Енергиен избор по време на избори

Предстои подписването на дългоочакваното стратегическо споразумение между Азербайджан и Турция в сферата на търговията и транзита на природен газ. В допълнение към интензивните преговори по транскаспийския газопровод, тези събития придават нови щрихи към реалната и възможна диверсификация на доставките на природен газ и предстоящите промени в европейския газов пазар.

На този фон предстои България да претегли новите възможности, да ги съотнесе към ресурсите и регионалния пазар и да вземе важни решения по участието си в различни транзитни проекти, по развитието на междусистемни връзки, развитието на вътрешния пазар на природен газ, на мястото и ролята на българските фирми и потребители в тези процеси. Тъй като очевидно няма да разполагаме с ресурс за участие навсякъде, ще трябва да изберем оптималния път от гледна точка на разходи и ползи и дългосрочни интереси. Стратегическата битка за европейския газов пазар, с реални последствия за глобалния газов пазар, навлиза в нова решителна фаза. Днешните решения ще имат дългосрочни последствия, което налага внимателен и задълбочен анализ..

Новото в турско-азерските преговори

За първи път страните се договорят за условията за продажба и транзит в дългосрочен хоризонт от втората и последващи фази на развитие на находището “Шах Дениз“, както и другите перспективни находища “Умид“ и “Ашперон“, с общи доказани запаси от най-малко 2.5 трилиона куб.м. Очаква се страните да се договорят за покупката от турска страна на 6 млрд. куб. м годишно и транзита на първоначално 10 млрд. куб. м за европейските потребители. Окончателният документ се очаква през месец октомври и въпреки историята на поредни “отлагания”, този път е много вероятно документът, който отпушва транзитните проекти, да стане факт.

От азерска страна се посочва, че през 2017-2018 година се очаква обемите на доставки на азерски природен газ в Европа да достигнат 30 млрд. куб.м, а през 2025 г. - 50 млрд. куб. м. Остава тези количества да се разпределят през конкуриращите сте газопроводи “Набуко“, ITGI, ТАP, “Бял поток“ или по връзката за CNG (компресиран бел. ред) газ през Черно море.

Азербайджан вече изнася природен газ за пет страни – Грузия, Русия, Турция, Иран и Гърция. Но нито един от тези пазари не може да даде стратегическата перспектива за реализацията на големите газонаходища в страната. Нужен и директен излаз на европейския пазар, който има устойчива дълбочина и ценови равнища. За Баку този прозорец на възможностите може да се затвори рязко – ако се реализират конкурентните проекти на добив на шистов газ и за доставка на втечнен природен газ.

Конкуренцията между транзитните проекти

Не е тайна, че значителна част от транзитните проекти не са с доказана икономическа рентабилност, а представляват опит за стратегическо позициониране със силна политическа мотивация и несигурна бизнес рационалност. Сигурни са българските разходи, които за двата основни транзитни проекта “Набуко“ и “Южен поток“ гравитират около 1 милиард евро – сума, значителна като инвестиционно начинание и все още с нееднозначен анализ разходи –ползи.

Всички проекти са силно доминирани от съображения за национална енергийна сигурност, породени от силно желание за хеджиране срещу украински сценарий на газова криза. Това, което все още убягва от внимание е обстоятелството, че “Набуко“ съперничи не само с “Южен поток“, но още повече с другите проекти от Южния коридор – ITGI и TAP.

За България съперничеството между “Южен поток“ и “Набуко“ е изгодно и в известен смисъл “добре дошло”, защото усилва вероятността от тяхното взаимно случване. Но в частта съперничество с другите два газопровода, преминаващи южно от България, нещата стоят радикално различно. Количествата договорен азерски газ до 2017 г. от 30 млрд. куб. м са критично недостатъчни, за да обслужат “Набуко“ (проектна мощност между 27 и 32 млрд. куб. м), ITGI (8 млрд. куб. м.) свързан с TAP (проектен капацитет между 10 и 20 млрд. куб. м). На този етап не се отчитат капацитетите на “Бял поток“ и на проекта за пренос на сгъстен природен газ.

Докато “Набуко“ е гранд схема с огромни капиталовложения, чиято рентабилност зависи от обемите на транзитиран газ и устойчиво висок ръст на потреблението, конкурентните проекти за транзит през Гърция не само са в по-напреднала фаза (подадени за апликации за неприлагане на гарантирания достъп на трети страни до тръбопроводния капацитет в Гърция, Македония и Албания?!), но и се разчита на незаетия транзитен капацитет на турската преносна мрежа.

Това е доказано по-ефективно решение от гледна точка на разходи и ползи – ако се сравнят стартовите разходи по използване на незаетия транзитен капацитет на турската преносна мрежа срещу огромните капиталовложения по отделен магистрален газопровод. Подобно разбиране стои в основата на предложения новия “олекотен” вариант на предложение на “Бритиш Петролеум“ за пренос на азерски газ за Европа, който максимално стъпва върху съществуващата инфраструктура.

