Franck Neel, președintele FPPG: Producătorii de gaze naturale au fost obligați din nou să susțină economia

Gazul natural este crucial în atingerea obiectivelor stabilite pentru tranziția energetică europeană din care România face parte, consideră Franck Neel, președintele Federației Patronale Petrol și Gaze – FPPG. România are o oportunitate istorică de a se poziționa ca furnizor de securitate energetică la nivel regional, precum și ca destinație de investiții, una dintre puținele astfel de destinații pentru petrolul și gazul european. Pentru a crea cel mai bun climat pentru participanții la piață și consumatorii finali, piața ar trebui lăsată să funcționeze liber, fără intervenții administrative din partea autorității de reglementare – iar programul de ofertare a gazelor a fost unul dintre subiectele principale în acest interviu exclusiv.

Cum a afectat pandemia de COVID-19 piețele de petrol și gaze și cum vor fi resimțite efectele pe parcursul anului 2021 și pe termen lung? Apreciați că prețurile vor recupera din terenul pierdut?

Pentru industria de petrol și gaze, situația din prezent poate fi catalogată drept una dintre cele mai dificile perioade pe care industria a cunoscut-o în ultimi 100 de ani. Înainte de izbucnirea pandemiei de COVID-19, industria de petrol și gaze se afla deja sub presiune în condițiile în care mari producători de petrol, Arabia Saudită și Rusia, asaltau piața pentru a-și consolida pozițiile. Pandemia nu a făcut decât să agraveze problemele sectorului, conducând astfel la o situație neobișnuită în care prețurile petrolului au devenit chiar negative în primăvara acestui an, pentru prima dată în istoria lor.

Industria a avut o tendință generală descendentă încă de la începutul anului 2018, iar pandemia a agravat dificultățile, producția industrială scăzând cu aproape 40% în aprilie. Deși industria și-a revenit oarecum de atunci, se află încă în teritoriu negativ, continuând astfel să aibă un impact negativ asupra producției și consumului din industria din downstream.

În plus, recuperarea mai lentă pe parcursul următoarelor trimestre, atât în 2020, cât și în 2021, va continua să impacteze cererea de combustibili, fabricile și platformele industriale funcționând la niveluri mai scăzute. Scăderea cererii atât pentru combustibili, cât și pentru gaze va crea un cadru dificil fără precedent și pentru activitățile din Upstream. Sondele va trebui să fie închise, cu efecte nedorite asupra repornirii lor ulterioare. Atât în cazul sondelor de petrol cât și al celor de gaze, recuperarea nivelului de producție este un proces costisitor și cronofag, cu tentative potențial nereușite și o durată totală care poate depăși 4-6 luni.

Estimăm că evoluția consumului de combustibil pe termen lung și comportamentul general de cumpărare se vor schimba pe măsură ce structura pieței va fi influențată permanent de criză. Oamenii vor ieși cel mai probabil din criză cu resursele financiare afectate, o parte semnificativă dintre ei fiind chiar șomeri, prin urmare nu ne așteptăm ca aceștia să reia imediat consumul la nivelurile anterioare crizei. Importurile și exporturile de mărfuri vor fi probabil afectate în mod semnificativ timp de cel puțin 3-4 luni, cu o rată lentă de recuperare ulterioară, cu precădere în ceea ce privește exporturile.

Cu toate acestea, nu numai sectorul nostru de activitate, ci întreaga economie, atât la nivel mondial, cât și în România, a fost puternic afectată de pandemie. Industria reiterează responsabilitatea comună în gestionarea situațiilor de urgență de sănătate publică și contribuie deja într-o manieră constructivă: cazarea personalului critic, măsuri de izolare, plexiglas instalat la locul de muncă, termo-scanner la intrările în rafinărie.

Cum ar trebui să evolueze liberalizarea pieței gazului de acum înainte? De ce anume mai este nevoie dacă ne referim la modificările legislative și condițiile de piață?

