Südlicher Gaskorridor und Südkaukasus

31.10.2011 | von Stefan Meister, Marcel Viëtor

in: South Caucasus – 20 Years of Independence, Friedrich Ebert Stiftung, 1. November 2011, S. 335-353

Kategorie: Rohstoffe & Energie, Kaukasische Staaten der ehemaligen Sowjetunion

Für den Transport fossiler Energieträger vom kaspischen Raum nach Europa ist der Südkaukasus eine Schlüsselregion. Das Nabucco-Projekt gilt bislang als zentrales Vorhaben zur künftigen Versorgung der EU-Mitgliedstaaten. Der EU fehlt jedoch ein umfassendes Konzept für die Region. Nur bei einer engen Verzahnung von Entwicklungshilfe, Energie- und Sicherheitspolitik kann das europäische Engagement Erfolg haben.

Die Energiepolitik der EU und der Südliche Gaskorridor

Die EU wird in den nächsten Jahrzehnten mit großer Wahrscheinlichkeit vermehrt Erdgas importieren müssen.1 In erster Linie liegt der steigende Importbedarf an der rückläufigen heimischen Förderung von Erdgas, da die konventionellen Erdgasreserven in der EU zur Neige gehen. Zudem ist zu erwarten, dass Erdgas eine größere Bedeutung im Energiemix zukommt, da es als geeignete ‚Brückentechnologie’ den Ausbau der erneuerbaren Energien in der EU unterstützen kann.2 Dieser Prozess wird dadurch beschleunigt, dass es durch die Nuklearkatastrophe von Fukushima noch unwahrscheinlicher geworden ist, dass die alternative Variante Kernenergie verstärkt als ‚Brückentechnologie’ zum Einsatz kommt; auch dürfte durch den beschleunigten Kernenergieausstieg in Deutschland Kernkraftwerksleistung teilweise durch neue Erdgaskraftwerke kompensiert werden. Die unkonventionelle Erdgasförderung, z.B. von Schiefergas, sowie Produktion von Biomethan oder erneuerbarem Methan in der EU können in Zukunft zwar dazu beitragen, den steigenden Gasbedarf zu decken.3 Doch ist zu erwarten, dass deren Beitrag auf absehbare Zeit überschaubar bleiben wird. Um den steigenden Bedarf zu decken, kommt die EU deshalb nicht umhin, sich mit zusätzlichen Optionen zum Erdgasimport auseinander zu setzen.

Die EU bezieht nur einen kleinen Teil ihrer Erdgasimporte aus ferneren Gegenden als verflüssigtes Erdgas (LNG) per Tankschiff; den Großteil importiert sie aufgrund der geringeren Kosten und größeren Kapazitäten vor allem per Pipeline aus ihrer Nachbarschaft über derzeit drei große Importkorridore: aus Russland (Östlicher Gaskorridor), Norwegen (Nördlicher Gaskorridor) und Nordafrika (Westlicher Gaskorridor).4 Zudem plant sie die Einrichtung eines vierten, Südlichen Gaskorridors. Dieser soll Erdgas aus der Kaspischen Region und dem Mittleren Osten nach Südosteuropa und in die EU bringen, vor allem nach Süddeutschland, Österreich und Italien. Die Einrichtung des Südlichen Gaskorridors hat zum einen den Vorteil, dass die EU ihre Bezugsquellen diversifizieren kann. Dadurch wird der potentielle Schaden bei einem technisch bedingten Ausfall oder einer politisch motivierten Unterbrechung von Lieferungen aus einer Bezugsquelle gemindert und der Wettbewerb verbessert. Dieser Aspekt ist für die EU insgesamt, besonders aber für die Staaten in Südosteuropa relevant, da sie bislang einen Großteil ihres Erdgases von einem einzigen Lieferanten (Gazprom) und über eine einzige Transitroute (Ukraine) beziehen. Weiterhin nimmt Erdgas einen wichtigen Anteil im Energiemix dieser Staaten ein. Zum anderen verfügt die EU bislang über keinen direkten Zugang zu den Erdgasreserven in der Kaspischen Region und dem Mittleren Osten.5 Dabei bieten sich Importe aus dieser Region an, da sie über fast 50% der weltweiten Erdgasreserven6 sowie über freie Exportpotentiale verfügt und sich in unmittelbarer Nachbarschaft und Pipelinedistanz zur EU befindet.7

Während einzelne Pipelineprojekte im Südlichen Gaskorridor bereits zu Anfang der 2000er Jahre von den jeweiligen Unternehmen entwickelt wurden, entstand der Südliche Gaskorridor als übergeordnetes Konzept erst später. Erstmals wurde es in einer Entscheidung des Europäischen Parlaments und des Rates vom September 2006 unter dem Signum „NG3“ als „Vorhaben von europäischem Interesse“ bezeichnet, die Länder am Kaspischen Meer und im Mittleren Osten durch Erdgasfernleitungen mit der Europäische Union zu verbinden.8 Die Europäische Kommission schließlich stufte im November 2008 in der Zweiten Überprüfung der Energiestrategie die Entwicklung eines – nun auch so genannten – „Südlichen Gaskorridors“ als Gemeinschaftspriorität ein.9 Insbesondere durch den russisch-georgischen Krieg im August 2008 und die ukrainisch-russische Gaskrise im Januar 2009 wurden der Südliche Gaskorridor und sein Schlüsselprojekt, die Nabucco Pipeline, zum zentralen Bestandteil einer europäischen Diversifikationsdebatte gegenüber der Abhängigkeit von Gaslieferungen aus Russland.

