Opțiunile de securitate energetică a României: anul 2014 și proiectele pieței de gaze naturale

Din punct de vedere geologic, rezervele de gaze naturale constituie principalul potențial al Bazinului Mării Negre. Pentru dezvoltarea unor noi surse de gaze, trei sunt direcțiile strategice ale României: mărirea productivității zăcămintelor convenționale mature prin aplicarea de noi tehnologii de extracție; exploatarea noilor descoperiri din platoul continental al Mării Negre; dezvoltarea zăcămintelor de argile gazeifere (gaze de șist).

Cel mai important proiect de politică ener­getică externă al României, gazoductul Na­bucco, a eșuat definitiv în iunie 2013, când competiția pentru transportul ga­zu­lui azer către UE a fost tranșată în fa­voarea proiectului TAP (Trans Adriatic Pi­peline). Coridorul Sudic de Gaz (CSG) va lega Bazinul Caspic de sudul Italiei prin Tur­cia, Grecia și Albania. Decizia a fost pre­­dominant comercială, în defavoarea ne­ce­sităților strategice ale Europei de Est.

Dar, deși rămasă fără un proiect in­ter­na­țional de anvergură, România dispune de suficiente căi de a-și crește securitatea ene­rgetică. România are posibilități in­ter­ne și externe de creștere considerabilă a bazei de resurse energetice, care vor fi tre­cute în revistă în acest articol. Anul 2020 se profilează ca termen limită comun pen­tru realizarea mai multor obiective stra­tegice, fiecare fiind însă marcat de o doză substanțială de incertitudine. 2014 va adu­ce, în mai multe privințe, clarificări de or­din economic, politic și strategic. Înainte de a le inspecta, e utilă o succintă pre­zen­tare a datelor de bază în sectorul național de petrol și gaze.

Potrivit BP Statistical Review (2013), în 2012 rezervele dovedite de gaze naturale ale României erau de 100 miliarde metri cubi (mmc) (jumătate față de 1992), iar ce­le de țiței de 100 milioane tone (din nou, jumătate față de 1992). Producția anuală de gaze este de 10,9 mmc, iar consumul de 13,5 mmc. La țiței, producția anuală es­te de 4,1 milioane tone, la un consum de 8,8 milioane tone. Rata agregată de scă­dere a rezervelor de hidrocarburi este de 10% pe an, ceea ce înseamnă că, în lip­sa unor surse suplimentare, dependența de im­porturi de gaze va crește în ur­mă­to­rii 10 ani de la mai puțin de 20% în prezent până la 50%.

Piața est-europeană a gazelor este cvasi-monopolistă, dominată de livrările Gaz­prom. Prețurile pe care statele flancului es­tic al UE le plătesc pentru gazul rusesc sunt în medie cu 15% mai mari decât pe piețele vest-europene. Potrivit Izvestia (ia­nuarie 2013), prețul mediu de vânzare a ga­zului rusesc în România în prima ju­mă­tate a lui 2012 era de 431,8 dolari pentru 1.000 metri cubi, față de 379,3 în Ger­mania.

Din punct de vedere geologic, rezervele de gaze naturale constituie principalul po­tențial al Bazinului Mării Negre. Pentru dez­voltarea unor noi surse de gaze, trei sunt direcțiile strategice ale României: mă­rirea productivității zăcămintelor con­ven­ționale mature prin aplicarea de noi teh­no­logii de extracție; exploatarea noilor des­coperiri din platoul continental al Mării Negre; dezvoltarea zăcămintelor de argile gazeifere (gaze de șist). Să le examinăm, pe rând.

Opțiuni interne

1. Zăcămintele de hidrocarburi ale Ro­mâ­niei sunt fragmentate și „îmbătrânite“, iar producția per sondă e dintre cele mai mici din Europa. Pentru oprirea declinului producției sunt necesare investiții mari pen­tru redezvoltarea zăcămintelor și teh­nologii de creștere a eficienței extracției (creșterea presiunii în zăcământ, sti­mu­lare, foraj la adâncimi mari etc). Com­pa­nia OMV Petrom este angajată într-un am­plu program de astfel de investiții, reușind în 2013 să oprească declinul producției și să obțină o ușoară creștere a producției de țiței față de 2012. La fel, cel mai mare pro­ducător național de gaze naturale, Rom­gaz, a obținut în 2012 o creștere marginală a producției față de anul anterior. Totuși, nevoia de capital și de know how în această direcție este enormă, iar re­zul^­ta­tele nu pot fi decât graduale și de termen lung.

