Blog – Full Width | AEA-Albania Energy Association

February 19, 2016

by AEA

Pennine Petroleum Corporation, Albania’s oil company Albpetrol sign production sharing agreement

Pennine Petroleum Corporation announced that it has signed the main terms and conditions of a production sharing agreement for the Velca Block, in southern Albania, with licensee Albpetrol Sh. A. (“Albpetrol”), the national oil company of Albania.

The Velca Block, covering an area of 153,215 acres (239 square miles, or 620 square kilometers), is located 10 km southeast of the Albanian coastal city of Vlore. Pennine previously announced in early December that it had been confirmed by the Republic of Albania’s Ministry of Energy and Industry as the successful bidder for the Velca Block.

The Velca Block contains 250 kilometers of 2-D seismic and two drilled hydrocarbon-indicative wells. A seismically defined structure has been identified with a closure of 12 square kilometers in area, with a vertical closure of between 450 vertical meters (mid case) and 750 vertical meters (maximum case).

“The finalization of the production sharing agreement with Albpetrol is expected to proceed to conclusion in the near future, now that the main terms have been established,” says John Garden, Pennine’s Chief Executive Officer.

“Working in the Republic of Albania, and respecting its established legislation and regulations, will generate significant interest to the shareholders of Pennine and the people of Albania,” adds Mr. Garden. “And with the recent appointment of (former Bankers Petroleum Ltd. President, Chief Operating Officer and Director) Richard Wadsworth to our team, as an independent director, we expect a seamless integration of Pennine into the Albanian oil and gas exploration and development industry.”

January 28, 2016

by AEA

2ND ANNUAL ALBANIA OIL & GAS 2016 SUMMIT 16-17 March 2016 | Tirana, Albania

Officially endorsed and with the full support of the Ministry, the Summit is the only event focusing on Albania’s oil and gas Industry

With the largest operating onshore oilfield in Europe, the Summit will host discussions with focus on all available blocks for licensing and Albania’s current licensing stage

Insights on Ministerial requirements from an investing company and terms of cooperation

Get important information on how to conduct and operate business in Albania, as well as how to overcome any challenges around the Albanian multi-layered geography

Meet with key Albanian decision makers and create networks with some of the most influential and active companies in the field that manage key aspects of the exploration, production and refineries in Albania

Insightful analysis of the Albanian legal framework and regulations in addition to future changes, to prepare you on how to make the most out of your future ventures in the country

January 18, 2016

by AEA

LNG in Europe: An Overview of European Import Terminals in 2015

Introduction

This report (click here to review the report) focuses on a specific aspect of the liquefied natural gas (LNG) supply chain: the import facility. LNG import facilities are the final destination of LNG carriers and where LNG is returned to a gaseous state so that it can be fed into gas transmission and distribution grids.

This report provides an overview of the LNG import terminals in Europe today: existing, under construction and planned. It also looks at how Europe’s existing import terminals are adapting to reflect changes in the global LNG market.

Demand for LNG in Europe

Declining North Sea gas reserves, increased production costs, and the deregulation of European gas and electricity markets all combined to create new opportunities for LNG in Europe.

Even though Europe’s gas demand is decreasing, its dependence on gas imports is increasing. The European Union (EU) imports approximately 53% of the energy it consumes, at a cost of more than €1 billion per day. On average, the EU’s 28 member states import about 66% of their natural gas, and eight of them have 100% gas import dependency, with Russia as the single source of imported gas (by pipeline) for Finland, Estonia, Latvia, the Czech Republic and Bulgaria. Russia supplies approximately 33% of Europe’s gas, and such a strong dependence on a single external supplier poses an ever-increasing threat to the security of Europe’s gas supply, as evidenced by the confrontation between the Ukrainian government and Gazprom. The share of LNG in total gas supplies across the EU increased from 28% to 32% between 2009 and 2011, and then decreased to 19% in 2013.

Europe’s prosperity is ultimately contingent upon a stable, abundant and competitively priced supply of energy to the region. The EU Commission (the EU’s executive body) sees the import of LNG as essential in achieving its objective of diversifying sources of energy supply to its member states, and as an important part of the EU’s future energy mix. LNG is more flexible than pipeline gas, and in the context of decreasing European gas demand, reduces demand for pipeline gas.

Europe’s LNG Regasification Capacity

All of Europe’s LNG terminals are import facilities, with the exception of those in (non-EU) Norway and Russia, which export LNG. There are currently 23 large-scale LNG import terminals in Europe. Of these 23 terminals, 21 are in EU countries (and therefore subject to EU regulation) and two are in Turkey (which is a candidate for EU membership).

Europe’s existing regasification terminals show a balanced distribution along Europe’s coastline, with most of them situated in northwest and southwest Europe. The current LNG-receiving countries in Europe are Belgium, France, Greece, Italy, Lithuania, the Netherlands, Portugal, Spain, Turkey and the UK. Lithuania became the most recent European importing country, and Poland will be Europe’s next LNG-receiving country.

In 2014, total regasification capacity in Europe’s 23 large-scale LNG terminals was 201 billion cubic meters (bcm), which is sufficient to cover approximately 40% of Europe’s gas demand. Four new European LNG import terminals are currently under construction in France (Dunkerque), Poland (Świnoujście) and Spain (Tenerife and Gran Canaria). With the addition of these terminals, the annual regasification capacity in Europe will increase to 221 bcm a year from 2019.

Average capacity utilization rates in European regasification terminals have fallen dramatically since 2009, having decreased from 53% in 2010 to 25% in 2013 and 2014. The Council of European Energy Regulators (CEER) estimates that 137 bcm of regasification capacity in the EU were not used in 2013. The primary reasons for low utilization rates are stagnant demand for natural gas in Europe due to subsidized renewables, the continued supply of cheap coal, and higher demand and prices in Asia and South America that have driven LNG elsewhere. Further, in recent years it has generally been more cost-effective for many European market participants to meet demand by reducing the portion of gas they import through LNG, and increasing supply from other sources. However, after three years of decline, LNG imports into Europe increased in the last quarter of 2014, as the price difference between Asia and Europe almost vanished.

The role played by LNG is different across European countries, depending mainly on supply characteristics, geographical situation, capacity of import terminals, level of gas demand, alternative sources of supply and downstream market development. Spain’s LNG terminals account for the highest regasification capacity in Europe (six operational terminals), followed by the UK (three operational terminals) and France (three operational terminals).

Planned European LNG Import Terminals

In seeking to create an integrated and secure EU energy market, the EU Commission has drawn up a list of 248 projects of common interests (PCIs) for the energy sector. The PCIs include 12 possible LNG import terminals to be located in Croatia, Estonia, Greece, France, Ireland, Latvia, Poland and Sweden.

