crpe policy memo nr. 10, mai 2010
TRANSCRIPT
Uniunea Europeană se adaptează din mers Tratatului de
la Lisabona
- Priorităţile pe termen scurt şi interesele României -
Policy Memo nr. 10
Aprilie 2010
Autori: Ciprian Ciucu, Paul Ivan, Mihai Panaite, Robert Uzună
Învață sa trăiești cu Ursul la ușă
- România și securitatea energetică europeană -
Autor: Robert Uzună
2
Cuprins
Despre acest raport ....................................................................................................................... 3
Introducere ................................................................................................................................... 4
1. Cererea mondială de energie – actuală și perspectivele pentru 2030 ........................................ 5
2. De unde va veni energia până în 2030? ..................................................................................... 6
Care sunt cei mai mari deținători de rezerve? ........................................................................... 7
Producția primară a Europei ...................................................................................................... 8
Cererea de energie primară a Europei ..................................................................................... 10
Consumul de energie din UE pe sectoare economice............................................................... 11
Dependenţa de importul de energie în UE ............................................................................... 12
Concluzii privind perspectivele energetice ale UE .................................................................... 13
Cum se poziţionează România? ................................................................................................... 14
Importurile României după produsul energetic ....................................................................... 15
Consumul final de energie ....................................................................................................... 16
Concluzii privind perspectivele energiei în România ................................................................ 17
Ce alternative are Europa? .......................................................................................................... 18
Soluţii pentru reducerea dependenţei europene ..................................................................... 21
Marele jucător de la est – incursiunile Gazprom în Europa ...................................................... 22
Cântecul Nibelungilor pe corzi de balalaică - Nord Stream ....................................................... 23
Dilema Europei Centrale şi de Est - cât din Rusia vs. Marea Caspică? ....................................... 24
Caspian Development Corporation (CDC) ................................................................................ 25
Proiectul Nabucco ................................................................................................................... 26
Nabucco - elemente pro şi contra pentru Europa şi România .................................................. 30
South Stream .......................................................................................................................... 31
South Stream – elemente pro şi contra ................................................................................... 32
România şi South Stream......................................................................................................... 33
CELELALTE OPŢIUNI ALE ROMÂNIEI ............................................................................................. 34
Aşii nefolosiţi din mâneca României ............................................................................................ 35
CONCLUZII ASUPRA ALTERNATIVELOR ŞI ORIENTĂRILOR STRATEGICE ......................................... 37
Alternativele României, altele decât Nabucco ......................................................................... 37
Concluzii - Orientări strategice................................................................................................. 40
RECOMANDĂRI DE POLITICĂ ....................................................................................................... 41
3
Despre acest raport
Acest policy memo nu îşi propune să ofere o abordare exhaustivă a tot mai complicatei şi
întortocheatei problematici a securităţii energetice. Accentul său nu cade pe explicarea în detaliu
a legislaţiei şi materiei legale comunitare în domeniul politicii de securitate energetică şi nici pe
rescrierea rapoartelor sau a studiilor deja existente. De asemenea, autorul a evitat să abordeze
subiectul reducerii emisiilor de CO2 întrucât această problemă a fost prezentată cuprinzător într-
un alt policy memo al CRPE1.
Scopul raportului este de a prezenta subiectul Securității Energetice Europene din perspectiva
României, luând în considerare interesele sale specifice și în acelaşi timp rolul său de susținător
constant al unei abordări europene comune în acest domeniu.
Pentru a construi argumentele principale, raportul trece în prima parte prin concluziile şi
argumentele elaborate de IEA – International Energy Agency, EIA – Energy Information
Administration și prin cele ale Comisiei Europene – Direcţia Generală Transport şi Energie (DG
TREN), concentrându-se în special asupra perspectivei energetice globale și europene. Această
primă parte doreşte familiarizarea cititorului cu elementele şi noţiunile fundamentale care stau la
baza opțiunilor de securitate energetică ale Europei şi ale României.
Cea de-a doua parte prezintă succint opțiunile concrete, dileme şi planurile care se află pe masa
decidenţilor europeni şi români, fructificând concluziile la care s-a ajuns în prima parte a lucrării.
În același timp, atenția cititorului este canalizată către aspectele-cheie care preocupă scena
politică europeană în privința energiei – în principal dependența energetică în creștere a UE și
soluțiile alternative. Situația României va fi prezentată ca un exemplu special.
Finalul raportului vine cu o serie de recomandări pentru guvernul şi decidenţii români, cu
concluzii care nu intră neapărat în curentul de gândire mainstream din unele dintre cancelariile
europene, inclusiv România.
1 Vezi CRPE Policy Memo nr. 5, „Să fim rezonabili – România și țintele UE de reducere a emisiilor”, noiembrie 2009
4
Introducere
Într-o lume dominată de șocuri petroliere și întreruperi în aprovizionarea cu gaze naturale, cresc
îngrijorările privitoare la nesiguranța energetică. Uniunea Europeană este tot mai conștientă de
vulnerabilitatea sa la aceste șocuri și în consecință a făcut pași concreți în vederea adoptării unei
politici energetice comune. În calitate de nou membru al UE, România va trage foloase din
această inițiativă. Dar având în vedere poziția sa geografică relativ apropiată de una dintre
principalele surse de energie pentru Europa – Federația Rusă, și ținând cont de relațiile istorice cu
fostul său ”frate mai mare” de la Răsărit, România trebuie să-și definească propriile priorităţi în
domeniu ca parte integrantă a politicii energetice comune a UE şi cu luarea în considerare a
propriilor sale interese geostrategice.
Incidentul din ianuarie 2006 dintre Rusia și Ucraina a fost printre primele demonstrații de putere
afișate de Rusia și legate de securitatea energetică. Următoarele luni de după incident au arătat o
Rusie tot mai decisă, cu Gazprom ducând o politică bine concepută de a face din Rusia putere
dominantă pe continentul eurasiatic în ceea ce privește aprovizionarea cu gaze și rutele de
tranzit:
- o ofensivă fără precedent pentru preluarea rutelor de tranzit a gazelor din Europa Centrală și
de Est
- oferte agresive de preluare a companiilor occidentale furnizoare de gaze
- încheierea de parteneriate ale Gazprom cu marile companii occidentale după ce acestea au
fost obligate să accepte implicarea Gazprom în proiecte de exploatare ca urmare a acuzațiilor
legate de daune aduse mediului (faimosul câmp de exploatare Sakhalin II).
Mai târziu, în 2009, un episod similar a avut loc între aceiași actori, și din nou cu repercusiuni
majore pentru Europa de Est.
Întrebări-cheie – După ce recunoaştem securitatea energetică?
Deoarece definiția de mai sus introduce un element cheie – « aprovizionarea » – orice argument
care vizează evaluarea securității energetice a unei entități specifice trebuie să ofere răspunsuri
la următoarele întrebări:
Care este cererea/consumul pe fiecare sursă în parte?
Care este producția primară și care sunt cei mai mari posesori de rezerve?
Care este dependența de import?
Securitatea energetică
Ce înseamnă termenul de Securitate Energetică la momentul actual?
Definiția cea mai frecvent acceptată a securităţii energetice este: asigurarea aprovizionării
adecvate cu energie la prețuri rezonabile și stabile pentru a susține creșterea și performanța
economică.
5
1. Cererea mondială de energie – actuală și perspectivele pentru 2030
Conform Agenției Internaționale pentru Energie (International Energy Agency - IEA) – Raportul
privind perspectivele energiei globale 2009 (World Energy Outlook – WEO 2009) - pentru prima
dată din 1981, consumul de energie la nivel mondial a scăzut în 2009 ca urmare a crizei financiare
și economice actuale. Cu toate acestea, IEA prognozează o reluare rapidă a trendului ascendent,
imediat ce economia mondială se va fi relansat, cu condiția ca politicile energetice actuale să fie
menținute. În Scenariul de Referință2, cererea mondială primară de energie este estimată să
crească cu 1,5% pe an între 2007 și 2030 - o creștere totală
de 40%. Impactul crizei se reflectă în faptul că viitoarea
creștere prognozată va fi ușor mai lentă decât a fost
estimată în studiul anterior - WEO 2008 (o rată medie de
creștere de 1,6% pe an ce corespundea unei creșteri globale
de 45% între 2006-2030). Cu toate că cererea este aşteptată
să scadă marginal între 2007-2010, aceasta îşi va reveni, cu o
creștere medie anuală de 2,5% în perioada 2010-2015. După 2015 ritmul de creștere a cererii se
atenuează treptat, pe măsură ce economiile emergente se maturizează și creșterea populației
mondiale încetinește3.
Datele WEO-2009 și WEO-2008 sunt compatibile cu cele ale WEO-2005, care estimaseră la
acea dată o rată medie anuală de creștere de 1,6% între 2005-2030 și o creștere globală de 50% a
necesarului de energie în lume în perioada menţionată. Această coerență validează un trend care
pare să nu fi fost modificat radical de către creșterea prețului petrolului în iulie 2008 sau criza
financiară ce i-a urmat.
În plus, datele WEO sunt confirmate de alte surse relevante: astfel, estimările IEA sunt în
concordanță cu cele ale Energy Information Administration (EIA) – date statistice oficiale privind
energia ale guvernului SUA, publicate în raportul său anual, International Energy Outlook-
2009 (IEO-2009). Conform acestui din urmă studiu, consumul global de energie este preconizat să
crească cu 44% din 2006 până în 20304.
2 Conform studiului WEO 2009, Scenariul de Referință, asupra căruia ne vom concentra, descrie ce s-ar întâmpla
daca, între altele, guvernele nu ar adopta nicio nouă iniţiativă cu aplicabilitate în sectorul energetic, peste cele deja adoptate până la mijlocul anului 2009 şi ne pune la dispoziţie o imagine de bază a evoluţiei viitoare a pieţelor energetice globale dacă trendurile de bază ale cererii şi ofertei de energie nu se schimbă. Scenariul alternativ al WEO “450”, neluat în discuție aici, descrie implicaţiile pentru pieţele energetice ale unui efort global coordonat pentru obţinerea unei traiectorii a emisiilor de gaze cu efect de seră care ar asigura stabilizarea concentraţiei acestora în atmosferă la un nivel de 450 ppm (părţi per milion) în echivalent CO2. Conform Panelului Internaţional pe tema Schimbărilor Climatice (IPCC), stabilizarea concentraţiei creează o şansă de 50% de restricţionare până în jurul a 2 grade Celsius a eventualei creşteri a temperaturii medii globale (IPCC, 2007). 3 Agenția Internațională pentru Energie - World Energy Outlook 2009, OECD/IEA, 2009, pag 42 4 Pentru a uşura comparaţia, analiza noastră a luat în considerare scenariile de referinţă pentru ambele surse citate,
scenarii a căror metodologie este similară.
Cererea mondială primară de energie este estimată să crească cu 1,5% pe an între 2007 și 2030 - o creștere totală de 40%.
6
2. De unde va veni energia până în 2030?
Potrivit estimărilor studiului WEO – 2009, combustibilii fosili vor rămâne sursa dominantă de
energie primară la nivel mondial, reprezentând mai mult de trei sferturi din creșterea totală a
consumului energetic între 2007 și 20305.
Guvernul SUA, în raportul său IEO-2009, estimează, de asemenea, un consum mondial în
creștere în perioada de prognoză 2006-2030. Combustibilii lichizi sunt de așteptat să fie sursa de
energie cu ritmul de creștere cel mai lent, în timp ce cota lor din consumul la nivel mondial scade
de la 36% în 2006 la 32% în 2030. În același timp, sursele de energie regenerabilă vor avea cel mai
rapid ritm de creștere – cu 3% pe an6. Având în vedere că în ambele Scenarii de Referință, atât al
WEO-2009, cât și al IEO-2009, se așteaptă ca prețul petrolului la nivel global să rămână la un nivel
(relativ) înalt între momentul prezent și 2030, rezultatele n-ar trebui să fie surprinzătoare,
deoarece cotațiile petrolului stimulează guvernele să accelereze utilizarea “energiei verzi”. Printr-
un raţionament similar, studiul IEO-2009 pleacă de la prezumţia că aceeași evoluție a prețului
petrolului va fi cauza renunţării, în cele din urmă, la combustibili lichizi și alte produse petroliere
în sectoarele industriale și de producţie a energiei electrice7.
Deși cererea de cărbune crește mai mult decât orice altă sursă, petrolul rămâne sursa de
combustibil dominantă. Cota gazelor naturale în totalul cererii de energie crește marginal.
Energiile regenerabile au cel mai rapid ritm de creştere, dar acestea încă mai trebuie să
dovedească capacitatea de a depăşi gazul după 2010,
pentru a deveni cea de-a doua sursă de energie
electrică după cărbune. Deși producția de energie
nucleară va continua să crească lent, cota ei în totalul
consumului de energie la nivel global va scădea.
O altă perspectivă interesantă dată de IEO-2009
este creștere ponderii economiilor emergente în
consumul global de energie, cu China și India
detaşându-se ca jucători-cheie. Această situaţie s-ar putea să nu surprindă și, deși nu este tema
principală a analizei noastre, trebuie spus că ea indică în mod clar creșterea constantă a emisiile
globale de CO2.
Concluzii: Aceste rapoarte par să indice faptul că tendințele generale sunt definite de o
dominaţie persistentă a combustibililor fosili în mixul energetic și, prin urmare, o creștere a
dependenței de importurile de petrol și gaze pentru țările consumatoare.
5 Conform WEO-2008, combustibilii fosili vor reprezenta 80% din mixul de energie primară la nivel global în 2030. 6 Energy Information Administration – International Energy Outlook 2009, Chapter 1 - World Energy Demand and
Economic Outlook, pag.7, disponibil la http://www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/pdf/world.pdf 7 Pentru exemplificare, prognozele arată un declin constant de 0,3% pe an din consumul global de combustibili lichizi
pentru generarea de energie electrică.
Deși cererea de cărbune crește mai mult decât orice altă sursă, petrolul rămâne sursa de combustibil dominantă. Cota gazelor naturale în totalul cererii de energie crește marginal
7
Care sunt cei mai mari deținători de rezerve?
Luând în considerare concluziile de mai sus, vom arunca o privire asupra rezervelor deţinute de
marii producători:
Fig. 1
NOTĂ: Rezerve confirmate sunt estimate cu o certitudine rezonabilă pentru a fi exploatate cu tehnologia și la
prețurile actuale.
Sursa: Oil & Gas Journal, Vol. 103, No. 47 (Dec. 19, 2005). Din : U.S. Energy Information Administration.
http://www.eia.doe.gov/emeu/international/petroleu.html , de asemenea disponibile la
http://www.infoplease.com/ipa/A0872964.html , accesat la 20 martie 2010.
Pentru scopul lucrării noastre, este important de remarcat poziția Federației Ruse, în special în
ceea ce privește rezervele de gaze naturale.
