Înființarea Romanian Gas Hub Service este pregătită într-un context dificil, cu mari probleme legate de tranzitul internațional al gazelor prin România și acordul de interconectare cu Ucraina, de o lichitate redusă pe piețele centralizate, o producția internă în cădere și de incertitudinile ridicate de exploatarea gazelor din Marea Neagră. În plus, încrederea participanților la piață este șubredă, iar prețurile sunt în continuare controlate. O parte a producției interne nu este tranzacționată pe piețele centralizate, fiind alocată la preț reglementat.
Adunarea Generală Extraordinară a Acționarilor a Transgaz va vota, la mijlocul lunii martie, înființarea Romanian Gas Hub Service SA, societate ce ar urma să furnizeze servicii profesionale de hub gazier pentru România (indusiv servicii de comercializare și servicii conexe) și va avea ca scop operarea Punctului Virtual de Tranzacționare din Romania (PVT). Transgaz va deține 51% din acțiuni, iar bursa vieneză CEGH, 49%. În societatea care urmează să fie înființată pot deveni acționari companii/entități românești precum Romgaz, OMV Petrom, alți producători de gaze din România, CEC sau Eximbank în calitate de Casa de Clearing, OPCOM, BRM sau BVB.
“Prin acest hub de gaze, Transgaz își afirmă rolul de leader în ceea ce privește asigurarea securității energetice în România și în regiune. Hub-ul Românesc de gaze este o reușita deosebit de importantă, care creeaza premisele pentru dezvoltarea economică și financiară a României, Transgaz are capacitatea și know-how-ul necesare pentru a gestiona proiectul”, se precizează în referatul care însoțește propunerea de înființare a companiei.
28 noiembrie - Profit Financial.forum
“Romanian Hub Service SA este o societate comercială, nu un «hub». A nu se face confuzie între un nume și un proces. România Hub ar presupune construirea unei noi viziuni asupra pieței gazelor naturale, aceea a construirii unei piețe libere, lichide, responsabilă, atent supravegheată, dezvoltând modalități de susținere a clienților vulnerabili, unic dispecerizată pentru prevenirea crizelor în situații excepționale și total integrată în Uniunea Energetică Europeană. Hub-ul presupune regândirea tuturor activităților din sectorul gazelor naturale într-un singur scop, acela de a facilita tranzacționarea gazelor naturale cu scopul obținerii celor mai bune prețuri ale gazelor la un moment dat și pentru a asigura calitatea furnizării. În opinia mea, nimic din toate acestea nu se întrevăd a se realiza în viitor, astfel că ne găsim în fața unui proiect care se dorește a fi realizat fără a putea funcționa în adevăratul sens al cuvântului și pentru care consider că nu ar exista interes din partea marilor trader-i europeni”, a declarat președintele Asociației Energia Inteligentă (AEI), Dumitru Chisăliță pentru Profit.ro.
Dar poate că scepticismul expertului AEI este unul exagerat.
În acțiunea sa de promovare a proiectului, Transgaz a prezentat o listă cu condiții necesare, chiar dacă insuficiente, și cu puncte forte ale României pentru a deveni un hub de gaze.
Prima dintre aceste condiții este “existența surselor diverse de aprovizionare cu gaze naturale: producția internă, importuri prin conducte de interconectare, transporturi de GNL de peste mari”.
În prezent, producția din România este în scădere (declin de 7% a producției OMV Petrom și de 1,1% a Romgaz în 2019). În plus, terminalele GNL lipsesc, chiar dacă Transgaz a aderat la un proiect SUA menit să susțină exporturile de GNL american în Europa de Est.
Iar în ceea ce privește interconectarea, România a pierdut de la începutul anului poziția pe care o deținea pe traseul coridorului transbalcanic, de la 1 ianuarie 2020 practic niciun metru cub de gaz rusesc nemaitranzitând România. Singura conductă care permitea transportul gazului atât din nord în sud, din Ucraina în Bulgaria, cât și invers, din Bulgaria în Ucraina, Isaccea-Negru Vodă 1, este folosită de Transgaz exclusiv pentru importul de gaze, atât din Bulgaria (pentru alimentarea Mangaliei și a altor câteva localități care se alimentau din fosta conductă de tranzit 1), cât și din Ucraina.