Die Projekte im Südlichen Gaskorridor

Aus Sicht der Europäischen Kommission umfasst der Südliche Gaskorridor diejenigen Projekte, die in der Kaspischen Region oder dem Mittleren Osten ihren Ursprung haben, egal ob der Gastransit über weite Strecken auf türkischem Territorium (Nabucco, TAP, ITGI) oder über das Schwarze Meer (AGRI, White Stream) verlaufen soll.10


Projekt

Trans-Adriatic Pipeline (TAP)

Interconnector Turkey-Greece-Italy (ITGI) + Interconnector Greece-Bulgaria (IGB)

Projektbeginn

2003

2007

Firmen

EGL (CH ) 42,5%, Statoil (NO) 42,5%, E.ON Ruhrgas (DE) 15%

DEPA (GR), DESFA (GR), Edison (IT), BEH (BG), Botas (TR)

Verlauf/
Länge/
Kapazität/
Kosten

• Aserbaidschan – Georgien – Türkei (BTE (bereits gebaut))
• türkisches und griechisches Gasnetz (bereits gebaut))
• Griechenland – Albanien – Italien: 520 km / 10-20 bcma / 1,6 Mrd. €

• Aserbaidschan – Georgien – Türkei (BTE (bereits gebaut))
• türkisches Gasnetz (bereits gebaut))
• Türkei – Griechenland (ITG (bereits gebaut))
• Griechenland – Italien (IGI): 807 km / 9 bcma / 500 Mio. €

• Griechenland – Bulgarien (IGB): 170 km / 3-5 bcma / 140 Mio. €

Lieferbeginn

2016 (erste Stufe)

2015

Projekt

Azerbaijan-Georgia-Romania Interconnector (AGRI)

White Stream

Projektbeginn

2010

2005

Firmen

SOCAR (AZ), GOGC (GE), ROMGAZ (RO), MVM (HU) zu je 25%

GUEU-White Stream Pipeline Company (Zusammensetzung unbekannt; Sitz: London)

Verlauf

Aserbaidschan – Georgien – Rumänien – Ungarn; Transport Georgien – Rumänien soll mit LNG-Tankschiffen erfolgen

• Option 1: Aserbaidschan – Georgien – Rumänien
• Option 2: Aserbaidschan – Georgien – Ukraine

Länge

n/a

onshore: 650 km; offshore nach Rumänien: 1100km; offshore in die Ukraine: 630 km

Kapazität

7 bcma

8-32 bcma

Kosten

Natig Aliyev: 2-5 Mrd. €; frühere Schätzungen: 4-6 Mrd. €

2-4 Mrd. € (erste Stufe)

Lieferbeginn

2016

2016 (erste Stufe)

Projekt

Nabucco

South Stream

Projektbeginn

2004

2007

Firmen

OMV (AT), MOL (HU), Transgaz (RO), BEH (BG), Botas (TR) und RWE (DE) zu je 16,67%

• offshore: Gazprom (RU) 50%, Eni (IT) 25%, Wintershall (DE) 15%, EDF (FR) 10%
• onshore: Gazprom (RU) + BEH (BG), Srbijagas (RS), MFB (HU), OMV (AT), Geoplin Plinovodi (SI), Plinacro (HR), DESFA (GR)

Verlauf

Türkei – Bulgarien – Rumänien – Ungarn – Österreich

• Option 1: Russland – Bulgarien – Serbien – Ungarn – Österreich
• Option 2: Russland – Bulgarien – Serbien – Ungarn – Slowenien
• Option 3: Russland – Bulgarien – Serbien – Ungarn – Österreich und Bulgarien – Griechenland – Italien
• Option 4: Russland – Rumänien – Serbien – weiter wie in Optionen 1-3
• Seitenlinie: Serbien – Kroatien

Länge

3893 km

offshore: 923 km; onshore: 1600-2540 km je nach Route

Kapazität

31 bcma

offshore: 63 bcma; 20-22 bcma am Endpunkt je nach Route

Kosten

7,9 Mrd. €; Günther Oettinger: 12-15 Mrd. €

15,5 Mrd. €; frühere Schätzungen: 19-24 Mrd. €

Lieferbeginn

2017

2015

Die EU unterstützt offiziell alle Projekte, die Teil des Südlichen Gaskorridors sind und die Gasversorgung der EU diversifizieren helfen. Finanzielle Unterstützung durch die EU (z.B. für Machbarkeitsstudien) haben Nabucco, ITGI/IGB, TAP und White Stream erhalten. Insgesamt stellte die EU für die verschiedenen Projekte über das Programm für Transeuropäische Energienetze (TEN-E) mehr als 20 Millionen Euro zur Verfügung; über das Europäische Energieprogramm zur Konjunkturbelebung (EEPR) können Nabucco und ITGI/IGB noch einmal 200 bzw. 145 Millionen Euro erhalten.11 Trotz der grundsätzlichen Unterstützung aller Projekte lässt allerdings die EU, insbesondere die Europäische Kommission, der Nabucco-Pipeline politische Priorität zukommen.12