There are currently 20 large-scale LNG import terminals being considered in Europe, all of which would be located within the EU, except the planned terminals in Ukraine, Russia (within the Russian exclave of Kaliningrad Oblast, which sits between Poland and Lithuania), Albania and Turkey – the latter two countries being candidates for EU membership. Eight of the planned terminals will represent the first large-scale LNG import terminal for Albania, Croatia, Estonia, Ireland, Latvia, Malta, Romania and Ukraine. Seven of the planned terminals – Albania, Croatia, Greece, Ireland, Malta, Romania, Ukraine and the UK – will be floating facilities. In October 2015, Gasum announced that it had canceled the proposed Finngulf LNG project in Finland, citing insufficient domestic gas demand to support the project.

In addition, there are numerous plans for expansion of existing terminals or terminals currently under construction, including in Belgium, Croatia, France, Greece, Ireland, Italy, the Netherlands, Poland, Spain, Turkey and the UK.

Regulation of European Import Terminals

The European Commission has introduced three successive directives designed to facilitate competition, create a single Europewide gas market, and provide a clear and stable regulatory environment for Europe’s gas sector. In Directive 2009/73/EC of the European Parliament and of the council (the “Third Gas Directive”), the European Commission introduced further measures requiring member states to provide open access to gas infrastructure (including LNG terminals) on fair, transparent and nondiscriminatory terms. The conditions and tariffs of third-party access (TPA) to regulated LNG terminals must be published by terminal operators, as well as approved by the national regulator.

Like its predecessor, the Third Gas Directive anticipates a system of regulated third-party access to LNG-receiving terminals and requires LNG terminals in the EU to provide transparent and non-discriminatory access arrangements. Developers of new import facilities and existing import facilities for which new capacity is being developed may obtain an exemption from these TPA requirements from the national regulator if the project satisfies certain criteria. So far, exemptions from the TPA regime have been granted to five of the EU’s operating LNG regasification terminals: three in the United Kingdom (Grain LNG, Dragon LNG and South Hook LNG), one in Italy (Rovigo) and one in the Netherlands (Gate). Where a TPA exemption has been granted, the owner of the LNG terminal can negotiate contracts directly with its primary shippers/customers; however, the national regulator monitors anti-hoarding mechanisms and ensures that shippers have access to a sufficiently transparent secondary market. The number of active LNG shippers is higher in terminals subject to regulated TPA than in TPA-exempt terminals.

The European Commission is looking at how the existing regulatory framework applies to the new services being offered at many of Europe’s import terminals to ensure that any barriers to the further development of new services and the use of new technologies are removed. Overall, existing EU regulations have accommodated the development of effective congestion management procedures (CMPs) and functioning secondary capacity markets at the EU’s LNG import terminals.

Evolving Use of Europe’s LNG Terminals

Europe’s LNG import terminals have demonstrated that they are able to respond to prevailing global LNG market dynamics and low rates of regasification capacity utilization. Many of them have adapted, or are adapting, their facilities to provide new services to customers, which increases the flexibility of LNG. These new services often allow LNG to be moved to other markets, and include (i) ship reloading – the transfer of LNG from the terminal into a vessel (including smaller ships); (ii) transshipment – the direct transfer of LNG from one vessel to another; (iii) bunkering – the loading of LNG on bunkering ships for supply to LNG-fueled ships; (iv) truck loading – the loading of LNG on tank trucks, which transport LNG in smaller quantities; and (v) cooling down and gassing up – making use of LNG to cool down and gas up ships. Rail loading (the loading of LNG onto railcars) is not yet offered in Europe but could be a future option.

The table below shows the services offered at the EU’s operational LNG terminals in 2013 (in addition to regasification).

^[1] Source: CEER Status Review on monitoring access to EU LNG terminals in 2009-2013

Conclusion

From a security-of-supply perspective, more LNG import capacity in Europe is attractive compared to gas imports by pipeline. The EU Commission’s support for developing additional regasification capacity in Europe is likely to encourage investment in additional capacity. However, the continued growth of LNG in Europe will inevitably be influenced by trends in the global LNG market. If global LNG prices continue to remain low and to converge, it could result in increased LNG supply to Europe and consequently higher utilization rates in Europe’s existing terminals.

by King & Spalding

[embeddoc url=”https://info.aea-al.org/wp-content/uploads/2016/01/lng-in-europe-v5.pdf” download=”all” viewer=”google”]

January 18, 2016

by AEA

Turkey’s Role in Energy Security through Eastern Partnership

Turkey is located between the rich hydrocarbon reserves in the Caspian region and the European markets and thus sits at the intersection of the most feasible energy transit lines. Yet, geopolitics is not the only reason why Turkey is relevant to the EU’s energy interests in the Caspian. Turkey also has significant political capital and economic ties in the Caspian region that the EU can capitalize on to achieve its long-term energy policy objectives.

Despite the fact that the EU and Turkey have a shared interest in energy security, there are at least two major obstacles that have so far prevented the EU and Turkey from effectively coordinating on energy policy. First, the dissimilar and at times incompatible energy interests of the EU members undermine the EU’s capacity to implement a common external energy policy. Unable to speak in one voice, the EU sends mixed signals to its regional partners, including Turkey. Similarly, Turkey tends to prioritize its own short-term national energy interests over the long-term benefits from cooperation with the EU. The prevalence of national interests over communal ones thus generates a credible commitment problem between the EU and Turkey, where parties are unable to make binding promises for cooperation. For the EU and Turkey to establish a working partnership on energy issues, they should arrive at a common understanding whereby each actor not only values long-term cooperation over short-term interests but also trusts that the other side will do the same. Second, the commitment issue is aggravated by the apparently mismatched perspectives that the EU and Turkey adopt on the political implications of energy cooperation. Turkish decision makers hold that Turkey’s position as an energy corridor merits tangible political benefits, most notably concrete progress in Turkey’s accession talks. Even though most EU officials acknowledge that Turkey could be a strategic asset for European energy security, few go so far as to establish a direct issue-linkage between energy and membership. The discordance of the EU’s and Turkey’s expectations regarding the political payoffs of energy cooperation undermines the mutual trust that is required for long-term partnership.

The EaP was introduced as a joint Polish-Swedish initiative in May 2008. The initiative was conceived as a venue for dialogue and cooperation between the EU and the former Soviet states of Armenia, Azerbaijan, Belarus, Georgia, Moldova, and Ukraine. The Joint Declaration of the Prague Eastern Partnership Summit, signed on 7 May 2009, stated that the “main goal of the Eastern Partnership is to create the necessary conditions to accelerate political association and further economic integration between the European and interested partner countries” (European Union, 2009). Through the implementation of Association Agreements, the EaP aims to facilitate the social, economic, and political transformation in the six partner states.

