România, o piață echilibrată a gazelor naturale

73
5 minute de lectură

În România cererea și oferta de gaze naturale este aproximativ echilibrată în prezent pe fondul reducerii cererii de consum atât pe partea activităților industriale, cât și pe partea producerii energiei electrice pe bază de gaze naturale.

de Sorin Dinu

Reducerea semnificativă a consumului de gaze naturale atât față de anul 1990, cât și față de 2008 este datorată, în primul rând, încetării sau reducerii activității majorității combinatelor chimice din motive care țin de eficiența economică și de impactul asupra mediului. Dintre combinatele de îngrășăminte chimice, numai Azomureș este astăzi funcțional și competitiv, întrucât în ultimii 20 de ani a trecut prin trei procese de eficientizare și modernizare, în timp ce celelalte combinate chimice au fost exploatate la maximum fără investiții semnificative în eficientizare și modernizare. Modelul de afaceri al acestor combinate a fost transferul de profit de la producătorul de gaze de stat ROMGAZ SA prin neachitarea facturilor pentru gazul consumat. În momentul în care creditul furnizor a fost înlăturat, și activitatea lor a încetat (de altfel, proprietarul acestora a aplicat același model de afaceri și în cazul Rafinăriei Astra Română, care a funcționat numai atât timp cât Petrom furniza țiței pe o datorie practic niciodată achitată – întârzieri la plată de 9-12 luni).

Consumul de gaze naturale pentru producția de electricitate s-a redus pe seama lipsei investițiilor în centrale noi pe gaze naturale și lipsa competitivității a celor existente pe piața energiei electrice. Singura investiție nouă a fost realizată de OMV PETROM pentru a obține un preț mai bun al gazului extras prin conversia în energie electrică și posibilitatea de a exporta această energie pe piețele externe.

În România, deși numai 35% din gospodării sunt conectate la rețeaua de gaze naturale, este puțin probabilă o creștere semnificativă a extinderilor rețelei de gaze naturale determinată de puterea de cumpărare a celor mai multe dintre gospodăriile care ar putea fi potențial conectate la rețea.

Dezvoltarea unei noi industrii de prelucrare a gazului metan este legată de capacitatea și interesul unor investitori de a risca capitalurile necesare construcției sau modernizării unor instalații cu această destinație. Principiul economic fundamental care se aplică în materie de investiții (Rentabilitatea investiției (ROI) ≥ Costul mediu ponderat al Capitalului (WACC)) face ca o asemenea oportunitate să fie viabilă numai dacă prețul de revenire al gazului astfel utilizat îndeplinește condiția atât pentru partea de exploatare, cât și pentru partea de chimizare a gazului. Este de asemenea posibil dacă căile de transport disponibile nu pot prelua întreaga cantitate de gaz disponibilă astfel încât conversia acestuia în alte bunuri comercializabile să fie competitive pe piețele de referință.

Bursa de gaze, embrionară

În România, Bursa de gaze naturale se află într-un stadiu embrionar determinat pe de o parte de lipsa de integrare a sistemului de gaze naturale al României în piața europeană, așa cum am arătat anterior, iar pe de altă parte de inexistența unor fluxuri constante de gaze naturale de la furnizori diferiți, respectiv o bursă dezvoltată este asociată cu un hub energetic (vezi Baumgarten și Bursa austriacă). În acest context, prețurile pentru gaze naturale au o semnificație locală. Prețurile sunt în intervalul 74-94 de lei/MWh (18-22,5 US$/MWh) pentru producția internă și 24-25 US$/MWh pentru import, dar cantitățile tranzacționate nu sunt semnificative. Bursei îi lipesc instrumentele financiare pentru acoperirea riscurilor și depozite de înmagazinare de dimensiunea și importanța celor de la Baumgarten-Austria.

Strategia aplicată de Bulgaria și Ungaria de a se defini și inventa ca huburi energetice vor conferi Burselor de energie ale acestora dimensiunea și lichiditatea în plan regional.

Piața europeană, dependentă de importuri

La nivel european, cererea de gaze naturale a urmat ciclul economic cu o creștere accentuată a dependenței de importurile de gaze naturale (52% din consum în 2017).

Prețurile medii de import pentru gazele naturale sunt în intervalul 19-20 US$/MWh pentru principalele piețe, respectiv Regatul Unit al Marii Britanii și Irlandei de Nord, Germania și Olanda. Prețurile din Europa sunt semnificativ mai mici decât prețul LNG de 24-27 US$/MWh din Asia, care este principala piață de export a LNG-ului, și semnificativ mai mari decât cele din SUA și Canada.

În 2040, Rusia va asigura 50% din consumul european

Conform proiecțiilor British Petroleum cu orizont 2040, consumul de gaze al Europei va fi acoperit în proporție de aproximativ 50% de gazele naturale din Rusia, astfel încât prețul acestora va avea un impact semnificativ asupra formării prețului gazelor naturale în Europa. Prețul mediu de import în Europa al gazelor din Rusia este semnificativ mai mare decât prețul gazelor din SUA (HENRY Hub), ele decuplându-se după anul 2008, când în SUA a avut un impact major revoluția gazelor de șist. Prețul mediu de import al gazelor rusești a stat în 2018 în intervalul 23-26,7 US$/MWh, respectiv cu 50-160% mai mare decât prețul gazelor naturale din SUA. Odată cu eliminarea barierelor la exportul de gaze naturale din SUA, există tentative de a analiza oportunitatea vânzării de LNG către Europa. De altfel, la ultima întâlnire dintre președintele Comisiei Europene și președintele SUA, acesta din urmă a presat în direcția cumpărării de către Germania și europeni în general de mai multe gaze sub formă de LNG din SUA. Totuși, prețul LNG exportat de către SUA este mai mare decât prețul gazului rusesc importat prin NORD STREAM, respectiv 7 US$/mmbtu (23 US$/MWh) față de 5,5 US$/mmbtu (18,7 US$/MWh).

LĂSAȚI UN COMENTARIU

Comentariul:
Introduceți numele