Gazele tranzacționate pe piața spot administrată de Bursa Română de Mărfuri (BRM), de altfel singurele gaze care se mai comercializează pe piețele centralizate autohtone, au devenit de câteva zile, pentru prima dată în ultimele 4 luni, mai scumpe decât cele de cea mai importantă bursă regională, cea austriacă CEGH, deși în continuare România este folosită ca țară de tranzit de Ungaria. La mijlocul lunii august, gazele se tranzacționau pe piața pentru ziua următoare în România cu aproape 90 de euro sub cele comercializate pe piața similară din Austria.
Ce se va întâmpla cu prețurile la energie în România și care va fi situația la iarnă urmează să fie anunțat la Profit Energy.forum, programat pentru 3 octombrie.
Conferința, organizată la Hotel JW Marriott cu sprijinul Engie, Romgaz, Transgaz și OMV Petrom, va fi transmisă în direct și la PROFIT NEWS TV
Nu numai că prețul din România este, spre deosebire de cel de pe piața austriacă, în creștere, dar și volumele importate și, implicit, cele tranzacționate pe BRM sunt în scădere. De la capacități zilnice rezervate de peste 60 GWh/zi și un volum de peste 50 GWh comercializat pe piața spot înregistrat săptămâna trecută, pentru luni, 26 septembrie, se rezervase o capacitate de import prin punctul de la Negru Vodă de doar 16 GWh și se tranzacționaseră doar 15,3 GWh pe piața pentru ziua următoare operată de BRM.
Explicația: Guvernul român a decis să penalizeze traderii prin OUG 119, aceștia fiind obligați să achite “contribuția de solidaritate” și descurajați să mai importe gaz. În plus, guvernul a mai stabilt ca gazul din producția internă să fie alocat la preț plafonat furnizorilor în vederea alimentării consumatorilor casnici, dar și a CET-urilor. Drept urmare, pe piața angro există o penurie de gaz din producție internă, cantitățile tranzacționate pe BRM fiind de import, în urma unor rezervări de capacitate efectuate de traderi exclusiv zilnic, nici măcar lunar sau trimestrial.
28 noiembrie - Profit Financial.forum
Evoluția prețurilor gazului de pe piețele pentru ziua următoare administrate de BRM și CEGH
Nicio tranzacție cu gaz cu termen de furnizare mai lung de o lună nu a fost realizată în ultimele 2 luni și jumătate pe BRM, volumele de gaze comercializate fiind realizate exclusiv pe piețele spot, intraday sau pentru ziua următoare. În plus, de la începutul lunii septembrie, de când a intrat în vigoare OUG 119, care impune inclusiv trader-ilor plata controversatei contribuții de solidaritate, nu s-a mai efectuat nici măcar o tranzacție lunară.
Interesant este că dispariția tranzacțiilor pe termen mediu și lung și diminuarea considerabilă a celor spot are loc în condițiile în care consumul intern a scăzut considerabil, cu 22,5% în prima lună și jumătate a trimestrului al treilea. E drept că în această perioadă s-a înmagazinat gaz, însă este puțin probabil ca volumul suplimentar de gaze depozitat în această perioadă, comparativ cu anii trecuți, să compenseze reducerea consumului intern.
Cererea redusă ar fi trebuit să conducă la o diminuare a prețurilor pe piața internă. În schimb, în urma adoptării OUG 119, de la un preț de 147 euro/MWh (cu 90 de euro/MWh mai redus față de prețul de pe CEGH) înregistrat la jumătatea lunii august, în prezent prețul spot de pe BRM a crescut la 177 euro/MWh (cu 8 euro/MWh peste decât cel de pe bursa austriacă, care în această perioadă a scăzut).
În mod normal, în momentul în care gazul importat curge din România spre Ungaria, prețul de pe piața internă este mai redus decât cel de pe CEGH cel puțin cu valoarea tarifelor de transport. Și invers, când România importă gaz din Ungaria (în special iernile trecute), prețul din România se situează peste cel din Austria, cel puțin cu contravaloarea tarifelor de transport.