Unter den EU-Mitgliedstaaten herrscht hingegen keine Einigkeit über prioritäre oder gemeinsame Projekte in der Energiepolitik. Es fehlt eine gemeinsame Energieaußenpolitik, da Energiepolitik noch immer stark nationalstaatlich bestimmt ist. Tendenziell fördern Staaten die Projekte, an denen Unternehmen aus dem eigenen Land beteiligt sind; allerdings sind oftmals mehrere Unternehmen aus einem Land an verschiedenen Projekten beteiligt. So ist die Unterstützung von Bulgarien, Rumänien, Ungarn und Österreich für die Nabucco-Pipeline groß; allerdings ist diese Unterstützung weniger deutlich geworden, seit diese Staaten auch mit dem konkurrierenden South Stream-Projekt Abkommen abgeschlossen haben, das ebenfalls über deren Territorien führen soll. Die deutsche Position zu Nabucco hat sich in Richtung Unterstützung gewandelt. So wollte die Bundesregierung bei den Verhandlungen für das Europäische Energieprogramm zur Konjunkturbelebung Anfang 2009 Nabucco zunächst keine Mittel gewähren, befürwortet das Projekt aber inzwischen. Das ist auch eine Folge der intensiven Lobby- und Informationsarbeit von RWE, welche an Nabucco beteiligt ist. Dabei kann die Bundesregierung Nabucco keine ausschließliche Unterstützung zuteil werden lassen, da sich deutsche Unternehmen sowohl an Nabucco, als auch an TAP und South Stream beteiligen. Italienische Unternehmen beteiligen sich an South Stream und ITGI, ungarische an Nabucco, South Stream und AGRI, griechische an ITGI und South Stream, usw. Diese Konstellation erschwert die Umsetzung von großen Infrastrukturprojekten wie Nabucco. Denn langfristige Investitionen und Abkommen im Energiebereich in politisch und ökonomisch instabilen Regionen wie dem Kaspischen Raum und dem Mittleren Osten bedürfen besonderer Unterstützung und Absicherung durch die politischen Entscheidungsträger. Um ähnliche Umsetzungsprobleme zu vermeiden, wie sie bei Nabucco zu beobachten sind, sollten die EU-Mitgliedstaaten Energieinfrastrukturprojekte, die sinnvoll für die Sicherung und Diversifizierung der Energieversorgung sind, gemeinsam entwickeln.

Machbarkeit der Projekte und Bedeutung der Südkaukasusländer

Fast alle Beteiligten, auf Unternehmens- wie Regierungsseite, haben sich darauf verlegt zu betonen, dass sich die einzelnen Projekte ergänzen würden. Dies wird zumeist damit begründet, dass die EU insgesamt in Zukunft so viel mehr Erdgas importieren müsse, dass für alle Pipelineprojekte Platz sei; wobei die Annahmen über den zukünftigen Importbedarf gerne deutlich höher ausfallen, als von der Europäischen Kommission beziffert. Doch die einzelnen Projekte konkurrieren nicht so sehr auf den europäischen Absatzmärkten als bei der Suche nach den Gasquellen.13

Angesichts der eingangs angeführten immensen Erdgasreserven in der Kaspischen Region und dem Mittleren Osten mag dies zunächst verwundern. Allerdings stehen große Teile dieser Reserven dem Südlichen Gaskorridor auf absehbare Zeit nicht zur Verfügung. Ohne eine Aufhebung der Sanktionen gegen Iran im Streit um das iranische Atomprogramm kann kein Erdgas aus Iran bezogen werden. Hatten beispielsweise die Nabucco-Betreiber früher auch auf Gaslieferungen aus Iran gesetzt, so haben sie im August 2010 angekündigt, aufgrund der gegenwärtigen politischen Situation vorerst auf den Bau einer Zuleitung aus Iran zu verzichten. Katar exportiert einen Großteil seines Erdgases per LNG-Tankschiffen nach Ostasien und zum Teil auch in die EU. Um Erdgas aus Katar über den Südlichen Gaskorridor per Pipeline zu transportieren, müsste allerdings entweder das iranische Pipelinenetz genutzt oder neue Pipelines durch Irak gebaut werden, was aus politischen bzw. Sicherheitsgründen zurzeit unrealistisch erscheint.

