Avem raportul pe 2025 al Energocom – componenta de furnizare gaze. Compania a publicat deja un „bilanț” al activității, pe care l-am citit cap-coadă, iar mai jos punem cifrele în context și completăm cu detalii pe care raportul le lasă în afara cadrului: cât a costat, cum s-a finanțat, ce spun regulatorul și auditorii publici și ce înseamnă, practic, tranziția către statutul de furnizor cu obligație de serviciu public.
În esență, 2025 a fost anul în care Energocom a trecut de la rolul de cumpărător angro și „airbag” pentru crize punctuale la postura de furnizor care trebuie să țină sistemul în picioare, zi de zi. Între mai și decembrie 2025, compania a cumpărat 8,33 milioane MWh de gaze, adică circa 782 milioane metri cubi, cu obiectivul declarat de a acoperi integral necesarul național pentru anul gazier 2025–2026 (1 octombrie 2025 – 30 septembrie 2026), inclusiv echilibrare, vârfuri de consum, obligația de stocare și stocul de securitate.
Cifra de 782 milioane m³ spune, singură, cât de „național” a devenit mandatul Energocom. Pentru comparație, în septembrie 2025 compania anunța că achiziționase deja 7.448.218 MWh (circa 700 milioane m³), adică 90,9% din volumul necesar pentru sezonul rece 2025–2026, prin 54 de runde de achiziții cu 13 companii, din mai multe jurisdicții europene.
Raportul de bilanț vorbește mult despre volume, logică operațională și diversificare, dar evită întrebarea pe care o pune orice CFO: „care a fost nota de plată?”. Ca reper, tot în septembrie Energocom indica un preț mediu prognozat de achiziție de circa 38,5 EUR/MWh (aproximativ 410 EUR/1000 m³), în condițiile în care multe contracte au preț indexat (de regulă, la TTF Front Month) și se fixează spre finalul lunii anterioare livrării. Dacă aplicăm acest reper celor 8,33 milioane MWh cumpărate în mai–decembrie, rezultă o valoare teoretică de circa 321 milioane euro doar pentru componenta de marfă, înainte de tarife de transport, costuri de echilibrare, garanții, stocare și costul finanțării. Raportul public nu publică suma efectiv plătită și nici un cost mediu realizat pe 2025, astfel că orice total rămâne, inevitabil, estimativ.
Un capitol separat, cu miză politică și socială, îl reprezintă grantul UE de 20 milioane euro, cheltuit integral în 1–10 februarie 2025 pentru circa 26,5 milioane m³ destinate regiunii transnistrene, la solicitarea Tiraspoltransgaz și în baza deciziilor Comisiei pentru Situații Excepționale. Europa Liberă notează un preț de achiziție de circa 600 EUR/1000 m³, peste care s-au adăugat taxe și costuri logistice și de transport, care în unele cazuri au urcat aproape de 25% din costul de achiziție. Matematica acestui grant explică de ce logistica contează: 20 milioane euro împărțit la 26,5 milioane m³ înseamnă un cost mediu „all-in” de aproximativ 755 EUR/1000 m³ pentru acel episod, chiar dacă prețul de bursă a fost mai mic.
Diversificarea furnizorilor, pe care bilanțul o menționează ca realizare, are o piesă de procedură relevantă: precalificarea organizată împreună cu BERD, care a extins lista de la 15 la 21 furnizori eligibili. Asta reduce riscul de „single counterparty”, dar nu elimină riscul de piață: dacă achizițiile rămân masiv indexate la TTF, volatilitatea se transmite în costuri, iar presiunea se mută către tarife, compensații sau marja furnizorului.
În 2025, marea schimbare de arhitectură a venit prin decizia ANRE: pe 4 august 2025, regulatorul a retras licența Moldovagaz pentru furnizarea gazelor și a revocat obligațiile de serviciu public ale companiei, înlocuite prin noul aranjament în care Energocom preia rolul de furnizor în regim de serviciu public, cu intrare în vigoare la 1 septembrie 2025. Practic, de la acea dată Energocom livrează gaze pentru peste 800 de mii de consumatori, iar pentru ca tranziția să nu blocheze facturarea, compania a semnat cu Moldovagaz un contract de 7 luni pentru servicii de facturare și deservire a consumatorilor finali, fără pași administrativi din partea clienților. Acest detaliu nu are aceeași greutate în bilanțul narativ, deși el spune cât de mult depinde „noul Energocom furnizare” de capacitățile vechiului ecosistem.
