2010-01-28 | Ewa Paszyc

Ostatnie miesiące 2009 roku przyniosły widoczne ożywienie działań wokół dwóch projektów gazociągowych, kluczowych dla rosyjskiej strategii energetycznej – gazociągów Nord Stream (z Rosji przez Bałtyk do Niemiec) oraz South Stream (z Rosji przez Morze Czarne i Bałkany do Europy Środkowej i Południowej). Pierwszy z nich uzyskał niemal wszystkie niezbędne zezwolenia zainteresowanych państw na budowę odcinka morskiego, co przesądza o jego realizacji. Wydarzenia wokół drugiego – zawarte w ostatnim roku porozumienia międzyrządowe między Rosją a większością państw, przez które miałby przebiegać gazociąg oraz porozumienia między Gazpromem a krajowymi operatorami systemów gazowych – stanowią pewien postęp w formalnej fazie przygotowań South Streamu, ale nie przesądzają o jego realizacji.
Determinacja Rosji w dążeniu do realizacji tych bardzo kosztownych projektów potwierdzałaby tezę, że w bilansie korzyści, na jakie liczy Moskwa w krótkiej i średniej perspektywie, najważniejsze jest rozwiązanie problemu uzależnienia eksportowego Gazpromu od państw tranzytowych (Ukrainy, Białorusi i Polski) oraz zwiększenie eksportu gazu do Europy.
Szanse osiągnięcia obydwu tych celów stoją jednak pod znakiem zapytania. Po pierwsze, realizacja gazociągów najprawdopodobniej nie zapewni zwiększenia eksportu gazu rosyjskiego do Europy ze względu na barierę popytu. Prognozy wzrostu sprzedaży gazu w Europie nie są optymistyczne, a surowiec rosyjski nie jest obecnie na rynku unijnym konkurencyjny cenowo. Gdyby te negatywne tendencje okazały się długotrwałe, to efektem realizacji jednego lub obu projektów byłby wzrost mocy przesyłowych gazpromowskich magistrali bez gwarancji ich wykorzystania. Nawet gdyby popyt w dalszej perspektywie wzrastał, w świetle obecnych tendencji na rosyjskim rynku wewnętrznym, jest pytaniem otwartym, czy Rosja byłaby w stanie wyeksportować odpowiednie ilości gazu z uwagi na problem kosztów zagospodarowania nowych złóż.
Po drugie, faktyczne zdolności przesyłu przez Nord Stream i South Stream nie zastąpiłyby całkowicie tranzytu przez Ukrainę, która jeszcze na wiele lat pozostanie ważnym ogniwem w systemie eksportu rosyjskiego gazu do Europy. Nowe trasy stworzyłyby jednak możliwość transportowania do Europy znacznej części rosyjskiego gazu przesyłanego obecnie przez Ukrainę (do 75%) lub całości gazu idącego tranzytem przez Białoruś, pozbawiając te państwa znacznej części dochodów tranzytowych i osłabiając ich pozycję w relacjach z Moskwą. Dodatkowe gazociągi dawałyby Rosji możliwość manipulowania przesyłem gazu – ograniczania lub odcinania dostaw gazu wybranym krajom bez konieczności ich wstrzymywania innym.
 