Cele mai mari rezerve de gaze naturale după țară
Locul Țara Rezerve confirmate (mii de mld. metri cubi)
1. Fed.Rusă 47,57
2. Iran 27,49
3. Qatar 25,80
4. Arabia Saudită 6,82
5. Emiratele Arabe Unite 6,06
6. SUA 5,46
7. Nigeria 5,24
8. Algeria 4,56
9. Venezuela 4,28
10. Irak 3,17
11. Indonezia 2,77
12. Norvegia 2,38
13. Malaiezia 2,12
14. Turkmenistan 2,01
15. Uzbekistan 1,87
16. Kazahstan 1,84
17. Olanda 1,76
18. Egipt 1,67
19. Canada 1,61
20. Kuweit 1,59
Cele mai mari rezerve de petrol după țară
Locul Țara Rezerve confirmate (miliarde de barili)
1. Arabia Saudită 264,3
2. Canada 178,8
3. Iran 132,5
4. Irak 115,0
5. Kuweit 101,5
6. Emiratele Arabe Unite
97,8
7. Venezuela 79,7
8. Fed.Rusă 60,0
9. Libia 39,1
10. Nigeria 35,9
11. SUA 21,4
12. China 18,3
13. Qatar 15,2
14. Mexic 12,9
15. Algeria 11,4
16. Brazilia 11,2
17. Kazahstan 9,0
18. Norvegia 7,7
19. Azerbaidjan 7,0
20. India 5,8
8
Ce opţiuni are Europa?
Analiza perspectivelor europene a încercat să ia în considerare diverse evaluări ale UE pe tema
trendurilor energetice. Pentru a menține paralela cu anii de referință luați în considerare pentru
previziunile globale, ne-am concentrat pe evaluările făcute de Comisia Europeană (COM): în 2005
COM, prin Directoratul General pentru Transport și Energie, a publicat un document intitulat
“Energia și Transportul European – tendințe către 2030”, care a fost ulterior actualizat în 20078, şi
având un Scenariu de Bază9 care a fost finalizat în luna
noiembrie în acelaşi an. Ne vom concentra pe această ultimă
ediţie pentru a prezenta cazul UE.
Scenariul de Bază al variantei actualizate din 2007 presupune
o creștere constantă a economiei UE, cu o componentă
industrială semnificativă. În mod similar cu studiile WEO și IEO, acesta postulează prețuri ridicate
la energie la nivel global, care cresc într-un ritm moderat, dar presupune, totodată, un progres
continuu în privinţa eficienței energetice, împreună cu dezvoltarea continuă a noilor tehnologii și
a energiilor regenerabile.
Consumul de energie primară al UE în 2030 va fi cu 11% mai ridicat decât în 2005. Tendința
observată de către IEA după 2015 este, de asemenea, reflectată de UE în perioada de după 2020,
pe măsură ce consumul de energie se stabilizează ca rezultat al unei creșteri economice
diminuate și al încetinirii ritmului de creștere a populației.
Producția primară a Europei
Așa cum arată Figura 2, UE se îndreaptă către o scădere treptată a producției autohtone în
perioada proiectată pentru combustibili fosili. După o perioadă de vârf în producția petrolului în
1999 și o perioadă similară în cazul gazului în 2001, industria de profil pare să se confrunte cu un
declin rapid al resurselor. Chiar și producători tradițional stabili precum Marea Britanie și
Norvegia par să fi atins punctual culminant al producţiei și deja îşi văd cotele de extracție reduse,
în ciuda apariției de tehnologii noi care să permită o rată de recuperare mai mare în câmpurile de
exploatare mature. Potrivit specialiștilor, este puțin probabil ca noi câmpuri consistente să intre
în exploatare într-o aşa măsură încât să poată modifica tendințele actuale.
8 “European Energy and Transport - Trends to 2030”, European Commission, Directorate General for Transport and
Energy – actualizarea la nivelul anului 2007. 9 Scenariul de bază finalizat în noiembrie 2007 (manuscriptul a fost terminat pe 8 aprilie 2008) oferă o actualizare a
scenariilor precedente, precum cele publicate în 2003 şi 2005. Cel mai nou Scenariu de bază ia în considerare mediul ultimilor ani caracterizat prin preţuri mai mari de import al energiei, creşterea economică susţinută, precum şi noile politici şi măsuri implementate de statele membre UE. Rezultatele au fost obţinute folosindu-se modelul PRIMES de către un consorţiu condus de Universitatea Tehnică din Atena (E3MLab) şi apelându-se la câteva modele specializate suplimentare. Scenariul de bază pentru UE şi fiecare din cei 27 de membri simulează trendurile şi politicile curente aşa cum erau ele implementate în statele membre la finalul lui 2006. Deşi prezintă dezvoltările care au loc în privinţa unor indicatori relevanţi precum cota de „surse regenerabile”, Scenariul de bază nu îşi asumă faptul că ţintele stabilite prin Directive vor fi obligatoriu atinse. Valorile numerice ale acestor indicatori sunt rezultatul modelării şi reflectă mai degrabă politicile implementate şi nu ţintele.
Consumul de energie primară al UE în 2030 va fi cu 11% mai ridicat decât în 2005
9
Fig. 2 Producția de energie primară în UE (Mtoe)
Sursa datelor: PRIMES, “European Energy and Transport - Trends to 2030”, 2007 update, Comisia Europeană –DG
TREN
Costurile de operare și extracții în creștere, precum și alți factori legați de mediul local în
apropierea minelor de suprafață, sunt citate de studiul DG TREN ca fiind motivele scăderii
producției de cărbune.
Dacă WEO și IEO au arătat o tendință de creştere globală pentru energia nucleară (deşi limitată),
sectorul nuclear european pare să scadă, conform Scenariului de bază al DG TREN. Acest lucru
lasă energiile regenerabile ca unica resursă de energie autohtonă în creștere, ceea ce nu e o
surpriză având în vedere rolul de «deschizător de drumuri» adoptat de UE cu privire la “energia
verde”.
10
Cererea de energie primară a Europei
Eurostat numește necesitățile totale de energie primară Consum Intern Brut – CIB (a se vedea Fig.
3). Cu toate că ratele de consum sunt mai mici decât între 1990 și 2005 (când a înregistrat o
creştere de 0,62% pe an), cererea de energie primară a Europei va menține tendința de creștere
între 2005 și 2030, cu o rată estimată de 0,41% pe an.
Fig. 3 Cererea de energie primară în UE 27
27,322,1 18,8 17,7 17,2 17,3 17,4 17,3 16,7
37,938,9
38 36,7 36,4 35,8 35,7 35,5 35,3
17,920,2
23 24,6 24,9 25,3 25,7 25,8 25,7
12,3 13,5 14,2 14,2 13,2 12,6 11,3 10,5 10,3
4,5 5,2 5,9 6,8 8,2 8,8 10 10,9 11,8
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Surse regenerabile
Nuclear
Gaze naturale
Petrol
Combustibili solizi
Sursa datelor: PRIMES, Baseline scenario Summary Energy Balance and Indicators - “European Energy and Transport -
Trends to 2030”, Comisia Europeană, Direcția Generală Transport și Energie
Conform Scenariului de Bază, pe perioada estimată, petrolul va continua să fie cea mai răspândită
sursă de energie cu o cotă ceva mai ridicată de 35% din CIB.
Pentru UE-27, cea mai mare sursă de energie după petrol sunt gazele naturale. După o creștere
spectaculoasă în utilizarea acestora între 1990 și 2005 (de la 17,9% la 24,6% din CIB), estimările
arată o stabilizare a consumului de gaze în jurul cotei de 25% până în 2030. Perioada de creștere
rapidă a gazului s-a datorat eficienței sale ridicate și calității sale de combustibil curat (gazele
naturale ard mai curat decât petrolul și cărbunele, prin urmare producând mai puțin CO2 pe
unitate de producție de energie10).
Acest lucru a condus la o utilizare mai mare a gazului în toate sectoarele (cu excepția
transporturilor), sectorul de producere de energie electrică având cea mai rapidă introducere a
gazelor în centralele cu ciclu combinat (CCPP), ce au devenit alternativa preferabilă, având în
vedere evoluțiile pieței petrolului pe parcursul ultimelor decenii. În ansamblu, consumul de gaze
este estimat să crească cu 16,1% între 2005 și 2030, devenind cea de-a doua resursă ca ritm de
10 Conform Green Econometrics, gazul natural produce cu 46% mai puţin CO2 decât cărbunele şi cu 10% mai puţin decât petrolul, informaţie disponibilă la http://greenecon.net/how-to-measure-fuel-efficiency-energy-costs-and-carbon-emissions-for-home-heating/energy_economics.html, accesată la 25 martie 2010.
11
creștere după resursele regenerabile11.
În ceea ce privește formele de energie fără emisii de carbon, energia nucleară va reprezenta
10,3% din cererea de energie în 2030 (comparativ cu 14,2% în 2000 și 2005). Scăderea este
explicabilă în principal printr-o serie de reduceri treptate a programelor nucleare din Europa de
Vest și închiderea centralelor nucleare vechi cu tehnologie sovietică din unele din Est. Cu toate
acestea, perspectiva prețurilor ridicate la combustibili fosili au determinat mai multe state
membre (SM) ale UE să continue investițiile în noi instalații nucleare.
În perioada estimată energiile regenerabile vor rămâne printre combustibilii cu cea mai rapidă
creștere în sistemul energetic al UE-27, cu un salt spectaculos de 93,4% între 2005 și 2030.
Potrivit COM, principalii vectori de creștere sunt energia eoliană și cea produsă din
biomasă/deșeuri. Cu toate acestea, deși avântul lor pare să fie mai ridicat pe termen mediu, pe
termen lung evoluția lor va încetini.
Consumul de energie din UE pe sectoare economice
După 2003, pe un fond caracterizat de prețuri ridicate la energie și o creștere economică
susținută, studiul DG TREN arată o creștere a cererii finale de energie în toate sectoarele, cu rate
anuale de creștere estimate să fie mai mari (0,75%) între 2005-2030 decât cele înregistrate între
1990-2005 (0,58%). Fig. 4 arată cum transportul va continua să fie sectorul dominant în cererea
de energie până în 2030.
Fig. 4
Sursa datelor: Comisia Europeană, Direcția Generală Transport și Energie
Este important de observat contrastul puternic între situația României și media UE la nivelul
anului 2005 (vezi Fig. 8).
11
“European Energy and Transport - Trends to 2030”, European Commission, Directorate General for Transport and Energy - 2007 update, pg.73
12
Dependenţa de importul de energie în UE12
Ca şi în cazul petrolului, resursele de gaz din bazinul Mării Nordului se epuizează continuu13.
Extinderea UE a condus şi la creşterea importurilor, cauzată de faptul că majoritatea noilor state
membre nu dispuneau de rezerve interne. Luând în calcul creşterea nivelului de consum,
perspectivele Uniunii în ceea ce privește dependenţa de importuri sunt sumbre.
Cu o creştere continuă de 14% din 2007 până în 2030, dependenţa de import ar putea atinge
până la 67% până la finalul perioadei vizate. Până în 2030, elementul cel mai important al
dependenţei de import rămâne petrolul, cu 95%, urmat de gaze, cu 84% (în comparaţie cu 58% la
momentul actual), şi combustibilii solizi pentru care se preconizează o creştere de la 40% până la
63%. Şi mai interesantă este evoluţia nevoilor în creştere de importuri de combustibilul fosil din
2005 până în 2030:
Fig. 5
Sursa datelor: Comisia Europeană, Comisia Europeană, Direcția Generală Transport și Energie
Efectul combinat al scăderii producţiei şi al creşterii cererii nu poate decât să crească dependenţa
UE de importuri. În domeniul petrolului, importurile se vor baza în continuare pe petrolul brut
adus din Orientul Mijlociu, mai degrabă decât din Marea Nordului, deoarece producţia în această
zonă va scădea treptat. Produsele petroliere şi cele derivate vor deţine o mică parte. Dependenţa
în creștere de gaz este deosebit de îngrijorătoare, dacă se ţine cont de cererea tot mai mare
provenind din Asia şi particularităţile infrastructurilor de transport, mai ales conductele pe
distanțe lungi. Singurul element în cantităţi abundente şi variate rămâne cărbunele, dar impactul
său asupra mediului nu îl definește ca „alegerea preferată”.
12
Dependenţa de importul de energie, calculată ca raport între importurile nete/(oferta energie primară + stocuri/bunkeraj), arată gradul de dependenţă de importuri al unei ţări, necesare pentru a acoperi nevoile sale de energie primară. 13 Condiţiile în care este format gazul natural sunt foarte similare cu cele pentru petrol şi de aceea petrolul şi gazul se găsesc, adesea, împreună. Pe măsură ce un câmp petrolifer îşi diminuează resursele, la fel se întâmplă şi cu cel de gaz.
13
Concluzii privind perspectivele energetice ale UE
Concluziile Comisiei Europene - scenariul de bază al DG TREN - nu relevă aspecte surprinzătoare
dar, din nou, au menirea de a atrage atenţia asupra unor probleme importante, care au efecte
severe la nivel mondial. Chiar dacă energia regenerabilă câştigă teren, bazându-se pe un cadru
de reglementare în continuă evoluţie şi costuri reduse cu expertiza şi echipamentele,
aprovizionarea cu energie va continua să depindă în mare măsură de combustibilii fosili.
În plus, utilizarea de combustibili fosili este foarte probabil să devină mai specifică, în funcţie de
sectorul industrial care necesită energie: pentru transport şi petrochimie nu este surprinzător
faptul că principalul combustibil care va continua să fie utilizat este petrolul; sectorul generării de
energie electrică se va baza pe combustibilii solizi, mai ales luând în considerare că producţia de
energie nucleară va continua, probabil, să facă obiectul unor politici stricte ale UE. Gazele
naturale vor fi în continuare utilizate pe scară largă în majoritatea sectoarelor.
Având în vedere rolul jucat de cererea de energie în creștere în dezvoltarea economică a Europei,
identificarea resurselor necesare pentru a satisface această cerere este esenţială, dar numai cu
luarea în considerare a aspectelor ce ţin de mediu.
Vorbind despre aspectele de mediu, deşi nu este scopul principal al raportului, merită remarcat
faptul că Fundaţia Europeană pentru Climă a emis recent un raport14 care atestă că, pentru ca UE
să îndeplinească obiectivul reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră cu 80% până în 2050, ar
trebui să dubleze cheltuielile pentru infrastructura energetică până în 2025 şi să-şi sporească
eforturile de îmbunătăţire a eficienţei energetice. În legătură cu acest din urmă aspect, trebuie
menţionat că studiul DG TREN scoate în evidenţă o descreştere continuă a intensităţii
energetice15.
14 Roadmap 2050 – Un ghid practic pentru o Europă prosperă, cu consum de carbon redus, Prezentarea de lansare este disponibilă la http://www.roadmap2050.eu/, accesată la 14 aprilie 2010. 15 Ratele de Consum Intern brut rămân mai mici faţă de ratele de creştere a PIB-ului UE. Deoarece intensitatea energiei este o măsură a eficienţei energetice a unei entităţi, rezultatele studiului sunt îmbucurătoare, dat fiind faptul că indică o tendinţă de reducere a costului de convertire a energiei în PIB.
14
Cum se poziţionează România?
Fig. 6
Sursa datelor: Agenția Internațională a Energiei (AIE)
Aprovizionarea cu Energie Primară
Aprovizionarea cu energie primară a României este dominată de gaze, petrol şi cărbune/turbă.
După o scădere semnificativă în perioada 1990-1999, ca urmare a scăderii dramatice a activității
industriale, consumul total a început să crească uşor după anul 2000.