În primul rând, suntem recunoscători pentru eforturile guvernului de a abroga faimoasa ordonanță 114/2018 și de a pune în aplicare, începând cu 1 iulie 2020, liberalizarea pieței gazelor naturale. În plus, începând cu 1 iunie 2020, obligația pieței centralizate a fost înlocuită cu o obligație de ofertare, implementată sub forma unui program de ofertare a gazelor naturale (GRP). Potrivit autorității de reglementare în domeniu, scopul urmărit prin implementarea GRP a fosta acela de a crește lichiditatea pe piață.

Proiectarea acestui GRP realizat de ANRE impune un mecanism de stabilire a prețului de pornire a licitațiilor, fiind inițial corelat cu cotațiile CEGH pentru luna iunie. Acest mecanism a generat în mod artificial diferențe semnificative de preț între piețele învecinate datorită deciziei de a corela inițial prețul de pornire cu cotațiile CEGH, care erau mai reduse la acel moment și care se reflectă în continuare în prețurile inițiale actuale ale licitațiilor. Prețurile la BRM sunt menținute artificial mai mici cu 10-15 lei / MWh, comparativ cu prețurile CEGH, ducând la pierderi pentru producătorii români și creând o premisă pentru comercianți și furnizori de a exporta gazul cumpărat în România în străinătate, pentru prețuri mai bune.

Pe scurt, GRP impune un mecanism standard de preț pentru o marfă al cărei preț fluctuează pe piață din cauza echilibrului cerere / ofertă și din cauza sezonalității. Mai mult, GRP s-a suprapus cu pandemia, când prețurile gazelor erau scăzute în regiune din cauza blocajelor. Având în vedere tendințele de export stimulate de prețuri menținute scăzute într o manieră artificială, când vor veni temperaturi scăzute și va fi necesar un consum mai mare de gaz, gazul produs la nivel local va fi greu de găsit și, prin urmare, consumul local ar fi acoperit de gazul importat, la un preț mai mare. O astfel de situație dăunătoare consumatorilor români ar putea fi evitată prin implementarea unor mecanisme funcționale de piață și o intervenție cât mai redusă din partea autorității de reglementare.

Pentru a răspunde la întrebarea dvs., pentru o țară producătoare precum România, cu câmpuri mature, piața liberalizată trebuie să fie însoțită de măsuri predictibile de stimulare a producției de gaze naturale, pentru a asigura securitatea aprovizionării. Credem că GRP poate fi îmbunătățit serios, pentru aplicarea sa limitată în timp și, mai departe, piața ar trebui lăsată să funcționeze liber, fără intervenții administrative din partea autorității de reglementare, ceea ce va crea cel mai bun climat pentru participanții la piață și consumatorii finali.

Care sunt principalele efecte ale programului de liberalizare a pieței gazelor? Cum ar trebui ca piața gazelor să devină mai lichidă?

În esență, programul de liberalizare a pieței gazelor este un instrument util și dovedit a fi de succes pentru a stimula lichiditatea și formarea liberă a prețurilor pe piețele europene. Cu toate acestea, GRP-ul românesc, în forma actuală, a suscitat interes, dar a ridicat și anumite critici, precum am menționat anterior, și nu numai din partea participanților la piața locală, ci și din partea organismelor europene, reunind jucători cu experiență din întreaga Europă.

De exemplu, EFET, Federația Europeană a Comercianților de Energie, a împărtășit în mod repetat puncte de vedere cu privire la modul în care GRP ar trebui îmbunătățit în România, pe baza altor modele europene de succes deja implementate, în special în ceea ce privește prețul de pornire impus, care „forțează efectiv participanții la piață să vândă gazul în pierdere. Orice restricție privind formarea liberă a prețurilor va limita automat capacitatea pieței de gaze din România de a optimiza costul mărfii și va amenința echilibrul cererii și aprovizionării cu gaze naturale, atât pe termen scurt, cât și pe termen lung. Niciun plafon de preț nu poate aduce beneficii de durată consumatorilor, pentru că este de natură a afecta atractivitatea și competitivitatea pieței gazelor din România ”.