Transgaz nu are semnat un contract de interconectare cu Ucraina, cea mai mare piață de desfacere potențială din regiune și, încă, una dintre porțile de intrare a gazului rusesc în Europa.
Drept urmare, în luna ianuarie a acestui an, în România au intrat aproximativ 3,3 TWh (jumătate din Ungaria, jumătate din Ucraina, prin nou creatul punct de import pe tranzit 1) și a exportat practic 0 TWh.
Comparativ, lunar, în această iarnă în Ungaria au intrat 19,5 TWh și ieșit 7,5 TWh (din care 1,6-1.7 TWh exportați în România). Chiar și vecinii bulgari, după mutarea tranzitului gazului rusesc de pe coridorul Transbalcanic pe Turkstream, a importat și reexportat cantități duble comparativ cu România.
“România, din nefericire, nu mai este într-o poziție care să-i ofere perspective de a fi parcursă în viitor de mari fluxuri de gaze (așa cum arată astăzi tendințele), dar nici nu are capabilitatea tehnică de a permite trecerea unor fluxuri importante de gaze, care să determine interes pentru un hub”, susține Chisăliță.
Transgaz afirmă că un alt punct forte al României este că se bucură de o poziție geostrategică privilegiată, fiind localizată pe importante coridoare de transport între piețele bine dezvoltate din centrul Europei și sursele de aprovizionare din SE Europei
În opinia lui Chisăliță, poziția geografică a Bulgariei (care a înființat o societate similară cu cea care va fi creată în România, tot în colaborare cu CEGH încă de acum 2 ani) poate fi una mai avantajoasă din punct de vedere al rutelor de tranzit. Bulgaria beneficiază de un sistem de transport care funcționează la presiuni de regim de 55 bar, interconectat cu sistemele de transport ale tuturor vecinilor săi: România, Serbia, Macedonia, Grecia
În plus, faptul că sistemul de transport din Bulgaria este interconectat cu cel din Turcia îi permite acesteia să devină o poartă de intrare în UE a gazelor din zona Mării Caspice, Iran, Irak, Egipt etc.
“Acordurile semnate cu Grecia transformă Bulgaria în poarta de intrare în UE a gazelor din zona Israel și Cipru (via Grecia), dar și singura rută de acces la LNG a țărilor din Sud- Estul Europei, pe ruta Grecia – Bulgaria. De remarcat că LNG-ul se va dezvolta puternic în viitor și posibilitatea de a avea acces la un terminal LNG va avea un rol important în dezvoltarea HUB-urilor. În plus, Bulgaria are acces la posibila rută South Stream (rută care se întrezărește a se înfăptui, în situația în care Nord Stream 2 va avea câștig de cauză în lupta cu reprezentanții Consiliului Europei)”, explică expertul AEI.
Aceeași situație a dezvoltării unui hub de gaze o regăsim în Ungaria, care poate să o poziționeze înaintea României ca avantaje, mai ales după renunțarea la BRUA și începerea construirii sistemului de transport STEA în Ungaria, susține acesta.
O altă condiție este “existența, în primele etape ale dezvoltarii unui hub comercial, a unei aprovlzionări excesive cu gaze naturale pentru a permite schimbul de mărfuri în volume semnificative. (…) România are cea mai mare piață gaziera din regiune și cea mai mica dependență de importuri, înregistrează 80% din producția din regiune (noi resurse din Marea Neagră)”.
Lăsând la o parte declinul natural a producției de gaze din România, producția din Marea Neagră este pusă sub semnul întrebării inclusiv de OMV Petrom. Exxon vrea să-și vândă participația, și, chiar în cazul optimist în care va reuși acest lucru, iar Parlamentul va modifica Legea offshore în acest an, prima moleculă de gaz din Neptun Deep (de departe cel mai mare perimetru din Marea Neagră) va fi extrasă cel mai devreme în 2025.
