UE caută încă 1.3 metaniere zilnic

Depozitele de gaze ale UE erau la începutul lunii iunie la aproximativ 42 % din capacitate, cu circa 14 puncte procentuale sub media sezonieră pe cinci ani și mult sub nivelul de 51 % înregistrat cu un an înainte (AGSI/GIE, WBJ). Diferența contează pentru că Europa trebuie să umple din nou depozitele înainte de iarnă, în timp ce concurează pentru GNL, gaz natural lichefiat transportat cu metaniere, pe o piață globală tensionată de perturbările din Orientul Mijlociu, sancțiunile mai dure împotriva Rusiei și cererea solidă din Asia. Costul recuperării va ajunge în bugetele publice, în industria energointensivă și, în cele din urmă, la o parte dintre gospodării, dar distribuția poverii depinde de țară.

Arbitrajul sezonier nu mai funcționează

Stocarea gazelor este o afacere sezonieră. Companiile cumpără gaz primăvara, plătesc pentru depozitare și îl vând iarna, când prețurile sunt mai mari. Diferența dintre prețurile de vară și cele de iarnă, numită spread, ar trebui să acopere aceste costuri. Când spread-ul este prea mic, firmele amână umplerea depozitelor. Asta se întâmplă acum.

ICIS estimează că, dacă ritmul lent actual al injecțiilor continuă, Europa ar ajunge în noiembrie la doar aproximativ 73 %. Pentru atingerea nivelului de 90 %, ținta legală stabilită prin regulamentul UE privind stocarea gazelor (EUR-Lex), injecțiile ar trebui să crească cu circa 4 mld. mc pe lună, echivalentul a aproximativ 1,3 încărcături suplimentare de GNL în fiecare zi.

Bruxellesul a semnalat că poate accepta o aplicare mai flexibilă. Comisia Europeană spune că regulamentul actualizat oferă statelor membre o fereastră de două luni, din octombrie până în decembrie, pentru atingerea țintei de 90 %, iar oficialii au indicat în repetate rânduri pragul de 80 % ca suficient pentru securitatea de iarnă. Nivelul de 80 % este, în practică, o zonă de confort menită să evite repetarea cumpărărilor în panică din 2022, când prețurile au urcat la maxime record.

Presiune din ambele direcții

Contextul extern face chiar și pragul de 80 % mai greu de atins la costuri reduse. Agenția Internațională pentru Energie estimează că războiul din Orientul Mijlociu a scos aproximativ 120 mld. mc din oferta globală de GNL până în 2030, pe fondul avariilor la infrastructura de export și al perturbărilor de transport care întârzie noi capacități (Energy Connects, Baltic Exchange). Legea UE pentru eliminarea treptată a gazului rusesc a interzis contractele rusești de GNL pe termen scurt începând cu 25 aprilie 2026, urmând ca în iunie să fie vizate contractele prin conducte, iar toate contractele rusești pe termen lung să se încheie până la finalul lui 2027 (S&P Global). Prin renunțarea la aceste contracte, Europa pierde și opțiunea de a folosi rapid gaz rusesc atunci când depozitele sunt prea goale.

Când cumpărătorii asiatici plătesc mai mult pentru încărcături flexibile de GNL, Europa trebuie să ridice prețul de referință de la TTF, hub-ul olandez care stabilește prețul angro al gazului european, pentru a atrage metanierele. TTF se tranzacționa la începutul lunii iunie în jur de 50 €/MWh (Berliner Zeitung), iar prețul day-ahead pe piața spaniolă MIBGAS era similar, la 48,80 €/MWh (MIBGAS). ACER, autoritatea europeană de reglementare în energie, a avertizat că umplerea depozitelor până la 90 % ar necesita importuri de GNL cu aproximativ 13 % mai mari decât în 2025 (MondoVisione).

Cine plătește depinde de țară

Media UE ascunde diferențe naționale mari. Țările de Jos aveau depozitele la doar 16,1 % la 1 iunie (Energievergelijk), în timp ce terminalele de regazificare ale Spaniei erau pline în proporție de 72 % (Europa Press). Germania se afla la 34-35 %, cu circa 20 de puncte sub propria normă sezonieră (NDR).

Guvernele intervin, dar prin instrumente fiscale foarte diferite. Germania a eliminat taxa pentru stocare la 1 ianuarie 2026 și a mutat finanțarea în bugetul federal, ceea ce înseamnă că securitatea stocurilor este susținută acum de contribuabili, nu direct de consumatorii de gaz (FGS). Țările de Jos au o facilitate de împrumut de 20 mld. euro pentru ca EBN, compania sprijinită de stat, să intervină când umplerea comercială a depozitelor încetinește (DutchNews). În Ungaria, sistemul de prețuri fixe obligă compania de stat MVM să absoarbă costurile mai mari ale importurilor până când guvernul decide altfel, un tampon fiscal care funcționează doar cât timp poate fi finanțat (HVG).

Industria energointensivă simte cel mai repede șocul. Directorul general al BASF a avertizat că prețurile europene la gaz sunt acum stabilite structural de piața globală a GNL, nu de contractele prin conducte (Zeit). Gospodăriile îl simt mai târziu, prin ciclurile de reînnoire a contractelor și prin politicile naționale. În Spania, canalul principal este electricitatea: atunci când centralele pe gaz stabilesc prețul marginal al energiei, adică prețul ultimei unități necesare pentru acoperirea cererii, costurile angro ale gazului intră direct în facturile populației. Tariful reglementat spaniol PVPC pentru electricitate a crescut cu 15 % în mai (OCU).

Câștigătorii sunt furnizorii de GNL, proprietarii de încărcături flexibile și operatorii de depozite, adică actorii care pot vinde în momentul în care Europa are nevoie rapidă de gaz. Pierderile se concentrează la utilizatorii industriali care concurează pe piețe globale și la guvernele ale căror bugete acoperă diferența dintre prețurile de piață și ceea ce alegătorii sunt dispuși să plătească. Europa va evita probabil o penurie fizică în această iarnă. Întrebarea este cât costă această siguranță și dacă statele membre mai sărace își pot permite să o finanțeze în același fel ca Germania sau Țările de Jos.