Ultimul trimestru al anului trecut pe piața gazelor a fost unul cel puțin bizar: în condițiile în care depozitele de gaze erau practic pline și ale unei vremi prietenoase, cu un consum mai redus, companiile din România nu numai că nu au pus frână importurilor, ci le-au majorat, punând presiune suplimentară pe prețul gazului.
Cu alte cuvinte, în condiții de supraofertă, companiile autohtone au decis, paradoxal, să nu consume din stocurile deja plătite (doar 3 TWh extrageri din depozite), ci dimpotrivă au cumpărat din import mai multe, nu mai puține, gaze, dezechilibrând suplimentar raportul dintre cerere și ofertă. Rezultatul: o prăbușire a prețurilor pe piața spot (40 lei/MWh) și la o reducere cu 20-30 de lei/MWh a contractelor futures.
Din depozitele din România au fost extrași în perioada noiembrie (când a început ciclul de extracție) - decembrie 2019 doar 3 TWh, în condițiile în care în perioada similară a anului precedent fuseseră extrași 10 TWh. Așa se face că, România a intrat în 2020 cu o cantitate depozitată de 29,5 TWh, dublă față de cantitatea care era înmagazinată pe 1 ianuarie 2019, de 14 TWh.
28 noiembrie - Profit Financial.forum
Și mai curios este faptul că, deși se anunța o iarnă mai blândă, iar depozitele erau pline, România și-a majorat în ultimul trimestru al anului cantitatea de gaze importată comparativ cu perioada similară a anului trecut.
Dacă în perioada octombrie-decembrie 2018, România a importat, potrivit Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), 5,65 TWh, în ultimul trimestru al anului trecut importurile au fost de peste 8.1 TWh (potrivit calculelor Profit.ro pe baza fluxurilor zilnice raportate de Trasngaz).
Interesant este că, începând cu 1 ianuarie, cel puțin în ceea ce privește extragerile de gaze din depozite, situația s-a normalizat. În primele 17 zile ale lunii ianuarie a fost extrasă aceeași cantitate (3 TWh) care a fost extrasă în ultimele două luni ale anului trecut.
Dar cum pot fi explicate aceste anomalii?
Totul a început cu adoptarea, la finalul lunii decembrie 2018, a OUG 114, care în varianta inițială viza o plafonare a prețului nu numai pentru gazul vândut de producători în vederea acoperirii consumului casnic și a sistemelor de încălzire centralizate, ci și a marilor consumatori industriali.
Cum plafonarea prețului la gaze la 68 de lei/MWh OUG 114 intra în vigoare de-abia pe 1 aprilie (amânată apoi pntrue 1 mai), cel puțin o parte din producătorii autohtoni au decis să vândă în avans, prin contracte bilaterale, cea mai mare parte a producției pe 2019. Asta pentru a justifica în fața ANRE că nu mai au gaze disponibile pentru a furniza la preț reglementat în special marilor consumatori.
Numai că respectivii producători au pierdut din vedere (sau au sperat că ANRE va modifica legislația secundară) că sunt obligați să vândă pe piețele centralizate (BRM și OPCOM) 50% din producție. Ei sperau că măcar gazele vândute la preț reglementat către furnizori să fie acceptate e ANRE ca parte a acestui procent.
Așa se face că, la jumătatea anului, nu fuseseră semnate pe piețele centralizate, nici pe BRM, nici pe OPCOM, decât puține contracte. Iar în cazul unor producători, gazul din producția internă fusese deja amanetat în mare parte încă din primul trimestru al anului.
Drept urmare, pentru a-și îndeplini obligația de tranzacționare a jumătate de producție pe piețele centralizate, producătorii care au vândut în avans gazul încă din primul trimestru au fost nevoiți să apeleze la importuri și să cumpere de pe piața internă gaze.
Aceasta este explicația faptului că OMV Petrom a devenit cel mai mare importator din România începând cu mijlocul acestui an. Celălalt mare producător autohton, Romgaz, cel puțin până la finalul trimestrului al treilea, dimpotrivă, importase mai puține gaze decât în anul precedent.
Cu alte cuvinte, OMV Petrom a fost nevoit să importe gaze și să cumpere de pe piața internă în vederea revânzării pentru a-și realiza cota de 50%. Așa se explică dublarea cantității de gaze comercializate către terți de OMV Petrom în trimestrul al patrulea al anului, de la 9 TWh la 17 TWh.
OMV Petrom nu a importat numai pe rutele obișnuite, din Bulgaria, prin Giurgiu Ruse, și din Ungaria, prin punctul de la Csanadpalota, ci, porivit unor surse din piață, a cumpărat în noiembrie aproximativ 500 GWh de gaz lichefiat și din Norvegia, pe care l-a transportat în Grecia, unde a efectuat un swap cu Gazprom. Astfel, efectiv, gazul a intrat în țară prin Isaccea, prin fostul coridor transbalcanic, gazul lichefiat din Grecia fiind preluat de ruși pentru a-l livra unui client local
Datele OPCOM confirmă faptul că tranzacțiile pe piețele concurențiale s-au intensificat în cea de-a doua parte a anului. Astfel, dacă până în luna iunie, cantitățile tranzacționate au fost practic inexistente, începând cu acea lună și până la finalul anului au fost tranzacționați pe piețele la termen operate de OPCOM (fără a le pune la socoteală pe cele operate de BRM) nu mai puțin de 30 TWh, adică aproape o treime din producția internă anuală.
În mod normal, furnizorii încep să extragă gazul depozitat la ordinul ANRE imediat cu începe ciclul. Anul trecut însă au preferat să cumpere de pe piață, fiind scoasă la vânzare o cantitate mare de gaze evident la un preț inferior la cel la care ei înmagazinaseră
Rezultatul paradoxal, cel puțin din punct de vedere al business-ului producătorilor: o scădere a prețului odată cu apropierea iernii.
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 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. Foarte probabil, producătorii, prin tactica lor de ocolire a OUG 114, au compromis șansele de a-și recupera câștigurile nerealizate ca urmare a plafonării prețului începând cu jumătatea a doua a anului, când piața va fi liberalizată.
