Nicio tranzacție cu gaz cu termen de furnizare mai lung de o lună nu a fost realizată în ultimele 70 de zile pe Bursa Română de Mărfuri (BRM), volumele de gaze comercializate pe piața spot, în schimb, majorându-se considerabil. 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, gazul fiind comercializat pe BRM exclusiv pe piețele spot, intraday sau pentru ziua următoare.
Ultima tranzacție cu termen de livrare mai mare de o lună a fost realizată pe 13 iulie, când 21,8 GWh pentru sezonul de iarnă 2022-2023 au fost vânduți cu un preț mediu de 935 lei/MWh.
Iar ultima tranzacție cu termen mai mare de o zi a fost parafată pe 28 august, când 1,1 GWh cu livrare în luna septembrie au fost achiziționați la un preț mediu de 1.243 lei/MWh. Până în prezent, deși mai sunt mai puțin de 10 zile până la terminarea lunii septembrie, nu a fost efectuată nicio tranzacție cu gaz cu livrare în luna octombrie.
Explicația: Pe lângă măsura de penalizare a traderilor, Guvernul a decis 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.
Interesant este că dispariția tranzacțiilor pe termen mediu și lung 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 diferențial de preț de 90 de euro/MWh față de prețul de pe principala bursă regională CEGH din prima parte a lunii august, în prezent prețul spot de pe BRM este doar cu 5 euro/MWh mai redus decât cel de pe bursa austriacă.
Dacă, pe 16 august, prețul pentru ziua următoare al gazului tranzacționat pe bursa vieneză era de 236 euro/MWh, iar cel de pe BRM, de 147,5 euro/MWh, prețurile spot ale gazelor cu livrare în ziua de joi, 22 septembrie, erau de 193,2 euro/MWh pe CEGH și de 188,6 euro/MWh pe BRM.
Cu alte cuvinte, în ultima lună, prețul de pe bursa austriacă a scăzut cu peste 40 de euro/MWh, în tip ce cel de pe BRM s-a majorat cu peste 40 de euro/MWh, rezultat al nou adoptatei ordonanțe. Prevederile acesteia 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 intrene), și cel de export (în cazul gazului care tranzacționează România) să fie minime.
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 (concurențialli, și care vor fi preșuați de FUI - n.r.), 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.
Printre consumatorii non-casnici care ar putea rămâne fără furnizor concurențial și preluați de unul dintre cei 7 furnizori de ultimă instanță (FUI) la prețuri ridicate se numără și instituțiile publice, autoritățile centrale sau locale sau companiile pe care statul le deține, ceea ce va pune presiune pe deficitul bugetar.
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.
Riscul ca o parte din clienții non-casnici să aibă dificultăți în a=și găsi furnizori concurențiali ar putea fi și motivul pentru care ANRE a decis desemnarea celui mai mare producător intern de gaze, Romgaz, drept furnizor de ultimă instanță (FUI). Celălalt mare producător autohton, OMV Petrom, era dea FUI încă de la finalul anului 2021.
