Prețul gazelor a atins maximul acestui an pe piața spot operată de BRM. De ce se scumpesc?

Prețul gazelor naturale pe bursele spot operate de OPCOM și Bursa Română de Măfuri (BRM) au atins în ultimele două zile maximele acestei luni, depășind prețul de 130 lei/MWh.

Dacă pe OPCOM, prețul gazelor de pe piața pentru ziua următoare (PZUGN) cu livrare pentru ziua de marți a fost de 133,6 lei/MWh, prețul produsului similar comercializat pe BRM, pe piața Day Ahead, cu livrare în ziua de miercuri a atins maximul acestui an, 135,1 lei/MWh.

Prețul înregistrat pe BRM este mai mare chiar și decât cel realizat pe OPCOM pe 26 octombrie, când s-a înregistrat un nivel de 135 lei/MWh, până la finalul lunii respective, furnizorii și producătorii fiind obligați să-și realizeze obligațiile de stocare a gazului pentru iarnă, majorate de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) cu 15% față de nivelul stabilit pentru iarna trecută.

De ce este important? Dacă până pe 1 aprilie 2019, ANRE a decis practic să înghețe prețul gazelor pentru populație, odată cu această dată, companiile furnizoare vor cere agenției de reglementare recunoașterea în tarif a noilor prețuri de achiziție. Iar scumpirile vor părea cu atât mai ridicate cu cât ele nu au fost graduale, cum ar fi fost normal, ci se vor acumula pe o perioadă de aproape un an.

Cu toate acestea, impactul va fi limitat de faptul că furnizorii cumpără gazele în principal prin contracte bilaterale și nu pe cele două piețe spot, folosite mai mult pentru reglarea volumelor marginale necesare acoperirii consumului. Însă și pe piețele bilaterale prețul gazului s-a majorat, prețul gazelor tranzacționate pe BRM a fost în luna octombrie cu peste 50% mai ridicat decât cel din luna similară a anului trecut.

Dar de ce cresc prețurile gazelor?

Explicația principală constă în evoluția raportului dintre cerere și ofertă, în scăderea volumelor de gaze extrase în România ca urmare a scăderii naturale a producției (în cazul OMV Petrom care și-a redus producția cu 6%, în timp ce Romgaz și-a majorat-o cu 7% în primele trei trimestre ale anului), ceea ce a condus la o aliniere a evoluției prețurilor de pe piața internă cu cea a prețurilor de pe bursa de Viena (CEGH), luată în considerare la calculul redevenței de către Agenția Națională de Reglementare pentru Resursele Minerale (ANRM).

Noua formulă de calcul a redevenței a contribuit, la rândul său, la majorarea prețului. Potrivit calculelor Profit.ro, modificarea prețului de referință din formula de calcul a redevenței a avut un impact total asupra prețului de 7,4 lei/MWh.

Din februarie 2008 și până în 11 februarie 2018, prețul de referință utilizat la calculul redevențelor datorate pentru producția internă de gaze naturale a fost unul fix, stabilit de ANRM la 495 lei/mmc. La începutul lui 2018, Agenția a schimbat radical legislația, spre nemulțumirea companiilor petroliere, și a decis ca prețul de referință să fie media cotațiilor spot lunare, transformate din euro în lei, rezultate din tranzacțiile cu gaze derulate la la Central European Gas Hub din Viena (CEGH).

Asta a făcut ca, după intrarea în vigoare a modificării legislative, prețul de referință pe mia de metri cubi să se majoreze cu peste 100%, de la 495 lei în ianuarie și primele zile din februarie la peste 932 lei în a doua jumătate a lunii februarie, 1.110 lei în martie și 1.184 lei în aprilie. Ulterior, după ieșirea din iarnă și scăderea corespunzătoare a consumului, prețul s-a mai temperat, la circa 1.002 lei în mai și 1.087 lei în iunie.

Majorarea a fost resimțită de producători. Potrivit Romgaz, “creșterea redevenței este cauzată în proporție de circa 85% de creșterea prețului de referință reglementat prin Ordinul ANRM”. Suplimentar, cheltuielile companiei au fost majorate cu 104 milioane lei și ca urmare a achitării impozitului asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale.

Anticipațiile actorilor de pe piață joacă și ele un rol important. Adoptarea cu întârziere a legii offshore, dar și amânarea deciziilor finale de investiții în Marea Neagră ale Exxon/OMV Petrom și BSOG pentru anul viitor, a indus un anumit pesimism pe piețe. Declanșarea producției în Marea Neagră, care ar contribui la majorarea ofertei și ar pune o presiune pe scăderea viitoare a prețurilor, este în prezent incertă.

Un alt motiv al creșterii prețului gazelor ține nu de stat sau de producători, ci de furnizori. Aceștia ar trebui să-și planifice cu atenție volumul de gaze achiziționat prin contracte bilaterale în funcție de consumul sezonier, dar și de obligațiile de înmagazinare impuse de ANRE și de o prognoză a nivelului producției interne.

În România, majoritatea furnizorilor apelează în mare parte a anului exclusiv la gazele din producția internă (singura excepție, cel puțin în luna august, a fost E.On). La gazele din import, apelează doar în momentul ân care sosește iarna, când prețurile de import sunt mult mai mari. Similar și în cazul volumelor depozitate. Potrivit ANRE, în luna august cele 3,5 miliarde de metri cubi depozitați erau exclusiv din surse interne.

În Europa, situația este contrară. În trimestrul al doilea, când România renunța la orice import de gaze din Rusia, statele membre ale UE își majorau importurile cu 10%. Pe lângă cererea mare de gaze în vederea înmagazinării la nivelul UE, importurile rusești au fost favorizate și de evoluția prețurilor. Statele care au încă semnate cu Gazprom contracte de import de gaz cu un preț legat de cel al petrolului au avut tot interesul de a importa gaze în trimestrul al doilea, prețul de import din trimestrul al treilea urmând a fi modificat pentru a reflecta aprecierea prețului petrolului pe piețele internaționale. Cu alte cuvinte, mai multe state europene au beneficiat de decalajul dintre momentul aprecierii prețului petrolului și cel al modificării prețului gazelor (pe baza formulelor contractuale care îl legată de cel al petrolului) și au preferat să importe mai mult gaz, la un preț mai avantajos, în trimestrul al doilea pentru a nu fi nevoite să cumpere același gaz la un preț mai mare în trimestrul al treilea.

Și companiile din România ar fi putut beneficia de pe urma acestui decalaj, potrivit ANRE, prețul de import din lunile mai și iunie fiind de 94, respectiv 88 lei/MWh. În prezent, când ele apelează la importuri, acesta este cu 30% mai mare.

Din punctul de vedere al furnizorilor ar fi fost mai profitabil să-și realizeze obligațiile de depozitare din vară, cu gaz din import (chiar dacă la acea dată era mai scump cu 10-15% decât cel din producția internă), pentru a putea cumpăra iarna mai mult gaz din producție internă (la un preț mai mic decât cel de import).

Și decizia ANRE de a majora volumul de gaz stocat a contribuit la majorarea prețurilor. Apelarea pe timp de iarnă la volume mai ridicate stocate și aduce o siguranță relativă în ceea ce privește securitatea alimentării, însă contribuie la scumpirea gazelor. Pe lângă prețul de furnizare și tarifelor de transport sau sistem, consumatorii finali vor mai achita și tariful de înmagazinare, cel de injecție și cel de extracție din depozit.