În iulie 2022, președintele Comisiei Europene, Ursula Van der Layer, și comisarul pentru energie, Kadri Simpson, au vizitat Baku pentru a se întâlni cu președintele Aliyev și au semnat un memorandum de înțelegere privind exportul a 10 miliarde de metri cubi de gaze suplimentare din Azerbaidjan către Europa începând cu 2027, confirmând astfel că Azerbaidjanul este „un partener energetic crucial, fiabil și demn de încredere”.
Institutul Oxford pentru Studii Energetice a prezentat recent o analiză privind Planul RePowerEU al Comisiei Europene care vizează o reducere masivă și imediată a consumului de gaze rusești în UE și susține că există o posibilitate realistă de a elimina treptat dependența a de combustibilii fosili importați din Rusia, inclusiv petrolul, gazele și cărbunele, cu mult înainte de 2030.
UE vrea să importe gaze din surse alternative, cum ar fi Azerbaidjan
Această inițiativă are în vedere, alături de alte măsuri, importuri de gaze din surse alternative, cum ar fi regiunea MENA, GNL și gaze din Azerbaidjan. De la sfârșitul anului 2021, Azerbaidjanul exportă gaze din zăcământul gigantic de gaze naturale și condensat Shah Deniz etapa 2 (SD2) către Grecia, Bulgaria și Italia prin intermediul coridorului sudic de gaze (SGC), iar cantitatea contractuală anuală agregată (ACQ) este de 10 mld. mc/an. (În 2022 au fost livrate efectiv 11,4 mld. mc, pentru a-i ajuta pe cumpărători să facă fa ă crizei actuale a gazelor).3
Exportul unei cantități suplimentare de 10 mld. mc/an de gaze, ceea ce face 20 mld. mc/an în total, către Europa până în 2027 necesită lucrări imediate pe segmente ale SGC. Prima acțiune este o decizie privind extinderea gazoductului transadriatic (TAP), care trebuie să fie luată în acest an, în funcție de rezultatele celor două „sezoane deschise”, în ianuarie și în a doua jumătate a anului 2023. În funcție de amploarea interesului manifestat de potențialii cumpărători europeni, trebuie luate alte decizii privind extinderea gazoductului trans-anatolian de gaze naturale (TANAP) și a gazoductului din Caucazul de Sud (SCP).
În cele din urmă, în funcție de capacitatea rezervată în gazoductul TAP, care va reprezenta volumul de gaze care va fi achiziționat de companiile europene clientelare, va trebui să se semneze contracte de furnizare de gaze. Acest lucru este condiționat de semnarea deciziilor finale de investiții (FID) legate de proiectele din amonte. Ultima și cea mai importantă etapă este FID privind câmpurile de gaze care urmează să fie dezvoltate pentru a crește produc ia pentru export.
Analiza are ca scop, în primul rând, să identifice dacă Azerbaidjanul are potențialul de a produce 10 miliarde de metri cubi de gaze în plus în 5-6 ani și, în caz afirmativ, din ce zăcăminte vor proveni aceste gaze. În al doilea rând, documentul analizează costul extinderii întregului lan valoric și posibilele surse de finanțare și evaluează dacă proiectele sunt viabile din punct de vedere comercial. În al treilea rând, documentul analizează cererea de gaze în Azerbaidjan și oferă o proiecție a creșterii cererii pentru a evalua dacă cererea internă ar putea afecta creșterea produc iei. În aceeași secțiune, se face o evaluare a potențialului de produc ie de energie regenerabilă (solară și eoliană) al țării și a modului în care aceasta ar putea compensa gazele naturale în sectorul produc iei de energie electrică până în 2030.
În cele din urmă, documentul oferă o analiză comparativă a pieței turcești în comparație cu piețele țărilor europene către care va curge gazul: Grecia, Italia, România, Bulgaria, Bulgaria, Ungaria, Slovenia, Macedonia de Nord, Serbia, Bosnia și Herțegovina (B&H) și Croația. Aceste țări au manifestat deja un mare interes pentru cumpărarea de gaze din Azerbaidjan și, prin urmare, sunt relevante pentru perspectivele furnizorilor de gaze și pentru interesul Azerbaidjanului.
Dezvoltarea proiectului din amonte – de unde vor veni gazele?
Zăcămintele pe care le vom evalua în această secțiune sunt resurse dovedite și în produc ie. Odată ce se va lua o decizie de creștere a produc iei, după ce vor fi forate noi sonde de explorare și vor fi disponibile mai multe date, este foarte posibil să se înregistreze o creștere a produc iei în 5-6 ani. Este necesar să se analizeze zăcămintele existente pentru care există deja acorduri de împărțire a producției (PSA) și pentru care este necesară dezvoltarea suplimentară a straturilor mai profunde pentru a crește produc ia de gaze.
