В КОНТЕКСТЕ АЗЕРБАЙДЖАНА

 На освобожденных в течение 44 дней территориях Карабаха, сейчас активно возводится инфраструктура, необходимая для возвращения населения и построения экономики, в том числе в аграрной сфере. На эти земли привлекаются инвестиции с высоким технологическим потенциалом с целью создания производств с высокой добавленной стоимостью, ориентированных на экспорт, и обеспечения граждан постоянными рабочими местами. Возрождение опустошенных земель рассматривается в контексте развития экономики Азербайджана.  Программа “Стратегия социально-экономического развития Азербайджанской Республики на 2022-2026 годы”, утвержденная президентом Ильхамом Алиевым, подразумевает активную реинтеграцию Карабахского экономического региона и Восточно-Зангезурского экономического региона в азербайджанскую экономику.

Президент Ильхам Алиев 7 июля подписал распоряжение о разделении Азербайджана на зоны экономических регионов. Согласно распоряжению, их количество возросло с 11 до 14.  Баку - столица страны - был выделен в отдельный экономический регион. Таким образом были созданы Карабахский и Восточный Зангезурский экономические регионы. В Карабахский экономический регион входят следующие города: Ханкенди, Агджабеди, Агдам, Барда, Физули, Ходжалы, Ходжавенд, Шуша, Тертер. В распоряжении указывается, что с целью обеспечения восстановления и стремительного развития древнего края, обладающего богатым культурным историческим наследием и живописной природой, было принято решение о создании этого региона.

Другой, недавно созданный Восточный Зангезурский район охватывает освобожденные территории: Джебраил, Кельбаджар, Губадлы, Лачин и Зангилан. Эти города находятся в восточной части Зангезурского плато, окруженного Зангезурским горным хребтом и простирающимся по обширной территории от Лачина с Кельбаджаром до Нахчывана, расположенного на границе с Арменией. Напомним, что эти территории исторически располагались в одном районе. В течение многих лет они считались частью Зангезурского района, созданного в 1861 году, и были связаны традиционными социально-экономическими, историческими и культурными отношениями. Этот факт и обусловил необходимость объединения в один экономический регион.

Экономика региона

Согласно Стратегии, особое внимание будет уделено производству качественных товаров и услуг, что позволит ускорить интеграцию экономики Азербайджана в глобальную цепочку добавленной стоимости. В рамках документа намечаются также меры по расширению ненефтегазового экспорта и дальнейшей его диверсификации для того, чтобы в 2026 году его годовой объем вырос на 85% по сравнению с показателями 2021 года.

 В целях содействия экспортно-ориентированному экономическому развитию страны также разработан проект Национальной экспортной стратегии. В рамках стратегии определены порядка 120 продуктов с высоким экспортным потенциалом, ориентированных более чем на 20 целевых рынков. При этом в фокусе внимания остаются и другие потенциальные секторы или рынки, на которые будут ориентироваться местные экспортеры.

Согласно Стратегии, экономика  будет развиваться в регионе по “умным” бизнес-моделям, использующим производства замкнутого цикла. С другой стороны, местные полезные ископаемые будут включены в оборот в рамках государственно-частного партнерства. Также государство уделит внимание развитию туристического потенциала Карабаха и восточного Зангезура с уникальными и конкурентоспособными услугами.

Параллельно с проведением инфраструктуры в регионе будут создаваться торгово-сервисно-логистические центры и индустриальные парки с современной производственной инфраструктурой, которые будут поддерживать частные бизнес-инициативы. Предприниматели получат освобождение от налоговых и таможенных сборов, а также доступ к льготным кредитам и страхованию инвестиций.

Еще одно направление развития освобожденных территорий – создание экологически чистых и экономически эффективных возобновляемых источников энергии в соответствии с концепцией “зеленой энергетической зоны”. Итоговая цель всех работ – постоянный рост доли Карабаха и Восточного Зангезура в азербайджанском производстве, экспорте и занятости.

Гидроэнергетика региона

Ранее из-за 30-ти летней оккупации в Карабахе было закрыто почти 7000 предприятий. Они обеспечивали 24% доходов от зерновых культур, 41% производства вина, 46% - картофеля, 18% - мясной продукции, 34% - молочной продукции. На ранее оккупированных территориях имеются различные богатые залежи полезных ископаемых, таких как золото, медь, ртуть, хромит, свинец, цинк.

Хотя за время оккупации доля региона в общем ВВП Азербайджана снизилась до 0,1%, но в ближайшем будущем в Джебраильском, Кяльбаджарском, Губадлинском, Лачинском и Зангиланском районах станет возможной реализация производства сельскохозяйственной и промышленной продукции на сумму 1,76 миллиарда долларов.

Освобожденные территории также обладают значительным потенциалом возобновляемых источников энергии, особенно гидроэнергетики. В Карабахе образуется около 2,56 миллиарда кубометров воды, или 25% местных водных ресурсов Азербайджана, что создает возможности для создания гидроэлектростанций (ГЭС). Во время 44-дневной войны Азербайджан получил контроль над ГЭС. Многие из этих электростанций были реконструированы, а на других продолжаются восстановительные работы. Карабах также обладает значительным потенциалом в отрасли солнечной и ветровой энергии. По предварительным оценкам Международного агентства по возобновляемым источникам энергии, освобожденные районы обладают потенциалом более 4000 мегаватт солнечной энергии и до 500 мегаватт энергии ветра. Кяльбаджарский и Лачинский районы обладают большим потенциалом энергии ветра, в то время как Зангиланский, Джебраильский и Физулинский богаты потенциалом солнечной энергии.

Одним из основных направлений программы восстановления освобожденных территорий является создание комплексной транспортной инфраструктуры. Международный аэропорт Физули, первый аэропорт в Карабахе, уже построен и проведены пробные полеты, взлетно-посадочная полоса этого аэропорта имеет 3000 метров в длину и 60 метров в ширину. Помимо этого, были заложены фундаменты двух других международных аэропортов в Зангиланском и Лачинском районах Карабаха.  Азербайджан также начал работу по восстановлению и расширению сети местных автомобильных и железных дорог на освобожденных территориях: некоторые магистрали уже введены в эксплуатацию. Они позволят добраться до Карабаха как с северного и южного, так и восточного направлений, и тем самым превратят его в один из перспективных экономических перекрестков Закавказья.

 IN THE ECONOMIC CONTEXT OF AZERBAIJAN

The construction of the infrastructure necessary for the population’s return and building of the economy, including in the agricultural sector, is now actively running in the Karabakh territories liberated within 44 days. Investments with a high technological potential are attracted to these lands in order to create high-value-added and export-oriented industries, and provide citizens with permanent jobs. The revival of the devastated lands is considered in the context of development of Azerbaijan’s economy. The «2022-2026 Strategy of Socio-economic Development of the Azerbaijan Republic», approved by President Ilham Aliyev, implies the active reintegration of the Karabakh and East Zangezur economic regions into the Azerbaijani economy.

On July 7, President Ilham Aliyev signed a decree on the new division of economic regions in Azerbaijan. According to the decree, their number rose from 11 to 14. Baku, the country’s capital, was identified as a separate economic region. Thus, established were the Karabakh and East Zangezur economic regions. The Karabakh economic region has included the following cities: Khankendi, Agjabedi, Agdam, Barda, Fuzuli, Khojaly, Khojavend, Shusha, Terter. The decree states that a decision to create this region was passed in order to ensure the restoration and rapid development of the ancient land which has a rich cultural and historical heritage and picturesque nature.

The other recently established East Zangazur district includes liberated territories such as Jebrail, Kalbajar, Gubadly, Lachin and Zangilan. These cities are located in the eastern part of the Zangezur plateau surrounded by the Zangezur mountain range and extending over a vast territory from Lachin and Kelbajar toward Nakhchivan located on the border with Armenia. It is worth reminding that these territories were historically located within a single area. For many years they were considered a part of the Zangezur district established in 1861, and were linked by traditional socio-economic, historical and cultural relations. This fact intensified the need for uniting into a single economic region.      

 region’s economy

According to the strategy, special attention will be paid to the production of high-quality goods and services, which will accelerate the integration of Azerbaijan’s economy into the global value chain. The document also outlines measures to expand non-oil and gas export and further diversify it so that to have its annual volume increased by 85% in 2026, compared to 2021 figures. A draft national export strategy has also been worked out in order to promote the export-oriented economic development of the country. About 120 high export potential products, focused on more than 20 target markets, have been identified under the strategy. At the same time, remaining in the focus are other potential sectors or markets that local exporters will target.

According to the Strategy, the economy will develop in the region in compliance with the «smart» business models using closed-cycle production. On the other hand, local minerals will be included into the turnover within the framework of the public-private partnership. The state will also focus on the development of the tourism potential of Karabakh and East Zangezur.

In parallel with the infrastructure construction, there will be trade, service, logistics centers and industrial parks created in the region. They will have modern production infrastructure and support private business initiatives. Entrepreneurs will receive exemption from tax and customs duties, as well as access to preferential loans and investment insurance.

Another direction of development of the liberated territories is the creation of environmentally friendly and cost–effective renewable energy sources in accordance with the “green energy zone” concept. The final goal of all the works is the constant growth of the share of Karabakh and Eastern Zangezur in Azerbaijani production, exports and employment.

