Austriecii şi francezi “se încaieră” pe gazele româneşti

Investitorii strategici, GDF Suez (Franţa) şi OMV (Austria), au ajuns “să se bată” pe gazele româneşti. Pe de o parte, francezii acuză autorităţile că au permis Petrom să utilizeze numai gaze din producţia internă la producerea electricităţii, în timp ce austriecii susţin că termocentrala de la Brazi consumă, în acest an, numai aproximativ 2% din necesarul intern. OMV a cumpărat pachetul majoritar de acţiuni al Socităţii Naţionale a Petrolului Petrom, iar GDF Suez – pe cel al Distrigaz Sud.

Privatizarea resurselor interne şi distribuţiile de gaze a ajuns ”să încaiere” investitorii între ei. Motivul îl reprezintă preţul gazelor naturale. Producţia internă, realizată, în proporţii aproximativ egale, de către Romgaz şi Petrom, poate fi comercializată, conform recomandării Autorităţii Naşionale de Reglementare în Domeniul Energetic (ANRE), la un preţ de 495 lei/1000 mc (circa 140 dolari/1000 mc). România produce aproximativ 70% – 80% din necesar, restul fiind importat din Federaţia Rusă, de la concernul Gazprom (dar prin intermediari), la preţuri de peste 3 ori mai mari (470 – 480 dolari/1000 mc).

În aceste condiţii, legea energiei şi a gazelor naturale, precum şi ANRE au instituit “un coş” de gaze, obligatoriu pentru toţi consumatorii, în proporţiile 70%-30% intern/import.

Cu toate că este lege, au apărut câteva excepţii: populaţia, pentru care s-a hotărât să plătească acelaşi preţ până în martie 2013, are un coş special, cu numai 9% import, acelaşi procent fiind hotărât şi pentru termocentrale, dar numai pentru apa caldă şi căldura furnizată consumatorilor casnici.

O altă excepţie se referă la producătorii de electricitate în termocentrale, care sunt şi producători de gaze şi care sunt scutiţi cu totul de participarea la coş. În această situaţie nu se află, deocamdată, decât Petrom. “Se pregăteşte” să urmeze şi Romgaz, prin termocentrala Luduş – Iernut.

Reamintim, potrivit unei Hotărâri de Guvern, OMV Petrom şi Romgaz nu vor mai fi obligate să achiziţioneze gaze naturale din import, la preţuri mari, pentru a produce energie electrică la termocentralele din Brazi, respectiv Iernut. Actul normativ a primit aviz condiţionat din partea Consiliului Concurenţei.

Petrom a pus, recent, în funcţiune centrala pe gaze de la Brazi, de 860 MW, după o investiţie de peste jumătate de miliard de euro. Petrom şi Romgaz erau obligate să importe, în medie, 25% din cât consumă în centralele electrice, iar costul suplimentar ar fi fost de sute de milioane de euro pe an, în cazul în care centralele ar produce energie electrică la capacitate maximă.

Pe de altă parte, în anotimpul rece, Petrom este obligată să închidă centrala de la Brazi, iar Romgaz pe cea de la Iernut, în condiţiile în care livrările de gaz către populaţie ar fi insuficiente.

De remarcat, energia electrică poate fi vândută, pe diferite platforme administrate de Opcom şi Transelectrica, la preţuri ce variază între aproximativ 60 şi 115 dolari/MWh.

Măsuri pentru aprovizionarea Capitalei cu gaze naturale

Autorităţile ar trebui să ia toate măsurile necesare pentru ca, în cazul unei ierni reci, cantităţile de gaze să asigure şi aprovizionarea Capitalei, a declarat preşedintele director general al GDF Suez Energy România, Eric Stab.

Declaraţia vine exact în contextul deciziei autorităţilor de a aloca pentru funcţionarea centralei Petrom de la Brazi doar gaz din producţia internă.

“Credem că este important să ne pregătim pentru această iarnă, având în vedere congestia transportului gazelor. Deoarece gazul intră în ţară de la nord la sud, Bucureştiul este situat în sud, iar localitatea Brazi se află la nord de Bucureşti, în cazul în care va fi o iarnă rece, trebuie să ne asigurăm că vor fi luate toate măsurile pentru a fi asigurată cererea de gaz pentru Bucureşti şi locuitorii săi. Trebuie să lucrăm cu autorităţile pentru rezolvarea situaţiei”, a spus Stab.