The EaP is a multi-dimensional directive, yet energy security has been at the core of the partnership since its inception. The Prague Declaration says, “The eastern partnership aims to strengthen energy security through cooperation with regard to long term stable and secure energy supply and transit, including through better regulation, energy efficiency and more use of renewable energy sources” (European Union, 2009). Energy security is one of the four thematic platforms of the EaP, along with democracy and good governance, economic integration and contacts with people. Two of the six flagship initiatives of the EaP are also energy-related. One of these initiatives concerns the integration of regional energy markets and raising the profile of renewable energy in partner states, whereas the other initiative directly involves the diversification of energy import routes. On 8 May 2009, the very next day following the EaP Summit, the Southern Corridor Summit was held in Prague, where European Commission officials as well as the presidents of Azerbaijan, Georgia, and Turkey, expressed their “political support to the realization of the Southern Corridor as an important and mutually beneficial initiative” (EU at the UN, 2009). Jose Manuel Barroso, President of the European Commission, speaking at the summit, underlined that diversification was indeed a priority: “The context of this summit is very clear. Our strategic priority in the EU is to enhance energy security in particular by diversifying the EU’s energy sources and energy routes”.

At the core of the EU’s diversification strategy is the development and integration of multiple pipeline systems under the general framework of the Southern Gas Corridor, which would carry gas to Europe primarily from the Caspian region (possibly from Turkmenistan, Iran, and the Middle East as well), bypassing transit networks owned or controlled by Russia. This grand energy strategy can be traced back to the establishment of INOGATE (Interstate Oil and Gas transport to Europe) in 1995. INOGATE was later expanded through the signing of umbrella agreements in 2001 when 21 countries agreed to cooperate on pipeline development. Through conferences in Baku in 2004 and in Astana in 2006, INOGATE evolved into the primary institutional framework of regional cooperation on energy security and integration of markets. The next major step in building the institutional framework of a European energy policy was the signing of Energy Community Treaty, which entered into force in July 2006, establishing an Energy Community among the EU members as well as Albania, Bosnia and Herzegovina, Kosovo, Montenegro, Macedonia, Serbia, Moldova, and Ukraine. Yet another landmark was the Treaty of Lisbon in 2007, which included an article on energy policy, calling for solidarity among Member States. In February 2010, the European Commission established a new DirectorateGeneral for Energy, further indicating the significance attached to the issue. The EaP’s energy agenda should thus be considered the latest step in the evolution of EU’s long-standing efforts to resolve the energy security problem.

How severe is the energy security problem of the EU? Europe is an energy-poor region. It possesses only 0.4 per cent of the world’s proved oil reserves but consumes 15.9 per cent. Similarly, 0.9 per cent of world’s natural gas reserves are in Europe while European consumption constitutes 13.9 per cent of the global consumption (BP, 2012). Not only are the hydrocarbon reserves limited but also production is falling. Total energy production in the EU declined by 13 per cent over the last 20 years. Natural gas production in Europe is in decline. Since 2001, EU-28’s natural gas production decreased by 38 per cent while consumption was reduced by only about 7 per cent. This unfavorable supply and demand structure inevitably led to greater import dependency. Europe’s total energy import dependency rose from 47.1 per cent in 2001 to 53.4 per cent in 2012. Europe imports 90 per cent of its oil and 42 per cent of its solid fuels, yet gas dependency is the most alarming. Gas import dependency jumped from 48.8 per cent in 2001 to 65.8 per cent in 2012 (Eurostat, 2014).

EU is following a multifaceted energy security strategy (European Commission, 2014a,b). The union is committed to reducing primary energy consumption by 20 per cent by 2020 (European Commission, 2011). The energy saving measures are helpful but ultimately insufficient to compensate for the decline in production. In 2012, natural gas consumption in Europe declined 9.9 per cent while production fell by 11.4 per cent. It is possible that part of the decline in energy consumption over the past few years is due to the contraction of the European economy since 2008. With economic restoration over the next decade, energy demand will likely increase, unless policy changes produce significant changes in the structure of energy consumption.

Indeed, projections for EU’s natural gas demand for the two decades indicate significant variations based on policy environment and expectations regarding macro-economic performance. According to Eurogas’ Base Case, which assumes no significant departure from current policy and market conditions, EU-27’s natural gas demand will increase from 438 mtoe (million tonnes of oil equivalent) in 2010 to 471 mtoe in 2035 (Eurogas, 2013, p. 3) In the Environmental Case, which assumes a growing share of renewables and a restoration of economic growth in Europe, demand for natural gas will rise to 527 mtoe by 2035, a 20 per cent increase over the 2010 baseline. Only under the Slow Developments Case, which assumes that gas would become less competitive in Europe, will demand decline to 394 mtoe by 2035 (Eurogas, 2013, p. 3). Thus, barring a significant change in policy and market conditions, natural gas will likely remain a key source of energy for Europe over the next two decades.

Similarly, a report published by Fitch Ratings in August 2014 confirmed that Europe will continue to depend on Russian gas supplies “for at least the next decade and potentially much longer” (Fitch Ratings, 2014). According to Fitch Rating’s projections, European gas demand will grow slightly until the mid-2020s and after that, demand growth will once again accelerate as gas-fired electricity generation replaces coal and nuclear capacity. European shale gas, the report indicates, will not be a viable option for another decade when production reaches a critical volume. Even then, shale gas production would most likely be just enough to compensate for the decline in domestic conventional gas production in Europe. The best the EU can hope for, the report concludes, is to avoid significantly increasing gas purchases from Russia. (Fitch Ratings, 2014).

Thus, energy import dependency will likely continue to be a major issue for Europe. Dependency, particularly on a single supplier, is considered a source of economic and political vulnerability in international relations (Waltz, 1970). Dependent countries are highly vulnerable to supply disruptions whether they are of technical or political nature. The 2006 and 2009 gas shortages in Ukraine and 2007 crisis involving Belarus served as bitter reminders that import dependency threatens the material well-being and security of ordinary citizens. Import dependency has negative consequences on the foreign policy capabilities of the dependent country as well. The potential cost of aggravating an energy supplier casts the dependent actor into an involuntarily cooperative role. Foreign policy implications of energy dependency are particularly relevant when the energy exporters are keen on using their market power as a weapon over importers and transit countries (Gereben, 2013; Stegen, 2011). Ukraine Crisis in 2014 evidenced the extent to which energy dependence constrains EU foreign policy.

