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.
Citeste intreagul articol si comenteaza peContributors.ro
