Budowa filarów bezpieczeństwa energetycznego UE – rola TANAP

Jednym z filarów UE [1] jest tworzenie wspólnego rynku dla krajów członkowskich, których docelowo ma dotyczyć poza swobodą przepływu ludzi, towarów, kapitału i pracy również tzw. obszar swobodnego przepływu energii [2]. W tym celu od dłuższego czasu prowadzone są prace dotyczące ujednolicenia przepisów prawnych dążących do liberalizacji wewnętrznego rynku energii. Analizując ten proces historycznie należy zacząć od okresu pomiędzy 1996 a 2009 r., kiedy w UE opracowano zestaw kolejnych inicjatyw legislacyjnych. Dotyczyły one przede wszystkim dostępu do rynku, przejrzystości, transparentności, ochrony regulacyjnej dla konsumentów i co ważne: wsparcia dla wzajemnych połączeń transeuropejskich sieci przesyłowych energii elektrycznej i gazu w celu zapewnienia wszystkim krajom członkowskim odpowiedniego poziomu dostaw surowców [3].

Decyzja 1364/2006/WE kształtuje kierunki rozwoju dla transeuropejskich sieci energetycznych [4], a zwłaszcza określa priorytetowe projekty inwestycyjne, które zostały uznane jako służące realizacji zadań w/w pakietów legislacyjnych. Skutkuje to pozytywnym spojrzeniem KE na proces przyznawania pomocy finansowej udzielanej na podstawie Rozporządzenia nr 2236/95/WE [5]. Środki unijne przeznaczone na TEN-E zostały ujęte jako EN-E według nowych wytycznych, tj. zmienionej Decyzji nr 1364/2006/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 6 września 2006 r. ustanawiającej kierunki dla rozwoju transeuropejskich sieci energetycznych (oraz uchylającej decyzję 96/391/WE i decyzję nr 1229/2003/WE). Zgodnie z nimi TEN-E są istotnym elementem bezpieczeństwa i dywersyfikacji dostaw. Połączenie sieci tzw. państw trzecich (przystępujących, kandydujących, krajów członkowskich, krajów basenu Morza Śródziemnego, Morza Czarnego oraz Morza Kaspijskiego, jak również z regionu Bliskiego Wschodu i Zatoki Perskiej) jest zmianą jakościową, ponieważ przyczynia się do obniżenia ryzyka izolacji regionów w momentach szantażu dostawców i jednoczesnego promowania integracji terytorialnej w Unii Europejskiej  [6] 

Kolejnym krokiem było oszacowanie kosztów dotyczących przebudowy infrastruktury energetycznej, co znalazło odbicie w sprawozdaniu dla Rady ds. Energii z czerwca 2011 r. Następnie Komisja Europejska w dokumencie „Budżet z perspektywy Europy 2020” określiła ramy pod nowy mechanizm (tzw. instrument „Łącząc Europę” CEF) [7], w którym znalazły się już konkretne kwoty wydatków na lata 2014-2020 na sfinansowanie projektów w kilku obszarach, tj. energii, transportu i cyfrowej infrastruktury krytycznej. W listopadzie 2013 r. Parlament Europejski przegłosował natomiast porozumienie na budżet CEF w wysokości 5,12 mld EUR, które zostało na bazie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej T7-0061/2013 przeznaczone na wybrane projekty (tzw. Projects of Common Interest – projekty we wspólnym interesie) obejmujące sieci do przesyłu energii elektrycznej, gazu ziemnego, ropy naftowej i dwutlenku węgla [8]. Lista wybranych 248 europejskich projektów została przedstawiona przez Komisję w październiku 2013, które aby zostać uznane za PCI muszą spełniać dwa warunki.  Po pierwsze projekt musi być zrealizowany w warunkach komercyjnych czyli w przetargach, a po drugie musi wpisywać się w politykę integracji, tj. poprawę bezpieczeństwa dostaw czy integrację z europejskim rynkiem energii [9]. Ocena projektów będzie podlegać przeglądowi w okresach dwuletnich, co wpisuje się w dalszą strategię ponieważ w marcu 2014 r. Rada Europejska poprosiła Komisje Europejską o przedstawienie w okresie 3 miesięcy konkretnych zadań w zakresie połączeń międzysystemowych, które powinny zostać ukończone do 2030 roku, zwłaszcza iż znacząca część inwestycji dotyczy przesyłu, magazynowania gazu ziemnego oraz terminali dla LNG [10].