2. În februarie 2012, sonda Domino-1 a par­teneriatului Exxon Mobil–OMV Petrom a descoperit, în perimetrul Neptun al zo­nei economice exclusive românești, un ză­cământ de gaze de 70-100 mmc, în ape adânci de circa 1.000 m. A fost un succes remarcabil, după mai multe foraje ex­plo­ratorii „seci“ în apele turcești. Dar, deși este o direcție strategică foarte pro­mi­ță­toare, offshore-ul românesc este ca­rac­te­rizat încă de incertitudine și dificultăți.

Mai întâi, trebuie identificate rezerve su­plimentare pentru a motiva decizia de in­vestiție în exploatare și producție. Un puț de evaluare ce urmează să fie forat în 2014 și alte circa 10 puțuri de mare adâncime până în 2018 vor fi edificatoare. Apoi, cos­turile tehnologice și logistice ale ex­ploa­tării la mare adâncime sunt mult mai mari decât ale exploatării pe uscat; de ase­me­nea, sunt mai mari în regiunea Mării Ne­gre decât în alte părți ale lumii, din pri­cina deficitului de echipament de foraj off­shore și a numărului mic de prestatori de servicii de foraj la mare adâncime. În fine, probleme care țin de calitatea infra­struc­turii onshore și anumite neclarități de ordin legislativ vor cere timp și investiții pentru a fi remediate. Astfel, în scenariul în care decizia finală de investiție în dez­vol­tarea noilor zăcăminte va fi luată în 2014, primele cantități de gaze pot fi dis­ponibile pe piață abia către anul 2020.

3. Cea de-a treia direcție strategică ține de resursele de gaze de șist. Potrivit celei mai recente estimări geologice (US Energy Information Agency, EIA, 2013), România deține resurse tehnic recuperabile de gaze de șist, de 1.610 mmc. Dacă fie și numai o fracțiune a acestei cantități se dovedește a fi exploatabilă comercial, România poate nu doar să-și acopere consumul intern, ci să și devină exportator de gaze naturale.

Dar această industrie se confruntă cu o contestare socială vehementă, încărcată de emoții și temeri cu slabă justificare ști­in­țifică. În orice caz, 2014 va fi un an al clarificării privind acceptabilitatea socială a gazelor din argile gazeifere în România. În scenariul de rezistență socială minimă și în care forajele exploratorii vor fi con­firmat prezența resurselor, gazele de șist românești vor intra pe piață către anul 2020. Între timp, fără îndoială, tehnologia fracturării hidraulice va deveni mult mai puțin controversată ecologic.

Tendințe de transformare a piețelor europene de gaze

Pentru fiecare dintre aceste direcții de dezvoltare internă a surselor de gaze na­turale, un factor suplimentar de im­pre­vi­zibilitate e dat de concurența potențială din partea unor surse de import prin conducte. Câteva evoluții regionale re­cente oferă, pentru prima dată, po­si­bi­li­tatea formării unor piețe regionale lichide de energie în Europa Centrală și de Est:

a) interconectivitatea crescândă a rețelelor de transport favorizează noi tipare de tran­zacționare, necondiționate de dispunerea geografică Est-Vest a marilor gazoducte so­vietice. România, de exemplu, este în pre­zent interconectată cu Ungaria și urmează a finaliza în 2014 interconectările cu Bul­garia și Moldova;

b) politicile concurențiale și de liberalizare a piețelor de energie promovate de Co­mi­sia Europeană de la începutul anilor 1990 au devenit cu adevărat constrângătoare, îngreunând considerabil practicile mo­no­poliste în industria energetică europeană;

c) se adaugă o evoluție de ordin global, care a stimulat competiția pe piețele de gaz ale Europei de Vest: „revoluția gazului de șist“ din America de Nord a di­sp­o­ni­bilizat pentru piețele europene cantități mari de gaz natural lichefiat (GNL) din Qatar, gaz ce avea inițial ca destinație ter­minalele americane de regazificare din Gol­ful Mexic. Astfel, gazul disponibil pe hub-urile de tranzacționare din Marea Britanie, Belgia, Olanda și Germania a de­venit și s-a menținut mai ieftin decât cel furnizat de Gazprom, dar și de Statoil (Norvegia) ori Sonatrach (Algeria).