Region’s hydropower industry 

Earlier, almost 7000 enterprises were closed down in Karabakh due to the 30-year occupation. They provided 24% of income from grain crops, as well as accounted for 41% of wine production, 46% of potatoes, 18% of meat products and 34% of dairy products. In the territories, which used to be under occupation, there are various rich deposits of minerals, such as gold, copper, mercury, chromite, lead and zinc.

Although the share of the region in the total GDP of Azerbaijan has decreased down to 0.1% during the occupation, in the near future it will be possible to sell agricultural and industrial products worth $1.76 billion in the Jabrayil, Kalbajar, Gubadli, Lachin and Zangilan districts.

The liberated territories also have significant potential for renewable energy sources, especially hydropower. About 2.56 billion cubic meters of water, or 25% of Azerbaijan’s local water resources, are formed in Karabakh, which creates opportunities for the creation of hydroelectric power plants (HPPs). Azerbaijan gained control of the hydroelectric power plants during the 44-day war. Many of these power plants have been reconstructed, while others are undergoing restoration work. Karabakh also has significant potential in the solar and wind energy industry. According to preliminary estimates of the International Renewable Energy Agency, the liberated areas have a potential of more than 4,000 megawatts of solar energy and up to 500 megawatts of wind energy. Kalbajar and Lachin districts have great potential for wind energy, while Zangilan, Jabrayil and Fuzuli districts are rich in solar energy potential.

Construction of an integrated transport infrastructure is one of the main directions of the program for the restoration of the liberated territories. The Fuzuli International Airport, the first airport in Karabakh, has already been built and test flights have been conducted, the runway strip of this airport is 3,000 meters long and 60 meters wide. Besides, the foundations of two other international airports were laid in the Zangilan and Lachin districts of Karabakh. Azerbaijan has also begun working on the restoration and expansion of the network of local roads and railways in the liberated territories: some highways have already been put into operation. They will make it possible to reach Karabakh from both the northern, southern and eastern directions, and thereby turn it into one of the promising economic crossroads of Transcaucasia.

CaspianEnergy (CE): В условиях высоких цен на нефть и газ, а значит высокого рыночного спроса на них, не означает ли это, что возобновляемые источники энергии при всей их  актуальности потерпели полный коммерческий крах в “битве за рынки”?

Франческо Ла Камера, Генеральный директор Международного агентства по возобновляемым источникам энергии (IRENA):  “Напротив, мы наблюдаем беспрецедентный спрос на возобновляемые источники энергии. Несмотря на глобальные факторы неопределенности, возобновляемая энергетика продолжает неуклонно расширяться и существенно опережает долгосрочную тенденцию. В прошлом году доля в общем объеме расширения мощностей достигла нового рекорда в 81%. Возобновляемые источники энергии конкурентоспособны, в то время как ископаемое топливо становится все более нерентабельным, и существует повышенный риск неприбыльных активов.

Новые отчеты IRENA о затратах показывают, насколько экономически обоснованной стала выработка новых объемов возобновляемой энергии. Две трети новых установленных мощностей возобновляемых источников энергии в 2021 году имели более низкие затраты, чем самый дешевый в мире вариант, работающий на угле, в странах G20. По нашим оценкам, при нынешних высоких ценах на ископаемое топливо мощности возобновляемой энергии, введенные в 2021 году, позволят сэкономить 55 миллиардов долларов США на глобальных затратах на производство энергии в 2022 году. Стремление к возобновляемым источникам энергии невозможно остановить, но мы должны ускорить темпы изменений и расширить масштабы деятельности”.

CE: Насколько взаимосвязаны сегодня новейшие разработки и открытия с экономикой, ее рыночной составляющей?

Франческо Ла Камера: Энергетическое планирование в сочетании с выбором долгосрочных инвестиций имеет решающее значение для учета переменных факторов в энергетичес­кой интеграции. Но существует также потребность в инновациях в области возобновляемых источников энергии. Достижения, которые преодолевают барьеры и ускоряют внедрение возоб­новляемых источников энергии для поддержки энергетического перехода. Мы должны связать инновации с динамичным формированием политики, объединяющей инструменты политики на протяжении всего жизненного цикла технологии. Это означает объединение исследований и разработок для расширения рынков, разработка более интеллектуальных технологий, создание новых типов рыночных инструментов и разработка необходимых бизнес-моделей, которые вводят новых участников в энергетическую систему.

CE: Irena  объявила о поддержке водородных проектов, но они имеют большую энергоемкость для производства, чем отдачу при потреблении, то есть достаточно низкий КПД, какие экологические проблемы можно решить при столь низком КПД, высокой стоимости и кроме того  высоких затратах питьевой воды для катализа?

Франческо Ла Камера: Водород является важным компонентом системы с нулевым энергопотреблением. Это обес­печивает альтернативу декарбонизации секторов, которые трудно электрифицировать, таких как тяжелая промышленность и дальнемагистральный транспорт. Одной из главных проблем, с которыми сегодня сталкивается зеленый водород, является его более высокая стоимость по сравнению с ископаемым топливом и другими альтернативными низкоуглеродными технологиями. Однако я ожидаю, что к 2030 году «зеленый водород» перейдет из категории нишевых в категорию массовых.

Я говорю это потому, что производство зеленого водорода также в настоящее время ограничено несколькими областями применения из-за его высокой стоимости и производственных мощностей. Внедрение новых технологий и инноваций может повысить производительность. Учитывая расширяющиеся электролизные заводы и постоянное снижение стоимости возобновляемой энергии, ожидается, что в течение следующего десятилетия зеленый водород будет иметь стоимость близкую к цене водорода, полученного из ископаемого топлива.

CE: Что по-вашему мнению включает в себя понятие циркулярная экономика? Можно ли ее применить в нефтегазовой сфере, сделав реально нулевыми отходы отрасли и выбросы в окружающую среду? Проводились ли подобные исследования, каковы их результаты?

Франческо Ла Камера: Энергетичес­кий переход должен осуществляться устойчивым образом, в противном случае мы столкнемся с большим количеством выведенного из эксплуатации оборудования для возобновляемых источников энергии.  Циркулярная экономика предос­тавляет уникальную возможность снизить этот риск и получить множество преимуществ.

Разработка продуктов с учетом «конечного срока службы» и циркулярной экономики может устранить отходы и высвободить большой запас сырья и ценных компонентов. Такой подход обеспечит значительные социально-экономические выгоды, рабочие места, экологические выгоды и экономический потенциал. Ключевые действия ведущих отраслевых ассоциаций имеют решающее значение. Правительства также должны сыграть свою роль, внедряя правила обращения с отходами для возобновляемых источников энергии, наряду с инфраструктурой по утилизации отходов.

CE: Будет ли Irena   поддерживать с точки зрения инвестиционной привлекательности объединения энергосетевых рынков с целью их большей когерентности? Например, Израиля с европейским рынком, Катара и Ирана с коридором Север-Юг? Какая работа ведется в этом направлении? 

Франческо Ла Камера: Объединенные энергосистемы и трансграничная торговля электроэнергией открывают большие возможности для оптимизации разнообразных и обильных возобновляемых источников энергии, особенно на региональном уровне. Межсетевые соединения могут обеспечить более широкое использование возобновляемых источников энергии и могут решить проблему изменчивости выработки солнечной и ветровой энергии и связанные с этим проблемы стабильности сети.

Однако создание механизмов трансграничных межсистемных линий является непростой задачей и требует решения ряда сложных вопросов. Однако при наличии общей политической воли это возможно. Существует так много хороших примеров относительно трансграничных энергосистем и региональных энергетических рынков по всему миру, таких как Центральноамериканская интеграционная система и Рынок электроэнергии Северных стран. В качестве примера текущей работы IRENA, как партнер по моделированию, окажет поддержку африканским заинтересованным сторонам в разработке их Континентального генерального плана, определяя наиболее экономически эффективные способы расширения инфраструктуры производства и передачи чистой электроэнергии по всему африканскому континенту.

Единая сеть линий передачи в Африке позволит осуществлять межстрановую торговлю среди стран Африки, а также межконтинентальную торговлю с Европой и Азией через действующие каналы в Северной Африке. Это также создаст благоприятные социально-экономические возможности за счет расширения межрегионального доступа к приемлемым по цене африканским возобновляемым источникам энергии на континенте, обеспечит инвестиционные возможности, рост числа рабочих мест и, в конечном счете, будет способствовать устойчивому развитию региона.

CE: Как можно уменьшить политическую составляющую в энергетических проектах жизненной необходимости для населения?

Франческо Ла Камера: Я думаю, что важно определить значение политики в вашем вопросе. Я полагаю, здесь подразумеваются те виды деятельности, которые связаны с благим управлением страной. Если это так, то наличие политического компонента абсолютно необходимо, я говорю это потому, что только правительства имеют право принимать законы и решимость обеспечить благоприятные социальные и экономические изменения. Мы отчаянно нуждаемся в них на нашей стороне, и они играют ключевую роль в IRENA. Да, нам также нужны частный сектор и гражданское общество, но правительства находятся в самом центре энергетического перехода. Мы не можем позволить себе игнорировать их, и мы должны сделать все, чтобы убедить их в необходимости перемен.

CE: Как можно нивелировать последствия высокого налогообложения, которое сопровождает внедрение возобновляемых источников с одной стороны и их зависимость от природных явлений и метеоусловий на рынках ЕС и США?

