Skip to content
Scumpirile la gaz si energie complica mult finantele romanilor, Foto: Profimedia Images
Economie

Cine umple golul lăsat de gazul rusesc? Grecia mizează pe Coridorul Vertical, România și Turcia își joacă atuurile

Dan Popa
Adaugă-ne ca sursă preferată în Google

Infrastructura Greciei – care se extinde prin conducte și terminale de GNL și reprezintă o componentă esențială a Coridorului vertical de gaze naturale -, precum și piața transparentă și liberalizată a gazelor naturale, aliniată la normele UE (și în dezvoltare accelerată) reprezintă principalele atuuri ale Greciei, în condițiile în care țara își propune să obțină o cotă cât mai mare din aprovizionarea cu energie a Europei Centrale și de Sud-Est, după sistarea totală a gazului rusesc, prevăzută pentru anul 2027.

În același timp, Grecia – și Coridorul Vertical – se confruntă cu o concurență puternică din partea Turciei, care dispune de o rețea extinsă de infrastructură, de un portofoliu diversificat de surse de aprovizionare, inclusiv posibilitatea de a amesteca GNL american cu gaz rusesc, aspect pe care Alexandros Exarchou, șeful grupului AKTOR și al Atlantic SEE LNG, l-a evidențiat recent ca fiind un risc major pentru Coridorul Vertical, scrie Energygame.gr.

Iar situația este complicată și mai mult din cauza „dublei strategii” a României, care constituie o piesă esențială a puzzle-ului „Coridorului Vertical” și al transportului de gaze de origine non-rusă, în principal GNL american, cu punct de plecare din Grecia către Moldova și Ucraina (ramura estică) și către Ungaria și Slovacia (ramura vestică). În același timp, însă, se prezintă ca un rival al proiectului, întrucât urmărește să acopere o parte din golul pe care îl va lăsa gazul rusesc în regiune prin producția din zăcământul național Neptun Deep din Marea Neagră, care se preconizează că va intra în exploatare comercială în 2027.

Această imagine de ansamblu este schițată de analiza S&P Global Energy, care vorbește despre o cursă între Grecia și Turcia pentru a aproviziona cu gaz Europa de Sud-Est și evidențiază atuurile Greciei – cu Coridorul Vertical în centrul atenției –, dar și concurența cu care trebuie să se confrunte. Așa cum a subliniat în prezentarea sa Anna Galtsova, directoarea de cercetare în domeniul gazelor naturale pentru Europa, Orientul Mijlociu și Africa, dimensiunea pieței care se deschide este foarte importantă. Conform S&P Global Energy, fluxurile de gaz rusesc transportat prin conducte, de aproximativ 14 miliarde de metri cubi (bcm) pe an, vor trebui înlocuite în Europa Centrală și de Sud-Est, iar aceste volume sunt disputate de diferite surse și rute de transport al gazului.

Atuurile care îi conferă Greciei un avantaj

În această luptă, Grecia își asumă o poziție, având ca atu puternic combinația dintre o piață a gazelor liberalizată și dotată cu un cadru de reglementare solid, pe de o parte, și potențialul său de export susținut de infrastructura sa, și anume terminalele de la Revythousa și Alexandroupoli, conducta TAP și interconectările cu Bulgaria. Această dinamică a fost reflectată și în recentul raport al Grant Thornton, care a evidențiat o creștere de 169% a exporturilor de gaze naturale din Grecia către nord în primele nouă luni ale anului 2026 și transformarea țării dintr-un consumator regional de gaze într-o poartă de intrare regională funcțională. Acest rol poate fi consolidat în următorii ani, transformând Coridorul Vertical într-un avantaj strategic pentru Grecia și Europa de Sud-Est.

