Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) are în vedere schimbarea formulei prețului de referință pe baza căruia sunt calculate sumele datorate statului drept redevențe de către producătorii români de gaze naturale pentru volumele de hidrocarburi extrase, preț la care sunt aplicate cotele procentuale de redevență prevăzute de Legea petrolului. Astfel, prețul de referință nu va mai fi stabilit prin raportare la cotațiile tranzacțiilor angro de pe bursa Central European Gas Hub de la Viena (CEGH), ci la cele ale deal-urilor locale de la Bursa Română de Mărfuri (BRM) și OPCOM.
Viena a fost legiferată drept reper de preț pentru redevențele datorate statului de către producătorii români de gaze în urmă cu 4 ani, decizia în acest sens a ANRM generând atunci proteste din partea operatorilor. Aceștia arătau că prețurile de la bursa austriacă sunt irelevante pentru piața românească, dat fiind că nu existau exporturi de gaze extrase din România care să fie cotate la CEGH, și că prețurile vieneze erau semnificativ mai mari decât cele de pe piața angro românească.
"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. Pentru a avea eficiență și aplicabilitate, considerăm că este important ca prețul de referință pentru gazele naturale să fie stabilit în baza unui calcul de piață relevant pentru România și reflectând prețurile efectiv realizate în sectorul upstream din România", transmitea, în februarie 2018, Asociația Română a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA).
În prezent, în momentul redactării acestui articol, prețul gazelor cu livrare în martie la BRM, în România, de 375 lei/MWh, este mai mare decât cel echivalent de la Viena, de 71,3 euro/MWh, adică circa 352 lei/MWh, la cursul de schimb curent calculat de BNR.
Metodologia de stabilire a prețului de referință pentru calculul redevențelor în vigoare din 2018, care ține cont de cotațiile austriece, a fost întocmită pe baza unui studiu din 2015 al Universității de Petrol și Gaze Ploiești.
"La data efectuării studiului și aprobării metodologiei, piața din România nu avea un character consolidat, prin comparație cu piețele de gaze naturale din Europa, care să ofere elemente relevante pentru stabilirea prețului de referință. Volumele de gaze naturale tranzacționate pe BRM și OPCOM erau foarte mici/irelevante, piața de gaze locală dovedindu-se netransparentă/imatură", se arată într-un document al ANRM.
Potrivit sursei citate, în ultima vreme, ponderea gazelor naturale tranzacționate în sistem centralizat pe platformele românești a crescut semnificativ, iar cea mai mare parte a volumelor tranzacționate au fost valorificate pe piața din România, ponderea exporturilor fiind nesemnificativă.
"În luna septembrie 2021, dintre toate tranzacțiile încheiate pe piețele centralizate, 99,7% au avut loc pe BRM, astfel că indicele de preț mediu pentru tranzacțiile cu livrare în luna de referință al BRM poate fi considerat reprezentativ pentru tranzacțiile cu gaze naturale produse în România", se menționează în document.
Astfel, ANRM propune modificarea metodologiei, astfel încât prețul de referință pentru redevențe să fie stabilit prin raportare la prețurile medii ponderate rezultate din tranzacțiile cu livrare lunară derulate la BRM și OPCOM. Cel mai probabil, se va ține cont efectiv doar de cele de la BRM, întrucât pe OPCOM, în ultimele luni, s-au tranzacționat doar contracte spot.
Compania de stat Romgaz, în prezent cel mai mare producător de gaze din România, a plătit anul trecut redevențe de 709 milioane lei statului și estimează că în 2022 va achita aproape dublu, respectiv, 1,39 miliarde lei, ca urmare a creșterii prețurilor din piață. Celălalt mare producător, OMV Petrom, a plătit în 2021 redevențe de circa 600 milioane lei, cumulat, atât pentru extracția de țiței, cât și pentru cea de gaze.
