Nord Stream: Analiza ekonomiczna i rynkowa projektu gazociągu północnoeuropejskiego
Prof. dr Alan Riley, City Law School, City University, Londyn; pracownik naukowy Centrum Studiów Polityki Europejskiej w Brukseli.
1.0 Wstęp
Krytyczna debata dotycząca projektu gazociągu Nord Stream w większości skupiła się na zagadnieniach z zakresu ochrony środowiska, takich jak kwestia budowy rurociągów w Zatoce Fińskiej, gdzie znajduje się zatopiona amunicja z okresu II wojny światowej.1 W niniejszym dokumencie przyjęto inne podejście: przeanalizowano kontekst gospodarczy i rynkowy, w jakim będzie funkcjonować gazociąg Nord Stream. Dowodzi się także, że koszty wspomnianego projektu już zasadniczo przewyższają koszty związane z budową rurociągów lądowych oraz że koszty jego budowy prawdopodobnie będą rosnąć.2 W rezultacie, jeżeli niemiecki rynek wewnętrzny zasadniczo pozostanie zamknięty dla konkurencji, to gaz pochodzący z rurociągu Nord Stream będzie dla niemieckich konsumentów bardzo drogi. Jednakże w niniejszym dokumencie stwierdza się, że konsumenci mogą liczyć na niższe ceny dzięki konkurencji, jaka wytworzyła się wskutek liberalizacji rynku gazu w UE. Następnie wskazuje się, iż to raczej akcjonariusze takich firm jak Nord Stream, Gazprom, Gasunie, EON i BASF, a nie konsumenci, narażeni będą na straty.3 Wpływ liberalizacji rynku gazu będzie polegać na udostępnieniu tańszego gazu, przesyłanego z alternatywnych źródeł rurociągami lądowymi, takimi jak na przykład nowy brytyjski węzeł rurociągów prowadzących do Niemiec i pozostałej części Europy, który stanowi poważną konkurencję dla gazu pochodzącego z gazociągu Nord Stream, zmuszając tę spółkę do wycofania się z rynku.
Zgodnie z niniejszym dokumentem projekt Nord Stream stanowi jeszcze jeden przykład rosyjskich starań na rzecz budowy kosztownej infrastruktury eksportowej, w przypadku której odzyskanie kosztów budowy wydaje się mało prawdopodobne, mających na celu jedynie uniknięcie przesyłania gazu przez terytoria państw tranzytowych. We wnioskach uznaje się, że Federacja Rosyjska i Gazprom znalazłyby znacznie bardziej skuteczne i tańsze rozwiązanie dla ich uzasadnionych obaw dotyczących np. kradzieży gazu lub opłat tranzytowych, gdyby współpracowały z UE i jej państwami członkowskimi za pośrednictwem forów w ramach Traktatu w sprawie Karty Energetycznej. Powinna istnieć możliwość stworzenia realistycznego protokołu tranzytowego Traktatu w sprawie Karty Energetycznej, który dotyczyłby takich kwestii, jak opłaty tranzytowe, obsługa urządzeń i kradzież gazu oraz sposobów rozstrzygania sporów. Uzasadnione obawy zostałyby w ten sposób rozwiane, bez angażowania się w kosztowne i nieekonomiczne projekty, takie jak Nord Stream.
Niniejsze opracowanie podzielono na pięć części. W części drugiej przedstawiono historię, cele i trasę gazociągu w ramach projektu Nord Stream. W części trzeciej przeanalizowano rzeczywiste koszty projektu, w tym rosnące koszty związane ze środowiskiem. W części czwartej zbadano wpływ liberalizacji rynku i wyjaśniono znaczenie problemu związanego z niedoborem gazu oraz powodów, dla których Niemcy nie mogą sprzeciwiać się liberalizacji. Część piąta zawiera podsumowanie.
2.0 Nord Stream: Nowe źródło dostaw energii dla Europy?
Istnieją trzy zasadnicze przyczyny, dla których Rosja i Niemcy pod koniec lat 90-tych starały się promować budowę gazociągu na dnie Morza Bałtyckiego. Po pierwsze, istniała uzasadniona obawa ze strony Rosji, jeśli chodzi o kradzież gazu w krajach tranzytowych, w szczególności na Ukrainie, w okresie od połowy do końca lat 90-tych.4 Ponadto istniały obawy dotyczące kosztów opłat tranzytowych oraz jakości, stabilności i przewidywalności tej części sieci, nienależącej do Rosji.5 Po drugie, w mniejszym stopniu uzasadnione zainteresowanie Rosji zwiększaniem gospodarczych i politycznych nacisków na kraje tranzytowe poprzez zmniejszenie ich wartości gospodarczej dla Rosji i krajów zachodnioeuropejskich jako istotnych dróg tranzytu energii.6 Po trzecie, zainteresowanie Niemiec zwiększeniem dostaw gazu na własny rynek krajowy, a także potencjalne zainteresowanie poprawą bezpieczeństwa dostaw.7
Wstępne rozmowy odbyły się już w 1993 r.8 Opracowany w wyniku tych rozmów plan początkowo przewidywał zasilanie nowego gazociągu ze złoża Sztokmana, a rurociąg miał przebiegać od wybrzeża Morza Barentsa do Finlandii, a następnie z Finlandii do Niemiec po dnie Bałtyku. W tej początkowej fazie wiodącym partnerem Gazpromu była fińska firma Fortum. Studia wykonalności rozpoczęto w 1997 r., porozumienie w sprawie kontynuacji prac podpisano w grudniu 2000 r., a w 2002 r. UE nadała projektowi status sieci transeuropejskiej. Jednakże w marcu 2004 r. realizacja projektu została poważnie zakłócona decyzją Rosji dotyczącą wykorzystania gazu ze złoża Sztokmana do eksportu gazu LNG.9 W rezultacie tej decyzji budowa fińskiego odcinka rurociągu przestała być koniecznością i firma Fortum ostatecznie wycofała się z projektu.10
Rezygnacja firmy Fortum nie oznaczała jednak końca projektu. Potencjalni niemieccy partnerzy pod kierunkiem EON szybko wysunęli drugą propozycję, dotyczącą czerpania gazu z istniejącego systemu zachodniosyberyjskiego, doprowadzenia gazociągu do rosyjskiego wybrzeża Zatoki Fińskiej, a do Niemiec po dnie Bałtyku. Projekt został ostatecznie ogłoszony przez trzech partnerów w kwietniu 2005 r. i zatwierdzony przez rządy obydwu państw we wrześniu 2005 r.11
Główna nitka gazociągu przebiegać będzie na długości 1200 km od Wyborga na rosyjskim wybrzeżu Zatoki Fińskiej, w większości poprzez międzynarodowe wody Morza Bałtyckiego, do Greifswaldu położonego na niemieckim wybrzeżu Bałtyku. Ponadto dodatkowe 900 km rurociągu zostanie poprowadzone z głównego złoża gazowego Jużno-Russkoje do Wyborga. Na swojej stronie internetowej spółka Nord Stream informuje również, że jest gotowa rozważyć przedłużenie systemu rurociągów do kilku państw europejskich, znajdujących się po drodze do miejsca przeznaczenia na niemieckim wybrzeżu.12
Początkowo zbudowany zostanie pojedynczy rurociąg o przepustowości 27,5 miliarda metrów sześciennych, który zasilany będzie ze złoża gazowego Jużno-Russkoje. Ukończenie pierwszej fazy projektu planuje się na 2010 r. Drugi rurociąg o takiej samej przepustowości ma powstać do 2012 r., jednakże wciąż nie jest jasne, skąd będzie czerpany gaz przesyłany za pośrednictwem tego drugiego rurociągu.13
Koszt morskiego gazociągu szacowany jest w przedziale od 5 do 12 miliardów euro.14
Spółka budująca gazociąg Nord Stream, Nord Stream AG, w 51% jest własnością Gazpromu, a pozostałe udziały są własnością spółek BASF/Wintershall, Gasunie15 i EON/Ruhrgas. Prezesem zarządu Nord Stream AG jest były kanclerz Niemiec, Gerhard Schroeder.