Aprovizionarea cu petrol este sub media UE-27, de 36%,
cunoscând o reducere importantă (împreună cu gazele
naturale) după 1990. Interesant este că performanţele
României la capitolul resurse regenerabile sunt cu 12% mai
mari decât media UE-27, situată între 6-8%16.
Producţia naţională
Deşi România este încă în măsură să producă o cantitate rezonabilă de combustibili solizi, gaze
naturale şi petrol, producţia globală a ţării a scăzut cu aproape o treime din 1989. Sursele
regenerabile au avut o creştere remarcabilă de aprox. 80% în producţia internă pe parcursul
perioadei 1989-2005, aproximativ 66% provenind din biomasă şi resurse hidro17.
16 România – Fişă Informativă privind Mixul Energetic, disponibil la http://ec.europa.eu/energy/energy_policy/doc/factsheets/mix/mix_ro_en.pdf , accesat la 20 martie 2010. 17
Ibid.
Sursele regenerabile au avut o creştere remarcabilă de aprox. 80% în producţia internă pe parcursul perioadei 1989-2005
15
Generarea de electricitate
Bazată, în principal, pe resursele regenerabile şi combustibili solizi, producţia de energie electrică
mai are ca sursă energia nucleară (din 1996) şi gaze naturale18. Aproape o treime din producţia
de energie electrică provine, în principal, din generare hidro şi, parţial, din biomasă, unde se
înregistrează o cifră aproape dublă faţă de media UE-27, de 14%.
Importurile României după produsul energetic
Conform profesorului Aureliu Leca19, “România este o ţară bogată în resurse puţine şi scumpe”.
Importurile nete au scăzut cu 41% din 1990 şi dependenţa de import de energie este încă mai
scăzută decât media UE-27: în prezent, dependenţa de petrol a UE-27 se ridică la 83-86%, în timp
ce pentru România, cu rezerve pentru 20 de ani, se situează la 54%; la gaze naturale, dependenţa
UE-27 se ridică la 58%, în timp ce România rămâne la numai 42%, cu rezerve pentru aproximativ
15 ani20.
Fig. 7
Sursa: Calculele autorului în baza datelor statistice AIE 21
Date ale IEA din 2004 situau importurile nete ale României la 40% pentru petrol, 34% pentru gaze
naturale şi 26% pentru combustibili solizi. Comparativ cu 2007, îmbunătăţirea gradului de
dependenţă de importurile de gaze pare să fi fost compensată de o creştere relativ similară a
importurilor de ţiţei.
18
Ibid. 19
Potrivit Prof.dr.Aureliu Leca, Şef catedră UNESCO, Catedra UNESCO de Ştiinţe Inginereşti: Programul Energie şi Mediu - sinteza dezbaterii "Directivele politicilor europene şi naţionale de securitate energetică", Institutul European din România, 29 aprilie 2009. 20 Ibid 19. 21
Statistica AIE după ţări /2007 Echilibrul de Energie pentru România, disponibil la http://iea.org/stats/balancetable.asp?COUNTRY_CODE=RO
16
Ţiţeiul este importat cu precădere din Federaţia Rusă şi Kazahstan, în timp ce gazul este importat
îndeosebi din Federaţia Rusă.
Se mai poate observa că România nu importă niciun fel de energie nucleară, hidro,
geotermală/solară sau termică. Acest lucru poate fi explicat prin faptul că vecinii cu care România
este interconectată (un domeniu încă subdezvoltat, oricum) nu sunt mari producători de astfel de
produse energetice; în acelaşi timp, în cazul produselor nucleare şi hidro, România pare a fi auto-
suficientă pentru moment.
Consumul final de energie22
Fig. 8
Sursa: Calculele autorului în baza datelor statistice AIE23
Cifrele nu diferă prea mult de cele din evaluarea efectuată de IEA în 2004, care a arătat
aproximativ aceeaşi situaţie cu privire la transport (20%), gospodării/rezidenţial (31%) şi comerţ
(9%). Există o scădere vizibilă de 5% a consumului industrial (de la 40 la 35%), care poate fi
explicat, deşi nu în totalitate, prin restructurarea economiei româneşti, pe măsură ce ţara se
apropia de aderarea la UE.
22
Consum Final de Energie este energia consumată în ultimă instanţă în sectoarele de transport, industriale, comerciale, agricole, publice şi în gospodării. Ea exclude livrările către sectorul de transformare a energiei şi a industriei energetice. 23
Ibid.
17
Consumul de energie în industrie a fost redus cu 57% între
1990 şi 2004. Cu toate acestea, industria este încă sectorul
care consumă cea mai multă energie, iar cota sa actuală de
35% este încă semnificativ mai mare decât media UE-27 de
27%. Cu o cotă de 20%, transportul este mult sub media
UE-27 (în prezent situată la 31% şi cu o creştere estimată la
aproximativ 33% până în 2030). Cu 33%, sectorul gospodării/rezidenţial este peste media UE-27
de 26%, situație care poate fi explicată prin predispoziţia către risipă în utilizarea energiei de
către gospodăriile româneşti, pierderile generate de reţeaua de energie electrică/termică şi de
faptul că agricultura şi sectorul serviciilor sunt încă subdezvoltate.
Această constatare aduce în discuţie subiectul intensității energetice ca una dintre problemele-
cheie din România, ca țara cu intensitatea energetică cea mai mare în UE - pentru producerea a
1000 euro Produs Intern Brut, se consumă de patru ori mai multe resurse energetice decât media
în Uniunea Europeană. În acest sens, prioritatea României ar trebui să fie reducerea pierderilor
de energie şi eficientizarea sistemului de consum.
Concluzii privind perspectivele energiei în România
Sectorul energetic a fost în mod sistematic neglijat în ultimele două decenii, deoarece nu a fost
tratat ca o componentă vitală a infrastructurii. Unele dintre soluţiile pentru România se regăsesc
în proiectul Strategiei Naţionale pentru Securitate Energetică. O astfel de strategie este cu atât
mai necesară cu cât este nevoie de 4 până la 20 de ani între momentul în care se ia o decizie şi
momentul în care aceasta începe să producă rezultate. Odată elaborată şi aprobată, trebuie să se
evite modificarea acesteia de către fiecare guvern, în funcţie de ciclurile electorale. În acelaşi
timp, trebuie să fie acceptată imposibilitatea unei securităţi energetice absolute, iar luând în
considerare perspectivele energiei în România, trebuie să înţelegem că România nu face excepţie
de la această regulă.
Pentru producerea a 1000 euro Produs Intern Brut, se consumă de patru ori mai multe resurse energetice decât media în UE
18
Ce alternative are Europa?
În UE, după cum am văzut, dependenţa de importurile de gaz este de aşteptat să crească de la
57% la 84% până în 2030, iar gazele naturale vor fi în continuare utilizate pe scară largă în
majoritatea sectoarelor. Piaţa gazelor naturale, prin specificul dat de contractele încheiate pe
termen lung (datorită configuraţiei infrastructurii de aprovizionare, bazată în principal pe
conducte), este mai puţin flexibilă la elementul preţ decât piaţa petrolului. Prin urmare,
dependenţa de gazele naturale este o temă mai sensibilă politic şi deci cea mai mult abordată din
perspectiva securităţii energetice.
Din 1990, UE a reuşit să-şi diversifice semnificativ sursele de aprovizionare cu gaz: Norvegia,
Algeria, Nigeria şi Orientul Mijlociu sunt responsabile de creşterea cu peste 80% a importurilor, în
timp ce cota Rusiei din totalul de importuri de gaze a scăzut de la 75% în 1990 la puţin peste 40%
în 2008. Problema, însă, rezidă în diferenţierea foarte mare a gradului de dependenţă de Rusia:
de la 100% din consumul intern brut de gaze pentru Estonia, Finlanda, Letonia, Lituania, Slovacia
şi între 60-95% pentru Bulgaria, Grecia, Cehia, Austria şi Ungaria până la 0% în Portugalia şi
Spania.
În cazul petrolului, reţelele de conducte construite în perioada ex-sovietică încă mai oferă
Rusiei o influenţă semnificativă în raport cu ţările din Est: numai printr-o singură conductă,
“Drujba”, Rusia reuşeşte să aprovizioneze Cehia, Ungaria, Polonia şi Slovacia. Într-o încercare de
a-şi diminua dependenţa de Rusia, Budapesta si Praga au construit o conductă de petrol
direcţionată către Occident. În cazul României, în afară de
Rusia, ea mai poate importa petrol din Kazahstan,
Azerbaidjan sau chiar Orientul Mijlociu, întrucât capacităţile
masive de rafinare acumulate în perioada comunistă au fost
proiectate pentru a procesa mai multe tipuri de ţiţei, iar
aceste capacităţi sunt, în prezent, exploatate sub capacitate.
În cazul gazelor naturale, considerentele economice şi geografice fac imposibilă pentru Europa
Centrală şi de Est (ECE) reducerea semnificativă a dependenţei strategice de gazul rusesc.
Având în vedere perspectivele geopolitice actuale, Rusia încă pare o sursă mai sigură decât
Caucazul şi bazinul Mării Caspice. Totuşi, situaţia nu necesită abordări radicale, deoarece
dependenţa de Rusia este reciprocă, astfel încât utilizarea energiei ca armă poate avea
repercusiuni și asupra ţării ce foloseşte un astfel de instrument.
În plus, există deja descoperiri recente ce ar putea reprezenta o ameninţare pentru puterea
Rusiei – forări exploratorii în Polonia au arătat că ar putea exista până la 1,36 mii de miliarde
metri cubi de gaze neconvenţionale în regiunile din nordul şi centrul Poloniei. Aceste gaze
neconvenţionale nu erau accesibile până de curând, când a fost implementată noua tehnologie
hidraulică de fracturare dezvoltată în Statele Unite. Dacă se confirmă, cantităţile estimate ar
putea contribui la creşterea rezervelor UE cu 74% şi ar face Varşovia auto-suficientă (în moment,
Polonia importă 72% din necesar24).
24
Potrivit http://business.timesonline.co.uk/tol/business/industry_sectors/natural_resources/article7087585.ece , accesat la 6 aprilie 2010.
cota Rusiei din totalul de importuri de gaze a scăzut de la 75% în 1990 la puţin peste 40% în 2008
19
Conflictul gazelor din 2006 dintre Ucraina şi Rusia, care a cauzat atât dificultăţi cu furnizarea, cât
şi o insuficienţă a gazelor, a scos în evidenţă, într-un mod dramatic, vulnerabilitatea UE faţă de
aprovizionarea cu gaze naturale din Rusia.
Pentru scopul prezentei lucrări, ar fi utilă menţionarea unei serii de recomandări privind politicile
şi legislaţia apărute la nivelul UE de la incidentul din 2006 :
În martie 2006, COM a dat publicităţii "Cartea verde - O Strategie Europeană pentru Energie
Durabilă, Competitivă şi Sigură", document prin care au fost recunoscute majoritatea concluziilor
enunţate în capitolul Concluzii privind Energia UE: Perspective al prezentei lucrări: “Europa intră
pe un nou tărâm al energiei. Dependenţa de import este astăzi de 50% şi va continua, cu
siguranţă, să crească. Rezervele de hidrocarburi sunt în scădere. Energia devine mai scumpă.
Infrastructura noastră necesită îmbunătăţiri; este nevoie de 1000 de miliarde de euro pentru
următorii 20 de ani pentru a satisface cererea de energie şi pentru a înlocui infrastructura
învechită. Iar încălzirea globală deja a făcut lumea cu 0.6°C mai fierbinte.” Documentul propune o
serie de principii fundamentale privind politica energetică europeană, precum: asigurarea
competitivităţii pe piaţa de energie în cadrul UE, promovarea energiei competitive, dezvoltarea
cercetării în domeniul energiei, folosirea surselor alternative de energie şi, poate cel mai
important, elaborarea unei politici energetice comune pentru toate statele membre UE25.
Aceasta a fost urmată, în ianuarie 2007, de o Comunicare a COM către Consiliul Europei şi
Parlamentul European, care propunea o nouă “Politică Energetică pentru Europa” prin care
“Uniunea Europeană (UE) îşi ia un angajament ferm pentru realizarea unei economii cu consum
redus, bazată pe surse de energie mai sigure, mai competitive şi mai durabile. Obiectivile
prioritare energetice includ asigurarea unei bune funcţionări a pieţei energetice interne,
securitatea aprovizionării strategice, reduceri concrete ale emisiilor de gaze cu efect de seră
cauzate de producerea sau consumul de energie şi abilitatea UE de a vorbi cu o voce unică pe
scena internaţională.”
Comunicarea COM conţine şi prima Revizuire a Strategiei Energetice, ce a dus la elaborarea
vestitului “Pachet Energetic 20-20-20”, ce constă în angajamentul UE de a realiza o reducere cu
cel puţin 20% a emisiilor de gaze până în 2020, reducerea consumului de energie cu 20% pînă în
202026 şi majorarea proporţiei de energii regenerabile în mixul energetic cu 20% pînă în 2020. În
acelaşi timp, prin această comunicare, COM a abordat subiectul energiei nucleare care, având în
vedere evenimentele pe piaţa de gaze naturale şi preocupările privind emisiile CO2, ar avea o
oportunitate ideală să-și schimbe şansele în ecuaţia furnizării de energie. Totuşi, cu toate că a
solicitat o abordare comună şi coerentă, COM a mers doar până la a menţiona că decizia de a
utiliza energia nucleară le aparţine statelor membre27.
25
Potrivit EU Business, Strategiile privind Energia UE, disponibile la http://www.eubusiness.com/topics/energy/strategies2 , accesat la 25 martie 2010. 26 Un obiectiv deja inclus de UE în Planul de Acţiuni pentru Eficienţa Energetică (2007-2012). 27
Potrivit Comisiei Europene, Buletinului ManagEnergy – Ianuarie 2010, disponibil la http://www.managenergy.net/products/R2296.htm#2007, accesat la 24 martie 2010 şi EU Business, Strategiilor privind Energia UE 2006-2007, disponibile la http://www.eubusiness.com/topics/energy/strategies2 , accesat la 25 martie 2010.
20
Pornind de la „Pachetul Energetic 20-20-20”, în cadrul Consiliului European din martie 2007,
liderii europeni au adoptat un Plan de Acţiune privind perioada 2007-2009, care a reflectat
obiectivele considerate de importanță istorică prevăzute în propunerea COM. În ianuarie 2009,
Parlamentul European a răspuns cu un raport adoptat cu o largă majoritate de către Comitetul
pentru industrie, cercetare şi energie.
În septembrie 2007, COM a adoptat un al treilea pachet legislativ Energie & Gaze axat pe
posibilitatea opţiunii consumatorului, preţuri mai echitabile, energie mai curată şi securitatea
aprovizionării. COM a propus: 1. separarea activităţilor de producţie şi aprovizionare de reţelele
de transmisii pentru a facilita comerţul transfrontalier cu energie şi eficientiza reglementatorii
naţionali; 2. promovarea cooperării şi investiţiilor transfrontaliere; 3. consolidarea transparenţei
pieţei în privinţa operării şi aprovizionării reţelelor; 4. creşterea solidarităţii între statele
membre UE.