În prezent, paradoxal, deși Ungaria folosește România ca țară de tranzit, prețul din România se situează peste cel de pe CEGH.
Și asta pentru că prevederile OUG 119 au “stimulat” traderii, pentru a nu achita contribuția de solidaritate impusă de guvernul român, să majoreze prețurile de import, pentru ca diferența dintre acestea și cele de BRM (în cazul livrărilor interne), și cel de export (în cazul gazului care tranzitează România) să fie minime, dacă nu chiar negative.
Cu alte cuvinte, și-au externalizat profitul prin realizarea de tranzacții înainte de intrarea gazului în România, pentru a nu le fi confiscat de statul român, care le "recunoaște" o marjă de doar 2% la tranzacțiile interne și de 0% la export.
Marii pierzători ai deciziei guvernului de a impune și traderilor plata contribuției de solidaritate sunt însă furnizorii și companiile autohtone, care s-au văzut nevoite să achite prețuri mai mari decât cele de pe CEGH, după ce, în urmă cu numai o lună, ele puteau cumpăra gaz la un discount de 90 de euro față de cel de pe piața austriacă.
Impactul lipsei de tranzacționare pe termen mediu și lung a gazelor este deja transferat și pe piața consumatorilor finali. Furnizorii nu au în portofoliu cantități importante de gaze contractate pe termene mai îndelungate (cu excepția celor alocate la preț plafonat de guvern pentru alimentarea consumatorilor casnici și CET-urilor), ceea ce face ca și ofertele pentru eventuali clienți noi sau de reînnoire a contractelor cu vechii clienți să fie efectuate la prețuri extrem de ridicate, pe care ei anticipează că le vor achita pe piața spot.
Președintele Federației Patronale de Petrol și Gaze (FPPG) și șeful diviziei de Downstream Gas al OMV Petrom, Franck Neel, susține că, în aceste condiții, va fi o provocare pentru consumatorii industriali să-și găsească furnizori.
„Ce vedem aici, reglementare masivă, care impactează puternic piața angro. Înțeleg că statul vrea să intervină să protejeze consumatorii, dar trebuie să îi țintim pe cei vulnerabili. România este singura țară care a intervenit în piața angro. Dacă ai o marjă reglementată, furnizorul ar putea decide să nu ofere gaze, pentru că nu ar face bani. Riscul este să existe consumatori care nu-și vor găsi furnizori, pentru că nu mai este o activitate economică. Există și o problemă de cash-flow în sector. (…) Nu este vorba doar de costul mărfii, ci și de costurile de transport. La cum arată ordonanța, nimeni nu va face importuri în condițiile acestea. Deci este o mare presiune pe piață și avem nevoie de modificări. Trebuie să ne asigurăm că avem gaze suficiente pentru consumatori””, a susținut reprezentantul FPPG.
Lipsa rezervărilor de capacitate de import pe termen mediu și lung îl îngrijorează și pe șeful Engie, cel mai mare furnizor de gaz din România, Eric Stab.
“Problema cu care ne confruntăm azi, în special cu adoptarea OUG de la 1 septembrie, e că traderii nu mai sunt stimulați să furnizeze gazul în România. Cu acea marjă de 2%, feedback-ul pe care il primim e: de ce sa mai trimitem gaz în România? E o problemă care ne îngrijorează. Există un risc de aprovizionare dacă nu ne asigurăm că gazul va ajunge în România”, susține acesta.
În prima parte a lunii, după cum a relatat în premieră și în exclusivitate Profit.ro, Federația Europeană a Traderilor de Energie (European Federation of Energy Traders – EFET) a avertizat, într-o scrisoare adresată deopotrivă autorităților de la București și celor de la Bruxelles, că OUG nr. 119/2022 de modificare a legislației de sprijinire a consumatorilor de energie, prin extinderea și înăsprirea dramatică a supraimpozitării tranzacțiilor jucătorilor din sector, în primul rând a exporturilor, riscă să declanșeze o reacție în lanț care să ducă de-a dreptul la ″destructurarea″ pieței europene integrate de electricitate și chiar să provoace mari probleme de aprovizionare la iarnă nu doar în România, ci la nivelul întregii regiuni.
