Un nou model de piaţă a gazelor naturale şi energiei în România parte a soluţiei crizei facturilor

Evoluţia sectorului energetic în România în ultimii ani a fost sinusoidală, dar pe o direcţie bună în unele aspecte, şi îngrijorătoare în altele:

- mai multă deschidere de piaţă şi facilitarea diversităţii

- mai buna interconectare cu statele vecine

- instabilitate legislativă şi de cadru de reglementare

- diminuarea capacităţilor de producţie

- creşterea dependenţelor de importuri

- politizarea companiilor de stat şi descurajarea noilor investiţii

Ultimii 2 ani au cunoscut evoluţii de piaţă foarte fluctuante în toată Europa, iar faptul că aceste evoluţii s-au reflectat şi asupra României (cu bune sau rele), ar trebui să indice o piaţă funcţională, care creşte sau se corectează, în linie cu evoluţia pieţei internaţionale.

Privind spre viitor, modelul de piaţă trebuie să includă 2 axe esenţiale pentru a atinge un nivel funcţional:

- Axa tehnică: modernizarea şi eficientizarea facilităţilor de producţie existente, noi investiţii în domeniul producţiei şi diversificarea în off-shore (atât gaze, cât şi eolian).

- Axa comercială şi reglementatoare: încurajarea lichidităţii pieţelor en-gros, cadru legislativ şi reglementări predictibile şi coerente, care să fie în litera şi spiritul reglementărilor europene, construirea încrederii în mediul de business.

Nu este nimic nou, inovativ în ceea ce trebuie să fie făcut pentru a avea o piaţă funcţională. Trebuie doar ca promisiunile făcute şi demersurile deja începute să-şi găsească o finalitate. Iniţiativele pe care le are România pe masă sunt viabile, ambiţioase şi vor crea o valoare adăugată pentru tot lanţul valoric - de la sursa primară până la ultimul beneficiar - dar mai important decât să avem idei vizionare, este să punem în practică iniţiativele curente.

• Perspectiva comercială - piaţa de Gaze naturale

Evoluţia pieţei de gaze din România este foarte evidentă, dacă privim în ansamblu ultimii 5-10 ani. De la o piaţa semi-închisă, cu granularitate foarte mare, în care principalele volume către furnizori se vindeau în câteva licitaţii en-gros pe an, s-a ajuns la:

- o piaţă (aproape) deschisă, cu granularitate mică (câteodată chiar prea mică) cu tranzacţii (aproape) zilnice pe piaţa cu livrare la termen;

- o piaţă SPOT care se apropie de volumele pieţei din Ungaria;

- o piaţa forward cu contraparte centrală, prin care se atenuează mult riscurile financiare şi de livrare;

- proiecte de piaţa futures şi derivate financiare;

- Numărul participanţilor pe piaţa românească aproape s-a triplat în ultimii 5 ani, aproape 40% din participanţii curenţi fiind traderi internaţionali;

- Lichiditatea pieţei - exprimată atât ca volum, dar şi ca număr de tranzacţii - a crescut de la an la an, iar acesta este un bun indicator privind accesibilitatea pieţei;

Sunt schimbări majore, care denotă nevoia de transparenţă şi maturitate pe piaţă. Sunt elemente care la suprafaţă arată foarte bine, însă în realitate au fost impuse cu forţa.

Fără obligativitatea de tranzacţionare, piaţa en-gros de gaze naturale nu ar fi cunoscut această dezvoltare. Rolul OUG 64/2018, care a stat la baza impunerii obligaţiei de tranzacţionare, a fost unul esenţial în formarea pieţei de astăzi. Reglementările ulterioare - Obligaţia de ofertare, Gas release program - au urmat spiritul acelei controversate reglementări, şi au impulsionat continuu deschiderea pieţei. (chiar dacă efectiv litera acestor prevederi a fost de multe ori eronată sau cel putin discutabilă)

Standardizarea produselor şi contractelor oferite prin bursa, contribuie la liniarizarea clauzelor contractuale şi la diminuarea riscurilor asociate contractării.

