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Die Energiewirtschaft am Kaspischen Meer: Enttaeuschte Erwartungen - unsichere Perspektiven

Bearbeiter

 Hella Engerer und Christian von Hirschhausen

Nach dem Zusammenbruch der Sowjetunion haben neben Russland insbesondere die nun souveraenen Staaten Aserbaidschan, Turkmenistan und Kasachstan grosse Hoffnungen auf die Erschliessung und den Export der Erdoel- und Erdgasvorkommen in der kaspischen Region gesetzt. Internationale Energiekonzerne sprachen von einem grossen Potential und kuendigten umfangreiche Investitionsprojekte an; das Kaspische Meer wurde zuweilen als der Golf des 21. Jahrhunderts bezeichnet. Bis jetzt haben sich die Erwartungen keineswegs erfuellt. Die Energieproduktion in den genannten Laendern verharrt nach ihrem Einbruch zu Beginn der 90er Jahre auf niedrigem Niveau. Mittelfristig wird sich an diesem Bild kaum etwas aendern. Die gesicherten Vorkommen an Erdoel in der kaspischen Region erreichen noch nicht einmal die der Nordsee. Voelkerrechtliche Konflikte, darunter der ungeklaerte rechtliche Status des Kaspischen Meeres, verschlechtern zudem die Investitionsbedingungen. Darueber hinaus ist das Problem der Exportwege ungeloest; die Wirtschaftlichkeit der geplanten Routen - sie fuehren zudem ueber politisch instabile Regionen - ist fraglich. Niedrige internationale Energiepreise verschlechtern die Persp ektiven der Energiewirtschaften in der kaspischen Region. Auch wenn im Laufe des vergangenen Jahres das Engagement von auslaendischen Investoren zugenommen hat, ist angesichts der bestehenden Problem e ein Aufbruch am Kaspischen Meer unwahrscheinlich.

Die Ausgangslage: Einbruch der Energieproduktion nach dem Zerfall der Sowjetunion

 Waehrend sowjetischer Zeit war die Erschliessung der Erdoel- und Erdgasressourcen in der kaspischen Region durch die qualitativ hoeherwertigen Vorkommen in Westsibirien verdraengt worden. Dennoch konnten Ende der 80er Jahre die kasachische, turkmenische und aserbaidschanische Republik ihren Primaerenergiebedarf groesstenteils aus eigenen Quellen decken. Sie waren im Unterschied zu anderen Sowjetrepubliken ueberhaupt nicht oder nur bei einzelnen Energietraegern von russischen Energielieferungen abhaengig. Die kasachische Teilrepublik konnte sogar Erdoel und die turkmenische Teilrepublik Erdgas in andere Republiken liefern oder an Drittstaaten netto exportieren. Nach dem Zerfall der Sowjetunion ist im Zuge der Transformation die Energieproduktion in allen Laendern stark zurueckgegangen ( vgl. Tabelle 1). Da der Verbrauch weniger stark abnahm, sind zumeist gleichzeitig die Nettoexporte gesunken. Die nun souveraenen Staaten Aserbaidschan, Kasachstan und Turkmenistan sind nach wie vor kaum von Energieimporten abhaengig. Bei Exporten an Drittlaender sind allerdings insbesondere Kasachstan und Turkmenistan auf das russische Transportsystem angewiesen.

 Russland ist trotz des Produktionsrueckgangs mit einer Foerderung von 570 Mrd. m3 weltweit der groesste Erdgasproduzent und mit einer Foerderung von ca. 306 Mill. t der drittgroesste Erdoelproduzent (vgl. Tabelle 1). Das Land exportierte 1997 netto 191 Mrd. m3 Gas und 178 Mill. t Mineraloel [1]. In Kasachstan erreichte die Produktion von Erdoel mit 25,7 Mill. t Ende 1997 wieder das Niveau von Anfang der 90er Jahre. Bei gesunkenem Inlandsverbrauch konnten die Nettoexporte sogar auf 16,5 Mill. t Mineraloel (1990: 6 Mill. t) ausgeweitet werden. Allerdings ist der Transit ueber das russische Pipelinenetz auf 6 bis 8 Mill. t/Jahr begrenzt [2]. Deshalb wurde Oel auch ueber Aserbaidschan und Georgien zum Schwarzen Meer transportiert. In Turkmenistan fiel die Erdgasgewinnung von nahezu 90 Mrd. m3 (1989) auf nur noch 35 Mrd. m3 (1997). Hiervon wurden 1997 fast zwei Drittel exportiert (1990: 70 Mrd. m3). Die ruecklaeufige Produktion wird neben der Ueberalterung der Anlagen auch auf die eingeschraenkten Moeglichkeiten des Exports an zahlungsfaehige Nachfrager zurueckgefuehrt. Exporte konnten in der Vergangenheit nur ueber russische Pipelines erfolgen [3]. Aserbaidschan war zwar im 19. Jahrhundert eine grosse Oelfoerderregion, weist jedoch heute keine relevanten Foerdermengen mehr auf (1997: 9 Mill. t Erdoel). Seit Herbst 1997 fliesst early oil vom Chiraq-Feld durch die wiedereroeffnete, durch tschetschenisches Gebiet verlaufende Pipeline Baku- Novorossijsk (Russland).

 Insgesamt kann von einem Aufbruch am Kaspischen Meer bislang keine Rede sein. Abgesehen von Russland produzieren die Anrainerstaaten nur geringe Mengen Oel und Gas, die fuer die internationalen Maerkte kaum von Bedeutung sind. In den genannten Laendern hat der Energiesektor indes eine ueber die Eigenversorgung hinausgehende Bedeutung fuer die Gesamtwirtschaft. Er ist der wichtigste Industriezweig. Auf ihn entfielen 1996 in Aserbaidschan mehr als zwei Drittel, in Turkmenistan ueber 55 vH, in Kasachstan reichlich 40 vH und in Russland fast 30 vH der Industrieproduktion [4]. Durch Energieexporte (inkl. Strom und Kohle) werden in Russland ueber 46 vH (1997) und in Kasachstan ein Drittel (1996) der gesamten Exporterloese erzielt [5]. Turkmenistan erwirtschaftet durch Erdgasausfuhren etwa 60 vH (1996) seiner Exporteinnahmen in konvertiblen Waehrungen [6].

 Die Ressourcenfrage: Ist die kaspische Region tatsaechlich der Golf des 21. Jahrhunderts?

 Die Angaben ueber den Umfang der Erdoel- und Erdgasvorkommen in der kaspischen Region divergieren stark. Meist werden die in der kaspischen Region vermuteten Reserven Russlands, Kasachstans, Turkmenistans, Aserbaidschans und des Irans beruecksichtigt [7]. Die als nachgewiesen klassifizierten Erdoelreserven der Region liegen zwischen 2 und 4 Mrd. t, die sicheren Erdgasreserven in einer Groessenordnung zwischen 4,5 und 7 Bill. m3; weitere 23 bis 28 Mrd. t Oel und ca. 8 Bill. m3 Gas gelten als moegliche Ressourcen [8]. In der Region lagern damit nur etwa 2 vH der gesicherten weltweiten Erdoel- und 3 bis 5 vH der Erdgasreserven. Das Kaspische Meer ist also nicht - wie oftmals behauptet - der Golf des 21. Jahrhunderts. Die Erdoelvorkommen erreichen nicht einmal die der Nordsee; auch die Gasvorkommen liegen nur unwesentlich darueber.

