Bulgaria: il settore energetico

BULGARIA: IL SETTORE ENERGETICO

Nel ’95 la dipendenza energetica del paese, cioè il rapporto tra produzione e consumo lordo energetici, è stata pari al 46,31%; inoltre essa è in aumento costante dal ’91 (40,11%). Il settore energetico sarà interessato fino al 2001 ad un piano di ristrutturazione approvato dal governo a settembre ’98 che prevede fra l’altro la chiusura degli impianti di estrazione del carbone non efficienti. I prezzi dell’energia elettrica e del riscaldamento verranno progressivamente aumentati (sono previsti in tutto 5 aumenti). Il piano prevede sul periodo ‘98-2001 un impegno pari a 946 milioni di dollari.

Per quanto concerne l’energia elettrica la dipendenza dalle importazioni è bassa (nel ’95 è stata pari al 4,5% dei consumi totali) e la produzione è in aumento: nel ’96 sono stati prodotti 42,71 miliardi di KW (un aumento del 2,2% rispetto al ’95). La Compagnia Elettrica Nazionale ha presentato un programma di investimenti per 370 milioni di dollari per rafforzare la rete di distribuzione e produzione del paese entro la fine del ’98, di cui 80-120 milioni dovrebbero essere investiti nell’anno; entro luglio ’99 dovrebbe essere finalizzata la prima fase della sua privatizzazione grazie alla società di investimento Credit Swiss First Boston.

L’impianto nucleare di Kozodluj ha coperto nel ’96 circa il 42,1% della produzione di energia elettrica con una produzione di 18 miliardi di KWh; un consorzio franco-tedesco vede coinvolte la tedesca Siemens e la Francese Framatome nell’ammodernamento, il cui programma (costo previsto: 300 milioni di dollari) doveva partire entro la fine del ’98, dei reattori 5 e 6; a settembre ’96 il terzo reattore è rientrato in funzione dopo interventi di ammodernamento che sono durati otto mesi. I reattori 1 e 2 di Kozodluj dovrebbero, secondo il parere delle ultime commissioni di sicurezza dell’UE, essere chiusi tra il 2004 ed il 2006 mentre il 3 e 4 tra il 2008 ed il 2012; questa posizione dell’UE, per la quale Kozodluj è un impianto che comunque non può garantire adeguati livelli di sicurezza, trova forti resistenze nel governo bulgaro, confortate dai pareri di società operanti nel settore; la Siemens ha ad esempio dichiarato che l’unità 2 potrebbe operare fino al 2009. La parte di energia elettrica di origine nucleare dovrebbe passare al 38,6% nel 2.000 ed al 32,6% nel 2010 ma c’è comunque la necessità di nuovi 600 mW di capacità generativa (nuovo reattore a Kozodluj o il completamento di Belene). A giugno’98 la IAEA aveva approvato un documento in cui si afferma che l’impianto soddisfa i criteri tecnici per la sicurezza. Nella seconda centrale nucleare a Belene, i cui lavori di costruzione erano stati interrotti nel ’90, i lavori di costruzione per un primo reattore sono condizionati alla conclusione di un accordo con la controparte russa.

La capacità generatrice delle centrali idroelettriche ammontava a metà ’97 a circa 2 miliardi di KW, pari al 40% del potenziale. Vi è la possibilità reale di costruire centrali di dimensioni medio piccole (da i 10 a 50 MW) per una capacità generatrice di circa 0,3 miliardi di KW ed una serie di micro centrali per 200 miliardi di KW complessivi. Le centrali termoelettriche esistenti necessitano un upgrading che sarà facilitato dal prestito di 220 milioni di dollari concesso dalla Banca Mondiale; a giugno ’98 era stato annunciato un tender per la riabilitazione di tre unità della centrale di Varna mentre due imprese americana e inglese avevano espresso interesse per la centrale di Maritsa Iztok.

milioni di tonnellate	Petrolio	Gas	Carbone	Elettricità	Altro	Totale
Produzione primaria	0,0	0,0	4,6	4,8	0,2	9,6
Importazioni	8,0	3,8	2,4	0,5	0,0	14,7
Consumo finale	4,8	2,6	2,0	2,7	0,2	12,3

Bilancia energetica 1997 (tonnellate equivalenti di petrolio)

La Bulgaria possiede inoltre importanti giacimenti di carbon bruno e riserve di antracite. L’importazione di carbone per l’industria metallurgica e la generazione di energia copre circa il 33% del consumo. A metà ‘95 la Commissione incaricata della regolamentazione del settore energetico statale ha approvato un piano di sviluppo fino al 2010 che prevede l’aumento della produzione dai 28,7 milioni di tonnellate del ’94 a 35 milioni per la fine del programma.

Relativamente al petrolio ed al gas naturale la dipendenza dalle importazioni è alta, in quanto la produzione copre meno dell’1% del consumo totale ed è in continua diminuzione; tuttavia per quanto concerne il gas naturale se verranno sfruttati i giacimenti presso il Capo Galata sul Mar Nero, scoperti dalla Texaco e da novembre ’98 utilizzati da una joint venture bulgaro-statunitense (la Petreco S.a.r.l. detiene il 65%), la copertura del consumo domestico potrebbe salire entro il 2.000 al 7%. La Bulgaria infatti dipende totalmente dalla Russia per i circa 6,5 miliardi di metri cubi consumati annualmente. Gli effetti del cambiamento di governo intervenuto lo scorso anno si sono fatti sentire anche nel settore energetico con la polemica, iniziata nella seconda decade di ottobre del ’97, in merito alle negoziazioni per modalità e termini della fornitura (l’accordo tra la russa Gazprom e la bulgara Bulgargas prevede la fornitura per un periodo minimo di 10 anni estensibili a 15) di gas naturale russo tra la Gazeksport (braccio commerciale della russa Gazprom e la Bulgargas). L’accordo è stato firmato ad aprile del ’98 ed è divenuto operativo da giugno dopo la ristrutturazione di Topenergy la ex joint-venture russo-bulgara che oltre alla stessa Bulgargas vedeva la partecipazione del discusso gruppo Multigroup e di Overgas con due quote del 16,5%.