Prace nad lądowym odcinkiem rurociągu zostały rozpoczęte, a w odniesieniu do Morza Bałtyckiego spółka Nord Stream rozpoczęła składanie wniosków o uzyskanie niezbędnych zezwoleń środowiskowych i prawnych, dzięki którym projekt będzie można kontynuować.16
3.0. Rzeczywisty koszt gazociągu Nord Stream
Pierwszym zadaniem w ramach każdej analizy rynkowej projektu Nord Stream jest rozważenie jego rzeczywistego kosztu. W kilku przeprowadzonych analizach różnice kosztów były znaczne – prognozy te wahały się od 2 do 12 miliardów euro.17 Aktualne przewidywania przedstawione na stronie internetowej spółki Nord Stream sugerują koszty na poziomie „ponad 5 miliardów euro”.18
Istnieje jednak szereg czynników, które mogą sugerować, że koszt dwóch podwodnych rurociągów może znacznie przekroczyć początkowe 5 mld euro, przewyższając znacznie koszty doprowadzenia lądowego gazociągu do Wyborga.
Jednym z tych czynników jest silny wpływ wysokich cen ropy naftowej na sektor gazu, który stwarza dodatkowe znaczne zapotrzebowanie na urządzenia, usługi i zakłady związane z wytwarzaniem energii. Zgodnie z opublikowanym niedawno brytyjskim sprawozdaniem na temat energii, 60% kosztów inwestycji w sektorze gazu wynika z wpływu popytu w sektorze ropy naftowej, włączając w to przemysł stalowy i energetyczny.19 Ten czynnik zdaje się mieć poważny wpływ na ceny, jakie spółka Nord Stream będzie musiała zapłacić za stalowe rury oraz stanowi potencjalną przyczynę znaczącego wzrostu prognoz budżetowych, jakie mają zostać przedstawione przez spółkę Nord Stream.20
Dodatkowe koszty, które jak się wydaje nie są brane pod uwagę, to znaczne koszty funkcjonowania podwodnego rurociągu oraz wycofania go z eksploatacji. Przede wszystkim doświadczenia przemysłu nuklearnego sugerują, że aby w pełni oszacować całkowity koszt jakiegokolwiek poważnego projektu energetycznego, należy uwzględnić nie tylko koszty budowy i funkcjonowania, lecz również koszty wycofania z eksploatacji.
Jeden z innych poważnych problemów dotyczących kosztów wynika z podstawowych obaw związanych z ochroną środowiska naturalnego, jakie są powiązane z tym projektem. Po pierwsze, perspektywa konieczności zlokalizowania i usunięcia amunicji znajdującej się wzdłuż planowanej trasy rurociągu.21 Według Lipsa znaczna część Zatoki Fińskiej to ogromne podmorskie składowisko amunicji, w głównym basenie Morza Bałtyckiego znajdują się składowiska broni chemicznej, a miejsce, w którym rurociąg wchodzi na obszar niemieckich wód terytorialnych to wrażliwe ekologicznie obszary objęte programem Natura 2000.22 Koszt poszukiwań i usunięcia niebezpiecznej amunicji oraz podjęcia działań naprawczych w odniesieniu do obszaru Natura 2000 mogą być znaczne i z pewnością zwiększą całkowity koszt projektu.
Kolejna obawa dotyczącą kosztów, jak wskazuje na to strona internetowa spółki Nord Stream, wynika z faktu, że wiedza na temat stanu Bałtyku i Zatoki Fińskiej jest ograniczona.23 Wiąże się z tym perspektywa znacznych i kosztownych dostosowań w trakcie realizacji projektu. Już pierwotny plan budowy rurociągu na międzynarodowych wodach Zatoki Fińskiej jest zagrożony, ponieważ na podstawie badań wykazano, że nierówna topografia dna morskiego w tej części zatoki wpłynie na wysokie koszty jego ewentualnego wyrównania (oraz spowoduje znaczne szkody w środowisku).24 Niedawno rząd fiński przedstawił wniosek o przesunięcie trasy rurociągu poza fińskie wody terytorialne z uwagi na wrażliwe ekologicznie środowisko dna morskiego i jego niejednorodny charakter, co wymagać będzie prowadzenia ryzykownych prac budowlanych. Niestety budowa na alternatywnej trasie na południe od Hogland również będzie kosztowna, ponieważ na dnie tego obszaru znajduje się wiele wraków i kabli podmorskich, a ruch morski na tym akwenie jest bardzo intensywny.25
Przy uwzględnieniu tych czynników istnieje duże prawdopodobieństwo, że koszty wyraźnie przybliżą się do poziomu 12 miliardów euro.26 Autor szacuje, że obecnie koszty zbliżają się do wartości 12 mld euro lub 17,5 mld dolarów USA z uwagi na wzrost cen stali i usług energetycznych, kosztów operacyjnych, a także wymogi ochrony środowiska oraz konieczność przygotowania dna morskiego. Jednakże dodatkowe wymogi z zakresu ochrony środowiska, podwyżki cen lub zmiany trasy mogą doprowadzić do kolejnego wzrostu kosztów tego projektu.
