Vor prinde viața proiectele?

Anul 2002 va fi anul adevarului în energia româneasca, deopotriva pentru guvernanți, actorii pieței de energie și consumatori. Altfel spus, ramâne de vazut daca guvernul doar s-a jucat pe hârtie în 2001, când a elaborat strategia de dezvoltare pâna în 2004. Piatra de încercare va fi reorganizarea și privatizarea sectorului de distribuție a energiei electrice.

Autoritațile vor continua și în acest an politica de creștere treptata a prețurilor la energie electrica, gaze naturale și energie termica pentru a diminua pierderile societaților din sector, cifrate la câteva sute de milioane de dolari. Pasul decisiv în aceasta direcție a fost facut imediat dupa semnarea acordului cu Fondul Monetar Internațional (FMI).

Energie electrica și termica

Pentru energia electrica, majorarea tarifelor va fi de aproape 27% pâna în luna mai, luând în calcul o creștere lunara de 3,6% în perioada ianuarie-martie și o alta creștere, de circa 16%, de la 1 aprilie 2002. Conform declarațiilor oficialilor Ministerului Industriei și Resurselor (MIR), majorarea de la 1 aprilie ar putea fi și ultima care va fi aplicata tarifelor la energia electrica pentru consumatorii casnici și cei industriali în 2002.

„Aș vrea sa subliniez ca nu vor fi alte creșteri ale tarifului la energie electrica în afara celor convenite cu FMI și prevazute în OG 147/2001. Evoluția de pâna acum a prețului a fost un rezultat economic, și nu dorința FMI” a precizat Ion Lungu, președintele Autoritații Naționale de Reglementare în domeniul energiei electrice și termice (ANRE).

Anul 2002 va aduce pentru cei care folosesc energia termica livrata prin sistemele centralizate de încalzire o creștere, de la 1 ianuarie, cu 4,5% a prețului național de referința, la 575.000 de lei/gigacalorie, urmând ca de la 1 aprilie acesta sa fi ajustat pentru a fi menținut la nivelul de 15,6 $/gigacalorie, fara TVA. De la 1 iulie, prețul național de referința crește la echivalentul a 20 de dolari/gigacalorie, fara TVA.

Potrivit lui Lungu, desprinderea celor șapte centrale termice din cadrul Termoelectrica și trecerea lor în „curtea” autoritaților locale este un lucru pozitiv. Acest lucru va face ca Termoelectrica sa se curețe de parțile mai rele. Astfel, Calafatul și Giurgiul (care fac parte din grupul celor șapte centrale) produc energie la prețuri mari.

Ministerul Industriilor și Resurselor (MIR) a anunțat profunde restructurari la Termoelectrica, în 2002.

Pe piața de energie, libera în proporție de 15%, opereaza acum 4 mari producatori – Termoelectrica, Hidroelectrica, Nuclearelectrica și CET Mintia Deva, toți deținuți de catre stat și care concentreaza 96% din producția naționala de energie.

În sectorul producției de electricitate, în 2002 s-ar putea înregistra primele vânzari de unitați, odata cu finalizarea procesului de restructurare al societații Termoelectrica și scoaterea la licitație, înca de anul trecut, a unui numar de 21 de obiective hidroenergetice nefinalizate.

Anul trecut, exporturile de energie ale României au reprezentat 4-5% din producția naționala de energie, estimata la 48.000 GWh. Tinta exporturilor românești este zona Balcanilor, mai precis, spațiul fostei Iugoslavii și Grecia, în condițiile în care cel mai mare exportator al zonei Europei de Sud-Est este Bulgaria, care livreaza energie în Turcia, Macedonia, Iugoslavia, Grecia și de anul trecut, Albania.

Sistemul Energetic Național (SEN) va fi interconectat din februarie 2002 cu UCTE (Sistemul de transport al energiei electrice în UE), în perioada de proba timp de un an, dupa cum afirma Jean Constantinescu, directorul general al Transelectrica.

Gaze naturale și petrol

Piața gazelor naturale a facut primul pas spre o piața libera, fiind deschisa în proporție de 10%, prin acreditarea unui numar de 18 consumatori eligibili. Acest lucru a dus la apariția unui preț pentru consumatorii captivi, care va ramâne în termeni reali la 82,5$/1000 mc.

„În același timp, prețul gazelor naturale, pe piața libera, va fi o rezultanta a negocierilor dintre producatori, furnizori, distribuitori și consumatorii eligibili”, afirma Gheorghe Radu, președintele Autoritații Naționale de Reglementare în domeniul gazelor naturale (ANRGN).