 Zur Verteilung der Ressourcen auf die einzelnen Laender und zu den Entwicklungsprojekten liegen nur grobe Angaben vor. Gleichwohl ist festzustellen, dass die Vorkommen in der kaspischen Region fuer Russland und den Iran eine eher untergeordnete Bedeutung haben: Russland soll ueber erkundete Ressourcen in der kaspischen Region im Umfang von rd. 1 Mrd. t Oel verfuegen [9]; dies entspricht etwa einem Siebentel seiner gesicherten Gesamtreserven. Im kaspischen Teil des Irans befinden sich an moeglichen Ressourcen weniger als 2 Mrd. t Oel, waehrend sich die gesicherten Gesamtreserven des Landes auf ca. 13 Mrd. t. Oel belaufen. Auf Kasachstan entfallen von den gesicherten Reserven der kaspischen Region etwa 1,5 bis 2 Mrd. t Erdoel und 1,5 bis 2,3 Bill. m3 Erdgas. Die bedeutendsten kasachischen Lagerstaetten sind die Felder von Tengiz [10] und Karachaganak [11] sowie die Offshore-Ressourcen im noerdlichen Teil des Kaspischen Meeres oestlich der Wolga-Muendung. Geplant ist, die Oelfoerderung ab 2 004 zu erhoehen und ein Niveau von 160 Mill. t zu erreichen [12]. Die Foerderung aus dem Kaspischen Meer soll dabei bis zum Jahr 2004 auf 5 Mill. t und bis zum Jahr 2014 auf 50 bis 60 Mill. t/Jahr erhoeht werden [13]. In Turkmenistan lagert etwa die Haelfte der nachgewiesenen Erdgasreserven. Groessere Vorkommen befinden sich im oestlichen Landesteil im Amudarya- und Murgab-Becken. Von den Offshore-Vorkommen im Kaspischen Meer betrachtet die turkmenische Seite u.a. das Serdar- und Azeri-Feld sowie Teile des Chiraq- Feldes als ihr Eigentum. Das 1993 beschlossene Programm zur Entwicklung des Erdoel- und Erdgassektors sieht erhebliche Steigerungen der Foerderung innerhalb kuerzester Zeit vor. So soll bis zum Jahr 2000 die Foerderung von Gas auf 130 Mrd. m3 zunehmen; das ist das Doppelte des derzeitigen Foerderniveaus. Die Erdoelfoerderung soll sogar auf das Siebenfache (28 Mill. t) steigen [14]. Die Hoechstfoerderung soll einmal 80 Mill. t Oel und 230 Mrd. m3 Gas betragen. Diese Produktionsziele er scheinen aeussert unrealistisch. Aserbaidschan hat etwa 1 Mrd. t nachgewiesene Erdoelreserven. Bis zum Jahr 2010 soll die jaehrliche Produktion auf rd. 47 Mill. t gesteigert werden. Die Erdgasfoerder ung soll um mehr als 10 Mrd. m3 auf 16,5 Mrd. m3 zunehmen; kuenftig soll auch Erdgas exportiert werden [15] Fraglich ist, ob die ehrgeizigen Produktionziele realisiert werden koennen. Da neben Turkmenistan auch Aserbaidschan behauptet, das Serdar- Oelfeld (von aserbaidschanischer Seite Kjapas-Feld genannt) sowie die Felder Azeri und Chiraq laegen auf seinem Territorium, sind vor einer weiteren Erschliessung die Eigentumsrechte am Kaspischen Meere zu klaeren.
 

Die Eigentumsfrage: Kaspisches Meer oder kaspischer See?

Waehrend sowjetischer Zeit wurde der Rechtsstatus des Kaspischen Meeres in zwei Vertraegen aus den Jahren 1921 und 1940 zwischen der UdSSR und Persien geregelt [16] Innerhalb der Union unterlag das Meer dem Unionsrecht, und die einzelnen Teilrepubliken hatten keine Kompetenzen. Nach dem Zerfall der Sowjetunion stellte sich die Frage, wie die Rechte an dem Gewaesser und an den Bodenschaetzen auf die neuen, souveraenen Anrainerstaaten aufzuteilen sind. Eine Rolle spielt hierbei, ob das Kaspische Meer ein offenes Meer oder ein Binnengewaesser ist. Bei Binnenseen kommt u.a. das Prinzip des Kondominiums (gemeinsame Herrschaftsausuebung) in Betracht. Wird das Kaspische Meer hingegen als offenes Meer betrachtet, so liegt unter Beruecksichtigung der Internationalen Seerechtskonvention [17] eine Aufteilung des Gewaessers und der Bodenschaetze nach dem Aequidistanzprinzip nahe.

 Der Konflikt ueber die Eigentumsrechte am Kaspischen Meer brach im Herbst 1994 offen aus [18]. Zu dieser Zeit vertrat Russland die Ansicht, die Kaspik sei ein Binnengewaesser, und daher sei das Prinzip des Kondominiums anzuwenden. Der Grund war, dass bei einer Aufteilung des Kaspischen Meeres keines der erkundeten Felder auf russischem Territorium liegen wuerde [19]. Kasachstan war demgegenueber der Meinung, das Kaspische Meer sei eine offene See und folglich nach dem Aequidistanzprinzip aufzuteilen. Im Fruehjahr 1998 lenkte die russische Seite, die bis dahin zu keinem Kompromiss bereit war, ein . Ende April wurde in einem bilateralen Abkommen zwischen Russland und Kasachstan die Aufteilung des Meeresbodens bei gleichzeitig gemeinsamer Nutzung der Gewaessers festgehalten. Dies ist zwar ein entscheidender Schritt in der Klaerung der Eigentumsfrage. Jedoch findet der zwischen Russland und Kasachstan gefundene Kompromiss nicht die Unterstuetzung der anderen Anrainer [20]. Insbesondere der Iran, der das zunaechst von Russland vertretene Prinzip eines Kondominiums umsetzen moechte, will sich dem bilateralen Vertrag zwischen Russland und Kasachstan nicht anschliessen, sondern besteht auf einer Einigung aller fuenf Anrainerstaaten [21]. Die Haltung des Irans kann letztlich den gefundenen Kompromiss, der zuweilen als Durchbruch in der Eigentumsfrage bezeichnet wurde, noch zum Scheitern brin gen.

 Hinter den oftmals zaehen Verhandlungen ueber die Eigentumsrechte an den Vorkommen im Kaspischen Meer stehen offenbar ueber die Eigentumsfrage hinausgehende Interessen. Russland hat zwar gewisse Vorteile, wenn es Miteigentuemer an den kaspischen Vorkommen wird. Aufgrund seiner sonstigen Ressourcen ist eine Einigung ueber die Eigentumsrechte jedoch nicht draengend. Die russische Seite konnte daher ueber laengere Zeit eine kompromisslose Haltung einnehmen und eine Einigung ueber den Rechtsstatus des Kaspischen Meeres blockieren. Hieraus ergab sich fuer die anderen postsowjetischen Anrainer ein bedeutender Zeitverlust. Die positiven wirtschaftlichen Effekte, die sich die Anrainer von einer forcierten Erschliessung der kaspischen Ressourcen gerade in der Transformationsphase erhofft hatten , konnten nicht realisiert werden.
 