Франческо Ла Камера: Я предпочитаю смотреть на это с совершенно другой точки зрения. Посмотрите на климатический кризис, отсутствие энергетической безопасности и инфляционное давление, вызванное глобальной зависимостью от ископаемого топлива. Единственным решением этой смертельной зависимости являются возобновляемые источники энергии.

CE: Какую работу проводит Irena в рамках G20?

Франческо Ла Камера: IRENA организовывает свой первый региональный инвестиционный форум в сентябре в рамках повестки дня G20 в Индонезии на Бали, сводя воедино политиков, компании и инвесторов из G20 и АСЕАН. Во время встречи министров энергетики G20 я также представлю результаты публикаций IRENA об энергетическом переходе Индонезии и АСЕАН. Наша цель - использовать наши данные в качестве платформы для поощрения политики, обеспечения доступности инвестиций и реализации проектов по возобновляемым источникам энергии на местах”.

Благодарим вас за интервью.

Caspian Energy (CE): In conditions of high oil and gas prices, and therefore high market demand for them, doesn’t this mean that renewable energy sources, for all their importance, have suffered a complete commercial collapse in the “battle for markets”?

Francesco La Camera, Director-General of the International Renewable Energy Agency: “On the contrary, we are seeing unprecedented demand for renewables. Despite global uncertainties, renewable energy continues to expand steadily and is well above the long-term trend. The share in total capacity expansion reached a new record of 81% last year. Renewables are cost-competitive, while fossil fuels are becoming increasingly uneconomic, and there is an increased risk of stranded assets.

IRENA’s new costs reports shows how economically viable new renewable power generation has become. Two-thirds of newly installed renewable power in 2021 had lower costs than the world’s cheapest coal-fired option in G20 countries. We estimate that, given the current high fossil fuel prices, renewable power added in 2021 will create savings of USD 55 billion in global energy generation costs in 2022. The drive for renewables is unstoppable, but we must increase the pace of the change and scale up activities.”

CE: How interconnected are the latest developments and discoveries today with the economy, its market component?

Francesco La Camera: “Energy planning, coupled with long-term investment choices, are critical to address the variables in energy integration. But there is also a need for innovation in renewable energy. Advances that overcome barriers and accelerate the deployment of renewables to support the energy transition. We must connect the innovation to dynamic policymaking that combines the policy instruments across the entire technology lifecycle. This means uniting R&D to the scale up of markets, developing smarter technologies, generating new types of market instruments and devising the necessary business models that introduce new actors onto the energy system stage.”      

CE: IRENA has announced support for hydrogen projects, but they have a higher energy intensity for production than the return on consumption, that is to say, a rather poor efficiency. Which environmental problems can be solved with such a low efficiency, high cost and, moreover, high waste of drinking water for catalysis?

Francesco La Camera: “Hydrogen is an essential component of a net zero energy system. It provides an alternative to decarbonise sectors that are difficult to electrify such as heavy industry and long-haul transport. One of the main challenges that green hydrogen faces today is its higher cost compared with fossil fuels and other alternative low-carbon technologies. However, I expect green hydrogen to move from niche to mainstream by 2030.

I say this because green hydrogen production is also currently limited to a few applications due to its high cost and its production capacity. The deployment of new technology and innovation can improve performance. Given larger electrolyser plants and the continuous decrease in renewable power costs, green hydrogen is expected to reach cost parity with fossil-derived hydrogen within the next decade.”

CE: What do you think the concept of circular economy implies? Is it possible to apply it in the oil and gas sector, nullifying the industry’s waste and emissions into the environment? Have such surveys been conducted, what are their results?

Francesco La Camera: “The energy transition must be implemented in a sustainable way, otherwise we face large amounts of decommissioned renewable energy equipment. The circular economy provides a unique opportunity to mitigate this risk and unlock multiple benefits.

Designing products with ‘end-of-life’ and the circular economy in mind can eliminate waste and unlock a large stock of raw materials and valuable components. This approach will ensure significant socio-economic benefits, jobs, environmental gains and economic value. Key actions by leading industry associations are critical. Governments also have a role to play by putting in place waste regulations for renewables, accompanied by waste management infrastructure.”

CE: Will IRENA support, from the investment attractiveness standpoint, the unification of energy grid markets in order to make them more coherent? For example, getting Israeli energy grid market united with the European one, Qatar and Iran with the North-South corridor? What work is underway in this direction? 

Francesco La Camera: “Interconnected power systems and cross-border electricity trade offer great opportunities to optimise diverse and abundant renewable energy resources, particularly at the regional level. Interconnections can enable larger deployment of renewables and can address the variability of solar and wind energy generation and related grid stability issues.

Establishing cross-border interconnection frameworks, however, is not simple and requires addressing a set of complex issues. However, with shared political will, it is possible. This already exists and there are so many good examples of cross-border electricity interconnections and regional power markets across the globe such as the Central American Integration System and the Nordic Power Market. As an example of ongoing work, IRENA, as a modelling partner, will support African stakeholders with the development of their Continental Master Plan, identifying the most cost-effective ways of expanding clean electricity generation and transmission infrastructure across the African continent.

A unified transmission network in Africa will enable inter-country trade between African countries as well as cross-continental trade with Europe and Asia, via existing links in North Africa. It will also create beneficial socioeconomic opportunities by increasing interregional access to affordable African renewable energy resources within the continent, investment opportunities, job growth and ultimately contribute to the region’s sustainable development.”

CE: Is there a way to reduce the political component in energy projects of vital necessity for the population?

Francesco La Camera: “I think it is important to define the meaning of politics in your question. I take it to mean those activities associated with the good governance of a country. If that is true then it is an absolute necessity to have a political component, I say this because only governments have the power to enact laws and the determination to deliver beneficial social and economic change. We desperately need them on our side, and they play a pivotal role within IRENA. Yes, we also need the private sector and civil society, but governments are at the very heart of the energy transition. We cannot afford to ignore them, and we must do everything to persuade them of the need for change.”   

CE: How can we level out the consequences of high taxation that accompanies the introduction of renewable sources on the one hand, and on the other hand, their dependence on natural phenomena and weather conditions in the EU and US markets?

Francesco La Camera: “I prefer to see this from a very different perspective. Look at the climate crisis, the energy insecurity, and the inflationary pressures caused by the global dependence on fossil fuels. The only solution to this deadly dependence is renewable energy.”     

CE: What kind of work is IRENA carrying out within the framework of the G20?

Francesco La Camera: “IRENA is hosting its first regional Investment Forum in September as part of Indonesia’s G20 agenda in Bali, bringing together policymakers, companies, and investors from G20 and ASEAN. During the G20 energy ministerial, I will also present the results of IRENA’s publications on Indonesia’s and ASEAN’s energy transition. Our goal is to use our data as the platform for encouraging policies, making investments accessible and delivering renewable projects on the ground.”

Thank you for the interview.

Caspian Energy (CE): Г-н министр, каковы планы по добыче нефти и газа на Черном море Румынии? Насколько инвестиционно-привлекателен румынский шельф?

Министр энергетики Румынии Вирджил-Даниэль Попеску: Когда мы говорим о странах Юго-Восточной Европы, Румыния занимает привилегированное положение, являясь вторым производителем газа в ЕС. Более того, у нас есть шанс стать нетто-экспортером в регионе, используя значительные запасы газа, обнаруженные в акватории Черного моря и оцениваемые в 200 млрд. кубометров. Блок «Neptun Deep» в Черном море представляет собой уникальную возможность не только для Румынии, но и для всего региона. 3 мая румынская компания ROMGAZ SA подписала договор купли-продажи всех акций, выпущенных компанией ExxonMobil, что составляет 50% прав и обязательств, предусмотренных в нефтяном соглашении по периметру «Neptun Deep» в Черном море. Это огромные инвестиции в укрепление энергетической безопасности не только Румынии, но и всего региона. Румыния предпримет все необходимые шаги, чтобы эта эксплуатация стала реальностью. По нашим оценкам, добыча первых объемов газа на блоке «Neptun Deep», где предполагаемые запасы составляют около 100 млрд куб. м, начнется в конце 2026 или - начале 2027 года. Мы также надеемся, что после последних технических испытаний добыча в периметре «Midia», еще одном важном участке в Черном море, начнется к концу июня  объемом 1 млрд. кубометров в год.

Румыния занимает привилегированное положение на Черном море, в районе добычи и распределения, имеющем стратегическое значение для региональной энергетической безопасности, поэтому разработка ресурсов Черного моря является приоритетом для Румынии, а также привлечение инвестиций и сотрудничество с компаниями, которые обладают необходимыми ноу-хау и технологиями. Морская зона Румынии охватывает 22 000 квадратных километров и достигает глубины более 1000 метров. Учитывая значительный потенциал запасов природного газа, которые могут быть использованы в коммерческих целях, в ближайшие годы следует осуществить крупномасштабные инвестиции в сектор апстрим Черного моря. Хочу отметить, что румынский парламент одобрил закон о внесении изменений и дополнений в закон о шельфе, который регулирует деятельность по разведке и добыче природного газа в Черном море и в глубоких периметрах (свыше 3000 м) на суше. Новая правовая база создает полезный инструмент для снижения зависимости от импорта природного газа, учитывая потенциал добычи природного газа из разведанных наземных и морских месторождений на территории Румынии. Кроме того, внутренняя газотранспортная инфраструктура может обеспечить прием объемов текущей добычи, при этом будут вложены дополнительные инвестиции для удовлетворения ожидаемого увеличения в объемах добычи.

