Ministrul energiei, Dorin Jungietu, a declarat recent, încă o dată, că creșterea inevitabilă a tarifelor la gaz pentru consumatorii finali a devenit un factor cu care societatea va trebui să se împace în lunile următoare.
Retorica ministerului de resort este dură: creșterea prețurilor la bursă în regiune face ca tarifele actuale să fie neprofitabile pentru operatorii de stat, iar amânarea ajustării nu face decât să creeze riscuri financiare serioase pentru companiile de infrastructură.
Pe lângă gaz, ministerul avertizează deja asupra unei posibile scumpiri a energiei electrice, propunând trecerea la o practică de revizuire periodică a tarifelor.
Această poziție a stârnit un val de indignare și o reacție vehementă atât în rândul societății, cât și în mediul politic de opoziție. Pentru cetățeni, o nouă indexare a facturilor pare a fi un semn al neputinței instituționale a structurilor de stat și a furnizorului de stat Energocom.
Opoziția politică subliniază faptul că autoritățile transferă, încă o dată, toate riscurile și povara financiară pe umerii familiilor obișnuite și ai mediului de afaceri, în timp ce autoritățile de reglementare și funcționarii se eschivează, invocând exclusiv „situația externă a burselor europene”.
Cu toate acestea, întrebarea cheie pe care mulți o pun astăzi, dar care este ocolită în birourile guvernamentale, sună altfel: a fost oare creșterea tarifelor inevitabilă? Prețurile de pe burse au crescut, dar de ce instituțiile responsabile nu s-au asigurat că există anumite rezerve de gaze la prețuri acceptabile, pentru a atenua șocul prețurilor?
Pentru a obține răspunsuri la aceste întrebări, trebuie să ne bazăm nu pe emoții, ci pe date și argumente concrete. Să încercăm să facem acest lucru.
Potențialul financiar al SA Energocom și posibilitățile de constituire a rezervelor
La începutul primăverii anului 2026, compania de stat SA Energocom dispunea de un volum record de lichidități și resurse de credit din întreaga sa istorie.
Conform datelor Agenției Proprietății Publice (APP), raportate de Logos Press, profitul net al Energocom pentru anul 2025 s-a ridicat la 430,6 milioane de lei, la o cifră de afaceri de 20,28 miliarde de lei. În buget au fost virați 198,3 milioane de lei sub formă de dividende, iar profitul nedistribuit al companiei s-a ridicat la aproximativ 232 milioane de lei (~12 milioane de euro).
În plus, compania dispunea de o linie de credit reînnoibilă (revolver) de la BERD în valoare de 300 de milioane de euro și de o linie de acreditive de 100 de milioane de euro (în total 400 de milioane de euro).
Luând în considerare fondurile circulante proprii și liniile de credit, capitalul operațional total al Energocom era estimat, în martie 2026, la 410–420 milioane de euro.
Și tocmai în primăvara anului 2026, când profitul a fost calculat, fondurile circulante pentru livrările din timpul iernii au fost încasate, iar linia de credit a BERD era la dispoziție, pe piață s-a creat o situație extrem de favorabilă pentru efectuarea de achiziții în avans.
Luna aprilie este, în mod tradițional, perioada în care prețurile sezoniere ating nivelul minim pe bursele europene (începutul sezonului de injectare în depozitele subterane). De asemenea, până la această dată, faza activă a conflictului din jurul Iranului s-a încheiat, ceea ce a atenuat tensiunile de pe piețele mondiale și a contribuit la scăderea prețurilor.
Situația de pe piețele regionale în această perioadă se prezenta după cum urmează:
|
Bursa / Regiune |
Tipul pieței | Prețul mediu în aprilie 2026 |
Preț estimat în USD pentru 1000 m³ |
|
Balkan Gas Hub (Bulgaria) |
Spot (Day-Ahead / Month-Ahead) | 34,27 EUR/MWh | ~365–375 USD |
|
BRM (România) |
Spot / Pe termen scurt | 35,00–37,00 EUR/MWh |
~370–395 USD |
| BRM East Power (Moldova) | Piață locală de echilibrare |
36,00–38,00 EUR/MWh |
~385–405 USD |
Calculele simple arată că, având o capitalizare de 400 de milioane de euro și un preț mediu de primăvară de 35 EUR/MWh (~375 USD / 1000 m³), Energocom ar fi putut fixa și achiziționa, la prețurile din aprilie, până la 1,06–1,1 miliarde de metri cubi de gaz.
Aceasta acoperă în totalitate necesarul anual al malului drept al Nistrului (aproximativ 800–900 milioane m³). Iar surplusul ar putea fi direcționat către Centrala Electrică din Moldova pentru producerea de energie electrică mai ieftină pe bază de contract de prelucrare.
Caracteristicile contractelor de gaze
În practica achizițiilor anticipate de gaze se utilizează în principal câteva tipuri de contracte.
Iată o analiză clară și succintă a acestora realizată de IA (în acest context, este relevantă):
Contractele forward (Forward / FW):
tranzacție bilaterală individuală „la termen” pe piața extrabursieră (OTC).
