Uniunea Europeană și-a diversificat aprovizionarea cu gaze după reducerea livrărilor rusești, însă gospodăriile, industria și bugetele publice rămân vulnerabile la scumpirile de pe piața mondială. Într-o analiză publicată la 2 noiembrie, Elise Viadere, cercetătoare la Centre for European Reform (CER), susține că următorul pas trebuie să fie reducerea consumului de gaz și a influenței sale asupra prețului electricității, în paralel cu protejarea consumatorilor vulnerabili.
Pe scurt
-
Gazul natural lichefiat permite Europei să cumpere de la mai mulți furnizori, dar o pune în concurență cu alte regiuni pentru încărcăturile disponibile. Diversificarea reduce unele riscuri de aprovizionare, fără a elimina șocurile de preț.
-
ACER estimează la 18–33 de miliarde de euro costul suplimentar indicativ al importurilor de gaze din vara 2026 asociat conflictului din Orientul Mijlociu. Calculul este contrafactual și reprezintă o limită superioară indicativă, nu o cheltuială din bugetul UE.
-
Comisia estima în mai la 14,5 miliarde de euro costul măsurilor energetice incluse în prognoza sa. Suma de 38,6 miliarde era un scenariu de prelungire a acelor măsuri până la sfârșitul anului, nu un bilanț al plăților efectuate.
-
În modelarea JRC pentru 2022, centralele pe gaz produceau 19% din electricitatea UE, dar stabileau prețul angro în 55% din timp. Ponderea în producție și influența asupra prețului sunt indicatori diferiți.
-
Viadere recomandă stimulente pentru trecerea de la gaz la electricitate, remunerarea bateriilor și a consumului flexibil și finanțare publică acolo unde investițiile aduc beneficii pe care piața nu le poate recompensa integral.
Creșterea importurilor de gaz natural lichefiat, cunoscut ca LNG, a ajutat UE să înlocuiască o mare parte din gazele rusești transportate prin conducte. Spre deosebire de fluxurile legate de infrastructuri fixe, încărcăturile maritime pot fi redirecționate către piețele care oferă prețuri mai bune. Europa are astfel acces la mai mulți furnizori, dar este expusă și concurenței cu Asia și cu alte regiuni.
Această flexibilitate comercială nu echivalează cu protecția față de scumpiri. O perturbare a exporturilor din Golf poate reduce oferta mondială de LNG și poate majora prețurile furnizorilor alternativi, chiar și pentru cumpărătorii care nu importă direct din zona afectată.
Raportul ACER privind vara 2026 estimează că războiul din Orientul Mijlociu a adăugat 18–33 de miliarde de euro la factura europeană a importurilor de gaze, pentru aceeași cantitate importată. Agenția compară prețurile observate cu scenarii în care criza nu ar fi avut loc, folosind două metode diferite.
Raportul califică intervalul drept o limită superioară indicativă a costului suplimentar pentru furnizori și consumatori. Indexarea contractelor pe termen lung, acoperirea riscurilor și întârzierile de transmitere a prețurilor pot atenua impactul sau îl pot distribui diferit de-a lungul lanțului economic. Sumele nu reprezintă ajutor financiar plătit din bugetul UE.
Dependența de piața globală schimbă și economia depozitării. În mod tradițional, cumpărarea gazelor mai ieftine vara și vânzarea lor iarna putea acoperi costurile stocării. Rezervele necesare securității energetice aveau astfel și o justificare comercială.
Viadere arată că, în mare parte din sezonul de umplere din 2026, gazul pentru livrare imediată a fost mai scump decât cel pentru iarna următoare. Un operator care cumpără scump pentru a vinde ulterior mai ieftin are mai puține motive să depoziteze. Analiza semnalează că această inversare era vizibilă și în 2025, deci nu este exclusiv o consecință a crizei din Hormuz.
Când piața nu remunerează suficient păstrarea rezervelor, autoritățile pot impune obligații de stocare, compensa furnizorii sau cumpăra rezerve strategice. Costul securității aprovizionării poate ajunge astfel în facturi și în bugetele publice, chiar dacă gazul necesar este disponibil fizic.
Al doilea canal bugetar apare după scumpire, când guvernele reduc taxe, plafonează prețuri sau acordă compensații. Aceste intervenții pot proteja consumatorii, dar nu elimină costul energiei importate: redistribuie o parte din el către contribuabili și, eventual, către datoria publică.
În prognoza din primăvară, Comisia Europeană estima la 14,5 miliarde de euro, aproximativ 0,07% din PIB-ul UE, costul bugetar al măsurilor adoptate sau anunțate credibil până la 4 mai. Evaluarea presupunea încetarea lor la termenele prevăzute de legislațiile naționale.
Dacă aceleași măsuri ar fi fost prelungite până la sfârșitul lui 2026, costul ar fi ajuns la 38,6 miliarde de euro, aproximativ 0,2% din PIB. Cele două valori sunt estimări realizate în mai; nu arată cât cheltuiseră efectiv statele până în noiembrie și nu includ investițiile publice pentru tranziția energetică.
