România a rămas, probabil, cel mai mare producător de gaze din Uniunea Europeană şi în trimestrul al treilea, cei doi mari producători autohtoni, Romgaz şi OMV Petrom, anunţând un nivel total al extragerilor similar celui din aceeaşi perioadă a anului trecut şi situat în apropierea celui din trimestrul al doilea, în care, pentru prima dată în istoria blocului comunitar, a devenit liderul producţiei de gaze din UE.

Datele publicate de cele 2 companii autohtone par a contrazice calculele făcute de Oxford Institute for Energy Studies, care a anunţat revenirea Olandei pe primul loc în topul producătorilor degaze din UE, în cazul României britanicii estimând o scădere a producţiei interne de 9% în trimestrul al treilea faţă de trimestrul prcedent, de la 2,3 miliarde mc, la 2,1 miliarde mc.

Însă producţia de gaze a celor 2 mari jucători de pe piaţa internă, Romgaz şi OMV Petrom, a fost în trimestrul al treilea de 1,96 miliarde mc, în scădere cu doar 0,5% ( sau 0,01 miliarde mc) faţă de cea din acelaşi trimestru al anului trecut, de 1,97 miliarde mc, şi cu 1,5% (sau 0,03 miliarde mc) sub cea din trimestrul precedent, de 1,99 miliarde mc.

Romgaz şi-a majorat producţia în perioada iulie-septembrie cu 4,5% faţă de aceeaşi perioadă a anului trecut, la 1,183 miliarde mc, chiar dacă în scădere faţă de cea din trimestrul precedent, de 1,19 miliarde mc.

OMV Petrom şi-a redus producţia de gaze din al treilea trimestru cu 7% (sau 0,06 miliarde mc) faţă de aceeaşi perioadă a anului trecut, la 0,78 miliarde mc, şi cu 0,02 miliarde faţă de cea din trimestrul al doilea.

Iar producţia celuilalt important jucător autohton, BSOG, care operează prima exploatare offshore nouă din Marea Neagră, a rămas constantă.

Reducerea cu 0,03 miliarde mc a producţiei celor 2 mari jucători autohtoni (responsabili în T2 cu extragerea a 1,99 miliarde mc de gaze din totalul producţiei autohtone de 2,3 miliarde mc), nu pare a fi suficientă pentru ca România să piardă primul loc în clasamentul producătorilor de gaz din UE, chiar dacă Olanda şi-ar păstra nivelul producţiei din trimestrul al doilea, de 2,23 miliarde mc, fapt puţin probabil, în condiţiile în care în acea perioadă a extras cu 17% sub nivelul din acelaşi trimestru al anului trecut şi cu 18% mai puţin decât a produs în primul trimestru al acestui an.

Pentru ca Olanda să revină pe prima poziţie în topul producătorilor UE de gaze ar fi trebuit ca în trimestrul al treilea nu numai să-şi diminueze ratele de scădere a extragerilor, ci să le şi majoreze cu aproape 2% faţă de cele din trimestrul precedent.

Iar potrivit unui studiu Oxford Institute for Energy Studies, redactat pe baza unor date preliminare pentru luna septembrie, producţia olandeză s-a redus cu 0,8% în trimestrul al treilea.

Cu toate acestea, experţii Oxford Energy susţin că Olanda a revenit pe prima poziţie în topul producătorilor UE de gaze în trimestrul al treilea, cu o producţie de 2,2 miliarde mc, mai mare decât cea din România, de 2,1 miliarde mc, susţine publicaţia.

Cum numai OMV Petrom şi Romgaz au produs 1,96 miliarde mc, rezultă că ceilalţi producători, inclusiv BSOG, şi-au înjumătăţit producţia, de la 0,31 miliade mc la 0,14 miliade mc, faţă de cea din trimestrul al doilea.

Cum BSOG a confirmat pentru Profit.ro că producţia sa a fost constantă, calculele britanicilor sunt, foarte probabil, unele greşite.

“Pe măsură ce declinul producţiei din Olanda continuă, România va fi în mod constant cel mai mare producător de gaze din UE, situaţie întărită de lansarea producţiei Neptun Deep înainte de sfârşitul deceniului actual”, recunoaşte şi Oxford Energy.

În 2020 şi 2021, producţia din Olanda era de peste 2 ori mai ridicată decât cea din România, pentru ca în 2022, aceasta să coboare la aproximativ 150 TWh, cu 70% peste cea de la acea vreme din România.

În 2023, producţia autohtonă a fost de 88,7 TWh, în timp ce cea olandeză de 96,5 TWh.

Închiderea mai multor zăcăminte de gaze din UE a făcut ca România să-şi majoreze cota din producţia totală a UE de gaze, de la 19,9% în 2020, la 19,5% în 2021, apoi la 21,5% în 2022, pentru ca anul trecut să ajungă la 26,8%, iar în trimestrul al doilea al acestui an la aproape 29%.

Dacă producţia restului statelor europene ar rămâne constantă, în 2028 România va fi responsabilă pentru 42,5% din gazul extras din UE.

Iar dacă rata de reducere a producţiei UE din perioada 2020-2023, de aproape o treime, se păstrează constantă şi pe perioada 2024-2027, atunci nu mai puţin de 61% din producţia de gaze a UE va proveni în 2028 din România.

Ceea ce face ca atât România, cât mai ales cele două companii, OMV Petrom şi Romgaz, care, la rândul lor vor deveni cei mai mari producători de gaz din UE, vor fi extrem de vulnerabile la reglementările UE, care nu va avea niciun interes să le protejeze, majoritatea statelor UE bazându-se pe importuri şi nu pe producţia internă.

Iar cum celelalte state îşi reduc producţia, autorităţile de la Bucureşti (dar şi cele 2 companii) nu vor avea aliaţi de pe partea de ofertă în încercarea lor de a atenua efectele legislaţiei impuse de Bruxelles asupra sectorului upstream.

Singurii aliaţi pe care oficialii români i-ar putea avea la Bruxelles ar veni de pe partea de cerere, potenţialii cumpărători ai gazelor în exces produse după intrarea în funcţiune a Neptun Deep (Ungaria, Slovacia, Austria, Bulgaria, în special statele din Europa Centrală şi de Est).

Umplerea depozitelor autohtone de gaze cu 2 săptămâni înaintea datei la care acestea au depăşit pragul de 100% anul trecut a redus presiunea pe preţul acestora, în prezent gazele cu furnizare în trimestrul întâi al anului viitor tranzacţionându-se pe Bursa Română de Mărfuri (BRM) la cotaţii cu peste o pătrime sub cele din urmă cu un an.

În această lună s-au tranzacţionat pe BRM 45 GWh cu furnizare în primele 3 luni ale anului viitor la un preţ mediu de 187 lei/MWh, cu 27% sub preţul mediu al gazului cu furnizare în primul trimestrui al acestui an, de 257 lei/MWh, realizat în cadrul licitaţiei de pe 30 octombrie 2023. La acea dată volumul tranzacţionat fusese de 40 GWh.

În ultima licitaţie de anul trecut, de pe 11 noiembrie, preţul gazului cu furnizare în primul trimestru al acestui an a fost de 193 lei/MWh, peste actualul nivel, volumul tranzacţionat fiind unul extrem de redus, de doar 455 MWh.

De altfel, piaţa forward a gazelor suferă de o acută lipsă de lichiditate de la introducerea obligativităţii producătorilor de a livra gaze la preţ reglementat furnizorilor consumatorilor casnici şi PET-urilor.

Anul trecut, de exemplu, s-au tranzacţionat pe BRM doar 47 GWh cu livrare în primul trimestru al acestui an, cantitate reprezentând doar o cincime din producţia curentă dintr-o singură zi.

În acest an situaţia s-a mai îmbunătăţit, până în prezent fiind efectuate 6 licitaţii, în cadrul cărora s-au comercializat aproape 250 GWh, echivalentul producţiei interne dintr-o singură zi.

Lichiditatea extrem de scăzută de pe piaţa forward îngreunează procesul de reliberalizare a pieţei.

În prezent, furnizorii îşi asigură majoritatea gazelor la preţ reglementat, ieşind doar pe piaţa spot pentru a-şi procura eventualul deficit zilnic de gaze.

Pe piaţa spot de gaze cu livrare în ziua următoare, pe care se fac zilnic tranzacţii, volumele tranzacţionate sunt considerabile.

De exemplu, pe 21 octombrie s-au comercializat 108 GWh, reprezentând 43% din producţia internă din acea zi, de 250 GWh.

România a atins un grad de umplere a depozitelor de 100% pe 26 septembrie, cu 2 săptămâni mai devreme decât anul trecut, când acest lucru s-a realizat abia pe 11 octombrie.

Republica Moldova, al cărei sistem de transport este operat de Vestmoldtransgaz, filială a Transgaz, importa miercuri un volum record de gaze din România, de aproximativ 40 GWh, reprezentând aproximativ 16% din producţia curentă zilnică a companiilor autohtone. Cantitatea importată miercuri este mai mare cu cu 7 GWh sau cu o cincime peste precedentul record, de 33 GWh, înregistrat sâmbătă.

Fostul operator al sistemului de transport din Republica Moldova, Moldovagaz, controlat de gigantul rus Gazprom a rămas de o lună fără conducere executivă, susţine presa de la Chişinău, în condiţiile în care deja de trei săptămâni partea rusă „blochează numirea” noii conduceri a companiei.

Potrivit unuia dintre membrii consiliului de supraveghere al Moldovagaz, Sergiu Tofilat, compania ar trebui să procure gaz pentru sezonul de iarnă (ianuarie-aprilie), dar procesul este blocat pentru că nu are cine lua decizii:

„Ca să nu rămânem fără gaz, trebuie să numim administrare externă la Moldovagaz. Am expediat Parlamentului un proiect de lege în acest sens, el trebuie înregistrat şi inclus pe ordinea de zi la următoarea şedinţă a Parlamentului. S-a terminat cu şantajul, deja suntem pregătiţi pentru orice şmecherii din partea Gazprom-ului”.

Majorarea achiziţiilor de gaze din România ar putea avea legătură cu această situaţie, fiind menită a compensa livrările ruse.

Miercuri, din România intra în Republica Moldova o cantitate record de 3,7 milioane metri cubi (aproximativ 40 GWh), cu 7 milioane mc peste precedentul record de 33 GWh înregistrat sâmbătă.

O parte din această cantitate ar putea proveni din producţia internă, asigurată în principal de Romgaz, OMV Petrom sau BSOG, însă nu este exclus ca majoritatea să fie importată din alte zone şi doar să tranziteze România.

Miercuri, România era importator net, în ţară intrând 11,4 milioane mc, ieşind în schimb doar 10,9 milioane mc (din care 3,7 milioane mc în Republica Moldova şi 7,2 milioane mc în Ungaria).

Pentru acoperirea consumului intern, care se situează de săptămâna trecută peste cel al producţiei curente, pe lângă importuri, companiile din România mai extrag şi 2,4 milioane mc din depozite.

Duminică, cetăţenii Republicii Moldova au votat favorabil, chiar dacă la limită, în referendumul privind aderarea la UE, ceea ce reprezintă o lovitură dată influenţei, politice şi economice (Gazprom fiind probabil cel mai important vehicul), a Rusiei în fosta republică sovietică.

Vremea friguroasă, cel puţin pe timpul nopţii, când temperaturile au coborât şi sub zero grade, au făcut ca, începând din acest weekend, pentru prima dată în această toamnă, consumul de gaze să depăşească producţia internă, furnizorii apelând la gaze din import, pe lângă cele extrase din depozite, pentru a acoperi cererea în creştere.

Vineri, 18 octombrie, a fost prima zi în care consumul intern, de 261,5 GWh, a depăşit cu aproximativ 10 GWh producţia internă, de 251.8 GWh.

Situaţia s-a repetat şi sâmbătă (consum de 257,7 GWh, producţia de 251,2 GWh).

Joi, consumul (245,8 GWh) se situa încă sub nivelul producţiei interne (254,2 GWh), România fiind încă exportator net în acea zi (importuri de 88 GWh, exporturi de 94,5 GWh, din care 81,7 în Ungaria şi 13,3 în Republica Moldova)

Pentru a acoperi deficitul, România a redevenit, începând de vineri, importator net de gaze. Astfel, vineri, România a importat 102,8 GWh via Bulgaria şi a exportat 93 GWh (79 GWh în Ungaria şi 14 GWh în Republica Moldova).

Situaţia s-a repetat sâmbătă, când România a importat 117 GWh şi a exportat 79,5 GWh în Ungaria şi un volum record de 33,4 GWh în Republica Moldova.

Dacă vineri volumele extrase din depozite (10 GWh) au fost inferioare celor înmagazinate (12 GWh), sâmbătă situaţia s-a inversat (20,8 GWh extraşi, 10 GWh înmagazinaţi).

Potrivit Transgaz, situaţia se repeta şi luni, când România, pentru a acoperi consumul curent, importa aproximativ 110 GWh (10,3 milioane mc), exporta aproximativ 92 GWh (8,7 GWh) şi extrăgea din depozite 15 GWh (1,4 milioane mc), injectând doar 4 GWh (0,4 milioane mc).

Peste o pătrime din gazul produs anul trecut în Uniunea Europeană (UE) a fost extras din România, care și-a majorat cota de la 21,5% în 2022 la 26,8% în 2023, ca urmare a unei creșteri marginale a producției interne, dar mai ales datorită reducerii producției celorlalte state membre. Liderul clasamentului, Olanda, a fost cel care și-a diminuat cel mai mult producția, aceasta fiind în prezent doar cu 10% mai mare decât cea din România, care ocupă poziția a doua, arată o analiză Profit.ro.

De ce este important La nivel european există un curent extrem de influent care ar vrea să compromită ideea utilizării gazului drept combustibil de tranziție. Iar faptul că majoritatea statelor europene și-au redus producția, unele din elan “ecologic”, altele ca urmare a faptului că zăcămintele atinseseră deja maturitatea, exploatarea lor nemaifiind profitabilă, nu ajută nici statul român, nici companiile autohtone (în special OMV Petrom și Romgaz), în lobby-ul lor de a atenua reglementarea din ce în ce mai agresivă venită de la Bruxelles.

Mai este interesant Noul regulament UE referitor la reducerea emisiilor de metan ale companiilor producătoare de hidrocarburi riscă să afecteze puținele companii producătoare din țările UE, cum sunt și cele din România, în timp ce marii furnizori de petrol și gaze din afara UE ar putea evita măcar parțial astfel de obligații, având în vedere dependența UE de importuri, a avertizat recent Adina Guțiu, Counsel, Head of Energy and Natural Resources, D&B David și Baias, la Profit Energy.forum - Energia românească post-plafonare - Ediția a VIII-a. Regulamentul introduce obligații costisitoare de transparență și reducere a emisiilor, în timp ce nivelul ridicat al sancțiunilor, raportate la cifra de afaceri, pune o presiune foarte mare pe companii.

În 2020 și 2021, producția din Olanda era de peste 2 ori mai ridicată decât cea din România, pentru ca în 2022, aceasta să coboare la aproximativ 150 TWh, cu 70% peste cea de la acea vreme din România.

În 2023, producția autohtonă a fost de 88,7 TWh, în timp ce cea olandeză de 96,5 TWh.

Închiderea mai multor zăcăminte de gaze din UE a făcut ca România să-și majoreze cota din producția totală a UE de gaze, de la 19,9% în 2020, la 19,5% în 2021, apoi la 21,5% în 2022, pentru ca anul trecut să ajungă la 26,8%.

La nivelul întregii Europe (inclusiv statele non-membre), România ocupă poziția a treia, după Norvegia, cu o producție de peste 13 ori mai ridicată (de 1.200 TWh) și, evident, Olanda.

De altfel, România a fost singurul producător important de gaze din UE care și-a majorat producția de gaze în ultimii ani, și asta înaintea declanșării producției din zăcământul offshore Neptun Deep, care va transforma România în, de departe, cel mai mare producător de gaze din UE.

Potrivit prognozei Transgaz, dacă se ia în calcul producția Neptun Deep, care va începe în 2027, dar și declinul natural al actualelor zăcăminte, în 2028 România va extrage peste 140 GWh (mai exact 141,2 GWh).

Dacă producția restului statelor europene ar rămâne constantă, în 2028 România va fi responsabilă pentru 42,5% din gazul extras din UE.

Iar dacă rata de reducere a producției UE din perioada 2020-2023, de aproape o treime, se păstrează constantă și pe perioada 2024-2027, atunci nu mai puțin de 61% din producția de gaze a UE va proveni în 2028 din România.

Ceea ce face ca atât România, cât mai ales cele două companii, OMV Petrom și Romgaz, care, la rândul lor vor deveni cei mai mari producători de gaz din UE, vor fi extrem de vulnerabile la reglementările UE, care nu va avea niciun interes să le protejeze, majoritatea statelor UE bazându-se pe importuri și nu pe producția internă.

Iar cum celelalte state își reduc producția, autoritățile de la București (dar și cele 2 companii) nu vor avea aliați de pe partea de ofertă în încercarea lor de a atenua efectele legislației impuse de Bruxelles asupra sectorului upstream.

Singurii aliați pe care oficialii români i-ar putea avea la Bruxelles ar veni de pe partea de cerere, potențialii cumpărători ai gazelor în exces produse după intrarea în funcțiune a Neptun Deep (Ungaria, Slovacia, Austria, Bulgaria, în special statele din Europa Centrală și de Est).

Retorica naționalistă (“Nu ne vindem gazul!”), dar și legislația internă, care oferă drept de preemțiune statului (în situații de urgență, e adevărat) asupra gazului extras în România, nu sunt însă de natură să ajute cu nimic la formarea unei alianțe regionale care să influențeze pozitiv reglementarea europeană

OMV Petrom, cel mai mare producător integrat de energie din sud-estul Europei, și-a redus cu 5,5% producția în cel de-al treilea trimestru al acestui an comparativ cu perioada similară a anului trecut și 2,6% comparativ cu cea din trimestrul precedent ala cestui an. Scăderea producției de gaze, de 6,75%, a fost mai accentuată decât cea de țiței, de 3,7%, în principal ca urmare a reviziilor efectuate.

În trimestrul al treilea, OMV Petrom a produs 52 mii barili echivalent petrol (bep) pe zi de țiței și 55,3 mii bep/zi de gaze.

Și volumul vânzărilor de țiței și gaze au înregistrat o evoluție similară celei a producției, vâmnzările de gaze către terți fiind cel mai redus din ultimile trimestre, de 48,4 mii bep/zi, cu 7,3% sub cele din trimestrul similar al anului trecut.

Vânzările totale de produse rafinate, în schimb, s-au majorat cu 2%, ajungând la 1,54 milioane tone, cel mai înalt nivel al ultimelor trimestre.

Marja de rafinare a fost însă una scăzută, de 7 dolari pe baril, de peste 2 ori mai redusă decât cea de 16,8 dolari pe barili raportată pentru trimestrul al treilea al anului trecut.

Producția de electricitate a fost de 1,46 TWh, cu 1,3% sub cea din aceeași perioadă a anului trecut, însă de aproape 3 ori mai ridicată decât cea din trimestrul al doilea (0,53 TWh).

În trimestrul al treilea, România a înregistrat cel mai ridicat preț al energiei de pe piețele cu furnizare în ziua următoare din Europa, iar prețurile de pe piața de echilibrare, pe care este prezentă și OMV Petrom, au avut o evoluție similară în comparație cu cele din restul Europei.

Scăderea producției OMV Petrom nu este o surpriză, ea fiind anunțată încă din luna mai de CEO-ul companiei, Christina Verchere.

“În primul trimestru am avut performanțe bune de producție, de fapt mai bune decât ne așteptam, cu o scădere de doar 4% comparativ cu primul trimestru al anului trecut. Cred că a fost destul de echilibrat între petrol și gaze naturale în primul trimestru. În acest moment, ne menținem anticipația de a produce peste 106.000 de barili echivalent petrol pe zi pentru întregul an. În a doua jumătate a anului avem însă activități de mentenanță, la fel ca anul trecut. Deci, ne așteptăm la o rată de scădere mai mare în a doua jumătate a anului”, a declarat CEO-ul OMV Petrom, Christina Verchere.

Profit.ro a anunțat că producția de hidrocarburi a celei mai importante companii de petrol și gaze din România, OMV Petrom, a scăzut în primul trimestru al acestui an cu aproximativ 4%, sub rata anuală estimată de companie la 5%, de la o medie de 116,3 mii barili echivalent petrol pe zi (bep/zi) în primul trimestru al anului trecut la una de 111,7 mii bep pe zi.

OMV Petrom, cel mai mare producător integrat de energie din sud-estul Europei, își extinde activitatea în Bulgaria, pe lângă cea de distribuție carburanți și dezvoltare și producție gaze, începând din luna octombrie, să furnizeze și gaze consumatorii industriali din Bulgaria.

Până acum, OMV Petrom a fost prezentă în Bulgaria prin rețeaua de stații de distribuție sub brandul OMV și deține licența de explorare pentru perimetrul Han Asparuh din Marea Neagră, unde este și operator.

“În ultimii doi ani ne-am consolidat prezența pe piața din România și am început extinderea în regiune. Bulgaria este un pas natural, având în vedere proximitatea și faptul că suntem deja prezenți pe această piață cu rețeaua de stații OMV și cu operațiuni de explorare în Marea Neagră”, a declarat Franck Neel, membru al directoratului OMV Petrom, responsabil pentru activitatea de Gaze și Energie:

Ne dorim să devenim un partener de încredere pentru clienții din Bulgaria, aproape de așteptările acestora, cu oferte personalizate și flexibile”, a precizat și Angel Yankov, reprezentant OMV Petrom Gas & Power în Bulgaria.

Marea Neagră este un obiectiv strategic al OMV Petrom, atât în ceea ce privește activitatea de dezvoltare și producție, cât și cea de distribuție de gaze și carburanți.

OMV Petrom este activ pe întreg lanțul valoric al gazelor naturale, de la producție și procesare, până la comercializare și furnizare. Compania este al doilea cel mai mare producător de gaze naturale din România, cu o producție de 3,3 miliarde de metri cubi în 2023. Prin producția proprie și prin contractele de furnizare, compania a asigurat circa 40% din consumul de gaze naturale din România în 2023.

OMV Petrom deține o cotă de 50% din proiectul Neptun Deep și este operatorul acestuia. Neptun Deep este cea mai mare resursă de gaze naturale din UE, cu o producție estimată de circa 100 miliarde de metri cubi. Primele gaze din Neptun Deep sunt așteptate în 2027.

În Bulgaria, este operatorul perimetrului Han Asparuh, în legătură cu care Cristian Hubati, Membru Directorat, responsabil pentru Explorare și Producție, OMV Petrom, a declarat, în cadrul Profit Energy.forum - Energia românească post-plafonare - Ediția a VIII-a, că în principiu, operațiunile de explorare au un ciclu de 2-3 ani de zile, după care sunt analizate datele și se ia o decizie privind comercialitatea zăcământului.

Încălzirea vremii și excesul de gaze de pe piață, atât din depozite, cât și de import, a condus la o prăbușire a prețului către 100 de lei/MWh, mult sub cel de 120 de lei/MWh, reglementat de guvern, și la un volum record al ultimei luni tranzacționat pe piața liberă.

Prețul mediu al gazului cu livrare în ziua de luni a coborât la 105 lei/MWh, cel mai redus nivel al ultimilor 3 ani. O cantitate de 100 MWh a fost tranzacționată chiar la un preț de 103,9 lei/MWh.

În urmă cu numai 10 zile, pe 20 martie, prețul mediu al unui MWh de gaze era pe aceeași piață de peste 140 lei.

Și volumele au fost unele record, cel puțin pentru ultima lună, de 34 GWh, reprezentând aproximativ 13,6% din volumul producției curente zilnice.

Prețul mediu pe cealaltă piață spot operată de Bursa Română de Mărfuri (BRM) a coborât duminică chiar și sub 105 lei/MWh, la 104,5 lei/MWh. 465 MWh s-a tranzacționat la un preț minim al zilei de 103 lei/MWh, cu aproape 15% sub prețul reglementat la care sunt obligați producătorii să vândă gaze furnizorilor pentru acoperirea consumului clienților casnici și CET-urilor.

Prețuri similare s-au mai înregistrat doar în 2 zile în ultimii 3 ani, în plină vară, și nu iarna, cum se întâmplă în prezent, pe 3 și 4 iunie 2023. Cu excepția acestor 2 zile, ultima dată când prețul spot al gazelor a fost mai redus de 105 lei/MWh a fost pe 2 mai 2021.

Volumele ridicate tranzacționate în condiții de scădere a consumului (inclusiv al CET-urilor care au anunțat că nu mai furnizează agent termic) arată o abundență a gazelor pe piață, presiunea venind depe partea de ofertă, dovadă și prețul.

Mulți furnizori au supraestimat volumul de gaze necesar acoperirii consumului clienților lor casnici și CET-urilor, achiziționat la preț reglementat.

Așa se face că România a ieșit din iarnă cu jumătate din depozite pline, așa cum anticipa Profit.ro.

În plus, așa cum semnala Profit.ro, de câteva zile companiile autohtone nu numai că nu mai extrag mai nimic din gazele depozitate pentru iarnă, dar și injectează deja semnificativ mai multe gaze în depozite, având semnate contracte de livrare. Numai că prăbușirea rapidă a consumului nu le oferă altă alternativă decât depozitarea lor.

Duminică de exemplu, potrivit datelor Transgaz, au fost extrase din depozite doar 0,7 milioane mc gaze, cantitatea înmagazinată fiind de peste 10 ori mai mare, 7,8 milioane mc.

România a importat duminică 3,7 milioane mc de gaze din Bulgaria și a exportat 2 milioane mc în Ungaria.

Nivelul de umplere a depozitelor de gaze din România a coborât sub 50%, însă acesta este unul extrem de ridicat pentru această perioadă a anului. Comparativ, anul trecut, gazul depozitat în facilitățile de înmagazinare autohtonă a coborât sub acest procent cu mai mult de o lună înainte, pe 20 februarie 2023.

Iarna blândă, scăderea consumului intern, prețul redus a gazului de import și nivelul ridicat al gradului de depozitare de la începutul iernii (100%) a făcut ca România să coboare de-abia la finalul lunii martie sub pragul de 50% de umplere a depozitelor.

Pe 26 martie, potrivit datelor Gas Infrastructure Europe (GIE), România avea înmagazinați 16,97 TWh, reprezentând 50,13% din capacitatea totală de depozitare. Cum în această perioadă sunt extrași din depozite minim 50 GWh/zi, rezultă că la începutul zilei de joi, 28 martie, nivelul depozitării a coborât sub 50% din capacitatea totală.

Comparativ, la aceeași dată a anului trecut, România avea înmagazinați 13,9 TWH, reprezentând 42,66% din capacitatea totală de înmagazinare.

Actualul grad de depozitare din România este inferior mediei europene, care se situează la 58,9%, însă România este și mare producător de gaze, ceea ce-i diminuează necesarul de înmagazinare.

Scăderea de mai multe luni a prețului gazelor pe piața liberă sub cel reglementat a apărut să producă și efecte asupra ofertelor făcute de furnizori clienților casnici. Astfel, Nova Power&Gas are o ofertă, numai pentru clienții noi însă, la un preț de furnizare de 110 lei/MWh, sub cel reglementat, de 120 lei/MWh, pe care guvernul ar vrea să-l introducă pentru a înlocui vechiul preț de 150 de lei/MWh la care producătorii sunt obligați să vândă furnizorilor gazele necesare acoperirii consumului clienților casnici și CET-urilor.

Noua ofertă Nova Power&Gas este valabilă pentru perioada 26 martie-8 aprilie, iar contractul are o durată de 6 luni, ca și precedenta ofertă a companiei. Prețul este însă unul variabil, depinzând de evoluția cotațiilor pe Bursa Română de Mărfuri (BRM), însă oricum nu poate depăși, cu tot cu taxe, plafonul impus de guvern de 310 lei/MWh.

Prețul final, cu tot cu taxe, va fi de 210,73 lei/MWh (pentru un client din București), cu o treime sub plafonul impus de guvern.

Și înainte, Nova Power&Gas era singura companie care avea o ofertă sub prețul reglementat, de 150 de lei/MWh impus producătorilor la vânzarea de gaze către furnizorii clienților casnici și CET-urilor.

Vechea ofertă a companiei era tot pe 6 luni, la un preț de achiziție de 125 lei/MWh, și un preț final sub cel plafonat, de 228,58 lei/MWh.

Prețul gazelor cu livrare în trimestrele al doilea și al treilea ale acestui an se situează deja cu 15% sub cel reglementat, de 150 de lei/MWh, la care producătorii sunt obligați de guvern să vândă gaze furnizorilor pentru acoperirea consumului clienților casnici și CET-urilor. Perspectivele sunt de reducere în continuare a cotațiilor, fiind încheiat chiar și un contract cu livrare în iarna viitoare, la 128 lei/MWh, a rezultat dintr-o analiză mai veche a Profit.ro.

Ulterior, prețul gazelor pe piața liberă a urcat semnificativ, atingând nivelul maxim al ultimelor 40 de zile, în urma publicării de către Ministerul Energiei a proiectului de OUG prin care se păstrează un preț reglementat, chiar dacă mai scăzut, la gazele vândute de producători furnizorilor pentru acoperirea consumului clienților casnici și CET-urilor.

O explicație ar fi aceea că actorii de pe piața internă anticipează că păstrarea unui preț reglementat, chiar dacă mai redus, de la 150 lei/MWh la 120 lei/MWh, la care producători vor fi obligați să vândă furnizorilor gaze pentru acoperirea consumului clienților casnici și CET-urilor, va diminua cantitatea de gaze disponibilă pe piața liberă.

Cea mai importantă companie de petrol și gaze din România, OMV Petrom, estimează că-și va majora cu o treime profitul net din acest an, comparativ cu cel de anul trecut, la 5,17 miliarde lei, bugetându-și venituri în creștere și cheltuieli în scădere.

Socoteala de acasă s-ar putea să nu se potrivească cu cea din târg, bugetul fiind alcătuit pe legislația în vigoare, care prevede un preț reglementat de vânzare a gazelor către furnizori pentru acoperirea consumului clienților casnici și CET-urilor de 150 lei/MWh și unul de 450 lei/MWh de vânzare centralizată a energiei electrice prin intermediul OPCOM.

Guvernul a pus în dezbatere publică un proiect de ordonanță prin care cele 2 prețuri reglementate coboară la 120 lei/MWh la gaze și la 400 lei/MWh la energie electrică. După 1 aprilie, participarea la mecanismul centralizat de achiziționare a energiei electrice pe OPCOM ar putea fi opțională.

Cu alte cuvinte, cel puțin pe partea de gaze și energie, veniturile bugetate de OMV Petrom (bazate probabil pe prețuri mai apropiate de cele reglementate prin legea în vigoare, de 150 lei/MWh lșa gaze și de 450 lei/MWh la energie electrică, chiar dacă are și vânzări pe piața liberă) să fie mai ridicate decât cele pe care le vor încasa propriu-zis.

Compania și-a bugetat venituri în creștere cu 1%, la 33,3 miliarde de lei.

Potrivit documentului OMV Petrom, compania se așteaptă să realizeze în 2024 un profit net de 5,17 miliarde lei, cu 31% peste cel de 3,94 miliarde lei realizat în acest an.

Principala explicație este faptul că în acest an compania nu mai este obligată să achite contribuției de solidaritate, care a fost de 2,7 miliarde de lei, ci numai impozitul de 0,5% pe cifra de afaceri, care va fi de aproximativ 250 milioane lei.

Așa se face că în ceea ce privește cheltuielile cu impozitele, acestea se vor reduce cu 50%, la 1,2 miliarde de lei. Reduceri vor înregistra și cheltuieli cu producție, cu 20%, până la 3,7 miliarde de lei.

Producția totală de hidrocarburi va scădea cu 6,4%, la 38,7 milioane de barili pe zi, cu o scădere mai mare la gaze naturale, de 7,1%, iar la petrol de 5,6%. Vânzările de gaze ale companiei ar urma să se reducă cu 16%, până la 39,3 TWh, urmând a se majora, în schimb, cu peste 40%, cele de energie electrică, până la 5,9 TWh, “în contextul unei revizii planificate a centralei electrice de la Brazi de o durată mai mică în 2024”.

Vânzările de produse rafinate ar urma să se majoreze cu 1,6%, până la cinci milioane de tone, “reflectând o creștere a cererii pe piața locală și disponibilitate mai mare a rafinăriei (nicio revizie planificata a rafinărie)”

Rata de utilizare a Rafinăriei Petrobrazi ar urma să revină la rata de utilizare din 2022, de peste 95%, după ce în 2023 ea s-a situat la doar 80%, ca urmare a reviziei programate din prima parte a anului.

Compania și-a mai planificat investiții de peste 8 miliarde de lei, cu 71% peste nivelul din anul precedent, din care 60% (4,7 miliarde lei) vor merge către Neptun Deep și forarea a 400 de sonde și sidetrackuri și 500 de lucrări de intervenții la sonde. În segmentul de rafinare sunt preconizate investiții de 1,1 miliarde de lei, mai ales în unitatea SAF/HVO, în unitatea de producție de hidrogen verde (electrolizoare 20 MW și 35 MW) și în noul complex de Aromatice. Pentru segmentul de gaze și energie sunt alocate 508 milioane de lei, pentru “mărirea portofoliului de energie regenerabilă (accent pe proiectele fotovoltaice majore planificate să înceapă execuția)”.

Taxa pe gaz introdusă de Germania, care face parte din "Planul de urgență pentru gaz”, nu numai că îngreunează eliminarea treptată a gazului rusesc, dar și scumpește gazul din Austria și implicit de pe piețele regionale, inclusiv România.

De ce este important Piața austriacă CEGH este cea mai importantă piață regională de gaze, ea dictând prețurile din mai multe state, volumele tranzacționate fiind cele mai ridicate.

Mai este interesant Deși prețurile actuale din România se situeză sub cele din Austria, România fiind țară de tranzit, producătorii români (în principal Romgaz, OMV Petrom și BSOG) achită (mai puțin pentru gazele vândute la preț reglementat) o redevență raportată la prețul de pe CEGH, ceea ce înseamnă că efectul din Austria al suprataxei germane se face simțit și-n România.

În prezent, prețul spot al gazelor tranzacționate pe Bursa Română de Mărfuri este de 137,2 lei/MWh (aproximativ 27,5 euro/MWh), în timp ce cel de pe CEGH este de 29,7 euro/MWh, preț la care este achitată redevența în România.

Potrivit presei de la Viena, suprataxa impusă de guvernul german îi costă pe consumatorii și companiile austriece peste 100 de milioane de euro pe an. Comisia Europeană a criticat deja aspru această taxă, iar Italia și, mai demult, Bulgaria, s-au abținut de la impunerea unei astfel de taxe.

Ca urmare a scăderii importurilor de gaze rusești și a nivelului scăzut de stocare, Germania a declarat un plan de alertă privind gazele naturale în 2023 și a introdus o taxă de stocare a gazelor. În Italia, se ia în considerare în prezent o taxă similară sub forma unei "taxe de neutralitate" asupra exporturilor. Din cauza importului de gaze din ambele țări, Austria este direct afectată de costurile suplimentare suportate.

Taxa de stocare a gazelor impusă de Germania a crescut în mod constant și se ridică acum la 1,86 euro/MWh pentru perioada ianuarie-iunie 2024. Creșterea taxei de stocare a gazelor de la 1,45 euro/MWh, cât a fost în perioada anterioară, a fost justificată de guvernul german de consumul mai redus de gaze, căruia trebuie să i se aloce costurile deja suportate.

Această taxă de stocare a gazelor este percepută și pentru gazul exportat în Austria, ceea ce îi costă pe participanții la piața austriacă - și, ulterior, pe clienții finali - aproximativ 115 milioane de euro. Sunt afectate în special landurile federale din vestul Austriei, deoarece sunt alimentate exclusiv prin intermediul rețelei de gaze germane.

Cu toate acestea, taxa de depozitare a gazelor are un impact și în celelalte părți ale Austriei și implicit în regiune.

În trecut, gazul avea tendința de a curge în direcția opusă, și anume din Rusia, prin Ucraina, către Slovacia și Austria, și apoi către Italia și Germania.

Ministerul de finanțe a decis să îndulcească exclusivistele condiții pe care companiile care desfășoară activități de distribuție/furnizare/transport de energie electrică și gaze naturale trebuie să le îndeplinească pentru a fi scutite de la plata impozitului pe cifra de afaceri, după ce a constatat că nici un operator economic nu se califică pentru această scutire.

Potrivit actualei legislații fiscale, sunt scutiți de la plata impozitului pe cifra de afaceri operatorii economici care desfășoară exclusiv activități de distribuție/furnizare/transport de energie electrică și gaze naturale și care sunt reglementați/licențiați de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE).

Numai că, susține ministerul de finanțe, „urmare adreselor înaintate de organizațiile reprezentative din domeniul energetic, dar și din partea unor operatori economici, s-a evidențiat faptul că această condiție de desfășurare exclusivă, în interpretarea strictă nu poate fi îndeplinită de majoritatea operatorilor cărora li se adresează, întrucât aceștia desfășoară și alte activități adiacente sau recurente activităților de distribuție/furnizare/transport vizate de reglementarea fiscală. În consecință, reglementarea fiscală poate rămâne fără aplicabilitate”.

Și asta, nu pentru că respectivele companii au decis singure să desfășoare și alte tipuri de activități, ci pentru că legislația le obligă să facă acest lucru.

De exemplu, potrivit Ordinului ANRE nr. 73/2014 privind aprobarea Condițiilor generale asociate licențelor pentru prestarea serviciului de distribuție a energiei electrice, obiectul licenței îl reprezintă desfășurarea activității de distribuție a energiei electrice de către titularul licenței, în regim reglementat, care constă în: prestarea serviciului de distribuție a energiei electrice pe baza tarifelor reglementate, racordarea locurilor de consum și/sau de producere la rețeaua electrică de distribuție și desfășurarea altor activități în cadrul serviciului de distribuție a energiei electrice, realizate la cererea și în beneficiul utilizatorilor rețelei electrice de distribuție.

De asemenea, operatorii economici care desfășoară activități de distribuție/furnizare/transport de energie electrică și gaze naturale mai prestează și alte activități, cum ar fi activități nereglementate, cca. 3% din total venituri, o pondere semnificativă din acestea reprezentând venituri din activități care decurg din alte obligații incidente (de ex. închirierea infrastructurii pentru furnizorii de rețele publice de comunicații electronice).

În plus, ele prestează și activități de parte responsabilă cu echilibrarea (PRE), în baza unor contracte de prestări de servicii pentru participanții la piață (producători, furnizori, distribuitori), potrivit reglementărilor ANRE, dar și alte activități adiacente cum ar fi tranzacții de tip One off – transfer de active/transfer de business – activități care nu sunt recurente activității de furnizare de energie electrică și gaze dar care pot fi necesar a fi realizate pentru îndeplinirea obiectivelor societății.

Drept urmare, MFP a propus, într-un proiect de ordonanță, înlocuirea termenului „exclusiv”. Astfel, vor fi scutiți de plata impozitului suplimentar pe cifra de afaceri operatorii economici care realizează venituri din activitatea de distribuție/furnizare/transport de energie electrică și gaze naturale în proporție de 95% din veniturile totale.

România este statul membru al Uniunii Europene cel mai puțin dependent de importul de gaze și al doilea cel mai puțin dependent stat UE de importul de produse petroliere. În ceea ce privește importul total de energie, România se află pe poziția a patra ca independență, după Suedia, Estonia și Islanda (membră a Zonei Economice Europene, însă nu a UE), reiese dintr-o analiză a Asociației Energia Inteligentă (AEI).

De ce este important Recent, Organizația pentru Cooperare și Dezvoltare Economică (OECD), la care România se pregătește să adere, a recomandat statului român să nu mai concesioneze perimetre noi de explorare de zăcăminte de gaze naturale, din rațiuni climatice.

Asta în pofida faptului că, potrivit AEI, dependența de importurile în energie ale UE nu au suferit modificări importante în ultimii ani, Europa rămânând puternic dependentă de importurile de energie chiar și după criza energetică.

Analiza datelor Eurostat demonstrează că măsurile luate în ultima perioadă nu au modificat semnificativ nivelul de securitate energetică al Europei, înlocuindu-se dependența de Rusia cu dependența de alte țări.

AEI susține că deși dependența de importurile de energie din Rusia a scăzut de 3 ori, nu a fost eliminată total.

În ceea ce privește dependența de importurile de gaze, aceasta a crescut în ultimii ani, chiar dacă a scăzut dependența de importurile de gaze provenite din Rusia de trei ori.

Analizând dependența de importurile de gaze în ultimii 5 ani în funcție de canalele de transport arată că au scăzut puternic cantitățile de gaze importate prin conducte din Rusia (de 4 ori), dar au crescut de 3 ori importurile de gaze din Rusia prin infrastructura europeană GNL și de două ori importurile de gaze prin infrastructura GNL din afara Rusiei. S-a majorat și cantitatea de gaze importată din afara Rusiei prin conducte.

Singura reducere a dependenței de importuri poate fi observată pe piața produselor petroliere, unde a scăzut dependența Europei de importuri cu aproximativ 8%, ca urmare a creșterii obligației de a introduce biocombustibili în combustibilii clasici, și a creșterii vânzărilor de mașini hibrid și electrice.

Acesta este sectorul cu cea mai mare reducere a dependenței față de un produs energetic din Rusia, practic dependența față de Rusia scăzând de 6 ori.

Dependența față de cărbunele important în UE a crescut în anii 2021 și 2022, odată cu repornirea unor centrale pe cărbune urmare a crizei gazelor și a revenit ulterior la nivelul din anul 2019.

Prețul gazelor cu livrare în trimestrele al doilea și al treilea ale acestui an se situează deja cu 15% sub cel reglementat, de 150 de lei/MWh, la care producătorii sunt obligați de guvern să vândă gaze furnizorilor pentru acoperirea consumului clienților casnici și CET-urilor. Perspectivele sunt de reducere în continuare a cotațiilor, fiind încheiat chiar și un contract cu livrare în iarna viitoare, la 128 lei/MWh.

De ce este important Prețul de 150 de lei/MWh a devenit caduc, de mai multe luni prețurile spot coborând sub nivelul acestuia. Cu toate acestea, Guvernul vrea să prelungească și să modifice actualul sistem complex de plafonare a prețurilor finale la energie și gaze, care include și reglementarea cotațiilor de vânzare practicate de producători pe piețele angro de profil, supraimpozitarea producătorilor, precum și compensarea furnizorilor pentru diferențele dintre costurile de achiziție angro și prețurile plafonate facturate clienților.

Mai este interesant La gaze naturale, producătorii români vor fi obligați să vândă angro, pentru acoperirea consumului populației și CET-urilor, nu la prețul reglementat unic de acum, de 150 lei/MWh, ci la cel mai mic preț dintre cotația menționată și prețul mediu al pieței libere rezultat din tranzacțiile cu livrare în luna de consum.

Cu alte cuvinte, tranzacțiile care se efectuează în prezent pe Bursa Română de Mărfuri (BRM) vor dicta prețurile la care producătorii vor fi obligați să vândă gaze furnizorilor.

Dacă până la începutul lunii martie, pe BRM s-au efectuat exclusiv tranzacții pe piețele spot și pe cea pentru luna următoare, începând cu cea de-a treia lună a anului au apărut și tranzacțiile cu livrare trimestrială.

Astfel, pe 5 martie, s-au comercializat 9,1 GWh cu livrare în trimestrul al doilea, la un preț mediu de 126,5 lei/MWh, pentru ca peste două zile să fie vândută o cantitate dublă, 18,2 GWh, cu același termen de livrare, la un preț în scădere, de 1126,35 lei/MWh.

Tot pe 5 martie, au fost tranzacționați 46 GWh cu livrare în trimestrul al treilea la un preț mediu de 133,2 lei/MWh, pentru ca peste 2 zile o cantitate similară să fie achiziționată la un preț în scădere, de 132 lei/MWh.

Alți 18,4 GWh cu furnizare în semestrul al doilea al anului s-au vândut la un preț mediu de 136 lei/MWh.

O cantitate de 18,3 GWh cu livrare în iarna viitoare s-a tranzacționat la un preț mediu de 128 lei/MWh, cu 44,66% sub prețul de 236,3 lei/MWh realizat în prima și ultima licitație precedentă cu acest termen de livrare, de pe 31 octombrie 2023.

Păstrarea actualului preț reglementat, de 150 lei/MWh, dar și a plafoanelor de 310 lei/MWh, pentru consumatorii casnici, respectiv 370 lie/MWh, pentru cei non-casnici, în legislație, chiar dacă într-o formulă în care ele nici măcar nu ar fi aplicate, poate fi interpretat de furnizori ca ținte de preț, sub care nu coboară în ofertele făcute consumatorilor casnici.

Potrivit comparatorului de prețuri al ANRE, în prezent, un singur furnizor, Nova Power&Gas are o ofertă care implică un preț de achiziție sub cel reglementat, de 150 lei/MWh, de 125 lei/MWh, și un preț final sub cel plafonat, de 310 lei/MWh, de 228,58 lei/MWh. Însă chiar și această ofertă este doar pe 6 luni.

Reticența de care de dovadă actuala coaliție guvernamentală la a reveni la o piață liberalizată în an electoral, va costa mai ales viitorul guvern, care va fi nevoit să subvenționeze furnizorii pentru gazul livrat populației și CET-urilor dar și consumatorii finali, care în absența unei concurenșe reale între furnizori, nu vor putea beneficia de oferte mai reduse, în pofida tendinței de scădere a prețului pe piața liberă.

27 de companii, printre care și românești, au depus anul trecut cereri neangajante de capacitate, cu un orizont 2024-2050, pentru viitorul coridor tranbalcanic sau vertical de gaze, în cadrul unei proceduri menite a testa interesul actorilor regionali, ca fază a „testului de piață” privind modernizarea și extinderea sistemului de transport al gazelor din Grecia de către compania de stat DESFA. În mai ar putea depuse cererile angajante de capacitate.

Din cele 27 de propuneri, 17 provin de la companii internaționale, în principal din Europa Centrală și de Sud-Est (precum Bulgaria, România, Austria, Ungaria, Slovacia, Germania, Cipru, Macedonia de Nord), dar și din SUA. Restul de 10 propuneri provin de la mari companii grecești.

Foarte probabil, printre companiile românești se numără OMV Petrom, compania având o divizie de trading extrem de activă în regiune. Interesată ar putea fi și Romgaz, care a semnat un contract cu Soccar, prin subsidiara Socar Trading, care prevede livrări potențiale de până la 1 miliard de metri cubi pe an.

În plus, Transgaz ar putea deveni acționar la terminalul LNG de la Volos. Mediterranean Gas, o companie elenă care dezvoltă proiectul Argo pentru un terminal GNL offshore Volos, a cerut organismului de reglementare energetică al țării să aprobe intrarea în proprietate a OTS-ului românesc cu o participație de 15%.

Următorea fază a „testului de piață” privind modernizarea și extinderea sistemului de transport al gazelor din Grecia, este cea a depunerii ofertelor ofertele angajante, care ar putea avea loc în mai 2024.

Potrivit presei elene, există o reticență din partea celor 27 de companii care și-au exprimat inițial interesul de a-și lua un angajament pe termen lung, care este însă necesar pentru ca planurile de extindere și modernizare a rețelei de transport gaze din Grecia să fie implementate.

Prețul spot al gazelor pe piața liberă autohtonă a coborât sub 110 lei/MWh, cel mai redus nivel al ultimilor 3 ani, situându-se cu 30% sub prețul la care la care producătorii sunt obligați de guvern să vândă gaze furnizorilor pentru acoperirea consumului clienților casnici și CET-urilor.

Marți, pe piața intraday, s-au tranzacționat 65 MWh la un preț minim al zilei de 105,9 lei./MWh, prețul mediu al celor 2,3 GWh comercializați cu livrare în aceeași zi situându-se la 108,7 lei/MWh.

Un preț similar s-a mai înregistrat doar în 2 zile în ultimii 3 ani, în plină vară, și nu iarna, cum se întâmplă în prezent, pe 3 și 4 iunie 2023.

Cu excepția acestor 2 zile, ultima dată când prețul spot al gazelor a fost mai redus de 110 lei/MWh a fost pe 5 mai 2021.

Și pe cealaltă piață spot, cea pentru ziua următoare, prețul gazelor a coborât la 110 lei, într-o tranzacție cu 122 MW livrați duminică.

În ultimele 4 zile de tranzacționare, prețul mediu pentru întregul volum tranzacționat pentru ziua următoare a fost de 114 lei/MWh.

Deși actuala reglementare a pieței pare caducă, guvernul este reticent să renunțe definitiv la ea, preferând să impună producătorilor români un algoritm de vânzare a gazelor la cel mai mic preț dintre prețul reglementat de 150 lei/MWh și prețul mediu al pieței libere rezultat din tranzacțiile cu livrare în luna de consum.

În plus, Guvernul vrea să elimine principalul stimulent pentru producători în ceea ce privește vânzările angro la preț reglementat. În prezent, producătorii de gaze nu sunt supraimpozitați pe vânzările reglementate de cantități destinate casnicilor și CET-urilor. De la 1 aprilie 2024, însă, se vrea aplicarea impozitului pe veniturile suplimentare și pentru cantitățile vândute la cotație reglementată.

Principala victimă vor fi OMV Petrom, BSOG și, în special, Romgaz.

Compania la care statul român este principal acționar va înregistra, în urma scăderii prețurilor și o reducere a veniturilor, dar, în eventualitatea adoptării proiectului legislativ aflat neoficial în dezbatere publică, și la o majorare semnificativă a cheltuielilor.

În 2023, Romgaz a obținut un profit de 2,81 miliarde lei, în creștere cu 10,42% față de cel de 2,55 miliarde lei din 2022, reglementarea la 150 lei/MWh a prețului de vânzare a gazelor destinate consumului populației și CET-urilor reducând cheltuielile companiei mai mult decât a diminuat veniturile acesteia.

Astfel, cheltuielile totale au scăzut cu 54,77% față de 2022, în principal datorită diminuării impozitului pe veniturile suplimentare aferente gazelor naturale (cu 4 miliarde) și a cheltuielilor cu redevența (cu un miliard lei).

Compania își bugetase pentru 2024 cheltuieli cu plata impozitelor și taxelor de doar 1,65 miliarde de lei, în scădere cu aproape 50% față de anul precedent. Chiar și așa profitul net era estimat la 2,6 miliarde lei, sub cel din acest an.

Motivul: Romgaz trebuie să investescă anul viitor 3,3 miliarde de lei (dar și în următorii 2 ani sume similare) în proiectul Neptun Deep, ceea ce ridică nivelul total al investițiilor din 2024 la peste 4,4 miliarde lei, plus rambursări de credite de 325 mii lei.

Dacă la aceasta se adaugă și veniturile mai reduse ca urmare a scăderii prețurilor, dar și miliardele care vor lua calea bugetului în urma eliminării scutirii de plata impozitului pe veniturile suplimentare, compania ar putea avea probleme de finanțare, în special a proiectului Neptun Deep, pentru care vrea să se împrumute pe piețele externe. În urma dispariției unor venituri și majorării cheltuielilor, probabil că și costul de finanțare va fi altul.

Iar cheltuielile financiare ale companiei sunt oricum în creștere 127,16% ca urmare a „costurilor cu dobânda aferentă împrumutului bancar de 325 milioane euro contractat în anul 2022 pentru achiziția acțiunilor ExxonMobil Exploration and Production Romania Limited” de la care a achiziționat participația la Neptun Deep.

Spre deosebire de partenerul său OMV Petrom, care dispune de cash (peste 13,3 miliarde lei), numerarul, echivalentele de numerar și alte active financiare (depozite la bănci și titluri de stat achiziționate) deținte de Romgaz au fost la 31 decembrie 2023 de doar 3 miliarde lei, în creșrtere un miliarde lei față de cele de la finalul anului precedent.

În condițiile unei producții relativ constante (care însă ar putea scădea suplimetar, efect al reintroducerii supraimpozitării), unui nivel extrem de ridicat de umplere a depozitelor la ieșirea din iarnă, și cu o cerere în picaj, în absența unor șocuri externe, este de așteptat ca prețurile, și așa reduse pentru o perioadă de iarnă, să scadă suplimentar.

Companiile autohtone au în prezent înmagazinate o cantitate de gaze cu 3 TWh peste cea de la aceeași dată a anului trecut, existând posibilitatea ca România să iasă din această iarnă cu peste 50% din depozite pline. Cum consumul este în picaj, presiunea s-ar putea muta pe prețuri, care și așa sunt reduse, de 125 lei/MWh, cu 25 de lei sub prețul la care la care producătorii sunt obligați de guvern să vândă gaze furnizorilor pentru acoperirea consumului clienților casnici și CET-urilor.

