Consideraţii referitoare la securitatea aprovizionării cu gaze naturale în Europa de Sud-Est. Poziţia României

Dacă ţiţeiul ţine în primul rând de bani, gazele naturale ţin de geopolitică.

Proverb azer

Contextul european

Costul energiei a devenit o problemă majoră pentru competitivitatea Europei, alături de modelul social nesustenabil şi de accesul dificil la finanţare pentru companii. Toate acestea riscă să deraieze relansarea fragilă din ultimii ani a economiei europene.

Din punct de vedere energetic, Uniunea Europeană este covârşitor dependentă de importuri, fiind de altfel cel mai mare importator de energie la nivel mondial. Din cele aproape 1.700 mln. tone echivalent petrol (tep) pe care Europa le consumă anual, mai mult de 53% provin din import.

Ponderea importurilor variază în funcţie de tipul de resurse, de la 95% pentru uraniu, la 88% pentru ţiţei, respectiv 66% pentru gaze naturale, în vreme ce pentru regenerabile, în special biomasă, importurile reprezintă doar 4%.[1]

La situaţia actuală de dependenţă ridicată de importuri s-a ajuns după declinul constant şi accelerat al producţiei interne a statelor membre ale UE în ultimii 20 de ani.

Grafic 1: Importurile nete de energie pe tipurile de resurse la nivelul Uniunii Europene 1995-2012, sursa Eurostat, în tep

Începând cu anul 2006, ca urmare a creşterii producţiei de electricitate din surse regenerabile, combinată cu scăderea cererii de energie (aproximativ 8%), dependenţa de importuri a Uniunii Europene a rămas relativ constantă la 52-53%. Scăderea cererii a fost cauzată de criza economică declanşată în 2008, ce a dus la diminuarea consumului industrial, dar şi de transformările structurale ale economiei europene, respectiv o reducere a proceselor energo-intensive industriale în ansamblul economiei, precum şi îmbunătăţiri ale eficienţei energetice.

Ţiţei

Ţiţeiul reprezintă în continuare principala sursă de energie primară utilizată în Europa, fiind folosit preponderent în transporturi (95% din combustibilul pentru transporturi), deoarece există puţine alternative viabile. Peste 90% din ţiţeiul consumat în Uniunea Europeană provine din import, factura acestuia fiind de peste 300 de mld.  Euro în 2012. În ciuda faptului că există o piaţă globală a petrolului lichidă şi competitivă, numărul de producători este relativ mic, ceea ce face dificilă diversificarea surselor de aprovizionare.

Cu toate acestea, având în vedere că ţiţeiul este uşor de transportat pe mare cu costuri relativ reduse, iar cea mai mare parte a rafinăriilor europene sunt în apropierea ţărmurilor, transferul ţiţeiului dintr-o regiune în alta este relativ facil. Pe de altă parte, calibrarea rafinăriilor pentru un anumit tip de ţiţei (cu variaţii semnificative ale densităţii şi ale conţinutului de sulf) face dificilă schimbarea furnizorilor.

Europa importă din Rusia aproximativ 33% din ţiţeiul pe care îl consumă. Statele din Europa Centrală şi de Est, care îşi alimentează rafinăriile cu petrol rusesc prin intermediul oleoductului Druzhba (Polonia, Slovacia, Ungaria, Republica Cehă şi Germania), pot avea probleme în cazul unei întreruperi a furnizării sau a unui embargo impus Rusiei.

Având în vedere propensiunea pieţei internaţionale a petrolului pentru şocuri ale ofertei şi variaţii abrupte de preţ, statele europene caută să îşi diversifice sursele de aprovizionare şi să constituie stocuri de rezervă echivalente cu importurile nete pentru cel puţin 90 de zile. De asemenea, se urmăreşte diversificarea tipurilor de combustibili folosiţi pentru transport, prin favorizarea biocombustibililor şi a motoarelor electrice.

Gaze naturale

Statele membre ale Uniunii Europene consumă anual aproape 440 mld. m³ (400 de mln. toe) (vezi graficul 2) de gaze naturale, iar 66% din acestea provin din import. În 2013, factura gazelor naturale din import pentru întreaga Uniune Europeană s-a ridicat la 87 mld. Euro, din care aproximativ 36 mld. Euro pentru importurile din Rusia.[2] Capacitatea anuală de transport a conductelor din Europa este de 304 mld. m³ / an.

Grafic 2: Consumul de gaze naturale al Uniunii Europene 1995-2012, în ktep, sursa Eurostat

Contractele de import de gaz din Rusia sunt în general încheiate pe termen lung, cu clauze de indexare a preţului în funcţie de cotaţia petrolului şi prevederi de tipul take or pay prin care beneficiarii se obligă să preia cantităţile de gaze contractate sau să suporte contravaloarea acestora. De asemenea, contractele au clauze care interzic reexportul. De altfel, Uniunea Europeană a demarat recent o investigaţie în legătură cu o posibilă încălcare a legislaţiei comunitare în materie de concurenţă în privinţa contractelor de import de gaz din Rusia.

În ultimii ani, consumul anual de gaze naturale a scăzut, apoi s-a stabilizat, pe de o parte din cauza crizei economice, care a dus la reducerea consumului industrial, dar şi ca urmare a unor modificări structurale în economia europeană (reducerea ponderii industriei grele), a creşterii ponderii energiilor regenerabile şi a îmbunătăţirii eficienţei energetice.

În ciuda dependenţei mai scăzute de importuri, asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale este mai dificilă, pentru că sursele de aprovizionare sunt încă şi mai puţine. Pentru Europa Occidentală acestea sunt la nord Norvegia, Marea Britanie, Danemarca, Olanda, Germania, la sud Algeria, iar la est Rusia (vezi graficul 3).