Sono stati individuati sinora 6 giacimenti di gas naturale commercialmente sfruttabili che potrebbero coprire tra il 15% ed il 20% della domanda del paese. Fino ad oggi sono stati investiti da parte di imprese straniere circa 140 milioni di dollari per attività esplorative ma solo la Texaco (che a fine ’96 aveva investito 35 milioni di dollari) ha trovato nei pressi di Varna (Capo Galata) un giacimento di gas naturale a 1.036 metri sotto il livello del mare potenzialmente sfruttabile da un punto di vista commerciale. A fine settembre ’96 erano iniziate le perforazioni per una valutazione definitiva. La Legge per le concessioni recentemente adottata è stata aspramente criticata in quanto non garantisce alla compagnia che ha implementato le operazioni di esplorazione il diritto a svolgere l’attività estrattiva; per ottenere la concessione di estrazione è prevista infatti una seconda gara di appalto.

Per quanto riguarda le infrastrutture, in seguito all’accordo russo-bugaro dell’aprile del ’97, la joint-venture russo-bulgara Topenergy, la russa Gazprom ed un gruppo di imprese e banche bulgare sono impegnate nello sviluppo di un gasdotto che da Yamal (Siberia), passando per l’Ucraina e la Bulgaria, dovrebbe fornire circa 115 milioni di metri cubi di gas nei prossimi 15 anni all’area dell’Europa sud-orientale (Turchia, Grecia, Albania, Serbia e Macedonia). La Bulgaria dovrebbe divenire nel prossimo futuro un importante nodo per lo stoccaggio e la distribuzione di gas naturale e la capacità deve arrivare a 30 miliardi di metri cubi di gas. La Bulgargas ha annunciato ad ottobre ’98 un piano di investimento per 400 milioni di dollari per le linee di transito con Russia, Turchia, Grecia e Macedonia che entro il 2001 aggiungerebbe 186 km alla rete attuale di 2.200 km di oleodotti, 685 dei quali di transito.

Vi sono infatti almeno due progetti che prevedono il transito sul territorio del paese: il primo prevede la costruzione di un gasdotto Iran - Turchia - Bulgaria - Romania - Ungheria - Slovacchia - Germania che, secondo la compagnia inglese Penspan, sarebbe lungo 4.800 km (680 km sul territorio bulgaro) e costerebbe 12 milioni di dollari. Il secondo progetto concerne un gasdotto tra il Turkmenistan e l’Europa Occidentale e utilizzerebbe l’attuale gasdotto greco-bulgaro. Il gasdotto, lungo 3.800 km, si estenderebbe da Shatlik (Turkmenistan orientale) ed attraverserebbe Iran, Turchia, Bulgaria e Germania. La Shell International Gas Ltd. aveva firmato a settembre ’98 un memorandum per uno studio di fattibilità.

Lo sviluppo delle attività nel ramo saranno anche influenzate dalle ricadute dell’attuazione del progetto per la costruzione di un oleodotto di 920 km in cui è impegnata la joint-venture bulgaro-macedone-albanese AMBO. L’oleodotto trasporterebbe tra i 600 ed i 650mila barili al giorno (400 milioni di tonnellate all’anno) di petrolio grezzo russo, azero e del Kazakhstan al porto di Burgas e poi a quello albanese di Valona. Il progetto, completo di studi di fattibilità e tracciato, e valutato in 850 milioni di dollari, è stato presentato a settembre ’97 e la costruzione dovrebbe concludersi entro il settembre del 2000. L’oleodotto Burgas-Alessandropoli, bloccato fino a settembre ’96 per il disaccordo sulle quote azionarie tra Bulgaria (25%), Russia (50%) e Grecia (25%), aveva visto ad ottobre’96 la sottoscrizione del protocollo per lo studio, la progettazione e la costruzione. A gennaio del ’97 le tre parti si erano dichiarate pronte a formare la joint-venture che si doveva chiamare TransBalkanNeft. Il petrolio russo verrebbe trasportato con tankers dal porto russo di Novorosslisk a quello di Burgas. La russa Gazprom, tre compagnie greche e compagnie bulgare (ma non si può escludere la futura partecipazione di imprese giapponesi ed americane) erano interessate al progetto di costruzione (il cui costo si situerebbe attorno ai 690 milioni di dollari) dell’oleodotto, che si svilupperebbe per 285 km (nella versione bulgara in cui la sezione bulgara sarebbe lunga 166 km) e avrebbe una capacità annua di 35 milioni di tonnellate. A metà maggio ’98 la parte russa attraverso il presidente della Gazprom aveva avanzato critiche di base al progetto; dubbi anche da parte greca. A fine ’98 sono state selezionate per l’indagine sul progetto le società Brown & Root e ILF.

Fonte: Task Force Balcani - Ottobre 1999

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