Un efect al noilor măsuri pentru protecţia consumatorilor de energie şi gaze, intrate în vigoare de la 1 septembrie, este faptul că exporturile au fost practic anulate.

[eadvert]

Problema este că de cele mai multe ori companiile care exportau energie se ocupau şi de import, iar acum, spun jucătorii din piaţă, nu mai există niciun motiv pentru a derula aceste activităţi.

Pericolul? În mod cert România va avea nevoie de energie şi gaze din import pentru a trece cu bine iarna, dar este neclar acum cine le va mai aduce, notează Ziarul Financiae.

„Deşi este un mare producător de gaze, România a avut mereu nevoie de importuri pentru a-şi acoperi cererea, iar acest lucru va rămâne la fel până la demararea producţiei din Neptun Deep (zăcământ offshore deţinut acum în proporţii egale de OMV Petrom şi Romgaz)“, a spus Eric Stab, chairman & CEO al ENGIE România, cel mai mare furnizor de gaze local, în cadrul unei intervenţii la Romanian International Gas Conference. Potrivit acestuia, există o diferenţă enormă între consumul de vară al României şi cel de iarnă, două treimi din cererea naţională de gaze naturale fiind înregistrată în perioada octombrie-martie.

Stab a mai precizat că scăderea producţiei interne de gaz a României a fost parţial compensată de începerea producţiei offshore în proiectul realizat de americanii de la Black Sea Oil & Gas, dar că pentru iarnă aceste cantităţi nu vor fi suficiente, importurile fiind obligatorii.

„Problema este că nu mai este niciun incentive pentru nimeni să tri­mită gaz în România şi ca să cum­pă­răm acel gaz, cineva trebuie să aibă bani de el“ a precizat Stab. Şeful ENGIE face astfel trimitere la impactul pe care OUG 119, intrată în vigoare pe 1 septembrie, îl are asupra întregului lant de producţie-trading-furni­zare de energie electrică şi gaz natural. Pe plan local, cei mai mulţi din fur­nizorii de energie şi gaze au fost puternic afectaţi de schema de sprijin pentru facturi gândită de statul român în contextul în care finanţarea acesteia s-a făcut chiar pe banii furnizorul. Şubreziţi financiar şi cu mulţi bani de recuperat de la stat, acum aceşti fur­nizori care trebuie să cumpere energia sau gazul pentru iarnă spun că sunt în corzi în ceea ce priveşte lichidităţile.

Dar sunt şi alte aspecte pe care le-a adus noua OUG 119. De exemplu, exporturile de energie sunt practic anulate în contextul în care orice câştig este luat de statul român, problema fiind că de cele mai multe ori companiile care trimit energie peste graniţe sunt tot companiile care o şi importă. Anul trecut, România a importat cam 30% din necesarul de consum pe partea de gaze naturale, de circa 12,6 miliarde de metri cubi. Pe zona de energie electrică, lucrurile sunt la fel de delicate pentru că în realitate, alimentarea consumatorilor din România cu electricitate depinde de cât de tare bate vântul. În zilele în care producţia de energie eoliană este nesemnificativă, România ajunge să importe chiar şi 25% din necesarul intern de energie.

„Schimbările recente de legislaţie pot avea impact direct în securitatea energetică ţării. Dacă firmele nu pot exporta energie, atunci cu siguranţă aceleaşi firme nu au niciun motiv să importe energie“, spun oamenii din zona de trading. La fel, zona de trading de energie a fost puternic reglementată, companiile de profil fiind limitate la o marjă de profit de 2%, pe actuala legislaţie.

Dar OUG 119 a mai creat o problemă. Noile prevederi arată că furnizorii îşi vor primi compensaţiile doar până la un nivel de achiziţie de 1.300 de lei/MWh, mult sub ceea ce s-a practicat până acum pe piaţa de energie. Ce s-a întâmplat de fapt după impunerea acestui prag? Furnizorii au ieşit la cumpărare de energie cu 1.300 lei/MWh, dar producătorii, majoritatea deţinuţi de statul român, nu s-au prezentat la licitaţii.

„Producătorii de stat nu vând energie pentru anul viitor. Sper ca acest lucru să se rezolve rapid“, a precizat Volker Raffel, directorul general al E.ON România, în cadrul aceleiaşi conferinţe.

Odată cu introducerea OUG 119, la nivelul pieţei de energie a fost vizibilă scăderea semnificativă a pr­e­ţului. De la recordul absolut de 3.598 lei/MWh (734 de euro/MWh) atins pe data de 30 august, preţul ener­giei din România a coborât sem­ni­ficativ până la un nivel de 662 lei/ MWh (135 de euro/MWh) la fina­lul săptămânii trecute, iar ieri se tran­zac­ţiona cu aproape 2.000 lei/MWh. Lucrurile s-ar putea stabiliza pe ter­men ceva mai lung dacă într-ade­văr Comisia Europeană va impune acel pla­fon pentru producători. La mij­locul săptămânii trecute CE a pro­pus un plafon temporar al veni­tu­rilor pentru producătorii de energie elec­trică „inframarginali“, şi anume cei care utilizează tehnologii cu cos­turi mai mici, cum ar fi sursele re­ge­ne­ra­bile de energie, energia nucleară şi lig­nitul, care furnizează energie elec­trică în reţea la un cost mai mic decât ni­velul preţului stabilit de pro­du­că­to­rii „marginali“, cei pe gaze, mai scumpi.

„Aceşti pro­du­că­tori infra­mar­gi­nali au realizat venituri excepţionale, cu costuri de func­ţionare relativ stabile, deoarece centralele electrice pe bază de gaze naturale costisitoare au determinat creşterea preţului angro al energiei electrice pe care îl practică. Comisia propune stabilirea plafonului veniturilor inframarginale la 180 euro/MWh“, s-a precizat în comunicarea CE. O decizie ar urma să fie luată până la finalul acestei luni.

MEDIAFAX