Die Transportfrage: Wo entlang, wie weit, wohin?

Die Erschliessung weiterer Erdoel- und Erdgasvorkommen im kaspischen Raum setzt voraus, dass ein Grossteil der Energie an internationale Maerkte, insbesondere nach West- und Osteuropa sowie Asien, exportiert wird. Dafuer ist die Erweiterung der bestehenden Transportkapazitaeten erforderlich. Aufgrund der bislang einseitigen Abhaengigkeit vom russischen Pipelinenetz haben verschiedene Laender dabei ein Interesse daran, alternative Routen zum Transit durch Russland zu bauen. Einige der bislang diskutierten Trassen fuehren indes durch Krisenregionen wie Tschetschenien und Kurdistan. Die Vorhaben bei Erdoel sind verglichen zu den Erdoelprojekten weiter vorangeschritten. Endgueltige Entscheidungen, welche der Routen fuer den Transport von Erdoel gebaut werden, sind noch nicht getroffen worden (vgl. folgenden Einschub Erdoelpipelines und Abbildung 1).
 

Erdoelpipelines

 1. Kasachstan-Russland (CPC Pipeline) a) Tengiz-Atyrau-Novorossijsk. Das bereits bestehende Teilstueck zwischen Tengiz (Kasachstan) und Komsomol'skaja (Russland) soll ueber Tichoreck bis zum Schwarzmeerhafen Novorossijsk verlaengert werden. Die Verlaengerung wird etwa 2,5 Mrd. US-$ kosten. Die Durchsatzkapazitaet soll 67 Mill. t/Jahr erreichen. Im Jahr 2000 soll ueber die ca. 1500 km lange Pipeline das erste Oel fliessen, dort verschifft und durch den Bosporus weitertransportiert werden. Das Vorhaben, groessere Mengen an Erdoel durch das Nadeloehr Bosporus zu verschiffen, wird von der Tuerkei kritisiert, selbst wenn die freie Durchfahrt durch den Bosporus grundsaetzlich durch den Vertrag von Montreux aus dem Jahr 1936 garantiert wird.

 b) Tengiz-Atyrau-Samara. Es wird ueberlegt, diese bereits bestehende, aber reparaturbeduerftige Leitung zu rekonstruieren und ihre Kapazitaet von 6 Mill./t auf 15 Mill. t/Jahr zu erhoehen. Da nur ein Teil des kasachischen Erdoels ueber Samara in das russische Pipelinenetz eingespeist werden kann, ist weiterhin eine Verschiffung ueber das Schwarze Meer notwendig. 2. Aserbaidschan-Schwarzes Meer/Mittelmeer (AOIC-Main Export Pipeline (MEP)) a) Baku-Grosny-Novorossijsk (AOIC noerdliche Erdoelleitung). Die etwa 1 400 km lange Leitung wurde fuer rd. 55 Mill. US-$ rekonstruiert und Ende 1997 wiedereroeffnet. Ab 2002 sollen jaehrlich etwa 5 Mill. t Erdoel von Baku zum russischen Schwarzmeerhafen Novorossijsk transportiert werden. Die Pipeline verlaeuft auf einem 153 km langen Abschnitt ueber tschetschenisches Gebiet. Aufgrund ungeklaerter Transittarife hatte im Fruehjahr 1998 Tschetschenien der russischen Seite gedroht, den Transit zu unterbrechen. Dies sowie die notwendige Erhoehung der Kapazitaet hat Russland veranlasst, eine Pipeline unter Umgehung tschetschenischen Territoriums durch Dagestan zu bauen.

 b)Baku-Supsa (AOIC westliche Erdoelleitung, Variante 1). Von der geplanten rd. 900 km langen Leitung, ueber die jaehrlich 5 Mill. t Erdoel zum georgischen Schwarzmeerhafen Supsa transportiert werden sollen, existieren bislang nur Teilstuecke. Die Fertigstellung und der Abschluss der notwendigen Reparaturarbeiten ist fuer Herbst 1998 vorgesehen. Die bereits angefallenen Kosten fuer Reparaturen haben mit rd. 590 Mill. US-$ allerdings mehr als das Doppelte der urspruenglich geplanten Summe erreicht. Fraglich ist daher, ob ueber die Fertigstellung hinaus die Kapazitaet der Pipeline erhoeht oder die Baku-Ceyhan-Route gebaut wird. Letzteres wuerde fuer Georgien eine Verringerung der moeglichen Transiteinnahmen bedeuten.

 c)Baku-Ceyhan (AOIC westliche Erdoelleitung, Variante 2). Die Pipeline soll zunaechst der Baku-Supsa-Route folgen, dann aber auf georgischem Territorium in die Tuerkei abzweigen und ueber kurdisches Gebiet zum Mittelmeerhafen Ceyhan verlaengert werden (ca. 1 730 km). Ihre Durchsatzkapazitaet soll 45 Mill. t/Jahr erreichen. Die Kosten werden auf ca. 2,5 Mrd. US-$ veranschlagt. Die im Vergleich zur Baku-Supsa-Route kostspielige Loesung hat den Vorteil, dass der Engpass des Bosporus umgangen werden kann. Fuer den Bau der Pipeline haben sich neben Aserbaidschan, Georgien und der Tuerkei auch die USA ausgesprochen [22]

3.Verschiffung ueber das Schwarze Meer und Umgehung des Bosporus

Um eine Durchfahrt durch den Bosporus zu vermeiden, wird die Verschiffung von Oel ueber das schwarze Meer zu den Haefen Burgas in Bulgarien, Odessa in der Ukraine und Samsun in der Tuerkei diskutiert. Angedacht ist auch eine Verschiffung von Georgien nach Konstanza in Rumaenien. Von den jeweiligen Hafenstaedten soll das Oel durch Pipelines weitergeleitet werden.

 a)Burgas-Alexandroupolis. Fuer den Bau der Pipeline von der bulgarischen Schwarzmeerkueste nach Griechenland besteht eine Absichtserklaerung der beteiligten Laender. Die Baukosten liegen zwischen 650 und 750 Mill. US-$ [23]. Die geplante Kapazitaet belaeuft sich auf 30 bis 40 Mill. t/Jahr.

 b)Odessa-Brody. Die Ukraine bietet an, kaspisches Oel ueber eine 670 km lange Pipeline vom Schwarzmeerhafen Odessa in das westukrainische Brody zu leiten.24 Derzeit wird ueberlegt, die Pipeline sowie einen Oelterminal in Odessa zu bauen [25].

 c) Samsun-Ceyhan. Die Tuerkei hat vorgeschlagen eine 760 km lange Pipeline vom Schwarzmeerhafen Samsun bis zum Mittelmeerhafen Ceyhan zu bauen.

 Angesichts der notwendigen Verschiffung des Erdoels ueber das Schwarze Meer und der mehrmaligen Verladungen ist die Wirtschaftlichkeit der Projekte fraglich. Die russische Seite befuerwortet die Verschiffung und forciert den (Aus-)Bau der genannten Pipelines, um ihre zentrale Rolle als Transitland nicht zu verlieren. Georgien, das selbst nur geringe Energieressourcen hat, erhofft sich von einer Realisierung der Projekte Einnahmen aus dem Transit. Die Verschiffung sowie die Durchfahrt durch den Bosporus kann indes durch den Bau der Baku-Ceyhan-Route vermieden werden. Diese westliche Route ueber Ceyhan wird in Zusammenhang mit Unterwasserpipelines durch das Kaspische Meer diskutiert, welche eine direkte Verbindung zu den Feldern in Kasachstan bzw. Turkmenistan herstellen wuerden.