Însă un nivel ridicat al producției interne nu garantează transformarea României într-un hub.
Un alt atu al României invocat este acela că “dispune de depozite de înmagazinare bine dezvoltate”. Însă capacitatea de depozitare gaze a României este de 33 TWh, de peste două ori mai redusă decât cea a Ungariei (70 TWh) și de 10 ori sub cea a Ucrainei (322 TWh).
“Important este să înțelegem că hub-urile din Europa nu s-au dezvoltat în țările mari producătoare de gaze (Norvegia, de exemplu) sau cu capacitate de înmagazinare mare, ci în țări bine plasate geografic, cu sisteme de conducte interconectate înspre și spre diferite direcții și în special atractive din punct de vedere al încrederii în derularea tranzacțiilor. Gazele din Marea Neagră pot să fie consumate/exportate pur și simplu fără ca sa se impună necesitatea existenței unui hub de gaze. Însă o condiție importantă a existentei unui hub este determinate de capacitatea mare de interconectare, operațională, și mai ales de capacitatea operațională de a face fata tranzitului internațional de gaze prin SNT, experiment care nu a fost realizat, exceptând conductele de Tranzit Gaze din Dobrogea (construite de Gazprom - n.r.)”, precizează Chisăliță.
În opinia acestuia, hub-ul este în primul rând un spațiu de întâlnire al cererii și ofertei, și doar în mod ideal întâlnirea mai multor fluxuri fizice de gaze, prin infrastructura aferentă. Hub-ul gazelor este locul în care se fac tranzacții în mod liber, transparent și concurențial, se fac speculații licite, este locul unde trebuie să funcționeze efectiv o piață. Dar o piață pe lângă mecanisme specifice are nevoie de: încredere din partea celor care activează (furnizori, traderi etc.), un număr suficient de mare de traderi de calibru (cu resurse financiare importante) pentru a elimina posibilitatea influențării de orice fel a pieței, fluxuri de gaze importante și un mediu predictibil.
În România, cel puțin până pe 1 iulie, piața numai liberă nu este, prețurile fiind controlate de ANRE, iar cele destinate consumatorilor casnici și CET-urilor plafonate la 68 lei/MWh. O mare parte din producția internă nu poate ajunge pe OPCOM sau BRM fiind alocată la preț reglementat în vederea consumului casnic/al CET-urilor sau în vederea depozitării.
Acesta este unul din motivele pentru care lichiditatea pe OPCOM și BRM este una redusă comparativ cu cea de pe alte piețe.
Un alt motiv este acela că România nu mai prezintă încredere pentru jucătorii de calibru pe piața de gaze naturale.
“Erodarea ireversibilă (pe termen scurt) a încrederii față de România, este o rezultantă a evenimentelor din ultimii 20 ani, perioadă în care una s-a spus și alta s-a făcut, și a încălcării repetate a nenumăratelor angajamente de liberalizare a pieței de gaze: 2000, 2005, 2007, 2010, 2012, 2014, 2016 și 2017. De fiecare dată au fost încălcate angajamente asumate de guvernanți, care au sacrificat, astfel, încrederea prin abordări populiste în numele protejării consumatorilor de gaze (abordare falsă, după cum o dovedește modul în care a escaladat prețul gazelor în România în ultimii 20 ani). Astfel, nivelul de încredere față de piața de gaze din România al unor mari jucători, este unul negativ. Aceasta face ca marii jucători pe piața de gaze occidentală, să nu-și mai dorească deocamdată intrarea în România”, afirmă președintele AEI.
Piața românească este compusă din jucători cu orizont pur local, care nu își bazează strategia pe un marketing de tranzacționare, specific hub-urilor, ci pe un marketing detailist, speculând lipsa de cunoștințe la nivelul consumatorilor noncasnici și influența reglementărilor la nivelul consumatorilor casnici, crede acesta.
“În România nu există traderi, există furnizori en gros și de retail, care, în mod firesc, nu-și doresc o piață funcțională decât până la un nivel controlabil de ei. Iar predictibilitate este o noțiune străină de România pentru aproape orice domeniu”, concluzionează Chisăliță.
