Защо пет години не стигнаха за алтернативни доставки на газ

Илхам Алиев

Един от основните геополитически сблъсъци на българска територия през последните години бе кой газов проект да е по-приоритетен – “Набуко” или „Южен поток”. Обстоятелства извън контрола на българските власти са на път да решат дилемата: към днешна дата и двата проекта са с неясно бъдеще – „Набуко” умря с избора на TAP, а „Южен поток” е пред решение за спиране.

природен газГолемите проекти сякаш засенчиха по-малките стъпки и така, пет години, след газовата криза през 2009 г. и след много командировки до Азербайджан, Грузия, Турция и Катар България още е в изходна позиция. Тази седмица, когато руско-украинската криза постави темата за енергийната независимост в дневния ред на Европа, страната е обичайният пример за зависимост от вноса на руски енергийни ресурси. Докато вносът на руски газ осигурява 30-35% от потреблението в ЕС, в България той дава 85-92%. Само в Прибалтика този дял е по-висок, но ускореното строителство на терминали за Втечнен природен газ там означава, че това скоро ще се промени.

Основният потребител на газ е индустрията (графика), което означава, че спирането на доставките ще засегне сериозно икономиката.

ЕС газСтраните в Европа използват различни средства, за да избегнат риска от повторение на газовата криза от 2009 г. Данните на Евростат (таблица) показват, че от 2008 до 2011 г. те са успели да намалят вноса на руски газ от 5100 на 4100  тераджаула. Това е станало най-вече за сметка на увеличаване на вноса от Катар (с над 1100 тераджаула).

Сред основните мерки за осигуряване на независимост на доставките са изграждането на интерконекторни връзки, терминали за разгазифициране на ВПГ и увеличаване на капацитета за съхранение на природен газ. Именно благодарение на терминалите за втечнен газ Испания се превърна с една от малкото страни на континента, които изобщо не внасят от Русия. Изграждането на такива терминали по всичко личи, че е новият хит в Европа, ако САЩ сбъдне плановете за масиран износ на газ, макар и след 2015 г.

У нас след 2009 г. надеждата за независимост бе възложена на интерконекторните връзки, някои от които са на дневен ред от почти 10 години. Първоначалните срокове отдавна са пропуснати, но дори тези участъци, които са най-напреднали, няма да помогнат с нищо на страната при евентуална криза. Връзката с Румъния може да се обърне само по изключение към България. И, което е по-важно, северната ни съседка не изнася газ, въпреки че има значителен собствен добив. За да се осигури такъв се разчита на връзката на Румъния с Унгария.

Връзка с Турция и Гърция ще има най-рано през 2016 г. Тогава ще може да се разчита на изградените терминали за втечнен природен газ от двете страни, а след 2019 г. и на газ от Азербайджан. В момента Гърция има само един такъв терминал, който се зарежда основно от Алжир (на Ревитуса, като България има меморандум с обещание на доставки още от 2009 г.), изгражда още два – при Александруполис и в Егейско море. Страната има и споразумение с Катар. Терминалът при Александруполис, за който говори президентът Росен Плевнелиев при посещението си в Катар, ще бъде готов през 2015 г. с капацитет 1.5 млрд. куб. метра годишно. Предстои да се вземе решение за изграждане на плаващ терминал до Кавала от страна на гръцката DEPA, която също е изразила готовност за партньорство с България. Това е другата модерна нова възможност, която се коментира напоследък, но до момента няма нищо конкретно. Той ще е с по-голям капацитет от този в Александруполис.

Съществена пречка са и цените на ВПГ, които са значително по-високи от тези на газа, доставян по тръбопроводи – от 10 до 15 долара за BTE (най-ниските цени са в САЩ, а цените в Азия са дори над горната граница). Надеждата е цените да паднат след 2015 г., когато започне износ от САЩ.

По-неясна е ситуацията с евентуални доставки на газ от Турция, която също е доста зависима от руския газ (58%). Южната ни съседка си осигурява и 6.5 млрд. куб. метра ВПГ годишно през два терминала, в ход са още два. Турция до миналата година изпитваше недостиг на природен газ, но се предполага, че в средносрочна перспектива ще е осигурила напълно потребностите си.

природен газ„Булгартрансгаз” подготвя поетапно увеличаване на капацитета на хранилището в Чирен от сегашните 550 млн. куб. метра. Има планове за второ хранилище на Галата. Първият проект се оценява от „Булгартрансгаз” на 200 млн. лева, а проектът Галата, според Световната банка, ще струва най-малко 350 млн. евро.