Comisia constata că trei sferturi din sprijin nu era țintit către gospodării vulnerabile sau industrii cu nevoi energetice specifice. Mai mult de două treimi din cost corespundea măsurilor care reduc direct prețul consumului, inclusiv prin diminuarea accizelor și a altor taxe pe combustibili.
Diferența de mecanism contează. Un transfer de venit ajută o gospodărie să plătească factura. O reducere a prețului fiecărei unități de energie îi face însă mai ieftin și consumul suplimentar, slăbind stimulentul pentru economisire. Viadere favorizează ajutoarele țintite, fără a ignora faptul că gospodăriile și firmele nu își pot schimba imediat echipamentele.
Problema structurală este că gazul influențează și prețul electricității. Pe piața angro, producătorii sunt selectați în ordinea ofertelor, iar ultima ofertă necesară pentru acoperirea cererii determină prețul de echilibru. Atunci când această ofertă vine de la o centrală pe gaz, scumpirea combustibilului poate ridica prețul pieței, inclusiv pentru energia produsă prin alte tehnologii.
O modelare JRC publicată în 2023 estimează că, în 2022, gazul asigura 19% din producția de electricitate a UE, dar centralele pe gaz stabileau prețul angro în 55% din timp. Nu înseamnă că gazul furniza 55% din electricitate, ci că rolul său în formarea prețului era mult mai mare decât contribuția la producție.
În scenariul studiului pentru 2030, producția din gaz scade la 11%, însă frecvența stabilirii prețului rămâne aproape de 56%. Rezultatul depinde de ipotezele modelului, inclusiv de capacitatea încă limitată de stocare și flexibilitate. Este un scenariu, nu o prognoză certă și nici o măsurare a pieței actuale.
Factura finală a consumatorului nu este identică cu prețul angro. Contractele pe termen lung, protecția față de variația prețurilor, taxele și tarifele de rețea pot modifica sau întârzia transmiterea scumpirilor. Totuși, legătura dintre gaz și electricitate poate reduce avantajul economic al trecerii la pompe de căldură sau la procese industriale electrice.
Mai multă energie eoliană și solară este necesară, dar nu rezolvă singură problema. În perioadele cu vânt slab și producție solară redusă, centralele pe gaz pot rămâne decisive pentru acoperirea cererii. Bateriile, alte forme de stocare, interconexiunile și consumatorii care își pot muta consumul între ore oferă alternative.
Un exemplu din raportul AEMO pentru trimestrul al doilea din 2026 arată că descărcarea bateriilor stabilea prețul în 46% dintre intervalele vârfului de seară, între orele 16:00 și 21:00, față de 22% cu un an înainte. Datele privesc National Electricity Market din estul și sud-estul Australiei, nu întreaga piață australiană și nici ponderea bateriilor în producție.
AEMO leagă reducerea prețurilor de contribuția combinată a producției regenerabile, bateriilor și cererii mai mici în orele de seară. Exemplul arată cum flexibilitatea poate influența formarea prețurilor; rezultatul nu se transferă automat într-un sistem european cu alt mix energetic și alte rețele.
Viadere propune trei direcții de reformă. Prima este corectarea stimulentelor pentru investiții: taxele și contribuțiile aplicate electricității nu ar trebui să anuleze avantajele eficienței energetice și ale renunțării la gaz. Încărcarea tuturor investițiilor în rețele exclusiv în facturile de electricitate ar putea descuraja electrificarea.
A doua este remunerarea flexibilității în toate piețele unde aceasta creează valoare. Bateriile pot muta energia din orele ieftine în cele scumpe, reduce congestiile și asigura disponibilitate când oferta este insuficientă. Agregatorii pot reuni consumatori mici pentru a le permite participarea la aceste piețe.
A treia este concentrarea finanțării publice acolo unde avantajele pentru societate depășesc veniturile pe care le poate obține investitorul. Rețelele transfrontaliere și securitatea aprovizionării pot aduce asemenea beneficii. Subvențiile nu ar trebui însă să înlocuiască veniturile comerciale atunci când piețele bine concepute pot susține investiția. Acestea sunt recomandările analizei, nu reguli tarifare noi adoptate de UE.
Tranziția creează și alte vulnerabilități, legate de concentrarea producției de baterii, echipamente și materii prime. Dar o întrerupere a livrărilor de echipamente afectează în primul rând investițiile viitoare, în timp ce gazul trebuie importat continuu pentru funcționarea instalațiilor care îl consumă. Diversificarea lanțurilor tehnologice și dezvoltarea capacităților europene completează, în această logică, reducerea dependenței de combustibil.
Pentru CER, criteriul decisiv nu este numai dacă Europa poate cumpăra suficient gaz, ci și cât plătește pentru serviciile pe care acesta le asigură. Protejarea consumatorilor în timpul crizei și investițiile care reduc expunerea la următorul șoc trebuie concepute împreună.
