Click Accept pentru a primi notificări cu cele mai importante știri!
După ce a aruncat în aer piaţa de energie prin adoptarea Ordonanţei de Urgenţă 114 la sfârşitul anului trecut, la trei luni distanţă şi numai cu câteva zile înainte de intrarea ei în vigoare, Executivul revine astăzi şi mai îndulceşte prevederile actului normativ. Una dintre cele mai importante modificări care se va opera se referă la complexurile energetice de producere a energiei electrice pe bază de cărbune (Oltenia și Hunedoara) și cele de producere a energiei electrice şi termice în cogenerare, care vor fi exceptate de la plata contribuției de 2% pe cifra de afaceri. Şi distribuitorii de energie şi gaze mai primesc ceva de la Guvern, şi anume creşterea ratei reglementate de rentabilitate, care le fusese diminuată în varianta iniţială. Singurii uitaţi sunt producătorii de gaze, care rămân obligaţi să-şi vândă producţia la preţul plafonat de 68 lei/MWh, împingându-se astfel securitatea energetică a României în braţele Gazprom.
CE Oltenia, obligată la investiţii
Potrivit formei finale a Strategiei energetice 2018-2030, publicată recent de Ministerul Energiei, Complexul Energetic Oltenia (CEO) ar trebui să investească peste 100 de milioane de euro pentru reducerea emisiilor de CO2, lucru ce i-ar permite să-şi păstreze o cotă de piaţă de cel puţin 20%, similară cu cea din prezent. Activitatea complexului este grav afectată de creşterea preţului certificatelor de CO2, de la 7 euro la 22 de euro, în 2018. Proiectele de investiţii avute în vedere de conducerea complexului urmează să fie prezentate în Adunarea Generală Extraordinară a acţionarilor, programată pentru data de 12 aprilie. Astfel, într-o variantă minimală, investiţiile care ar urma să fie realizate se ridică la 45 milioane de euro, iar ele ar ajuta la reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu circa 500.000 t CO2/an. În varianta medie, valoarea proiectelor ar fi de 74 milioane de euro, iar rezultatul este reducerea emisiilor cu minimum 800.000 t CO2/an. Varianta maximală presupune investiţii de 104 milioane de euro, iar efectul ar fi reducerea emisiilor cu circa 1.000.000 t CO2/an.
Dezastru la CE Hunedoara
Executivul apreciază că nu mai există şanse pentru relansarea activităţii Complexului Energetic Hunedoara, după ce la începutul lunii martie a expirat termenul pentru recuperarea ajutorului de stat acordat, acesta fiind declarat ilegal de către Comisia Europeană. Cum va fi recuperat ajutorul, încă nu este foarte clar, în condiţiile în care situaţia financiară a CEH este dezastruoasă. Complexul are o pierdere curentă de circa un miliard de lei şi una reportată de 3,6 miliarde de lei, capitaluri negative de trei miliarde de lei, datorii la bugetul consolidat al statului de peste 1,8 miliarde de lei şi amenzi de plătit pentru nerespectarea obligaţiilor de achiziţionare a certificatelor de CO2 de peste 2,3 miliarde de lei. Pe de altă parte, activitatea termocentralei Mintia este pusă sub semnul întrebării în viitor, în condiţiile în care ea nu se încadrează în normele de mediu impuse de CE. La Tribunalul Hunedora sunt înregistrate nu mai puţin de 15 cereri de intrare în insolvenţă, iar potrivit unui document al Ministerului Energiei, tot patrimoniul CEH se află sub sechestrul ANAF sau gajat în favoarea Ministerului Finanţelor pentru garantarea unor împrumuturi. În aceste condiţii, Guvernul susţine că nu mai există şanse pentru relansarea activităţii complexului, iar singurele măsuri care se mai pot lua trebuie să vizeze salvarea activelor viabile ale CEH.