Contractele pe termen lung ale câtorva mari companii de utilități din Germania, Ita­lia și Franța (Eni, E.On Ruhrgas, RWE, Wintershall, GDF Suez) cu gigantul rus au fost, vreme de decenii, solide și lucrative, per­mițând acestor companii să opereze ca monopoluri de facto pe piețele lor na­țio­nale. Contractele de livrare pe termen (de re­gulă 20-25 de ani) includeau tipuri de cla­uze care, dintr-o dată, s-au dovedit pro­blematice: legarea prețului gazelor de cel al țițeiului (oil indexation), take-or-pay (obli­gația de a plăti cel puțin 85% din can­titatea contractată anual, fie că e sau nu consumată), „clauza de destinație“ (ga­zele importate pe o piață nu pot fi re­ex­por­ta­te).

Începând cu 2009, situația importatorilor vest-europeni a devenit nesustenabilă: sub presiunea concurenței din partea fur­nizorilor locali ce achiziționau gaz mai ief­tin de pe hub-urile de tranzacționare, obli­gațiile de a achiziționa anual volume mi­ni­me de gaz la un preț legat de cel al pe­trolului au devenit insuportabile. Ca ur­ma­re, companiile de utilități au solicitat fur­­ni­zorilor internaționali și au obținut, gra­du­al, reduceri de preț și relaxarea clau­ze­lor contractuale. Unele concesii au fost ob­ți­nu­te prin renegociere amiabilă, altele prin de­cizii ale curților internaționale de arbitraj.

Împreună, aceste trei tendințe au trans­format deja într-un grad suficient con­di­țiile de tranzacționare pe piețele UE de ga­ze naturale încât și România să poată be­neficia de surse diversificate de import și de contracte mai flexibile.

Perspective de diversificare a importurilor

Ca urmare a eliminării clauzelor de des­ti­nație și a interconectării cu Ungaria, Ro­mânia ar putea importa gaz rusesc de la Vest la Est – cel mai ușor, de la Hub-ul Central European de Gaz de la Bau­m­garten (Austria). Pentru sceptici, poate fi edificator exemplul Ucrainei, care din 2012 importă gaz rusesc din Germania, li­vrat de RWE prin Polonia și Ungaria. La 9 decembrie 2013, operatorul de sistem din Slovacia, Eustream, și-a dat acordul de a inversa fluxul către Ucraina printr-una dintre marile sale conducte de tranzit, ce­ea ce îngăduie Kievului să importe din Germania până la 10 mmc anual, adică o treime din volumul importat în prezent din Rusia.

Desigur, noul preț de achiziție oferit Kie­vului de Moscova înainte de Crăciun – scăzut de la circa 400 de dolari la 268,5 – face irelevante aranjamentele de import dinspre Vest, însă oferta trebuie înțeleasă nu doar ca gest compensatoriu al Rusiei în contextul disputei privind refuzul re­gi­mului Ianukovici de a semna Acordul de Asociere la UE. Ea este, deopotrivă, o re­acție strategică prin care Gazprom își apă­ră o importantă cotă de piață, iar Krem­linul își întărește controlul geopolitic asu­pra Ucrainei.

În general, importurile de gaz rusesc de la Vest la Est vor fi posibile atâta vreme cât va persista o stare de fapt absurdă: cu cât mai îndepărtată geografic este o piață de gaze naturale de Rusia, cu atât mai ieftine sunt acolo gazele rusești.

Dar România are și perspectiva unor im­porturi de gaze naturale nerusești. Co­ri­dorul Sudic de Gaz (CSG) va putea ali­menta și piețele Bulgariei și României prin intermediul interconectorilor Grecia-Bul­garia și Bulgaria-România. Dar cum dez­voltarea completă a zăcământului Shah De­niz va fi realizată abia în 2019 – dacă nu apar noi întârzieri, așa cum a fost ca­zul deja în câteva rânduri –, acest lucru nu se poate realiza mai devreme de 2020.