Mai târziu, în noiembrie 2007, COM a înaintat un plan amplu - "Spre un viitor cu emisii reduse de
carbon - un Plan strategic european de acţiune în domeniul tehnologiei" - care vizează stabilirea
"unei noi agende pentru cercetare în domeniul energiei pentru Europa, care trebuie să fie
însoţită de o mai bună utilizare şi sporire a resurselor, atât financiare, cât şi umane, pentru a
accelera dezvoltarea şi utilizarea tehnologiilor avansate de viitor în domeniul emisiilor reduse de
carbon28”.
În ianuarie 2008, COM a venit cu o propunere integrată pentru un document “Acţiune pentru
Climă – Energie pentru o Lume în Schimbare” – ce dezvăluie strategiile prin care statele membre
se vor putea adapta la ţintele stabilite de UE în privinţa contracarării schimbărilor climatice, ţinte
deja aprobate de Consiliul UE în 2007.
Cea de-a Doua Revizuire a Strategiei Energetice – denumită “Asigurarea Viitorului nostru
Energetic” a fost înaintată de COM la 13 noiembrie 2008 şi era compusă dintr-un pachet
energetic cuprinzător orientat către oferirea unui nou imbold securităţii energetice europene,
concomitent cu continuarea susţinerii “Pachetului Energetic 20-20-20”. Potrivit COM, această
nouă strategie a avut drept scop crearea unei “solidarităţi energetice între Statele Membre şi a
unei politici noi privind reţelele de energie pentru a stimula investiţiile în reţelele mai eficiente, cu
consum redus de carbon.” Un nou Plan de Acţiuni privind Securitatea Energetică şi Solidaritatea
UE a definit cinci domenii ce necesită acţiune sporită pentru a securiza livrările de energie, luînd
în considerare, totodată, şi provocările cu care se va confrunta Europa în perioada 2020-2050. Nu
în ultimul rând, COM a adoptat un set de propuneri privind eficienţa energetică menite a realiza
economii de energie în domenii cheie, printre care: întărirea legislaţiei în domeniul eficienţei
energetice a clădirilor şi produselor ce funcționează cu energie electrică, consolidarea rolului
certificatelor de performanţă energetică şi rapoartele de inspecţii pentru sistemele de încălzire şi
climatizare29.
28 Ibid 18. 29
Potrivit Comisiei Europene, Buletinului ManagEnergy – Ianuarie 2010, disponibil la http://www.managenergy.net/products/R2296.htm#2007, accesat la 24 martie 2010 şi EU Business, Strategiilor privind Energia UE 2008-2009, disponibile la http://www.eubusiness.com/topics/energy/strategies , accesat la 25 martie 2010.
21
Propunerile COM au fost aprobate de Consiliile Miniştrilor Energiei din ianuarie/februarie 2009,
după care Parlamentul European şi Consiliul European de Primăvară au emis noi norme care
vizează "îmbunătăţirea securităţii aprovizionării cu gaze în cadrul pieţei interne a gazelor
naturale". Prin reglementarea propusă, elaborată de COM, se presupune că UE ar trebui să facă
un pas mare înainte, prin consolidarea sistemului existent şi certificarea faptului că toate statele
membre şi actorii de pe piaţă (de exemplu, operatorii de transport şi de sistem şi furnizorii de
gaz) iau măsuri eficiente pentru a preveni şi atenua în prealabil consecinţele unor posibile
întreruperi ale aprovizionării cu gaz şi să li se permită să se ocupe de orice întrerupere atât timp
cât e posibil, înainte ca o intervenţie a guvernului să fie luată în considerare. Reglementarea
propune crearea unui mecanism pentru ca statele membre să coopereze „într-un spirit de
solidaritate, pentru a rezolva în mod eficient orice întrerupere majoră în livrarea gazelor". Nu în
ultimul rând, COM a propus o mai mare transparenţă în ceea ce priveşte evoluţia infrastructurii
energetice, a proiectelor de investiţii planificate şi în curs de desfăşurare în sectoarele energetice
principale, cum ar fi electricitate, gaze, petrol, biocombustibili, precum şi în domenii conexe cum
ar fi transportul, depozitarea şi captarea carbonului30.
* * *
În concluzie, se poate afirma că obiectivele majore ale instituţiilor europene în domeniul energiei
ar putea fi circumscrise următoarelor elemente:
- continuarea dezvoltării pieţei interne a energiei pe măsură ce este îmbunătăţită transparenţa
acesteia
- asigurarea aprovizionării cu energie şi resurse de energie primară pentru UE (de exemplu,
reducerea dependenţei statelor membre de importurile de gaz din Rusia, precum şi din alte surse
clasice de energie)
- creşterea eficienţei energetice, crearea de reţele trans-europene de transport a energiei,
diversificarea surselor de energie concomitent cu dezvoltarea de surse de energie regenerabile.
Soluţii pentru reducerea dependenţei europene
Este îndeobște acceptat faptul că diverse forme de cooperare internaţională pot juca un rol
major în compensarea impactului nefavorabil al dependenţei energetice. Un prim pas este
participarea în cadrul organizaţiilor multilaterale internaţionale, cum ar fi Agenţia Internaţională
pentru Energie (IEA), Organizaţia pentru Cooperare şi Dezvoltare Economică (OCDE) sau chiar
G20, aceasta din urmă poziţionându-se, treptat, ca noul forum pentru decizii economice cu
impact global. În al doilea rând, trebuie “făcută ordine” în propria casă, astfel încât prin
intermediul unei cooperări consolidate în cadrul UE, să ne putem aştepta, în mod legitim, la
obţinerea unor rezultate palpabile în ceea ce priveşte interconectarea pieţelor regionale şi
naţionale. Ultimul pas, dar nu mai puţin important, ar putea fi continuarea dezvoltării şi
instituţionalizarea legăturilor cu cei mai mari furnizori ai Europei. Cu toate acestea, pe termen
30 Comisia Europeană - Strategii europene/ a Doua Revizuire a Strategiei Energetice - Asigurarea Viitorului nostru Energetic (continuare), disponibil la http://ec.europa.eu/energy/strategies/2009/2009_07_ser2_en.htm , accesat la 25 martie 2010.
22
scurt şi mediu, se pare că soluţia pentru a reduce dependenţa europeană constă în diversificarea
ţărilor-furnizoare şi a rutelor (şi ţărilor) de tranzit, împreună cu creşterea fluxurilor şi a
capacităţilor de stocare.
Diversificarea ţărilor-furnizoare nu poate fi decât o perspectivă pe termen mediu şi lung, iar
soluţiile rezonabile vor trebui să vină din câmpurile de exploatare nou dezvoltate din Asia
Centrală şi din importul de gaze lichefiate din Orientul Mijlociu. Cu toate acestea, în prezent, lipsa
infrastructurii de livrare limitează posibilităţile de diversificare a surselor de aprovizionare.
Diversificarea rutelor de transport nu este mai puţin importantă decât originea produselor
energetice, întrucât nu se poate exclude apariţia unor obstacole în ţările de tranzit (atacuri
teroriste, tulburări politice şi civile, grupuri extremiste etc).
Un sistem de interconexiuni, depozitare şi fluxuri inverse sporeşte garanţia unui acces sigur la
gaze pentru Europa. Totodată, investind într-un asemenea sistem piaţa şi reţeaua europeană vor
fi cu adevărat integrate. Unul dintre dezavantajele situaţiei actuale din Europa de Sud-Est, care a
adus în discuţie subiectul securităţii energetice, a fost tocmai lipsa de interconexiuni şi fluxuri
inverse între statele membre. Dintre acestea, fluxurile inverse sunt văzute ca una dintre cele mai
ieftine soluţii în comparaţie cu noile instalaţii de depozitare şi interconexiuni. Astfel de proiecte
sunt eligibile pentru finanţare în cadrul UE, prin Programul European de Recuperare a Energiei
(EEPR)31.
Bineînţeles, lista poate continua, considerând că există, într-adevăr, alte instrumente, printre
care şi liberalizarea pieţelor locale de energie, cuplată cu acordarea unor facilităţi fiscale şi alte
stimulente pentru reducerea consumului de energie, toate acestea considerate de un număr de
specialişti drept o soluţie sigură de reducere a dependenței.
Marele jucător de la est – incursiunile Gazprom în Europa
Până de curând, Europa a fost preocupată mai degrabă de structura pieţei sale interne şi politica
de concurenţă decât de securitatea energetică, de creşterea capacităţii de producere a energiei
sau de dezvoltarea infrastructurii de transport a gazelor şi electricităţii.
Importurile de gaze din Rusia reprezintă 26% din consumul UE, respectiv 40% din gazele
consumate de gospodării şi întreprinderi. În Europa Centrală şi de Est, gazele ruseşti acoperă 87%
din totalul importurilor şi 60% din consum32. Făcând o estimare, până în 2030 statele UE vor
importa 40% din necesarul de gaze din Rusia şi 45% din necesarul de petrol din Orientul
Mijlociu33. Cu toate acestea, după cum am văzut, problema constă în gradul diferit de
31
Potrivit Oficiului de Presă al COM, în luna mai 2009, "Consiliul UE şi Parlamentul au ajuns la un acord privind Programul European de Recuperare a Energiei (PEER), care acoperă proiecte-cheie de infrastructură energetică. Fondurile UE disponibile pentru punerea în aplicare a PEER pentru 2009 şi 2010 vor fi € 3,98 miliarde, alocate după cum urmează: 1. proiecte de infrastructură gaze şi electricitate (2,365 miliarde €); 2. proiecte de energie eoliană offshore (565 milioane €); 3. proiecte de captare şi stocare a carbonului (€ 1,050 miliarde €) ". 32
Jonathan P. Stern, Viitorul Gazelor Ruseşti şi al Gazpromului (Oxford, M.B.: Oxford University Press, 2005), p. 143, Tabelul 3.6, “Dependenţa Europeana de Livrarea Gazelor Ruseşti, 2003”. 33
Gallis, Paul. NATO şi Securitatea Energetică. Raportul CRS pentru Congres. 21 martie 2006. Disponibil la http://italy.usembassy.gov/pdf/other/RS22409.pdf, accesat la 30 noiembrie, 2006
23
dependenţă faţă de Federaţia Rusă, care prezintă o rată de dependenţă covârşitoare pentru ţările
din „Blocul Estic", ce variază între 60-100%.
Analiştii politici vorbesc adesea despre interesul Europei
de a asigura dezvoltarea economiei de piaţă în Rusia, ca
bază pentru ca această țară să adere la standardele
organizaţiilor multilaterale (cum ar fi Organizaţia
Mondială a Comerţului - OMC) şi cele din legislaţia UE. În
promovarea acestei idei, aceştia prevăd că Rusia va fi mai
puţin înclinată spre folosirea exporturilor de energie pe
post de armă pentru a obţine influenţă politică. Totuşi, această abordare europeană este
considerată de alţii ca fiind doar "o dorinţă deşartă", aşa cum a fost demonstrat de refuzul
constant al Rusiei de a-și deschide piaţa de energie pentru investitorii străini şi de a semna Carta
Energiei propusă de europeni. Poziţia aparent inferioară a europenilor în dialogul cu Rusia ar
putea fi compensată şi de o abordare mai unitară din partea statelor membre UE, ceea ce ar
însemna o creştere a puterii de negociere cu Rusia.
Dependenţa de Rusia înseamnă dependenţa de Gazprom. Deşi în prezent se confruntă cu o criză
structurală profundă, care-i va afecta profitabilitatea în absenţa unor reforme urgente, Gazprom
este, după toate standardele, o companie gigant. În 2008, capitalizarea medie a Gazpromului a
scăzut cu 7% pe an, până la 241,1 miliarde dolari SUA34 (de la 259 miliarde de dolari SUA în 2007
la aproape 270 de miliarde în 200535). În ciuda acestei scăderi, în 2008 Gazprom încă deţinea
poziţia de leader în rândul companiilor europene din punct de vedere al capitalizării de piaţă şi a
fost în topul celor mai mari 10 companii energetice din lume.
Grupul Gazprom deţine cea mai mare rezervă de gaze naturale din lume, estimată la 33,1 mii de
miliarde metri cubi36 şi realizează 17% din producţia de gaze la nivel mondial, cu o capacitate de
producţie, în 2008, de 549,7 miliarde metri cubi. Odată cu achiziţionarea companiei petroliere
Sibneft, Gazprom se poziționează imediat după Arabia Saudită şi îşi dispută cu Iranul a doua
poziţie ca cel mai mare proprietar de petrol şi echivalent petrolier în gaze naturale.
În plus, Gazprom are cea mai lungă reţea de conducte de gaz din lume, ce se întinde pe 159.500
km. Compania controlează, de asemenea, active în sectorul bancar, al asigurărilor, agricultură,
construcţii şi media.
Cântecul Nibelungilor pe corzi de balalaică - Nord Stream
Cântecul Nibelungilor pe corzi de balalaică, aşa poate fi numit proiectul Nord Stream: în fapt o
nouă rută pentru exportul gazelor ruseşti către Europa cu scopul de a creea o legătură directă
34
Potrivit site-ului oficial Gazprom http://www.gazprom.com/about/today/, accesat la 30 martie, 2010. 35 Gazprom, “Gazprom in Cifre 2001-2005.” http://www.gazprom.com/documents/Statistika_Eng_2001-2005.pdf, accesat în noiembrie 2006 36 Conform standardelor internaţionale PRMS, rezervele cunoscute şi probabile de hydrocarbon sunt estimate la 27.3 miliarde de tone de echivalent de combustibil şi evaluate la 230.1 miliarde USD. Sursa: http://www.gazprom.com/about/today/, accesat la martie 30, 2010.
Poziţia aparent inferioară a europenilor în dialogul cu Rusia ar putea fi compensată şi de o abordare mai unitară din partea statelor membre UE, ceea ce ar însemna o creştere a puterii lor de negociere cu Rusia
24
între Germania şi Rusia, ocolind Polonia şi statele baltice. Conform site-ului oficial Gazprom37,
„pieţele ţintă pentru aprovizionarea cu gaze prin Nord Stream sunt Germania, Marea Britanie,
Olanda, Franţa, Danemarca şi alte ţări. *…+ Nord Stream va avea capacitatea de a satisface circa
25% din cererea suplimentară de import de gaz38. Gazul din zăcământul Shtokman şi cel din
zăcăminte condensate vor reprezenta baza de resurse ce urmează a fi folosită în livrările de gaze
prin Nord Stream.”
Născut ca un acord bilateral între fostul preşedinte al Rusiei Vladimir Putin şi fostul cancelar
german Gerhard Schröder (care, după sfârşitul mandatului, a primit un loc în management-ul
proiectului ruso-german), Nord Stream a atras imediat critici din partea statelor ce au fost ocolite
(în special Polonia), pe motiv că acesta a fost conceput evitând expres consultările multilaterale,
că lucrează împotriva mult-vehiculatei idei de solidaritate
europeană şi că subminează ideea unei politici energetice
europene comune. În ciuda acestor fapte, în decembrie 2000,
COM i-a acordat (şi, în 2006, reconfirmat), proiectului statutul
de Reţea Trans-Europeană (RTE), ceea ce înseamnă că Nord
Stream este un proiect-cheie pentru securitatea energetică a
Europei.
Registrul acţionarilor Nord Stream AG are următoarea structură: Gazprom - 51%, Wintershall
Holding (o subsidiară a BASF AG) şi E. ON AG – fiecare cu 20%, alături de compania olandeză N.V.