Но Черное море означает не только углеводороды, этот район также имеет значительный потенциал в секторе оффшорной ветроэнергетики, который Румыния хочет использовать. Важно отметить, что Румыния извлекает выгоду из средств, предлагаемых в рамках плана восстановления европейской экономики и устойчивого развития,  а также средств, выледяемых Фондом модернизации для вложения инвестиций в возобновляемый сектор и экологически чистые производственные мощности.

CE: Какой объем газа импортируется и как преодолевается кризис четырехкратного роста цен?

Вирджил-Даниэль Попеску: Доля импортируемого газа для удовлетворения внутреннего спроса в Румынии составляет  примерно 20-25%. Объемы зависят от того, насколько продолжительным и суровым является холодный сезон. Но рост цен обусловлен не только импортируемым газом. Румынский рынок либерализован и интегрирован в региональный газовый рынок. Румынская национальная газотранспортная система связана с соседними газотранспортными системами через точки соединения, которые обеспечивают двусторонние потоки газа между нашими рынками. В этом случае цены определяются региональным балансом спроса и предложения.

В связи со сложившейся ситуацией власти Румынии приняли пакет правовых мер, чтобы уменьшить давление со стороны оптового рынка на конечных потребителей, особенно на тех, кто страдает от энергетической бедности. В связи с этим снижение цен на газ и электроэнергию было осуществлено посредством чрезвычайных правительственных указов  118/2021 и 27/2022, установивших предельные цены  на оба энергоносителя для конечных пользователей. Чтобы не искажать оптовый рынок, правительство Румынии привлекло значительные бюджетные средства для сдерживания окончательных цен до марта 2023 года.

Параллельно с этими мерами Румыния прилагает все усилия для поиска альтернатив российскому газу.  Здесь стоит упомянуть подход Румынии к смягчению последствий зависимости от российского газа:

 - Диверсификация источников и маршрутов поставок газа является ключом к обеспечению безопасности поставок в предстоящие холодные сезоны и постепенному снижению зависимости ЕС от импорта российского газа.

- Обеспечение доступа Юго-Восточной Европы, включая Румынию, к новым источникам газа (СПГ и/или импорт по трубопроводам), например, к тем, что из Каспийского региона (АЗ), может быть налажено с помощью Вертикального Газового Коридора (Греция-Болгария-Румыния) и Трансбалканского газового коридора (Турция-Болгария-Румыния-Украина - Республика Молдова). Это два очень важных коридора, и обеспечение их функционирования на полной мощности имеет решающее значение. Точки соединения между Румынией и соседними государствами, а также транспортные мощности, обеспечиваемые двусторонним  потоком через эти пункты, могут повысить их актуальность на региональном уровне, при условии, что соседние государства также предпримут необходимые усилия для оптимизации использования газовой инфраструктуры на региональном уровне.

Учитывая нынешнюю общую обстановку, как на региональном, так и на европейском уровне, вызванную разворачивающимися в настоящее время серьезными событиями, вкупе с амбициозным процессом Евросоюза по завершению метаморфозы европейского энергетического сектора, необходимо предпринять все законодательные шаги и инвестиции, что позволит Румынии максимально обеспечить безопасность поставок первичных энергоресурсов и особенно природного газа.

Морские газовые ресурсы Черного моря из румынских территориальных вод повысят энергетическую безопасность Румынии и региона. Следовательно, новая правовая база может помочь достичь оптимального баланса между источниками бюджетных доходов и налоговой политикой, которой подчинена деятельность по добыче сырой нефти и газа, что представляет собой важную предпосылку для обеспечения эффективной эксплуатации и использования первичных энергетических ресурсов и организации поставок природного газа на румынский энергетический рынок.

В целях повышения надежности газоснабжения Румыния в текущем 5-м списке PCI (проектов общего интереса) продвигает 2 газохранилищных проекта (6.20.4- Depomures и 6.20.7- Bilciuresti), которые направлены на расширение существующей емкости хранилищ и гибкости путем увеличения объемов закачки и отбора. Эти проекты являются ключевым инструментом с точки зрения повышения безопасности поставок в регионе Юго-Восточной Европы. Эти проекты становятся более актуальными в контексте нового регламента предложения по хранению газа. Поэтому Румыния настоятельно призывает Еврокомиссию предоставить приоритет в финансировании проектов по хранению газа в ходе предстоящих конкурсов проектов в рамках Фонда Соединения Европы (CEF). Это позволит своевременно реализовать проекты, что повысит надежность газоснабжения в предстоящие зимние сезоны.

Что касается потенциала биометана, Румыния принимает меры для преодоления ряда препятствий, присущих запуску новой отрасли:

-  Необходимость создания благоприятной нормативно-правовой базы для производства и закачки биометана;

- Внедрение финансовых стимулов для разработки биометановых проектов и закачки биометана в сеть природного газа;

-  Обеспечение права производителей биометана на доступ к газовой сети на недискриминационной основе.

Потенциал производства биометана может удовлетворить не менее 20% потребления природного газа в стране к 2030 году, по сравнению с потреблением газа 2021 года.

CE: Какие страны и компании являются основными партнерами в нефтегазовой отрасли?

Вирджил-Даниэль Попеску: Иностранные компании проявляют особый интерес к юго-восточным странам, но для многих Румыния предлагает больше всего возможностей благодаря своему стратегическому положению и рынку со значительным потенциалом роста. В регионе мало стран, которые обладают теми же преимуществами, что и Румыния. Страна обладает собственной нефтью, газом, углем, огромным потенциалом для возобновляемых источников энергии и стратегически расположена в регионе, связанном с другими крупными энергетическими рынками.

Власти Румынии предприняли важные шаги для обеспечения благоприятного климата для инвесторов в Румынии. В последние годы прямые иностранные инвестиции все больше направляются в энергетический сектор. Румыния смотрит не только на себя, когда речь заходит об инвестициях и энергетической безопасности, но она также должна смотреть на своих торговых партнеров. И это естественно, потому что экономики на региональном и глобальном уровнях взаимосвязаны. Существует очень много примеров относительно важных иностранных инвестиций в румынский энергетический сектор, поэтому я упомяну лишь некоторые из них: Французская энергетическая группа Engie осуществляет деятельность в трех секторах: природный газ, электричество и энергетические услуги. Немецкая группа E.ON, присутствующая в Румынии через компании Delgaz Grid и E.ON Energie Romania, за последние 15 лет инвестировала на местном рынке в модернизацию распределительных сетей и разработку энергетических решений, имея около 3,2 миллиона клиентов. Американская компания BSOG ведет деятельность в Черном море, в периметре Мидия, и в этом месяце начала добычу газа на данном участке. OMV Group Austria - OMV Petrom ведет добычу нефти и газа в Румынии, занимается разведкой, а также управляет нефтеперерабатывающим заводом Petrobrazi мощностью 4,5 млн тонн в год. Кроме того, они занимаются продажей газа и электроэнергии на местных румынских рынках, а также производством электроэнергии на электростанции Брази, введенной в эксплуатацию в 2012 году, с производственной мощностью 860 МВтч. Основная азербайджанская нефтяная компания SOCAR присутствует в Румынии с сетью постоянно развивающихся заправочных станций, и мы надеемся, что эта компания диверсифицирует свой портфель деятельности в секторе газоснабжения и производства электроэнергии. KMGI - Rompetrol Rafinare является крупнейшим активом группы KMG International в Румынии. Компания управляет двумя нефтеперерабатывающими заводами группы – НПЗ Петромидия в Нэводари, округ Констанца, вместе с единственным нефтехимическим подразделением страны, и НПЗ Вега в Плоешти, который поддерживает местную нефтеперерабатывающую промышленность на высоком уровне. Также на базе Казахстано-румынского энергетического инвестиционного фонда на платформе НПЗ Петромидия будет построена новая когенерационная установка, которая сыграет большую роль в балансировании производства и распределения электроэнергии в Добруджском регионе, обеспечивая энергетические потребности платформы и подавая избыточную электроэнергию в национальную систему. Азербайджан, Грузия и Румыния уже начали обсуждения по реализации проекта подводного кабеля для передачи электроэнергии по дну Черного моря, и список можно продолжить многими другими примерами.

CE: Планируете ли Вы увеличить поставки газа с каспийского региона посредством Южного Газового коридора?

Вирджил-Даниэль Попеску:  Объемы азербайджанского газа, транспортируемого по инфраструктуре Южного Газового Коридора, стали поясом безопасности для многих государств региона в последний холодный сезон. Планы расширения Южного Газового Коридора имеют большое значение, поскольку на Балканах и  странам Юго-Восточной Европы необходимы новые поставщики газа, так как они по-прежнему зависят от одного источника поставок. Проект получил новые возможности развития с учетом растущего интереса многих стран региона в получении доступа к объемам азербайджанского газа, которые могли бы поступить на европейский рынок. Таким образом, улучшение транспортной инфраструктуры Южного Газового Коридора станет чрезвычайно ценным достижением для энергетической безопасности Европы. Дополнительные объемы газа могли бы внести важный вклад в достижение целей энергетической диверсификации Европы.