1. Nord Stream i South Stream – podobieństwa i różnice
 
Nord Stream (NS) i South Stream (SS) – bliźniacze elementy strategii rosyjskiego monopolisty gazowego – mają uzupełnić istniejącą infrastrukturę przesyłu rosyjskiego surowca na europejski rynek zbytu przez Ukrainę i Białoruś o bezpośrednie połączenia. Nowe magistrale mają otoczyć Europę Środkową i Wschodnią od północy, przez Bałtyk (Nord Stream) i od południa, przez Morze Czarne (South Stream) i umożliwić transport gazu z Rosji wprost do odbiorców w Europie z pominięciem (lub ograniczeniem roli) obecnych państw tranzytowych.
Nord Stream – starszy z dwóch projektów – powstał w 1997 roku jako projekt trasy bezpośredniego przesyłu gazu z Rosji do północnych Niemiec i Europy Zachodniej via Bałtyk. Nowy gazociąg miał nie tylko dywersyfikować szlaki eksportu rosyjskiego gazu na wypadek problemów z państwami tranzytowymi, ale także otworzyć Gazpromowi drogę na nowe dlań rynki w Europie. Wydobycie na Morzu Północnym spada, a dzisiejsi producenci i netto eksporterzy błękitnego paliwa – Dania, Holandia, Wielka Brytania stają się importerami gazu[1]. Zredukowany projekt (zrezygnowano m.in. z budowy odgałęzienia do Wielkiej Brytanii) przewiduje budowę dwunitkowego gazociągu o łącznej przepustowości 55 mld metrów sześc. rocznie (po 27,5 mld metrów sześc. każda). Termin uruchomienia pierwszej nitki zaplanowano na rok 2011, termin uruchomienia drugiej – na 2012. 
Znacznie mniej zaawansowany South Stream pojawił się w 2007 roku w reakcji na unijny projekt Nabucco (alternatywny gazociąg omijający Rosję, który ma zdywersyfikować źródła dostaw gazu do Europy i dostarczać na rynek unijny surowiec z Azji Centralnej i Bliskiego Wschodu). Gazociąg ten o łącznej przepustowości 63 mld metrów sześc. rocznie miałby połączyć Rosję przez Morze Czarne i Bułgarię z Europą Środkową (nitka północna przez Serbię, Słowenię do Austrii) i z Europą Południową (nitka południowa do Grecji i Włoch). Projekt nie przewiduje wejścia Gazpromu na nowe rynki, a jedynie ewentualne zwiększenie dostaw rosyjskiego gazu dla stałych jego odbiorców w tych państwach. Według ostatnich planów gazociąg miałby być uruchomiony w 2015 roku.    
 

2. Uwarunkowania wewnętrzne
 
a)     baza surowcowa dla gazociągów NS i SS pod znakiem zapytania
Dla obydwu nowych tras problemem pozostaje baza surowcowa. W mniejszym stopniu dotyczy to Gazociągu Północnego, którego zapleczem, w myśl projektu, powinno być w pierwszym okresie złoże Jużnorusskoje (Syberia Zachodnia, szacowane na 700 mld metrów sześc.), a w następnej fazie złoże Sztokmanowskie (na Morzu Barentsa, szacowane na 3,7 bln metrów sześc.). Surowiec dla pierwszej nitki może zapewnić wprowadzone już do eksploatacji złoże Jużnorusskoje (docelowy poziom jego produktywności – ok. 25 mld metrów sześc. rocznie). Wykorzystanie gazu ze złoża Sztokmanowskiego dla napełnienia drugiej nitki jest nierealne. Dotychczas nie podjęto jeszcze decyzji inwestycyjnej w sprawie prac na Sztokmanie, a termin rozpoczęcia jego eksploatacji przesunięto na rok 2016 i uzależniono od sytuacji na rynku gazowym. Mało też prawdopodobne, by gaz dla Nord Streamu mógł w bliskiej perspektywie pochodzić z Jamału[2]. Gdyby uruchomiono Nord Stream w wersji dwunitkowej w zaplanowanym terminie, gaz dla drugiej nitki pochodziłby zapewne z Syberii Zachodniej. Ponieważ w bliskiej perspektywie nie można się spodziewać ani znaczącego wzrostu wydobycia w Rosji, ani wzrostu popytu na rynku europejskim, to do Nord Stream mógłby trafić surowiec płynący dziś przez Białoruś. Przekierowanie do Gazociągu Północnego części surowca płynącego przez Ukrainę wymagałoby odpowiedniej infrastruktury na terytorium Rosji. 
Większą niewiadomą jest zaplecze surowcowe South Streamu. Z tych samych przyczyn, co w przypadku Nord Streamu, można zakładać, że byłby to gaz przesyłany obecnie rurociągami ukraińskimi. Mógłby to być także gaz z Azji Centralnej – ten sam, o który zabiegają udziałowcy projektu Nabucco (czy szerszej koncepcji Korytarza Południowego). W rosyjskiej strategii South Stream był bowiem przede wszystkim pomyślany jako instrument torpedowania tej alternatywnej drogi eksportu gazu do Europy. Jednak rosnące zaangażowanie Chin w Azji Centralnej (w tym uruchomienie gazociągu Turkmenistan–Uzbekistan–Kazachstan–Chiny) i rozwijająca się współpraca gazowa Turkmenistanu z Iranem zmniejszają dotychczasowe możliwości Gazpromu swobodnego dysponowania gazem republik Azji Centralnej.
 