Jak słusznie zauważyli eksperci, prace Komisji nabrały tempa w związku z konfliktem paliwowym pomiędzy Ukrainą a Rosją [11], gdy stosowne raporty zostały przekazane do Parlamentu Europejskiego. Efektem był komunikat w sprawie strategii bezpieczeństwa energetycznego dla krajów członkowskich. Komunikat informował, iż siedem projektów dotyczących gazu i sześć dotyczących energii elektrycznej [12] uznano jako kluczowe dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Unii oraz podjęto decyzję o ich niezwłocznej realizacji, tj, do roku 2017, a pozostałe do roku 2020 [13]. Wśród wybranych projektów znajdują się: budowa Gazociągu Transadriatyckiego (TAP), Gazociągu Transanatolijskiego (TANAP), Gazociągu Transkaspijskiego (TCP) i Gazociągu Galsi z Algierii do Włoch co określono w załączniku VII do rozporządzenia (UE) nr 347/2013, pk. 7.1.1.) [14].

Komisja Europejska wybierając projekt budowy Gazociągu Transanatolijskiego (TANAP), jednocześnie promuje koncepcję Południowego Korytarza Gazowego, który ma być alternatywą dla dostaw gazu na rynek europejski w stosunku do wyjątkowo silnej pozycji firm rosyjskich. Należy zauważyć, że wybór tego projektu idealnie wpisuje się w moment rezygnacji Kremla z kontynuacji projektu South Stream. Komisja Europejska od dłuższego czasu walczyła o równe prawa stron przy tej inwestycji, kilkakrotnie wysuwając roszczenia wobec umów zawartych przez Moskwę z jej partnerami. Komisja szczególnie zwracała uwagę na zapisy prawne, które były niekorzystne dla krajów członkowskich UE zaangażowanych w tą inicjatywęi, dające większe prawa stronie rosyjskiej (m.in. w zakresie zarządzania gazociągiem, wyłącznego dostępu do niego, ustalania taryf przesyłowych) [15]. Projekt TANAP idealnie wpisuje się w strategię dywersyfikacji dostaw gazu dla krajów UE ponieważ stanowi element budowy systemu gazociągów z azerskiego złoża przez Gruzję, Turcję, Grecję, Albanię do Włoch. Moc przesyłowa rury to 16 mld m3 z czego 6 mld m3 pozostanie w Turcji. W przyszłości moc może zostać powiększona do 31 mld m3 [16].

Charakterystyka złoża, gazociągu i głównych graczy TANAP

Szah Deniz to największe pole gazu ziemnego w Azerbejdżanie, odkryte w 1999 r. Leży na głębokości 600 metrów na dnie Morza Kaspijskiego u wybrzeży Azerbejdżanu, 70 km od Baku. Początkiem Południowego Korytarza Gazowego jest właśnie azerskie złoże Szach Deniz, którym obecnie zarządza międzynarodowe konsorcjum [17]. Dla poprawnego funkcjonowania projektu istotne są potencjalne możliwości dostaw, które eksperci wstępnie oszacowali na 10 mld m³ gazu rocznie z tzw. drugiej fazy zagospodarowania tego złoża. Według danych prasowych, kontrakty zawarto na 25 lat z czołowymi europejskimi graczami na rynku energetycznym, tj.: Axpo, Statoil, Bulgargaz, DEPA, Enel, E.ON, Gas Natural Aprovisionamientos, GDF Suez, Hera oraz Shell. Duża cześć udziałowców zataiła zarówno wysokość zaangażowania w projekt, jak ilość zakontraktowanego gazu. Wiadomo iż najwięcej posiadają Szwajcarzy, Norwegowie oraz Niemcy. Jednakże w ramach porozumienia (z listopada 2012 zawartego przez strony) wynika, iż państwowy, azerbejdżański koncern SOCAR, BP oraz Total mają opcję kupna co najmniej połowy udziałów [18]. SOCAR, który jest dominującym partnerem w konsorcjum podał, że 8 mld m³ gazu ma trafić do Włoch (skąd będzie dalej częściowo dystrybuowane) 1 mld m³ do Grecji oraz 1 mld m³ do Bułgarii, a dostawy mają rozpocząć się już w 2019 r. [19].