Având în vedere deficiențele din prezent ale GRP, se resimt o serie de efecte negative. Astfel de efecte se reflectă asupra activității producătorilor de gaze naturale, inclusiv asupra activității de investiții și a nivelurilor efective de producție. Ținând seamă de cadrul neeconomic creat de ANRE, pe lângă scăderea consumului înregistrată în primăvară din cauza izbucnirii crizei coronavirusului, nivelurile de producție au scăzut în proporție de 19% de la introducerea GRP, din iunie până în septembrie, față de aceeași perioadă a anului trecut. În același timp, veniturile la bugetul de stat au fost de asemenea afectate, prețurile mai mici la gaz ducând la contribuții mai mici, pe baza informațiilor guvernamentale cu 25% față de anul trecut, în primele 9 luni. În situația în care această tendință se va menține, estimările noastre sunt că până în 2024/2025 România va fi nevoită să dubleze importul de gaze pentru a-și acoperi cererea.

Cel mai important, fluxul liber de gaze bazat pe prețuri competitive, inclusiv securitatea aprovizionării, sunt în prezent puternic afectate de crearea unei diferențe artificiale de preț între piețele învecinate, o diferență derivată din mecanismul de stabilire a prețurilor de pornire menționat și care încurajează, de fapt, activitatea comercială în scopuri de export.

Pentru a atinge obiectivele de creștere a lichidității și crearea de prețuri de referință pe piață, este necesar să îndeplinim un set de cerințe. Una dintre cele mai importante astfel de cerințe este ca prerogativele autorității de reglementare să se limiteze doar la stabilirea cantității totale de gaze naturale supuse obligației de ofertare pentru fiecare producător, precum și la alocarea cantității astfel încât să fie calculată pe produsele standardizate (lunar, trimestrial, sezonier și anual), prin urmare să nu existe interferențe în stabilirea prețurilor.

În același timp, este de dorit să se stabilească un nivel al obligației care nu generează efecte negative asupra activității participanților la piață, precum și a modului de formare a prețului, cu condiția ca scopul GRP să rezide în facilitarea creșterea lichidității și nu pentru a genera lichiditate în sine. Un astfel de nivel, așa cum a fost susținut anterior de întreaga industrie, nu trebuia să depășească 30% din nivelurile totale de producție, cu excepția consumului tehnologic și a consumului propriu. Observăm că toate programele similare implementate în trecut în alte state membre au avut un nivel de sub 10% comparativ cu acele piețe.

În concluzie, producătorii au fost obligați din nou să susțină economia prin subvenționarea prețului gazului prin GRP, după plafonarea prețului gazului pentru consumatorii casnici, dar pe termen lung va fi în detrimentul consumatorilor și al securității aprovizionării țării.

Cum se poate adapta sectorul de petrol și gaze la Green Deal, în condițiile în care nu toată lumea în Europa consideră gazul combustibil de tranziție?

Gazul natural este crucial în atingerea obiectivelor stabilite pentru tranziția energetică europeană din care România face parte. În acest sens, cadrul legislativ național care intră sub incidența Pactului Ecologic European ar trebui să fie bine definit în perioada următoare, pentru ca mediul de afaceri să poată planifica și să se adapteze în timp util.

Mai precis, este important ca foaia de parcurs a Planului Național Integrat pentru Energie și Schimbări Climatice să fie definită cât mai curând. Un alt aspect important aici este necesitatea stimulării proiectelor de eficiență energetică, cu beneficii substanțiale în atingerea obiectivelor Pactului Ecologic European prin reducerea consumului de energie.

