Plafonul reinventat — de ce factura de gaz n-a crescut, cine plătește de fapt protecția și ce se decide la 1 aprilie 2027

În septembrie 2026, un consumator casnic din România plătește pentru gaz cel mult 0,31 lei pe kilowatt-oră — plafonul neschimbat din aprilie 2022 — deși prețul angro european e de două ori și jumătate peste nivelul dinaintea crizei din februarie.

Miza nu e factura de azi, ci scadența de la 1 aprilie 2027, când expiră schema care ține prețul pe loc. Între aceste două date se joacă totul: un război care a închis Strâmtoarea Ormuz și a aruncat în aer bursele europene, un mecanism administrativ care mută costul protecției pe producători și primul gaz din Neptun Deep, promis pentru 2027.

Teza verificabilă a acestei analize: prețul casnic al gazului a devenit o constantă administrată — creșterea reală, o triplare, s-a consumat în iarna 2021–2022, iar de atunci fiecare „expirare” a plafonării a fost înlocuită cu o nouă schemă. Foarte probabil iarna 2026–2027 trece fără șoc pe factură; testul real e primăvara, când guvernul alege între prelungire, liberalizare amortizată de gazul Mării Negre și un șoc ca la electricitate în iulie 2025.

Cât s-a scumpit de fapt gazul: o triplare în 2021–2022, apoi patru ani de îngheț

Istoria prețului casnic are trepte, nu o pantă. La începutul lui 2021, la câteva luni după liberalizarea din 1 iulie 2020, un casnic plătea în jur de 92–106 lei pe megawatt-oră, adică 0,092–0,106 lei pe kilowatt-oră, potrivit Asociației Energia Inteligentă. Toamna lui 2021 a rupt piața: ofertele au sărit spre 420 lei/MWh, iar statul a intervenit cu OUG 118/2021 — preț final plafonat la 0,37 lei/kWh cu TVA. Din 1 aprilie 2022, OUG 27/2022 a coborât tavanul la 0,31 lei/kWh — nivel neschimbat de atunci.

Creșterea totală față de perioada de dinaintea crizei este deci de aproximativ trei ori, absorbită integral în iarna 2021–2022. Din aprilie 2022 până în septembrie 2026, prețul plătit efectiv de un casnic care nu și-a schimbat furnizorul a crescut cu aproximativ zero.

Expirarea plafonării, la 31 martie 2026, nu a adus liberalizarea pe care o pregătea piața. Furnizorii își notificaseră clienții cu prețuri de 0,32–0,41 lei/kWh: PPC cu 0,39 lei/kWh, un plus de 26%, E.ON cu 0,3384, potrivit Mediafax și Profit.ro. Guvernul a răspuns cu OUG 12/2026, publicată în Monitorul Oficial pe 9 martie: notificările de preț peste 0,31 lei/kWh au fost anulate explicit, iar pentru 1 aprilie 2026 — 31 martie 2027 s-a instituit schema descrisă mai jos.

Contrastul cu electricitatea explică decizia. Acolo, plafonul de 0,80 lei/kWh a expirat la 1 iulie 2025 și statul a lăsat șocul să treacă: oferte de 1,04–1,66 lei/kWh și facturi dublate la consumatorii mici, potrivit Europei Libere. La gaze — cu iarna, restanțele către furnizori și costul politic în față — guvernul a ales controlul.

Două confuzii de curățat din start. TVA-ul a urcat de la 19% la 21% la 1 august 2025, nu în 2026; cum plafonul gazului e „preț final cu TVA inclus”, majorarea nu s-a văzut în factura casnică de gaz, spre deosebire de electricitate, potrivit Europei Libere. Iar știrile din septembrie 2026 despre „scumpirea gazelor cu circa 41%, la 20,30 lei pe metru cub” se referă la Republica Moldova, nu la România — unde un metru cub costă în jur de 3,1–3,5 lei cu TVA.

Mecanismul facturii: minimul dintre contract și referință, plătit de producători

OUG 12/2026 nu conține nicăieri cifra „0,31 lei/kWh” — plafonul e rezultatul comunicat politic al sumei componentelor. Textul ordonanței definește prețul facturat casnicilor ca valoarea cea mai mică dintre prețul din contract și un preț de referință calculat lunar: componenta de achiziție, plus componenta de furnizare — plafonată la 15 lei/MWh —, plus tarifele reglementate de transport și distribuție, plus accizele aplicabile și TVA. Pentru casnici, acciza aplicabilă e zero — Codul fiscal îi scutește; accizele de 4,72 și 8,86 lei/MWh privesc doar consumul non-casnic.