Румыния готова присоединиться к усилиям по развитию проекта «Южный Газовый Коридор», используя потенциал интерконнектора между Болгарией и Румынией и газопровода BRUA, основного компонента Вертикального газового коридора. Более того, Румыния заинтересована в импорте газа из Азербайджана и в этой связи определила и предложила Азербайджанской Республике конкретный транспортный маршрут для импорта азербайджанского газа в направлении Турция-Болгария-Румыния. Мы надеемся, что переговоры со странами, через которые объемы азербайджанского газа проходят транзитом к границе Румынии, соответственно Турции и Болгарии, будут завершены как можно скорее, для осуществления этого импорта. Более того, как только в июле будет завершено строительство интерконнектора между Болгарией и Грецией, как недавно объявили власти Болгарии, Румыния сможет получить доступ к объемам азербайджанского газа, который будет транспортироваться через инфраструктуру Южного Газового Коридора.

Благодаримвасзаинтервью.

Caspian Energy (CE): Mr. Popescu, what are the plans for oil and gas production in the Romanian sector of the Black Sea? How attractive is the Romanian shelf for investments?

Virgil Daniel Popescu, Minister of Energy of Romania: When we talk about the South-Eastern European countries, Romania has a privileged position being the second gas producer in the European Union.  More than that, we have the chance to become a net exporter in the region by capitali­zing on the significant gas reserves discovered in the Black Sea area that are estimated at 200 bcm. The Neptun Deep asset in the Black Sea represents a unique opportunity for Romania, but also for the entire region. The Romanian Company ROMGAZ SA signed on May 3rd, the sale-purchase contract of all the shares issued by ExxonMobil Company, represen­ting 50% of the rights and obligations assumed in the Oil Agreement for the Neptune Deep perimeter in the Black Sea. It is a huge investment in consolidating the energy security not only of Romania, but of the entire region. Romania will take all the necessary steps, so that this exploitation to become a reality. We estimate that the first gas production from Neptun Deep block, where the estimated reserves are of approximately 100 bcm, will be obtained at the end of 2026 or in early 2027. We hope also that after the last technical tests the production in the Midia perimeter, another important perimeter in the Black Sea, will start by the end of June, with 1 bcm/year.

Romania has a privileged position on the Black Sea, an area of production and distribution of strategic importance for the regional energy security, so the development of Black Sea resources is a priority for Romania, as well as attracting investment and collaborating with companies that have the necessary know-how and technology. The Romanian offshore area covers 22,000 square kilometers and reaches depths of over 1,000 m. Given the significant potential of natural gas reserves that could become commercial exploitations, large-scale investments in the upstream sector of the Black Sea should be made in the coming years. I want to mention that the Romanian Parliament has approved the Law amen­ding and supplementing the Offshore Law, which regulates the activity of exploration and production of natural gas in the Black Sea and in deep onshore perimeters (over 3,000 m). The new legal framework creates a useful tool for reducing dependence on natural gas imports, given the potential for natural gas production from proven onshore and offshore deposits on the Romanian territory. Moreover, the internal gas transmission infrastructure can ensure the takeover of current production, with additional investments being made to meet the expected increase in extracted volumes.

But, the Black Sea does not mean only hydrocarbons, this area has also a significant potential in the offshore wind sector which Romania wants to capitalize on. It is important to mention that Romania benefits from funds offered by the National Recovery and Resilience Plan and Modernization Fund for investments in renewable sector, as well as green production capacities.

CE: How much gas is imported and how is the crisis of a fourfold price increase being overcome?

Virgil Daniel Popescu: Romanian gas demand is covered using approx. 20-25% imported gas. The volumes depend on how long and severe the cold season is. But the increased prices are not driven just by the imported gas. Romanian market is li­beralized and integrated in the regional gas market. Romanian National Gas Transmission System is connected with the neighbors’ transmission systems through interconnection points which ensure bidirectional flows of gas  between our markets. In that case, the prices are determined by regional balance of demand and supply.

Due to the current context, Romanian authorities adopted a package of legal measures in order to reduce the pressure from the wholesale market on the final clients, especially on the ones being affected by the energy poverty. In this regard, the price reduction for gas and electricity was made through GEO 118/2021 and GEO 27/2022 by establishing caps for both utilities on the level of the final clients. In order not to distort the wholesale market, Romanian Government has engaged important budgetary funds so that the final prices would be limited until March 2023.

Concomitant with these measures, Romania is making the best efforts for fin­ding out alternatives to the Russian gas. It is worth mentioning here the Romania’s approach for mitigating the impact of Russian gas dependency:

 -Diversification of gas supply sources and routes is the key to ensure security of supply for the upcoming cold seasons and phase out EU’s dependency on Russian gas imports.

-Ensuring access for the Southeast Europe, including Romania, to new gas sour­ces (LNG and/or pipeline imports) for example such as those from the Caspian region (AZ) can be ensured via the Vertical Gas Corridor (Greece-Bulgaria-Romania) and Trans-Balkan reverse flow Corridor (Turkey-Bulgaria-Romania-Ukraine-Republic of Mol­dova). These are two very important Corridors and making them operational at their full capacity is critical.

 The interconnection points between Romania and the neighboring states, as well as the transport capacities ensured in bidirectional flow through these points can increase their relevance at regional level, provided that the neighboring states also make the necessary efforts to optimize the use of gas infrastructure at regional level.

Given the current general context, both at regional and European level, caused by the serious events currently unfolding, coupled with the ambitious process of the European Union to complete the metamorphosis of the European energy sector, it is necessary to take all legislative steps and investment, which will allow Romania to ensure as much as possible the security of supply of primary energy resources and especially natural gas.

The Black Sea offshore gas resources from the Romanian territorial waters will increase the energy security of Romania and of the region. Consequently, the new legal framework can help to achieve an optimal balance between the sources of budgetary revenue and the taxation policy to which the activity of crude oil and gas production is subordinated, representing an important premise for ensuring an efficient exploitation and use of primary energy resources and to ensure the supply of natural gas to the Romanian energy market.

In order to increase resilience in security of gas supply, Romania is promoting on the current 5th PCI list 2 storage projects (6.20.4-Depomures and 6.20.7-Bilciuresti) that aim at increasing the existing storage capacity and flexibility by increasing the injection and withdrawal capacity. These projects are a key instrument in terms of enhancing the security of supply of the region of South-Eastern Europe. These pro­jects become more relevant in the context of the new Gas Storage Proposal Regulation. Therefore, Romania strongly encou­rages the European Commission to provide priority in financing for gas storage pro­jects in the upcoming calls for proposals under Connecting Europe Facility (CEF). This will allow a timely implementation that will increase the security of gas supply in the upcoming winter seasons.

Regarding the potential of biomethane, Romania is acting to overcome a number of obstacles inherent in the start of a new industry:

-  The need of supportive regulatory framework for biomethane production and injection;

- Implementing financial incentives for developing biomethane projects and injecting biomethane into the natural gas grid;

-  Ensuring the right of biomethane producers to access the gas network in a non-discriminatory manner.

Biomethane production potential can replace at least 20% of the country’s natural gas consumption by 2030, comparing with 2021 gas consumption.

CE: Which countries and companies are the main partners in the oil and gas industry?

Virgil Daniel Popescu:  Foreign companies have a special interest for the Southeastern countries, but for many Romania offers the most opportunities, due to its strategic location and a market with significant growth potential. There are few countries in the region that have the same advantages as Romania has. The country has its own oil, gas, coal, huge potential for renewable energy and is strategically located in the region, linked to other major energy markets.

The Romanian authorities have taken important steps to ensure a friendly climate for investors in Romania. In recent years, foreign direct investment has increasingly targeted the energy sector. Romania does not look only at itself when it comes to investment and energy security, but it must also look at its trading partners. And this comes natural because the economies at regional and global level are interconnected. There are extremely many examples of important foreign investments in the Romanian energy sector, so I will mention only a few of them: the French group ENGIE is present in Romania in three sectors of activity: natural gas, electricity and energy services; the German group E.ON, present in Romania through the companies Delgaz Grid and E.ON Energie Romania, has invested in the last 15 years on the local market for the modernization of the distribution networks and the development of ener­gy solutions, having about 3.2 million customers. The American company BSOG is present in the Black Sea, in the Midia perimeter and started this month the gas production in this perimeter. OMV Group Austria - OMV Petrom has oil & gas production activities in Romania and is engaged in exploration activities and they operate the Petrobrazi refinery, with a 4.5 MN tons annual capacity. Also,  they are engaged in gas and power sales and trading on the Romanian gas and power markets and are engaged in power production through the Brazi power plant, commissioned in 2012, with an 860 MWh production capacity. The main Azerbaijani oil company SOCAR is present in Romania with a chain in continuous development of distribution stations and we hope that this company will diversify its portfolio of activities in the gas supply and electricity production sector. KMGI - Rompetrol Rafinare is the largest asset held by the KMG International Group in Romania. The company operates the two refineries of the Group - Petromidia of Navodari, county of Constanta, together with the only petrochemical division of the country, and Vega Refinery of Ploiesti, which keeps the local refining industry at high standards. Also, based on the Kazakh-Romanian Energy Investment Fund, a new cogeneration plant will be built on the Petromidia platform, which will play a major role in balancing the production and distribution of electricity in the Dobrogea region, by ensuring the energy needs of the platform, but also by injecting the surplus electricity into the national system; Azerbaijan, Georgia and Romania already started the discussions on the implementation of a submarine cable project for electricity transmission under the Black Sea and the list can continue with many other examples.