GDF Suez (fosta Distrigaz Sud) este distribuitor şi furnizor de gaze şi pentru Bucureşti. Teama francezilor este că, fiind poziţionată înaintea Capitalei, centrala de la Brazi va folosi gazul de pe conductele Transgaz, iar GDF Suez nu va mai avea suficiente gaze să le furnizeze bucureştenilor.

Alte nemulţumiri ale francezilor se referă la faptul că ANRE nu recunoaşte în tarifele reglementate toate costurile companiei.

“Cursul valutar leu/dolar şi evoluţia preţului petrolului pe pieţele internaţionale sunt costuri volatile, pe care compania GDF Suez Energy România le are şi care ar trebui să fie recunoscute pe piaţa reglementată”, a mai spus Eric Stab.

Potrivit acestuia, la stabilirea tarifelor la gaze pentru piaţa reglementată ar trebui să se ia în calcul, pe de o parte, costul gazului din producţia internă, iar, pe de altă parte, costul gazului din import. La aceasta se adaugă diferenţa de curs valutar. De remarcat, pentru că nu există o bursă internaţională a gazelor, preţul de import al acestora variază în funcţie de cel al petrolului, cu o întrârziere de 6 – 9 luni.

“Ştiţi cu toţii că furnizarea de gaz către piaţa reglementată presupune un coş de gaze, în care se ia în calcul gazul din producţia internă şi gazul de import. Pe de altă parte, suferim de pe urma diferenţei de curs valutar dintre leu şi dolar, întrucât importurile pe care compania le face sunt achitate în dolari. Prin urmare, orice fluctuaţie a cursului este resimţită. Nu în ultimul rând, depindem de evoluţia preţului pe pieţele internaţionale la petrol. Dacă ne uităm la ce s-a întâmplat în ultima perioadă – de exemplu ieri era 107 – 108 dolari barilul de petrol, urmează ca, în scurt timp, acest lucru să se reflecte şi în preţul gazului. Şi aş aminti faptul că, în ultima perioadă, s-a depreciat leul în raport cu moneda în care achiziţionam gazul din import, dolarul”, a mai spus Stab.

El a subliniat, astfel, că niciun furnizor de gaze nu poate vinde către piaţa reglementată la costuri inferioare celor de achiziţie.

Explicaţia lui Stab vine în urma afirmaţiei făcute de preşedintele ANRE, potrivit căruia majorarea din septembrie a preţului la gaze naturale cu 5% la consumatorii casnici şi 10% pentru industrie, într-un fel, recunoaşte costurile companiei pentru următorii şase ani. Mai exact, în următorii şase ani ANRE nu va mai recunoaşte costurile pentru achiziţia de gaze, luând în calcul doar procesul de liberalizare a preţurilor.

Scumpiri pentru recuperarea costurilor

Eric Stab a ţinut să sublinieze că aceste creşteri de tarife la gaze, aplicate din luna septembrie, erau necesare, pentru a putea reflecta costurile pe care companiile le-au acumulat în ultimii ani şi pe care ANRE nu le-a recunoscut.

“În prezent, acest gaz de producţie internă are un cost inferior celui de provenienţă internaţională, iar, în cazul în care acest cost va trebui să crească la un moment dat, el va trebui reflectat ca atare şi în recunoaşterea costurilor. Există o serie de indicatori care sunt luaţi în calcul la stabilirea costurilor. Cert este că, în momentul în care compania noastră achiziţionează gaze, fie din producţie internă, fie din import, gazul trebuie achitat. În acest moment, nu ştiu să vă spun care va fi evoluţia cursului de schimb leu-dolar, ce evoluţie va avea preţul petrolului pe pieţele internaţionale. Cert este că, indiferent de modul în care vor evolua lucrurile, aceste costuri vor trebui reflectate în tarife. Iar, dacă apar anumite creşteri ale preţului gazului, acestea vor trebui reflectate în tarife”, a subliniat reprezentantul GDF Suez.

Reamintim, conform acordului cu Fondul Monetar Internaţional, România trebuie să liberalizeze treptat piaţa energiei şi gazelor naturale. Ceea ce înseamnă, pe de o parte, că nicio companie nu va mai putea achiziţiona electricitate sau gaze la preţuri reglementate, iar, pe de altă parte, că producătorii interni vor putea vinde gazele naturale la ce preţ vor. Ceea ce, practic, înseamnă o aliniere a preţului gazelor din producţia internă la cel de import, adică o majorare de la 140 dolari/1000 mc (cât este în prezent), la peste 400 dolari/1000 mc, pentru toţi consumatorii, industriali sau casnici.

