Deși România a devenit în 2024 cel mai mare producător de gaze naturale din Uniunea Europeană (aproximativ 360.000 terajouli/an, depășind Olanda și Germania, conform Eurostat), iarna 2025-2026 a scos în evidență o vulnerabilitate clară: în zilele cu ger extrem, țara importă volume semnificative de gaze pentru a acoperi vârfurile de consum, iar prețurile europene mai mari se resimt indirect în facturi.

Cum e posibil să producem cel mai mult din UE și totuși să importăm?

Producția internă acoperă majoritatea consumului anual (România este aproape autosuficientă sau chiar net exportatoare pe ansamblu), dar sistemul are limite tehnice și sezoniere majore:

• Producția zilnică rămâne stabilă (~23-26 milioane mc/zi) – nu poate crește brusc când cererea explodează;
• Consumul în ger extrem sare la 53-58 milioane mc/zi (ex. 2 februarie 2026: 53,7 milioane mc/zi, cel mai mare din sezonul rece);
• Depozitele subterane sunt pline toamna (95-100%), dar capacitatea maximă de extracție simultană este limitată tehnic (~26 milioane mc/zi) – nu poți goli totul odată fără să scadă presiunea în sistem;
• Infrastructura veche (proiectată acum 50-60 de ani pe baza importurilor tradiționale) și rolul de hub de tranzit regional (spre Moldova, Ucraina, uneori Ungaria) consumă capacități suplimentare.

Rezultat: în vârf de consum, importurile cresc semnificativ. Pe 2 februarie 2026, importurile brute au fost de 14,5 milioane mc/zi, din care aproximativ 8,7 milioane mc tranzitate (5,7 milioane mc spre Moldova și 3 milioane mc spre Ucraina), deci import net pentru consum intern ~5,8 milioane mc/zi (~11% din consumul net). În ianuarie 2026, importurile brute au ajuns la ~0,15 miliarde mc (creștere de sute de procente față de ianuarie 2025), acoperind până la ~15-20% din necesarul net în zilele cu ger.

De ce este paradoxal să fim cel mai mare producător, dar totuși importăm?

Paradoxul este unul structural și tehnic, nu de resurse absolute: România produce anual mult mai mult decât consumă (~9-10 miliarde mc/an vs. consum ~9-10 miliarde mc), dar sistemul nu este suficient de flexibil pentru vârfurile sezoniere extreme. Producția onshore este constantă, depozitele au debit limitat de extracție simultană (~26 milioane mc/zi maxim tehnic, care scade pe măsură ce se golesc), iar infrastructura nu permite creșteri rapide ale livrărilor interne. În ger, cererea crește brusc (încălzire masivă), iar singura soluție rapidă devine importul spot prin interconectoare (din Bulgaria, Ungaria etc.), chiar dacă prețul european (TTF) este mai mare decât gazul românesc intern. Asta creează un cerc vicios: producem mult anual, dar nu putem livra suficient de repede în vârf iarna – deci importăm temporar, plătim mai scump și transferăm costul în mixul consumatorilor.

Cel mai absurd aspect: importăm temporar din Ungaria, care produce de 10-20 ori mai puțin decât noi (~0,4-1 miliard mc/an). Explicația: Ungaria are depozite subterane mari și foarte flexibile (extragere rapidă din stocuri strategice). România, deși produce mult mai mult, are depozite cu debit limitat tehnic. În ger extrem, fluxul prin interconectorul bidirectional Arad-Szeged s-a inversat temporar: Ungaria a exportat din depozite către noi (volume mici, dar cruciale). Nu e despre producția curentă a Ungariei, ci despre flexibilitatea depozitelor lor vs. rigiditatea sistemului nostru. Fluxul a revenit rapid la normal odată cu încălzirea.

Cum funcționează schema de vânzare-cumpărare (piața 2025-2026)?

Piața este parțial liberalizată, cu plafonare pentru casnici până la 31 martie 2026 (prelungită tranzitoriu până în martie 2027 prin preț administrat):

• Producătorii interni vând gazul prin contracte bilaterale, piețe centralizate (OPCOM, BRM) sau direct furnizorilor.
• Furnizorii casnici mixează: gaz românesc ieftin (plafonat ~0,31 lei/kWh cu TVA), gaz din depozite și gaz importat spot la prețuri europene TTF (20-83% mai scumpe în vârf).
• În cerere maximă, importurile oferă singura flexibilitate rapidă. Gazul intern/depozite nu poate crește instant.
• Rezultat: mixul scump crește prețul mediu efectiv → facturile au urcat cu până la 30% în ianuarie 2026 (din consum mai mare + preț mediu ridicat), chiar sub plafon.

Cine poartă vina pentru lipsa de flexibilitate a depozitelor?

Paradoxul persistă din cauza investițiilor insuficiente și a unor decizii istorice și actuale. Responsabilitatea este distribuită:

• Depogaz (100% Romgaz) – operatorul depozitelor – are vina tehnică directă: depozitele sunt vechi (ani ’70-’90), fără upgrade masiv în debit de extracție simultană. Investiții lente în modernizare/comprimare/sonde noi.
• Romgaz – acționar majoritar și producător principal – a prioritizat dividende și producție onshore în detrimentul depozitelor flexibile.
• Statul român / Ministerul Energiei / Guvern – vina politică și reglementară: lipsă strategie coerentă pe termen lung, plafonări prețuri (2022-2026) care descurajează investiții private, prioritate tranzit regional vs. consum intern.
• Furnizori privați (Engie, E.ON etc.) – parțial vinovați: au extras preferențial din depozite centrale în 2025, dezechilibrând sistemul și reducând debit în 2026.

Până la Neptun Deep (prima producție 2027, +8 miliarde mc/an), România rămâne prinsă în acest paradox: produce lider UE anual, dar iarna – când contează cel mai mult – devine dependentă de importuri scumpe din cauza lipsei de flexibilitate tehnică. Asta înseamnă costuri suplimentare transferate consumatorilor, în timp ce țara ar putea fi exportator net consistent.