Nu este o noutate că lichiditatea pe piețele centralizate din România, atât cele spot, cât și cele la termen, este una scăzută, ceea ce poate afecta transparența procesului de formare liberă a prețurilor. Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) propune înlocuirea vechii prevederi, care obliga tranzacționarea a 50% din producția internă pe piețele centralizate, cu una prin care impune producătorilor un program de ofertare a gazului (gas release program) pe piețele operate de OPCOM și Bursa Română de Mărfuri (BRM). Astfel, producătorii vor fi obligați în următorii 3 ani și jumătate (până la finalul anului 2023), nu să tranzacționeze ca în trecut, ci să ofere spre tranzacționare (să scoată la licitație), la un preț maxim de pornire a licitației însă, 30% din producție pe aceste piețe. Dacă nu vor găsi cumpărători la acest preț maxim, 95% din prețul de pe bursa austriacă CEGH, producătorii nu mai au nicio obligație și pot vinde tot gazul în afara piețelor concurențiale, prin contracte bilaterale.
Înainte de a fi prezentată aici, informația a fost anunțată cu mult înainte pe Profit Insider
Vicepreședintele ANRE, Zoltan Nagy-Bege, a precizat pentru Profit.ro că 20% din cantitatea de 30% din producția de gaze pe anul anterior va trebui scoasă la licitație pe piețele spot, iar 80% pe cele la termen.
Rezultă că OMV Petrom, Romgaz și Amromco Energy (poate chiar și Stratum Energy - companiile producătoare de gaze naturale a căror producție anuală depășește un TWh, potrivit proiectului) vor fi obligate să scoată la licitație 6% din producția pe anul precedent pe piețele spot și 24% pe cele la termen.
Marea noutate însă, ar fi introducerea prețului de pornire al licitației, de maximum 95% din ultimul preț cunoscut publicat de CEGH, corespondent produsului ofertat.
Potrivit unor surse din piață există cel puțin trei probleme cu propunerea ANRE. Prima este că impune un preț artificial, fără nicio legătură cu piața internă, precum a fost și cazul plății redevențelor la cotațiile gazelor de pe CEGH.
În al doilea rând, există riscul să ai simultan două tipuri de reglementări, și obligativitatea tranzacționării a 50% din producție pe piețele centralizate și obligativitatea scoaterii la vânzare a 30% din producție pe aceleași piețe. Pentru că legea 123, care introduce obligativitatea de tranzacționare 50%, ar putea să nu fie modificată până la 1 iulie. În cazul în care acest lucru nu se va întâmpla, practic, ANRE impune un preț pe piețele centralizate, cel de pe CEGH, în condițiile unei obligativități de tranzacționare (nu doar de ofertare). Cu alte cuvinte, producătorii vor fi obligați să vândă la maxim 95% din cotațiile CEGH, potențialii cumpărători neavând niciun interes să liciteze mai mult știind că producătorii sunt strânși cu ușa să-și îndeplinească obligativitatea de vânzare de 50%.
În al treilea rând, producătorii interni sunt discriminați în raport cu importatorii, care nu sunt subiectul unei astfel de obligații de ofertare pe piețele centralizate.
O altă problemă ar fi baza la care se aplică procentul: producția de anul anterior. Industria extractivă se confruntă cu un declin natural al producției, în 2019 Romgaz înregitsrând o scădere a acesteia de 1,1%, iar OMV Petrom de 7%. Iar în acest an, cel puțin OMV Petrom anticipeză o scădere mai accelerată a producției.
În trecut, legiuitorii au căutat metode de a majora lichiditatea pe piețele operate de OPCOM și Bursa Română de Mărfuri (BRM), însă eforturile lor par a fi avut un efect contrar. Obligativitatea tranzacționării a 50% din producție internă pe piețele centralizate nu a condus decât la o mutare a tranzacțiilor bilaterale dintre cei doi mari producători (Romgaz și OMV Petrom) și cei doi mari furnizori (Engie și E.On) pe aceste piețe. Motivul: cei doi mari producători scoteau la licitație cantități pe care numai cei doi mari furnizori și le permiteau.
Acesta este motivul pentru care ANRE propune “lotizarea” ofertei pe pachete de 50 MWh. “În situația în care cantitatea ofertată este mai mare de 50 MWh, oferta conține, în mod obligatoriu, și opțiunea de vânzare parțială, pe loturi a căror mărime se stabilește funcție de produsul utilizat, mărimea lotului nu poate fi mai mare de 50 MWh/lot”, se precizează în proiect.
Producătorii vor fi obligați să scoată la licitație gaze pe toate piețele spot și la termen. Astfel, în ceea ce privește piața spot, unde obligația va fi de o cincime din cantitatea de 30% impusă de ANRE, producătorii vor trebui să ofere gaz atât pe piața intrazilnică, cât și pe cea pentru ziua următoare, ca și pentru alte două piețe nou create, zi individuală și de week-end .
Pe segmentul „Piața produselor standardizate pe termen mediu și lung”, producătorii vor trebui să disponibilizeze 80% din obligativitatea de 30% din producție prin produse lunare (35% din cantitatea impusă pe piețele la termen), trimestriale (25% din cantitatea impusă pe piețele la termen), semestriale/sezoniere (25% din cantitatea impusă pe piețele la termen) și anuale (15% din cantitatea impusă pe piețele la termen).
Propunerea ANRE leagă propriu zis piețele centralizate din România de cea austriacă CEGH, cel puțin în ceea ce privește prețul de pornire al licitațiilor. Numai că, istoric, prețurile de pe bursa austriacă și cel de pe piața internă au variat considerabil. Dacă în ceea ce privește 2019, prețul de pe bursa internă a fost și de două ori mai ridicat de cel de pe CEGH, în anii precedenți situația a fost inversă.
În plus, propunerea vulnerabilizează piața internă la șocuri externe, care nu țin de aceasta, precum ar fi un incendiu la Baumgarten, cum s-a întâmplat în urmă cu câțiva ani. În acel moment, prețurile pe CEGH au explodat.
Cum aceasta nu este o obligativitate de tranzacționare, ci una de ofertare, o astfel de posibilitate nu înseamnă neapărat un transfer al unui preț ridicat din Austria în România, susține Nagy-Bege.
“Numai 20% din obligativitate va fi pentru piețele spot, ceea ce înseamnă că numai această cantitate ar putea fi afectată (de un eveniment precum cel amintit - n.r.) pentru câteva zile. În plus, este doar o propunere. Dacă are cineva o idee mai bună, poate să ne-o prezinte, proiectul fiind în dezbatere publică (până pe 14 aprilie - n.r.). Am introdus acest preț pentru a evita posibilitatea ca producătorii să-și îndeplinească obligația de ofertare, însă la un preț atât de mare, 200 lei/MWh să spunem, încât să nu cumpere nimeni”, a afirmat vicepreședintele ANRE.
Producătorii ar dori ca liberalizarea de la 1 iulie să fie una deplină și să nu fie obligați să tranzacționeze pe piețele centralizate niciun procent din producție. Argumentul lor, în special al celor care au proiecte de investiții majore, în Marea Neagră de exemplu, este că finanțarea unor astfel de proiecte este dificilă, iar semnarea unor contracte bilaterale pe o perioadă îndelungată le-ar ajuta. Pe piețele centralizate nu există posibilitatea semnării unor astfel de contracte pe mai mulți ani (minim 5-10 ani, în funcție de productivitatea zăcământului).