Zăcăminte precum Shah Deniz Deep, Absheron EPC Stage 1, ACG Deep se află în prezent în portofoliile de produc ie ale consorțiilor internaționale, iar Ümid este dezvoltat de SOCAR. Acest grup de rezerve și resurse cuprinde atât (i) gazul contractat, cât și (ii) gazul necontractat, așa-numitul „gaz liber”, care va prezenta un excedent în creștere, potențial disponibil pentru export. Nu vom lua în considerare perimetrele în care s-a descoperit gaz, dar nu au fost forate sonde, astfel încât nu sunt disponibile date exacte pentru a estima resursele. Orice ipoteză privind datele ar fi orientativă. Acestea sunt Babek, Shafaq-Asiman, Zafar-Mashal, Nakhchivan, Araz-Alov-Sharq, Dan-Ulduzu-Ashrafi, Inam.
Dezvoltarea integrală a zăcământului Shah Deniz (SDFFD)
Shah Deniz are un potențial mare de resurse pentru dezvoltarea ulterioară. Cu toate acestea, este important de menționat că orice produc ie suplimentară și comercialitatea acesteia vor depinde de rezultatele unui sonde de explorare care este planificat să fie forată la sfârșitul anului 2023. Toate ipotezele actuale și proiecțiile de produc ie ar putea fi modificate atât în sens pozitiv, cât și negativ, odată ce sonda va fi forată și se vor primi date. Prin urmare, toate informa iile și analizele furnizate în această secțiune se bazează pe cunoștințele comune și pe ipotezele și concluziile autorului, bazate pe întâlnirile cu părțile interesate.
Următoarea etapă a SDFFD, SD Etapa 3, constă în două proiecte independente, care pot adăuga volume suplimentare de gaz și condensat. Produc ia de gaze din SD Fazele 1 și 2 a fost de 25,3 miliarde de metri cubi în 2022 și se preconizează că în acest an se va atinge etapa de platou de pu in peste 26 miliarde de metri cubi de gaze. Din punct de vedere tehnic, este posibil să se mențină nivelul de platou timp de 3-4 ani, până în 2027-2028, după care se așteaptă un declin natural. Pentru a compensa declinul natural și pentru a menține nivelul de produc ie de platou pentru încă 3-4 ani, trebuie instalate noi compresoare.
Astfel, ar fi posibilă menținerea produc iei la aproximativ 26 de miliarde de metri cubi până în 2030-2032. Un proiect de comprimare pentru a menține produc ia din SD1&2 la nivelul de platou se află în prezent în faza de precomprimare. În plus, în cadrul proiectului sunt planificate în total 26 de sonde, dintre care 21 au fost forate, 19 sonde au fost finalizate, dar numai 15 sunt în produc ie. Până în 2025-2026, toate puțurile vor fi forate, ceea ce va duce la creșterea produc iei de gaze.
Cel de-al doilea proiect este explorarea rezervoarelor pre-Fasila. Consor iul forează în prezent o sondă de explorare – SDX-8 – care vizează atingerea orizonturilor mai adânci de sub zăcămintele care produc în prezent, în flancul estic al câmpului, pentru a crește producția. În cazul în care va avea succes, sonda va oferi o înțelegere mai clară a potențialului de forare, productibilitate și resurse al zăcământului. Aceasta, la rândul său, va permite parteneriatului Shah Deniz să îmbunătățească în continuare potențialul final al resurselor în sprijinul planului de dezvoltare ulterioară a zăcământului.
În 2024, consorțiul va decide în ce ordine de prioritate vor progresa aceste 2 proiecte. Acestea pot adăuga potențial 1-1,5 miliarde de metri cubi/an de gaze, conform unui scenariu conservator. Se preconizează că Decizia Finală de Investiție pentru ambele proiecte va fi luată în 2024, în funcție de rezultatele explorării.
Acordul de împărțire a produc iei (PSA) existent pentru SD acoperă straturile profunde ale zăcământului și, dacă se va face o descoperire comercială în urma sondei SDX-8, cu dezvoltare ulterioară, orice costuri și producție legate de această dezvoltare vor intra sub incidența acordurilor PSA existente. Nu vor fi necesare alte acorduri pentru dezvoltarea ulterioară a zăcământului.
Conform estimărilor, bazate pe analiza mărimii investițiilor anterioare în faza 2, proiectul de comprimare Shah Deniz va costa aproximativ 2,7 miliarde USD, iar proiectul pre-Fasila aproximativ 1,3 miliarde USD, ceea ce reprezintă o investiție totală de 4 miliarde USD.
Dezvoltarea integrală a Absheron
Zăcământul Absheron este în prezent în curs de dezvoltare de către o societate mixt format din Total și SOCAR pe baza unor interese egale în Joint Operating Company Absheron. O decizie final de investiție a fost aprobat în 2017, când s-a planificat ca produc ia de 1,5 miliarde de metri cubi pe an s înceapă de la sfârșitul anului 2021 i s fie vândut către SOCAR pentru piața intern. Cele mai recente știri despre proiect sunt că Absheron Early Production System (EPS) se află în prezent în etapa de punere în funcțiune și se așteaptă să înceapă producția comercială de 0,755 mld. mc/an în 2023. Conform informațiilor obținute de la consorțiu, platoul va fi atins în 2024, cu o producție de aproximativ 1,5 mld. mc/an , cu un declin natural gradual începând din 2033 și urmând s se reduc până în 2045.