Pe aceeași linie se situează și S&P, care descrie transformarea Greciei dintr-un punct periferic al sistemului – ca piață situată la capătul unui traseu de transport al gazului rusesc – în punct de tranzit important pentru gazul non-rusesc în regiunea mai largă. De altfel, se reamintește că ambiția Greciei de a deveni un hub de gaze naturale datează din 2009-2010 și de la cea de-a doua mare criză a gazelor naturale dintre Rusia și Ucraina (când conflictul dintre cele două țări privind tarifele de tranzit a provocat perturbări în fluxurile de gaze, afectând Bulgaria și Grecia). În acea perioadă a fost propusă pentru prima dată ideea FSRU-ului de la Alexandroupoli (decizia finală cu privire la investiție urmând să fie luată 10 ani mai târziu). Ulterior au fost puse în funcțiune conducta trans-adriatică TAP în 2021 și conducta greco-bulgară IGB în 2022, iar dezvoltarea infrastructurii de gaze naturale a fost însoțită și de activarea Platformei de tranzacționare a gazelor naturale la Bursa de Energie în 2022.

După cum a susținut Galtsova, piața gazelor din Grecia se va transforma începând cu 2027, întrucât expirarea contractelor pe termen lung pentru gazul rusesc va crea condițiile necesare pentru o creștere suplimentară a activității de tranzacționare pe Platforma de tranzacționare a gazelor naturale a Bursei de Energie din Grecia (HEnEx), care are potențialul de a deveni un punct de referință ce va dicta prețurile gazului pentru întreaga regiune a Europei Centrale și de Sud-Est. În acest context, este semnificativ faptul că, de la începutul anului, volumele tranzacțiilor pe Platforma de tranzacționare au înregistrat o creștere cu 30% față de 2026.

În același timp, S&P Global Energy evidențiază că unul dintre atuurile Greciei este ratingul ridicat al pieței grecești a gazelor naturale în evaluarea anuală a traderilor, depășind Ungaria, Bulgaria, Slovenia și – mai ales – România și Turcia, care înregistrează un scor foarte scăzut, în special în ceea ce privește cadrul de reglementare. Acest lucru evidențiază maturitatea și funcționarea armonioasă a pieței elene, fiind elemente cu o importanță deosebită pentru actorii comerciali care caută acces, tranzacții transparente și reguli previzibile.

Problema spinoasă a costurilor de transport și fenomenul de „pancaking”

Tot conform agenției internaționale, principalul dezavantaj al Coridorului Vertical promovat de Grecia constă în acumularea de tarife pe parcursul tranzitării gazului prin rețele succesive, fenomen cunoscut sub denumirea de „pancaking” în jargonul din domeniul gazelor naturale. Cu cât distanța până la cumpărător este mai mare și cu cât combustibilul traversează mai multe frontiere, cu atât devine mai dificil să se mențină competitivitatea coridorului. Testul de viabilitate realizat de S&P între rutele alternative de livrare a gazului către Ungaria (care, datorită dimensiunii sale, este considerată o piață-trofeu atât pentru Grecia, cât și pentru Turcia și România) ilustrează clar aceste diferențe. Pentru anul gazier 2026/27, costul transportului gazului românesc din Marea Neagră este estimat la 2,27 euro pe megawatt-oră. Costul pe traseul prin TurkStream, Bulgaria și Serbia (care se referă la gazul rusesc) este estimat la 3,04 euro/MWh. Pentru GNL-ul de la Revythousa, prin Bulgaria și România, costul corespunzător ajunge la 4,43 euro pe megawatt-oră. De la Alexandroupoli, prin rețeaua DESFA, costul este estimat la 5,85 euro, în timp ce prin IGB, Bulgaria și România, acesta crește la 7,51 euro.

Aceste date arată de ce coordonarea operatorilor de sisteme de gaze naturale și politica tarifară constituie factori critici pentru Coridorul Vertical. Un aspect subliniat și de Alexandros Exarchou într-un interviu recent acordat pentru S&P Global Energy, în care a declarat că acordul (din luna martie a anului trecut) dintre operatorii de rețea și Comisie a fost important, însă nu este suficient și „trebuie făcut mai mult”.