CSG va fi o întreprindere extrem de cos­tisitoare și de complexă din punct de ve­dere tehnic. Potrivit BP, costurile totale – care includ dezvoltarea completă a Shah Deniz, cu conductele și infrastructura afe­rente, dublarea capacității conductei Ba­ku-Tbilisi-Erzurum, construcția con­duc­tei TANAP (Trans Anatolian Pipeline) și a interconectorului TAP – vor fi de circa 50 de miliarde de dolari. În aceste condiții, ținând cont și de transportul pe o distanță de peste 3.000 km, gazul azer nu va fi ief­tin pe piețele europene.

Într-adevăr, prețul gazelor va fi un ele­ment cheie în dezvoltarea diferitelor pro­iecte concurente. Pe măsură ce piețele de­vin tot mai liberalizate, mai competitive și mai integrate – aproximând dezideratul „pieței unice europene“ –, factorii geo­po­litici își vor pierde însemnătatea în ecuația comerțului cu energie (desigur, lăsând la o parte dimensiunea geopolitică a însuși pro­iectului pieței unice de energie).

Elementul central pentru fiecare proiect al industriei petrolului și gazului va fi dat de profitabilitatea sa pe o piață con­cu­ren­țială, dar strict reglementată din punct de vedere al protecției mediului și climei. Sunt importante mai cu seamă două ele­mente: nivelul la care prețul de vânzare egalează costurile totale per unitate (break-even point) și volumele dis­po­ni­bi­le anual pentru furnizare. În plus, pe mă­sură ce diferite proiecte intră pe piață, in­frastructura lor creează „dependență de parcurs“ (path dependence), ceea ce mo­difică mediul competitiv al proiectelor ul­terioare.

România are nevoie de construirea unei pie­țe lichide de gaze naturale (în care tran­zacțiile au loc pe termen scurt, cu pierderi neglijabile de valoare), cu infrastructura lo­gistică și instituțională aferentă.

O regiune producătoare situată mai aproape de piețele europene decât Bazinul Caspic se profilează a fi Bazinul Levantin, în estul Mării Mediterane. Descoperirile din ultimii ani din largul coastelor Isra­elului, Ciprului și Libanului sunt estimate de EIA (2013) la 1.170 mmc de gaz tehnic recuperabil. Zăcământul israelian Le­via­than, cu rezerve de 500 mmc, urmează a produce gaz începând cu 2017. În oc­tombrie 2013, Înalta Curte de Justiție a Is­raelului a respins o petiție care cerea in­terzicerea exporturilor israeliene de gaz, susținând astfel hotărârea guvernului de a exporta 40% din producția offshore.

Regiunea este însă frământată de multiple conflicte politice: Israel și Liban își dispută delimitarea frontierei maritime; Cipru și Turcia sunt implicate într-un amplu con­flict legat de Ciprul de Nord și de drep­tu­rile pe care Ankara le revendică în numele turcilor ciprioți asupra resurselor de hi­dro­carburi din Bazinul Levantin; Israel și Turcia sunt în relații politice încordate, du­pă incidentul Mavi Marmara din 2010; iar războiul civil sirian este un enorm fo­car de instabilitate pentru Orientul Mij­lociu și Apropiat.

În acest context, este probabilă mai întâi utilizarea unei soluții de lichefiere și trans­port a producției levantine de gaze. Prin­tre destinațiile europene la îndemână se numără și două puncte de intrare re­le­van­te pentru România: terminalul de re­ga­zi­fi­care de la Revithoussa (Grecia) și ter­mi­na­lul GNL ce urmează a fi construit la Omisalj (Croația), între 2014 și 2017.

Teoretic, opțiunea greacă poate fi im­ple­men­tată mai rapid, astfel că undeva, în 2018, România ar putea importa gaz le­vantin prin Grecia și Bulgaria. Însă ope­ratorul ter­minalului GNL de la Revithoussa este Des­fa SA, companie achiziționată as­tă-vară de către SOCAR (State Oil Com­pany of Azerbaijan Republic). Or, este de pre­su­pus că SOCAR are interesul să-și protejeze cota de piață greacă și sud-est europeană pentru producția de gaz azer, nu să des­chidă poarta importurilor con­curente.