Należy jednak wziąć pod uwagę fakt, że po drugiej stronie równania znajdują się oszczędności, jakie poczyni Gazprom dzięki uniknięciu opłat tranzytowych. Takie wyliczenie jest trudne do przeprowadzenia, ponieważ informacje dotyczące opłat tranzytowych często stanowią tajemnicę handlową. Na przykład Larsson podaje, że opłaty pobierane przez Polskę w przypadku gazociąg Jamał I kształtują się w granicach 150-230 mln euro rocznie27 (należy jednak zaznaczyć, że pobierana przez Polskę opłata tranzytowa od 2016 roku zmniejszy się do 1 dolara za mln m?/100 km)28. Opłaty tranzytowe pobierane przez Ukrainę znacznie częściej były przedmiotem rozgłosu i obecnie wynoszą one 1,60 dolara/mln m3/100 km.29
Chociaż porównanie oszczędności poczynionych na opłatach tranzytowych z kosztami projektu Nord Stream zawsze będzie dawać niedokładne wyniki, to dla uzyskania dokładniejszego obrazu możliwych oszczędności Gazpromu możemy wykorzystać niedawno zwiększone ukraińskie opłaty tranzytowe. Jeżeli uwzględnimy ukraińskie opłaty tranzytowe na całej, liczącej 1200 km podmorskiej trasie rurociągu, to rezultat dla 55 mld m? wynosi nieco ponad 1 mld dolarów. Kwota ta jest jednak myląca – część tej podmorskiej trasy będzie tak czy inaczej przebiegać przez terytorium Federacji Rosyjskiej, co zmniejszy koszty tranzytu przez inne kraje znacznie poniżej 1 mld dolarów.
W znacznym stopniu ta główna kwota oszczędności jest zagrożona faktem, że zasilanie gazem pierwszego rurociągu Nord Stream o przepustowości 27 mld m3 jest wyraźnie dostępne jedynie ze złoża Jużno-Russkoje. Nie ma natomiast jasno określonego źródła gazu dla drugiego rurociągu. Obydwa sąsiadujące ze sobą rosyjskie ogromne złoża – Sztokman i Jamał, które mogłyby gwarantować dostawy, wciąż wymagają dalszego zagospodarowania. Tymczasem w 2007 r. Gazprom ograniczył wydatki na ten cel.30 Prawdopodobieństwo, że którekolwiek z tych złóż będzie mogło dostarczać gaz przed 2020 r. jest niewielkie. W związku z tym co najmniej w ciągu następnego dziesięciolecia oszczędność wynikająca z pominięcia opłat tranzytowych, będąca rezultatem kosztownej budowy gazociągu Nord Stream, będzie raczej bliższa kwocie 300 mln dolarów, a nie 1 mld dolarów rocznie, co z trudem zrównoważy zasadnicze koszty podmorskiego odcinka, które mogą wynieść nawet 12 mld euro (17,5 mld dolarów).
Istnieje jeszcze jeden problem związany z kosztami, dotyczący gazu ze złóż Sztokman i Jamał: gigantyczny koszt wydobycia. Środkowoeuropejskie Centrum Ratingu i Analiz (CERA) oszacowało ostatnio, że koszt zagospodarowania złoża Jamał może wynieść do 100 mld dolarów.31 Ze złożem Sztokman wiąże się nie tylko problem kosztów, lecz także problem techniczny, polegający na budowie rurociągu o długości 560 km w Morzu Barentsa, na którym platformy wydobywcze i rurociągi będą musiały być chronione nie tylko przed arktycznymi sztormami, ale także przed górami lodowymi. Te wysokie koszty zagospodarowania „dalekiej Północy” w sposób nieunikniony zostaną przeniesione na konsumentów końcowych.
Jeżeli gaz mający zasilać drugi rurociąg gazociągu będzie ostatecznie pochodzić ze złóż Sztokman lub Jamał, to wówczas gazociąg Nord Stream oferować będzie drogi gaz dostarczany drogim rurociągiem, co dla europejskich konsumentów stanowi zniechęcającą perspektywę.
Jednym z rozwiązań byłoby zwrócenie się do niemieckiego rządu o udzielenie pomocy przyznawanej przez państwo w celu realizacji projektu. Trudność polega na tym, że pomoc taka będzie musiała zostać zatwierdzona przez Komisję Europejską.32 Taką zgodę będzie jednak bardzo trudno uzyskać. Po pierwsze, z pewnością dojdzie do licznych protestów ze strony państw basenu Morza Bałtyckiego oraz państw tranzytowych, co znacznie opóźni realizację projektu. Po drugie, trudno przewidzieć, jaką decyzję podejmie Komisja w kwestii takiej pomocy, ponieważ zazwyczaj podobne projekty są finansowane bezpośrednio przez sektor prywatny przy stosunkowo niewielkim udziale państwa. Jednym z głównych czynników, który może w istotny sposób zaważyć na decyzji Komisji jest to, że może istnieć możliwość zaangażowania kapitału prywatnego w budowę równoważnego i tańszego systemu gazociągów na lądzie, na przykład w ramach projektów Amber lub Jamał II.33
Gazprom mógłby rozważyć przejęcie kosztów projektu i zaniechanie obciążenia konsumentów kosztami budowy. Jednakże firma ta napotyka na trudności finansowe i prawne, jeżeli chodzi o podjęcie takiego kroku. Po pierwsze, po przejęciu spółki Sibneft Gazprom ma już 35 mld dolarów długu oraz poważne obciążenia kapitału, wiążące się z koniecznością remontu rurociągów i stacji kompresorowych oraz prowadzenia projektów infrastrukturalnych, takich jak Sztokman i Jamał.34 Dlatego też Gazprom nie może łatwo wpisać w straty swojego udziału w wartym wiele miliardów dolarów projekcie infrastrukturalnym. Ponadto, uwzględniając fakt, że jego partnerami są firmy prywatne, posiadające udziałowców, trudno się spodziewać, że EON, Gasunie i BASF byłyby w stanie zgodzić się na takie rozwiązanie.