Mediul bursier a făcut mult mai uşoară conectarea vânzătorului cu posibilii cumpărători, făcând tranziţia de la o piaţă bazată pe conexiuni şi intermediari. Astfel, există o conexiune directă între părţi, eliminând o serie de intermediari ce ar fi influenţat preţul de revânzare.

• Evoluţia pieţei de gaze naturale în ultimele 12 luni

Începând cu Q2 2021, piaţa locală, în tandem cu pieţele Europene de gaze naturale, au cunoscut o creştere continuă, cauzată de o serie de factori (atât interni, cât şi externi).

Factori externi:

- Iarna prelungită din 2021 a redus semnificativ depozitele de gaze naturale (consumul lunii Aprilie 2021 a fost cu 30-40% mai mare decât media ultimilor ani), punând presiune pe cererea din perioada de vară;

- Demersurile Rusiei de a evita ruta de transport tradiţională, prin Ucraina, în favoarea noii conducte Nord Stream 2, creează o schimbare structurală de flux al gazelor în zona de Centru şi Sud-Est a Europei;

- Coridorul Trans-Balcanic este scos din uz, în favoarea Turk Stream 1&2, care porneşte fluxurile din luna Mai, aducând resurse noi în zona Balcanică. Întrucât interconectorul Serbia-Ungaria încă nu este finalizat, Gazprom transporta cantităţile destinate Ungariei pe ruta Bulgaria-România-Ungaria (s-a operaţionalizat începând cu 01.10.2021 şi complet începând cu 01.01.2022);

- Întrucât gazele provenite pe ruta mai sus menţionată sunt în cantităţi mai mari decât necesarul de consum curent al ţărilor mentionate, preţurile gazelor din Bulgaria, România şi Ungaria scad sub cotaţiile similare ale HUB-urilor din Austria (VTP AT) şi Olanda (TTF);

- Cum destinaţia finală a gazelor este Ungaria, iar aceasta ţară este strâns legată (prin capacităţi de interconectare) cu Austria, nivelul de preţ se păstrează la cote similare, prin efectul de contagiune zonală. Astfel, deşi preţurile în zonă sunt mai mici, ele rămân strâns legate cu preţurile de HUB;

- Disensiunile pe tema acreditării Nord Stream 2 pune Rusia într-un punct strategic de a crea presiune pe factorii decizionali din UE prin reducerea fluxurilor de gaze naturale către Europa la nivelul cantităţilor contractate prin contracte pe termen lung;

- Relaxările post-valul-2-COVID19 din Asia, conduc la creşterea producţiei şi a necesarului de gaze naturale, făcând nivelul de preţ mai atractiv (în special Coreea, Japonia şi China) pentru transporturile de Gaz Natural Lichefiat (GNL), iar majoritatea transporturilor din Orientul Mijlociu, Australia şi Statele Unite destinate Europei, iau drumul Asiei;

- Peste acest fond de surse slabe, se mai adaugă oprirea de capacităţi de producţie energie electrică din sursa nucleară în Franţa şi Germania (ca plan de decarbonizare) şi mentenanţe neplanificate a unor surse de producţie gaze naturale din Norvegia (perioada Iulie-August);

- Astfel, se pun bazele unei crize prelungite de surse, care cumulat cu evoluţiile ascendente ale certificatelor pentru emisii de carbon (CO2) pun presiune din ce în ce mai mare pe pieţele de gaze naturale şi energie electrică.

- În prag de iarnă 2022, analizele regionale indică faptul ca Turk Stream 1&2 nu vor avea capacităţi suficiente de aprovizionare a tuturor ţărilor din SEE, respectiv Bulgaria, Serbia, România şi Ungaria începând cu 1 ianuarie 2022, iar preţurile de Q1 2022 încep să sară în aer. Sursa care pe toată perioada verii şi inclusiv Q4 2021 a creat preţuri la discount în SEE, se dovedeşte insuficienţa pentru a suplini necesarul de vârf de iarnă;

- De la 1 ianuarie 2022, Rusia deschide ruta Ucrainiana strict pentru Romania, Moltova şi Slovacia pentru a-şi onora contractele pe termen lung, dar preţurile se menţin la niveluri ridicate pentru această zonă, în primul rând datorită evoluţiilor pieţelor externe.

