România și-a redus în 2020 importurile de gaze cu 20%, de la recordul istoric înregistrat în 2019, de 28,93 TWh, la 23,18 TWh, plătind pentru acestea o sumă aproape de două ori mai redusă decât cea achitată în 2019. Importurile din Federația Rusă au rămas relativ constante, micșorarea intrărilor fiind mult mai evidentă pe punctul de interconectare cu Ungaria, începând mai ales cu jumătatea a doua a anului, în principal ca urmare a inversării evoluției prețurilor pe cele două piețe.
România a importat anul trecut un volum de gaze de 23,18 TWh, din care mai mult de jumătate (12 TWh) prin punctul de interconectare Csanádpalota (pe granița cu Ungaria). Restul este importat direct din Federația Rusă prin fostul coridor transbalcanic, fie pe ruta clasică ucraineană (Isaccea), fie pe noua rută Turk Stream, Negru Vodă (Bulgaria).
28 noiembrie - Profit Financial.forum
Potrivit calculelor Profit.ro, importurile din Federația Rusă s-au situat la 11,1 TWh, diferența dintre cifra anunțată de Gazprom și cea rezultată din datele ANRE putând fi explicată prin necontorizarea livrărilor, reduse ce-i drept, efectuate prin Ruse-Giurgiu, catalogat drept punct de interconectare UE, deși este alimentat tot cu gaz din Turk Stream.
În 2019, România a importat prin Csanádpalota 16,82 TWh, cu aproximativ o pătrime mai mult decât în 2020.
Companiile importatoare au achitat pentru gazul introdus în țară în 2020 aproximativ 1,53 miliarde de lei, o sumă aproape de 2 ori mai redusă decât cea plătită în 2019, de 2,85 miliarde lei.
Motivul: nu numai cantitățile importate s-au redus, ci și prețurile de import. Astfel, dacă în 2019, prețul mediu de import a fost de aproximativ 95,2 lei/MWh, în 2020 el s-a redus cu 29,3 lei sau 30,7%, ajungând la un preț mediu de 65,9 lei/MWh.
Reducerea importurilor este însă una conjuncturală, legată de intervenția politicului pe piață, mai ales că în 2020, potrivit Trasgaz, intrările în sistemul național din perimetrele de producție s-au redus cu 10,2%, de la 98 TWh în 2019 la 88 TWh în 2020.
În plus, potrivit estimărilor unuia dintre cei doi mari producători interni, OMV Petrom, cererea națională de gaze naturale a crescut în 2020 cu aproximativ 5% față de anul anterior.
La prima vedere, pare un paradox faptul că importurile s-au redus în condițiile unei micșorări cu 10% a producției interne și ale unei majorării cu 5% a consumului.
Însă nu importurile de anul acesta sunt mici, ci cele de anul trecut au fost extrem de ridicate. În 2019, acestea s-au situat cu aproximativ 78% peste cele din anul precedent, 2018.
Motivul este unul ce ține de intervenția politicului în piață. În 2019, prețul de import se situa sub cel de pe piața internă, inflamată de prevederile OUG 114, care au scos de pe piață cantități importante de gaze, alocate de ANRE la preț reglementat (68 lei/MWh) către furnizori în scopul alimentării consumatorilor casnici și CET-urilor.
În plus, furnizorii au depozitat gaz în exces, pe care-l cumpărau la un preț atractiv, credeau ei, cel reglementat, de 68 lei/MWh. Pentru alimentarea consumatorilor finali, furnizorii preferau utilizarea gazului de import, în special pe ruta ungară, care beneficia de un preț de hub.
Iar în această iarnă, puși în fața achitării unui nou tarif de înmagazinare, furnizorii au preferat să scoată gazul depozitat în 2019 din depozite, chiar dacă era mai scump, decât să apeleze la importuri. Așa se face că din octombrie până la finalul lunii decembrie, din depozite fuseseră deja extrași 10 TWh, înmagazinările scăzând de la 30 TWh la 20 TWh.
În prezent, în depozitele operate de Depogaz (Romgaz) și Depomureș (Engie) mai e depozitat un volum de 11 TWh sau 34% din capacitatea totală de depozitare.
