Rozbudowa infrastruktury gazowej na południu Europy

W Europie Południowej trwa proces zwiększania zdolności transportowych surowców energetycznych, głównie w kontekście rynku gazu ziemnego. Bez wątpienia głównym celem od 2022 r., a więc od wybuchu pełnoskalowej wojny na Ukrainie, jest zapewnienie większej dywersyfikacji źródeł oraz kierunków dostaw tego surowca do państw Europy Środkowej. Co ważne, wiele państw stara się, z uwagi na ograniczenie dostępności gazu ziemnego z Federacji Rosyjskiej, odgrywać coraz istotniejszą rolę na europejskim rynku tego surowca. Niezbędnym elementem jest jednak budowa odpowiedniej infrastruktury, w tym interkonektorów, które mają znaczenie fundamentalne.

Rozbudowa gazociągu IGB pomimo niesprzyjających warunków rynkowych. Na początku sierpnia 2024 r. spółka joint venture ICGB AD[1], która jest operatorem interkonektora pomiędzy Grecją a Bułgarią (Interconnector Greece-Bulgaria, IGB), poinformowała o chęci kontynuacji planów związanych z rozbudową zdolności przesyłowych tego gazociągu z 3 do 5 mld m³ rocznie. Uczyniła to pomimo braku zainteresowania rynku rezerwacją dodatkowych zdolności przesyłowych (ofertę na wiążącą rezerwację przepustowości można było składać w dniach 2-12 lipca 2024 r.). Poprzez gazociąg istnieje możliwość transportu gazu ziemnego z Azerbejdżanu, Grecji (terminal regazyfikacyjny Revithoussa, a pod koniec 2024 r. także Aleksandropolis) oraz Turcji (krajowa produkcja oraz dostawy poprzez terminale regazyfikacyjne m.in. Marmara Ereğlisi, Etki Liman, Botaş Dörtyol, Gulf of Saros FSRU) do Bułgarii, a następnie dalej do innych państw w Europie Środkowej. Pomimo braku takich wiążących ofert na dodatkowe 2 mld m³ rocznie spółka poinformowała, że będzie kontynuować prace na rzecz rozbudowy gazociągu z uwagi na możliwe w przyszłości dalsze zainteresowanie przesyłem surowca z południa na północ Europy. Rozbudowa zdolności transportowych gazociągu IGB jest ważna w kontekście inicjatywy tzw. „korytarza wertykalnego” (Vertical Gas Corridor)[2], która obejmuje operatorów systemów przesyłowych z Grecji, Bułgarii, Rumunii, Węgier, Ukrainy, Mołdawii i Słowacji. Poprzez tę inicjatywę od końca 2025 r. będzie istniała możliwość zwiększenia dostaw gazu ziemnego do Europy Środkowej i Południowo-Wschodniej, a także do Ukrainy oraz Mołdawii. Co ciekawe, w ramach niewiążącej fazy otrzymano oferty na łączną przepustowość wynoszącą ok. 4 mld m³ rocznie w kolejnych latach. Natomiast wiążąca faza, zakończona w lipcu 2024 r., znacznie różniła się od tych wcześniej deklarowanych. Na taką sytuację wpłynęły co najmniej cztery czynniki. Po pierwsze – półtoraroczne opóźnienie w budowie terminala regazyfikacyjnego w Aleksandropolis w Grecji (zdolność importowa ma wynieść 5,5 mld m³ rocznie od końca 2025 r.) z uwagi na synergię pomiędzy tymi dwoma projektami. Po drugie – niska cena gazu ziemnego w Turcji z uwagi na dużą dostępność w tym państwie surowca z Federacji Rosyjskiej (w lipcu 2024 r. poziom transportu surowca gazociągiem TurkStream osiągnął drugi najwyższy poziom w historii). Wpływ na to ma również wysoka cena gazu ziemnego na rynku spot w dostawach LNG w regionie Morza Śródziemnego. Po trzecie – niski poziom zainteresowania surowcem, którego cena w latach 2021-2023 wpłynęła na spadek zapotrzebowania na gaz ziemny w regionie. Po czwarte – wciąż nierozstrzygnięta sytuacja w zakresie dostaw gazu ziemnego z Federacji Rosyjskiej do Europy przez terytorium Ukrainy (umowa na tranzyt kończy się 31 grudnia 2024 r.). Nadal nie wiadomo, jak brak surowca z tego kierunku wpłynie na dostępność gazu ziemnego w państwach Europy Środkowej. Na rozbudowie mocy przesyłowych gazociągu IGB zależy przede wszystkim Bułgarii, która stara się odgrywać coraz większą rolę na energetycznej mapie regionu („Komentarze IEŚ”, nr 864).

Intensyfikacja współpracy między Serbią i Rumunią. Także na początku sierpnia 2024 r. doszło do zawarcia porozumienia o współpracy (Memorandum of Understanding) pomiędzy Serbią a Rumunią, którego celem jest budowa interkonektora łączącego oba państwa, o zdolności przesyłowej wynoszącej 1,6 mld m³ rocznie. Rurociąg będzie miał charakter rewersyjny, a więc gaz ziemny będzie mógł być transportowany w obu kierunkach.