Wahrscheinlicher erscheinen zunächst Gaslieferungen aus Turkmenistan, dem nördlichen Irak und Aserbaidschan. Die an Nabucco beteiligten Unternehmen OMV aus Österreich, MOL aus Ungarn und RWE aus Deutschland sind an Explorationsprojekten in Nordirak und Turkmenistan beteiligt, doch gibt es auch hier nicht zu unterschätzende Hindernisse, bevor turkmenisches oder nordirakisches Erdgas Nabucco zur Verfügung steht. In Irak bedarf es in erster Linie einer Klärung über die Gewinnverteilung zwischen dem kurdischen Norden und der Zentralregierung in Bagdad. Zudem spielen zwischen Nordirak und Zentralregierung einerseits und Nordirak und der Türkei andererseits Differenzen über die Souveränitätsrechte Nordiraks eine den Gasexport beschränkende Rolle. Bei turkmenischem Erdgas ist noch nicht geklärt, wie es nach Westen transportiert werden soll. Pipelines über russisches oder iranisches Territorium sind politisch unerwünscht, der Bau einer Pipeline auf dem Grund des Kaspischen Meeres kann nicht erfolgen, solange es unter den Anrainerstaaten nicht zu einer Einigung über den rechtlichen Status des Gewässers kommt. Dagegen erscheint der Transport großer Mengen Erdgas per Schiff über das Kaspische Meer zurzeit ökonomisch unattraktiv.

Es bleiben Gaslieferungen aus Aserbaidschan als nächst liegende Option. Aserbaidschan hat zwar in der Zielregion des Südlichen Gaskorridors relativ geringe Gasreserven von 1,3 tcm bzw. 0,7% der weltweiten Erdgasreserven,14 diese sind aber am einfachsten zugänglich. So soll das Gasfeld Shah Deniz in einer zweiten Entwicklungsstufe ab 2017 zusätzlich bis zu 16 bcma Erdgas fördern. Davon werden allerdings nur knapp 10 bcma zum Export in die EU bzw. nach Südosteuropa zur Verfügung stehen; der Rest wird in die Türkei geliefert.15 Und um dieses Erdgas konkurrieren die verschiedenen Projekte des Südlichen Gaskorridors. Für TAP, ITGI, AGRI und White Stream würden diese Mengen auch ausreichen; allerdings nur für eines dieser Projekte. Nabucco hingegen könnte durch das Erdgas aus Shah Deniz 2 nur zu einem knappen Drittel gefüllt werden. Nabucco müsste deshalb nicht nur für dieses Erdgas aus Aserbaidschan den Zuschlag bekommen, sondern auch zeitnah Zugang zu turkmenischem und nordirakischem Erdgas erhalten. TAP und White Stream könnten hingegen gegebenenfalls ausgebaut werden, wenn zu einem späteren Zeitpunkt zusätzliche Erdgasmengen aus zum Beispiel Turkmenistan oder Nordirak verfügbar sein werden. Letzten Endes kommt alles darauf an, welches der Projekte es schafft, das Betreiberkonsortium16 von Shah Deniz zu überzeugen. Die Verhandlungen haben sich verzögert, da die aserbaidschanische Seite einen besseren Preis aushandeln möchte und die Türkei nicht nur als Transitland beteiligt werden, sondern auch als Verkäufer auftreten möchte. Nachdem die Entscheidung bereits mehrfach verschoben wurde, wird sie nun für Ende 2011 erwartet.

Aserbaidschan kommt somit die Schlüsselrolle für den Südlichen Gaskorridor zu, da aus dem Land die entscheidenden ersten Gaslieferungen kommen werden. Zudem ist Aserbaidschan als zukünftiges Transitland für Gaslieferungen aus Turkmenistan bedeutsam. Georgien wiederum ist als Transitland auf dem Weg nach Westen, ob in die Türkei oder übers Schwarze Meer, ebenfalls relevant. Allein Armenien spielt für den Südlichen Gaskorridor keine direkte Rolle.

Aus ökonomischer und energiepolitischer Sicht sind die Staaten des Südkaukasus eng miteinander verbunden. Georgien ist für Aserbaidschan das wichtigste Transitland nach Europa. Gleichzeitig ist Georgien die wichtigste Versorgungsroute für russisches Erdgas nach Armenien. Aserbaidschan versorgt Georgien seit 2006 mit Erdgas und das zu einem niedrigeren Preis als das ursprünglich Gazprom getan hat. Das Ziel Aserbaidschans ist es, vor allem seine Transitabhängigkeit von Russland für Öl und Erdgas zu senken. Ein wichtiger Schritt zur Verbesserung seiner Verhandlungsposition gegenüber Russland war bereits der von den USA unterstützte Bau der Baku-Tbilisi-Ceyhan-Ölpipeline (BTC) und der Baku-Tbilisi-Erzurum-Gaspipeline (BTE). Eine weitere Beteiligung Aserbaidschans am Südlichen Gaskorridor würde seine Verhandlungsposition noch verbessern. Schließlich sollten die wirtschaftlichen Chancen, die sich durch den Ausbau des Südlichen Gaskorridors öffnen, nicht unterschätzt werden. Aserbaidschan erwirtschaftet mehr als 60 Prozent seines BIP mit dem Export von Öl und Erdgas, und auch für das georgische Budget spielt der Transit von Rohstoffen aus dem Kaspischen Meer in die Türkei eine wichtige Rolle.17

