Μεταφορά Φυσικού Αερίου από την Κασπία στην Ευρώπη

Εισαγωγή Μεταφορά Φυσικού Αερίου από την Κασπία στην Ευρώπη Επικ. Καθ. ηµήτριος Μαυράκης ιευθυντής Κέντρου Ενεργειακής Πολιτικής και Ανάπτυξης Φώτιος Θωµαΐδης Χηµ. Μηχ., Υποψήφιος ιδάκτωρ ΚΕΠΑ ΕΚΠΑ ( 1) Η ενεργειακή κατανάλωση στις χώρες της Ευρωπαϊκής Ένωσης αναµένεται ότι θα συνεχίσει να αυξάνεται µε ετήσιο ρυθµό της τάξης του 0.7%, έως το 2020 [1]. Η πρόσφατη διεύρυνση (E-25) δεν µεταβάλλει σηµαντικά την εξάρτηση από εξωτερικές πηγές ενέργειας, η οποία αναµένεται να ανέλθει στο 70% το 2030 [2]. Αυτή η εκτίµηση είναι ενδεικτική του µεγέθους του προβλήµατος που καλείται να αντιµετωπίσει η Ευρωπαϊκή Ένωση διαµορφώνοντας εγκαίρως τις αναγκαίες πολιτικές που σχετίζονται µε την ασφάλεια και την διαφοροποίηση των πηγών τροφοδοσίας της. Το φυσικό αέριο αναµένεται να αυξήσει το µερίδιό του στην Ευρωπαϊκή αγορά ενέργειας από 22% το 2000 σε 29% το 2030. Ιδιαίτερα σηµαντική αναµένεται ότι θα είναι η διείσδυση του στον τοµέα της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας όπου τόσο οι πυρηνικές µονάδες όσο και οι µονάδες παραγωγής µε άνθρακα παραχωρούν µε ραγδαίο ρυθµό τη θέση τους στο φυσικό αέριο. Η προβλεπόµενη αύξηση της κατανάλωσης φυσικού αερίου στην Ε.Ε. και οι επιπλέον ποσότητες που απαιτούνται, παρουσιάζονται στο διάγραµµα του σχήµατος 1. 500 Mtoe 400 300 200 100 ΕΠΙΠΛΕΟΝ ΠΟΣΟΤΗΤΕΣ ΣΥΜΒΟΛΑΙΟΠΟΙΗΜΕΝΕΣ ΠΟΣΟΤΗΤΕΣ ΕΝ ΟΓΕΝΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗ 0 2002 2005 2010 2015 2020 Έτος Σχήµα 1: Προσφορά και ζήτηση φυσικού αερίου στην Ε.Ε. έως το 2020 (Eurogas [3]). Έως τώρα, οι βασικοί προµηθευτές αερίου της Ε.Ε. είναι η Ρωσία (47%), η Αλγερία (23%) και η Νορβηγία (25%) [4] (σχήµα 2). Στις συνθήκες αυτές, τα ζητήµατα της οµαλής λειτουργίας της αγοράς και της ασφάλειας τροφοδοσίας συναρτώνται µε την διεύρυνση των πηγών τροφοδοσίας και καθιστούν αναγκαία τη µελέτη ένταξης των πλούσιων κοιτασµάτων φυσικού αερίου της ευρύτερης περιοχής της Κασπίας και της Μέσης Ανατολής στους ενεργειακούς σχεδιασµούς της Ε.Ε. Άλλωστε η διεύρυνση της Ε.Ε. από 15 (Ε-15) σε 25 (Ε-25) στο προσεχές µέλλον σε 27 χώρες (Ε-27), µε τη συµµετοχή της Βουλγαρίας και της Ρουµανίας, µεταφέρει τα ανατολικά σύνορα της στις όχθες του Ευξείνου Πόντου. Αν µάλιστα πραγµατοποιηθεί και η ένταξη της 1 Υπότροφος ΕΠΑ. Σελίδα 1 από 16

Τουρκίας τότε η παρουσία της Ε.Ε. στην περιοχή της Κασπίας και των χωρών της Μ. Ανατολής µεταβάλει τους γεωπολιτικούς συσχετισµούς της περιοχής. Σχήµα 2: Εισαγωγές φυσικού αερίου στην Ε.Ε. το 2002. Στην παρένθεση αναγράφεται το δυναµικό κάθε χώρας - εξαγωγέα για το 2004 ( ) 2 (ΕΝΙ [4]). Η δηµιουργία ενός νέου ενεργειακού διαδρόµου εφοδιασµού των ευρωπαϊκών αγορών από την ευρύτερη περιοχή της λεκάνης της Κασπίας αποτελεί τη µόνη σοβαρή δυνατότητα της Ε.Ε. να διαφοροποιήσει τις πηγές τροφοδοσίας της µε φυσικό αέριο µέσω αγωγών. Η περιοχή αυτή, όµως, χαρακτηρίζεται από τοπικές συγκρούσεις, εθνικές αντιπαλότητες και νοµικές ασάφειες σε διακρατικές συµφωνίες και συνθήκες, που διαµορφώνουν ένα περιβάλλον εθνικών διενέξεων και συγκρούσεων όπου τα εµπλεκόµενα µέρη χρησιµοποιούνται ως όργανα προώθησης στρατηγικών ισχυροποίησης των ερεισµάτων των µεγάλων παικτών και των συµµάχων τους. Οι περισσότερες από τις διενέξεις αναπτύσσονται στην περιοχή της Υπέρ-καυκασίας όπου αναπτύσσονται και οι ενεργειακοί διάδροµοι της νότιας λεκάνης της Κασπίας. Οι συγκρούσεις στο Ναγκόρνο-Καραµπάχ µεταξύ Αζέρων και Αρµενίων και τα αυτονοµιστικά κινήµατα στη Γεωργία αποτελούν βασικά εµπόδια στην εξοµάλυνση και ανάπτυξη των οδών µεταφοράς υδρογονανθράκων προς τις δυτικές αγορές και εξ αντικειµένου διευκολύνουν τους Ρωσικούς σχεδιασµούς. Αντίθετα, η συνεχιζόµενη αστάθεια στη ηµοκρατία της Τσετσενίας στη νότια Ρωσία εξ αντικειµένου δυσχεραίνει τους Ρωσικούς σχεδιασµούς και ενισχύει τους σχεδιασµούς παράκαµψης των βόρειων οδεύσεων. Η ίδια η Κασπία και η αδυναµία επίτευξης συµφωνίας µεταξύ των παράκτιων χωρών για το νοµικό καθεστώς που την διέπει και τον τρόπο εκµετάλλευσης του ορυκτού της πλούτου, αποτελεί σοβαρό παράγοντα αστάθειας που υπό ορισµένες συνθήκες είναι δυνατόν να οδηγήσει σε θερµά επεισόδια κλιµακούµενης έντασης. Προβλήµατα που σχετίζονται µε ισλαµικά κινήµατα κατά µήκος των συνόρων του Ουζµπεκιστάν, του Τουρκµενιστάν, του Τατζικιστάν, του Κιργιστάν µέχρι το Αφγανιστάν 2 Το δυναµικό της Μέσης Ανατολής που αναγράφεται στο χάρτη αναφέρεται µόνο στις χώρες που εξάγουν φυσικό αέριο στην Ε.Ε., το Κατάρ, το Οµάν και τα Ηνωµένα Αραβικά Εµιράτα. Σελίδα 2 από 16

