Do niedawna rozwój sektora gazowego w Afryce podlegał ograniczeniom wynikającym z wymogów ochrony klimatu i z polityki odchodzenia od węglowodorów. O ile jednak UE i jej członkowie promowali dekarbonizację i rozwój energii słonecznej lub wiatrowej, o tyle najważniejsze światowe firmy wydobywcze, w tym europejskie, kontynuowały eksplorację i inwestycje w nowo odkryte złoża. Zachodnie banki coraz częściej rezygnowały jednak z kredytowania i zabezpieczania inwestycji gazowych. Przywódcy państw afrykańskich uważali to podejście za nieuczciwe. Twierdzili, że skoro kontynent w najmniejszym stopniu przyczynił się do ocieplenia klimatu, ponosząc jednocześnie jego największe koszty (skutki zmian klimatu są tu najbardziej odczuwalne), powinien móc bez przeszkód wykorzystywać dostępny potencjał surowcowy. Z ich perspektywy ewentualne zyski mogłyby stymulować rozwój i zwiększać dostęp do elektryczności, którego nie ma 600 mln (ok. 50%) mieszkańców Afryki. Jednocześnie udział kontynentu w globalnych emisjach CO₂ wzrósłby tylko z 3% do 4%. Rosyjska inwazja na Ukrainę i wynikająca stąd potrzeba energetycznego uniezależnienia się UE od Rosji sprawiły, że dylemat ten ustępuje pilnej potrzebie zabezpieczenia możliwie szerokiego wachlarza alternatywnych źródeł energii. Ułatwi to niedawna unijna zmiana kwalifikacji inwestycji gazowych i uznanie ich za „zielone”. Jeśli trend ten utrzyma się, produkcja w Afryce ma szansę wzrosnąć z obecnego poziomu 260 mld m³ (w tym 60% z Algierii i Egiptu) do 470 mld m³ za ok. 15 lat, co jest równe 75% wolumenu obecnej produkcji rosyjskiej. Zarówno dotychczasowi, jak i nowi producenci – zwłaszcza z Afryki Subsaharyjskiej – upatrują w obecnej koniunkturze szansy na zyski.

Afrykańskie źródła gazu wykorzystywane dotychczas w Europie

Obecnie UE w ok. 14% zaspokaja swoje zapotrzebowanie na gaz importem z Afryki, głównie dzięki połączeniu bogatej w ten surowiec Algierii gazociągami z Włochami (Trans-Mediterranean) oraz Hiszpanią (Medgaz), a także w formie LNG. Między 2020 a 2021 r. eksport Algierii do UE łącznie wzrósł z 38,2 do 55 mld m³, w br. ma również wzrosnąć (w tym o 2 mld rurociągami), a kraj stanie się największym dostawcą dla Włoch. Dotąd była nim Rosja.

Jednocześnie wzrastać będzie zarówno udział, jak i znaczenie źródeł gazu z Afryki Subsaharyjskiej, przede wszystkim w zakresie LNG. Jego największym producentem i eksporterem na południe od Sahary jest dziś Nigeria (28 mld m³ ekwiwalentu gazu w 2020 r., dziś źródło m.in. 55% gazu używanego w Portugalii), która nie wykorzystuje całości swojego potencjału wydobywczego. Mniejsze ilości produkowała Angola (7 mld m³ w 2020 r.), Gwinea Równikowa (4 mld m³) i Kamerun (2 mld m³). W październiku br. do Mozambiku przybył tankowiec po pierwszy transport LNG z głębokomorskiego złoża Coral Sul (FLNG), którego operatorem jest Eni, a sprzedaż prowadzi BP.

Potencjalni dostawcy z Afryki Subsaharyjskiej

Najbardziej obiecująca jest perspektywa uruchomienia przez BP eksportu gazu ze złóż znajdujących się u wybrzeży Senegalu i Mauretanii. Gotowa w 80% jest budowa przez BP infrastruktury do eksploatacji szacowanego na 200–425 mld m³ pola Greater Tortue Ahmeyim (GTA), z którego eksport ma ruszyć w przyszłym roku. Sprzedaż surowca oczekiwanego w pierwszej fazie eksploatacji (do końca 2023 r.) jest już zakontraktowana. Rośnie zainteresowanie wykorzystaniem gazu z tego pola, zwłaszcza w drugiej fazie (do 2027 r.). Wizyty w Senegalu (który jest współwłaścicielem pola razem z Mauretanią) odbyli m.in. kanclerz Niemiec Olaf Scholz (w maju br.) i prezydent Polski Andrzej Duda (we wrześniu br.). Scholz deklarował wsparcie wydobycia dzięki nakładom na zwiększenie zdolności produkcyjnych GTA. Także w 2023 r. przewidziany jest start wydobycia z mniejszych pól gazowych w Republice Konga i Angoli (Eni – 43 mld m³, Chevron – 17,5 mld m³). Państwa te w kwietniu br. odwiedził ówczesny premier Włoch Mario Draghi, zawierając umowy na zwiększenie importu w celu uzupełnienia dostaw z źródeł algierskich.

Największe ilości gazu, który mógłby trafić do Europy z Afryki Subsaharyjskiej, znajdują się prawdopodobne w Mozambiku (zasoby ok. 1200 mld m³ według ostrożnych szacunków Rystad). Po odkryciu tych złóż dekadę temu Mozambik liczył, że zostanie trzecim eksporterem LNG na świecie po Katarze i Australii. Podobną wielkość złóż deklarują (zapewne na wyrost) władze Mauretanii na najbardziej perspektywicznym podmorskim polu Bir Allah, w odniesieniu do którego w październiku br. BP podpisało umowę na eksplorację i wydobycie, spodziewane w perspektywie ponad dekady. Długoterminowo do dużych eksporterów może też dołączyć Tanzania, która po latach niechęci do firm wydobywczych podpisała w czerwcu br. umowę z Shellem i norweskim Equinor na budowę wartego ok. 30 mld dol. morskiego terminalu LNG dla złóż na Ocenie Indyjskim.