Grafic 3: Sursele de importuri de gaze naturale din afara Uniunii Europene (procent din valoare)

Sursa: Comisia Europeană

Spre deosebire de piaţa ţiţeiului, care este globală şi lichidă, pentru gazele naturale există 3 pieţe regionale – cele două Americi, Europa şi Asia de Est/de Sud-Est, cu diferenţe sensibile de preţ între ele, datorită atât costului de producţie, cât şi infrastructurii complexe necesare pentru transport. În timp ce în Statele Unite şi Canada preţul a scăzut ca urmare a revoluţiei gazelor de şist, în Asia de Est, care depinde în mare măsură de aprovizionarea cu GNL, preţul gazelor naturale continuă să fie ridicat. Preţul gazelor pe piaţa europeană este la un nivel mediu.

Gazul natural ajunge în Europa atât prin conducte dinspre Rusia, Algeria sau Norvegia, cât şi prin terminale de GNL (circa 15% din consum) de la furnizori din Orientul Mijlociu, Africa şi Caraibe (harta 1 prezintă sistemul de conducte care aduce gazul din Rusia pe piaţa europeană).

Harta 1: Gazoductele şi oleoductele existente în Europa, sursa GIE, Gazprom

Europa de Sud-Est

Statele din Europa Centrală şi de Est sunt însă vulnerabile, fiind dependente în foarte mare măsură de importurile de gaze naturale din Rusia, Ţările Baltice şi Finlanda, neavând practic alternativă, Slovacia, Austria şi Bulgaria, nefiind într-o situaţie mult mai dură (vezi graficul 4). Europa de Sud-Est depinde aproape total de importuri din Rusia care tranzitează Ucraina. Aceasta transformă gazele naturale într-o marfă cu un conţinut politic formidabil. Există o istorie a incidentelor în alimentarea cu gaze naturale a Europei de Sud-Est, ce a generat situaţii dificile în unele dintre ţările din regiune (aşa cum s-a întâmplat în iarna anului 2006 când un conflict privind preţul gazelor plătite de Ucraina şi tarifele de tranzit percepute pentru gazele naturale transportate prin Ucraina a dus la întreruperea alimentării pentru câteva zile în mai multe state europene, situaţie repetată şi în 2009). Preţurile medii plătite de ţările din Europa de Sud-Est sunt cu 30-40% mai mari decât cele plătite de ţările din Europa Occidentală.

Grafic 4: Dependenţa de un singur furnizor de gaze naturale – 2012, sursa Comisia Europeană

Sursa: Comisia Europeană

Comisia Europeană a efectuat recent teste de stress pentru a evalua impactul unei întreruperi a alimentării cu gaze naturale provenind din Rusia. Au fost luate în calcul două scenarii:

a)        întreruperea furnizării de către Rusia;

b)        oprirea tranzitului prin gazoductele din Ucraina.

Scenariile au evaluat şi capacitatea surselor alternative de aprovizionare (terminalele de GNL, Norvegia, NordStream etc.), precum şi a rezervelor existente şi a capacităţilor de stocare de gaze naturale, de a face faţă situaţiei de criză (vezi harta 2 pentru situaţia unei întreruperi a alimentării în perioada iernii), atât în perioada de vară, cât şi în cazul vârfului de consum din ianuarie-februarie.

Harta 2: Ţările afectate în cazul unor întreruperi ale alimentării cu gaze naturale dinspre Rusia, sursa Comisia Europeană

Concluzia acestor scenarii este că regiunea Europei de Sud-Est este cea mai vulnerabilă, având în vedere atât dependenţa de importul de gaz rusesc, cât şi de tranzitul prin Ucraina. În cazul unei întreruperi a tranzitului, între 60% şi 80% din cererea de gaze naturale a statelor din regiune nu ar putea fi acoperită, chiar şi mergând pe ipoteza unei solidarităţi depline între statele membre ale Uniunii Europene. Există diferenţe semnificative între statele din regiune când vine vorba de vulnerabilitatea faţă de o întrerupere a tranzitului prin Ucraina–Bulgaria şi Macedonia ar fi cele mai afectate, în vreme ce România, Grecia, Serbia, Bosnia şi Ungaria ar fi afectate în mai mică măsură.

În schimb, restul statelor din Europa Centrală şi de Est ar fi afectate numai în ipoteza în care Rusia întrerupe complet furnizarea de gaze naturale, pentru că acestea pot fi alimentate şi prin gazoducte care nu tranzitează Ucraina.

În situaţia întreruperii complete a alimentării cu gaze naturale din Rusia în perioada vârfului de consum din lunile de iarnă, marea majoritate a statelor europene ar fi afectate (mai puţin ţările din Peninsula Iberică şi consumatorii din sudul Franţei).

Ideală ar fi normalizarea situaţiei din Ucraina şi a relaţiei cu Rusia, pentru că pe evoluţiile actuale toată lumea pierde.

Din cauza mai multor factori, importurile de gaze naturale vor ocupa un rol din ce în ce mai important în balanţa energetică a Uniunii Europene. Printre aceştia: epuizarea rezervelor interne, decizii cum sunt cele privind protecţia mediului sau închiderea treptată a centralelor nucleare (cazul Germaniei), precum şi opoziţia publică faţă de exploatarea gazelor de şist în mai multe state europene, respectiv rezultatele incerte ale explorărilor până în prezent. Potrivit prognozelor Comisiei Europene, dependenţa de gazele naturale din import a statelor din Uniunea Europeană ar urma să crească până la 73% din consum la orizontul anului 2030.[3]

Asigurarea accesului la gaze naturale de import nu va fi uşoară, nici ieftină, având în vedere că Europa se află într-o competiţie globală pentru resurse energetice, alături de China, Japonia, India şi statele din Asia de Sud-Est, care vizează la rândul lor producători existenţi şi potenţiali, inclusiv din zona Asiei Centrale.

