Un nou Model de piață a gazelor naturale și energiei în România parte a soluției crizei facturilor

Evoluția sectorului energetic în România în ultimii ani a fost sinusoidală, dar pe o direcție bună în unele aspecte, și îngrijorătoare în altele:

• mai multă deschidere de piață și facilitarea diversității
• mai buna interconectare cu statele vecine
• instabilitate legislativă și de cadru de reglementare
• diminuarea capacităților de producție
• creșterea dependențelor de importuri
• politizarea companiilor de stat și descurajarea noilor investiții

Ultimii 2 ani au cunoscut evoluții de piață foarte fluctuante în toată Europa, iar faptul că aceste evoluții s-au reflectat și asupra României (cu bune sau rele), ar trebui să indice o piață funcțională, care crește sau se corectează, în linie cu evoluția pieței internaționale.

Privind spre viitor, modelul de piață trebuie să includă 2 axe esențiale pentru a atinge un nivel funcțional:

• Axa tehnică: modernizarea și eficientizarea facilităților de producție existente, noi investiții în domeniul producției și diversificarea în off-shore (atât gaze, cât și eolian).
• Axa comercială și reglementatoare: încurajarea lichidității piețelor en-gros, cadru legislativ și reglementări predictibile și coerente, care să fie în litera și 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 piață funcțională. Trebuie doar ca promisiunile făcute și demersurile deja începute să-și găsească o finalitate. Inițiativele pe care le are România pe masă sunt viabile, ambițioase și vor crea o valoare adăugată pentru tot lanțul valoric – de la sursa primară până la ultimul beneficiar – dar mai important decât să avem idei vizionare, este să punem în practică inițiativele curente.

Perspectiva comercială – piața de Gaze naturale

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

• o piață (aproape) deschisă, cu granularitate mică (câteodată chiar prea mică) cu tranzacții (aproape) zilnice pe piața cu livrare la termen;
• o piață SPOT care se apropie de volumele pieței din Ungaria;
• o piața forward cu contraparte centrală, prin care se atenuează mult riscurile financiare și de livrare;
• proiecte de piața futures și derivate financiare;
• Numărul participanților pe piața românească aproape s-a triplat în ultimii 5 ani, aproape 40% din participanții curenți fiind traderi internaționali;
• Lichiditatea pieței – exprimată atât ca volum, dar și ca număr de tranzacții – a crescut de la an la an, iar acesta este un bun indicator privind accesibilitatea pieței;

Sunt schimbări majore, care denotă nevoia de transparență și maturitate pe piață. Sunt elemente care la suprafață arată foarte bine, însă în realitate au fost impuse cu forța.

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

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

Mediul bursier a făcut mult mai ușoară conectarea vânzătorului cu posibilii cumpărători, făcând tranziția de la o piață bazată pe conexiuni și intermediari. Astfel, există o conexiune directă între părți, eliminând o serie de intermediari ce ar fi influențat prețul de revânzare.