În ceea ce privește finanțarea, sunt prevăzute investiții la scară mare. Companiile trebuie să implementeze proiecte cu costuri ridicate. Deși suntem gata să investim, avem nevoie și de finanțare externă pentru a face față tranziției. Accesarea fondurilor europene disponibile pentru 2021-2027 este o oportunitate, în special linia de finanțare 10d, și anume Fondul de Modernizare. În continuare, este extrem de important ca ghidurile românești pentru accesarea liniei de finanțare menționate să fie dezvoltate corespunzător, astfel încât să fie atrase cât mai multe fonduri în economia românească, dar și companiile selectate pentru finanțare să dispună de experiența și capacitatea de dezvoltare a proiectelor la timp, deoarece economia ar putea fi afectată de utilizarea necorespunzătoare a fondurilor. În funcție de aceasta, se poate face o evaluare a modului în care se vor forma perspectivele investițiilor din industrie pentru tranziția energetică.

Ce rol poate juca România în plan regional cu toate aceste noi conducte de gaz din jurul nostru și unde ne situăm în ceea ce privește interconectarea și securitatea energetică?

România are o oportunitate istorică de a se poziționa ca furnizor de securitate energetică la nivel regional, precum și ca destinație de investiții, una dintre puținele astfel de destinații pentru petrolul și gazul european. Această oportunitate constă în dezvoltarea sectorului gazelor offshore care, dacă va fi realizat corect, poate aduce beneficii majore din punct de vedere economic, social și de securitate energetică.

Pe termen mediu și lung este deosebit de importantă creșterea atractivității investiționale în acest domeniu, ce poate fi realizată doar printr-un cadru legislativ și fiscal competitiv, stabil și previzibil. Este necesar să se adopte un cadru de reglementare corect și previzibil pentru sectorul offshore, care să permită începerea lucrărilor de dezvoltare și producție, dar și să-și mențină stabilitatea, având în vedere durata lungă a proiectului.

Prin urmare, trebuie avut în vedere faptul că proiectele offshore se întind pe decenii, ceea ce necesită un consens politic și o viziune pe termen lung din partea legiuitorilor. Deciziile politice care urmează să fie luate în următoarele luni sunt decisive pentru viitorul acestui sector economic de o importanță crucială, dar și pentru viitorul economiei românești.

Cum vedeți viitorul combustibililor alternativi în România, inclusiv GNC și hidrogen?

Gazul, unul dintre activele majore ale României, poate contribui semnificativ la reducerea amprentei de CO2 a transporturilor, precum și a segmentului industrial din România. Reducerea amprentei de CO2 poate fi intensificată atunci când este combinată cu biogaz.

GNC și GNL, alături de un mix de biogaz, contribuie semnificativ la atingerea obiectivelor și la mixul energetic, dar sunt subestimate astăzi în reglementările existente. Va fi necesară finanțare pentru dezvoltarea viitoare. Există șansa ca proiectele sustenabile să avanseze mai eficient dacă se oferă corelarea între proiecte și fondurile europene.

Cu toate acestea, pentru reducerea impactului sectorului transporturilor asupra mediului, creșterea eficienței transportului și încurajarea creșterii economice în sectorul combustibililor alternativi, România trebuie să se bazeze pe un mix energetic, inclusive pe hidrogen. Avem nevoie de un cadru de reglementare aplicabil în toate etapele dezvoltării infrastructurilor de combustibili alternativi și identificarea potențialelor lacune în disponibilitatea în România a unui cadru de reglementare coerent și actualizat care să permită realizarea acestor obiective cheie.

_____________________________________________

Articolul a apărut inițial în numărul din decembrie 2020 al Energynomics Magazine.

Dacă vrei să primești prin curier revista Energynomics, în format tipărit sau electronic, scrie-ne la adresa office [at]energynomics.ro, pentru a te include în lista de distribuție. Toate numerele anterioare sunt accesibile AICI, în format electronic.

Share.

Lasă un comentariu