Crearea unei pieţe stabile, interconectate şi transparente a gazelor naturale ar contracara în bună măsură riscurile existente. Trebuie menţionat că în prezent doar 20% din gazul consumat în Uniunea Europeană este tranzacţionat pe piaţa internă. Flexibilitatea infrastructurii de transport, numărul şi capacitatea conductelor, precum şi a terminalelor GNL, capacităţile subterane de stocare, precum şi modul în care este operată această infrastructură pot juca un rol important în capacitatea sectorului de a gestiona şocurile în aprovizionare. Posibilitatea de a transporta gazul în ambele direcţii (reverse flow – curgere bidirecţională) este şi ea importantă.

Surse alternative de aprovizionare – Marea Neagră

Potenţialul de gaze naturale convenţionale al ţărilor din regiunea Europei de Sud-Est este redus, iar cel al gazelor de şist este încă necunoscut.

Recent s-a constatat însă o creştere a interesului pentru potenţialul de hidrocarburi al Mării (vezi harta 5).

Se estimează că rezervele de gaze în ape de mare adâncime ale Mării Negre ar putea fi de cca 2 mld. boe în partea de vest, şi de cca 5 mld. boe în partea de est a bazinului pontic.

Harta 5: Potenţialul de hidrocarburi estimat al Mării Negre, sursa USGS Study 2000

Estimările nu se referă şi la rezervele de gaz hidraţi (care ar putea asigura necesarul de gaz pentru următorii 3000 de ani la nivelul de consum actual al regiunii) ale Mării Negre, dar pentru care nu există deocamdată tehnologie sigură de exploatare.

Unii analişti consideră că Marea Neagră ar putea reprezenta pentru Europa de Sud-Est ceea ce a reprezentat Marea Nordului pentru Europa Occidentală[4], aceasta fiind potenţial a treia cea mai importantă zonă pentru producţia de gaze naturale. Spre comparaţie, în ultimii 40 de ani, în Marea Nordului, pentru explorarea geologiei regiunii s-au investit foarte mult timp şi resurse, echivalentul a 500.000 de ani de muncă om, au fost săpate mai mult de 7.000 de sonde a căror producţie cumulată a fost de 48 mld. de barili de ţiţei şi 3,6 trilioane m³ de gaze naturale, cu o valoare de peste 1.500 mld. USD. Industria extractivă din Marea Nordului a creat 300.000 de locuri de muncă onshore şi 50.000 offshore. Marea Nordului a intrat însă în declin în ultimii 5 ani.

În schimb, deocamdată în Marea Neagră au fost forate mai puţin de 100 de sonde şi există o singură descoperire majoră, în perimetrul Neptun din zona economică exclusivă a României.

Aşa cum se ştie, ţiţeiul şi gazele naturale s-au format în zonele gurilor de vărsare ale unor râuri sau foste râuri, care au transportat aluviuni şi materie organică şi care, pe parcursul a milioane de ani, la temperaturi şi presiuni potrivite, s-au transformat în hidrocarburi. Potenţialul de hidrocarburi al Mării Negre este considerat ridicat, fiind bazinul de scurgere a multor râuri şi fluvii europene (vechile guri de scurgere ale râurilor Maritza şi Kamchia în largul coastelor bulgăreşti, gurile Dunării în zona de coastă românească, gurile de vărsare ale Nistrului şi Donului în zona ucraineană şi rusească, vechiul râu Rioni pe litoralul georgian în partea estică a Mării Negre şi diverse cursuri de apă de pe coasta turcească – vezi harta 6).

Harta 6: Zonele de depunere de sedimente în Marea Neagră, sursa ICM Petroleum Management

Pentru că au fost efectuate puţine explorări, topografia bazinului Mării Negre este deocamdată puţin cunoscută. În ultimii ani însă, jucători importanţi din sector, precum ExxonMobil, Total şi Shell, şi-au manifestat interesul pentru zonă[5], iar mai multe ţări din bazinul pontic (Bulgaria, România, Ucraina, Rusia şi Turcia) au derulat deja licitaţii pentru concesionarea unor perimetre de explorare din zonele lor economice exclusive.

Câteva exemple de proiecte în regiune:[6]

România

În România se derulează explorări în blocul Neptun, unde asocierea OMV Petrom–ExxonMobil a săpat sondele Domino 1 şi Domino 2. Rezultatele anunţate pentru Domino 1 au fost încurajatoare – estimându-se resurse între 42 şi 84 mld. m³, ceea ce ar putea creşte rezerva dovedită de gaze naturale a României cu 40% până la 80%, iar producţia naţională anuală de gaze naturale cu 60%.

Costurile explorărilor seismice din perimetrul Neptun, precum şi al forării sondelor de mare adâncime ar putea depăşi 1 mld. USD. În prezent, se estimează că sonda Domino 1 ar putea intra în producţie începând cu anii 2018-2019.

De asemenea, compania Petroceltic explorează perimetrele Est-Cobălcescu şi Muridava. Sonda Cobălcescu sud-1 vizează două straturi geologice care, potrivit estimărilor companiei, ar putea conţine rezerve de până la 11,5 mld. m³.

Cea de a doua sondă, Muridava-1 vizează straturi care ar putea conţine până la 4,8 mld. m³. Concesiunea de la Muridava include şi descoperirea neexploatată Olimpiskaya.

În perimetrul Pelican, compania canadiana Sterling Resources a anunţat o descoperire de gaze naturale la sonda sa, Eugenia 1.

Ulterior, Sterling a vândut o parte din blocul Midia (11%) către OMV Petrom şi ExxonMobil pentru o sumă între 29 şi 79 mln. USD, în funcţie de îndeplinirea unor condiţii referitoare la rezervele identificate şi intrarea în exploatarea comercială. Zona vândută se învecinează cu blocul Neptun, operat de asocierea OMV Petrom–ExxonMobil şi este un perimetru de apă adâncă, la care Sterling Resources a renunţat pentru a se concentra pe explorări  în ape mai puţin adânci.

Bulgaria

În Bulgaria, în perimetrul Han Asparuh operat de asocierea OMV, Total şi Repsol, a fost lansată încă din vara lui 2013 explorarea seismică 3D. Potrivit reprezentanţilor OMV, vor fi săpate sonde în acest perimetru abia după finalizarea explorărilor seismice pe o porţiune de aproximativ 7.700 de km².