Dezvoltarea integral a zăcământului (faza 1) a proiectului prevede forarea de sonde de explorare și dezvoltare în straturi mai adânci după intrarea în funcțiune a EPS Absheron. Se preconizează că decizia final de investiție pentru faza 1 va fi luată până în 2025, în funcție de rezultatele sondelor de explorare și de evaluare, precum i de acordurile de comercializare. Nivelul de platou anual al producției din faza 1 ar putea adăuga 4,3 mld. mcm ca începând cu 2028-29, în plus fa de cele 1,5 mld. mc/an inițiale. Având în vedere numărul de contractori implicați și numărul de puțuri care urmează să fie forate (9), estimăm că costul Absheron EPS i al fazei 1 poate fi de aproximativ 3 miliarde USD.
Gaze neasociate Azeri-Chirag-Guneshli (ACG NAG)
Atât negocierile tehnice, cât și cele comerciale sunt în curs de desfășurare, iar o sondă de evaluare în zăcămintele de gaze de adâncime ACG este în prezent în curs de forare i este planificat s fie finalizat în trimestrul II 2023. Sonda va dobândi date despre zăcămintele de gaze de mare adâncime aflate sub câmpul petrolier aflat în prezent în produc ie. Volumele totale recuperabile proiectate în viitor ale ACG NAG (rezervoare de gaze de adâncime i de mic adâncime) sunt de aproximativ 155 de miliarde de metri cubi de gaze. Data actual pentru prima sond de produc ie de pe platformele West Chirag este sfârșitul anului 2024. Conceptul complet de dezvoltare zăcământului, inclusiv profilurile de produc ie i nivelul de platou corespunzător, nu a fost înc publicat. Estimăm c se poate atinge un platou maxim de produc ie de gaze de aproximativ 4 miliarde de metri cubi de gaz pe an. Având în vedere numărul de sonde care urmează s fie forate (1-2 puțuri de explorare i 2 puțuri de dezvoltare), conform calculelor noastre, CAPEX-ul estimat ar putea fi de aproximativ 2 miliarde USD.
Ümid
Zăcământul Ümid a fost descoperit în 2010 i a fost pus în funcțiune în 2012. O platform este operațional, iar produc ia anual de gaze de pe platforma unu (Umid-1) este de 5,5 mmc/zi (1,98 miliarde de metri cubi). Gazele ajung pe pia a intern. Se preconizează c produc ia va fi mai mult decât dublat până în trimestrul 3 2026, cu o a doua platformă (Umid-2) forarea a 3 sonde de exploatare și a unei sonde de explorare. CAPEX-ul total pentru platforma Umid-2 este de 1,3 miliarde de dolari, dar nu a fost încă finanțat. În funcție de succesul forajului, se preconizează că nivelul de produc ie de platou de la Umid-1 și Umid-2 va atinge un vârf între 2024-2033, la 12 mmc/zi (4,3 mld. mc/zi) de gaze. Exploatarea platformelor Ümid 1 și Ümid 2 va permite racordarea viitoare a produc iei de pe platforma Ümid- 3 de resurse probabile, care ar putea menține produc ia de platou până în 2036, după care va începe o perioadă de reducere treptată a producției.
Viitoarele explorări și exploatări ale structurii Babek, continuarea Ümid, vor depinde în mare măsură de decizia SOCAR de a continua sau nu dezvoltarea Ümid într-un consorțiu 80:20 cu Nobel Oil. Alternativ, aceasta ar putea căuta în această etapă să atragă o IOC cu experiența, know-how-ul și lichiditățile sale pentru a se ocupa de acest zăcământ complex din punct de vedere geologic. În cazul în care o IOC preia conducerea tehnică și efectuează lucrări de explorare și exploatare, este posibil ca produc ia de gaze din structura Babek să fie pusă în funcțiune mai devreme, în funcție de rezultatele unei sonde de explorare. Oricum ar fi, având în vedere că nu sunt disponibile date exacte privind câmpul Babek, acesta nu este inclus în proiecția produc iei de gaze pentru export în 2027.
Conform analizei de mai sus, bazată pe informa iile obținute de la cele patru consorții de proiecte cu privire la stadiul actual al proiectelor, proiecția noastră este că SDFFS, ACG NAG și Ümid ar putea adăuga aproximativ 9,5 miliarde de metri cubi de produc ie suplimentară de gaze pentru export până în 2027. Faza 1 a Absheron va ajunge la un platou în 2029- 2030 și poate adăuga potențial aproximativ 4 mld. mc/an pe lângă cele 1,5 mld. mc/an existente din Absheron EPS începând cu 2024 pentru consumul intern (Figura 1).