Factori interni:

- Lipsa investiţiilor susţinute în partea de producţie începe să-şi facă simţită prezenţa, iar în perioada 2019-2021 producţia locală de gaze naturale se reduce semnificativ (surse ANRE si Transgaz):

o Producţie internă 2019: 107.763.460 MWh;

o Producţie internă 2020: 97.010.857 MWh (-10% faţa de 2019);

o Producţie internă 2021: 86.853.532 MWh (-10,5% faţa de 2020);

- Investiţiile planificate în noi capacităţi de exploatare din Marea Neagră sunt întârziate de tergiversări legislative (Legea Off-shore) / de fiscalitate şi dificultăţi operaţionale, astfel că proiectul Black Sea Oil & Gas ce trebuia să intre în producţie în 2019, este estimat să înceapă în 2029;

- În acelaşi timp, consumul intern este pe o pantă ascendentă, iar sursele interne sunt din ce în ce mai deficitare, fiind nevoie de importuri semnificative:

o Importuri nete (Import-Export) 2019: 28.727.135 MWh

o Consum intern 2019: 121.060.000 MWh

o Importuri nete 2020: 21.514.184 MWh

o Consum intern 2020: 127.140.000 MWh

o Importuri nete 2021: 30.963.735 MWh

o Consum intern 2021: 123.000.000 (estimat)

- Lipsa acţiunilor de control preventiv ale ANRE / ME care să estimeze nivelul de surse raportat la consum estimat de iarnă al furnizorilor;

- Lipsa comunicării între autorităţi (ANRE, Consiliul Concurenţei, Ministerul Energiei) şi furnizori/asociaţiile de furnizori şi producători (ACUE, AFEER, PATRES, AEI) care să creeze fundamentul contextului de piaţă şi, prin dialog continuu, să dezvolte măsuri coerente de adaptare la condiţiile de piaţă extremă;

Astfel, printr-o conjunctură nefavorabilă internă-externă, România ajunge să fie ţara din UE cu cele mai mari preţuri la gaze naturale marfp în Q1 2022.

În încercarea de a proteja consumatorii - în prima fază casnici, apoi şi cei noncasnici, furnizorii de gaze naturale şi energie electrică devin ţinta autorităţilor. Planul de măsuri propuse prin OUG 3/2022 a impus o distorsionare semnificativă a mediului concurenţial şi a degradat poziţia financiară a tuturor operatorilor din piaţă. Cu toate că, intenţia iniţială nu a vizat destabilizarea pieţei, faptul că măsurile aplicate nu au avut ca suport o analiză clar fundamentată, a condus la repercursiuni neprevăzute.

În cadrul Europei Centrale şi de Sud-Est, România pe fondul unei sărăcii acentuale a aplicat unele din cele mai drastice măsuri de protecţie a consumatorilor în detrimentul furnizorilor. Efectele OUG 3/2022, amplificate de retorica negativă a Ministerului Energiei la adresa furnizorilor a dus la demonizarea acestora din urma. Astfel, se afectează operaţional încasările tuturor furnizorilor din sector, nu numai a celor responsabili de emiterea eronată a facturilor la utilităţi, iar publicul larg îşi pierde încrederea în mediul de business din domeniu.

În vederea restabilirii normalităţii în sector, trebuie avut în vedere un plan echilibrat între cele 3 părţi implicate, care:

- să nu ducă în incapacitate financiară furnizorii;

- să atenueze impactul preţurilor mari la energie şi gaze naturale către populaţie;

- să nu destabilizeze bugetul de stat

• Revenirea spre normalitate

Tendinţele pe termen mediu şi lung din pieţele externe indică o perioadă de cel puţin 2 ani de preţuri semnificativ mai mari decât cele dinainte de 2021. Contextul geopolitic European, cumulat cu măsurile de decarbonizare şi de schimbare a modelului pieţelor energetice creează un context nou, cu care va trebui să ne obişnuim. În acest sens, vor trebui implementate o serie de măsuri tranzitorii pentru ca funcţionalitatea sistemului să fie menţinută, pe o perioadă delimitată în prima fază, pentru a se putea analiza posibile variante de model de piaţă pe termen mediu şi lung.