În blocul Galata, explorat de Petroceltic International, compania a anunţat conectarea sondei Kaliakra săpată de platforma GSP Prometeu la conductele deja existente în acel perimetru.

Turcia

În zona economică exclusivă a Turciei, Turkish Petroleum Corp. (TPAO), care lucrează împreună cu Shell, a anunţat o descoperire de gaze naturale la sonda Istansca-1 din perimetrul 3920.

TPAO este asociată cu Petrobras şi ExxonMobil pentru explorarea blocului Sinop. Chevron a intrat de asemenea într-un parteneriat cu TPAO pentru explorarea blocului 3921 însă sonda Yassıhüyük nu a identificat hidrocarburi.

Nu în ultimul rând, ExxonMobil este în discuţii cu TPAO pentru asocierea în vederea explorării zonei vestice de mare adâncime a Mării Negre.

Ucraina

Ucraina a semnat în septembrie 2013 un parteneriat cu ExxonMobil, Shell şi OMV Petrom pentru explorarea perimetrului Skifska din largul coastelor Crimeii. Din cauza ultimelor evenimente din zonă, inclusiv sancţiunile aplicate Rusiei şi interdicţia companiilor occidentale de a opera în Crimeea, viitorul acestor explorări este incert.

Crimeea

După anexarea Crimeii, Rusia revendică şi o zonă maritimă de trei ori mai mare în jurul peninsulei, ajungând practic să se învecineze cu Zona Economică Exclusivă a României, chiar la est de blocul Neptun.[7]

Hartă 7: Zonele economice exclusive revendicate de Rusia în largul coastelor Crimeii

Se estimează că potenţialul perimetrelor offshore din largul coastelor Crimeii preluate de Rusia, respectiv blocurile Skiska şi Forosa, s-ar putea ridica la 280 mld. m³ (89-111 mld. m³ pentru Skifska şi 144-167 mld. m³ pentru Forosa), cu o producţie anuală de până la 7,7 mld. m³ (3,3 mld. pentru Skifska şi 4,4 mld. pentru Forosa).

Conform altor surse, doar potenţialul perimetrului Skifska s-ar ridica la 200-250 mld. m³.[8]

Rusia

ExxonMobil şi Rosneft au semnat un acord pentru explorarea şi dezvoltarea blocului Tuapse din largul strâmtorii dintre Marea de Azov şi Marea Neagră. Costurile explorărilor sunt estimate la 3,2 mld. USD, iar gigantul american s-a declarat dispus să suporte mare parte a acestui cost. Recentul conflict din estul Ucrainei a pus şi acest proiect în stand-by.

Provocările producţiei de gaze naturale în Marea Neagră

După cum se poate constata, aproape toate statele pontice au planuri de explorare şi exploatare a eventualelor rezerve de gaze naturale din Marea Neagră, România, Bulgaria şi Turcia fiind mai avansate.

Entuziasmul privind perspectivele de descoperiri de hidrocarburi din Marea Neagră ar trebui să fie însă mai temperat, ţinând cont de riscurile semnificative asociate. Există o serie de dispute între statele pontice în privinţa delimitării zonelor economice exclusive exacerbate de evenimentele din Crimeea, care ar putea duce chiar la cazuri de arbitraj internaţional. De asemenea, agenda politică a statelor pontice este mai degrabă nealiniată, ceea ce va duce la rivalităţi, inclusiv în sectorul de gaze naturale.

Nu trebuie pierdut de vedere nici faptul că pentru demararea producţiei vor fi necesare investiţii considerabile în tehnologie foarte scumpă, inclusiv în infrastructura pentru aducerea gazelor naturale la ţărm şi conectarea cu reţelele de transport naţionale. Orizontul de punere în funcţiune a platformelor de producţie este destul de lung, de 5 până la 7 ani. În fine, există dificultăţi de ordin tehnic pentru demararea producţiei – gradul ridicat de coroziune a materialelor în straturile de mare adâncime ale Mării Negre şi topografia puţin cunoscută a fundului mării.

Alte surse de aprovizionare cu gaze naturale

Europa se învecinează cu regiuni bogate în gaze naturale. Problema este că gazul nu este uşor de transportat, necesitând o infrastructură de transport complexă şi costisitoare, care trebuie să traverseze mai multe ţări într-una dintre cele mai volatile din punct de vedere politic regiuni de pe glob (vezi harta 8).

În prezent, ţara-cheie pentru diversificarea aprovizionării Europei de Sud şi Sud-Est este Azerbaidjan, care deţine rezerve semnificative în Marea Caspică. Aceasta are capacitate de export şi voinţa politică. Azerbaidjan poate de asemenea să acţioneze şi ca hub de tranzit către pieţele europene pentru eventuale gaze naturale provenite din Turkmenistan sau Kazahstan.[9]

Turkmenistanul are cea de-a patra rezervă certă de gaze naturale din lume, cu toate acestea potenţialul său de export nu s-a materializat până în prezent, ca urmare a indeciziei politice şi a unui mediu de afaceri neprielnic investiţiilor. Conducta transcaspică ce ar urma să aducă gaz turkmen în Azerbaidjan este problematică, din cauza situaţiei geopolitice complicate din zona caspică.

Mai la nord, Kazahstanul este un jucător major în sectorul petrolier, dar rezervele de gaze naturale sunt încă neconfirmate.

Irakul ar putea juca de asemenea un rol important, însă instabilitatea politică din ţară, precum şi neînţelegerile între autorităţile centrale de la Bagdad şi cele de la Erbil din regiunea Kurdistan fac puţin probabilă creşterea producţiei şi exportul de gaze naturale pe termen scurt şi mediu.