Costul proiectelor din amonte
Întrucât gazul pentru următoarea etapă de export va proveni din cele patru zăcăminte descrise mai sus și întrucât nimic nu a fost decis în acest stadiu, înainte de semnarea unor acorduri obligatorii cu potențialii cumpărători și de forarea unor sonde de explorare, nu se știe care va fi principala sursă de finanțare pentru dezvoltarea zăcămintelor.
În mod evident, Decizia finală de investiție pentru proiectele din amonte menționate mai sus este condiționată de asigurarea LTC și a piețelor pentru duratele convenite. Conform calculelor noastre, bazate pe cheltuielile de capital preconizate pentru toate segmentele lanțului valoric (așa cum sunt descrise în secțiunile următoare), sunt necesare termene de recuperare a investiției între 10 și 15 ani pentru a asigura recuperarea investițiilor, având în vedere complexitatea geologică și costul estimativ aproximativ al câmpurilor, precum și extinderea conductelor.
Extinderea segmentelor sistemului SGC
Extinderea capacității gazoductelor de pe Coridorul Sudic de Gaze – SCP, TANAP și TAP – va fi necesară pentru a transporta cele 10 miliarde de metri cubi în plus începând cu 2027, dacă fazele de rezervare TAP din acest an indică faptul că există o cerere de capacitate suplimentară din partea unor terți.
Conducta Trans Adriatică
TAP formează ultima parte a lan ului de transport și transportă gazele de la frontiera dintre Grecia și Turcia până la interconectarea cu sistemul de transport Snam din Italia și, prin urmare, până la hub-ul de gaze PSV, punctul de livrare în cadrul majorității acordurilor de furnizare de gaze (GSA) încheiate de UE cu Azerbaidjan Gas Supply Company (AGSC) .
*În 2019, Shell a cumpărat o parte din volumele GDF, dar nu a dezvăluit procentul achiziționat.
Întregul proces de finanțare va începe cu și va depinde de rezervarea capacită ii TAP, deoarece TAP este direct legat de piață. Acest gazoduct traversează teritoriile Greciei, Albaniei și Italiei și, prin urmare, face obiectul reglementărilor UE. Prin urmare, sunt necesare licitații pentru ca potențialii cumpărători să rezerve capacitate, iar acest lucru oferă o înțelegere a cererii de gaz suplimentar provenit din Azerbaidjan.
Vor exista două faze ale licita iei de rezervare de capacitate pentru TAP în 2023. Licitația inițială, cu caracter angajant, pentru primul nivel de extindere a avut loc la 22 ianuarie și a alocat 1,2 miliarde de metri cubi de capacitate suplimentară.6 Au fost deja semnate noi contracte pentru alocarea capacită ii TAP începând cu 2026, iar cele 1,2 miliarde de metri cubi de capacitate suplimentară sunt alocate prin contracte pe termen lung începând cu anul respectiv. Pentru a realiza acest lucru, TAP va adăuga un agregat de comprimare (cca. 15 MW) la sta ia de comprimare existentă de la Kipoi, Grecia, și va moderniza instala iile de acolo.7 Cel de-al doilea sezon deschis, cu caracter obligatoriu, este așteptat în a doua jumătate a anului 2023, iar acest lucru va contribui la testarea cerințelor pieței într-un proces gradual de creștere a extinderii capacității.
TAP va declanșa primul nivel de extindere a capacității de la an la an, până la o capacitate suplimentară totală de 10 miliarde de metri cubi de gaz până în 2027. Cu alte cuvinte, companiile care și-au manifestat interesul de a cumpăra gaze prin TAP și care intenționează să depună oferte pentru rezervarea de capacitate trebuie să ia decizii în 2023 pentru a putea importa gaze până în 2027. TAP are nevoie de cel puțin patru ani pentru a construi stații de comprimare după primirea rezervărilor concrete de capacitate de la părțile interesate”.
Prin urmare, în funcție de rezultatele rezervărilor de volum ale potențialilor cumpărători europeni în 2023, acționarii proiectului din amonte vor fi de acord să producă cantitatea de gaz solicitată și, în consecință, vor lua decizia (deciziile) de investiție corespunzătoare. În cazul în care necesarul total este mult mai mic de 10 mld. mc/an, consorțiul TAP are dreptul de a decide că nivelul mai mic al necesarului de volum nu justifică din punct de vedere economic finanțarea extinderii. În acest caz, nu se va realiza nicio extindere a întregului sistem SGC și nu va fi livrat niciun gaz suplimentar pe pia a europeană.
Producția suplimentară de gaze din Azerbaidjan pentru exportul către Europa va depinde, de asemenea, în mare măsură de o scutire de acces pentru terți. TAP beneficiază de o derogare de la anumite aspecte ale regimului UE pentru o perioadă de 25 de ani de la începerea operațiunilor comerciale, acordată prin Decizia Comisiei din 16 mai 2013 privind derogarea gazoductului transadriatic de la cerințele privind accesul terților, reglementarea tarifelor și separarea proprietă ii prevăzute în cel de-al treilea pachet de reglementări UE privind gazele9.