Pe 20 februarie, în depozitele subterane operate de Depogaz și Depomureș erau înmagazinați 19,44 TWh, reprezentând 57,43% din capacitatea totală de depozitare.

Anul trecut, la aceeași dată, erau depozitați 16,35 TWh (49,87% din capacitatea totală), iar România a ieșit din iarnă cu 13,73 TWh înmagazinați pe 1 aprilie 2023.

Dacă în perioada 20 februarie - 1 aprilie, extragerile din depozite vor fi similare celor de anul trecut, de 2,62 TWh, la finalul sezonului rece, în prima zi a lunii aprilie, România ar putea avea depozitați aproape 16,9 TWh, adică jumătate din capacitatea totală de 33,8 TWh.

Comparativ, pe 1 aprilie 2022, mai erau înmagazinați doar 6,4 TWh, iar pe 1 aprilie 2021, 5,7 TWh, cantități de aproape 3 ori mai reduse decât cele din acest an.

Producția internă se situează constant la 260 GWh/zi, însă cererea este în picaj liber.

Potrivit estimărilor OMV Petrom, cererea de gaze a scăzut în România cu 16% în 2022 și cu 6% în 2023. Într-un interviu acordat Profit,ro, CEO-ul Christina Verchere anticipează o stagnare a consumului în 2024.

Cu o producție relativ constantă, cu un nivel extrem de ridicat al depozitelor la ieșirea din iarnă, și cu o cerere în picaj, în absența unor șocuri externe, este de așteptat ca prețurile, și așa reduse pentru o perioadă de iarnă, să scadă suplimentar.

În prezent, atât prețul spot pe piața pentru ziua următoare operată de Bursa Română de Mărfuri (BRM), cât și cel futures, cu livrare în luna martie, sunt de 125 lei/MWh, cu 25 de lei sub cel reglementat.

De altfel, membrul directorartului OMV Petrom responsabil pentru gaze și energie, Frank Neel, crede că în 2024 cantitățile pe care OMV Petrom trebuie să livreze la preț reglementat, vor fi mai mici în 2024 decât cele din 2023, tocmai ca urmare a scăderii cererii și a nivelului ridicat al depozitării.

“Reglementatorul (ANRE - n.r.) și Transgaz ar trebui să confirme în februarie cifra finală. Așteptăm două lucruri, de fapt. Alocarea pentru piața reglementată, dar și obligația de stocare pentru modul în care calculăm obligația de depozitare pentru diferiții operatori. În ceea ce privește prognoza, cred că ne așteptăm să fim marginal sub nivelul anului precedent. În principal pentru că există încă o mulțime de gaze în depozite, iar cererea a fost puțin mai mică decât anul precedent. Depinde însă de solicitările furnizorilor de alocare”, a explicat membrul directoratului OMV Petrom responsabil pentru gaze și energie.

Prețul spot al gazelor pe piața pentru ziua următoare operată de Bursa Română de Mărfuri (BRM) s-a situat doar în 3 zile din ultima lună peste cel reglementat, de 150 de lei/MWh, la care producătorii sunt obligați să vândă gaze furnizorilor pentru acoperirea consumului clienților casnici și CET-urilor. Și gazul cu livrare în luna următoare, martie, s-a depreciat în ultimele 40 de zile cu aproape 25%, tranzacționându-se în prezent la 130 lei/MWh, cu 20 de lei/MWh sub prețul reglementat.

De ce este important Guvernul României a introdus, începând încă din perioada pandemiei, o serie de măsuri menite a proteja consumatorii finali, reversând procesul de liberalizare a pieței prin revenirea la un sistem de control planificat al pieței de energie. Numai că în prezent prețurile libere, atât la energie electrică, cât și la gaze, se situează sub prețurile impuse de guvern producătorilor în relație cu furnizorii.

Mai este interesant Dacă în trecut furnizorii erau avantajați în relație cu producătorii (nu cu statul, care încă le este dator) în urma revenirii la un sistem centralizat de control al pieței, în prezent, beneficiari ai păstrarii prețurilor de vânzare angro impuse de guvern, par a fi producătorii (majoritatea dintre ei deținuți de stat, atât pe piața energiei, cât și pe cea a gazelor).

Prețul gazelor cu furnizare în ziua următoare se situează în prezent la 130 lei/MWh, cu peste 13% sau 20 de lei/MWh sub cel reglementat.

Iar aceasta a fost regula în ultima lună, când în numai 3 zile, 31 ianuarie, 1 februarie și 4 februarie, prețul spot s-a situat peste cel reglementat.

Volumele tranzacționate au fost în medie de 20 GWh/zi, reprezentând 7,7% din producția internă curentă. Dacă adăugăm și volumele tranzacționate pe cealaltă piață spot, cea intraday, volumele au atins 30 GWh/zi, reprezentând 11,5% din producția internă.

Și prețul gazelor cu livrare în luna următoare se situează la același nivel, de 130 lei/MWh, după ce la începutul lunii ianuarie era de 170 lei/MWh.

Dacă în cazul păstrării prețului reglementat de vânzare de 450 lei/MWh în cazul energiei electrice, principalul păgubit pare a fi bugetul de stat, de unde se fac decontări către furnizori, în cel al gazelor, pe lângă buget, și consumatorii finali sunt victime ale sistemului reglementat, care nu vor putea beneficia în viitorul apropiat de scăderea prețului gazelor.

O revenire la liberalizarea piețelor nu ar garanta că furnizorii vor face imediat oferte mai atractive consumatorilor finali din două motive. În primul rând, ei au achiziționat majoritar gaze și energie în trecut cu furnizare în prezent la preț reglementat. În al doilea rând, revenirea la controlul prețurilor a distrus piața liberă, a condus la concentrarea furnizorilor și a eliminat, implicit, concurența dintre furnizori în a prezenta clienților oferte mai atractive. Majoritatea furnizorilor au oferte standard, la preț reglementat de achiziție a mărfurilor.

Producătorii de gaze autohtoni au 2 motive să prefere păstrarea actualului nivel al prețului reglementat, de 150 lei/MWh. În primul rând, acesta este mai mare decât cel de pe piața liberă, iar în al doilea rând, potrivit legislației, gazul comercializat la preț reglementat este scutit de impozitul pe veniturile suplimentare obținute în urma liberalizării sectorului, cea ce reprezintă o gură de oxigen pentru OMV Petrom, dar mai ales pentru Romgaz, companii care în următorii 3 ani au de investit câte 500-600 milioane de euro în proiectul Neptun Deep.

De altfel, recent, membrul directoratului OMV Petrom responsabil pentru gaze și energie, Frank Neel,

OMV Petrom, cel de-al doilea mare producător de gaze din România, după Romgaz, ar putea ajunge pentru o perioadă pe aceeași poziție și pe piața generării de electricitate în condițiile în care planurile sale de achiziții și investiții în proiecte regenerabile vor fi finalizate la timp.

OMV Petrom operează în prezent centrala de Brazi cu o capacitate de 860 MW, iar anul trecut a anunțat, dar nu și finalizat, 2 achiziții importante, cea a jumătate din Electrocentrale Borzești, care deține proiecte de producție de energie din surse regenerabile cu o capacitate de aproximativ 1 GW, și cea a mai multor proiecte de parcuri fotovoltaice în județul Teleorman, dezvoltate de compania daneză Jantzen Renewables, cu o capacitate de aproximativ 710 MW.

În plus, compania va construi, împreună cu CE Oltenia, 4 parcuri fotovoltaice cu o putere însumată de peste 450 MW.

Acestea implică însă costuri pentru companie, unele aferente achizițiilor anunțate anul trecut, aceasta fiind explicația majorării nivelului de investiții la 8 miliarde lei în acest an.

“Cheltuielile de capital aferente segmentului de fuziuni și achiziții (din 2024 -n.r.) merg în primul rând către tranzacțiile anunțate (anul trecut n.r.). Practic, ceea ce am anunțat este tranzactia cu Renovatio și cea din Teleorman pe care am semnat-o. Acum nu oferim o împărțire a sumei, dar ambele vor avea un anumit impact în 2024, care ar duce împreună la 1,5 miliarde lei. Acestea sunt cele mai importante. Există și alte elemente minore, dar cea mai mare parte vine de la acestea”, a declarat CFO-ul OMV Petrom Alina Popa.

Parcurile fotovoltaice ce urmează să fie construite de CE Oltenia și OMV Petrom pe amplasamente ale Complexului ar trebui să furnizeze electricitate sistemului energetic național începând cu anul 2025.

Conform estimărilor actuale, și parcul fotovoltaic al Electrocentrale Borzești ar trebui să furnizeze energie electrică sistemului energetic național de la începutul anului 2024, în timp ce parcurile eoliene sunt estimate să înceapă treptat producția între 2025-2027. Proiectelor li s-a acordat deja acces la rețeaua națională de transport a energiei electrice.

“În ceea ce privește capacitatea fotovoltaică, trebuie, desigur, să finalizăm unele dintre tranzacțiile de M&A (fuziuni și achiziții - n.r.) pe care le-am anunțat la începutul anului. Am semnat, acum trebuie să finalizăm. Sunt cei 450 de megawați la CE Oltenia, care vor fi împărțiți 50-50% cu partenerul nostru, CE Oltenia. Avem cei 710 megawați în Teleorman, unde așteptăm o finalizare a tranzacției în acest an. Și avem aproximativ 100 de megawați de alte proiecte care sunt proiecte Petrom de fotovoltaice. Ne așteptăm, dacă totul merge bine legat de aceste finalizări, să producem deja până la sfârșitul anului 2024, să avem aproximativ 80 megawați de PV deja în funcțiune.”, a declarat și șeful pe energie și gaze al companiei, Frank Neel.

Cu alte cuvinte, în 2027, când este estimată și declanșarea producției de gaze în Neptun Deep, compania ar putea avea funcțională o capacitate instalată de aproape 1,5 GW, peste ținta pe care oficialii au anunțat-o pentru 2030, de un GWh.

Adăugând capacitatea centralei de Brazi, rezultă o capacitate totală instalată de peste 2.250 MW, peste cea a Nuclearelectrica.

Evident că producția noilor parcuri nu va avea constanța celei a unei centrale nucleare, existând zile în care ea va fi mai ridicată și zile în care va fi mai scăzută. Însă este de așteptat ca în funcție de vreme, OMV Petrom să fie cel de-al doilea producător de energie de pe piața locală, după Hidroelectrica, în perioadele în care vremea este prietenoasă cu compania, chiar și primul, în condițiile unor lucrări de mentenanță la hidrocentrale.

Începând cu 2030, însă, este de așteptat ca Nuclearelectrica să revină pe poziția a doua, dacă finalizează măcar o parte din investițiile sale, cea de 7 miliarde euro în reactoarele 3 și 4, cu o capacitate de 1.400 MW (primul estimat pentru 2030, cel de-al doilea pentru 2031), și cea în reactoarele modulare mici, cu o capacitate de peste 450 MW.

Ambițiile OMV Petrom de a deveni al doilea jucător pe piața generării de electricitate ar putea fi amenințate în cazul unor întârzieri de execuție și de noua unitate de producție de energie electrică de 1.750 MW, pe care cumpărătorul activelor fostei termocentrale Mintia, Mass Global Energy Rom, a antreprenorului iordanian Ahmad Ismail Saleh, s-a angajat să o ridice și care va fi edificată pentru 673,5 milioane euro de unul dintre cele mai mari și mai vechi conglomerate de construcții din Grecia, Avax Group.

Ambițiile OMV Petrom ar putea fi însă și ele mai ridicate, dat fiind nivelul investițiilor anuale anunțate în următorii ani.

“Pentru 2024, acestea vor fi în jur de 8 miliarde de lei și rămânem cu aproximativ 8 miliarde de lei și în 2025 și 2026, care vin dintr-o combinație de cheltuieli de capital pentru Neptun, tranziție energetică și CAPEX suplimentar, pe care l-am avut în trecut. Când vine vorba de 2025-26 și nivelul CAPEX de 8 miliarde de lei pentru 2024, 2025, 2026, desigur, în toți acești ani, avem Neptun, în cea mai intensă perioadă de investiții. Dacă ne referim la Neptun aici, orientativ, estimăm ieșirile de numerar pentru Neptun, la 500-600 de milioane de euro în fiecare an în acești trei ani. A se avea în vedere, desigur, ca cea mai mare parte va fi CAPEX. Ar putea fi o anumită sumă și în avansuri care să fie reflectată din perspectivă contabilă, dar cea mai mare parte va fi CAPEX. Neptun este o parte importantă. Și apoi toate eforturile pe care le facem pe tranziția energetică, dar și activitățile noastre tradiționale vor continua să atragă și investiții”, a explicat Alina Popa.

Încălzirea vremii din ultimele zile au condus la scăderea consumului intern de gaze la aproape 400 GWh, ceea ce a făcut ca într-unul din depozitele de înmagazinare autohtone să fie injectate, și nu extrase gaze, în plină iarnă.

Consumul intern a coborât sâmbătă la 460 GWh, pentru ca duminică să ajungă chiar la 410 GWh, mai redus cu o treime decât cel record înregistrat pe 24 ianuarie, de 600 GWh.

Așa se face că în depozitul de la Ghercești, operat de Depogaz, filială a Romgaz, au fost injectați sâmbătă 5,5 GWh și 16,6 GWh duminică, o cantitate echivalentă cu 6,5% din producția internă curentă.

Din celelalte 4 depozite operaționale deținute de Depogaz au fost extrase gaze, 150 GWh sâmbătă și 100 GWh duminică, în timp ce din depozitul Depomureș, al Engie, au fost extrași alți 19 GWh/zi.

La începutul acestei săptămâni, România mai avea înmagazinați 20,89 TWh, reprezentând 61,68% din capacitatea de depozitare, după ce, pentru a acoperi consumul record din perioada friguroasă din ultimele 2 săptămâni, au fost extrase niveluri record, apropiindu-se chiar și de 300 GWh/zi.

În pofida faptului că a intrat în această iarnă cu depozitele pline în proporție de peste 100% (34,9 TWh, cu 2,7 TWh peste nivelul cu care a intrat în iarna precedentă, de 32,2 TWh), vremea mai friguroasă a făcut ca la această dată (4 februarie 2024) România să aibă doar un TWh înmagazinat mai mult decât în urmă cu un an, când avea stocați 19,7 TWh, reprezentând aproximativ 60% din capacitatea totală.

Pentru a acoperi consumul intern, pe lângă producția de 257 GWh și extragerile din depozite, companiile autohtone au apelat și la importuri, de 50 GWh sâmbătă (3,3 GWh din Ungaria, restul din Bulgaria) și de 48 GWh duminică (4,3 GWh din Ungaria, restul din Bulgaria).

Exporturile de gaze către Ucraina au fost sistate de la începutul acestei luni, după ce, în ultima jumătate de an, traderii internaţionali, companiile ucrainene, dar şi Energocom, compania din Republica Moldova mandatată să asigure siguranţa alimentării, au folosit România ca ţară de tranzit în vederea depozitării gazelor în facilităţile de înmagazinare în exces ucrainene.

De ce este important Aceasta este o veste proastă pentru producătorii români care, în urma umplerii spaţiilor de depozitare autohtone, mai au ca debuşeu al producţiei interne record a anului doar exportul. Deocamdată, singurele destinaţii de export rămân Ungaria, care se apropie şi ea de un grad de umplere al depozitelor de 100%, şi Republica Moldova, al cărei consum curent este redus. Dezechilibrul dintre producţie şi consum a condus la o scădere cu o pătrime a preţurilor spot în numai o săptămână. O înăsprire a vremii, care să majoreze consumul în regiune, ar putea veni în ajutorul acestora.

Mai este interesant Operatorul sistemului de transport gaze autohton, Transgaz, va suferi la rândul său, urmând a se confrunta cu o scădere a sumelor încasate atât din rezervările de capacitate pe punctele de interconectare, cât şi din tarifele de transport percepute pentru tranzitul gazelor prin România.

Dacă la finalul lunii octombrie, prin punctul de interconectare de la Ungheni intrau în Ucraina în medie 35 GWh/zi, începând cu 1 noiembrie, nu mai circulă niciun mc de gaze, nici către Ucraina, nici din Ucraina către România.

Pe 26 septembrie a fost atins un nivel maxim de fluxuri de gaze care au intrat din România în Ucraina, de 72,5 GWh.

Decizia de a nu mai folosi România ca ţară de tranzit ar putea avea ca explicaţie scăderea consumului de gaze din Ucraina.

Potrivit unei declaraţii recente, făcute de CEO-ul celei mai mari companii de petrol şi gaze din Ucraina, Naftogaz, Oleksiy Chernyshov, pentru Reuters, consumul intern a scăzut la 18-19 miliarde mc de la 27 miliarde mc în 2021, înainte de începerea războiului declanşat de Rusia.

„Consumul total de gaze al Ucrainei, anual, este sub 20 de miliarde de metri cubi, este între 18 şi 19 miliarde de metri cubi”, a spus Chernyshov într-un interviu acordat agenţiei de presă.

Consumul clienţilor casnici şi municipalităţilor reprezintă aproximativ 11 miliarde mc, în timp ce industria are nevoie de aproximativ 4 miliarde mc, restul fiind folosit pentru producţia de electricitate.

Actualul nivel al consumului din Ucraina este similar celui al producţiei interne, estimată la aproximativ 19,1 miliarde de mc în acest an, comparativ cu 18,5 miliarde mc în 2022.

În prezent, în Ucraina sunt depozitate aproximativ 12 miliarde mc de gaze (125 TWh sau aproape 40% din imensa capacitate pe care o deţine). 2 miliarde mc sunt înmagazinate de companii din afara Ucrainei, printre care şi Energocom, compania mandatată de guvernul Republicii Moldova să achiziţioneze gaze şi energie de pe pieţe pentru siguranţa alimentării, în special pe timp de iarnă.

În mod normal, cele 10 miliarde mc depozitate de companiile ucrainene (care acoperă peste 50% din consumul anual) şi producţia curentă ar trebui să fie suficienţi Kievului pentru a traversa această iarnă.

Comparativ, România are depozitaţi 34,8 TWh, care acoperă 31% din consumul anual de gaze.

Cu toate acestea, şeful Natfogaz se aştepta ca rezervele de gaz din Ucraina să depăşească 16 miliarde de metri cubi la începutul actualului sezon de încălzire, ceea ce nu s-a întâmplat, probabil şi ca urmare a faptului că traderii internaţionali consideră că actualul nivel al înmagazinărilor efectuate de restul statelor UE, care a ajuns la 1.113 TWh (sau 99,41%) este suficient pentru traversarea acestei ierni.

O eficienţă energetică mai bună a consumatorilor rezidenţiali şi municipali ar putea ajuta la economisirea de până la 30% din gaz, eliberând volume pentru potenţialele exporturi viitoare, crede Chernyshov.

Companiile autohtone au început să extragă mai mult gaz din depozite decât înmagazinează, dezechilibrând suplimentar raportul dintre cerere și ofertă de pe piața gazelor, caracterizată cu un nivel record al producției și un grad de peste 100% de umplere a depozitelor. Drept urmare, prețul unui MWh de gaz cu livrare în ziua următoare a coborât joi la 155 lei, cu numai 5 lei peste cel reglementat.

Comparativ, la aceeași dată a anului trecut, prețul unui MWh cu furnizare în ziua următoare era de 430 lei/MWh, iar cel din urmă cu 2 ani, de 318 lei.

Un preț mai redus, de aproximativ 70 lei/MWh a fost înregistrat la începutul lunii noiembrie 2020, în plină pandemie, când cererea fusese carantinată de măsurile impuse de diferitele guverne.

Producătorii autohtoni mai au o singură alternativă la acoperirea consumului curent, și anume exportul. Joi, importurile din Bulgaria se situau la 4,3 milioane mc, iar exporturile la 6,3 milioane mc, toate având ca destinație Ungaria.

Joi, potrivit datelor Transgaz, vor fi extrași din depozite 1,2 milioane mc și injectați doar 0,3 milioane mc, iar nivelul producției se situează la niveluri record ale anului, de peste 24,7 milioane mc/zi (sau 265 GWh/zi).

În pofida creșterii consumului intern la peste 225 GWh/zi, acesta nu se ridică la nivelul producției curente, ceea ce, în absența capacităților de depozitare (al căror grad de umplere a depășit 102%), oferă o singură alternativă producătorilor autohtoni, exportul.

Cum însă gradul de umplere al depozitelor din Ungaria se apropie de 100% (pe 31 octombrie era de 98%) și cererea maghiară s-ar putea diminua la nivelul importurilor necesare acoperirii consumului curent.

Dezechilibrul dintre oferta și cererea de gaz de pe piața internă și-a făcut simțite efectele și pe piața spot operată de Bursa Roână de Mărfuri (BRM).

Prețul intraday al unui MWh de gaz a coborât miercuri sub 170 de lei/MWh, iar cel a unui MWh cu furnizare în ziua următoare (joi) a auns la 176,9 lei.

Joi, prețurile spot s-au redus suplimentar, cu alte 12,5 procente, un MWh cu furnizare în ziua de vineri ajungând la 155 lei.

Producţia zilnică de gaze a atins un nou nivel record al ultimului an, după finalizarea reviziei planificate a zăcămintelor Midia operate de cel de-al treilea producător autohton, Black Sea Oil&Gas (BSOG). Majorarea producţiei interne s-a simţit şi pe pieţele spot operate de Bursa Română de Mărfuri (BRM), unde preţurile au scăzut cu peste 12%.

Potrivit datelor analizate de Energy Report, sâmbătă, 28 octombrie, producţia internă a urcat la 274,5 GWh, după ce scăzuse cu aproximativ 12% ca urmare a intrării în revizie a zăcămintelor Midia.

Ultima dată când producţia zilnică internă s-a situat peste acest nivel a fost exact în urmă cu un an, pe 29 octombrie 2022, când aceasta s-a ridicat la 275,1 GWh.

Duminică, producţia a coborât la 268,3 GWh, care oricum este cel mai înalt nivel din acest an, cu excepţia zilei de sâmbătă.

Până săptămâna trecută, în 2023, producţia zilnică internă a depăşit pragul de 260 GWh doar în alte 2 zile, pe 12 ianuarie şi pe 4 mai.

Preţurile gazelor cu livrare în ziua următoare au scăzut în weekend pe BRM la 176 lei/MWh, după ce toată săptămâna anterioară acestea s-au situat la o medie de peste 200 lei/MWh.

Recent, şeful BSOG, Marc Beacom, a anunţat la Profit Energy.forum disponibilitatea companiei de a-şi majora producţia cu 25% şi să o şi vândă la preţ reglementat.

Producţia actuală a BSOG este de 3,1 milioane de metri cubi pe zi, în timp ce producţia anuală de vârf este de puţin peste 1 miliard de metri cubi. BSOG doreşte să crească producţia cu 25% zilnic, deoarece capacitatea de livrare a sondelor a depăşit toate aşteptările şi nu există limitări tehnice pentru asta. Capacitatea de a furniza volume suplimentare pe piaţa din România aşteaptă aprobări de la autorităţile de reglementare, încă din 2022.

Pe 20 octombrie, cel de-al doilea producător autohton, OMV Petrom, a finalizat revizia zăcământului de Hurezani, revizie programată care a durat 10 zile. În această perioadă producţia internă a fost redusă cu 3,5 milioane mc pe zi, reprezentând aproximativ 15% din actualul nivel al producţiei interne.

În prezent, dacă producţia ar fi la cote maxime, producţia zilnică din România ar acoperi consumul intern, care a crescut de la 170 GWh/zi în urmă cu o lună la aproximativ 260 GWh/zi.

Problema este că în zilele cu consum relativ mai scăzut, producătorii autohtoni şi/sau furnizorii care achiziţionează gaze de la ei nu mai pot înmagazina, gradul actual fiind chiar superior capacităţii de depozitare totale raportate de Romgaz, de 105,76% din capacitatea totală, ca urmare a programului de investiţii efectuat de Romgaz.

Pe 28 octombrie, România avea înmagazinate 34,68 TWh de gaze, care acoperă aproximativ o treime din consumul mediu anual intern.

Singurul buffer al acestora rămâne exportul, însă şi în statele din jur nivelul înmagazinării este tot de aproximativ 100%. Ucraina este singurul stat cu capacităţi de depozitare disponibile.

Ca urmare a gradului ridicat de umplere a depozitelor, preţurile gazelor de pe pieţele spot au coborât la începutul lunii sub cel reglementat, de 150 lei/MWh, la care producătorii interni sunt obligaţi să-l practice în raport cu furnizorii autohtoni în vederea acoperirii consumului casnic şi cel al producătorilor de energie termică (PET-urilor).

Odată cu sporirea tensiunilor geopolitice ca urmare a atacului Hamas din Israel dar şi a introducerii de către Sofia a unei taxe de 10 euro/MWh pentru gazul rusesc care tranzitează Bulgaria, preţurile au început să crească atât pe pieţele europene, cât şi pe cea autohtonă.

Dacă pe 6 octombrie preţul spot al gazului pe Bursa Română de Mărfuri (BRM) coborâse la 137,6 lei/MWh (27,7 euro), în numai 9 zile, acesta s-a apreciat cu aproape 50%, ajungând la 203 lei/MWh (40,88 euro/MWh), record al ultimelor 6 luni.

Producţia zilnică de gaze a atins niveluri record pentru acest an numai câteva zile, marţi scăzând cu aproximativ 12% ca urmare a intrării în revizie a zăcămintelor Midia operate de cel de-al treilea producător autohton, Black Sea Oil&Gas (BSOG).

Marţi, potrivit datelor Transgaz, companiile din România au produs doar 21,6 milioane mc de gaze (echivalent a 232 GWh), după ce duminică, extrăseseră un nivel record al acestui an, de peste 24,5 milioane mc (sau 263,25 GWh).

Surse din piaţă au precizat că reducerea producţiei interne cu aproximativ 3 milioane mc sau 12% este rezultatul intrării în revizie pentru 3-4 zile a exploatărilor BSOG.

Recent, şeful BSOG, Marc Beacom, a anunţat la Profit Energy.forum disponibilitatea companiei de a-şi majora producţia cu 25% şi să o şi vândă la preţ reglementat.

Producţia actuală a BSOG este de 3,1 milioane de metri cubi pe zi, în timp ce producţia anuală de vârf este de puţin peste 1 miliard de metri cubi. BSOG doreşte să crească producţia cu 25% zilnic, deoarece capacitatea de livrare a sondelor a depăşit toate aşteptările şi nu există limitări tehnice pentru asta. Capacitatea de a furniza volume suplimentare pe piaţa din România aşteaptă aprobări de la autorităţile de reglementare, încă din 2022.

Pe 20 octombrie, cel de-al doilea producător autohton, OMV Petrom, a finalizat revizia zăcământului de Hurezani, revizie programată care a durat 10 zile. În această perioadă producţia internă a fost redusă cu 3,5 milioane mc pe zi, reprezentând aproximativ 15% din actualul nivel al producţiei interne.

În prezent, dacă producţia ar fi la cote maxime, producţia zilnică din România ar acoperi consumul intern, care a crescut de la 170 GWh/zi în urmă cu o lună la aproximativ 260 GWh/zi.

Problema este că în zilele cu consum relativ mai scăzut, producătorii autohtoni şi/sau furnizorii care achiziţionează gaze de la ei nu mai pot înmagazina, gradul actual fiind chiar superior capacităţii de depozitare totale raportate de Romgaz, de 101,5% din capacitatea totală, ca urmare a programului de investiţii efectuat de Romgaz.

Pe 23 octombrie, România avea înmagazinate 34,37 TWh de gaze, care acoperă aproximativ o treime din consumul mediu anual intern.

Singurul buffer al acestora rămâne exportul, însă şi în statele din jur nivelul înmagazinării este tot de aproximativ 100%. Ucraina este singurul stat cu capacităţi de depozitare disponibile.

Ca urmare a gradului ridicat de umplere a depozitelor, preţurile gazelor de pe pieţele spot au coborât la începutul lunii sub cel reglementat, de 150 lei/MWh, la care producătorii interni sunt obligaţi să-l practice în raport cu furnizorii autohtoni în vederea acoperirii consumului casnic şi cel al producătorilor de energie termică (PET-urilor).

Odată cu sporirea tensiunilor geopolitice ca urmare a atacului Hamas din Israel dar şi a introducerii de către Sofia a unei taxe de 10 euro/MWh pentru gazul rusesc care tranzitează Bulgaria, preţurile au început să crească atât pe pieţele europene, cât şi pe cea autohtonă.

Dacă pe 6 octombrie preţul spot al gazului pe Bursa Română de Mărfuri (BRM) coborâse la 137,6 lei/MWh (27,7 euro), în numai 9 zile, acesta s-a apreciat cu aproape 50%, ajungând la 203 lei/MWh (40,88 euro/MWh), record al ultimelor 6 luni.

Preţul mediu de vânzare a gazului cu livrare în ziua de miercuri, 25 octombrie, a fost de 200,7 lei/MWh.

Producția internă de gaze naturale a atins în această săptămână nivel maxim al acestui an, odată cu finalizarea reviziei programate a zăcământului operat de OMV Petrom la Hurezani.

Duminică, 22 octombrie 2023, România, în principal prin cei doi mari producători autohtoni, OMV Petrom și Romgaz, a extras 263,25 GWh de gaze, record al acestui an.

Precedentul record fusese înregistrat în ziua precedentă, pe 21 octombrie, de 260,95 GWh.

Pe 20 octombrie, OMV Petrom a finalizat revizia zăcământului de Hurezani, revizie programată care a durat 10 zile. În această perioadă producția internă a fost redusă cu 3,5 milioane mc pe zi, reprezentând aproximativ 15% din actualul nivel al producției interne.

În 2023, producția zilnică internă a depășit pragul de 260 GWh doar în alte 2 zile, pe 12 ianuarie și pe 4 mai.

Ultima dată când companiile autohtone au extras mai mult de 263,25 GWh într-o zi (producția de duminică) a fost în urmă cu aproape 11 luni, pe 26 noiembrie 2022, când au fost produși 263,78 GWh.

Nivelul ridicat al producției de gaze, care se confruntă cu o reducere naturală ca urmare a îmbătrânirii zăcămintelor, este o veste bună pentru această iarnă, în eventualitatea unei vremi mai reci sau a perturbării lanțurilor de alimentare ca urmare a conflictelor din Ucraina și Orientul Mijlociu.

O altă veste bună este disponibilitatea anunțată la Profit Energy.forum de șeful celui de-al treilea producător autohton, Black Sea Oil&Gas (BSOG), Marc Beacom, de a-și majora producția cu 25% și să o și vândă la preț reglementat.

Și nivelul gazelor înmagazinate este unul la nivel record, de peste 101,5% din capacitatea totală, ca urmare a programului de investiții efectuat de Romgaz.

Pe 23 octombrie, România avea înmagazinate 34,37 TWh de gaze, care acoperă aproximativ o treime din consumul mediu anual intern.

Asta nu înseamnă că România va trece de această iarnă consumând exclusiv gaz din producția internă și din depozite, fără a fi nevoită a apela la importuri.

“Din punct de vedere tehnic, când avem temperaturi foarte scăzute, mai mult de 5 zile consecutiv, noi nu vom extrage scoate din depozite cât vom avea nevoie. Iar acel volum mic suplimentar se va achiziționa la costuri foarte mari. Furnizorii trebuie să fie sănătoși din punct de vedere financiari pt a-l putea cumpăra. Pentru că suntem cu depozitele pline, e adevărat, însă acum urmează o frază ascunsă: pe banii furnizorilor. Furnizorii și-au îndeplinit obligația de înmagazinare, însă costul nu este inclus în marja de profit prevăzută de legislație”, a explicat Danila Dărăban, director executiv al Federației Asociațiilor Companiilor de Utilități din Energie (ACUE) la Profit Energy.forum.

Ca urmare a gradului ridicat de umplere a depozitelor, preţurile gazelor de pe pieţele spot au coborât la începutul lunii sub cel reglementat, de 150 lei/MWh, la care producătorii interni sunt obligaţi să-l practice în raport cu furnizorii autohtoni în vederea acoperirii consumului casnic şi cel al producătorilor de energie termică (PET-urilor).

Odată cu sporirea tensiunilor geopolitice ca urmare a atacului Hamas din Israel dar și a introducerii de către Sofia a unei taxe de 10 euro/MWh pentru gazul rusesc care tranzitează Bulgaria, preţurile au început să crească atât pe pieţele europene, cât şi pe cea autohtonă.

Dacă pe 6 octombrie prețul spot al gazului pe Bursa Română de Mărfuri (BRM) coborâse la 137,6 lei/MWh (27,7 euro), în numai 9 zile, acesta s-a apreciat cu aproape 50%, ajungând la 203 lei/MWh (40,88 euro/MWh), record al ultimelor 6 luni.

Preţul spot al gazelor tranzacţionate pe Bursa Română de Mărfuri (BRM) a sărit de pragul de 200 de lei/MWh pentru prima dată în ultimele 6 luni, în pofida faptului că România are depozitele pline. Reducerea producţiei interne cu 15% în urma intrării în revizie a zăcământului Petrom de la Hurezani şi nou introdusa taxă de 10 euro/MWh pentru gazul rusesc transportat prin Bulgaria ar putea fi unele dintre explicaţiile scumpirii gazului pe piaţa internă, dar şi în regiune.

De ce este important Consumatorii casnici nu sunt afectaţi de evoluţia preţului pe bursele spot, pentru alimentarea acestora (dar şi a producătorilor de energie termică), Guvernul stabilind ca producătorii să le vândă furnizorilor gaz la preţ reglementat, de 150 de lei/MWh. Consumatorii non-casnici, în schimb, sunt alimentaţi de furnizori de pe piaţa liberă, fie în urma semnării unor contracte pe termen lung cu producătorii/traderii, fie de pe pieţele spot.

Mai este interesant Ministrul Energiei, Sebastian Burduja, intenţionează să păstreze actuala schemă de compensare/plafonare. "Noi ne dorim foarte mult menţinerea schemei de plafonare-compensare exact aşa cum este ea şi vă dădeam mai devreme un argument de ce este bine că astăzi avem o plafonare a acestor preţuri: pentru că vedem deja cum piaţa internaţională de gaze naturale a luat o dinamică nefavorabilă consumatorului", a precizat ministrul.

În urmă cu 10 zile, sâmbătă 6 octombrie, preţul spot al gazului coborâse la 137,6 lei/MWh (27,7 euro). În numai 9 zile, acesta s-a apreciat cu aproape 50%, ajungând la 203 lei/MWh (40,88 euro/MWh), preţul mediu la care s-a tranzacţionat gazul cu livrare în ziua de luni.

În şedinţa de luni, preţul medu al gazului livrat a doua zi, marţi, 17 octombrie, a scăzut marginal, însă a rămas tot peste 200 de lei/MWh, 201,7 lei/MWh mai exact.

Ultima dată când a fost înregistrat un preţ superior celui de 203 lei/MWh a fost pe 24 aprilie.

Şi pe cea mai importantă bursă regională, cea austriacă CEGH, gazele s-au scumpit considerabil, preţul pentru ziua următoare depăşind pragul de 50 de euro/MWh. Gazul cu livrare în ziua de luni a avut un preţ de 52,2 euro/MWh, cu o treime sau aproape 13 euro peste cotaţia de marţea trecută, de 39,2 euro/MWh.

Potrivit datelor Transgaz, luni România a importat 14,4 milioane mc de gaze, a exportat 10,6 milioane mc (din care 7,1 milioane mc în Ungaria, 2,3 Milioane mc în Ucraina şi 1,2 milioane mc în Republica Moldova), a produs 20,7 milioane mc şi a stocat 3,4 milioane mc.

Atât pe CEGH, cât şi pe piaţa internă, o parte importantă din gazul tranzacţionat de import este gaz rusesc.

Iar începând de vinerea trecută, potrivit Bloomberg, Bulgaria a introdus o o taxă de 20 de leva (10 euro) pentru fiecare MWh de gaz provenit din Rusia, echivalentul a aproximativ o pătrime din preţul de la acea dată de pe CEGH.

Probabil că traderii au început deja să factureze noua taxă în preţul solicitat pe burse.

În plus, în cazul României, la scumpirea gazului pe pieţele spot a contribuit şi intrarea în revizie a zăcământului de la Hurezani, operat de OMV Petrom, care a redus nivelul producţiei interne cu aproape 15%.

Surse din piaţă au declarat că revizia zăcământului operat de OMV Petrom este una programată de mult timp şi că va dura până pe 20 octombrie.

România nu mai este folosită, începând cu 1 ianuarie drept rută pentru importul de gaze de către Republica Moldova, cel puțin într-una din zilele acestui început de an, pe 5 ianuarie, fluxul pe fostul coridor transbalcanic inversându-se. Astfel, prin acest gazoduct au fost exportată joi o cantitate de aproximativ 4,5 GWh în Bulgaria, fenomen extrem de rar de la lansarea gazoductului TurkStream.

De obicei, în ultimele luni, prin punctul de interconectare de la Negru Vodă, în România intra gaz, o parte din acesta ajungând ulterior în Republica Moldova, fie prin Isaccea (via Ucraina), fie direct prin punctul de la Ungheni. O altă parte ajungea în Ungaria și restul rămânea în România.

Se pare însă că Chișinăul se aprovizionează în prezent exclusiv din Ucraina, unde are depozitate gaze achiziționate în prealabil de compania de stat Energocom de pe piețele regionale.

În ultimii 2 ani, fluxul pe coridorul transbalcanic a fost inversat (dinspre România spre Bulgaria) în punctul de interconectare de la Negru Vodă doar în câteva zile din lunile iunie 2020 și 2021, când gazoductul TurkStream s-a aflat în revizie.

Gazul exportat în Bulgaria a fost rezultatul unor renominalizări, în urma licitațiilor de rezervare capacitate. De la începutul anului, prin acest punct au fost făcute rezervări de export spre Bulgaria, însă cum rezervările de import au fost superioare în restul zilelor, cu excepția celei de 5 ianuarie, România a fost import net prin punctul de interconectare de la Negru Vodă.

Pe 5 ianuarie însă, renominalizările de export au fost de de aproximativ 10,3 GWh, iar cele de import de 5,8 GWh, de unde a rezultat un flux fizic de 4,5 GWh în direcția bulgară.

Gazul ar putea fi unul de tranzit, în aceeași zi, România importând 27 GWh din Ungaria. Astfel, în urma unor swap-uri, o parte din cantitatea importată din Ungaria ar fi putut ajunge în Bulgaria.

Site-ul de specialitate ICIS, citând surse din piață, susține însă că este vorba de gaz produs în Marea Neagră, și anume de Black Sea Oil&Gas (BSOG).

BSOG și-a vândut întreaga producție către Engie.

O altă sursă citată de ICIS avansează ideea unor optimizări fiscale în urma introducerii taxei de 98% pe veniturile obținute din activitatea de trading.

Penuria de gaz de pe piețele occidentale, afectate de diminuarea livrărilor Gazprom, și lichiditatea sporită de pe piața autohtonă, alimentată din importuri, a majorat diferența dintre prețurile gazului de pe piețele spot din România și Austria la aproximativ 50 de euro/MWh. În prezent, gazul cu furnizare în ziua de miercuri se tranzacționează pe Bursa Română de Mărfuri (BRM) la un preț de 158 euro/MWh (777 lei/MWh), în timp ce pe cea mai importantă bursă regională, cea austriacă CEGH, la unul de 208 euro/MWh, preț apropiat de cel de pe bursa olandeză TTF.

Chiar dacă în ultimele zile volumele de gaze tranzacționate pe piața pentru ziua următoare (PZU) operată de BRM s-au mai redus, în a doua jumătate a lunii trecute s-au comercializat volume record, de peste 100 de GWh/zi, de 3 ori peste maximele istorice înregistrate până atunci.

În total, în ultimele 20 de zile, pe piața pentru ziua următoare operată de BRM s-a tranzacționat o cantitate de aproximativ 1,5 TWh.

“În ceea ce privește decuplarea (prețurilor de pe - n.r.) CEGH și BRM, ceea ce am văzut, mai ales în iulie, este legat în principal de o creștere a importurilor. Nu cunoaștem originea acestui import (suplimentar -n.r.), dar presupunerea noastră este că avem de-a face, în principal, cu gaz natural lichefiat (GNL), care vine din Grecia către piața românească. A fost înregistrat o creștere a fluxului de GNL în Europa în general, inclusiv în Grecia, și asta a adus ceva lichiditate suplimentară pe piața din România. Iar piața românească beneficiază de această situație: din cauza creșterii lichidității avem, de asemenea, un spread semnificativ între cele două piețe”, a declarat șefurl diviziei Downstream Gas al OMV Petrom, Frank Neel, răspunzând unei întrebări adresate de Profit.ro.

În prezent, majoritatea gazului rusesc care intră în Europa o face în urma unor licitații lunare și, mai ales în ultimul timp, a unora zilnice.

Așa se face că, zilnic, în România au intrat în luna iulie și peste 130 GWh, deși rezervările pe termen mediu și lung (majoritar lunare) erau de maxim 40 GWh.

La mijlocul lunii iulie, de exemplu, în urma licitațiilor de rezervare de capacitate pentru ziua următoare, erau rezervate capacități zilnice de 90-100 GWh de peste două ori peste cele lunare.

Potrivit unor surse din piață, confirmate de Frank Neel, mai nou, prin punctele de interconectare cu Bulgaria, de la Negru Vodă și Ruse-Giurgiu, este importat nu numai gaz rusesc provenit din Turk Stream, ci și gaz din surse alternative.

Publicația de specialitate ICIS susține că importurile ridicate din ultimele zile ar putea include și volumele importate de gaz natural lichefiat (GNL) din Grecia.

Datele publicate de operatorul grec de transport de gaze DESFA indică o creștere a exporturilor fizice prin punctul de frontieră greco-bulgar Sidirokastro, la o valoare de 140 GWh/zi pe 12 iulie, cu 40 GWh/zi mai mare decât la începutul lunii.

Datele ICIS arată, de asemenea, o intensificare a activității terminalului grecesc Revithousa, în luna iulie fiind deja descărcate 4 cargo-uri, cel puțin alte 2 fiind așteptate până la sfârșitul lunii. În iulie 2021, doar 2 cargouri LNG au fost descărcate în respectivul terminal.

O parte din gazul rusesc care intră în România, 4,5 milioane mc/zi sau aproape 50 GWh, ajunge însă în Ungaria, care folosește în prezent România drept țară de tranzit pentru a compensa deficitul de gaz provenit din celelalte rute ale gazului rusesc spre Europa.

Cum consumul din prezent este redus, de 130-135 GWh/zi, de aproape 2 ori mai redus decât producția curentă, de 260 GWh/zi, companiile din România importă gaze în special în vederea înmagazinării. În iulie, au fost zile în care s-au înmagazinat și peste 200 GWh/zi.

Dacă pe 1 iulie, în depozitele din România erau depozitați 14,1 TWh, reprezentând 41,1% din capacitatea totală de înmagazinare, la finalul lunii iulie, nivelul înmagazinărilor crescuse cu 5,2 TWh, aungând la 19,3 TWh, reprezentând 58,8% din capacitatea totală. De unde rezultă un nivel de injecție de aproximativ 166 GWh/zi.

Prețul mediu înregistrat pe PZU, de 777 lei/MWh, nu este însă unul mic, fiind de 5,2, respectiv 3,1 ori, peste cel la care producătorii autohtoni sunt obligați să vândă furnizorilor gaze pentru acoperirea consumului clienților casnici (150 lei/MWh), respectiv CET-urilor (250 lei/MWh).

Dublarea cotațiilor internaționale ale carburanților, triplarea prețului spot al energiei electrice și creșterea de patru ori a prețului gazelor pe piața angro, chiar dacă s-au reflectat în mai mică măsură în prețul la pompă și în facturi în urma intervențiilor guvernamentale, au condus la o distrugere a cererii, mai accentuată în special începând cu cel de-al doilea trimestru al anului.

Despre produsele energetice (gaze, energie electrică si carburanți) se crede că au o elasticitate a cererii destul de redusă, că nivelul consumului nu se reduce proporțional cu majorarea prețului.

Cu toate acestea, în pofida plafonării prețurilor (la gaze și electricitate) și a reducerii convenite de guvern cu distribuitorii de carburanți, cererea a suferit în prima jumătate a anului, în special în trimestrul al doilea, când a intrat în vigoare noua schemă de plafonare și compensare, mai “darnică” cu consumatorii finali.

Astfel, potrivit datelor unuia din principalii actori de pe cele 3 piețe, OMV Petrom, cererea națională de carburanți s-a redus în trimestrul al doilea cu 2%, după ce în primul trimestru crescuse cu 7%, în timp ce cea de gaze s-a prăbușit în perioada aprilie-iunie cu 19%, după ce se redusese cu 11% în primele trei luni ale anului. Cererea națională de energie electrică a suferit la rândul său, micșorându-se cu 6% în trimestrul al doilea, după ce în primul trimestru se diminuase cu 4%.

Guvernul a plafonat până pe 31 martie 2023 prețul la energie electrică la consumatorii finali la 0,68 lei/MWh (pentru consumatori casnici cu un consum mai redus de 100 KWh/lună), 0,8 lei/KWh pentru consumatori casnici cu un consum de 100-300 KWh/lună) și la 1 leu/KWh la non-casnici și prețul gazelor la 0,31 ei/KWh (pentru casnici) și 0,37 lei/KWh (non-casnici). Începând cu luna iulie, guvernul a conveni cu distribuitorii de carburanți o reducere de 50 de bani/l, din care jumătate este suportată de la buget.

Evoluție neobișnuită a consumului de carburanți: creștere în perioade cu scumpiri, reducere în perioade cu ieftiniri

Cea mai surprinzătoare evoluție a avut-o consumul de carburanți. Astfel, în perioada ianuarie-martie, consumul de carburanți a crescut cu 7% în pofida faptului că în această perioadă s-a înregistrat cea mai mare parte a majorărilor de preț. Astfel, prețul la pompă crescuse până la finalul lunii martie cu 28% (sau 1,75 lei/l) la benzina standard și cu 37% (sau 2,25 lei/l) la motorina standard.

În trimestrul următor, prețurile carburanților au crescut doar cu aproximativ 50 de bani (creștere anulată în ultima lună de reducerea convenită de companii cu guvern) și, cu toate acestea, consumul nu a mai crescut, ci s-a redus cu 2%.

În prezent, în urma aplicării reducerii de 50 de bani, prețurile a pompă se situează aproximativ la nivelul celor de la începutul lunii aprilie.

O explicație a evoluție surprinzătoare a consumului de carburanți, în special cea din primul trimestru, ar putea cea a efectului de bază. Consumul din aceeași perioadă a anului trecut a fost unul mai mic decât în perioade normale ca urmare a restricțiilor impuse de guvern și a comportamentului mai prudent al populației, care a evitat deplasările mai puțin necesare (și chiar vacanțele). Cererea de kerosen (combustibil folosit în transportul aviatic), de exemplu, deși s-a dublat față de aceeași perioadă a anului trecut, a depășit cu doar 1% nivelul cererii pre-Covid, potrivit datelor OMV Petrom.

Comparativ cu anul trecut, țițeiul Brent s-a apreciat în trimestrul al doilea cu

65%, ajungând la un preț mediu de 114 dolari pe baril. Potrivit șefului diviziei Downstream Oil, Radu Căprău, aprecierea cotațiilor la benzină și motorină, care sunt folosite în formula de stabilire a prețului la pompă, a fost însă una aproape dublă, de 115%, ca urmare a restricțiilor impuse sau adoptate voluntar de companii în raport cu importul de țiței și produse petroliere din Rusia.

În plus, în cel de-al doilea trimestru al acestui an, leul s-a depreciat cu 14% în raport cu dolarul, iar prețurile de pe această piață sunt negociate în dolari.

Reducere de 19% a consumului de gaze în trimestrul al doilea

În ceea ce privește reducerea consumului de gaze și de energie electrică, probabil că ea provine în principal de la marii consumatori, precum Azomureș și ALRO, cărora nu li s-au aplicat plafonările, beneficiind de alte scheme de sprijin.

Plafonarea prețului la energie și gaze, chiar dacă a protejat consumatorii vulnerabili (dar nu numai), a avut ca efecte colaterale descurajarea reducerii consumului și demotivarea furnizorilor de a negocia prețuri mai reduse, atât timp cât diferența de preț este achitată de stat.

Așa se face că prețul la care au cumpărat furnizorii gaze pentru a le livra consumatorilor la prețuri de 0,2-0,25 lei/KWh (0,31 lei cu tot cu taxe, în cazul clienților casnici, 0,37 lei/KWh în cazul celor non-casnici) a fost în trimestrul al doilea dublu față de cel facturat, de aproximativ 0,5 lei/KWh.

Prețul mediu pentru produsele standard pe termen mediu și lung de pe piețele centralizate, de unde achiziționează furnizorii o parte din gaze livrate consumatorilor finali, a fost în trimestrul al doilea de 471 lei/MWh, de aproape 4 ori peste cel din perioada similară a anului trecut, de 120 lei/MWh. Volumul tranzacționat a fost de 5,2 TWh. În ceea ce privește livrările pe termen scurt, pe piața pentru ziua următoare administrată de BRM, prețul mediu din al doilea trimestru al acestui a fost de 506 lei/MWh, de 4,4 ori peste cel din aceeași perioadă a anului trecut, de 116 lei/MWh.

La reducerea considerabilă a consumului de gaze, de 19% în trimestrul al doilea, a contribuit și efectul de bază, vremea mai rece prelungindu-se anul trecut și în luna aprilie.

Producția internă a scăzut mai agresiv decât consumul de electricitate. Apreciere a prețurilor emisiilor de CO2

În ceea ce privește, consumul de energie electrică, reducerea de 6% provine probabil de la marii consumatori industriali și de la cei non-casnici, plafonul de preț stabilit de guvern, 0,68-0,8 lei/MWh, fiind relativ egal cu prețurile din contractele mai vechi ale consumatorilor casnici.

Chiar dacă sunt obligați să factureze acest preț clienților finali, furnizorii au cumpărat aproximativ 50% din energia consumată în România de pe piața pentru ziua următoare operată pe OPCOM la prețuri de peste 4 ori mai ridicate decât cele facturate.

Astfel, în trimestrul al doilea al acestui an, prețul mediu PZU a fost de peste 200 euro/MWh (aproximativ 1 leu/KWh), de 3 ori mai mare decât cel de 66 euro/MWh din aceeași perioadă a anului trecut.

Majorare prețului reflectă un dezechilibru între cerere și ofertă. Chiar dacă cererea a scăzut în trimestrul al doilea cu 6%, producția s-a diminuat și mai mai mult, cu 10%. În plus, prețul emisiilor de CO2 s-a majorat cu două treimi, de la 50 de euro/tonă în perioada aprilie-iunie 2021 la 83 euro/tonă în aceeași perioadă a acestui an.

Prețul spot al gazului tranzacționat pe piața pentru ziua următoare operată de Bursa Română de Mărfuri (BRM) s-a majorat marți cu 116 lei/MWh în urma noilor limitări impuse de Gazprom a livrărilor către Europa. Deși aprecierea gazului pe piața autohtonă, de 16,2%, a fost similară cu cea de pe cea mai importantă piață regională, cea austriacă CEGH, prețul de pe BRM, de 168 euro/MWh (828,5 lei/MWh) a fost net inferior celui din Austria, de 201,4 euro/MWh, ca urmare a faptului că ruta sudică, prin gazoductul TurkStream, este singura rută de transport al gazului rusesc care funcționează normal, spre deosebire de rutele nordice, Nord Stream și Yamal.

Volumul de gaz cu livrare în ziua de miercuri tranzacționat marți a fost unul considerabil, de 66,8 GWh, chiar dacă mai redus fațăd e recordurile înregistrate săptămâna trecută, de peste 100 GWh/zi.

În ultimele 2 săptămâni, pe piața pentru ziua următoare operată de BRM au fost comercializate cantități record de gaze, de aproape 1,2 TWh, duble, dacă nu chiar triple, față de cele mai bune săptămâni de pe această piață, pe care de obicei se tranzacționau cel mult 30 GWh/zi.

O parte importantă din producția internă este alocată, prin legislația adoptată recent, alimentării consumului clienților casnici (la un preț de 150 lei/MWh plătit de furnizori producătorilor interni), respectiv CET-urilor (la un preț de 250 lei/MWh).

Drept urmare, din producția internă pe BRM se tranzacționează cantități reduse și destinate doar alimentării clienților non-casnici. Cum producția internă este deja “redistribuită” de autorități, o mare parte din gazul tranzacționat pe BRM, mai ales pe piața spot, provine din import.

În prezent, majoritatea gazului rusesc care intră în Europa o face în urma unor licitații lunare și, mai ales în ultimul timp, a unora zilnice.

Așa se face că, zilnic, în România au intrat în luna iulie și peste 130 GWh, deși rezervările pe termen mediu și lung (majoritar lunare) erau de maxim 40 GWh.