Iranul, o altă ţară cu rezerve important de gaze naturale, are o situaţie complicată de embargoul occidental asupra exporturilor sale energetice, chiar dacă evoluţiile recente de la Teheran au fost încurajatoare, inclusiv în legătură cu negocierile privind programul nuclear al ţării.[10]

În fine, Israelul poate fi un furnizor important de gaze naturale din zăcămintele offshore din estul Mediteranei. Pe de altă parte, relaţiile reci dintre Israel şi Turcia fac puţin probabilă deocamdată realizarea unei conducte dinspre zăcămintele israeliene către sudul Turciei, care să alimenteze ulterior gazoductele TANAP şi TAP către Europa. Alternativa ar putea-o reprezenta lichefierea gazelor din Israel şi transportul lor în Europa prin terminale GNL.

Va fi dificil deci pentru Uniunea Europeană să îşi asigure alimentarea cu gaze naturale din ţările de mai sus în mod sustenabil, pe termen lung şi în cantităţi suficiente.

Întreaga regiune se confruntă cu o serie de conflicte active sau îngheţate (Siria, Irak, Iran, Cipru, Turcia şi Israel), care pun sub semnul întrebării viabilitatea acestor potenţiali furnizori, fiind necesare investiţii ridicate şi eforturi politice şi diplomatice uriaşe pentru rezolvarea problemelor.

Proiectele de infrastructură de transport în regiune

Eforturile de construcţie de rute alternative la sistemul de transport de gaze naturale actual dominat de tranzitul prin Ucraina (vezi harta 8 ) s-au concentrat până recent pe realizarea aşa-numitului Coridor Sudic care ar urma să conecteze producătorii de gaze naturale din bazinul caspic cu consumatorii europeni. Acest proiect se află de multă vreme pe agenda NATO şi a Statelor Unite, care au avut de altfel şi un reprezentant special pentru energie în Eurasia în timpul administraţiei Bush.

Harta 8: Proiectele de gazoducte în zona Mării Negre şi a Orientului Apropiat

Participarea Turciei la aceste proiecte este vitală. Ţara este practic un „portavion nescufundabil” în zonă şi poate acţiona ca placă turnantă pentru tranzitul gazelor din regiune şi Centrul Europei[11], dar Ankara are propria agendă politică, vizând extinderea influenţei în Asia Centrală şi în statele din Orientul Mijlociu, şi este la rândul său un important consumator de gaze naturale cu o economie dinamică şi în expansiune.

Până în prezent au fost finalizate oleoductul Baku-Tbilisi-Ceyhan şi conducta de gaze naturale sud-caucaziană, ambele conectând Azerbaidjanul de Turcia. Cele două ţări au parafat în 2011 şi acordul pentru construcţia gazoductului TANAP (Trans-Anatolian Pipeline) capacitate anuală de cca 16 mld. m³ pe teritoriul Turciei (din care 6 mld. m³ destinaţi consumului intern al Turciei) până la graniţa sa vestică, de unde s-ar conecta cu gazoductul TAP (Trans-Adriatic Pipeline), care va transporta gazul prin Grecia şi Albania către sudul Italiei.[12] Gazul ar urma să provină din Azerbaidjan, în principal de la câmpul petrolifer Shah Deniz II (dezvoltat cu o investiţie de 28 mld. USD). Acest proiect este alternativa la gazoductului Nabucco. Deţinerea de către compania azeră SOCAR a 51% din acţiunile proiectului TANAP este percepută în anumite cercuri ca o potenţială problemă, gazoductul putând fi folosit pentru a avantaja interesele Azerbaidjanului, în dauna altor potenţiali furnizori.

Turcia este conectată şi cu Rusia prin intermediul gazoductului Blue Stream 1 (capacitate de 16 mld. m³ anual), fiind în prezent luată în calcul extinderea capacităţii de transport a acestuia până la 19 mld. m³ anual.[13]

Grecia analizează anumite proiecte care ar impacta sud-estul Europei, cum ar fi construcţia unui terminal de GNL, realizarea unei conducte – denumite ABC (Aegean -Baltic Corridor), care ar urma să conecteze Europa sudică de cea nordică pe direcţia Grecia-Polonia, tranzitând 7 state din Europa Centrală şi de Est, precum şi a gazoductului TAP.[14]

Bulgaria s-a concentrat în primul rând pe participarea la construcţia gazoductului South Stream, ce urma să aducă gaze ruseşti în Europa, şi care trebuia să fie fratele mai tânăr al proiectului North Stream, ce a conectat Rusia de Germania via Marea Baltică. Gazoductul urma să aibă o capacitate de transport  anuală de 63 mld. m³, iar investiţiile erau estimate la peste 20 mld. USD. South Stream a generat tensiuni între UE şi Rusia, iar recent preşedintele Vladimir Putin a anunţat în timpul vizitei în Turcia oprirea proiectului.[15] Abandonarea South Stream-ului impactează semnificativ poziţia Bulgariei şi impune acesteia regândirea strategiei sale. Ea poate miza însă pe resursele offshore din Marea Neagră, pe proximitatea gazoductului TAP, precum şi pe interconectările cu România.

În legătură cu disputele din jurul South Stream, Turcia a oferit de mai multă vreme Rusiei o soluţie alternativă la tranzitul prin Bulgaria pentru a depăşi astfel obiecţiile Comisiei Europe, prin modificarea traseului către Tracia turcească.  Recent, Moscova şi Ankara au ajuns la un acord privind construcţia unui gazoduct submarin cu o capacitate similară cu cea a South Stream, ce ar urma să transporte 63 mld. m³ anual din Rusia către Turcia, 14 mld. rămânând pentru consumul intern al Turciei, restul urmând a fi exportate către Uniunea Europeană prin Grecia. Acest nou proiect creşte şi mai mult importanţa Turciei.