Given the political and economic costs of energy dependency, the EU has no choice but to seek to diversify its energy suppliers and import routes. The EU has a few alternative natural gas suppliers, including Iraq, Iran and most recently Eastern Mediterranean but none of these alternatives appears to be as readily accessible as the Caspian reserves in the near future. Iraqi natural gas reserves rank 12th in the world (EIA, 2013) but given various infrastructure issues and the continuing political turmoil in the country, Iraq’s natural gas export capacity is currently limited. Importing natural gas from Iran has long been on the agenda of the EU and the most recent problems with the availability of Russian gas have once again brought the issue to the forefront (The Telegraph, 2014). Most European countries are looking forward to the normalization of relations with Tehran, as evidenced most recently by UK’s plans to reopen its embassy in Tehran (Foreign & Commonwealth Office, 2014). With a treasury badly damaged by the international sanctions, Iran too would be most interested in selling its gas to Europe, arguably more so than selling to Pakistan (Forbes, 2014). While Iranian natural gas reserves, estimated to be the second largest in the world, constitute a viable alternative for Europe, accessing these reserves poses a challenge in the short term. Even if the ongoing negotiations between P5+1 and Iran ultimately succeed in lifting the sanctions on Iranian energy trade, Iran’s South Pars gas reserves require significant development and investment over the next decade. Once developed and rendered available for international trade, Iranian natural gas will likely be transported to Europe via the proposed Persian Pipeline (Iran-Europe pipeline) or possibly a re-animated Nabucco pipeline, both of which are projected to pass through Turkey. Recently discovered gas in the Eastern Mediterranean would also be a welcome addition to Europe’s energy portfolio yet given the disputes over maritime borders in the region (Eissler & Arasıl, 2014), the enduring Cyprus problem and the diminishing of hostilities between Turkey and Israel since the escalation of Turkey-Russia border spat on downing of latter’s Su-24 in Syria (in 2015), it is getting quite clear that Eastern Mediterranean gas may be available for European consumptionin a significant quantities in the future. Though, fingers are crossed.

Given the various political and economic limitations of bringing online the natural gas from Iraq, Iran and the East Mediterranean in the near term, the Caspian region—estimated to hold six per cent of the world’s proven reserves and well-endowed with foreign investment—currently appears to be the most politically and economically feasible option for European diversification strategy.

The Southern Gas Corridor linking Caspian reserves to European markets consists of several existing and projected pipelines. The Baku-Tbilisi-Erzurum (BTE) gas pipeline carries gas from Shah Deniz gas field in the Azerbaijani sector of the Caspian Sea to Turkey since late 2006. The current capacity of the pipeline is 8 bcma (billion cubic meters per annum) but with the completion of the phase II of the Shah Deniz project it can be scaled up to 25 bcma. BTE currently supplies Georgia and Turkey but it can be linked to other projects like the Trans-Anatolian Pipeline (TANAP) which will initially carry about 16 bcma of gas from Georgian-Turkish border to Turkish-European border. Depending on the gas flow, the capacity of the pipeline can later be increased up to 60 bcma.

There are several options to further transport the Caspian gas from Turkish territory to European markets. The primary existing route is the Turkey-Greece Inter-connector, which carries up to 12 bcma of natural gas. A key aspect of this project is the extension across Greece to Italy, which will carry Caspian gas deeper into Europe. A few additional routes to transport Caspian gas from Turkey to Europe have been considered. Nabucco West, the revised version of the defunct Nabucco project, was planned to start from the Turkish-Bulgarian border and transport gas from Shah Deniz Gas field phase II via Bulgaria, Romania, Hungary to Austria. Yet Shah Deniz Consortium partners rejected Nabucco West in 2013 and opted for the Trans-Adriatic Pipeline (TAP) instead. The main supply source of TAP will be the gas extracted from phase II of the Shah Deniz field, which will be carried through Turkish territory via BTE and TANAP. TAP is planned to start at Greece, cross Albania and the Adriatic to reach Italy.

Turkey thus sits at the intersection of the pipelines that constitute the Southern Gas Corridor. Turkey’s relevance to the EU’s energy policy with respect to Eastern Partnership, however, is not limited to Turkey’s fortunate geopolitical position. Secure and reliable access to Caspian hydrocarbon reserves requires not only a network of pipelines but also regional political stability and cooperation between supplier and transit states. Turkey, with its long-standing economic ties in the Caspian region can potentially act as an intermediary between the EU and the partner countries. Turkey has also been willing to contribute to the resolution of the several “frozen conflicts” throughout the region by acting as an interlocutor between the EU and other relevant parties.

Ankara has a standing policy of promoting interdependence among the three South Caucasus states in order to expand their trade and energy ties with Turkey. Georgia is not only a transit corridor of Azerbaijan’s gas, but also a major trade route for Turkish exports to Central Asia. Turkey also has considerable investments in Azerbaijan, Georgian and Abkhazian economies. Pending on the normalization of relations with Armenia and the opening of the Turkish-Armenian border, economic relations with Armenia also hold great promise for Turkey. Turkey can also help the EU in its capacity building efforts in the Caspian region. Turkish state-owned energy companies TPAO and BOTAS are partners in many pipeline projects in the region. Turkey has also recently shown a great deal of interest in investing in upstream development projects in the region. TPAO for instance signed in May 2014 a 1.5 billion USD deal to acquire French Total’s 10 per cent stake in Azerbaijan’s Shah Deniz project. In addition to Shah Deniz, TPAO owns shares in the two major fields in Azerbaijan, ACG (6.75 %) and Alov (9 %). Turkey has a strong presence on the ground and Turkish private sector accumulated expertise that is critical for secure and long-term cooperation.

Lastly, Turkey due to its historic ties to the region has considerable political capital in the Caspian, particularly in Azerbaijan, with which Turkey has sustained a very close relationship since its independence. Turkey also cooperated with the US in its efforts to help Georgia build a new state after independence. Given the difficulties that the EU has experienced in politically reaching out to its Caspian partners over the last decade, the EU can benefit from Turkey’s role as a regional interlocutor between Europe and the Caspian partners.

It is evident that the EU and Turkey can both benefit from extending their cooperation on regional energy issues. Despite the commonality of interests, however, EU-Turkey energy cooperation has so far failed to meet mutual expectations. The next section examines how the prevalence of national interests over communal ones and the opposing views on the Turkish and European sides regarding the political implications of energy partnership undermine the ability of these two actors to commit to a more extended form of energy cooperation.

About The Author:

Tolga Demiryol is assistant professor of Political Science in the School of Economics and Administrative Sciences at Istanbul Kemerburgaz University in Turkey. Tolga Demiryol received his Ph.D. in Political Science from the University of Virginia in 2010. Dr. Demiryol specializes in international political economy and security. His recent research focuses on the geopolitics of energy.

Publication Details:

Baltic Journal of European Studies. Volume 4, Issue 2, Pages 50–68, ISSN (Online) 2228-0596, DOI: 10.2478/bjes-2014-0015, November 2014

This work is an abstract form of author’s original work, titled “The Eastern Partnership and the EU-Turkey Energy Relations”which is licensed under Creative Commons 3.0

December 23, 2015

by AEA

TAP awards contracts for Italy onshore construction

Trans Adriatic Pipeline AG (TAP) awarded a contract for the Engineering, Procurement and Construction (EPC) of the Pipeline Receiving Terminal (PRT) and a contract for the EPC of the onshore pipeline in Italy, TAP reported on December 22.

The joint venture comprised of Italian Enereco S.p.a. and Max Streicher S.p.a. has been awarded the contract for the onshore pipeline in Italy, which will connect the project offshore section at the landfall with the PRT.

