Der Südkorridor: Die Entscheidung

Die scheinbar endlose Debatte über den Südlichen Korridor ist auf der Zielgeraden. Sie wird in diesem Frühjahr entschieden, nicht etwa, weil das Machtspiel der letzten Jahre durch geostrategische Entscheidungen der Politik beendet wurde, sondern weil aktuelle ökonomische Fakten eine rasche Entscheidung erfordern. Es muss konkrete Planungssicherheit geschaffen werden, damit 2018-20 die 10 Milliarden Kubikmeter (bcm) Gas der zweiten Phase der Entwicklung des Shah-Deniz-Feldes ihren Käufer finden können. Voraussichtlich werden weder Nabucco, noch die Pipeline Türkei-Griechenland-Italien (ITGI-Poseidon) am Ende realisiert, vielmehr heißt der Favorit: Trans-Adriatic-Pipeline (TAP).

Die EU will Diversifizierung

Insbesondere nach dem russisch-ukrainischen Gaskonflikt Anfang 2006, in gewisser Weise die Geburtsstunde einer europäischen Energiepolitik, entschied sich die EU zu einer weiteren Diversifizierung ihrer Gasimporte. Im Wissen um die schrumpfenden eigenen Gasvorkommen und die wachsenden Ängste vor einer zu großen Abhängigkeit von Russland, entschied sich Brüssel für die Unterstützung von Überlegungen, Gas aus dem kaspischen und zentralasiatischen Raum über einen südlichen Korridor nach Europa zu transportieren. Die EU machte sich damit die bereits 1997 vom US State Department im Caspian Basin Report formulierten geostrategischen Überlegungen zu eigen.

Im November 2008 beschrieb die EU Kommission ihre Initiative für den Südlichen Korridor im EU Security and Solidarity Action Plan. Brüssel ging es nach den Worten von EU-Präsident Manuel Barroso um die Unabhängigkeit von dem einen großen Gasproduzenten, der in acht Mitgliedstaaten 100% des Gasbedarfes abdeckte. Mit dem Ausbruch des Gasstreites zwischen Russland und Ukraine im Januar 2009 wurden solche Befürchtungen noch verstärkt. Am 8. Mai 2009 unterzeichneten Vertreter der wichtigsten zentralasiatischen und kaspischen Länder, die Türkei und Ägypten in Prag eine Erklärung zur Unterstützung des Südlichen Korridors. Die offizielle Erklärung des Prager Gipfels bezeichnete dieses projektierte System von Gas- und Ölpipelines als länder- und menschenverbindende "moderne Seidenstrasse". Als mögliche Verwirklichung dieser Strategie erwähnte die Erklärung das von einem Konsortium aus sechs Unternehmen bereits 2002 vorgeschlagene Pipeline-Projekt Nabucco. Mit einer Durchsatzleistung von 31 Milliarden Kubikmeter (bcm) jährlich sollte das Gas aus dem Kaspischen Meer und Nahost nach Europa transportiert werden. Jeweils 16,67% von Nabucco wurden von der österreichischen OMV, der ungarischen MOL Group, der bulgarischen Bulgargaz, der rumänischen Transgaz, der türkischen BOTAS und der deutschen RWE. Am 13. Januar 2011 erklärten EU- Kommissionspräsident Barroso und Energiekommissar Oettinger gemeinsam mit den aserbaidschanischen Präsidenten, die Absicht, das Gas aus Shah-Deniz Phase II und weiteren Feldern von Baku nach Europa zu bringen.

Shah-Deniz als zentrales Upstream-Projekt

Das 1999 entdeckte Shah-Deniz-Feld verfügt über bewiesene und förderbare Gasreserven von mindestens 1,2 Billionen Kubikmeter (tcm). Betrieben wird das Shah-Deniz-Feld von der BP, die einen Anteil von 25,5% hält und als technischer Betreiber der SCP Pipeline fungiert. Die norwegische Statoil hält den gleichen Anteil und ist der kommerzielle Betreiber des SCP-Unternehmens. Mit je 10% sind SOCAR, Total, LukAgip (ein gemeinsames Unternehmen von ENI und Lukoil) und NICO (Iran) beteiligt. TPAO (Türkei) besitzt 9% der SCP.