În ceea ce privește opțiunea croată, pe de o parte, pot surveni întârzieri în cons­trucția terminalului de regazificare; pe de altă parte, întregul concept de intrare în Croația și de transport al gazului către Europa de Răsărit prin Ungaria depinde de soluționarea prezentei dispute co­mer­ciale (cu evidentă încărcătură politică) din­tre compania croată INA și grupul ma­ghiar MOL. Compania MOL deține 49,1% din INA și dorește preluarea controlului ope­rațional deplin – ceea ce guvernul croat, care are 44% din acțiunile INA, re­fuză categoric. Litigiul este arbitrat la ICSID (Washington). În orice caz, in­te­resele Ungariei vor influența decisiv ti­ming-ul deschiderii unui coridor ener­ge­tic între mările Adriatică și Caspică.

Un alt terminal GNL relevant pentru Eu­ropa Răsăriteană este cel de la Swinoujscie (Polonia), ce urmează a fi terminat în 2014. Cu o capacitate inițială de 5 mmc/an, terminalul e destinat în primul rând reducerii dependenței Poloniei de gazul natural rusesc: Polonia consumă anual cir­ca 16,5 mmc, din care 70% este importat din Rusia. După 2022, când e preconizată o dublare de capacitate, Swinoujscie poate contribui la alimentarea coridorului Nord-Sud de gaz natural, prin care vor fi legate rețelele de transport ale Poloniei, Slovaciei și Ungariei. Astfel, în următorul deceniu, bazinele pontic, baltic și adriatic vor pu­tea fi conectate prin coridoare energetice.

Un proiect care trebuie – încă – discutat în legătură cu securitatea energetică a Ro­mâniei este South Stream. Conceput în 2007 ca reacție la Nabucco, South Stream este ideea unui gazoduct de mare ca­pa­ci­tate (63 mmc/an) menit să transporte gaz rusesc prin Marea Neagră către Austria și Italia, traversând Europa de Sud-Est. Ulterior, în contextul „războaielor ga­ze­lor“ dintre Rusia și Ucraina, South Stream a devenit deopotrivă un instrument de presiune politico-diplomatică asupra Kie­vului, amenințat cu inutilitatea enormului său sistem de transport și stocare a ga­zelor. După finalizarea gazoductului Nord Stream, prin Marea Baltică, South Stream ar putea juca un rol similar de „centură ocolitoare“ a Ucrainei prin Marea Neagră.

South Stream n-a avut niciodată sens economic: un proiect de costuri exor­bi­tante, fără surse dedicate de gaz natural. Dacă va fi sau nu construit, integral sau măcar în parte – adică măcar una dintre cele patru conducte paralele de capacitate 15,75 mmc/an –, depinde acum de evo­lu­ția relației politice dintre Moscova și Kiev (cu toate că simpla dorință a președintelui Putin de a nu-și „pierde fața“ poate fi o ra­țiune suficientă).

Pentru România, South Stream ar putea însemna în anii următori – iarăși, aproape de 2020 – încă o sursă de gaze naturale accesibile prin interconectorul Bulgaria-Ro­mânia. Dacă acum câțiva ani South Stream reprezenta un risc de adâncire a dependenței energetice de un exportator monopolist, transformările structurale ale piețelor europene de gaze prezentate mai sus creează condiții favorabile pentru ca un nou gazoduct rusesc să fie, pur și sim­plu, o nouă sursă de energie într-un me­diu concurențial de tranzacționare, con­tri­buind în fond la lichiditatea generală a pieței. Cerința Comisiei Europene din de­cembrie 2013 ca cele șase contracte bi­laterale încheiate de Rusia cu state mem­bre ale UE privind construcția South Stream să fie renegociate și aliniate la standardele de liberalizare ale celui de-Al Treilea Pachet Energetic sunt încă o ga­ranție în acest sens.

RADU DUDĂU, Universitatea din București