Rata de rentabilitate a distribuitorilor creşte
Faţă de actuala formă a OUG 114, modificările pe care le va adopta astăzi Executivul vin cu o veste bună şi pentru distribuitorii de energie electrică şi gaze. După ce în actuala formă acestora li se redusese drastic rata reglementată de rentabilitate (de la 7,7% în cazul distribuitorilor de energie şi 8,43% în cazul celor de gaze, la 5,66% pentru toţi), Executivul va creşte astăzi această rată la 6,9%. În condiţiile în care rata reglementată de rentabilitate se recuperează din tariful de distribuţie, inclus în factura consumatorului final de electricitate şi gaze, este de aşteptat ca decizia de astăzi a Executivului să conducă la o creştere a facturilor pentru populaţie deoarece actualele preţuri reglementate au fost stabilite luându-se în calcul o rată de rentabilitate de 5,66%.
Centralele pentru producerea energiei termice, incluse pe lista gazelor ieftine
Prin noile modificări pe care le va opera astăzi, Executivul va include centralele de producție de energie termică ce livrează agent termic sistemelor locale de încălzire centralizată a populației (SACET) pe lista clienților care trebuie aprovizionați cu prioritate de către producătorii interni cu gaze românești la prețul plafonat de 68 lei/MWh. "În perioada 1 aprilie 2019-28 februarie 2022, producătorii, inclusiv filialele acestora și/sau afiliații aparținând aceluiași grup de interes economic care desfășoară atât activități de extracție, cât și activități de vânzare a gazelor naturale extrase de pe teritoriul României au obligația să vândă cu prețul de 68 lei/MWh cantitățile de gaze naturale rezultate din activitatea de producție internă curentă către furnizori și clienți finali eligibili. În această perioadă, producătorul are obligația să vândă cu prioritate către furnizori, în condiții reglementate de ANRE, pentru asigurarea întregului necesar de consum al clienților casnici și al producătorilor de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice destinată consumului populației, din producția curentă și/sau din depozitele de înmagazinare", se precizează în proiectul de modificare a OUG 114.
Exporturile Gazprom revin în forţă
După o perioadă în care importurile de gaze din Federaţia Rusă au scăzut constant, anul 2018 a marcat o creştere a acestora. În condiţiile în care Gazprom și-a majorat anul trecut exporturile de gaze naturale către Europa de Sud-est cu 1,2%, până la 12,482 miliarde de metri cubi, exporturile în România au crescut cu aproximativ 11%, ajungând la 1,32 miliarde metri cubi, potrivit datelor publicate de concernul rus. Şi în prima lună a acestui an importurile au continuat să crească, astfel că faţă de ianuarie 2018 acestea s-au majorat cu 60%.
Investiţiile Transgaz, blocate
Decizia companiei OMV Petrom de a amâna începerea exploatării gazelor naturale din Marea Neagră a pus în stand-by şi planurile de investiţii ale companiei pentru dezvoltarea Sistemului Naţional de Transport al gazelor naturale în perioada 2018-2027, care se ridicau la suma de 1,9 miliarde de euro. Potrivit unui comunicat al companiei, decizia acţionarilor de a amâna proiectele de investiţii a fost motivată prin faptul că nu sunt suficiente informaţii referitoare la gazele care urmează să fie extrase şi transportate, astfel încât viitoarele investiţii să se susţină economic. Cel mai important proiect din planul de dezvoltare este BRUA (interconectorul Bulgaria - Romania - Ungaria - Austria), în valoare de peste un miliard de euro, şi dezvoltarea coridorului sudic de transport, pentru preluarea gazelor de la ţărmul Mării Negre, pentru care s-au alocat 360 milioane de euro.
OMV Petrom taie din profit
OMV Petrom şi-a bugetat pentru anul acesta venituri de 16,7 miliarde de lei, în scădere cu circa 6% comparativ cu cele din 2018, şi un profit net de 3,2 miliarde de lei faţă de nivelul de 3,8 miliarde de lei de anul trecut. “Veniturile din vânzări vor fi sub nivelul actual din 2018 din cauza implementării preţului reglementat la gaze naturale şi a scăderii volumelor de vânzări de gaze naturale, efect parţial compensat de creşterea volumelor de vânzări de energie electrică şi de produse petroliere”, se arată într-un raport al companiei. Şi bugetul de investiţii al companiei a fost redus în 2019, acesta scăzând cu 24% comparativ cu 2018, de la 5,49 miliarde de lei, la 4,16 miliarde de lei.
