Europa pregătește aproape 60 de gigawați noi pe gaz. Ce risc financiar vede Beyond Fossil Fuels pentru România și UE

Statele europene au în pregătire aproape 60 de gigawați de noi capacități de producție de energie pe bază de gaze naturale, iar analiza Beyond Fossil Fuels indică un risc financiar direct: aceste investiții ar putea prelungi pentru decenii dependența de importurile de combustibili fosili și expunerea la noi șocuri de preț. Pentru România, dezbaterea are o miză suplimentară, fiind legată simultan de proiectul offshore Neptun Deep din Marea Neagră și de centrala pe gaz de la Mintia, județul Hunedoara.

Aproape 60 GW înseamnă, potrivit aceleiași analize, un consum anual de circa 28 de miliarde de metri cubi de gaz. Raportat la dimensiunea proiectelor, implicația economică este clară: chiar dacă noile centrale cresc capacitatea de producție internă de electricitate, ele transferă o parte relevantă din risc în piața combustibilului, unde volatilitatea a rămas ridicată, iar stocurile europene erau deja mai reduse decât în anii precedenți la momentul publicării raportului.

Pentru companii, aceasta nu este doar o temă de politică energetică. Este o problemă de structură a costului. O centrală pe gaz poate stabiliza sistemul în orele în care producția din surse regenerabile scade, dar rentabilitatea ei depinde de prețul combustibilului pe toată durata de viață economică. Dacă gazul se scumpește, costul marginal al electricității urcă rapid, iar efectul se vede în facturile industriale, în costurile de producție și, în final, în marjele operaționale.

Și pentru consumatori efectul este similar, doar că transmis prin tarife și prețuri finale. Raportul notează că populația și companiile continuă să suporte costuri ridicate la energie, iar extinderea masivă a capacităților pe gaz ar putea amplifica vulnerabilitatea la viitoarele șocuri de preț, nu să o reducă. În termenii pieței, securitatea de aprovizionare oferită de o centrală nouă nu elimină riscul de preț al moleculei de gaz.

România își leagă securitatea energetică de gaz exact când piața rămâne volatilă

România apare în analiză între statele în care implicarea statului în sectorul gazelor influențează direct deciziile energetice. Cazul major este Neptun Deep, proiectul offshore operat de OMV Petrom și Romgaz, estimat să dubleze producția de gaze a României. Al doilea reper este centrala pe gaz de la Mintia, județul Hunedoara, care ar urma să devină cea mai mare de acest tip din Uniunea Europeană.

Numai că dublarea producției nu este echivalentă automat cu reducerea integrală a riscului. Dacă noile capacități de producție electrică pe gaz cresc mai repede decât disponibilul intern sau dacă statul redirecționează volumele în logica securității energetice, piața locală rămâne dependentă de decizie administrativă, nu doar de preț. Aici apare costul ascuns pentru investitori și mari consumatori: vizibilitatea mai slabă asupra aprovizionării și a formării prețului.

Un exemplu este dreptul de preempțiune exercitat de statul român, prin ANRSCP, asupra gazului extras de OMV Petrom din Neptun Deep. Mișcarea a mutat tranzacția în zona de securitate energetică și a afectat stocurile, CET-urile și piața internă. Cantitatea exactă și prețul nu au fost anunțate, iar informațiile disponibile până acum arată doar că discuțiile continuă. Pentru piață, lipsa acestor date face dificilă evaluarea impactului asupra costului energiei și asupra fluxurilor comerciale.

Dar aici apare și semnalul de guvernanță. Pe baza datelor relatate de Mediafax, intervenția statului vine pe fondul unor negocieri neconfirmate oficial între OMV Petrom și grupul ungar MVM pentru gazul din Marea Neagră. Atât timp cât volumele și prețurile nu sunt publice, piața nu poate calibra corect nici beneficiul de securitate, nici costul de oportunitate pentru furnizori, producători de energie și mari consumatori industriali.

Riscul economic nu este lipsa de capacitate, ci finanțarea unor active care se pot devaloriza înainte de termen

Criticii investițiilor masive în gaz avertizează că o parte dintre aceste proiecte pot deveni active costisitoare înainte de finalul duratei lor de viață economice. Pentru bilanțurile companiilor, acesta este riscul clasic de stranded assets: active construite pentru 20-30 de ani, dar a căror utilizare și profitabilitate sunt erodate mai devreme de schimbarea mixului energetic, de reglementare sau de costul combustibilului.

Iar comparația relevantă nu este între gaz și absența investițiilor, ci între gaz și alternativele care reduc dependența de combustibil. Raportul indică drept opțiuni stocarea energiei în baterii, digitalizarea rețelelor și flexibilizarea consumului. Autorii susțin că aceste variante ar putea fi mai ieftine și mai puțin dependente de importuri. Nu este publicat însă un cost total estimat pentru noile capacități pe gaz din Europa și România și nici o diferență cuantificată de cost față de aceste alternative, ceea ce limitează o comparație completă de capex și randament.

Din perspectiva unui decident de business, lipsa acestor cifre obligă la prudență. Fără date publice privind costul total al proiectelor, sursele de finanțare și calendarul de exploatare, evaluarea trebuie mutată pe indicatorii observabili: expunerea la volatilitatea gazului, intervenția statului în alocarea volumelor și probabilitatea ca taxonomia climatică și țintele de decarbonizare să preseze mai devreme activele pe gaz.

Și contextul macro contează. România a coborât pe locul 61 din 70 în clasamentul IMD 2026 privind competitivitatea, cu 12 poziții mai jos decât în anul anterior. Într-o economie care pierde teren la competitivitate, costul energiei devine un factor și mai sensibil pentru industrie, logistică și investiții noi. Dacă mixul energetic viitor rămâne scump și volatil, efectul nu se oprește la factura curentă, ci intră în costul capitalului și în deciziile de amplasare.

Ce urmează pentru piață și ce merită urmărit în România

Pentru moment, raportul pune în lumină o dilemă strategică, nu o decizie finală. Pe termen scurt, gazul rămâne un instrument de echilibrare a sistemului și de securitate energetică. Pe termen mediu, însă, profitabilitatea noilor capacități va depinde de trei necunoscute majore: prețul combustibilului, regimul de intervenție al statului și viteza cu care alternativele de stocare și flexibilizare coboară costul total al sistemului.

În cazul României, cele mai relevante repere pentru piață rămân cantitatea și prețul aferente preempțiunii statului asupra gazului din Neptun Deep, etapele următoare pentru centrala de la Mintia, județul Hunedoara, și calendarul efectiv al intrării în exploatare pentru producția din Marea Neagră. Fără aceste date, securitatea energetică poate fi argumentată politic, dar este mai greu de modelat financiar în bugetele companiilor și în evaluarea activelor energetice.

Parteneri

Articole recomandate din rețeaua noastră

Dolce SportRomânia începe Nations League în Suedia după șase deplasări fără victorieGetPonyGreen Water & Power și Autel pun în funcțiune al 10.000-lea port de încărcare după trei aniBravonetHoroscop 27 septembrie 2026. Scorpion și Săgetător au azi o decizie de luatLylaToshisuke Kanazawa a câștigat al 19-lea titlu național la 90 de ani. Cum își adaptează antrenamenteleRevista IoanaLumina din dormitor a fost asociată cu riscuri cardiovasculare. Cum reduci expunereaNews24Salariul minim cumpără cu 23% mai multe alimente, deși prețurile au urcat cu 53% în cinci ani