Italian Renco S.p.a. has been awarded the contract for the Pipeline Receiving Terminal, which is the final element connecting TAP to the Snam Rete Gas network. In addition to receiving natural gas, the PRT will also host the Supervisory Control Centre (SCC).

TAP will transport natural gas from the giant Shah Deniz II field in Azerbaijan to Europe.

The approximately 870 km long pipeline will connect with the Trans Anatolian Pipeline (TANAP) at the Turkish-Greek border at Kipoi, cross Greece and Albania and the Adriatic Sea, before coming ashore in Southern Italy.

First deliveries to Europe will follow approximately in early 2020.

TAP’s shareholding is comprised of BP (20 percent), SOCAR (20 percent), Snam S.p.A (20 percent), Fluxys (19 percent), Enagás (16 percent) and Axpo (5 percent).

December 14, 2015

by AEA

Rusia, BE-ja dhe diplomacia e gazsjellësit Kaspik

Gjatë viteve të fundit, dëshmojmë një përkeqësim të rëndë të marrëdhënieve energjitike, ndërmjet Rusisë dhe Bashkimit Evropian (BE-së). Çështja mbi gazin, është një çështje tepër e rëndësishme, e lidhur ngushtë me përpjekjet e vazhdueshme nga ana e Rusisë për të ri-kalibruar strategjinë e gazsjellësit Euro-aziatik, si dhe orvatjet nga ana tjetër e BE-së për krijuar rrugë të reja furnizimi. Rajoni i Detit Kaspik, tashmë është shndërruar në pikën kyçe të këtyre diskutimeve të nxehta, në fazën e mosmarrëveshjeve serioze, ndërmjet Rusisë dhe BE-së. Ndërkohë që, Azerbaixhani dhe Turkmenistani konsiderohen si partnerë jetik të mundshëm të konsumatorëve Evropian të energjisë, Rusia angazhohet me politikat e saj më agresive, në mbrojtje të interesave të saj kombëtare në rajon. Rivaliteti i vazhdueshëm Rusi- BE, mbi projektet alternative të furnizimit me gaz, jo vetëm që e thellon boshllëkun e marrëdhënieve Bruksel-Moskë, por gjithashtu ka përcjellë ndikimin e saj, ndaj strategjive mbi energjinë të vendeve Kaspike, duke u përpjekur të mos shndërrohet në një fushë-beteje ndërmjet dy aktorëve kryesor.

Konflikti i vazhdueshëm në Ukraninë, si dhe shqetësimet e ngritura, lidhur me sigurinë e furnizuesve të gazit Rus drejt tregut Evropian, kanë përshkallëzuar tensionet ndërmjet Rusisë dhe BE-së, duke arritur nivelin e tyre më të lartë në këto vitet e fundit. Natyra bashkëkohore e marrëdhënieve BE-Rusi mbi energjinë, është rezultati i një kombinimi të ndërlikuar faktorësh gjeopolitikë dhe ekonomikë, të cilët janë të lidhur, ngushtësisht me përfitime të mëdha dhe sigurinë kombëtare. Në thelb të mosmarrëveshjeve aktuale mbi energjinë është një konkurrencë e fortë për qiradhënien e burimeve, ndërmjet prodhuesve të energjisë, konsumatorëve dhe vendeve tranzite ku tek kjo e fundit përfshihet edhe Shqipëria. Ndërlikimet gjeopolitike, aksesi ndaj tregut, modernizimi ekonomik dhe sovraniteti kombëtar, janë disa ndër çështjet kyçe, të cilat kanë ndikuar në politizimin e marrëdhënieve BE-Rusi. Në vijimësi të vënies së sanksioneve nga Perëndimi kundër Rusisë, marrëdhëniet mbi energjinë janë bërë edhe më të ngurta, duke mbyllur të gjitha rrugët e mundshme për të rifituar besimin e humbur nga të dyja palët.
Megjithëse, si Brukseli dhe Moska e kanë mbështetur zyrtarisht de-politizimin e çështjeve mbi energjinë, të dyja palët kanë këndvështrime të kundërta, sesi sektori duhet të organizohet në tërësi. BE-ja kërkon të integrojë Rusinë në sistemin e tregut, ndërkohë që Moska refuzon politikat e vlerave Evropiane, si dhe kundërshton regjimin ekzistues ndërkombëtar të tregtisë energjitike. Nxjerrja e sanksioneve kundër Rusisë, ka rezultuar, si rrjedhojë në një sfidë për politik-bërësit Evropian. Gjithësesi, qasjet e ndryshme dhe interesat kontradiktore, i kanë vënë si Rusinë dhe BE-në përpara rrezikut të konfrontimit, e cila ka gjasa të përçojë një ndikim negativ, lidhur me sigurinë e sektorit energjitik për të dy palët.

Realitetet Aktuale të Bllokimit të Energjisë BE- Rusi

BE-ja, duke qenë se është e përfshirë në liberalizimin e tregut energjitik, aktualisht është duke u përballur me një hendek serioz, ndërmjet zvogëlimit të burimeve vendase dhe kërkesës në rritje të energjisë. Megjithëse, BE-ja përpiqet të promovojë tregtinë e lirë të energjisë përtej kufijve të saj, politikat Evropiane mbi energjitikën mbizotërohen nga interesat kombëtare, duke penguar krijimin e një qëndrim të përbashkët dhe të orientuar strategjikisht ndaj BE-së lidhur me organizimin e tregut energjitik.

Deri më tani, interesat brenda BE-së i kanë penguar Vendet Anëtare, për të formuluar një politikë kohezive dhe të integruar mbi energjinë. Nga ana tjetër, Rusia, ka ndjekur një qasje të ndryshme, lidhur me globalizimin e tregut energjitik, duke kundështuar rolin vetëm të një eksportuesi të thjeshtë të energjisë. Politikat mbi energjinë të zhvilluara nga Rusia, dominohen nga objektivat kyçe strategjik, lidhur me trendet e gjeopolitikës dhe ekonomisë globale, si dhe ndryshimet sociale dhe politike. Kremlini paraqet fuqimisht forcën e tij gjeopolitike, dhe shpesh përdor metoda të ashpra, me qëllim garantimin e interesave strategjik Rus. Megjithatë, mundësia e një rivaliteti vijon të jetë i lartë, për shkak se projektet kryesor mbi investimet dhe rrugët e tubacioneve gazsjellës, kanë ndryshuar ndjeshëm pozicionet ekzistuese të pushtetit.