Wyzwania bezpieczeństwa i infrastrukturalne

Inwestycje prowadzone przez TotalEnergies i innych partnerów na półwyspie Rovuma w Mozambiku – na największych złożach tego kraju – zostały wstrzymane z powodów bezpieczeństwa. Trwająca w bezpośrednim sąsiedztwie projektów gazowych wojna sił mozambickich i regionalnych z dżihadystami deklarującymi lojalność wobec tzw. Państwa Islamskiego sprawia, że dokończenie prac jest mało prawdopodobne.

O ile w Afryce Subsaharyjskiej rozwijane są przede wszystkim projekty LNG, o tyle skokową zmianę skali importu z Nigerii do UE przyniosłoby połączenie rurociągowe. Jego wariant lądowy (Trans-Saharan Gas Pipeline) mógłby prowadzić przez Niger – państwo, które także może eksportować gaz ze swoich złóż (30 mld m³), do Hassi R’Mel w Algierii. Stamtąd gaz mógłby być dalej transportowany podmorskimi rurociągami lub w formie LNG. Pozwoliłoby to Nigerii eksportować do Europy 30 mld m³ gazu rocznie, ilość porównywalną do algierskiej. Projekt ten pozostawał od 40 lat w sferze planów, które ożywił nowy kontekst międzynarodowy. Trzy państwa popisały stosowne memorandum w lipcu br., a według władz Nigerii przedstawiciele UE sondują możliwość współfinansowania inwestycji szacowanej na 13 mld dol. Perspektywę budowy i utrzymania rurociągu oddala jednak zagrożenie ze strony działających w Sahelu dżihadystów. Alternatywą jest podmorski rurociąg Nigeria–Maroko (obecnie sięga tylko Ghany), który przechodziłby przez wody terytorialne 13 państw. Gaz nigeryjski, a także z nowo odkrytych złóż w Ghanie, Wybrzeżu Kości Słoniowej i Senegalu, płynąłby wzdłuż wybrzeża atlantyckiego, zasilając odnogami wszystkie państwa wybrzeża i sąsiednie. We wrześniu br. Nigeria, Maroko i zachodnioafrykański blok ECOWAS podpisały memorandum w sprawie budowy rurociągu, a w 2023 r. spodziewana jest ostateczna decyzja inwestycyjna. Skala przedsięwzięcia może być jednak jeszcze większa niż przy połączeniu lądowym, a główny cel inwestycji (energia dla państw ECOWAS) ogranicza jej potencjał dla UE.

Osobnym problemem są kradzieże ropy z rurociągów za pomocą nielegalnych podłączeń (nawet podmorskich), co jest powszechne w Nigerii. Z tego względu największa nigeryjska spółka LNG wykorzystuje 68% mocy przerobowych. Władze wynajmują obecnie dawnych rebeliantów z delty Nigru, którzy od 2006 r. atakowali infrastrukturę, do jej ochrony. W założeniu ma to zwiększyć bezpieczeństwo i skalę produkcji, jednak jest to strategia ryzykowna, doraźna, która nie gwarantuje trwałych rezultatów.

Perspektywy

Rosyjska inwazja na Ukrainę spowodowała zwiększenie prawdopodobieństwa realizacji projektów gazowych w Senegalu, Mauretanii, Angoli, Nigerii, Tanzanii i innych państwach Afryki Subsaharyjskiej. W perspektywie najbliższego roku zwiększy się udział afrykańskiego gazu w miksie energetycznym UE, dzięki czemu partnerstwa na kontynencie zyskają na znaczeniu. Po wizytach w Afryce przywódców Włoch, Niemiec i Polski można spodziewać się kolejnych, przy czym poszczególne państwa – jak dotychczas np. Włochy – będą oszczędnie informować o ustaleniach, zabezpieczając w pierwszej kolejności własne interesy. UE poważnie rozważy, czy nadać budowie Trans-Saharan Gas Pipeline znaczenie strategicznie. Argumentem sprzyjającym temu będzie możliwość odsunięcia od inwestycji zainteresowanego nią Gazpromu. Wyzwaniem będzie też postawa Kataru, który sygnalizuje chęć warunkowania dopuszczenia firm europejskich do projektów QatarEnergies uzyskaniem udziałów w ich inwestycjach w Afryce i Ameryce Płd.

Potrzeba, w jakiej znalazła się UE, sprawia, że państwa afrykańskie będą mogły stawiać korzystniejsze dla siebie warunki sprzedaży gazu. Jest jednak wątpliwe, że ich mieszkańcy odczują oczekiwane korzyści. Niektóre państwa, szukając szybkich zysków z eksportu, będą skłonne zmniejszać własne zużycie, co wywoła napięcia społeczne, gdy np. spowolni elektryfikację. Perspektywy wyborcze, zwłaszcza w Senegalu, Nigerii i DR Konga, podnoszą ryzyko, że zyski z kontraktów gazowo-naftowych zawieranych pod presją czasu posłużą władzom tych państw do opłacenia kampanii wyborczych, a nie do rozwoju. Może to spowodować pośrednie obwinianie UE o tworzenie warunków sprzyjających defraudacji środków przez lokalnych przywódców.