Azerbejdżan zdecyduje o kształcie Południowego Korytarza Transportu Gazu

 

 

 

Unia Europejska od lat zabiega o dywersyfikację źródeł i tras przesyłu gazu do Europy, opierając się na producentach gazu z regionu kaspijskiego i Bliskiego Wschodu i tym samym dążąc do zmniejszenia zależności od innych dostawców – przede wszystkim Rosji. Efektem działań UE było powstanie koncepcji Południowego Korytarza (2009), w ramach której Bruksela udziela wsparcia konkurującym ze sobą konsorcjom, forsującym różne i w praktyce wzajemnie się wykluczające projekty: Nabucco, ITGI oraz TAP, a także White Stream. Mimo że nigdy nie zostało to formalnie określone, wydawało się, że preferowanym przez Komisję Europejską szlakiem był projekt Nabucco, który przez jakiś czas w sferze medialnej był utożsamiany z Południowym Korytarzem. Nabucco jest najbardziej ambitnym przedsięwzięciem – zakłada budowę nowej infrastruktury o ogromnej przepustowości (31 mld m³ gazu rocznie, z możliwością jej podwojenia), która pozwalałaby na realną dywersyfikację dostaw do UE i jednocześnie wiązałaby również w wymiarze geopolitycznym region kaspijski i Bliski Wschód z Europą. Pozostałe projekty są bardziej zachowawcze, w znacznym stopniu opierają się na istniejącej infrastrukturze i zakładają mniejszą przepustowość gazociągów, ale dzięki temu są tańsze.

Obecnie jedynym pewnym dostawcą gazu do Południowego Korytarza jest Azerbejdżan, który w najbliższych miesiącach podejmie decyzje dotyczące rozwoju własnego sektora gazowego. W roku 2011 Baku planuje zatwierdzić drugą fazę zagospodarowania największego złoża gazowego Szah-Deniz, podpisać kontrakty na sprzedaż dodatkowego gazu ze złoża (ok. 14 mld m³ rocznie od 2017–2019 roku, z czego ok. 6 mld m³ przeznaczone jest dla do Turcji oraz ok. 8 mld m³ dla Europy) i zarazem określić kierunek oraz szlak transportu surowca. Ze względów strategicznych Baku zdecydowane jest sprzedawać przeważającą część gazu na rynek europejski (największy, najbardziej atrakcyjny finansowo i najbezpieczniejszy z geopolitycznego punktu widzenia), nie zaś do Iranu lub Rosji. Kluczowym pytaniem pozostaje natomiast, którym ze szlaków promowanego przez UE Południowego Korytarza (Nabucco, ITGI, TAP czy też White Stream) czy też promowanym przez Rumunię projektem AGRI Azerbejdżan zdecyduje się dostarczać gaz do Europy.

Sytuacja Turkmenistanu jest trudniejsza. W 2011 roku ma on szansę wydobyć ok. 5 mld m³ gazu na szelfie Morza Kaspijskiego i potencjalnie w perspektywie krótkoterminowej podnieść produkcję do 10 mld m³ – jedną z potencjalnych opcji eksportu tego gazu jest rynek europejski. Obecnie nie wydaje się jednak, żeby import turkmeńskiego surowca poprzez Kaukaz był możliwy ze względu na problemy natury politycznej (m.in. opór Rosji) i infrastrukturalnej oraz doraźnie przede wszystkim bez rozstrzygnięcia kwestii gazu azerbejdżańskiego.

 

 

Wizyty Barroso i Oettingera w Baku i Aszchabadzie potwierdziły determinację UE w uzyskaniu dostępu do kaspijskiego surowca – po raz pierwszy zabiegali o niego osobiście i razem najwyżsi urzędnicy unijni. Potwierdzone zostało także zainteresowanie Azerbejdżanu eksportem gazu do Europy, czego wyrazem było podpisanie wspólnej deklaracji o Południowym Korytarzu oraz uzgodnienie powołania grupy roboczej monitorującej postęp w jego realizacji. Po raz kolejny zarysowała się także perspektywa dostaw gazu z Turkmenistanu, o ile UE znajdzie sposób na import turkmeńskiego surowca od turkmeńskiej granicy na rynek europejski. Wizyta nie przyniosła natomiast żadnych rozstrzygnięć dotyczących tego, jaki będzie kształt Południowego Korytarza. Co więcej, wydaje się, że UE wyczerpała arsenał środków, dzięki którym miała nadzieję wpływać na kształt realizacji tej koncepcji. Wydaje się także, że wizyta Barroso oraz Oettingera była ostatnią próbą unijnej dyplomacji na rzecz realizacji koncepcji gazociągu Nabucco.