Jurnalistul Dan Popa trimite în fiecare joi dimineață newsletterul „EconoMix”. Dacă te interesează finanțele personale și vrei să primești recomandări economice, te poți abona aici:

Avantajele și dezavantajele Turciei

„Analizând” avantajele și dezavantajele Turciei, S&P consideră ca puncte forte poziția sa geografică între principalele țări producătoare de gaze, rețeaua extinsă de conducte și infrastructura pentru importul de GNL. După cum a afirmat Galtsova, Ankara poate combina aprovizionările din diferite surse cu producția internă în creștere, creând astfel marjă și pentru reexporturi.

Sistemul turcesc are acces la gazul transportat prin conducte din Rusia, Azerbaidjan și Iran, precum și la piața internațională de GNL. În același timp, extinderea instalațiilor de regazeificare și stocare a GNL (Turcia dispune de 5 FSRU și are în plan încă un terminal) îi sporește flexibilitatea, permițându-i să facă față fluctuațiilor sezoniere majore ale consumului. Posibilitatea de a alege între diferite surse poate contribui, de asemenea, la efortul de creare a unui portofoliu competitiv pentru export.

Lipsa de transparență și constrângerile europene privind „Turkish Blend”

Pe de altă parte, punctul slab al Turciei îl reprezintă transparența limitată a pieței sale și nevoia de a demonstra că fluxurile de gaz pe care le va exporta în UE nu sunt de origine rusă. Astfel, S&P evidențiază ca factor decisiv rigurozitatea aplicării controalelor privind proveniența gazului la granița dintre Turcia și Bulgaria. În același timp, în evaluarea huburilor de comercializare a gazelor naturale la care face referire agenția internațională, Turcia se află pe ultimul loc dintre cele unsprezece piețe comparate, la o distanță considerabilă față de Grecia.

Un aspect interesant al „ecuației turcești” este dimensiunea mare a pieței interne, care constituie în același timp o sursă de putere și o limitare pentru ambițiile de export ale țării vecine. Creșterea consumului necesită surse suplimentare de aprovizionare, înainte de stabilirea volumului disponibil pentru vânzare în Europa.

S&P estimează că diferența dintre cerere și acoperirea acesteia prin producția internă și contractele pe termen lung se situează, în medie, la aproximativ 15 miliarde de metri cubi pe an în următorii cinci ani.

În aceste condiții, analiza consideră importantă semnarea de noi contracte de către compania națională de gaze a Turciei, BOTAŞ, cu Rusia, pentru aceleași cantități, și cu Iranul, eventual pentru volume mai mici. Condițiile acestor acorduri vor influența costul mixului turcesc și, prin extensie, competitivitatea exporturilor.

Factorul „România” și un avantaj cu termen limită

Al treilea actor care schimbă echilibrele este România, întrucât punerea în exploatare comercială a zăcământului Neptun Deep, preconizată pentru anul 2027, ar urma să transforme această țară balcanică într-un producător și exportator cheie de gaze în regiune. Conform estimărilor S&P, capacitatea zăcământului Neptun Deep va ajunge la aproape 17 miliarde de metri cubi pe an spre sfârșitul deceniului, față de o cerere internă de aproximativ 11 miliarde. Diferența dintre cele două cifre indică posibilitatea de a genera un excedent semnificativ la export. Agenția internațională estimează că România va deveni un furnizor principal pentru Ucraina, Moldova și, parțial, Ungaria, limitând astfel posibilitățile de aprovizionare a acestor piețe pe alte rute. Avantajul României are însă un orizont temporal limitat, întrucât se preconizează o scădere a producției din Neptun Deep către anul 2040, marja de export urmând să se reducă drastic.

În concluzie, pentru Grecia, oportunitatea pe care o deschide apropiata sistare a livrăilor de gaz rusesc necesită o orientare comercială și acțiuni de durată. S&P consideră că piețele din Bulgaria și din Balcanii de Vest reprezintă o zonă avantajoasă pentru Grecia. „Alternativa grecească” rămâne puternică în ceea ce privește accesul la piață, transparența și flexibilitatea importurilor de GNL. Totuși, pentru ca aceste atuuri să se transforme în exporturi stabile prin Coridorul Vertical, va fi decisivă capacitatea de a oferi un cost total competitiv până la destinația finală. Material realizat cu sprijinul Rador Radio România