Nederlandse Gasunie - 9%. După vizita preşedintelui Rusiei, Dmitri Medvedev, la Paris, în
perioada 1-3 martie 2010, Gaz de France şi Gazprom au semnat un Memorandum de Înţelegere
prin care s-a hotărât includerea Gaz de France în grupul acţionarilor Nord Stream.
Deşi adoptarea unei atitudini în linie cu criticile poloneze la adresa proiectului ar avea sens,
proiectul în sine nu pare să deranjeze Germania sau alți acţionari vest-europeni, deşi este evident
că dependenţa de resursele ruseşti va creşte prin conducta din Marea Baltică. Din moment ce
acestea par a fi regulile după care marii actori acţionează, adesea fără a ţine cont de “vecinii de la
masă”, atunci aceştia din urmă nu au prea multe opţiuni la dispoziţie decât să îşi urmărească, la
rândul lor, propriile interese într-un mod proactiv, prin căutarea altor soluţii de micșorare a
dependenței.
Dilema Europei Centrale şi de Est - cât din Rusia vs. Marea Caspică?
După cum am văzut, gradul de dependenţă faţă de importurile din Rusia diferă semnificativ între
vestul şi estul Europei. Geografia şi pura raţiune economică fac din statele Europei centrale şi
estice clienţi “naturali” ai Federaţiei Ruse. Prin urmare, este “natural” ca aceste state să caute
alternative. În acelaşi timp, există studii care sugerează că estimarea cererii viitoare de gaze a UE
37
Ibid.36 38
În primă fază, Nord Stream este de așteptat să livreze max.27 mld.mc/an.
este evident că dependenţa de resursele ruseşti va creşte prin conducta din Marea Baltică
25
trebuie corelată şi cu problema scăderii disponibilității rezervelor mondiale de gaz (deci, implicit
ruseşti, norvegiene etc.)39.
Adăugând la aceasta faptul că rolul Rusiei în crizele gazului din 2006 şi 2009 au dus la o pierdere
treptată de credibilitate, precum şi faptul că dependenţa energetică a statelor membre UE nu
este aceeaşi, este uşor de înţeles că diplomaţia energetică, cel puţin cea a statelor din Europa
centrală şi de est (ECE), trebuie să ia în calcul şi resurse de altă provenienţă decât cea rusească.
Iar cele mai apropiate astfel de resurse se află în zona Mării Caspice.
Rezervele caspice
Rezervele de combustibili fosili din zona caspică sunt considerate a fi principala sursă potenţială
de energie pentru Europa şi Asia. Conform US Energy Information Administration, în această
regiune resursele confirmate se situează între 17 şi 33 miliarde de barili de petrol, iar cele
potenţiale pot atinge 233 miliarde de barili40. Prin comparaţie, aşa cum s-a văzut într-un capitol
anterior, Arabia Saudită deţine în subsol 264.3 miliarde barili de petrol confirmaţi. Rezervele de
gaze naturale ale zonei Caspice se estimează a fi situate între 4830 miliarde metri cubi (certe) şi
8300 miliarde metri cubi (potenţiale). Producţia de petrol este împărţită, în ordine
descrescătoare, între Kazahstan, Azerbaidjan, Turkmenistan şi Uzbekistan, în timp ce rezervele de
gaze sunt împărțite relativ egal între Kazahstan (aprox. ~25%), Uzbekistan (peste 20%) şi
Azerbaidjan (sub 20%)41.
Conectând aceste state cu consumatorii din ECE, este uşor de observat că rutele de tranzit nu pot
ocoli zona lărgită a Mării Negre, introducând aşadar un element de diplomaţie energetică în
stabilirea rutelor optime, prin găsirea unui numitor comun pentru actorii implicaţi.
Pentru a înţelege mai bine cadrul platformelor politice prezentate în capitolul anterior, trebuie
aduse în prim-plan cele mai relevante proiecte dezvoltate plecând de la rezervele din zona
Caspică şi competitorii acestora.
Caspian Development Corporation (CDC)
Acest proiect a fost lansat de COM în contextul celei de-a doua Revizuiri a Strategiei Energetice
din noiembrie 2008. Se propune crearea unei corporaţii care să negocieze de o manieră unitară
contractele de furnizare de gaze cu producătorii din zona Caspică (inclusiv pentru Nabucco) şi
care să susţină exploatarea şi transportul gazelor naturale din zona Mării Caspice si a Orientului
Mijlociu. În acelaşi timp, corporaţia va concepe un pachet de programe distincte, care vor urmări
promovarea unor proiecte alterative de infrastructură. Studiul de fezabilitate este într-un stadiu
incipient, fiind realizat de COM, în cooperare cu Banca Mondială, Banca Europeană pentru
Investiţii, Banca Europeană pentru Reconstrucţie şi Dezvoltare şi Agenţia Internaţională a
Energiei. Raţionamentul din spatele formării CDC constă în nevoia de a crea o entitate suficient
39
Uppsala University, "Russian Gas to Fall Short of European Demand, Physicist Predicts", ScienceDaily, 18 February 2010, disponibil la http://www.sciencedaily.com/releases/2010/02/100218102445.htm, accesat la 6 aprilie 2010. 40
Şerban, Radu – Diplomaţie Economică Europeană, Editura Tribuna Economică, Bucureşti, 2009, pg.250. 41
Ibid.
26
de mare pentru a concura pe picior de egalitate cu alte companii interesate de rezervele de gaz
natural din regiunile menţionate, care să ofere o cerere agregată previzibilă pentru resursele
caspice şi care să rezolve dificultățile apărute în contractele bilaterale în privinţa stabilirii taxelor
de tranzit. Punctele slabe ale CDC sunt combinarea intereselor politice şi comerciale ale părţilor
implicate (care ar putea merge până la crearea unor conflicte de interese între acţionari) şi riscul
politic prezentat de potenţialele schimbări ale regimurilor politice din țările sursă.
Proiectul Nabucco
La sfârşitul lui ianuarie 2006, unele dintre cele mai dependente state central şi est europene, şi
care ar putea fi considerate drept unele dintre cele mai pragmatice (Austria, Croaţia, Cehia,
Polonia, România, Slovacia, Slovenia și Ungaria) au căzut de acord cu privire la conceperea unui
plan comun de reducere a dependenţei faţă de gazele naturale ruseşti, prin construcţia de
terminale pentru stocarea gazului lichefiat, realizarea unei reţele de conducte intraregionale şi
accelerarea unor proiecte alternative de conducte pentru transportul gazului natural, precum
Nabucco.
Fig 9 Nabucco și South Stream
Sursa: Samuel Bailey, licență Creative Commons, Wikimedia Commons
Nabucco presupune construirea unei conducte de gaz care să conecteze Turcia cu Bulgaria,
România, Ungaria şi Austria, cu o lungime totală de 3296 km42. Capacitatea ei iniţială va fi de 8
miliarde metri cubi pe an, cu o capacitate planificată pentru anul 2020 de 31 miliarde metri cubi
pe an. Prin decizia Consiliului European din martie 2007, Nabucco a devenit un proiect european
prioritar, parte a coridorului NG3 de tranzit al gazului natural din zona Mării Caspice și a
Orientului Mijlociu către Europa de Vest. Pentru realizarea proiectului Nabucco, sunt implicate
42Cu 460 km, secţiunea românească este a doua ca lungime dupa cea turcească, care măsoară aproape 2000km (punctul de pplecare fiind Ahiboz, lângă Ankara). Urmează Bulgaria, cu 400km, apoi Ungaria cu 390km şi Austria, cu 40 km, care duc la nodul gazeifer de la Baumgarten.
27
următoarele şase companii: Botas (Turcia), Bulgargaz (Bulgaria), Transgaz (România), MOL
(Ungaria), OMV (Austria) şi RWE Gas Midstream GmbH (Germania).
Construcţia conductei este planificată să înceapă la sfârşitul lui 2011, urmând a deveni
funcţională în totalitate în 2014. În prezent, costul estimat este cu puţin peste 8 miliarde de euro.
Pe 13 iulie 2009, la Ankara, a fost semnat Acordul Interguvenamental Nabucco (AIN) de către
prim-miniştrii celor cinci ţări participante. După semnarea acordului, în toate aceste ţări s-au
lansat procedurile interne pentru ratificarea acestuia. În prezent, se negociază Acordurile pentru
Susţinerea Proiectului (Project Support Agreements - PSA). Printre problemele ce necesită
clarificare se numără studiile privind impactul asupra mediului şi stabilirea taxelor locale
aplicabile construcţiei proiectului.
În cadru european, un Summit al Coridorului Sudic s-a ţinut pe 8 mai 2009 la Praga, iar Declaraţia
finală43 a acestuia s-a tradus într-un acord de cooperare pentru dezvoltarea proiectelor
energetice din Coridor (inclusiv ITGI-Interconectorul Turcia-Grecia-Italia, Conducta Trans-
Adriatică şi Nabucco). Declaraţia a fost semnată de reprezentanţi ai UE şi de alte state partenere
din Coridorul Sudic, precum Azerbaidjan, Egipt, Georgia şi Turcia.
Ca parte a Planului European de Relansare, proiectului Nabucco i s-au alocat 200 milioane de
euro, care reprezintă un impuls necesar pentru a demara realizarea proiectului în contextul
economic prezent, caracterizat printr-un declin al investiţiilor publice şi private.
Priorităţile proiectului pentru perioada următoare sunt: finalizarea negocierilor PSA, continuarea
discuţiilor cu instituţiile financiare internaţionale şi cu potenţialii investitori semnificativi,
lansarea procedurilor pentru desemnarea capacitaţilor de transport şi preselectarea rutelor de
transport pentru a se progresa în privinţa permiselor de mediu.
Dificultățile proiectului
Dificultățile principale ale proiectului în acest moment rămân: 1. Identificarea surselor de
aprovizionare şi 2. Acordul de tranzit cu Azerbaidjan în contextul mai larg al unei confruntări
politice între Ankara şi Baku.
1. Problema surselor de aprovizionare
- Principalele surse luate în calcul sunt cele din Marea Caspică, în special cele din Azerbaidjan,
aceeaşi sursă fiind, însă, luată în calcul şi de proiectul ITGI44, care va conecta Turcia, Grecia şi
Italia, urmând a o aproviziona pe cea din urmă, şi care reprezintă proiectul cel mai evoluat de
conectare al zonei caspice cu Europa. ITGI se bazează pe zăcământul Shah Deniz din Azerbaidjan,
43
Textul Declaraţiei finale este disponibil la http://www.consilium.europa.eu/uedocs/cms_data/docs/pressdata/en/misc/107598.pdf 44
Cele trei secţiuni ale ITGI sunt: 1. interconexiunea dintre Grecia şi Turcia; 2. Conducta Poseidon ce leagă Grecia de Italia (aprobarea finală este aşteptată până la sfârşitul anului 2010); 3. Noua interconexiune dintre Grecia şi Bulgaria, IGB, care va oferi Bulgariei o alternativă la gazul rusesc.
28
a cărui dezvoltare se aşteaptă a fi realizată până în 2015, şi pe termen mai lung, pe gaz extras din
Kazahstan şi Turkmenistan.
- Turkmenistan este o alternativă, dar acesta are nevoie, mai întâi, de o conductă trans-caspică
sau de conectarea platformelor sale maritime din Marea Caspică cu cele ale Azerbaidjanului.
Pentru a complica situaţia, Turkmenistanul a reiterat în mai multe declaraţii că orice cumpărător
potenţial trebuie să preia gazul de la frontiera sa.
- Alt potenţial furnizor este Egipt, prin conducta Pan-Arabă. În acelaşi timp, Turcia cooperează cu
Turkmenistan şi Iran în ceea ce priveşte găsirea unei modalităţi de a importa gaz din aceste ţări,
gaz ce ar putea fi apoi introdus în Nabucco pentru uz european. Recenta evoluţie a dosarului
nuclear iranian face însă această opţiune neviabilă pe termen scurt.
- În timp ce Irak ar putea fi o opţiune, faptul că anumite firme europene declară că, pentru a
demara proiectul Nabucco, au ajuns la o înţelegere privind exploatarea gazului kurd din nordul
Irakului, pare să producă frustrare la Baku. Acest gen de declaraţii trimit un semnal de incoerenţă
din partea membrilor proiectului Nabucco, având în vedere că deocamdată nu s-au construit
conexiuni în acest sens.
- Pentru ca Nabucco să devină funcţional, are nevoie de două din cele cinci surse de materie
primă enumerate. Însă riscurile politice asociate statelor din Asia Centrală şi Iranului rămân cea
mai mare ameninţare la adresa proiectului. În acest context, statul-cheie pentru Nabucco pare să
fie Turkmenistan, acesta fiind mai hotărât să furnizeze gaz Europei după ce o serie de dispute cu
Moscova au condus la o scădere dramatică a volumului şi preţului gazului turkmen importat de
Rusia.
- În ciuda obstacolelor tehnice şi juridice, conducta trans-caspică rămâne soluţia cea mai
realistă. Poate cel mai problematic aspect este delimitarea frontierelor maritime ale statelor
riverane, deşi unii experţi susţin că tocmai lipsa unei delimitări între Azerbaidjan şi Turkmenistan
face din construirea unei asemenea conducte un proiect realizabil. În acelaşi timp, deşi ideea
folosirii gazului natural lichefiat în Marea Caspică nu trebuie eliminată, această opţiune
costisitoare va trebui pusă deoparte deocamdată. De asemenea, caracteristicile zăcămintelor
turkmene necesită tehnologii speciale, aflate numai în dotarea marilor companii occidentale.
Autoritățile de la Ashabad insistă însă ca exploatarea să se facă prin mijloace autohtone.
2. Problema acordului de tranzit
- Statul azer nu pare prea încântat de aspiraţiile Turciei de a deveni un nod energetic regional
pentru resursele care tranzitează către Europa, afirmându-şi nemulţumirea şi cu privire la
politizarea excesivă a Nabucco în UE. Odată cu „apropierea” turco-armeană, Baku nu mai
poziţionează, în discursul său de politică externă, relaţiile sale privilegiate cu Turcia ca fiind unicul
element de ghidaj ci pare favorabil unei atitudini deschise şi mai orientate către afaceri atât cu
Turcia, cât şi cu UE, Rusia şi chiar China.
- De la început, în relaţiile sale cu partenerii europeni ai AIN, Turcia a afişat un joc complicat al
maximizării pretenţiilor sale, dar a cedat treptat teren în privinţa propriilor câştiguri din taxele de
tranzit. Odată cu ratificarea AIN (care se traduce prin aprobarea juridică de către Turcia a
29
tranzitul gazului azer pentru Nabucco), Ankara trebuie acum să rezolve problema acordului
bilateral cu Azerbaidjan privind tranzitul efectiv de gaz, deşi nu cel destinat pentru Nabucco, ci
altor proiecte de furnizare de gaz Europei.
- Guvernul de la Baku pare să dorească o înţelegere „la pachet”, în timp ce omologii de la Ankara
preferă o negociere separată a fiecărui acord. Deci, deşi finalizate din punct de vedere tehnic,
negocierile bilaterale sunt blocate din punct de vedere politic.
