Επιλέξτε Σώμα: Color 1 Color 2 Color 3
Youtube Twitter Facebook Rss

ΑΠΟΨΗ

"Ο TAP μπορεί να έχει και αρνητικές εξελίξεις" -Δεν είναι όλα "ρόδινα" για την Ελλάδα

29.06.2013 | 07:17
Γράφει ο
Βασίλης Γιαννακόπουλος,
γεωστρατηγικός αναλυτής
geostrategical@yahoo.gr



Το Αζερμπαϊτζάν συνιστά σημαντικό προμηθευτή πετρελαίου και φυσικού αερίου για την περιοχή της Κεντρικής Ασίας και της Ευρώπης. Μάλιστα, η ικανότητα παραγωγής φυσικού αερίου αναμένεται να πολλαπλασιασθεί αισθητά τα επόμενα χρόνια. Μοναδικό πρόβλημα της κυβέρνησης του Μπακού είναι η αβεβαιότητα, που δημιουργεί η απαίτηση της Τεχεράνης στην κατανομή της Κασπίας Θάλασσας (ένα πέμπτο σε Αζερμπαϊτζάν, Ιράν, Τουρκμενιστάν, Καζακστάν και Ρωσία).


Τομέας παραγωγής αζέρικου φυσικού αερίου

Σύμφωνα με την U.S. Energy Information Administration, τα αποδεδειγμένα αζέρικα αποθέματα φυσικού αερίου ανέρχονται σε 30 tcf (τρισεκατομμύρια κυβικά πόδια) ή 850 bcm (δισεκατομμύρια κυβικά μέτρα).

Σχεδόν το σύνολο του φυσικού αερίου του Αζερμπαϊτζάν παράγεται από δύο υπεράκτια κοιτάσματα: το ACG complex και το Shah Deniz (περίπου 40 km νοτιοανατολικά του Μπακού, στην Κασπία Θάλασσα). Το 2010, το Αζερμπαϊτζάν παρήγαγε 589 bcf (δισεκατομμύρια κυβικά πόδια) ή 16,6 bcm φυσικού αερίου και κατανάλωσε 350 bcf. Η παραγωγή του Shah Deniz ξεκίνησε στα τέλη του 2006, και έκτοτε, τριπλασιάσθηκε η συνολική παραγωγή του αζέρικου φυσικού αερίου. Το κοίτασμα ACG παρέχει φυσικό αέριο στην Azerigaz, μέσω υποθαλάσσιου αγωγού στο τερματικό Sangachal του Μπακού. Το Sangachal βρίσκεται νότια του Μπακού και είναι ένας από τους μεγαλύτερους ολοκληρωμένους τερματικούς σταθμούς επεξεργασίας φυσικού αερίου και πετρελαίου στον κόσμο. Εκεί μεταφέρεται, αποθηκεύεται και επεξεργάζεται το αργό πετρέλαιο και το φυσικό αέριο από τα ενεργειακά πεδία ACG complex και Shah Deniz. Στη συνέχεια, οι υδρογονάνθρακες μεταφέρονται μέσω του South Caucasus Pipeline προς εξαγωγή.

Η μελλοντική αύξηση της παραγωγής του αζέρικου φυσικού αερίου αναμένεται να προέλθει από τη συνεχιζόμενη ανάπτυξη του Shah Deniz, καθώς σύμφωνα με τη BP, τα εκτιμώμενα αποθέματα του εν λόγω κοιτάσματος ανέρχονται σε περίπου 30 tcf φυσικού αερίου.