Otwarcie projektu odbyło się przy udziale prezydenta Turcji Recepa Tayyip Erdogana, prezydenta Azerbejdżanu Ilhama Alijewa i prezydenta Gruzji Giorgi Margwelaszwiliego. Prezydent Turcji zapewnił, że: „…inwestycja nie jest alternatywą dla żadnego innego projektu. - Tego gazociągu potrzebuje wiele krajów. A my chcemy uczynić z Turcji centrum rozdziału surowców energetycznych. 1800 km gazociągu, który zostanie położone przez 12 naszych prowincji, wniesie duży udział w ich rozwój….” [20]. 

Słowa te pokazują, iż zarówno Turcja, jak i Azerbejdżan zmieniają układ sił w kontekście dotychczasowej pozycji Rosji jako dominującego dostawcy tego surowca w Europie. Zwłaszcza, że jeszcze niedawno, tj. do 2006 r. Baku kupowało 4,5 mld m3 gazu rocznie od strony rosyjskiej i podobnie jak inne kraje zmuszone było akceptować jego wciąż rosnące ceny. Jednakże rozwój złoża powoli pozwolił Azerbejdżanowi wykorzystywać własny gaz, a nawet dostarczać go do Gruzji będącej w podobnej sytuacji. Kreml zdawał sobie sprawę, że to początek zmiany układu sił w republikach zakaukaskich, gospodarczego uniezależnienia Azerów i ich zbliżenia z Turcją, dlatego chciał zmusić Baku do odsprzedania złoża, ale się to nie udało [21]. Fakt, ten cieszy również Ankarę, która na dzień dzisiejszy importuje 98 proc. potrzebnego gazu, z tego połowę od Rosji (24 mld m3), więc zależy jej na różnicowaniu źródeł dostaw [22]. Ponadto ambicje Turcji sięgają dużo dalej, chce odgrywać istotną rolę w relacjach z KE poprzez zachowanie kontroli nad strategicznym projektami realizowanymi na tureckim terytorium, ponadto chcą aby gazowy hub, który Rosjanie chcieli zbudować w Grecji, wybudowano w Turcji [23]. Inwestycja ma trwać trzy lata i zostać zakończona w 2018 r.

Podsumowanie

Na budowie Gazociągu TANAP (Trans Anatolian Pipeline) przede wszystkim zyskują kraje zakaukaskie [24] , tj. Armenia , Gruzja i właśnie Azerbejdżan, które dzięki tańszemu surowcowi uniezależniają się gospodarczo od Kremla. Najbardziej zyskuje ostatni kraj, który dzięki bogatemu złożu zaczyna stawać się nowym liderem gazowym, ale także istotnym partnerem dla UE. Wybranie przez Brukselę właśnie tego projektu pokazuje, iż Baku wykorzystało swoją szansę i niejako wspólnie z Turcją „zmonopolizowało” kształt nowego korytarza gazowego dla Europy. Azerbejdżan zapewnił ponadto Unii Europejskiej dywersyfikację dostaw (na czym skorzysta Polska), czyli docelowo osłabił siłę Kremla, który wykorzystywał surowiec gazowy do szantażu politycznego. TANAP to również projekt tańszy i mniej obciążający środowisko od dotychczas istniejących.