b)     Rynek wewnętrzny z warunkowym potencjałem wzrostu
Długoterminoweoceny zdolności eksportowych rosyjskiego sektora gazowego od wielu lat nie były optymistyczne, przede wszystkim ze względu na stagnację wydobycia w Federacji Rosyjskiej i szybko rosnące spożycie wewnętrzne. Od 1999 roku wydobycie Gazpromu prawie nie rośnie. W roku 2009 światowy rynek gazowy doświadczył skutków kryzysu gospodarczego. Spadło spożycie gazu – na wewnętrznym rynku rosyjskim o ok. 12% w porównaniu z 2008 rokiem; na rynku europejskim o ok. 10%. Efektem tego jest obecnie nadwyżka eksportowa monopolisty. Spadek popytu wymusił nawet redukcję wydobycia Gazpromu (o 14–15%). Prognozowane na najbliższe lata wskaźniki sektora gazowego Rosji wskazują, że skutki kryzysu na rynku wewnętrznym w postaci ograniczenia lub stagnacji wielkości wydobycia i spadku konsumpcji gazu mogą się utrzymać przez kilka najbliższych lat (zdaniem ekspertów nawet do roku 2015). Nie zmienia to jednak faktu, że w warunkach wzrostu popytu rosyjski koncern może mieć kłopoty z zaspokojeniem potrzeb rynku.    
 
- wydobycie 
Gazprom ma od wielu lat problemy z utrzymaniem wydobycia surowca na poziomie, który przy normalnej koniunkturze pozwoliłby mu na wywiązanie się z dostaw na rynek krajowy i zobowiązań eksportowych. Przyczyną jest spadek wydobycia monopolisty na trzech głównych złożach Syberii Zachodniej dostarczających ok. 75% produkcji koncernu, szacowany na 25–30 mld metrów sześc. rocznie. Problemy z wydobyciem są także skutkiem wieloletniego braku inwestycji w zagospodarowanie nowych zasobów[3]. Koszty zwiększenia w ciągu najbliższych dwudziestu lat produkcji gazu i eksportu do poziomu zakładanego w Strategii energetycznej 2030 (zob. Tabela1) – 560–590 mld USD – przekraczają możliwości finansowe Gazpromu. Także założenie dokumentu, że 90% tej sumy będą stanowiły nakłady prywatne, jest nierealne przy obecnym ustawodawstwie niekorzystnym dla zagranicznych inwestorów. Rosyjski sektor gazowy ma jednak znaczne rezerwy w postaci niezależnych producentów gazu i kompanii naftowych, których działalność ograniczają obecnie monopolistyczne praktyki Gazpromu. Obecnie wydobycie niezależnych producentów gazu w Rosji wynosi średnio 110–120 mld metrów sześc. rocznie. Potencjał produkcyjny tej części sektora eksperci oceniają na 450–470 mld metrów sześc. rocznie[4]. Spore możliwości korzystnych zmian w sektorze gazowym mógłby też dać napływ inwestycji, gdyby poprawił się klimat inwestycyjny w Rosji. Powstaje jednak pytanie o wolę polityczną władz w kwestii reform i demonopolizacji sektora gazowego.
 