ANRGN va face ajustari trimestriale pentrui prețul reglementat, care va atinge valoarea de 90 $/1000 mc pâna la 1 ianuarie 2003.

De asemenea, prețul carburanților auto va crește semestrial în 2002, dupa ce Guvernul a schimbat regimul de accizare al produselor petroliere, calcularea accizelor datorate bugetului de stat urmând sa se calculeze odata la trei luni.

În sectorul gazelor naturale, prioritara ramâne extinderea depozitelor de înmagazinare existente și construirea de noi depozite, efort investițional estimat de autoritațile române la peste un miliard de dolari.

Referitor la SNP Petrom, autoritațile trebuie sa se decida asupra metodei de vânzare: majorare de capital cu un investitor strategic sau schimb de acțiuni cu grupurile petroliere din regiune pentru formarea unui concern care sa acopere zona Europei Centrale și de Est, precum și zona Balcanilor.

Se vor face concedierile anunțate?

Cu un numar de angajați de peste 250.000 de persoane la sfârșitul anului trecut, sectorul energetic va pierde cu siguranța cel puțin un sfert din salariați. Metoda de restructurare a personalului va fi externalizarea serviciilor auxiliare unitaților din domeniul energetic.

Autoritațile au anunțat un val de concedieri în domeniul energetic începând de la 1 ianuarie 2002, dupa ce în cursul lunii decembrie a anului trecut au fost disponibilizați aproape 9.000 de salariați ai societaților Electrica, Termoelectrica, Transelectrica, Compania Naționala a Huilei Petroșani, Remin Baia Mare, Minvest Deva, Societatea Naționala a Carbunelui Ploiești și Compania Naționala a Lignitului Oltenia.

Marea încercare-liberalizarea pieței

Început înca din 2000, procesul de deschidere al sectorului energetic catre o piața libera continua și în acest an. Astfel, reprezentanții ANRE au anunțat ca piața libera de electrictate ar putea crește de la 15% la 25% (la sfârșitul lunii ianuarie), respectiv pâna la 33% în iunie 2002.

De asemenea, piața energiei termice va face primii pași spre liberalizare în acest an, odata cu decizia Guvernului de a permite autoritaților locale sa stabileasca, pe plan local, un preț al gigacaloriei mai mare sau mai mic decât cel de referința. O astfel de hotarâre din partea administrației locale trebuie însa aprobata și de Executiv.

Pe piața gazelor naturale, ANRGN și-a exprimat intenția de a liberaliza în 2002 cu înca 15% astfel ca piața libera sa ajunga la 25%. Ceea ce înseamna ca anul acesta cantitatea alocata consumatorilor eligibili va fi de 3.920 mil. mc.

Conform directivei europene a gazului 30/1998, piața interna de gaze naturale va fi deschisa la 33% pâna în 2008.

„Procesul de divizare a activitaților de producere, transport/dispecerizare, și distribuție/ furnizare a gazelor naturale, prin restructurarea sectorului de gaze naturale și înființarea de entitați independente, a creat oportunitatea liberalizarii pieței de gaze naturale”, spune Gheorghe Radu, președintele ANRGN.

Din acest punct de vedere, România încearca sa prinda trendul european, mult mai avansat în statele UE. Deja, gradul de deschidere al pieței de energie la nivelul UE depașește 60%, iar unele state membre fac presiuni pentru o accelerare a procesului de liberalizare.

Paradoxal, nu acesta pare sa fie principalul obstacol al României în calea spre o piața europeana unica, ci …problemele tehnice.

Astfel, România și Bulgaria fac demersuri pentru a-și interconecta sistemele energetice naționale cu UCTE (sistemul de transport al energiei electrice în Uniunea Europeana), dar moștenesc un sistem energetic cu frecvența „ruseasca”.

„Datorita faptului ca în timpul Razboiului Rece, exista un sistem vestic și unul estic de transport al energiei, în acest moment putem vorbi de o Cortina de Fier a energiei, care separa cele doua tipuri de sisteme.

Cortina trece de-a lungul granițelor Polonia-Lituania, Polonia-Belarus, Ungaria-Ucraina, România-Moldova”, explica Valeriu Binig, manager la firma de consultanța Arthur Andersen.

Potrivit acestuia, statele Grupului de la Vișegrad (Polonia, Cehia, Slovacia și Ungaria) și-au acordat frecvențele în 1994 la 50 Hz cu UCTE, fiind membri cu drepturi depline.

Iugoslavia și Grecia fac parte dintr-un sistem balcanic, racordat la UCTE. La sistemul balcanic, sunt legate și sistemele energetice naționale din România și Bulgaria, care vor astfel sa faca joncțiunea cu UCTE.