Producătorii de gaze, puşi la zid
Prevederile OUG 114 lovesc direct producătorii autohtoni de gaze şi, în special, cele două mari companii Romgaz şi OMV Petrom. În timp ce acestea sunt obligate să-şi vândă producţia la un preţ impus pentru ca statul să facă protecţie socială, ele sunt forţate să cumpere gaz de import la prețul pieței, inclusiv pentru a putea produce electricitate la cele două centrale pe gaz pe care le operează. La sfârşitul săptămânii trecute, ANRE a bătut în cuie lista firmelor care vor primi gaz ieftin de la Romgaz şi OMV Petrom. Nu mai puţin de 83 de firme au solicitat acest lucru. Printre acestea se numără WIEE România SRL și Conef Gaz SRL, prin care se aduce gazul rusesc în ţara noastră. Amurco, Chemgaz Holding Corporation, Donau Chem, Gaz Pro Chemicals, Nitroporos şi Viromet, toate cele şase combinate chimice care fac parte din grupul InterAgro, controlat de omul de afaceri Ioan Niculae, sunt alte firme care vor primi gaz ieftin. După ce a fost asigurată cantitatea necesară de gaz ieftin necesară consumului casnic, ANRE a împărţit cantitatea rămasă firmelor care au solicitat, în funcţie de previziunile de consum.
Romgaz apelează la piaţa centralizată
În timp ce îşi va vinde marfa la un preţ plafonat, compania Romgaz va fi obligată să cumpere gaze la preţul pieţei pentru a produce energie la termocentrala sa de la Iernut. Deocamdată, oficialii companiei nu ştiu cât vor importa, încă se fac calcule. În ceea ce priveşte sursa de aprovizionare, oficialii Romgaz ne-au transmis că, cel mai probabil, vor apela la piaţa centralizată, unde se va forma şi preţul. “Ne aşteptăm ca atitudinea importatorilor să fie în jurul valorii de 110-125 lei/MWh, să nu mai respecte preţuri de hub sau legate de cotaţia petrolului, având în vedere că nu există altă posibilitate de a completa sursa de consum”, arată Romgaz, într-un răspuns transmis la solicitarea Jurnalului. La rândul ei, compania OMV Petrom estimează că în 2019, în perioada aprilie-septembrie, 86% din gazele folosite pentru centrala de la Brazi vor proveni din import. ”Pentru a livra producția pe care ne-am asumat-o, există situații în care centrala va consuma aproape 100% gaze din import”, arată Petrom, într-un răspuns pentru G4Media.ro. În ceea ce privește impactul pe costul de producție la Brazi, Petrom arată că acesta va crește cu cel puțin 21% și se va răsfrânge asupra prețului final plătit de consumatorii casnici și cei non-casnici: ”Va fi afectat prețul la electricitate pentru segmentul reglementat de consumatori casnici, având în vedere că centralei de la Brazi i-a fost alocat spre alimentare 26% din acest segment în 2019”, mai arată compania.
Principalul scop al companiei noastre este să creăm plusvaloare pentru acţionari. Unul dintre pilonii pe care se bazează acest lucru sunt investiţiile. Chiar dacă aplicarea OUG 114 atenuează capacitatea financiară a companiei, pregătim de acum, pentru viitor, şi alte forme de dezvoltare a afacerii, parteneriate, asocieri, astfel încât obiectivele companiei să fie atinse.
din răspunsul transmis de Romgaz
Avertismentul ROPEPCA
Potrivit Asociației Române a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA), prevederile OUG 114 vor afecta durata de viață a câtorva zăcăminte marginale, ceea ce va determina companiile să renunțe la acestea mai devreme decât era planificat. Mai mult, companiile care desfășoară activități de explorare au amânat deja sau au anulat până la 50% din sondele planificate a fi forate în viitorul apropiat. “Acest procent va crește cu siguranță pe termen mediu și lung din cauza prevederilor OUG 114/2018. Trebuie punctat faptul că fiecare metru cub de gaz care nu va mai fi produs în România, deoarece unele zăcăminte devin neeconomice în condițiile date, va trebui importat la un preț considerabil mai mare din surse externe”, avertiza recent, într-un comunicat, patronatul companiilor din industria de petrol și gaze.