 

 

Na obecnym etapie wydaje się, że graczem najważniejszym i decydującym o kształcie Południowego Korytarza jest Azerbejdżan, który prowadzi rozmowy z konsorcjami zaangażowanymi w realizację projektów Nabucco, ITGI oraz TAP (White Stream nie jest przez Baku traktowany jako poważna opcja transportu gazu) oraz analizuje alternatywne warianty eksportu gazu przez Morze Czarne. Baku stara się maksymalnie wykorzystać konkurencję pomiędzy wymienionymi projektami oraz konsorcjami, a także grozi skorzystaniem z alternatywnych opcji eksportu gazu, czego przykładem było podpisanie kontraktu na eksport do Iranu (1–2 mld m³ gazu na lata 2011–2015) w przeddzień wizyty unijnych urzędników. W tej sytuacji przyszłość i kształt Południowego Korytarza zależą od oceny ryzyka i skalkulowania przez Baku zysków związanych z realizacją poszczególnych szlaków oraz od oferty poszczególnych konsorcjów europejskich. Należy przy tym zauważyć, że Baku jest świadome, że projekt Nabucco ma nikłe szanse na realizację, jeśli oprócz Azerbejdżanu nie będzie drugiego dostawcy gazu.

 

 

 

Charakterystyka poszczególnych projektów eksportu gazu z Azerbejdżanu

Nabucco – projekt zakłada budowę nowego gazociągu (ok. 4300 km długości) od granicy turecko-gruzińskiej oraz iracko-tureckiej poprzez terytorium Turcji, Bułgarii, Węgier i Rumunii do hubu gazowego w austriackim Baumgarten. Przepustowość tego gazociągu planowana jest na 31 mld m³ gazu rocznie, z możliwością zwiększenia do ok. 60 mld m³. W skład konsorcjum Nabucco wchodzą: RWE, OMV, MOL, Transgaz, Bulgargaz, Botas. Koszt realizacji projektu to około 10 mld USD.

Z punktu widzenia Azerbejdżanu, głównym problemem Nabucco jest nierozwiązana kwestia drugiego dostawcy gazu do tego gazociągu (second supplier problem). Baku obawia się, że będzie zmuszone do ponoszenia pełnych kosztów utrzymania gazociągu do czasu jego całkowitego zapełnienia (do 31 mld m³), które nie jest przesądzone. Ponadto Baku domaga się uzyskania dostępu do rynków, na które będzie trafiał gaz z Nabucco. Ten projekt jako jedyny wzbudza też silny sprzeciw i krytykę ze strony jednego ze strategicznych partnerów Azerbejdżanu – Rosji, która popiera konkurencyjny projekt gazociągu South Stream (skierowanego w dużej mierze na te same rynki co Nabucco).

ITGI – Interconnector Turcja–Grecja–Włochy – obecnie istnieje już odcinek pomiędzy Turcją i Grecją o przepustowości ok. 12 mld m³ gazu rocznie (ITG), koszt budowy połączenia między Grecją a Włochami o planowanej przepustowości 8 mld m³ gazu to ok. 1,5 mld USD. Do konsorcjum należą: Edison, DEPA oraz Botas, z tym że łącznik między Turcją a Grecją należy jedynie do Botas i DEPA.