Potrivit unor surse din piață, mai nou, prin punctul de la Negru Vodă și prin cel de la Giurgiu-Ruse este importat nu numai gaz rusesc provenit din Turk Stream, ci și gaz din surse alternative.

În ziua de miercuri, potrivit Transgaz, România ar urma să importe 11 milioane metri cubi (116 GWh), din care 8,9 milioane mc (94,5 GWh) prin punctul de interconectare de la Negru Vodă și 1,1 milioane mc (11,5 GWh) prin cel de la Giurgiu-Ruse.

O parte din acest gaz (4,6 milioane mc sau 48,5 GWh) doar tranzitează România, urmând a ajunge în Ungaria.

Ungaria și-a înjumătățit importurile din Austria în ultima lună, de la 150 GWh/zi la 75 GWh/zi și și-a majorat importurile prin Serbia, de la 113 GWh/zi la 178 GWh/zi, și din România, de la 0 Gwh/zi la finalul lunii mai la o medie de 50 GWh/zi în prezent.

România are avantajul că se află pe traseul TurkStream, care deocamdată n-a fost afectat de diminuări de cantități livrate de gigantul rus Gazprom. Dimpotrivă, cel puțin în ceea ce privește importurile efectuate de companiile autohtone, acestea s-au majorat. Iar Rusia are relații prietenoase și contracte semnate pe termen lung atât cu Ungaria (care folosește România ca țară de tranzit), cât și cu Serbia. Cu alte cuvinte, probabil că fluxul prin TurkStream 2 este ultimul pe care Moscova ar putea să-l limiteze, spre deosebire de cele prin Nord Stream sau Yamal, deja afectate.

Și în luna august companiile din România, dar și din Ungaria (care folosesc infrastructura autohtonă pentru tranzit) vor continua să importe gaz, în principal rusesc, care va intra în țară prin punctul de interconectare de la Negru Vodă.

Motivul: capacitatea lunară de import rezervată prin punctul de la Negru Vodă pentru luna august este de 45,2 GWh/zi, în creștere cu 8 GWh sau 22% față de cea rezervată pentru luna iulie. Și în iulie, rezervările de capacitate de import lunare se majoraseră la 37 GWh/zi de la 34,2 GWh/zi în luna iunie.

În urma înmagazinărilor zilnice record din ultimul timp, favorizate și de un consum intern redus, de aproximativ 145 GWh, România a atins pe 23 iulie un procent de depozitare de 55,6% din capacitatea totală. În prezent în depozitele autohtone sunt depozitați aproximativ 18,24 TWh.

Companiile din România, dar și din Ungaria (care folosesc infrastructura autohtonă pentru tranzit) vor continua și în luna august să importe gaz, în principal rusesc, care va intra în țară prin punctul de interconectare de la Negru Vodă. Furnizori interni importă în prezent gaze nu atât în vederea acoperirii consumului, ci în vederea înmagazinării sale pentru sezonul de iarnă.

Capacitatea lunară de import rezervată prin punctul de la Negru Vodă pentru luna august este de 45,2 GWh/zi, în creștere cu 8 GWh sau 22% față de cea rezervată pentru luna iulie. Și în iulie, rezervările de capacitate de import lunare se majoraseră la 37 GWh/zi de la 34,2 GWh/zi în luna iunie.

În urma înmagazinărilor zilnice record din ultimul timp, favorizate și de un consum intern redus, de aproximativ 145 GWh, România a atins pe 23 iulie un procent de depozitare de 54,57% din capacitatea totală. În prezent în depozitele autohtone sunt depozitați aproximativ 18 TWh.

În prezent, majoritatea gazului rusesc care intră în Europa o face în urma unor licitații lunare și, mai ales în ultimul timp, a unora zilnice.

Așa se face că, zilnic, în România au intrat în luna iulie și peste 130 GWh, deși rezervările pe termen mediu și lung (majoritar lunare) erau de maxim 40 GWh.

La mijlocul acestei luni, de exemplu, în urma licitațiilor de rezervare de capacitate pentru ziua următoare, erau rezervate capacități zilnice de 90-100 GWh de peste două ori peste cele lunare.

Potrivit unor surse din piață, mai nou, prin punctul de la Negru Vodă este importat nu numai gaz rusesc provenit din Turk Stream, ci și gaz din surse alternative.

Publicația de specialitate ICIS susține că importurile ridicate din ultimele zile ar putea include și volumele importate de gaz natural lichefiat (GNL) din Grecia.

Datele publicate de operatorul grec de transport de gaze DESFA indică o creștere a exporturilor fizice prin punctul de frontieră greco-bulgar Sidirokastro, la o valoare de 140 GWh/zi pe 12 iulie, cu 40 GWh/zi mai mare decât la începutul lunii.

Datele ICIS arată, de asemenea, o intensificare a activității terminalului grecesc Revithousa, în luna iulie fiind deja descărcate 4 cargo-uri, cel puțin alte 2 fiind așteptate până la sfârșitul lunii. În iulie 2021, doar 2 cargouri LNG au fost descărcate în respectivul terminal.

O parte din gazul rusesc care intră în România, 4,5 milioane mc/zi sau aproape 50 GWh, ajunge însă în Ungaria, care folosește în prezent România drept țară de tranzit pentru a compensa deficitul de gaz provenit din celelalte rute ale gazului rusesc spre Europa.

Ungaria și-a înjumătățit importurile din Austria în ultima lună, de la 150 GWh/zi la 75 GWh/zi și și-a majorat importurile prin Serbia, de la 113 GWh/zi la 178 GWh/zi, și din România, de la 0 Gwh/zi la finalul lunii mai la 50 GWh/zi în prezent.

Prețul gazului cu livrare în 2023 a crescut cu peste 50% pe Bursa Română de Mărfuri (BRM), ajungând la nivelul prețurilor spot, ceea ce confirmă anticipațiile Comisiei Europene, care, într-un proiect de document cu recomandări către statele membre, avertiza că “prețurile la energie vor rămâne ridicate pentru restul anului 2022 și până în 2024-2025”.

Săptămâna trecută, un volum de 36,5 GWh de gaze cu livrare în 2023 a fost tranzacționat la un preț de 450 lei/MWh (aproximativ 90 euro/MWh). Prețul forward este doar cu 3,8% sau 18 lei/MWh sub cel spot, al gazului cu livrare în ziua următoare, ceea ce arată că anticipațiile pieței sunt pesimiste.

Ultima tranzacție cu gaz cu livrare în 2023 fusese realizată înaintea invaziei din Ucraina, pe 16 februarie, când au fost comercializați 69,3 MWh la un preț de 294,3 lei/MWh. La acea dată prețul spot era cu o treime mai ridicat decât cel forward pentru 2023, de aproximativ 400 lei/MWh.

Potrivit unui document al CE, prețurile gazelor și energiei electrice au atins niveluri record în 2021, urmate de maxime istorice în urma invaziei ruse a Ucrainei în primele săptămâni din martie 2022. Prețurile gazelor, care istoric se situau sub 30 euro/MWh, au ajuns în jurul valorii de 100 euro/MWh, atingând un ocazional și niveluri de peste 200 euro/MWh. În consecință, prețurile angro ale energiei electrice au crescut, de asemenea, puternic în aceeași perioadă, din cauza centralelor electrice pe gaz care impun prețul pe piețele energetice din UE. De exemplu, prețurile energiei electrice din Germania, care istoric se situa sub sub 75 euro/MWh, au fost în medie de aproximativ 180 euro/MWh în acest “În prezent, se preconizează că prețurile gazelor se vor situa în apropierea nivelului de 100 euro/MWh până la sfârșitul iernii viitoare și vor rămâne semnificativ peste media pe termen lung în viitorul apropiat, anticipațiile privind prețurile la energie electrică evoluând în consecință. Această prognoză include efectele incertitudinii de pe piață cauzate de tensiunilor geopolitice actuale și a războiului din Ucraina”, susține CE.

Perspectiva unui preț ridicat la gaze și, implicit, energie electrică, pune sub semnul întrebării sustenabilitatea politicilor sociale adoptate de majoritatea statelor europene, printre care și România, care au introdus plafonări de prețuri la gaze și energie electrică, dublate de subvenționarea de la bugetul de stat a diferenței dintre prețul de achiziție și cel facturat consumatorilor casnici, dar, în unele cazuri, și celor non-casnici. Acest efort bugetar ar putea fi viabil ca măsură pe termen scurt, în situații excepționale, însă prelungirea sa pe o perioadă de 3-4 ani ar conduce la o explozie a datoriei publice.

De exemplu, potrivit presei maghiare, în primele 3 luni ale acestui an, dar și în prezent, Ungaria a cumpărat gaz rusesc cu un preț de șase ori mai mare decât cel plătit de consumatorii rezidențiali companiei energetice de stat MVM.

Prin plafonarea prețului de vânzare de către producătorii români către furnizori a gazului destinat alimentării consumatorilor casnici la 150 lei/MWh, și guvernul român încearcă o politică similară chiar dacă prețul facturat nu e de șase ori mai scăzut, precum în Ungaria, ci doar de trei ori. Comparativ, principalul furnizor de gaze din România, Engie, de exemplu, are cea mai bună ofertă concurențială la un preț de furnizare (fără tarife de distribuție, de transport, TVA etc) de 532 lei/MWh.

Față de celelalte state europene, cel puțin în ceea ce privește piața gazelor, România are un avantaj, asigurăndu-și majoritatea consumului din producția internă, puternic impozitată. Astfel, de majorarea prețului gazelor, profită în primul rând statul, chiar mai mult decât companiile producătoare, Romgaz și OMV Petrom.

Profit.ro a a anunțat că, împreună, impozitul pe venitul suplimentar și redevența petrolieră achitate de Romgaz, au crescut de la 201 milioane lei în primele 3 luni ale anului trecut la 2,3 miliarde lei (+1.046%) în primul trimestru al acestui an, o sumă de 2,5 ori peste profitul net raportat de companie. Cheltuielile cu redevența ale Romgaz au crescut cu 374,28 milioane lei (+432,96%) față de primul trimestru din 2021, iar impozitul pe veniturile suplimentare a crescut de 11 ori, cu 1,7 miliarde lei (+ 1.509%).

De altfel, în absența acestor încasări, deficitul bugetar din primul trimestru, de 15,7 miliarde lei, ar fi fost mult mai ridicat.

Fapt recunoscut, prin cifre și de Ministerul de Finanțe, care a anunțat o creștere a încasărilor din alte impozite și taxe pe bunuri și servicii cu 3,72 miliarde lei, la 4,82 miliarde lei în primele trei luni, “preponderent pe seama încasărilor suplimentare din sectorul energetic”. La această categorie bugetară este cuprins impozitul suplimentar pe liberalizarea prețului gazelor, care a crescut, numai din partea Romgaz, cu 1,7 miliarde de lei. O creștere similară probabil că a provenit și de la celălalt mare producător de gaze din România, OMV Petrom, de unde majorarea de 3,72 miliarde de lei a încasărilor la buget raportată de Ministerul Finanțelor.

Totodată, veniturile nefiscale au însumat 8,45 miliarde lei în primul trimestru, consemnând o creștere 2,16 miliarde de lei sau de 34,3% (an/an), susținută de avansul încasărilor din dividende și redevențe petroliere. Principalele dividende încasate de statul român provin de companiile din sectorul energetic, fie din cel al gazelor, de Romgaz (unde statul român deține o participație de 80%) și OMV Petrom (la care deține o participație de 20%), fie de la cele din sectorul de producție de electricitate, de la Hidroelectrica (principal acționar este tot statul român, cu 80%) sau Nuclearelectrica (82,5% din acțiuni aparțin Ministerului Energiei).

În plus, majorarea prețurilor la gaze și energie electrică a contribuit și la creșterea încasărilor statului român din TVA. Probabil că o parte deloc nesemnificativă din creșterea cu 39,3% a încasărilor nete din TVA, care au ajuns la 23,62 miliarde lei în primul trimestru, provine din sectorul energetic, care a raportat cele mai ridicate majorări de prețuri comparativ cu alte sectoare.

În absența acestor încasări din sectorul energetic, probabil că deficitul bugetar la 3 luni ar fi fost, dacă nu dublu, cel puțin cu 10 miliarde lei mai ridicat.

Numai că, cel puțin în domeniul gazelor, în urma introducerii măsurii de reglementare a prețurilor, încasările la buget se vor reduce considerabil. Plafonarea prețului gazelor vândute de producătorii autohtoni furnizorilor pentru alimentarea consumatorilor casnici (la 150 lei/MWh), și a CET-urilor (la 250 lei/MWh), este dublată de renunțarea de către stat la veniturile din impozitul special pe liberalizarea prețului gazelor (care în primul trimestru a fost de aproape 2 miliarde de lei numai în cazul Romgaz) și a calculării redevențelor la prețul reglementat, nu la cel de pe bursa austriacă CEGH.

E drept că scad și cheltuielile, statul nemaiasumându-și plata diferenței dintre prețul de aciziție al furnizorilor și cel facturat clienților finali, plată pe care nici în prezent nu prea o onorează, potrivit furnizorilor.

Principalul producător de gaze din România, Romgaz, anticipa, înaintea adoptării legislației de reglementare a prețurilor, că va achita în 2022 7,4 miliarde lei sau 60% din cifra sa de afaceri la buget drept impozite pe producție (redevențe și impozitul suplimentar pe liberalizarea prețului). 2,3 miliarde lei a achitat deja în primul trimestru, însă o mare parte din restul de 5,1 miliarde lei vor rămâne în companie, care are drept client multe CET-uri, dar și vinde gaz furnizorilor autohtoni care alimentează consumatori casnici.

Probabil că dacă statul n-ar fi renunțat la încasarea acestor sume, Romgaz n-ar fi avut de unde achita într-o singură tranșă miliardul de dolari necesar achiziționării companiilor Exxon care dețineau participația americanilor în Neptun Deep.

Chiar dacă măsura reglementării prețurilor la gaze este deocamdată una temporară, până la 1 aprilie 2023, perspectiva unor prețuri ridicate până în 2024-2025, cum susține CE, i-ar putea conduce pe guvernați să adopte o decizie de prelungirea a sa.

Iar aceasta ar fi cea mai proastă veste pentru exploatarea gazelor din Marea Neagră. Până în 2026, Romgaz ar mai trebui să investească aproximativ 2 miliarde de euro (la fel și OMV Petrom) pentru a putea declanșa producția în Neptun Deep. În condițiile în care guvernul român ar decide prelungirea perioadei de plafonare a prețurilor de vânzare ale producătorilor autohtoni, aceștia ar putea hotărî, la rândul lor, să amâne adoptarea unei decizii finale de investiție în Neptun Deep.

În urma stopării de către Gazprom a fluxurilor de gaze către Polonia și Bulgaria, Comisia Europeană a redactat un document cu recomandări, care urmează a fi aprobat miercuri, prin care cere statelor membre să se pregătească pentru o „o întreruperea completă a aprovizionării cu gaze rusești”. Printre măsurile propuse: plafonarea temporară a prețului gazelor sau extinderea mecanismului de “solidaritate” și la alți “consumatori esențiali” neacoperiți de actuala legislație.

De ce este important România este al doilea producător de gaze din UE și se numără printre puține state europene care nu ar fi atât de afectată de o eventuală întrerupere totală cu gaze rusești. Importurile reprezintă aproximativ 20-25% din consumul anual, iar o eventuală declanșare a producției Black Sea Oil&Gas din Marea Neagră, care ar putea acoperi 10% din consumul anual, dublată de o reducere a consumului ca urmare a prețurilor, ar putea deveni independentă de importurile de gaze rusești.

La nivelul UE există un mecanism de solidaritate, care ar putea face ca cel puțin firmele din România să fie obligate să-și reducă nivelul consumului pentru ca gazul economisit să alimenteze “consumatorii esențiali” din statele vecine și din UE.

Profit.ro a anunțat că România pregătește acorduri cu Ungaria și Bulgaria pentru întrajutorare în caz de criză a gazelor. Marilor consumatori industriali le va putea fi tăiată alimentarea pentru menținerea aprovizionării clienților casnici și sociali din țările vecine.

Numai că CE ar vrea ca acest mecanism să fie extins și la alți “consumatori vitali” din UE, fără a preciza la ce tip de consumatori se referă.

“În cazul unor noi întreruperi de gaze care afectează mai multe state membre simultan, ar putea fi necesară adoptarea de măsuri suplimentare. Instrumentele existente ar putea fi completate în mod util cu o abordare coordonată pentru a identifica consumatorii esențiali care nu sunt cuprinși în cadrul legal actual și în planurile de urgență existente. Comisia sugerează stabilirea unor principii comune menite a pregăti (statele membre - n.r.) pentru o posibilă perturbare mai amplă și pentru o urgență regională sau la nivelul Uniunii, în care piața de gaze nu mai stabilește raportul dintre cerere și ofertă în mod optim, putând lăsa o anumită cerere vitală nesatisfăcută. Acest lucru ar putea necesita o reducere a cererii de gaze chiar și în statele membre mai puțin afectate direct, astfel încât să se asigure furnizarea de gaz unor sectoare esențiale în statele membre direct afectate”, precizează documentul publicat de Euractiv.

Comisia Europeană susține că măsurile recomandate toamna trecută de combatere a efectelor creșterii prețului gazelor nu mai sunt suficiente în actualul context geopolitic, drept urmare „un set diferit de măsuri ar putea deveni demn de luat în considerare în cazul unei întreruperi bruște la scară largă sau chiar a unei întreruperi complete a aprovizionării cu gaz rusesc care duce la prețuri insuportabil de ridicate la gaz și la o aprovizionare inadecvată cu gaz”, precizează executivul UE în proiectul amintit.

Prima dintre noile măsuri concepute de Bruxelles este o intervenție directă pe piață cu „un preț maxim reglementat pentru gazele naturale livrate consumatorilor și companiilor europeni”.

La o primă vedere, plafonarea prețurilor la gaze ar reducere presiunea pe consumatori și ar contracara presiunile inflaționiste asupra economie, însă efectele sale negative sunt considerabile, fapt recunoscut chiar în documentul CE.

„Un efect negativ major este că dispare prețul ca (mecanism de transmisie de - n.r.) informație importantă pentru cererea de gaze în vremuri de criză. Un alt efect negativ foarte important este că stabilirea unui plafon de preț al gazelor în perioade de urgență duce la o înmagazinare mai redusă a gazelor în depozite, situație care trebuie evitată prin orice mijloace”, a se precizează în document.

Economiștii se situează în general împotriva plafonării prețurilor, chiar și pe timp de criză, efectul negativ fiind de cele mai multe ori penuria.

“Pe piața gazelor, prețurile spot sunt legate de prețurile futures pe termen lung prin depozitele de gaz”, a precizat, pentru Euractiv, Lion Hirth, profesor asistent pentru politici energetice la Hertie School din Berlin. „Dacă guvernele anunță o plafonare a prețurilor, companiile nu mai au nici un stimulent să înmagazineze gaze, ci, dimpotrivă, ar deveni atractiv din punct de vedere financiar să amâne depozitarea sau chiar să extragă cât mai mult din depozite și să vândă gaz atâta timp cât prețurile sunt ridicate”, a explicat acesta.

“Nivelurile mai scăzute de înmagazinare nu sunt în interesul UE”, a continuat Hirth, subliniind că prioritatea actuală este umplerea depozitelor înainte de începerea iarnii viitoare.

Propunerea CE pare a fi contrară chiar și actualelor intenții ale executivului european de a solicita niveluri minime de stocare a gazelor în fiecare an înainte de începerea sezonului de iarnă.

“În măsura în care există astfel de obligații de depozitare, indiferent de stimulentele financiare prețurile spot curente nu vor scădea în pofida unor anticipații de preț futures mai scăzute”, a avertizat specialistul german.

În plus, plafonarea prețurilor ar conduce la o creștere a cererii de gaze la nivel UE peste cea care ar fi fost efectiv în condițiile unor prețuri libere, și la o descurajare a importurilor pe gaz natural lichefiat, mai scump. Producătorii de LNG ar putea prefera să-și redirecționeze cargo-urile către piețele asiatice, unde prețul se formează liber.

Companiile din România continuă să importe gaz rusesc prin gazoductul Turk Steam în pofida stopării de către Gazprom a livrărilor de gaze către Bulgaria, gigantul rus și trader-ii utilizând rețeaua de transport din statul vecin pentru furnizarea de gaze către state terțe, inclusiv România. Ca urmare a importurilor, de peste 60 GWh/zi, efectuate atât din Bulgaria, cât și din Ungaria, dar și consumului situat sub nivelul producției interne, înmagazinările de gaze s-au majorat în prima săptămână a lunii mai cu peste 700 GWh.

Guvernul român a plafonat deja prețul gazului pentru un an, însă măsura a fost însoțită de calcularea redevențelor la prețul plafonat și de renunțarea la încasarea impozitului special pe liberalizarea prețului gazelor, care reprezenta principala presiune fiscală asupra producătorilor interni. Principalul producător de gaze autohtonă, Romgaz, a achitat în primul trimestru al acestui an, când măsura nu era adoptată, redevențe și impozit special de 11 ori mai ridicate decât în aceeași perioadă a anului trecut, de 2,3 miliarde de lei, o sumă de 2,4 ori mai mare decât profitul net realizat de companie. Numai impozitul speciala crescut, comparativ cu primul trimestru al anului trecut a crescut cu 1,7 miliarde lei (+ 1.509%).

OMV Petrom nu a profitat de ascensiunea prețurilor gazelor și energiei electrice pe bursele autohtone, ca urmare a faptului că avea semnate contracte forward încă din toamna anului trecut. Astfel, deși și-a dublat profitul la 9 luni, la 1,67 miliarde lei, acesta este cu 37% sub cel din 2019, ultimul an pre-pandemic.

Rezultatul din exploatare al diviziei Downstream Gas, unde ar fi trebuit să se vadă impactul majorării prețurilor la electricitte și gaze de pe OPCOM și BRM, a fost de 337 milioane lei, cu 31% mai mic comparativ cu aceeași perioadă a anului trecut, “afectat semnificativ de rezultatul contractelor forward de energie electrică într-un mediu cu prețuri în creștere”.

Șeful Downstream Gas al OMV Petrom, Franck Neel, preciza, la finalul lunii iulie, că, la acel moment, OMV Petrom vindea gaz “pentru anul viitor (2022) la aproximativ 25 euro/MWh (123 lei/MWh)”

Cu alte cuvinte, OMV Petrom nu a beneficiat de explozia prețurilor în trimestrul al treilea, ci de-abia din luna octombrie, ceea ce înseamnă că furnizorii de gaze și consumatorii industriali au beneficiat de gaze de la OMV Petrom la prețuri reduse comparativ cu cele de piață.

“Am vândut anul trecut, pentru anul acesta, gaz până la sfârșitul lunii septembrie. La momentul contractării acestor contracte, prețurile erau mult mai mici mici decât cele pe care le vedeți astăzi pe piață. Când vor fi reînnoite aceste contracte, cu livrare începând cu 1 octombrie anul acesta, în funcție de momentul în care vor fi semnate, acestea ar trebui să fie mai aproape de piață, desigur, deoarece prețurile se bazează pe creșterea cererii de pe piață”, preciza în vară Neel.

Majorarea profitului a fost înregistrată în condițiile în care producția de gaze din primele luni a scăzut cu 11% de 3,18 miliarde metri cubi în perioada ianuarie- septembrie 2020 la 2,83 miliarde mc în primele trei trimestre ale acestui an, iar cea de petrol cu 9%, de la 19,33 milioane barili la 17,55 milioane barili.

“Producția grupului a scăzut cu 10%, în principal din cauza vânzării activelor de producție din Kazahstan în T2/21, a declinului natural accentuat din principalele zăcăminte, precum și a activităților operaționale de mentenanță”, susține compania.

Și vânzările de țiței și gaze au înregistrat aceeași evoluție, reducându-se de la 73,5 mii barili pe zi la 66,7 mii barili pe zi, respectiv de la 65,4 mii barili echivalent petrol (bep) pezi la 58,5 bep/zi.

Rezultatul din exploatare din Upstream raportat de companie a fost de 1.2 miliarde lei, față de pierderea înregistrată în aceeași perioadă a anului trecut de 19 milioane lei, în principal datorită prețurilor mai mari la țiței.

Producția grupului a scăzut cu 10%, în principal din cauza vânzării activelor de producție din Kazahstan în T2/21, a declinului natural accentuat din principalele zăcăminte, precum și a activităților operaționale de mentenanță.

Costul de producție a crescut cu 19% la 12,7 USD/bep, reflectând în principal scăderea producției disponibile pentru vânzare .

În ceea ce privește, rezultatul din exploatare Downstream Oil, acesta a fost de1,5 miliarde lei, cu 26% mai mare față de cel din primele trimestre ale anului trecut, reflectând marjele de rafinare bune și redresarea cererii.

Indicatorul marja de rafinare raportat a fost de 4,78 dolari/baril, în creștere de la 3,19 dolari/baril față de cel din primele 9 luni ale anului trecut, susținut de diferențialele mai mari pentru produse.

Rata de utilizare a rafinăriei a crescut la rândul săi la 95%, comparativ cu cea de 90% din aceeași perioadă a anului trecut, semnificativ peste media europeană

România a reușit performanța ca în numai 7 luni să importe gaze în valoare de 17,32 TWh, cu mai mult de un TWh peste cantitatea importată în întreg anul trecut, de 16,2 TWh, arată ultimele date publicate de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE).

Plafonarea prețului la gazele din producția internă pentru consumatorii casnici și CET-uri a cauzat, pe de o parte, o diminuare a producției interne, iar pe de altă parte, o preferință a furnizorilor și producătorilor interni pentru depozitarea masivă de gaze, care în prezent este de peste 94% din capacitatea totală disponibilă.

Așa se face că pentru acoperirea consumului intern a fost preferat gazul de import, mai ieftin decât gazul produs autohton, inflaționat de diminuarea cantităților disponibile pe piețele centralizate, ca urmare a adoptării OUG 114.

Iar tendința de majorare a importurilor s-a majorat după luna august , ultima lună pentru care sunt disponibile date ANRE.

De la începutul lunii octombrie, importurile de gaze au atins niveluri record: se importă zilnic peste 52 GWh/zi din Ungaria (chiar și 56 GWh/zi în ultimele trei zile), 19 GWh din Bulgaria și 32 GWh din Ucraina. În total 102 GWh pe zi, ceea ce ar conduce la un nivel al importurilor pentru luna octombrie de peste 3 TWh. Comparativ, anul trecut, în luna octombrie au fost importați 756 GWh.

Astfel, potrivit estimărilor Profit.ro, bazate pe fluxurile fizice raportate de operatorii de sistem de transport din România și statele vecine, în septembrie au fost importați alți 2,5 TWh, pentru ca în primele 15 zile ale lunii octombrie, alți 1,5 TWh să intre în România.

În total, în primele 9 luni și jumătate, au fost importați peste 21,3 TWh, din care 63% sau 13,5 TWh, din Ungaria. Restul gazelor rusești au intrat în România prin Ucraina și, de două luni, și prin Bulgaria (însă cantități marginale).

Duminică, o cantitate de 300 MWh de gaz s-a tranzacționat pe piața intraday opreată de Bursa Română de Mărfuri (BRM) la un preț de 67 de lei/MWh, cu un leu sub prețul reglementat de 68 de lei/MWh la care producătorii sunt obligați de prevederile OUG 114 și de legislația secundară a Autorității de Reglementare în Domeniul Energiei din România (ANRE) să vândă gazele destinate consumatorilor casnici și CET-urilor.

Precedentul record fusese stabilit în urmă cu o săptămână, pe 13 octombrtie, când o cantitate de 46 MWh a fost vândută la un preț de 68 lei/MWh.

Duminică, prețul mediu ponderat de pe piața intraday a fost de 68,12 lei/MWH, cu un leu sub cel înregistrat pe 13 octombrie, când fusese stabilit cel mai redus nivel al ultimelor șase luni, de 69 lei/MWH, preț care nu mai fusese înregistrat din ziua premergătoare intrării în vigoare a plafonării prețurilor la 68 de lei/MWH de către ANRE, 30 aprilie.

Duminică, preturile medii ponderate pentru day ahead (78,65 lei/MWh) și intraday (68,12 lei/MWh) au fost sub 80 de lei/MWh, cunoscând o evidentă tendință de scădere, precizează BRM, într-un comunicat.

În urma introducerii prețului la gaze de 68 de lei/MWh, atât furnizorii, cât și producătorii, în așteptarea unui preț mai bun, al sezonului rece, au preferat să înmagazineze considerabil gazele din producția internă, susține BRM.
La scăderea prețurilor pe piețele spot, dar și a majorării volumelor tranzacționate au contribuit doi factori: unul psihologic și altul de piață.

Factorul psihologic este reprezentat de iminenta abrogare a OUG 114 (fie imediat, fie în etape) și căderea guvernului PSD care a adoptat respectiva ordonanță.

Factorul de piață este reprezentat de majorarea importurilor, care în august au fost de peste 2,2 TWh (în septembrie a fost probabil și mai ridicat), dar și de scăderea ritmului de injectare a gazelor în depozite (de la 150 GWh/zi la 90 GWh/zi) ca urmare a gradului ridicat de umplere a acestora (peste 92% din capacitatea totală).

Ungaria și-a majorat cu 17% sau 1,3 miliarde metri cubi importurile de gaze de la Gazprom în primele 9 luni și jumătate ale acestui an comparativ cu cele din întreg anul trecut, întregul volum suplimentar fiind exportat în România. Importurile din Ungaria ale României din această perioadă s-au ridicat al 1,28 miliarde metri cubi sau 13,5 TWh, potrivit datelor reglementatorului maghiar din domeniu.

Cifrele referitoare la importurile Ungariei din Rusia au fost dezvăluite în cadrul unei întâlniri de lucru desfășurată miercuri între CEO-ul Gazprom și ministrul maghiar de externe, Peter Szijjarto.

Astfel, dacă în întreg anul 2018 Ungaria a importat de la Gazprom o cantitate de 7,6 miliarde metri cubi, în primele 9 luni și jumătate ale acestui an nivelul importurilor a ajuns la 8,9 miliarde metri cubi.

România, care nu importa de obicei gaze rusești pe ruta maghiară, ci pe cea ucraineană, a devenit, începând cu acest an principalul client al statului vecin, după Ucraina.

Astfel, în primele 9 luni și jumătate, România a importat 13,5 TWh din Ungaria, aproximativ 63% din totalul importurilor de gaze din această perioadă, de peste 21,3 TWh. Restul gazelor rusești au intrat în România prin Ucraina și, de două luni, și prin Bulgaria (însă cantități marginale).

De la începutul lunii octombrie, importurile de gaze au atins niveluri record: se importă zilnic peste 52 GWh/zi din Ungaria (chiar și 56 GWh/zi în ultimele trei zile), 19 GWh din Bulgaria și 32 GWh din Ucraina. În total 102 GWh pe zi, ceea ce ar conduce la un nivel al importurilor pentru luna octombrie de peste 3 TWh. Comparativ, anul trecut, în luna octombrie au fost importați 756 GWh.

Mutarea importurilor de gaze rusești de pe ruta ucraineană pe cea maghiară are o explicație de piață.

Prețul achitat de România pentru gazul rusesc importat prin Ucraina este în continuare indexat cu prețul țițeiului. România nu se numără printre restul statelor est-europene care au solicitat Comisiei Europene intervenția pe lângă Gazprom pentru deconectarea prețului gazelor de cel al petrolului și recalcularea acestuia în funcție de prețurile de pe hub-urile europene.

De asemenea, România importa în mod uzual gaz rusesc doar sezonier și cantități mici în comparație cu celelalte state europene, care se bucură de un discount pentru cantitățile masive importate.

Potrivit unui raport al Comisiei Europene, România este statul membru UE care a plătit cel mai ridicat preț pe gazele importate, de proveniență rusească, de 23,88 euro/MWh în al doilea trimestru al anului, cu 1 euro/MWh peste prețul achitat de bulgari și cu nu mai puțin de 6 euro peste cel cu care Gazprom îi taxează pe maghiari.

Posibilitatea ca Ucraina să nu ajungă la un acord de prelungire a contractului de tranzit, care expiră la finalul acestui an, au determinat companiile din România să înmagazineze până în prezent un nivel record de gaze, peste 30 TWh, recordul precedent fiind înregistrat pe data de 11 noiembrie 2013, când era depozitate o cantitate de 27,825 TWh.

Recordul din 2013 a căzut, potrivit datelor Gas Storage Europe (GSE - asociația operatorilor de sistem de înmagazinare din Europa), pe data de 19 septembrie, când, în depozitele din România era depozitată o cantitate de 27,853 TWh.

Între timp au mai fost injectați în depozite peste 2,1 TWh, astfel că luni, 5 noiembrie, cantitatea depozitată depășise 30 TWh, capacitatea maximă de depozitare din 2013.

În noiembrie 2013, companiile autohtone depozitaseră gaze în proporție de 91,15% din capacitatea totală de înmagazinare, de 30,4 TWh.

În prezent, cei 30 TWh reprezintă 91% din capacitatea totală de înmagazinare, de 32,99 TWh.

Pe data de 7 octombrie 2013, România înmagazinase 26,8 TWh, cu 3,2 TWh sub nivelul actual, iar pe aceeași data a anului trecut erau depozitați 23,2 TWh, cu 6,8 TWh sau 30% mai puțin decât în prezent.

Dacă se păstrează ritmul actual de injecție, de peste 140 GWh/zi, în 21 de zile, depozitele din România ar trebui să fie pline 100%. Cu alte cuvinte depozitele operate de Romgaz și Engie vor fi probabil pe deplin ocupate înainte de finalul lunii octombrie, când expiră termenul până la care furnizorii din România trebuie să-și îndeplinească în totalitate cotele impuse de ANRE.

Cota globală impusă de ANRE, de 23,54 TWh, a fost depășită încă din ultima săptămână a lunii august.

Din cei 30 TWh din prezent, 27,4 TWh (91,92% din capacitatea totală) sunt înmagazinați în depozitele operate de Romgaz (prin filiala Depogaz Ploiești), iar 2,6 TWh (82,32% din capacitatea totală) în depozitul operat de Engie (Depomureș).

Furnizorii au toate motivele să majoreze cantitatea de gaze din depozite. În primul rând, zăcămintele autohtone sunt îmbătrânite, find caracterizate de un declin natural al producției (de 5-7%), ceea ce va limita oferta din această iarnă.

În al doilea rând, încă nu se știe dacă Gazprom va prelungi contractul de tranzit prin Ucraina, ceea ce ar putea reduce considerabil capacitatea de import de la 1 ianuarie 2019, singura rută disponibilă rămânând cea ungară, cu capacitate limitată și insuficientă asigurării consumului de iarnă a României.

În al treilea rând, Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a majorat cu 10%, la 23,5 TWh, obligațiile de depozitare ale furnizorilor pentru această iarnă, după ce în iarna precedentă le majoraseră cu alte 14 puncte procentuale.

În al patrulea rând, prețurile gazelor de import sunt mai mici decât cele din producția autohtonă, rezultat al limitării cantităților pe piața liberă în urma plafonării prețurilor prin OUG 114, ceea ce ar face atractivă contractarea și apoi depozitarea lor la prețuri evident mai reduse decât cele de iarnă.

Paradoxal însă, majorarea cantităților înmagazinate nu au fost determinate de niciuna din acestea, ci a fost o consecință neintenționată a OUG 114 și a legislației secundare a ANRE.

Dar cum s-a ajuns la această situație? În ultimii ani, Guvernul a decis să ignore orice principiu economic și să adopte o politică de subvenționare a consumului și de descurajare a ofertei. Astfel, a fost majorată fiscalitatea în domeniul productiv, inclusiv prin legea offshore, care i-a determinat pe americanii de la Exxon să anunțe că renunță la participația la Neptun Deep. Totodată, a fost stimulat consumul prin plafonarea prețului gazelor pentru consumatorii casnici și pentru sistemele de încălzire centralizată la 68 de lei/MWh. Numai că aceasta politică duce în mod inevitabil la crearea unei penurii de gaz pe piețele centralizate (cu preț "liber", nereglementat), penurie acoperită de importuri la un preț mai mare comparativ cu cel de pe piețele vecine, dar mai mic comparativ cu cel de pe piața internă.

În teoria monetară există un principiu, legea lui Gresham, care prevede, în varianta sa populară, că “banii răi alungă de pe piață banii buni”. În momentul în care un guvern subevaluează o monedă aflată în circulație în raport cu alta, prima monedă dispare de pe piață, fiind folosită ca mijloc de tezaurizare (economisire), în circulație rămânând doar moneda supraevaluată.

Un fenomen similar s-a întâmplat și cu gazul din producție internă care, prin impunerea unui preț fix (cel puțin pentru jumătate din producție) de 68 de lei/MWh a fost subevaluat de către guvern în raport cu gazul de import.

Astfel, cererea în vederea tezaurizării (înmagazinării) de gaz subevaluat (gaz din producție internă) a crescut. Potrivit Transgaz, “din datele analizate s-a observat o supraevaluare a majorității cererilor de consum (la preț reglementat de 68 lei/MWh n.r.). La solicitările Departamentul Operare de reconsiderare a consumului estimat unii furnizori și-au reconsiderat cererea, însă cei mai mulți au păstrat estimările de consum inițiale, motivând supraevaluarea prin creșterea portofoliului de clienți sau/și prognoze cu temperaturi mai scăzute față de aceeași perioadă a anului trecut”.

Drept urmare, furnizorii “au comandat” la ANRE o cantitate supraevaluată de gaz (subevaluat de guvern prin OUG 114) în vederea înmagazinării (pentru că nu-l puteau vinde pe piețele centralizate sau către clienții industriali fără a risca o amendă de 10% din cifra de afaceri).

La rândul lor, producătorii, fiind nevoiți să pună deoparte aproximativ 50% din producție pentru alimentarea furnizorilor la preț de 68 de lei/MWh, au preferat să nu vândă restul gazului rămas la preț de vară (mai mic) și să-l înmagazineze pentru a-l comercializa la un preț mai mare pe perioada de iarnă (pentru a putea recupera o parte din "pierderile" induse de plafonarea prețului pentru cealaltă parte din producție). Așa se face că atât OMV Petrom, cât și Romgaz, și-au majorat considerabil cantitățile de gaz depozitat în nume propriu în prima jumătate a anului cu gazul pe care îl utilizau la producția de electricitate, care a fost practic zero în cazul ambilor producători în trimestrul al doilea.

România a înregistrat în luna iunie cel mai redus consum lunar de gaze naturale din istoria modernă, de doar 4,1 TWh, în scădere cu o treime față de cel din perioada similară a anului trecut, când s-au consumat 6 TWh. Principala cauză: reducerea consumului de gaze de pe piața concurențială cu amănuntul, de la 5 TWh la doar 3 TWh.

Precedentul record negativ a fost înregistrat în iunie 2017, când România a consumat 5,3 TWh, o cantitate cu peste 30% mai mare decât în cea intrată în consum în iunie 2019.

Consumul de gaze de pe piața concurențială cu amănuntul s-a prăbușit practic în prima jumătate a acestui an, de la aproximativ 12 TWh în luna ianuarie la 3 TWh în luna iunie, în urma plafonării prețurilor pe piața reglementată la 68 de lei/MWh, dublată de o explozie a prețurilor de pe piața concurențială.

Scăderea consumului de gaze pe timp de vară este un fenomen sezonier, însă amploarea pe care a luat-o în acest an este una semnificativă.

În 2018, de exemplu, consumul de gaz de pe piața concurențială a scăzut cu doar 5,7 TWh, de la 10,6 TWh în ianuarie la 4,9 TWh în iunie.

Comparativ scăderea consumului de pe piața concurențială din acest an a fost de 8,8 TWh, de la 11,8 TWh în ianuarie la 3 TWh în iunie, o scădere aproape dublă față de cea de anul trecut.

Și mai interesant este că scăderea consumului din acest an s-a realizat în condițiile în care numărul de consumatori finali alimentați în regim concurențial s-a majorat de la 340 de mii în iunie 2018 la 456 de mii în iunie 2019. 248 de mii dintre aceștia sunt clienți casnici care au decis să părăsească piața reglementată.

Pe piața reglementată, în schimb, în pofida reducerii numărului de clienți casnici, de la 3,58 milioane în iunie 2018 la 3,47 milioane în luna similară a acestui an, consumul s-a majorat în ultimul trimestru, de la 4,22 TWh în perioada aprilie-iunie 2018 la 5 TWh în perioada similară a acestui an.

Majorarea consumului de pe piața reglementată este efectul direct al politicii de subvenționare a consumului și descurajare a ofertei, prin plafonarea prețului gazelor din producția internă alocate acestei piețe la 68 de lei/MWh.

Pe piața concurențială în schimb, consumul din primele 6 luni ale anului a scăzut de 45,3 TWh în 2018 la 42,2 TWh în 2019.

Aproximativ 950 GWh este diferența de gaz utilizat pentru producția de electricitate a celor două centrale operate de OMV Petrom (Brazi), respectiv Romgaz (Iernut) în primele șase luni ale anului. Dacă în primul semestru al anului trecut, cele două companii produceau 1,31 TWh (OMV Petrom), respectiv 466 GWh (Romgaz), în perioada similară a acestui an, producția acestora a fost de doar 1,13 TWh, respectiv 171 GWh.

În plus, în luna iunie s-a aflat în revizie cel mai mare consumator de gaze industrial, Azomureș, care consumă în medie aproximativ 800 GWh lunar.

Însă, chiar și dacă eliminăm efectele producției mai redus de electricitate și reviziei Azomureș, consumul de gaze din luna iunie s-a redus cu aproximativ un TWh comparativ cu cel din iunie 2018.

Și asta în condițiile în care în această perioadă importurile de gaze au fost considerabile (1,5 TWh în iunie și 1,9 TWh în iulie), în timp ce anul trecut importurile din această perioadă au fost practic inexistente.

Importurile mai mari însă au fost compensate de apetitul pentru înmagazinare. În prezent, sunt înmagazinați în depozitele operate de Romgaz și Engie aproximativ 29 TWh, din totalul disponibil de 32,9 TWh, cu peste 6 TWh mai mult decât la finalul lunii septembrie a anului trecut.

Reducerea consumului de gaze este totodată una dintre cauzele reducerii producției industriale din ultimele luni.

În iulie, România a înregistrat cel mai mare declin al producției industriale din Uniunea Europeană, aceasta scăzând cu 3,3% în termeni ajustați sezonier comparativ cu luna iunie. Raportat la perioada similară din 2018, producția industrială a României a scăzut cu 5,2% în luna iulie, al treilea cel mai abrupt declin în rândul statelor UE, după Estonia (-5,4%) și Germania (-5,3%).

Astfel, industria românească a scăzut pentru a treia lună consecutiv, în iulie, ba chiar și-a amplificat declinul, pe fondul scăderii cererii externe, iar unele sectoare se confruntă cu presiuni pe partea de costuri.

Pe lângă costul cu forța de muncă, majorat în urma creșterilor salariale din ultimii ani, un cost important este și cel cu energia.

Consumul de energie electrică de pe piața concurențială din prima jumătate a anului a scăzut cu 2%, iar cel din luna iunie cu 4% față de perioadele similare ale anului trecut.

Pe piața gazelor în schimb, prețurile de peste 100 lei/MWh înregistrate pe piața internă au redus considerabil consumul de pe piața concurențială cu amănuntul.

Prețurile ridicate de pe piețele concurențiale sunt rezultatul penuriei de gaze cauzate de declinului natural al producției, dar și de prevederile OUG 114 care a încurajat consumul de gaz la preț reglementat de 68 lei/MWh și a diminuat volumele disponibile pe piața liberă.

România, singurul producător de gaz din regiune, din Uniunea Europeană chiar, dacă ar fi să-l credem pe ministrul economiei (și fost potențial ministru al energiei), Nicolae Bădălău, s-a transformat în acest an într-un veritabil importator de gaz. Mai nou, rutele ucrainene și maghiare nu-i mai sunt suficiente, de cinci zile companiile din România importând în medie 5,5 GWh/zi și din Bulgaria, prin punctul de interconectare Ruse-Giurgiu.

Ruta bulgară este una rar folosită de companiile autohtone, ultima dată când a fost importat mai mult gaz pe această rută, și asta numai pentru o zi, fiind pe 19 septembrie 2018, când au fost importați 6 GWh. Însă foarte probabil, atunci a fost vorba de un “import” al Transgaz în vederea echilibrării sistemului.

De mai multe luni, România importă în medie zilnic 52 GWh din Ungaria, capacitatea maximă de transport pe această rută fiind deja rezervată în proporție de 100%.

Cum ruta maghiară era utilizată 100%, de la începutul lunii iulie, după o pauză de câteva luni când n-a importat niciun metru cub pe ruta ucraineană, în România a reînceput să intre gaz și prin punctele Isaccea/Medieșul Aurit. În ultima parte a acestei luni, importurile pe ruta ucraineană de gaz rusesc au ajuns la o medie de 16 GWh/zi.

În total, în aceste zile, România importă 73,5 GWh pe zi din Ungaria, Ucraina și Bulgaria, ceea ce va face probabil ca importurile din august/septembrie să depășească 2 TWh, o treime peste ultimele importuri raportate de Autoritatea de Reglementare din Domeniul Energiei (ANRE), cele din luna iunie, de 1,48 TWh.

O explicație a importurilor ridicate, în special a celor din Ungaria, este aceea a ieftinirii considerabile a gazului din Europa din acest an, ceea ce a făcut ca ecartul dintre prețurile spot de pe aceste piețe și cel forward pentru iarna viitoare să fie mai mare de 7 euro (11 euro, respectiv 18 euro/MWh).

Pe bursa austriacă CEGH, prețul gazului cu livrare în august a coborât sub 12 euro/MWh, în timp ce cel cu livrare în luna noiembrie, prima lună de iarnă, situându-se peste 17 euro.

Această diferență face atractivă depozitarea gazului încă de pe timpul verii. Anul trecut, de exemplu, ecartul era doar de un euro, ceea ce nu-i încuraja nici pe furnizori, nici pe producători să înmagazineze gaz încă din timpul anotimpului cald.

Preferința pentru ruta maghiară poate fi explicată și de diferența de prețuri de import pentru gazul rusesc din România și din restul Europei. În timp ce restul statelor din Europa Centrală și de Est (Ungaria, Bulgaria, Cehia, Slovacia, Polonia) s-au adresat Comisiei Europene pentru a obliga Gazprom de a nu mai indexa prețul gazelor cu cel al petrolului, ci să-l raporteze la prețurile de pe bursele europene, România, care se credea la acea vreme “independentă energetic”, nu a făcut acest lucru. Drept urmare, România importă în prezent gaze din Rusia, pe ruta ucraineană, la un preț mai mare de celelalte state europene. Astfel a devenit atractiv din punct de vedere comercial să importe tot gaze rusești pe ruta maghiară, achitând pe lângă prețul de achiziție și tarife de transport și un bonus companiilor importatoare. Cu toate acestea, gazul rusesc venit din vest este mai ieftin decât cel sosit din est, chiar dacă el, din Rusia, el tranzitează doar Ucraina.

În plus, în România, în urma plafonării prețului gazelor pentru populație la 68 de lei/MWh a fost limitată cantitatea de gaze disponibilă pe piețele centralizate. Ca și cum acest lucru n-ar fi fost suficient, plafonarea prețului gazului la 68 de lei i-a făcut pe furnizori să ceară cantități mai mari de gaz la preț reglementat (decât consumul din anii trecuți al propriilor clienți) și pe producători să depoziteze gazul din producția internă pentru a-l vinde la un preț mai ridicat la iarnă, când cererea va fi în creștere. Ceea ce a limitat cantitatea de gaze de pe piață (de unde și majorarea prețului gazului din producție internă) și a majorat cantitatea depozitată. Pentru acoperirea consumului curent a fost preferat gazul de import, mai ieftin decât cel din producția internă ca urmare a ofertei limitate în urma adoptării OUG 114.

OMV Petrom, cel de-al doilea producător de gaze din România, după Romgaz, a devenit în luna mai, lună în care a intrat în vigoare plafonare prețului gazelor din producția internă la 68 de lei/MWh, cel mai mare importator de gaze din România, depășind vechiul lider, proaspăt înființata Valahia Gaz SRL. Importul masiv (aproximativ o cincime din producția lunară a companiei) de la compania mamă, OMV, și apoi revânzarea gazelor pe piața internă pare a fi soluția adoptată de OMV Petrom pentru a contracara scăderea de venituri impusă prin plafonarea prețului gazelor din producția internă la 68 lei/MWh.

Plafonarea prețului este impusă doar gazului produs autohton, nu și celui importat. Așa se face că a devenit atractiv pentru OMV Petrom să cumpere gaz de la compania mamă, OMV, la un preț mediu de 89,11 lei/MWh, potrivit ANRE, (81,65 lei/MWh - prețul de pe bursa austriacă CEGH, plus tarife de tranport Austria și Ungaria), pe care să-l vândă apoi la prețul mediu al pieței interne, de 95 de lei MWh (raportat de Bursa Română de Mărfuri pentru luna mai pentru gazul proveniență amestec).

OMV Petrom a devenit cel mai mare importator de gaze din România, cu o cotă de peste 45,3%, cu 4,2% peste cota vechiului lider, Valahia Gaz SRL, de 41,1%. Podiumul este completat de MET Romania Energy, cu 5,2% din totalul gazelor importate în una mai, de 1,85 TWh.

În luna mai, OMV Petrom a importat un volum de gaz de peste 533 GWh, după ce în luna mai importase doar 180 GWh. Iar importurile companiei din aprilie fuseseră de de 3 ori mai mari decât cele din ultima lună de iarnă, martie, când OMV Petrom a importat 63 GWh, și de 30 ori peste cele din februarie, când compania a importat 6 GWh.

În urma diminuării volumului de gaze disponibil pe piața concurențială ca urmare a supraevaluării de către furnizori a volumului de gaze pe care le primesc la preț reglementat de 68 de lei de la producători, aprilie a fost prima lună în care prețul gazelor din import a fost mai mic decât cel pentru gazele din producția internă.

Astfel, companiile din România au importat în aprilie gaze la un preț mediu de 94,09 lei/MWh, în timp ce prețul mediu pe Bursa Română de Mărfuri (BRM) pentru gazele produse intern a fost de 95,86 lei/MWh

În luna mai, ecartul s-a majorat, prețul gazului de import fiind de 89,11 lei, în timp ce ce gazele din producția internă s-au tranzacționat pe BRM la un preț mediu de 101 lei/MWh.

În luna martie, OMV Petrom estima că, potrivit OUG 114 și legislației secundare adoptate de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), în 2019 “86% din gazele folosite pentru centrala de la Brazi vor proveni din import”.

Numai că în trimestrul al doilea, OMV Petrom a produs doar 0,04 TWh de electricitate la centrala de la Brazi, comparativ cu 0,41 TWh trimestrul similar al anului trecut, din cauza” marjelor negative, data fiind creșterea prețurilor la gaze și certificatelor verzi”.

Rezultă că gazul a fost importat în scopuri comerciale, și nu pentru utilizarea sa la centrala de la Brazi.

Și asta pentru că OMV Petrom a preferat să înmagazineze gazul din producția internă, pentru a-l putea vinde la un preț mai ridicat iarna viitoare și să-și onoreze contractele deja existente parțial cu gaz din import.

Așa se face că Petrom avea înmagazinată la finalul trimestrului al doilea al acestui an o cantitate de gaze de 3,4 miliarde TWh, de trei ori mai mare decât cea depozitată la finalul perioadei similare a anului trecut.

În trimestrul al doilea, OMV Petrom a comercializat 9,39 TWh de gaze. 3,4 TWh au fost depozitați, 3,2 TWh vânduți la prețul pieței pe piețele centralizate (OPCOM și BRM), iar 2,9 TWh au fost livrați către consumatorii casnici și producătorii de energie termică pentru casnici la preț reglementat de 68 lei/MWh.

Profit.ro a semnalat faptul că plafonarea prețului gazelor destinate consumului populației și sistemelor de încălzire centralizate i-a determinat atât pe furnizori, cât și pe producători să depoziteze mai multe gaze.

 România a reluat în iulie importurile de gaz rusesc pe ruta ucraineană, după ce timp de 3 luni, prin punctele de import Medieșul Aurit și Isaccea nu a intrat niciun MWh în țară, tot importul mutându-se pe ruta ungară. Principala explicație ar putea fi repornirea de către Miliardarul Ioan Nicolae a combinatului chimic Viromet.

Astfel, începând cu 1 iulie, prin conducta de import Isaccea au început să fie zilnic importate cantități cuprinse între 10 și 25 mii MWh, cantitățile de gaz importate pe ruta ungară rămânând la maximul capacității de import, de 52 mii MWh/zi.

Cu alte cuvinte, au fost zile în care România a importat cu 50% mai mult decât în lunile precedente. La mediile zilnice înregistrate, foarte probabil, importul lunar de gaze se va majora în iulie de la 1,2 TWh (cantitatea importată lunar în aprilie și mai) la 1,8-2 TWh.