- Chiar daca unul dintre elementele definitorii ale politicii Washington-ului este de a-şi susţine
aliaţii europeni în încercarea lor de a-şi asigura securitatea energetică, aparent UE nu are altă
opţiune decât să aştepte ca guvernele de la Baku şi Ankara să ajungă la un acord, având în vedere
că administraţia Obama este considerată ca având o abordare mai puţin confruntaţională în
privinţa zonei Caucazului şi ca punând accent pe tehnologii curate şi soluţii energetice eficiente,
care nu afectează mediul.
- În mod realist, UE nu are alternativă pe termen scurt decât să continue să facă presiuni asupra
Azerbaidjanului să semneze un acord care să includă un volum stabilit de gaz ce urmează a fi
furnizat pentru Nabucco de către SOCAR (Compania Petrolieră de Stat a Republicii Azerbaidjan),
iar liderii UE vor trebui să lucreze la acest lucru cu atenţie sporită.
Dimensiunea comercială.
În cele din urmă, investitorii sunt cei care vor alege în care proiect îşi vor plasa banii: Nabucco,
ITGI sau TAP. Dinamica pieţei gazului natural este în schimbare, cu gazul de şisturi având un
potenţial din ce în ce mai mare, cu expansiunea gazului natural lichefiat şi, prin urmare, clauze
contractuale mai flexibile ale Gazprom. Aceste elemente vor influenţa decizia investitorilor din a
doua parte a anului curent. În acest moment nu se poate încă estima care va fi reacţia pieţei.
Momentan, compania germană RWE este singurul participant comercial care se poate implica
într-o investiţie semnificativă pentru Nabucco, şi nu îşi poate permite amânarea unei decizii
finale.
Chiar şi o soluţie rapidă şi favorabilă privind investiţia nu poate garanta că acordul dintre Turcia şi
Azerbaidjan va fi definitivat. Cu toate acestea, rezultatul negocierilor curente dintre Turcia şi
Azerbaidjan va avea un impact substanţial asupra formei pe care o va căpăta Nabucco.
Din punct de vedere tehnic, Baku ar putea începe în orice moment să exporte cantităţi limitate
până la frontiera greco-bulgară. Consorţiul Nabucco a testat deja piaţa cu o “pre-lansare de
ofertă” şi există deja cerere specifică atât din partea unor state, cât şi din partea unor companii.
Următoarea fază ar putea fi un acord asupra cantităţilor sigure ce urmează a fi solicitate, mai întâi
de către acţionarii Nabucco şi apoi de către alte părţi interesate. Odată ce Azerbaidjan se
angajează ferm pentru livrarea unei cantităţi rezonabile care, conform cu nevoile prezente ale
Europei, ar putea fi în jurul a 10 miliarde metri cubi, procesul de finanţare poate începe. Există o
fereastră de oportunitate de aproximativ doi ani pentru stabilirea acordului, deoarece evoluţia
globală aduce deja alte soluţii, precum gazul natural lichefiat.
30
Dată fiind această perspectivă, nu ar fi o surpriză dacă Nabucco ar fi reconfigurat într-o
combinaţie formată din ITGI, TAP şi Nabucco însuşi. Acest lucru ar implica şi o schimbare a
punctului de final de la Baumgarten, Austria, deoarece Gazprom deţine o cotă importantă din
acesta, lucru văzut de Washington ca o vulnerabilitate a proiectului în configuraţia actuală.
Nabucco - elemente pro şi contra pentru Europa şi România
Avantaje
- Avantajele proiectului sunt evidente în ceea ce priveşte securitatea energetică, contribuind la
diversificarea atât a surselor, cât şi a rutelor de aprovizionare.
- Nabucco este un proiect european prioritar, recunoscut explicit ca atare de către Comisie şi
Consiliul European, eligibil pentru finanţare în cadrul Planului European de Relansare şi susţinut
de patru state membre UE şi prestigioase companii vest-europene precum RWE şi OMV.
- Avantajul său din punct de vedere al construcţiei vine din sectoarele terestre, mai ieftine decât
cele submarine, făcându-l astfel un proiect competitiv din punct de vedere al costurilor.
- Date fiind tendinţele de consum, va juca un rol perfect în a rezolva nevoile în creştere ale
României şi ale UE.
Dezavantaje/Puncte slabe
- Ofensiva chineză din Asia Centrală, combinată cu strategia Rusiei de a-şi menţine controlul
asupra regiunii şi cu dinamica regională a Caucazului de Sud ar putea influenţa proiectul în mod
negativ, cel mai rău scenariu fiind un eşec total al proiectului
strategic general.
- România nu este scutită în nici un fel de problemele
nerezolvate ale proiectului, dintre care identificarea surselor
de aprovizionare rămâne principala. După cinci ani de
susţinere puternică şi continuă, incluzând un moment în
care a rămas singurul susținător vocal al proiectului,
România nu îşi poate permite amânarea sa până la un stadiu
în care va deveni mai puţin fezabil din punct de vedere
economic.
- Aşa cum s-a văzut, Turkmenistan pare a fi cheia Nabucco. Aşadar, un potenţial risc îl reprezintă
evoluţia conductei pre-caspice Turkmenistan-Kazahstan-Russia, care va transporta gaz turkmen în
Rusia. În acelaşi timp, delimitarea frontierelor maritime în Marea Caspică continuă să pericliteze
implicarea Turkmenistanului în proiect.
- Implicarea statelor partenere în proiecte diferite, concurente (precum South Stream) şi
evoluţia înregistrată de sistemul de conducte ITGI, proiectat pentru a folosi şi gaz azer.
După cinci ani de susţinere puternică şi continuă, incluzând un moment în care a rămas singurul susținător vocal al proiectului, România nu îşi poate permite amânarea sa până la un stadiu în care va deveni mai puţin fezabil din punct de vedere economic.
31
- Finanţarea proiectului: în timp ce 70% va fi obţinut prin credite ale Nabucco Gas pipeline
International GmbH, restul de 30% va trebui obţinut prin surse proprii45. Dată fiind situaţia
economică şi bugetară din unele ţări partenere (România, Bulgaria şi Ungaria suferă de aproape
aceleaşi simptome), o astfel de investiţie va reprezenta o noua
povară pentru finanţele guvernamentale şi va face companiile
iniţial interesate mai puţin dornice să investească.
Pentru Nabucco, 2010 va fi un an crucial. Decizia finala de
investiţie trebuie luată până la sfârşitul anului, reprezentând cel
mai important pas din dezvoltarea proiectului. Nu este încă
prea târziu ca Rusia să intervină decisiv, așa cum a mai făcut-o
recent, pentru a inversa o decizie a unui stat membru UE (sau cel puţin pentru a-l determina să
amâne desfășurarea paşilor de implementare al proiectului) sau pentru a veni brusc cu o ofertă
imposibil de refuzat pentru Azerbaidjan (care ar bloca demararea efectivă a proiectului).
South Stream
Istoria acestui proiect începe în noiembrie 2006, când compania italiană ENI şi Gazprom au
semnat un Acord de Parteneriat Strategic ce urmărea să furnizeze gaz rusesc direct Italiei. În
prezent, proiectul South Stream are în vedere construirea unei conducte de gaz cu capacitatea de
63 miliarde metri cubi/an care va conecta Rusia cu Italia: prima parte va conecta terminalul
rusesc de la Beregovaya cu Bulgaria printr-o conductă submarină de 900 km; din Bulgaria spre
Italia există două rute posibile: 1. Bulgaria-Grecia-Italia şi 2. Bulgaria-Serbia-Ungaria-
Slovenia/Austria-Italia. Finanţarea proiectului va fi susţinută, în principal, de către Gazprom şi
ENI, în timp ce ţările tranzitate vor avea posibilitatea să devină acţionari minoritari. Finalizarea şi
intrarea în producţie a proiectului este estimată pentru 2015. Valoarea investiţiei diferă în funcţie
de capacitate : maximum 10 miliarde de euro pentru o capacitate de 30 de miliarde metri cubi
pe an şi maximum 24 de miliarde de euro pentru o capacitate de 47 de miliarde de metri cubi pe
an.
Cea mai surprinzătoare particularitate a proiectului o reprezintă multitudinea de acorduri rapide
pe care ruşii au reuşit să le semneze pentru a „securiza” ideea unei participări solide la proiect:
între ianuarie 2008 si mai 2009, Federaţia Rusă a semnat o serie de acorduri bilaterale
interguvernamentale cu Bulgaria, Serbia, Ungaria, Grecia şi Slovenia, urmate de acorduri de
cooperare între Gazprom şi companii similare din aceste ţări. La 2 martie 2010, Primul Ministru al
Croaţiei a vizitat Moscova şi a semnat un acord-cadru pentru implicarea ţării sale în proiectul
South Stream. O parte importantă a acordului vizează realizarea unei legături între conductele
Drujba şi Adria care va conferi acces direct petrolului rusesc către Marea Adriatică, constituind o
alternativă la amânarea proiectului Burgas-Alexandropolis de către Bulgaria şi la interesul în
scădere al Moscovei pentru acest proiect. Dar cele mai noi veşti vin din Austria unde, la 24 aprilie,
45
Implicarea companiei româneşti Transgaz în proiectul Nabucco necesită o finanţare proporţională cu cota sa de participare de 16,67%. Guvernul roman va trebui să sprijine îndeplinirea obligaţiilor de către Transgaz prin acordarea de garanţii guvernamentale care să acopere partea ce revine Transgaz din creditele contractate de Nabucco International Company, precum şi însăşi cota de capital propriu ce revine Transgaz.
Decizia finala de investiţie trebuie luată până la sfârşitul anului, reprezentând cel mai important pas din dezvoltarea proiectului
32
cu prilejul vizitei premierului rus la Viena, s-a semnat un „acord interguvernamental” bilateral
privind cooperarea la crearea şi exploatarea South Stream.
Ultimele evoluţii în plan diplomatic arată faptul că, aparent, Rusia atribuie Serbiei, şi nu Bulgariei,
rolul de nod de distribuţie pentru South Stream. Această alegere este explicabilă dacă se ţine
cont de reacţia critică a noului guvern din Bulgaria la adresa crizei gazului din ianuarie 2009, de
atitudinea mai rezervată faţă de proiectele comune cu Rusia şi de faptul că Serbia încă nu este
membră NATO.
Ca şi în cazul Nord Stream, în urma unei vizite din septembrie 2009 la Moscova a Primului
Ministru francez, la 3 decembrie 2009, ENI şi Gazprom au semnat un acord cu Electricité de
France (EDF), care permite companiei franceze să ia parte la proiectul South Stream obţinând
10% din acţiuni în schimbul semnării unor acorduri pe termen lung pentru furnizarea de gaz
rusesc destinat centralelor electrice ale companiei EDF.
Ultimele evoluţii dovedesc faptul că Moscova continuă politica de stimulare a interesului
participanţilor potenţiali faţă de proiectul South Stream, fiind lansate demersuri semnificative în
relaţia cu Turcia.
South Stream – elemente pro şi contra
Principalul avantaj al proiectului îl reprezintă contribuţia sa la diversificarea rutelor de
aprovizionare, luând în calcul dependenţa în creştere a UE de importul de energie. În acelaşi
timp, proiectul ia în calcul şi prevăzuta creştere a consumului de energie ce va avea loc odată cu
redresarea economică a Europei de după criza economică şi financiară din prezent.
South Stream are mai puţine şanse să fie realizat datorită următoarelor dezavantaje:
1. Tehnologia submarină este extrem de costisitoare şi complicată. În plus, nu se poate ignora
posibilitatea ca ţările de tranzit să întârzie proiectul în faza de exprimare a acordului de tranzit (în
varianta de proiectare cea mai eficientă din punct de vedere al costurilor, conducta va trebui
aşezată pe platforma continentală a acestor ţări – Ucraina, România, Bulgaria).
2. Gazprom nu face niciodată referire la ce surse de gaz natural intenţionează să folosească
pentru a menţine fluxul, şi pare destul de clar că ele nu sunt accesibile acum, şi este posibil ca
acestea să nu fie accesibile nici pe termen mediu. Există motive serioase pentru a crede că, în
prezent, nu există suficiente zăcăminte de gaz dezvoltate în exploatare în zona caspică sau
Rusia pentru a putea furniza gaz tuturor proiectelor (Nabucco, ITGI, South Stream etc.).
3. Livrările Gazprom către Europa au început să se diminueze ca urmare a introducerii unor
măsuri de reducere al consumului în majoritatea statelor membre UE şi este aşteptat ca ele să
scadă în continuare datorită creşterii înregistrate în exploatarea zăcămintelor neconvenţionale de
gaz46 din Europa.
46 Gazul neconvenţional este o resursă de gaz natural care necesită investiţii şi un nivel tehnologic peste standardul industrial normal pentru a fi exploatat. Tipuri de resurse neconvenţionale de gaz sunt : gazul de şist, metanul găsit în straturi de carbune şi în nisipuri tasate.
33
4. Neînţelegerile politice dintre potenţialii participanţi continuă să se adâncească. Nu este un
secret că specialiştii vorbesc despre potenţialul South Stream de a crea divergenţe mai degrabă
decât o unire de intereselor. Se observă, deja, o tendinţă de retragere venind din partea unor
state (cel mai notabil Bulgaria), iar statele din zona caspică, care ar putea fi, efectiv, furnizorii
originari ai gazului pe care Gazprom să intenţionează să îl pompeze în South Stream, sunt la
rândul lor interesate în susţinerea diversificării pieţelor.
5. Noul tablou politic din Ucraina ar putea diminua interesul Moscovei de a ocoli această ţară,
reducând aşadar din relevanţa strategică a proiectului.
La 21 aprilie a.c., preşedinţii rus şi ucrainean au ajuns la o înţelegere prin care, în schimbul unei
reduceri de 30% a preţului pentru gaze naturale ruse livrate Ucrainei, Federația Rusă îşi va putea
menţine, şi după 2017, flota militară a Mării Negre în portul Sevastopol, pentru încă 25 de ani.
Această înţelegere întăreşte argumentul conform căruia asistăm la o relaxare semnificativă a
relaţiilor ruso-ucrainiene, ce ar putea scădea relevanţa strategică a South Stream. În plus, nu
trebuie trecut cu vederea faptul că această adevărat subvenţionare a energiei va face Kievul, din
nou, foarte competitiv în acele sectoare industriale mari consumatoare de energie care vor putea
contribui în condiţii de eficienţă la relansarea economică post-criză a ţării (îngrăşăminte chimice,
metalurgie etc.).
6. În 2009, Gazprom a înregistrat o datorie de 40 miliarde dolari şi un cash-flow negativ
considerabil, situaţie ce afectează proiectele sale de investiţii, inclusiv South Stream.
7. Până în acest moment, nu s-a realizat nici un studiu de fezabilitate, primul fiind programat a
fi gata la sfârşitul anului curent.
România şi South Stream
La 30 septembrie 2009, la Moscova, reprezentanţii companiilor românești Transgaz şi Romgaz s-
au întâlnit cu cei ai Gazprom, şi au semnat un Protocol privind necesitatea de a consemna
interesul ambelor părţi pentru analiza fezabilităţii şi a oportunităţii economice a unui sector
românesc în South Stream. În acest Protocol, Gazprom a prezentat informaţii actualizate privind
stadiul de dezvoltare a proiectului şi şi-a exprimat intenţia de a analiza opţiunea ca South Stream
să traverseze România prin sectorul maritim. Partea românească şi-a exprimat interesul de a
participa la analiza acestei rute alternative şi a oferit asistenţă în furnizarea datelor necesare
pentru partea rusă.