Azerbejdżan w 2011 roku uzyska prawo do sprzedaży gazu na rynku greckim dzięki scedowaniu przez turecki Botas kontraktu na dostawy gazu do greckiej DEPA. Z punktu widzenia Azerbejdżanu, ITGI pozwoli na sprzedaż gazu nie tylko na rynek grecki i włoski, ale także bułgarski oraz na Bałkany Zachodnie (m.in. rynki macedoński, albański i serbski). Zaletą projektu jest to, że jest już częściowo zrealizowany (w budowie jest także łącznik grecko-bułgarski IGB, wspierany finansowo przez UE), wadą natomiast konieczność modernizacji infrastruktury przesyłowej na terytorium Turcji przez Botas (koszty oceniane są na miliardy USD) oraz konieczność uzgodnienia warunków tranzytu surowca z Turcją.

TAP (Gazociąg Transadriatycki) zakłada budowę gazociągu z Grecji do Albanii i Włoch. Przepustowość szlaku ma mieć 10 mld m³, z możliwością jej podwojenia do 20 mld m³ gazu. Koszt projektu wynosi ok. 2 mld USD. Do konsorcjum należą: Statoil, E.On, EGL. Gaz do TAP ma być dostarczany przy użyciu istniejącego łącznika między Turcją a Grecją (ITG).

Z punktu widzenia Azerbejdżanu projekt ten ma podobne zalety jak ITGI (pozwala na dostęp do podobnych rynków) oraz wady (konieczność rozwiązania kwestii tranzytu przez Turcję). Obecność Statoil, który posiada 25,5% udziałów w Szah-Deniz, nie jest także jednoznacznie pozytywna dla TAP, ponieważ to SOCAR prowadzi rozmowy z potencjalnymi odbiorcami surowca.

White Stream – zakłada budowę gazociągu z gruzińskiego wybrzeża przez Morze Czarne do Rumunii, z potencjalną odnogą na Ukrainie. Nie są znani inwestorzy stojący za tym projektem. Nie jest on przez Baku poważnie rozważany jako opcja transportu gazu.

AGRI (Interconnector Azerbejdżan–Gruzja–Rumunia) – zakłada powstanie terminalu do skraplania gazu w terminalu na gruzińskim wybrzeżu Morza Czarnego (najprawdopodobniej w kontrolowanym przez SOCAR Kulewi) oraz terminalu do odbioru LNG (liquified natural gas) w Konstancy w Rumunii. Koszt projektu szacowany jest według ostatnich wypowiedzi na 2–4 mld euro. Przepustowość projektu rozważana jest w trzech wariantach: 2, 5 lub 8 mld m³ gazu. Obecnie trwa opracowywanie feasibility study. Projektem zainteresowane obok Rumunii są Węgry oraz Ukraina.

Z punktu widzenia Azerbejdżanu, AGRI pozwala na zmniejszenie zależności od tranzytu przez Turcję. Co więcej, według memorandum z kwietnia 2010 roku strony mają uzgodnić taryfy przesyłowe na tranzyt gazu przez terytorium rumuńskie oraz warunki dostępu do rumuńskich magazynów gazu, co pozwala sądzić, że Azerbejdżan uzyskałby prawo do samodzielnej sprzedaży gazu na rynku unijnym.

Projekt eksportu gazu w formie CNG do Bułgarii – zakłada import przez Bułgarię do 3 mld m³ gazu rocznie w formie CNG (compressed natural gas). Projekt nie wymaga budowy infrastruktury na wybrzeżu, a jedynie inwestycje w statki zdolne do przewozu CNG. Dzięki temu jego realizacja jest prawdopodobnie tańsza niż AGRI (nigdy nie podano jego orientacyjnych kosztów), natomiast jest droższy w eksploatacji (technologia CNG powoduje mniejszą redukcję objętości surowca w porównaniu do LNG, czyli mniej CNG niż LNG można przewieźć na statku o tej samej wyporności). W projekt CNG zaangażowane są Bułgaria, Azerbejdżan oraz Gruzja. Jest on dyskutowany w oparciu o memorandum z listopada 2009 roku. Z punktu widzenia Azerbejdżanu uruchomienie eksportu gazu przez terytorium Turcji poprzez jakikolwiek ze szlaków Południowego Korytarza poważnie osłabia atrakcyjność tego projektu.