Dlatego też pierwszym następstwem projektu Nord Stream wydaje się być napływ na europejski rynek bardzo drogiego gazu, za który odbiorcy będą musieli słono płacić. Ta wstępna analiza nie uwzględnia jednak perspektywy liberalizacji rynku gazu w UE.
4.0 Wpływ liberalizacji rynku
Poza Wielką Brytanią, większość państw członkowskich utrzymywało zamknięte krajowe rynki gazu. Na takich zamkniętych rynkach zazwyczaj pojedynczy krajowy dostawca gazu jest niemal monopolistą i posiada długoterminowe umowy na dostawę gazu z takim producentem jak Gazprom. Zazwyczaj istnieje też cały szereg długoterminowych umów na dostawy w dół łańcucha dostaw, które wiążą głównych użytkowników energii i firmy zajmujące się detaliczną sprzedażą gazu. W niektórych państwach istnieje takie „warstwowe” podejście.35 Z kolei w innych dostawca hurtowy może faktycznie zdominować łańcuch dostaw i zaopatrzenie w większość gazu.36 Zaletą takich zamkniętych systemów jest ich stosunkowo duża przewidywalność i stabilność. Jednakże mogą one wpływać na wysokie ceny płacone za tą przewidywalność przez przemysł i krajowego konsumenta. Ponadto, jak wskazano poniżej, poleganie na niewielu długoterminowych umowach na dostawy może potencjalnie zagrażać przewidywalności i stabilności dostaw gazu.
W oczywisty sposób takie „zbałkanizowane” rynki w ramach jednolitego rynku europejskiego często były narażone na atak ze strony Komisji, jako naruszające podstawowe zasady UE, takie jak otwartość rynków, niedyskryminacja i konkurencja. Nie dziwi więc fakt, że Komisja próbowała stworzyć odpowiednie prawodawstwo w ramach pierwszej37 i drugiej dyrektywy gazowej38 oraz rozporządzenia gazowego39. Prawodawstwo to jako minimum wymagało rozdzielenia operacji związanych z siecią i dostawami krajowych monopolistów na oddzielne firmy, zamiast wyznaczania krajowych organów regulacyjnych do wprowadzania ograniczonego dostępu do rynku dla stron trzecich.
Nie dziwi również fakt, że zarówno krajowi monopoliści w zakresie dostaw energii, jak i rządy niektórych państw członkowskich starały się torpedować takie prawodawstwo. Przeprowadzone przez Dyrekcję Generalną ds. Konkurencji badanie sektorowe dostarczyło podstawowych informacji na temat przypadków niestosowania się monopolistów do minimalnych kryteriów liberalizacji ustanowionych przez prawodawstwo UE – od zawierania długoterminowych umów z kluczowymi dostawcami do ograniczania dostępu do informacji, co uniemożliwiało stronom trzecim korzystanie z praw dostępu do sieci rurociągów, przewidzianych w aktach prawnych.40
Przeprowadzone przez Komisję w czerwcu 2005 r. badanie w sektorze energetycznym doprowadziło do zebrania olbrzymiej ilości dowodów, wskazujących na niewydolność europejskiego rynku gazu. DG ds. Konkurencji uzyskała dowody na silną koncentrację rynku, brak jego integracji, znaczne pionowe uszczelnienie, brak przejrzystości i wadliwą procesy tworzenia rynku.41 W swoim sprawozdaniu końcowym na temat tego sektora DG ds. Konkurencji uznała, że istnieją cztery zasadnicze wady sektora gazu: strukturalne konflikty interesów, spowodowane brakiem zdefiniowanej własności sieci; luki w przepisach, zwłaszcza w odniesieniu do operacji transgranicznych; ciągły brak płynności na rynku oraz brak przejrzystości operacji rynkowych.42
Mając na uwadze niedostatki wcześniejszego prawodawstwa w zakresie liberalizacji rynku energii oraz dowody zebrane w ramach badania sektorowego, Komisja przedstawiła trzeci pakiet legislacyjny, w ramach którego zaleca całkowite wydzielanie własnościowe w sektorze gazu i energii elektrycznej lub stworzenie stabilnej niezależnej struktury operatorów systemu.43 Na podstawie zgromadzonych dowodów niestosowania się do bieżącego prawodawstwa UE, DG ds. Konkurencji dowodzi, że tylko całkowite wydzielanie własnościowe może zapewnić dostęp stron trzecich do sieci rurociągów oraz że takie wydzielanie prowadzi do całkowitego przekształcenia bodźców, oddziałujących na właściciela sieci, czyniąc go skłonnym do zwiększenia przepływu, co skutkuje zwiększeniem wydajności, dopuszczeniem większej liczby konkurujących podmiotów oraz zwiększeniem konkurencji.44
Szereg komentatorów zakłada, że DG ds. Konkurencji nie będzie w stanie doprowadzić do radykalnej reformy europejskiego rynku gazu. Założenie to wynika z politycznej i gospodarczej siły krajowych monopolistów sektora energetycznego. Ta analiza nie uwzględnia jednak dwóch kluczowych czynników. Po pierwsze w trakcie badania sektorowego Komisja zgromadziła wiele dowodów dotyczących przypadków łamania zasad konkurencji w sektorze gazu. W wyniku tego mogła ona przeprowadzić serię niezapowiedzianych inspekcji w centralach wielu firm sektora gazowego. Miały one miejsce w maju oraz grudniu 2006 r. Wyniki tych inspekcji, wraz z informacjami pochodzącymi z kwestionariuszy i skarg przekazanych przez ofiary sprzecznych z zasadami konkurencji praktyk w sektorze energii doprowadziły do przedstawienia przez DG ds. Konkurencji w ciągu 2008 roku szeregu postępowań. W trakcie tych postępowań opinii publicznej ujawnione zostaną informacje dotyczące skali i skutków antykonkurencyjnych praktyk w sektorze energetycznym, co wpłynie na zwiększenie poparcia dla liberalizacji rynku w sektorze gazu. Przemysł i konsumenci krajowi z pewnością nie będą popierać argumentu, że firmy sektora gazu muszą być chronione przed liberalizacją w momencie, gdy przeciwko tym samym firmom prowadzone będzie śledztwo w związku z wykroczeniami z zakresu konkurencji, w ramach których utrzymywały ceny na wysokim poziomie, ograniczały wybór oraz opóźniały innowacje.
