Cu un consum în UE care se situează în jurul valorii de 360–370 miliarde mc/an, nevoia de surse diversificate rămâne critică.

Cine aprovizionează de fapt fiecare regiune?

Europa de Vest este acoperită în principal de Norvegia, care distribuie constant 120–124 miliarde mc/an prin conductele din Marea Nordului, dar și de GNL-ul livrat din SUA și Qatar, care împreună adaugă peste 70–80 miliarde mc/an la importurile europene.

Restul de aproximativ 160 miliarde metri cubi este acoperit de un mix format din GNL și gaz prin conducte din Algeria livrat către Italia și Spania, din gaze azere prin conducta TAP, din GNL din Nigeria și Trinidad, în cantități destul de mici, precum și din fluxuri diminuate de gaz rusesc prin TurkStream și GNL.

Europa Centrală se bazează pe trei axe principale: terminalul LNG Krk din Croația (6 miliarde mc/an), conducta TAP (10 miliarde mc/an, cu posibilitatea extinderii la 20 miliarde mc/an) și Baltic Pipe (10 miliarde mc/an), care asigură accesul la gaze norvegiene.

Croația, cu un consum de aproximativ 3 miliarde mc/an, a devenit un centru crucial pentru Europa Centrală datorită terminalului LNG Krk, care funcționează acum cu o capacitate de 6 miliarde mc/an și aprovizionează Ungaria, Slovenia, Slovacia și o parte din Austria. Contribuția Croației este disproporționat de mare în comparație cu dimensiunea pieței sale interne, ceea ce o face unul dintre cele mai strategice centre din regiune.

În Europa de Est și Balcani, nevoile sunt semnificativ diferite. Consolidarea securității aprovizionării se bazează în mare parte pe gazul azer, care este distribuit prin conductele TAP și IGB. Rusia deține acum doar un rol marginal, limitat la fluxuri reduse prin TurkStream.

România este singura țară din regiune cu o producție internă substanțială, în jur de 10-11 miliarde de metri cubi/an, care acoperă aproape întregul consum (11-12 miliarde de metri cubi/an).

Serbia, cu un consum de aproximativ 3 miliarde de metri cubi/an, menține încă o dependență ridicată de fluxurile rusești prin TurkStream, în timp ce Ungaria, cu un consum de aproximativ 9 miliarde de metri cubi/an, rămâne cel mai mare beneficiar al TurkStream în regiune, suplimentându-și nevoile cu fluxuri de la terminalul LNG Krk și fluxuri inverse din Slovacia și Austria.

Grecia ca hub regional

Grecia, cu un consum de aproximativ 5 miliarde de metri cubi/an, funcționează ca hub regional datorită terminalului GNL de la Revithoussa (7 miliarde de metri cubi/an), prin noua stație plutitoare FSRU Alexandroupolis (5,5 miliarde de metri cubi/an) și datorită conductei TAP, permițând fluxuri către Bulgaria, Serbia și România. Bulgaria, cu un consum de aproximativ 3 miliarde de metri cubi/an, depinde de importuri prin conducta IGB (3–5 miliarde de metri cubi/an), prin TurkStream și de importuri de GNL prin Grecia, reducându-și aproape complet dependența directă de Rusia.

La această rețea de stabilizare participă și Italia. Cu un consum anual de aproximativ 70 miliarde de metri cubi, Italia atrage gaz în principal din Algeria prin TransMed (22–24 miliarde de metri cubi/an), prin conducta TAP (10 miliarde de metri cubi/an) și prin cele trei terminale GNL de la Ravenna, Veneția și La Spezia, care împreună însumează peste 20 de miliarde de metri cubi/an. Cu acest mix, Italia nu numai că își acoperă propriile nevoi, dar acționează și ca un hub de tranzit, redirecționând până la 10 miliarde de metri cubi/an către Europa Centrală prin interconexiunile cu Elveția și Austria. Astfel, oferă o a treia poartă de intrare a GNL-ului către sudul Europei, alături de Grecia și Croația.