- Condiții principale: părțile convin direct asupra volumului, prețului și locului de livrare a gazului. Contractul este elaborat în funcție de nevoile specifice ale cumpărătorului. Livrarea gazului la sfârșitul perioadei contractuale este obligatorie.
- Avantaje: Se adaptează perfect la afaceri (se poate alege orice volum și orice punct de livrare a gazului); prețul este fix — nu există riscul unor fluctuații bruște ale prețului.
- Dezavantaje: Risc ridicat ca partenerul să intre în faliment și să întrerupă livrarea; contractul nu poate fi revândut sau anulat rapid.
Contractele futures:
Instrument financiar standardizat, tranzacționat strict pe bursă.
- Condiții principale: Toate condițiile (volumul lotului, calitatea gazului, termenele) sunt strict stabilite de bursă. Doar prețul este variabil. Necesită depunerea zilnică a unei garanții (marjă). De obicei, se închide înainte de livrare pentru a realiza un profit sau a înregistra o pierdere financiară.
- Avantaje: risc zero de fraudă (bursa garantează plățile); lichiditate extrem de ridicată — contractul poate fi cumpărat și vândut într-o secundă, în orice moment.
- Dezavantaje: Riscul „margin call-urilor” (dacă prețul evoluează în defavoarea dvs., bursa solicită depunerea urgentă de bani în cont, altfel va închide tranzacția în pierdere); limitele stricte impuse de bursă (nu se poate modifica volumul sau locul).
Contracte indexate / spot (Index-Linked / Spot)
Achiziționarea gazului „aici și acum” la prețurile curente de piață ale hub-urilor (de exemplu, DA sau WD pe TTF).
- Condiții principale: Gazul se cumpără la prețul stabilit de piață pentru ziua sau luna curentă (pe baza indicilor de preț publicați). Livrarea are loc imediat sau în următoarele zile.
- Avantaje: Cel mai corect preț de piață la momentul respectiv (nu se plătește în plus dacă piața scade); nu este necesar să vă asumați obligații pentru lunile următoare.
- Dezavantaje: lipsă totală de protecție împotriva șocurilor de preț; dacă iarna va izbucni o criză și prețurile vor crește de 5 ori, va trebui să cumpărați gaz la acest preț exorbitant.
Menționăm separat că IA nu numai că a prezentat aceste informații, dar a și indicat amabil, „din proprie inițiativă”, principalele diferențe dintre aceste contracte „într-o singură frază”:
- Cu un contract forward dormiți liniștiți (prețul este fixat), dar aveți încredere într-un partener concret.
- Cu un contract futures dormiți liniștiți (bursa vă protejează împotriva fraudei), dar trebuie să aveți mulți bani disponibili în caz de fluctuații ale prețului.
- Cu un indice profitați de avantajele pieței chiar acum, dar riscați să vă ruinați dacă prețurile cresc brusc.
Acum, având la îndemână aceste informații de bază, să ne gândim ce a împiedicat SA Energocom, în lunile martie-aprilie ale acestui an, când prețurile de pe piață erau destul de acceptabile și conturile dispuneau de fonduri suficiente, să-și facă stocuri de gaz în avans la aceste prețuri.
Restricții instituționale și riscuri financiare
Din opțiunile de contracte menționate, nu este greu de dedus că contractele futures nu sunt potrivite pentru un cumpărător de stat. Acestea sunt interesante pentru actorii de pe bursă.
Rămân contractele forward și cele indexate. Pe baza declarațiilor oficialilor și a practicii Energocom, observăm că prima variantă nu este utilizată deloc în Moldova. Toate contractele sunt indexate la prețul din momentul livrării.
Se pune o întrebare firească: de ce? Ce a împiedicat achiziționarea în aprilie la un preț de aproximativ 35 EUR/MWh (care, apropo, este mai mic decât cei 37 EUR/MWh prevăzuți în tarif sau, cel puțin, la același nivel)? Atunci nu ar mai fi fost nevoie să vorbim astăzi despre majorarea tarifelor. Sau, cel puțin, ajustarea necesară nu ar fi fost atât de semnificativă.
Trebuie să recunoaștem că Energocom se confruntă cu anumite restricții în ceea ce privește utilizarea contractelor forward cu preț fix. Acestea sunt legate în principal de creditul acordat de BERD.
Linia de credit de la BERD în valoare de 400 de milioane de euro este strict reglementată de normele băncii (EBRD Procurement Policies). Pentru a evita riscurile de corupție, creditorii solicită o stabilire transparentă a prețurilor, care se asigură cel mai bine prin indexarea la indicii bursieri publici ai UE la data livrării.
Dar aceasta este doar o fațetă a problemei. Așa cum am menționat deja, la sfârșitul perioadei trecute de toamnă-iarnă (tocmai în aprilie 2026), Energocom dispunea de fonduri proprii semnificative – profit și capital circulant.
Puțini ar îndrăzni să riște banii împrumutați de la instituțiile internaționale pe piețele speculative la termen (și, oricum, acest lucru nu este permis).
