Lǎcrǎmioara Diaconu-Pinţea
„Piaţa de gaze din România mai are până să devină una funcţională”, a declarat, pentru Focus-Energetic.ro, Lǎcrǎmioara Diaconu-Pinţea, membru al Directoratului OMV Petrom, responsabilă cu activitatea de Downstream Gas.
„Ca orice piaţă, şi cea de gaze ar trebui reglată de „jocul” dintre cerere şi ofertă. Din păcate, pe piaţa din România, nu funcţionează numai cererea şi oferta. O serie de elemente lipsesc din această piaţă, de aceea cred că mai are până să devină una funcţională. Nu există o piaţă de echilibrare pentru gaze, una spot funcţională, Codul reţelei este încă nefuncţional. Dacă la energie electrică ne-am putut apropia de ceea ce înseamnă o piaţă funcţională, cel puțin același lucru ar trebui să se întâmple şi la gaze naturale”, a spus Lǎcrǎmioara Diaconu-Pinţea.
Conform acesteia, cererea internă a scăzut foarte mult. „Deşi există şi exemple de succes pe piaţa românească a combinatelor de îngrăşăminte chimice, multe dintre acestea au fost închise, ceea ce a făcut să scadă şi consumul intern de gaze naturale. În primul trimestru al acestui an, consumul de gaze naturale a scăzut cu aproape 6%, iar tendinţa este, în continuare, de scădere”, a mai spus membrul Directoratului OMV Petrom.
O altă problemă pentru cererea de gaze o reprezintă schimbările climatice: creşterea temperaturii medii anuale şi diminuarea sezonului de iarnă fac să scadă cererea de gaze naturale pentru încălzire sau pentru termocentralele ce produc energie termică pentru populaţie. În plus, creşterea eficienţei energetice conduce la scăderea cererii de gaze naturale.
„O soluţie pentru o revigorare a cererii de gaze ar fi crearea unui cadru care să permită dezvoltarea durabilă a industriei naționale, sincronizarea/alinierea strategiei energetice cu politica industrială. În plus, o altă sursă importantă pentru creşterea cererii interne o reprezintă înlocuirea capacităţilor vechi de producţie a energie electrice cu unele pe gaze naturale. Multe dintre capacităţile de producţie din surse convenţionale au durata de viaţă depăşită sau aproape depăşită. Uniunea Europeană şi-a asumat, prin Acordul de la Paris, să-şi reducă emisiile de gaze cu efect de seră cu 40% până în anul 2030, faţă de anul 1990. Gazele naturale sunt printre cele mai curate surse de energie, de aceea, în noua Strategie energetică a României, în prezent în curs de elaborare, ar trebui luată în calcul şi această alternativă, de a utiliza mai mult gazele pentru producerea electricităţii”, a completat Lăcrămioara Diaconu-Pinţea.
OMV Petrom, împreună cu ExxonMobil explorează, în prezent, mai multe perimetre în Marea Neagră, unele dintre ele având perspective promiţătoare. „Pentru noi, principala piaţă de desfacere rămâne cea internă. Totuşi, deja, producţia realizată de producătorii interni este mai mare decât cererea locală. De aceea, ar trebui ca autorităţile să prioritizeze acțiunile care să permită exportul. Republica Moldova reprezintă o prioritate şi o oportunitate pentru noi. Din păcate, alte variante de export nu prea există. Interconectările cu ţările vecine ar trebui dezvoltate şi realizată şi posibilitatea reversibilităţii. Deocamdată, prin conductele Szeged – Arad, Tekovo – Medieşu Aurit şi Isaccea – Negru Vodă se pot realiza doar importuri de gaze. Interconectorul care urmează să unească sistemele de transport din România şi Bulgaria (n.r. – Giurgiu – Ruse) încă nu e gata. Astfel, deschiderea către export va permite transformarea unui risc de piață, cel de supra-producție, într-o oportunitate de a poziționa România ca furnizor de securitate energetică pentru regiune, cu puternice efecte asupra poziției strategice în cadrul Uniunii Europene și a Alianței Nord-Atlantice”, a completat reprezentantul OMV Petrom.
340 milioane de lei suprataxă la gaze
Producătorii interni de gaze, în condiţiile actuale de exces de ofertă, nu au decât două opţiuni: înmagazinarea gazelor naturale sau închiderea sondelor (pentru a limita producţia). Dar, odată închise, sondele nu pot fi, practic, redeschise, mai ales că unele produc încă de la începutul anilor 1900! Sau redeschiderea lor s-ar face la nişte costuri care le fac nerentabile.
„Din păcate, tarifele de înmagazinare sunt atât de mari încât fac ineficientă această soluţie. Preţul gazelor de import a scăzut atât de mult încât preţul gazelor din producţia internă, la care se adaugă şi tariful de înmagazinare, majorează preţul total la valori peste cele de import”, a mai spus Lǎcrǎmioara Diaconu-Pinţea.
Mai mult, taxele pe care trebuie să le plătească producătorii interni fac şi mai scumpe gazele româneşti. „Impozitul pe construcţii speciale, dar, mai ales, suprataxa pe gaze fac şi mai necompetitive gazele româneşti faţă de cele de import. Prin OUG 13/2014 şi OG 7/2013 s-a introdus impozitul asupra veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor din sectorul gazelor natural. Potrivit legislaţiei, se plăteşte statului, conform unei formule de calcul, 60% din diferenţa de preţ ce se utiliza în anul 2012 (45,71 lei/MWh) şi „preţul mediu ponderat al gazelor naturale din producţia internă corespunzătoare cantităţilor comercializate pe piaţa concurenţială pentru consumatorii noncasnici, nu mai mic de 72 lei/MWh”. Astfel, indiferent cu ce preţ ar vrea să vândă producătorii interni, suprataxa o plătesc luând în calcul tot acest nivel de 72 lei/MWh! Cum, acum, preţul gazelor de import a scăzut sub acest prag, iar noi plătim suprataxa la 72 lei/MWh, este evidentă discriminarea pe care autorităţile o fac între producătorii interni şi importatorii de gaze în România!”, a exemplificat reprezentantul OMV Petrom.