W przypadku powstania infrastruktury Serbia uzyska połączenie z gazociągiem BRUA (łączącym Bułgarię, Rumunię, Węgry oraz Austrię). Po stronie serbskiej będzie on miał długość 12 km i rozpocznie się w miejscowości Mokrin w północno-wschodniej części kraju, natomiast po stronie rumuńskiej – ok. 85 km (łącznie 97 km). Oczekuje się, że prace nad budową gazociągu rozpoczną się w 2025 r. Jednocześnie, zgodnie z deklaracjami obu stron i zawartym porozumieniem, gazociąg po stronie serbskiej byłby gotowy do 2027 r., natomiast część rumuńska – do 2028 r. Łączny koszt inwestycji jest szacowany na ok. 99 mln EUR, z czego 88% po stronie rumuńskiej (ok. 87 mln EUR), a 12% po stronie serbskiej (ok. 12 mln EUR).

Uwzględniając geograficzne położenie Serbii, budowa kolejnego gazociągu wzmocni pozycję tego państwa na energetycznej mapie Europy. Tranzytowe usytuowanie sprawia, że Serbia posiada obecnie dostęp poprzez Bułgarię do infrastruktury importowej w Grecji (terminale LNG) oraz do rynku azerskiego. W tych uwarunkowaniach w zakresie rozbudowy zdolności transportowych będzie w stanie importować gaz ziemny wydobywany w Rumunii w ramach projektu Neptun Deep, obejmującego zagospodarowanie złóż Domino i Pelican South („Komentarze IEŚ”, nr 1164). Jednocześnie rozbudowywana infrastruktura sprawi, że wraz z realizacją gazociągu z Macedonią Północną, Serbia będzie mogła w jeszcze większym zakresie pełnić rolę tranzytową dla dostaw surowca do Bośni i Hercegowiny oraz Węgier. W konsekwencji nastąpi lepsza integracja rynków państw Europy Południowej oraz Środkowej. Poprzez kolejny gazociąg w regionie wzmocnieniu ulegnie także poziom bezpieczeństwa energetycznego w kontekście dostaw gazu ziemnego.

Dla Rumunii budowa gazociągu to przede wszystkim możliwość skierowania do Serbii, a także pośrednio do innych państw europejskich gazu ziemnego, który będzie wydobywany w ramach projektu Neptun Deep. Odgrywanie większej roli eksportera w regionie wymusza potrzebę rozbudowy odpowiedniej infrastruktury. Wzrost konkurencyjności i dywersyfikacja dostaw gazu ziemnego stanowią największe atuty dla Rumunii jako jednego z najważniejszych producentów surowca w tej części Europy.

Wnioski

• Budowana i rozbudowywana w Europie Południowej infrastruktura gazowa ma przede wszystkim zapewnić większą dywersyfikację źródeł oraz kierunków dostaw gazu ziemnego. Tego typu działania są kluczowe w kontekście zakończenia umowy gazowej pomiędzy Federacją Rosyjską a Ukrainą w zakresie tranzytu surowca. Nie wiadomo, w jaki sposób brak dostaw surowca z tego kierunku wpłynie na dostępność gazu ziemnego, a tym samym na bezpieczeństwo energetyczne państw Europy Południowej oraz Środkowej. Co ciekawe, w ostatnim czasie Ukraina (jeszcze przed działaniami zbrojnymi w obwodzie kurskim na terenie Federacji Rosyjskiej) sygnalizowała, że może zgodzić się na dostawy gazu ziemnego od 2025 r., jeżeli surowiec pochodziłby z innych państw niż Rosja. W grę wchodzą m.in. dostawy z Azerbejdżanu, przy czym byłby to proces skomplikowany.
• Trwający rozwój zdolności przesyłowych w Europie Południowej napotyka momentami pewne ograniczenia, co wynika przede wszystkim z nadal dużej dostępności surowca z Rosji (w Turcji), zmniejszonego regionalnego zapotrzebowania na gaz ziemny (efekt kryzysów energetycznych z ostatnich lat) oraz możliwych trudności w finansowaniu nowych projektów energetycznych (w przypadku gazociągu IGB bierze się pod uwagę m.in. finansowanie z funduszy amerykańskich, w tym USAID).
• Trudności w rozbudowie gazociągu IGB wydają się jednak wyłącznie chwilowe. Wraz z oddaniem do eksploatacji terminala regazyfikacyjnego w Aleksandropolis oraz w momencie faktycznego wstrzymania dostaw gazu ziemnego przez terytorium Ukrainy naturalną opcją importu dla wielu państw będzie południe Europy. Wówczas gazociąg IGB będzie pełnić ważną w tym zakresie funkcję zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego dla państw Europy Południowej oraz Środkowej.

[1] Spółka ICGB AD jest zarejestrowana w Bułgarii, a jej udziałowcami są Bulgarian Energy Holding (50%) i IGI Poseidon S.A. (50%) z Grecji. Z kolei udziałowcami IGI Poseidon S.A. są grecka firma DEPA International Projects S.A. (50%) i włoska grupa energetyczna Edison S.p.A. (50%).

[2] W jej ramach nie jest planowana budowa nowych gazociągów, ale realizacja już wcześniej zdefiniowanych, choć częściowo nadal niewykonanych projektów (np. modernizacja sieci gazociągów w Bułgarii, budowa interkonektora bułgarsko-rumuńskiego).

[Zdj. materiały prasowe]