διαµορφώνουν επίσης ένα πλέγµα, ασταθειών σε τοπική κλίµακα, που µπορούν να επεκταθούν σε περιφερειακή κλίµακα, όπως έδειξαν τα πρόσφατα επεισόδια στην περιοχή. Επιπλέον, η συνεχιζόµενη αστάθεια στο Ιράκ, οι υφιστάµενες κυρώσεις στο Ιράν και η µη επίλυση του Παλαιστινιακού αποσταθεροποιούν την περιοχή και αυξάνουν τις αβεβαιότητες που σχετίζονται µε την ασφαλή εξόρυξη και µεταφορά των υδρογονανθράκων µέσω αγωγού. Μέσα σε αυτό το πλέγµα αβεβαιοτήτων η αναµενόµενη ολοκλήρωση του αγωγού µεταφοράς φυσικού αερίου από Baku προς Erzurum (Τουρκία) στα τέλη του 2006 εµφανίζει τα λιγότερα πολιτικά προβλήµατα και εποµένως συνιστά την πλέον ελκυστική βραχυπρόθεσµη πρόταση τροφοδοσίας της Ε.Ε. από την περιοχή σε συνδυασµό πάντοτε µε τις υφιστάµενες δυνατότητες του ρωσικών συµφερόντων αγωγού Blue Stream και του αντίστοιχου Ιρανικού αγωγού (Eastern Anatolia Natural Gas Transmission Line). Νότιος ενεργειακός διάδροµος Κασπίας Ε.Ε. Η σχεδίαση και η ανάπτυξη ενός νότιου ενεργειακού διαδρόµου που θα συνδέει τα κοιτάσµατα της ευρύτερης περιοχής της Κασπίας µε τα ενεργειακά καταναλωτικά κέντρα της Ευρώπης δια µέσου της Τουρκίας και της Ν.Α. Ευρώπης δύναται να συµβάλει αποτελεσµατικά στις προσπάθειες της Ε.Ε. για διαφοροποίηση των πηγών τροφοδοσίας της. Στόχευση του εν λόγω διαδρόµου θα πρέπει να είναι τόσο η τροφοδοσία των τελικών αγορών της Ευρωπαϊκής Ένωσης όσο και η βέλτιστη ανάπτυξη των ενδιάµεσων αγορών, που στο µεγαλύτερο µέρος τους ευρίσκονται υπό τον αποκλειστικό έλεγχο του ρώσικου µονοπωλίου. Μια ενδεικτική όδευση του ενεργειακού διαδρόµου παρουσιάζεται στο χάρτη του σχήµατος 3. Σχήµα 3: Ο προτεινόµενος νότιος ενεργειακός διάδροµος. Φυσικό αέριο στην ευρύτερη περιοχή της Κασπίας Μ. Ανατολής Τα συνολικά αποδεδειγµένα κοιτάσµατα φυσικού αερίου του Αζερµπαϊτζάν, Τουρκµενιστάν, Ιράν και Ιράκ κυµαίνονται από 33.97 Tcm [4] έως 34.07 Tcm [5], ενώ τα πιθανά κοιτάσµατα προσθέτουν επιπλέον 10.05 Tcm [6]. Τα κοιτάσµατα, η παραγωγή και κατανάλωση αερίου για κάθε χώρα συνοψίζονται στον πίνακα 1. Τα σηµαντικότερα πεδία Σελίδα 3 από 16

φυσικού αερίου της περιοχής, τα οποία δύνανται να τροφοδοτήσουν τον ενεργειακό διάδροµο παρουσιάζονται στο χάρτη του σχήµατος 4. Πίνακας 1: Πηγές τροφοδοσίας του νότιου ενεργειακού διαδρόµου. Χώρα Αποδεδειγµένα κοιτάσµατα (Tcm) Πιθανά κοιτάσµατα (Tcm) Παραγωγή το 2003 (Bcm) Κατανάλωση το 2003 (Bcm) Αζερµπαϊτζάν 1.37 1 4.8 8 Τουρκµενιστάν 2.9 4.5 55.1 14.6 Ιράν 26.5-26.7 0.3 ( 3) 79 80.4 Ιράκ 3.1 3.2 4.25 2.35 ( 4) N/A Σχήµα 4: Σηµαντικότερα πεδία ευρύτερης περιοχής της Κασπίας. Το Αζερµπαϊτζάν διαθέτει αποδεδειγµένα κοιτάσµατα που ανέρχονται στα 1.37 Tcm [5] ενώ τα πιθανά κοιτάσµατα εκτιµώνται στο 1 Tcm [6]. Περίπου 90% των αποδειγµένων κοιτασµάτων εντοπίζονται στην νότια περιοχή της Κασπίας Θάλασσας. Έως σήµερα το παραγόµενο αέριο δεν επαρκεί για να καλύψει τις ανάγκες της χώρας (σχήµα 5), οι οποίες ικανοποιούνται µε εισαγωγές από τη Ρωσία. Η ανακάλυψη, όµως, του πεδίου του Shah Deniz το 1999, θα µετατρέψει το Αζερµπαϊτζάν σε εξαγωγέα αερίου. Το Shah Deniz, που βρίσκεται 3 Σε περιοχές κοντά στην Κασπία. 4 Παραγωγή του Ιράκ το 2002. Σελίδα 4 από 16