Evoluția pieței de gaze naturale în ultimele 12 luni

Începând cu Q2 2021, piața locală, în tandem cu piețele Europene de gaze naturale, au cunoscut o creștere continuă, cauzată de o serie de factori (atât interni, cât și 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 tradițională, prin Ucraina, în favoarea noii conducte Nord Stream 2, creează o schimbare structurală de flux al gazelor în zona de Centru și Sud-Est a Europei;
• Coridorul Trans-Balcanic este scos din uz, în favoarea Turk Stream 1&2, care pornește fluxurile din luna Mai, aducând resurse noi în zona Balcanică. Întrucât interconectorul Serbia-Ungaria încă nu este finalizat, Gazprom transporta cantitățile destinate Ungariei pe ruta Bulgaria-România-Ungaria (s-a operaționalizat începând cu 01.10.2021 și complet începând cu 01.01.2022);
• Întrucât gazele provenite pe ruta mai sus menționată sunt în cantități mai mari decât necesarul de consum curent al țărilor mentionate, prețurile gazelor din Bulgaria, România și Ungaria scad sub cotațiile similare ale HUB-urilor din Austria (VTP AT) și Olanda (TTF);
• Cum destinația finală a gazelor este Ungaria, iar aceasta țară este strâns legată (prin capacități de interconectare) cu Austria, nivelul de preț se păstrează la cote similare, prin efectul de contagiune zonală. Astfel, des
• și prețurile în zonă sunt mai mici, ele rămân strâns legate cu prețurile 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 cantităților contractate prin contracte pe termen lung;
• Relaxările post-valul-2-COVID19 din Asia, conduc la creșterea producției și a necesarului de gaze naturale, făcând nivelul de preț mai atractiv (în special Coreea, Japonia și China) pentru transporturile de Gaz Natural Lichefiat (GNL), iar majoritatea transporturilor din Orientul Mijlociu, Australia și Statele Unite destinate Europei, iau drumul Asiei;
• Peste acest fond de surse slabe, se mai adaugă oprirea de capacități de producție energie electrică din sursa nucleară în Franța și Germania (ca plan de decarbonizare) și mentenanțe neplanificate a unor surse de producție gaze naturale din Norvegia (perioada Iulie-August);
• Astfel, se pun bazele unei crize prelungite de surse, care cumulat cu evoluțiile ascendente ale certificatelor pentru emisii de carbon (CO2) pun presiune din ce în ce mai mare pe piețele de gaze naturale și energie electrică.
• În prag de iarnă 2022, analizele regionale indică faptul ca Turk Stream 1&2 nu vor avea capacități suficiente de aprovizionare a tuturor țărilor din SEE, respectiv Bulgaria, Serbia, România și Ungaria începând cu 1 ianuarie 2022, iar prețurile de Q1 2022 încep să sară în aer. Sursa care pe toată perioada verii și inclusiv Q4 2021 a creat prețuri la discount în SEE, se dovedește insuficiența pentru a suplini necesarul de vârf de iarnă;
• De la 1 ianuarie 2022, Rusia deschide ruta Ucrainiana strict pentru Romania, Moltova și Slovacia pentru a-și onora contractele pe termen lung, dar prețurile se mențin la niveluri ridicate pentru această zonă, în primul rând datorită evoluțiilor piețelor externe.

Factori interni:

• Lipsa investițiilor susținute în partea de producție începe să-și facă simțită prezența, iar în perioada 2019-2021 producția locală de gaze naturale se reduce semnificativ (surse ANRE si Transgaz):

• Producție internă 2019: 107.763.460 MWh;
  • Producție internă 2020: 97.010.857 MWh (-10% fața de 2019);
  • Producție internă 2021: 86.853.532 MWh (-10,5% fața de 2020);
• Investițiile planificate în noi capacități de exploatare din Marea Neagră sunt întârziate de tergiversări legislative (Legea Off-shore) / de fiscalitate și dificultăți operaționale, astfel că proiectul Black Sea Oil & Gas ce trebuia să intre în producție în 2019, este estimat să înceapă în 2029;
• În același timp, consumul intern este pe o pantă ascendentă, iar sursele interne sunt din ce în ce mai deficitare, fiind nevoie de importuri semnificative:

• Importuri nete (Import-Export) 2019: 28.727.135 MWh
  • Consum intern 2019: 121.060.000 MWh
  • Importuri nete 2020: 21.514.184 MWh
  • Consum intern 2020: 127.140.000 MWh
  • Importuri nete 2021: 30.963.735 MWh
  • Consum intern 2021: 123.000.000 (estimat)

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

• Lipsa comunicării între autorități (ANRE, Consiliul Concurenței, Ministerul Energiei) și furnizori/asociațiile de furnizori și producători (ACUE, AFEER, PATRES, AEI) care să creeze fundamentul contextului de piață și, prin dialog continuu, să dezvolte măsuri coerente de adaptare la condițiile de piață extremă;

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

În încercarea de a proteja consumatorii – în prima fază casnici, apoi și cei noncasnici, furnizorii de gaze naturale și energie electrică devin ținta autorităților. Planul de măsuri propuse prin OUG 3/2022 a impus o distorsionare semnificativă a mediului concurențial și a degradat poziția financiară a tuturor operatorilor din piață. Cu toate că, intenția inițială nu a vizat destabilizarea pieței, faptul că măsurile aplicate nu au avut ca suport o analiză clar fundamentată, a condus la repercursiuni neprevăzute.

În cadrul Europei Centrale și de Sud-Est, România pe fondul unei sărăcii acentuale a aplicat unele din cele mai drastice măsuri de protecție 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 operațional încasările tuturor furnizorilor din sector, nu numai a celor responsabili de emiterea eronată a facturilor la utilități, iar publicul larg își pierde încrederea în mediul de business din domeniu.