TAP are o capacitate inițială de 10 miliarde de metri cubi pe an și poate fi extinsă până la 20 de miliarde de metri cubi pe an, prin adăugarea de capacitate de comprimare. Cu toate acestea, derogarea TAP se aplică numai la capacitatea inițială. Acest lucru înseamnă că prima capacitate de 10 mld. mc/an este rezervată exclusiv pentru gazele din Shah Deniz 2, dar orice capacitate care depășește acest nivel va face obiectul tuturor normelor UE privind accesul terților, reglementarea tarifelor și separarea proprietății și va fi disponibilă pentru terți. Prin urmare, în cazul în care TAP nu este exceptat de la accesul terților pentru capacitatea suplimentară de 10 miliarde de metri cubi de gaze, furnizorii de gaze din Azerbaidjan ar putea primi doar 20% din capacitatea alocată, adică 2 miliarde de metri cubi de gaze. Acest lucru ar face ca întreaga inițiativă de extindere a SGC să devină nefezabilă.
Inițial, în TAP au existat trei shipperi: AGSC, SOCAR și Axpo Trading AG. AGSC este o companie „fără câștig, fără pierdere”, responsabilă cu comercializarea și transportul de gaze. Axpo are capacitate de ieșire doar la interconectarea Snam. AGSC și SOCAR au capacitate de ieșire la Komotini, în Grecia, iar restul la interconectarea Snam. Fiecare shipper a încheiat un acord de transport de gaze (GTA) cu TAP AG. Noii shipperi vor fi supuși aceluiași proces. În func ie de cine vor fi companiile de transport de gaze, se vor încheia noi Acorduri de Transport gaze cu shipperii (în cazul în care orice moleculă de gaze provine din zăcământul SD, AGSC va rămâne unul dintre shipperi.
Conform calculelor TAP, costul extinderii complete (10 mld. mc/an) va fi de 1,6 miliarde de euro, iar tarifele de intrare în Italia la Melendugno vor varia în funcție de amploarea extinderii, variind de la 2,15 euro/an/m3/zi într-un scenariu de extindere limitată (1,2 mld. mc/an) până la 2,12 euro/an/m3/zi plus o primă obligatorie de 3,80 euro/an/m3/zi în cazul unei extinderi complete și a necesită ii de modernizare a re elei Snam.10 În Grecia, va fi necesară, de asemenea, modernizarea sistemului de transport de gaze DEPA pentru a transporta mai multe gaze în Grecia și, de acolo, în țările vecine.
Conducta South Caucasus
Testul de piață al TAP va fi un factor important pentru extinderea capacită ii conductelor TANAP și SCP. Oricare ar fi cererea depusă de potențialii cumpărători, aceasta va fi capacitatea la care vor fi extinse TANAP și SCP.
Există două conducte SCP: una cu diametrul de 42 de inch și cea de-a doua, SCP Expansion (SCPX), cu diametrul de 48 de inch, ceea ce dă o capacitate totală de aproximativ 24 de miliarde de metri cubi. Conductele sunt proiectate în așa fel încât capacitatea poate fi extins până la 31 mld mc/an12 cu ajutorul buclei, odată ce se ia decizia de investiție. În prezent, sunt luate în considerare două opțiuni de extindere. Prima opțiune ar crete capacitatea cu 3,5 miliarde de metri cubi, cu o investiție total de 1 miliard de dolari. Această opțiune are în vedere o producție i un export de gaze mai reduse în cazul în care testul de pia TAP arat un interes mai scăzut al cererii. Cea de-a doua opțiune este extinderea complet de 10 miliarde de metri cubi de gaz, cu o investiție total de 2,5 miliarde de dolari SUA.
Doi shipperi, AGSC și SOCAR, au încheiat acorduri de asistență temporar pentru cumpărătorii SD2 pentru servicii de transport în SCP. Toate noile contracte de transport gaze cu SCP vor fi condiționate de o decizie final de investiție pozitiv pentru proiectele din amonte. Orice extindere viitoare ar putea s nu aib ca rezultat o creștere a tarifelor pentru shipperii inițiali.
Conducta Trans Anatoliană
Capacitatea actual a TANAP, continuarea conductei SCP, este de 16 miliarde de metri cubi. Prin intermediul acestei conducte, consorțiul Shah Deniz transport 6 mld. mc pe an de gaze ctre Turcia i 10 mld. mc pe an contractate ctre Europa.14 Se planific extinderea capacitații TANAP pân la 31 bcma, necesar pentru transportul celor 10 bcma suplimentare, prin instalarea a cinci stații de comprimare. Creșterea capacitații până la 31 bcma va necesita, conform estimărilor preliminare, o investiție de aproximativ 4 miliarde USD.
Pentru o extindere modest de aproximativ 3 miliarde de metri cubi pe an, până la 18 miliarde de metri cubi pe an, vor fi necesare investiții de aproximativ 1 miliard de dolari (tabelele 1 i 2). Taxele de transport în TANAP sunt calculate pe baza unei taxe de capacitate de 100% (adică 100% „trimiteți sau plătiți”), sub rezerva anumitor deduceri permise și proporțional cu distanța. Tariful inițial pe distanța maxim de bază (cunoscut sub numele de tariful unitar al sistemului TANAP) este convenit la 107 USD/mil mc, cu o creștere anual de 1% pe an începând cu 2018. Alte puncte de ieșire atrag tarife mai mici, calculate proporțional în funcție de distanță.