στη νότια Κασπία Θάλασσα περίπου 100 km νοτιοανατολικά του Baku, διαθέτει 0.42 Tcm ( 5) αερίου [7] και η εκµετάλλευση του πεδίου αναµένεται να διαρκέσει περισσότερο από 30 έτη. Ο υπό κατασκευή αγωγός South Caucasus Pipeline θα µεταφέρει αέριο από το πεδίο του Shah Deniz στο Erzurum της Τουρκίας µέσω της Γεωργίας. Ο αγωγός διαµέτρου 42 ιντσών, συνολικού µήκους 690 km και χωρητικότητας 7.3 bcm/yr, που αναµένεται να τεθεί σε λειτουργία το τελευταίο τρίµηνο του 2006, θα µεταφέρει αρχικά 2 bcm/yr και στη συνέχεια 6.6 bcm/yr στην Τουρκία [7,9]. Αζερµπαϊτζάν 10 8 Bcm 6 4 2 0 1996 1998 2000 2002 2004 Έτος Παραγωγή Κατανάλωση Σχήµα 5: Παραγωγή και κατανάλωση αερίου στο Αζερµπαϊτζάν (ΒΡ [5]). Σύµφωνα µε στοιχεία της ΒΡ και της ΕΝΙ, τα αποδεδειγµένα κοιτάσµατα του Τουρκµενιστάν είναι 2.9 Tcm [4,5], ενώ τα πιθανά κοιτάσµατα εκτιµώνται σε 4.5 Tcm [6]. Η παραγωγή φυσικού αερίου αυξάνεται τα τελευταία χρόνια ενώ η κατανάλωση παραµένει σχεδόν σταθερή (σχήµα 6). Η χώρα εξάγει αέριο στην Ευρώπη µέσω του Ρωσικού δικτύου και στο Ιράν µέσω του αγωγού Korpezhe Kurt Kui (µε µήκος 200 km, διάµετρο 40 ίντσες και χωρητικότητα 8 bcm/yr). Το Τουρκµενιστάν διαθέτει δύο µεγάλα πεδία φυσικού αερίου, το Shatlyk µε αποθέµατα 1 Tcm και το Dauletabad Donmez µε αποθέµατα 1.2 Tcm [10]. Η είσοδος φυσικού αερίου από το Τουρκµενιστάν στον νότιο ενεργειακό διάδροµο δύναται να πραγµατοποιηθεί από τον σχεδιαζόµενο Trans Caspian Pipeline (TCP). Ο εν λόγω αγωγός θα διασχίζει την Κασπία Θάλασσα ως το Αζερµπαϊτζάν και θα µεταφέρει αέριο µέσω της Γεωργία στην Τουρκία και από εκεί στην υτική Ευρώπη. Η κατασκευή του TCP όµως δυσχεραίνεται, µετά την ανακάλυψη του Shah Deniz, από την απαίτηση του Αζερµπαϊτζάν για µεγαλύτερο ποσοστό (50%) στην χωρητικότητα του αγωγού αλλά και τις αντιδράσεις τις αντιδράσεις της Ρωσίας και του Ιράν που προωθούν οδεύσεις που διέρχονται από τα εδάφη τους. 5 Πρόσφατες γεωτρήσεις έδειξαν ότι τα αποθέµατα του πεδίου είναι µεγαλύτερα από αυτά που είχαν αρχικά εκτιµηθεί. Τα συνολικά αποθέµατα του Shah Deniz υπολογίζονται στα 0.63 Tcm [8]. Σελίδα 5 από 16

Τουρκµενιστάν Bcm 60 50 40 30 20 10 0 1996 1998 2000 2002 2004 Έτος Παραγωγή Κατανάλωση Σχήµα 6: Παραγωγή και κατανάλωση αερίου στο Τουρκµενιστάν (πηγή ΒΡ [5]). Το Ιράν διαθέτει τα µεγαλύτερα αποθέµατα φυσικού αερίου παγκοσµίως µετά την Ρωσία, µε αποδεδειγµένα κοιτάσµατα που κυµαίνονται από 26.5 Tcm έως 26.7 Tcm [4,5]. Τα πιθανά κοιτάσµατα του Ιράν στην περιοχή της Κασπίας εκτιµώνται στα 0.3 Tcm [6]. Η παραγωγή και κατανάλωση αερίου της χώρας έχει αυξηθεί σηµαντικά τα τελευταία χρόνια. Παρά τα τεράστια αποθέµατα, το Ιράν, για τις ανάγκες του στις βορειοανατολικές περιοχές, εισάγει φυσικό αέριο από το Τουρκµενιστάν, καθώς δεν υπάρχουν κατάλληλες υποδοµές για την µεταφορά του από τα δυτικά και νότια πεδία. Το µεγαλύτερο πεδίο του Ιράν είναι το South Pars, στον Περσικό Κόλπο, µε αποθέµατα 12.3 Tcm. Η εκµετάλλευσή του σχεδιάζεται να ολοκληρωθεί σε 30 φάσεις [11]. Από το εκέµβριο του 2001, το Ιράν εξάγει φυσικό αέριο στην Τουρκία µέσω του αγωγού Eastern Anatolia Natural Gas Transmission Line, µήκους 1174 km. Το συµβόλαιο προµήθειας µεταξύ Ιράν και Τουρκίας προβλέπει µεταφορά 3 bcm/yr αρχικά τα οποία θα φτάσουν τα 10 bcm/yr το 2007 [12]. Λόγω όµως της υπερσυµβολαιοποίησης ποσοτήτων φυσικού αερίου από την Τουρκία, οι µεταφερόµενες ποσότητες µειώθηκαν σηµαντικά (έως τον Αύγουστο του 2004 είχαν µεταφερθεί 6.44 bcm στην Τουρκία). Ιράν 100 80 Bcm 60 40 20 0 1996 1998 2000 2002 2004 Έτος Παραγωγή Κατανάλωση Σχήµα 7: Παραγωγή και κατανάλωση αερίου στο Ιράν (πηγή ΒΡ [5]). Το Ιράκ διαθέτει αποδεδειγµένα κοιτάσµατα της τάξης των 3.1 Tcm [5] έως 3.2 Tcm [4] και πιθανά κοιτάσµατα που εκτιµώνται στα 4.25 Tcm [13]. Το 70% των αποθεµάτων βρίσκεται σε κοιτάσµατα µαζί µε πετρέλαιο. Το 2002 η παραγωγή της χώρας έφτανε τα 2.35 bcm [6]. Το µεγαλύτερο µέρος της παραγωγής (2.1 bcm) προέρχεται από το πεδίο Al Anfal, µε συνολικά αποθέµατα 0.13 Tcm, που βρίσκεται στο βόρειο Ιράκ [13]. Σελίδα 6 από 16