Drugim głównym czynnikiem, który będzie bardzo pomocny dla Komisji przy wprowadzaniu pełnej liberalizacji rynku jest perspektywa wystąpienia znacznych niedoborów w dostawach gazu z Rosji. W ciągu ostatnich kilku lat szereg rozmówców z Międzynarodowej Agencji Energii45, profesor Jonathan Stern,46 były rosyjski minister ds. energii Władmir Miłow47 i Michael Fredholm48 wyrażało obawy, że równoczesne wyczerpywanie się eksploatowanego od czasów Związku Radzieckiego złoża Nadym Pur Taz oraz brak inwestycji w nowe złoża gazu mogą doprowadzić do znacznego ograniczenia dostaw. O ile umiarkowane temperatury w czasie minionej zimy pozwoliły odłożyć obawy dotyczące nagłego załamania się dostaw na później49, to niedawne cięcia inwestycji w zagospodarowanie złóż wzbudziły nowe obawy dotyczące możliwości ograniczenia dostaw w przyszłości.50
Liberalizacja rynku gazu w UE może uchronić wschodnie kraje Unii i Niemcy, tj. głównych odbiorców rosyjskiego gazu na zachodzie, przed przyszłym załamaniem się dostaw z Rosji. Prawna i fizyczna liberalizacja umożliwi przesyłanie do Niemiec i wschodnich krajów UE gazu od alternatywnych dostawców.51 Obecnie dostępne są znaczne ilości gazu pochodzącego z Norwegii, Algierii i Libii.
Szybki rozwój rynku gazu ziemnego w postaci ciekłej (LNG) sprawił, że pojawiło się nowe, liczące się źródło gazu, które z uwagi na zasadniczy spadek cen na całej długości łańcucha dostaw staje się znaczącą konkurencją dla gazu przesyłanego rurociągami. Ponadto gaz ten będzie tańszy od gazu z rosyjskiej „dalekiej Północy”.52 Już obecnie w Wielkiej Brytanii LNG pochodzący z Egiptu, Algierii i Kataru może konkurować z gazem przesyłanym z Norwegii i pochodzącym ze złóż na brytyjskim szelfie kontynentalnym. Wielka Brytania posiada obecnie cztery terminale gazu LNG, które zapewniają dodatkowe możliwości tranzytowe, co pozwoli Wielkiej Brytanii stać się znaczącym eksporterem, wysyłającym gaz do Europy kontynentalnej.53 Na zliberalizowanym rynku takie źródło energii z LNG może stanowić istotną konkurencję dla gazu z drogiego gazociągu Nord Stream, zwłaszcza gdy będzie on zasilany ze złóż położonych na „dalekiej Północy”. Dalszy rozwój technologiczny może doprowadzić do szerszej dostępności LNG w całej Europie, co stworzy kolejne zagrożenie dla modelu biznesowego gazociągu Nord Stream. Technologia opatentowana przez firmę Exxonmobil pozwala na przetworzenie LNG do postaci gazowej na pokładzie statku i skierowanie go bezpośrednio do krajowej sieci gazociągów bez pośrednictwa kosztownego terminalu gazowego (jednostki te znane są pod nazwą EBRV Energy Bridge Regasification Vessel). Dla tankowców przewożących LNG, z których gaz skierowany zostanie bezpośrednio do krajowych gazociągów, potrzebna jest specjalna boja. Czas niezbędny dla rozładunku gazu jest przy tym dłuższy niż w przypadku terminalu gazowego. Jednakże elastyczność, jaką zapewnia ta nowa technologia oraz możliwość uzyskania w ten sposób alternatywnego źródła szybkich dostaw mogą okazać się atrakcyjne dla firm energetycznych na zliberalizowanym rynku, jeżeli zapragną one wpłynąć na obniżkę cen gazu z gazociągu Nord Stream.54
W przypadku projektu Nord Stream perspektywa liberalizacji rynków krajowych zagraża modelowi biznesowemu, na którym oparto ten projekt. Trudno jest orzec, w jaki sposób gazociąg Nord Stream będzie mógł skutecznie konkurować na europejskim rynku gazu, gdzie pochodzący z niego gaz będzie musiał konkurować z rurociągami lądowymi oraz takimi, gdzie koszty infrastruktury już uległy amortyzacji.
Istnieją silne przesłanki by przewidywać, że na zliberalizowanym rynku energii Gazprom może zostać zmuszony do ogłoszenia braku płynności projektu Nord Stream. Gazprom może dojść do wniosku, że na zliberalizowanym rynku energii odbiorców drogiego gazu z gazociągu Nord Stream może być bardzo niewielu. W rezultacie uzna, że zbudował dla siebie bardzo kosztowną drogę dostępu do rynku, która szkodzi jego konkurencyjności i prowadzi do strat finansowych. W takich okolicznościach, aby utrzymać konkurencję wobec LNG i innych konkurentów może on próbować przesyłać gaz na rynek za pośrednictwem istniejących polskich i ukraińskich rurociągów, nawet z uwzględnieniem opłat tranzytowych.
Przeciwnicy liberalizacji, jak rządy Francji i Niemiec, mogą oczywiście ze wszystkich sił sprzeciwiać się liberalizacji rynku w sektorze gazu po to, aby chronić projekt Nord Stream. Jednakże z uwagi na opóźnienia w realizacji projektu Nord Stream jest mało prawdopodobne, aby nawet pierwszy jego etap został ukończony do 2010 r.; najwcześniejszą prawdopodobną datą rozpoczęcia dostaw gazu za pośrednictwem jego pierwszego rurociągu jest rok 2015.55 Z uwagi na późniejszą datę uruchomienia gazociągu Nord Stream oraz słabość rosyjskiego systemu dostaw gazu, poleganie wyłącznie na rosyjskich dostawach, szczególnie w przypadku rządu Niemiec, byłoby posunięciem bardzo śmiałym. Stąd też niemiecki rząd odczuwa silny bodziec z zakresu bezpieczeństwa dostaw, aby starać się o liberalizację rynku gazu w celu zapewnienia stałych dostaw tego surowca na niemiecki rynek. Ponadto sprzeciwianie się liberalizacji rynku stawiałoby niemiecki rząd po trudnej do przyjęcia z punktu widzenia polityki stronie głównych przedsiębiorstw energetycznych, wobec których ze strony UE mogą zostać wszczęte postępowania w związku ze stosowaniem antykonkurencyjnych praktyk, w tym z związane z zarzutami dotyczącymi czerpania nadmiernych zysków od wyborców. Niemieccy konsumenci mogą również zabrać głos za pośrednictwem organizacji konsumenckich, jeżeli zdadzą sobie sprawę z tego, że poparcie dla gazociągu Nord Stream oznacza wysokie ceny energii w Niemczech.