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

• să nu ducă în incapacitate financiară furnizorii;
• să atenueze impactul prețurilor mari la energie și gaze naturale către populație;
• să nu destabilizeze bugetul de stat

Revenirea spre normalitate

Tendințele pe termen mediu și lung din piețele externe indică o perioadă de cel puțin 2 ani de prețuri semnificativ mai mari decât cele dinainte de 2021. Contextul geopolitic European, cumulat cu măsurile de decarbonizare și de schimbare a modelului piețelor energetice creează un context nou, cu care va trebui să ne obișnuim. În acest sens, vor trebui implementate o serie de măsuri tranzitorii pentru ca funcționalitatea sistemului să fie menținută, pe o perioadă delimitată în prima fază, pentru a se putea analiza posibile variante de model de piață pe termen mediu și lung.

Principii tranzitorii:

Orice măsura luată trebuie să ia în considerare că:

–           cel mai mare beneficiu din creșterea prețului este al statului român (care este acționar majoritar în sectorul producției de energie electrică / gaze naturale și beneficiar direct al suprataxelor aplicate producției de energie / gaze naturale)

–           Prin beneficiile semnificative generate statului român de poziția strategică în sectorul producției de energie electrică și gaze naturale vor trebuit luate măsuri care să nu afecteze concurența între surse / ofertanți și beneficiari, adică să nu afecteze piața concurențială a furnizorilor/traderilor, atât timp cât aceasta este încă funcțoională și să stimuleze lichiditatea și să avem un raport de tranzacționare / livrare fizică supraunitar, ceea ce reduce riscurile de cross-default sau supra-expunere într-un mod semnificativ între furnizori;

–           Furnizorii / traderii sunt foarte creativi și ingenioși în eludarea restricților impuse, și când restricțiile sunt arbitrare / excesive își reduc expunerea pe piața locală, cu efecte profund nocive asupra mediului concurențial local și implicit efect negativ asupra consumatorilor;

Măsuri concrete aplicabile de la 01.04.2022:

Orice măsurp aplicată va trebui sa fie durabilă – respectiv să nu fie dependentă de prețul din piață, 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 pieței concurențiale.

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

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

• Eliminarea contribuțiilor Certificatelor Verzi și a componentei de cogenerare din facturile clienților finali casnici și non-casnici (cu compensarea directă din bugetul de stat, a sectoarelor subvenționate prin aceste tarife).

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

• 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 și 2, și cuantificarea acesteia este iarăși simplă.

• Compensare tarifelor de distribuție – doar pentru consumatori casnici – pentru energie electrică și gaze naturale, direct din bugetul statului.
• Măsuri speciale pentru en-gros-iști (revânzare la furnizori, traderi ți import/export):
• Recunoașterea unei marje de profit maximal de 6,9% din cifra de afaceri (similar cu profitul reglementat al Operatorului de Distribuție / Operatorului Sistemului de Transport, fără indexare la inflație). Marja de profit care depășește 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 condițiile de licențiere ca furnizor/
• Marcare la piață: pentru evitarea oricarui abuz/mascare de profituri, toate tranzacțiile transfrontaliere (import / export swap / backhaul energie / gaze naturale) vor fi evaluate la nivelul pieței locale la momentul încheierii tranzanzacției. Orice profit va fi evaluat la nivelul pieței dacă se constată o abatere mai mare de +/-10% față de nivelul pieței din ziua respectivă pentru produsul respectiv sau ultima tranzacție comparabilă.

De exemplu: un operator care are achiziția de energie electrică la 250 lei/MWh pentru Q2 2022, vinde energia electrică la 300 lei/ MWh către un operator extern, nivelul pieței pentru tranzacția respectivă, la momentul încheierii tranzacției este 800 lei/MWh, tranzacția va fi evaluată ca și supraimpozitare la nivelul pieței, nu la nivelul tranzacției încheiate, adică aplicare supraimpozitare la diferența între 800 lei/MWh piață și 250 lei/MWh achiziție. Marcarea la piață este o metodă dinamică de păstrare a unei referințe cursive și de a semnaliza situațiile în care unii operatori vor să eludeze mecanismele de control.

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

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

• Exceptarea de la prevederile supra-impozitării a oricăror investiții ale furnizorilor / traderilor / producătorilor în stocarea de energie electrică / gaze naturale sau noi facilități de producție energie electrică.

