depozite.

Pentru iarna 2026–2027, disponibilitatea LNG va depinde de evoluția livrărilor din Qatar și de concurența cu Asia. De la 1 ianuarie 2027, interdicția europeană asupra LNG-ului rusesc se va aplica și contractelor pe termen lung, după restricțiile intrate deja în vigoare pentru contractele pe termen scurt. Eliminarea importurilor rusești prin conducte are un calendar ulterior. Necesarul de LNG suplimentar va depinde și de temperaturi și de consumul efectiv.

Scenariile ACER pentru iarnă sunt exerciții de bilanț la nivelul UE, condiționate de ipoteze privind importurile, producția, consumul și stocurile finale. Scenariul de bază presupune o cerere egală cu cea din iarna precedentă și același nivel de stocare la sfârșitul sezonului; traiectoriile de stocare nu au fost verificate pentru fezabilitate tehnică. Aceste calcule nu prevăd o întrerupere inevitabilă a aprovizionării și nu stabilesc nivelul viitoarelor facturi pentru gospodării sau industrie.