Cu toate acestea, compania ar fi putut foarte bine să utilizeze profitul net disponibil (232 de milioane de lei, la care se adaugă dividendele plătite la buget, de aproape 200 de milioane de lei) și fondurile proprii circulante, fără a ține cont de BERD. În acest caz, compania își asumă riscul comercial doar cu capitalul propriu.
Avantajul evident al unei astfel de decizii de a încheia contracte forward fixe este constituirea de stocuri pentru iarnă la un preț avantajos și posibilitatea de a nu majora tarifele pentru consumatorii finali. Și, ca bonus, evitarea tensiunilor politice și sociale în rândul populației.
Însă, în acest scenariu, Energocom ar fi trebuit să-și asume toate riscurile. Dacă prețul pe piețele regionale nu ar fi crescut, ci ar fi scăzut, acum ar fi fost ținta acelorași critici, dar cu un alt mesaj – de ce s-au gestionat fără pricepere banii „poporului” și s-a achiziționat gaz scump.
Așa cum stau lucrurile, furnizorul de stat raportează cu entuziasm că contractele de gaze sunt încheiate practic până la sfârșitul perioadei de toamnă-iarnă 2026-2027, iar Moldova nu va rămâne fără gaze.
Iar prețul… Ce preț? Toate riscurile vor fi transferate în facturile consumatorilor. Dacă prețul de pe piețe va crește cu încă 50% sau chiar 100%, se va putea din nou ridica din umeri și se va putea anunța cu tristețe: „Așa sunt legile pieței!”. Și se va cere din nou revizuirea tarifului, invocând caracterul inevitabil al unei astfel de măsuri.
Apropo, pe piețele internaționale există încă o opțiune de tranzacționare cu gaz – așa-numitul „instrument hibrid de acoperire a riscurilor”. Aceasta presupune achiziționarea unei opțiuni call (Call Options). Aceasta presupune că, plătind o primă mică (în jur de 15–20 de dolari pentru 1000 m³), cumpărătorul își poate „asigura” un plafon maxim al prețului (de exemplu, 400 de dolari). Dacă piața crește până la 560 de dolari, se activează dreptul de cumpărare la 400 de dolari. Dacă piața scade, opțiunea expiră, iar gazul se cumpără mai ieftin pe piața spot.
Scenarii posibile și minimizarea riscului
În cadrul acestei analize și al acestor calcule, nu am uitat, desigur, de logistică și de capacitățile de stocare. Și acestea costă bani. Conform diverselor estimări, livrarea gazului prin interconectori și conducte de tranzit adaugă la preț între 3 și 7 EUR/MWh (~35–75 $ la 1.000 m³), în funcție de diverși factori.
Dar chiar și ținând cont de aceste circumstanțe, se poate calcula cât ar fi putut economisi Moldova la achizițiile de gaz pe termen lung în aprilie, dacă ar fi riscat.
Cotațiile gazelor naturale la data de 19 august 2026 indică următoarele prețuri ale combustibilului pe bursele regionale:
– Bulgaria (BGH): aproximativ 52,64–52,80 EUR/MWh (~560–570 USD pe 1000 m³);
– România (BRM): în intervalul 51,50–53,00 EUR/MWh;
– Moldova (BRM East): nu există prețuri concrete, dar bursa urmează de obicei tendința regională, cu o majorare logistică.
Pe baza acestor date, se pot elabora câteva scenarii posibile pentru aprovizionarea cu gaze a Moldovei:
– scenariul A (achiziție pe piața spot în luna august): ~560 $ (bază) + 40 $ (logistică) = ~600 $.
– scenariul B (fixare de primăvară / contract la termen): ~375 $ (aprilie) + 45 $ (depozitare și transport) = ~420 $.
După cum se poate observa, economiile potențiale ar fi putut ajunge la ~180 USD la fiecare 1.000 m³. Dar cine ar fi știut că prețul pe bursă va crește?
De aici rezultă o concluzie ambiguă. Ar fi putut Moldova să-și facă stocuri de gaz ieftin în primăvară? Din punct de vedere tehnic, logistic și financiar — da. Capitalul propriu și profitul Energocom permiteau constituirea unei rezerve de siguranță la prețuri fixe sau asigurarea acesteia prin opțiuni.
Renunțarea la acoperirea riscului este legată de riscul politic: dacă prețul ar fi scăzut în toamnă sub nivelul celui din primăvară, conducerea companiei ar fi fost nevoită să se justifice în fața autorităților de supraveghere pentru „plata în plus”. Iar conducerea țării și a guvernului ar fi trebuit să explice cetățenilor „schemele” de achiziții.
Astfel, utilizarea exclusivă a contractelor cu indice variabil (TTF + marjă) permite traderului de stat să se exonereze complet de responsabilitatea pentru fluctuațiile pieței. Recalcularea la timp a tarifelor de către Agenția Națională de Reglementare în Energetică (ANRE) transferă automat orice fluctuații de preț de pe bursele europene direct către consumatorii finali.
Cine este, în această situație, ostaticul pieței, judecați singuri. La fel și în ce măsură planificarea strategică a Energocom și a ministerului care o supraveghează este bine structurată.
Abonați-vă la actualizările noastre