Ioan Niculae a anunțat la începutul lunii trecute că a repornit combinatul Viromet și că acesta va produce metanol cu gaze achiziționate din import. Potrivit lui Niculae, consumul, deci și importul zilnic ar fi de 22 milioane metri cubi, aproximativ 22.000 MWh/zi, cantitate apropiată de importurile efectuate în ultima lună prin conducta de la Isaccea dedicată alimentării pieței autohtone.

Compania, printre puținele neintrate în insolvență din grupul Interagro, a terminat anul trecut cu pierderi de aproape 23 milioane lei, la o cifră de afaceri de 31,61 milioane lei, precum și datorii totale de peste 160 milioane lei, iar la 31 martie 2019 datora bugetelor statului restanțe în sumă de peste 14 milioane lei.

Ulterior, Profit.ro a anunțat că Ioan Niculae, la un moment dat cel mai bogat român, vinde combinatul chimic Viromet Victoria unui român care deține în Italia o companie de trading de îngrășăminte, metanol și alte produse chimice și care a preluat recent și operatorul portuar SCAEP Giurgiu Port.

Astfel, potrivit informațiilor Profit.ro, Viromet va fi preluat prin intermediul unei firme înființate anul acesta în România și controlate integral de către SCAEP Giurgiu Port. Tranzacția poate fi finalizată luna viitoare. În prezent, Viromet este deținut de Niculae prin intermediul offshore-ului cipriot Whitbread Holdings Limited, care are aproape 98% din capitalul social al combinatului, deținere în valoare nominală de peste 46 milioane lei.

Operatorul portuar de marfă este controlat în proporție de peste 78% de către omul de afaceri Gabriel Ticea. Acesta deține și conduce în Italia o firmă de trading de îngrășăminte, metanol și alte produse chimice, Romital SRL, cu sediul principal în Milano.

După cum a relatat Profit.ro, Niculae vrea să vândă și combinatul chimic Ga Pro Co Chemicals Săvinești, intrat anul trecut în faliment. Lichidatorul judiciar al combinatului negociează cu mai mulți investitori preluarea acestuia.

În aprilie, Ioan Niculae amenința că își va alimenta combinatele numai cu gaze de import și le ura producătorilor autohtoni să facă un foc mare în Piața Victoriei cu gazele din producția internă. "Vreau să-i văd (pe producătorii români de gaze - n.r.) ce vor face. Și nu trebuie să ajungem în 2022, dacă se va importa gaz. Să presupunem că eu îmi import tot gazul pentru fabricile mele, trei miliarde de metri cubi! Ce vor face ei cu gazul (din producția internă - n.r.)? Că nici în pământ nu mai pot să-l bage. O să facă ce a zis acel oficial din Ungaria, dacă tot ne-am distrus industria chimică și petrochimica. «O să facem un foc mare în Piața Victoriei și să ne uitam toți la el»", spunea Niculae într-un comunicat Interagro.

Tot în aprilie, reprezentanții a cinci fabrici producătoare de îngrășăminte din grupul Interagro, printre care Viromet, plus Ioan Niculae însuși în numele Interagro, au cerut o audiență la premierul Viorica Dăncilă, “cu speranța” de a identifica împreună o soluție pentru reluarea producției în combinate.

Varianta inițială a OUG nr. 114/2018 prevedea că și consumatorii industriali de gaze precum combinatele lui Niculae urmau să primească materie primă de producție internă la preț plafonat de 68 lei/MWh, însă prevederea a fost eliminată ulterior prin OUG nr. 19/2019. Niculae susținea însă că nici prima variantă nu ar fi fost mulțumitoare, căci combinatele sale ar fi urmat să primească volume de gaze de producție internă mult prea mici față de necesar.

Explozia importului de gaz din primele luni ale acestui an a fost cauzată de un cumul de factori, printre care creșterea consumului, reducerea producției interne și extracția masivă de gaze din depozite din ultimul trimestru al anului trecut, reiese dintr-un raport al Directoratului de Energie al Comisiei Europene.

România a importat în primele două luni ale acestui an un volum de gaz mai mare cu 44% decât cel contractat în lunile ianuarie și februarie ale lui 2018, la prețuri cu peste o treime mai ridicate. Și asta în pofida declarațiilor sforăitoare ale guvernanților, care susuțineau, nici mai mult, nici mai puțin, că România este singurul producător de gaze din UE.

Cauzele sunt diverse, însă principala responsabilă pare politica actualului guvern de a subvenționa consumul (plafonarea prețului gazelor prin OUG 114) și a descuraja producție (inclusiv prin legea offshore, care a condus la amânarea de către Exxon și OIMV deciziei finale de investiție în Neptun Deep).

Astfel, în timp ce în întreaga Uniune Europeană, ca urmare a iernii mai calde, consumul de gaz s-a redus în ultimul trimestru al anului trecut cu 3%, în România el s-a majorat cu 8% comparativ cu ultimele trei luni ale anului precedent.

România deține recordul creșterii consumului de gaz atât la nivel procentual, cât și în termeni absoluți. Dacă în ceea ce privește procentele, mai există alte două state (Slavacia și Grecia) cu o creștere de 8% comparativ cu trimestrul al patrulea al lui 2017, în ceea ce privește cifrele absolute România ocupă singură primul loc în UE, cu o majorare a consumului de 300 de milioane metri cubi. Doar Belgia se mai apropie, cu o creștere a consumlui de 200 de milioane metri cubi. În schimb, consumul de gaze s-a redus în Italia cu 2 miliarde metri cubi, în Franța cu 1,2 miliarde metri cubi, iar în Marea Britanie cu 500 milioane metri cubi.

În ceea ce privește producția, la nivelul întregii UE, aceasta s-a redus cu 8%, unul dintre statele care a contribuit la această diminuare fiind România, unde volumul de gaz extras în ultimul trimestru al anului trecut a scăzut cu 6%. Din cele 25 de state membre, scăderi procentuale mai accentuate ale producției au fost înregistrate doar în Danemarca (-13%), Irlanda (-11%) și Germania (-8%).
Ca urmare a dezechilibrului creat între cerere și ofertă în ultimul trimestru al anului trecut, companiile autohtone au apelat la volumele de gaz depozitate și la importuri.

Așa se face că, deși la nivel european, media schimbărilor înregistrate în cantitățile de gaz depozitate a fost de doar 12,4%, în România ea a depășit 20%. Dintre statele europene, doar Polonia, Croația și Italia au depășit acest nivel de extracție a gazelor din depozite.

Comparativ, Marea Britanie avea, la începutul acestui an, o rată a umplerii depozitelor de 100%, iar Danemarca și Olanda una de peste 80%.

În urma extragerilor masive din ultimele luni ale anului trecut, România și Ungaria (care a devenit principala sursă de import pentru România) aveau depozitele pline în proporție de doar puțin peste 40% din capacitatea lor totală.

Așa se face că România a intrat în noul an cu depozitele aproape golite (de la un nivel încolo capacitatea de extracție se reduce și odată cu ea și presiunea în sistem), ceea ce a determinat la apelarea la importuri masive. Acestea au fost utilizate și pentru acoperirea consumului în creștere, dar și, foarte probabil, pentru reinjectarea gazelor în depozite.

În luna februarie, România a importat aproximativ 3 TWh de gaze naturale la un preț de 122,2 lei/MWh, după ce în ianuarie importase un nivel extrem de ridicat de 4,26 TWh de gaze naturale la un preț mediu de 124,61 lei/MWh. În medie, România a importat 3,62 TWh pe lună în acest an.

Comparativ, unul dintre cei doi producători autohtoni, OMV Petrom, a vândut în primul trimestru către terți un volum de 9,7 TWh. Rezultă o medie lunară de 3,23 TWh, inferioară celei a importurilor.

Prețul final al gazului achitat de consumatorii casnici din România a rămas în trimestrul al patrulea al anului trecut cel mai redus din Uniunea Europeană, de 3,51 eurocenți/KWh, în pofida majorării cu aproximativ 20% față de ultimul trimestru al anului trecut, arată datele unui raport al directoratului general de energie al Comisiei Europene. Datele nu fac decât să întărească semnele de întrebare ale CE cu privire la motivarea plafonării prețului gazelor de către actualul executiv de la București.

De ce este important? România va trebui să răspundă până pe 25 mai Comisiei Europene, care a declanșat pe 7 martie un proces de infringement pentru aplicarea incorectă a Directivei gazelor. “Pe 7 martie s-a votat un infringement împotriva României pentru aplicarea incorectă a Directivei gazelor, pentru care am început deja discuțiile cu Ministerul Energiei, Ministerul Afacerilor Externe, chiar și cu Comisia și am obținut o amânare. Termenul până la care trebuie să dăm răspuns la punerea în întârziere este 25 mai. Noi speram la o amânare de două luni. Am primit doar două săptămâni, mai puțin de 20 zile”, a declarat, la începutul lunii aprilie vicepreședintele Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), Zoltan Nagy-Bege.

Potrivit CE, există încă diferențe semnificative de prețuri între statele europene. Rata diferențialului de preț dintre statul cu cel mai ieftin gaz pentru populație (România) și cel cu cel mai scump gaz (Suedia) este de 3,3. În Suedia, prețul unui KWh plătit de consumatorii casnici este de 11,47 eurocenți.

Prețul gazelor pentru consumatorii casnici în statele UE

Prețul gazelor pentru pentru populație în România era, la finalul anului trecut, aproape de două ori mai scăzut decât prețul mediu de 6,22 eurocenți/KWh înregistrat la nivelul întregii UE.

În ceea ce privește prețul gazelor pentru consumatorii industriali, care ar fi trebuit și el plafonat potrivit variantei inițiale a OUG 114, acesta a fost în trimestrul al patrulea al anului trecut de 2,55 eurocenți/KWh, sub media europeană de 2,62 eurocenți/MWh. Între timp guvernul a renunțat la ideea plafonării prețului pentru consumatorii industriali, dintre persoanele juridice numai centralele care produc energie termică pentru încălzirea populației urmând a beneficia de un astfel de preț.

Prețul gazelor pentru consumatorii industriali în statele UE

În rândul opiniei publice din România, există convingerea că populația unui stat producător de gaze trebuie să beneficieze de prețuri mai reduse. Datele DG Energy contrazic această ipoteză.

Consumatorii casnici din cele două state mari producătoare de gaze din UE, Marea Britanie și Olanda, achită prețuri mult mai ridicate la gaze decât cei români. Britanicii plătesc 4,92 eurocenți/KWh, iar olandezii 8,52 eurocenți/KWh (cu 40% peste prețul mediu din UE).

În ceea ce-i privește pe consumatorii industriali, cei din Marea Britanie au achitat un preț similar celui din România (2,2 eurocenți/KWh,), în timp ce cei din Olanda un preț de 2,75 eurocenți/MWH, cu 5% peste media UE de 2,62 eurocenți/KWh.

Consumatorii casnici din capitala României au plătit, la rândul lor un preț redus la gaze, doar locuitorii Budapestei, unde prețul este reglementat, achitând un preț marginal mai mic. Și asta în pofida unei scumpiri de 21% față de ultimul trimestru al anului precedent, ca urmare a majorării cu 42% a componentei de furnizare.

Prețul gazelor pentru populație în capitalele UE

Totuși, aceasta nu este o scumpire specifică României, la nivelul UE, prețul componentei de furnizare a gazului majorându-se cu 28%. În plus, față de UE, unde consumul a scăzut cu 3% în ultimele trei luni ale anului trecut comparativ cu perioada similară a anului precedent, în România acesta s-a majorat cu 8%. Producția din România s-a diminuat la rândul său cu 6% în ultimul trimestru al anului trecut.

În pofida faptului că guvernanții români se laudă că România este singurul producător de gaze din UE, importurile au explodat în acest an ca urmare a politicilor de subvenționare a consumului de gaze și electricitate și de descurajare a producției. În februarie, importurile de gaze s-au majorat cu peste 26% sau cu 614 GWh față de luna similară a anului trecut, la un preț mai mare cu 33% sau 30 de lei pe MWh.

Per total, în primele două luni ale acestui an, România a importat un volum de gaz mai mare cu 44% decât cel contractat în lunile ianuarie și februarie ale lui 2018, la prețuri cu peste o treime mai ridicate. Dacă în ianuarie și februarie 2018, România a importat un volum de 5 TWh de gaze naturale, în perioada similară a acestui an volumul importurilor s-a majorat la 7,2 TWh.

În luna februarie, România a importat aproximativ 3 TWh de gaze naturale la un preț de 122,2 lei/MWh, după ce în ianuarie importase un nivel extrem de ridicat de 4,26 TWh de gaze naturale la un preț mediu de 124,61 lei/MWh. În medie, România a importat 3,62 TWh pe lună în acest an.

Comparativ, unul dintre cei doi producători autohtoni, OMV Petrom, a vândut în primul trimestru către terți un volum de 9,7 TWh. Rezultă o medie lunară de 3,23 TWh, inferioară celei a importurilor.

Chiar dacă luăm în calcul și gazul utilizat de OMV Petrom pentru producția de electricitate, aproximativ 2 TWh, rezultă medie marginal superioară celei a importurilor, de 3,9 TWh/lună.

Cu alte cuvinte, cota de piață a gazelor rusești de import este superioară celei a OMV Petrom și, probabil, și a celuilalt mare producător autohton, Romgaz.

În această iarnă, începând cu luna noiembrie a anului trecut, România a importat un volum de aproximativ 12,2 TWh, cu 30% peste importurile din iarna precedentă, de 9,4 TWh.

Profit.ro a semnalat faptul că, de la începutul anului, importurile de gaze naturale din Ungaria, țară are nu produce gaze, s-au majorat de 10 ori.

Dacă în lunile ianuarie/februarie 2018, fluxurile fizice de la Csanadpalota, din direcția Ucrainei către România, erau, în marea majoritate a zilelor, de 5.000 MWh/zi, în primele două luni ale acestui an, acestea au fost de 10 ori mai ridicate, de 50.000 de MWh/zi. Volumul gazului adus din Ungaria este unul considerabil, reprezentând aproape 20% din volumul de gaz intrat în sistem din producția internă în aceeași perioadă (din perimetrele de producție, cum se exprimă Transgaz), de 260-270.000 MWh/zi.

Evident că gazele importate sunt tot gaze rusești și nu sunt produse în Ungaria, care de-abia își acoperă 10-15% din consum cu nivelul producției interne.

Acest lucru ar putea arăta faptul că traderii au anticipat că o creștere a cererii de import este inevitabilă în condițiile adoptării OUG 114, care favorizează furnizorii și subvenționează consumul (casnic și industrial) și îi penalizează pe producători. Aceștia, pe lângă plafonarea prețului la 68 lei/MWh, mai “beneficiază” și de plata taxei de 2% pe cifra de afaceri (de care ceilalți actori sunt parțial scutiți, fiind aplicată doar marjei în cazul furnizorilor și traderilor de gaze).

Surse din piață susțin că o altă explicație ar fi faptul că furnizorii mari de gaze (Engie și E.On) au profitat de prețurile reduse de pe piața internă (77 lei/MWh - OMV Petrom și 80 lei/MWh - Romgaz) și au semnat contracte pe întregul an încă din primăvara anului trecut cu producătorii autohtoni. Apoi s-au concurat între ei pentru a atrage consumatori non-casnici. La venirea iernii, însă, au rămas fără gaze din surse interne pentru populație și au fost nevoiți să apeleze la importuri în speranța că ANRE le va recunoaște costurile de achiziție ridicate. Ceea ce evident nu s-a întâmplat, Guvernul salvându-i însă prin adoptarea OUG 114 care plafonează prețurile la gaze produse intern la 68 lei/MWh.

Potrivit Asociației Române a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA), prevederile OUG 114 vor afecta durata de viață a câtorva zăcăminte marginale, ceea ce va va determina companiile să renunțe la acestea mai devreme decât era planificat. Mai mult, companiile care desfășoară activități de explorare au amânat deja sau au anulat până la 50% din sondele planificate a fi forate în viitorul apropiat.

“Acest procent va crește cu siguranță pe termen mediu și lung din cauza prevederilor OUG 114/2018. Trebuie punctat faptul că fiecare metru cub de gaz care nu va mai fi produs în România, deoarece unele zăcăminte devin neeconomice în condițiile date, va trebui importat la un preț considerabil mai mare din surse externe”, a avertizat, într-un comunicat, patronatul companiilor din industria de petrol și gaze.

Transgaz și-a alcătuit bugetul pe scenariul pozitiv al unei prelungiri a acordului de tranzit dintre Gazprom și Ucraina, estimând venituri similare din transportul internațional în pofida scăderii volumului de gaz rusesc care traversează Dobrogea în urma intrării în funcțiune a TurkStream.

În urmă cu două săptămâni, Profit.ro a adresat operatorului de transport român o serie de întrebări referitoare la situația contractuală cu Gazprom și cu planurile companiei în eventualitatea în care contractul de tranzit dintre Gazprom și Ucraina, care expiră la sfârșitul acestui an, nu va fi prelungit. Compania nu a oferit niciun răspuns până în prezent.

Anul trecut, agenția internațională de evaluare Standard&Poor’s a decis recent să modifice perspectiva ratingului de credit al Transgaz de la "stabilă" la "negativă" ca urmare a "posibilelor presiuni privind lichiditatea și incertitudini pe termen lung legate de poziția afacerii de transport gaze a Transgaz, având în vedere modificările potențiale ale rutelor principale de transport gaze din Europa Centrală și de Est dacă fluxul fizic al gazelor rusești prin Ucraina este înlocuit cu noi rute”.

Între timp, Transgaz a încheiat un contract pentru servicii de rating cu Fitch Ratings, în urma expirării contractului cu S&P Global Ratings.

Potrivit proiectului de buget al Transgaz, fundamentarea valoarea serviciilor de transport internaţional gaze naturale s-a estimat “conform contractelor existente încheiate cu Gazprom Export Ltd pentru firele 2 şi 3 (ale coridorului Isaccea-Negru Vodă - n.r.)”. Ceea ce înseamnă că Transgaz fie are semnat un contract potrivit căruia Gazprom plătește indiferent dacă tranzitează vreun metru cub de gaz România sau nu (componenta de rezervare este mai importantă decât cea volumetrică), fie nu a vrut să recunoască nici o diminuare de venituri din această sursă.

Este interesant că, în ceea ce privește celălalt “fir”, Isaccea-Negru Vodă 1, care nu este subiectul unui contract cu Gazprom, iar capacitățile se alocă pe bază de licitație, Transgaz estimează o diminuare a veniturilor cu 10 milioane lei în urma conectării sale la sistemul național.

Prin coridorul Trans-Balcanic, Gazprom livrează gaze Bulgariei, Turciei, Greciei și altor state balcanice cu ajutorul unor sisteme de conducte care traversează Ucraina, Moldova, România și Bulgaria.

În prima parte a acestui an, potrivit datelor Tranzgaz, traficul pe cele trei conducte Isaccea-Negru Vodă s-a înjumătățit comparativ cu perioada similară a anului trecut. Dacă într-o zi de martie, în 2018, pe traseul Isaccea-Negru Vodă, curgeau aproximativ 550 mii MWh, pe 19 martie de exemplu volumul de gaze rusști care a traversat Dobrogea a fost de doar 224.000 MWh.

Explicația: începând cu 1 ianuarie 2019, Gazprom a redus considerabil volumul de gaze care tranzitează Dobrogea în urma punerii în funcțiune a TurkStream 1, gazoduct care deservește piața turcă. Deja guvernul bulgar a anunțat că a primit o scrisoare oficială de la Gazprom în care a fost informat că, începând cu luna ianuarie 2020, tranzitul gazului pe coridorul Trans-Balcanic va fi stopat, cel puțin pe relația cu Turcia.

Este de așteptat ca până la finalul anului, să fie operațional și TurkStream 2, care va deservi Europa, ceea ce ar face caduc coridorul Trans-Balcanic, implicit cele trei conducte care traversează România, mai ales că ele au un singur sens, din România în Bulgaria.

Și mai interesant este că Transgaz și-a diminuat veniturile din exploatare până la valoare de 1,42 miliarde lei, cu aproape jumătate de miliard de lei mai reduse decât cele din anul trecut.

Însă nu ca urmare a diminuare a veniturilor din transportul internațional, ci ca urmare a veniturilor din echilibrarea sistemului național cu peste 320 milioane de lei și a veniturilor din transportul intern cu peste 210 milioane lei.

Astfel, componenta volumetrică se va reduce cu cu 60 milioane lei pe seama scăderii componentei ponderii componentei volumetrice în venitul reglementat de la 35% la 30%, iar cea de rezervare de capacitate cu 151.722 mii lei, pe “seama facturării contravalorii depăşirilor de capacitate rezervată în anul 2018 în valoare de 104 milioane lei şi a scăderii cantităţilor de capacitate estimate a fi rezervate cu 5% (19.273.619 MWh)”. Scăderea capacitățolor estimate a fi rezervate corespunde declinului producției interne din ultimii ani.

Anul trecut, Transgaz a obținut venituri de 325 milioane lei din activitatea de transport internațional (prin conductele Isaccea-Negru-Vodă 1, 2, și 3), aproape o treime din cele 1,17 miliarde venituri din activitatea de transport intern sau peste 20% din veniturile operaționale ale Transgaz.

Dacă această sumă de va înjumătăți, rezultatele financiare ale companiei vor fi de-a dreptul dezastruoase. Și așa, în absența acestei diminuări, Transgaz estimează că va realiza în 2019 un profit net de doar 124 milioane de lei, mai redus cu 75% față de profitul net realizat în 2018, de jumătate de miliard de lei.

Șansele ca BRUA, în special faza a doua a proiectului, să se construiască în varianta inițială sunt în continuare destul de mici, în pofida faptului că Agenția de Cooperare a Reglementatorilor din domeniul Energiei (ACER) a decis vineri efectuarea unui test economic în vederea stabilirii viabilității proiectului pe segmentul său ungaro-austriac. Motivul pentru care BRUA 2 este incert reiese din punctele de vedere exprimate de traderi și furnizori, care susțin că riscurile de reglementare și cele politice din România compromit însăși ideea care a stat la baza gazoductului: transportul gazelor din Marea Neagră pe piețele europene.

Potrivit ACER, proiectul a fost evident susținut de autoritățile de reglementare și operatorul de transport din Austria, iar împotriva sa s-au exprimat reglementatorii și operatorul de transport maghiar.

Interesant este că dintre cele 9 puncte de vedere primite de ACER din partea unor părți terțe niciunul nu aparține vreunei instituții sau companii românești.

Așa cum era de așteptat, fiind direct interesat de comercializarea gazelor offshore din Marea Neagră, în eventualitatea adoptării unei decizii favorabile de investiție, OMV susține realizarea BRUA în varianta sa inițială, și nu ocolit, prin Slovacia, așa cum ar vrea partea maghiară.

“OMV sprijină proiectul HUAT (partea ungaro-austriacă a BRUA) și consideră esențial rolul piețelor central-europene pentru exploatarea potențialul de aprovizionare cu gaze offshore din România. În plus, OMV susține că divizarea proiectului original ROHUAT (România-Ungaria-Austria - n.r.) în două investiții separate (faza 1 și faza 2 -n.r.) a dus la o schimbare semnificativă a structurii tarifelor, care nu poate fi explicată prin măsurile suplimentare de infrastructură rezultate din divizarea proiectului”, precizează documentul ACER.

Un alt susținător al proiectului inițial este, logic, bursa austriacă de gaze (CEGH). În opinia CEGH, fluxul de gaze dinspre Ungaria spre Austria este absolut necesar pentru realizarea eficientă a unui arbitraj de prețuri pe cele două piețe.

Agenția de Reglementare din Croația susține la rândul său BRUA, invocând lichiditatea sporită a pieței și cea fluxurilor de gaze de pe piața regională.

În schimb, se opun realizării proiectului agenția de reglementare (URSO) și operatoriul de transport din Slovacia (Eustream).

Îngrijorătoare, cel puțin pentru faza a doua a proiectului, este poziția adoptată de companiile private direct interesate de gazul care ar trebui să treacă prin BRUA, furnizori sau traderi. Faza a doua a proiectului ar trebui să majoreze capacitatea de transport de la 1,75 miliarde metri cubi la 6,15 milirade metri cubi anual pe segmentul româno-ungar și de la 4,7 miliarde metri cubi la 8,3 miliarde metri cubi pe cel ungaro austriac și a fost concepută având în vedere o eventuală începere a producției offshore în segmentul românesc al Mării Negre.

Dintre cei patru furnizori sau traderi care și-au expus punctul de vedere, doar RWE s-a declarat pentru efectuarea testului economic, deși a recunoscut că interesele companiei favorizează ruta ocolitoare prin Slovacia. Cu alte cuvinte, deși susține realizarea testului economic BRUA, RWE speră că va ieși pozitiv celălalt test, privind gazoductul ungaro-slovac și nu cel ungaro-austriac. De aceea, foarte probabil, RWE va depune oferte pentru rezervarea capacității doar la licitația pe punctul de interconectare Ungaria-Slovacia.

La rândul său, Engie susține că “proiectul HUAT nu poate fi privit în mod izolat de situația din regiune, în special, de creșterea riscurilor de natură reglemntatoare sau politică. De exemplu, legislația propusă de România ar putea submina fezabilitatea economică a fazei a II-a a BRUA pe segmentul româno-ungar. Acest lucru înseamnă că cei interesați de rezervarea de capacitate fie prin Slovacia, fie direct pe traseul Ungaria-Austria se întreabă în prezent dacă dacă principala sursă de gaz (Neptun Deep - n.r.) prevăzută pentru aceste capacități va mai fi accesibilă. În plus, au fost oferite pieței extrem de puține informații privind calendarul, capacitățile tehnice și condițiile de acces la noua conductă care ar urma să aducă gaze în Ungaria din Turkstream (prin Bulgaria și Serbia - n.r.).”,.

Principalul furnizor de gaze din Ungaria, MFGK, este cel mai categoric, susținând că nu susține proiectul inițial al BRUA ca urmare a “incertitudinilor în creștere legate de producția offshore din din România, incertitudini create de recentele modificări ale legislației românești, care impun condiții nefavorabile de stabilire a prețurilor și de impozitare pentru producătorii de gaze offshore”.

Și MET Austria GmbH se referă la România, considerând că orice test economic pe segmentul ungaro-austriac ar trebui precedat de clarificarea principalelor proiecte regionale, inclusiv a testului economic pe faza a doua a BRUA dintre România și Ungaria. Pe lângă acesta, ar trebui, în opinia MET, realizate teste similare și pentru gazoductul ungaro-slovac, dar și pentriu prelungirea TurkStream 2.

Punctul de vedere al traderilor și furnizorilor de gaze extrem cel mai important, ei fiind cei care ar trebui să depună oferte la testul economic pe care ACER a decis ca operatorii maghiari și austrieci dă-l efectueze.

ACER nu a decis asupra meritelor tehnice sau economice ale proiectului HUAT și nici asupra investiției în acest proiect, ci pentru a defini parametrii testului economic al proiectului HUAT, astfel încât acesta să poată să fie testat pe piață.

Potrivit ACER, proiectul HUAT este inițiat numai dacă testul economic are rezultate pozitive pe ambele părți ale punctului de interconectare Mosonmagyarövár pentru cel puțin una dintre cele două nivelurile de ofertă propuse de promotorii proiectului, 4,7 miliarde metri cubi, respectiv 8,3 miliarde metri cubi anual.

Adoptarea proiectul ordonanţei de urgenţă cu privire la noile măsuri fiscale anunţat de Ministrul Finanţelor, în particular impunerea unui plafon de 68 lei/MWh, va conduce la scăderea producției de gaze în următorii ani ca urmare a scăderii investițiilor, la majorarea importurilor de gaze și la șomaj, susține OMV Petrom, într-un comunicat de presă

“Dacă vor fi implementate, măsurile vor arunca piaţa de gaze din România înapoi în timp cu cel puţin 10 ani, la stadiul de piaţă reglementată şi departe de a fi liberalizată”, precizează OMV Petrom.

OMV Petrom a fost cea mai afectată companie din domeniul energetic, în urma publicării proiectului de cod fiscal, cotațiile sale pe BVB scăzând în cursul zilei de miercuri cu aproximativ 13%.

OMV Petrom, cel mai mare contribuabil din România, susține că în absenţa unei economii deplin funcţionale, investiţiile, disponibilitatea produselor şi serviciilor, locurile de muncă şi creşterea economică sunt ameninţate.

“Atragem atenția că stabilirea în mod artificial a unui preț la care producătorii sunt obligați să comercializeze gazele încalcă regulile Uniunii Europene privind piața liberă, distorsionează concurenţa, discriminează producătorii români faţă de importatori și poate avea consecințe grave asupra aprovizionării cu gaze”, se precizează în comunicat.

Producția de gaze din România ar scădea în următorii ani, susține compania, ca urmare a reducerii investițiilor, prețul stabilit artificial la 68 de lei/MWh punând în pericol proiecte importante de investiții din domeniu.

Acest lucru ar antrena majorarea importurilor de gaze, cu impact puternic asupra securității energetice a României și cu creșterea prețului la gaze în viitor.

În lipsa investiţiilor, producţia internă de gaze naturale este de așteptat să scadă în mod abrupt, iar diferenţa ar fi acoperită de importuri suplimentare de gaze, care sunt semnificativ mai scumpe. Potrivit estimărilor OMV Petrom, în lipsa oricăror investiții, importurile ar putea crește până la 40%-50% din consum în 2030 (față de aproximativ 10% în prezent), din cauza scăderii producției naționale.

Nivelul mai scăzut al investiţiilor ar afecta și piața munci, susține OMV Petrom. “În plus faţă de cei 13.000 de salariaţi proprii, OMV Petrom lucrează cu un număr mare de companii româneşti care au aproximativ 40.000 de salariaţi.

Suntem profund îngrijoraţi cu privire la măsurile care sunt impuse fără studii de impact şi fără nicio consultare prealabilă. Astfel de măsuri au efect negativ asupra atractivităţii României pentru investitori, descurajează proiectele de investiţii şi afectează în mod negativ economia şi forţa de muncă.”, se precizează în comunicat.

Prețul gazelor produse intern s-a majorat cu 50% din momentul liberalizării, o scumpire similară fiind înregistrată și de prețul de pe piața austriacă, în funcție de care sunt calculatele redevențele în România. Guvenanții susțin că este inexplicabilă această scumpire, în condițiile în care “nu s-a schimbat” nimic. Realitatea îi contrazice însă, pe piața internă, principala variabilă care s-a modificat în ultimul an și jumătate a fost fiscalitatea, care s-a majorat în repetate rânduri.

Iar marți, membrii comisiei de buget-finanțe din Camera Deputaților ar putea crește povara fiscală impusă producătorilor interni, prin introducerea prețului de referință din Austria, cu 30% peste cel intern, și în formula de calcul al impozitului suplimentar, dar și prin eliminare deductibilității redevenței și a limitării deducerilor recunoscute în formula sa de calcul.

„Înţeleg că sub pretextul liberalizării, companiile din energie şi din sectorul gazelor naturale intenţionează să declanşeze alte creşteri de preţuri.

Gazele sunt tot acolo, se extrag tot de acolo, utilajele sunt aceleaşi, instalaţiile aceleaşi, procedurile aceleaşi. Nu a crescut nimic. Unii zic ca preţul de cost este undeva la 40 de lei/MWh. Alţii zic 27 de lei, dar eu zic 40 şi ceva lei. Te uiţi că firmele vând  cu 70 de lei, cu 80 de lei, cu 90 de lei, cu 140 de lei/MWh. Te gândeşti, frate, dar ce s-a întâmplat?”, a declarat duminică președintele PSD, Liviu Dragnea.

Cu toate acestea, în pofida a ceea ce spune șeful partidului de guvernare, că nimic nu s-a schimbat din momentul liberalizării, mai multe variabile care influențează prețul gazelor au crescut și, coincidență, majoritatea acestor variabile au crescut la inițiativa coaliției de guvernare.

De exemplu, impozitarea. Pe 1 aprilie 2017 s-a liberalizat prețul la gaze la producători, până atunci acest proces fiind administrat de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE). Până la 1 aprilie 2017, prețul controlat de ANRE era de 60 lei/MWh, iar de la acea dată ar fi trebuit să devină 68 lei/MWh, potrivit calendarului de liberalizare asumat de guvern. Numai că, pentru a avea mai multe venituri la buget a fost instituit impozitul pe veniturile suplimentare din liberalizarea prețului gazelor, de 60% până la un preț de 85 de lei/MWh și de 80%, peste prețul de 85 lei/MWh.

Pentru ca producătorii să-și păstreze valoarea nominală a profitului/Mwh (a profitului net, nu rata profitabilității, în acest caz majorarea indusă de creșterea impozitării fiind mai mare) de dinainte de 1 aprilie 2017, aceștia ar fi trebui să crească prețul cu costul impus de impozitare. La un preț de 60 de lei/MWh, producătorii achitau o redevență de aproximativ 5 lei/MWh (la o valoare medie a redevenței de 8%). Odată cu liberalizarea, ei s-au văzut nevoitți să mai achite și un impozit suplimentar (instituit, în primă fază doar temporar, pentru ca în 2018 să fie permanentizat) de 6 lei. Cu alte cuvinte, în momentul liberalizării, presiunea fiscală suplimentară impusă de stat era de 11 lei. Pentru a-și păstra profitabilitatea de dinaintea liberalizării, companiile au fost nevoite să transfere în preț respectiva povară fiscală.

Însă aceasta nu a fost singura majorare de impozitare din acest domeniu. Din februarie 2018, Agenția de Reglementare pentru Resurse Minerale (ANRM) a introdus în formula de calcul a redevenței prețul de referință de pe piața austriacă, care s-a situat în acest an la o nivel mediu de 120 lei/MWh, dublu față de prețul înregistrat în momentul dereglementării. Astfel, companiile au fost supuse unei noi presiuni fiscale. Redevența calculată la prețul de la Viena n-a mai fost de 5 lei, ci de 10 lei/MWh, iar impozitul pe veniturile suplimentare din dereglementarea prețurilor n-a mai fost de 6 lei, ci de 10 lei/MWh.

Cu alte cuvinte, de la liberalizarea prețurilor și până în prezent, statul și-a majorat veniturile extrase din prețul fiecărui MWh, de la 5 lei (redevența de dinaintea liberalizării) la 20 lei. O presiune fiscală de 15 lei/MWh care, dat fiind caracterul oligopolist al pieței (2 mari producători, OMV Petrom și Romgaz, controlează peste 90% din producție) și caracterul mai degrabă inelastic al cererii de gaze, a fost, după cum spune și teoria economic, în prețuri.

Așa se face că evoluția prețului de la 60 de lei la 75-80 de lei/MWh poate fi pusă direct pe seama politicii fiscale a actualei coaliții de guvernare.

Însă impozitarea nu a fost singurul element care s-a majorat în această perioadă și de altfel guvernanții se laudă cu acest lucru. Câștigul salarial mediu net pe economie a crescut, potrivit Institutului Național de Statistică (INS), cu 16%, de la 2.342 lei în martie 2017 (luna dinaintea liberalizării prețului gazelor la producători) la 2.720 lei (în luna octombrie 2018).

Creșterea salariului mediu are o dublă influență asupra procesului de formare a prețurilor, inclusiv al prețului gazelor, punând presiune atât pe ofertă, prin majorarea costului de producție, cât și pe cerere, prin majorarea disponibilităților bănești ale consumatorilor.

Iar majorarea salariilor are o dinamică diferită, de la sector la sector și chiar de la persoană la persoană. Șeful PSD poate verifica acest lucru analizând ultimele sale două declarații de avere depuse la Parlament în care venitul său anual obținut ca deputat s-a majorat de la 77 mii lei la 162 mii lei.

Pe partea de ofertă mai acționează o variabilă, scăderea producției, fie cea naturală, fie cea cauzată de majorarea fiscalității. Pentru că la orice majorare a poverii fiscale, dată fiind starea zăcămintelor din România, îmbătrânite, unele dintre acestea devin neprofitabile. Numai că producătorii nu pot închide ușor un zăcământ, ei fiind obligați, prin acordurile de concesiune, să respecte angajamentele asumate în contractele de concesiune. Angajamente pe care și le-au asumat în condițiile unui cadrul fiscal diferit. În plus, orice închidere a unei sonde implică costuri suplimentare cu ecologizarea. Așa se face că, de multe ori, companiile operează în continuare un zăcământ neprofitabil numai pentru că acordul de concesiune le impune acest lucru, iar costurile cu ecologizare impun pierderi mai mari decât producerea neprofitabilă a gazului. Producătorii interni sunt puși în fața unei situații loose-loose: fie închid zăcămintele și-și diminuează producția și, implicit venituri, dar își și majorează costurile cu cele de ecologizare, fie produc în continuare asumându-și pierderi. Alternativa este realizarea de noi investiții, cu o deductibilitate pe care actuala coaliție vor să o limiteze în proiectul legii onshore aflată pe masa comisiei de buget finanțe. Investiții care majorează evident costul de producție la care s-a referit și liderul PSD, el fiind variabil de la sondă la sondă, în funcție de maturitatea acesteia (de aici și diferitele costuri de producție amintite chiar de Dragnea).

Cu alte cuvinte gazele nu sunt tot acolo, cum susține șeful PSD, ci se împuținează, iar utilajele și instalaţiile nu sunt aceleaşi, ci trebuiesc făcute investiții suplimentare pentru a putea exploata gaze în condiții mai vitrege, de la adâncimi mai mari.

Scumpirea gazelor din România ar putea fi “o dovadă a lăcomiei producătorilor” interni, cum susține Dragnea, dacă ar fi un fenomen local, înregistrat după liberalizare. Iar alegerea prețului de referință din Austria de către ANRM ar fi în acest sens o încercare de temperare a elanului scumpirilor. Numai că, pe bursa austriacă, pe 3 aprilie 2017 (când s-au liberalizat prețurile la producători), prețul gazelor era de 17 euro/MWh (77,435 lei la cursul de schimb de la acea dată), iar în prezent acesta este de 25 euro/MWh (116 lei la cursul actual de schimb). Rezultă o scumpire de 38,56 lei sau 50%, similară celei din România, (de la 60 la 90 de lei, cât a fost, potrivit Bursei Române de Mărfuri - BRM- prețul mediu ponderat al gazului cu livrare în luna noiembrie).

Cu alte cuvinte, scumpirea procentuală din România de 50% a urmat trendul european, și asta în condițiile în care în Europa nu a fost majorată impozitarea! Acest lucu demonstrează că introducerea prețului de pe bursa austriacă a avut menirea de a majora și nu de a atenua prețurile gazelor produse în România.

Pentru prima dată de la declanșarea ofensivei de supraimpozitare a domeniului de petrol și gaze, început cu Legea offshore în urmă cu mai mult de jumătate de an, industria a decis să prezinte și calcule referitoare la impactul unei supraimpozitări a domeniului.

În prezent, companiile plătesc impozitul suplimentar introdus în 2003 (de 60% și, respectiv, de 80% din veniturile suplimentare obținute din prețuri de vânzare cuprinse între 45 și 85 de lei/MWh de gaz, și, respectiv peste 85 de lei) la prețul de piață, adică 90 de lei/MWh, de pe BRM. Dacă este adoptat proiectuld e lege onshore, în dezbater eîn Parlament, impozitul va fi achitat nu la un preț de 90 de lei, ci la unul de 121 lei/MWH înregistrat pe bursa austriacă.

La acest preț, statul ar încasa 28 lei/MWh din redevență și impozitul suplimentar (în varianta aflată în vigoare), plus alți 27 lei din impozitul suplimentar în varianta propusă de Comisia de Industrii, dacă sunt luate în calcul noul preț de referință și eliminarea deductibilității redevenței și a “reportării” investițiilor.

Cu alte cuvinte, din prețul de vânzare de 90 de lei, statul va încasa 55 de lei numai din cele două impozite. Companiile rămân cu 35 de lei, din care însă vor trebui să suporte costul de producție, care, potrivit Federației Patronale de Petrol și Gaze din România (FPPG), se ridică, în cazul Romgaz, la aproximativ 28 de lei/MWh. Companiile rămân deci cu un profit brut de 7 lei/MWh, din care trebuie să achite impozit pe profit și costurile cu amortizarea, ceea ce face ca profitul net să fie de maxim 5 lei/MWh. Adică 5,55% din prețul de 90 de lei.

Membrii Comisiei de Industrii a Camerei Deputaților se tem că România va pierde 15 miliarde de dolari, în opinia lor, forma amendamentului votată în plen, care ar fi trebuit să garanteze stabilitatea și previzibilitatea regimului fiscal aplicabil operatorilor offshore din Marea Neagră, instituind nu înghețarea impozitării pe întreaga perioadă de exploatare, ci exceptarea de la supraimpozitarea promovată de legea offshore.

“Titularilor de acorduri petroliere referitoare la perimetre petroliere offshore aflate în curs de executare la data intrării în vigoare a prezentei legi li se aplică, pe toată perioada derulării acestora, nivelul de redevenţă, cotele procentuale de redevenţă petrolieră, pragurile de producţie brută aferente acestor cote şi regimul fiscal specific aplicabil activităţilor de explorare, dezvoltare, exploatare şi abandonare desfăşurate în baza acordurilor existente la data intrării în vigoare a prezentei legi”, este articolul pe care deputații din comisie ar vrea ca Biroul Permanent să-l reformuleze.

În acest sens membrii Comisiei au trimis deja 3 adrese Biroului Permanent, în ședința de marți hotărând să redacteze o a patra adresă. Răspunsul Biroului Permanent a fost până în prezent unul negativ, îndemnându-i să inițieze un proiect legislativ de modificare a legii proaspăt votate, susține președintele Comisiei, Iulian Iancu.

“Nu poți să-ți permiți să arunci la gunoi 15 miliarde, când e nevoie de bani pentru cercetare, educație, etc. Drept urmare, revenim cu scrisoarea, plenul a decis luând la cunoștință că se îngheață (nivelul impozitării -n.r.) și a reieșit că se exceptează (în forma finală trimisă la promulgare -n.r.). Dacă o ducem la extremă o ducem în fază penală!”, a afirmat Iancu, neprecizând la cine se referă când invocă potențialul caracter penal.

Îngrijorarea deputaților pare însă neîntemeiată, articolul, chiar dacă este neclar, neinvocând redevențele, pragurile de producție și regimul fiscal existente până la data intrării în vigoare a prezentei legi. Toate trimiterile sunt la data intrării în vigoare a prezentei legi. Iar regimul fiscal este cel aplicabil “activităţilor de explorare, dezvoltare, exploatare şi abandonare desfăşurate în baza acordurilor existente la data intrării în vigoare a prezentei legi”. Cuvântul “existente” acordându-se cu activități și nu cu “regim fiscal”, articolul nu spune decât că acest regim fiscal (cel din legea offshore) se va aplica și “titularilor de acorduri petroliere referitoare la perimetre petroliere offshore aflate în curs de executare la data intrării în vigoare a prezentei legi”.

Pe 24 octombrie, Parlamentul a votat Legea offshore cu o fiscalitate majorată chiar și față de nivelul prevăzut de varianta trimisă de președintele Klaus Iohannis la reexaminare. Într-o ultimă tentativă de îmbunare a investitorilor, care s-au declarat nemulțumiți de prevederile legii, parlamentarii au acceptat să reintroducă această controversată clauză de stabilitate a regimului fiscal al exploatărilor de gaze naturale din Marea Neagră pe toată perioada de derulare a acordurilor petroliere, inclusiv în ceea ce privește impozitul pe veniturile suplimentare ale concesionarilor, eliminată la comisiile Camerei Deputaților.

Oricine vizita marți Parlamentul României și asista la ședințele a două comisii, cea de industrie și cea pentru buget, ar fi fost uimit să constate că există două Românii total diferite, descrise, paradoxal, de doi parlamentari, ambii membri ai coaliției de guvernare. Potrivit unuia dintre aceștia, prețul gazelor din România s-a majorat cu 400% de la liberalizare, ajungând să fie mai scump decât cel de pe bursa de specialitate vieneză, potrivit celuilalt, gazul din România este cu cel puțin 25% mai ieftin decât cel tranzacționat pe Central European Gas Hub (CEGH) din Austria.

De ce este important? În aceste zile, pe agenda comisiei de buget a Camerei Deputaților se află un proiect legislativ amendat de comisia de industrii, prin adoptarea căruia s-ar dublat practic sarcina fiscală impusă companiilor producătoare de gaze onshore, ajungând la 55 de lei/MWh, potrivit industriei.

Și mai important Cei doi deputați, Iulian Iancu (PSD, șeful comisiei de industrii) și Toma Petcu (ALDE, fost ministru al energiei) sunt de departe cei mai competenți membrii ai comisiilor respective în ceea ce privește sectorul energetic. Influența lor asupra celorlalți membri ar putea cântări decisiv asupra formei finale a respectivului act normativ.

Prețul gazelor din România este deja superior celui de pe bursa austriacă, a susținut Iulian Iancu în ședința comisiei de industrii, încercând să motiveze introducerea prețului de referință de pe această bursă în formula de calcul a impozitului pe veniturile suplimentare rezultate din dereglementarea prețului gazelor la producător. Potrivit acestuia, prețul gazului din România este de 123 de lei/MWh, iar cel de pe CEGH 108 lei/MWh.

Dimpotrivă, prețul gazului de pe bursa austriacă este mult mai scump decât cel de pe bursele din România, a declarat Toma Petcu, în cadrul ședinței comisiei de buget-finanțe, desfășurată în paralel cu ședința comisiei de industrii, în pofida faptului că raportul ar fi trebuit să fie unul comun. Fostul ministru al energiei a prezentat și două prețuri: 90 de lei/MWh - prețul gazului intern și 120 lei/MWh cel al gazului tranzacționat în Austria.

Este dificil de precizat care dintre cei doi parlamentari are dreptate, cât timp niciunul nu a specificat la ce preț al gazelor și la ce tip de contract se referă.

Dacă este analizată evoluția prețurilor de pe piețele din cele două state, este foarte probabil că Iulian Iancu s-a referit la prețurile spot, din contractele pe termen scurt, pentru ziua următoare, care marți erau de 23,4 euro/MWh, aproximativ 110 lei/MWh, în Austria și de 125 lei/MWh pe OPCOM, respectiv 114 lei/MWh pe Bursa Română de Mărfuri (BRM), cifre apropiate de cele avansate de Iancu.

Cifrele avansate de fostul ministru al energiei Toma Petcu se apropie de cele înregistrate în luna noiembrie pe BRM și CEGH în contractele pe termen lung. Astfel, dacă prețul mediu ponderat lunar pe BRM pentru gazul livrat în noiembrie a fost de 90,13 lei/MWh, iar cel de pe bursa austriacă de aproximativ 120 lei/MWh.

Potrivit datelor BRM, prețul mediu ponderat pentru gazul din producția internă din trimestrul al patrulea a fost de 95,65 lei/MWh, în timp ce prețul mediu ponderat de la bursa austriacă a fost de 116,69 lei/MWh.

Cu alte cuvinte, ambii parlamentari par a avea dreptate, doar că s-au referit la prețuri diferite. Dar care preț este mai important?

Spre deosebire de piața de electricitate, unde ponderea volumelor tranzacționate pe piața spot reprezintă 35-40% din totalul energiei tranzacționate, pe piața gazelor, importanța tranzacțiilor de pe piețele pe termen scurt, PZUGN pe OPCOM, DayAhead pe BRM, este mult mai mică.

Potrivit Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), în ultima lună pentru care sunt disponibile, pe piețele centralizate pe termen lung ale BRM s-au tranzacționat 4,5 milioane MWh, care au acoperit 73% din consumul intern. Și vorbim de o lună de vară, cu o cerere mai scăzută.

Pe piețele pe termen scurt, nou înființate în urmă cu trei, se tranzacționează zilnic cantități mult mai reduse. Potrivit OPCOM, în luna noiembrie pe piața pentru ziua următoare pentru gaze naturale (PZUGN) s-au tranzacționat 59 de mii de MWh, la un preț mediu ponderat de 117 lei/MWh. Chiar dacă am presupune că pe piața spot BRM volumul tranzacționat ar fi dublu, rezultă un volum total de 150.000 MWh/lună tranzacționat pe piața pe termen scurt, aproximativ 3,3% din volumul tranzacționat prin contracte pe termen lung.

Și este normal, pentru că furnizorii de gaze naturale pot estima mult mai precis evoluția cererii și ofertei decât cei de energie electrică (care depind mult mai mult de starea vremii, în special în ceea ce privește producția de energie regenerabilă). Cu alte cuvinte, furnizorii de gaze au tot interesul să semneze contracte pe termen lung și să apeleze la piața pe termen scurt doar pentru fine tuning.

În concluzie, chiar dacă ambii parlamentari au dreptate, Iulian Iancu, responsabil pentru apologia scumpirii gazelor din România, se referă la prețuri pentru un volum de gaze care acoperă 3,5% din consum, iar Toma Petcu, care susține că în România prețurile sunt mai reduse decât în Austria, la prețuri pentru un volum de gaze care acoperă 73% din consum.

Fostul ministru al energiei și-a exprimat de altfel temerea că dacă parlamentarii stabilesc din start ca producătorii să fie impozitați cel puțin la prețul din Austria, ei vor fi împinși să ducă prețurile cel puțin la același nivel. În plus, susține Petcu, dacă parlamentarii nu mai recunosc investițiile de operare, nu mai are logică ca producătorii să extragă gaze suplimentar.

“Dacă se merge pe sistemul ăsta de impozitare, un producător are foarte puține motivații să opereze zăcămintele foarte vechi și chiar să exploreze după zăcăminte noi. Probabil că descoperiri ca la Caragele (descoperire recentă a Romgaz n.r.) nu vor mai avea loc”, a afirmat fostul ministru al energiei.

În schimb, Iulian Iancu a justificat marți adoptarea de către comisia pe care o conduce a amendamentelor de majorare a supraimpozitării în domeniul onshore prin faptul că producătorii au majorat prețurile la gaze cu 400% în urma liberalizării și “vor să-l majoreze în continuare până la 500%”.

Numai că în momentul liberalizării prețului gazelor, acestea se vindeau cu 60 de lei/MWh, iar potrivit Bursei Române de Mărfuri (BRM), prețul mediu al gazelor cu livrare în luna noiembrie a fost de 90 de lei/MWh. Rezultă o scumpire a gazelor cu 30 de lei, sau cu 50%. Dacă s-ar fi majorat cu 400%, prețul gazelor ar fi fost de 300 de ei/MWh, de peste 3 ori mai ridicat decât prețul de pe BRM.

Probabil însă că parlamentarul PSD s-a exprimat greșit și se referă la un preț de 400% mai mare decât costul de producție, care în cazul Romgaz este de aproximativ 28 de lei/MWh. Însă chiar și așa creșterea ar fi de 200%. Iar la costul de producție se adaugă redevența, de aproximativ 28 lei/MWh și impozitul suplimentar, care în noile condiții ar fi de 27 lei/MWh. Cu alte cuvinte, 30% din costul final ar fi prețul de producție, 30% redevența și 30% impozitul pe veniturile suplimentare. Aproximativ 60% din prețul final al intra în buzunarele statului. După achitarea impozitului pe profit, compania ar rămâne cu 5,5% din prețul final.

De altfel, Iancu ar vrea ca impozitul pe veniturile suplimentare să fie achitat nu numai pe venituri, cum spune și denumirea impozitului, ci și pe cheltuieli, în acest sens comisia sa eliminând deductibilitatea redevenței din baza de calcul a impozitului. “Până acum, redevența am plătit-o tot noi”, a declarat Iulian Iancu, prin noi referindu-se la consumatori. În logica sa, orice investitor ar trebui să achite o taxă pentru a investi în România. Logica economică susține însă că nimeni nu investește în producția unui bun, dacă nu are perspectiva de a-și recupera costurile de producție (și cele de comercializare) și valoarea impozitelor și tazelor (inclusiv a redevențelor) și să mai poată realiza și profit.

În ceea ce privește eliminarea deductibilității redevenței din formula de calcul a impozitului pe veniturile suplimentare, Iulian Iancu susține că aceasta e justificată din faptul că ea este recunoscută drept deductibilă din impozitul pe profit. Numai că redevența este deja achitată de companii, ceea ce o transformă pentru companii într-un cost de producție și nu un venit ce trebuie impozitat. Iar includerea sa în baza de impozitare a impozitului pe veniturl suplimentar se transformă în aplicarea unui impozit la impozit.

“Am avut oameni neperformanți pe scaune guvernamentale, și de stânga și de dreapta. Dacă cer scrisoare de la ministerul energiei, îmi răspunde că trebuie să păstrez deductibilitatea redevenței”, afirmă șeful comisiei de industrii a Camerei Deputaților.