În România s-a mai vorbit de două proiecte, ambele cu şanse îndoielnice de reuşită. Este vorba de AGRI (Azerbaidjan-Georgia-Romania Interconnector), ce ar urma să transporte gaze naturale din Azerbaidjan până în Georgia, în portul Kulevi, unde acestea ar fi lichefiate, transportate pe mare la Constanţa şi apoi regazeificate. Costurile ridicate de construcţie şi de operare a acestui proiect, precum şi situaţia geopolitică dificilă din zonă, reduc probabilitatea finalizării acestuia.

În aceeaşi situaţie este şi proiectul White Stream. Acesta vizează construcţia unei conducte submarine între Georgia şi România care să transporte gaz dinspre Marea Caspică, cu o capacitate proiectată de 17 mld. m³ anual. Proiectul ar trebui să fie demarat în 2016, având ca termen de finalizare anul 2019.

Aşa cum se poate constata din cele de mai sus, mai toate statele regiune au ambiţia de a deveni un hub de tranzit de gaze naturale, fiecare cu argumentele sale.

Turcia este ţara tranzitată de mai multe gazoducte (Blue Stream 1, TANAP, noul traseul al gazoductului South Stream), iar Grecia are în plan realizarea unui mare terminal de GNL, precum şi a gazoductelor ABC şi TAP.

Cea mai bună protecţie pentru ţările din Europa de Sud-Est la posibile întreruperi ale alimentării cu gaze naturale o reprezintă dezvoltarea zăcămintelor de gaze din regiune (convenţional, Marea Neagră, gaze de şist), diversificarea surselor de aprovizionare, precum şi conectarea la piaţa europeană, interconectarea reţelelor naţionale şi dezvoltarea capacităţilor subterane de stocare (vezi harta 3 şi 4). Pentru finanţarea proiectelor de infrastructură sunt disponibile fonduri europene, interconectoarele şi tranzitul bi-direcţional fiind obligatorii potrivit legislaţiei comunitare. Autorităţile de la Bruxelles s-au arătat dispuse să sprijine astfel de proiecte prin simplificarea documentaţiei necesare şi a procedurilor pentru avizare, respectiv promovarea acestora în rândul potenţialilor investitori.

Harta 3 – Interconectare între reţelele de transport de gaze naturale ale ţărilor din Europa de Sud-Est

Harta 4: Capacităţile existente de stocare de gaze naturale, sursa Comisia Europeană

Situaţia României

Producţia

România a înregistrat un declin constant al producţiei de gaze naturale în ultimii 30 de ani, pe fondul epuizării rezervelor din zăcămintele convenţionale. Declinul a fost temperat într-o anumită măsură de investiţiile făcute în ultimii 10 ani.

România este singura ţară din regiune care dispune în acest moment de resurse gaze naturale onshore, precum şi de o lungă experienţă în sectorul extractiv, iar descoperirile din zona economică exclusivă din Marea Neagră sunt dătătoare de speranţe.

Abandonarea proiectului South Stream ar putea creşte importanţa României ca ţară de tranzit, cu condiţia implementării unor proiecte de investiţii ambiţioase.

Grafic 4: Producţia de gaze naturale a României 1970-2012

Sursa: Energy balance 1970-2009: BP Statistical Review of World Energy June 2010; National Forecasting Commission; EU Energy Trends 2030

În prezent, în România se exploatează aproape 450 de zăcăminte de ţiţei şi gaze naturale. Din acestea, 255 sunt exploatate de către Petrom, iar 153 de către Romgaz.  Pentru alte 39 de zăcăminte au fost încheiate acorduri de exploatare cu alţi producători.

Ţara deţine rezerve certe de aproximativ 150 mld. m³ de gaze naturale. La un nivel al producţiei de 11 mld. m³ anual şi presupunând o rată de înlocuire a rezervelor de 80%, rezultă că rezervele certe s-ar putea epuiza în circa 15 ani. Peste 90% din rezervele certe sunt localizate onshore.

În prezent, producţia internă de gaze naturale acoperă peste 85% din consumul intern, restul de 15% fiind acoperit din importurile din Rusia.

Dincolo de investiţiile în tehnologii moderne care să crească gradul de recuperare din zăcămintele mature şi care să permită exploatarea onshore la adâncimi mai mari de 3 kilometri sau a zăcămintelor cu geologie complicată, pentru sectorul gazelor naturale, marea promisiune o reprezintă zăcămintele offshore de mare adâncime din Marea Neagră.

Exploatarea gazelor din Marea Neagră va necesita însă investiţii masive, atât pentru explorare şi producţie, cât şi pentru construcţia infrastructurii de transport pentru aducerea gazelor la ţărm şi pentru injectarea în sistemul naţional de transport de gaze.

O altă speranţă ar putea-o reprezenta gazele de şist. Administraţia Americană pentru Energie (EIA) evalua într-un raport publicat în 2013 rezervele exploatabile ale României de gaz de şist la aproape 1,4 trilioane m³.[16]

Aceste estimări trebuie tratate cu prudenţă deoarece există un număr semnificativ de cazuri, inclusiv în regiunea noastră (Polonia), în care estimări iniţiale foarte optimiste ale EIA au fost revizuite dramatic în jos (între şase şi cincisprezece ori!).

Cererea de gaze naturale din România a evoluat similar cu cea europeană, consumul scăzând în perioada crizei economice cu 5,4%, de la 13,3 mld. m³ la 12,5 mld. m³, atât ca urmare a reducerii cererii din industrie, dar şi datorită introducerii unor tehnologii mai eficiente energetic.

Consumul este influenţat de mai mulţi factori, printre care: gradul mic de conectare a utilizatorilor casnici din România la reţeaua naţională de gaze naturale (doar 44% dintre consumatori), sub media europeană; investiţiile scăzute în sectorul industrial în ultimii ani, precum şi reducerea producţiei în anumite sectoare (industria siderurgică, industria chimică, industria cimentului etc.); creşterea producţiei de energie regenerabilă (hidro, eoliană, solară şi biomasă) care a redus consumul de gaze naturale pentru producţia de energie electrică.

