Timp de doi ani, aproape fiecare prognoză de preț al energiei din spatele unei tranzacții europene cu regenerabile a purtat aceeași presupunere tăcută: un val de gaz natural lichefiat (LNG) nou urma să apară, avea să sosească în jurul anilor 2027 și 2028 și avea să tragă în jos prețurile gazului și, prin urmare, ale energiei electrice. Offtakerii (cumpărătorii de energie) l-au inclus în prețuri. Dezvoltatorii s-au îngrijorat din cauza lui. Comitetele de credit l-au testat în scenarii de stres.
Acest val tocmai s-a deplasat. Mega-extinderea Qatarului, cea mai mare componentă de ofertă nouă de gaz a acestui deceniu, a întârziat, iar partea finală a ei ajunge acum dincolo de 2030. Dacă modelați un prag de preț (floor) de PPA sau un merchant tail pentru un activ solar sau eolian din România anul acesta, scenariul de prețuri din spatele foii dvs. de calcul nu mai este cel pe care îl foloseați în 2025. Iată ce s-a schimbat și de ce consolidează argumentul pentru a fi expus tocmai pe producția din România.
Ce s-a întâmplat de fapt cu valul
Qatarul este pilonul poveștii globale a ofertei. Țara a exportat aproximativ 77 de milioane de tone de LNG în 2025, circa o cincime din întreaga ofertă transportată pe mare, iar extinderea câmpului North Field urma să ridice această cifră la 142 de milioane de tone pe an până în 2030. Acel singur program, North Field East, South și West la un loc, este cea mai importantă adăugare de ofertă pe piața gazelor pentru restul deceniului.
Acum este în întârziere din două motive.
Mai întâi, partea de inginerie. Chiar înainte de orice context geopolitic, QatarEnergy a amânat startul North Field East din al treilea trimestru al lui 2026 în al patrulea, surse din interior semnalând o alunecare spre 2027. Mega-proiectele alunecă de regulă pe măsură ce se apropie punerea în funcțiune.
Apoi războiul. În martie 2026, loviturile iraniene asupra Ras Laffan, întregul complex de LNG al Qatarului, au provocat pagube extinse și au scos din funcțiune două trenuri de lichefiere, circa 12,8 milioane de tone pe an, sau 17 la sută din producția națională. Exporturile Qatarului s-au prăbușit de la un ritm constant de 5,6 până la 7,8 milioane de tone pe lună la 0,47 milioane în martie și 0,23 milioane în aprilie. QatarEnergy a estimat pierderea de venituri la aproape 20 de miliarde de dolari pe an până la finalizarea reparațiilor, iar analiștii au spus că extinderea în sine va fi întârziată cu mai mult de un an, pe măsură ce forța de muncă și materialele au fost direcționate spre reparații. A treia fază, North Field West, a alunecat acum oficial spre o primă livrare la sfârșitul lui 2031.
Adunați volumele. Extinderea urma să adauge 65 de milioane de tone pe an, echivalentul în gaze de aproximativ 90 de miliarde de metri cubi. Adăugați trenurile aflate în prezent oprite, încă 17 miliarde de metri cubi de capacitate anuală, plus ritmul mai lent de ramp-up al tuturor proiectelor din spate, iar oferta pe care piața o luase în calcul pentru a doua jumătate a deceniului ajunge acum la mult peste 100 de miliarde de metri cubi pe an care sosesc cu întârziere sau deloc. Să-i spunem 120 de miliarde de metri cubi de gaz pe care echilibrul dintre 2027 și 2030 se baza și pe care nu îi va vedea conform calendarului vechi. Un director de rang înalt de la Uniper a formulat clar orizontul practic: repercusiunile sunt așteptate să persiste până cel puțin în 2030.
De ce aceasta este o poveste despre prețul energiei, nu despre prețul gazului
Iată partea care contează pentru oricine semnează contracte de vânzare a energiei. Întrebarea relevantă nu este cât costă gazul. Este cât costă energia electrică, pentru că aceasta este cea în raport cu care se decontează un PPA și cea pe care o câștigă un merchant tail.
În Europa, gazul este combustibilul marginal. În majoritatea orelor, o centrală pe gaz stabilește prețul angro, așa că curba gazului și curba energiei se mișcă împreună. România este cuplată în această piață europeană, iar prețurile sale day-ahead sunt modelate de aceeași logică a prețului marginal stabilit de gaz, de hidrologie și de fluxurile transfrontaliere ca la vecinii săi. Așadar, când curba gazului urcă și rămâne sus, urcă și curba prețului energiei din România.