Qysh prej nisjes së krizës në Ukrainë, drejtuesit e Kremlinit, e kanë rishikuar dukshëm strategjinë mbi tubacionet e gazit të Rusisë. Ndërkohë që, Rusia dominon tregjet e energjisë Evropiane prej mëse shumë vitesh, strategjia e energjisë Ruse, ka pasur ndikimin e saj mbi shumë shtete Evropiane dhe jo-Evropiane, në lidhje me kërkesën, furnizimin dhe tranzitin. Rrugë të reja alternative për gazin dhe naftën, janë gjithësesi jetike për Moskën. Në këtë kuadër, Rusia drejtohet nga Azia, aty ku bashkëpunimi energjitik me Kinën, dukshëm është intensifikuar gjatë viteve të fundit, duke sjellë sfida të reja për konsumatorët Evropian. Me qëllim rivendosjen e statusit të super-fuqisë, Presidenti Vladimir Putin, është i përqëndruar në përdorimin e burimeve natyrale të pamata në vend. Vizioni i ri i Kremlinit, lidhur me tregun global të energjisë, është të rrisë vetë-besimin Rus, nëpërmjet një sërë alternativash të mundshme në Euro-azi.

Nga ana tjetër BE-ja, është duke bërë çdo përpjekje, për të zvogëluar varësinë e saj ndaj Rusisë, duke shumëfishuar burimet e saj të furnizimit me gaz natyral. Megjithëse, disa alternativa janë duke u marrë aktualisht në konsidertë ndaj furnizuesit Rus të gazit, ka shumë pak gjasa që BE-ja të zvogëlojë dukshëm importet e saj të energjisë nga Rusia, në një të ardhme të afërt. Vetë fakti, që Rusia zotëron furnizuesit më të mëdhenj të energjisë në aspektin global dhe tashmë ka një infrastrukturë domethënëse në vend, e shpjegon shumë qartë, pse disa prej kompanive më të mëdha të energjisë në Evropë, ngurrojnë të zhvendosen tërësisht nga status quo-ja. Nuk është çudi, pse këta të fundit kanë interesa të larta financiare, për të mbajtur një furnizim të qëndrueshm të gazit nga Rusia. Megjithatë, BE-ja po përpiqet që të zhvillojë projekte të reja alternative mbi energjinë. Furnizimi me gaz natyral për në tregun Evropian nga rajoni i detit Kaspik dhe në një kohë tjetër zonat gas mbajtëse të Iranit, janë parë për një kohë të gjatë si qëllimi i BE-së, ndaj një përpjekje për të lehtësuar ndopak varësinë Ruse.

Pjesët kryesore të Enigmës Kaspike

Vendet Anëtare të BE-së e kanë njohur rëndësinë gjeopolitike të gjirit Kaspik, duke konsideruar Azerbaixhanin dhe Turkmenistanin si një korridor strategjik, i cili lidh Evropën jugore me Kaukazin dhe Azinë Qendrore.Ndërkohë që jemi në dijeni, të potencialit të pasur që ofrohet nga burimet hidrokarbure të Kaspikut, BE-ja ka realizuar në të njëjtën kohë projekte me investime të reja, të cilat do të ndikojnë në sigurinë dhe qëndrueshmërinë e furnizuesve botëror të energjisë në të ardhmen. Mëse e vërtetë, tashmë që, Azerbaixhani dhe Turkmenistani janë shndëruar në palët kyçe të rajonit të Kaspikut dhe të dy vendet zënë një vend të veçantë në strategjinë e BE-së, lidhur me shumëllojshmërinë e furnizimit me gaz.

Brukseli ka rritur marrëdhëniet me Bakun dhe Ashgabatin, me qëllim aksesin ndaj depozitave të energjisë në Detin Kaspik dhe zvogëlimin e varësisë së Evropës, ndaj importeve të energjisë Ruse. Në vijimësi, BE-ja ka nisur bisedime të drejtpërdrejta mbi projekte ndërkombëtare, të cilat do të mundësojnë furnizimin e konsiderueshëm të energjisë nga gjiri Kaspik drejt tregut Evropian. Gazsjellësi Trans-Anatolian (TANAP) dhe gazësjellësi Trans-Adriatik (TAP) si rezultat, do të japin Korridorin e Gazit Jugor kaq të dëshiruar, e ashtuquajtura si “Rruga e Re e Fildishtë”, për linjat e transportit të energjisë, ndërmjet gjirit Kaspik dhe BE-së. Sapo kjo lidhje jetësore, të fillojë zbatimin në dekadën e ardhshme, do të mundësojë ndaj BE-së importin e gazit natyral nga Azerbaixhani, Turkmenistani dhe mundësisht nga Irani. Përveç kësaj, Brukseli ka nisur një fushtë aktive prapagande për projektin e tubacioneve të gazsjellësit Trans-Kaspik, e i ri-prezantaur kohët e fundit në axhendën e BE-së, për çështjet e energjisë. Tubacioni Trans-Kaspik, do të jetë pjesë e projektit TANAP, i cili është duke u ndërtuar nga Azerbaixhani dhe Turqia. Me shumë gjasa, tubacioni Trans-Kaspik, do të thellojë më tepër aksin lindje-perëndim të marrëdhënieve mbi energjinë, ndërmjet Azerbaixhanit, Gjeorgjisë, Turkmenistanit, Turqisë dhe Vendeve Anëtare në BE.

Pavarësisht kësaj, energjia mbetet një ndër sfidat kryesore për Azerbaixhanin dhe Turkmenistanin, lidhur me politikat vëndase dhe të jashtme, jo vetëm ndaj BE-së, por edhe ndaj vëndeve të tjera, veçanërisht Rusisë. Rrjedhja e plotë e gazit Kaspik në Evropë, parashikon një qëndrueshmëri në këto dy vende, veçanërisht e parë në planin afat-mesëm. Proçeset vendimmarrëse si në Baku dhe Ashgabat(Turkmenistan), shpesh lidhen me zgjidhjen e ekuacioneve rajonale të gjeo-politikës dhe gjeo-ekonomisë. Në realitet, rrugët e tubacioneve TANAP, TAP dhe Trans-Kaspik, janë projekte me risk zero. Disa prej çështjeve të mundshme, lidhur me këto projekte, përfshijnë risqet që kanë të bëjnë më furnizimin, ndërtimin, statusin ligjor të Detit Kaspik dhe çështjet mjedisore, të cilat tashmë janë diskutuar nga ana e Moskës dhe Teheranit.

Furnizimi me gaz natyror, duke rritur ndërvarësinë midis furnitorëve dhe konsumatorëve, e shndërron situatën politikisht më të ndjeshme. Eksporti i burimeve hidrokarbureve nga Deti Kaspik ndaj Evropës, si rezultat do të sfidohet ndaj faktorëve të veçantë, si për shembull interesat gjeo-politke të fqinjve të fuqishëm, duke konkurruar projektet e tubacioneve të gazit, ndryshimet lidhur me rrugët e furnizimit dhe problemet teknike. Për shembull, pengesa kryesore e TAP-it nuk është shtyrja e datës së inagurimit të këtij projekti me një vit më shumë, deri në 2021, por janë kushtet e reja, të cilat janë shtruar në tavolinë nga qeveria Greke.