Această nouă configurare confirmă faptul că Europa, cu o cerere care rămâne scăzută și spații de stocare la niveluri ridicate, nu are nevoie de o nouă infrastructură de regazeificare a GNL până în 2030. Provocarea nu constă în adăugarea de noi capacități, ci în consolidarea interconexiunilor existente și a hub-urilor regionale de la Revithoussa și Alexandroupoli, precum și a terminalului Krk, a infrastructurii italiene de GNL și a conductei Baltic Pipe.

Unde sunt identificate lipsuri din partea exportatorilor de gaze naturale

Lipsurile înregistrate în cazul exportatorilor de gaze naturale variază semnificativ în funcție de furnizor. În SUA, capacitatea GNL este de 160 miliarde mc/an și se așteaptă să crească cu 145 miliarde mc/an până în 2029, dar apar deficite pe termen scurt din cauza întreținerii, a cererii ridicate din Asia și a incertitudinii privind licențele.

Creșterile prețurilor materialelor, inflația în activitatea de construcții și un mediu de finanțare mai scump au împins costul total al noilor instalații de lichefiere la aproximativ 0,9-1,3 miliarde de dolari pentru un miliard de metri cubi/an, taxele de lichefiere oscilând acum între 0,095-0,105 dolari pe metru cub, ceea ce afectează viabilitatea noilor proiecte.

Pentru o creștere a producției cu 150 miliarde metri cubi/an, costul crește la 135-195 miliarde de dolari, niveluri care par a se alinia cu angajamentele acordului SUA-UE de a stimula importurile europene de GNL și de a înlocui treptat gazul rusesc.

Norvegia rămâne cel mai stabil furnizor al Europei, dar este aproape de limitele naturale ale zăcămintelor sale mature. Qatarul extinde zăcământul North Field, dar noua capacitate va fi disponibilă abia după 2026–2028. Algeria se confruntă cu scăderea producției și volatilitatea exporturilor de GNL, în timp ce Egiptul a devenit importator net din cauza deficitului de gaze și a creșterii cererii interne.

În ceea ce privește Rusia, posibilitatea teoretică de restabilire a exporturilor către UE ar fi de 120–126 miliarde mc/an prin conducte și de 49–54 miliarde mc/an prin GNL. Cu toate acestea, acest lucru necesită ridicarea sancțiunilor, noi acorduri de tranzit, compatibilitatea plăților cu cadrul UE/G7 și contracte pe termen lung cu cumpărătorii europeni.

Chiar și într-un context ipotetic al unei dezescaladări limitate a relației SUA-Rusia, stimulentele rămân asimetrice: SUA ar căuta stabilitatea prețurilor fără a-și afecta propria cotă de GNL, în timp ce UE și-a asigurat deja, din punct de vedere instituțional și economic, o strategie de decuplare permanentă față de Moscova. Pentru Rusia, redirecționarea producției către Asia și refuzul de a se conforma cadrului european de plăți limitează disponibilitatea unei reapropieri, cu excepția cazului în care companiile americane ar participa la structurile de producție sau comerciale rusești, oferind acoperire politică și stimulente economice reciproce.

În concluzie, securitatea energetică a Europei tinde astăzi să se bazeze pe o configurație constituită din trei elemente: fluxuri previzibile prin conducte din Norvegia, importuri de GNL din Statele Unite și Qatar și centre regionale de GNL care au devenit porți de intrare critice: Grecia, Croația și Italia.

Aceste trei centre, prin infrastructurile lor de la Revithoussa–Alexandroupoli (Grecia), Krk (Croația) și Ravenna–Veneția (Italia), permit redistribuirea transporturilor de GNL și transportul GNL-ului regazeificat către interiorul continentului european. Lipsurile din Algeria și Egipt sunt acoperite prin fluxurile inverse TAP, IGB și Trans Balkan, precum și prin cele trei centre regionale de GNL.

În acest context, indicele TTF va fi cel care va determina dacă navele cu GNL vor fi direcționate către Europa sau Asia, ceea ce înseamnă că atunci când prețurile din Asia cresc, indicele TTF va crește pentru a atrage navele cu GNL în Europa, iar acest fapt se va traduce prin prețuri ridicate la gaze și electricitate pentru consumatorul european.