Ironic, majorarea importurilor din Ungaria a avut loc într-o perioadă (începutul anului 2019-jumătatea anului 2020) în care discursul populist al politicienilor români își justifica susținerea introducerii obligativității de tranzacționare a 50% din gazele produse în România pe piețele centralizate autohtone prin pericolul ca acestea să fie exportate în statul vecin.
Gazul importat din Ungaria, a fost, precum și cel importat din Ucraina sau Bulgaria, gaz rusesc, acesta având însă avantajul că avea un preț de hub. Spre deosebire de gazul rusesc importat din Ucraina/Bulgaria, indexat cu prețul petrolului, gazul din Ungaria evoluează în funcție de prețul de pe piețele europene și de nivelul tarifelor de transport, influențate la rândul lor de cererea internă.
Decizia furnizorilor de a depozita gazul cumpărat la preț reglementat, de 68 de lei/MWH, s-a dovedit una păguboasă, mai ales pentru consumatori. Și asta pentru că furnizorii n-au extras gazul depozitat în iarna anului 2019, ci de-abia în iarna anului 2020, fiind obligați insă să achite tarife de înmagazinare pentru două cicluri de depozitare.
Și, astfel, costul gazului n-a mai fost de 68 lei/MWh, ci de peste 100 lei/MWh (prețul reglementat plus cele 2 tarife de înmagazinare), ceea ce a condus la ofertele scumpe prezentate consumatorilor cu ocazia liberalizării din vară, în pofida faptului că în acel moment, prețul gazelor atât pe piețele spot sau la termen, cât și de import, se situa la 40-50 lei/MWh.
În iunie 2020, de exemplu, când prețul gazului de import era de 40 de lei/MWh, depozitele erau pline în proporție de peste 77% (peste 23 TWh depozitați). Iar gazul depozitat era plătit deja și trebuia vândut, ceea ce a anulat practic orice motivație a furnizorilor de a cumpăra vara gaz ieftin din import (sau după piața internă) și a-l depozita pentru iarna anului 2020.
Comparativ, în iunie 2019, erau depozitați doar 10 TWh, depozitele fiind pline doar în capacitate de 30%.
Cu alte cuvinte, OUG 114 i-a motivat pe furnizori să depoziteze gaze în exces în 2019 la preț ridicat (68 lei - preț reglementat + 2 tarife de înmagazinare), ceea ce a descurajat depozitarea din 2020 la preț redus (40-50 de lei - prețul de pe BRM sau cel de import + un tarif de înmagazinare).
Dacă depozitele n-ar fi fost atât de pline în 2020 în urma înmagazinării în exces din 2019, jocul prețurilor ar fi stimulat o depozitare superioară în 2020. Și implicit efectuarea unor importuri superioare.
Astfel, în absența distorsiunilor pe piață introduse de OUG 114, probabil că importurile din 2019 ar fi fost mult mai mici, iar cele pe 2020 mult mai ridicate.
Dacă firmele autohtone ar fi importat 23,18 TWh în 2019 și 28,93 TWh în 2020, așa cum ar fi fost logic dat fiind jocul prețurilor, ar fi plătit doar 2,2 miliarde lei pe gazul importat în 2019, respectiv 1,9 miliarde lei, pe gazul importat în 2020. În total 4,1 miliarde lei, cu 7% mai puțin decât au achitat ca urmare a efectelor OUG 114.
Iar această diferență de preț, precum și costul unui ciclu de înmagazinare suplimentare, a fost transmisă în factura finală a consumatorilor autohtoni.
În plus, așa cum a avertizat deja Profit.ro, o altă măsură administrativă ar putea afecta funcționarea pieței gazelor. Este vorba de Programul de ofertare a gazelor, prin care producătorii interni au fost obligați să scoată la licitație 40% din producție pe piețele centralizate (Gas Release Program - GRP), care stimulează exporturile și ar putea conduce la reducerea considerabilă a cantităților de gaze înmagazinate pentru iarna anului gazier 2021-2022.