Schon die erste Phase der Erschließung konnte jährlich bereits ca. 6,8 bcm Gas in die Türkei sowie 3,2 bcm in die lokalen Märkte von Aserbaidschan und Georgien liefern. Die zweite Phase nun wird entscheidend für die Planungen über die Pipeline des Südlichen Korridors. Die finalen Investitionsentscheidungen über die Phase II des Shah-Deniz Projektes werden für 2013 erwartet, sobald die Transportwege nach Europa beschlossen sind und die Regierungen der entsprechenden Transitländer entsprechende Garantien gegeben haben. Vor der endgültigen Entscheidung des Shah-Deniz-Konsortiums müssen auch die Vertragsverhandlungen mit Transporteuren und Abnehmern des Gases abgeschlossen sein. Da diese außerordentlich komplex sind, setzen sie eine Entscheidung des Shah Deniz Konsortiums in diesem Frühjahr voraus, welche der möglichen Alternativen angestrebt wird. Die zweite Phase der Erschließung soll Gasvolumina von 17,8 bcm ermöglichen. Von diesen sollen 1,6 bcm in die lokalen Märkte von Aserbaidschan und Georgien gehen, 6 bcm in die Türkei und 10 bcm nach Südosteuropa und die EU geliefert werden.

Mit der Entdeckung des Shah-Deniz-Feldes rückte Aserbaidschan in das Zentrum der geostrategischen Überlegungen, gleichzeitig wurde das Ziel, für das dort gefundene Gas einen Markt zu finden, zur treibenden ökonomischen Kraft beim Ausbau des Südlichen Korridors geworden.

Zukunftsentscheidungen im Frühjahr 2012

Das 1999 geschlossene Production Sharing Agreement (PSA) zur Ausbeutung des Shah-Deniz-Feldes hat eine Laufzeit bis 2036. Auch mit der aktuellen Verlängerung um fünf Jahre, bleiben dem Konsortium nach Beginn der Produktion nur zwei Jahrzehnte, um die Kosten zu decken und den angestrebten Gewinn zu erwirtschaften. Die Planungen gehen davon aus, dass 2017-18 die volle Produktion der zweiten Phase des Shah-Deniz erreicht wird und in die Türkei und die EU geliefert wird. Die Anleger von Shah-Deniz stehen daher unter einem erheblichen Zeitdruck, die Gas-Käufer und die Transport-Pipelines auszuwählen. Am 1. Oktober 2011 haben die vorgeschlagenen Transport-Projekte ihre festen Transport-Tarife genannt, die potentiellen Gaskäufer die auf ihren möglichen Märkten zu erzielbaren Verlaufserlöse genannt. Die Gasverkäufer von Shah-Deniz prüfen derzeit die Vorschläge und werden laut einer Erklärung von Rovnag Abdullayev, dem CEO von SOCAR, bis Ende März 2012 ihre Käufer und Transport-Pipelines auswählen.

Die Verwirklichung des Südlichen Korridors bedeutet aber wesentlich mehr als die Auswahl der Käufer und des mit diesen korrespondierenden Downstream-Projekts. Tatsächlich ist der Südliche Korridor eine Ansammlung großer und komplexer Einzelprojekte, die sorgfältiger Koordination und Abstimmung bedürfen. Man kann es kaum anders sagen: Es ist eine gigantische Aufgabe, sozusagen ein ökonomisch-politisches Gesamtkunstwerk Gas im Asien zu entdecken, es zu fördern und über tausende von Kilometern durch mehrere Länder mit unterschiedlichen Interessen, gewachsenen historischen Loyalitäten und Rechtssytemen dorthin zu transportieren, wo es dann einen Markt findet, mit dem die gewaltigen Investitionen bis dahin Stück für Stück bezahlt und die Investoren Gewinnen erzielen können, die ihr Engagement rechtfertigt. Die wichtigsten Teile dieses Gesamtprojektes sind:

- Der Shah-Deniz Upstream Capex (ca. 23 Mrd. Dollar).

- Die europäischen Downstream-Projekte (zwischen 3 und 17 Milliarden Euro). Es bedarf einer komplexen Koordination, Planung und Zusammenarbeit mit vorhandenen Transport-Anbietern.

- Der Ausbau des BOTAS-Pipelinesystems in der Türkei (ca. 2-4 Mrd. Euro) oder einer neuen Pipeline durch die Türkei. Ankara hat ein finanzielles Interesse, dass die Türkei nicht nur als Transitland, sondern auch als Gashändler fungieren kann. Am 25. Oktober 2011 wurden in Izmir mehrere Abkommen zwischen der Türkei und Aserbeidschan über den Ausbau des BOTAS unterzeichnet.