Μια ακόµα χώρα της ευρύτερης περιοχής της Κασπίας που δύναται να τροφοδοτήσει τον νότιο ενεργειακό διάδροµο είναι το Ουζµπεκιστάν, µέσω του Τουρκµενιστάν, εάν προχωρήσει η κατασκευή του αγωγού TCP. Το Ουζµπεκιστάν διαθέτει 1.85 Tcm [4,5] αποδεδειγµένα και περίπου 1 Tcm πιθανά κοιτάσµατα [6]. Με παραγωγή 53.5 bcm και κατανάλωση 47.2 bcm το 2003 [5] η χώρα είναι εξαγωγέας αερίου προς την Ευρωπαϊκή ένωση µέσω Ρωσίας. Τέλος, µια ακόµη πηγή τροφοδοσίας του νότιου ενεργειακού διαδρόµου δύναται να αποτελέσει η Αίγυπτος. Με συνολικά αποθέµατα 5.1 Tcm (1.76 Tcm αποδεδειγµένα και 3.34 Tcm πιθανά) [5,14] η Αίγυπτος στοχεύει στην εξαγωγή φυσικού αερίου στην Ευρωπαϊκή Ένωση ως LNG. Η κατασκευή του Arab Gas Pipeline όµως, που προτείνεται να συνδέσει την Αίγυπτο µε την Ιορδανία, και η πιθανή επέκτασή του σε Συρία και Λίβανο, παρέχει την δυνατότητα για σύνδεση της χώρας µε το Τουρκικό σύστηµα και µέσω αυτού µε τους αγωγούς της σχεδιαζόµενης νότιας όδευσης. Κόστος εφοδιασµού έως τα σύνορα της Ε.Ε. Το κόστος εφοδιασµού υπολογίζεται για τέσσερις αγωγούς που µεταφέρουν φυσικό αέριο από τα πεδία του Shah Deniz (Αζερµπαϊτζάν), του Dauletabad - Donmez (Τουρκµενιστάν), του South Pars (Ιράκ) και του Al Anfal (Ιράκ) έως τα σύνορα Τουρκίας Ελλάδος, που θεωρούνται σηµείο εισόδου του αερίου στην Ε.Ε. Ο υπολογισµός πραγµατοποιείται µε βάση τη σχέση TSC = PC + TC + TF (1), όπου TSC το συνολικό κόστος εφοδιασµού, PC το κόστος παραγωγής, TC το κόστος µεταφοράς και TF το κόστος διαµετακόµισης. Ως µεταφερόµενη ποσότητα κάθε αγωγού λαµβάνεται η ετήσια παραγωγή του πεδίου το οποίο τον τροφοδοτεί. 1. Shah Deniz Γεωργία Τουρκία σύνορα Ελλάδος (µεταφερόµενη ποσότητα 8.4 bcm/yr [7]). 2. Dauletabad Αζερµπαϊτζάν (µέσω Κασπίας) Γεωργία Τουρκία σύνορα Ελλάδος (µεταφερόµενη ποσότητα 15 bcm/yr [10]). 3. South Pars Τουρκία σύνορα Ελλάδος (µεταφερόµενη ποσότητα 20.4 bcm/yr [11]). 4. Al Anfal Τουρκία σύνορα Ελλάδος (µεταφερόµενη ποσότητα 2.1 bcm/yr [13]). Το κόστος παραγωγής έχει προκύψει από βιβλιογραφικές αναφορές [15]. Το κόστος µεταφοράς υπολογίζεται χρησιµοποιώντας τη συνάρτηση αποκτηθείσας εµπειρίας (βλ. Παράρτηµα). Τέλος το κόστος διαµετακόµισης εξαρτάται από το µέγεθος των ιδίων αποθεµάτων αερίου της χώρας από την οποία διέρχεται ο αγωγός και από το µήκος του αγωγού (βλ Παράρτηµα). Ο υπολογισµός του κόστους εφοδισµού πραγµατοποιήθηκε για αγωγούς µε υλικό κατασκευής χάλυβα Χ 80, αντί του συµβατικού Χ 70, καθώς εκτιµάται ότι στη διάρκεια των προσεχών ετών ο προτεινόµενος τύπος θα αποκτήσει τις κατάλληλες πιστοποιήσεις ( 6 ). Στο σχήµα 8 απεικονίζεται η όδευση κάθε αγωγού και το συνολικό κόστος εφοδιασµού του ενώ στον πίνακα 2 παρουσιάζονται αναλυτικά οι υπολογισµοί. Σηµειώνεται ότι από το Erzurum της Τουρκίας έως τα σύνορα Τουρκίας Ελλάδος, η όδευση των τεσσάρων αγωγών είναι κοινή. 6 Χάλυβας Χ- 80 έχει ήδη χρησιµοποιηθεί για την κατασκευή του Euro-pipe II, ενώ οι αγωγοί Alaskan Highway Pipeline και Mackenzie Valley Pipeline σχεδιάζεται να κατασκευαστούν µε το ίδιο υλικό. Σελίδα 7 από 16

Τα κόστη εφοδιασµού των πηγών εφοδιασµού του υπό εξέταση νότιου ενεργειακού διαδρόµου είναι ανταγωνιστικά µε εκείνα από τις υπάρχουσες πηγές τροφοδοσίας της Ευρωπαϊκής Ένωσης. Φυσικό αέριο από το Shah Deniz (2.001 $/MBTU) το South Pars (1.633 $/MTBU) και το Al Anfal (1.853 $/MBTU) είναι οικονοµικά αποτελεσµατικότερο από το ρωσικό αέριο που προέρχεται από την περιοχή του Βόλγα και µεταφέρεται µέσω του Blue Stream (2.1 $/MBTU [13]), έως τα Τουρκο - Βουλγαρικά σύνορα. Σχήµα 8: Κόστη εφοδιασµού νότιου ενεργειακού διαδρόµου έως τα σύνορα της Τουρκίας. Πίνακας 2: Υπολογισµός συνολικού κόστους εφοδιασµού. Αζερµπαϊτζάν Από Προς Απόσταση (km) TF ($/MBTU) PC ($/MBTU) TC ($/MBTU) TSC ($/MBTU) Shah Deniz Σταθµός 50-0.5 0.056 0.556 Sangachal (υποθαλάσσιος) Σταθµός Αζερµπαϊτζάν Sangachal Γεωργίας 442 - - 0.246 0.246 Αζερµπαϊτζάν Γεωργίας Γεωργίας - Τουρκίας Erzurum Shatlyk Turkmenbashi Σταθµός Sangachal Γεωργίας - Τουρκίας 248 0.07-0.138 0.208 Erzurum 280 - - 0.156 0.156 Τουρκίας - Ελλάδος 1500 - - 0.835 0.835 Σύνολο 2.001 Τουρκµενιστάν (µέσω Κασπίας Θάλασσας) Turkmenbashi (ακτή 840-0.4 0.384 0.784 Κασπίας) Σταθµός Sangachal Αζερµπαϊτζάν Γεωργίας 240 (υποθαλάσσιος) - - 0.22 0.22 442 0.37-0.202 0.572 Σελίδα 8 από 16