Inima mecanismului e componenta de achiziție: un cost mediu ponderat calculat lunar, în care intră gazul pe care toți producătorii — inclusiv, de anul viitor, cel din Neptun Deep — sunt obligați să-l vândă pentru consumul casnic la 110 lei/MWh, gazul cumpărat la preț concurențial pentru cantitățile neacoperite și costurile de rezervare de capacitate și înmagazinare. Prețul de 110 lei/MWh poate fi modificat prin hotărâre de guvern „în funcție de evoluțiile pieței” — supapa de presiune a schemei, nefolosită până acum.

Pe componente, o factură-tip din zona Distrigaz Sud — în total în jur de 0,25 lei/kWh, dacă achiziția s-ar face integral la prețul reglementat — se împarte cam așa: achiziția gazului 43–47%, distribuția în jur de 25% — tariful Distrigaz Sud e 64,12 lei/MWh de la 1 iulie 2026, după o reducere medie națională de 7,1% aprobată de ANRE —, TVA-ul circa 17%, furnizarea și transportul câte aproximativ 6%. Rotunjit: jumătate din factură e gazul, o treime sunt rețelele, iar statul ia prin TVA cam o șesime.

Diferența de arhitectură față de vechea plafonare e esențială: nu mai există compensare de la buget. Producătorii vând la 110 lei/MWh un gaz care pe Bursa Română de Mărfuri a ajuns la 360–410 lei/MWh — o subvenție implicită de circa 250 lei/MWh pe fiecare unitate reglementată, potrivit datelor Profit.ro. Reacția lor a fost predictibilă: gazul oferit la preț reglementat a scăzut de la 52 TWh în 2025 la circa 32 TWh în 2026, iar fiecare megawatt-oră cumpărat la preț de piață în locul celui reglementat urcă media lunară a achiziției.

Vechea schemă a lăsat și o factură neplătită: furnizorii au depus cereri de decontare de circa 9,5 miliarde de lei, cu restanțe reale estimate de federația ACUE la aproximativ 6 miliarde, în timp ce bugetul pe 2026 alocă 3,75 miliarde — „acoperă doar jumătate”, potrivit Economedia. Acest pasiv explică designul noii scheme: fără niciun leu de la buget. Ordonanța mai impune și stocuri de minimum 90% din capacitatea de înmagazinare până la 31 octombrie 2026, cu jalon intermediar de 84% la 1 septembrie; la 10 septembrie, stocurile erau la 74% — sub jalon, de unde și cumpărările record de pe bursă. Amenzile pentru încălcarea schemei: 1–5% din cifra de afaceri.

Comparatorul, pe 27 septembrie: 1.414 oferte, între 0,2269 și 0,3776 lei/kWh

Comparatorul oficial e POSF — platforma online de schimbare a furnizorului, administrată de ANRE la posf.ro. La 27 septembrie 2026, platforma lista 1.414 oferte active de gaz pentru casnici, de la 24 de furnizori licențiați, cu extreme la 0,2269 lei/kWh — Nova Power & Gas, preț fix 22 de luni — și 0,3776 lei/kWh la PPC, un ecart de 66%, potrivit centralizării CondoFlow pe datele POSF. Ierarhia e contraintuitivă: cei mai ieftini sunt jucătorii mijlocii — Nova, MVM la 0,2284–0,2688, Gaz Est, Premier Energy — iar marii furnizori stau spre vârf: E.ON la 0,2997–0,3531, Electrica la 0,3089–0,3493, OMV Petrom la 0,2803–0,3207.

Piața are însă două etaje: prețul de listă și prețul plătit. Clientul Engie notificat pe 24 septembrie cu 0,34 lei/kWh pentru iarna 1 noiembrie 2026 — 31 martie 2027, potrivit Economica.net, nu va plăti acest preț: mecanismul minimului îi taie automat factura la referința lunară a zonei — cel mult plafonul comunicat de 0,31 lei/kWh, iar pe formula ordonanței, în jur de 0,25 în zona Distrigaz Sud. Președintele ANRE, George Niculescu, a numit „neserioase” ofertele de 0,41–0,42 lei/kWh trimise unor clienți la începutul anului, potrivit Bursa.ro.

