Energy Report

Care a fost rezultatul liberalizării prețurilor la gaze în Europa? Ce-i lipsește României?

Liberalizarea, mai exact dereglementarea prețului la gaze la producători de la 1 aprilie a provocat dezbateri aprinse, în special ca urmare a lobby-ului distribuitorilor (și totodată cei mai importanți furnizori), care beneficiau de un preț reglementat de ANRE, de 60 de lei pe MWh.

Măsura, transpusă printr-o ordonanță de urgență a guvernului Cioloș, este una adoptată la solicitarea Comisiei Europene (UE), care a acceptat ca liberalizarea la consumatorii finali să se facă eșalonat, până în 2021.

Dar de ce vrea CE liberalizarea pieței gazului? Motivul ține atât de introducere unui grad de concurență în sistem în speranța scăderii prețurilor, cât și de dependența UE de gazul rusesc. Prin liberalizarea prețului la producători pe piețele occidentale, UE a obținut o scădere a prețului practicat de Gazprom. Mai multe state occidentale au obținut de la Gazprom fie reduceri considerabile la prețul indexat în funcție de prețul petrolului, fie o nouă formulă de stabilire a prețului, legat de prețul bursier sau cel de la principalele hub-uri.

Ultimul exemplu: pe 13 martie Comisia Europeană a ajuns la un acord cu Gazprom privind renegocierea prețurilor la gazele naturale pentru statele din Europa Centrală și de Est, mai puțin România, prețuri care să nu mai fie legate de cel internațional al petrolului, ci de cel al gazului de referință de pe principalele piețe europene. Anunțul a fost făcut de comisarul european pentru concurență, Margrethe Vestager, care a mai adăugat că, pentru a evita o amendă pentru abuz de poziție dominantă, oficialii Gazprom au fost de acord inclusiv cu modificarea contractelor, în sensul eliminării restricțiilor de export impuse până în prezent de compania rusă statelor importatoare în ceea ce privește volumul de gaze furnizat de Gazprom.

Adepții liberalizării, în special ONG-uri apropiate Bruxelles-ului, susțin că măsura ar putea reduce prețurile, și nu majora, cum susțin distribuitorii. Ei oferă două exemple: liberalizarea pieței de electricitate și cea a gazelor pentru clienții non-casnici. În cazul liberalizării gazelor la consumatorii non-casnici, decisivă a fost însă evoluția prețului petrolului, de care este legat prețul gazelor.

Numai că piața gazelor este diferită de cea a electricității. Dacă pe ultima România are un excedent de producție, inclusiv în timpul iernii, pe cea de-a doua, iarna cel puțin, România este nevoită să importe gaze de la Gazprom. De asemenea, pe piața de producție de electricitate există o diversitate de producători (hidro, nucleară, combustibili fosili, eoliană, solară) la diferite prețuri, pe piața gazelor există doi producători interni (Romgaz și OMV Petrom) și un producător extern (Gazprom). Aceeași concentrare se înregistrează și pe piața furnizorilor (E.On și GDF Suez controlează peste 90% din piață, find, totodată, și cei doi mari distribuitori). Un avantaj al pieței gazelor ar fi că, spre deosebire de energia electrică, ele pot fi depozitate la costuri mari (ANRE avansează o cifră de 20% din prețul gazelor costurile cu depozitarea), însă nu prohibitive, ca în cazul electricității. Numai că și aici e nevoie de investiții, în urmă cu câțiva ani, România neputând extrage din depozite, deși avea o cantitate suficientă stocată, gaze decât pe perioade scurte (câteva zile) din cauza presiunii scăzute pe care pompele.

Pentru a repeta succesul obținut de statele Europei occidentale în urma liberalizării pieței gazelor este nevoie de câteva condiții necesare, însă nu neapărat suficiente. În primul rând, pentru a putea negocia cu Gazprom, sunt necesare surse alternative de alimentare cu gaze. Europa Occidentale are ca surse interne Marea Britanie, Norvegia și Olanda, și în plus, mai deține și terminale de gaz Natural Lichefiat (GNL), pe care România nu le are. Practica arată că prețul gazului din Occident are tendința de a se apropia de cel de pe burse atunci când pe piața spot volumul de gaze din surse alternative Gazprom este superior celui furnizat de ruși, și are tendința de a se apropia de prețul gazului indexat cu prețul petrolului când volumul de gaze Gazprom tranzacționat pe piața spot este majoritar. În cazul României, neavând diversificarea surselor ca statele occidentale, probabil că iarna, pe piața spot, Gazprom va dicta prețul.

În al doilea rând, pentru ca piața să funcționeze, infrastructura din România ar trebui să fie interconectată cu cea din alte state. Deocamdată, România poate doar să importe, și nu să exporte, gaze. Motivul: diferitele guverne ale României și compania monopol de stat Transgaz, a cărei conducere este numită politic, nu au avut niciun interes să realizeze infrastructura de transport, pentru a putea pune presiune mai ușor pe producătorii locali, obligați de infrastructură să ofere gaz doar pieței interne. De altfel, în urma liberalizării, în absența posibilității exportului, cei doi producători interni se vor afla la mâna Gazprom-ului, care va putea dicta prețul gazului, în pofida faptului că per total volumul de gaze importat va fi mult mai redus decât cel produs intern. Motivul: dacă se va opta pentru un sistem bursier precum cel de la electricitate, în absența unor surse alternative, Gazprom va fi cel care va “controla” piața pentru ziua următoare.

În al treilea rând, infrastructura de depozitare este foarte importantă. Iar, în cazul României, nu se știe cât de updatată este aceasta.

În prezent, liberalizarea din România ar putea conduce la o evoluție care semăna mai mult cu situația înregistrată în Germania la începutul anilor 2010: prețul gazului va rămâne (mai ales în urma deciziei CE de a nu include și România în rândul statelor în numele cărora a negociat cu Gazprom) legat de cel al petrolului. Spre deosebire de Germania, care are cele mai mari capacități de depozitare la nivel european, depozitele din România nu se pot compara din punct de vedere tehnologic cu cele germane. În plus, nu poate primi nici gaz din Norvegia, precum nemții.

Și tranzacționarea pe OPCOM ar trebui să fie diferită de cea la electricitate. Dacă ANRE ar reglementa la fel piața gazelor, în situația unei situații precum cea apărută în luna ianuarie, când prețiul de piața pe ziua următoare a ajuns de 5 ori mai mare decât pe piața lșa termen, vor dau nu numai 4-5 furnizori faliment, ci toți furnizorii, cu excepția celor doi mari, de ultimă instanță, E.ON și GDF Suez, și WIEE (sau alți furnizori agreați de Gazprom). Iar astfel de situații ar putea apărea: de exemplu între 20 și 24 martie 2006, în Marea Britanie, aflată atunci într-o poziție mult mai bună decât România, fiind exportator net de gaze, prețul pe piața pentru ziua următoare s-a majorat de la 0,8 lire la 2,5 lire pe unitate termică. Cine își asumă riscul prețului și cine și-l asumă pe cel al volumelor este o problemă care trebuie lămurită de ANRE în legislația prin care va reglementa funcționarea bursei OPCOM.