Principii tranzitorii:

Orice măsura luată trebuie să ia în considerare că:

- cel mai mare beneficiu din creşterea preţului este al statului român (care este acţionar majoritar în sectorul producţiei de energie electrică / gaze naturale şi beneficiar direct al suprataxelor aplicate producţiei de energie / gaze naturale)

- Prin beneficiile semnificative generate statului român de poziţia strategică în sectorul producţiei de energie electrică şi gaze naturale vor trebuit luate măsuri care să nu afecteze concurenţa între surse / ofertanţi şi beneficiari, adică să nu afecteze piaţa concurenţială a furnizorilor/traderilor, atât timp cât aceasta este încă funcţoională şi să stimuleze lichiditatea şi să avem un raport de tranzacţionare / livrare fizică supraunitar, ceea ce reduce riscurile de cross-default sau supra-expunere într-un mod semnificativ între furnizori;

- Furnizorii / traderii sunt foarte creativi şi ingenioşi în eludarea restricţilor impuse, şi când restricţiile sunt arbitrare / excesive îşi reduc expunerea pe piaţa locală, cu efecte profund nocive asupra mediului concurenţial local şi implicit efect negativ asupra consumatorilor;

• Măsuri concrete aplicabile de la 01.04.2022:

Orice măsură aplicată va trebui sa fie durabilă - respectiv să nu fie dependentă de preţul din piaţă, acesta fiind un element conjunctural.

În acest sens, propunem o serie de măsuri care sunt menite să reducă costul către clientul final, dar să nu intervină în mecanismele de auto-reglare a pieţei concurenţiale.

1. Reducerea TVA-ului la gaze naturale şi energie electrică pe termen scurt la 0% saui pe termen lung la 4-5%, aplicabil clienţilor casnici şi non-casnici

Aceasta este cea mai simplă măsură aplicabilă, care reduce direct costul către clientul final şi elimină posibilele redundanţe (cu compensări/plafonări etc.) fiscale.

2. Eliminarea contribuţiilor Certificatelor Verzi şi a componentei de cogenerare din facturile clienţilor finali casnici şi non-casnici (cu compensarea directă din bugetul de stat, a sectoarelor subvenţionate prin aceste tarife).

O altă măsură care se poate evalua simplu, cuantumul acestor "taxe" fiind liniar aplicate, şi vizează o schemă de compensare deja învechită şi cu aplicabilitate limitată.

3. Eliminarea accizei la energie electrica pentru clientii casnici si non-casnici; respectiv doar pentru clientii non-casnici la gaze naturale.

Măsura este similară punctelor 1 şi 2, şi cuantificarea acesteia este iarăşi simplă.

4. Compensare tarifelor de distribuţie - doar pentru consumatori casnici - pentru energie electrică şi gaze naturale, direct din bugetul statului.

5. Măsuri speciale pentru en-gros-işti (revânzare la furnizori, traderi ţi import/export):

a. Recunoaşterea unei marje de profit maximal de 6,9% din cifra de afaceri (similar cu profitul reglementat al Operatorului de Distribuţie / Operatorului Sistemului de Transport, fără indexare la inflaţie). Marja de profit care depăşeşte pragul de 6,9% din Cifra de Afaceri, începând cu 01.04.2022 să fie supra-impozitată cu 90%. Această marjă poate fi impusă prin condiţiile de licenţiere ca furnizor/

b. Marcare la piaţă: pentru evitarea oricarui abuz/mascare de profituri, toate tranzacţiile transfrontaliere (import / export swap / backhaul energie / gaze naturale) vor fi evaluate la nivelul pieţei locale la momentul încheierii tranzanzacţiei. Orice profit va fi evaluat la nivelul pieţei dacă se constată o abatere mai mare de +/-10% faţă de nivelul pieţei din ziua respectivă pentru produsul respectiv sau ultima tranzacţie comparabilă.