Durata acordului de transport gaze TANAP-AGSC se încheie până la expirarea sau rezilierea Acordului de explorare, dezvoltare și partajare a producției Shah Deniz sau până când capacitatea anual rezervat se reduce la zero, în funcție de care dintre aceste situații se produce mai devreme.
Prin urmare, pentru gazul de la Shah Deniz, nu este necesar un nou Acord de transport gaze între TANAP i AGSC. Pentru gazele provenite din alte zăcăminte, va trebui să se încheie noi acorduri de asistență tehnic temporar cu consorțiile relevante. Toate acordurile de asistență tehnic temporar vor fi condiționate până la confirmarea Deciziilor finale de investiție pentru proiectele din amonte.
Acestea vor deveni necondiționate numai după aprobarea Deciziilor finale de investiție pentru câmpurile Absheron FFD, ACG NAG și Ümid. Tarifele pentru shipperii existenți care vor transporta volume suplimentare în conformitate cu noile acorduri de transport gaze cu TANAP pot fi diferite de tarifele pentru orice shipper nou. Este posibil ca eventualele extinderi viitoare s nu aibă ca rezultat o creștere a tarifelor pentru shipperii inițiali. Este probabil ca acest model să fie reflectat în cazul extinderii SGC.
TANAP este o conduct în principal de 56 de inci (48 de inci de la Eskiehir până la granița dintre Turcia i Georgia), care se întinde pe o lungime de 1 783 km, de la un singur punct de intrare, la interconectarea cu SCP, la granița dintre Georgia și Turcia, pân la cel mai îndeprtat punct de ieire, la interconectarea cu TAP, la granița dintre Turcia și Grecia. Puncte de ieșire suplimentare se află în Turcia, la Eskiehir (la aproximativ 190 km SE de Istanbul) și în Tracia. Consorțiul Shah Deniz, prin intermediul societății sale de vânzare a gazelor AGSC, este un shipper inițial în TANAP (pentru 10,5 miliarde de metri cubi de gaz pe platou), la fel ca BOTA (6 miliarde de metri cubi de gaz) i SOCAR. În 2022, exporturile au depit ACQ i au ajuns la 11,4 mld mc/an.
Trebuie menționat faptul că, în cazul extinderii tuturor celor trei conducte de-a lungul lanțului valoric, acționarii, care sunt membri ai consorțiilor, au dreptul de a refuza să investească în continuare în extindere i de a ceda parțial sau integral acțiunile lor unui acționar nou sau existent pentru a evita cheltuieli suplimentare de investiții. În cazul în care se întâmplă acest lucru, companiile care refuz s participe la extindere îi vor păstra acțiunile și veniturile obținute din transportul maritim prin vechile conducte (în cazul SD).
Piețele din Europa de Sud-Est și Europa Centrală
Printre țările europene interesate s cumpere gaze azere se numără clienții existenți din Grecia, Bulgaria și Italia, precum și potențiali clienți noi din Ungaria, Croația, Serbia, Macedonia de Nord, Bosnia și Herțegovina, România, Slovenia și Albania. Șefii acestor țări s-au întâlnit cu președintele Aliyev la Baku sau în capitalele lor i au cerut creșterea importurilor de gaze din Azerbaidjan.
Aceștia sau miniștrii energiei au participat, de asemenea, la cea de-a 9-a reuniune ministerial a Consiliului consultativ al Coridorului Sudic de Gaz și la prima reuniune a Consiliului consultativ pentru energie verde, care a avut loc la 3 februarie la Baku. Împreună, aceste țări formează regiunea Europei de Sud-Est i a Europei Centrale, care devine din ce în ce mai important pe măsură ce încearcă să crească semnificativ capacitatea de import de gaze prin gazoducte și de GNL, în încercarea de a se diversifica fa de aprovizionarea din Rusia.
Conectivitatea cu alți furnizori și interconectivitatea în cadrul regiunii s-au îmbunătățit considerabil și vor continua să se îmbunătățească pe măsură ce alte proiecte vor fi dezvoltate în următorii 4-5 ani. Regiunea investește cu scopul de a deveni o regiune de tranzit pentru gazele provenite din diverse surse, construind terminale GNL, în special în Grecia și Italia, și conducte internaționale, cum ar fi TAP și TurkStream, pentru a transporta gazele mai departe către celelalte state membre. Această regiune a construit, de asemenea, o puternic interconectivitate cu Turcia și are, în total, o capacitate tehnic de interconectare cu Bulgaria și Grecia de 41,62 mld.mc/an.
