O astfel de decizie ar mări artificial încasările statului din redevențe însă, pe de altă parte, ar putea constitui un semnal de preț dat producătorilor de gaze naturale, majorând astfel la rândul lor prețurile de pe piața locală.
Mai exact, ANRM, instituție aflată în subordinea Guvernului, vrea să modifice sistemul de calcul al prețului de referință al gazelor pe baza căruia se stabilește redevența. Potrivit proiectului de Ordin pus în dezbatere pe site-ul ANRM, prețul de referință propus este cotația medie lunară de pe Piața pentru Ziua Următoare a bursei austriece Central European Gas Hub AG (CEGH). Formula de calcul pentru prețul românesc de referință va lua în calcul inclusiv volumul de gaz tranzacționat la CEGH.
O piață închisă
În dezbaterea publică de ieri a proiectului de ordin, reprezentanții companiilor românești producătoare s-au opus acestui plan, argumentând că piața locală a gazelor nu are în prezent nicio legătură cu cea austriacă. Producătorii propun ca noul preţ de referinţă pentru stabilirea redevenţelor să ţină cont de bursa din România sau de preţul din contractele lor de vânzare.
„Preţul de referinţă trebuie să fie preţul de piaţă din România. Suntem de părere că o piaţă externă nu reprezintă piaţa din România. Nu avem nicio legătură cu hub-ul Baumgarten. Acolo gazele sunt vândute de mai multe ori şi nu este corect pentru plata redevenţelor”, a declarat, în cadrul dezbaterilor, Harald Kraft, reprezentantul ROPEPCA, asociație care reunește companiile producătoare din domeniu. El a adăugat că nu este corect ca preţul de referinţă să ţintă cont doar de piaţa spot, aşa cum propune ANRM, întrucât această piaţă este foarte volatilă, iar preţurile fluctuează extrem de mult. De altfel, să ne aducem aminte ce s-a întâmplat anul trecut pe piața spot (PZU) de electricitate din România, când prețurile au ajuns să se tripleze, după ce furnizorii s-au înghesuit să cumpere energie.
Ce susține ANRM
La rândul său, Gabriela Cărbureanu, reprezentantul Romgaz, a atras atenţia că introducerea în ecuaţie a unei burse externe este cea mai rea alegere posibilă pentru un producător. „Cea mai bună variantă ar fi raportarea la preţul la care producătorul vinde gazele. Dacă nu, raportarea la Bursa Română de Mărfuri”, a spus ea. În replică la observaţiile producătorilor, Dorinel Ursărescu, consilier al preşedintelui ANRM, a arătat că bursa de gaze românească este irelevantă pentru calculul redevenţelor, fiindcă e abia la început. Potrivit acestuia, la bugetul de stat se încasează anual redevenţe petroliere în valoare de un miliard de lei, calculate la preţul de referinţă din 2008. El a mai spus că, în urma a două controale, Curtea de Conturi a stabilit că bugetul de stat a pierdut încasări de peste 7 miliarde de lei în perioada 2010 – 2015, întrucât preţul de referinţă al gazelor la care se calculează redevenţele petroliere nu a mai fost actualizat din anul 2008.
Poziția producătorilor
De cealaltă parte, reprezentantul ROPEPCA susține că producătorii plătesc redevențele calculate la maximul dintre valoarea preţului de vânzare şi preţul de referinţă, lucru verificat de ANAF. Chiar dacă prețul de referință este de 45,71 lei/MWh, nemaifiind actualizat din 2008, producătorii plătesc redevența la prețul realizat, prin contracte încheiate fie pe bursă, fie prin negociere bilaterală. Pe BRM acum e dublu, la circa 90 lei/WWh. „În prezent, prețul din România e mai mic decât cel de la Baumgarten (bursa austriacă –n.red.). Dacă Guvernul, prin ANRM, publică un preț de referință mai mare decât cel din piață, va da un semnal de creștere și probabil acolo se vor duce prețurile”, a declarat, pentru „România liberă”, Harald Kraft, reprezentantul ROPEPCA. O situație similară a avut loc în 2006.
Potrivit acestuia, România nu are nicio legătură direct cu Baumgarten și niciun producător român nu poate în prezent tranzacționa acolo. În plus, raportarea la o valoare spot nu este corectă, fiindcă prețurile nu sunt reprezentative pentru contractele pe termen lung. În opinia sa, corect este ca statul să impoziteze companiile la veniturile efectiv realizate, nu la unele fictive, așa cum se întâmplă în toate celelalte domenii.
„Este foarte important pentru consumatorul final ca prețul de referință la gazele naturale să fie stabilit în baza unui calcul de piață relevant pentru România, calcul care să reflecte prețul realizat efectiv pe piața românească. Preluarea prețului de la Baumgarten drept preț de referință pentru stabilirea redevențelor la producția autohtonă de gaze naturale poate avea un impact inflaționist pe care îl va suporta consumatorul român”, ne-a declarat, la rândul său, Daniel Apostol, secretar general al ROPEPCA.
DECIZII FINALE
Un an „fierbinte” pentru sectorul energetic
După ani de stagnare, discuțiile pe marginea redevențelor au căpătat contur mai clar în a doua parte a anului trecut. În luna octombrie, Ministerul Economiei a publicat un proiect de modificare a redevențelor petroliere, care, deși nu modifică actualele cote aplicate producătorilor de țiței și gaze, modifică prețul de referință la care să se aplice respectivele cote. Astfel, cotele de taxare rămân cuprinse între 3,5% și 13,5% pentru producția din zăcămintele onshore, în funcție de productivitatea câmpului. Noutatea e la producția offshore, pentru care proiectul de lege impune o cotă procentuală fixă de 8% pentru întregul volum de țiței extras, la care se adaugă procente cuprinse între 4,5 și 5,5%, în raport cu volumele extrase. Pe partea de gaze naturale, se prevede o cotă fixă de 10%, plus una variabilă, în funcție de producție, între 2 și 3%. În proiectul de lege al Ministerului Economiei, prețul de referință pentru gazele naturale urma să fie calculat de ANRM având ca bază cotaţia gazelor naturale pe piaţa angro centralizată – OPCOM. Însă nu pe această bursă se desfășoară tranzacții, ci pe BRM. Romgaz, de pildă, cel mai mare producător local de gaze naturale, a vândut anul trecut pe bursă circa 70% din producția realizată, potrivit declarațiilor reprezentanților companiei.
Discuțiile pe marginea redevențelor au intrat în prelungiri, deși fostul ministru al Economiei, Gheorghe Șimon, spunea că proiectul va fi votat în Parlament în luna februarie. El mai afirmase că Guvernul va stabili un nivel al redevențelor petroliere care să fie corect pentru stat, dar care să permită și realizarea investițiilor în domeniu. În acest an, consorțiul ExxonMobil-OMV Petrom va lua decizia finală de investiții pentru exploatarea zăcămintelor din Marea Neagră, iar investitorii au cerut mereu stabilitate și predicitibiliate fiscal. Un alt proiect mai mic de producție a hidrocarburilor în Marea Neagră, cel al companiei Black Sea Oil and Gas, va fi pus în funcțiune la mijlocul anului 2019.