5.0 Wnioski
Federacja Rosyjska i Gazprom mają uzasadnione obawy związane z kradzieżą gazu, opłatami tranzytowymi i obsługą rurociągu. Jednakże rozwiązaniem dla tych uzasadnionych obaw nie jest budowa drogiego podwodnego rurociągu, który pociągnie za sobą olbrzymie koszty zarówno dla Rosji, jak i dla UE. Budowa gazociągu Nord Stream może być uzasadniona jedynie z komercyjnego punktu widzenia, jeżeli nadal będą funkcjonować stare, quasi-monopolistyczne struktury krajowych dostawców, funkcjonujące w oparciu o długoterminowe umowy na dostawę. Jednakże zyskowne wprowadzenie gazociągu Nord Stream na przechodzący proces liberalizacji rynek będzie wielkim wyzwaniem handlowym. Odnosi się to szczególnie do sytuacji, gdy w 2015 r. – najwcześniejszej realnej dacie ukończenia gazociągu Nord Stream – zasadniczy etap liberalizacji rynku gazu w UE będzie zakończony. Liberalizacja sprawi, że inni konkurenci będą mogli zagrozić możliwościom sprzedaży gazu z rurociągu Nord Stream na rynku. Siłę oddziaływania liberalizacji wzmacniają dwa inne czynniki: wzrastająca dostępność i konkurencyjność LNG oraz wysokie ceny ropy naftowej, które wraz z liberalizacją rynku UE i dodatkowymi źródłami gazu zagrażać będą tradycyjnemu powiązaniu cen ropy i gazu. Znaczące nadwyżki dostaw na europejski rynek w ciągu kilku lat następujących po liberalizacji mogą wymusić obniżki cen gazu, co sprawi, że projekt Nord Stream stanie się bardzo wrażliwy.
UE, Rosja i Gazprom muszą szukać mniej kosztownych możliwości tranzytu gazu. Pomimo iż Rosja ostatnio coraz silniej krytykuje Traktat w sprawie Karty Energetycznej oraz jego protokół tranzytowy, który w odróżnieniu od samego traktatu nie obowiązuje Rosji z punktu widzenia prawa, to warto zwrócić uwagę właśnie na protokół tranzytowy.56 Protokół tranzytowy przewiduje taki system tranzytu, przy którym próbuje się zachować równowagę między prawami właścicieli sieci a prawami dostawców. Protokół ten mógłby dostarczyć Gazpromowi środków, dzięki którym mógłby on przywołać do porządku kraje tranzytowe w zakresie takich wykroczeń jak kradzież gazu, wysokie opłaty tranzytowe i utrzymanie gazociągów, ponieważ podobnie jak w przypadku pozostałych przepisów prawnych Traktatu w sprawie Karty Energetycznej na mocy protokołu tranzytowego istniałaby możliwość pociągnięcia stron do odpowiedzialności przed trybunałem arbitrażowym w związku z łamaniem jego postanowień.
Jednym z rozwiązań dla Federacji Rosyjskiej i Gazpromu byłoby staranie się o wprowadzenie poprawek do systemu ustanowionego na mocy protokołu tranzytowego, w postaci mechanizmu rozstrzygania poważniejszych sporów jako część korzyści z jego podpisania i ratyfikacji.57 Bardziej restrykcyjny protokół tranzytowy dostarczyłby Gazpromowi środków, dzięki którym mógłby on przywołać do porządku kraje tranzytowe w związku z popełnionymi wykroczeniami. Umożliwiłby również Rosji łatwiejsze uzyskanie silnego poparcia ze strony UE i USA w przypadku takich wykroczeń, jak kradzież gazu.
Takie wzmocnienie rządów prawa w stosunkach między producentami i krajami tranzytowymi stworzyłoby również stabilne ramy dla inwestycji w infrastrukturę tranzytową.58 Inwestycje takie stanowiłyby wówczas ułamek kosztów planowanej inwestycji w gazociąg Nord Stream, przy czym Europa otrzymywałaby tak potrzebny jej gaz.
UE, Federacja Rosyjska i Gazprom muszą ponownie rozważyć zasadność projektu Nord Stream, i to w trybie pilnym. Zaleca się, aby strony te ponownie zwróciły uwagę na protokół tranzytowy. Trwające przez pewien czas intensywne i stanowcze negocjacje z państwami UE mogą doprowadzić do wypracowania takiego porozumienia w sprawie protokołu, dzięki któremu możliwe będzie zwiększenie dostaw gazu dla Europy i które uchroni wszystkie strony przed znacznymi kosztami.
Przypisy
1 Lips, Possible Environmental Impacts of the Nordstream Project (2007) Presentation at the Nordstream Project Conference [Możliwe oddziaływanie projektu Nord Stream na środowisko (2007) Prezentacja na konferencji na temat projektu Nord Stream] (luty 2007 r.), Wilno.
2 Umbach, Europe’s Next Cold War: The European Union Needs a Plan to Secure its Energy Supply [Następna zimna wojna Europy: Europa potrzebuje planu zabezpieczenia dostaw energii] (lato 2006 r.), DG GAP IP.
3 Dochodzenie w ramach art. 17 rozporządzenia (WE) nr 1/2003 w odniesieniu do europejskich sektorów gazu i energii elektrycznej (raport końcowy). Komunikat Komisji, (styczeń 2007 r.), SEC (2006) 1724.
4 W 2001 r. ówczesny wicepremier Ukrainy, Oleg Dubina, przyznał, że tylko w tamtym roku z ilości objętych umowami wywozowymi wypompowano 8,7 mld m3 gazu. Pirani, Ukraine’s Gas Sector [Ukraiński sektor gazu] (czerwiec 2007 r.), OIES, 19, 30; Goetz, The North European Pipeline: Increased Energy Security or Political Pressure? [Gazociąg północnoeuropejski: Zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego czy presja polityczna?] (wrzesień 2005 r.), SWP Comments 1. W celu zapoznania się z dyskusją na temat łatwości, z jaką gaz został wyprowadzony z ukraińskiego systemu patrz: Engber, How do you steal gas from a pipeline? [Jak kraść gaz z gazociągu?] (grudzień 2005 r.), Slate magazine, http://www.slate.com/id/2133479/
5 Pirani, ibid, 80. Reuters, EU Tells Ukraine to Upgrade Pipelines After Blast [EU żąda od Ukrainy poprawy jakości rurociągów po wybuchu] (maj 2007 r.). W tym sprawozdaniu wyrażona została wspólna obawa UE i Rosji o stan ukraińskiej sieci rurociągów. Jak jednak wskazuje Stern, całkowicie niejasne jest, czy USSG, rosyjska centralna sieć rurociągowa, jest w lepszym stanie niż sieci w wielu krajach tranzytowych. Stern, The Future of Russian Gas and Gazprom [Przyszłość rosyjskiego gazu i Gazpromu] (2005 r.), Oxford, 36.