Проектът “Набуко“ се свръхнатоварва с геополитика и разходи, търсейки максимална автономност по отношение на инфраструктурата и политиката в транзитните страни. В същото време инициаторите на проектите ITGI и TAP – компаниите EGL,Statoil и E.ОN действат прагматично, без политически възклицания.

Успехът на “големия” проект “Набуко“, в дългосрочна перспектива, ще продължава да зависи от транскаспийския газопровод и особено от устойчивостта и решимостта на централно-азиатските производители на природен газ да се насочат към европейския пазар, вместо да изнасят за Китай и Русия. Москва винаги е готова да предложи за ограничените количества централно-азиатски газ високи цени на изкупуване, които биха го направили непродаваем в Европа – все пак “Газпром“ може да рискува да изкупи 10 млрд. куб. м на по-високи цени, за да отстрани конкурент при продажбата на своите 150 млрд. куб. м в Европа.

“Газпром“ даде да се разбере, че за него конкурент е “Набуко“, а не толкова “дребните” ITGI и TAP, още повече, че позициите на руския газов монопол в Гърция са допълнително усилени след включването на южната ни съседка в проекта “Южен поток“. Ако Гърция реши, а по-всичко изглежда, че ръководствата на проектните компании за ITGI и TAP действат системно и целенасочено, да форсира реализацията на трансадриатическата връзка с Италия, Атина ще бъде в състояние да предложи конкурентни условия за транзит на допълнителни количества през по-южния газов коридор за Италия, независимо дали идват от Каспийския регион или от Русия. Нещо повече, Гърция ще допълни електроенергийния мост с газов такъв, който ще ѝ даде силен аргумент в разпределението на енергийни ресурси в региони. Нещо, което България пропусна и продължава да пропуска да направи като реализира енергиен и газов мост през Македония и Италия.

Пропилявани шансове на България

За съжаление, България пропилява своите шансове за активна политика, предпочитайки да възприеме пасивно поведение и да консумира политика и проекти, в значителна част генерирани извън нейна територия. Следваме събитията, вместо да проявяваме инициатива и да възприемаме по-ефективни решения от гледна точка на разходи и ползи. Малко, дори нищо, не се прави за форсиране на опциите за диверсификация на източници чрез различните видове суапови сделки, да не говорим за стимулиране на местни алтернативи.

Първо, до този момент не успяваме да привлечем значителни инвестиции в проучване и добив на природен газ и нефт. Концесиите за проучване при дълбоководно сондиране в Силистар не привлякоха стратегически инвеститори, така както направиха всички наши съседки по Черно море. Концесията за проучване на шистов газ се сключи със значително отлагане, под натиска на екологичните движения и активиране на политически и икономически сили, свързани със защитата на монополните интереси на “Газпром“ в България. В рамките на БЕХ не съществува структура, която да реализира държавна политика в тази област – да партнира на външни инвеститори и сама да инициира подобни проекти в сферата на проучване и добив, да натрупва опит и осигури достъп до технологии. Намеренията за съучастие в проучването и евентуалния добив на природен газ, както и в ранното изкупуване на природен газ от съществуващи находища, са или аморфни или отсъстващи.

В началото на миналата седмица бе сключен т.нар. farm-in споразумение между компаниите LNG Enery Ltd. и Трансатлантик Петролеум Лтд относно допълнително финансиране на проучването и съвместна разработка на евентуални находища на шистов газ в блока “Етрополе”, обхващащ 1640 километра за 35 години. Рисковата, т.е. невъзвратимата, инвестиция е в размер на 7.5 милиона долара (до търговско откритие). Основният мотив на канадската компания е огромната разлика между цените на природния газ в Северна Америка и България – над 2.5 пъти, и прогнозата, че този марж ще бъде относително устойчив пред вид на съчетанието между решимостта на руския газов монопол и рехавата конкуренция на българския газов пазар.

Второ, вместо да се фокусира върху стратегически важната междусистемна връзка с Турция и възможностите за производство и за доставка на природен газ, в това число и чрез терминалите за втечнен газ, България реализира с предимство последваща или производна гръцка връзка, която е следствие на проектите реализирани през турска територия.

Трето, твърде малко е направено в интеграцията на политики и цели от проучване, добив, съхранение, пренос и търговия. Да не говорим, че проектите в газосъхранението и междусистемните връзки не само изостават, но се разглеждат разделно.

Кое е по-изгодно?

Правителството решава, че е изгодно да инвестира по над 1 милиард евро в “Набуко“ или “Южен поток“, а няма 20 милиона евро за да съучаства в проучването и добива на нефт и газ на своята територия. Да не говорим в чужбина – примерно в северозападен Ирак, самостоятелно или в партньорство с други компании от региона, така както правят почти всички други страни в Централна и Източна Европа. Това бе един от реалистичните сценарии за скромна, но реалистична конверсия на политически дивиденти от участието ни във военните мисии в Ирак в търговски предимства.

Ако преценим, че е по-изгодно да развиваме транзитни капацитети, то тогава мястото и значението на едно или няколко газохранилища могат да нараснат. Но можем да преценим, че има направления, които ще се саморазвиват, а други трябва да се стимулират.