Die EU im Südkaukasus

Der Südkaukasus ist Teil verschiedener politischer Initiativen der EU. Das sind neben dem Südlichen Energiekorridor die Europäische Nachbarschaftspolitik (ENP), die Östliche Partnerschaft und die Schwarzmeersynergie. Die Region selbst ist durch ethnische Konflikte geprägt, und aufgrund ihrer geopolitischen Lage haben externe Akteure ein großes Interesse, die Entwicklung in der Region zu beeinflussen. Neben Russland, den USA und der EU sind das Regionalmächte wie die Türkei und Iran.18

Die EU hat sehr spät begonnen, den Südkaukasus in ihre Nachbarschaftspolitik zu integrieren. War der Region im ersten Konzept der ENP nur eine Fußnote gewidmet, so änderte sich das mit der Rosenrevolution in Georgien: Im Frühjahr 2004 wurden die drei südkaukasischen Staaten offiziell Teil der ENP. Vor dem russisch-georgischen Krieg im August 2008 erfolgten alle EU-Aktivitäten in der Region durch die Partnerschafts- und Kooperationsabkommen (PKA), die Aktionspläne innerhalb der ENP und den EU-Sonderbeauftragten für den Südkaukasus. Die EU-Strategie für die Region war, die Beziehungen zu allen drei Staaten gleichzeitig zu entwickeln, weshalb die PKAs mit allen drei Staaten 1999 abgeschlossen wurden. Diese wurden dann durch die Aktionspläne der ENP ergänzt, die Reformen von Demokratie und Marktwirtschaft in den Ländern unterstützen und die Kooperation mit der EU intensivieren sollten. Alle Aktionspläne konzentrierten sich auf den ökonomischen Wiederaufbau nach den ethnischen Konflikten in Georgien und um Berg-Karabach sowie auf Vertrauensbildung. In diesem Zusammenhang sollte Georgien zu einer stabilen und prosperierenden Demokratie werden, die durch ihre Attraktivität die beiden separatistischen Regionen Südossetien und Abchasien integrieren kann.19

Energie spielt eine Schlüsselrolle in den Beziehungen der EU gegenüber Aserbaidschan und zum Teil auch Georgien. So unterschrieben Brüssel und Baku 2006 eine Absichtserklärung (memorandum of understanding) über eine strategische Partnerschaft im Energiesektor. Im Fortschrittsbericht der Kommission von 2009 werden die gute Kooperation mit Aserbaidschan sowie die große Bedeutung des Landes für die Energieversorgung der EU hervorgehoben. Diese positive Einschätzung der Entwicklung der Beziehungen verdeutlichte das große Interesse der EU an Aserbaidschan als Liefer- und Transitland für den Südlichen Gaskorridor. Der ENP-Aktionsplan für Georgien widmete mit Blick auf die BTC- und BTE-Pipelines dem Schutz der Transportinfrastruktur größte Aufmerksamkeit.20

Eine erfolgreiche EU-Südkaukasuspolitik darf jedoch nicht einseitig auf die Rolle der Region für die Lieferung und den Transit von Öl und Erdgas setzen, sondern sollte sich in einem breiteren Ansatz verstärkt mit Demokratieförderung, guter Regierungsführung und Konfliktbearbeitung beschäftigen. Denn der russisch-georgische Krieg hat gezeigt, wie verwundbar die Pipelines sind, und die langwierigen Verhandlungen mit Aserbaidschan um dessen Beteiligung am Südlichen Gaskorridor und insbesondere Nabucco verdeutlichen den begrenzten Spielraum der EU in der Region. Das relativ stabile autokratisch geführte Aserbaidschan hat eine schwache und fragmentierte Opposition. Clan-Strukturen und symbiotische Beziehungen zwischen Wirtschaft und Politik führen zu Korruption (Platz 134 auf dem Korruptionsindex von Transparency International)21, Mangel an Rechtsstaatlichkeit sowie fehlendem wirtschaftlichen und politischen Wettbewerb. Diese Bedingungen behindern eine von der Rohstoffwirtschaft unabhängige nachhaltige wirtschaftliche Entwicklung des Landes, und das Ausschalten alternativer Lösungsansätze durch die politische Führung des Landes verringert die Kompromissbereitschaft im Karabach-Konflikt. Damit bleibt die Region instabil, und ökonomische Entscheidungen sind auch im Energiebereich intransparent und abhängig vom aktuellen politischen Regime.