Comparatorul are limite documentate: unii furnizori publică oferte pe convenții de consum umflate, care distorsionează costul anual afișat, platforma a avut episoade de indisponibilitate, iar uzabilitatea e suficient de greoaie încât deasupra ei s-a născut un mic ecosistem de agregatoare private. Aceleași oferte apar cu cifre diferite de la un agregator la altul, exact din cauza convențiilor de consum. Regula practică: se compară prețul final pe kilowatt-oră, cu tot cu tarifele reglementate — nu costul anual estimat de furnizor.

Pârghiile consumatorului: schimbarea gratuită, reînnoirile tacite și ajutorul de încălzire

Prima pârghie e schimbarea furnizorului: gratuită, fără penalități, în cel mult 21 de zile, inițiabilă online prin POSF, potrivit ghidurilor de piață — iar ANRE o promovează explicit ca „soluția pentru un preț corect”. Paradoxul momentului: cât timp ține OUG 12/2026, costul inerției e mic, pentru că statul taie oricum factura la referință. Fereastra care contează e înainte de 31 martie 2027 — cine rămâne atunci pe un contract scump îl va plăti integral. Istoric, românii nu schimbă furnizorul de gaz: circa 2,6% o făcuseră până la finalul lui 2017; la electricitate, în schimb, 2025 a adus sute de mii de schimbări — dovadă că se poate.

A doua pârghie e refuzul reînnoirilor tacite — capcana principală a pieței. Furnizorul trimite o „ofertă de reînnoire” cu preț mai mare, care se activează dacă clientul tace până la o dată scrisă mărunt; Engie a trimis astfel de scrisori în februarie 2026, cu preț urcat de la 0,28 spre 0,31 lei/kWh, potrivit Profit.ro. A treia: ajutorul de încălzire din Legea 226/2021 — pentru sezonul 1 noiembrie 2026 — 31 martie 2027, la venituri nete de cel mult 1.386 lei pe membru de familie sau 2.053 lei pentru persoana singură, cu o valoare de referință de 250 lei pe lună la gaze; cererea se depune la primărie, ideal până pe 15 octombrie, potrivit DCBusiness.

Restul arsenalului: reclamația la ANPC — care aplică pentru casnici amenzile de 1–5% din cifra de afaceri prevăzute de ordonanță — și, pe termen lung, ieșirea din gaz: programul Casa Verde finanțează pompe de căldură cu până la 20.000 de lei, condiționat de panouri fotovoltaice existente, potrivit money.ro. E singura pârghie care scoate definitiv o gospodărie de sub prețul gazului.

Cine câștigă pe lanț — și contra-ipoteza intermediarilor

Lanțul valoric e scurt și concentrat. Producția e un duopol: Romgaz — 4,95 miliarde de metri cubi în 2025, peste 80% vânduți la preț reglementat — și OMV Petrom. Transportul e monopolul Transgaz, cu venit reglementat de 2,735 miliarde de lei pentru 2026–2027. Distribuția o duc în proporție de circa 90% Distrigaz Sud Rețele, parte din grupul Engie, și Delgaz Grid, parte din E.ON. Furnizarea către casnici e un cvasiduopol E.ON–Engie — primul revendică circa 48% din segmentul casnic pe număr de clienți, al doilea servește 2,15 milioane de clienți casnici — cu PPC pe locul trei; din peste 80 de furnizori licențiați, doar vreo 20–24 mai fac oferte populației, potrivit Gândul.

Bilanțul pe 2025 așază câștigătorii fără ambiguitate. Romgaz a raportat un profit net de 3,35 miliarde de lei, un record și cel mai mare din energia românească — obținut cu peste 80% din gaz vândut la preț reglementat, dovadă că extracția internă costă mult sub 110 lei/MWh, potrivit Economica.net. OMV Petrom a câștigat 3,06 miliarde.

Pe furnizare: Engie România 819 milioane de lei, E.ON 286 de milioane — un plus de 149% —, iar grupul Premier Energy 103 milioane de euro, un salt de 327%, potrivit datelor de bilanț. Ordinea câștigurilor pe lanțul casnic: producători, apoi rețele, apoi furnizori — a căror marjă explicită pe casnic e plafonată la 15 lei/MWh, adică vreo 6% din factură; profiturile lor mari vin din non-casnic, electricitate și trading.