6 Goetz, op cit 1 i 4.
7 Goetz, op cit 3-4.
8 Larsson, Sweden and the NEGP: A Pilot Study of the North European Gas Pipeline and Sweden’s Dependence on Russian Energy [Szwecja i NEGP: Badanie pilotażowe dotyczące gazociągu północnoeuropejskiego oraz zależność Szwecji od dostaw gazu z Rosji] (czerwiec 2006 r.), FOI (Szwedzka Agencja Badań nad Obronnością); Larsson (2), Nordstream, Sweden and Baltic Sea Security [Nordstream, Szwecja i bezpieczeństwo w basenie Morza Bałtyckiego] (marzec 2007 r.), FOI.
9 Goetz, op cit. Decyzję tę cofnięto następnie we wrześniu 2006 r. Obecnie zasoby gazu ze złoża Sztokmana, przynajmniej w fazie początkowej, zostaną skierowane m.in. do rurociągów prowadzących do UE oraz prawdopodobnie do drugiego rurociągu Nord Stream.
10 Goetz, op cit 1.
11 Larsson, op cit 16.
12 http://www.nord-stream.com/eng/project/. Takie peryferyjne odnogi mogą zostać skierowane na przykład do Obwodu Kaliningradzkiego, a potencjalnie także do niektórych państw bałtyckich oraz do Szwecji.
13 Złoże Jużno-Ruskoje wskazywane jest jako źródło gazu dla pierwszego rurociągu; podano niektóre szczegóły dotyczące eksploatacji tego złoża. Na stronie internetowej spółki Nord Stream zaledwie wspomina się o złożach Jamał i Sztokmana jako o potencjalnych źródłach gazu dla drugiego rurociągu, ale nie podaje żadnych szczegółowych informacji (http://www.nord-stream.com/eng/gas/).
14 Nord Stream to Hike Cost Estimates in Early 2008 [Nord Stream zwiększy szacunkowe koszty na początku 2008 r.] Reuters, 13 grudnia 2007 r. W sprawozdaniu agencji Reuters odwołano się do przedstawionej na stronie internetowej spółki Nord Stream szacunkowej kwoty w wysokości 5 mld euro oraz do zapowiedzi spółki Nord Stream, że w lutym lub marcu opublikowane zostaną nowe szacunkowe koszty. Przytoczono również wypowiedź byłego kanclerza Niemiec Gerharda Schroedera, który powiedział, że koszt gazociągu Nord Stream może sięgnąć 8 mld euro oraz oświadczenie BASF, mówiące o kwocie 9 mld euro. Przedstawiono także szacunkowe koszty sporządzone przez analityków, mówiące o kwocie 12 mld euro. W celu zapoznania się z wcześniejszymi, znacznie niższymi szacunkami, patrz Goetz, op cit 2.
15 Spółka Gasunie ostatnio uzgodniła ze spółką Nord Stream, że stanie się jego akcjonariuszem. Gasunie otrzyma 9% udziałów, holdingi BASF/Wintershall i EON/Ruhrgas po 20%, a Gazprom zatrzyma 51% udziałów. Gazprom and Gasunie Agree on Nordstream Terms [Gazprom i Gasunie osiągnęły porozumienie w sprawie Nordstream], komunikat prasowy Nordstream z dnia 6 listopada 2007 r.
16 W celu zapoznania się ze szczegółami dokumentów i wniosków złożonych dotychczas przez spółkę Nord Stream, patrz http://www. Nordstream.com/eng/feedback/.
17 Reuters, 13 grudnia 2007 r., op cit.
18 http://www.nord-stream.com/eng/project/.
19 Poyry, The Future of UK Gas: A Phase Diagram [Przyszłość gazu w Wielkiej Brytanii: diagram faz], (maj 2007 r.) Poyry Consulting 11.
20 Reuters, 13 grudnia 2007 r., op cit.
21 Na stronie internetowej spółki Nord Stream wskazuje się, że poszukiwania obejmą obszar o szerokości co najmniej 1 km po każdej stronie rurociągu. Oznacza to, że przeszukanych zostanie 2400 km (http://www. Nordstream.com/eng/feedback/).
22 Lips, op cit.
23 Strona internetowa spółki Nord Stream, Nord Stream: A New Gas Route for Europe [Nord Stream: Nowy szlak gazowy dla Europy] (listopad 2006 r.), 2. W dokumencie tym wskazuje się, że tak szeroko zakrojone podmorskie poszukiwania, jak w przypadku gazociągu Nord Stream są wyjątkowym przedsięwzięciem.
24 Gas Pipeline Officials Dangle Carrots for Balts [Urzędnicy od gazociągu kuszą Bałtów marchewką], Baltic Times, 19 kwietnia 2007 r. Patrz też National Energy Security Fund, Gazprom: Are there Limits to Growth? [Gazprom: czy istnieją granice wzrostu?] (maj 2007 r.), str. 47-48.
25 Finland Urges Nordstream to change Pipeline Route [Finlandia wzywa Nordstream do zmiany trasy rurociągu], AFX International Focus, 21 stycznia 2008 r.
26 Reuters, 13 grudnia 2007 r., op cit.
27 Larsson (2), op cit, 34.
28 Pirani, op cit, 93.
29 Pirani, op cit, 92.
30 Dla przykładu, w 2007 r. nakłady na złoże Sztokmana zmniejszono z 670 do 335 mln dolarów; szczytowy okres produkcji obszaru Charwutiinskaja na złożu Jamburg (30 mld m3/rok) przełożono z 2008 r. na 2010; wydobycie z warstwy neokomu złoża Zapolarnoje (15 mld m3/rok) przełożono na 2011 r. Miłow, Nabucco, European Energy Supply Diversification and Russia [Nabucco, Dywersyfikacja dostaw energii w Europie a Rosja], 14 września 2007 r., Budapeszt.