Obwohl die EU Demokratisierung und gute Regierungsführung zu einem Schwerpunkt in der Östlichen Partnerschaft und in ihren Dokumenten gegenüber dem Südkaukasus gemacht hat,22 verschlechtert sich die Situation in diesen Bereichen seit einigen Jahren. Auch das demokratische Vorzeigebeispiel in der Region, Georgien, entwickelt sich nicht erst seit dem russisch-georgischen Krieg weg von europäischen Werten. Konnte Präsident Saakaschwili nach der Rosenrevolution erfolgreich staatliche Institutionen konsolidieren und Erfolge bei der Korruptionsbekämpfung aufweisen (Platz 68 auf dem Korruptionsindex von Transparency International)23, so werden seit einigen Jahren vermehrt Medien, NGOs und die Opposition unter Druck gesetzt. Das begrenzte Engagement der EU in der Konfliktlösung und eine fehlende Vision für die Region behindert EU-Politik und macht sie zum Teil unglaubwürdig.24 Konfliktlösung ist kein Bestandteil der Östlichen Partnerschaft, aber wichtigste Voraussetzung für Entwicklung in der Region. Wenn die EU erfolgreich gute Regierungsführung im Südkaukasus unterstützen will, muss sie die Bereiche Konfliktlösung, wirtschaftliche Kooperation und Unterstützung der Zivilgesellschaft besser miteinander verknüpfen. Nur ein stärkeres Engagement der EU in der Region über die Entwicklung der Energiebeziehungen hinaus kann Prinzipien von Demokratie, Transparenz und Marktwirtschaft erfolgreich fördern.

Handlungsoptionen der EU

In Bezug auf ihre Energiepolitik im Südkaukasus besteht die zentrale Herausforderung der EU in der Entwicklung einer gemeinsamen Energieinnen- und ‑außenpolitik. Zwar existiert der Südliche Gaskorridor auf dem Papier, jedoch bestimmen in der Realität die Interessen der Mitgliedsländer und ihrer Energieunternehmen auch gegen EU-Prinzipien wie Diversifizierung, Transparenz und Solidarität die europäische Politik. Grundsätzlich stellt sich die Frage, ob Energiepolitik den Gesetzen des Marktes überlassen werden soll, nach dem Prinzip, wenn es ökonomisch sinnvoll ist, dann werden europäische Unternehmen schon entsprechende Pipelines bauen. Oder ob nicht auch stärker eine Debatte zwischen den EU-Mitgliedstaaten nötig ist, wie eine (finanzierbare) strategische Energieversorgung der Union in Zukunft aussehen soll. Erdgas wird kurz- bis mittelfristig eine wichtige Rolle im Energiemix der Mitgliedstaaten spielen, und der Südkaukasus ist die Schlüsselregion zu den großen Lagerstätten in der Kaspischen Region und dem Mittleren Osten. Dabei sind im Moment Russland und China im Wettbewerb um die Kaspischen Ressourcen entscheidungsfähiger und erfolgreicher. Die EU hingegen wird ohne eine strategische Entscheidung für u.a. die Nabucco-Pipeline ohne relevanten Zugang in die Region keine Rolle spielen.

Energiepolitik gegenüber dem Südkaukasus ist jedoch nicht nur Wirtschaftspolitik, sondern steht auch für eine strategische Entscheidung, die Region stärker an Europa zu binden und auf die Konfliktlösung und demokratische Entwicklung in der Region umfassender einzuwirken. An dieser Frage entscheidet sich im Südkaukasus, ob die EU zu einem relevanten Akteur in ihrer Nachbarschaft werden kann, ob sie ihre ökonomische Attraktivität mit dem Export ihres Politik- und Wirtschaftsmodells verbinden will. Dabei müssen die EU-Mitgliedstaaten auch die Frage beantworten, ob sie bereit sind, neben der Entwicklung einer gemeinsamen Energieaußenpolitik aktiver an der Konfliktlösung in der Region mitzuwirken. Der reaktive Ansatz, nur in Krisensituationen wie dem russisch-georgischen Krieg 2008 aktiv zu werden, verhindert eine nachhaltige Entwicklung und Konfliktlösung in der Nachbarschaft und führt zu Frustration bei den Staaten der Region. Das gilt für den Südkaukasus wie auch für Nordafrika.25

Deshalb sollte die EU strategische Projekte im Rahmen des Südlichen Gaskorridors stärker politisch und finanziell unterstützen sowie eine mittelfristige Strategie zur Entwicklung eines transkaspischen Transportsystems (entweder per Pipeline oder über Tanker) entwickeln. Die ungleiche Behandlung von ökonomisch attraktiven (Aserbaidschan) und weniger attraktiven Ländern (Armenien) führt kurzfristig zu ökonomischen Gewinnen. Langfristig sind jedoch in allen Partnerländern nur Transparenz, Rechtsstaatlichkeit und offene Märkte zielführend, da erst sie nachhaltige Investitionen und Stabilität ermöglichen. Deshalb sollte ein stärkeres Engagement im Bereich Energieerschließung gleichzeitig auch mehr Investitionen in die Zivilgesellschaft und Rechtsstaatlichkeit bedeuten, und speziell im Südkaukasus auch in Konfliktlösung. All diese Bereiche sind eng miteinander verknüpft: Sichere Transitwege für Energierohstoffe bedürfen der langfristigen Lösung der Konflikte in der Region. Erst eine lebendige Zivilgesellschaft und freie Medien ermöglichen eine Veränderung der Diskurse in den Staaten in Bezug auf die Konflikte und sind damit ein zentraler Schritt hin zu deren Lösung. Begrenzt die EU weiterhin ihre Aktivitäten in der Region auf die Einhegung heißer Konflikte und den selektiven Ausbau der Energiebeziehungen, wird sie langfristig hingegen in keinem der Bereiche eine erfolgreiche Politik erreichen.