На следващо място стои възможността за доставка на компресиран газ от Азербайджан с контейнери от Грузия. Тази опция предлага Световната банка, която миналата година представи свой доклад за България[1] Предвижда се изграждане на наземен или плаващ терминал във Варна (според Световната банка), но това е и най-скъпият вариант за алтернативни доставки. Основният разход е за транспортни средства, тъй като корабите трябва да имат инсталации за охлаждане и разтоварване. От една страна това е предимство в сравнение терминалите за ВПГ, където основният разход е терминалът и това е невъзстановим разход (sunk cost). От друга – този тип е неподходящ за големи разстояния. Проектът е от 2009 г., имаше дори подписани меморандуми, но постепенно бе забравен. Проблемът е, че до грузинското пристанище Поти не е изградена газова връзка. Само теоретична е и възможността за доставка на ВПГ с танкери, която бе обсъждана във връзка с многократните визити на български официални лица в Катар. Но това не е възможно поради ограниченията за преминаване през Босфора.

Страната може да различа и на увеличаване на местния добив. Ако през 2011 г. той е бил около 400 млн. куб. метра, дългосрочната прогноза на „Булгартрансгаз” предвижда да достигне 800 млн. куб. метра тази година и 1.3 млрд. куб. метра догодина. Отчетът на „Булгартаз” за деветмесечието на миналата година, показва, че изкупените количества от „Мелроуз” са намалели (до 121 млн. куб. м спрямо 254 куб. метра за деветмесечието на 2012 г.) През август 2012 г. бе подписан петгодишен договор за проучване на нефт и газ в участъка „Хан Аспарух“ в Черно море с  консорциум между френската фирма „Тотал“, испанската „Репсол“ и австрийската OMV. Първите сондажи ще бъдат направени през 2015 г.

На последно място, в случай на криза е възможно да се ползва съществуващият транзитен газопровод. Световната банка препоръчва двупосочна връзка с Румъния (чрез малка инвестиция, която да свърже транзитния газопровод с румънската система). Има и договореност с Гърция за реверсивен поток – от юг на север (през Кулата/ Сидирокастро), което би осигурило до 3 млн.куб.м./ден.

Допълнение: В свой анализ, публикуван по-късно, Илиян Василев предлага още една алтернатива – суапови сделки. „България може без никакъв договор с „Газпром“ чрез суапови сделки и доставки на втечнен природен газ (ВПГ) на терминалите в Ревитуса и Мармара напълно да компенсира количествата на „Газпром“. Суаповите сделки са възможни от поне четири години, но липсата на воля и желание от българска страна ги препятства“, пише той в блога си.

Регионален контекст и алтернативни източници

Доста планове се промениха, след като консорциум „Шах Дениз 2” избра през миналия юни трасето, предложено от ТАP (преминаващ през Гърция и Албания на път за Италия) пред „Набуко Запад” (през България, Румъния, Унгария и Австрия) за доставка на азерски газ.

Това увеличи значението на връзката с Гърция, която досега разчиташе на турско-гръцкия интерконектор и евентуално на споразумение с Гърция с доставка на ВПГ.

По връзката с Турция също може да се транспортира азерски газ, благодарение на изградената връзка чрез Южнокавказкия газопровод. За разлика от България, чиято газопроводна система има една основно входна точка (при Румъния), Турция има шест, Гърция – три.

За да се реализират тези възможности, трябва да се обявят търгове и да се подпишат търговски договори за доставка на газ. Досега принципна договореност има само с Азербайджан, за находището „Шах Дениз” 2. Твърди се, че договорът, за който не са известни подробности като цени, начин на плащания и т.н., е за 25 години, но ще влезе в сила от 2019 г. Катар е другата възможност, ако се осигури възможност за доставка на ВПГ през Гърция.

Освен от осигуряване на сигурност на доставките, тези проекти предлагат и възможност за търговска печалба.
Като се има предвид, че южните ни съседки имат по-добра диверсификация на източниците в сравнение със Западните Балкани, това прави България важна транзитна страна. Според Световната банка годишните приходи от транзитни такси за газ, доставен от гръцкия интерконектор до Румъния и Сърбия, биха били 55 млн. евро (10 млн. евро на година нето, ако се извадят разходите).