Reamintim, conform acordului cu FMI, Banca Mondială şi Comisia Europeană, autorităţile au introdus, în anul 2012, un calendar de liberalizare a preţului gazelor din producţia internă, practic, un calendar de scumpire a gazelor până la atingerea convergenţei cu cele de import. La momentul adoptării calendarului, preţul gazelor din producţia internă era de aproximativ 150 dolari/1000 metri cubi, în condiţiile în care cele de import ajungeau la circa 550 dolari/1000 metri cubi. Liberalizarea preţului pentru consumatorii non-casnici a fost finalizată la 31 decembrie 2014, continuând procesul pentru populaţie. Dar, în prezent, această convergenţă a fost, practic, atinsă şi pentru consumatorii casnici. Preţul pentru populaţie este de 60 lei/MWh, la fel ca şi cel de import, la graniţele României. Totuşi, calendarul de liberalizare nu a fost abrogat, nici măcar suspendat. Conform acestuia, la 1 iulie, preţul gazelor pentru consumatorii casnici ar trebui să se majoreze cu 10%, până la 66 lei/MWh. De aceea, ANRE propune, în prezent, trei variante de rediscutare a calendarului de liberalizare: eliminarea sa totală şi intrarea pe piaţa liberă, prorogarea calendarului pentru un an sau măcar pentru trei luni, adică până la 1 octombrie, urmând să se evalueze din nou, în funcţie de preţurile pieţei, iar o a treia propunere ar fi reajustarea actualului calendar pe alte preţuri, de exemplu îngheţarea preţului de 60 lei/MWh timp de un an.
Totuşi, Guvernul, pentru că încasările la buget sunt sub cele estimate şi, mai ales, mult sub nevoi, nu vrea să renunţe la banii proveniţi din suprataxa pe gazele naturale. „OMV Petrom a plătit anul trecut 340 milioane de lei suprataxa pe gaze, iar în primul trimestru al acestui an – circa 100 de milioane de lei”, a mai spus Lăcrămioara Diaconu-Pinţea.
Centrala de la Brazi n-a primit încă niciun leu din PNI
„Cred că am găsit cel mai bun model de operare pentru centrala de la Brazi”, a mai spus reprezentantul OMV Petrom. „Anul trecut, centrala a asigurat aproximativ 4% din producţia internă de energie electrică, dublu faţă de anul 2014. Gradul de disponibilitate este de 91%, faţă de 60%, estimat în cazul centralelor clasice pe cărbune. În plus, emisiile de gaze cu efect de seră sunt de aproximativ 3 ori mai mici decât în cazul centralelor pe lignit”, a completat Lăcrămioara Diaconu-Pinţea. Alte avantaje ale centralei pe gaze de la Brazi sunt randamentul (57%, faţă de 28% – 34% în cazul centralelor pe cărbune) şi timpul de pornire, extrem de important pentru realizarea reglajului sistemului electroenergetic naţional (4 ore pentru a ajunge la capacitate maximă, de două ori mai rapid decât în cazul centralelor pe cărbune).
Reamintim, România beneficiază, prin două Decizii ale Comisiei Europene din anul 2012, de un ajutor de stat compatibil cu piaţa internă, constând întrun mecanism de alocare tranzitorie cu titlu gratuit de certificate de emisii de gaze cu efect de seră, pentru producătorii de energie electrică, pentru perioada 20132020, în conformitate cu articolul 10c din Directiva 2003/87/CE, în scopul modernizării producţiei de energie electrică. Practic, statul român vinde certificate CO2 la un preţ de referință. De exemplu, Ministerul Energiei a anunţat că preţul de referinţă la 1 aprilie 2016 este de 5,40 euro/certificat, calculat ca medie aritmetică a preţurilor de închidere din perioada 1 ianuarie – 31 martie la toate sesiunile de licitaţie pe platforma EEX (The European Energy Exchange, cu sediul la Leipzig). Reamintim, începând cu 10 ianuarie 2013, şi Focus-Energetic.ro publică preţul de închidere al licitaţiilor spot din Faza 3 pentru certificatele de tip EUA de pe piaţa EEX.
UE a aprobat Planul Naţional de Investiţii (PNI) al României, care prevede că un procent maxim de 25% din suma investită să se returneze operatorului economic în contul lucrărilor de investiţii pentru eficientizarea instalaţiilor în scopul reducerii emisiilor poluante. OMV Petrom este inclus în PNI cu centrala de la Brazi. „Încă nu am primit niciun ban din PNI. De fapt, nu s-a semnat nici contractul cadru. Acest contract trebuie aprobat prin Hotarâre de Guvern, ceea ce încă nu s-a întâmplat. Trebuie apoi desemnat un consultant, verificate cheltuielile eligibile etc. Sperăm ca, până la sfârşitul anului, să fie finalizate aceste etape, astfel încât să putem beneficia de prevederile legislaţiei în vigoare”, a mai spus Lăcrămioara Diaconu-Pinţea.