- Die Bedürfnisse des Shah-Deniz-Konsortium nach Kapazitäten der South Caspian Pipeline (SCP) für den Transport der Fördermengen der zweiten Phase. Bislang scheinen sich die Erwartungen noch von denen der Regierung in Baku zu unterscheiden, doch es gibt Hinweise, dass eine neue 56''-Pipeline durch Aserbaidschan und zwei Kompressorstationen für die Bereitstellung der Infrastruktur gebaut werden.

Angesichts dieser komplexen Aufgaben müssen die Entscheidungen über den Südlichen Korridor in sehr kurzer Zeit gefällt werden. Die existierende Gasquelle muss ihren Markt finden, die Entscheidungen des Shah-Deniz-Konsortium und der Regierung in Baku werden in den nächsten Wochen stattfinden. Mögliche neue Gasquellen in Turkmenistan oder der kurdischen Region des Nordirak mögen mittelfristig eine Rolle spielen, können aber für die aktuelle Entschlussfassung nicht entscheidend sein. Die letzte Entscheidung muss sich nach konkret zu einem bestimmten Zeitpunkt auf dem Markt befindliche Gasmengen richten, nicht nach geopolitisch wünschenswerten Szenarien, die sich viel stärker nach potentiell vorhandenen Gasmengen richten. Genau deshalb wird das lange von der Politik in Europa - mit guten Gründen- favorisierte Nabucco-Projekt immer unwahrscheinlicher.

Die sinkenden Chancen von Nabucco

So einig sich die EU-Staaten über die notwenige Diversifizierung der Gasversorgung zeigen, so unterschiedliche Vorstellungen existierten von Anfang an über die Erreichung dieses Zieles. Unter den Europäern bestand zu keinem Zeitpunkt ein Konsens darüber, wie das nicht-russische Gas nach Europa gebracht werden soll.

- Eine Reihe von EU-Mitgliedsstaaten, nicht zuletzt Deutschland und Italien, haben keinerlei Interesse an Konfrontationen mit Rußland. Hier fürchtet man, die Energiepartnerschaft mit den Russen, die sich seit 1970 als verlässlicher Partner erwiesen haben, durch ein 31 bcm-Projekt zu gefährden, das in Moskau stets (und mit gutem Grund) als Herausforderung für die eigenen Absatzinteressen in Europa bewertet wurde.

- Der deutsche Energieversorger RWE, der treibende Kraft des Konsortiums, unterzeichnete im Sommer 2011 ein Memorandum of Understanding mit Gazprom über den gemeinsamen Bau von neuen Gaskraftwerken. Trotz gegenteiliger Beteuerungen und dem Scheitern der gemeinsamen Umsetzung des RWE/Gazprom Deals sind Zweifel angebracht, ob die Interessen der RWE an Nabucco sich nicht verändert haben.

- Vor allem aber stellte sich die Frage, woher das Gas eigentlich kommen soll, um die Nabucco-Pipeline zu füllen? Die Nabucco-Aktionäre haben ganz offenbar den Verkäufern des Shah-Deniz II ein Angebot für den Transport von 21 bcm Gas via Nabucco unterbreitet. Shah-Deniz kann aber - aus den genannten Gründen - nur 10 bcm zur Verfügung stellen. Auch zusammen mit einem Re-Export der an die türkische BOTAS verkauften 6 bcm kann das Gesamtvolumen des verfügbaren Gases nur 16 bcm betragen. Trotz der sicherlich großen Reserven im kurdischen Nordirak und eventuell auch im Iran braucht es für die verantwortliche Planung eines solchen Multi-Milliarden-Euro-Projekts konkrete Zusagen der Verfügbarkeit in einem absehbaren Zeitraum. Nur wenn das Pipeline-Projekt Gewinne für Anleger und Banken garantiert, kann es wirtschaftlich sein. Die Umsetzung von Pipeline-Projekten wird vom upstream, also den konkret vorhandenen und zu vermarktenden Mengen bestimmt, nicht von geostrategischen Überlegungen. Im Idealfall ergänzen sich ökonomische und politische Erwägungen. Wollte man jedoch die Geostrategie zum entscheidenden Faktor machen, müssten massiv Steuergelder für ein Pipeline-Projekt eingesetzt werden, wozu die EU aber nur sehr bedingt in der Lage ist. Momentan kann solches auf der Welt wohl nur China. Beijing hat mit der Finanzierung der Turkmenistan-China-Pipeline vorgemacht, wie ein Land strategisch ein Projekt vorantreiben und realisieren kann. Die Uneinigkeit der europäischen Staaten ließ wichtige Chancen verstreichen, um weitere Partner fest einzubinden. In der kurdischen Region des Irak etwa wurden zwar große Gasreserven entdeckt (siehe dazu meinen Artikel in European Energy Review, New Stability and Prospects for Kurdish Oil and Gas, 5. 12. 2011), aber ihre rechtzeitige Entwicklung für das Projekt Südlicher Korridor wurde durch fehlenden politischen Willen beim Abnehmer verpasst. Früher oder später wird kurdisches - und auch iranisches - Gas seinen Weg nach Europa finden, für die anstehende konkrete Entscheidung spielt es jedoch keine Rolle.