CE: Are you planning to increase gas supplies from the Caspian region through the Southern Gas Corridor?

Virgil Daniel Popescu:  The Azeri gas volumes transported through the infrastructure of the Southern Corridor came as a safety belt for many states in the region in the last cold season. The extension plans of the Southern Gas Corridor are of significant importance, as new gas suppliers are needed in the Balkans and South-Eastern European countries, which still depend on a single source of supply. The project has gained new opportunities of development taking into conside­ration the growing interest of many countries in the region to access the Azeri gas volumes that could reach the European market. Therefore, an enhancement of the Southern Gas Corridor transmission infrastructure will be an extremely valuable achievement for the Europe’s energy security. Additional gas volumes could make an important contribution to Europe’s energy diversification goals.

Romania is ready to join the efforts to develop the Southern Gas Corridor pro­ject, by capitalizing on the potential of the Interconnector between Bulgaria and Romania and of the BRUA gas pipeline, the main component of the Vertical Gas Corridor. More than that, Romania is interested in importing gas from Azerbaijan and, in this regard, has identified and proposed to the Republic of Azerbaijan a concrete transport route for the import of Azerbaijani gas, on the direction of Turkey-Bulgaria-Romania. We hope that the discussions with the countries transited by the Azerbaijani gas volumes towards the border of Romania, respectively Turkey and Bulga­ria, will be completed as soon as possible, for the operationalization of this import.

Moreover, once the Interconnector between Bulgaria and Greece will be finalized in July, as the Bulgarian authorities have recently announced, Romania will be able to access the Azeri gas volumes that will be transported through the Southern Gas Corridor infrastructure.

Thank you for the interview.

Caspian Energy (CE): Госпожа министр, насколько “газовая составляющая” сегодня влияет на экономику и долгосрочные планы Сербии?

Вице-премьер правительства Сербии и министр горной промышленности и энергетики Зорана Михайлович: Для Сербии, как и для многих других европейских стран, ключевым вопросом является обеспечение энергетической безопасности, поскольку это также вопрос национальной безопасности, экономической стабильности и развития. Газовая безопасность является важной составляющей энергетической безопасности, особенно в странах, которые не богаты этим энергетическим продуктом.

 Таким образом, источник нашей газовой безопасности заключается в нашей способности диверсифицировать источники и поставщиков газа, иметь собственные газохранилища и соединительные трубопроводы со всеми соседними странами, чтобы газ из разных источников мог поступать в Сербию и транспортироваться через Сербию. Расположение Сербии таково, что она должна стать транзитным энергетическим коридором, коим она уже является в транспортной отрасли.

 Поэтому диверсификация поставщиков является первой составляющей газовой безопасности, как в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе.

У Сербии есть возможность получать газ с нескольких направлений, потому что она построила газопровод “Балканский поток”, но страна по-прежнему зависит от одного поставщика, а это огромный риск для малых экономик, независимо от того, кто является поставщиком. К сожалению, Сербия, как и многие другие европейские страны,  не решила эту проблему раньше, и с этой уязвимостью мы вступили в энергетический кризис.

Строительство соединительного газопровода Сербия-Болгария мощностью 1,8 миллиарда кубометров газа имеет для нас стратегическое значение, поскольку это позволит нам подключиться к газопроводам Южного коридора через Болгарию и Грецию и позволит нам получать газ из Азербайджана и Каспийского региона, с СПГ терминалов в Греции, а также из других источников на Ближнем Востоке. Мы ожидаем, что в следующем году, по крайней мере, 30-40 процентов наших потребностей в газе - а они в среднем составляют от 3 до 3,2 миллиарда кубометров газа в год – будут удовлетворяться из других источников. Кроме того, наш план состоит в том, чтобы обеспечить связь с другими нашими соседями через соединительные трубопроводы, в первую очередь с Северной Македонией и Румынией. В настоящее время мы ведем переговоры по этому вопросу с Боснией и Герцеговиной, и мы также обсудим это с Хорватией. Мы сможем обеспечить энергетическую безопасность, только если будем связаны как регион, потому что ни одна страна не может достичь этого в одиночку.

Также планируется строительство нового газохранилища емкостью один миллиард кубометров газа, где ориентировочная стоимость инвестиций составляет около 200 миллионов евро. Сербия владеет только одной частью существующего газохранилища в Банатском дворе, в то время как остальная часть принадлежит российскому “Газпрому”, а это значит, что мы не можем принимать все решения самостоятельно.

Этой зимой мы рассчитываем удовлетворить наши потребности по контракту с «Газпромом» за счет отбора согласованных объемов газа из хранилища в Венгрии и резервов из нашего хранилища газа в Банатском дворе.

CE: Какова инвестиционная привлекательность энергосистемы Сербии, и какие новые региональные и международные проекты планируются к реализации?

Зорана Михайлович: Приняв новую законодательную базу в области энергетики, Сербия сделала первый шаг к энергетическому переходу и одновременно создала условия для значительного увеличения инвестиций в энергетический сектор, что является предпосылкой для успешного перехода.

С принятием первого независимого Закона о возобновляемых источниках энергии мы создали условия для увеличения доли зеленой энергии в энергобалансе. Общая стоимость всех запланированных и потенциальных проектов в области энергетики и горнодобывающей промышленности составляет около 35 миллиардов евро, из которых большая часть приходится на проекты в области ВИЭ.

На данный момент доля солнечной и ветровой энергии в энергетическом балансе составляет всего около 3,5 процентов, что говорит о наличии огромного потенциала для новых инвестиций в этот сектор, как со стороны государственной компании «Elektroprivreda Srbije», которая недостаточно занималась этим в предыдущие годы, так и частного сектора, а также через партнерские отношения частных инвесторов с компанией «Elektroprivreda Srbije».

К особо важным и потому приоритетным для нас проектам относится строительство двух реверсивных ГЭС Джердап 3 и Бистрица, которые важны для надежности энергоснабжения в условиях перехода на зеленую энергетику за счет балансирования больших мощностей, используемых ВИЭ. Кроме того, помимо инвестиций в новые соединительные газопроводы  и газохранилища, о которых я уже упоминала, планируются инвестиции в систему передачи и распределения в электроэнергетическом секторе, где особенно важны межсетевые соединения с соседними странами.

CE: Насколько интегрирована сегодня энергосистема Сербии в энергосистему ЕС?

Зорана Михайлович: Сербия является членом Энергетического сообщества, организации, основной целью которой является создание общеевропейского энергетического рынка, то есть соединение рынка стран Юго-Восточной Европы и Черноморского региона с энергетическим рынком ЕС. Таким образом, это область, над которой мы уже работаем, и где, помимо создания предварительных условий с точки зрения согласования норм и правил, очень важно наличие инфраструктуры для подключения к энергетическим рынкам.

В этом смысле мы также запустили проекты и инициативы для установления связей с соседями, как в газовом секторе, так и в электроэнергетике, потому что Сербия отвечает всем условиям по становлению транзитным энергетическим коридором, способствуя, таким образом, повышению энергетической безопасности региона, а также большей интеграции рынка региона и региона с ЕС.

Кроме того, давайте не будем забывать, что Зеленая повестка дня и энергетический переход являются важной частью европейского пути Сербии и что мы уже сделали значительные шаги в процессе вступления в ЕС, в котором согласование нормативно-правовой базы - это только начало. Я считаю, что открытие Кластера 4 в переговорах с ЕС будет способствовать более быстрой реализации реформ в разделах, охватываемых этим кластером – энергетика, окружающая среда и изменение климата, транспортная политика и трансъевропейские сети.

CE: Планируете ли Вы использовать Южный газовый коридор?

Зорана Михайлович: Параллельно с выполнением строительных работ интерконнектора с Болгарией, которые будут завершены к осени следующего года, анализируются потенциальные источники поставок природного газа по данному маршруту. Министерство горнодобывающей промышленности и энергетики уже ведет переговоры с отраслевым министерством Азербайджана, чтобы задолго до завершения строительства трубопровода у нас был контракт на поставку этого энергоресурса. В нынешних геополитических условиях в Европе, несомненно, возрастет важность газа, поступающего в Европу по Южному газовому коридору, о чем говорится в меморандуме, подписанном между Еврокомиссией и Азербайджаном об удвоении импорта газа для ЕС. Азербайджанский газ является важной частью решения по диверсификации источников поставок газа в нашем регионе, где Сербия, в перспективе, со строительством соединительных трубопроводов со своими соседями, может стать не только потребителем газа из Каспийского региона, но и транзитной страной, через которую этот газ будет поступать в другие страны региона.

CE: Поддерживаете ли Вы развитие сети терминалов СПГ по всему морскому периметру ЕС, как это поможет процессам диверсификации источников на таких маленьких рынках - «островках» ЕС?

 Зорана Михайлович: Вопрос диверсификации поставщиков газа в Европу был актуален десять лет назад, но мало что было предпринято в этом направлении. Последствия видны и ощущаются сегодня, когда у нас энергетический кризис. Это относится как к нашему региону, так и к Сербии, где первые шаги по строительству интерконнектора с Болгарией были сделаны десять лет назад, так что только после многолетнего перерыва этот проект будет снова включен в приоритеты этого министерства. Важность соединительного газопровода Сербия-Болгария также отражена в связи с терминалами сжиженного природного газа в Греции, где мы ожидаем завершение проекта терминала в Александропулисе в один и тот же период.