- spożycie wewnętrzne
W rosyjskich prognozach do 2030 roku (m.in. Strategia energetyczna 2030) wskaźnik popytu na rynku wewnętrznym wzrasta niewiele – z 440 mld w roku 2008 do 454 mld metrów sześc. w 2015 (zob. Tabela 1). Spożycie wewnętrzne stanowi jednak wciąż dominującą pozycję w bilansie gazowym Federacji Rosyjskiej (powyżej 50%), co przy normalnej koniunkturze ogranicza możliwości eksportowe Gazpromu. Istnieje jednak wiele sposobów zmniejszenia wewnętrznej konsumpcji gazu – m.in. redukcja energochłonności rosyjskiej gospodarki lub wprowadzenie technologii zwiększających efektywność energetyczną itp. Gdyby w przypadku dobrej koniunktury gospodarczej popyt w Rosji przewyższył prognozy, eksport pozostanie priorytetem Moskwy, nawet kosztem potrzeb rynku wewnętrznego. Dla zaspokojenia zapotrzebowania krajowego można stymulować aktywność produkcyjną niezależnych producentów albo zastępować gaz innymi rodzajami paliw (np. węglem). Reasumując, wysoki poziom spożycia gazu w Rosji może, ale nie musi być czynnikiem hamującym aktywność eksportową Gazpromu. Sens realizacji planów eksportowych monopolisty, a zwłaszcza budowy nowych gazociągów staje natomiast pod znakiem zapytania w kontekście zmian sytuacji na europejskim rynku gazowym.
 

3. Uwarunkowania zewnętrzne
 
- spadek spożycia na europejskim rynku gazowym
Już od 2006 roku dynamika wzrostu zapotrzebowania na gaz w UE z powodu wysokich cen paliwa spowolniła i wynosiła ok. 1% rocznie (a nie, jak zakładano, 2%). W 2009 roku na skutek recesji zapotrzebowanie na gaz w Europie zmniejszyło się, a wraz z nim sprzedaż surowca. W sumie spożycie paliwa w 2009 roku spadło (w porównaniu z 2008 rokiem) o 8–9%. W opinii Międzynarodowej Agencji Energetycznej, w najbliższych latach przyrost zapotrzebowania na gaz w Europie, wynikający ze spadku wydobycia własnego, nie przekroczy 0,7% rocznie, W latach 2012–2015 nie będzie istotnego zwiększenia spożycia gazu w Europie, a wzrost importu utrzyma się na relatywnie niskim poziomie, proporcjonalnym do redukcji wydobycia na Morzu Północnym.
Prognozy rosyjskie przewidują wprawdzie znaczną poprawę sytuacji na rynku gazowym w latach 2020–2030, jednak prognozy MAE (World Energy Outlook/2009) nie potwierdzają tego optymizmu[5]. Agencja przewiduje głębsze zmiany koniunktury niekorzystne dla tradycyjnych producentów i eksporterów gazu i stawiające pod znakiem zapytania celowość realizacji nowych projektów gazociągowych.
 