Supraimpozitarea (conform OUG 3/2022 a producătorilor) aplicată într-un mod absolut, blochează orice investiție a unui furnizor / trader. Asemenea investiții intră la amortizări, nu pe cheltuieli de exercițiu financiar, deci fără o excepție 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, prețurile crescând între 135 si 500% și 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% și un procent puțin mai mic pentru consumatorii non-casnici.

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

4.         Pentru asigurarea caracterului excepțional și de solidaritate al tuturor operatorilor din piață, fără ca să existe distorsionari ale mediului concurential și tranzactional ale piețelor de energie și gaze naturale, profiturile furnizorilor vor fi limitate la procentul aplicat de profit pentru piețele reglementate, adică 6,9%. Operatorii din piața nefiind sub impactul direct / indirect al inflației prin acest procent, deci indexarea procentului cu inflația nu este necesară.

Această măsura va stimula tranzactionarea între furnizori pentru mărirea cifrei de afaceri, deci va stimula lichiditatea în piață și implicit va reduce expunerile furnizorilor față de operatori / tranzacții individuale, având un efect benefic.

Nota: sunt necesare analize a regulamentelor de tranzacționare în sensul garantării tranzacțiilor, tranzacțiile operate trebuind să fie ferme și angajante cu garanții explicite care să asigure un cuantum mult mai mare din tranzacțiile de pe piețele de energie (majorare cuantum garanții din 10% pentru o tranzacție de energie electrică pe OPCOM, către 50%, stabilirea modalității de plată penalitați, adică mecanism AT TRANSACTION VALUE sau Marcare la Piață definit foarte clar).

 Pentru evitarea eludării de către anumiți operatori ale suprataxării prin operațiuni de export / import de la companii afiliate direct/indirect, tranzacțiile transfrontaliere (import / export) prin intermediul REMIT sau raportările piețelor centralizate sau raportările ANRE trebuie evaluate individual față de piață la momentul tranzacționării, orice tranzacție care excede o variație de +-10% față de produsul respectiv tranzacționat pe piața domestică va trebui supra-taxată la nivelul pieței de la momentul tranzacționării;

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 asociațiile de furnizori / consumatori, astfel încât să asigure un echilibru bun între nevoile operatorilor din piață și nevoile consumatorilor de protecție față de clauze abuzive.

6. Singura soluție pentru reducerea durabilă a costurilor agregate asupra consumatorilor în sectorul energetic și sporirea competitivității sectorului este investiția în surse noi de energie electrică și gaze naturale. Sunt de evitat investițiile care ne accentuează dependența de combustibili achiziționati din alte țări. Investițiile naționale care ne reduc dependența ar trebui să aibă un efect semnificativ multiplicator în economie și ar aduce venituri considerabile statului român. Notă: criza curentă este generată de dependența excesivă de importuri, care doar se va accentua dramatic în anii următori în lipsa unor măsuri urgente, prin urmare, operatorii din piață trebuie stimulați 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 piețele vecine, fără a atrage pericolul infringement-ului către România, și va conduce la un control mai bun asupra piețelor en-gros. Estimăm:

• Reducerea costurilor facturilor la consumatorul casnic cu aproximativ 35% la gaze naturale și 30% la energie electrică;
• Reducerea costurilor facturilor la consumatorul non-casnic cu aproximativ 28% la gaze naturale și 25% la energie electrică;
• Reglementarea profiturilor pentru operatorii din domeniul energiei și asigurarea unei sarcini echilibrate între operatori / stat și consumatori pentru depășirea contextului dificil economic;

Apreciem că:

– reglementarea piețelor va aduce direct și imediat efecte negative pentru toate părțile implicate (reducerea încasărilor statului / reducerea profitabilității producătorilor / reducerea și abandonarea investițiilor în sector / reducerea concurenței între furnizori și implicit majorarea semnificativă a prețului pentru consumatori)

– oricare măsură luată, nu trebuie să intervină în blocarea mecanismelelor concurențiale ale pieței, 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 ieși într-un mod sustenabil din această criză este de a stimula investițiile în sector și de a reduce expunerea față de furnizorii externi de combustibili și de a stimula consumatorii să aibă un comportament responsabil față consumul acestor resurse (în esență, în lipsa măsurilor administrative de reducere a consumului, prețul, oricât de dificil de acceptat ca și măsura, are o corelație directă cu consumul, prin urmare, reducerea consumurilor la această dată va veni natural prin creșterea 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)