Producția BSOG de gaze naturale din proiectul offshore Midia din primele trei luni s-a dus către consumatorii finali din România, a transmis Eric Stab, Președinte & CEO ENGIE România, companie care a semnat, în 2018, un contract pe 10 ani de preluare a producției americanilor din Marea Neagră.
“Fără acest contract pe termen lung între BSOG și Engie, n-am fi avut un proiect bancabil, producătorii nu ar fi putut să ia decizia finală de investiție și nu am fi văzut acest gaz, de care profită consumatorii români”, a afirmat Stab la PROFIT ENERGY.forum.
Conferința este organizată cu sprijinul Engie, Romgaz, Transgaz, OMV Petrom, Federației Asociațiilor Companiilor de Utilități din Energie (ACUE), Premier Energy, Vimetco Alro, Complexul Energetic Oltenia, Tinmar Energy, Hidroelectrica, Nova Power&Gas, Nuclearelectrica și Federația Patronală Petrol și Gaze (FPPG), fiind transmisă în direct și la PROFIT NEWS TV
Deși contractul a fost semnat în 2018 și a fost public, recent, europarlamentarul PNL Rareș Bogdan a declarat, în emisiunea Talk News de la Profit News TV, că este profund mâhnit că gazul care este extras de la Black Sea Oil & Gas, primul gaz din platforma continentală, deja a fost contractat de grupul Engie.
28 noiembrie - Profit Financial.forum
Șeful Engie a explicat că, atunci când există cerere în România, acest gaz se duce către consumatorii industriali finali autohtoni, iar numai dacă nu există cerere internă și nu poate fi stocat, el este exportat.
“Producția din primele trei luni s-a dus către consumatorii finali din România”, a anunțat Eric Stab.
Profit.ro a semnalat că deși ne aflăm în plină criză energetică, intenția Black Sea Oil&Gas (BSOG), operatorul singurei exploatări noi offshore de gaze din Marea Neagră, de a-și majora cantitățile de gaze la numai 3 luni de la începerea producției, este îngreunată de aspecte reglementatoare și legislative. În acest sens, Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a publicat recent un proiect de ordin prin care se introduce o excepție în cazul producătorilor și Transgaz, care se pot înțelege, pe o perioadă de 6 luni, asupra parametrilor de funcționare ai stațiilor de măsurare “în scopul creșterii capacității de livrare și a preluării în SNT a cantităților suplimentare de gazele naturale”.
Potrivit unor surse Profit.ro, BSOG nu a decis încă exact cantitatea suplimentară pe care o va produce, ultimele cifre avansate fiind de 400 mii mc/zi.
Calculele companiei sunt complicate de faptul că, deși a început producția la jumătatea lunii iunie, la trei luni după adoptarea OUG 27, potrivit prevederilor acesteia, BSOG, este obligată să vândă la preț reglementat o mare parte din producție atât furnizorilor, în vederea acoperirii consumului clienților casnici, cât și producătorilor de energie termică (PET)-urilor. Pentru că prevederile actului se aplică “producătorilor de gaze naturale care desfășoară atât activități de extracție onshore și/sau offshore, indiferent de data începerii acestei activități”.
Iar BSOG a vândut întreaga producție în avans către Engie, care are evident în portofoliu clienți casnici, însă nu și PET-uri.
Drept urmare, pentru a respecta cotele alocate de ANRE pentru alimentarea PET-urilor și a evita o eventuală sancțiune din partea reglementatorului pieței, BSOG este nevoită să-și majoreze producția, chiar dacă nu ar avea nicio motivație comercială în acest sens, fiind obligată să o vândă la preț reglementat de 150 lei/MWh atât cea destinată consumatorilor casnici, cât și cea pentru consumul PET-urilor, mai nou. Dacă până la adoptarea OUG 119, prețul de vânzare către PET-uri era de 250 lei/MWh, de la 1 septembrie acesta a coborât la 150 lei/MWh. Și perioada de aplicare a acestei prevederi a fost extinsă, ea urmând a fi valabilă până pe 31 august 2023, și nu 31 martie 2023, cum era precizat în OUG 27.
Numai că stația de măsurare a BSOG este calibrată pentru producția actuală de 3 milioane de mc pe zi, iar oricare din soluțiile identificate, adăugarea unei noi linii de măsurare sau înlocuirea sa cu un modul cu o capacitate mai mare de măsurare, durează.
Astfel, pentru a putea majora cât mai rapid producția, cea mai rapidă soluție este folosirea liniei de măsurare de rezervă pe care este obligată să o dețină, însă pe care reglementările ANRE nu-i permit să o utilizeze.
Acesta este motivul pentru care instituția de reglementare a publicat un proiect de ordin care prevede că “pentru o perioadă de maxim 6 luni, părțile, respectiv producătorul și OTS, prin semnarea unei convenții tehnice privind condițiile de predare-primire a gazelor naturale în condiții de siguranță în exploatare, în conformitate cu prevederile legale în vigoare, se pot înțelege asupra modificării parametrilor de funcționare a SRMP (Stației de reglare, măsurare și predare - n.r.), în scopul creșterii capacității de livrare și a preluării în SNT a cantităților suplimentare de gazele naturale.”
România este singura țară europeană în care furnizorii de gaze prefinanțează schemele de plafonare pentru consumatori, cu excepția Franței, și este nevoie de schimbări legislative care să le permită plățile parțiale din partea statului și să includă asigurări privind aceste sume, astfel încât companiile din domeniu să aibă bani pentru achiziții și să mențină funcțional sistemul, spune Eric Stab.
“Diferența este că în Franța furnizorii nu trebuie să aștepte o perioadă foarte lungă pentru a-și recupera banii. Este o garanție foarte solidă din partea statului că își vor obține banii și asigurări privind aceste sume, ceea ce ușurează mult situația comparativ cu România. Noi suntem puși la mijloc, între stat și consumatori. Este o problemă reală și vrem ca procesul de decontare să se miște mult, mult mai bine, și să primim plăți parțiale, în baza cererilor noastre verificate de ANRE”, a afirmat Stab.
CEO-ul ENGIE spune că se aștepta ca modificările aprobate de Senat la OUG 119 să aducă mai multe soluții la problemele cu care se confruntă sectorul de profil, mai ales că România - ca și restul Europei - trece printr-o criză dură și situația devine din ce în ce mai îngrijorătoare pentru toți furnizorii și distribuitorii de gaze și electricitate.
Două dintre efectele OUG 119 au fost lipsa tranzacțiilor pe piața wholesale și nevoia de importuri, susține Stab, care se așteaptă ca România să fie obligată să cumpere, ca și în ultimii 12 ani, gaze din străinătate.
Stab propune, de asemenea, simplificarea procesului de plafonare și eliminarea referinței privind costul electricității, astfel încât schema de sprijin să nu devină “o mașină de pierdut bani”: “Dacă avem o schemă foarte complexă, în care nouă ni se cere să găsim cine este eligibil și la ce fel de plafonare vor fi probleme la facturi. Vrem să evităm asta, vrem să avem clienți bucuroși în privința conținutului facturilor.
Evident că nu vor fi bucuroși de preț, dar asta este situația cu care ne confruntăm. La electricitate, referința de cost introdusă în OUG dincolo de care furnizorul nu va fi compensat trebuie eliminată, pentru ca schema să nu devină o mașină de pierdut bani. Dacă se menține acel nivel, nu va fi în interesul niciunei companii să furnizeze gaze, ceea ce va genera și probleme de finanțare bancară”.
Stab a anunțat, de asemenea, și un împrumut din partea companiei-mamă a ENGIE România.