- nadpodaż gazu na rynku UE
Na kryzysowy spadek wielkości spożycia i cen surowca w Europie nałożył się przełom technologiczny w eksploatacji łupków gazonośnych w Ameryce Północnej[6], który spowodował redukcję importu gazu skroplonego (LNG) do USA. Jednocześnie w roku 2009 produkcja LNG osiągnęła kolejny rekord, a jego udział w międzynarodowym handlu gazem (także w związku z efektami kryzysu i obniżeniem ceny LNG) wyniósł 29%. Gwałtowny spadek amerykańskiego importu LNG spowodował niespodziewany wzrost oferty tego paliwa w Europie i spadek cen gazu na innych rynkach. Zdaniem ekspertów MAE, do roku 2015 na unijnym rynku gazowym podaż przewyższy popyt i pojawi się konkurencja między dostawcami. Nadpodaż gazu w najbliższych latach może się utrzymać, bowiem przy każdym scenariuszu Europa (do której Gazprom chce budować nowe gazociągi) pozostanie najbardziej atrakcyjnym rynkiem dla LNG. Spadek popytu na gaz może być znaczny, gdyby państwa choćby częściowo zastosowały się do unijnych dyrektyw energooszczędności i rozwoju odnawialnych źródeł energii.
 
- niska konkurencyjność rosyjskiego gazu w UE
Surowiec rosyjski importowany do UE w ramach długoterminowych kontraktów jest obecnie najdroższy na rynku europejskim, dwukrotnie droższy od surowca w transakcjach spotowych[7]. Nic nie wskazuje na to, by Gazprom chciał korygować politykę cenową, uważa bowiem negatywne tendencje na rynku za przejściowy skutek recesji. Najprawdopodobniej gaz rosyjski pozostanie relatywnie drogi, zważywszy m.in. na coraz droższe wydobycie gazu w Rosji i ogromne koszty inwestycji w realizację planów gazociągowych, szacowane na 12 mld USD (NS) i 25 mld USD (SS). Bardzo wysokie byłyby też koszty przesyłu błękitnego paliwa nowymi trasami[8], a więc i ceny gazu transportowanego tymi magistralami. W tej sytuacji znaczący wzrost eksportu rosyjskiego gazu na rynek europejski, który uzasadniałby plany budowy nowych tras przesyłowych nie wydaje się realny.   
 
- nadwyżka przepustowości infrastruktury przesyłowej
Analizy rynku gazowego wskazują m.in. na prognozowany przyrost wolnych mocy przesyłowych, w tym gazociągów międzyregionalnych oraz instalacji LNG w Europie. Nadmiar mocy przepustowych mają też magistrale eksportowe Gazpromu. Obecna przepustowość gazociągów eksportowych w Rosji przekracza potrzeby monopolisty. Zgodnie z najnowszymi prognozami MAE (Word Energy Outlook 2009) obecnie istniejące gazociągi powinny wystarczyć dla potrzeb gazpromowskiego eksportu do Europy przynajmniej do 2015 roku.
 
Budowa nowych tras przesyłu – gazociągów Nord Stream i South Stream – jedynie zwiększyłaby nadmiar wolnych mocy transportowych rosyjskich magistrali eksportowych (zob. Tabela 2). W tej sytuacji determinacja Rosji w forsowaniu budowy nowych połączeń potwierdzałaby tezę, że w bliskiej i średniej perspektywie przeznaczeniem nowych gazociągów ma być przede wszystkim ograniczenie roli tranzytu i zapewnienie Gazpromowi możliwości manipulowania przesyłem gazu.
 