Contra-ipoteza care merită testată e narativa populară a „băieților deștepți” — intermediari care ar umfla prețul între producător și consumator. Verificarea găsește altceva. Nicio investigație a Consiliului Concurenței pe lanțurile de tranzacționare la gaze nu a fost identificată pentru 2024–2026, iar poziția publică a instituției e inversă narativei: vicepreședintele Dan Pascu declara în februarie 2026 că se aștepta ca prețurile „să fie reliberalizate”, că nu a găsit „pericol iminent de explozie a prețurilor” și că reglementarea „atrofiază concurența”, potrivit Profit.ro. Critica documentată vine din altă parte: Asociația Energia Inteligentă susține că tocmai schema de plafonare cu compensare a creat arbitrajul pentru intermediari, potrivit Economica.net.

Traderii vizibili în rapoartele de monitorizare angro — Tinmar Energy, WIEE România, MET Romania Energy, Nova Power & Gas, plus veriga Atlantic-See LNG Trade de pe lanțul de import american, documentată de Cotidianul — operează pe angro și pe segmentul non-casnic. Pe casnic, obligația producătorilor de a vinde direct la 110 lei/MWh comprimă spațiul de intermediere prin design: lanțul producător–trader–trader–furnizor nu mai are unde adăuga marjă pe acest volum. Câte revânzări traversează în medie un megawatt-oră rămâne, însă, o mărime pe care nicio autoritate nu o publică.

Ormuz a dublat bursa; Neptun Deep nu promite facturi mici

Contextul internațional nu mai e un scenariu de risc, ci un șoc parțial produs. Pe 28 februarie 2026, după loviturile americano-israeliene asupra Iranului, Teheranul a declarat Strâmtoarea Ormuz închisă, iar traficul s-a prăbușit cu peste 95%, potrivit EIA; pe 19 martie, atacuri iraniene asupra complexului Ras Laffan au scos din funcțiune circa 17% din capacitatea de export a Qatarului, cu recuperare completă estimată la 3–5 ani. Un memorandum americano-iranian a relaxat piața în iunie, înainte ca reluarea luptelor din iulie să închidă din nou strâmtoarea, potrivit Kpler. Prin Ormuz trece circa 20% din gazul natural lichefiat al lumii.

Rezultatul măsurat: TTF — referința europeană de preț angro, cotată la Amsterdam — a urcat de la circa 32 €/MWh înainte de criză la 80 €/MWh pe 24 septembrie 2026, maximul ultimilor trei ani, cu media lunii la aproximativ 75, potrivit Trading Economics. Goldman Sachs vede trimestrul al patrulea la circa 70 €/MWh, cu scenariu de peste 100 dacă exporturile din Golf rămân la 15–25% din nivelul dinainte de conflict, și doar spre 50 pe o normalizare rapidă; pe termen lung, aceeași bancă prognozează circa 19 €/MWh în 2030–2035 — valul global de gaz lichefiat e amânat spre 2027–2029, nu anulat, potrivit Goldman Sachs.

România e cuplată aproape unu la unu la acest preț: cotațiile bursei românești au crescut cu 125% între 27 februarie și 7 septembrie, în pas cu TTF. Poziția de plecare pentru iarnă e totuși mai bună decât media europeană — stocuri de 74% față de circa 67% în Uniune și importuri de cel mult o treime din consumul de iarnă, potrivit Economica.net. Riscul iernii e deci pe canalul preț, nu pe canalul volum: prin înjumătățirea coșului reglementat, prețul european intră lunar în componenta de achiziție a facturii — amortizat, dar nu blocat.

Neptun Deep e ieșirea structurală, dar nu una ieftină. Proiectul — deținut în părți egale de OMV Petrom și Romgaz, cu circa 100 de miliarde de metri cubi recuperabili și o producție de platou de 8 miliarde pe an, la o investiție de până la 4 miliarde de euro — e în grafic: platforma de producție a fost instalată în iulie 2026, 6 din 10 sonde sunt forate, iar primul gaz e țintit pentru 2027, posibil chiar în prima jumătate, potrivit OMV. Conducta Tuzla–Podișor, care duce gazul din Dobrogea spre rețeaua națională, e operațională din octombrie 2025, potrivit Capital. La un consum național de 10–11 miliarde de metri cubi pe an, România devine exportator net.

De ce nu înseamnă asta facturi mici: gazul se vinde la preț european. Statul însuși, prin Administrația Națională a Rezervelor de Stat și Probleme Speciale (ANRSPS), și-a exercitat în mai 2026 dreptul de preempțiune și a cumpărat 49,9 TWh pe șapte ani la 48,75 euro/MWh — 2,43 miliarde de euro, un preț de piață regională, nu unul preferențial —, blocând tranșa negociată de compania ungară MVM, potrivit Cotidianul.