Αζερµπαϊτζάν Γεωργίας Γεωργίας - Τουρκίας Erzurum South Pars Ιράν - Τουρκίας Erzurum Al-Anfal Ιράκ - Τουρκίας Erzurum Γεωργίας - Τουρκίας 248 0.07-0.113 0,183 Erzurum 280 - - 0.128 0.128 Τουρκίας - Ελλάδος 1500 - - 0.686 0.686 Σύνολο 2.573 Ιράν Ιράν - 1550-0.4 0.583 0.983 Τουρκίας Erzurum 230 - - 0.086 0.086 Τουρκίας - Ελλάδος 1500 - - 0.564 0.564 Σύνολο 1.633 Ιράκ Ιράκ - 380-0.4 0.248 0.648 Τουρκίας Erzurum 348 - - 0.227 0.227 Τουρκίας - Ελλάδος 1500 - - 0.978 0.978 Σύνολο 1.853 Αγορά φυσικού αερίου Τουρκίας Η Τουρκία αποτελεί ενεργειακό κόµβο για τη µεταφορά φυσικού αερίου µέσω του νότιου ενεργειακού διαδρόµου προς την Ευρωπαϊκή Ένωση. Ρωσία ( υτικά) 14 Bcm Ελλάδα Βουλγαρία Ρωσία (Blue Stream) 16 Bcm Τουρκία (κατανάλωση 21 bcm το 2003) Αζερµπαϊτζάν 6.6 Bcm Ιράν 10 Bcm Αλγερία 4 Bcm (LNG) Αίγυπτος 4 Bcm Ιράκ 4 Bcm Σχήµα 9: Είσοδοι και έξοδοι φυσικού αερίου στην Τουρκία. Η τουρκική αγορά φυσικού αερίου, το µέγεθος της οποίας θεωρείται σηµαντικό, αποτελεί προνοµιακό χώρο διάθεσης του ρωσικού φυσικού αερίου, το οποίο εισέρχεται σε αυτή µέσω του Blue Stream από τον Εύξεινο Πόντο και από τα δυτικά σύνορα της µέσα από τον αγωγό που διασχίζει την Ρουµανία και την Βουλγαρία. Αέριο εισάγεται και από το Ιράν µέσω του Eastern Anatolia Natural Gas Pipeline. Η άφιξη στο Erzurum, της Τουρκίας, φυσικού αερίου από την Κασπία (µέσω του αγωγού South Caucasus Pipeline και ενδεχοµένως του Trans Σελίδα 9 από 16

Caspian Pipeline) και η υποχρέωση απορρόφησης µεγαλύτερων ποσοτήτων από τις δυνατότητές της, ευνοεί την εφαρµογή πολιτικών ενίσχυσης του διαµετακοµιστικού εµπορίου της Τουρκίας προς την Ε.Ε. Βέλτιστη διακλάδωση διηπειρωτικού αγωγού στην είσοδο της Ν.Α. Ευρώπης Για τη µεταφορά φυσικού αερίου από την Τουρκία στην υτική Ευρώπη έχουν προταθεί τρεις οδεύσεις αγωγών [16]: Η διασύνδεση Τουρκίας Ελλάδας Ιταλίας (αγωγός Α στον χάρτη του σχήµατος 10). Ο αγωγός Τουρκίας Ελλάδας (ITG project) θα συνδέει το Karacabey της Τουρκίας µε την Κοµοτηνή. Eχει σχεδιαστεί µε µήκος 280 χιλιοµέτρων αγωγός, διάµετρο 36 ίντσες και µέγιστη χωρητικότητα 11.5 bcm/yr από τα οποία τα 3.5 bcm θα διανέµονται στην ελληνική αγορά ενώ τα υπόλοιπα 8 bcm θα διαµετακοµίζονται στην Ιταλία. Η διασύνδεση του Ελληνικού και Ιταλικού συστήµατος (IGI project) βρίσκεται υπο µελέτη και περιλαµβάνει υπέργειο αγωγό µήκους 590 km από τη Κοµοτηνή στο Σταυρολιµένα και υποθαλάσσιο αγωγό µήκους 224 km από το Σταυρολιµένα στο Otranto της Ιταλίας [17]. Ο αγωγός Nabucco ξεκινώντας από την Τουρκία θα διέρχεται από τη Βουλγαρία, τη Ρουµανία και την Ουγγαρία και θα καταλήγει στην Αυστρία (αγωγός Β στον χάρτη). Το συνολικό µήκος του αγωγού θα είναι περίπου 3400 km και η διάµετρός του 56 ίντσες. Η συνολική χωρητικότητα του αγωγού σχεδιάζεται από 25 έως 30 bcm/yr. Οι χώρες διαµετακόµισης θα λαµβάνουν συνολικά 8 10 bcm/yr και στην Αυστρία θα µεταφέρονται τελικά 17 20 bcm/yr [18]. Ο Trans Balkan Pipeline θα µεταφέρει φυσικό αέριο µέσω Ελλάδος στην υτική Βαλκανική και στη συνέχεια στην Αυστρία (αγωγός Γ στον χάρτη). Ο αγωγός αυτός είχε προταθεί στο πρόσφατο παρελθόν από την Ελληνική κυβέρνηση και είχε γίνει πολιτικά δεκτός από τις ενδιαφερόµενες χώρες, µε την υπογραφή πρωτοκόλλου συνεργασίας στην Θεσσαλονίκη του Απρίλιο του 2003. Η Ευρωπαϊκή Ένωση έχει αποδεχθεί αυτή τη πρόταση, η οποία συµπεριλαµβάνεται στα έργα προτεραιότητας των διευρωπαϊκών δικτύων ενέργειας [16]. Σελίδα 10 από 16