Наша идея состоит в том, чтобы создать инфраструктурные условия для связи с другими терминалами СПГ в этом районе, такими как терминал СПГ в Крке (Хорватия), поскольку это означает расширение выбора и конкуренции среди потенциальных поставщиков. Строительство СПГ терминалов вместе со строительством соединительных газопроводов, которые позволили бы этому газу достигать всех частей региона, является еще одним способом повышения нашей энергетической безопасности. Во времена энергетического кризиса также не следует недооценивать возможность подключения к производителям газа, которые географически более удалены, но могут обеспечить определенные объемы.

CE: Какие возобновляемые источники энергии наиболее рыночно эффективны и обладают наибольшим КПД на рынке Сербии?

Зорана Михайлович: Сербия обладает большим потенциалом для инвестиций в ВИЭ, солнечную энергию, ветровую энергию, биомассу, геотермальные и другие источники.   Приоритетом министерства было создание качественной и современной правовой базы, соответствующей нормам ЕС, чтобы мы могли привлекать инвестиции в возобновляемые источники энергии.

Недавно был принят первый независимый Закон об использовании возобновляемых источников энергии (ВИЭ), позволяющий осуществлять новые инвестиции в ВИЭ и увеличить долю ВИЭ в общем объеме вырабатываемой энергии. Новый закон вводит, среди прочего, рыночные надбавки вместо прежних льготных тарифов, которые были сохранены только для небольших заводов и демонстрационных проектов в соответствии с правилами государственной помощи ЕС. Впервые этот закон также признал зеленый водород в качестве ВИЭ, который будет играть все более важную роль в энергетическом переходе. Глобальные данные показывают, что цены на производство электроэнергии за последние 10 лет на солнечных электростанциях снизились примерно в семь раз, на ветряных электростанциях – вдвое. Развитие технологий и рыночные тенденции уже дали толчок движению к зеленой энергетике и будут продолжать идти в этом направлении, независимо от текущих событий в Европе во времена кризиса, и от нас зависит создание условий для преобразования интереса инвесторов в конкретное сотрудничество и проекты, которые позволят Сербии стать энергобезопасной благодаря  инвестициям, как государственных компаний, так и самого государства.

Благодаримвасзаинтервью.

Caspian Energy (CE): Dear Madam Minister, to what degree does the «gas component» affect the economy and long-term plans of Serbia today?

Zorana Mihajlovic, Deputy Prime Minister and Minister of Mining and Energy of the Republic of Serbia:  For Serbia, as for many other European countries, the key question is how to be energy safe, because it is also a matter of national security, as well as economic stability and development. Gas security is an important component of energy security, especially in countries that are not rich in this energy product. The source of our gas security is therefore in our ability to diversify sources and suppliers of gas, to have our own gas storage facilities, and to connect with all the surrounding countries so that gas from different sources can reach Serbia and be transported through Serbia. Serbia’s location is such that Serbia should be a transit corridor in energy, as it is already in transport.

Therefore, the first component of gas security in both the short and long term is the diversification of suppliers. Serbia has the opportunity to get gas from several directions, because it has built the Balkan Stream gas pipeline, but it is still dependent on one supplier, and that is an enormous risk for small economies, regardless of who the supplier is. Unfortunately, like many other European countries, Serbia has not solved this issue earlier, and with that vulnerability, we have entered the energy crisis.

The construction of the gas interconnection Serbia-Bulgaria, with a capacity of 1.8 billion cubic meters of gas, is of strategic importance to us because it will enable us to connect to the gas pipelines in the Southern Corridor via Bulgaria and Greece and enable us to get gas from Azerbaijan and the Caspian region, LNG terminals in Greece, as well as other sources in the Middle East. We expect that next year at least 30 to 40 percent of our gas needs - and they average at 3 to 3.2 billion cubic meters of gas per year–will be met from other sources.

Also, our plan is to connect via interconnections with other neighbors of ours, primarily Northern Macedonia and Romania. We are also discussing this with Bosnia and Herzegovina, and we will also discuss it with Croatia. Only if we are connected, as a region, can we be energy safe, because no country can do it alone.

Also, the construction of a new gas sto­rage facility, with a capacity of one billion cubic meters of gas, is planned, where the estimated value of the investment is about 200 million euros. Serbia owns only one part of the existing gas storage facility in Banatski Dvor, while the rest is owned by Russian Gazprom, which means that we cannot make all decisions independently. For this winter, we expect to meet our needs from the contract with Gazprom, by withdrawing the agreed quantities of gas from the storage facility in Hungary, and reserves from our gas storage facility in Banatski Dvor.

CE: What could you say about the investment attractiveness of the Serbian energy system, and which new regional and international projects are planned for implementation?

Zorana Mihajlovic:By adopting a new legislative framework in energy, Serbia has taken the first step in the energy transition, and simultaneously created conditions for much more investments in the energy sector, which are a prerequisite for a successful transition.

With the adoption of the first independent Law on Renewable Energy Sources, we have created the conditions to increase the share of green energy in the energy mix. The total value of all planned and potential projects in energy and mining is about EUR 35 billion, of which the largest part are projects in RES.

 At the moment, the share of solar energy and wind energy in the energy mix is only about 3.5 percent, which means that there is a huge potential for new investments in this sector, both of the public company “Elektroprivreda Srbije”, which did not deal with this enough in the previous years, and of the private sector, as well as through partnerships of private investors with “Elektroprivreda Srbije”.

 Particularly important and thus priority projects for us include the construction of two reversible hydroelectric power plants, Djerdap 3 and Bistrica, which are important for security of supply in the conditions of transition to green energy due to balan­cing of large capacities used by RES. Also, besides investments in new gas interconnections and gas storage facilities that I have already mentioned, investments in the transmission and distribution system in the electricity sector are planned, where interconnections with neighboring countries are also particularly important.

CE: To what extent is Serbia’s energy system integrated into the EU energy system today?

Zorana Mihajlovic: Serbia is a contrac­ting party to the Energy Community, an organization that has as its main goal the creation of a pan-European energy market, i.e. the connection of the market in the countries of Southeast Europe and the Black Sea region with the EU energy market. This is, therefore, an area that we are already working on and where, besides creating preconditions in terms of harmonization of regulations, it is very important that there is an infrastructure in place to connect with energy markets. In this sense, we have also launched projects and initiatives for connecting with neighbors both in the gas sector, and in electricity, because Serbia meets all the conditions to become a transit corridor for energy and energy products and thus contribute to greater energy security of the region, as well as greater integration of the market in the region and the region with the EU.

Also, let us not forget that the Green Agenda and the energy transition are an important part of Serbia’s European path and that we have already made significant steps in the EU accession process, where harmonization of the normative framework is only the beginning. I believe that the opening of Cluster 4 in negotiations with the EU will encourage faster implementation of reforms in the chapters co­vered by this cluster–energy, environment and climate change, transport and trans-European networks.

CE: Do you plan to use the Southern Gas Corridor?

Zorana Mihajlovic: In parallel with the execution of works on the interconnection with Bulgaria, which will be completed by the autumn of next year, potential sources of natural gas supply along this route are analyzed. The Ministry of Mining and Energy is already conducting talks with the line ministry of Azerbaijan, so that long before the completion of the pipeline, we have a contract for the supply of this energy pro­duct.

In the current geopolitical conditions in Europe, it is certain that the importance of the gas reaching Europe by the Sou­thern Gas Corridor will increase, as discussed by the memorandum signed between the European Commission and Azerbaijan to double gas imports for the EU. Azerbaijani gas is an important part of the solution for the diversification of gas supply sources in our region, where Serbia, in perspective, with the construction of interconnections with its 

neighbors, can be not only a user of gas from the Caspian region, but also a transit country through which that gas will arrive to other countries in the region.

CE: Do you support the development of the LNG terminals network along the entire maritime perimeter of the EU, how will this help the processes of diversification of sources in such small markets - “islands” of the EU?

Zorana Mihajlovic: Diversification of gas suppliers in Europe was topical ten years ago, but little was done about it, and the consequences are seen and felt today, when we have an energy crisis. This applies both to our region and to Serbia, where the first steps in the construction of the interconnection to Bulgaria were made a decade ago, so that only after many years of halt, this project would be returned to the priorities of this Ministry. The importance of Serbia-Bulgaria gas interconnection is also reflected in the connection with LNG terminals in Greece, where we expect the terminal in Alexan­dropoulis to be completed at a similar time.

 Our idea is to create infrastructure prerequisites for connection with other LNG terminals in the area, such as the LNG terminal in Krk, Croatia, as this means an increasing choice and competition among potential suppliers. The construction of LNG terminals, together with the construction of interconnections that would allow that gas to reach all parts of the region, is another way to increase our energy security. In times of energy crisis, the possibility of connecting with gas producers that are geographically more distant, but can provide certain quantities, should also not be underestimated.

CE: Which renewable energy sources are the most market-efficient and have the highest efficiency in the Serbian market?

Zorana Mihajlovic: Serbia has great potential for investment in RES, solar, wind, biomass, geothermal and other sources. The Ministry’s priority was to create a quality and modern legal framework, aligned with EU regulations, so that we could attract investments in RES.