Direkt pas zgjedhjeve, kryeministri Grek Alexis Tsipras, nisi të fliste për politikat e tubacioneve të gazit. Më 3 shkurt 2015, Greqia deklaroi se do të mbështeste ndërtimin e tubacioneve të TAP-it, përgjatë gjithë territorit të saj, por përfitimet që do t’i sillte Athinës, mund të ishin të pamjaftueshme dhe nisën diskutimet për t’u rishikuar. Në vijim të njoftimit për fillimin e Turkish Stream, Greqia e gjen veten në një pozicion gjeografik strategjik, lidhur me garantimin e energjisë ndaj BE-së. Që atëherë, të dyja tubacionet e gazsjellësit (TAP dhe Turkish Stream) kanë nisur garën, se cila do të ishte e para për të kaluar nga Turqia në Greqi, duke përfituar avantazhet. Në të vërtetë, Tsipras është duke përdorur kartën e tij të fortë, ndaj sigurisë së energjisë në BE. Ai po përdor pozicionin gjeografik të Greqisë, për të vendosur një tarifë më të lartë për TAP-in, megjithëse marrëveshjet nga ri-negociatat do të shkaktojnë hatërmbetje tek qeveria e tij.

Në të njëjtën kohë, projekti i tubacionit të gazsjellësit Trans-Kaspik mund të jetë i zbatueshëm, vetëm nëse Azerbaixhani dhe Turkmenistani do të shfaqin dëshirën për të irrituar Moskën. Kjo varët nga aftësia e të dy vendeve, për t’i rezistuar presionit që mund të vijë nga çdo drejtim, veçanërisht nga Rusia dhe Irani, të cilët në mënyrë të vazhdueshme kanë ngritur për diskutim statusin e pazgjidhshëm të Detit Kaspik, me arsyetimin se ndërtimi i gazsjellësit do të dëmtojë mjedisin e Detit Kaspik.

Gjatë shqyrtimit të politikave shumëdimensionale mbi energjinë, Baku dhe Ashgabat kanë marrë gjithë masat ndaj një sfide me interes të ekulibruar, duke shmangur në të gjitha mënyrat çdo lloj konflikti të drejtpërdrejtë me Mokën, në lidhje me materializimin e Korridorit të Gazit Jugor. Nisur edhe nga shqetësimet politike, as presidenti i Azerbaixhanit Ilham Aliyev dhe as Presidenti i Turkmenistanit Gurbanguly Berdimuhamedov, nuk mund të ushtrojnë presion më të fortë, sesa ai i ushtruar nga BE-ja, në lidhje me rrugën e tubacionit gazjellës Trans-Kaspik-TAP-TANAP. Të dy Baku dhe Ashgabat janë gati të nisin me implementimin e projektit, por nuk po shohin mbështetjen e mjaftueshme politike, nga ana e BE-së dhe kanë dyshimet, në lidhje me gatishmërinë e BE-së për të kundështuar Moskën, në lidhje me zbatimin e këtyre nismave ndërkombëtare. Si rrjedhojë, efekti i presionit të madh të ushtruar nga Rusia, varet në mënyrë direkte nga rezistenca e frontit të bashkuar të BE-së.

Në mënyrë paradoksale, BE-ja po përpiqet të krijojë një union mbi energjinë, i cili ka për qëllim, miratimin e sa më shumë marrëveshjeve transparente mbi gazin, me qëllim zbehjen e ndikimit Rus. Pavarësisht angazhimeve të fuqishme për të arritur krijimin e një tregu të përbashët energjie, BE-ja deri më tash nuk ka arritur të mundësojë një zgjidhje gjithëpërfshirëse ndaj shumicës së interesave kombëtare konfliktual të Vendeve Anëtare. Për më tepër, mungesa e një integrimi fleksibël, aq shumë të nevojshëm në tregun Evropian të energjisë, i ka dhënë Rusisë më tepër hapësirë për të mavoruar ndaj politikave të tubacioneve gazsjellëse Euroaziatike. Moska po përdor disa taktika të mënçura, duke sugjeruar edhe dhënien e aksioneve ndaj kompanive Evropiane, të përfshira në investimet e projekteve të ndryshme. Rusia, gjithashtu, përdor pushtetin e saj politik për të dekurajuar disa prej shteteve bregdetare të rajonit të Kaspikut, për të mos mbështetur planet e BE-së për shumëfishimin e furnizuesve të gazit.

Nga ana tjetër, për shkak të mungesës së infrastrukturës së përshtatshme, Azerbaixhani dhe Turkmenistani, nuk i përmbushin dot plotësisht kërkesat e BE-së, si dhe nuk ofrojnë aternativa të besueshme ndaj gazit Rus, në një afat të shkurtër kohor. Në planin afatgjatë, megjithëse rrugët e reja duke shmangur Rusinë janë duke u zhvilluar, kapacitetet e eksportit të këtyre dy vendeve bregdetare Kaspike, janë të pamjaftushme për t’u shndërruar në aktorë të fuqishëm lojë, për garantimin e energjisë ndaj BE-së. Përveç kësaj, Korridori Jugor i Gazit mund të sjellë konkurrencë për të gjitha vendet e BE-së dhe të mpijë Rusinë si “armë energjitike”.

Në të njëjtën kohë, Rusia ende mund të kërkojë të shfrytëzojë avantazhet ndaj kostove të saj, duke mbajtur larg tregut Evropian konkurruesit. Moska mund të vazhdojë të shes gazin me çmime të ulta, ndërsa sfiduesit e rinj, si për shembull tubacioni i gazsjellësit nga Turkmenistani, duhet të ofrojnë një çmim më të lartë që të kenë përfitime. Asnjëri prej vendeve, qoftë Azerbaixhani qoftë Turkmenistani nuk do të kenë avantazhe të ngjashme, dhe si rrjedhojë projektet e gazjellësit TANAP, TAP dhe Trans-Kaspik, nuk mund të zëvendësojnë aksionet e Rusisë në tregun e BE-së për gazin natyral. Duke marrë parasysh situatën aktuale financiare globale, shoqëruar me çmimet e ulta të naftës dhe të gazit, është e vështirë të konsiderohet transformimi i rajonit të Detit Kaspik në një nyje traziti për BE-në në të ardhmen.

Siguria e Energjisë së BE-së e mbërthyer midis Manovrës së re të Rusisë dhe Problemeve të Mbartura

Fusha e shahut shumë-dimensionale, e gazit natyror të Rusisë është lehtësisht e kuptueshme, teksa Moska ka shumë interesa ekonomike dhe gjeopolitike në gjirin e Detit të Zi dhe Kaspik. Ndërkohë që vendet e etura për energji të Evropës Jugore dhe Lindore, po përpiqen që të promovojnë TANAP dhe TAP, me shpresën e përshpejtimit të integrimit të tyre në sistemin energjitik Evropian, Rusia vazhdon të transmetojë sinjale të ndryshme, lidhur me linja të ndryshme të transportit të gazit. Pavarësisht, dozës së rëndë me sanksione nga Perëndimi, Moska ka çuar përpara qëllimin, për të ndërtuar një tubacion me Turqinë, duke pasur një kontroll potencial ndaj nyjës së gazit në kufirin Turko-Grek, për shitjet që do t’i bëhen Evropës.