De exemplu: un operator care are achiziţia de energie electrică la 250 lei/MWh pentru Q2 2022, vinde energia electrică la 300 lei/ MWh către un operator extern, nivelul pieţei pentru tranzacţia respectivă, la momentul încheierii tranzacţiei este 800 lei/MWh, tranzacţia va fi evaluată ca şi supraimpozitare la nivelul pieţei, nu la nivelul tranzacţiei încheiate, adică aplicare supraimpozitare la diferenţa între 800 lei/MWh piaţă şi 250 lei/MWh achiziţie. Marcarea la piaţă este o metodă dinamică de păstrare a unei referinţe cursive şi de a semnaliza situaţiile în care unii operatori vor să eludeze mecanismele de control.

6. Standardizarea formei contractului-cadru pentru consumatorii casnici. Stabilirea unor contracte-cadru cu clauze standard pentru toţi furnizorii, cu o anexă în care să fie detaliate clauzele specifice contractuale ale fiecărui furnizor, respectiv preţ / termen de plata / garantii / dezechilibre / flexibilitate, restul clauzelor nefiind negociabile. Standardizarea ofertei şi facturii.

Aceasta este o modificare foarte importantă, pentru ca elimina posibilitatea oricărui abuz contractual generat de furnizori faţă de consumatorii casnici.

7. Exceptarea de la prevederile supra-impozitării a oricăror investiţii ale furnizorilor / traderilor / producătorilor în stocarea de energie electrică / gaze naturale sau noi facilităţi de producţie energie electrică.

Supraimpozitarea (conform OUG 3/2022 a producătorilor) aplicată într-un mod absolut, blochează orice investiţie a unui furnizor / trader. Asemenea investiţii intră la amortizări, nu pe cheltuieli de exerciţiu financiar, deci fără o excepţie acestea nu ar mai putea fi făcute fără pierderi semnificative pentru investitor.

Efectele asteptate a acestor măsuri:

1.Prin reducerea TVA-ului, se reduce cuantumul facturilor pentru consumatorii casnici cu 15%,

- Impact neglijabil catre inexistent pentru non-casnici, doar va stimula o mai bună colectare a TVA-ului, fiind o sarcină financiară mult mai mică;

- Impactul asupra statului presupune readucerea încasărilor TVA-ului la nivelul anului 2019/2021, preţurile crescând între 135 si 500% şi încasările din TVA au crescut corespunzător, deci reducerea procentuală va readuce aceste încasări ale statului la nivelul cunoscut în 2022;

2. Se va reduce cuantumul facturilor pentru consumatorii casnici cu 3-5% şi un procent puţin mai mic pentru consumatorii non-casnici.

3. Reducerea facturilor pentru consumatorii casnici cu -15% la energie electrică şi -10% la gaze naturale, pentru consumatorii comerciali reducerea fiind în medie de 8-10% la energie electrică şi 8% la gaze naturale;

4. Pentru asigurarea caracterului excepţional şi de solidaritate al tuturor operatorilor din piaţă, fără ca să existe distorsionari ale mediului concurential şi tranzactional ale pieţelor de energie şi gaze naturale, profiturile furnizorilor vor fi limitate la procentul aplicat de profit pentru pieţele reglementate, adică 6,9%. Operatorii din piaţa nefiind sub impactul direct / indirect al inflaţiei prin acest procent, deci indexarea procentului cu inflaţia nu este necesară.

Această măsura va stimula tranzactionarea între furnizori pentru mărirea cifrei de afaceri, deci va stimula lichiditatea în piaţă şi implicit va reduce expunerile furnizorilor faţă de operatori / tranzacţii individuale, având un efect benefic.

Nota: sunt necesare analize a regulamentelor de tranzacţionare în sensul garantării tranzacţiilor, tranzacţiile operate trebuind să fie ferme şi angajante cu garanţii explicite care să asigure un cuantum mult mai mare din tranzacţiile de pe pieţele de energie (majorare cuantum garanţii din 10% pentru o tranzacţie de energie electrică pe OPCOM, către 50%, stabilirea modalităţii de plată penalitaţi, adică mecanism AT TRANSACTION VALUE sau Marcare la Piaţă definit foarte clar).