  • 1. Zwar herrscht über den zukünftigen Gasverbrauch und die Entwicklung des Gasmarkts in der EU Unsicherheit: Während die EU-27 2005 etwa 500 Milliarden Kubikmeter pro Jahr (bcma) verbraucht hat, liegen Schätzungen für 2020 um bis zu 300 bcma auseinander. Auch gibt es unterschiedliche Angaben darüber, wie schnell die heimische Förderung in den nächsten Jahrzehnten zurückgehen wird. Allerdings gehen die meisten Schätzungen davon aus, dass die Menge, die durch Importe gedeckt werden muss, steigen wird. Hafner, Manfred (2011) International and European natural gas markets and geopolitics, in: Florence School of Regulation vom 21. März 2011; http://www.florence-school.eu/portal/page/portal/FSR_HOME/ENERGY/Trainin..., S.14f. Die mit der Entwicklung des Südlichen Gaskorridors betraute Abteilung der Europäischen Kommission geht davon aus, dass der Importbedarf bis 2030 gegenüber dem Jahr 2005 um 24% von 285 auf 353 bcma steigen wird. Devlin, Brendan / Heer, Katrin (2010) The Southern Corridor: Strategic Aspects for the EU, in: Linke, Kristin / Viëtor, Marcel (Hrsg.) Beyond Turkey: The EU’s Energy Policy and the Southern Corridor (International Policy Analysis). Berlin, Friedrich-Ebert-Stiftung, S. 5-9; http://library.fes.de/pdf-files/id/07553.pdf; S.5.
  • 2. Viëtor, Marcel (2011) Energiesicherheit für Europa: Kernenergie und Erdgas als Brückentechnologien (DGAP-Schriften zur Internationalen Politik). Baden-Baden, Nomos 2011. xxiv + S.110; S. 15-47.
  • 3. Viëtor, Marcel (2011) Gas industry, it’s time to cross the bridge, in: European Energy Review (18.04.2011); abrufbar unter: http://www.europeanenergyreview.eu/site/pagina.php?id=2915
  • 4. 2009 stammten 33,2% der EU-27-Erdgasimporte aus Russland, 28,8% aus Norwegen, 14,7% aus Algerien, 5,0% aus Katar, 3.0% aus Libyen, 2,4% aus Trinidad und Tobago, 2,1% aus Nigeria, 2,0% aus Ägypten und 8,8% aus anderen Drittstaaten. Jímenez, Ana (2010) Statistical aspects of the natural gas economy in 2009 (Eurostat Data in focus 20/2010); abrufbar unter: http://epp.eurostat.ec.europa.eu/cache/ITY_OFFPUB/KS-QA-10-020/EN/KS-QA-..., S.1.
  • 5. Einzige Ausnahme ist die geringe Menge von 0,5 Milliarden Kubikmeter (bcma) Erdgas, die von Aserbaidschan 2009 über die BTE- und TGI-Pipelines durch die Türkei nach Griechenland transportiert wurden. BP (2010) BP Statistical Review of World Energy: June 2010. London: BP; abrufbar unter: http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_english/re..., S.30.
  • 6. Iran und Katar verfügen mit 29,6 bzw. 25,3 Billionen Kubikmeter (tcm) über die nach Russland weltweit zweit- bzw. drittgrößten Reserven. Zudem gibt es größere Reserven in Turkmenistan (8,0 tcm), Saudi-Arabien (8,0 tcm), den Vereinigten Arabischen Emiraten (6,0 tcm), Irak (3,2 tcm), Ägypten (2,2 tcm), Kasachstan (1,8 tcm), Kuwait (1,8 tcm), Usbekistan (1,6 tcm) und Aserbaidschan (1,3 tcm). BP (2011) BP Statistical Review of World Energy: June 2011. London: BP; abrufbar unter: http://www.bp.com/assets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_english/report..., S.20 und eigene Berechnungen.
  • 7. Müller, Friedemann (2010) A European Energy Policy: Challenges and Perspectives, in: Linke, Kristin / Viëtor, Marcel (Hrsg.): Prospects of a Triangular Relationship? Energy Relations between the EU, Russia and Turkey (International Policy Analysis). Berlin: Friedrich-Ebert-Stiftung, S. 5-11; abrufbar unter: http://library.fes.de/pdf-files/id/07150.pdf, S.7.
  • 8. EU (2006) Entscheidung Nr. 1364/2006/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 6. September 2006 zur Festlegung von Leitlinien für die transeuropäischen Energienetze. Brüssel: EU; abrufbar unter: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2006:262:0001..., S.10
  • 9. EU (2008): Mitteilung der Europäischen Kommission KOM(2008) 781 vom 13. November 2008: Zweite Überprüfung der Energiestrategie: EU-Aktionsplan für Energieversorgungssicherheit und ‑solidarität. Brüssel: EU; abrufbar unter: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=COM:2008:0781:FIN:..., S.5.
  • 10. Die South Stream-Pipeline, die durch das Schwarze Meer Erdgas aus Russland nach Südosteuropa liefern soll, gehört hingegen nicht zum Südlichen Gaskorridor, sondern ist aufgrund ihres Ursprungs in Russland Teil des Östlichen Gaskorridors. Von Gazprom wird sie als Konkurrenzprojekt zu Nabucco entwickelt.
