La începutul lui 2021, Agenția Națională pentru Resurse Minerale va modifica ordinul 32/2018 pentru a introduce ca referință tranzacțiile de pe piața internă din România, și nu prețurile de tranzacționare de pe hub-ul de la CEGH Viena, ca în prezent, a anunțat directorul ANRM Sorin Gal.
„În 2018 când a fost emis ordinul 32, am stabilit un preț de referință legat de hub-ul de la Viena. La momentul respectiv existau foarte puține tranzacții în piața, iar majoritatea era tranzacții bilaterale care nu erau 100% transparente”, a reamintit Sorin Gal, Director general Direcția Generala Gestionare, Evaluare și Concesionare Resurse/Rezerve Petrol. “Astăzi avem o bursă matură, care a trecut cu bine de episodul acesta al pandemiei, care este flexibilă, se dezvoltă și aduce cantități importante [la tranzacționare]. La începutul anului 2021, la aproximativ trei ani de zile de la emiterea ordinului 32 din 2018, vom modifica acest ordin și vom lua ca referință tranzacțiile de pe piața internă din România”, a anunțat Sorin Gal, în cadrul conferinței „Industria de petrol și gaze – Ce merge, ce putem face să meargă mai bine”, organizate de Energynomics.
Domnia sa a explicat că vorbim despre o decizie care ține strict de ANRM; aceasta se ia prin ordin al președintelui Agenției, în baza unui referat și a unei documentații realizate de Direcția Generală Petrol și Departamentul Control.
Volume produse și consumate în România
În cadrul aceleiași conferinței, președintele în exercițiu al ROPEPCA, Spencer Coca, a arătat că aproape 90% din consumul de gaze naturale al României este asigurat din producția autohtonă. Mai mult, “pentru fiecare MWh produs și vândut local, 37% reprezintă veniturile companiilor, car fac parte din economia națională, ir 63% se varsă direct la bugetul de stat. Pentru fiecare MWh din import, 81% reprezintă veniturile companiilor externe, iar numai 19% ajunge la bugetul de stat”, a precizat Spencer Coca.
Raportarea la prețurile stabilite în hub-ul de la Viena a fost intens criticată de industrie pentru că nu are legătură cu realitățile pieței locale, pentru că intră în contradicție cu Legea Petrolului nr. 238/2004, care prevede la art. 49 alin. (2), că “redevența petrolieră se stabilește ca o cotă procentuală din valoarea producției brute extrase”, pentru că nu este aplicabilă la contractele încheiate pe termen lung care se supun altor termeni și altui mecanism de formare a prețului și pentru că prin comunicarea unui preț de referință care este legat la o piață externă și care depășește nivelul pieței interne, este transmis către piața internă “un semnal care nu poate să fie în interesul consumatorilor” (în formularea ROPEPCA).
Volume tranzacționate în România
La rândul său, președintele Consiliului de Administrație al Bursei Române de Mărfuri, Septimiu Stoica, a prezentat datele cu privire la evoluția tranzacțiilor bursiere cu gaze naturale. “Pe piața principală la termen am avut câteva luni de vârf – martie (8 TWh) august (9 TWh) – și în total în 2020, până la jumătatea lunii noiembrie, aproape 39 TWh. Pe piața spot, am avut câteva maxime, în luna martie, de exemplu, pentru un total de 5,5 TWh. În total, s-au tranzacționat peste s-au tranzacționat peste 44 de TWh în platformele BRM”, a expus Septimiu Stoica. Valoarea reprezintă ceva mai mult decât consumul total de gaze naturale al României în două luni de iarnă sau în întregul interval aprilie-septembrie dintr-un an.
Cifrele prezentate de Septimiu Stoica susțin ideea că avem un reper de piață pe plan intern, cel care vine din tranzacțiile încheiate în România în această perioadă. Decizia ANRM ar urma să încurajeze creșterea volumelor tranzacționate în piețele reglementate de gaze naturale, ceea ce va aduce un plus de relevanță nivelurilor de preț stabilite pe plan intern.