4.Transkaspische Pipelines

a)Aktau-Baku. Um das kasachische Oel u.a. des Tengiz-Feldes nach Westen zu exportieren, ist eine Verlaengerung der existierenden Pipeline zwischen Tengiz und Uzen' bis zur Hafenstadt Aktau am Kaspischen Meer angedacht. Von dort soll das Oel durch eine Unterwasserpipeline nach Baku transportiert und dann ggf. nach Ceyhan weitergeleitet werden.

 b)Turkmenbasi-Baku. Diese geplante Unterwasserpipeline zwischen der turkmenischen und der Aserbaidschanischen Kueste koennte zusaetzlich zur Pipeline Aktau-Baku gebaut werden. Moeglich ist aber auch, dass das kasachische Teilstueck bis Uzen' nach Turkmenistan verlaengert wird.

 Die Pipelines sollen eine Kapazitaet von etwa 25 Mill. t/Jahr erreichen. Die Kosten werden auf etwa 2,5 Mrd. US-$ veranschlagt. Die Route durch das Kaspische Meer nach Baku und die Weiterleitung nach Ceyhan ist im Vergleich zu anderen Trassen also sehr kostspielig. Hinzu kommt, dass der Bau von transkaspischen Pipelines ein Klaerung der Eigentumsrechte voraussetzt. Der Iran hat sich (unter Hinweis auf oekologische Probleme) gegen die Verlegung transkaspischer Pipelines ausgesprochen und stattdessen den Transit ueber sein Territorium vorgeschlagen. 5.Kasachstan-Turkmenistan-Iran (Persischer Golf) (KTI-Pipeline) (Tengiz-)Turkmenbasi-Insel Kharg. Der Bau einer Pipeline von Turkmenistan in den Iran und weiter zum Persischen Golf (ca. 1500 km) ist bislang nur angedacht. Bei einer Kapazitaet von etwa 15 Mill. t/Jahr wuerde die Pipeline rd. 1,5 Mrd. US-$ kosten. Wird die Verbindungstrasse zwischen Uzen' und Turkmenbasi gebaut, so koennte auch kasachisches Oel von Tengiz ueber Uzen' und Turkmenbasi bis zum Persischen Golf geleitet werden (sogenannte KTI- Pipeline).

6.Turkmenistan-Afghanistan-Pakistan

Chardzhou-Gwadar. Der Bau der etwa 1600 km langen Pipeline zwischen Chardzhou in Ostturkmenistan bis in das westlich von Karachi gelegene Gwadar am Arabischen Meer ist in der Planungsphase. Die etwa 2,5 Mrd. US-$ teure Pipeline soll eine Kapazitaet von 50 Mill. t/Jahr haben. Die Pipeline soll evtl. noerdlich bis nach Usbekistan verlaengert werden. Dass diese Pipeline ueberhaupt das Planungsstadium erreicht hat, ist angesichts des Krisenherds Afghanistan erstaunlich.

7.Kasachstan-China

Aktjubinsk-Xinjiang. 1997 wurde der Bau der 2 850 km langen Pipeline zwischen Kasachstan und Westchina angedacht. Die Baukosten werden auf 3,5 Mrd. US-$ geschaetzt. Nach einer veranschlagten Bauzeit von fuenf Jahren sollen etwa 25 Mill. t/Jahr kasachischen Oels auf den chinesischen Markt fliessen.

 

Die Vorhaben bei Erdgas haben meist Turkmenistan als das an Gas reichste Land im kaspischen Raum zum Ausgangspunkt. Da zwischen Turkmenistan und Russland die Transitfrage noch immer nicht geklaert ist, beziehen sich Projekte haeufig auf den Abtransport turkmenischen Gases unter Umgehung des russischen Pipelinenetzes. Russland versucht gleichzeitig, seine Position als Anbieter auf wichtigen Gasmaerkten zu behalten oder - wie im Falle der Tuerkei - auszubauen [23] Einige der geplanten Erdgasleitungen verlaufen aus Gruenden der Kostenersparnis auf der gleichen Trasse wie projektierte Erdoelpipelines (vgl. folgenden Einschub Erdgaspipelines und Abbildung 2).

Erdgaspipelines

 1.Turkmenistan-Kasachstan-Russland-UkraineTurkmenbasi/Dauletabad-Aleksandrov Gaj-ukrainische Grenze. Diese Route war bis Ende 1997 die einzige Exportroute fuer turkmenisches Gas. Das Erdgas von den turkmenischen Feldern Turkmenbasi und Dauletabad wird ueber Stichleitungen auf turkmenischem Territorium bis zur Hauptleitung zusammengefuehrt. Dann wird das Erdgas ueber Aleksandrov Gaj (Russland) normalerweise westwaerts an die ukra inische Grenze transportiert.

2.Turkmenistan-Iran/Tuerkei

a) Okarem-Kord-Kuy (Grenze Turkmenistan/Iran). Der Bau dieser 200 km langen Verbindungspipeline wurde im Juli 1995 beschlossen und Ende 1997 fertiggestellt. Die Baukosten werden mit 190 Mill. US-$ angegeben. Turkmenistan liefert an den Iran zunaechst 2 Mrd. m3/Jahr. Die Kapazitaet soll auf 12 Mrd. m3/Jahr erhoeht werden. Der Iran hat angeboten, fuer turkmenisches Gas 40 US-$/m3 zu bezahlen; dies ist mehr als Russland derzeit bietet.

 b)Shatlyk-Feld - Iran - Dogubayazit (Grenze Iran/Tuerkei). Die Verbindung zwischen dem Erdgasfeld Shatlyk im Osten von Turkmenistan ueber den Iran in die Tuerkei wurde Ende 1997 beschlossen. Geplant ist, Erdgas von der Tuerkei weiter ueber Bulgarien nach Westeuropa zu liefern. Hierfuer sind u.a. im Iran und der Tuerkei die existierenden Pipelinenetze auszubauen. Die nach dem Ausbau ca. 2200 km lange Pipeline wird eine Kapazitaet von rd. 28 Mrd. m3/Jahr haben. Die Kosten sollen sich auf ueber 3 Mrd. US-$ belaufen.

 Die Route Turkmenistan-Iran/Tuerkei war aufgrund der bestehendem Sanktionen der USA gegen den Iran zwar umstritten; die USA haben den Bau der Pipeline aber letztlich nicht abgelehnt. Der Iran kann allerdings durch eine transkaspische Pipeline umgangen werden.

3.Transkaspische Pipeline

Turkmenbasi-Baku-Ceyhan. Diese Gaspipeline laeuft entlang der vorgeschlagenen Strecke fuer die transkaspische Oelpipeline mit Weiterleitung ueber Baku nach Ceyhan.