La capitolul „cifre pe care raportul nu le pune în față, dar regulatorul le publică”, merită urmărită metodologia de preț pentru furnizarea de ultimă opțiune. Pentru noiembrie 2025, ANRE a aprobat prețuri fără TVA de 9.179 lei/1000 m³ la ieșirea din transport și până la 14.117 lei/1000 m³ la consumatorii conectați la rețele de distribuție de joasă presiune. La cursul oficial BNM din 24 octombrie 2025 (1 EUR = 19,8290 MDL), asta înseamnă aproximativ 463–712 EUR/1000 m³, în funcție de nivelul de presiune și de componenta de distribuție inclusă. Tot ANRE descompune prețul și arată, de exemplu, o componentă de achiziție legată de TTF Front Month (6.764 lei/1000 m³) și un profit reglementat de 84 lei/1000 m³ (circa 4,2 EUR/1000 m³ la același curs).
Apropo de finanțare: bilanțul public despre gaze vorbește puțin despre „combustibilul” financiar din spatele achizițiilor. În raportările semestriale analizate de presa de specialitate, apare o facilitate BERD de până la 400 milioane euro (300 milioane împrumut revolving și până la 100 milioane facilitate SBLC), cu garanție de stat, construită tocmai pentru cumpărări de gaze și energie în sezonul 2025–2026. În același set de date, Energocom raportează pe semestrul I 2025 dobânzi plătite de circa 90,99 milioane lei și dividende achitate de circa 198,30 milioane lei. Convertite orientativ la cursul BNM din 29 decembrie 2025 (1 EUR = 19,7669 MDL), vorbim de aproximativ 4,6 milioane euro dobânzi și circa 10,0 milioane euro dividende. Aceste cifre nu descriu direct „costul gazului”, dar descriu realitatea corporativă a mandatului: securitatea energetică se plătește și cu capital, și cu dobândă.
În fine, partea pe care bilanțul corporativ nu o abordează, dar care revine recurent în spațiul public, ține de guvernanță și control. În 2025, Curtea de Conturi și presa au readus în discuție constatări de audit pentru perioada 2021–2023: integritatea incompletă a unor dosare de achiziții, riscuri legate de stocul de securitate evaluat la circa 541,4 milioane lei și pierderi în 2023 de 315,5 milioane lei, asociate cu vânzarea la prețuri nereglementate sub cost. Nu sunt evenimente „din anul gazier 2025–2026”, dar sunt contextul care explică de ce transparența pe costuri, trasabilitate și managementul riscului devine obligatorie, nu opțională, odată ce Energocom joacă rolul de furnizor sistemic.
Și încă o nuanță importantă, unde comunicarea publică riscă să amestece prezentul cu viitorul: contractul pe 3 ani cu OMV Petrom, legat de Neptun Deep, este într-adevăr un pas strategic, dar livrările sunt legate de momentul în care proiectul devine operațional, estimat după 2027. Cu alte cuvinte, în bilanțul pe 2025 vorbim despre un acord de viitor care întărește opțiunile Republicii Moldova, nu despre gaze care au intrat deja în sistem.
Dacă tragem linie, 2025 arată ca un an de „industrializare” a Energocom pe gaze: volum mare cumpărat din timp, diversificare de contrapartide, rol reglementat de furnizor, mecanisme de preț transparente la ANRE și o schemă de finanțare care mută compania într-o ligă bancară diferită. Ce lipsește din bilanțul public și merită cerut în 2026 este un tablou complet de costuri pe MWh, structură de risc (cât indexat, cât fix), costul finanțării pe achiziții și o trasabilitate publică suficientă ca să închidă discuția despre „cine a cumpărat, când și la ce preț”, fără a invoca excepții.