The first independent Law on the Use of Renewable Energy Sources (RES) has just been adopted to enable new investments in RES and the increase of the RES share in the total energy produced. The new law introduces, among other things, market premiums instead of earlier feed-in tariffs, which have been kept only for small plants and demonstration projects, under EU state aid rules. The new incentive system will expose producers to the impact of the market and competition, reducing costs for citizens and the economy. For the first time, this law has also recognized green hydrogen as a RES, which will play an increasingly important role in the energy transition.

 Global data shows that the prices of electricity production in the last 10 years from solar power plants have decreased about seven times, from wind power plants halved. The development of technologies and market trends have already given impetus to the move towards green energy and will continue to go in this direction, regardless of current developments in Europe in times of crisis, and it is up to us to create the conditions to convert the interest of investors into concrete cooperation and projects that will enable Serbia to be energy safe, together with investments made by public companies and the state.

Thank you for the interview.

Caspian Energy (CE): Г-н министр, Норвегия - один из крупных производителей и экспортеров нефти и газа в ЕС, что Вы думаете по поводу сегодняшнего энергетического кризиса, грозящего перерасти в финансовый?

Министр нефти и энергетики Норвегии Терье Аасланд: Норвежские компании делают все возможное, чтобы поставлять на рынок как можно больше объемов нефти и газа. Уровень добычи близок к максимальной суточной мощности.

Таким образом, наш основной вклад в текущий кризис в краткосрочной перспективе будет заключаться в поддержании нынешнего высокого уровня добычи нефти и газа за счет увеличения периода непрерывной эксплуатации  месторождений и  соответствующей транспортной инфраструктуры. Это является приоритетной задачей для производителей газа в Норвегии и стратегией, которую министерство поддерживает и продвигает.

CE: Может ли Норвегия физически заместить объемы поставок нефти и газа из России?

Терье Аасланд: Именно компании, работающие на норвежском континентальном шельфе, несут ответственность за продажу добываемых ими нефти и газа на рынок на чисто коммерческой основе. Мы обсудили с европейскими лидерами роль Норвегии как единственного крупного экспортера нефти и газа в Европе, и мы продолжаем поддерживать тесную связь. Они прекрасно знают, что компании, работающие сегодня в Норвегии, добывают и продают нефть и газ на рынке, полностью насыщая его.

Наша общая цель состоит в том, чтобы максимально увеличить вклад Норвегии в энергетическую безопасность Европы, способствуя ежедневным поставкам в больших объемах нефти и газа с наших месторождений в будущем, а также сотрудничать по важным вопросам продолжающегося энергетического перехода.

CE: Насколько актуальны в Норвегии проблемы изменения климата и влияния на него добычи нефти?

Терье Аасланд: В текущей ситуации самое важное - достижение максимального объема добычи. Норвегия добывает нефть и газ с очень низкими выбросами CO2, и наша цель сос­тоит в дальнейшем сокращении выбросов на 50% к  2030 году. Мы сделаем все возможное, чтобы и дальше поставлять газ на европейский рынок.

Мы укрепили наше сотрудничество с ЕС, чтобы обеспечить промышленные изменения, необходимые нам для поставок большего количества возобновляемой энергии в Европу, а также для улавливания и безопасного хранения больших объемов CO2. Норвегия является ведущим игроком в области технологий улавливания и хранения углерода – мы близки к созданию полной цепи производства с транспортировкой и хранением под морским дном в Северном море. Речь идет о возможностях хранения всех выбросов CO2 Европы в течение столетия.

У нас также есть амбициозные планы в отношении океанского ветра, в том числе плавучих ветровых турбин.  Цель состоит в обеспечении выработки 30 000 МВт морской ветровой энергии на норвежском континентальном шельфе к 2040 году.

Мы опираемся на опыт, накопленный за 50 лет разведки нефти и газа в суровых условиях Северного моря. Это хрестоматийный пример того, как мы трансформируем норвежскую нефтегазовую отрасль  в отрасль с низким уровнем выбросов. Преобразование происходит во всех отраслях нашей промышленности - другими примерами являются экологически чис­тый алюминий и экологичное судоходство.

CE: Какие компании сегодня активны на норвежском шельфе?

Терье Аасланд: Equinor Energy AS входит в число компаний, активно работающих сегодня на норвежском шельфе. Компания ведет добычу на месторождениях Aasta Hansteen (Норвежское море), Alve (Норвежское море), Asgard (Норвежское море), Urd (Норвежское море), Tyrihans (Норвежское море), Trestakk (Норвежское море), Skuld (Норвежское море), Johan Castberg. (Баренцево море, одобрен для ведения добычи), Byrding (Северное море), Fram H-Nord (Северное море), Fram (Северное море), Gimle (Северное море), Gina Krog (Северное море), Grane (Северное море), Gudrun (Северное море), Gullfaks (Северное море), Gungne (Северное море) и т. д.

Следуетотметитьтакжекомпании Ask BP ASA, TotalEnergies EP Norge AS, ConocoPhillips Skandinavia AS, Lundin Energy Norway AS, Repsol Norge AS, Wintershall Dea Norge AS и Neptune Energy Norge AS.

CE: Планирует ли Норвегия инвестировать в разведку нефти и газа на море в международном масштабе и на Северном море?

Терье Аасланд: Именно компании нефтегазового сектора, а не Норвегия/Минис­терство нефти и энергетики, инвестируют в норвежский континентальный шельф в Северном море. Официальные органы утверждают планы развития и эксплуатации, и мы уже получили в общей сложности восемь планов развития и эксплуатации в течение 2021 года, что положительно скажется на нашей деятельности  в будущем.

Благодаримвасзаинтервью.

Caspian Energy (CE):  Mr. Aasland, Norway is one of the major oil-gas produ­cers and exporters in the EU. What do you think about today’s energy crisis, which threatens to grow into a financial one?

Terje Aasland, Minister of Petroleum and Energy of Norway:  Norwegian companies are doing what they can to deliver as much oil and gas as they can to the market. Production is near the maximum daily capacity.

Our main contribution to the current crisis in the short term will therefore be to maintain the current high production of oil and gas through high uptime at fields in related transport infrastructure.

 This is a high priority for the gas produ­cers in Norway and is a strategy which the Ministry supports and facilitates.

CE: Can Norway physically replace the volume of oil and gas supplies from Russia?          

Terje Aasland: It is the companies ope­rating on the Norwegian continental shelf that are responsible for selling oil and gas they produce into the market on a purely commercial basis.

We have discussed Norway’s role as the sole large exporter of oil and gas in Europe with the European leaders, and there is close contact. They are well aware of that companies operating in Norway today produce and sell oil and gas on the market up to capacity. Our shared ambition is to maximize Norway’s contribution to Europe’s energy security by facilitating high daily deliveries of oil and gas from our fields also going forward, and to cooperate also on important issues for the ongoing energy transition.  

CE: How pressing are the climate change challenges and the impact of oil production on it in Norway?  

Terje Aasland: In the current situation, the most important thing we do is to produce at maximum. Norway produces oil and gas with very low CO2 emissions and our target is to further reduce the emissions by 50% within 2030.  We will do our best to continue to deliver gas to the European market.

We have just stepped up our cooperation with the EU to ensure the industrial changes we need to supply more renewable energy to Europe – and to capture and safely store large quantities of CO2. Norway is a leading player on carbon capture and storage technology – we are close to a complete value chain with transport and storage under the seabed in the North Sea. Capacity to store all of Europe´s CO2 for a century.

 We have also ambitious plans for ocean wind, including floating wind turbines. The goal is to ensure generation of 30 000 MW offshore wind at the Norwegian continental shelf by 2040.

 We build on the experience gained over 50 years of oil and gas exploration under the harsh conditions in the North Sea. This is a textbook example of how we transform Norwegian oil and gas competence to the low emission society. The transformation goes on across our industries – green aluminum and green shipping are other examples.

CE: Does Norway plan to invest in offshore oil and gas exploration on an international scale and in the North Sea?

Terje Aasland: It’s the companies within the oil and gas sector, not Norway/Ministry of Petroleum and Energy, who invest on the Norwegian continental shelf in the North Sea. The authorities approve plans for development and operations, and we have received a total of eight plans for development and operations during 2021, which is positive for the level of activity going forward.

CE: Which companies are actively engaged on the Norwegian shelf today?

Terje Aasland: Equinor Energy AS is among companies actively engaged on the Norwegian shelf today. It is operating production on Aasta Hansteen (Norwegian Sea), Alve (Norwegian Sea), Asgard (Norwegian Sea), Urd (Norwegian Sea), Tyrihans (Norwegian Sea), Trestakk (Norwegian Sea), Skuld (Norwegian Sea), Johan Castberg (Barents Sea, approved for production), Byrding (North Sea), Fram H-Nord (North Sea), Fram (North Sea), Gimle (North Sea), Gina Krog(North Sea), Grane(North Sea), Gudrun(North Sea), Gullfaks (North Sea), Gungne (North Sea), etc. Noteworthy are also such companies as Aker BP ASA, TotalEnergies EP Norge AS, ConocoPhillips Skandinavia AS, Lundin Energy Norway AS, Repsol Norge AS, Wintershall Dea Norge AS and Neptune Energy Norge AS.

Thank you for the interview.