Referitor la centrala electrică de la Brazi, Eric Stab a admis că, faptul că aceasta a început să producă electricitate, este o veste bună pentru piaţa energiei electrice din România.

“Este o centrală care consumă gaz şi ştiam că s-a luat această decizie, ca să consume gaz exclusiv din producţie internă. Ceea ce înseamnă, însă, că, prin această decizie, se limitează cantităţile de gaz de provenienţă internă, disponibile în piaţă pentru populaţie şi clienţii reglementaţi, iar furnizorii de gaz sunt nevoiţi să recurgă la importuri, pentru a putea garanta furnizarea către clienţii pe care îi au în portofoliu”, a spus el.

Indisponibilizarea unor cantităţi importante de gaz din producţia internă conduce la o situaţie în care furnizorii sunt nevoiţi să recurgă la importuri, iar, dacă pentru piaţa clienţilor casnici există mai mult gaz disponibil din producţia internă, pentru piaţa clienţilor industriali volumele de import sunt mai mari. Fără îndoială, ar trebui să existe un impact şi asupra preţurilor, dar şi asupra unei posibilităţi ulterioare ca, dacă aceste preţuri la gazele de import vor creşte, totul să se reflecte în preţuri.

“Există, aşadar, şansa ca, în cazul în care preţurile cresc, să fie necesară o creştere mai rapidă a preţului la clientul industrial decât pe piaţa clientului casnic”, a subliniat Eric Stab.

Acesta a atras atenţia că toţi actorii din piaţă trebuie să îşi asume responsabilitatea şi să colaboreze în încercarea de a limita pe cât posibil aceste creşteri de preţuri.

“De exemplu, în momentul de faţă nu ştim exact care vor fi clienţii vulnerabili din piaţă, care trebuie protejaţi printr-o serie de măsuri. Nu în ultimul rând, aş menţiona că, în prezent, piaţa din România are un potenţial uriaş pentru eficienţă energetică. Ştiţi că media consumului pe metru pătrat pe client este net superioară în România mediei europene. Prin urmare, cred că se pot face eforturi şi din acest punct de vedere pentru reducerea consumului de energie”, a conchis Eric Stab.

Termocentrala Petrom nu va avea impact asupra importurilor

Pe baza datelor publicate de ANRE, în primele 7 luni ale acestui an, consumul de gaze în România a scăzut cu circa 4,3%. “Estimăm că acest trend de descreştere a cererii de gaze se va menţine pentru întreg anul 2012, având în vedere prognozele de la acest moment”, se arată într-un comunicat al OMV Petrom.

Consumul estimat al centralei de la Brazi ar putea reprezenta, anual, circa 800 milioane mc. “Pentru anul în curs, acest consum va reprezenta numai circa 2% din necesarul de gaze al României, având în vedere perioada de funcţionare a centralei în 2012. Prin urmare, estimăm că punerea în funcţiune a centralei nu va avea impact asupra importurilor aferente anului curent şi ar putea avea un impact marginal, în cazul redresării cererii de gaze în anii viitori”, se mai arată în comunicat.

Centrala de la Brazi reprezintă cea mai mare investiţie greenfield în generarea de electricitate din România din ultimii 20 de ani, în condiţiile în care peste 80% din capacităţile de generare de electricitate din România au o vechime de peste 20-30 de ani.

“În acest context, investiţia de circa 530 de milioane de la Brazi este absolut necesară pentru securitatea aprovizionării cu electricitate a României şi conferă siguranţă şi flexibilitate producţiei de electricitate a României. Funcţionarea centralei nu va crea riscuri asupra aprovizionării cu gaze a României în cazul unor potenţiale perioade de crize, astfel de situaţii de urgenţă fiind clar reglementate prin legislaţia în vigoare. Centrala va contribui semnificativ la piaţa reglementată de electricitate, prin furnizarea, anual, a unei cantităţi de până la 1,8 TWh”, se mai arată în comunicatul OMV Petrom.