Σχήµα 10: Σύστηµα µεταφοράς φυσικού αερίου Ν.Α. Ευρώπης. Από τη µελέτη των προτεινόµενων δυο οδεύσεων προκύπτει ότι οι αρχικά σχεδιαζόµενες ποσότητες που θα εισρεύσουν στη Κεντρική Ευρώπη κυµαίνονται µεταξύ 25 28 bcm/yr, ποσότητες που υπολείπονται του υφιστάµενου δυναµικού, των αναγκών των αγορών της Ε.Ε. και των άλλων εισαγόµενων ποσοτήτων από Ρωσία και Αφρική. Αυτό σηµαίνει ότι ανεξάρτητα από τις αρχικά σχεδιαζόµενες διαστασιολογήσεις των προτεινόµενων αγωγών θα πρέπει να αναµένονται προτάσεις για νέους αγωγούς όταν επιλυθούν τα αρχικά κοινωνικο οικονοµικά ζητήµατα σε µεσοπρόθεσµη κλίµακα. Με βάση τις υφιστάµενες προτάσεις, το ερώτηµα για βέλτιστη σχεδίαση ενός διηπειρωτικού αγωγού εντός των ορίων της Ε.Ε. από τα σύνορά της µε την Τουρκία οφείλει να λάβε υπόψη του τις στοχευόµενες τελικές καταναλώσεις, το δυναµικό και τις προοπτικές των ενδιάµεσων αγορών και τέλος την οικονοµικότητα της προτεινόµενης επιλογής σε σύγκριση µε άλλες εναλλακτικές λύσεις. Η στόχευση των αγορών της νότιας (Ιταλία) και κεντρικής (Αυστρία) Ευρώπης καθιστούν αναγκαία τη διακλάδωση του αγωγού χωρίς όµως και να προσδιορίζουν το σηµείο της διακλάδωσης. Αυτό προτείνεται να προσδιορισθεί µε τρόπο ώστε να ελαχιστοποιηθεί το κόστος µεταφοράς, γεγονός που επιτυγχάνεται µε ένα κατά το δυνατόν µεγαλύτερο κοινό τµήµα διαδροµής και για τις τρεις οδεύσεις. Για το σκοπό αυτό και µε δεδοµένη την κατεύθυνση προς Ιταλία, ο αγωγός προς Αυστρία προκύπτει ότι θα πρέπει να διακλαδωθεί στο εγγύτερο προς τα δυτικά σύνορα της Βουλγαρίας σηµείο και να συναντήσει µέσω Σόφιας την αρχική σχεδίαση στο σηµείο 4 (αγωγός ) ( 7 ). Ο αγωγός έχει κοινή όδευση µε την σχεδιαζόµενη διασύνδεση Τουρκίας Ελλάδας Ιταλίας από το σηµείο 1 έως το σηµείο 3 του χάρτη. Έτσι, για να υλοποιηθεί το τµήµα του 7 Οι υπολογισµοί θα ήταν διαφορετικοί αν λαµβανόταν υπόψη η ευρωπαϊκή προοπτική των χωρών της πρώην Γιουγκοσλαβίας. Σελίδα 11 από 16

αγωγού από το σηµείο 1 έως το σηµείο 4, απαιτείται να υλοποιηθεί µόνο το τµήµα 3 έως 4, µήκους 265 km. Αντίθετα, υλοποίηση του αγωγού Β προϋποθέτει κατασκευή αγωγού µε µήκος 695 km. Συνεπώς, το κόστος κατασκευής του πρώτου αγωγού είναι µικρότερο. Οι επιπλέον ποσότητες φυσικού αερίου που δύναται να µεταφέρει προς την Ιταλία η όδευση, ελαττώνουν το κόστος µεταφοράς. Εάν οι µεταφερόµενες ποσότητες αερίου µέσω του αγωγού Β είναι 25 bcm και µέσω του αγωγού 33 bcm (25 bcm προς Αυστρία και 8 bcm προς Ιταλία) τότε τα κόστη µεταφοράς τους θα είναι 0.213 $/MBTU και 0.193 $/MBTU αντίστοιχα (πίνακας 3). Πίνακας 3: Κόστος µεταφοράς για τους αγωγούς Β και. Αγωγός Β Από Προς Μήκος αγωγού (Km) Μεταφερόµενη ποσότητα (Bcm) Κόστος µεταφοράς ($/MBTU) 1 4 695 25 0.213 Σύνολο 0.213 Αγωγός 1 3 600 33 0.112 3 4 265 25 0.081 Σύνολο 0.193 Με βάση τα κόστη κατασκευής και µεταφοράς, προκύπτει ότι η κατασκευή του αγωγού είναι οικονοµικά αποτελεσµατικότερη, σε σύγκριση µε τον αγωγό Β. Ένα ακόµη πλεονέκτηµα του αγωγού σε σύγκριση µε τον Β είναι η εγγύτητά του στις χώρες της υτικής Βαλκανικής και η δυνατότητα σύνδεσης των συστηµάτων των χωρών αυτών µε τον αγωγό, όπως παρουσιάζεται στον χάρτη. Μέσω αυτής της όδευσης, οι ενεργειακές αγορές των χωρών της πρώην Γιουγκοσλαβίας, στις οποίες επικρατεί το ρώσικο φυσικό αέριο, αποκτούν πρόσβαση στα κοιτάσµατα της Κασπίας και της Μέσης Ανατολής, χωρίς να είναι απαραίτητη η κατασκευή ενός ακόµα διακρατικού αγωγού, του Γ. Μια τέτοια σχεδίαση ενισχύει τις µεσο µακροπρόθεσµες προοπτικές συγκρότησης µιας περιφερειακής αγοράς φυσικού αερίου στηριζόµενης σε ένα σύστηµα διάθεσης αερίου από περισσότερους του ενός προµηθευτές, σε αντίθεση µε την ισχύουσα δεσπόζουσα θέση του ρωσικού αερίου και τη δηµιουργία ενός συστήµατος υπόγειων αποθηκών για τη σταθεροποίηση του όλου συστήµατος. Μια πρόταση, η αφετηρία της οποίας ευρίσκεται στο MoU των χωρών του Εύξεινου Πόντου και της Ε.Ε. (Βουκουρέστι 1996). Συµπεράσµατα Το µέγεθος των κοιτασµάτων φυσικού αερίου στη κεντρική Ασία και η απόσταση τους από τις αγορές της Ε.Ε. τα καθιστούν οικονοµικά εκµεταλλεύσιµα. Η δηµιουργία του νότιου ενεργειακού διαδρόµου θα συµβάλλει στην ασφάλεια της τροφοδοσίας της Ε.Ε. σε φυσικό αέριο και στην οµαλή λειτουργία των αντίστοιχων αγορών της. Τα υφιστάµενα πολιτικά προβλήµατα στην αφετηρία τροφοδοσίας του διαδρόµου καθιστούν ως πλέον πιθανή την αρχική είσοδο αερίου από το Αζερµπαϊτζάν το Ιράν (αν αρθούν τα πολιτικά εµπόδια) και τη Ρωσία (Blue Stream). Η προοπτική τροφοδοσίας των ενδιάµεσων αγορών φυσικού αερίου της Ν.Α. Ευρώπης και η οικονοµικά βέλτιστη σχεδίαση της όδευσης του διηπειρωτικού αγωγού στη περιοχή οδηγούν στην επιλογή της διακλάδωσης προς Ιταλία και Αυστρία να πραγµατοποιηθεί εντός του ελληνικού εδάφους στο ύψος των δυτικών συνόρων της Βουλγαρίας προς Π.Γ..Μ. Σελίδα 12 από 16