Η πρώτη φάση της ανάπτυξης του κοιτάσματος Shah Deniz, η παραγωγή της οποία ξεκίνησε το 2006, περιλαμβάνει μία σταθερή υπεράκτια πλατφόρμα, δύο υποθαλάσσιους αγωγούς για τη μεταφορά των υδρογονανθράκων στην ξηρά, καθώς και ένα νέο χερσαίο τερματικό σταθμό επεξεργασίας φυσικού αερίου, δίπλα στον υφιστάμενο τερματικό σταθμό Sangachal. Το 2010, το Shah Deniz παρήγαγε περίπου 243 bcf φυσικού αερίου και 15 εκατομμύρια βαρέλια πετρελαίου, ενώ ταυτόχρονα, συνέχισε να προμηθεύει με φυσικό αέριο τις αγορές του Αζερμπαϊτζάν, της Γεωργίας και της Τουρκίας. Η μέγιστη ετήσια παραγωγή της πρώτης φάσης ανάπτυξης του Shah Deniz αναμένεται να ανέλθει σε 315 bcf και σε 18 εκατομμύρια βαρέλια πετρελαίου (50.000 βαρέλια ανά ημέρα). Ωστόσο, η πλήρης ανάπτυξη της παραγωγής του πεδίου Shah Deniz, που αναμένεται να ξεκινήσει μετά το 2017, υπολογίζεται σε επιπλέον 560 bcf, καθιστώντας το ένα από τα μεγαλύτερα έργα ανάπτυξης φυσικού αερίου σε όλο τον κόσμο. Δηλαδή, υπολογίζεται να παράγει περίπου 875 bcf (24,7 δισεκατομμύρια κυβικά μέτρα) φυσικού αερίου ετησίως, με το οποίο θα εφοδιάζει τις ευρωπαϊκές αγορές ενέργειας.

Σχετικά με τις τουρκο-αζέρικες ενεργειακές σχέσεις, θα πρέπει να αναφερθεί ότι τον Οκτώβριο του 2011 οι δύο χώρες υπέγραψαν αρκετές συμφωνίες εξαγωγής φυσικού αερίου, συμπεριλαμβανομένων εκείνων που σχετίζονται με τη μεταφορά αζέρικου φυσικού αερίου προς την Ευρώπη μέσω της Τουρκίας, καθώς και των συμφωνιών πώλησης φυσικού αερίου από το Αζερμπαϊτζάν στην Τουρκία.




Η Azerigaz, ως θυγατρική της SOCAR, είναι υπεύθυνη για την επεξεργασία, τη μεταφορά, τη διανομή και την αποθήκευση του φυσικού αερίου, κυρίως στην εγχώρια αγορά. Η Azneft, μια άλλη θυγατρική της SOCAR, είναι υπεύθυνη για την εξερεύνηση, την ανάπτυξη και την παραγωγή των παλαιότερων χερσαίων και υπεράκτιων κοιτασμάτων φυσικού αερίου, που κατέχει η SOCAR. Η Azerbaijan International Operating Company (AIOC) είναι η μεγαλύτερη ξένη κοινοπραξία που συνεργάζεται με τη SOCAR και ασχολείται αφενός με την ανάπτυξη του κοιτάσματος πετρελαίου και φυσικού αερίου Azeri Chirag Guneshli (ACG), αφετέρου με το κοίτασμα φυσικού αερίου Shah Deniz.

Η AIOC είναι μια κοινοπραξία 10 εταιρειών πετρελαιοειδών, που έχουν υπογράψει συμβόλαια με το Αζερμπαϊτζάν. Η BP προΐσταται στην AIOC, στην οποία συμμετέχουν: η Chevron, η Statoil, η Turkiye Petrolleri, η ExxonMobil και η SOCAR. Η BP και ένας αριθμός εταίρων της AIOC πραγματοποίησαν σημαντικές άμεσες επενδύσεις στον τομέα ανάπτυξης της ACG, καθώς επίσης και στην κατασκευή του πετρελαιαγωγού Μπακού-Τιφλίδας-Τσεϊχάν (BTC). Πέραν αυτών, η BP είναι ο μεγαλύτερος ξένος επενδυτής στο Αζερμπαϊτζάν από το 1992. Η BP μαζί με τη Statoil έχουν αναλάβει τον τομέα του φυσικού αερίου του κοιτάσματος Shah Deniz και είναι οι μεγαλύτεροι μέτοχοι της κοινοπραξίας Shah Deniz (BP 25,5% και Statoil 25,5%).