- Mehrere Gründe machen zudem die Hoffnung zunichte, die benötigten Gasmengen aus Turkmenistan hinzuzubekommen. Erstens ist es unwahrscheinlich, dass die Russische Föderation ihre (ökologisch begründeten) Einwände gegen den Bau einer Trans-Caspian Pipeline (TCP) aufgeben würde. Nicht zuletzt aufgrund der laufenden großvolumigen Transport-Verpflichtungen Aschgabats gegenüber Moskau behält die Russische Föderation den Hebel für den Widerstand in den Händen. Zweitens erscheint die Prioritätensetzung Aserbaidschans auf die Entwicklung, Produktion und den Export der eigenen Gasreserven neben Shah-Deniz II als wahrscheinlich (Absheron, Umid und ACG 'Deep' Fields). Selbst wenn Baku - dritttens- zu einem Handelsabkommen über den Transport turkmenischen Gases bereit wäre, bräuchte es für den Bau der TCP auch kommerzielle Investoren. Die Entwicklung der turkmenischen Produktion (South Yolatan), die Baukosten einer 800 km langen Ost-West-Pipeline durch Turkmenistan und die TCP selbst würden drei weitere Riesenprojekte der Entwicklung des Südlichen Korridors hinzufügen. Außer dem turkmenischen Staat haben sich bislang keine privaten Investoren für eines dieser Vorhaben gefunden.

Da es zu Beginn des Jahres 2012 sehr unwahrscheinlich erscheint, dass Nabucco jemals realisiert wird, sollten die konkurrierenden Projekte des Südlichen Gas-Korridors in den Blick genommen werden.

Pipeline-Projekte TAP und SEEP als wahrscheinlichste Optionen

Die Interconnector Türkei-Griechenland-Italien (ITGI) besteht eigentlich aus zwei Projekten: dem griechischen Landabschnitt und der IGI-Poseidon, welche die ionische Küste nach Süditalien verbindet. Noch fehlt diesen Projekten eine Finanzierung für den Neubau von 550 km Pipeline über Land, die rechtzeitig das Gas von Shah-Deniz II von der türkisch-griechischen Grenze an die griechisch-ionische Küste transportiert. Wahrscheinlich wird die DESFA, das griechische Staatsunternehmen für Erdgas, die Pipeline konstruieren. Aber das Shah-Deniz-Konsortium und die aserbaidschanische Regierung werden genau die Risiken dieser Lösung prüfen. Fraglich ist die Skalierbarkeit des Offshore-Abschnitts der IGI-Poseidon, wobei keiner der beiden Aktionäre (DEPA und Edison) selbst ein potenter Gaskäufer ist oder wesentliche Kompetenz zur Bereitstellung der Infrastruktur besitzt.