Iar curba s-a deplasat. TTF, reperul european, se afla aproape de 27 de euro pe megawatt-oră la sfârșitul lui 2025, a urcat brusc peste 70 în timpul perturbării din martie și s-a stabilizat în jurul valorii de 40 în această vară, pe măsură ce fluxurile se normalizează parțial. Perspectiva forward este adevărata poveste. Goldman Sachs își menține estimarea pentru TTF în a doua jumătate a lui 2026 aproape de 41 de euro și media pe 2027 aproape de 30, cu riscuri înclinate în sus și cu calendarul normalizării LNG împins mai departe. Scenariul de risc al Comisiei Europene plasează gazul european aproape de 80 de euro la finalul lui 2026, scăzând doar treptat pe parcursul lui 2027, pe măsură ce oferta nord-americană crește. Scenariul de prețuri curat și deflaționist al unui surplus până în 2028, care plafona discret ofertele de PPA acum un an, și-a pierdut ancora pe termen scurt.
Cele două cifre pe care le modelează de fapt offtakerii și dezvoltatorii
Reduceți un caz de investiție în regenerabile la esență și cea mai mare parte a argumentului se află în două locuri: prețul PPA, adesea cu un prag (floor), și merchant tail-ul, anii de venituri de după încheierea contractului, când activul vinde pe piața liberă. Întârzierea Qatarului le mișcă pe ambele.
Merchant tail-ul devine mai valoros. O parte importantă din valoarea actualizată netă (VAN) a unui proiect se află în acei ani necontractați, iar ei sunt actualizați în raport cu o curbă forward a prețului energiei. Împingeți relaxarea ofertei de gaz din 2027 și 2028 spre 2030 și mai departe, iar secțiunea de la mijlocul deceniului a acelei curbe, exact partea la care merchant tail-ul este expus mai întâi, se află mai sus decât presupunea modelul de anul trecut. Cozile care păreau subțiri pe un scenariu cu surplus rapid arată semnificativ mai bine pe un scenariu cu surplus întârziat.
Pragul de preț al PPA se întărește. Disponibilitatea unui producător de a semna un preț fix scăzut depinde de alternativa sa merchant. Dacă a rămâne pe piața merchant arată acum mai bine pentru mai mult timp, pragul pe care un dezvoltator îl va accepta crește, iar reducerea pe care un cumpărător o poate obține se micșorează. Aceeași logică funcționează în sens invers pentru offtakeri, și exact acesta este punctul: costul de oportunitate al rămânerii neacoperite (unhedged), sau al așteptării ca prețurile să scadă, tocmai a crescut, pentru că evenimentul care trebuia să le facă să scadă a fost împins cu ani mai departe. Pentru un cumpărător, fixarea unui preț acum este o acoperire (hedge) împotriva unui deceniu mai tensionat, nu un pariu împotriva unui colaps iminent.
Pentru context cu privire la nivelul real al acestor cifre, PPA-urile corporative din România s-au tranzacționat aproximativ între 65 și 85 de euro pe megawatt-oră, în timp ce prețurile day-ahead din prima parte a lui 2026 au oscilat între circa 55 și 140 de euro și au avut o medie apropiată de 110 pe parcursul lui 2025. Prețurile de exercitare (strike price) ale CfD pentru solarul nou au coborât până în zona de mijloc a intervalului de 30. Acel spread, dintre costuri de producție sub 40 și prețuri de piață legate de gaz, mult peste acestea, este întreaga oportunitate comercială, iar un deceniu cu gaz mai tensionat îl lărgește și îl susține.
De ce România este locul potrivit pentru a deține această poziție
Teza nu este doar că energia europeană rămâne fermă. Este că România este construită neobișnuit de bine pentru a transforma acest lucru în valoare contractată și merchant în același timp.
Începeți cu spread-ul. Solarul și eolianul din România sunt printre cele mai ieftine de construit din Europa, cu CfD pentru solar adjudecat în zona de mijloc a intervalului de 30 până la începutul intervalului de 40 și costuri de operare sub 20 de euro pe megawatt-oră, însă vând pe o piață al cărei preț este stabilit la nivel marginal de gazul importat scump. Producție ieftină, preț stabilit de gaz. Întârzierea Qatarului nu îngustează acest decalaj. Îl protejează.
Apoi piața în sine. România este cea mai lichidă piață de PPA corporative din Europa de Sud-Est, cu o penetrare puternică a eolianului, interconexiuni solide și un set de instrumente în curs de maturizare. Tranzacțiile nu mai sunt simple. Contractele structurate (shaped), PPA-urile virtuale (VPPA), configurațiile hibride solar-plus-eolian și structurile susținute de stocare devin standard, cu offtakeri solvabili precum OMV Petrom și un val de producători din industria auto care semnează volume pe mai mulți ani, și cu BERD și IFC în spatele finanțării. Pachetul solar al DTEK cu OMV Petrom și VPPA-ul eolian al Rezolv cu Etem Gestamp, de 461 de megawați, arată că piața poate absorbi deja contracte mari și structurate.