Pentru evitarea eludării de către anumiţi operatori ale suprataxării prin operaţiuni de export / import de la companii afiliate direct/indirect, tranzacţiile transfrontaliere (import / export) prin intermediul REMIT sau raportările pieţelor centralizate sau raportările ANRE trebuie evaluate individual faţă de piaţă la momentul tranzacţionării, orice tranzacţie care excede o variaţie de +-10% faţă de produsul respectiv tranzacţionat pe piaţa domestică va trebui supra-taxată la nivelul pieţei de la momentul tranzacţionării;

5. Având în vedere că nu sunt în realitate multe elemente negociabile în contractele de furnizare cu consumatorii casnici, se impune reglementarea formei contractului de furnizare, cu prevederi foarte clare penalizatoare pentru furnizori dacă exced formatul acestui contract. Acest contract trebuie negociat cu asociaţiile de furnizori / consumatori, astfel încât să asigure un echilibru bun între nevoile operatorilor din piaţă şi nevoile consumatorilor de protecţie faţă de clauze abuzive.

6. Singura soluţie pentru reducerea durabilă a costurilor agregate asupra consumatorilor în sectorul energetic şi sporirea competitivităţii sectorului este investiţia în surse noi de energie electrică şi gaze naturale. Sunt de evitat investiţiile care ne accentuează dependenţa de combustibili achiziţionati din alte ţări. Investiţiile naţionale care ne reduc dependenţa ar trebui să aibă un efect semnificativ multiplicator în economie şi ar aduce venituri considerabile statului român. Notă: criza curentă este generată de dependenţa excesivă de importuri, care doar se va accentua dramatic în anii următori în lipsa unor măsuri urgente, prin urmare, operatorii din piaţă trebuie stimulaţi să investească în domeniu.

În concluzie, măsurile propuse mai sus pot conduce la o serie de efecte benefice pentru consumatori, fără a afecta conexiunea cu pieţele vecine, fără a atrage pericolul infringement-ului către România, şi va conduce la un control mai bun asupra pieţelor en-gros. Estimăm:

- Reducerea costurilor facturilor la consumatorul casnic cu aproximativ 35% la gaze naturale şi 30% la energie electrică;

- Reducerea costurilor facturilor la consumatorul non-casnic cu aproximativ 28% la gaze naturale şi 25% la energie electrică;

- Reglementarea profiturilor pentru operatorii din domeniul energiei şi asigurarea unei sarcini echilibrate între operatori / stat şi consumatori pentru depăşirea contextului dificil economic;

Apreciem că:

- reglementarea pieţelor va aduce direct şi imediat efecte negative pentru toate părţile implicate (reducerea încasărilor statului / reducerea profitabilităţii producătorilor / reducerea şi abandonarea investiţiilor în sector / reducerea concurenţei între furnizori şi implicit majorarea semnificativă a preţului pentru consumatori)

- oricare măsură luată, nu trebuie să intervină în blocarea mecanismelelor concurenţiale ale pieţei, care sunt singurele, care pot aduce o reducere durabilă a costurilor în sectorul energetic

- suntem deja la nivel global într-o criză energetică, care indiferent de măsurile luate va afecta consumatorii, singura metodă de a ieşi într-un mod sustenabil din această criză este de a stimula investiţiile în sector şi de a reduce expunerea faţă de furnizorii externi de combustibili şi de a stimula consumatorii să aibă un comportament responsabil faţă consumul acestor resurse (în esenţă, în lipsa măsurilor administrative de reducere a consumului, preţul, oricât de dificil de acceptat ca şi măsura, are o corelaţie directă cu consumul, prin urmare, reducerea consumurilor la această dată va veni natural prin creşterea costurilor cu combustibilul, sub nici o formă nu trebuie intervenit total în acest mecanism pentru că problemele curente vor fi semnificativ agravate pentru perioade subsecvente)