Няма и публична структура, чрез която да участва в подобни начинания – БЕХ е холдингова структура. Оставяме настрана въпроса за газовата борса и насищането ѝ с по-сложни финансови инструменти, за търговия с капацитети от газохранилище и пренос, за допълнителната стойност, която може да се добави по веригата от кладенеца до потребителя.

Сравнителният анализ по окрупнени показатели по ползи-разходи, ефект върху националната енергийна сигурност и социално-икономически ползи, от инвестициите в различните транзитни проекти и в проучването и добива на природен газ е задължителен, но не е правен за да можем да преценим къде е по-изгодно да вложим нашите ограничение ресурси.

При инвестиция от 1 млрд. евро в изграждането на наземната част по българска територия на двата транизитни проекта, годишните приходи от транзита на природен газ ще бъдат между 100 и 300 млн. евро за количества между 10 и 30 млрд. куб. м. Поради високите разходи по амортизацията на инвестицията, нетните приходи в първоначалните години няма да бъдат особено значителни за България като съакционер. Остават ползите от концесионните такси, от които трябва да бъдат дисконтирани всички отстъпки и привилегии, които могат да бъдат дадени, за да бъдат стимулирани транзитните проекти. Ако изобщо инвестициите ни не “затънат” в позиционни институционални битки между Русия, ЕК и други страни, за което свидетелствуват и рейдовете на антимонополните органи на ЕС в редица водещи газови компании в ЕС и офисите на “Газпром“ в Европа..

Матрицата на общите и специфични ефекти от различните възможности за участие в проекти по добив, пренос, съхранение и търговия с природен газ, е разгърната, но в никакъв случай не е еднозначна и равномерна като проявление.

Разумните алтернативи

При цялата условност на ползите и висок риск на вложенията в проучване и добив, те имат силно предимство при анализ “ползи-разходи” пред вложенията в “Набуко“ и “Южен поток“, например. Има различни способи рискът при такива инвестиции да се управлява и прави поносим. Доказателство за което е и фактът, че пробивът в шистовия газ в Северна Америка бе направен от малки и средни компании с не особено големи финансови възможности.

БЕХ стои пасивно, не проявя инициатива дори при ранното изкупуване на доказани запаси от природен газ, какъвто беше случая с добивания от “Мелроуз“ класически газ източно от Варна. Предложения към БЕХ и “Булгаргаз“ за съфинансиране при проучване и добив на класически или неконвенционален природен газ, за участие срещу гарантирани покупки на суровина са правени и се правят, но няма претеглен отговор.

За да не спекулираме с потенциални маржове при разходите по производство и приходите от търговия на природен газ, ще вземем доказаната най-малка разлика от 2.5 – 3 пъти между цената на добивания газ и пазарните цени на внасяния от “Газпром“ природен газ. Ползите от местния добив – не само преки финансови, но и като заетост, по-висока конкурентност и свързани технологични ползи – трудно могат да се калкулират.

Навлизането на външни инвестиции в проучването и добив на нефт и газ, както и реализацията на междусистемните връзки и транзитните проекти са ключова предпоставка за националната енергийна сигурност. Но всички тези проекти не гарантират силна вътрешна конкуренция и ниски цени на енергоресурсите, защото още сме далеч от равнища на конкурентна борба, която да смъква цени като едновременно да насища и разширява пазара. При епизодичния характер и трудностите при навлизане на конкурентни производители и доставчици е много по-вероятно новодошлите да се възползват от високи вътрешни цени и реализират допълнителни печалби, отколкото да натискат надолу цените.

Либерализацията на пазара на природен газ несъмнено ще изиграе своята роля за стабилизация на цените и доставките, но не трябва да се забравя, че българският газов пазар е твърде малък, все още монополизиран и далеч от най-конкурентните сегменти на европейския газов пазар, с недостатъчна вътрешна динамика на потребление. Тези обстоятелства не могат да гарантират достатъчно силен и конкурентен инвестиционен интерес отвън. Поради отсъствието на външен конкурентен натиск е наложително по-активното присъствие на вътрешния пазар на българския маркет мейкър. БЕХ има водеща позиция и колкото по-рано осъзнае своята отговорност, толкова по-добре. В този си вид “Булгаргаз“ не може да изиграе тази роля. Социалната функция не може и не трябва да се реализира само и единствено чрез прогресивна декапитализация на “Булгаргаз“ или регулаторни хватки на ДКВЕР.

Показателно за изоставането ни в тази област е кратко съобщение, което бе направено от централата на “Газпром“ в началото на месец септември, че “Газпромекспорт“ е намалило цените си “за да подобри конкурентноспособността на нашия (на “Газпром“ – бел. а.) газ на гръцкия пазар”. Атина успя да постигне този пробив при близо два пъти по-малки обеми на внос на природен газ от Русия, благодарение на алтернативите си за внос през терминала за втечнен природен газ и доставките на азерски газ.

Време е България да направи важен енергиен избор, паралелно с изборите.

* Авторът е член на управата на Центъра за изследване на Балканския и Черноморски регион, енергиен и икономически експерт и бивш посланик на България в Русия