Rusia dhe Turqia janë partnerë strategjik kyç për shumë vite. Që prej ardhjes në pushtet të Vladimir Putin dhe Rexhep Tayyip Erdogan përpara 15 vitesh, të dyja shtetet kanë krijuar një bashkëpunim të ngushtë, jo vetëm në sektorin e energjisë, por edhe në fusha të tjera, atë të tregtisë, turizmit, ndërtimit, prokurimit të armatimeve dhe investimeve të kapitalit. Inicativa më e fundit e Rusisë, e njohur edhe si “Turkish Stream”, paraqet mundësinë e bllokimit të të gjitha burimeve alternative të gazi, që vijnë nga Turqia për në BE. Nëse, Moska dhe Ankaraja miratojnë marrëveshjen e implementimit të këtij projekti, Turkish Stream paraqet ndërlikim serioze për disa prej Vendeve Anëtare të BE-së, në lidhje me shumëfishimin e furnizuesve të energjisë për në tregun Evropian. Në rast se, projeti implementohet në një afat të shkurtër, gjigandi Rus i energjisë Gazprom, lehtësisht mund të ulë çmimet e gazit krahasuar me kostot e larta të gazit Kaspik në tregun Turk dhe atë Evropian.

Turkish Stream, është një strategji e menduar dhe kalibruar më së miri, nga ana e Presidenit Putin, duke pasqyruar llogaritjet e reja gjeopolitike nga ana e Kremlinit si aksioneri më i madh në lojën Euroaziatike.

Ndërkaq, politika e Presidentit Putin, në lidhje me furnizimin e energjisë, në tregun Evropian duket e sigurt. Moska tashmë sfidon haptazi blerësit e së ardhmës të gazit nga Azerbaixhani, veçanërisht ndaj konsumatorëve, të cilët janë të lidhur direkt me projektin Turkish Stream. Në mungesë të një sfide Evropiane, më të bashkërenduar ndaj sigurisë së energjisë, koncepti i ri i Rusisë, lidhur me gazin ka për qëllim, të ndërtojnë fillimisht Turkish Stream dhe më pas, të pres për ndërtimin e infrastrukturës në Evropë. Ka të gjitha gjasat, se kjo lëvizje, do t’i mundësojë Moskës fitoren dhe t’i sjell shqetësime BE-së, lidhur me zgjidhjen e çështjeve aq të diskutueshme, të cilat mund të përcillen nga ana e konsumatorëve Evropian.

Megjithatë, mbetet interesant fakti se, disa prej vendeve bregdetare Kaspike, janë në gjendje të përdorin shkathtësinë e tyre, lidhur me çështjen e eksporti të energjisë. Për shembull,gjatë viteve të fundit, autoritetet drejtuese në Baku, kanë arritur të mbajnë një qëndrim diplomatik të ekulibruar, pavarësisht interesave gjeopolitike konkurruese, në gjirin e Detit të Zi-Kaspik, duke qenë se Azerbaixhani ofron furnizimin me energji jo vetëm, ndaj Turqisë dhe BE-së, por gjithashtu, edhe ndaj Rusisë dhe Iranit. Azerbaixhani nuk e konsideron Turkish Stream, si një projekt rival për Korridorin e Gazit Jugor. Në fakt, kapaciteti i Turkish Stream mund të përdoret nga Azerbaixhani, duke përdorur mundësinë e transportimit, falë zgjerimit të tubacionit gazsjellës Rusi-Turqi, nëpër territorin e Evropës, duke furnizuar me sasi shtesë të gazit natyror në të ardhmen.

Në të njëjtën kohë, Irani vendi i dytë në botë, që zotëron rezervat e gazit natyror pas Rusisë, do të rishikojë rrugët e ndryshme të eksportit për në Evropë, tani që sanksionet ndërkombëtare janë duke u hequr. Teherani, gjithashtu, mund të shfrytëzojë tubacionin e Turkish Stream, nëpërmjet njërës prej rrugëve të mundshme, nga ku gazi i Iranit në të ardhmen, mund të përçohet pranë konsumatorit Evropian. Paralelisht, marrëveshja më e fundit mbi programin bërthamore të firmosur në korrik e quajtuar P5+1, ka hapur mundësi të reja për zgjerimin e lidhjeve ekonomike ndërmjet Iranit dhe vendeve të tjera fqinje të Kaspikut. Në mënyrë të veçantë, Irani është duke kërkuar për rrugë të reja bashkëpunimi më të ngushtë me Azerbaixhanin, lidhur me eksportin e energjisë. Pasi ti jenë hequr sanksionet deri në Korrikun e 2016, Irani do të jetë në gjendje të përdor, tubacionin Baku-Tbilis-Ceyahan, me qëllim eksportin e naftës së vendit të tij dhe gjithashtu, do t’i bashkohet TANAP, për të transportuar gazin në Evropë në të ardhmen.

Megjithatë, ekzistojnë një sërë arsyesh, përse Irani ka pak gjasa që të eksportojë gazin e vendit të tij në Evropë në një afat të mesëm. Për shkak të situatës shqetësuese, mbi sigurinë në Turqi, ku infrastruktura mbi energjinë, përfshirë këtu, edhe tubacionin e gazit Iran-Turqi, është sulmuar në mënyrë të vazhdueshme nga organizatat terroriste, transportimi i gazit nga Irani për në tregun Evropian do të ishtë një zgjedhje jo e mirë për Teheranin. Pavarësisht se, Irani gëzon burime të shumta të gazit dhe nafës, investime të konsiderueshme dhe një tekonologji e re është e nevojshme, për të përpunuar rezervat e mëdha të energjisë në vend. E fundit por jo më pak e rëndësishme, ka të bëjë me distancat e gjata dhe kostot e larta të tranzitit, Evropa për momenin nuk është përparësia kyçe e Iranit, duke qenë se Irani është i përqëndruar, kryesisht në eksportin e gazit natyror ndaj vendeve fqinje.

Në mënyrë të spikatur, pasiguritë lidhur me Turkish Stream dhe Korridorin e Gazit Jugor, mund të vendosin mbi fatin e rrugëve, që do të ndjekin tubacionet. Megjithatë, mbetet për t’u parë, nëse të dy projektet do të pësojnë fatin e South Stream dhe Nabuccos. Gjithësesi, një gjë është tashmë e qartë: gjithëçka që ndodh sot me politikat mbi gazsjellësit në Euro-Azi, varet nga kërkësa e BE-së për energji në të ardhmen dhe lëvizjet strategjike të Rusisë.

Nga Erlet Shaqe