Pe 17 februarie 2010, cu ocazia vizitei unei delegaţii Gazprom la Bucureşti, cele două părţi au
discutat o eventuală viitoare implicare a României în proiectul South Stream, partea românească
oferind delegaţiei ruse o parte din datele solicitate anterior, necesare pentru finalizarea studiului
de fezabilitate al proiectului.
Deşi aceste întâlniri nu au trecut mai departe de o uşoară tatonare a unei potenţiale discuţii mai
ample, sunt voci care susţin că România, dacă acţionează înţelept, are şansa de a deveni cel mai
mare depozitar strategic de gaz din regiune, un proiect care nu este viabil fără luarea în
considerare a gazului rusesc.
34
CELELALTE OPŢIUNI ALE ROMÂNIEI
White Stream
Cu o capacitate proiectată de 8 miliarde metri cubi, acest proiect presupune construcţia unei
conducte de gaz ce va conecta Georgia de România. Momentan, trei opţiuni sunt analizate: 1. O
legătură directă între România şi Georgia - deşi cea preferată, ea implică dificultăţi tehnice şi
costuri majore; 2. Georgia - Ucraina (peninsula Crimeea) – România; 3. Georgia – Ucraina –
Polonia - Lituania, ca o variantă a celei de-a doua.
Darea în funcţiune nu va avea loc înainte de 2015, iar capacitatea maxima proiectată ar putea
atinge 32 miliarde metri cubi, în funcţie de sursele de aprovizionare luate în calcul în faze diferite
de realizare a proiectului: 8 miliarde metri cubi dacă sursa este Azerbaidjan, +8 miliarde metri
cubi cu contribuţia Kazahstanului, iar în cele din urma +16 miliarde metri cubi dacă se iau în
considerare atât Kazahstanul, cât şi Turkmenistanul.
Acest proiect este susţinut de UE, fiind parte din politica COM de diversificare a rutelor de
transport şi aprovizionare şi este parte componentă a conceptului Coridorului Sudului, împreună
cu Nabucco, ITGI, TAP. Prin programele TEN-E 2007/2008 şi 2009, UE a finanţat studiile de pre-
fezabilitate, care trebuie continuate.
Deşi prezintă avantaje din punctul de vedere al creşterii securităţii energetice şi al diminuării
dependenţei faţă de un singur furnizor, White Stream are şi unele inconveniente: situaţia
instabilă din Georgia, costurile mari ale secţiunilor submarine, lipsa studiilor de fezabilitate
tehnice şi financiare, sursele nesigure de aprovizionare (fără securizarea unei rute de transport,
nu se explorează).
„White Stream 2”- Interconectarea Azerbaidjan Georgia România (AGRI)
Acest proiect, evaluat între 4 şi 6 miliarde euro, presupune construirea unei conducte care sa
aducă gaz din Azerbaidjan până în portul georgian Batumi, construirea unui sistem de terminale
pentru gaz lichefiat la Batumi şi Constanţa, gazul urmând a fi transportat pe vase specializate ce
vor traversa Marea Neagră. Odată ajuns la Constanţa, gazul va fi pompat prin reţele deja
existente, mai departe către alte state membre UE. Ministrul român al Economiei a declarat
recent că acest proiect este complementar lui Nabucco, care rămâne prioritar47. Cele trei ţări au
purtat negocieri care s-au finalizat, pe 13 aprilie 2010, prin semnarea unui Memorandum de
Înţelegere privind finalizarea proiectului.
Printre potenţialele dezavantaje, se poate menţiona costul mare al proiectului, situaţia de
securitate din Georgia, nesiguranţa surselor de aprovizionare şi faptul ca transportul gazului
natural lichefiat sub 2000 km nu este viabil din punct de vedere economic, deşi acest lucru este
dezbătut între specialişti.
47
Jurnalul National, 19 ianuarie 2010, disponibil la http://www.jurnalul.ro/stire-economic/white-stream-2-asul-energetic-al-romaniei-533064.html , accesat la 20 ianuarie 2010
35
Cu toate acestea, datorită unei noi tehnologii care permite comprimarea gazului direct pe nava
de transport, factorul cost poate deveni un avantaj pentru proiect, mai ales datorită faptului că
această opţiune devine mai ieftină decât varianta submarină (White Stream). Relevant este că
USTDA (US Trade and Development Agency) a fost de acord să finanţeze un studiu de fezabilitate
pentru acest proiect. În ciuda acestor evoluţii, proiectul este doar în stadiul incipient.
Interconectorii regionali
Fiind susţinută de deciziile UE la nivel înalt, ideea de a construi interconectori regionali între
statele membre UE (pentru a asigura un flux constant de gaz în cazul unei perturbări majore
dinspre est) a fost considerată de mulţi ca o opţiune firească, fiind îmbrăţişată şi de România.
Aşadar, împreună cu Ungaria şi Bulgaria, România a început să lucreze la o reţea inelară de
interconectări bilaterale.
Întrebarea care se pune este: ce sursă de gaz va folosi această facilitate? Va fi gazul depozitat ca
rezervă strategică de către fiecare din aceste ţări sau ar trebui ca cea mai bogată ţară în resurse
de gaz natural (în acest caz, România) să pompeze în sistem în mod constant (pentru a-l menţine
la funcționarea sa normală) propria sa resursă naturală? Acest lucru ar însemna, din punctul de
vedere al standardelor de securitate, punerea în pericol a viitorului rezervelor strategice proprii
ale României, compuse întocmai din gazul natural aflate în sol.
Aşii nefolosiţi din mâneca României
România ca principal depozitar de gaz la nivel regional
În prezent, prin Romgaz (companie de stat), România are o capacitate de depozitare de 3
miliarde metri cubi, împărţită în şase depozite, în timp ce alte două depozite sunt deţinute
împreună cu alte companii. Până recent, Romgaz intenţiona să îşi modernizeze depozitele de gaz
numai prin mijloace proprii, refuzând orice cooperare cu Gazprom pe motivul că participarea
companiei ruse ar implica împărțirea profitului generat mai târziu de aceste depozite.
Cu toate acestea, o idee interesantă este construirea unui nou depozit de gaz natural la
Mărgineni, în judeţul Neamţ. Această idee este veche de peste 10 ani, iar proiectul iniţial
prevedea ca 2,6 miliarde metri cubi să fie stocaţi în fostele puţuri de extragere, după terminarea
construcţiei. Proiectul prevedea o evoluţie în două etape: mai întâi, o capacitate de 600 milioane
metri cubi ar asigura necesarul pentru Moldova; apoi, printr-o sporire a capacităţii de până la 2
miliarde metri cubi, care ar depinde de încheierea unor acorduri internaţionale privind
alimentarea şi stocarea unei cantități atât de mari, ar apărea ca pieţe ţintă nu numai Moldova, ci
şi alţi clienţi internaţionali. La nivelul anului 2006, investiţia era estimată să coste 258 milioane
euro. O soluţie viabilă pentru alimentarea acestui depozit ar fi tocmai Gazprom, prin continuarea
actualei conducte Cernăuţi-Siret. Este suficient să spunem că o astfel de alianţă ar avea
36
potenţialul, aşa cum am arătat şi mai sus, să transforme România într-un centru regional de
stocare de gaz, cu toate implicaţiile pozitive ale unui astfel de statut.
Există deja proiecte similare ale Gazprom în regiune. La 5
februarie 2010, Gazprom a semnat un acord cu Srbijagas (cu o
distribuţie de 51%-49% a acţiunilor) privind realizarea în comun
a unei companii ce va construi un depozit subteran de gaz,
conectat cu viitorul proiect South Stream.
Resursele din platforma continentală a Mării Negre
Teritoriul obţinut de România ca urmare a deciziei Curţii Internaţionale de Justiţie, din 3 februarie
2009, în urma disputei cu Ucraina, permite Bucureştiului să exploateze resursele existente în
zona nou obţinută a platformei continentale a Mării Negre în suprafaţă de 9700 kilometri pătraţi.
Conform Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, evaluările preliminare maximale
menţionează existenţa a aproximativ 70 miliarde metri cubi de gaz natural şi a 12 milioane tone
(85 milioane barili) de petrol. Pentru un preţ de import de 450 USD/mia de metri cubi, cele 70
miliarde metri cubi de gaz natural valorează 31,5 miliarde USD, iar pentru un preţ de 80
USD/barilul, rezervele de petrol valorează 6,8 miliarde USD. Cel mai important element este însă
faptul că rezervele estimate au o influenţă strategică asupra securității României. Având în
vedere că România importă aproximativ 5.2 miliarde metri cubi de gaz natural anual - aproape o
treime din nevoile totale anuale -, rezervele estimate (la ratele actuale de producţie şi consum) ar
putea însemna mai mult de 18 ani de independenţă faţă de importurile de gaz.
Cablul electric submarin Constanţa-Istanbul
Deşi momentan nu poate fi considerat un proiect de securitate energetică din punctul de vedere
al României, are totuşi potenţialul de a deveni un astfel de proiect într-un orizont mai lung de
timp. Ideea este de mult timp pe agenda bilaterală româno-turcă. Fiind un subiect de interes
pentru investitorii suedezi, viabilitatea sa va fi facilitată de intrarea în producţie a ultimelor două
reactoare ale centralei nucleare de la Cernavodă. Relevanţa proiectului va trebui reanalizată
tocmai în contextul în care Turcia va începe construcţia primei sale centrale nucleare, cu ajutor
rusesc.
O astfel de alianţă ar avea potenţialul să transforme România într-un centru regional de stocare de gaz
37
CONCLUZII ASUPRA ALTERNATIVELOR ŞI ORIENTĂRILOR STRATEGICE
Concluzii asupra dependenţei de gaz
Nu trebuie uitat faptul că, anul trecut, a fost instituţionalizat Forumul Ţărilor Exportatoare de
Gaz, care are acum un Secretar General de origine rusă şi al cărui scop nedeclarat este de a copia
influenţa pe care OPEC o are pe piaţa petrolieră.
Poate o observaţie mai cinică rezultă din tonul aparent ferm al
declaraţiilor conducătorilor europeni privind “securitatea
energetică a Europei”, adesea urmate de abordări individualiste
de genul acordurilor bilaterale cu Rusia. Însăşi acordul bilateral
ruso-german privind Nord Stream ne arată că mai este un drum
lung până în punctul la care vest-europenii vor dori cu adevărat
să înainteze de la abordări individuale la politici comune.
În concluzie, o bună relaţie politică cu ţările furnizoare este o necesitate absolută. Dacă relaţiile
României cu statele din Caucaz şi bazinul Mării Caspice sunt bune, nu există nici un motiv pentru
care România să nu-şi îmbunătăţească relaţiile cu Rusia. Exemplele modului în care Bulgaria (mult
mai dependentă de Rusia) şi Grecia “şi-au jucat cartea” pe baza a ceea ce unii analişti politici
numesc ”frăţia ortodoxă a energiei” (a se vedea proiectul Burgas-Alexandropolis), sau apropierea
Ungariei de Rusia (reamintindu-ne, totuşi, că reţeaua maghiară de conducte este în proprietate
rusească), sunt dovezi clare care arată că relaţiile de afaceri şi cooperarea cu Rusia sunt posibile.
În acelaşi timp, trebuie admis că Rusia se comportă la fel ca orice mare putere într-o situaţie
similară.
Bineînțeles, exemplele oferite pot alimenta opinii conform cărora, dacă România este mai puţin
dependentă de Rusia, atunci aceasta din urmă nu are nici un interes real pentru a se angaja în
afaceri reciproc avantajoase, de tipul celor încheiate cu vecinii României. Acesta ar putea fi un
argument valid, deşi niciun guvern român nu îşi va permite vreodată să contemple de la distanţă
un joc ale cărui reguli sunt făcute fără contribuţia sa. În cele din urmă, poate nu vom putea
influenţa regulile, dar măcar am putea încerca să le folosim în avantajul nostru.
Alternativele României, altele decât Nabucco
1. Importul de gaz natural lichefiat din Qatar – un proiect avut în vedere de preşedintele Băsescu
în timpul vizitei sale oficiale în Qatar din 2006. Există câteva observaţii semnificative ce trebuie
făcute:
a) În timp ce diversificarea prin gaz natural lichefiat (GNL) nu înseamnă întoarcerea spatelui
faţă de Rusia, ci oferirea unei alternative care ar trebui să ne ajute în timpul iernilor grele, când
presiunea scade oricum, construirea unui terminal de regazeificare pentru GNL pe litoralul
românesc rămâne o alternativă costisitoare dată fiind creşterea costurilor pentru EPC
(Engineering/Procurement/Construction – proiectare/inginerie, achiziţie şi construcţie) din
ultimul deceniu. Conform US Energy Information Administration, costurile unui terminal de
Mai este un drum lung până în punctul la care vest-europenii vor dori cu adevărat să înainteze de la abordări individuale la politici comune
38
regazeificare sau receptor de GNL variază în funcție de locaţie, de la 100 milioane USD pentru un
terminal mic, pană la 2 miliarde USD pentru o facilitate de ultimă generaţie. În prezent, USAID a
oferit finanţare pentru un studiu de fezabilitate pentru un astfel de terminal în România.
b) Construcţia unui astfel de proiect ar putea dura foarte mult, date fiind constrângerile
bugetare ale guvernului României.
c) Nu există perspective clare pentru extracţia si furnizarea de gaz din Qatar în viitorul apropiat.
Comform Departamentului de Stat al SUA, “Qatar a încheiat acorduri cu Emiratele Arabe Unite
pentru exportul de gaz prin conducte, şi cu Spania, Turcia, Italia, SUA, Franţa, Coreea de Sud,
India, China, Taiwan şi Marea Britanie pentru exportul de gaz pe nave. Guvernul a oprit însă orice
expansiune a producţiei de gaz până în 2010, pentru a-şi considera planurile de viitoare
exploatare a zăcămintelor”48. Conform altor surse, producţia de gaz din Qatar este deja
contractată la capacitate maximă de către mari companii vestice ceea ce presupune că România
ar putea negocia cu acestea şi nu cu guvernul din Qatar.
d) Pentru a fi rentabil, considerând că preţul mediu pentru contractele de transport maritim de
gaz pe termen lung este între 55 000 USD şi 65 000 USD pe zi49, importurile de GNL din Qatar vor
trebui sa fie substanţiale cantitativ, prin urmare fiind nevoie de nave mari de transport. Dată fiind
situaţia strâmtorii Bosfor şi riscurile asociate trecerii unor astfel de nave mari cu încărcătura
menţionată printr-un spaţiu deja congestionat, nu ne putem aştepta la o schimbare a poziţiei
Turciei, care se opune ferm acordării permiselor de trecere pentru astfel de vase GNL.