Conform acestuia, punerea în funcţiune a centralei de la Brazi aduce beneficii semnificative pentru sectorul energetic românesc, pentru populaţie şi pentru economia românească: va asigura până la 8% – 9% din electricitatea produsă în România; electricitatea furnizată este echivalentă cu consumul Bucureştiului (circa 5 TWh anual); va avea impact pozitiv asupra preţului electricităţii, datorită competitivităţii crescute pe piaţa energiei; reprezintă un semnal pozitiv pentru investitorii străini; va genera venituri suplimentare la bugetul de stat; asigură mai multe locuri de muncă etc.

Totul pleacă de la bani

De fapt, ca orice companie “normală la cap”, şi GDF Suez, şi OMV Petrom se luptă pentru profituri.

Pe de o parte, cei doi mari furnizori şi distribuitori de gaze din România, GDF Suez şi E.On, au acumulat pierderi pe segmentul reglementat, pentru că nu li s-au recunoscut toate costurile, în special cele cu achiziţia gazelor din import. În ultimii ani, fiind mai tot timpul alegeri, ba generale, ba prezidenţiale, autorităţile au evitat să scumpească gazele şi electricitatea. Astfel, deşi preţul gazelor din import a depăşit, uneori, 500 dolari/1000 mc, furnizorilor li s-au recunoscut costuri şi de numai 350 dolari/1000 mc. Ceea ce, evident, a condus la pierderi pentru aceste companii, cel puţin pe segmentul reglementat.

La fel de adevărat este şi că, pentru că nu şi-au făcut, din vară, când preţurile sunt mai mici, stocurile de gaze pentru iarnă, cele două mari companii au trebuit să importe gaze, în unele perioade de iarnă, la preţuri exorbitante. De aici şi pierderile acestora, cifrate, după unele surse, la circa 300 milioane de euro. Majorarea cu 5% a preţului pentru populaţie, din septembrie 2012, acoperă doar o parte din aceste pierderi.

O altă sursă de finanţare a pierderilor a reprezentat-o coşul de gaze. Deşi este prevăzut ca populaţia să participe la coş într-o proporţie de 9%, practic, GDF Suez şi E.On primeau doar gaze din producţia internă, la preţuri mici, fără a mai importa, la preţuri mari. Totuşi, ANRE nu a micşorat preţul final, plătit de populaţie. Astfel, cele 9 procente, plătite de populaţie la circa 470 – 480 dolari/1000 mc, dar achiziţionate de cele două companii la preţuri de circa 130 – 140 dolari/1000 mc, aduceau venituri în plus, care să asigure o altă parte a recuperării costurilor nerecunoscute de ANRE.

De aceea, apariţia noului consumator de gaze din producţia internă, termocentrala OMV Petrom de la Brazi, “strică” planurile GDF Suez şi E.On de recuperare a pierderilor prin vânzarea pe piaţa reglementată doar a gazelor din producţia internă, dar la preţuri de import. De aici şi supărarea francezilor.

Pe de altă parte, compania OMV Petrom este supărată pentru că nu-şi poate maximiza profiturile. Gazele din producţia internă le poate comercializa la 140 dolari/1000 mc, pe când, dacă ar fi putut exporta sau vinde pe piaţa locală la preţuri liberalizate, acestea ar fi putut depăşi 400 dolari/1000 mc. De aceea reprezentanţii OMV Petrom s-au şi “bătut” pentru ca, măcar termocentrala, să beneficieze de gaze numai din producţia internă. Prin energia electrică vândută, poate să-şi majoreze profiturile.

Nu este mai puţin adevărat că, astfel, se creează discriminare pe piaţă: sunt şi alte termocentrale care produc energie electrică, dar şi termică, pe bază de gaze naturale, dar care nu sunt şi producători de gaze. De exemplu, Electrocentrale Bucureşti, care furnizează şi apă caldă şi căldură pentru locuitorii Capitalei. Compania primeşte gaze din producţia internă doar pentru producţia de energie termică destinată populaţiei. Pentru producţia de electricitate, destinată atât consumatorilor casnici, cât şi industriali, primeşte gaze la coş, iar coşul ajunge şi la 60% intern – 40% import. De exemplu, pentru luna octombrie, structura coşului de gaze pentru consumatorii non-casnici aprobată de ANRE este de 65,5% intern şi 34,5% import. În luna iulie, de exemplu, adevărat, lună de vară, când consumul de gaze este minim, dar când nici centrala de la Brazi nu funcţiona la capacitate, acelaşi coş era de 84,50% intern şi 15,50% import.

Astfel, guvernanţii reuşesc, prin deciziile pe care le iau, să nemulţumească pe toată lumea!