Η κατασκευή των προτεινόµενων κλάδων µεταφοράς φυσικού αερίου καθιστά εφικτή τη σχεδίαση και οργάνωση µιας περιφερειακής αγοράς αερίου στη περιοχή. Βιβλιογραφία [1] European Commission (EC), 1999. European Union Energy Outlook to 2020. [2] European Commission (EC), 2001. Green Paper - Towards a European strategy for the security of energy supply. [3] Eurogas, 2003. Annual Report 2002-2003. [4] ENI, 2004. The World Oil and Gas Review 2004. [5] British Petroleum (BP), 2004a. BP Statistical Review of World Energy June 2004. [6] Energy Information Administration (EIA), 2003. Caspian Region: Key Oil and Gas Statistics. http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/caspstats.html. [7] Kelly, R., 2003. BP Azerbaijan Activity Update, Presentation to the Ministers of the BSEC. British Petroleum, September 2003. [8] Petroleum Economist, 2004. News in Brief. Petroleum Economist, October 2004, 42. [9] British Petroleum (BP), 2004. BP in the Caspian. http://www.bp.com/sectiongenericarticle.do?categoryid=738&contentid=2004009. [10] Olcott, Brill, M., 2004. International Gas Trade in Central Asia: Turkmenistan, Iran, Russia and Afghanistan. Geopolitics of Natural Gas Study Working Paper 28, Stanford University and James A. Baker Institute for Public Policy, May 2004. [11] Offshore Technology, 2004b. South Pars, Qatar North Field, Iran. http://www.offshoretechnology.com/projects/southpars/. [12] National Iranian Gas Company (NIGC), 2004. Overview of Iran s Natural Gas Industry. http://www.nigc.org/about/overview/default.asp?l=2 [13] Energy Information Administration (EIA), 2004a. Iraq Country Analysis Brief. http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/iraq.html. [14] Energy Information Administration (EIA), 2004b. Egypt Country Analysis Brief. http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/egypt.html. [15] Observatoire Mediterraneen de l Energy (OME), 2001. Assessment of Internal and External Gas Supply Options for the EU, Evaluation of the Supply Cost of new Gas Supply Projects to the EU and an Investigation of Related Financial Requirements and Tools. [16] European Commission (EC), 2004. Trans European Networks: TEN E priority projects. [17] DEPA, 2004. The role of DEPA in the Greek Gas Market development and in the Eastern gas transit to Europe. IEA seminar, May 2004. Σελίδα 13 από 16

[18] OMV, 2004. Natural gas in South East Europe: Presentation by OMV Erdgas GmbH. IEA seminar, May 2004. [19] Kubota, S., 1996. Natural Gas Trade in the Asia and the Middle East. The World Bank, Industry and Energy Department, September 1996. [20] Alexander s Oil & Gas Connections, 2001. Azerbaijan and Georgia finally sign gas agreement. Press release, 21 November 2001. Υπολογισµός κόστους µεταφοράς Παράρτηµα Το συνολικό κόστος µεταφοράς του φυσικού αερίου εξαρτάται από το επίπεδο των επιµέρους στοιχείων του, δηλαδή το κόστος κατασκευής, λειτουργίας και συντήρησης του αγωγού. Σύµφωνα µε τη ΙΕΑ, τα έργα κατασκευής και λειτουργίας διακρατικών αγωγών φυσικού αερίου, χαρακτηρίζονται από πολύ υψηλό κόστος κατασκευής των υποδοµών και σχετικά χαµηλό κόστος λειτουργίας και συντήρησης. Ο συνδυασµός δύο σχετικώς απλών υποδειγµάτων χρησιµοποιείται στην παρούσα φάση, προς εκτίµηση των επιδράσεων µίας σειράς παραγόντων, επί του τελικού κόστους µεταφοράς του φυσικού αερίου. Στη βάση εκτιµήσεων από διάφορες πηγές (όπως αναφέρονται κατά περίπτωση), οι κυριότερες υποθέσεις στις οποίες στηρίζεται η εκτίµηση του κόστους µεταφοράς αφορούν στις χιλιοµετρικές αποστάσεις, στις ποσότητες του µεταφερόµενου καυσίµου, στα επιτόκια και το κόστος κεφαλαίου, στα τεχνικά χαρακτηριστικά των αγωγών (διάµετρος, τύπος, υλικά κατασκευής), κ.α. Η θεωρητική εικόνα του υποδείγµατος στηρίζεται στην υπόθεση ότι το κόστος µεταφοράς αποτελεί αρνητική συνάρτηση της µεταφερόµενης ποσότητας (µέσα από την ανάπτυξη οικονοµιών κλίµακας), ενώ αντίθετα, θετική συνάρτηση ως προς την απόσταση, το κόστος κεφαλαίου (επιτόκια), τη διάµετρο και την εξέλιξη στην τεχνολογία των αγωγών ( 8 ). Για την εκτίµηση του κόστους µεταφοράς, ανά µονάδα φυσικού αερίου (εκπεφρασµένη σε $/MBTU), συµπεριλαµβανοµένων του κόστους επένδυσης, του κόστους λειτουργίας, συντήρησης και διαχείρισης του αγωγού, χρησιµοποιείται η ευρέως διαδεδοµένη και χρησιµοποιούµενη συνάρτηση «αποκτηθείσας εµπειρίας» (learning curve). Ένα πλέγµα των παραµέτρων του συνολικού κόστους αναπτύσσεται µέσα από τον συνυπολογισµό όλων των προσδιοριστικών παραµέτρων, το οποίο καταλήγει σε µία απλοποιηµένη συνάρτηση του κόστους ανά µονάδα φυσικού αερίου, ως προς την εξαγωγική ικανότητα του παραγωγού και αποστολή του φυσικού αερίου, µέσω του αγωγού. Για λόγους ευχέρειας στη χρήση, η εν λόγω συνάρτηση λαµβάνει γραµµική µορφή, συγκεκριµένα y = a x+ b, όπου y το κόστος ανά θερµαντική ικανότητα µονάδας του x, x η εισροή της συνάρτησης και αφορά στην ποσότητα του φυσικού αερίου µε το οποίο δύναται να τροφοδοτήσει ο παραγωγός τον αγωγό ανά έτος, α ο ρυθµός µείωσης του κόστους για κάθε αύξηση της µεταφερόµενης 8 Σηµειώνεται ότι η οικονοµική ανάλυση της βιωσιµότητας του υπό εξέταση αγωγού, γίνεται στο επίπεδο της αρχικής προσέγγισης του έργου και ως εκ τούτου δεν υπεισέρχεται στην ανάλυση των ιδιαίτερων χαρακτηριστικών και λεπτοµερειών µίας συνολικής µελέτης βιωσιµότητας. Σελίδα 14 από 16