Die Trans-Adriatic-Pipeline (TAP) baut auf die Konstruktion und Finanzierung eines Pipeline-Neubaus von Komotini nahe der türkisch-griechischen Grenze an die albanische Grenze, durch Albanien und die Adria nach Italien. Für den griechischen Landabschnitt würden die TAP-Anleger auch ein Joint Venture mit DESFA eingehen. Das nicht zuletzt durch die NATO-Mitgliedschaft eindeutig stabilisierte Albanien signalisiert Kooperation mit dem TAP-Konsortium, da auch Tirana die enorme Chance für die Integration in ein transnationales Energie-Projekt dieser Dimension erkannt hat. Überlegungen einer Verbindungsleitung in die Nachbarländer würden Albanien zur Energie-Drehscheibe für den Balkan machen und einen neuen Gas-Markt eröffnen. Die TAP-Hauptaktionäre E.ON und Statoil bringen dabei große Expertise in Bau und Betrieb der Onshore- und Offshore-Pipelines ein; zusammen mit dem dritten Großaktionär, dem Schweizer Energieversorger EGL, kann das entsprechende Kapital zur Verfügung gestellt werden. Die - anders als Nabucco - nicht im Mittelpunkt der öffentlichen Debatte stehende TAP hat größere Chancen verwirklicht zu werden.

Erst im September 2011 wurde die Süd-Ost-Europa-Pipeline (SEEP) als dritte Alternative vorgeschlagen. Das von der BP initiierte Projekt erscheint wie eine neu strukturierte und kompakte Version von Nabucco. Durch die Nutzung bestehender Verbindungsleitungen in Südosteuropa vermeidet SEEP die gigantischen Investitionskosten des kompletten Neubaus der Nabucco-Pipelines. Nur 1300 km neue Leitungen müssten für die Fertigstellung des Projekts verlegt werden. Ähnlich dem TAP-Projekt könnte das Gas in die Märkte der Transitländer Bulgarien, Rumänien, Ungarn und möglicherweise Kroatien eingespeist werden. Ebenso wie bei TAP können die SEEP-Kapazitäten von 10 bcm später durch Kompressoren noch erhöht werden. Dennoch ist SEEP, anders als TAP, bislang nur ein Konzept und noch kein detailliert ausgearbeiteter Projektplan mit Machbarkeitsstudie und Kostenvoranschlag.

Es erscheint wahrscheinlich, dass das ausgereiftere Konzept der TAP den Zuschlag des Shah-Deniz-Konsortium bekommt. Es ist denkbar, dass dann für SEEP zu einem späteren Zeitpunkt ein weiterer Vertrag geschlossen wird. Mit TAP und SEEP hätte Europa eine Verbindung von Shah-Deniz über Südeuropa und eine weitere, die das Gas nach Mittel- und Osteuropa transportiert. Beide Projekte sind so konzipiert, dass sie auf die Unsicherheiten des zukünftigen Gasbedarfes in Europa flexibel reagieren können. Sollte der Bedarf in Europa weiter steigen, so können die Volumina sowohl von TAP als auch von SEEP ohne große Probleme verdoppelt werden und dann auch Gasvorkommen aus dem Nordirak, Iran, Turkmenistan oder sogar Ägypten nutzen.

Was bedeutet das für die EU? Die von der Kommission - und in den letzten zwei Jahren besonders von dem deutschen Energiekommissar Günther Oettinger - vorangetriebene Diversifizierungsstrategie wird Realität. Sie kommt aber in einem Volumen, das von Russland nicht als Angriff auf seine Interessen aufgefasst werden muss. Russland bleibt ein wichtiger Energiepartner für die EU, muss sich aber zukünftig einem stärkeren Wettbewerb nicht nur durch LNG, sondern auch durch kaukasisches Pipeline-Gas stellen. Der Druck auf öl-indexierte Gaspreise wird wachsen, vor allem der Wettberb insgesamt. Der Energieträger Gas, dem die Internationale Energie-Agentur (IEA) gerade ein "Goldenes Zeitalter" vorausgesagt hat, wird in der europäischen Energieversorgung auf diese Weise noch lange eine verlässliche, bezahlbare und damit die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie sichernde Rolle spielen.

Zur Person:
Friedbert Pflüger ist seit 2009 Honorar-Professor und Direktor des European Centre for Energy and Resource Security (EUCERS) am King's College London. Er war 20 Jahre Mitglied des Parlaments und Staatssekretär in der ersten Regierung Merkel. Pflüger ist Senior Advisor für Roland Berger Strategy Consultants und berät die albanische Regierung bezüglich ihrer Gas-Politik.

EUCERS ist Teil des Department of War Studies am King's College London und fördert das Verständnis der komplexen Zusammenhänge von Energie- und Ressourcenpolitik, internationalen Beziehungen und Sicherheitspolitik.