Datorit noilor proiecte de gazoducte și GNL pe care rile au început să le construiască începând din 2010, regiunea a reușit să renunțe parțial la dependența a de Gazprom și va putea înlocui complet gazele rusești în 2-3 ani cu un sistem mixt de GNL și gaze prin conducte, probabil cu excepția Consumul agregat de gaze naturale din regiune a fost de aproape 30 de miliarde de metri cubi în 2022, cu excepția Italiei, la care se adaug 69 mld.mc/an de importuri italiene anul trecut (figura 8).36
Țările din regiune depind în mod semnificativ de cărbune în mixul lor energetic și produc aproximativ 20% din cărbunele și lignitul din UE. Principalii producători, Serbia, Grecia, Bosnia i Herțegovina, Bulgaria și România, au planuri de reducere a producției și a consumului de cărbune și de înlocuire a acestuia cu gaze naturale și energie regenerabilă, în conformitate cu obiectivele de decarbonizare ale UE.
Prin urmare, cererea de gaze ar putea crește și, având în vedere că această piață regional era puternic dependent de gazele rusești și că aceste țări intenționează să pun capăt complet acestei dependențe, necesitățile de GNL și de import de gaze din surse alternative, cum ar fi Azerbaidjanul, ar putea crete semnificativ.
Concluzia analizei
Această analiză a încercat să răspundă la trei întrebări majore: are Azerbaidjanul suficiente resurse de gaze ș potențial de producție pentru a- i dubla exporturile către Europa până în 2027? Va fi posibil din punct de vedere tehnic și financiar să livreze gazul până în 2027? Și care sunt principalele provocări și incertitudini de pe piață? Concluzia acestui document este că gazul este disponibil în subteran și că este posibil din punct de vedere tehnic să se producă și să se livreze gazul pe piață până în 2027, dacă există angajamente privind cererea pe piață și dacă potențialii cumpărători europeni se angajează să finalizeze rezervările de capacitate în TAP încă din acest an (2023).
Acest lucru va determina amploarea cererii totale din partea potențialilor consumatori și, prin urmare, cât de mult vor trebui extinse capacitățile conductelor și cât de multe gaze naturale vor trebui să fie produse. Acest lucru va determina, de asemenea, mărimea investiției. Numai piața poate oferi acționarilor consorțiilor garanțiile necesare pentru luarea unei Decizii finale de investiție.
Prima licitație de ofertare TAP pentru o extindere suplimentară a capacității de 1,25 miliarde de metri cubi a fost finalizată în luna ianuarie, iar toată capacitatea oferită este acum angajată, astfel încât se pare că, până la sfârșitul acestui an, toate angajamentele din licitație pentru 10 miliarde de metri cubi de capacitate vor fi încheiate.
Cererea de gaze din Azerbaidjan nu va crește într-un ritm suficient de rapid pentru a consuma capacitatea suplimentară de producție de gaze, iar noile gaze sunt destinate exportului. Scăderea producției de gaze SOCAR va fi compensată de aproximativ 1 mld. mc/an de gaze pe care energia regenerabilă (solară și eoliană) o va înlocui până în 2030, împreună cu 1,4 mld. mc de gaze produse de Absheron EPS. În plus, țara are un contract swap de furnizare cu Turkmenistanul, livrat prin Iran, pentru a importa între 1 i 4 mld. mc/an, în funcție de necesitățile pieț ei.
Cu toate acestea, asigurarea finanțării costului de 7 miliarde de dolari al expansiunii pentru lanțul valoric nu va fi o sarcină ușoară de data aceasta. Pentru membrii consorțiilor internaționale care întreprind proiectele din amonte, chiar și angajamentele ferme ale cumpărătorilor de a importa gaze din noile active ar putea să nu fie suficient de convingătoare pentru ca aceștia să meargă mai departe cu Decizia finală de investiție. Acest lucru se datorează faptului că există prea multe incertitudini pe piață, inclusiv politica europeană de decarbonizare, prețurile volatile și incertitudinea privind cererea pe termen lung.
Cu toate acestea, este clar că sunt interesa și de un flux de venituri stabil și pe termen lung i doresc să își mențină o poziție bună în comunitatea financiară globală. Prin urmare, membrii consorțiilor ar dori să încheie acorduri pe termen lung, cu o durată minimă de 10-15 ani, având în vedere mărimea investiției și cu condiții contractuale relevante care să le consolideze poziția pe piață (caietul de sarcini, mecanismul de stabilire a pre urilor etc.). În cazul în care cererea obligatorie de 10 miliarde de metri cubi este definită până la sfârșitul acestui an, este foarte probabil că vor fi semnate, poate chiar anul viitor, contracte pe termen lung cu cumpărătorii din Europa Centrală și de Sud-Est.