4. Konsekwencje ograniczenia roli państw tranzytowych
 
a) ekonomiczne – zmniejszenie roli tranzytowej Ukrainy, Białorusi i Polski
Za nowymi magistralami przemawia fakt, że w obecnym systemie przesyłu gazu do Europy tranzyt przez Ukrainę oraz Białoruś i Polskę Moskwa postrzega jako czynnik ryzyka. Jednak nowe trasy nie rozwiążą problemu zależności tranzytowej Gazpromu, bo nie zastąpią całkowicie szlaku przez Ukrainę.
Drugą nitką Nord Streamu o przepustowość 27,5 mld metrów sześc. rocznie (surowiec z pierwszej jest już prawie w całości zakontraktowany), można by przesłać gaz transportowany obecnie gazociągiem Jamał–Europa przez Białoruś i Polskę (ok. 31 mld metrów sześc.). Istnieje teoretyczna możliwość przesyłania drugą nitką Nord Streamu części gazu kierowanego obecnie na Ukrainę, ale wymagałoby to budowy nowych nitek i łączników między magistralami gazowymi na terenie Rosji. Uruchomienie Gazociągu Południowego pozwoliłoby z kolei częściowo wyłączyć gazociągi biegnące przez Ukrainę do Europy. Nawet połączona przepustowość kombinowanej trasy SS i jednej nitki NS – 90,5 mld metrów sześc. – nie byłaby jednak w stanie zastąpić w pełni tranzytu ukraińskiego (ok. 120 mld metrów sześc. w 2008). Wiadomo też, że koszty transportu gazu dwoma nowymi gazociągami będą znacznie wyższe niż obecne opłaty tranzytowe przez Ukrainę i Białoruś.   
Skutki uruchomienia nowych tras mogłyby odczuć przede wszystkim obecne państwa tranzytowe (Ukraina, Białoruś i Polska, Słowacja, Czechy). Gdyby przekierowano do NS lub SS gaz płynący przez te państwa do Europy, utraciłyby one znaczną część dochodów z tytułu opłat za tranzyt surowca. Niewykluczone, że decyzje Gazpromu kontrolującego Nord i South Stream w kwestii wyboru alternatywnej trasy i wielkości przesyłu mogłyby zależeć od aktualnych relacji Moskwy z tymi państwami[9].
 
b)     Polityczne – wzrost wzajemnej zależności
 
- dla Rosji dywersyfikacja tras dostaw gazu do Europy jest bardzo ważna. Sama fizyczna możliwość znacznego lub choćby częściowego wyeliminowania państw tranzytowych, które czerpią dochody z tranzytu gazu do Europy, byłaby mocnym atutem Moskwy w relacjach z Kijowem i Mińskiem. Mogłaby ona służyć np. wywieraniu presji na te państwa poprzez indywidualne manipulowanie przez Rosję poziomem dostaw i wielkością tranzytu.
 
- z kolei dla obecnych państw tranzytowych (Ukrainy i Białorusi) najbardziej negatywnym skutkiem budowy nowych gazociągów byłoby poważne osłabienie ich pozycji wobec Moskwy. Przy znacznym uzależnieniu gospodarczym i politycznym od Rosji jednym z nielicznych argumentów tych państw w ich relacjach z Moskwą jest właśnie zależność tranzytowa eksportu rosyjskich surowców do Europy.
 
- dla Gazpromu. Korzyść monopolisty gazowego nie jest oczywista. Z jednej strony, realizacja obydwu projektów mogłaby być poważnym wzmocnieniem infrastrukturalnym koncernu w Europie i zapewnić mu w długiej perspektywie możliwość znacznego zwiększenia eksportu gazu. Z drugiej, kolejne trasy prowadzące do Europy jeszcze bardziej uzależniłyby Rosję i jej monopol gazowy od rynku europejskiego – jedynego na razie odbiorcy rosyjskiego gazu. Jednocześnie nawet obydwa gazociągi Nord i South Stream nie uwolniłyby w pełni eksportu rosyjskiego gazu od zależności tranzytowej od Ukrainy.
 
 
Tabela 1. Wydobycie, spożycie i eksport gazu rosyjskiego 2008–2030 (mld metrów sześc.)

*Prognoza wydobycia i eksportu w latach 2015-2030 za: „Strategia Energetyczna na okres do 2030 r.”
** Dane i prognozy Gazpromu;
V z tego ok. 20% eksport na rynek azjatycki; VV Prognozowany wzrost wydobycia w latach 2015– 030 zamierza Rosja osiągnąć dzięki wprowadzaniu do eksploatacji złóż Jamału, Syberii Wschodniej i Dalekiego Wschodu. Wydobycie w Syberii Zachodniej ma stopniowo spadać (do ok. 300 mld metrów sześc. w 2030 roku) 
 
 
Tabela 2. Przepustowość rosyjskich gazociągów eksportowych a wielkość eksportu

Źródła: RusEnergy, Gazprom, WEO/2009, obliczenia własne.