31 Gustafason, Conquering Yamal: Gazprom’s Strategy for Developing the Next Generation of Russian Gas Supply [Podbijając Jamał: strategia rozwojowa Gazpromu w zakresie opracowywania kolejnej generacji dostaw rosyjskiego gazu] (listopad 2007 r.), CERA.
32 Wszystkie znaczące nowe projekty w zakresie pomocy przyznawanej przez państwo muszą być przedstawiane Komisji Europejskiej w celu zatwierdzenia na mocy art. 87 traktatu WE. Podstawowe kryteria oceny znane są jako zasada inwestora rynkowego. Głównym problemem dotyczącym oceny tego projektu jest fakt, że spółka Nord Stream będzie musiała wykazać, że każda inwestycja niemieckiego rządu stanowi racjonalną inwestycję rynkową, z której będzie można uzyskać realny zwrot rynkowy.
33 Jamał I to gazociąg biegnący przez terytoria Białorusi i Polski do Niemiec. Drugi rurociąg, określany mianem Jamał 2, może zostać zbudowany na tej samej trasie i z wykorzystaniem tej samej infrastruktury przy kosztach znacznie niższych niż w przypadku budowy gazociągu Nord Stream.
34 Milov, The Power of Oil and Energy Insecurity [Potęga braku bezpieczeństwa dostaw ropy naftowej i energii], (styczeń 2006 r.), Paryż, CERI, 13.
35 W celu zapoznania opisem warstwowego układu niemieckiego rynku energii patrz: Lohmann, The German Path to Natural Gas Liberalisation: Is it a Special Case? [Niemiecka droga do liberalizacji rynku gazu ziemnego. Czy to wyjątkowy przypadek?] (2006 r.), Oxford.
36 Cavaliere, The Liberalisation of Natural Gas Markets: Regulatory Reform and Competition Failures in Italy [Liberalizacja rynków gazu ziemnego: reforma ustawodawcza oraz zakłócanie konkurencji we Włoszech] (2007 r.), OIES.
37 1998/30/WE
38 2003/55/WE
39 842/2006/WE
40 Sprawozdanie końcowe, op cit.
41 Sprawozdanie końcowe, op cit.
42 Sprawozdanie końcowe, op cit. str. 5-9.
43 W celu zapoznania się ze szczegółami trzeciego pakietu ustawodawczego patrz odsyłacz do strony internetowej DG ds. Konkurencji http://ec.europa.eu/energy/electricity/package_2007/index_en.htm.
44 Sprawozdanie końcowe, op cit. str. 9-15.
45 IEA, Optimising Russian Gas [Optymalizując gaz z Rosji] (Paryż 2006 r.), 34.
46 Stern, op cit 33.
47 Miłow, Coburn & Danczenko, Russian Energy Policy 1992-2005 [Rosyjska polityka energetyczna 1992-2005], Eurasian Geography & Economics (2006 r.), 285-313, 304.
48 Fredholm, Gazprom in Crisis [Kryzys w Gazpromie] (Shrivenham 2006 r.), UK Defence Academy.
49 Monaghan, Stakhanov to the Rescue? Russian Coal and the Troubled Emergence of a Russian National Energy Strategy [Stachanow na ratunek? Rosyjski węgiel i trudne narodziny rosyjskiej narodowej strategii energetycznej] (Shrivenham 2007 r.), UK Defence Academy.
50 Miłow, (Budapeszt 2007 r.) op cit.
51 O ile liberalizacja prawna, w ramach której podziałowi i restrukturyzacji ulega własność sieci i dostaw oraz możliwy jest dostęp do sieci stron trzecich jest niezbędna dla prawdziwej liberalizacji rynku gazu, to sama w sobie jest ona niewystarczająca. Wymagane jest również wzajemne fizyczne powiązanie krajowych sieci. Dzięki temu węzły gazownicze jak te, które znajdują się w Wielkiej Brytanii mogą łatwo przesyłać gaz przez Kanał La Manche, a takie „wyspy” rynku gazowego, jak państwa bałtyckie, uzyskują fizyczne połączenie z główną siecią europejskich rurociągów.
52 Russia Country Analysis [Rosja – Analiza kraju], EIA (2006 r.) 9.
53 W ciągu następnych kilku lat Wielka Brytania uzyska nową zdolność w tym zakresie, wyrażoną wartością ok. 60 mld m3; większość z tego stanowi LNG. Nowy norweski rurociąg jest rozbudowywany do poziomu przepustowości 23 mld m3; terminal LNG Isle of Grain rozpoczął działalność latem 2005 r. z przepustowością 4,4 mld m3, która docelowo ma wynieść 7 mld m3; terminale LNG Dragon i South Hook będą mieć przepustowość odpowiednio 6 i 10 mld m3. Planuje się wzrost ich przepustowości odpowiednio o 12 i 10,5 mld m3. Planowana jest budowa kolejnych terminali na Canvey Island, Croydon oraz na morzu, w Morecombe Bay. Poyry, op cit 6, str. 35-36.
54 Głównym pomysłodawcą jest firma Excelerate Energy. Szczegóły: http://www.excelerateenergy.com/ebrvs.html.
55 Najwcześniejszą realną datą z uwagi na opóźnienia w wydawaniu zezwoleń z zakresu ochrony środowiska oraz przy założeniu braku dalszych problemów dotyczących topografii, zagrożeń dla środowiska związanych ze składowiskami amunicji oraz przebiegu przez obszary sieci Natura 2000, wydaje się raczej rok 2015 niż 2010. Jeżeli potwierdzą się dodatkowe obawy dotyczące zezwoleń z zakresu ochrony środowiska oraz topografii dna, to data ukończenia może być znacznie późniejsza niż 2015 r.
56 Rosja podpisała tymczasową klauzulę ważności, art. 45 ust. 1, na mocy którego sam Traktat w sprawie Karty Energetycznej staje się wiążący do chwili ratyfikacji.
57 Na przykład nowe poprawki mogą przewidywać sprawdzanie jakości rur i zagrożenia kradzieżą gazu przez instytucje nadzorcze oraz egzekwowanie przepisów w stosunku do państw i stworzenie forum, na którym rozstrzygano by spory dotyczące opłat tranzytowych poprzez powołanie niezależnego trybunału.
58 Bardziej rygorystyczny system tranzytowy, popierany przez wszystkie główne podmioty, mógłby zapewnić lepsze ramy prawne, co będzie sprzyjać inwestycjom w istniejącą sieć gazociągów lądowych.