Cortina de Fier a energiei are, bineînțeles, o semnificație deosebita daca ne gândim la tranzacțiile de energie, care au loc în UCTE. Deocamdata, România a depașit cu succes testele de inteconectare a SEN cu UCTE – unul în iarna, celalalt în vara, dupa cum afirma Ion Lungu, președinte ANRE.

Din februarie 2002, România se va interconecta un an în perioada de proba cu UCTE, și, la anul am putea fi definitiv parte a UCTE, ceea ce ar permite exporturilor noastre de energie sa iasa în „zona UE”.

ANRM scoate la mezat înca șase perimetre în 2002

Agenția Naționala pentru Resurse Naturale (ANRM) va organiza cea de-a patra runda de licitații în 2002, unde vor fi licitate 6 perimetre, a declarat pentru Ziarul Financiar Mihai Gherman, directorul Direcției Generale de Evaluare și concesionare Resurse Minerale din cadrul ANRM.

Potrivit acestuia, pâna acum au mai fost organizate trei runde de licitații: în 1996 – 15 perimetre, 1997 – 3 perimetre, 1999 – 8 perimetre. Giganții petrolieri ai lumii – Totalfina Elf, Shell, Wintershall sau Amoco au investit în ultimii șase ani peste 200 mil. $ în perimetre din România în cautarea gazelor și țițeiului. Unii dintre ei au pierdut mai mult de jumatate din suma menționata.

Cele șase perimetre care vor fi licitate în 2002 sunt: Suceava, Zegujani, Satu Mare, Anina, Midia Vest și Viperești, toate având o suprafața între 1000 și 6000 kilometri patrați, precizeaza Gherman. În cursul acestei luni, va apare Ordinul președintelui ANRM, care va da unda verde licitațiilor pentru perimetrele ofertate.

Acordurile de concesiune petroliera pe care firmele câștigatoare ale licitațiilor le vor semna cu ANRM sunt valabile timp de 30 de ani. Dupa primii 5 ani, companiile care au investit în explorarea potențialelor zacaminte de petrol, în funcție de rezultatele obținute „în teren” pot sa renunțe, pot sa ceara o prelungire a acordului sau sa renunțe parțial la perimetrul operat.

În prezent, peste 70% din suprafața țarii este sub incidența unor acorduri de concesiune petroliera (vezi harta).

La 1 ianuarie 2002, 5 acorduri de concesiune erau în curs de acordare, 8 – în derulare cu companii straine, 18 – cu SNP Petrom, 14 acorduri cu Romgaz, unul cu GTI (firma privata româneasca).

Rata de succes pe plan mondial este de 15-20%, apreciaza oficialul ANRM. Compania olandeza Shell a investit acum ctțiva ani peste 50 mil. $ în perimetrul Transilvania Nord fara nici un rezultat, iar Amoco (acum parte a British Petroleum Amoco) împreuna cu Wintershall (Germania) sau Arco (SUA) au pierdut între 1993 și 1996 60 mil. $ în lucrari de explorare desfașurate într-un perimetru situat în Carpații de curbura.

„Afacerile din domeniul extractiei petrolului presupun o mare doza de risc, astfel ca operatorii de profil sunt companii foarte potente din punct de vedere financiar, care-și pot permite riscul de a pierde mulți bani”, explica Gherman.

O companie mare prefera sa investeasca în 30 de locații diferite, având șanse mult mai mari sa aiba succes în câteva dintre ele, decât sa-și concentreze resursele în doua sau trei perimetre, unde costul integral al investiției este suportat de un singur operator. De aceea, firmele cauta sa opereze împreuna în același perimetru de explorare.

Potrivit legii petrolului, companiile investitoare straine trebuie sa plateasca taxa pentru exploatare și redevența (o cota negociabila din producția bruta pe care o va obține), problema triplei impozitari a acestora fiind în vizorul executivului.

În afara celor mentionate, în România mai activeaza companii precum Hemco, Redeco, Forest Oil(SUA), Tullow(Islanda), Europa Oil & Gas, TotalFina Elf (Franta-Belgia), Wintershall(Germania), Ramco, Sterling Resources sau Paladin Resources(Marea Britanie).

Daca Shell, Amoco sau Wintershall s-au „fript” deja în România la prima încercare, la capatul celalalt se afla compania britanica Paladin Resources, care se afla foarte aproape de a obține un rezultat comercial.

În acest moment, lucrarile Paladin Resources sunt în faza de evaluare, care este premergatoare celei în care englezii vor putea exploata si valorifica zacamintele descoperite.

Sursa: Ziarul Financiar