[1] W 2006 roku duński koncern gazowy DONG Energy podpisał już 20-letni kontrakt z Gazpromem na dostawy Nord Streamem na 1 mld metrów sześc. gazu rocznie od 2011 roku, a w roku 2009 następny (18-letni) kontrakt na dostawy 1 mld metrów sześc. gazu drugą nitką NS. Kontrakt na dostawy do Wielkiej Brytanii 4 mld metrów sześc. gazu rocznie NS zawarła też z monopolistą jego spółka-córka - Gazprom Marketing & Trading.  

[2] Wprowadzenie do eksploatacji pierwszego z jamalskich złóż – Bowanienkowskiego przesunięto na III kwartał 2012 roku (z wydobyciem do 2015 roku do 15 mld metrów sześc. rocznie). Docelowo (do 2030 roku) wydobycie ma wzrosnąć do ok. 140 mld metrów sześc.

[3] Stare złoża są już w znacznym stopniu wyeksploatowane: Uriengojskoje w prawie 70 procentach, Jamburskoje w 54%; Miedwieżje – w ok. 80%. W ciągu ostatnich piętnastu lat Gazprom wprowadził do eksploatacji tylko dwa nowe złoża – Zapolarnoje i Jużnorusskoje, ale ich łączne wydobycie (odpowiednio 100 i 25 mld metrów sześc. rocznie) nie rekompensuje tego ubytku.

[4] W latach 1999–2007 niezależni producenci gazu podwoili wydobycie (z 47 do 105 mld metrów sześc.). Mogłoby ono wzrosnąć (wraz z wydobyciem kompanii naftowych) do 150–170 mld metrów sześc. rocznie. Natomiast uruchomienie wydobycia na złożach, których Gazprom nie zamierza eksploatować (sprzedaż należących do monopolisty, a nie wykorzystanych koncesji) mogłoby zapewnić 300 mld metrów sześc. rocznie dodatkowej produkcji.
 

[5] Np. według prognoz MAE wzrost importu gazu w UE wyniesie w latach 2020–2030 od 40 do 90 mld metrów sześc.

[6] W latach 2000–2008 wydobycie gazu łupkowego w Stanach Zjednoczonych wzrosło prawie dwukrotnie i stanowi obecnie (dane za 2009) 45% produkcji gazu w USA.

[7] Np. w I kwartale 2009 roku w styczniu, kiedy w apogeum konfliktu gazowego rosyjsko-ukraińskiego ceny gazu były najwyższe, błękitne paliwo w transakcjach spotowych (krótkoterminowych lub jednorazowych) kosztowało maksimum 310 USD za 1000 metrów sześc., natomiast surowiec Gazpromu – 430–450 USD. W lipcu–wrześniu 2009 roku ceny gazu na rynku spotowym spadły do 90 USD za 1000 metrów sześc., katarskiego LNG – do 75 USD, a gaz rosyjski w kontraktach długoterminowych kosztował 220–240 USD.

[8] Np. transport gazu gazociągiem South Stream, według kalkulacji niemieckiego koncernu RWE, byłyby ponaddwukrotnie droższy od transportu paliwa przez Ukrainę: ceny przesyłu 1000 metrów sześc. gazu na trasie 100 km wyniosłyby odpowiednio 2,5 USD (Ukraina) i 5,7 USD (SS).

[9] Np. w przypadku nieporozumień z Warszawą Moskwa mogłaby zredukować przesył gazociągiem Jamalskim do ilości niezbędnej Białorusi, a resztę surowca przeznaczonego dla Niemiec przesłać Nord Streamem. Więcej możliwości manipulowania przesyłem dawałby South Stream.

Permalink