ποσότητας φυσικού αερίου µέσω του αγωγού και b το σταθερό κόστος της επένδυσης, όπως διαµορφώνεται από την επιλογή των τεχνικών χαρακτηριστικών του αγωγού. Για τον συντελεστή α ισχύει α<0, δεδοµένης της αρνητικής σχέσης µεταξύ κόστους και µεταφερόµενης ποσότητας, αλλά και της βελτίωσης της παραγωγικότητας και τεχνολογικής εξέλιξης που αναπτύσσονται κατά τη διάρκεια κατασκευής του αγωγού σε βάθος χρόνου. Ο συντελεστής b καθορίζει ουσιαστικά τα τεχνικά χαρακτηριστικά του αγωγού που θα χρησιµοποιηθεί. Προφανώς, όσο µεγαλύτερη η χωρητικότητα του αγωγού ή ακόµη η πίεση µεταφοράς και το υλικό κατασκευής του (η µεταφορική του ικανότητα σε δεδοµένη χρονική στιγµή), τόσο χαµηλότερο είναι το κόστος ανά µονάδα µεταφερόµενου προϊόντος, το µέσο κόστος µεταφοράς. Τρεις βαθµοί χάλυβα δύνανται να χρησιµοποιηθούν για την κατασκευή αγωγών φυσικού αερίου, χάλυβας X 70, X 80 και Χ 100. Ο χάλυβας Χ 70 χρησιµοποιείται ευρέως σε υπέργειους αγωγούς και επιτρέπει πιέσεις από 75 έως 100 bar. Ο Χ 80 επιτρέπει πιέσεις που ξεπερνούν τα 140 bar. Τα αυξηµένα επίπεδα πίεσης, σε σύγκριση µε τον Χ 70, επιτρέπουν µεταφορά µεγαλύτερων όγκων φυσικού αερίου και ελαττώνουν το κόστος συµπίεσης λόγω των µειωµένων τριβών. Ως αποτέλεσµα το συνολικό κόστος µεταφοράς µειώνεται κατά 10%. Ο χάλυβας Χ 100 δεν έχει χρησιµοποιηθεί ακόµα για κατασκευή διακρατικών αγωγών, εκτιµάται όµως ότι µειώνει το κόστος µεταφοράς, σε σχέση µε τον Χ 70, κατά 20%. Η συνολική διαχείριση της συνάρτησης στηρίζεται σε µία σειρά υποθέσεων, όπως αυτές έχουν προκύψει από την εµπειρική και θεωρητική εκτίµηση των συντελεστών του κόστους σε µεγάλο αριθµό αντιστοίχων έργων διεθνώς. Οι υποθέσεις αυτές αφορούν, στα τεχνικά χαρακτηριστικά τόσο του αγωγού όσο και στο σύστηµα των συµπιεστών που απαιτείται για τη λειτουργία του, στο κόστος εγκατάστασης, λειτουργίας και συντήρησης των συµπιεστών, στο κόστος της ενέργειας που καταναλώνεται για τη λειτουργία του, και βεβαίως στις σχετικές κατασκευαστικές εργασίες που απαιτούνται για την υλοποίηση του έργου. Στην προκειµένη συνάρτηση, έχει συµπεριληφθεί όλη η προγενέστερη εµπειρία κόστους µεταφοράς φυσικού αερίου δι αναλόγων αγωγών, και έχει καθορισθεί µονοσήµαντη αντιστοιχία µεταξύ µεταφερόµενης ποσότητας και κόστους για κάθε 1.000 km. Αυτή η αντιστοιχία αποτυπώνεται στο διάγραµµα του σχήµατος 11. Τα δεδοµένα του διαγράµµατος για χάλυβα Χ 70 προέρχονται από τη World Bank [19], ενώ για τους χάλυβες Χ 80 και Χ 100, το κόστος µεταφοράς υπολογίζεται ως το 90% και 80% του κόστους µεταφοράς για Χ 70 αντίστοιχα. Μέσω του εν λόγω διαγράµµατος, δύναται να βρεθεί το κόστος µεταφοράς εάν είναι γνωστή η µεταφερόµενη ποσότητα αερίου. Transport Cost (1000 km) $/MBTU 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0 10 20 30 40 X70 X80 X100 Bcm Σχήµα 11: Μακροχρόνιο κόστος µεταφοράς φυσικού αερίου ανά µονάδα φυσικού αερίου (σε 1.000 χλµ). Σελίδα 15 από 16

Υπολογισµός κόστους διαµετακόµισης Το κόστος διαµετακόµισης εξαρτάται από το µέγεθος των αποθεµάτων αερίου της χώρας από την οποία διέρχεται ο αγωγός και από το µήκος του αγωγού. Εάν η χώρα διαµετακοµιστής, είναι η ίδια παραγωγός φυσικού αερίου, δεν έχει κανένα λόγο να διευκολύνει την µεταφορά αερίου, µε αποτέλεσµα να αυξάνεται το κόστος διαµετακόµισης. Επιπλέον, καθώς αυξάνει η απόσταση που καλύπτει ο αγωγός στη χώρα διαµετακοµιστή, το κόστος ανά 1000 km µειώνεται ώστε το συνολικό κόστος εφοδιασµού να παραµένει ανταγωνιστικό σε σύγκριση µε άλλες οδεύσεις. Στη συγκεκριµένη εφαρµογή, ως βάση για τους υπολογισµούς χρησιµοποιείται η συµφωνία του Αζερµπαϊτζάν µε την Γεωργία, στην οποία προβλέπεται, για τα πρώτα πέντε έτη διέλευσης του αγωγού, κόστος διαµετακόµισης 0.07 $/MBTU [20]. Το κόστος διαµετακόµισης για το Αζερµπαϊτζάν θεωρείται 0.84 $/MBTU για 1000 km διότι η χώρα είναι παραγωγός αερίου. Σελίδα 16 από 16