 Die Routen durch den Iran sowie das Kaspische Meer stellen eine Umgehung Russlands dar. Die russische Seite hat hierauf mit dem Vorschlag reagiert, eine Pipeline zwischen Russland und der Tuerkei durch das Schwarze Meer zu bauen. 4. Schwarzmeerpipeline (blue stream pipeline) Tuapse-Samsum. Der Bau einer Unterwasserpipeline mit einer Kapazitaet von 16 Mrd. m3/Jahr zwischen der russischen und tuerkischen Schwarzmeerkueste ist in Planung. Derzeit sind allerdings noch erhebliche technische Probleme zu loesen. Die direkte Verbindung wuerde eine deutliche Erhoehung der bisherigen russischen Gaslieferungen (6 Mrd. m3/Jahr) erlauben. Gas wird bislang ueber eine Pipeline von Russland ueber die Ukraine, Rumaenien und Bulgarien in die Tuerkei geleitet. Eine Kapazitaetserhoehung dieser Pipeline ist ebenfalls in Planung.

5.Turkmenistan-Afghanistan-Pakistan

Entlang der geplanten Erdoelleitung soll eine Gaspipeline mit einer Kapazitaet von etwa 20 Mrd. m3 (Baukosten 2 bis 2,5 Mrd. US-$) zwischen Turkmenistan und Pakistan errichtet werden. Das Projekt ist im Zusammenhang mit dem Vorhaben des Irans zu sehen, eine fast 2 000 km lange Gasleitung vom Sueden Irans nach Indien zu bauen.

6.Turkmenistan-Usbekistan-Kasachstan-China-Japan

Diese Pipeline ist das groesste Vorhaben im Zusammenhang mit der Erschliessung kaspischer Ressourcen. Die Laenge der Pipeline betraegt bis China ueber 6 000 km und bis Japan rd. 8 000 km. Die geplante Kapazitaet belaeuft sich auf etwa 30 Mrd. m3/Jahr. Die Baukosten sollen zwischen 12 und 23 Mrd. US-$ liegen.

Viele der Routen fuer den Transport von Erdoel und Erdgas aus der kaspischen Region befinden sich erst in der Planungsphase. Neben wirtschaftlichen Ueberlegungen geht es den beteiligten Staaten auch darum, in der geopolitisch brisanten Region des Kaspischen Meeres Einflusszonen abzustecken. Geopolitische Motive bestimmen auch die Zusammensetzung der internationalen Konsortien, die in den vergangenen Jahren zum (Aus-)Bau der Transportinfrastruktur gegruendet wurden (vgl. Tabelle 2) [24]. In vielen Faellen aenderte sich die Zusammensetzung der Konsortien im Zeitablauf [25]. Auslaendische, darunter US-amerikanische Unternehmen haben sich in der Region inzwischen verstaerkt engagiert. Nachdem im Juli 1997 die USA trotz der bestehenden Sanktionen gegenueber dem Iran den Bau der Erdgaspipeline von Turkmenistan ueber den Iran in die Tuerkei (vgl. unten) nicht abgelehnt haben, kommt der Iran grundsaetzlich als Transitland in Betracht. In diesem Zusammenhang ist auch die inzwischen einlenkende Haltung Russlands in der Eigentumsfrage zu sehen. Offenbar geht es der russischen Seite mittlerweile weniger um direkte Eigentumsrechte am Kaspischen Meer als um die Beteiligung russischer Unternehmen bei der Erschliessung von Ressourcen auf dem Territorium anderer Anrainerstaaten. Darueber hinaus moechte Russland seine bisherige Vorrangstellung hinsichtlich des Transports behalten.

 Ueber die kaspische Region hinaus wurden auch in jenen Laendern, die fuer den Transit von Energie u.a. in die Tuerkei und nach Westeuropa von Bedeutung sind, Einflusssphaeren abgesteckt, indem neue Unternehmen gegruendet oder die Beteiligungsverhaeltnisse bestehender Energiebetriebe veraendert wurden. Dies gilt u.a. fuer suedosteuropaeische Laender (z.B. Bulgarien), die zwar langfristig auf eine Diversifizierung ihrer Bezuege setzen, bislang jedoch noch auf Energielieferungen aus der Sowjetunion angewiesen sind. Im Falle Bulgariens hat der russische Gaskonzern Gazprom die Konditionen weiterer Erdgaslieferungen und den Abschluss langfristiger Transitvertraege von einer vollstaendigen Uebernahme des Transitunternehmens Topenergo abhaengig gemacht[26].

 Die Wirtschaftlichkeitsfrage: Sind die Vorkommen international wettbewerbsfaehig?

 Fuer eine Einschaetzung der Wirtschaftlichkeit einzelner Erdoel- und Erdgasprojekte im kaspischen Raum muss die internationale energiewirtschaftliche Lage beruecksichtigt werden. Die Lage auf den Erd oelmaerkten ist Mitte 1998 durch einen Angebotsueberhang gekennzeichnet: Sinkende Nachfrage als Folge der Asienkrise sowie steigendes Angebot (Irak sowie einige Nicht-OPEC-Laender) fuehrten zu historisch niedrigen Oelpreisen. Der juengsten verfuegbaren Prognose der Petroleum Economics Ltd. zufolge ist auch mittelfristig nicht mit einem signifikanten Anstieg der Oelpreise zu rechnen [27]. Der Preisrueckgang hat bereits einen Teil der russischen Oelindustrie in die roten Zahlen getrieben und die Hoffnung zunichte gemacht, die russische Wirtschaft koenne auf einen rohstoffgestuetzten Wachstumspfad einschwenken [28]. Fuer die Anrainer des Kaspischen Meeres, fuer die Oel- und Gasexporte eine weit groesserer Bedeutung haben, auch wenn sie vergleichsweise geringe Mengen exportieren, stellt sich die Lage noch schwieriger dar. Die Produktionskosten erschlossener Felder duerften aehnlich denen der russischen Vorkommen sein, d.h. zwischen 5 und 10 US-$/Fass liegen; dies ist im internationalen Vergleich relativ hoch [29]. Hinzu kommen die Transport- und Transitkosten, die aufgrund der komplexen Transportwege ueber denen jener Produzenten liegen, mit denen das kaspische Oel im Wettbewerb steht (z. B. Venezuela, Mexiko, Nigeria).

 Neben den reinen Produktionskosten liegen auch die Investitionskosten zur Erschliessung neuer Vorkommen im kaspischen Raum ueber denjenigen vergleichbarer Foerderlaender. Diese Investitionskosten setzen sich zusammen aus den Erkundungs- und Erschliessungskosten sowie den Kosten der notwendigen Transportinfrastruktur. Zu den Erkundungs- und Erschliessungskosten werden sehr unterschiedliche Angaben gemacht, sie duerften jedoch angesichts der einfachen Erreichbarkeit der Vorkommen (geringe Tiefe) und geologischer Formationen nicht ueberdurchschnittlich hoch liegen [30]. Erschwerend kommen jedoch die Kosten der Infrastrukturinvestitionen hinzu: Legt man einen Durchschnitt verschiedener Projekte zugrunde, so duerften sich die Infrastrukturkosten im Bereich 3 500 bis 7 000 US-$ pro Fass und Tag belaufen.34 Damit liegen die gesamten Investitionskosten potentieller Anbieter im kaspischen Raum ueber denen vergleichbarer Konkurrenten. Da die Exportmengen gering sind kann dem Kaspischen Meer auch nicht die Rolle zukommen, als Nicht-OPEC-Region in Krisenzeiten zusaetzliche Kapazitaeten zur Verfuegung zu stellen.