[1] Bulgaria: Options to Improve Security of Gas Supply, доклад на World Bank,
Economic Consulting Associates Ltd (ECA), Infraproject Consult Ltd
[textblock style=“2″]Още от СПЕЦИАЛЕН ДОКЛАД[/textblock]

Заради забавяне на газовите връзки скоро няма да има неруски газ

Чирен

Поради различни причини България пропусна да договори и изгради интерконекторни газови връзка, които биха намалили зависимостта от Русия.
През 2009 г., след газовата криза, правителството подписа споразумения за газова връзка с Гърция, Румъния и Сърбия, но постепенно проектите минаха на заден план. Румънската връзка, която ще бъде пусната най-скоро, няма да реши проблема при спиране на доставките, а турската е в начален етап. Връзките с Гърция и Турция са най-важни, тъй като по тях ще се доставя природен газ от Азербайджан и от турски и гръцки терминали за втечнен газ. Не се очертава това да се случи скоро.
интерконектори

Румъния
Това е най-напредналият проект, като очакванията са газовата връзка да бъде завършена до края на април 2014 г. Забавянето с около една година се получи първо заради археологически находки, а после заради геоложки проблеми при подводния преход.
Проектният капацитет е минимум 0,5 милиарда кубични метра на година, максималният е 1,5 милиарда. Връзката е еднопосочна и може да има т. нар. реверсивен поток само при условия на криза (когато се получи спадане на налягането от българска страна). Поради разминаване в двете системи – българската и румънската, на практика няма възможност да получаваме газ от Румъния.
При това положение може да се доставя газ, който Румъния получава от Централна Европа (през Унгария) или евентуално от нейния добив в Черно море.
Тя се изгражда от Булгартрансгаз ЕАД и румънското газово дружество Трансгаз СА. Тръбата е с обща дължина 25 км., от които 15,4 км. на българска територия, 7,5 км. на румънска и 2,1 км. подводен преход под река Дунав.
Цена и финасиране. Прогнозната обща бюджетна стойност на проекта е определена на 23,8 млн. евро. По линия на Европейската енергийна програма за възстановяване е отпуснато безвъзмездно финансиране в размер на 8,9 млн. евро. Участъкът на българска територия е на стойност 7,1 млн. евро. Той се финансира с 4,4 млн. евро от Европейската енергийна програма за възстановяване и 2,7 млн. евро съфинансиране от страна на Булгартрансгаз.

Гърция
По газовата връзка с Гърция първоначално ще преминават 3 млрд. куб. метра природен газ на година, а максималният му капацитет е 5 млрд. куб. метра.
ICGB и фирмата за строежа на Трансадриатическия газопровод (TAP) сключиха меморандум за разбирателство и сътрудничество. Газопроводът TAP e част от Южния газов коридор, по който Европа ще получава каспийски газ от „Шах Дениз“. За България проектът означава каспийски газ през 2019 г. Самата връзка по план трябва да е готова до 2015-2016 г.
Дължината е 182 км, от които 151 км на българска територия, 31 км на гръцка територия. Тръбата минава през общините Стара Загора, Раднево, Опан, Димитровград, Хасково, Кърджали, Момчилград, Джебел и Кирково. При Комотини ще бъде изградена връзаката с ТАР.
В проектното дружество по равен дял имат БЕХ и IGI Poseidon S.A., която от своя страна е собственост на италианската Edison и гръцката DEPA.
Проектът има одобрение на оценката за въздействие върху околната среда от България и Гърция.
Цена и финансиране. Общата стойност е 210 млн. евро за цялото трасе. Осигурени са 45 млн. евро от ЕС и се водят преговори с с Европейската банка за възстановяване и развитие.

Сърбия
Газовата връзка Ниш-Димитровград-София, за разлика от тази с Румъния, е двупосочна Общата дължина е 150 км, в това число 55 км на българска територия. Междусистемната газова връзка се очаква да заработи през 2017 г. (Първоначалните заявки бяха за края на 2014 г.) Интерконекторът България-Сърбия е капацитет 2,8 млрд. куб. м. Той обаче няма самостоятелно значение, а само като допълнение към други мерки за осигуряване на алтернативни доставки.
Общата стойност е 120 млн. лева за българския участък. Финансира се от ОП „Конкурентоспособност” с 94 млн. лева.

Турция
ITB е ключов проект за диверсификация на доставките на природен газ, тъй като турската система притежава шест входни точки за доставка на природен газ. Очаква се чрез междусистемната газова връзка да се осигурят доставки не само от Азербайджан, но и от търговци на газ през терминалите за втечнен газ в Турция.
Самият тръбопровод ще бъде с дължина 205 км, от които 75 километра на българска територия. Планираният капацитет е от 1 до 3 млрд. куб.м. газ/годишно. Договорено е всяка страна да изгражда своята част. Според предварителните разчети на Булгартрансгаз българската инвестиция е за около 100 млн. евро.
Основният партньор на „Булгартрансгаз“ е турската държавна компания Botas.
През март 2014 г. бе подписан меморандум. Предстои предпроектното проучване, след което ще бъде изготвен подробен график и срокове за изграждането на ITB. Започната е подготовка за изграждане на 20-километрова тръба от Компресорна станция Лозенец до село Недялско на българска територия.
Цена и финансиране. Предполага се, че българският участък ще струва над 150 млн. лева.