Apoi volatilitatea. România are cel mai mare spread zilnic de preț din UE, aproape de 168 de euro pe megawatt-oră anul trecut. O piață de gaz mai tensionată nu calmează acest lucru, ci îl amplifică, și exact acesta este spread-ul pe care îl monetizează bateriile de sine stătătoare și cele co-amplasate. Stocarea transformă aceeași volatilitate care amenință solarul neacoperit într-o linie de venit.
Și apoi asimetria pe care aproape nimeni altcineva din regiune nu o are. România este pe cale să devină un exportator net de gaze. Câmpul Neptun Deep din Marea Neagră, cu prima producție așteptată în 2027, va dubla aproape producția națională și va face din România cel mai mare producător de gaze din Uniunea Europeană. Așadar, în timp ce restul continentului importă tensiunea pe care o creează un val qatarez întârziat, România își furnizează tot mai mult propriul gaz și încasează, în plus, prețul energiei legat de gaz. Expunere mai mică la șoc, participare deplină la creștere. Aceasta este o poziție rară din care să semnezi PPA-uri.
Contraargumentul onest
Obiectivitatea cere și cealaltă parte. Surplusul este întârziat, nu anulat. Statele Unite construiesc în continuare cel mai mare val de LNG din istoria lor, cu peste 90 de miliarde de metri cubi pe an de capacitate nouă aprobată în 2025 și cu o cotă de piață globală care urcă de la un sfert la o treime până în 2030. Goldman menține în continuare o viziune bearish pentru TTF în 2028-2029, în zona de 16 până la 19 euro pe megawatt-oră. Fereastra de tip „mai sus pentru mai mult timp” (higher-for-longer) este mijlocul deceniului, nu pentru totdeauna, iar merchant tail-urile care se întind adânc în anii 2030 ar trebui modelate în continuare în raport cu o curbă mai blândă.
Și România are propriile fricțiuni. Mecanismul de plafonare a prețului energiei, contestat de Comisia Europeană, descurajează unii cumpărători să încheie contracte. România nu este încă membră a AIB, așa că garanțiile de origine (GO) nu sunt transferabile liber peste granițe, ceea ce subțiază bazinul de cumpărători corporativi până la aderare, vizată pentru începutul lui 2027. Racordarea la rețea și curtailment-ul (limitarea producției) rămân cel mai mare risc de execuție, costurile de echilibrare sunt reale, iar canibalizarea solarului la prânz este o frână reală asupra prețului de captură nestructurat. Nimic din toate acestea nu este fatal, dar este motivul pentru care există praguri (floors), structurare (shaping) și stocare.
Citirea disciplinată este îngustă și utilă. Relaxarea pe care toată lumea o modela pentru 2027 și 2028 este acum un eveniment de după 2030. Aceasta ridică pragurile de PPA și merchant tail-urile de la mijlocul deceniului pentru contractele semnate anul acesta și crește costul așteptării. Nu justifică însă subscrierea unor prețuri ridicate la nesfârșit.
Perspectiva Momentum Energy
Credem că piața a petrecut doi ani stabilind prețul contractelor românești în raport cu un surplus care tocmai a fost amânat, iar contractele care se semnează anul acesta sunt cele care beneficiază.
Dacă sunteți offtaker, calculul s-a schimbat într-un mod specific. Scenariul negativ pe care îl așteptați implicit, un colaps al prețurilor în 2027 sau 2028 condus de oferta qatareză și americană, s-a mutat cu ani mai departe, în timp ce riscul de creștere pentru gaz s-a mărit. Un PPA la nivelurile actuale din România nu mai este un pariu că prețurile rămân ridicate. Este o asigurare împotriva unui deceniu care arată acum mai tensionat decât presupunea consensul acum douăsprezece luni, cumpărată de la cea mai ieftină bază de producție din regiune.
Dacă sunteți dezvoltator, întârzierea vă re-evaluează discret activul. Mențineți-vă mai ferm pe praguri, pentru că alternativa dvs. merchant este mai puternică decât spunea modelul de anul trecut. Evaluați merchant tail-ul în raport cu noua curbă de la mijlocul deceniului, nu cu cea veche, a surplusului rapid. Cuplați producția cu stocarea pentru a recolta spread-urile pe care o piață de gaz tensionată le lărgește. Și amintiți-vă plasa de siguranță structurală care face România diferită: un prag CfD dacă vreți certitudine, o piață de PPA lichidă dacă vreți bancabilitate și o bază internă de gaz care izolează țara de chiar șocul ce ridică prețurile energiei pentru toți ceilalți.
Valul tot vine. Doar că vine mai târziu, iar România este piața cea mai bine poziționată din regiune pentru a vinde energie în anii dinaintea sosirii lui. Pentru fiecare PPA semnat aici anul acesta, această întârziere nu este o notă de subsol. Este pragul de sub preț.