 Weder fuer die EU noch fuer Deutschland sind die in der kaspischen Region geplanten Exportkapazitaeten von strategischer Bedeutung. Die Laender der Europaeischen Union beziehen bereits heute ca. 80 vH ihres Oelverbrauchs aus Drittlaendern. Dieser Anteil kann sich mittelfristig auf 90 vH erhoehen; fuer Deutschland wird mit einem Anstieg der Oelimportabhaengigkeit von derzeit 97 vH auf 99 vH gerechnet [32]. Sowohl die EU als auch Deutschland verfuegen bereits heute ueber eine diversifizierte Importstruktur (Golfregion, Nord- und Westafrika Russland), die sich durch kaspische Oellieferungen nicht wesentlich verbessern wuerde.

 Im Hinblick auf die westeuropaeischen Maerkte weist keines der Gasprojekte besondere wirtschaftliche Perspektiven auf. Dies liegt sowohl an dem hohen Investitionsbedarf als auch an den grossen Entfernungen, die das kaspische Gas auf dem Weg nach Westeuropa zurueckzulegen hat und die zu hohen Transport- und Transitkosten fuehren. Bereits heute liegen die Kosten turkmenischer Exporte frei EU-Grenze mit Abstand ueber denjenigen anderer Laender (Tabelle 3). Die guenstigsten Vorkommen befinden sich in den EU- Anrainerlaendern Algerien und Norwegen (1,06 bis 2,66 US-$/Mbtu). Bereits die russischen Gasexporte nach Mittel- und Westeuropa sind mit 3,22 bis 3,37 US-$/Mbtu weit teurer. Saemtliche turkmenischen Gasprojekte bewegen sich noch oberhalb der russischen Kosten (4,25 bis 4,49 US-$/Mbtu). Selbst fuer den Fall, dass die turkmenischen Produktionskosten noch gesenkt werden koennten, verbleibt ein signifikanter Kostennachteil. Dieser haengt also nicht, wie oftmals von turkmenischer Seite behauptet, mit der Diskriminierung durch Russland bei den Transitpreisen zusammen, sondern mit der grossen Entfernung (Tabelle 3).

 Die Gasvorkommen im kaspischen Raum koennten fuer Westeuropa allenfalls als Ersatzreserve von Interesse sein. Auch hiergegen sprechen jedoch die geringen Mengen an aktuellem und kuenftigem Exportpotential [33]. Auch das Argument, Westeuropa koenne durch kaspisches Gas seine Energieversorgung diversifizieren, trifft nicht zu, da es sich um eine nur indirekt zugaengliche und politisch riskante Versorgung handelt. Die kaspischen Oel- und Gasvorkommen werden daher voraussichtlich weder fuer die deutsche noch die EU-Energiepolitik eine Rolle spielen. Anders kann sich die Situation fuer die Laender Suedosteuropas darstellen, die noch weitgehend auf russische Energielieferungen angewiesen sind. Angesichts geringerer Transportkosten koennte Energie aus dem kaspischen Raum fuer Laender wie die Tuerkei, Bulgarien, Rumaenien oder die Ukraine zunehmende Bedeutung erlangen. Allerdings weist keines der potentiellen Abnehmerlaender ausreichend hohe Nachfragevolumina auf. Auch verfuegen sie nicht ueber genuegend Investitionsmittel, sich in der Region stark zu engagieren. Eine kaspisch-suedosteuropaeische Zusammenarbeit im Energiebereich wird sich daher auf wesentlich geringere Mengen beschraenken, als sie derzeit verhandelt werden.

Die kaspische Region: Ein zukuenftiger EU-Nachbar

Die Hoffnungen der Anrainerstaaten des Kaspischen Meeres auf eine rasche Erschliessung ihrer Erdoel- und Erdgasvorkommen haben sich nicht erfuellt. Weder erreicht der Umfang der Reserven die noch Anfang der 90er Jahre behauptete Groessenordnung, noch wurde in den vergangenen Jahren tatsaechlich mit einer Erschliessung begonnen. Bislang haben vor allem einige wenige Grossprojekte zur Entwicklung von Feldern und zum Ausbau der Transportwege die Aufmerksamkeit auf sich gezogen. Viele der Projekte befinden sich erst im Planungsstadium. Es ist anzunehmen, dass die meisten Projekte wegen ungenuegender Wirtschaftlichkeit und politischer Instabilitaet nicht realisiert werden. Das Wirtschaftswachstum in den betreffenden Laendern wird sich daher nicht auf die Erschliessung und Vermarktung der Energievorkommen stuetzen koennen. Fuer Westeuropa liegt die Bedeutung des Kaspischen Meeres weder in zusaetzlichen Liefermengen, noch in der Diversifizierung der Energieversorgung. Vielmehr gewinnt die Zusammenarbeit mit der Region durch die Osterweiterung der EU auch unabhaengig vom Energiesektor groessere Bedeutung.

[1] Brutto wurden nahezu 110 Mill. t Mineraloel und 121 Mrd. m3 Erdgas in Laender ausserhalb der ehemaligen Sowjetunion exportiert. Vgl. Gosudarstvennyj Komitet Rossijskoj Federacii po Statistike: Soci al'no- ekonomiceskoe polozenie, janvar' 1998 goda, Moskau 1998, S. 106 f.

[2] Vgl. Petroleum Economist, January 1997, S. 34.

[3] Die russische Seite leitet seit 1995 turkmenisches Erdgas nicht mehr nach Westeuropa, sondern ausschliesslich an die wenig zahlungskraeftigen Nachfolgestaaten der Sowjetunion durch. Angesichts von Zahlungsrueckstaenden weigerte sich Turkmenistan Anfang 1997, Erdgas weiterhin an Nachfolgestaaten zu exportieren. Eine Einigung zwischen Russland und Turkmenistan ueber den Ankaufpreis von turkmenischem Gas bzw. die Hoehe des Transittarifs sowie die Transitroute konnte bislang nicht erzielt werden.

[4] Mezgosudarstvennyj Statisticeskij Komitet Sodruzestva Nezavisimych Gosudarstv: Sodruzestvo Nezavisimych Gosudarstv v 1996 godu, Statistizeskij ezegodnik, Moskau 1997, S. 31.

[5] Vgl. Goskomstat Rossii: Social'no-ekonomiceskoe polozenie Rossii, janvar' 1998 goda, Moskau 1998, S. 103; Kasachstan Economic Trends, Quarterly Issue (July-September 1997), S. 128.

[6] Vgl. European Bank for Reconstruction and Development: Transition Report Update April 1997, S. 57.

[7] Mitunter werden allerdings auch die Vorkommen in Usbekistan, das kein Anrainer des Kaspischen Meeres ist, hinzugerechnet. Usbekistan verfuegt ueber geringe Oelreserven und ueber gesicherte Erdgasreserven von rd. 2 Bill. m3. Vgl. US-Energy Information Administration: Caspian Sea Region, Oktober 1997 (www.eia.doe.gov/emeu/cabs/caspian.html).

[8] Vgl. The Economist vom 7. Februar 1998, S. 5 f.; US-Energy Information Administration: Caspian Sea Region, a.a.O.; Izvestija vom 1. April 1998, S. 1.