OMV, principalul acționar al companiei românești, OMV Petrom, va importa un volum anual de gaze rusești mai mare cu un miliard de metri cubi față de volumul prevăzut în actualul contract reînnoit recent cu Gazprom, au stabilit șefii celor două companii, Rainer Seele, respectiv Alexey Miller, care au și semnat un act adițional în acest sens, în cadrul unei întâlniri avute la Sankt Petersburg. Volumul suplimentar este echivalent cu producția pe un trimestru a OMV Petrom, care, de exemplu, în perioada iulie-septembrie, a extras 1,2 miliarde de metri cubi de gaze din România.

De ce este important. OMV este implicată direct, ca acționar, în compania mixtă de implementare a proiectului gazoductului Nord Stream 2. Pe de altă parte, prin subsidiara sa românească OMV Petrom, grupul austriac deține 50% din drepturile concesiunii offshore de gaze naturale Neptun Deep din Marea Neagră, în parteneriat cu americanii de la ExxonMobil, proiect de dezvoltare care, coroborat cu cel al conductei internaționale BRUA, este menit să reducă dependența UE de importurile de gaze rusești.

Și mai important În urma adoptării legii offshore de către Parlamentul României, Seele a anunțat amânarea deciziei finale de investiție în Neptun Deep, care ar fi trebuit luată în cursul acestui an, invocând întârzierea adoptării legii, dar și restricțiile impuse de parlamentari la exportul de gaze.

"Din punctul meu de vedere, avem nevoie de aceste gaze pentru România, dar chiar mai mult pentru piețele europene, pentru diversificarea surselor de aprovizionare. În consecință, există un interes uriaș pentru acest proiect din partea Guvernului României, din partea investitorilor și din partea Comisiei Europene", a declarat săptămâna trecută Rainer Seele la CNBC

Decizia celor două companii, OMV și Gazprom, survine în contextul în care, în 2017, exporturile de gaze rusești în Austria au atins un nivel record, de 9,1 miliarde metri cubi, o creștere de 50,3% (sau 3 miliarde metri cubi) față de nivelul din 2016 și de 33,7% (sau 2,3 miliarde metri cubi) față de precedentul record, înregistrat în 2005.

"În ultimii ani, Gazprom a stabilit noi recorduri în ceea ce privește exporturile spre Austria. În primele zece luni ale anului 2018, livrările de gaz către Austria au crescut cu o treime față de aceeași perioadă a anului 2017, ajungând la 8,8 miliarde de metri cubi. Semnarea unui document privind exporturile suplimentare dincolo de sumele contractuale reprezintă încă o dovadă a cererii ridicate de gaze rusești din partea consumatorilor noștri europeni ", a declarat Alexey Miller.

"Cererea Europei de gaze naturale va crește în principal ca urmare a înlocuirii succesive a centralelor electrice cu cărbune, dublată de scăderea simultană a producției europene. Prin creșterea aprovizionării cu gaze a terminalului Baumgarten contribuim în mod suplimentar la securitatea aprovizionării în Austria - precum și în alte țări europene ", a afirmat, la rândul lui, Rainer Seele.

În plus, potrivit unui comunicat OMV, cei doi directori executivi au discutat despre pașii ulteriori în punerea în aplicare a acordurilor semnate în luna octombrie a acestui an, cum ar fi constituirea unui Comitet Comun de Coordonare în scopul colaborării între companii, precum și a iminentului acord prin care OMV va obține o participație la proiectul de dezvoltare a două perimetre ale formațiunii Achimov din zăcământul Urengoyskoye.

La începutul lunii iunie, OMV și Gazprom au semnat un acord de prelungire până în 2040 a livrărilor de gaze naturale rusești către Austria, contractul în vigoare urmând să expire în 2028. La ceremonia de semnare au participat președintele Rusiei, Vladimir Putin, și cancelarul federal al Austriei, Sebastian Kurz.

OMV Petrom nu vede probabilă luarea unei decizii finale de investiție pentru Neptun Deep în ultimul trimestru al acestui an, precizează compania în raportul privind rezultatele financiare ale grupului pe trimestrul al treilea, confirmând, chiar dacă pe un ton mai prudent, declarațiile CEO-ului OMV, principalul său acționar OMV, Rainer Seele.

“Legea privind activitățile offshore a fost aprobată în parlament. Suntem în proces de analiză a acesteia pentru a ințelege modul în care va impacta activitățile noastre offshore. Având în vedere momentul din an în care ne aflam, nu vedem probabilă luarea unei decizii finale de investiție pentru Neptun Deep în trimestrul al patrulea”, precizează OMV Petrom.
Miercurea trecută, grupul austriac OMV, compania mamă a OMV Petrom, care deține, alături de americanii de la ExxonMobil, concesiunea perimetrului de gaze naturale din Marea Neagră Neptun Deep, cea mai mare descoperire comercială de gaze din offshore-ul românesc, a decis să amâne pentru anul viitor decizia finală de investiție în proiectul Neptun Deep, a anunțat, la Viena, în cadrul unei conferințe, CEO-ul Rainer Seele. 

Vineri, un alt operator, Black Sea Oil & Gas (BSOG), a declarat că nu va putea lua o decizie în ceea ce privește în ceea ce privește proiectul Midia Gas Development (descoperirile Ana și Doina) în cursul acestui an ca urmare a adoptării legii offshore, ce impune un regim fiscal necompetitiv.

Prezent la Profit Energy.forum, ministrul energiei, Anton Anton, a declarat că este normal ca operatorii zăcămintelor din Marea Neagră să amâne decizia de investiție pentru anul viitor, dat fiind faptul că legea offshore a fost adoptată la finalul lunii octombrie.

“Suntem în noiembrie. Mi se pare normal ca decizia să fie adoptată anul viitor”, a afirmat ministrul, la eveniment.

Totodată, Anton Anton a afirmat că speră ca decizia să fie pozitivă, însă nu a exclus nici posibilitatea ca operatorii să adopte o decizie negativă.

“Întotdeauna există un risc (ca decizia de investiție să fie negativă - n.r.), eu sper ca acesta să fie mic”, a precizat ministrul.

Potrivit raportului OMV Petrom, în primele trei trimestre ale acestui an, compania a finalizat forarea a 74 de sonde noi și sidetrack-uri, dintre care două sonde de explorare. Până la finalul anului, OMV Petrom estimează că va finaliza mai mult de 100 de sonde noi și sidetrack-uri și aproximativ 1.000 de reparații capitale.

Prețul gazelor pe piața pentru ziua următoare (PZUGN) a OPCOM s-a majorat într-o singură zi, joi, cu 20%, la 135 lei/MWh, după ce miercuri atinsese maximul de la lansarea în urmă cu o lună a acestei piețe, 112,5 lei/MWh. Principala motivație ar putea fi aceea că până la finalul acestei luni furnizorii și producătorii sunt obligați să-și realizeze obligațiile de stocare a gazului pentru iarnă, majorate de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) cu 15% față de nivelul stabilit pentru iarna trecută.

Volumul de gaze tranzacționat joi, cu livrare în ziua de vineri, a fost și el ridicat pentru nivelurile înregistrate pe această piață, de 5.650 MWh, al treilea volum zilnic înregistrat de la lansarea platformei.

Un alt motiv al prețului înregistrat joi este că de la ședința de joi a lipsit oferta unuia dintre cei doi mari producători interni, Romgaz, dar și cea a intermediarului importurilor de gaze rusești, WIEE, prezent pe această piață în ultimele 3 ședințe de tranzacționare. Astfel, au fost licitate doar gazele oferite de OMV Petrom și, probabil cele ale operatorului de sistem Transgaz, care poate participa la licitații cu gazele rămase în urma efectuării operațiuni de echilibrare a sistemului.

De partea cealaltă, a cumpărătorilor, au licitat cei doi mari furnizori, Engie și E.On, dar și marii furnizorii de electricitate care au intrat pe piața gazelor, CEZ Vânzare, Enel Energie SA și Enel Energie Muntenia SA.

Pe lângă aceștia, au mai licitat volumul de gaze pus la dispoziție în principal de OMV Petrom și furnizori mai mici, precum MET Romania Energy SA, Nova Power & Gas SRL și Tinmar Energy SA.

Până în prezent, prețurile de pe PZUGN a OPCOM s-au situat sub prețul mediu ponderat, de 116 lei/MWh; înregistrat pentru această lună pe platforma concurentă a Bursei Române de Mărfuri (BRM), unde volumul este mai ridicat.

Prețul gazelor tranzacționate pe BRM a fost în luna octombrie cu peste 50% mai ridicat decât cel din luna similară a anului trecut. Explicația constă în scăderea volumelor de gaze extrase în România ca urmare a scăderii naturale a producției, ceea ce a condus la o aliniere a evoluției prețurilor de pe piața internă cu cea a prețurilor de pe bursa de Viena (CEGH), luată în considerare la calculul redevenței de către Agenția Națională de Reglementare pentru Resursele Minerale (ANRM).

Prețul pentru luna octombrie de pe bursa vieneză este în prezent de 130,72 lei/MWh, cu 60% mai ridicat decât prețul de 81 lei/MWH din luna similară a anului trecut și cu aproximativ 12,5% peste cel înregistrat în această lună pentru gazele de pe piața internă pe BRM.

Prin decizia de majorare cu 15% a volumului de gaze care trebuiesc stocate în această iarnă, ANRE a contribuit la rândul său la majorarea prețurilor, punând presiune pe cerere cel puțin în acest final de lună. Furnizorii trebuie să achiziționeze până la finalul lunii cantități mai mari de gaze (și în vederea livrării către consumatori și în vederea înmagazinării), fapt ce intensifică nivelul concurenței pe partea de cerere.

În plus, apelarea pe timp de iarnă la volume mai ridicate stocate și nu la importuri aduce o siguranță relativă în ceea ce privește securitatea alimentării, însă contribuie la scumpirea gazelor. Pe lângă prețul de furnizare și tarifelor de transport sau sistem, consumatorii finali vor mai achita și tariful de înmagazinare, aflat la un nivel de aproximativ 20 lei/MWh.

Iar prezența WIEE pe PZUGN arată faptul că deja gazul de import este mai ieftin decât cel din producția internă (fără a lua în calcul și tariful de depozitare perceput de Romgaz, în calitate de operator a celor șase depozite autohtone).

PZUGN a fost lansată operațional în 31 iulie 2018 și asigură participanților la piață posibilitatea ajustării portofoliilor de tranzacții și diminuării și/sau eliminării situațiilor de dezechilibru ale utilizatorilor rețelei, datorate situațiilor efective existente în piață și în derularea angajamentelor contractuale la termen. La lansare, pe platformă erau înregistrați un număr de 13 operatori economici, între timp numărul acestora majorându-se la 30.

Efectiv, piața pentru ziua următoare a gazelor naturale (PZUGN) a debutat pe 19 septembrie, când s-au efectuat primele licitații la un preț de 98 lei/MWh.

România a înregistrat în cel de-al doilea trimestru al acestui an cea mai mare scădere procentuală a consumului de gaze naturale la nivelul Uniunii Europene (UE), consumul de gaze autohton fiind cu 25% mai redus decât în perioada similară a anului trecut.

Potrivit unui document al Comisiei Europene, în al doilea trimestru, consumul de gaze a scăzut în majoritatea statelor membre, doar cinci țări înregistrând o creștere, printre care Spania (6%) și în Marea Britanie.

Pe lângă România, unde consumul de gaze a scăzut cu o pătrime, alte 13 țări au înregistrat un declin de două cifre, inclusiv Franța (-11%) și Germania (-17%).

În medie, la nivelul întregii Uniuni, scăderea a fost de aproximativ 8%.

În ceea ce privește producție de gaze naturale a UE, aceasta a fost, în acelși trimestru, de 28 miliarde de metri cubi, cu 12% mai puțin decât în perioada similară a anului trecut.

Și în ceea ce privește scăderea procentuală a producției, România se află între primele 6 state europene cu un volum de gaze extras cu 4% sub cel din perioada aprilie-iunie 2017. Reduceri procentuale mai mari au înregistrat Danemarca (-23%), Germania (-22%), Irlanda (-12%) Marea Britanie (-6%) și Olanda (-23%). Singurul stat european în care producția de gaze s-a majorat a fost Italia, cu 15%.

Deși consumul UE a scăzut cu 8% în al doilea trimestru al anului 2018, datele Eurostat arată că importurile nete din această perioadă au fost cu 3% mai mari decât în cele din anul anul precedent, determinate de scăderea producției autohtone și de operațiunile de înmagazinare efectuate în această perioadă.

Drept urmare, importurile de gaze din Rusia s-au majorat cu 10%. Pe lângă cererea mare de gaze în vederea înmagazinării, importurile ruseștiu au fost favorizate și de evoluția prețurilor. Statele care au încă semnate cu Gazprom contracte de import de gaz cu un preț legat de cel al petrolului au avut tot interesul de a importa gaze în trimestrul al doilea, prețul de import din trimestrul al treilea urmând a fi modificat pentru a reflecta aprecierea prețului petrolului pe piețele internaționale. Cu alte cuvinte, mai multe state europene au beneficiat de decalajul dintre momentul aprecierii prețului petrolului și cel al modificării prețului gazelor (pe baza formulelor contractuale care îl legaă de cel al petrolului) și au preferat să importe mai mult gaz, la un preț mai avantajos, în trimestrul al doilea pentru a nu fi nevoite să cumpere același gaz la un preț mai mare în trimestrul al treilea.

46% din importurile de gaze din afara UE au fost acoperite de Rusia, aceasta fiind cea mai mare cotă trimestrială din ultimii cinci ani.

Importurile din Norvegia, al doilea furnizor de gaze al UE, au scăzut cu 1% față de anul precedent, cota de piață a statului nordic reducându-se la 31%, cu un punct procentual mai mică decât în anul precedent.

În al doilea trimestru al anului 2018, volumul importurilor rusești care tranzitează Ucraina a fost cu 5% mai mare decât în aceeași perioadă a anului 2017. Ucraina a redevenit principala rută de tranzit a gazului rusesc către UE (după ce a fost temporar înlocuită de Nord Stream trimestrul anterior), acoperind 44% din totalul gazului exportat de Rusia în UE.

OMV, principalul acționar al OMV Petrom, și Schlumberger, unul dintre cei mari furnizori de tehnologie de foraj și exploatare de petrol și gaze au semnat un Memorandum de Înțelegere în vederea implementării unor soluții digitale, a anunțat luni compania austriacă.

Cele două companii au convenit să evalueze diferite modele de colaborare în vedere implementării unor soluții digitale în activitatea de explorare, exploatare și prelucrare a petrolului și gazelor naturale.

"Colaborarea (cu Schlumberger - n.r.) ne-ar plasa într-o poziție de lider în domeniu și va permite mai rapid accesul OMV la noile tehnologii digitale”, a declarat Johann Pleininger, membru al Consiliului de conducere al OMV și vicepreședinte al Comitetului executiv.

Înainte de a a ajunge vicepreședinte OMV, Pleininger a ocupat mai multe poziții de conducere în cadrul OMV Petrom, venirea în România fiind și acum considerată de austriac drept cea mai importantă decizie luată în cariera sa. DE tehnologiile respective ar putea beneficia și Petrom, Schlumberger având deja postat pe site-ul său un studiu de caz privind folosirea tehnologiei sale de către compania românească

Memorandumul de înțelegere pentru un viitor parteneriatul strategic va accelera implementarea strategiei digital ale OMV prin valorificarea unor noi tehnologii digitale dezvoltate în prezent de Schlumberger.

OMV a adoptat deja o strategie digitală la nivelul întregului grup și o foaie de parcurs pentru a sprijini creșterea companiei, cu accent pe implementarea strategiei segmentului upstream (de explorare și producție) al OMV.

Preocuparea pentru consumatorii casnici a fost principala motivare adusă de consilierul primului ministru, Darius Vâlcov, preluată și în expunerea de motive a proiectului de Hotărâre de Guvern, pentru introducerea controlului prețului gazelor naturale. Proiectul de HG publicat miercuri de Ministerul de Finanțe, prin care plafonează prețul de vânzare al gazelor din producția internă de la producători la furnizori la 55 lei/MWh până în 2021, nu face însă nicio diferență între consumatorii casnici și cei industriali, discount-ul oferit cu dărnicie de guvern urmând a se aplica și acestora din urmă.

Dincolo de imaginea negativă pe care politicile de control al prețului o au în ochii economiștilor, pentru a avea un tablou complet al acestei HG ar trebui văzut care sunt beneficiarii, care sunt pierzătorii și care sunt efectele pe termen scurt (măcar cei trei ani de posibilă aplicare) și pe termen lung ale plafonării prețului gazelor la 55 lei/MWh.

Care sunt beneficiarii?

În ceea ce privește beneficiarii, este evident că primii vor fi furnizorii de gaze naturale, care vor profita de un preț de achiziție mai redus cu 25-30% decât cel din prezent.

Indirect, va beneficia și o treime din populația României, conectată la rețeaua de gaze. Interesant este că populația cea mai săracă va profita, ci populația din orașele mari și medii, cu sisteme centralizate de încălzire. Furnizorii vor raporta la Autoritatea de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) noile prețuri de achiziție, care vor fi recunoscute de ANRE în factura populației, aceasta urmând a se ieftini cu aproximativ 15-20%.

O altă categorie de beneficiari, poate cea mai importantă, sunt consumatorii industriali. Printre aceștia se remarcă ELCEN, Electrocentrale Constanța și alte CET-uri care alimentează sistemele centralizate, dar și producătorii de îngrășăminte: Azomureș, care în prezent negociază cu Gazprom, sau măcar unul din combinatele deținute de Ioan Nicolae, aflate în insolvență. Chemgas Holding Corporation din Slobozia, fostul Amonil, de exmplu, controlat indirect de Niculae printr-un offshore înregistrat în Belize, a intrat în insolvență în vara anului anul trecut, dar și-a reluat producția în noiembrie 2017, cu gaze din import de la gigantul rus de stat Gazprom. O altă industrie care ar urma să profite de plafonarea prețului la gaze este cea metalurgică. Reducerea prețului ar putea ușura sarcina celor de la ArcelorMittal de a vinde Sidex-ul. Iar la mai puțin de 24 de ore de la publicarea proiectului de HG expiră termenul de subscriere a ofertelor pentru aproape 54% din acțiunile producătorului de aluminiu Alro Slatina (întâmplător oraș în care Vâlcov a fost primar), un alt beneficiar al plafonării prețului la gaze. De altfel, Vâlcov a recunoscut public că a “mediat” neînțelegerile dintre statul român și acționarul principal al ALRO, miliardarul rus Vitali Machitski, în momentul majorării numărului de “certificate verzi” obligatorii pentru producătorul de aluminiu.

Ultimii, dar nu cei din urmă, beneficiari, dat fiind faptul că PSD deține multe primării și majorități importante în consiliile locale, sunt Unitățile Administrativ Teritoriale (UAT), care, potrivit unei legi votate în urmă cu doar o lună, pot deveni nu numai distribuitori de gaze, ci chiar și furnizori. Acestea vor beneficia de un avantaj competitiv considerabil față de actorii privați, obținând, prin includerea "alimentării cu gaze" în definiția serviciilor comunitare de utilitate publică, o serie de facilități de care primii nu beneficiază.

Care sunt pierzătorii? Guvernul a identificat 2 “prețuri corecte”, unul de 55 și unul de 107 lei

Evident că producătorii, Romgaz și OMV Petrom, sunt principalii pierzători. Noul preț de 55 lei/MWh se situează undeva la limita costurilor respectivelor companii. În cazul OMV Petrom, numai costul aferent exclusiv activității de producție (lifting cost) este de 11,9 dolari/bep, aproximativ 28 lei/MWh. La acesta se adaugă taxele pe producție: redevența și impozitul de 60% pe veniturile suplimentare din dereglementarea prețului gazelor (deși despre ce dereglementare mai poate fi vorba dacă el este plafonat?!).

Redevența este de aproximativ 7,5% (la mijlocul intervalului dintre cota minimă de 3,5% și cea maximă de 13%), însă ea se aplică la un preț de 23 de euro/MWh (107 lei/MWh). Pentru că, la fel ca orice planificator central care se respectă, actualul guvern se află în căutarea “prețului corect”. Și surpriză, a identificat nu unul, ci două “prețuri corecte” ale gazelor. Unul de 55 lei impus la vânzare producătorilor și unul dublu, de 107 lei, cel de pe bursa vieneză de specialitate, la care se aplică redevența! Rezultă o redevență de 8 lei, la care se adaugă impozitul suplimentar, de 5,5 lei/MWh.

Astfel, costul aferent activității de producție este de 41,5 lei/MWh, la care se adaugă amortizările (valoarea prezentă a cheltuielilor de capital sau investițiilor efectuate în trecut - de departe cele mai mari în cazul investițiilor din upstream) și costurile administrative și de transport. Probabil că valoarea totală a costurilor este superioară “prețului corect” de 55 de lei. În aceste condiții, probabil că nimeni nu va mai investi (mai ales că costurile de capital nu sunt recunoscute nici în legea offshore) în upstream, nici în explorare, nici în activitatea de recuperare a rezervelor.

De pierdut au și bursele de specialitate din România, OPCOM și Bursa Română de Mărfuri (BRM), care sperau că se vor dezvolta în urma introducerii obligativității tranzacționării a 50% din producție pe piețele centralizate autohtone. Ce bursă mai e aceea care tranzacționează un produs la preț fix? Și pe ce principii vor fi declarați câștigătorii licitațiilor?

Romgaz va suferi probabil mai mult decât OMV Petrom, activitatea sa concentrându-se pe producția de gaze, nu și de petrol, însă va putea face datorii la bugetul de stat, mai ales că intra în vigoare mult anunțată lege a amnistierii fiscale, dedicată, probabil, companiilor de stat, de departe cele mai mari datornice la buget.

Industria adiacentă activității de explorare va suferi, la rândul ei, o lovitură serioasă.

Care vor fi efectele pe termen scurt și pe termen mediu?

Dincolo de micșorarea facturilor consumatorilor casnici și industriali, pe termen scurt probabil că va fi impulsionată activitatea economică a industriei de îngrășăminte chimice și a celei metalurgice.

Aceasta se va vedea probabil contabil în evoluția pozitivă Produsului Intern Brut (PIB), care măsoară în primul rând valoarea adăugată în economie. Iar la prețuri mici de producție (prin reducerea prețului unei materii prime importante, gazul) se majorează valoarea adăugată. Actualii guvernanți se vor putea lăuda, probabil, până în 2021 și cu reducerea șomajului (prin angajarea de forță de muncă în industriile beneficiare) și cu micșorarea ratei inflației (ca urmare a reducerii influenței prețurilor volatile, printre care se numără cel al produselor energetice).

Tot pe termen scurt, și nu numai, vor fi stopate investițiile în upstream, ceea ce va conduce la o reducere considerabilă a ratei de înlocuire a rezervelor de gaze ale celor duă companii. Declinul natural al producției OMV Petrom, potrivit fostului CEO, Mariana Gheorghe, este de 10% anual. Rezultă că în trei ani, în absența investițiilor în explorare și recuperare de rezerve, producția OMV Petrom se va situa undeva la 70-75% din nivelul actualei producții.

În plus, pe termen scurt și mediu, măsura va conduce la creșterea cererii interne de gaze (în principal din partea consumatorilor industriali), dublată de reducerea ofertei (ca urmare a absenței investițiilor și reducerii ratei de înlocuire a rezervelor). Rezultatul: penurie de gaze produse intern și majorarea importurilor din Rusia.

În plus, este foarte probabil că în aceste condiții, austriecii de la OMV să renunțe la OMV Petrom, fie informal, nemaifiind dispuși să-i acorde atenția de până acum (vor lăsa compania să moară pe limba sa, prin reducerea rezervelor), fie formal, o scoate la vânzare. Însă întrebare este cine ar putea cumpăra Petrom în aceste condiții?

În ceea ce privește declanșarea producției din Marea Neagră, devine din ce în ce mai puțin probabil ca vreo companie să adopte o decizie de investiție favorabilă, dată fiind sarabanda de schimbări legislative din ultima lună, care pur și simplu a dat peste cap orice calcul de profitabilitate. Adoptarea unei decizii de investiție favorabilă într-o țară care practică o politică a prețurilor este practic imposibilă. Și la un preț de 55 lei/MWh, care nu le permite concesionarilor să-și acopere cheltuielile de capital și cele operaționale!

Ce urmărește PSD?

Foarte probabil, în spatele deciziei de plafonare a prețului la gaze nu stau fundamente economice, ci o strategie politică pentru un ciclu electoral. PSD se va putea lăuda în 2020-2021 cu o creștere economică record și cu o reducere a ratei șomajului și a ratei inflației. În plus, membrii de partid de la nivel local (primari și președinți de consilii locale) vor fi satisfăcuți, vechile companii (Elcen, Electrocentrale Constanța, CET-urile) și noile firme de furnizare de gaze și de producere a energiei termice, înființate de UAT-uri, emițând facturi decente pentru o treime din populație (majoritar din mediul urban). În plus, măsura va putea fi prezentată, după modelul populist est-european (similar Ungariei și Poloniei) ca o victorie marilor corporații “care sug sângele poporului”!

Noul sistem de impozitare a producției de gaze offshore adoptat de Camera Deputaților este lăudat sau damnat luându-se în calcul exclusiv veniturile aduse la buget. Politicienii deja împart veniturile suplimentare obținute prin noua formă de taxare, autostrăzile fiind, ca și în cazul altor supraimpozitări introduse, destinația favorită a miliardelor care vor curge, potrivit analiștilor, în bugetul de stat.

Însă până să curgă banii în buget, trebuie să curgă gaz în conducte. Iar ca să curgă gaz în conducte, companiile concesionare trebuie să ia o decizie favorabilă de investiție. Decizie care depinde de noul sistem de impozitare.

Din păcate, atât titularii de licențe, cât și autoritățile, s-au ferit să explice public care sunt fundamentele economice ale gazului din Marea Neagră.

La începutul lunii februarie, Rainer Seele, șeful OMV, principalul acționar al OMV Petrom, a declarat că o investiție de genul proiectului offshore din România este viabilă dacă are o rată interna de rentabilitate de două cifre.

Iar rata internă de rentabilitate depinde de valoarea totală a investițiilor, durata de exploatare avută în vedere și intrările nete de cash din această perioadă.

România: Costul de producție a unui baril echivalent petrol în Marea Neagră

Aceasta este singurul răspuns, extrem de tehnic, disponibil în prezent cu privire la variabilele care stau în spatele viitoarei decizii de investiții. Înainte și, chiar și după adoptarea noului sistem de impozitare, companiile concesionare au tăcut mâlc, alimentând în acest fel speranța politicienilor că, indiferent de birurile impuse, ele vor adopta o decizie de investiție favorabilă, fiind “prizoniere” în România prin sumele cheltuite deja în faza de exploatare.

Așa că, în absența datelor oferite de companii, pentru a evalua implicațiile legii offshore în forma adoptată de Parlamentul, singura soluție este consultarea unor date disponibile din alte state sau procesarea datelor prezente în studii efectuate de firmele de consultanță fiscală în România.

În ceea ce privește durata de recuperare a investițiilor din deepwater (cum este cazul perimetrului Neptun Deep), aceasta este estimată la nivel global la 11-12 ani, ceea ce plasează proiectul în rândul celor cu durată ridicată de recuperare a investiției.

Venezuela: Costul de producție a unui baril echivalent petrol

Cel mai important indicator în luarea unei decizii favorabile de investiție în offshore este costul total pe baril echivalent petrol. Acesta cuprinde cheltuielile de capital, cheltuielile de exploatare, cele administrative și de transport, și nivelul taxării producției (nu al taxării profitului), iar acest cost variază de la țară la țară (de fapt de la perimetru la perimetru).

În Rusia, de exemplu, potrivit unei analize a Wall Street Journal, costul total (majoritar onshore) este de 19,21 dolari/baril echivalent petrol (bep), în Norvegia (care are cea mai mare parte din producție offshore) de 21,31 dolari/bep, în Venezuela, de 27,62 dolari/bep, iar în Brazilia, de 34,99 dolari/baril. Cu alte cuvinte, dacă prețurile din piată sunt peste nivelurile de mai sus, un zăcământ devine exploatabil comercial, deci profitabil.

În România, nu există indicații privind nivelul costurilor de producție sau al celor de capital, iar singurele care pot fi estimate sunt costurile cu taxele. Acestea depind evident de prețul de vânzare.

Rusia: Costul de producție a unui baril echivalent petrol

La prețul mediu de pe Bursa Română de Mărfuri (BRM) din trimestrul al doilea al acestui an, de 73,5 lei/MWh, statul ar urma să încaseze de pe urma impozitului nou introdus aproximativ 8 lei/MWh (luând în calcul și o potențială deducere de 60% aferentă investițiilor, care reprezintă, în medie la nivel global, aproximativ 20% din totalul costurilor din offshore). Din redevență, statul ar mai urma să încaseze alți 14 lei. Motivul: producția offshore fiind una ridicată i se aplică cota superioară de impozitare de 13%, iar baza de impozitare nu este prețul intern, ci cel de pe bursa vieneză, unde în prezent un MWh de gaz se tranzacționează cu 23 euro, adică aproximativ 107 lei, și nu 73,5 lei/MWh. Cu alte cuvinte, la un preț de 73,5 lei/MWh, statul român ar încasa taxe pe producția offshore (fără a lua în calcul alte taxe, precum impozitul pe profit, TVA, etc) în valoare de 22 de lei pe MWh. Calculat la un baril echivalent petrol, la cursul actual al dolarului, costul cu taxele pe producție reprezintă 9,2 dolari.

Dacă analizăm datele WSJ, observăm că doar Venezuela încasează mai mult pe baril - 10,48 dolari/bep. Rusia încasează taxe (în special de export) de 8,44 dolari/baril, Brazilia - 6,66 dolari/bep. Norvegia încasează 0,9 dolari pe baril taxe pe producție, preferând să participe activ nu numai la beneficii, ci asumându-și și riscurile de rigoare din perioada pre-producție, pentru ca apoi să impoziteze agresiv numai profiturile, nu și veniturile, precum face statul român.

Pentru a estima cheltuielile de capital și cele de exploatare, am pornit de la studiul Deloitte referitor la impactul gazelor din Marea Neagră asupra încasărilor bugetare și economiei României. Deloitte susține că până în 2040, companiile concesionare ar efectua cheltuieli de capital de 15,7 miliarde dolari și cheltuieli operaționale de 6,5 miliarde dolari. În total, adunând volumele din zăcămintele enumerate în raport, rezultă rezerve de 134,35 miliarde mc de gaze și 11,7 milioane barili de țiței deci în total 820 milioane barili echivalent petrol (bep).

Rezultă, în medie, per total rezerve din Marea Neagră, cheltuieli de capital de 19,1 dolari/bpe, și cheltuieli operaționale de 7,9 dolari/bpe.

Norvegia: Costul de producție a unui baril echivalent petrol

 În ceea ce privește cheltuielile operaționale, nu este clar dacă cifra invocată de Deloitte include și cheltuielile administrative și de transport.

Dacă cifrele Deloitte sunt corecte, România este statul cu cel mai mare cost de producție (taxe, cheltuieli de capital, cheltuieli operaționale - 38,36 dolari/bep) dintre statele studiate, cu excepția Marii Britanii. Însă costul de 44 dolari/bep din Marea Britanie a condus în ultimul an la închiderea mai multor platforme, considerate neprofitabile. Chevron este ultima companie care și-a anunțat intenția de a-și vinde activele productive din Marea Nordului, din motive de competitivitate.

Pentru estimarea rezervelor din zona offshore din România, au fost luate în calcul volumele enumerate în studiul Deloitte:  în perimetrele deja productive (Lebăda, Sinoe, Pescăruș, Delta) s-ar mai găsi 6 miliarde metri cubi de gaze. Alte 9,5 miliarde mc ar fi în Doina și Ana (perimetrul XV Midia). În perimetrul Ex-27 Muridava, explorarea a arătat cantități posibile de 4,85 miliarde de metri cubi de gaze naturale și 11,7 milioane de barili de țiței. Neptun Deep ar avea rezerve estimate între 42 și 84 miliarde mc, iar un alt perimetru deținut de Lukoil și Romgaz ar avea rezerve de alte 30 de miliarde mc. 

Pentru a-și acoperi costurile de capital și cele operaționale, precum și redențele și costul cu impozitul pe venitul suplimentar nou introdus, prețul unui bep vândut de companiile concesionare din România ar trebui să fie de 38,36 dolari pe bep (din care 11,36 dolari ar reprezenta taxele). Pragul de profitabilitate de 38,36 dolari/bep din România este mai mare cu aproximativ 3,5 dolari/bep decât cel de 34,99 dolari/baril din Brazilia (unde însă rezervele offshore sunt considerabil mai ridicate) și dublu față de cel din Rusia.

Marea Britanie: Costul de producție a unui baril echivalent petrol

Și mai important, pentru a-și acoperi toate costurile, companiile românești ar trebui să-și vândă un MWh de gaz la un preț de peste 90 lei. Iar în România, un astfel de preț se înregistrează doar în perioadele de iarnă. Evident că există practica de a vinde și sub costul de producție pe anumite perioade de timp, însă numai în cazul unor zăcăminte deja productive (costul închiderii sau stopării producției ar fi mai ridicat decât pierderea suferită de vânzarea sub costul de producție). Însă în momentul luării unei decizii de investiție, aceasta nu poate fi favorabilă, atât timp cât există riscul ca trei sferturi din an să vinzi sub costul de producție.

Dar poate că datele Deloitte sunt exagerate, existând acuzații că acesta a fost comandat de industrie. Există diferențe de cost de la zăcământ la zăcământ în primul rând în funcție de adâncimea acestuia și de rezervele estimate. Cu cât gazul se află la o adâncime mai mare cu atât costurile sunt mai ridicate, iar cu cât rezervele sunt mai ridicate, costul pe bep scade.

Cel mai important perimetru din Marea Neagră este cel al Exxon și OMV Petrom, Neptun Deep. Potrivit ultimelor declarații ale sefului Exxon, Richard Tusker, acesta ar putea produce un volum de gaze de 6,3 miliarde de metri cubi anual. Înmulțit cu perioada medie de exploatare de 10 ani, ar rezulta o producție de 63 miliarde de metri cubi (care se află la mijlocul intervalului 42-84 mld mc rezerve estimate). Cele 63 mld mc reprezintă aproximativ 390 milioane barili echivalent petrol.

Până în prezent, cele 2 companii au investit (cheltuieli de capital) aproximativ 2 miliarde de dolari. Pe piață se estimează că pentru a produce gaze în Neptun Deep mai sunt necesare alte investiții în valoare de 4-5 miliarde dolari. Rezultă un nivel al cheltulielilor de capital de 15,8 dolari/bep, la care trebuie adăugate cheltuielile de exploatare de 7,9 dolari/bep. Transformați în lei și raportat la MWh, rezultă un cost de 56,7 lei/MWh. La acestea se adaugă redevența de 14 lei și diferența de preț necesară acoperirii noului impozit. Rezultă că cele două companii ar trebui să-și vândă gazele la un preț de 80 de lei/MWh (echivalentul a 33,4 dolari/bep, formula CAPEX/MWh+OPEX/MWh + 14 lei redevența + 0,3(x-45,71) imp special >x) pentru a-și acoperi costurile de capital, cele de exploatare și taxele (14 lei redevența și 9 lei - noul impozit). 

În momentul luării unei decizii de investiție, în orice domeniu de activitate, cel mai important element este cererea. La prima vedere aceasta este garantată, cererea de gaz a statelor UE urmând a crește în perioada următoare din 2 motive: scăderea naturală a producției de gaze la nivelul Uniunii și utilizarea din ce în ce mai mare a gazului ca combustibil mai puțin poluant. Numai că Parlamentul a decis și limitarea exportului de gaze autohtone la maxim 50% din producție. În plus, deocamdată nu există posibilități fizice de export, BRUA aflându-se în continuare la stare de proiect, și acela controversat. 

Posibilitatea majorării cererii interne este la rândul său un fenomen de lungă durată. Branșarea mai multor consumatori persoane fizice (doar 30% dintre locuințe din România sunt conectate la rețeaua de gaze) ar dura peste zece ani (peste perioada de producție a unui zăcământ). Construirea de combinate petrochimice este o soluție, însă și ea durează ani, și este dependentă de evoluția prețurilor la aceste produse, extrem de volatile.

Brazilia: Costul de producție a unui baril echivalent petrol

Prețul este și el extrem de important. Numai că în condițiile limitării exportului, noua producție de gaze din Marea Neagră n-ar face decât să majoreze oferta pe piața internă, ceea ce ar conduce la micșorare a prețurilor, nu la o majorarea lor la o medie de peste 80 de lei/MWh necesar pentru ca zăcămintele offshore să fie profitabile.

În plus, concurența și costurile de producție ale acesteia, sunt extrem de importante. Producătorii din Marea Neagră, cu costuri de producție offshore de 33-37 dolari/bep (80-90 lei/MWh) ar concura cu gazul rusesc produs onshore, cu costuri de producție de două ori mai mici, de 19,1 dolari/bep (45,69 lei/MWh). E adevărat că la acestea se adaugă în cazul Gazprom un cost suplimentar cu transportul, însă exemplul Romgaz, care în 2016 a fost scos de pe piață de Gazprom, pentru că, de frica Curții de Conturi, n-a vrut să vândă gaz la un preț mai mic de 72 lei/MWh, este semnificativ.

În aceste condiții, este normal ca firmele concesionare să se îndepărteze de o decizie de investiție favorabilă, după cum susținea CEO-ul Christina Verchere. Și astfel, visul analiștilor și politicienilor se va îndeplini: nu numai că nu ne vindem gazul, dar îl și lăsăm moștenire generațiilor viitoare, nimeni nedorind să-l exploateze la aceste costuri, după exemplul venezuelean, stat care importă benzină deși are rezerve considerabile de petrol.

România rămâne statul european cu cel mai redus preț al gazului natural facturat consumatorilor casnici (3 euro/100 KWh), în pofida faptului că ponderea taxelor în prețul final este una dintre cele mai ridicate din UE (43% din preț).

Un nivel mai ridicat al ponderii taxelor în prețul final al gazelor este înregistrat doar în Danemarca (56% din prețul facturat consumatorilor casnici), Olanda (51%) și Suedia (45%).

De cele mai reduse ponderi ale taxelor în prețul final din UE beneficiază consumatorii casnici din Marea Britanie(9%), Luxemburg (10%), Bulgariei, Republicii Cehe și Slovaciei (toate cu 17%).

La nivelul UE, impozitele și taxele au reprezentat, în medie, aproximativ un sfert (27%) din prețurile gazelor naturale în a doua jumătate a anului 2017.

Exprimate în euro, prețurile medii cele mai scăzute ale gazelor facturate consumatorilor casnici în a doua jumătate a anului 2017 au fost, potrivit Eurostat, cele din România (3,1 euro pe 100 kWh), Croația și Ungaria (ambele 3,7 euro), Bulgaria (3,8 euro), Letonia (3,9 euro), Lituania și Luxemburg (în jur de 4,0 euro).

Cele mai ridicate prețuri la gaze au fost achitate de consumatorii casnici suedezi (11,3 euro), danezi (8,8 euro), spanioli și italieni (8,7 euro), olandezi (8,2 euro) și portughezi (8,0 euro).

Prețul mediu al gazului facturat consumatorilor casnici europeni a fost de 6,3 euro pe 100 kWh, de două ori mai ridicat decât cel din România.

În a doua jumătate a anului trecut, prețurile gazelor naturale au scăzut în medie cu 0,5% în UE, cele mai mari scăderi fiind înregistrate în Slovenia (-5,5%), Germania (-5,1%) și Luxemburg (-4,8%). În schimb, cele mai mari creșteri au fost observate în Estonia (+ 25,9%), urmat de Bulgaria (20,6%) și Danemarca (+ 18,1%).

România a fost anul trecut statul european cu cea mai mare majorare a producției de gaze naturale, atât procentuală, cât și nominală, în pofida faptului că volumul gazelor naturale extrase la nivelul întregii Uniuni Europene s-a redus cu 3%. Potrivit datelor Eurostat, anul trecut, România și-a majorat producția cu 8% (sau 800 milioane metri cubi) comparativ cu 2016, situându-se pe primul loc în topul statelor membre UE cu un nivel al producției mai mare față de cea din anul precedent.

Citește mai mult la: https://www.profit.ro/povesti-cu-profit/energie/analiza-romania-a-fost-statul-european-cu-cea-mai-mare-majorare-a-productiei-de-gaze-in-2017-18079658

Informaţiile publicate de Profit.ro pot fi preluate doar în limita a 500 de caractere şi cu citarea în lead a sursei cu link activ. Orice abatere de la această regulă constituie o încălcare a Legii 8/1996 privind dreptul de autor.

OMV, principalul acționar al celei mai importante companii de petrol și gaze din România, OMV Petrom, a ajuns la un acord privind vânzarea centralei electrice pe gaze din Turcia, Samsun Elektrik Üretim A.Ș., către Yapisan Elektrik Üretim A.Ș., o filială a companiei turcești Bilgin Enerji, cu sediul în Ankara.

Samsun Elektrik Üretim A.Ș. operează o centrală pe gaze cu o capacitate de 890 MW în Terme, provincia Samsun. Centrala a devenit funcțională începând cu anul 2013.

Cifrele acordului sunt confidențiale, susține un comunicat OMV, care totodată precizează că finalizarea tranzacției va avea loc cel târziu în ultimul trimestru al acestui an. Tranzacția este supusă aprobării Consiliul Concurenței din Turcia și a altor autorități de reglementare locale.

"Vânzarea centralei pe gaze din Samsun corespunde strategiei OMV 2025 de optimizare a portofoliului. Aceasta este ultimul pas al obiectivului strategic de reducere a expunerii pe segmentul de energiei electrică, neintegrat”, a declarat Manfred Leitner, Membru al Comitetului Executiv al OMV, responsabil pentru sectorul Downstream.

"Prin achiziționarea uneia dintre cele mai eficiente și flexibile centrale pe gaze din Turcia, ne vom putea echilibra portofoliul de energie regenrabilă. În plus, ne vom majora substanțial cota pe piața de electricitate din Turcia, capacitatea total instalată urmând a ridica la 1.760 MW”, a afirmat directorul executiv al Bilgin Enerji, Tolga Bilgin.

OMV va rămâne în Turcia, însă nu ca producător, ci doar ca furnizor și trader trader de energie electrică.

În urmă cu un an, OMV a anunțat vânzarea diviziei sale downstream din Turcia, OMV Petrol Ofisi, către VIP Turkey Enerji AS, o subsidiară a Dutch Vitol Investment Partnership Ltd, în schimbul a 1,37 miliarde de euro.

România și-a majorat importurile de gaze cu 14% în primul trimestru al acestui an comparativ cu perioada similară a anului trecut, în pofida unui consum mai redus cu 1,05%.

Potrivit Romgaz, unul dintre cei doi mari producători autohtoni, alături de OMV Petrom, în pofida unui consum la nivel național mai redus (de 49,77 TWh, cu 1,05% mai mic decât cel înregistrat în primul trimestru al anului trecut), importul de gaze naturale a crescut. În primul trimestru al acestui an România a importat o cantitate de 8,3 TWh, cu 14% mai mult decât în aceeaşi perioadă a anului 2017. Însă nu numai importul a crescut, ci și producția Romgaz s-a apreciat cu 2,3% față de cea înregistrată în perioada similară a anului precedent.

De ce este important? Nivelul majorat al importurilor de gaze poate fi explicat prin situația de dezechilibru în care a fost sistemul de transport gaze în câteva zile ale primului trimestru, în urma căreia ANRE a aplicat mai multor companii amenzi de peste un milion de lei. Scăderea presiunii din sistemul de transport a putut fi contracarată numai prin efectuarea unor importuri de gaze rusești.

Astfel, au fost afectate și rezultatele financiare ale Romgaz, prin majorarea costului mărfurilor vândute cu 131,28% față de trimestrul întâi al anului 2017, respectiv cu 639,52% față de trimestrul precedent în principal ca urmare a majorării cantității de gaze achiziționate din import, în vederea revânzării.

Explicația: din stocurile de gaze ale Romgaz aflate în depozitele subterane s-a extras cu 11,9 TWh mai puţin decât în aceeași perioadă a anului 2017. O explicație ar putea fi dată de tehnologia de extracție învechită, dar și, paradoxal, de impunerea de către Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a unui volum de gaze obligatoriu de înmagazinat prea mare.

Și mai interesantAnual, ANRE stabilește fiecărui furnizor o cantitate obligatorie de gaze care trebuiesc înmagazinate. Numai că, la presiunea politicienilor (în special cei din Comisia de Industrii a Camerei Deputaților) și a Transgaz, cantitatea este de mute ori excedentară, iar la finalul ciclului, furnizorii rămân cu o cantitate de gaze depozitată (pentru care plătesc suplimentar Romgaz și un tarif de înmagazinare) neextrasă.

În această iarnă însă, se pare că furnizorii au decis să apeleze cât mai rapid la cantitatea de gaze depozitată, și anume în trimestrul al patrulea al anului trecut.

Așa se face că, potrivit raportului anual, Romgaz și-a majorat veniturile din activitatea de înmagazinare a gazelor naturale cu 46,44%, la 505,76 milioane lei, ca urmare a vânzării în anul 2017 a unei cantități de gaze proprii din depozite mai mari cu 56,4%. În plus, Romgaz a recunoscut că în cursul anului 2017, cantitățile de gaze proprii Romgaz, extrase din depozite au fost mai mari decât cele injectate, ceea ce înseamnă că input-urile Romgaz în sistemul național de transport au fost considerabil mai mari decât output-urile, ceea ce a creat inițial o presiune suplimentară în sistem, pentru ca mai apoi să creeze un deficit de gaze în sistem. De altfel, potrivit raportului Romgaz, compania a facturat în 2017 servicii de extracție a gazelor din depozite pentru 1,75 miliarde de metri cubi, volum cu 21,1% sau 300 milioane de metri cubi mai mare decât cel din 2016.

Extracțiile masive din trimestrul al patrulea al anului trecut au condus la o scădere a cantității de gaze depozitate pentru trimestrul întâi al acestui an. În plus, și evoluția prețului de import, de 83,8 lei pe MWh, în scădere cu 20% față de anul precedent și la jumătate față de nivelul din anul 2015 a contribuit la politica furnizorilor. Pe piața internă, prețul unui MWh a fost în 2017 de 66 lei/MWh. Iarna însă, acestuia i se adaugă și tariful de depozitare, ceea ce scumpește gazele înmagazinate la ordinul ANRE uneori și peste prețul celor de import (mai ales dacă se ia în calcul și impozitul suplimentar pe liberalizarea prețului lka =gaze, achitat doar de companiile autohtone, nu și de importatori).

Romgaz deține practic monopolul activității de depozitare a gazelor, prin Sucursala Ploiești, care operează șase depozite de înmagazinare de gaze: Bilciurești, Urziceni, Bălăceanca, Ghercești, Sărmășel și Cetatea de Baltă. Singurul depozit nedeținut de Transgaz este Depomureș.

Prevederile Ordonanței de urgență 64/2016 prin care a fost liberalizat prețul gazelor la producători ar putea fi suspendate în cazul în care sunt introduse pe piaţa din România cantități de gaze naturale exclusiv din import, contractate de furnizori, în calitate de cumpărători, se precizează într-un document guvernamental, care prezintă amendamentele pe care Ministerul Energiei ar dori să le promoveze la adoptarea în Parlament a legii de aprobare a respectivei ordonanțe.

Totodată, Ministerul mai propune ca textul ordonanței să nu se aplice nici în cazul în care “alimentarea unei zone de consum se realizează din sursă unică, din cauza soluţiei tehnice de alimentare, care nu permite de facto accesul fizic la alte posibile surse de aprovizionare”.

Ministerul Energiei vrea să introduceră și definiţia de stoc strategic, înțeles ca reprezentând “cantitatea de gaze naturale înmagazinată în depozitele de înmagazinare subterană necesară pentru asigurarea aprovizionării cu gaze naturale în condiţii climatice dificile sau în situaţia unor întreruperi în aprovizionare ca urmare a afectării înfrastructurii principale de transport, a depozitelor sau a terminalelor GNL sau a întreruperii aprovizionării de către furnizori din terţe ţări”.

Potrivit documentului, acesta s-ar înființa începând cu ciclul de injecţie al gazelor naturale în depozitele de înmagazinare, aferent anului 2018 și va fi destinat utilizării exclusive în situaţiile de urgenţă în aprovizionarea cu gaze naturale.

Legea de aprobare a OUG 64 se află în dezbaterea Parlamentului, Comisia de Industrii și Servicii a Camerei Deputaților, aprobând mai multe amendamente, printre care și cel privind introducerea obligativității vânzării de către producători a unui procent de minim 70% (și nu de 30%, cât propune Ministerul Energiei) din producție pe piețele centralizate (inițial adoptase un amendament prin care întreaga producție trebuia vândută pe piețele centralizate). Plenul Camerei a decis în două rânduri retrimiterea către comisie a raportului, împotriva adoptării amendamentului respectiv pronunțându-se atât Guvernul, producătorii sau ANRE, cât și Comisia Europeană, prin intermediul unor scrisori trimise șefului Comisiei, social-democratul Iulian Iancu, sau președintelui Camerei, Liviu Dragnea. Iulian Iancu a redactat la rândul său o scrisoare către șeful său, Liviu Dragnea, prin care solicită discutarea OUG 64 în Consiliul Suprem de Apărare a Țării (CSAT).

În documentul citat, Ministerul Energiei critică mai multe amendamente adoptate de Comisia de Industrii a Camerei Deputaților, condusă de social-democratul Iulian Iancu. Printre acestea se numără amendamentul care prevede ca un operator de înmagazinare să poată face parte dintr-un operator economic integrat pe verticală, și care trebuie să fie independent cel puţin în ceea ce priveşte forma juridică, organizarea şi procesul de luare a deciziilor faţă de activitatea de transport. Potrivit ministerului, prin formularea propusă, acesta încalcă prevederile directivei europene privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale.

În opinia Ministerului Energiei, Parlamentul României trebuie să finalizeze, cât mai curând posibil, procesul de adoptare a legii pentru aprobarea OUG nr. 64/2016, într-o formă care să asigure atât “continuarea investițiilor operatorilor off-shore din Marea Neagră, în scopul adoptării deciziilor finale de investiţii, care să confere declararea noilor descoperiri a calităţii de zăcăminte comerciale”, cât și “cadrul legal predictibil, transparent, concurenţial şi nediscriminatoriu, în deplină concordanţă cu principiile europene de funcţionare a pieţei gazelor naturale, necesar funcţionării pieţei gazelor naturale şi valorificării producţiei de către concesionari”.

Posibilitatea ca Ucraina să importe gaze naturale prin sistemul de transport din România, operat de Transgaz, este din ce în ce mai ridicată, operatorul de transport ucrainean, Ukrtransgaz lansând recent o procedură de evaluare a cererii de piață pentru capacitățile de intrare în Ucraina din România prin intermediul conductei trans-balcanice. Scopul acesteia: evaluarea posibilității importării de gaze din viitoarea producție din Marea Neagră, ca și a gazelor transportate în Europa prin TANAP și Turkish Stream.

De ce este important: În contextul diferendului pe care-l au cu Gazprom, care a anunțat că nu va mai furniza gaze Ucrainei, au mai existat declarații ale oficialilor ucraineni privind posibilitatea importului de gaze din România, însă aceasta este prima acțiune oficială în acest sens. Cu alte cuvinte, de la vorbe, ucrainenii au trecut și la fapte.

Ce mai este interesant: Anunțul Ukrtransgaz apare la puțin timp după o declarație importantă a reprezentanților OMV, compania-mamă a OMV Petrom, potrivit căreia nu este obligatoriu ca gazele care vor fi extrase din Marea Neagră alături de americanii de la ExxonMobil să fie exportate integral în Vest, în condițiile în care este foarte posibil ca gazoductul internațional BRUA să se oprească în Ungaria, și nu în Austria, cum era preconizat inițial.

Ukrtransgaz a precizat că termenul de depunere al cererilor va fi 30 martie-30 aprilie 2018, compania urmând a publica rezultatele evaluării până la data de 1 iunie 2018.

"Ukrtransgaz lansează procedura de evaluare fără caracter obligatoriu pentru a studia cererea actorilor de pe piața internă și ai celor din țările adiacente pentru capacitatea de transport din punctul de intrare Isaccea-Orlivka (conducta Transit 1) pe direcția România-Ucraina.

Rezultatele evaluării cererii de piață vor sta la baza unei eventuale decizii viitoare a Ukrtransgaz privind declanșarea unei proceduri de rezervare a capacității de transport fermă în punctul Isaccea-Orlivka, precizează compania ucraineană.

