Reglemetarea pieţei de gaze, coroborată cu discrepanţele mari de consum vară-iarnă, aduc România într-o situaţie paradoxală: producţia de gaze este mult mai mare decât consumul, dar se importă masiv, în condiţiile în care preţurile de import au ajuns mai mici decât cele pentru gazele extrase de la noi. Cea mai mare parte a gazului extras din ţară se întoarce în pământ, în depozite.
Am ales, aleator, o zi, din datele Transgaz, pentru a ilustra situaţia: Luni, 24 iunie, în România s-au produs 261 GWh de gaze naturale-extracţia curentă, asigurată în principal de Petrom şi Romgaz. Consumul total adunat a fost de circa 110 GWh (clienţi alimentaţi direct la reţeaua de transport-34 GWh, şi clienţi alimentaţi din reţeaua de distribuţie-75 GWh). Adică mai puţin de jumătate din producţia curentă, cu tot: consum industrial, consum casnic, consum pentru produţia de energie electrică şi termică. Însă, din import, pe relaţia Ungaria, au mai intrat în România, în aceeaşi zi, circa 52 GWh, de fapt tot gaz rusesc.
Situaţia de mai sus este caracteristică întregii perioade prin care trecem, doar cantităţile pot diferi, însă realitatea este aceeaşi. Unde se duce gazul? Răspunsul scurt ar fi: se înmagazinează. În acea zi, 24 mai, în depozitele de înmagazinare au intrat 202 GWh, adică echivalentul a mai mult de trei sferturi din producţia internă. Deci se face înmagazinare de gaz atât din producţia internă curentă, cât şi din import.
Jocul preţurilor
OUG 114 a bulversat piaţa de gaze, obligând cei doi mari producători, Petrom şi Romgaz, să vândă la preţ plafonat, de 68 de lei/MWh, gazele pentru consumul populaţiei şi al producătorilor de energie termică, la fel şi gazul pe care sunt obligate să îl înmagazineze. Ca atare, cantitatea de gaze pusă pe piaţă începând din luna mai a fost mai mică, iar preţurile pe piaţa liberă au crescut pentru gazul românesc. Ultimele date ale Bursei de Mărfuri arată un preţ mediu al tranzacţiilor cu gaz românesc, în luna mai, de 100 de lei/ MWh. Paradoxal pentru acest moment al anului, preţul a crescut în loc să scadă (90 de lei în martie, 95 în aprilie).
Însă, pieţele externe se comportă firesc: vine căldura, se ieftineşte gazul, aşa că preţul mediu de la CEGH (Central European Gas Hub) au scăzut până la niveluri mai mici decât cele pentru gazul românesc: 81 de lei/MWh, preţ din luna aprilie. Şi chiar la momentul redactării acestui text, preţul spot CEGH este de 12 euro/ MWh, adică cu 10 lei sub cel plafonat al gazelor vândute de Petrom şi Romgaz la preţ plafonat.
Or, în aceste condiţii, este clar că mulţi furnizori preferă importurile pentru clienţii lor sau pentru a-şi asigura obligaţiile de înmagazinare. O statistică Profit.ro arăta că, în aprilie, importurile au ajuns la peste 20% din consumul lunii, de 100 de ori mai mult decât în anul precedent.
Partea bună
Am putea spune că există o parte relativ bună a acestei situaţii: gazele, din intern şi din import, sunt înmagazinate pentru a fi consumate în perioada rece, iar înmagazinarea se face acum la preţuri bune pentru consumatori. Asta mai ales în condiţiile în care obligaţiile de înmagazinare au crescut de la an la an, deci am putea crede că iarna vom avea un grad mai mare de independenţă
Furnizorii de gaze naturale trebuie să aibă stocuri cumulate de gaze de 23,5 milioane MWh, în acest an Stocul este cu circa 10% mai mare decât cel pentru iarna trecută, 2018-2019. Şi anul trecut, stocurile stabilite de ANRE au fost mai mari cu 14% faţă de iarna 2017-2018.
Însă e suficient?
Capacitatea maxima de extracţie din depozitele de înmagazinare din România este de 315 GWh/zi, potrivit statisticilor europene. Circa 30 de milioane de metri cubi, echivalent, în condiţiile în care în zilele geroase s-a ajuns la un consum de 71 de milioane de metri cubi, iar producţia internă (date din trecut, acum cea a Petrom e în declin accentuat) este de cel mult 28 de milioane. Aşadar, producţia internă şi înmagazinarea nu ajung încă să asigure consumul în condiţiile unor tempreraturi foarte scăzut. Recent, preşedintele ANRE a spus că această capacitate de înmagazinare ar trebui dublată, de la 1,5 la 3 miliarde de metri cubi.
Partea proastă
În condiţiile acestor reglementări şi, mai ales, a consumului debalansat, exploatarea viitoarelor resurse de gaze devine problematică, mai ales în contextul în care scopul declarat al autorităţilor române este ca cea mai mare parte a gazelor din Marea Neagră să se consume în ţară. Or, cele două zăcăminte din Marea Neagră (BSOG şi Exxon/Petrom) ar aduce un plus la producţia naţională de circa 60-70% anual iar în legea offshore scrie că cel puţin 50% din acest gaz să fie vândut în România. Însă cum, aşa cum se vede acum, nu are cine să îl consume, nu există decât varianta exporturilor, care, la ce se întrevede, nu pot fi diminuate decât de creşterea obligaţiilor de înmagazinare din ţară, unde există, totuşi, o limită.