Noile piețe de țară pe care producătorii de gaze din Azerbaidjan vor intra începând cu 2027 nu sunt acelea și cu cele din 2013, când au fost semnate contractele SD2 LTC cu nouă cumpărători europeni din Grecia, Bulgaria și Italia. Atunci era o piață a cumpărătorilor, cu prețuri rezonabil de scăzute la gaze, iar aceste țări erau inundate de gaze rusești, Bulgaria fiind dependentă în proporție de 96% de livrările Gazprom. Existau multe riscuri, dar acestea se refereau la rentabilitatea financiară și chiar la viabilitatea SGC de aproape 40 de miliarde de dolari. Cu toate acestea, a prevalat poziția Bruxelles-ului privind diversificarea pieței în detrimentul unui singur furnizor major, Gazprom, din motive politice și de securitate a aprovizionării, combinată cu sprijinul politic puternic al Washingtonului.
În prezent, prețul benzinei este mai mare decât în anii precedenți. Chiar dacă ne apropiem de vară, țările din Europa Centrală i de Sud-Est au nevoie urgentă de gaze din surse alternative pentru a înlocui complet gazul rusesc i se pare că această cerere va exista pentru o perioadă destul de lungă de timp.
Chiar dacă, în noua realitate, Europa își propune să reducă consumul de gaze într-un ritm mai rapid, așa cum se reflectă în documentul REPowerEU46 , este foarte probabil ca acest proces să fie mai lent pe piețele din Europa Centrală și de Sud-Est, deoarece majoritatea acestor țări sunt dependente de cărbune, iar obiectivul lor principal este de a înlocui cărbunele cu gaze naturale, în conformitate cu obiectivele politicii UE privind energia curată.
Șefii de stat i de guvern din România, Ungaria, Bulgaria, Bulgaria, Slovenia, Serbia, Macedonia, Grecia, Italia i Bosnia i Herțegovina i-au exprimat interesul puternic pentru importul de gaze din Azerbaidjan începând cu 2027 în cadrul celei de-a 9-a reuniuni consultative a SGC, care a avut loc la Baku la 3 februarie. De fapt, se pare că acestea se aflau în competiție între ele pentru cele 10 mld. mc/an, fiecare dintre ele dorind să obțină cât mai mult posibil din această cantitate. De exemplu, în cadrul unei discuții colaterale, autorul acestui document a fost informat de către un reprezentant italian la respectiva reuniune că Italia este pregătită să preia toată cantitatea de 10 mld. mc/an care va fi disponibilă pentru export. Cele mai multe dintre aceste narațiuni își propun să își asume rolul de țari de trecere sau de tranzit pentru acest gaz către țările europene vecine prin investiții în infrastructura transfrontalieră.
Termenii Acordului guvernamental semnat între Baku și Ankara reprezintă o componentă importantă a extinderii SGC. Ankara are un rol decizional critic în ceea ce privește decizia de a prelua toate gazele noi sau de a le tranzita mai departe către Europa și de a beneficia de taxe de tranzit. Un lucru este clar: Turcia nu va fi dispusă să importe cantități mari de gaze noi din Azerbaidjan la un preț legat de hub-urile europene de lichidități, să spunem TTF, și să plătească același pre ca și clienții europeni, deoarece pur și simplu nu își va putea permite gaze scumpe. Având în vedere că proprietarii de gaze sunt consorții care au ca membri IOC, este foarte probabil ca aceștia să dorească prețuri la nivel european în noile Contracte pe termen lung pentru Turcia.
Prin urmare, este probabil ca Baku și Ankara să ajungă la un acord pentru a trimite aceste gaze în Europa, așa cum era prevăzut. În mod critic, însă, rezultatul depinde de semnarea unor angajamente angajante în acest an, după licitații.
Din punct de vedere geopolitic, se pare că cel mai mare beneficiar al extinderii conductelor Coridorului sudic va fi Azerbaidjanul, liderul clar și singura națiune care contribuie direct cu gaze la SGC.
În calitate de unic furnizor, se bucură de un nivel mai ridicat de influență asupra operațiunilor gazoductului. De asemenea, beneficiază din punct de vedere financiar i strategic, devenind „un partener energetic esențial, de încredere și fiabil pentru UE”, după cum a declarat Ursula Van Der Layen la Baku, în timpul întâlnirii cu președintele Aliyev, catalogând apoi ara drept „prietenoasă”.
Cele mai multe dintre țările către care curge sau va curge gazul din Azerbaidjan – Turcia, Italia, Grecia, Bulgaria, Albania, Ungaria, România, Serbia, Bosnia și Herțegovina, Slovenia, Croația, Muntenegru și Macedonia de Nord – sunt membre NATO și au ales Azerbaidjanul pentru a le asigura securitatea aprovizionării cu energie, alături de GNL american. Există o participare puternică din partea Turciei, ca țară de tranzit, și a Regatului Unit, în calitate de țară de origine a BP.
Acest lucru sugerează că Baku își leagă securitatea economică și geopolitică de Occident, pentru care stabilitatea în Caucazul de Sud ar trebui să fie o prioritate, având în vedere investițiile de miliarde de miliarde de euro ale companiilor și băncilor occidentale pentru următoarele decenii. Acest lucru va continua și după expirarea contractelor de furnizare de gaze pe termen lung, deoarece o nouă fază de furnizare de energie regenerabilă către România și Ungaria va intra în joc după 2030-2040.