Potrivit Ukrtransgaz, ca urmare a dezvoltării preconizate a producției de gaze naturale offshore în România și a finalizării construcției conductelor TANAP și Turkish Stream, posibilitatea de a transporta gaze naturale de-a lungul rutei România-Ucraina va avea o importanță strategică, deoarece va crea o un coridor bi-direcțional sud-nord și va asigura securitatea aprovizionării pentru țările balcanice.

În plus, infrastructura existentă a conductelor trans-balcanice va asigura soluția cea mai rentabilă pentru transportul de gaze din regiune, susține Ukrtransgaz , într-un comunicat de presă.

Transit 1 este una dintre cele 3 conducte principale ale traseului trans-balcanic, care este utilizat în prezent pentru transportul gazelor naturale, prin România către Bulgaria.

Contractul de rezervare al conductei a expirat în 2016, însă operarea conductei în conformitate cu reglementările UE va fi posibilă numai după expirarea contractului de tranzit între Naftogaz și Gazprom la sfârșitul anului 2019.

"Atunci când conducta Transit-1 va deveni bidirecțională, aceasta va deschide posibilitatea de a transporta până la 5 miliarde de metri cub anual pentru acoperirea atât a necesităților uriașei piețe a gazelor naturale ucrainene, cât și a piețelor din statele din Europa Centrală și de Est prin sistemul de transport ucrainean.

Transgaz pare a fi pe aceeași lungime de undă cu operatorul ucrainean, și intenționează să să construiască un al treilea punct de interconectare al sistemului românesc de transport cu cel al Ucrainei, pe lângă cele istorice deja existente Orlovka-Isaccea și Tekovo-Medieșu Aurit, valoarea totală a investiției fiind estimată la 125 milioane euro, iar termenul de punere în funcțiune, peste 7 ani, în 2025, dată care se suprapune cu estimările privind intrarea în producție a proiectului de exploatare a gazelor naturale din perimetrul Neptun Deep din Marea Neagră.

Proiectul va consta în construirea unei conducte de transport gaze naturale și a instalațiilor aferente, pe direcția Gherăești – Siret, construirea unei stații de măsurare gaze transfrontalieră, precum și în amplificarea stațiilor de comprimare existente Onești și Gherăești, dacă va fi cazul.

Chiar dacă Transgaz precizează că nu a luat încă decizia finală de investiție cu privire la acest proiect, este de remarcat faptul că acesta nu este singurul proiect Transgaz legat de interconectarea cu Ucraina. Potrivit documentului citat, “Ucraina a realizat curgerea în sens invers cu Ungaria și a implementat proiectul de asigurare a fluxurilor reversibile cu Slovacia. Este important de subliniat interesul manifestat de Ucraina atât pentru reverse flow fizic în punctele de interconectare cu sistemul românesc, dar mai ales în punctul Isaccea 1, astfel putându-se asigura livrări de gaze naturale provenite din sud-est prin intermediul sistemului de transport bulgar și a firului I de transport internațional gaze naturale.”

În România, prima tentativă de testare a cererii din partea potenţialilor cumpărători ai gazelor naturale care ar urma să fie extrase din perimetrele offshore concesionate în Marea Neagră de compania petrolieră Black Sea Oil & Gas s-a soldat cu un eşec, cererile de rezervare de capacitate de transport pe eventuala noua conductă care ar urma să fie construită pentru a prelua respectivele gaze de la ţărm prin viitorul punct de intrare din zona localităţii Vadu şi să le introducă în sistemul naţional nerespectând cerinţele Transgaz.

În martie anul trecut, Comisia Europeană a adoptat un Regulament care prevede că producătorii şi furnizorii de gaze naturale potenţial beneficiari ai proiectelor de extindere a conductelor magistrale trebuie să garanteze operatorilor de transport că îşi vor recupera investiţiile în extindere din creşterea cantităţilor de gaze transportate şi că nu vor fi obligaţi să majoreze în acest scop tarifele de transport, ca urmare a cererii insuficiente.

Transgaz a scos la licitație două capacități de transport gaze pentru luna aprilie a acestui an pe conductele Isaccea 1 - Negru Vodă 1 (107,5 milioane KWh) și Giurgiu Ruse (8 milioane KWh), utilizatorii de rețea urmând a avea dreptul de a participa la licitație doar dacă “au completat «Formularul de înregistrare a Utilizatorului de Rețea», a semnat și a transmis versiunea scanată la adresa de e-mail rbp@fgsz.hu și a depus două exemplare originale la sediul FGSZ Ltd.”

“Licitațiile vor începe în data de 19.03.2018 la ora 07:00 (UTC), respectiv ora 08:00 a Ungariei (CET) și ora 09:00 a României și a Bulgariei (EET)”, se precizează într-un anunț Transgaz.

Noile licitații sunt organizate în contextul în care, potrivit premierului ungar Viktor Orban, trei firme maghiare au câștigat recent o licitație de rezervare de capacitate de transport gaze de aproximativ 4 miliarde metri cubi pe an între România și Ungaria pe următorii 15 ani. Licitația a fost organizate în perioada decembrie 2017-ianuarie 2018 de Transgaz și FGSZ, pe ambele sensuri (import și export) ) atât pe sensul de export, cât și pe cel de import.

Chiar dacă, la prima vedere, este bizară implicarea FGSZ Ltd. în procesul de rezervare de capacitate pe două conducte care fac legătura între România și Bulgaria, compania ungară face acest lucru în calitate de operator al Platformei Regionale de Rezervare.

FGSZ Ltd. a obținut calitatea de operator al Platformei Regionale de Rezervare ca urmare a implementării unui proiect pilot și al unui Memorandum semnat de Transgaz și FGSZ Ltd., cu deplina susținere a Autorității de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) și a organismului omolog din Ungaria, MEKH. Cine și de ce a fost preferat FGSZ Ltd. ca operator în defavoarea Transgaz, în pofida faptului că România este totuși un mare producător de gaze în raport cu Ungaria este neclar.

În noiembrie 2016, ANRE a publicat un ordin (88/2016), potrivit căruia “rezervarea capacității de transport în punctele de interconectare a Sistemului național de transport al gazelor naturale din România cu sistemele de transport al gazelor naturale din statele membre ale Uniunii Europene, denumite în continuare punctele de interconectare, se va efectua prin intermediul licitațiilor organizate în cadrul Platformei Regionale de Rezervare de Capacitate, denumită în continuare PRRC, operată de "Foldgazszallito Zartkoröen Mökodo Reszvenytarsasag" - FGSZ Ltd., cu respectarea Regulilor de operare a PRRC și a calendarului de licitație publicat anual de către Rețeaua Europeană a Operatorilor de Transport și de Sistem de Gaze Naturale - ENTSOG.”

Drept urmare, participanții la licitațiile de rezervare de capacitate pentru luna aprilie pe cele două conducte care fac legătură cu Bulgaria, vor trebui să completeze și semneze și „Acordul privind afilierea Utilizatorului de Rețea în vederea utilizării Platformei de Rezervare Regională”, să transmită versiunea scanată la adresa de e-mail rbp@fgsz.hu și să depunădouă exemplare originale la sediul FGSZ Ltd. (H-8600 Siófok, Tanácsház u. 5.)”.

“Pentru clarificări privind licitațiile, nu ezitați să ne contactați la rbp@fgsz.hu (în engleză) sau la rbp@transgaz.ro. “, se mai precizează în cele două documente.

Propunerea de a raporta redevența pentru gazele produse în România la o cifră virtuală din străinătate, cifră mult mai ridicată decât prețurile autohtone, arată lipsă de suveranitate și o totală indiferență cu privire la modul de funcționare a pieței de gaze naturale din România, susține Asociația Română a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA), ca reacție la adoptarea de către Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) a ordinului privind aprobarea Metodologiei de stabilire a preţului de referinţă pentru gazele naturale extrase în România.

Potrivit acestui Ordin, preţul de referinţă pentru gazele naturale extrase în România va fi calculat în funcție de prețurile de tranzacționare de pe hubul de la CEGH Viena, dar pe baza unei formule de calcul realizată împreună cu Universitatea de Petrol Gaze Ploiești.

“ROPEPCA consideră că Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale a decis emiterea acestui Ordin fără să țină cont deloc de pozițiile exprimate de principalii producători autohtoni de gaze naturale în cadrul consultării publice efectuată la data de 7 februarie 2018, dar bazând acest ordin exclusiv pe concluziile unui studiu semnat de un cadru universitar aparținând Universității de Petrol și Gaze Ploiești. ROPEPCA solicită Universității să comunice dacă punctul de vedere exprimat de autorul studiului este totodată și punctul de vedere ale prestigioasei instituții de învățământ și dacă acesta este relevant în contextul în care nu ține cont deloc de expertiza producătorilor autohtoni de gaze naturale”, se precizează într-un comunicat de presă.

ROPECA afirmă că atât timp cât în prezent România nu exporta gaze, deci nu este legată în realitate la piața europeană, iar în comparație cu alte pieșe,  piața din România nu este suficient de lichidă, prețul intern nu poate sa se raporteze momentan la cel de pe HUB-urile externe de tranzacționare. În plus, prețurile de la HUB-urile din afara României nu reflectă valoarea efectiv realizată de producătorii locali de gaze naturale, care este semnificativ mai mică din cauza costurilor de livrare a gazelor naturale de la punctele de referință la HUB-urile externe. Ca un exemplu, fluctuațiile temporare de pe piata romaneasca raportate la HUB -urile europene pot fi de 4-5 Euro/Mwh sau chiar mai mari.  

“Mai mult decât atât, producătorii de gaze naturale au obligația legală de a vinde o parte din producția internă pe piața centralizată din România, ceea ce face cu atât mai puțin relevantă referința la un hub extern”, susține ROPEPCA.

În plus, consideră reprezentanții industriei, “tranzacțiile efectuate la un HUB se fac în mod predominant prin intermediari care, de cele mai multe ori, vând produsul cumpărat anterior de la un producător. În astfel de cazuri, cotațiile folosite includ și profitul intermediarilor, respectiv includ și cheltuielile de transport. Considerăm că nu este corect ca acest element să facă parte din calculul prețului de referință.”

ROPEPCA critică și folosirea ca reper a prețului Pieței pentru Ziua Următoare de Gaze Naturale (PZU). Prețul PZU este un preț de piața spot și nu poate fi aplicabil contractelor încheiate pe termen lung care se supun altor termeni și altui mecanism de formare a prețului.

Mențiunea, ca element de calcul pentru prețul de referință, a puterii calorifice superioare medie pe nivelul țării la valoarea anului anterior pentru stabilirea prețului de referință poate, în opinia ROPEPCA, să fie discriminatoriu pentru producătorii care vând gaze “sărace” și au un venit bazat pe puterea calorică redusă a produsului.

“Đorim să atragem atenția asupra faptului că prin comunicarea unui preț de referință care este legat la o piață externă și care depășește nivelul pieței interne, ANRM trimite un semnal către piața internă care nu poate să fie în interesul consumatorilor.

“Prețul de referință trebuie sa fie prețul de piața din România. Suntem de părere ca o piață externă nu reprezinta piața din România. Nu avem nicio legătură cu hub-ul Baumgarten din Austria. Acolo gazele sunt vândute de mai multe ori și nu este corect pentru plata redevențelor din România". susține Harald Kraft, președintele ROPEPCA.

Ministerul Energiei propune guvernului adoptarea unei hotărâri de guvern prin care să fie păstrate și anul viitor actualele cote procentuale obligatorii de gaze tranzacționate pe piețele centralizate valabile pentru 2017.

Astfel producătorii vor fi obligați să tranzacționeze pe piețele centralizate minim 30% din producție, iar furnizorii fără calitate de producător să cumpere pe aceleași piețe minim 20% din totalul cantității contractate și să revândă către clienții angro minim 30% din cantitatea de gaze naturale pentru care încheie contracte de vânzare-cumpărare gaze naturale în anul calendaristic respectiv.

Cotele au fost introduse ca urmare a adoptării de către Guvern a OUG 64/2016, care a intrat în vigoare pe 1 aprilie 2017, prin care au fost instituite o serie de obligații în sarcina producătorilor de gaze naturale și a afiliaților acestora, precum și în sarcina furnizorilor de gaze naturale, referitoare la utilizarea piețelor centralizate în scopul încheierii de tranzacții pe piața gazelor naturale.

Legea de aprobare a OUG 64 se află în dezbaterea Parlamentului, Comisia de Industrii și Servicii a Camerei Deputaților, aprobând mai multe amendamente, printre care și cel privind introducerea obligativității vânzării de către producători a unui procent de minim 70% (și nu de 30%, cât propune Ministerul Energiei) din producție pe piețele centralizate (inițial adoptase un amendament prin care întreaga producție trebuia vândută pe piețele centralizate). Plenul Camerei a decis în două rânduri retrimiterea către comisie a raportului, împotriva adoptării amendamentului respectiv pronunțându-se atât Guvernul, producătorii sau ANRE, cât și Comisia Europeană, prin intermediul unor scrisori trimise șefului Comisiei, social-democratul Iulian Iancu, sau președintelui Camerei, Liviu Dragnea. Iulian Iancu a redactat la rândul său o scrisoare către șeful său, Liviu Dragnea, prin care solicită discutarea OUG 64 în Consiliul Suprem de Apărare a Țării (CSAT).

Ministerul Energiei a pledat în repetate rânduri pentru păstrarea actualei cote de 30%. Potrivit notei de fundamentare a proiectului de HG prin care propune păstrarea cotelor de anul trecut, Ministerul precizează că în 2016, consumul de gaze naturale din România a fost de 124 milioane de MWh, iar 129 milioane MWh au fost contractați pe prin contracte bilaterale și numai 14 milioane MWh pe piețele concurențiale. După adoptarea OUG 64, în 2017 situația s-a schimbat considerabil. Astfel în perioada ianuarie-august, consumul intern a fost de 82 milioane de MWH. În aceeași perioadă au fost semnate contracte bilaterale în valoare de 67 milioane de MWh și contracte pe piețele centralizate de 56 milioane de MWh. Cu alte cuvinte, în prima parte a anului, peste 60% din consum a fost acoperit de contracte semnate pe piețele centralizate, iar 45,5% din gazele produse în România, au fost tranzacționate pe aceleași piețe, față de numai 10% în 2016.

Ministerul Energiei susține că “prin stabilirea acestui nivel minim de tranzacționare pe piețe centralizate (30% în cazul producătorilor, respectiv 20 și 30% în cazul furnizorilor - n.r.) se asigură un mediu concurențial și accesibil în mod transparent și nediscriminatoriu la toate nivelurile de tranzacționare din piața gazelor, începând de la tranzacționarea cantităților de gaze naturale introduse pe piață de producători și de importatori, achiziționate de clienții angro în vederea revânzării către alți clienți angro de anvergură mai mică și/sau către consumatori finali din portofoliul acestora, precum și pentru evitarea „diluării” competiției transparente și nediscriminatorii pe întregul lanț de tranzacționare a gazelor naturale (de la sursele primare și până la consumatorii finali). Prin stabilirea în sarcina furnizorilor a unui procent de vânzare mai mare decât cel de cumpărare, se va asigura inclusiv tranzacționarea pe piețe centralizate a unor cantități de gaze naturale, care inițial au făcut obiectul unor contracte bilaterale, astfel fiind asigurat un nivel sporit al lichidității pieței gaziere și stabilirea unui preț de piață relevant pentru cererea și oferta existentă la un moment dat.”

Prețul gazelor naturale din Europa, implicit cel din România, pare că nu va fi afectat de incendiul din această săptămână de la terminalul austriac Baumgarten, al cărui acționar majoritar este OMV. Față de nivelul maxim al ultimilor opt ani înregistrat în ședința de marți dimineață când panica s-a răspândit și pe piața londoneză, prețul spot al gazelor s-a micșorat cu numai puțin de 42%.

Joi dimineață, prețul gazelor naturale de pe piața intrazilnică a celei mai dezvoltată bursă de gaze din Europa, cea din Marea Britanie, a scăzut cu 16%, după ce înregistrase scăderi considerabile și în ziua precedentă, ajungând la un nivel de 22,4 euro/MWh.

Și prețul gazului pentru ziua următoare (PZU) de pe piața londoneză a a scăzut, ajungând la 22,9 euro/MWh.

Prețul gazelor s-a micșorat nu numai pe piața spot din Marea Britanie, ci și pe cea cea din Olanda (cu un euro/MWh, ajungând la 20,5 euro/MWh) sau pe cea din Austria (unde se tranzacționează cu aproximativ 21 euro/MWh.

"Anticipăm că prețurile vor scădea în continuare, pe măsură ce situația aprovizionării se va stabiliza, iar temperaturile din Marea Britanie (lovită în ultimele zile de vremea rea, cu ninsori - n.r.) vor crește”, au declarat analiști ai băncii de investiții Barclays, citați de Reuters.

România ar fi putut fi afectată de o eventuală blocare a fluxurilor de gaze către Italia și Ungaria în urma exploziei de la terminalul Baumgarten numai marginal. Piața gazelor din România este în continuare una închisă, neexistând posibilitatea efectuării de exporturi sau importuri considerabile. Prețurile de pe piața autohtonă ar fi fost influențate negativ doar în cazul unei ierni mai geroase și a unui import ridicat. Însă chiar și așa, în condițiile în care Gazprom s-ar fi văzut în imposibilitatea tranzitării gazelor către o parte a Europei Occidentale ar fi putut prefera să le vândă mai ieftin în Europa de Est, ceea ce ar fi putut conduce la o reducere a prețurilor pe piața autohtonă.

Nu este însă cazul, operatorul terminalului anunțând reluarea tranzitului în proporție de 100%. Aflați sub o presiune considerabilă atât din partea furnizorului, Gazprom, dar și a beneficiarilor, austriecii de la OMV au reușit, în câteva ore, să găsească soluți pentru deblocarea fluxului de gaze către Italia, Germania și Ungaria. Potrivit directorului executiv al terminalului, fluxurile au fost reluate cu puțin înaintea miezului nopții de marți spre miercuri.

Și ministrul energie din România, Toma Petcu, a anunțat la finalul unei întâlniri cu operatorii din domeniul producerii, înmagazinării și distribuției de gaze naturale, că ”toți factorii prezenți în întâlnire au fost de acord că evenimentul din Austria nu se va resimți pe piața energetică românească”

Una dintre cele două companii prin intermediul cărora Gazprom exportă gaze în România, Conef Gaz (care acționa în România până recent prin Imex Oil), a achiziționat un volum important de gaze din producția internă a României, de 1,7 milioane MWh, într-o singură licitație, la un preț de 72,65 lei/MWh. Perioada de livrare acoperă această iarnă și urmează a se încheia pe 31 septembrie 2018.

Tranzacția, în valoare de 123 de milioane de lei (însă care nu include tarife de servicii, TVA, accize sau alte taxe și impozite) corespunde unui volum de 10% din volumul total tranzacționat pe platforma en-gros STEG a Bursei Române de Mărfuri de la începutul anului. Pe întreg anul trecut, Conef Gaz, care are 7 angajați, a înregistrat o cifră de afaceri de 222 milioane de lei (aproape egală cu valoarea tranzacției efectuate pe BRM dacă includem și celelalte tarife, taxe și impozite) și un profit de 5,3 milioane lei.

Tranzacții de peste un milion de MWh sunt efectuate în general de marii producători și marii furnizori din România. Pe platforma en-gros Steg doar Engie, care alimentează o parte din gospodăriile și companiile românești, a mai efectuat două tranzacții mai mari decât cea a Conef Gaz.

Ordinul de cumpărare a fost emis pe 14 septembrie la numai o zi de la anunțul președintelui PSD Liviu Dragnea privind abrobarea în coaliția de guvernământ a formării unei comisii de anchetă a activității ANRE. În cadrul audierilor, deși aveau ca subiect piața electricității, și nu cea a gazelor, au fost aruncate mai multe acuzații, inclusiv de președintele Comisiei, Iulian Iancu, în legătură cu liberalizarea prețului gazelor la producători, cu tranzacțiile pe Bursă sau bilaterale sau cu importurile de gaze de la Gazprom.

Cele 1,7 milioane de MWh achiziționate de Conef Gaz într-o singură licitație este echivalent cu peste 10% din volumul total importat de România de la Gazprom anul trecut.

Deși nu este precizat vânzătorul, dată fiind cantitatea mare tranzacționată, acesta nu poate fi decât unul dintre cei doi mari producători autohtoni, OMV Petrom sau Romgaz. Potrivit site-ul Conef Gaz, “siguranţa furnizării este oferită de sursa directă de import, care este asigurată de acţionarul nostru majoritar Conef Energy, printr-un contract pe termen lung - până în 2030 - încheiat direct cu producătorul rus Gazprom şi de colaborarea de excepție cu producătorul intern Romgaz”.

Conef Energy este o firmă controlată de Vimerco, acționarul majoritar al producătorului de aluminiu Alro Slatina, și care face parte din imperiul mogulului rus Vitali Matsitski.

Și celălalt mare intermediat Gazprom, WIEE, a efectuat mai multe tranzacții cu gaz autohton, ultima pe 4 decembrie, în valoare de 120.000 de MWh, la un preț de 79,5 lei/MWh. În total, de-a lungul acestui an, WIEE a achiziționat aproximativ un milion MWh de gaz românesc, cea mai mare tranzacție fiind de 330.000 MWH, de peste 5 ori mai mică decât cea a Conef Gaz.

Potrivit deciziei ANRE privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale, cele două companii, Conef Energy, respectiv WIEE, aveau obligația să înmagazineze doar 290 de mii, respectiv 29 de mii MWh de gaze pentru această iarnă, reprezentând stocurile minime pentru clienții lor non-casnici.

Achizițiile celor doi intermediari Gazprom ar putea fi explicate printr-un preț avantajos al gazelor interne comparativ cu cele de import. Ele și-ar putea majora cotele de piață, adăugând volumul achiziționat de pe piața internă celui importat de Gazprom, pentru a beneficia de creșterea prețurilor pe timp de iarnă. În plus, probabil că în restul anului, mai puțin iarna, e mai avantajos să-și alimenteze clienții non-casnici din producția internă, și nu din import.

România se află în plin război economic cu alte state membre UE și chiar cu Comisia Europeană, care impune ca în criză, în vârf de consum, statul român să-și sacrifice industria pentru a-și ajuta vecinii, a declarat miercuri, într-o emisiune televizată, președintele Comisiei de anchetă a Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei, Iulian Iancu.

Iancu a precizat că acesta este motivul pentru care a trimis o adresă către Consiliul Național de Apărare a Țării (CSAT) prin care solicită o analiză a impactului liberalizării prețurilor la gaze, și mai ales al eliminării oricărei restricții pentru export, asupra securității naționale.

“Suntem în război economic, trebuie să fim conștienți. Război economic! (…) S-a ajuns la materia primă energetică a ţării. Adică ţinta o reprezintă gazele naturale ale României. (…) Vă spun că România nu poate funcționa fără importul de gaze la vârful de consum, adică în ianuarie, când consumul zilnic ajunge la 72 de milioane de metri cubi, România poate să își asigure 53 de milioane. Diferența până la 72 trebuie să o iei din import. Ca să nu plătești vârful de preț de atunci, care este uriaș și te costă enorm, faci stocare. Ce spune Uniunea Europeană astăzi? Oameni buni, când e criză, când e vârf de consum, trebuie să vă ajutați între voi, statele vecine. și atunci mă ajut. Cum mă ajut? Păi ia de la industria ta și dă-i și lui în sistem ca să se salveze. Păi murim amândoi”, a declarat Iancu.

Deputatul social-democrat face trimitere la noul regulament UE, intrat în vigoare pe 1 noiembrie, care impune un principiu al solidarității la nivelul UE, regulament anunțat din timp de Profit.ro. Potrivit noului regulament, statele membre și, în special, autoritățile competente (Autoritatea Națională pentru Reglementarea în Domeniul Energiei - ANRE, probabil)‚ garantează că “nu se introduce niciodată vreo măsură de restricționare nejustificată a fluxului de gaze în cadrul pieței interne și nu se introduce nicio măsură care ar putea pune în pericol în mod grav situația furnizării de gaze în alt stat membru”. În plus, regulamentul, obligatoriu pentru toate statele membre, impune acestora să fie pregătite să ajute țările vecine în vederea garantării furnizării de gaze pentru consumatorii vulnerabili în caz de criză. Dacă restul actului normativ intră în vigoare pe 1 noiembrie 2017, prevederile referitoare la “solidaritatea” europeană se aplică de-abia de la 1 decembrie 2018.

SIDEX Galați nu mai e competitiv la un preț al gazelor de 82 lei/MWh

Iancu susține că o eventuală creștere a prețului gazelor, în urma liberalizării prețului la producători și a eventualelor exporturi, va conduce la falimente, disponibilizării și, în cele din urmă la emigrarea forței de muncă. “Dacă noi împingem prețul către 82-83 de lei/MWh, vine SIDEX Galați, adică Mittal, vine celălalt mare producător de îngrășăminte chimice sau de produse chimice care spune: peste 82 de lei, ne-a spus SIDEX-ul, nu mai sunt competitiv, am ieșit din piață. Și atunci eu ce fac? Îmi împing prețul peste limita competitivității și omor ramuri economice întregi. Când am omorât ramurile economice ce fac? Disponibilizez masiv personal. Ce fac cu el, de unde îi dau părți sociale? O să îl aducem în situația, că așa, ramură după ramură au fost împinse către ineficiență, faliment. Și oamenii ce au făcut? Au plecat în străinătate. Cine a plecat? Zone cu ramuri și cu meserii unice. Le-am pierdut”, afirmă șeful comisiei de anchetă ANRE. În opinia sa, soluția nu este exportul de gaze, ci procesarea lor în România.

Partidul și guvernul susțin demersurile președintelui comisiei ANRE

Iancu a mai afirmat că demersurile sale beneficiază de susținerea partidului și guvernului. “Unde stați dumneavoastră stătea liderul de partid, stătea premierul, vicepremierul, ministrul Energiei, ministrul Economiei, secretarul general al partidului. Toată lumea a zis da, are dreptate Iulian și trebuie neapărat să prezentăm aceste lucruri la Bruxelles. M-am dus la Bruxelles personal, am prezentat toate lucrurile astea. Știți ce mi-a spus Bruxelles-ul? «E Guvernul României, în noiembrie Guvernul României a decis liberalizarea nu noi. Deci nu contează cine sunteți dumneavoastră, că tot Guvern vă numiți. Pe noi nu ne interesează…». Și atunci, în momentul acela, Guvernul României a fost pus cu spatele la zid, premierului i s-a tras atenția să respecți angajamentul făcut de Guvern, de Guvernul acestei țări, că dacă nu îl respectați înseamnă că voi vă abateți dramatic de la conduita… Pentru că în paralel marile companii, multinaționale, au lobby pe măsură la Bruxelles, și care s-au dus și au spus: domnule, vedeți că Guvernul actual nu vrea să respecte ce a angajat Guvernul anterior și vă rugăm frumos să fiți fermi în atitudine.”

Iancu, despre noul președinte ANRE: Am mai mare încredere în el ca român

Iancu și-a susținut și amendamentele adoptate în Comisia de Industrii a Camerei Deputaților, prin care obligă producătorii de gaze să tranzacționeze 70% din producție (în varianta inițială a amendamentelor - procentul era de 100%) pe bursa administrată de operatorul monopolist OPCOM. El susține că ANRE va trebui să stabilească regulile după care t.aceasta va funcționa, regulile pentru piața pentru ziua următoare (PZU), pentru piața contractelor pe termen lung și pentru piața de echilibrare a sistemului. “Le face acum Chiriţă… Sigur Chiriţă va face, are cu el maculatorul. (..) L-ați pus pe Dumitru Chiriţă şef la ANRE. Hai să fim serioşi, hai să fim serioşi! Domnule Iancu, cunoaştem marfa”, a intervenit ironic președintele Confederației Naționale Sindicale Meridian, Io Popescu, prezent în emisiune.

“Acum vă spun, am mai mare încredere în el ca român, ca român vorbesc, decât în oricine altcineva ar fi fost numit. Ca român. Eu sper, sper, să se confirme această încredere a mea, în calitatea lui de român.”, i-a luat Iancu apărarea noului președinte ANRE, fostul deputat social-democrat și lider de sindicat, Dumitru Chiriță.

Plenul reunit al Camerei Deputaților și Senatului l-a numit pe 18 octombrie, pe o perioadă de 5 ani, pe deputatul PSD Dumitru Chiriță în funcția de președinte al ANRE, pe locul rămas vacant prin încetarea mandatului fostului președinte Nicolae Havrileț.

Unul dintre primele ordine semnate de Chiriță vizează înființarea unui Cabinet al președintelui/vicepreședinților ANRE, format din 6 persoane.

Președintele Comisiei de Industrii a Camerei Deputaților și-a anunțat marți colegii că nu vor mai discuta OUG 64 de liberalizare a pieței gazelor, deși se afla pe ordinea de zi, pentru că va trimite o adresă Consiliului Superior de Apărare a Țării (CSAT) în vederea analizării implicațiilor acesteia asupra securității naționale a României.

“Când a fost dată OUG motivația a fost eliminarea restricțiilor la export. OMV s-a dus la CE și s-a plâns că prin prevederea că gazul extras din România este destinat cu prioritate consumatorilor interni, le limităm posibilitatea de a exporta. Comisia Europeană le-a dat dreptate. Nu a interesat pe nimeni faptul că «dacă dai la export, atunci de unde imporți?»”, le-a explicat Iulian Iancu colegilor săi de comisie motivele pentru care va face acest demers în nume personal, și nu al comisiei. În opinia sa, prin obligarea României de a exporta gaze și prin neoferirea unei alternative de import de către Comisia Europeană, securitatea națională a României este în pericol.

“Nouă, mai exact mie, ni s-a reproșat că prin obligativitatea tranzacționării producției pe bursă, transparent, descurajăm investițiile în Marea Neagră și că încurajăm importurile de la Gazprom. Dacă, însă, noi dăm drumul la export în procentele pe care ei le doresc vom ajunge la mâna importurilor, la mâna rușilor”, a declarat Iancu.

În opinia acestuia, din punct de vedere fizic, cel puțin pe următorii 5 ani România nu are nicio alternativă la importurile din Rusia. “CE nu ne-a oferit această șansă. Dacă noi dăm 5 miliarde la export, noi trebuie să avem acces la aceste 5 miliarde din import. Ni s-a spus «aveți alternativă din zona Mării Caspice (TAP, Tanap)». De la data respectivă regiunea a sărit în aer, vedeți și dumnevoastră ce se-ntâmplă în Irak, Turcia sau Siria. În plus, acele cantități de gaze pe care le-am putea lua din Marea Caspică nu există în niciun contract. Acționarii TAP TANAP au rezervat întreaga capacitate, nu mai e loc și pentru noi”, și-a detaliat președintele Comisiei de Industrii poziția

Plenul Camerei Deputaților a retrimis în două rânduri spre refacere raportul Comisiei pe marginea OUG 64, amendamentele propuse, de tranzacționarea a întregii producții de gaze (în varianta inițială, 70% în varianta finală) pe bursa monoplostă operată de Gazprom fiind criticate atât de producători interni, cât și de Comisia Europeană. De altfel, Comisia Europeană a trimis dopuă scrisori autorităților române și personal lui Iulian Iancu, cerându-le renunțarea la respectivele amendamente. Scrisorile au fost semnate de directorul Departamentului pentru Energie al CE și de comisarul european pentru energie şi schimbări climatice, Miguel Canete.

În timp ce la București politicienii caută soluții pentru ca viitoarele gaze exploatate din Marea Neagră să poată fi tranzacționate exclusiv pe piața internă, de miercuri 1 noiembrie intră în vigoare un nou Regulament european care vizează îmbunătățirea securității aprovizionării cu gaze în UE și care interzice “restricționarea nejustificată a fluxului de gaze în cadrul pieței interne”.

Potrivit textului publicat în urmă cu 3 zile de Comisia Europeană în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene, Regulamentul este “obligatoriu în toate elementele sale și se aplică direct în toate statele membre”.

Potrivit noului regulament, statele membre și, în special, autoritățile competente (Autoritatea Națională pentru Reglementarea în Domeniul Energiei - ANRE, probabil)‚ garantează că “nu se introduce niciodată vreo măsură de restricționare nejustificată a fluxului de gaze în cadrul pieței interne și nu se introduce nicio măsură care ar putea pune în pericol în mod grav situația furnizării de gaze în alt stat membru”. Plenul Camerei Deputaților a retrimis în 2 rânduri Comisiei de Industrii Raportul privind OUG 64 care liberalizează prețului gazelor la producători, în urma deciziei acesteia de a accepta un amendament care impunea, inițial, tranzacționarea a întregii producții pe o bursă monopolistă operată de OPCOM (în varianta a doua procentul a fost coborât la 70%).

Noul act normativ înlocuiește regulamentul anterior din 2010, cerând țărilor UE să colaboreze în cadrul grupurilor regionale pentru a evalua potențialul de întrerupere a aprovizionării cu gaze și să convină asupra acțiunilor comune de prevenire sau de atenuare a consecințelor.

România față parte din 3 grupuri risc care servesc drept bază pentru cooperarea asociată riscurilor, din 2 grupuri de risc pentru furnizarea de gaze din est și dintr-unul pentru furnizarea de gaze din Sud-Est:

a) Grupul Ucraina: Bulgaria, Republica Cehă, Germania, Grecia, Croația, Italia, Ungaria, Luxemburg, Austria, Polonia, România, Slovenia, Slovacia;

b) Grupul Transbalcanic: Bulgaria, Grecia, România;

c) Grupul Coridorului sudic al gazelor – Marea Caspică: Bulgaria, Grecia, Croația, Italia, Ungaria, Malta, Austria, România, Slovenia, Slovacia;

Regulamentul care intră în vigoare pe 1 noiembrie introduce un nou "principiu de solidaritate", prin care statele membre vor trebui să fie pregătite să ajute țările vecine în vederea garantării furnizării de gaze pentru consumatorii vulnerabili în caz de criză. Acest lucru va reduce, potrivit CE, riscul de dependență de sursele externe. Dacă restul actului normat intră în vigoare pe 1 noiembrie 2017, prevederile referitoare la “solidaritatea” europeană se aplică de la 1 decembrie 2018.

Într-un termen de 3 luni de la intrarea în vigoare a Regulamentului, pe 1 ianuarie 2018, autoritățile române trebuie să notifice Bruxelles-ul cu privire la definiția “consumatorilor vulnerabili”, consumul anual de gaze al acestora și procentul din consumul total de gaz al României corespunzător consumului “consumatorilor vulnerabili”.

În plus, companiile din sectorul gazelor vor fi obligate să notifice oficial autoritățile naționale cu privire la contractele importante de furnizare pe termen lung care ar putea fi relevante pentru securitatea aprovizionării.

Regulamentul solicită, de asemenea, Rețelei europene a operatorilor de sisteme de transport de gaze (ENTSOG) să efectueze o simulare a aprovizionării cu gaze naturale și a unei întreruperi a infrastructurii la nivel european, pentru a oferi o imagine de ansamblu a riscurilor majore de aprovizionare pentru UE.

Producătorii de petrol și gaze din România vor plăti redevențe mai mari în cazul adoptării noului proiect de lege al redevențelor pus în dezbatere publică de guvern, ca urmare a faptului că, deși nu a schimbat cotele, executivul a schimbat însă modul de calcul, dar și prețul de referință, în cazul ambelor hidrocarburi exploatate onshore.

Astfel, în cazul petrolului, deși cotele vor rămâne în continuare aceleași (cuprinse între 3,5 și 13,5%), prețul de referință luat în calcul în formula redevențelor nu se va mai raporta la țițeiul Suez Blend, mai ieftin, nici la Urals (cum ar fi vrut asociațiile de producători), ci direct la Brent, țițeiul de referință la nivel global. Cotația acestuia a fost, anul trecut, superioară, în medie, cu 5 dolari pe baril decât cea a celorlalte tipuri de petrol. În plus, noul proiect prevede că, în cazul în care preţul de comercializare este mai mare decât preţul de referinţă (prețul Brent-ului), calculul contravalorii redevenţei petroliere se va face având la bază preţul de comercializare.

Profit.ro semnala, încă de acum doi ani -septembrie 2015, că tipul de țiței utilizat ca referință este una din schimbările esențiale ale viitoarei legi a redevențelor.

Similar, la gaze naturale, cotele rămân aceleași (între 3,5% și 13%), însă noul preț de referință nu va mai fi cel fixat de ANRM încă din 2008 și nemodificat până în prezent, de 495 lei/mia de metri cubi, adică 45,71 lei/MWh, ci va fi reprezentat de cotaţia gazelor naturale pe piaţa angro centralizată - OPCOM. În prezent, prețul gazelor se situează, potrivit ANRE, la 66-67 de lei/MWh pe perioada de vară și la 71-72 lei/MWh pe cea de iarnă. Cu 50-55% mai mare decât prețul de referință stabili în 2008, ceea ce ar putea conduce la o majorare similară a încasărilor din redevențe.

Redevența va rezulta din aplicare cotei la valoarea producției brute (producția brută înmulțită cu prețul de referință.

Profit.ro a anunțat încă din luna mai intenția autorităților de a impune un preț de referință legat de cel bursier.

Noul proiect păstrează redevența , stabilită în 2007, de 10% din valoarea veniturilor brute realizate din operaţiuni petroliere de transport şi tranzit al petrolului prin sistemele naţionale de transport al petrolului, precum şi din operaţiunile petroliere efectuate prin terminalele petroliere aflate în proprietatea publică a statului. Însă mai introduce una, cu cotă nestabilită: “o cotă procentuală din valoarea veniturilor brute realizate din operațiuni petroliere de transport prin sisteme de transport, altele decât Sistemul national de transport al petrolului, precum si din operațiunile petroliere efectuate prin terrninalele petroliere, altele decât cele aflate in proprietatea publica a statului, cota determinata pe baza unei metodologii elaborată de autoritatea competentă si aprobată prin hotărâre a Guvernului”.

În cazul gazelor este păstrată cota de 3% din valoarea venitului brut realizat din operațiunile de înmagazinare subterană a gazelor naturale, introdusă tot în 2007.

În plus, noul proiect de lege elaborat de guvern permite ca cotele de redevență să poată fi actualizate prin hotărâre a Guvernului, la solicitarea autorității competente, pe baza unor analize economice de oportunitate respectiv prin aplicarea cursului de schimb oficial lei/euro stabilit în prima zi lucrătoare a lunii octombrie din anul precedent, publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene, după caz.

Noul petrol luat în calculul prețului de referință la redevențe, Brent-ul, va suferi anul viitor cea mai mare modificare a structurii din ultimul deceniu. Sortimentul produs de Statoil, Troll, pompat într-un volum mai mare de 200.000 de barili pe zi anul trecut, va fi inclus alături ce celelalte sortimente care compun coșul Brent, anunță Bloomberg. Ultima oară când a fost modificat coșul Brent a fost în 2007, când a fost inclus sortimentul Ekofisk.

Țițeiul Brent este un țiței sweet light (cu o densitate și cu o vâscozitate mai redusă și cu un conținut mai redus de sulf), numele său provenind de la exploatarea Brent a celor de la Shell din Marea Nordului. În prezent, Brent-ul nu mai conține doar sortimentul inițial de țiței Brent, din cauza faptului că exploatarea acestuia a ajuns de mult la maturitate, ci o combinație de patru sortimente de țiței: Brent Blend (sortimentul originar), Forties Blend, Oseberg și Ekofisk.

Țițeiul folosit până în prezent pentru stabilirea prețului de referință la redevențe, Suez-Blend, este un sortiment de petrol apropiat din punct de vedere al densității și conținutului de sulf de Ural. El are o densitate medie (nefiind nici ușor, precum Brent-ul, nici greu, precum alte sortimente). Cu toate acestea , el este mai ușor decât Ural-ul, însă are și un conținut de sulf mult mai ridicat decât Brent-ul și chiar decât al Ural-ul. Interesant este că noul sortiment care va fi inclus în coșul Brent, Troll, este similar din punct de vedere al densității cu Suez-Blend-ul, fiind mai greu decât Brent-ul originar, având însă un conținut de sulf extrem de redus, mai redus decât Brent-ul originar și mult mai redus decât Suez-Blend-ul.

Producătorii de petrol și gaze în segmentul offshore vor plăti redevențe similare celor din onshore, în pofida faptului că investițiile în explorare și producție din zăcămintele de la Marea Neagră sunt mult mai ridicate decât cele de pe continent.

Asftel, dacă în cazul petrolului onshore, la o producție trimestrială de peste 100 mii de tone se plătește o redevență de 13,5%, în cazul țițeiului offshore aceasta va fi cuprinsă între 12,5 și 13,5%. Noul proiect de lege supus dezbaterii publice de guvern, prevede, în cazul petrolului, o cotă fixă de 8% și cote variabile cuprinse între 4,5 și 5,5% în funcție de nivelul producției trimestriale.

Similar, în cazul gazelor naturale, dacă în cazul celor din segmentul onshore, cota este de 13%, în offshore va fi aplicată o cotă fixă de 10% și cote variabile cuprinse între 2 și 3% în funcție de nivelul producției trimestriale.

Anul viitor este așteptată decizia de investiție finală a Exxon Mobil și OMV Petrom de investiție cu privire la perimetrul Neptum Deep. Unul dintre cele mai imprtante elemente, alături de infrastructura de transport, este nivelul redevențelor și predictibilitatea acestora.

Iar nivelul stabilit poate fi considerat dezamăgitor de cele două companii, fiind similar celui din onshore, în pofida investițiilor mult mai ridicate realizate. Până în prezent, cele două companii au investit în cele 8 sonde săpate în Neptun Deep (cu rezerve estimate la 42-84 miliarde metri cubi de gaz) aproximativ 1,5 miliarde de euro. Proiectul legislativ nu face nicio trimitere la deductibilitatea sau amortizarea investițiilor.

Însă cele două companii ar putea fi nemulțumite și în ceea ce privește aspectul predictibilității. Potrivit proiectului legislativ, cotele de redevență pot fi “actualizate prin hotărâre a Guvernului, la solicitarea autorității competente, pe baza unor analize economice de oportunitate respectiv prin aplicarea cursului de schimb oficial lei/euro stabilit în prima zi lucrătoare a lunii octombrie din anul precedent, publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene, după caz”.

În cazul în care acelaşi zăcământ offshore este exploatat în două sau mai multe zone din cadrul aceluiaşi perimetru petrolier, în scopul determinării cotei procentuale aplicabile în vederea stabilirii redevenţei petroliere din segmentul upstream offshore se va lua în considerare producţia brută extrasă din cadrul întregului zăcământ offshore, indiferent dacă a fost sau nu comercializată total sau parţial. Producţia brută include şi toate cantităţile necesare desfăşurării activităţilor asimilate celor de exploatare.

În plus, ca și în cazul producției onshore, noul preț de referință nu va mai fi cel fixat de ANRM încă din 2008 și nemodificat până în prezent, de 495 lei/mia de metri cubi, adică 45,71 lei/MWh, ci va fi reprezentat de cotaţia gazelor naturale pe piaţa angro centralizată - OPCOM. În prezent, prețul gazelor se situează, potrivit ANRE, la 66-67 de lei/MWh pe perioada de vară și la 71-72 lei/MWh pe cea de iarnă.

Furnizorii de gaze naturale vor fi obligați, potrivit unui proiect de ordin al Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei, să constituie, până pe data de 31 octombrie, stocuri minime în depozitele de înmagazinare subterană de 18,6 milioane de MWh.

Dintre volumul total de gaze înmagazinat, 8,17 milioane MWh reprezintă stocul minim pentru clienții casnici, 7 milioane MWh stocul minim pentru clienții non-casnici, iar 3,45 milioane stocul minim pentru clienți producători de energie termică (însă numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei).

Dintre furnizori, sunt obligați să înmagazine volume substanțiale de gaze, furnizorii de ultimă instanță. Astfel, Engie va trebui să-și asigure stocuri minime de 5,87 milioane MWh, iar E.On Energie România, stocuri de 4,88 milioane MWh.

Cei doi mari producători care dețin și licențe de furnizare, Romgaz și OMV Petrom Gas SRL, vor trebui la rândul lor să dispună de stocuri de 3,17 milioane, respectiv, 2 milioane MWh. În plus, OMV Petrom SA va trebui să realizeze stocuri de 611 mii MWh. Dacă în cazul Romgaz, majoritatea stocurilor, 2,1 milioane, reprezintă stocuri minime pentru clienți producători de energie termică, în cazul OMV Petrom Gas SRL și OMV Petrom SA, aproape întregul volum reprezintă stocuri minime pentru clienții non-casnici.

Potrivit legislației, nivelul stocului minim de gaze naturale la nivel național aferent unui an se stabilește astfel încât să fie echivalent cu cel puțin 25% din consumul total de gaze naturale al clienților finali înregistrat în anul precedent.

Stocul de gaze naturale se exprimă în MWh, se stabilește pentru fiecare titular al licenței de furnizare a gazelor naturale în baza cantităților de gaze naturale efectiv furnizate fiecărei categorii de clienți finali din portofoliul propriu în anul anterior celui pentru care se stabilește stocul de gaze naturale și este ajustat, după caz, cu toate modificările de portofoliu de clienți finali survenite în perioada pentru care s-a recalculat stocul minim.

Titularii licențelor de furnizare de gaze naturale își îndeplinesc obligația privind constituirea stocului minim de gaze naturale fie prin înmagazinarea gazelor naturale în nume propriu, prin încheierea de contracte de înmagazinare subterană a gazelor naturale cu unul dintre titularii licenței de operare a sistemelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale, fie prin încheierea, până la data de 31 octombrie a fiecărui an, de contracte de vânzare-cumpărare ce au ca obiect cantități de gaze naturale provenite din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale, înmagazinate de un alt titular al licenței de furnizare a gazelor naturale, fie prin încheierea de contracte de mandat cu un alt titular al licenței de furnizare a gazelor naturale, în vederea înmagazinării gazelor naturale.

Livrările americane de gaz natural lichefiat (GNL) către Europa sunt un lucru pozitiv și vor contribui la intensificarea unei concurențe sănătoase pe piață, a declarat președintele rus Vladimir Putin, comentând anunțul omologului său american, Donald Trump, făcut cu câteva zile în urmă în Polonia, privind intenția SUA de a-și majora vânzările de petrol și gaze către statele UE.

“Cred că este un demers extrem de bun, de pe urma unei concurențe sănătoase urmând a beneficia toată lumea”, a afirmat Putin, în cadrul conferinței organizate la finalul întâlnirii G-20.

Președintele rus a explicat și motivul pentru care Rusia nu se teme deocamdată de concurența SUA în ceea ce privește furnizarea de gaze către Europa: deține un avantaj competitiv considerabil atât în ceea ce privește costul de producție, cât și cel de transport. Numai în ceea ce privește ultimul aspect, transportul LNG sau construirea de gazoducte este mult mai ieftină pentru Rusia, dată fiind proximitatea sa geografică cu statele UE. Mult mai îngrijorat ar trebui să fie președintele rus de costul birocratic impus de reglementatorii de la Bruxelles, dovadă eșecul ultimelor proiecte Gazprom, printre care și South Stream, în Europa.

Putin și-a exprimat convingerea că emergența competiției producătorilor americani pe piața de gaz europeană va avea consecințe asupra optimizării activității companiilor rusești, care vor trebui să se eficientizeze pentru a face față concurenței, susține Sputnik.

Putin a salutat și discursul omologului său Donald Trump în cadrul summit-ului G20, în care acesta a susținut concurența deschisă și loială.

“Apropo, în discursul meu am susținut același lucru. Suntem destul de satisfăcuți cu o competiție deschisă și loială, neinfluențată de politic și fără implicarea resurselor politice”, a afirmat Putin.

Donald Trump a promis joi, la Varșovia, că Statele Unite nu vor folosi niciodată energia pentru a exercita presiuni și a constrânge țări din Europa Centrală și de Est și a promis totodată că nu va permite nici altor țări să le supună unor astfel de constrângeri.

Noul sistem de impozitare propus de guvernul PSD recent instalat, care vizează ca bază de impunere cifra de afaceri și nu profitul, în funcție evident și de nivelul cotei impuse, va afecta sectoarele economice capital intensive și cu ciclu lung de producție. Paradoxal, deși are toate șansele de a fi de departe cel mai afectat sector de noua filosofie fiscală, cel energetic mai este lovit și prin populista majorare a “redevențelor”, în realitate o impozitare suplimentară a profiturilor obținute din extracția de resurse natural şi neprelucrate în România cu cel puțin 20%.

Nu trebuie să fii doctor în economie pe bune (e suficient și să fii atent la textul pe care-l plagiezi) pentru a anticipa că schimbarea bazei de impozitare de la profit la cifra de afaceri va afecta industriile cu costuri ridicate de producție, care necesită investiții inițiale extrem de ridicate, și cu ciclu lung de producție, și anume cu profituri considerabile, dar care apar doar după câțiva ani în care companiile își asumă pierderi.

Pentru a-și justifica decizia, șeful PSD, Liviu Dragnea, a invocat diferențele considerabile între marjele de profit ale “multinaționalelor” și cele ale companiilor autohtone: ”Am înţeles că Guvernul face o analiză serioasă şi obligatorie. Avem nişte cifre: companiile mari multinaţionale, pe care trebuie să le sprijinim în continuare, au o cifră de afaceri de vreo 580 de miliarde de lei. Companiile româneşti au o cifră de afaceri de 550 de miliarde de lei. Cele care au o cifră de afaceri de 580 de miliarde, raportează doar 9 miliarde profit impozabil. Celelalte, româneşti, care au 550 de miliarde cifră de afaceri, raportează 27 de miliarde de lei profit impozabil. De trei ori mai mult”.

Cifrele avansate de șeful PSD pot fi reale, însă diferența ar putea fi dată de sectoarele diferite în care cele două tipuri de companii activează. O comparație corectă ar fi cea între profitabilitatea companiilor din același sector și chiar și așa ar mai trebui luate în calcul și alte elemente, precum nivelul investițiilor. OMV Petrom, de exemplu, companie cu capital majoritar privat, a investit, așa cum chiar guvernul recunoaște în Strategia energetică, 920 de milioane de euro anual, în timp ce compania de stat similară, Romgaz, numai 200 de milioane de euro anual.

În plus, în domeniul energetic, impozitul pe profit se poate spune că este unul marginal. În acest domeniu, există o serie de taxe, de la accize, TVA (care în realitate este un fel de impozit pe cifra de afaceri), la redevențe și impozitul pe profitul suplimentar din liberalizarea prețului la gaze care sunt mult mai împovărătoare pentru companii.

Interesant este că, lucrând cu cifrele avansate de președintele PSD, chiar și introducerea unui impozit “modic”, de 1%, pe cifra de afaceri, statul ar câștiga, iar companiile “multinaționale” ar fii văduvite de aproximativ 4 miliarde de lei. Însă nu numai ele ar avea de suferit, ci și cele autohtone, care, în loc să achite un impozit de 4,3 miliarde de lei, vor fi nevoite să scoată din buzunar 5,5 miliarde de lei. Pentru ca firmele românești să achite un impozit similar celui prezent, cota de impozitare a cifrei de afaceri ar trebui să fie de 0,78%.

Este puțin probabil că guvernul PSD a decis propunerea acestui tip de impozit cu gândul la bunăstarea contribuabililor și nu cu gândul la majorarea veniturilor publice. Numai că va trebui să ia în calcul și alte obiective, unele cuprinse în propriile sale strategii.

În Strategia energetică, de exemplu, guvernul susține că “analiza scenariilor alternative de dezvoltare estimează investițiile totale în sectorul energetic (exclusiv ceea ce ține de consumul energiei) între 15 și 30 mld € pentru perioada 2017-2030, cu o estimare centrală de aproximativ 25 mld €. Fără îndoială, majoritatea investițiilor se vor baza pe capitalul privat”. Numai că un asemenea tip de impozitare, în funcție de nivelul cotei stabilite, ar putea elimina capitalul privat de la masa investițiilor în energie.

Numai Înlocuirea capacităților de producție a energiei electrice presupune investiții de 7 până la 14 mld € până în 2030, în funcție de scenariul de dezvoltare, se susține în Strategia eleborată de guvern.

Nivelul investițiilor în rețelele de distribuție a agentului termic, sector în care social-democrații sunt extrem de interesați din motive în principal electorale, este estimat între 1,3 și 2,6 miliarde euro. Investițiile anuale necesare sunt estimate între 87 și 175 milioane euro.

“În paralel, este necesară înlocuirea vechilor centrale termoelectrice în cogenerare, ce se apropie de sfârșitul duratei de viață, cu un necesar al investițiilor estimat între 1 și 1,5 mld €. Suplimentar, vor avea loc investiții în înlocuirea unei părți a cazanelor de apă fierbinte ajunse la sfârșitul duratei de utilizare, cu un nivel estimat al cheltuielilor între 45 și 60 mil €/an. Scenariul Optim prevede investiții în noi capacități de cogenerare, de 90 mil €/an până în 2030 și un minim de 45 mil €/an al investițiilor în cazane de apă fierbinte, fiind preferate unitățile ce produc energie termică și electrică în cogenerare”, se precizează în Strategia energetică a guvernului.