[9] Izvestija vom 1. April 1998, S. 1.

[10] Tengiz gilt als das groesste unerschlossene Oelfeld der Welt. Die oekonomisch abbaubaren Vorkommen sollen sich auf etwa 1 Mrd. t Oel belaufen.Vgl. Matthey J. Sagers: The Oil Industry in the Southern-Tier Former Soviet Republics, in: Post-Soviet Geography, 35/5, S. 275.

[11] Das Feld von Karachaganak ist eine Erweiterung des russischen Orenburgvorkommens. Das auf kasachischem Gebiet gefoerderte Erdgas wurde bislang vollstaendig nach Orenburg exportiert.

[12] Finansovye Izvestija vom 14. April 1998, S. 5.

[13] vwd-Russland vom 3. Februar 1998, S. 4.

[14] Fuer 2004 ist geplant, eine Foerderung von 60 Mill. t Oel und 200 Mrd. m3 Gas zu erreichen. Vgl. Matthey J. Sagers: The Oil Industry in the Southern-Tier Former Soviet Republics, a.a.O., S. 293.

[15] Vgl. United Nations Economic Commission for Europe: Economic Survey of Europe, Nr. 1, New York und Genf 1998, S. 182.

[16] Es ging hierbei lediglich um Fragen des Fischfangs und der Schiffahrt; auch wurde bestimmt, dass dritte Staaten keine Rechte am Kaspischen Meer beanspruchen koennen. Eine Aufteilung der Ressourcen wurde aber nicht vorgenommen. Die UdSSR betrachtete als Grenze zum Iran die Linie zwischen Astara (heutiges Aserbaidschan) und Gasan-Kuly (heutiges Turkmenistan) und fasste den noerdlich davon liegenden Teil als Territorium der Sowjetunion auf. Vgl. zum eigentumsrechtlichen Status des Kaspischen Meeres insbesondere Henn-Jueri Uibopuu: Das Kaspische Meer und das Voelkerrecht, in: Recht in Ost und West, 39/7, S. 201 ff.; Friedemann Mueller: Die Region des Kaspischen Meeres -Energiereichtum und Geopolitik, in: Osteuropa- Wirtschaft, 41/3, S. 272 f.

[17] Die Seerechtskonvention von 1982 regelt neben der Hoheitszone der Kuestengewaesser (bis zu 12 Meilen) auch die exklusive Wirtschaftszone (200-Meilen-Zone). Allerdings hat das Kaspische Meer ohnehin nur eine Breite von etwa 200 Meilen.

[18] Der Anlass hierfuer war, dass Aserbaidschan mit einem westlichen Konsortium sowie dem russischen Erdoelunternehmen Lukoil einen Vertrag ueber die Erschliessung von Offshore-Feldern geschlossen hatte. Daraufhin intervenierte Russland und erklaerte unter Berufung auf die russisch- persischen Abkommen, dass ein Alleingang eines Anrainerstaates bei der Ausbeutung der kaspischen Ressourcen nicht moeglich sei.

[19] Im Oktober 1994 begruendete Russland vor den Vereinten Nationen seine Ansicht, das Kaspische Meer sei ein Binnengewaesser, offiziell mit der fehlenden Verbindung des Kaspischen Meeres zur Hohen See. Noch Ende 1996 schlug Russland vor, die Zone des Kuestengewaessers von bislang 10 auf 45 Meilen auszudehnen und ausserhalb dieser Zone das Kaspische Meer gemeinsam zu nutzen.

[20] Turkmenistan hatte sich zunaechst der kasachischen Haltung angeschlossen, dann aber voruebergehend den russischen Vorschlag einer 45- Meilen-Zone unterstuetzt. Infolge eines im Juli 1997 geschlossenen, kurz darauf aber annullierten Vertrags zwischen Aserbaidschan und Russland zur Ausbeutung des etwa 180 km vor Baku, aber nur 100 km vor der turkmenischen Kueste liegenden Serdar-Feldes, war Turkmenistan wieder eher bereit, den kasachischen Vorschlag aufzugreifen. Aserbaidschan unterstuetzt den urspruenglich kasachischen Vorschlag einer Aufteilung von Meeresboden und Gewaesser und schliesst sich daher dem Abkommen zwischen Russland und Kasachstan nicht direkt an.

[21] RFE/RL Newsline vom 27. April 1997.

[22] Eine alternative Trassenfuehrung in die Tuerkei fuehrt von Baku ueber armenisches Territorium. Diese Route wird aufgrund der regionalen Konflikte als problematisch angesehen. Die Trasse koennte allerdings die Nagorny Karabach-Region suedlich umgehen und auch die aserbaidschanische Enklave Nachitschevan bei einer Trassenfuehrung durch den Iran meiden. Die Route durch Armenien wird derzeit nicht mehr diskutiert.

[23] Die Tuerkei foerdert nur in geringem Umfang selbst Erdgas und ist auf Importe angewiesen. Der tuerkische Gasverbrauch soll sich bis zum Jahr 2010 verdreifachen oder sogar vervierfachen und dann etwa 32 bis 52 Mrd. m3/Jahr erreichen. Financial Times vom 31. Maerz 1998, S. 28.

[24] Im Falle von AIOC (Azerbaijdshan International Oil Consortium) verhinderte die amerikanische Seite die von Aserbaidschan vorgesehene Beteiligung des Irans und setzte eine Beteiligung der Tuerkei durch. Auch in Zukunft sind Veraenderungen in der Zusammensetzung der bestehenden Konsortien nicht auszuschliessen.

[25] Ein Fall ist der des Caspian Pipeline Consortium (CPC). Bei seiner Gruendung 1992 waren an CPC lediglich die Staaten Russland, Kasachstan und Oman beteiligt. Das US-amerikanische Unternehmen Chevron schloss ein Jahr spaeter mit Kasachstan einen Vertrag ueber die Erschliessung des Tengiz- Feldes, trat aber dem Konsortium zum Bau der Pipeline Tengiz-Novorossijsk nicht bei, da ihm eine zu geringe Beteiligung geboten worden war. Chevron gruendete 1993 zur Entwicklung des Tengiz-Feldes vielmehr das Konsortium Tengizchevroil, dem von der russischen Seite fuer den Export indes nur eine Transitkapazitaet in Hoehe von 3 Mill. t Erdoel pro Jahr gewaehrt wurde. Das Konsortium suchte daher zunaechst nach Transportmoeglichkeiten unter Umgehung Russlands. Ende 1996 haben dann aber Russland, Kasachstan und der Oman ihre Beteiligung an CPC auf 50 vH reduziert. Die restlichen 50 vH der Anteile wurden auf acht Unternehmen, darunter Chevron sowie das russische Unternehmen Rosneft', aufgeteilt.

[26] An Topenergo waren zuvor neben Gazprom das staatliche bulgarische Unternehmen Bulgargaz sowie zwei private Firmen beteiligt. Vgl. Neue Zuercher Zeitung vom 23. Maerz 1998.

[27] Petroleum Economics Ltd.: Long Term Oil and Energy Outlook to 2015, London, Februar 1998, wiedergegeben innerhalb eines Vergleichs von Oelpreisszenarien in: US-Energy Information Administration: The World Oil Market (www.eia.doc.gov/oiaf/ieo98/oil.html), Tabelle 14.