2. White Stream 2 - oricât de îndrăzneţ şi independent ar părea, proiectul trebuie să ia în
considerare dezavantaje similare cu cele ale variantei importului de GNL din Qatar:
a) Costurile mari de construcţie a două terminale pentru procesarea GNL pe coastele Georgiei
şi ale României. Dată fiind situaţia politico-economică din Georgia şi efectele crizei economice
asupra economiei româneşti, este improbabil ca cele două state să găsească cu uşurinţă resursele
necesare pentru a investi într-un asemenea proiect, cu excepţia cazului în care se va găsi o
formulă care să includă mari investitori internaţionali, ceea ce ar putea presupune o pondere
majoritară a acestora în acţionariatul proiectului. Un astfel de scenariu ar implica faptul că
România nu va mai fi capabilă să proiecteze şi să folosească White Stream 2 cu unicul scop de a-şi
asigura securitatea energetică.
b) Situaţia politică din Caucaz şi din statele de la Marea Caspică. Procesul de delimitare al
Mării Caspice fiind departe de un deznodământ, există problema securizării fluxului de gaz dacă
Azerbaidjan nu poate oferi cantitatea necesară, cantitate care, între timp, ar fi contractată pentru
Nabucco sau alte proiecte ce includ Rusia. În acelaşi timp, situaţia politică volatilă şi schimbarea
politicilor de alianţă în Caucaz (vezi situaţia curentă dintre Turcia şi Azerbaidjan, după “re-
apropierea” turco-armeană) nu garantează un pariu sigur privind furnizările viitoare.
48
US Department of State – Qatar country profile, disponibil la http://www.state.gov/r/pa/ei/bgn/5437.htm, accesat la 25 martie 2010. 49
US Energy Information Administration, The Global Liquefied Natural Gas Market: Status and Outlook, disponibil la http://www.eia.doe.gov/oiaf/analysispaper/global/lngindustry.html, accesat la 26 martie 2010.
39
3. Alternativa Nucleară
În prezent, cele două reactoare ale centralei nucleare de la Cernavodă deţin o pondere de
aproximativ 20% din producţia naţională de energie electrică. Ele au funcţionat începând cu 1996
şi, respectiv, 2007. Construcţia reactoarelor trei şi patru este programată să înceapă în 2011, ele
urmând să producă energie electrică nu mai devreme de 2016. Costul estimat al celor două
reactoare este în jur de 4 miliarde euro, iar durata de viaţa este între 30 şi 40 de ani. În acelaşi
timp, România intenţionează să construiască o a doua centrală nucleară, între 2020 şi 2030,
locaţia acesteia fiind încă în curs de evaluare, deşi specialiştii se aşteaptă să fie undeva în
Transilvania. Date fiind poziţia fiscală a României şi constrângerile sale bugetare, se cuvine a se
pune anumite semne de întrebare asupra fezabilității acestor proiecte pe termen scurt şi mediu.
Dacă se ia în calcul impactul unei opriri bruşte a centralelor nucleare (cauzate de evenimente
neprevăzute precum avarii, cutremure etc.) asupra sistemului energetic naţional, trebuie
conştientizată nevoia de a păstra acele centrale termoelectrice care sunt capabile (împreună cu
unele centrale hidroelectrice, deşi singure nu fac faţă) să facă faţă deficitului brusc de
electricitate cauzat de oprirea centralelor nucleare. Un astfel de scenariu explică de ce România
nu poate elimina dintr-o viitoare ecuaţie existenţa centralelor termoelectrice de unde şi nevoia
de a păstra un mix energetic echilibrat şi atent conceput. Nu în ultimul rând, nu trebuie uitat că
gazul natural nu este folosit doar ca agent termic în termocentrale, ci şi în gospodării.
Deşi nu este o prin ea însăşi un obstacol per se, prin mărirea ponderii energiei nucleare în mixul
de energie, chiar dacă îşi reduce dependenţa de gaz natural, România îşi măreşte, pe termen
lung, dependenţa faţă de marii exportatori de uraniu, precum Canada sau Australia. Rusia este de
asemenea un mare producător de uraniu, dar din motive tehnice şi strategice, este foarte puţin
probabil ca România să importe din această ţară.
4.Alternativa cărbunelui
Problemele industriei miniere româneşti sunt bine cunoscute şi până acum nu a existat o variantă
pentru a-i face pe producătorii naţionali viabili din punct de vedere al rentabilitaţii. România
posedă lignit de slabă calitate, cu un coeficient termic slab, dificil şi costisitor de exploatat. Pe
lângă acestea, conform pachetului “20-20-20” al UE, România este într-o poziţie favorabilă
pentru a-şi vinde drepturile alocate pentru emisii de carbon. In acelaşi timp, tehnologia pentru
Captarea şi Stocarea Carbonului este departe de a fi testată la nivel industrial în condiţii de
rentabilitate. Dacă se pun laolaltă toate aceste elemente rezultă o ecuaţie cu un singur factor
nerezolvabil: costurile. În plus, dacă strategia de “industrializare” a României chiar este aplicată,
drepturile la emisii de carbon ar putea fi folosite pentru un astfel de scop, mai degrabă decât
pentru cel de a produce cărbune cu un cost mult mai mare decât cel din import.
40
5.Alternativa “verde”
Deşi mentalitatea de afaceri şi a gospodăriilor din România este încă departe de a favoriza
alternativa energetică “verde”, ţara are câteva avantaje naturale. Din punct de vedere al hărții
eoliene, Dobrogea are mare potenţial, cu greu echivalat de alte regiuni, şi deja este locaţia a ceea
ce va deveni cel mai mare parc eolian din Europa, cu o putere instalată de 600MW (jumătate din
cele două reactoare nucleare de la Cernavodă), la Fântânele şi Cogealac50. Opțiunea eoliană
merită atenţie şi investiţii continue, în special în alte regiuni, precum Suceava.
În privinţa biomasei, poate nu surprinzător, România are, de asemenea, un uriaş potenţial,
momentan irosit în cea mai mare parte. Probabil o schimbare legislativă ar putea ajuta acolo
unde mentalitatea nu o face.
Cea mai mare şansă pentru România rămâne potenţialul sau hidroenergetic, momentan
subutilizat din cauza lipsei investiţiilor de-a lungul anilor. Conform directorului adjunct de la
Hidroelectrica51, România îşi valorifica numai 50% din potenţialul său hidroenergetic, având
nevoie de investiţii în valoare de sute de milioane de euro pentru a finaliza proiectele deja
începute, unele lansate înainte de 1989.
Concluzii - Orientări strategice
România are nevoie de un plan B cu privire la gazul natural.
Deoarece South Stream nu este asociat conceptului de Coridor
Sudic şi nu reprezintă o alternativă reală la Nabucco, ar trebui
menţinut sprijinul ferm pentru Nabucco. Cu toate acestea
însă, România ar trebui să-şi menţină interesul de a se alătura,
eventual, şi proiectului South Stream.
În contextul dependenţei prezente şi viitoare a Europei de gazul natural rusesc şi al poziţiei
geografice a României, devine evident că Bucureştiul nu va fi capabil să elimine în totalitate
dependenţa (fie ea chiar parţială) de Federaţia Rusă, şi nici să ignore incursiunile planificate ale
acesteia in sectorul energetic din Europa. Din contră, ca parte a unei strategii mai largi, România
ar putea să-şi propună ca obiectiv cooperarea pragmatică cu Rusia, punând accent pe acele
proiecte care pot fi reciproc avantajoase, precum depozitul de gaz de la Mărgineni.
Jucând înţelept, România poate deveni un “ax” pe harta energetică a Europei de sud-est, prin
asumarea unui rol-cheie în avansarea eforturilor de integrare pentru realizarea unei pieţe
energetice regionale care să promoveze eficienţa energetică şi multiplicarea ofertei de energie,
spre beneficiul actorilor europeni şi regionali. O astfel de abordare ar permite României să
investească strategic în Republica Moldova, fie prin a o sprijini să construiască centrale electrice
în alte regiuni decât monopolista Transnistrie, fie prin completarea “inelului” de interconectori
existent cu Ungaria şi Bulgaria, ceea ce va asigura, astfel, cel puţin parţial, viitorul european al
acestei ţări.
50 Conform http://www.ziare.com/articole/parc+eolian, accesat la 10 aprilie 2010. 51
Conform http://www.capitalul.ro/companii/traian-oprea-hidroelectrica-romania-nu-are-decat-50-din-potentialul-hidro-amenajat.html, accesat la 25 februarie 2010.
România ar putea să-şi propună ca obiectiv cooperarea pragmatică cu Rusia, punând accent pe acele proiecte care pot fi reciproc avantajoase, precum depozitul de gaz de la Mărgineni
41
RECOMANDĂRI DE POLITICĂ
EXTERNE
1. Pentru România, realitatea demonstrează că a venit timpul să înveţe “cum să trăiască cu
ursul la uşă”: să începă să facă afaceri cu Rusia şi să nu o mai excludă din ecuaţia propriei
securităţi energetice. După o retorică bilaterală adesea sinuoasă, România trebuie să devină
pragmatică şi să găsească o cale de a angaja Rusia în proiecte reciproc avantajoase. Rusia este
“vecinul nostru permanent” şi neglijarea acestui fapt înseamnă să închidem ochii în faţa cifrelor şi
calculelor făcute la rece.
2. Ţinând cont de relaţiile politice bune cu cele două ţări, România ar putea încerca să îşi asume
un rol de mediator între Turcia şi Azerbaidjan, în vederea deblocării acordului de tranzit al gazului
care va face Nabucco funcţional. Un astfel de efort va dovedi, de asemenea, “ownership-ul”
românesc asupra proiectului.
3. România s-ar putea poziţiona ca punct de convergenţă al intereselor statelor din centrul şi
sudul Uniunii Europene afectate direct de aspecte ale securităţii energetice, obiectivul fiind
stimularea regională în vederea asigurării unui flux constant de energie către o piaţă europeană
care depinde din ce în ce mai mult de resurse energetice externe. România poate juca rolul
principal de promotor al acestei iniţiative, subliniind poziţia potrivit căreia asigurarea unui cadru
energetic stabil depinde de coordonarea comună a eforturilor şi nu de iniţiative punctuale52.
4. Pe lângă crearea unui cadru pentru interesele statelor membre UE, România ar putea să
atragă, pentru iniţiativa prezentată la punctul anterior, jucători din exteriorul Uniunii Europene
(de exemplu Turcia – un stat foarte important pentru tranzitul hidrocarburilor către Europa) şi
chiar interese private (companii a căror activitate depinde de existenţa unui circuit energetic
stabil şi previzibil) 53.
5. Pe termen lung România ar trebui să dezvolte un model de interdependenţă cu ţările
furnizoare, prin echilibrarea ofertei de resurse energetice cu:
Exportul de produse finale sau alte produse54, aceasta reprezentând, în prezent, o politică
aplicată cu succes de către alte state membre UE precum Italia, Germania, Olanda etc. ;
Transferuri de tehnologie şi, acolo unde e posibil, investiţii necesare partenerilor pentru a-şi
îmbunătăţi capacitatea de extracţie-explorare.
52 Centrul Român de Politici Europene, Policy Memo no. 6, „Uniunea Europeană se adaptează din mers Tratatului de la Lisabona. Priorităţile președinției spaniole şi interesele României”, , ianuarie 2010. 53 Ibid. 54
Deşi fără succes în acea perioada, o politică similară a reprezentat baza construirii capacităţii de rafinare a României în anii ’70.
42
INTERNE
1. Înfiinţarea unui Minister al Energiei şi Resurselor şi a unui Institut Naţional pentru Planificare
Strategică. Deşi aceasta ar putea să nu fie o soluţie viabilă dacă este privită prin potenţialul său
de a creşte birocraţia concomitent cu menţinerea aceluiaşi nivel lent de implementare a
politicilor, ea ar putea forma baza pentru creşterea şanselor de promovare politică a orientărilor
strategice ale României, atât către interior cât şi către exterior.
2. Înfiinţarea a două mari companii energetice naţionale, deşi contestată de unii experţi55, ar
putea oferi o rampă de lansare pentru mobilizarea investiţiilor necesare reorganizării şi
retehnologizării facilităţilor de producţie de energie, concomitent cu construirea de noi unitaţi de
producţie.
3. Un mix energetic mai echilibrat — Continuarea dezvoltării unor scheme de stimulare pentru
utilizarea energiei regenerabile - certificatele “verzi”, folosite pentru a contrabalansa costurile
ridicate ale acestor surse şi pentru atragerea unor noi investiţii.
4. Promovarea unor măsuri variate, pe termen scurt (1-2 ani) şi mediu (3-5 ani), care pot fi
adoptate cu succes şi care necesită o coordonare adecvată inter-instituţională:
Creşterea nivelului de exploatare al platformelor petroliere maritime şi al producţiei interne
de gaz, cu o eventuală intrare in sistem a câmpurilor petroliere din partea românească a
platformei continentale a Mării Negre, câştigate în procesul cu Ucraina;
Adoptarea unei metodologii tarifare moderne, alături de sporirea independenţei
autorităților de reglementare energetică;
Continuarea construirii interconectorilor cu statele învecinate, dar cu păstrarea în atenţie a
nevoii de a prezerva resursele strategice şi neexploatate încă în totalitate (în special cele de gaz);
Extinderea capacităţilor de stocare a gazelor naturale în diferite zone ale teritoriului naţional;
Continuarea proiectelor privind Gazul Natural Lichefiat, dar cu o ajustare iniţială pentru
terminale de dimensiuni mai mici, care ar face asemenea proiecte mai viabile într-o primă fază,
lăsând loc unor expansiuni ulterioare, când constrângerile bugetare şi ale pieţei se vor
îmbunătăţi.
Cu toate acestea, astfel de politici trebuie să fie rezultatul unei viziuni pe termen lung, realizată
într-un mod bipartizan de către conducerea politică şi cu implicarea absolut necesară a tuturor
actorilor implicaţi în acest sector.
55
Colega noastră de la CRPE, Otilia Nuţu, a prezentat deja o opinie privind ordonanța nr. 56/2010 în raportul CRPE "Să fim rezonabili – România și țintele UE de reducere a emisiilor", Policy Memo nr. 5, noiembrie 2009
43
Autorul raportului, Robert Uzună, este expert afiliat al CRPE. A absolvit în 2008 un master la
Universitatea Cambridge în cadrul Centrului pentru Studii Internaţionale. În perioada 2007-2008,
a făcut parte din comitetul executiv al Cambridge University Energy Network. Între 2006-2007 a
fost fellow la Edmund A. Walsh School of Foreign Service din cadrul Universității Georgetown,
Washington DC, în această perioadă devenind co-fondator al Energia Georgetown. În prezent este
diplomat la Ministerul Afacerilor Externe.
Acest raport apare în cadrul proiectului „România activă în dezbaterile europene” derulat
de Centrul Român de Politici Europene (CRPE) și finanțat de Fundația Soros România în
cadrul Inițiativei de Politică Externă.
Conținutul acestui raport nu reprezintă în mod necesar poziția oficială a Fundației Soros.
Conţinutul prezentului raport reprezintă opinia personală a autorului şi nu implică, ca întreg
sau parţial, punctul de vedere al organizaţiilor şi instituţiilor al căror membru este.
Credit foto copertă: brianc via Flickr
© CRPE aprilie 2010
Centrul Român de Politici Europene
Căderea Bastiliei 16
Ap. 2, Bucureşti 1
Tel/Fax: 021.310.35.58
Pentru mai multe detalii despre CRPE vizitați pagina www.crpe.ro