Proiecte de infrastructură de transport de gaze naturale

Sistemul Naţional de Transport al Gazelor Naturale (SNTGN) este operat de Transgaz, care are în administrare o reţea de conducte de peste 12.500 de km (peste 13.000 de km dacă se includ şi conductele de tranzit), cu presiuni între 6 şi 35 de bar, mai scăzute decât cele din reţelele ţărilor învecinate. SNTGN are o structură radială (vezi harta 9), cu centrul în Mediaş, cu razele principale pe direcţiile NV-SE, respectiv E-V, cu ramificaţii care pornesc din razele principale şi cu elemente ale unei structuri de inel în partea de sud, pe traseul Galaţi-Bucureşti-Piteşti-Râmnicu Vâlcea.

Vechimea conductelor din sistemul de transport naţional este foarte mare, aproape 70% dintre acestea au durată normală de funcţionare depăşită, iar cele peste 1.200 de staţii de măsurare (SRM) necesită reabilitare şi modernizare pentru a fi incluse într-un sistem de comandă şi supraveghere automată de tip SCADA.

Din cauza uzurii avansate a conductelor de transport existente, presiunea pe multe tronsoane ale sistemului naţional de transport este sub 25 de bari, iar creşterea presiunii prin instalarea de staţii de compresoare ar face transportul neviabil economic.

O parte din zăcămintele româneşti sunt conectate doar la subsisteme de transport închise. Starea avansată de epuizare a zăcămintelor duce la exploatarea acestora la presiuni şi la debite mici, ceea ce înseamnă că acestea au relevanţă locală, dar nu pot fi integrate într-un sistem naţional de transport de mare presiune. Doar un număr redus de zăcăminte dintre cele existente se pot racorda la un sistem integrat cu cel al ţărilor vecine, însă producţia însumată a acestora este de cca 15 mln. m³ zilnic.

Harta 9: Sistemul Naţional de Transport al Gazelor Naturale

Sursa: Transgaz

SNTGN (vezi harta 9) este conectat cu statele vecine (Ungaria, Ucraina şi Republica Moldova) prin patru interconectoare:

• Medieşul Aurit – conexiune cu reţeaua din Ucraina – punct de intrare cu o capacitate de 4 mld. m³, la o presiune maximă de 70 de bar;
• Isaccea – conexiune cu reţeaua de import din Ucraina – punct de intrare cu o capacitate de 8,6 mld. m³ , presiune maximă de 55 de bar;
• Csanadpalota – conexiune cu reţeaua de transport din Ungaria cu o capacitate anuală de import de 1,7 mld. m³ şi una foarte mică de export (0,087 mld. m³), presiune maximă de 63 bar;
• Iaşi-Ungheni – punct de ieşire către Republica Moldova având o capacitate de transport de 0,04 mld. m³.[17];
• Giurgiu-Ruse – conexiune cu reţeaua din Bulgaria, capacitate iniţială de 0,5 mld. m3, capacitate maximă proiectată de 1,5 mld. m3, curgere bidirecţională.

Sistemul de tranzit este reprezentat de 3 conducte dedicate, neconectate la SNTGN, lungime totală 553 km, între Isaccea şi Negru Vodă, capacitate de 25 mld. m3, presiune 54 bar.

Capacitatea anuală de import este de 14,37 mld. m³, în vreme ce capacitatea de export este de doar 0,13 mld. m³.

Trebuie spus că la actualul nivel de consum, potenţialul maxim de export fizic al României este abia la un sfert din capacitatea instalată a interconectorilor planificaţi (cei cu Ungaria, Bulgaria, Republica Moldova şi Ucraina), posibilă doar în sezonul cald, şi aceasta din cauza presiunii reduse a sistemului de transport naţional.

Sistemul naţional de transport al gazelor naturale trebuie dezvoltat şi modernizat în aşa fel încât să se poată integra în sistemul european. Este nevoie de separarea sistemului naţional de transport de sistemele locale, astfel încât presiunea în conductele din sistemul naţional să fie una compatibilă cu cea din statele vecine şi în măsură să permită atât importul, cât şi exportul de gaze naturale, ceea ce va contribui la creşterea securităţii în aprovizionarea cu gaze.

Dezvoltarea SNTGN este un proiect naţional strategic care va necesita investiţii semnificative şi care ar trebui derulat pe etape şi pe măsura asigurării resurselor financiare. Prima etapă ar trebui să fie cea de preluare a gazelor din zăcămintele din Marea Neagră, prin gazoductul A (Marea Neagră-Podişoru), investiţie estimată la 230 mld. Euro şi gazoductul B (Giurgiu-Csanadpalota), parte a unui proiect european de 1.300 de km care vizează conectarea reţelelor de gaz din Sud-Estul Europei, din Bulgaria până la hub-ul de gaze de la Baumgarten în Austria. Investiţia, în valoare de 500 de milioane de euro, ar trebui să fie demarată în 2016, iar conducta ar urma să aibă o capacitate maximă proiectată de 1,5 mld. m³ în ambele direcţii. Tronsonul românesc al gazoductului este prevăzut să aibă o lungime de 545 de kilometri şi trei staţii de comprimare. Fiind un proiect comun, promovat de patru ţări membre UE, gazoductul B va putea beneficia şi de fonduri europene nerambursabile. În acest fel, gazele ar fi aduse pe piaţa românească şi pe piaţa europeană.

Un alt proiect foarte promiţător ar fi cel de conectare a reţelei din Nordul Europei cu cea din Sud prin România, respectiv Slovacia-Ucraina–Medieşul Aurit-Giurgiu-Bulgaria, pe reţeaua existentă. În acest fel, s-ar putea obţine mai uşor avizele şi nu s-ar mai pierde timp cu procedurile de expropriere a terenurilor necesare construcţiei.

De asemenea, în perspectivă ar trebui modernizat şi segmentul D (Isaccea-Arad prin Mediaş).

Toate aceste gazoducte (segmentele A, B, C şi D) ar reprezenta coloana vertebrală a unui sistem naţional de transport şi tranzit de mare presiune cu structură radială şi inel care ar conecta România la piaţa europeană şi care ar fi important şi după epuizarea rezervelor din Marea Neagră.

