Romgaz a pierdut în ultimul trimestru al anului trecut o cotă de piață considerabilă în favoarea OMV Petrom, care a apelat la importuri pentru a-și putea îndeplini obligația de tranzacționare pe piețele centralizate a 50% din producția internă, după ce, în primul trimestru, a vândut în avans producția pe tot anul prin contracte bilaterale.
Astfel, potrivit propriilor raportări, Romgaz a vândut în trimestrul al patrulea către terți doar 12,9 TWh, în scădere cu 14% față de cantitatea din perioada similară a anului anterior, de 15 TWh.
În aceeași perioadă, OMV Petrom a vândut către terți nu mai puțin de 17,11 TWh, o cantitate în creștere cu peste 7,5 TWh sau 75% față de cea din ultimul trimestru al lui 2018.
Cu alte cuvinte, aproape jumătate din creșterea vânzărilor OMV Petrom a fost făcută pe seama scăderii celor de la Romgaz.
În pofida faptului că producția de gaze a Romgaz este mai ridicată decât cea a principalului său concurent, și în trimestrul al treilea, în care OMV Petrom a început să importe masiv gaze, vânzările producătorului de la Mediaș au fost mai reduse decât cele ale producătorului cu principal acționar OMV, 9 TWh, respectiv 11,22 TWh.
La nivelul întregului an, vânzările de gaze către terți ale Romgaz au scăzut cu 6%, de la 53 TWh în 2018 la 50 TWh în 2019, în timp ce cele ale OMV Petrom au crescut cu 21,4% de la 38,9 TWh la 47,23 TWh.
Creșterea de 21,4% a vânzărilor către terți a OMV Petrom este datorată importurilor ridicate efectuate de companie pentru a-și putea îndeplini cota de 50% din producție pe care legislația o obligă să o tranzacționeze pe piețele centralizate.
Obligativitatea tranzacționării a 50% din producție pe piețele reglementate explică și nouă strategie a conducerii OMV Petrom SA, de a vinde direct gazele, nu prin intermediul OMV Petrom GAs SRL.
Astfel, dacă la începutul anului 2018, potrivit rapoartelor ANRE (care nu includ și producătorii, deci nici OMV Petrom SA), OMV Petrom Gas SRL avea o cotă pe piața concurențială de aproape 50%, în prima parte a anului trecut a scăzut la 20-30%, apoi la 6% în luna iunie, pentru ca în august (ultimul raport disponibil) să ajungă la 1,7%.
Astfel, dacă în perioada iulie-septembrie prețul pe OPCOM a fost de aproximativ 110 lei/MWh, acesta a scăzut la 105 lei/MWh în octombrie, la 101 în noiembrie și la 100 lei/MWh în decembrie, trend total opus celui din anii trecuți, în care prețul gazului se aprecia, nu se deprecia, odată cu apropierea iernii.
Interesant este că prețul de import raportat la ANRE pentru luna octombrie a fost de 81 lei/MWh. Dacă la acesta sunt adăugate tarifele de înmagazinare (aproximativ 13 lei/MWh), cele de transport (4-5 lei/MWh - numai intern) și cele de rezervare de capacitate pentru importuri, rezultă că marja de profit a vânzătorilor a fost foarte mică, dacă nu cumva inexistentă.
Importurile masive și retragerile timide din depozite de anul trecut (doar 3 TWh în perioada noiembrie-decembrie, față de 10 TWh în perioada similară a anului precedent) vor pune presiune pe prețuri în acest an, când, început cu luna iulie, piața se va liberaliza.
Foarte probabil, la finalul ciclului, la 1 aprilie, în depozitele din România vor rămâne depozitate cantități record de gaze, de cel puțin 15 TWh.
Chiar dacă ele vor conține și un nou cost de înmagazinare, aceste cantități se vor adăuga producției curente și eventualelor importuri (mai ales având în vedere cotațiile futures de pe piețele europene, de maxim 12 euro/MWh pe perioada de vară).
Cu alte cuvinte, supraoferta se va accentua, mai ales că în lunile de vară consumul de gaz este redus, ceea ce va pune o nou presiune descendentă pe prețuri.