[28] Vgl. Die wirtschaftliche Lage Russlands - Wirtschaftliche Wende bedenklich verzoegert. Deutsches Institut fuer Wirtschaftsforschung, Berlin, Institut fuer Weltwirtschaft an der Universitaet Kiel, Institut fuer Wirtschaftsforschung Halle. In: Wochenbericht des DIW, Nr. 18/1998.

[29] IEA: Energy Supply Outlook, Paris 1996, S. 63. Fuer Kasachstan werden Gesamtkosten inklusive Transport von 90 bis 100 US-$/t (13 bis 14 US- $/Fass) berichtet, vgl. Panorama vom 17. April 1998, S. 9 .

[30] Sie werden auf ca 20 US-$ pro Tonne gesicherter Reserven geschaetzt. Fuer die Foerderung von 1 Mrd. t gesicherter Reserven im Tengiz-Becken (Kasachstan) werden z.B. Gesamtkosten von 20 Mrd US-$ genannt; fuer das Gueneshli-Feld in Aserbaidschan werden fuer 350 bis 500 Mill. t Investitionskosten von 7,8 Mrd. US-$ angegeben, fuer die Gesamtheit der AIOC-Felder (ca 600 Mill. t) 8 Mrd. US-$. Vgl. Matthew J. Sagers,: The Oil Industry in the Southern-Tier Former Soviet Republics, a.a.O., S. 275; Friedemann Mueller: Die Region des Kaspischen Meeres - Energiereichtum und Geopolitik, a.a.O., S. 2 96; Handelsblatt vom 5. Januar 1998, S. 20.

[31] Die untere Grenze ergibt sich fuer die Transportstrecke 2c (Baku- Ceyhan), der obere Wert fuer die Strecke Kasachstan-Russland-Bulgarien- Griechenland (1a und 3a). Zum Vergleich: Die Investitionskos ten fuer eine Kapazitaet von einem Fass pro Tag lagen 1996 im Irak bei 500 US-$, in Saudi-Arabien bei 2 500 US-$ und in Venezuela bei 5 000 US-$, vgl. IEA, a.a.O., S. 62.

[32] Nach einer Prognose der Europaeischen Kommission, GD XVII: Die Energie in Europa bis zum Jahre 2020, Bruessel 1996.

[33] Derzeit betraegt das Exportpotential ca. 20 Mrd. m3. Zum Vergleich: Die EU importierte 215 Mrd. m3 bei einem Verbrauch von 500 Mrd. m3.

  

                                                                             
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Tabelle 1                                                                       
Produktion, Nettoexport und Inlandsverbrauch 1990 bis 1997  (1)                 
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                   1990    1991    1992    1993    1994    1995    1996    1997 
                                        Mineraloel (Mill. t)                    
Russland                                                                        
 Rohoelproduktion 516.2   461.1   396.4   354.4   317.8   307.0   301.0   305.8 
 Nettoexport      257.5   186.6   162.6   149.9   165.6   159.4   174.0   178.4 
 Inlandsverbrauch 258.7   274.6   233.8   204.5   152.2   147.6   127.0   127.4 
Kasachstan                                                                      
 Rohoelproduktion  25.8    26.6    25.8    23.0    20.3    20.5    23.0    25.7 
 Nettoexport       -1.7     3.9     3.9     7.2     6.3    10.2    16.5    16.5 
 Inlandsverbrauch  27.5    22.7    21.9    15.8    14.0    10.3     6.5     9.2 
Turkmenistan                                                                    
 Rohoelproduktion   5.7     5.4     5.2     4.9     4.4     4.7     4.4     4.5 
 Nettoexport        2.6     2.1     0.2     0.8     0.7     0.3     0.3     0.3 
 Inlandsverbrauch   3.1     3.3     5.0     4.1     3.7     4.4     4.1     4.2 
Aserbaidschan                                                                   
 Rohoelproduktion  12.5    11.7    11.1    10.3     9.6     9.2     9.1     9.0 
 Nettoexport        3.1     2.5     4.0     2.8     2.1     0.9     1.2     1.5 
 Inlandsverbrauch   9.5     9.2     7.1     7.5     7.5     8.3     7.9     7.5 
                                        Erdgas  (Mrd. cbm)                      
Russland                                                                        
 Produktion       640.5   643.0   640.4   618.3   607.3   595.0   601.0   570.0 
 Nettoexport      131.8   103.8   172.0   160.3   174.4   182.2   188.5   190.9 
 Inlandsverbrauch 508.7   539.2   468.4   458.0   432.9   412.8   412.5   379.1 
Kasachstan                                                                      
 Produktion         7.1     7.9     8.1     6.7     4.5     5.9     6.4     6.1 
 Nettoexport       -5.9    -5.9    -6.0    -4.2    -4.4    -4.4    -4.5    -4.5 
 Inlandsverbrauch  13.0    13.8    14.1    10.9     8.9    10.3    10.9    10.6 
Turkmenistan                                                                    
 Produktion        87.8    84.3    60.1    65.3    35.7    32.3    35.2    35.0 
 Nettoexport       71.9    70.0    51.8    48.1    27.2    25.7    24.0    23.0 
 Inlandsverbrauch  15.9    14.3     8.3    17.2     8.5     6.6    11.2    12.0 
Aserbaidschan                                                                   
 Produktion         9.9     8.6     7.9     6.8     6.4     6.6     6.3     6.3 
 Nettoexport       -8.4    -8.4    -3.8    -2.3    -2.0     0.0     0.0     0.0 
 Inlandsverbrauch  18.3    17.0    11.7     9.1     8.4     6.6     6.3     6.3 
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(1) Ohne Lagerbestandsveraenderungen.                                           
Quelle: Datenbank Energie-Osteuropa des DIW.                                    
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Tabelle 4                                                                       
Kosten fuer Gaslieferungen nach Westeuropa (in US$/Mbtu) (1)                    
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Ursprungsland und Transportroute           Prod.- Transp.-.(2) Transit- Gesamt- 
                                          kosten  kosten       kosten   kosten  
                                                               (frei EU-Grenze) 
Niederlande: Groningen (3)                      0.10     0.15     0.00     0.25 
Algerien: Transmed - Italien                    0.50     0.45     0.11     1.06 
Norwegen: Ekofisk-Emden                         1.00     0.34     0.00     1.34 
Algerien: Maghreb - Spanien                     0.50     0.75     0.14     1.39 
Norwegen: Troll - Emden                         1.20     0.76     0.00     1.96 
UK: Interconnector - Seebruegge                 1.50     0.60     0.00     2.10 
Russland: Westsibirien - Deutschland            0.50     1.88     0.84     3.22 
Russland: Jamal-Deutschland (4)                 0.75     1.98     0.64     3.37 
Turkmenistan: Pipeline durch Tuerkei (4)        0.50     1.88     2.00     4.38 
Turkmenistan: Pipeline Russland-Deutschland     0.50     1.99     2.00     4.49 
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(1) Mbtu = Million British Thermal Units, 1 Mbtu entspricht 25 kg               
Rohoelaequivalent.                                                              
(2) Bei interner Verzinsung von 10vH.                                           
(3) Frei Grenze zum Nachbarland.                                                
(4) In Planung.                                                                 
Quelle: IEA: Oil, Gas & Coal Supply Outlook, Paris 1996.                        
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Wochenbericht 24/98