Singura estimare publică detaliată — a Asociației Energia Inteligentă — vede o ieftinire angro de 5–20% în 2027–2028, cu scenarii casnice pentru 2030 între 280–300 lei/MWh în varianta optimistă și 350–380 în cea pesimistă, potrivit analizei preluate de KNews. Iar impozitul offshore progresiv, de 15–70% pe veniturile suplimentare peste 85 lei/MWh, dă statului un interes fiscal ca prețul să rămână ridicat, potrivit PwC. Verdictul susținut de surse: Neptun Deep e o poveste de securitate energetică și de statut de exportator, cu o moderare angro plauzibilă — nu o promisiune de facturi mici.

Scenariile unui panel de simulare cu nouă persoane virtuale

Pentru scenarii am rulat dosarul printr-un exercițiu de deliberare: un panel olivLaw cu nouă persoane virtuale cu interese deliberat divergente — un consumator vulnerabil, un pensionar la bloc, un furnizor mare, un producător, un trader angro, regulatorul, Ministerul Finanțelor, un analist de securitate energetică și un economist de concurență. Rezultatul e o judecată editorială simulată pe faptele de mai sus, nu o măsurătoare; probabilitățile sunt intervale de încredere, nu frecvențe.

Iarna 2026–2027, scenariul dominant: „iarna administrată”. Declanșator: stocurile urcă spre 90% cu achiziții scumpe, TTF oscilează între 60 și 90 €/MWh. Constrângere: costul e absorbit de producători prin prețul de 110 lei/MWh și de marjele non-casnice ale furnizorilor. Consecință: facturile casnice rămân sub 0,31 lei/kWh, presiunea se acumulează în amonte. Indicator: referințele lunare publicate pe zonele de distribuție rămân sub plafon.

Scenariu plauzibil: „iarna sub stres”. Declanșator: TTF susținut peste 100 €/MWh — coada estimată de Goldman — plus o iarnă rece. Constrângere: gazul reglementat de 32 TWh se consumă pe vârfuri, ponderea gazului scump în media de achiziție crește. Consecință: guvernul e forțat să activeze supapa — modificarea prin hotărâre de guvern a prețului de 110 lei/MWh — sau să finanțeze de urgență; facturile rămân plafonate, dar nota de plată se mută pe bugetul lui 2027. Indicator: un proiect de hotărâre pe prețul reglementat sau cotații ale bursei românești persistent peste 400 lei/MWh.

După 31 martie 2027, trei drumuri. Prelungirea sau o schemă-punte nouă e varianta probabilă — tiparul ultimilor cinci ani e reambalarea protecției la fiecare scadență, schema nu costă bugetul, iar primul gaz din Neptun Deep abia sosește. Liberalizarea amortizată are șanse reale doar dacă TTF coboară spre 50 €/MWh și producția din Marea Neagră confirmă calendarul — o aterizare pe ofertele de listă de 0,30–0,38 lei/kWh.

Șocul à la electricitate — expirare fără plasă, cu salt de la referința de circa 0,25 la contracte de 0,34 și peste, adică plus o treime — rămâne scenariul de coadă: politic foarte costisitor și evitabil printr-o singură ordonanță. Indicator decisiv: existența sau absența unui proiect legislativ de prelungire până la 1 februarie 2027.

Faliile din panel merită consemnate, pentru că anunță dezbaterea publică a primăverii. Economistul de concurență ar susține poziția Consiliului Concurenței: ofertele sub 0,31 de pe comparator dovedesc că piața poate livra și fără plafon. Producătorul ar răspunde că subvenția implicită de circa 250 lei/MWh e extrasă din profiturile lui și că protecția de azi îi reduce oferta de mâine — și ar nota ironia că statul, prin impozitul offshore, câștigă tocmai când prețul e mare. Furnizorul ar muta discuția pe restanțele de 6 miliarde din schema veche. Iar analistul de securitate ar tăia scurt: cu Ormuz închis și stocurile sub jalon, dezbaterea liberalizare–protecție e secundară față de riscul cozii de peste 100 €/MWh.