Dacă se va comporta ca un rentier și va avea ca obiectiv principal majorarea veniturilor publice în detrimentul investițiilor, guvernul PSD ar putea ajunge să guverneze o țară care nu mai are ca strategie principală independența energetică, ci “raționalizarea” (în sens comunist și, precum se vede și social-democrat) a resurselor energetice, din ce în ce mai rare și, implicit, mai scumpe.

Companiile de gaze, în special OMV Petrom și Romgaz, care desfăşoară efectiv atât activităţi de extracţie, cât şi activităţi de vânzare a gazelor naturale, vor achita un impozit special de 80% din veniturile suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor la gaze pentru prețurile ce depășesc 85 lei/MWh, a decis Camera Deputaților în ședința de plen de marți, în calitate de decizională.

În ceea ce privește impozitarea veniturilor suplimentare obținute la vânzarea gazelor cu un preț sub 85 de lei/MWh, impozitul rămâne același ca și în prezent, de 60%.

Impozitul de 80% se va aplica numai diferenței dintre prețul de vânzare și pragul de 85 de lei. Dacă, de exemplu, o companie vinde gaze cu 95 de lei/MWh, pentru veniturile suplimentare obținute până la pragul de 85 de lei se aplică un impozit de 60%, noul impozit de 80% aplicându-se numai veniturilor suplimentare obținute din diferența de preț de 10 lei (95-85 lei).

Din baza de calcul a impozitului se scad redevențele, dar și valoarea investiţiilor în segmentul upstream în perioada pentru care impozitul asupra veniturilor suplimentare este datorat. Însă nu în totalitate, proiectul de lege votat marți impunând o limită. “Limita maximă a deducerii investiţiilor în segmentul upstream nu poate depăşi 30% din totalul veniturilor suplimentare.”, se precizează în textul viitoarei legi.

După ce proiectul a primit vot final în plen la ora 13, Asociația Română a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA) a emis un comunicat în apropierea orei 15:00 în care se arată îngrijorată că unele amendamente aprobate și votate marți de Camera Deputaților, cu scopul modificării cadrului în care operează industria de petrolieră, pun în pericol sectorul și investițiile companiilor. Membrii asociației sunt nemulțumiți de amendamentele ce majorarează cota de impozitare de la 60% la 80% pentru prețurile peste 85 lei/MWh și permanentizează un impozit temporar prevăzut de OUG 99/2016.

Volumul de gaze tranzacționat pe piețele centralizate în primele luni ale acestui an, echivalent cu peste 15 milioane de Mwh, a depășit totalul anului 2016 aferent aceluiași segment al pieței. 81% din total a fost tranzacționat pe Bursa Română de Mărfuri (BRM), operator pe care Comisia de Industrii a Camerei Deputaților ar vrea să-l elimine de pe piață.

Comisia condusă de social-democratul Iulian Iancu ar vrea să impună producătorilor scoaterea pe bursa centralizată a întregii producții și să acorde operatorului de stat OPCOM (administrată de compania de stat Tranelectrica) monopolul de operare a viitoarelor piețe centralizate de gaze. În acest context este interesant de remarcat că peste 81% din tranzacțiile cu gaze de pe piețele angro au fost efectuate de celălalt operator, privat, pe care Comisia condusă de Iancu ar vrea să-l elimine de pe piață, Bursa Română de Mărfuri (BRM).

Pe BRM a fost tranzacționat în primele patru luni ale acestui an un volum de gaze echivalent a 12,2 milioane de MWh, reprezentând 24,4% din consumul național estimat pentru această perioadă. În întreg anul 2016, pe BRM s-au tranzacționat 15,5 milioane de MWh, reprezentând un procent de 12,7% din consum. Cu alte cuvinte, în primele 4 luni ale acestui an, volumul tranzacțiilor raportat la consum de pe BRM s-a dublat, de la 12,7% la aproape 25%.

Evoluția volumelor de gaze tranzacționate pe piețele centralizate (OPCOM și BRM)

Dacă sunt luate în calcul și volumele tranzacționate pe OPCOM, potrivit datelor ANRE, în primele patru luni ale anului pe piețele centralizate s-au tranzacționat gaze echivalente cu 15,5 milioane de MWH (15,05 milioane pe piețele angro și 0,43 milioane pe cele en-detail). Raportate la consumul național estimat pentru această perioadă, aceste volume reprezintă aproximativ 30%, limita minimă obligatorie impusă producătorilor, care nu a mai fost atinsă până în prezent. Așa se explică faptul că Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) se declară mulțumită de progresul înregistrat.

“Având în vedere incertitudinea care a marcat piața de gaze naturale din România la începutul acestui an legată de aplicarea efectivă, de la 1 aprilie 2017, a prevederilor OUG nr. 64/2016 în ceea ce privește eliminarea prețului stabilit administrativ pentru cantitățile de gaze naturale din producția internă destinate consumului categoriilor protejate de clienți, se poate spune că anul a debutat cu un grad crescut al nivelului tranzacționării, tendință ce pare a se menține, acest fapt fiind încurajat și de surplusul astfel înregistrat de către producători, prin libertatea de a comercializa întreaga producție potrivit propriilor decizii de vânzare. Creșterea volumelor de gaze naturale tranzacționate pe platformele centralizate poate însemna și începutul maturizării pieței românești, prin adoptarea mecanismelor concurențiale care au început să funcționeze și care arată că piața concurențială de gaze naturale din România se îndreaptă spre o normalitate”, se precizează într-un document ANRE.

Evoluția volumelor de gaze tranzacționate pe BRM

Cu toate acestea, comisia de industrii a Camerei Deputaților este nemulțumită, impunând producătorilor obligativitatea tranzacționării întregii produse pe piețele centralizate. Șeful comisiei, social-democratul Iulian Iancu, este un dușman mai mult sau mai puțin declarat al liberalizării pieței și un adept al controlării sectorului energetic de către stat, fie direct, prin companii de stat, fie indirect prin reglementări cât mai dure aplicate companiilor private.

În cadrul audierilor pentru dezbaterea OUG 64, Iancu a reproșat în repetate rânduri producătorilor faptul că vând prea puține gaze pe piețele centralizate. Aceștia au recunoscut că în 2016 au au reușit să vândă doar 1,5% din producție pe bursă (în condițiile în care le era impus un procent de 30%) deși au listat un volum de gaz de câteva ori mai mare.

Explicația: furnizorii au refuzat să participe. “Ar trebui ca această obligație sa fie impusă și furnizorilor”, a declarat un reprezentant al OMV Petrom membrilor comisiei de industrii a Camerei Deputaților.

Evoluția tranzacțiilor din acest an pare a le da dreptate reprezentanților producătorilor. Se pare că furnizorii nu aveau niciun interes să participe la licitații pe piețele centralizate atât timp cât producătorii erau obligați să furnizeze gazele destinate producătorilor casnici la preț reglementat. Odată puși în fața eliminării acestui preț, furnizori au devenit brusc interesați de licitațiile de pe piețele centralizate.

Așa se face că, după liberalizarea prețului la producători, într-o singură lună, în aprilie, a fost tranzacționată o cantitate de peste 10 milioane de Mwh de gaze, 71,5% din cantitatea tranzacționată în toate cele 12 luni ale anului precedent.

Impunerea obligativității tranzacționării pe piețele centralizate a întregii producții ar avea consecințe importante asupra producătorilor, dar nu numai, ci și operatorului sistemului de transport Transgaz. Pentru că, în absența unor contracte ferme, pe termen lung, cu volume ridicate, cum sunt cele bilaterale, cine și cum va mai rezerva capacități de transport, în condițiile în care nu se cunosc rezultatele licitațiilor? Mai ales dacă în viitor, interconectivitatea cu statele vecine ar fi realizată și producătorii vor putea exporta gaze. Cum ar putea un producător să știe cui va vinde, iar un furnizor de la cine va cumpăra pentru a-și rezerva capacitate de transport?

Amendamentele aprobate de comisia de industrii a Camerei Deputaților modifică substanțial OUG-ul adoptat de Guvernul Cioloș, ceea ce va provoca confuzie în rândul parlamentarilor care urmează să voteze legea de adoptare a OUG în plen. Dacă nu agreează amendamentele lui Iulian Iancu, dar sunt de acord cu prevederile Ordonanței, ei sunt puși în fața unei dileme: fie votează pentru și, implicit, și amendamentele Comisie, fie împotrivă și astfel resping nu numai amendamentele, ci și OUG. Pentru că în plen nu pot fi modificate amendamentele, ci este votat raportul comisiei, adică OUG cu tot cu amendamente.

Probabil că ultima variantă, cea a respingerii legii de adoptare a OUG, este cea preferată de Iancu, nefiind exclus ca parlamentarul social-democrat să fi impus în comisie aceste amendamente pentru ca legea de adoptare a OUG să fie respinsă și astfel înlăturată liberalizarea pieței. Asta dacă nu cumva demersul USR, care a anunțat că va solicita retrimiterea legii la Comisie în vederea refacerii raportului, nu va fi încununat de succes. {jathumbnailoff}

Noul preț de referință la care sunt aplicate cotele procentuale de redevență prevăzute de Legea petrolului, neactualizat din 2008, va fi un preț de referință real, a anunțat Sorin Gal, director în cadrul Agenției Naționale pentru Resurse Minerale (ANRM), la Profit Energy.forum.

Noul preț de referință va fi aplicat începând cu calcularea redevențelor percepute pentru concesiunile din cea de-a 11-a rundă de explorare, care urmează a fi lansată în acest an de ANRM. “În noua formulă a prețului de referință folosim prețul ponderat al pieței interne, aplicăm o putere calorică superioară, ca medie anuală”, a declarat Gal. În plus, dat fiind faptul că. începând cu 2019-2020, odată cu construcția BRUA, exportul de gaze al României se va majora de la 1% la 50% din total producție, noua formulă se va referi și la un un preț legat de export, "un preț mediu pe hub-uri preluat din Platts”.

Directorul ANRM susține că noile proiecte din runda a 11-a și finalizarea rundei a 10-a vor contribui la dublarea actualelor rezerve de gaz ale României, și vor majora considerabil producția, care se situează în prezent la un nivel de 11-12 milioane de metri cubi pe zi.

Numai proiectele offshore, din Marea Neagră, ar putea contribui cu o majorare suplimentară de 6-7 milioane de metri cubi pe zi.

Din 2008, acest preț de referință a fost fixat de ANRM la nivelul de 495 lei/mia de metri cubi, adică 45,71 leiMWh, cât era la acea dată prețul de vânzare al gazelor naturale din producția internă recomandat de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) atât pentru consumatorii casnici, cât și pentru cei industriali. Pentru calculul redevenței datorate, în ecuație intră prețul de referință, cotele procentuale de redevență, stabilite de lege în funcție de nivelul de producție trimestrial al zăcămintelor, și cantitățile de gaze extrase brute.

Între timp, însă, urmare a calendarului de liberalizare convenit cu instituțiile financiare internaționale, prețul reglementat de achiziție al gazelor naturale din producția internă a ajuns la 60 leiMWh pentru consumatorii casnici în 2015, fiind de alfel eliminat cu totul de la 1 aprilie 2017, ca urmare a liberalizării prețului în relația dintre producători și furnizori, și la 89,40 leiMWh pentru cei industriali în 2014, acest segment de piață fiind complet liberalizat de la 1 ianuarie 2015.

În primul trimestru din 2017, pe piețele centralizate de gaze din România, prețul de vânzare al gazelor a variat între 61 și 90 leiMWh, în prețurile unora dintre tranzacții intrând și tarifele de înmagazinare a gazelor. În prezent, prețul spot al gazelor pe bursa olandeză, cea mai importantă din Europa, se cifrează la circa 15 euroMWh. Acum, ANRM ia în calcul modificarea prețului de referință al gazelor utilizat la calculul redevențelor datorate de producători, de la nivelul de 45,71 lei/MWh stabilit în 2008.

Liberalizarea prețului la gaze la producători de la 1 aprilie a provocat reacții, în special din partea politicienilor care au amenințat în repetate rânduri că vor impune obligativitatea tranzacționării gazelor exclusiv pe piețele centralizate în cazul în care cei doi mari producători (OMV Petrom și Romgaz) în cazul în prețul se va majora.

Președintele comisiei, Iulian Iancu, a acuzat deja OMV Petrom că, deși “compania pe care o reprezintă s-a angajat față de Guvern să nu majoreze prețul la gaze naturale timp de un an cu mai mult de 10%”, acest lucru nu s-a întâmplat, iar primele cantități scoase la vânzare au fost la preț mai mare.

Politicienii par a considera că reglementarea tranzacționării gazelor ar trebui să fie similară celei de pe piața energiei electrice, liberalizată deja.

Experții atrag însă atenția că, în pofida similitudinilor existente, cele două piețe au particularitățile lor. “Dacă ne referim la implementarea unei obligații generale de tranzacționare exclusiv pe piețele centralizate, așa cum există deja pentru energie electrică, aceasta va crea cu siguranță dificultăți, în special pentru producători, care de cele mai multe ori trebuie să aibă certitudinea vânzării gazelor la un moment anterior începerii producției, ceea ce implică de obicei încheierea unor contracte bilaterale de vânzare-cumpărare. O interdicție a încheierii acestora ar avea un impact masiv asupra modelului actual, cu afectarea, de exemplu, a posibilității de a finanța anumite proiecte”, susține Alina Stancu Bîrsan, partener al casei de avocatură PeliFilip, specializat în sectorul Energie și Resurse Naturale.

În opinia Alinei Stanciu Bîrsan, cu toate acestea, adaptarea legislației din sectorul energiei electrice la cea a pieței gazelor poate fi făcută în bună măsură, cu atât mai mult cu cât pe piața de energie electrică s-a făcut mult progres în ultimii ani în ceea ce privește platformele de tranzacționare. “Există însă și îmbunătățiri care pot fi aduse, precum și adaptări necesare care țin cont de diferențele inerente între tranzacționarea gazelor și tranzacționarea energiei electrice (inclusiv în ceea ce privește infrastructura prin care se transportă gazele tranzacționate).”, susține partenerul PeliFilip.

Una dintre diferențele cele mai importante de pe piața gazelor comparativ cu cea a energiei electrice este aceea că, condiții de vârf de consum, producția potențială internă (capacitatea de producție) nu poate acoperi cererea potențială.

“Producția internă ar trebui să poată acoperi cererea, mai ales având în vedere limitările de infrastructură (absența unei interconectări reale cu piețele vecine - n.r.). Din această perspectivă este foarte importantă strategia energetică a României mai departe. Cum unele capacități de producție sunt prea «bătrâne» pentru a mai face față cerințelor actuale sau celor de peste câțiva ani, trebuie identificate cele mai bune alternative și modul de susținere a acestora”, afirmă Alina Stancu Bîrsan.

Până la data de 1 aprilie, Executivul stabilea prin hotărâre de guvern un preț al gazului destinat alimentării populației la care producătorii erau obligați să vândă furnizorilor. De la 1 aprilie însă, prețul stabilit prin HG este cel la care furnizorii sunt obligați să factureze gazul populației, indiferent de prețul de achiziție. Diferența dintre prețul efectiv de achiziție (liberalizat), recunoscut de ANRE, și cel stabilit de guvern va reprezenta principalul element al componentei unitare de corecție, care poate fi recalculată trimestrial/semestrial/anual în cursul unui an. Cu alte cuvinte, Guvernul stabilește un preț estimativ de achiziție a gazelor pentru anul X, furnizorul achită un preț liber pentru gazele necesare alimentării propriilor clienți casnici și, în cazul în care acesta este mai mare decât cel stabilit de guvern va subvenționa clienții casnici pentru o perioadă de un an (deși poate fi și o subvenționare trimestrială sau semestrială) , urmând a-și recupera “subvenția” alocată acestora anul următor chiar de la ei.

Prețul gazului achiziționat de furnizori de la producători a fost liberalizat începând de azi, 1 aprilie, consumatorii urmând a fi afectați, chiar dacă nu direct, ci indirect. Prețul gazelor pentru populație va fi în continuare reglementat, însă liberalizarea prețului tranzacțiilor dintre producători/importatori și furnizori va avea un impact și asupra facturii. Ce ar trebui să știe consumatorii

Va crește factura consumatorilor casnici?

Da, însă nu direct, ci indirect. Liberalizarea prețului la gaze vizează deocamdată doar tranzacțiile dintre producători și furnizori, nu și cele dintre furnizori și consumatori casnici, care vor fi în continuare reglementate de Autoritatea Națională pentru Reglementare în domeniul Energiei până în 2021, când urmează a fi și acestea liberalizate total. Calendarul liberalizării prețului la gaze a fost stabilit diferit de cel la electricitate, care conținea procente - x% preț dereglementat, (100 - x )% preț reglementat . În cazul gazului, guvernul a preferat să alcătuiască un calendar cu prețul cu care producătorii ar fi trebuit să vândă gaze furnizorilor (celelalte componente ale prețului, tarifele de distribuție și alte taxe, find ori fixe, ori la rândul lor reglementate).

Cu cât crește factura de la 1 aprilie?

Comitetul de reglementare al Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) a aprobat în ședința de joi prețurile pentru furnizarea reglementată a gazelor naturale pentru cei 38 de furnizori de gaze naturale, creșterea prețurilor plătite de populație fiind în medie cu 2%, de la 1 aprilie. Potrivit președintelui ANRE, Nicolae Havrileț, prețul va fi stabilit anual, urmând ca eventualele diferențe să fie recuperate anul următor.

Cum va evalua prețul plătit de populație pe gaze în perioada următoare?

Ascendent, pare a considera ANRE. Un indiciu ar putea fi reprezentat de calendarul inițial stabilit de autorități. Înainte de a decide liberalizarea prețului la producători, Guvernul aprobase și un calendar de liberalizare (anulat între timp) pentru clienții casnici, prețul pe care furnizorii ar fi trebuit să-l plătească producătorilor pentru gazul facturat consumatorilor casnici finali fiind de 60 lei/ MWh (cât este în prezent) până la 1 iulie 2016, 66 lei/MWh de la 1 iulie 2016, 72 leiMWh de la 1 aprilie 2017. De la 1 aprilie 2017, un MWh ar fi trebuit să coste 78 lei, de la 1 aprilie 2018, 84 lei, iar de la 1 aprilie 2020, 90 lei.

Pe termen lung se poate micșora prețul gazului în urma liberalizării?

Da. Calculele ANRE nu par a lua în calcul faptul că, în cazul în care companiile care dețin perimetre offshore în Marea Neagră decid că proiectele respective sunt fiabile comercial, România s-ar putea transforma într-un exportator net. Cu alte cuvinte, companiile din România ar produce mai mult gaz decât necesarul de consum autohton. Însă decizia de investiție depinde de posibilitatea exportului. Nimeni nu va decide să investească în vederea majorării capacității de producție în absența unei piețe. Dacă respectivele companii ar decide să investească în absența infrastructurii de export (inexistentă în momentul de față) s-ar faulta singure, ar contribui singure la o eventuală prăbușire a prețului propriului produs, prin inundarea pieței cu noi cantități de gaze. Așa se explică că liberalizarea prețurilor la gaze reprezintă o condiție impusă de Comisia Europeană pentru finanțarea proiectului BRUA (Bulgaria- România-Ungaria-Austria) care ar urma să asigure interconectarea dintre piețele gazelor din respectivele state.

Ce se va întâmpla în perioada următoare?

Probabil că, în primă fază, piața va fi puțin transparentă, iar prețurile vor crește. Odată cu realizarea pe OPCOM a unei burse similare cu cea a energiei electrice și a unor instrumente mai complexe de tranzacționare, piața va câștiga în transparență, iar prețurile ar putea avea o evoluție descendentă. Însă aceasta depinde de construirea infrastructurii de transport, a interconectării cu piețele vecine. În absența acestei interconectări, prețul va fi stabilit de cei doi mari producători români, OMV Petrom și Romgaz. Iar pe timpul iernii, de Gazprom, care probabil va fi principalul jucător pe piața pentru ziua următoare (prin companiile furnizoare agreate, cu care are semnate contracte). Gazprom obișnuiește să factureze prețului gazelor în funcție de prețul petrolului. Iar în prezent, petrolul se află încă la un nivel redus. O eventuală creștere a prețului petrolului ar scumpi artificial și gazele. Dacă interconectarea cu piețele gazelor externe, în special cea din Ungaria și Austria ar fi realizată, prețul gazelor pe viitoarea bursă autohtonă ar putea depinde mai mult de prețul de la hub-ul austriac de la Baumgarten decât de prețul petrolului, cum ar dori Gazprom. Clienții casnici ar putea să opteze pentru intrarea pe piața liberă înainte de 2021, putând negocia tarife preferențiale cu oricare din cele peste 150 de firme furnizoare de gaz licențiate. Acesta este un alt motiv pentru o viitoare ieftinire a prețului gazelor (nu și a tarifelor de distribuție, din păcate, care vor fi în continuare subiectul unei negocieri între ANRE și distribuitori).

Impozitul special de 60% pe câștigurile veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării preturilor din sectorul gazelor naturale se va aplica și în cazul gazelor furnizate populației de la 1 aprilie, Ministerul de Finanțe inițiind o Ordonanță de urgență prin care modifică formula de calcul, înlocuind prețul stabilit prin hotărâre de guvern cu noul preț mediu ponderat, realizat pe piața concurențială sau piețele centralizate de gaze naturale, în cazul gazului destinat consumatorilor casnici.

În cazul în care nu ar fi modificat anexa la Ordonanța Guvernului nr 7 din 2013, impozitul de 60% pe câștigurile veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării preturilor din sectorul gazelor naturale nu s-ar fi putut aplica, veniturile la bugetul de stat reducându-se cu aproximativ 800 de milioane de lei.

În 2016 au fost estimate venituri de 872,93 milioane lei din taxarea veniturilor suplimentare obținute de producători ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale, în scădere ușoară, cu sub 1%, față de execuția preliminată pe 2015 (881,04 milioane lei)..

“Pentru a menține impozitarea veniturilor realizate din vânzarea gazelor naturale către consumatorii casnici este necesara stabilirea referinței la prețul realizat pe piețele centralizate/concurențiale”, și nu la vechiul preț stabilit prin HG, susține ministerul de finanțe, în nota de fundamentare a proiectului de Ordonanță de Urgență pentru modificarea anexei la Ordonanța Guvernului nr. 7/2013 privind instituirea impozitului asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale, postat joi pe site-ul ministerului.

“Promovarea acestui act normativ este determinată de necesitatea menținerii încasărilor bugetare din impozitul asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale, pentru vânzările de gaze naturale către consumatorii casnici, ca urmare a eliminării prețului de achiziție din producția internă pentru clienții casnici și pentru producătorii de energie termica, pentru cantitățile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice destinate consumului populației, stabilit prin hotărâre de Guvern”, se precizează în nota de fundamentare.

Ministerul de finanțe a motivat și de ce este necesară adoptarea unei ordonațe de urgență, și nu a unei alte forme de act normativ, susținând că “nepromovarea modificării formulei de calcul pentru determinarea veniturilor suplimentare ar conduce la neimpozitarea volumelor de gaze naturale vândute consumatorilor casnici. (…) Aceste situații aduc atingere interesului public general și constituie un motiv de urgență deosebită și extraordinară a căror reglementare nu poate fi amânată”.

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.

{jathumbnailoff}

Au mai rămas mai puțin de trei săptămâni până la data la care ar trebui eliminate prețurile reglementate la gazele vândute de producători pentru alimentarea consumatorii casnici, potrivit unei ordonanțe de urgență a guvernului Cioloș, aflată în prezent în dezbatere în Parlament. Cu toate acestea, dereglementarea prețului gazelor la producători nu este sigură, mai mulți parlamentari, dar mai ales principalii distribuitori și furnizori de gaze, opunându-se liberalizării.

De fapt, singurii care par a susține din toate puterile dereglementarea prețului gazelor sunt OPCOM, care ar putea beneficia de o majorare a volumului de gaze tranzacționate pe bursa pe care o administrează, și, cel puțin la nivel declarativ, Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), care susține că ar fi trebuit liberalizată piața încă de anul trecut.

În schimb, cealaltă tabără, care se opune liberalizării, cel puțin în forma actuală, este condusă de cei doi mari distribuitori (Delgaz Grid - fostul GDF Suez Energy și Engie - fostul E.On Energie) și companiile furnizoare surori, care susțin că au în vedere interesul consumatorului român, care ar suferi de pe urma liberalizării.

Distribuitorii susțin că prețul gazelor se va majora cu 40 de lei iarna viitoare

În opinia lor, dereglementarea va conduce, într-o primă fază, la o creștere a costului de achiziție a gazelor de la actualul nivel de 60 de lei/MWh la nivelul costului de achiziţie pentru piaţa liberă, care se situează în prezent între 72-80 lei/MWh. “În ceea ce priveşte perspectivele pentru sezonul rece 2017-2018, prognozele privind preţul de import al gazelor naturale – care (în absenţa unui preţ corect al gazului din producţia internă, rezultat al cererii şi ofertei într-o piaţă lichidă şi funcţională) va rămâne singurul preţ de referinţă pe piaţa gazelor naturale – indică pentru sfârşitul anului o creştere extrem de importantă a costului gazului natural ca marfă (aproximativ 100 lei/MWh în trimestrul 3 şi 104 lei/MWh în trimestrul 4).”, susține Federația Asociațiilor Companiilor de Utilități din Energie (ACUE) , din care fac parte cei mai importanți distribuitori din România (Delgaz Grid, fostă E.ON Energie, și Engie, fostă GDF Suez Energy Romania).

ANRE: majorare de doar 5-6%

Calculele ACUE sunt contrazise de președintele ANRE, Niculae Havrileț: "În previziunea noastră, având în vedere evoluția prețurilor internaționale care sunt la același nivel sau foarte apropiat de nivelul prețului din producția internă, considerăm o creștere de câțiva lei pe MWh, ceea ce ar însemna o creștere între 5 și 6% pe mia de metri cubi. ANRE a stabilit o metodologie astfel încât prețurile pentru achiziția gazelor pentru populație să se facă pentru un an de zile, pentru o perioadă de iarnă, respectiv octombrie - aprilie. Asta înseamnă că furnizorii care sunt atașați acestei pieței vor cumpăra gaze la prețul de acum pentru un an întreg”.

ACUE ar putea avea dreptate, însă chiar și așa o majorare maximală de 40 de lei a prețului gazului, ar echivala cu un impact de 20% asupra consumatorului final, prețul gazului reprezentând doar 50% din aceasta, restul fiind tarife de distribuție și alte taxe. Un impact mai realist, de doar 20 de lei pe MWh, ar echivala cu o scumpire a gazului la consumatorul final cu 10%. Asta dacă nu cumva, distribuitorii vor și ei majorări de tarif considerabile. Aceasta este miza actualelor neînțelegeri, de fapt, cine să beneficieze de majorările de prețuri la gaz, distribuitorii, pe o piață reglementată de ANRE, sau producătorii, pe o piață dacă nu liberă, măcar dereglementată de ANRE.

Prețul gazelor dereglementat, cel al tarifelor de distribuție stabilit de ANRE

În plus, companiile mamă ale distribuitorilor mai au un motiv pentru care să se opună liberalizării, cel al posibilității pierderii clienților casnici în favoarea altor distribuitori. Chiar dacă rămâne valabil calendarul de dereglementare până în 2021, în condițiile în care prețul “reglementat” se apropie de cel al pieței libere (procentul componentei reglementate va scădea în defavoarea celui al componentei libere), tot mai mulți clienți casnici vor solicita oferte de la furnizorii concurenți sau renegocieri de tarife. Indiferent ce soluție vor alege, cei doi mari furnizori de pe piață, care formează practic un oligopol, GDF Suez Energy (interfața de furnizare a Delgaz Grid) și E.ON Anergie România ( compania soră furnizoare a Engie), care dețineau în 2015 o cotă de piață de 46,2%, respectiv 43,3% vor avea de suferit: fie vor pierde clienți, fie vor pierde venituri, prin renegocierea contractelor. Iar cota de pe piața furnizării de gaze este “cadoul” făcut de statul româ la privatizare, pentru compensarea faptului că ANRE în continuare reglementează tarifele de distribuție, pe care le consideră un monopol concesionat celor doi distribuitori. Probabil că de-aici și nemulțumirea acestora: nu puteți liberaliza prețul gazelor pentru un oligopol, cel al producătorilor, și să noi (distribuitorii) să rămânem cu tarife reglementate!

Producătorii susțin, cu jumătate de gură, liberalizarea

De cealaltă parte a baricadei ar trebui să se situeze celălalt oligopol, reprezentat de OMV Petrom și Romgaz, căruia i se poate alătura în lunile de iarnă, Gazprom (prin WIEE România). Însă aceștia par a susține liberalizarea cu jumătate de gură și se opun de exemplu, tranzacționării în totalitate a gazului pe bursa OPCOM. Argumentația lor: o asemenea reglementare ar încălca legile concurentei și liberei circulații. Producătorii dau totodată vina pe furnizori pentru că nu vor să cumpere gazul pe care ei îl listează pe OPCOM. Ei susțin că în 2016 au au reușit să vândă doar 1,5% din producție pe bursă (în condițiile în care le era impus un procent de 30%) deși au listat un volum de gaz de câteva ori mai mare pentru că furnizorii au refuzat însă să participe. “Ar trebui ca aceasta obligație sa fie impusă și furnizorilor”, a declarat un reprezentant al OMV Petrom membrilor comisiei de industrii a Camerei Deputaților. Un alt motiv pentru care OMV Petrom ar putea să nu fie încântat pe de-a-ntregul de liberalizarea prețului al gaze este acela că utilizează o parte a gazului produs la propria Centrală electrică de la Brazi.

În plus, producătorii români mai au două probleme. Imposibilitatea fizică a exportului de gaze creează o presiune a importurilor asupra prețurilor de pe piața internă, care se simte și în prezent și se va simți și în eventualitatea liberalizării. De asemenea, impozitul de 60% pe câștigurile din liberalizarea gazelor aplicat unui prag de 72 de lei/MWh pe gazul produs intern reprezintă un dezavantaj competitiv raportat la gazul importat.

Transgaz se declară neutru, deși este ar trebui să fie direct interesat, mai ales dacă se confirmă posibilitatea tăierii de către Comisia Europeană a fondurilor de 180 de milioane de euro pentru construcția Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA), gazoduct care va facilita accesul la gazele care vor sosi în Grecia din regiunea caspică prin conducta Trans-Adriatică (TAP).

Politicienii, dar și marii distribuitori, mai au un motiv pentru care se opun acestei liberalizări: acesta ar echivala cu “închiderea” CET-urilor și al distribuitorului Elcen, care nu numai că beneficiază de un preț reglementat, de 60 de lei, ca și populația, dar mai produce și energie electrică la acest preț, pe care o vinde pe OPCOM.

De altfel, primul calendar de liberalizare a prețurilor la gaze plătite de consumatorii finali avea o anexă cu condiționalități: ANRE trebuia să elaboreze un studiu de suportabilitate a prețurilor, iar ministerul de finanțe și cel al muncii să stabilească regimul consumatorilor vulnerabili. După amânarea acestui calendar pe motiv că nu s-au efectuat studiile respective, în momentul adoptării celui de-al doilea calendar s-a renunțat la cele două condiționalități. {jathumbnailoff}

OMV Petrom, cel mai important producător de hidrocarburi din România, și-a redus în cel de-a patrulea trimestru al anului trecut producția de gaze cu 4 mii barili echivalent petrol pe zi (4,1%) și pe cea de petrol cu 3 mii barili pe zi (3,7%) comparativ cu perioada similară a anului precedent.

Per total, producția de hidrocarburi a OMV Petrom a scăzut în ultimul trimestru al anului trecut cu 3,4% (sau 6 milioane barili echivalent petrol pe zi) comparativ cu perioada similară a anului precedent.

Potrivit unui raport destinat investitorilor elaborat de principalul acționar al companiei românești, OMV, scăderea producției din România a fost compensată de majorarea producției din celelalte zone în care grupul activează, ceea ce a făcut ca producția totală a OMV să se majoreze de la 309 milioane barili echivalent petrol pe zi la 315 milioane barili echivalent petrol pe zi.

Producția de gaze s-a diminuat de la 96 mii barili echivalent petrol pe zi în ultimul trimestru al anului 2015 la 92 mii barili echivalent petrol în perioada similară a anului trecut. Producția de gaze a OMV Petrom pe ultimul trimestru al anului a scăzut și comparativ cu producția din trimestrul a treilea al anului trecut, când a fost înregistrat un nivel de 95 mii de barili echivalent petrol pe zi.

OMV Petrom și-a redus și producția de petrol, cu 3 mii barili pe zi față de cea înregistrată în trimestrul al patrulea al anului precedent și cu o mie de barili pe zi față de cea din trimestrul al treilea.

Producție în scădere, vânzări în creștere

În pofida scăderii a producției, OMV Petrom și-a majorat vânzările de gaze către terți cu 16%, de la 10,7 Twh în ultimul trimestru al anului 2015 la 12,41 Twh în perioada similară a anului trecut.

Comparativ cu vânzările înregistrate în trimestrul al treilea către terți, creșterea vânzărilor este și mai ridicată, de 39,59%. Dacă în trimestrul al treilea al anului trecut OMV Petrom vindea 8,89 Twh echivalent gaze în trimestrul final al anului vânzările au ajuns la 12,41 Twh.

Ca urmare a majorării vânzărilor către terți, OMV Petrom a utilizat mai puține gaze pentru producția de energie electrică, producție care a scăzut de la 1,13 Twh în ultimul trimestru al anului 2015 la 0,82 Twh în perioada similară a anului trecut. Cu toate acestea, cantitatea de electricitate produsă este dublă celei aferente trimestrului întâi al anului 2016, când OMV Petrom producea 0,42 Twh.

În ceea ce privește vânzările de produse rafinate, acestea s-au redus cu 70 mii tone (de la 1,34 milioane tone la 1,27 milioane tone) raportat la perioada similară a anului precedent și cu 120 mii tone raportat la cel de-al treilea trimestru al anului trecut.

OMV Petrom și-a redus vânzările de produse rafinate din petrol cu 70 mii tone (de la 1,34 milioane tone la 1,27 milioane tone) raportat la perioada similară a anului precedent.

Reducerea este și mai semnificativă raportată la cel de-al treilea trimestru al anului trecut, de 120 mii tone, efect sezonier în cea mai mare parte.

Rafinăria de la Petrobrazi, operată de OMV Petrom, și-a redus la rândul său marja de rafinare de la 7,75 dolari pe baril în trimestru al patrulea din 2015 la 7,14 dolari pe baril în ultimul trimestru al anului trecut.

Cu toate acestea, marja de rafinare a Petrobrazi se situează peste cea a mediei marjelor de rafinare a rafinăriilor operate de principalul acționar al companiei românești, OMV, care au înregistrat în ultimul trimestru al anului trecut marje de Comparativ cu trimestru al treilea din 2016, marja de rafinare a OMV Petrom s-a majorat cu 1,18 dolari pe baril, de la 596 dolari pe baril la 7,14 dolari pe baril.

După ce în trimestrul al doilea al anului trecut, Petrobrazi a înregistrat o rată de utilizare de doar 68%, ca urmare a intrării în revizie tehnică, în ultimul trimestru al anului aceasta a ajuns la 96%, cu 4 puncte procentuale peste rata de utilizare din perioada similară a anului 2015 și cu un punct procentual sub cea înregistrată în trimestru al treilea.

Vânzări de gaze în creștere

OMV Petrom și-a majorat, însă, vânzările de gaze către terți cu 16%, de la 10,7 Twh în ultimul trimestru al anului 2015 la 12,41 Twh în perioada similară a anului trecut.

Comparativ cu vânzările înregistrate în trimestrul al treilea către terți, creșterea vânzărilor este și mai ridicată, de 39,59%. Dacă în trimestrul al treilea al anului trecut OMV Petrom vindea 8,89 Twh echivalent gaze în trimestrul final al anului vânzările au ajuns la 12,41 Twh.

Ca urmare a majorării vânzărilor către terți, OMV Petrom a utilizat mai puține gaze pentru producția de energie electrică, producție care a scăzut de la 1,13 Twh în ultimul trimestru al anului 2015 la 0,82 Twh în perioada similară a anului trecut. Cu toate acestea, cantitatea de electricitate produsă este dublă celei aferente trimestrului întâi al anului 2016, când OMV Petrom producea 0,42 Twh.

 OMV Petrom și-a majorat în trimestrul al doilea producția de hidrocarburi cu 2.000 de barili pe zi față de cea din trimestrul 1 al acestui an, însă aceasta se situează cu 4.000 de barili pe zi sub cea din perioada similară a anului trecut.

Producția OMV Petrom a crescut cu 2.000 de barili pe zi, comparativ cu primul trimestru al aceluiași an, de la 175.000 la 177.000 de barili echivalent petrol pe zi.

Comparativ cu cel de-al doilea trimestru al anului trecut, producția de hidrocarburi a OMV Petrom a scăzut cu 4.000 de barili echivalent petrol pe zi, de la 181.000 la 177.000 barili echivalent petrol pe zi.

Majorarea producției din România este responsabilă pentru jumătate din majorarea cu 1% a producției OMV din cel de-al doilea trimestru al anului, de la 312 mii de barili echivalent petrol în primul trimestru la 316 barili echivalent petrol în cel de-al doilea trimestru. Față de trimestrul similar al anului trecut, în pofida scăderii cu 4.000 de barili a producției din România, grupul OMV și-a majorat producția de hidrocarburi cu 9.000 de barili echivalent petrol pe zi. OMV susține că acest lucru s-a întâmplat ca urmare a intensificării activității din Norvegia, în special a zăcămintelor Edwarg Grieg și Gullfaks.

Într-un comunicat adresat investitorilor, OMV susține că prețul mai mare al petrolului și reducerea costurilor de producție au avut un efect pozitiv asupra rezultatelor financiare ale grupului în trimestrul al doilea.

Marja de rafinare a OMV a scăzut, în schimb, de la 5,08 dolari pe baril în primul trimestru la 4,67 dolari pe baril în cel de-al doilea trimestru ca urmare a majorării prețului mediu al petrolului Urals de la 32,29 la 43,21 dolari pe baril.

Intrarea în revizie a rafinăriei Petrobrazi, operată de OMV Petrom, dar și a instalațiilor de prelucrare a petrolului din Austria, au condus la reducerea ratei de utilizare a rafinăriilor OMV de la 90% în trimestrul întâi la 72% în trimestrul al doilea.

România va putea importa, dacă va mai avea nevoie, gaze direct de la o companie deținută în proporție de 100% de Gazprom, Wintershall Erdgas Handelshaus Zug (WIEE), și nu prin intermediari, în urma finalizării tranzacției dintre gigantul german BASF și cel rus, prin care s-a efectuat un schimb de active între cele două companii.

Compania germană BASF a încheiat miercuri, prin intermediul subsidiarei Wintershall, schimbul de active convenit la la finalul anului 2013 cu Gazprom, în urma căruia Wintershall a obținut o participație de 25,01% într-un proiect de exploatare petrolieră din Rusia siberiană, Uregoi.

În schimbul participației la dezvoltarea perimetrelor IV și V Achimov de la zăcământul Urengoi din Rusia, Wintershall a transferat către Gazprom activitățile de stocare și tranzacții de gaze naturale administrate în comun cu grupul rus, inclusiv pachetele de 50% din acțiunile deținute la companiile WINGAS, WIEH (Wintershall Erdgas Handelshaus Berlin) și WIEE (Wintershall Erdgas Handelshaus Zug), precum și participația la compania Astora, care administrează mai multe depozite de gaze din localitățile germane Rehden și Jemgum, se arată într-un comunicat al Wintershall.

"Împreună, aceste operațiuni au contribuit cu circa 12,2 miliarde de euro la vânzările BASF din anul 2014 și cu aproximativ 260 milioane la EBITDA (profitul înainte de deducerea dobânzilor, taxelor, deprecierilor și amortizărilor) grupului", se arată în comunicat, citat de Profit.ro.

În primul semestru al anului, operațiunile transferate către Gazprom au avut un aport de 7,2 miliarde de euro la vânzările grupului și de 240 milioane la profitul EBITDA.

OMV vrea un schimb de active cu Gazprom, similar cu cel al BASF

Tot o participațiune la proiectul Uregoi țintește și OMV, principalul acționar al OMV Petrom, care recent a anunțat că a semnat un acord cu detalii confidențiale similar celui parafat cu BASF în urmă cu 2 ani, prin care cele două părți au convenit asupra principiilor și termenilor negocierilor exclusive privind participarea OMV la dezvoltarea a 2 proiecte (Perimetrele IV și V ale zăcământului Achimov - Urengoi).

Intenția OMV nu este surprinzătoare, noul său CEO fiind fostul șef al Wintershall, Rainer Seele, artizanul schimbului de active al BASF cu Gazprom.

Potrivit publicației austriece Kurier, citate de Profit.ro, OMV le-ar putea ceda rușilor de la Gazprom și o parte din rafinăria Schwechat, de lângă Viena, în schimbul participării în proiectul din Siberia. Rafinăria Schwechat este una dintre cele mai mari și mai complexe din Europa, acoperind circa jumătate din necesarul de produse petroliere al Austriei.

România putea importa gaze direct de la Gazprom

Cu alte cuvinte, începând din acest an, România, prin Romgaz, E.ON și GDF Suez, ar fi putut importa gaze direct de la Gazprom, fără a apela la intermediari. Doar Romgaz va importa gaze prin intermediul Imex Oil, deținută de Conef, firmă controlată de Vimerco, acționarul majoritar al producătorului de aluminiu Alro Slatina, și care face parte din imperiul mogulului rus Vitali Matsitski.

Celălalt fost intermediar, Wintershall Erdgas Handelshaus ZUG. AG, Elveția (WIEE) prin intermediul căruia se importă majoritatea gazelor în România atât de către Romgaz, cât de către ceilalți doi importatori, E.ON și GDF Suez, a devenit din această săptămână de facto proprietatea 100% a Gazprom.

România nu putea exporta gaz prin conductele Isaccea-Negru Vodă

Potrivit Energy Report, atât Wintershall, cât și Imex Oil, aduc gazul Gazprom în România prin conductele Isaccea-Negru Vodă. Deși teoretic, România ar fi putut exporta gaze către sudul Europei, practic, nu putea, pentru că cele trei conducte ce tranzitează Dobrogea, pe ruta Isaccea - Negru Vodă, au capacitatea rezervată pe ani înainte de companii deținute de state străine.

Situația s-ar putea schimba, în urma anunțului făcut de Ministerul de externe, potrivit căruia acordul internațional extrem de important între România și Federația Rusă cu privire la importul în și tranzitul prin România al gazelor naturale rusești va ieși din vigoare la finalul acestui an, iar un altul, similar, va expira la 31 decembrie 2016.

România nu pare dispusă să prelungească monopolul de transport acordat Gazprom în Dobrogea

Potrivit unui ordin recent al Ministerului Afacerilor Externe, la 31 decembrie 2015 va ieși din vigoare Convenția dintre Guvernul României și Guvernul Federației Ruse privind extinderea capacităților conductelor de tranzit gaze pe teritoriul României pentru creșterea livrărilor de gaze naturale din Federația Rusă în terțe țări și în România.

Potrivit Profit.ro, convenția a fost semnată la Moscova la 25 octombrie 1996 și aprobată prin HG 1.369/1996, când premier era Nicolae Văcăroiu. Ulterior, convenția a fost amendată prin HG 656/2001, semnată de premierul de atunci, Adrian Năstase.

În plus, la finalul anului viitor, va ieși din vigoare Convenția dintre Guvernul Republicii Socialiste România și Guvernul Uniunii Republicilor Sovietice Socialiste privind tranzitul prin teritoriul Republicii Socialiste România al gazelor naturale din URSS către Turcia, Grecia și alte țări, semnată la Moscova la 29 decembrie 1986 și aprobată prin Hotărârea Consiliului de Miniștri nr. 25 din 24 februarie 1987. 

"(...) părțile au îndeplinit procedurile legale necesare privind ieșirea din vigoare a tratatelor internaționale enumerate mai jos", se precizează în preambulul ordinului emis de Ministerul Afacerilor Externe, semnat de secretarul de stat George Ciamba.

Avem putere mare de renegociere când nu ne mai trebuie gaze rusești

Între timp, însă, ca urmare a reducerii ample a consumului de gaze al României, cauzat în primul rând de dezindustrializare, amplificată și de criza economică, importurile de gaze din Rusia s-au redus masiv. Totodată, s-au diminuat semnificativ prețurile de import, atât ca urmare a scăderii cererii, cât și a prăbușirii cotațiilor mondiale la țiței, contractele pe termen lung ale Gazprom prevăzând, de cele mai multe ori, indexarea prețului gazelor la cel al petrolului, cu un decalaj de câteva luni.

Potrivit ANRE, iarna aceasta, România își va asigura din import doar 3% din necesarul de gaze. Iarna trecută, importurile au reprezentat circa 4% din consum. Scăderi masive față de anii anteriori, cum ar fi 2013, când importurile de la Gazprom au depășit 12% din consum. De anul viitor am putea renunța cu totul la importuri, întrucât producția internă ar putea fi capabilă să asigure integral consumul.

Și prețul importurile de gaze rusești a scăzut corespunzător. Astfel, în februarie 2015, gazele de import costau, în medie, 372 dolari/mia de metri cubi, în scădere cu aproape 10% față de prețul din februarie 2013.

Ucraina a ajuns la un acord cu Rusia, prin care își asigură volumul necesar de gaze pentru această iarnă și evită posibilitatea apariției unor eventuale probleme în alimentarea cu gaze rusești ai Europei.

Termenii noii înțelegeri au fost conveniți în cadrul unei întâlniri de cinci ore, desfășurată la Bruxelles, la care, pe lângă reprezentanții CE, Ucrainei și Rusiei, au participat și conducerile celor două companii implicate, Gazprom și Naftogaz. Chiar dacă acordul nu a fost încă semnat, noua înțelegere stabilește un preț de 227 dolari pe mia de metri cubi( potrivit Bloomberg, 232 de dolari pe mia de metri cubi, potrivit DPA), considerabil mai mic decât de cel plătit până în prezent, de 252 dolari și apropiat de prețul plătit de Polonia.

În plus, Ucraina s-a angajat să-și majoreze încă de luna viitoare rezervele de gaz cu 2 miliarde de metri cubi. Potrivit autorităților, pe 23 septembrie, în depozitele ucrainene erau depozitate 15,4 metri cubi, cantitate insuficientă, susține Gazprom, care estimează necesarul pentru a nu afecta consumul intern în perioada decembrie-martie și tranzitul către celelalte state europene la 19 miliarde.

Guvernul de la Kiev a anunțat că a alocat deja 500 milioane de dolari către monopolul de stat Naftogaz în vederea reluării importurilor de gaze di Rusia și a stocării lor.

Comisia Europeană s-a angajat, la rândul său, să asiste financiar achiziționarea de gaze rusești de către Ucraina, prin intermediul “instituțiilor financiare europene și internaționale”.

Concesii importante făcute de Gazprom și de guvernul rus

Gigantul rus Gazprom a făcut și el concesii, renunțând la termenii extrem de duri impuși în acordul din 2009 celor de Naftogaz, care erau obligați să achite un anumit volum de gaze naturale, indiferent dacă acesta era sau nu importat în mod real.

Potrivit Sputnik, concesiile părții ruse au fost mult mai generoase decât de obicei, guvernul de la Moscova angajându-se să analizeze oportunitatea acordării de discout-uri Ucrainei la fiecare trei luni.

În luna iulie, Rusia a stopat tranzitul de gaze către Ucraina, după ce negocierile dintre cele două state au eșuat.

Dacă ministrul energiei ruse, Alexander Novak, s-a limitat la a spune că negocierile încheiate vineri noapte au fost dure, omologul său ucrainean, Vladimir Demchyshyn, s-a declarat mulțumit de noii termeni contractuali. Potrivit ministrului ucrainean “condițiile comerciale sunt acceptabile pentru partea ucraineană” chiar dacă mai rămâne a fi stabilite “procedurile adiționale” pentru ca acordul să fie semnat.

Volatilitatea de pe piața internațională a petrolului, care a atins săptămâna trecută minimul ultimilor șapte ani, se pare că a mai făcut o victimă: controversata lege a redevențelor, amânată deja în repetate rânduri în ultimii ani. Pe lista priorităților guvernului pentru a doua sesiune legislativă din 2015, aceasta nu apare, fiind înlocuită de un nou proiect de Lege privind instituirea unui impozit pe profitul obținut din exploatarea gazelor naturale numai, nu și a petrolului, cu un termen de finalizare a procedurii legislative propus pentru noiembrie 2015. Inițiator: Ministerul Finanțelor.

Potrivit unor surse din piața, în urma unor simulări efectuate cu o echipă a Fondului Monetar Internațional (FMI) la mijlocul lunii iunie, guvernul a realizat că introducerea noului sistem de redevențe, dublat de eliminarea impozitelor “temporar” introduse în prima lună de mandat a guvernului Ponta (taxa pe stâlp, impozitarea cu 0,5% a veniturilor din exploatarea resurselor, și supraimpozitarea veniturilor suplimentare din liberalizarea gazelor naturale), ar fi cauzat o importantă gaură la buget, ca urmare a profitului inexistent la nivelul activităților de upstream ale companiilor, petroliere în special.

Anii precedenți, guvernul a încasat din impozitele suplimentar “temporar” introduse în sectorul energetic o sumă similară cu cea provenită din redevențe, acestea echivalând cu o dublare practic al nivelului redevențelor.

Surse guvernamentale susțin însă că pe lista cu prioritățile legislative ale guvernului, publicată în urmă cu câteva zile, pe 31 august, a fost preluată o variantă "mai veche" de lucru și că noul proiect de lege nu se va referi numai la sectorul de exploatare al gazelor naturale. Totuși, atât timp cât oficialii au anunțat că cel puțin "taxa pe stâlp" rămâne în vigoare până în 2017, este puțin probabil ca noul impozit de profitul obținut din exploatarea gazelor și a altor resurse pe care guvernul le "agreează" să intre în vigoare mai devreme de această dată. 

Probabil că este o simplă coincidență, însă chiar miercuri, premierul Ponta și președintele Iohannis au avut programate întâlniri cu reprezentanții OMV Petrom și ExxonMobil, care, potrivit președinției au solicitat stabilitate legislativă. Cele două companii trebuie să ia cel târziu în 2017 decizia finală de investire cu privire la proiectul de exploatare de gaze naturale de mare adâncime din apele teritoriale romanești ale Mării Negre.

Cum ar fi trebui să arate noile redevențe

Industria de extracție a petrolului și a gazelor naturale ar fi trebuit să beneficieze începând cu anul viitor de un nou regim fiscal, care urma să combine actualul sistem de redevențe aplicat venitului cu un nou sistem de impozitare suplimentară a profitului (rezultat numai din activitatea de extracție - upstream), dublat de acordarea unui sistem mai larg de deductibilități companiilor din domeniu. În ceea ce privește segmentul offshore, acesta ar fi trebuit să beneficieze de un nivel mai redus de impozitare decât activitățile de pe uscat dat fiind nivelul ridicat al investițiilor și gradul de risc al acestora, dar și perioada îndelungată după care acestea se amortizează.

În luna mai, fostul secretar de stat al ministerului finanțelor, Dan Manolescu, susținea, potrivit Energy Report, că actualele impozite impuse temporar industriei upstream, precum celebra taxă pe stâlp și impozitul pe exploatare resurselor naturale, vor fi eliminate odată cu adoptarea noului regim fiscal. Iar reprezentanții partidelor au anunțat săptămâna trecută că, cel puțin în ceea ce privește taxa pe stâlp, aceasta va rămâne în vigoare anul viitor.

La jumătatea lunii iunie, potrivit unor surse guvernamentale, au fost efectuate simulări privind impactul noului regim fiscal asupra veniturilor bugetare și industriei, simulări realizate cu o echipă a Fondului Monetar Internațional (FMI). Se pare însă că simulările au dat rezultate negative, în condițiile în care prețul de 50 de dolari pe barilul de petrol Brent anulează practic orice profit al segmentului de upstream, baza de impozitare la care ar fi trebuit aplicat noul impozit.

“Redevențe” noi numai pentru exploatarea gazelor naturale

Noul proiect de lege privind instituirea unui impozit pe profitul obținut din exploatarea gazelor naturale reprezintă probabil varianta noilor redevențe, aplicată însă numai gazelor, care nu sunt atât de afectate de evoluția prețului internațional al petrolului. În ultimul timp, la nivel internațional s-a renunțat la practica legării prețului gazelor de cel al petrolului, Gazprom fiind ultima companie care factura după această formulă. În 2013 și 2014 însă, și Gazprom a renunțat la acest sistem, noile contracte semnat cu partenerii săi europeni conținând formule legate mai mult de prețul spot al gazului natural pe piețele europene.