  • 11. Devlin, Brendan / Heer, Katrin (2010) The Southern Corridor: Strategic Aspects for the EU, in: Linke, Kristin / Viëtor, Marcel (Hrsg.) Beyond Turkey: The EU’s Energy Policy and the Southern Corridor (International Policy Analysis). Berlin, Friedrich-Ebert-Stiftung, S. 5-9; http://library.fes.de/pdf-files/id/07553.pdf ; S.9.
  • 12. „Accordingly, the European Commission has a generally neutral attitude towards all projects, but it prefers a strategic option which provides most political benefits to the Community as well as the upstream and midstream countries involved. This refers, among other things, to whether a transport option can be scaled up and is, in the long term, able to bring large volumes of gas into the EU. At the moment, only Nabucco provides for such an option. (…) Nabucco is, furthermore, the only project that provides for strong diversification and a continuous trunk line from Eastern Turkey to Austria. (…) Additionally, Nabucco can build upon a strong legal basis with guaranteed third party access and transmission fees fixed for a period of at least 50 years. Recognising the importance of all of the Southern Corridor projects and without excluding the possibility of a cooperative system, if made to work, the EU has thus decided to give political priority to Nabucco”. Devlin, Brendan / Heer, Katrin (2010) The Southern Corridor: Strategic Aspects for the EU, in: Linke, Kristin / Viëtor, Marcel (Hrsg.) Beyond Turkey: The EU’s Energy Policy and the Southern Corridor (International Policy Analysis). Berlin, Friedrich-Ebert-Stiftung, S. 5-9; http://library.fes.de/pdf-files/id/07553.pdf; S. 7f.
  • 13. Nabucco und South Stream sind hier die Ausnahme, da sie beide fast die gleichen Märkte in Südosteuropa versorgen wollen. Als Projekte aus dem Südlichen und dem Östlichen Gaskorridor konkurrieren beide hingegen nicht um dieselben Gasquellen.
  • 14. BP (2011) BP Statistical Review of World Energy: June 2011. London: BP; abrufbar unter: http://www.bp.com/assets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_english/report..., S. 20.
  • 15. Sayan, Ömer Fatih (2010) Turkey’s Energy Policy between East and West, in: Linke, Kristin / Viëtor, Marcel (Hrsg.): Beyond Turkey: The EU’s Energy Policy and the Southern Corridor (International Policy Analysis). Berlin: Friedrich-Ebert-Stiftung, S. 10-14; abrufbar unter: http://library.fes.de/pdf-files/id/07553.pdf, S. 12.
  • 16. Das Shah Deniz-Konsortium besteht aus BP (GB) 25,5%, Statoil (NO) 25,5%, SOCAR (AZ) 10%, Lukoil (RU) 10%, NIOC (IR) 10%, Total (FR) 10%, und TPAO (TR) 9%.
  • 17. U.S. Department of State (2011) Background Note: Azerbaijan, last update 17.06.2011; abrufbar unter: http://www.state.gov/r/pa/ei/bgn/2909.htm.
  • 18. Meister, Stefan (2011) A new EU approach towards the South Caucasus, in: aussenpolitik.net, veröffentlicht am 04.03.2011, http://aussenpolitik.net/themen/eurasien/kaukasus/a_new_eu_approach_towa... S.4f.
  • 19. Fischer, Sabine (2008) European Policy towards the South Caucasus after the Georgian Crisis, in: Caucasus Analytical Digest 1/2008, S. 2-6; abrufbar unter: http://kms2.isn.ethz.ch/serviceengine/Files/RESSpecNet/94387/ipublicatio... S. 3.
  • 20. Fischer, Severin / Barbara Lippert (2009) Mehr Gleise: EU-Energieaußenpolitik und ENP, in: Osteuropa 11/2009, S. 53-70; S.60f.
  • 21. TI (2010) Corruption Perceptions Index 2010; abrufbar unter: http://www.transparency.org/policy_research/surveys_indices/cpi/2010/res....
  • 22. EU (2008) Mitteilung der Europäischen Kommission KOM(2008) 823 vom 3. Dezember 2008: Östliche Partnerschaft. Brüssel: EU; abrufbar unter: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=COM:2008:0823:FIN:..., S. 3f.
  • 23. TI (2010) Corruption Perceptions Index 2010; abrufbar unter: http://www.transparency.org/policy_research/surveys_indices/cpi/2010/res....
  • 24. Meister, Stefan (2010) Mehr Verantwortung bitte! Warum die EU eine kohärente Südkaukasus-Strategie braucht, in: Internationale Politik 6/2010, S. 97-101.
  • 25. Gnad, Oliver / Marcel Viëtor (2011) Mehr als Wüstenstrom: Desertec als Pilotprojekt einer integrierten Energiepolitik, in: Internationale Politik 4/2011, S. 35-41.
 

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