Predicții verificabile

Predicție	Orizont	Probabilitate	Cum se verifică	Sursa de verificare
Prețul efectiv plătit de casnici rămâne cel mult 0,31 lei/kWh pe toată durata schemei	31.03.2027	scenariu dominant	Referințele lunare și facturile emise rămân sub plafon	ANRE, agregatoarele de oferte POSF
Protecția e prelungită sau înlocuită cu o schemă nouă după 31 martie 2027	01.04.2027	50–65%	Act normativ publicat înainte de scadență	Monitorul Oficial, gov.ro
România atinge stocuri de 90% din capacitatea de înmagazinare la termenul legal	01.11.2026	55–70%	Datele zilnice de înmagazinare	AGSI (agsi.gie.eu), Transgaz
TTF are media trimestrului al patrulea din 2026 peste 60 €/MWh	31.12.2026	60–75%	Media cotațiilor de închidere ale contractului front-month	ICE Endex, Trading Economics
Neptun Deep livrează primul gaz comercial până la finalul lui 2027	31.12.2027	70–85%	Anunț oficial de începere a producției	OMV Petrom, Romgaz, rapoarte de investitori
Prețul reglementat de 110 lei/MWh e modificat prin hotărâre de guvern înainte de scadența schemei	31.03.2027	15–30%	Hotărâre publicată	Monitorul Oficial

Metodă, definiții și cifre

Unitățile. Facturile casnice se exprimă în lei pe kilowatt-oră, piața angro în lei sau euro pe megawatt-oră; 0,31 lei/kWh înseamnă 310 lei/MWh. TTF e contractul futures de referință pentru gazul european, cotat la Amsterdam; cotațiile citate sunt închideri zilnice sau medii lunare, cu data în text.

Prețurile ofertelor. Cifrele de ofertă — 1.414 oferte, 24 de furnizori, extremele și intervalele pe furnizori — sunt centralizările agregatoarelor pe datele POSF din 27–28 septembrie 2026 și se schimbă săptămânal. Prețul de referință pe zona de distribuție e calculat lunar și nu e publicat într-o serie centralizată. Estimarea de circa 0,25 lei/kWh pentru zona Distrigaz Sud e calculul nostru pe componentele confirmate individual, cu achiziția integral la prețul reglementat — un plafon inferior: orice cantitate cumpărată la preț concurențial urcă media. Cea mai bună ofertă totală afișată pentru București, de circa 0,244 lei/kWh, e o ofertă comercială Nova, nu referința oficială.

Profiturile. Cifrele pe 2025 sunt din raportările anuale ale companiilor. Ele acoperă tot grupul, nu doar gazul casnic — la furnizori, cea mai mare parte vine din electricitate, non-casnic și trading. Afirmațiile „cel mai mare furnizor” diferă după metrică: E.ON pe număr de clienți casnici, Engie pe volum și venituri; textul le atribuie explicit.

Cronologia războiului. Datele despre închiderea Strâmtorii Ormuz și avaria de la Ras Laffan provin din agregări de presă și rapoarte de piață — EIA, Kpler, Wood Mackenzie; cifra de 17% din capacitatea Qatarului vine dintr-o sursă secundară și are incertitudine mai mare decât restul datelor.

Probabilitățile. Benzile din tabel și din scenarii sunt estimări editoriale în intervale de cel puțin zece puncte procentuale, fără calibrare pe un istoric de rezultate; arată ordinul de mărime al încrederii, nu o frecvență măsurată. Panelul cu nouă persoane virtuale e un exercițiu de deliberare simulată al redacției — pozițiile atribuite rolurilor sintetizează argumentele publice documentate în text, nu declarații ale vreunei instituții.

Limite ale analizei

Analiza se sprijină pe textul integral al OUG 12/2026, pe datele agregatoarelor de oferte din 27–28 septembrie, pe raportările companiilor și pe presa economică românească și internațională citată. Nu am avut o serie oficială ANRE a prețurilor de referință pe zone, nici datele INS de inflație pe componenta gaze pentru 2026; numărul de schimbări de furnizor la gaze în 2026 nu e publicat separat. Piața ofertelor și cotațiile angro se mișcă săptămânal — cifrele sunt fotografia sfârșitului de septembrie 2026.

Diagnosticul ar fi invalidat de o redeschidere durabilă a Strâmtorii Ormuz urmată de coborârea TTF sub 40 €/MWh — caz în care presiunea pe schemă dispare și liberalizarea din aprilie 2027 devine scenariul dominant —, de o ratare majoră a calendarului Neptun Deep sau de o decizie politică de renunțare la orice protecție în plină iarnă, pe care precedentele nu o susțin. Reevaluarea firească vine la publicarea deciziei privind soarta schemei — cel târziu în martie 2027.