Cu alte cuvinte, guvernul intenționează să introducă noul sistem de redevențe doar în sectorul de exploatare a gazelor naturale, amânând introducerea sa în sectorul de exploatare a petrolului.

Impozitul de 0,5% pe veniturile din exploatarea resurselor naturale va rămâne probil în vigoare

Rămâne de văzut ce se va întâmpla cu impozitul de 0,5% pe exploatarea resurselor naturale, care se aplică asupra veniturilor rezultate din extracția petrolului brut, cărbunelui, uraniului, minereurilor feroase și neferoase, precum și din exploatarea forestieră, însă nu și gazelor naturale. Foarte probabil, fiind aplicat venitului, și nu profitului din upstream, acesta va rămâne în vigoare în continuare, de pe urma aplicării sale, statul având de câștigat.

Impozitul asupra veniturilor suplimentare din liberalizarea gazelor - majorat

În ceea ce privește impozitul asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale, acesta nu numai că nu va fi eliminat, ci se va  aplica pană în 2021, adică pană la finalizarea calendarului de liberalizare a prețurilor. Și va fi probabil majorat. Modificarea acestuia se află pe lista de prioritățile legislative a guvernului pentru a doua jumătate a anului, un proiect în acest sens fiind retrimis de plenul Camerei Deputaților către comisia de specialitate la cererea liderului grupului PSD, pe motiv că “a fost instituită o nouă formulă de calcul fără ca operatorii din domeniu să fie consultați”. Reprezentanții PNL au votat împotrivă susținând că “în cadrul dezbaterilor din Comisia pentru industrii și servicii a fost adoptată forma care a fost trimisă în plen a raportului în deplină cunoștință de cauză, nu au existat obiecții în cadrul comisiei din partea ministerului de resort. Domnul secretar de stat Albulescu a fost prezent la comisie în cadrul dezbaterilor și, nu în ultimul rând, aș vrea să amintesc faptul că formula de calcul, care știu că este mărul discordiei în acest raport, aduce bugetului de stat un venit estimat suplimentar de 150 de milioane de euro anual. Dacă considerăm, dacă Guvernul sau cine dorește să modifice această formulă de calcul consideră că acești 150 de milioane de euro suplimentari în bugetul de stat nu sunt necesari, atunci puteți modifica raportul și puteți spune ce formulă de calcul doriți. Noi am considerat, ca buni români, că există posibilitatea și financiară și legală ca acești bani să ajungă în vistieria statului.”

Costuri de administrare mai ridicate

Noul regim fiscal aplicat industriei gaze va fi însă unul destul de dificil de administrat, ca urmare a faptului că va trebui ca activitatea companiilor din sectorul upstream să fie separată de celelalte activități, pentru a putea determina profitul aferent numai acestei ramuri. Guvernanții intenționau ca noul impozit suplimentar (pe lângă cel de 16% plătit de toate companiile autohtone) să fie aplicat și profitului obținut din exploatarea zăcămintelor existente. Cu alte cuvinte, ar fi exista un tratament diferit aplicat acestora. Pentru un zăcământ în care o companie a investit în trecut și care acum se află în producție s-ar fi plătit impozite pe profitul suplimentar, fără ca la momentul respectiv să fi fost acordate deductibilități, în timp ce un zăcământ similar, a cărui explorare începe în prezent, ar fi beneficiat de deductibilități. Conștienți că ar fi putut fi dați în judecată pentru încălcare termenelor contractuale, guvernanții se pare că ar fi decis ca noul impozit pe profit să fie aplicat numai contractelor noi de exploatare a zăcămintelor.

Guvernanții ar fi vrut o cotă suplimentară de 16%

Potrivit unor surse guvernamentale, autoritățile ar fi luat în calcul inițial impunerea unei cote suplimentare de 16% aplicată profitului însă s-au răzgândit în urma evoluțiilor de pe piața internațională a petrolului.

Fostul secretarul de stat Dan Manolescu a explicat în luna mai și motivele pentru care este extrem de dificil să impui o cotă suplimentară mare activității de upstream. Potrivit acestuia, la un preț al petrolului de 100 de dolari pe baril (cât era în prima parte a anului trecut) și la costuri de producție de 40 de dolari pe baril, o “redevență” care ar majora componenta percepută de stat la 30 de dolari pe baril, ar lăsa la dispoziția companiei 30 de dolari pe baril. La noile prețuri de pe piața internațională înregistrate la începutul acestui an, de 50 de dolari pe baril, la un cost de producție de 40 de dolari pe baril, aceeași “redevență” de 30 de dolari pe baril ar face ca respectivele companii să-și asume pierderi de 20 de dolari pentru fiecare baril produs. Companii care evident vor prefera să nu mai producă, să nu mai investească, decât să producă în pierdere.

Tratament fiscal diferit aplicat exploatărilor neconvenționale

Președintele Agenției Naționale pentru Resurse Minerale, Gheorghe Duțu, a anunțat încă din primăvară că viitoarele impozite pe profit vor fi diferențiate în funcție de gradul de dificultate al exploatării.

“La exploatările offshore au acces doar cei cu tehnologii avansate și cu putere financiară, pentru foraje care ajung la peste 3.000 de metri, care presupun costuri foarte mari. Vom introduce în proiectul de act normativ și mecanismele care să facă diferențiere între zonele clasice și cele grele din punct de vedere al adâncimii, fie că sunt onshore sau offshore. Sperăm să fie un mecanism mai bun decât cel actual și să genereze venituri suplimentare la stat, dar să răspundă și unui criteriu de atractivitate”, a explicat Duțu.

De altfel, unul dintre motivele pentru care guvernul a decis să introducă “noua redevență” numai în sectorul gazelor naturale este aceea că în 2016 sau 2017 Exxon și OMV Petrom ar trebui să ia o decizie finală în ceea ce privește oportunitatea explorării de hidrocarburi în Marea Neagră, decizie ce nu poate fi luată în absența unui cadru fiscal pe termen lung.

Articol preluat de pe profit.ro

Ucraina va beneficia în continuare de un discount de 40 de dolari pe baril din partea Gazprom, în trimestrul al treilea acesta urmând a se micșora însă de la actualul nivel de 100 de dolari la 40 de dolari pe mia de metri cubi de gaz.

Calculele cost-beneficiu efectuate cu privire la construcția unui gazoduct prin Turcia, menit a ocoli ruta de transport ucraineană au atenuat tratamentul dur aplicat până în prezent Kiev-ului de către autoritățile de la Moscova.

În cadrul trilateralei Rusia-Ucraina-UE, care urmează să debuteze astăzi la Viena, Rusia pare dispusă la concesii.

“În pofida tuturor dificultăților din cadrul relațiilor noastre cu Ucraina din prezent, va trebui să facem niște concesii rezonabile”, le-a explicat luni, potrivit Euractiv, premierul rus Dimitry Medvedev ministrului energiei Alexander Novak și șefului Gazprom Alexei Miller.

Potrivit Gazprom, Ucraina ar fi trebuit să plătească în trimestrul al treilea 287 de dolari pe mia de metri cubi, dacă nu s-ar fi aplicat niciun discount. Pe troimestrul al doilea, Ucraina plătește 247 de dolari pe mia de metri cubi, incluzând un discount de 100 de dolari. Cu alte cuvinte, dacă se va aplica discount-ul de 40 de dolari promis de autoritățile de la Moscova, ucraineni vor plăti și în trimestrul al treilea 247 de dolari pe mia de metri cubi de gaz.

“Ne mândrim cu reputația noastră de furnizor stabil de gaze. Acest discount reprezintă o măsură importantă de susținere a economiei ucrainene”, a declarat Medvedev.

Decizia autorităților de la Moscova poate fi explicată prin calcularea de către Gazprom a costurilor de oportunitate ale construirii unei noi rute de transport prin Turcia menită a ocoli Ucraina.

“Ideea stopării furnizării de gaze (cărtre statele membre UE) prin Ucraina după 2019 n-are nicio legătură cu realitate atât din punctul de vedere al costurilor construirii unuio nou gazoduct, cât și al investițiilor necesare modernizării rețelei de conducte ucrainene”, a declarat săptămâna trecută șeful Gazprom Alexei Miller.

“Ar fi o lovitură grea dată reputației Gazprom în lume și în UE, dacă ar decide să stopeze tranzitul de gaze prin Ucraina”, a declarat acesta.

Statele membre ale Uniunii Europene care importă gaz rusesc care tranzitează Ucraina ar putea suferi în urma anunțului oficialităților ucrainene privind posibilitatea suspendării de către Kiev a importului de gaze din Rusia începând cu 1 aprilie, în cazul în care Gazprom nu micșorează tarifele.

Atât premierul ucrainean Arseny Yatsenyuk, cât și ministrul ucrainean al Energiei, Vladimir Demchishin, au amenințat Gazprom că Ucraina va înceta să cumpere gaze rusești, preferând să le achiziționeze de pe piața europeană, unde, susțin ei, ar putea plăti un preț cu 50 de dolari mai mic pe mia de metri cubi.

"Nu avem nevoie să cumpărăm gaz natural din Rusia în acest moment. N-are niciun sens să cumpărăm gaze la un preţ mai mare decât în Europa. Probabil vom înceta să mai cumpărăm", a afirmat Demchishin.

Potrivit ministrului rus al energiei, Aleksandr Novak, citat de RT, Rusia este dispusă să micșoreze prețul gazelor livrate Ucrainei cu 30 de dolari pe mia de metri cubi, de la 378 la 348 dolari.

Autoritățile de la Moscova și Kiev vor avea o nouă întâlnire în această săptămână, vechiul acord "de iarnă" urmând a expira la sfârșitul lunii martie. În pofida declarațiilor oficialilor ucraineni, este de așteptat ca un nou acord să fie parafat la mijlocul lunii aprilie. La ultima întâlnire, presat de oficialitățile UE, Kiev-ul a convenit să achiziționeze în continuare gaz rusesc pentru a-și alimenta depozitele subterane în vederea asigurării aprovizionării cu gaze a statelor europene.

În prezent, potrivit Gas Storage Europe (GSE) , rezervele de gaz ale Ucrainei se situează la 7,741 miliarde de metri cubi, cu 5% mai reduse decât la începutul lunii. De la începutul anului, rezervele de gaz ale Ucrainei s-au diminuat cu 3,627 miliarde de metri cubi.

În luna iunie a anului trecut, Rusia a întrerupt livrările de gaze naturale către Ucraina, în condițiile în care guvernul de la Kiev a refuzat să accepte o creştere de preţ decisă de Gazprom. Compania rusă a introdus atunci un sistem de plată în avans a gazelor furnizate Ucrainei, din cauza datoriilor de 5,3 miliarde de dolari ale acesteia.

Rusia, Ucraina şi Uniunea Europeană au semnat în luna octombrie un acord pentru reluarea livrărilor de gaze către Ucraina. Înțelegerea a vizat un total de 4,6 miliarde de dolari, cuprinzând atât plata datoriei la gaze a Ucrainei faţă de Rusia, în valoare de 3,1 miliarde de dolari, cât şi plata livrărilor de gaze rusești până martie 2015.

Disputele dintre Kiev și Moscova privind cantitățile de gaze livrate către regiunile din estul Ucrainei aflate sub controlul forțelor separatiste nu vor afecta livrarea de gaze către restul țării sau către Europa, au convenit ieri seară miniștrii de resort din Ucraina și Republica Rusă, la Bruxelles.

Neînțelegerile dintre cele două părți pe marginea gazelor furnizate separatiștilor au pus sub semnul întrebării semnarea acordului mediat de UE privind continuarea alimentării cu gaze în ultima parte a acestei ierni a Ucrainei.

În cele din urmă, cele două părți au convenit să semneze acordul, deși acesta nu cuprinde un detaliu extrem de important: cine plătește pentru gazele furnizate regiunilor aflate sub controlul separatiștilor.

Wall Street Journal precizează că plățile convenite în avans nu acoperă și livrările de gaz efectuate de Gazprom către Donetsk și Luhansk, neautorizate de Naftogaz, această dispută urmând a fi rezolvată separat.

Potrivit publicației franceze Les Echoes, citată de Mediafax, compania ucraineană Naftogaz "se angajează să plătească în avans către Gazprom, în martie, achiziţii care acoperă consumul ţării. Gazprom garantează tranzitul achiziţiilor de gaze naturale ale UE şi va livra la punctele stabilite de cele două părţi până la 114 milioane de metri cubi de gaze naturale pe zi Ucrainei, în baza plăţilor primite în avans", se arată în acordul publicat după mai multe ore de negocieri, la Bruxelles, sub egida vicepreşedintelui CE Maros Sefcovic însărcinat cu Energia.

Naftogaz a acuzat luni Gazprom că nu i-a livrat toate gazele pe care le-a plătit. Kievul s-a plâns deja că o parte a gazelor a fost livrată zonelor din estul Ucrainei, aflate sub controlul rebelilor separatiști, livrări pentru care Moscova i-a prezentat factura luna trecută.

Naftogaz a efectuat în acest weekend o plată de 15 milioane de dolari către Gazprom.

UE achiziţionează anual aproximativ 130 de miliarde de metri cubi de gaze naturale de la Rusia, dintre care jumătate - reprezentând 15% din consum - tranzitează Ucraina către Polonia, Slovacia, Ungaria şi România.

OMV și Gazprom au semnat ieri o anexă la contractul de aprovizionare cu gaze pe termen lung , a anunțat miercuri OMV, într-un comunicat, fără a oferi însă alte detalii suplimentare.

Potrivit comunicatului, anexa a fost semnată la Viena de Alexander Medvedev, adjunctul șefului Gazprom, și de directorul executiv al OMV, Gerhard Roiss, ambele părți convenind să nu facă publice amănuntele noii anexe la contractul care se întinde până în 2027.

OMV susține că noua înțelegere este menită să "reflecte condițiile de piață în schimbare".

Potrivit publicației ruse The Moscow Times, anexa prevede renunțarea la formula de stabilire a prețului în funcție de cel al petrolului și fundamentarea sa pe prețurile spot.

"Astazi, Gazprom și OMV au făcut un pas important în asigurarea aprovizionării Austriei cu gaze pe termen lung. La semnarea documentului, ambii parteneri au subliniat rolul Baumgarten ca nod esențial pentru exporturile rusești de gaze", se precizează în comunicatul OMV.

Petrolul s-a depreciat mai agresiv decât gazul pe piața spot

Interesant este momentul în care noua înțelegere a fost parafată, în condițiile în care prețul petrolului s-a prăbușit, pierzând peste 60% în ultima jumătate de an.

Potrivit unui sondaj efectuat de Blomberg, prețul spot al gazului natural din Marea Britanie, etalon pe piața eurpeană, va fi în 2015 de 6,69 $/milionul de unități termale britanice , în scădere cu 33,7% față de nivelul mediu de 10,08 $ înregistrat ăn 2014.

Procentul de gaz achiziționat de Europa de pe piața spot a crescut în ultimii ani de la 15% în 2008 la peste 50% în 2014. În zona de nord-vest a Europei, 70% din gazul achiziționat se face la prețul spot, mișcare determinată de Statoil, care are semnate contracte de furnizare fundamentate pe acest preț. Drept urmare, și gigantul rus Gazprom a fost nevoit să-și modifice o parte din contracte, subminându-i înspă poziția. În prima parte a lui 2013, potrivit The Economist, prețul practicat de Gazprom a fost doar cu 5-6% peste cel spot, un procent extrem de redus față de cel de 70% înregistrat în 2009.

Producția de hidrocarburi a OMV, principalul acționar al celei mai importante companii românești, OMV Petrom, a crescut în trimestrul al treilea cu 13% față de perioada similară a anului trecut și cu 4,7 % față de cel de-al doilea trimestru al acestui an.

Creșterea este pusă de OMV pe seama majorării producției din Norvegia și revenirii parțiale a producției din Libia.

Producția totală de hidrocarburi în al treilea trimestru a OMV a totalizat 311,000 de barili echivalent petrol pe zi, o creștere de 13% față de perioada similară a anului trecut, când s-a înregistrat o producție de 275.000 de barili echivalent petrol pe zi, și cu 4,7% față de cel de-al doilea trimestru, când s-a înregistrat o producție de 297.000 de barili echivalent petrol pe zi.

Creșterea a fost parțial afectată de volumele de producție mai mici în Austria și România.

OMV Petrom a înregistrat, în trimestrul III 2014, o producție de petrol și gaze de 178.000 de barili echivalent petrol (boe), în scădere cu 2,1% față de cantitatea extrasă în aceeași perioadă a anului trecut. Față de trimestrul II din acest an, scăderea este de de 1,1%, de la 180.000 de boe.

Producția din Libia a reprezentat 10% din producția totală a OMV. 

În timp ce divizia de afaceri de gaz și de energie al companiei se confruntă un mediu de piață dificil, vânzările de gaze și volumele tranzacționate au crescut cu 37%. În al treilea trimestru, vânzările de gaze și volumele de tranzacționare au fost 117,92 terrawatt ore, de la un nivel la 85ț94 terrawatt oră în anul precedent.

Marja de rafinare a OMV a crescut în trimestrul al treilea la 4,90 dolari pe baril de la 1,92 dolari pe baril în al doilea trimestru și de la 1,17 dolari pe baril în perioada similară a anului trecut.

OMV va lansa rezultatele oficiale pe cel de-al treilea trimestru pe 6 noiembrie.

Producția de petrol și gaze a OMV Petrom a fost relativ constantă în cel de-al doilea trimestru al anului în special ca urmare a unei ușoare creșteri a producției din România, care a compensat in mare parte reducerea producției din Kazahstan. În cel de-al doilea trimestru al acestui an OMV Petrom a produs 180 de mii barili echivalent petrol (boe) pe zi, în scădere cu 2 mii boe/zi față de trimestrul întâi și cu 4 mii boe/zi față de perioada similară a anului trecut. Producția totală a OMV însă a scăzut considerabil, cu 5% sau cu 14 mii de barili echivalent petrol față de cea din primul trimestru, de la 311 mii boe pe zi, aceasta ajungând la 297 boe pe zi.

Scăderea producției este explicată de oficialii OMV, într-un raport preliminar prezentat în această dimineață investitorilor, prin scăderii producției în Kazahstan, prin închiderea unor exploatări din Libia, şi a rezultatelor mai slabe din Norvegia, în pofida succesului înregistrat cu lansarea perimetrului Gudrun. Potrivit OMV, aceste efecte negative au fost parțial compensate de o creștere, de mici dimensiuni, a producției din Austria și România.

Chiar dacă vânzările de gaze ale grupului (89,15 TWh)au crescut raportat la cele din perioada similară a anului trecut (85TWh), cele de petrol s-au redus cu 18% în special ca urmare a activității dezamăgitoare din Norvegia și Libia. Vânzările de gaze ale OMV Petrom au fost relatv constante, 11,24 TWh, față de de 11,5 TWh în cel de-al doilea trimestru al anului trecut.

Costurile de explorare s-au majorat cu 180 milioane euro, ca urmare a recunoașterii eșecului în forarea unor puţuri din Gabon, Insulele Faroe şi Norvegia.

Costurile de producție s-a majorat, la rândul lor, din cauza creșterii costurilor cu forța de muncă din România, unde, în urma negocierilor colective angajații au obținut o majorare salarială considerabilă.

Întreruperea activității rafinăriei Petrobrazi, în vederea finalizării programului de investiții, a condus ma majorarea stocurilor de țiței, care se transformă din punct de vedere contabil, în înregistrarea unui profit nerealizat de 40 de milioane de euro. {jathumbnailoff}

Gazprom vrea să rezilieze unilateral contractul prin care compensează Ucraina pentru utilizarea gazului din propriile rezerve pe perioadele cu fluctuații mari de cerere de pe piața europeană, a anunțat compania monopolistă de stat ucraineană Naftogaz, citată de Reuters.

"Marți, Gazprom Export, care se ocupă cu exporturile de gaze din Rusia, a informat operatorul sistemului de transport de gaz ucrainean, Ukrtransgaz, despre dorința sa de a rezilia un contract care oferă despăgubiri pentru partea ucraineană în cazul fluctuațiilor în volume zilnice de consum de gaz de pe piața europeană", se precizează într-un comunicat Naftogaz.

Potrivit companiei ucrainene, Gazprom a precizat că dorește rezilierea contractului începând cu data de 23 iunie.

Potrivit Reuters, Gazprom a refuzat să confirme sau să comenteze pentru moment această informație.

În momentul de față, Gazprom compensează Ucraina în cazul în care Kiev-ul este obligat să furnizeze restului Europei gaz depozitat în rezervele sale subterană în perioadele cu un consum mai ridicat decât cel prognozat.

Toți se jură că nu fură

De altfel, ieri, gigantul rus Gazprom a anunțat că explozia de marți înregistrată la una din conductele cheie de transport a gazului rusesc din Ucraina către Europa nu a afectat în niciun fel volumul de gaz destinat statelor europene.

Explozia, care a avut loc departe de teatrul de luptă al forțelor guvernamentale ucrainene cu separatiștii pro-ruși, a survenit la numai o zi după ce Rusia a întrerupt furnizarea de gaz către Ucraina, ca urmare a neplăți arieratelor înregistrate, în valoare de peste 4.5 miliarde de dolari.

UkrTransGas, compania care operează conductele ucrainene, a anunțat la rândul ei că tot volumul de gaz contractat de statele europene a fost transportat către acestea în condiții normale.

Potrivit CEO-ului Naftogas, Andriy Kobolyev, toate importurile necesare acoperirii cererii interne ucrainene vor avea ca origine, de acum înainte, Europa, și nu Rusia.

Gigantul rus Gazprom a anunțat că explozia de marți înregistrată la una din conductele cheie de transport a gazului rusesc din Ucraina către Europa nu a afectat în niciun fel volumul de gaz destinat statelor europene.

Explozia, care a avut loc departe de teatrul de luptă al forțelor guvernamentale ucrainene cu separatiștii pro-ruși, a survenit la numai o zi după ce Rusia a întrerupt furnizarea de gaz către Ucraina, ca urmare a neplăți arieratelor înregistrate, în valoare de peste 4.5 miliarde de dolari.

Potrivit lui Vitaly Markelov, vicepreședinte executiv al Gazprom, citat de AP, tranzitul gazului către UE nu a fost afectat și toți clienții europeni își vor primi volumul de gaz contractat.

Potrivit oficialilor ucraineni, nu este exclus ca explozia să fi fost cauzată de un atac terorist.

Markelov a refuzat să speculeze pe acesta temă, însă a remarcat că asemenea incidente erau previzibile, ca urmare a calității discutabile a lucrărilor de mentenanță la conductele ucrainene.

De altfel, potrivit Bloomberg, necesitatea Ucrainei de a avea relații din ce în ce mai strânse cu Uniunea Europeană, ca urmare a escaladării crizei ruso-ucrainene, face improbabilă repetarea evenimentelor din iernile anilor 2006 și 2009, când, în urma întreruperii de către Gazprom a furnizării de gaze către statul vecin, Kievul s-a servit din gazul destinat celorlalți clienți europeni. Cel puțin aceasta este părerea analiștilor de la Maplecroft Ltd. and Energy Aspects Ltd.

UkrTransGas, compania care operează conductele ucrainene, a anunțat la rândul ei că tot volumul de gaz contractat de statele europene a fost transportat către acestea în condiții normale.

Potrivit CEO-ului Naftogas, Andriy Kobolyev, toate importurile necesare acoperirii cererii interne ucrainene vor avea ca origine, de acum înainte, Europa, și nu Rusia.

România nu va fi afectată, nici măcar în lunile de iarnă, de sistarea livrărilor de gaze rusești spre Ucraina, dat fiind volumul suficient de gaze înmagazinate, de peste 1,4 miliarde de metri cubi, precizează într-un comunicat de presă Departamentul pentru energie al Guvernului.

În plus, potrivit guvernanților, la ora actuală, producția internă depășește consumul autohton. 

“Am avut în această dimineață, împreună cu operatorul de transport gaze naturale, Transgaz Mediaș, o analiză a situației, iar, din datele primite, rezultă că avem deja stocate peste 1,4 miliarde de metri cubi de gaze naturale. Mai mult, în ultima lună și, inclusiv, în prezent, producția internă a României depășește consumul național, ceea ce ne ajută foarte mult. și, să nu uităm, că vin luni de vară, în care consumul scade natural”, a declarat, potrivit comunicatului, Răzvan Nicolescu, ministrul delegat pentru Energie.

Importurile de gaze au scăzut cu 42% anul trecut, iar suma totală plătită s-a înjumătățit

Ponderea importurilor de gaze naturale în totalul consumului intern s-a redus cu 37% anul trecut, de la 24,32% la 15,28%, iar prețul mediu cu care România a importat gaze a scăzut, față de 2012, cu 9,4%, de la 439,5 dolari/mia de metri cubi la 398,16 dolari/mia de metri cubi, potrivit datelor Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE).

Calculat în lei/MWh, prețul mediu de import al gazelor naturale a scăzut anul trecut cu 13,2%, de la 143 la 124 lei/MWh.

De asemenea, consumul total de gaze naturale din România a scăzut, în 2013, cu 8,33%, de la 144,65 milioane MWh la 132,60 milioane MWh, se arată în Raportul anual de monitorizare pentru piața internă de gaze naturale pe 2013, întocmit de ANRE.

Din aceste date reiese că, anul trecut, România a importat 20,26 milioane MWh de gaze, în scădere cu peste 42% față de 2012 (35,18 milioane MWh), iar suma totală plătită pentru aceste importuri s-a redus cu 50%, de la 5,03 miliarde lei la 2,51 miliarde lei.

Primii doi producători de gaze naturale din România, Romgaz și OMV Petrom, au acoperit, anul trecut, 97,92% din totalul consumului din producția internă de gaze, față de 97,46% în 2012. OMV Petrom a avut o cotă de piață de 50,66%, față de 47,32% în 2012, în timp ce cota de piață a Romgaz a scăzut de la 50,12% la 47,26%.

Cel mai mare importator de gaze naturale din România a fost, anul trecut, GDF Suez Energy România, cu o pondere de 18,52% în total (16,30% în 2012), urmată de Romgaz Import (16,15%, față de 15,43% în 2012) și WIEE România SRL (12,57%, față de 12,95% în 2012).

În ianuarie, Gazprom Export, divizia de livrări internaționale a gigantului rus Gazprom, a anunțat că a vândut anul trecut României o cantitate totală de gaze naturale de 1,19 miliarde de metri cubi, cu aproape 50% mai mică decât cea livrată în 2012, de 2,17 miliarde metri cubi, pe fondul scăderii cererii și consumului de gaze în România.

Potrivit datelor publicate de Gazprom Export, în 2013, compania a livrat în România, în 2013, 1,19 miliarde de metri cubi de gaze naturale. Cu un an înainte, cantitatea fusese aproape dublă, respectiv de 2,17 miliarde de metri cubi, se arată în raportul Gazprom Export pe 2012.

Guvernul: Nu vă faceți griji nici pentru la iarnă

Potrivit comunicatului, Departamentul pentru Energie a elaborat un plan de măsuri pe care-l va implementa dacă va fi cazul prelungirii conflictului dintre Rusia și Ucraina. 

„Guvernul dă asigurări că o problemă în alimentarea cu gaze naturale a populației din România este exclusă nu numai acum, dar și în lunile de iarnă. Dar, cu toate acestea, sperăm ca această dispută dintre Rusia și Ucraina pe tema gazelor să se soluționeze cât mai rapid”, a adăugat Răzvan Nicolescu. 

Tocmai de aceea, ministrul delegat pentru Energie a solicitat Comisiei Europene să se implice în calitate de mediator în soluționarea rapidă a acestui diferend.

România este importantă pentru Rusia din două motive: pentru că are ieșire la Marea Neagră, iar Marea Neagră este singura legătură sudică maritimă a Rusiei cu restul lumii, și pentru potențialul său de producere de hidrocarburi, care ar putea pune în pericol monopolul energetic pe care fostul stat sovietic îl deține în regiune. Cel puțin așa crede președintele Straftor, George Friedman, care a efectuat recent o vizită în România.

Acesta a remarcat că declarația comună a guvernului SUA și al celui român include angajamentul României de a se concentra pe producția de energie, drept un element esențial al parteneriatului dintre cele două state.

"Însă acest lucru nu va fi atât de ușor precum pare. România are o reputație în exterior pentru complexitatea și nepredictibilitatea procesului birocratic de acordare a licențelor", susține Friedman.

În opinia analistului geostrategic american, capacitatea de producție de hidrocarburi a României, chiar dacă este insuficientă pentru a elimina dependența Europei de gazul și petrolul rusesc, poate contribui la diversificarea surselor de alimentare cu energie a Bătrânului Continent.

În plus, dincolo de utilizarea serviciilor secrete pentru manipularea opiniei publice din România, Rusia folosește și canalul comercial, în special cel energetic, în același scop, susține Friedman. "Ruşii sunt în special adepţii folosirii Gazprom, a subsidiarelor sale şi a altor companii energetice ruseşti în vederea achiziţionării firmelor regionale şi româneşti. Afacerile sunt întotdeauna atractive pentru ambele părţi, din punct de vedere economic, dar ele au şi scopul de a-i plasa pe ruşi într-o poziţie din care pot influenţa atât politica energetică, dar şi dinamica politică", scrie preşedintele Straftor.

În opinia sa, Rusia practică, astfel, "un imperialism comercial", prin folosirea relaţiilor economice, în special în domeniul energiei, pentru a putea influenţa sistemul politic, atunci când interesele sale sunt ameninţate.

Contractul gigant semnat de Gazprom, prin care va furniza gaze naturale Chinei va afecta prețurile în Europa și vor avea un impact semnificativ asupra proiectelor internaționale de gaze naturale lichefiate,a declarat CEO-ul Gazprom, Alexei Miller.

Rusia și China au semnat miercuri un contract de furnizare de gaze naturale pe o perioadă de 30 de ani, contract în valoare totală de peste 400 miliarde dolari, în timpul unei vizite a președintelui Vladimir Putin la Shanghai.

"Literalmente, în urmă cu o zi, a avut loc un eveniment cu adevărat istoric, un eveniment epocal. Piața asiatică a gazelor s-a deschis pentru noi", a declarat acesta, în carul unui forum economic, desfășurat la Sankt Petersburg, forum la care au participat mai multe companii occidentale energetice, în pofida "recomandărilor" contrare ale administrației SUA.

De altfel, cu această ocazie, mai multe companii occidentale, printre care BP, Total sau Exxon, au semnat contracte cu companii rusești, precum Rosneft sau Lukoil.

Noi prețuri pe piața europeană și asiatică

"Se poate presupune că semnarea contractului va afecta prețurile gazelor naturale de pe piața europeană", a Miller, fără a oferi alte detalii.

Fitch Ratings susține că acordul "stabilește un nou punct de reper pentru ceea ce China este dispusă să plătească pentru gaze naturale furnizate prin contracte pe termen mai lung".

Niciuna dintre părți nu a dezvăluit prețul cuprins contract, însă surse citate de Reuters estimează că acesta va fi cuprins între 350 dolari și 380 dolari pe 1.000 de metri cubi, similar cu cel plătit de a majoritatea statelor europene.

Producătorii de GNL vor fi afectați

Potrivit CEO-ului Gazprom, acordul va avea un impact și asupra proiectelor de GNL în Africa de Est, Australia și vestul Canadei.

Potrivit unei analize Bloomberg, acordul dintre Gazprom și China va afecta producătorii de gaze naturale lichefiate, pe care âi va face mai puțini competitivi, ca urmare costurilor mai ridicate implicate de transportul, lichefierea și delichefierea LNG-ului. 

Acordul oferă Chinei, cel mai mare consumator de energie din lume, o mai mare putere de negociere a contractelor de furnizare de GNL, a declarat Trevor Sikorski, șeful de gaze naturale, cărbune și de carbon la aEnergy Aspects Ltd.

"Piața de gaze naturale va deveni foarte competitiva", a declarat aacesta.

China a crescut importurile de LNG cu 27%, la 18,6 milioane de tone metrice, devenind cel de-al treilea mare importator de LNG, după Japonia și Coreea de Sud.

Qatar, cel mai mare producător de LNG din lume, a alimentat China cu 7,16 de tone de combustibil de anul trecut.

Gigantul rus Gazprom va reuși contraperfomanța de nu câștiga, ci dimpotrivă, de a pierde miliarde de dolari în urma deciziei de majorare a prețului gazelor naturale pentru Ucraina, susțin analiștii chestionați de Reuters, care anticipează că autoritățile de la Kiev își vor micșora cererea și oricum nu vor plăti.

Săptămâna trecută Gazprom a anunțat majorarea prețului la gazele furnizate Ucrainei la un nivel de 485 de dolari pe mia de metri cubi, un preț mult mai ridicat decât cel mediu practicat în relația cu celelalte state europene, de 370 de dolari.

"Chiar dacă prețul este justificat legal, acesta va afecta imaginea Gazprom, va lovi în capitalizarea companiei și, indirect, întreaga piață de capital rusă", a declarat Valery Nesterov, de la Sberbank CIB.

Potrivit Reuters, analiștii consideră că Gazprom ar putea pierde în acest an nu mai puțin de 2 miliarde de dolari, ca urmare a acestei decizii.

În urma ultimelor neânțelegeri cu Ucraina, pe tema plăților sau a prețului practicat, în 2006 și 2009, Rusia a stopat furnizarea de gaz către Europa, unde Gazprom deține o cotă de piață de 30%.

Analiștii consideră că Rusia ar putea apela la aceeași soluție, însă nu pe termen scurt, pentru că în prezent, cererea de gaze în UE este destul de redusă, din cauza iernii mai blânde și a stocurilor în ascensiune.

Aproximativ jumătate din gazul furnizat Europei tranzitează Ucraina, din depozitele existente în vestul țării.

"Ucraina nu va fi capabilă să își umple depozitele de gaz la acest preț. Fără capacitățile de stocare ale Ucrainei, Gazprom nu va putea să-și îndeplinească obligațiile de export asumate în fața partenerilor europeni", a declarat Mikhail Korchemkin de la East European Gas Analysis.

"La acest preț (485 dolari/1000 mc - n.r.), Ucraina va continua să importe gaz și să-și majoreze datoria publică. Acest lucru va continua până autoritățile de la Kiev va apela la o curte de arbitraj sau până când Rusia va decide să oprească furnizarea de gaze către Ucraina", a declarat Valentin Zemlyansky, a fost purtător de cuvânt al companiei de stat importatoare de gaz din Rusia, Naftogaz.

Anul trecut Gazprom a vândut Ucrainei 25,8 miliarde de metri cubi de gaz în valoare de 12 miliarde de dolari, în scădere față de volumul plasat cu un an în urmă, de 33 miliarde mc.

Analistul Sberbank, Valery Nesterov, crede că în acest an volumul de gaze importat de Ucraina va fi și mai redus, opinie împărtășită și de Alexei Kokin, de la Uralsib Capital, care se așteaptă ca Gazprom să piardă 2 miliarde de dolari ca urmare a majorării de preț pentru Ucraina. În opinia sa, Ucraina va importa doar 20 de miliarde de mc de gaze în 2014 și 15 miliarde de mc în 2015.

Analiștii se așteaptă ca această criză să se prelungească până iarna viitoare, anotimp în care Rusia a stopat furnizarea de gaz către Ucraina în cele două crize precedente.

Termenul impus de Gazprom pentru plata celor arieratelor de 2,2 miliarde de dolari înregistrate de Ucraina a expirat în această dimineață, cele două părți nearătând până în prezent nicio disponibilitate spre dialog.

Îm pofida mizei (2,2 miliarde - arierate și un nou sistem de tarifare, care duce prețul gazului rusesc la 485 de dolari pe mia de metri cubi), în acest weekend, potrivit Financial Times, nu au fost purtate niciun fel de negocieri.

Riscul cel mai mare pentru Ucraina, dar și pentru statele europene dependente de importul de gaze din Rusia, este ca Gazprom să stopeze furnizarea de gaze prin conductele ucrainene, așa cum a mai făcut-o în două rânduri în trecut, prima dată în 2006.

În ceea ce privește statele nord-europene, riscul este oarecum atenuat de punerea în funcțiune a gazoductului NorthStream, care alimentează Germania cu gaze direct din Rusia, fără a mai apela la tranzitarea vreunui alt stat.

## Arieratele: 2,2 sau 11,4 miliarde de dolari?

"Nu s-a înregistrat niciun progres. Nu au plătit nici măcar un cent, zero", a declarat purtătorul de cuvânt al Gazprom, Sergei Kupriyanov.

Guvernul ucrainean susține că este dispus să achite datoria de 2,2 miliarde de dolari, însă s-a arătat extrem de nervos la decizia de săptămâna trecută a Gazprom de a majora prețul gazelor de la 268 la 485 de dolari pe mia de metri cubi, denunțând acordul semnat în aprilie 2010 de președinții celor două state, acord care a declanșat și revoluția de la Kiev, care s-a soldat cu înlăturarea președintelui ucrainean Ianukovici. Acordul prevedea o micșorare substanțială, cu o treime, a prețului gazelor furnizat Ucrainei, în schimbul prelungirii perioadei de staționare a flotei rusești în Sevastopol, Crimeeea, care între timp a fost anexată de către Rusia.

"Nu putem furniza gaz gratis, va trebui ca Ucraina să ne plătească datoriile", a declarat și Alexei Miller, CEO-ul Gazprom. "În plus, va trebui ca Kievul să achite și 100% di prețul gazelor furnizate în prezent. Situația nu poate continua la infinit", susține acesta.

Având în vedere că acordul din 2010 a fost anulat săptămâna trecută, Ucraina trebuie să ramburseze sumele respective, a declarat Miller într-un interviu pentru televiziuni ruse de stat.

"Rusia plătea pentru menţinerea Flotei sale în Ucraina (...), pentru ca acordul să fie prelungit, deci putem spune că Rusia plătea în avans. Aceste 11,4 miliarde (de dolari) sunt, deci, o datorie pe care Ucraina a contractat-o faţă de Rusia", a spus el.

## Agresiune gaziferă și economică

Premierul ucrainean Arseni Iatseniuk a acuzat sâmbătă Rusia că vrea să completeze anexarea Crimeei cu anexarea restului Ucrainei prin "agresiune gaziferă și economică".

"Ne dăm seama că următorul pas al Rusiei va fi limitarea furnizării de gaz natural, după tabloul din 2006", a declarat acesta.

În 2006, când a limitat pentru prima dată livrarea de gaze prin conductele ucrainene, tăind volumul destinat Kievului și furnizând doar gazul destinat celorlalți parteneri europenei, Rusia a acuzat Kiev-ul a sifonat ilegal din gazul acestora. Așa că în 2009, Rusia a decis stoparea totală a tranzitului de gaz prin Ucraina, fapt care a generat probleme serioase pe piețele est-europene.

"Ne îndreptăm rapid către un alt război al gazelor", a declarat Valentin Zemlianski, analist pe piața de energie ucraineană, citat de FT.

Surse apropiate Gazprom au negat pentru FT posibilitatea întreruperii furnizării de gaze către Ucraina în această săptămână. În plus, prețul gazelor pe Bătrânul Continent se află la cel mai redus nivel din 2010 ca urmare a vremii mai călduroase și a nivelului ridicat al stocurilor care au redus cererea de gaze.

## Kiev-ul amenință cu Curtea de Arbitraj

Ucrainenii susțin că au și o variantă de rezervă. Ministrul ucrainean pentru Energie Iuri Prodan a declarat că, în lipsa unui acord asupra preţului gazelor, Kievul va sesiza Curtea de Arbitraj, aşa cum prevede contractul de livrare a gazelor ruseşti.

"Vom încerca să ajungem la un acord. Dacă nu vom ajunge, vom sesiza Curtea de Arbitraj", a anunţat el.

## UE avertizează asupra riscului prăbuşirii economice a Ucrainei

La rândul lor, miniştrii de Externe ai statelor membre UE au avertizat sâmbătă Rusia cu privire la riscul unei prăbuşiri economice a Ucrainei, din cauza creşterii - asimilate unei sancţiuni - cu 80% a preţului la achiziţia de gaze naturale ruseşti.

"Rusia are tot interesul ca Ucraina să nu se prăbuşească pe plan economic şi politic", a declarat şeful diplomaţiei germane Frank-Walter Steinmeier într-o reuniune informală cu omologii săi din cadrul UE, la Atena, citat de Mediafax.

"Rusia joacă un rol important deoarece stabilizarea economică a Ucrainei depinde în parte de preţurile energiei furnizate" de către Moscova, a subliniat Steinmeieir.

"De aceea este necesar să dialogăm cu Rusia, chiar dacă avem divergenţe", a adăugat ministrul german, ale cărui îngrijorări erau împărtăşite de mai mulţi dintre omologii săi reuniţi în capitala greacă.

OMV Petrom Gas SRL, divizia de gaze a Petrom, a vândut, pe data de 19 februarie, pentru prima data gaze pe Bursa Română de Mărfuri (BRM), nemaiapelând la metoda negocierii directe cu furnizorii sau consumatorii pentru vânzarea producției.

Cel mai bun preț oferit în timpul ședinței de tranzacționare electronice, acceptat de OMV Petrom Gas, s-a cifrat la 80 lei/MWh (exclusiv acciza și TVA), potrivit unui comunicat BRM. Prețul obținut este cu 2,5 lei sub cel cu care a OMV Petrom GAs a scos la licitație pe OPCOM o cantitate identică de gaze.

La BRM, OMV Petrom Gas a înregistrat un ordin inițiator de vânzare pentru o cantitate de 106.000 MWh gaze naturale producție interna (50% producție interna curenta, 50%  producție internă din înmagazinare) cu perioada de livrare 01.03.2014 ora 06.00 - 01.04.2014 ora 06.00. 

Potrivit BRM, cantitatea vândută a fost de 53.000 MWh.

Cantitatea este similară cu cea scoasă la licitație pe OPCOM, 106.000 MW, în două contracte, la prețul de 82,5 lei pe MWh. Licitația de pe OPCOM, organizată pe 21 februarie, la două zile de la vânzarea efectuată pe BRM, a fost anulată, preţul cerut de vânzător neîntâlnindu-se cu cel al singurului ofertant, MET Romania Energy Trade, filiala de trading de energie a producătorului maghiar de gaze MOL.

Pe data de 19 iulie 2013, BRM a obținut din partea ANRE licența de desfășurare a activității de administrare a piețelor centralizate în sectorul gazelor naturale, iar în data de 12.09.2013, a fost publicat în Monitorul Oficial Ordinul nr.69/11.09.2013 pentru aprobarea tarifelor reglementate practicate de operatorul licențiat al pieței centralizate din sectorul gazelor naturale – Societatea Bursa Romana de Marfuri. Ordinul a intrat în vigoare începând cu data de 16.09.2013. Prima tranzacție pe aceasta platformă a avut loc în 21 octombrie 2013. De atunci, numeroși operatori economici au achiziționat gaze naturale pe platforma electronică a BRM:  Atelierele Grivița, Uzinsider, Editura Adevărul, Policolor, Arena Grup, Mecanica Ceahlau, Primaria Alba Iulia, Primaria Orastie, Primaria Hunedoara, Primaria Simeria, Statiunea de Cercetari Agricole Secuieni, Spitalele din Roman, Alba Iulia, Piatra Neamt, Lupeni, Spitalul CF2 Bucuresti.

Preturile finale reglementate la gazele naturale cresc, de vineri, cu 5% pentru clientii noncasnici, in vreme ce, tot de la 1 februarie 2013, producatorii de gaze vor plati o taxa de 60% pe veniturile suplimentare rezultate din liberalizarea preturilor.

Preturile finale reglementate la gazele naturale cresc, de vineri, cu 5%, pentru clientii noncasnici, conform unei Hotarari de Guvern publicate in Monitorul Oficial.

Actul normativ prevede etapele de majorare in perioada 2013-2014 si cresterile estimative ale preturilor finale reglementate la clientii casnici si noncasnici de gaze naturale in corelare cu procentele previzionate in cuprinsul Memorandumului cu tema Calendar de eliminare a preturilor reglementate la gaze naturale, aprobat de catre Guvern in iunie 2012.

Pretul de achizitie a gazelor naturale din productia interna curenta pentru furnizorii care asigura in mod direct acoperirea consumului pe piata reglementata de gaze naturale se cifreaza la 49 lei/MWh pentru non-casnici si la 45,71 lei/MWh pentru clienti casnici, de la 1 februarie 2013. Pana la finalul anului 2014, pretul va ajunge la 119 lei/MWh pentru non-casnici si 54 lei/MWh pentru casnici.

Majorarea preturilor de achizitie a gazelor naturale din productia interna pentru furnizorii care asigura in mod direct acoperirea consumului pe piata reglementata de gaze naturale este in conformitate cu nivelul preturilor din calendarul asumat prin acordurile incheiate cu organismele internationale.

Liberalizarea se supraimpoziteaza

Operatorii economici care desfasoara cumulativ activitati de extractie si comercializare a gazelor naturale vor plati, din februarie, o taxa asupra veniturilor suplimentare obtinute ca urmare a dereglementarii preturilor din sectorul gazelor naturale, in cota de 60% din baza de calcul, potrivit Ordonantei de Guvern nr. 7/2013 privind instituirea impozitulul asupra veniturilor suplimentare obtinute ca urmare a dereglementarii preturilor din sectorul gazelor naturale.

Taxa se va aplica din februarie 2013 pana in decembrie 2014.

Taxa asupra veniturilor suplimentare rezultate din vanzarea gazelor naturale vizeaza operatorii economici care desfasoara cumulativ activitati de extractie si comercializare pe teritoriul national, in marea teritoriala, in zona contigua si/sau zona economica exclusiva a Romaniei din Marea Neagra.

Nu se datoreaza taxe pentru veniturile suplimentare obtinute din capacitatile de extractie realizate dupa intrarea in vigoare a ordonantei, potrivit proiectului de act normativ.

Baza de calcul o constituie veniturile suplimentare pe care operatorul economic le obtine din vanzarea gazelor naturale, ca efect al dereglementarii pietei nationale de gaze naturale, din care se deduc redeventele aferente veniturilor suplimentare respective, precum si investitiile in segmentul upstream, dar fara a depasi 30% din veniturile suplimentare.

Deducerea investitiilor in segmentul upstream reprezinta valoarea investitiilor din fiecare perioada de referinta, respectiv luna, precum si valoarea investitiilor reportate din perioadele de referinta anterioare, inregistrate in evidenta contabila conform reglementarilor legale in vigoare.

In urma dereglementarii preturilor pe piata de gaze naturale operatorii economici din acest sector de activitate vor plati concomitent cu taxa speciala si valori majorate pentru TVA, redevente, impozit pe profit, care au fost estimate pentru anul 2013 la un total de 214,1 milioane lei. Din procesul de dereglementare a preturilor si in domeniul energiei electrice se vor obtine venituri suplimentare pentru TVA si impozit pe profit care au fost estimate pentru anul 2013 la un total de 153,4 milioane lei.

Cerere de aproape 20 milioane MWh in februarie

Cererea totala de gaze naturale in luna februarie 2013 este estimata la 19,907 milioane MWh, conform propunerii din raportul de fundamentare intocmit de Transgaz si transmis Autoritatii Nationale de Reglementare in domeniul Energiei (ANRE).

Cererea de pe piata reglementata este estimata de Transgaz la peste 8,955 milioane MWh, din care 3,967 milioane MWh pentru consumatorii noncasnici si 4,653 milioane MWh pentru cei casnici. Totodata, cererea de pe piata consumatorilor eligibili este preconizata la circa 8,878 milioane MWh, iar consumul tehnologic (caruia nu i se aplica structura amestecului de gaze) - la 1,098 milioane MWh.

Amestecul de gaze naturale pentru consumatorii non-casnici de gaze, cu exceptia producatorilor de energie termica, va fi compus din gaze din productia interna - 44,5% si import - 55,5%, conform propunerii Transgaz.

In ceea ce priveste amestecul de gaze pentru consumatorii casnici si producatorii de energie termica, ANRE a avizat ca acesta sa fie compus in proportie de 93% din productia interna si 7% din import.

Cererea avizata de ANRE este de 7,176 milioane MWh.

Pentru consumatorii noncasnici, cu exceptia producatorilor de energie termica, ANRE a avizat un amestec format din 51,6% gaze din productia interna si 48,4% din import.

Consortiul Shah Deniz, care controleaza campul gazeifer omonim din Azerbaidjan, esential pentru dezvoltarea proiectului Nabucco Vest, a cerut Romaniei sa-si precizeze pozitia fata de acest proiect.

Solicitarea a fost facuta in cursul unei intalniri, desfasurate miercuri, dintre ministrul Economiei, Varujan Vosganian, si o delegatie a British Petroleum International (BP), condusa de vicepresedintele regional al companiei, John Baldwin, se arata intr-un comunicat al Ministerului Economiei.

BP face parte din consortiul Shah Deniz, alaturi de azerii de la SOCAR, compania norvegiana Statoil si grupul francez Total.

In cadrul intalnirii, discutiile s-au concentrat asupra proiectgului Nabucco West.

 „Consortiul Shah Deniz a solicitat cu acest prilej pozitia Romaniei cu privire la participarea in realizarea Nabucco Vest”, se arata in comunicat.

Cu Bulgaria si Ungaria discutiile sunt in faze avansate

Potrivit sursei citate, ministrul Varujan Vosganian a transmis delegatiei BP interesul Romaniei cu privire la acest proiect, care reprezinta o optiune imediata pentru asigurarea unei surse alternative de gaze naturale, obiectiv cuprins si in strategia energetica nationala.

„De altfel, ministrul Vosganian i-a informat pe reprezentantii companiei energetice ca Ministerul Economiei sprijina schemele de transport pentru gaze naturale pe traseul Asia – Europa, care ar putea sa tranziteze teritoriul Romaniei”, afirma ministerul.

În prezent, discutiile privind proiectul Nabucco Vest sunt în faze avansate cu reprezentantii Bulgariei si Ungariei, se mai precizeaza in comunicat.

Transgaz si-a majorat participatia la Nabucco

Actionarii Transgaz Medias au aprobat, marti, majorarea cotei de participare a transportatorului national de gaze la compania de proiect Nabucco Gas Pipeline International GmbH, infiintata in scopul implementarii proiectului de constructie a gazoductului Nabucco, de la 17,38% la 17,48%, precum si bugetul de venituri si cheltuieli al Nabucco Gas Pipeline International pentru trimestrul I 2013.

Proiectul Nabucco vizeaza construirea unei conducte de gaz care sa faca legatura dintre furnizorii de gaze naturale din regiunea Marii Caspice si consumatorii din Europa. Conducta ar urma sa plece de la frontiera turco-bulgara si sa tranziteze Bulgaria, Romania si Ungaria, ajungand pana la Terminalul de Gaze Central-European de la Baumgarten, Austria.

Capacitatea conductei urmeaza să fie de 31 de miliarde de metri cubi de gaze naturale pe an, iar costurile investitiei sunt estimate oficial la 7,9 miliarde euro, desi unele surse vorbesc despre majorarea lor la 12-15 miliarde euro. Sectiunea romaneasca a proiectului ar putea costa intre 1,2 si 1,5 miliarde euro, potrivit estimarilor din 2011 ale directorul consortiului Nabucco, Reinhard Mitschek.

Tot in 2011, Guvernul de la Bucuresti a purtat discutii cu Banca Europeana de Investitii (BEI) pentru o posibila finantare a necesarului de investitii al Transgaz in cadrul companiei de proiect.

Actionarii companiei de proiect Nabucco Gas Pipeline International GmbH sunt OMV, MOL, Transgaz Medias, Bulgarian Energy Holding, Botas si RWE.

S-a semnat deja contractul de proiectare

Nabucco Gas Pipeline International a anuntat, luni, ca a semnat un contract cu compania italiana Saipem, subsidiara a Eni, pentru serviciile de proiectare de baza (Front End Engineering & Design - FEED) pentru proiectul Nabucco Vest.

In luna ianuarie 2013, actionarii Nabucco au semnat un acord de cooperare, precum si un acord de optiuni de subscriere si de finantare, cu actionarii campului gazeifer Shah Deniz din Azerbaidjan. Acestia sunt azerii de la SOCAR, concernul BP, compania norvegiana Statoil si grupul francez Total.

Nabucco Vest ar urma sa transporte gaze extrase din Azerbaidjan de la frontiera cu Turcia pana in Ungaria.

Consortiul Shah Deniz va decide, probabil, pana in iunie, daca sprijina Nabucco sau proiectul concurent al Conductei Trans-Adriatice, dezvoltat de compania energetica elvetiana Axpo impreuna cu Statoil si germanii de la E.ON.

Nabucco Vest este o versiune redusa a conceptului original Nabucco si este parte a coridorului sudic de conducte de gaze naturale gandit pentru a diversifica sursele de aprovizionare ale Europei si a reduce dependenta acesteia de importurile din Rusia.