Ερωτήματα για τον αγωγό Trans Adriatic Pipeline (TAP)

Η ελληνική κυβέρνηση εκτιμά ότι η απόφαση του Αζερμπαϊτζάν να επιλέξει τον αγωγό ΤΑΡ, έναντι του Nabucco West, για τη μεταφορά του φυσικού αερίου της Κασπίας στην Ευρώπη, συνιστά μια από τις πλέον θετικές εξελίξεις σε γεωστρατηγικό, πολιτικό, γεωοικονομικό και φυσικά επενδυτικό επίπεδο, των τελευταίων χρόνων για την Ελλάδα.

Βραχυμεσοπρόθεσμα, όλα τα δεδομένα είναι λογικό να οδηγούν σε αυτή την εκτίμηση. Αυτή η εκτίμηση ακούγεται με περισσή αισιοδοξία όχι μόνο από τα κυβερνητικά στελέχη, αλλά και από στελέχη της αντιπολίτευσης. Εξάλλου ήταν αναμενόμενο ότι η νέα δικομματική ελληνική κυβέρνηση δεν θα άφηνε να πάει χαμένη μια τέτοια ευκαιρία, η οποία θα δημιουργούσε τις προϋποθέσεις για την επανέναρξη του success story, που τόσο απότομα διεκόπη πριν λίγες εβδομάδες.

Πέρα από όλα αυτά τα θετικά και μη αμφισβητήσιμα προς το παρόν μηνύματα, η κατασκευή και η λειτουργία του αγωγού TAP, μεσομακροπρόθεσμα, μπορεί να επιφέρει αρνητικές εξελίξεις στον ενεργειακό τομέα της Ανατολικής Μεσογείου και κυρίως στην εκμετάλλευση των ισραηλινών, των κυπριακών και των πιθανών ελληνικών κοιτασμάτων φυσικού αερίου (Δυτικής Ελλάδας και νοτίως της Κρήτης). Συγκεκριμένα, γεννούνται σημαντικά ερωτήματα, όπως:
• Ο αγωγός TAP θα λειτουργήσει ανταγωνιστικά στην εξαγωγή του ισραηλινού, κυπριακού και του πιθανού μελλοντικού ελληνικού φυσικού αερίου προς τις ευρωπαϊκές αγορές ενέργειας; Αν ναι, τότε ποιες θα είναι οι συνέπειες για την Ελλάδα και την Κύπρο ως προς την εκμετάλλευση αυτών των αποθεμάτων υδρογονανθράκων;
• Κατά πόσο η θέση και η λειτουργία του TAP θα ληφθεί υπόψη από τους Ισραηλινούς, με αποτέλεσμα να επιλέξουν τη σύνδεσή τους με αυτόν, αντί να επιλέξουν το σχεδιασμό ενός αγωγού Ανατολικής Μεσογείου–Κρήτης–Ηγουμενίτσας–Ιταλίας, που σαφώς προωθεί τα ελληνικά συμφέροντα; Εδώ θα πρέπει να τονίσουμε ότι η ευθεία απόσταση από τα ισραηλινά ενεργειακά πεδία της Ανατολικής Μεσογείου μέχρι τον αγωγό TAP είναι περίπου 700 χιλιόμετρα (περιοχή της Άγκυρας) και το κόστος σύνδεσης υπολογίζεται σε δύο έως τρία δισεκατομμύρια δολάρια. Αντίθετα, η κατασκευή ενός τερματικού σταθμού υγροποίησης φυσικού αερίου στην Ανατολική Μεσόγειο υπολογίζεται σε περίπου 10 δισεκατομμύρια δολάρια. Φυσικά, τα ίδια δεδομένα θα έχει να επεξεργασθεί και η Κυπριακή Δημοκρατία, σε περίπτωση που τα αποθέματά της σε φυσικό αέριο είναι εξαγώγιμα. Δηλαδή, Τελ Αβίβ και Λευκωσία δεν είναι απίθανο να καταλήξουν στην επιλογή διασύνδεσης με τον TAP, μέσω Τουρκίας.
 

 

Στην ίδια κατηγορία

ΣΧΟΛΙΑ


 

Κάντε Like: Onalert.gr στο Facebook