Harta 10: Noua configuraţie posibilă a sistemului de conducte de transport de gaze naturale

Interconectarea cu Bulgaria ar putea să deschidă accesul şi la gaze naturale transportate prin intermediul conductei TAP (Trans-Adriatic Pipeline) din Azerbaidjan către Italia, via Turcia şi Grecia.

Extinderea capacităţii de export către Ungaria la 1,75 mld. m³ anual, precum şi realizarea unei interconectări cu sistemul de transport al Serbiei ar putea deschide noi pieţe de export.

În fine, potrivit legislaţiei comunitare din domeniul energetic, România trebuie să instaleze capacitate de curgere bidirecţională şi pe conductele de tranzit dinspre Rusia (cele 3 gazoducte dintre Isaccea şi Negru Vodă), precum şi să conecteze aceste gazoducte de tranzit la sistemul de transport naţional ca parte a inelului de înaltă presiune.

De asemenea, ar merita evaluată oportunitatea extinderii reţelei SNTGN în largul Mării Negre, până la zăcămintele offshore ale diverşilor concesionari.

Dacă până în prezent România a fost ocolită de marile proiecte de transport de gaze naturale, prin realizarea acestor investiţii în sistemul de transport naţional, după analiza detaliată a fezabilităţii corelat cu dezvoltarea producţiei offshore din Marea Neagră, în contextul abandonării proiectului South Stream, România ar putea să joace un rol cu adevărat strategic în privinţa transportului gazelor naturale şi ar putea deveni un jucător regional important. Aceste investiţii sunt, spre deosebire de proiectele anterioare (Nabucco, South Stream), care aveau guvernanţă şi structură complexă, în mare parte doar la decizia României.

Capacitate de stocare

Capacitatea de înmagazinare de gaze naturale actuală a României este de 4,5 mld. m³, din care 3,1 mld. m³ volum util de lucru. România dispune de şapte depozite subterane de înmagazinare de gaze naturale, acestea fiind amenajate în foste zăcăminte depletate, cele mai mari fiind cele de la Bilciureşti şi Sărmăşel.

Experienţa ultimilor ani a arătat că depozitele de gaze naturale au o capacitate suficientă de înmagazinare pentru a face faţă consumului pe perioada iernii, dar nu şi o capacitate suficientă de extracţie în perioadele de consum ridicat. Scăderea cantităţilor stocate duce cu sine la scăderea presiunii în depozite şi deci a capacităţii de extracţie, astfel încât în perioadele de vârf a cererii se ajunge la un dezechilibru. Ca urmare, capacităţile de stocare se confruntă cu o lipsă de flexibilitate care ar trebui contracarată prin transformarea unor depozite sezoniere în depozite multiciclu, sau creşterea eficienţei activităţii de înmagazinare printr-o politică de tarifare inteligentă.

Concluzii

Ţările din Europa de Sud-Est, inclusiv România, sunt cele mai vulnerabile la potenţiale şocuri în aprovizionare şi se află într-o cursă contra-cronometru pentru a-şi asigura securitatea aprovizionării cu gaze naturale. Pentru aceasta va fi însă nevoie de cooperare inter-ţări, într-o zonă fără tradiţie în acest domeniu.

Multe ţări din regiune aspiră la statutul de hub regional (Turcia, România, Grecia), ceea ce poate genera rivalităţi.

Cu ajutorul Uniunii Europene, statele din regiune ar putea să înveţe să colaboreze spre binele comun, având în vedere că toate sunt vulnerabile din punct de vedere al asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale. Criza ucraineană poate acţiona ca un catalizator în încurajarea cooperării regionale, îndreptând statele din regiune către o nouă paradigmă de tipul win-win.

În încheiere, revenind la proverbul din începutul articolului, este clar că în cazul gazelor naturale, dincolo de dimensiunea politică evidentă, există şi o dimensiune financiară potenţial foarte atrăgătoare pentru cei care ştiu să joace acest joc complex.

______________

[1] Cf. Commission staff working document – European Energy Security Strategy 2014;

[2] Cf. Commission staff working document – European Energy Security Strategy 2014;

[3] Cf. Commission staff working document – European Energy Security Strategy 2014;

[4] Is the Black Sea the Next North Sea, ICM Petroleum Management, IENE Conference, Thessaloniki, May 2012;

[5] Ken White, The Black Sea Hots Up, in GeoExpro, February 2013;

[6] Black Sea holds promise as nations seek energy independence, at www.offshore-mag.com, December 2013;

[7] William J. Broad, In Taking Crimea, Putin Gains a Sea of Fuel Reserves, in New York Times, May 2014;

[8] Shell pulled out of gas field talks in Ukraine in January, at http://www.reuters.com/article/2014/03/19/ukraine-crisis-shell-idUSL6N0MG40H20140319;

[9] Baku’s energy strategy for Southeast Europe, at www.naturalgaseruope.com, July 2014;

[10] Options for delivering Iranian gas to Europe via Turkey, at www.naturalgaseurope.com, June 2014;

[11] The Crepiscule of the Russian Gas Oligopoly, on www.naturalgaseurope.com, July, 2014;

[12] TAP confirms plan to start pipeline construction in 2016, on www.naturalgaseurope.com, July 2014;

[13] Gazprom and Turkey to look into possible increase in Blue Stream capacity, on www.gazprom.com; Aprilie 2014;

[14] Natural Gas Views from Greece, on www.naturalgaseurope.com, July, 2014;

[15] Russia drops South Stream gas pipeline plan, at www.bbc.com, December 2014;

[16] Prospects for Energy Independence in Romania: Shale Gas and beyond, at www.naturalgaseurope.com, Aprilie 2014;

[17] The Romania-Moldova Gas Pipeline: A chance for Moldova to Connect to the EU, at www.naturalgaseurope.com, October 2013;