Die vermutlich einzige Offshore-Grünanlage der Welt liegt 100 Kilometer östlich von Baku auf dem Kaspischen Meer. Sie ist halb so groß wie ein Fußballfeld, der sattgrüne Rasen so sorgsam gestutzt wie bewässert. Gepflasterte Wege laden zum Lustwandeln, schmiedeeiserne Parkbänke zum Verweilen, kniehohe Büsche säumen die Beete. Niedrige Lampen sorgen dafür, dass auch nachts niemand die Übersicht verliert, vielleicht für den Fall eines späten Besuchs im Museum, das Staatspräsident Ilham Alijew und seinem Vater und Amtsvorgänger Haydar Alijew huldigt. Vis-a-vis stößt ein Rohrgestänge aus dem geteerten Boden. An der Stelle, so erinnert eine Plakette unterhalb der vier Drehventile, wurde 1949 zum ersten Mal auf der Welt auf See Öl gefördert.
Oil Rocks nennen die Aserbaidschaner diese „Stadt auf dem Meer“, eine gigantische Plattform über dem nur wenige Meter tiefen Meeresgrund, wo die Felsen im grün-blassen Meerwasser schimmern. Bis zu 2000 Menschen arbeiten hier, sagt Chefingenieur Zabit Ahmadow, ein Georgier mit sonnengegerbtem Gesicht. Die Wohnanlagen erreichen neun Geschosse. Es gibt eine Bäckerei, eine Unfallstation samt Krankenwagen, einen Fußballplatz, ein Schwimmbad ist geplant. Ringsum heben und senken sich weiße, blaue, rote, gelbe Rohre.
Viele Öllager haben ihren Zenit überschritten
Oil Rocks ist eine Spinne im Pipelinenetz. Ringsherum wird Öl aus der Tiefe des Kaspischen Meeres gefördert. Über die Jahre hat sich das Gewirr aus stählernen Leitungen und Inseln auf eine Fläche von 50 Hektar ausgedehnt. Das schwarze Gold wird über kilometerlange Stege hierher gepumpt und dann über unterirdische Leitungen zum Festland.
Ölförderung hat in Baku viele reich gemacht. Angefangen bei den Nobels und Rothschilds, die Ende des vorvorigen Jahrhunderts Vermögen mit dem damals weltgrößten Ölproduzenten machten. Noch heute senken Pferdekopfpumpen träge ihr Haupt und quetschen Öl aus dem staubigen Boden. Nach dem Zerfall der Sowjetunion nabelte sich Aserbaidschan von Moskau ab, baute mit BP eine Leitung in die Türkei und verzwölffachte sein Nationaleinkommen.
Doch viele Öllager haben ihren Zenit überschritten. „Deshalb wird unsere künftige Strategie mehr auf die Gasproduktion ausgerichtet“, sagt Tofig Gahramanow. Im Vorstand der Staatlichen Ölgesellschaft Aserbaidschans (Socar) ist er für Strategie und Entwicklung verantwortlich. Doch seine Verantwortung reicht weiter. Die Hälfte des Staatshaushaltes wird aus den sprudelnden Ölgewinnen finanziert. Socar beschäftigt nicht nur 80.000 Leute; dem Staatskonzern kommt beim Umbau der Wirtschaftsstruktur die tragende Rolle zu.
Schließlich hat Präsident Alijew das Ziel vorgegeben, nicht nur das Volkseinkommen zu verdoppeln, sondern vor allem das Wachstum außerhalb des Ölsektors zu beschleunigen. Das Land am Kaspischen Meer, kaum größer als Österreich, verfügt über nachgewiesene Gasreserven von etwa 2,3 Billionen Kubikmetern. Die reichen aus, Deutschland bei konstantem Verbrauch 30 Jahre lang zu versorgen.
Ein zu großes Rohr, mit zu hohen Kosten
Die wirtschaftliche Zukunft des 9,5 Millionen Einwohner kleinen Landes, das im Norden an Russland, im Süden an Iran anstößt, liegt noch mal ein halbe Hubschrauberstunde weiter im offenen Meer. Da ruht der „Meereskönig“, „Schah Deniz“. Der lässt sich nicht lumpen. Schon werden 30 Millionen Kubikmeter Gas aus dem Untergrund gefördert. 50 Millionen sollen es bald sein, „Meereskönig II“ wird projektiert und soll Anfang 2018 den begehrten Stoff an die Oberfläche holen.
Das ist das Gas, das Socar und die anderen Anteilseigner, darunter Konsortialführer BP und der norwegische Energiekonzern Statoil, nach Europa verkaufen wollen. Wenn es 2018 fließen soll, muss die Leitung stehen. Auf bis zu 45 Milliarden Dollar, rechnet BP-Statthalter Raschid Jawanschir vor, könnten sich die Investitionen in Anlagen und Pipelines belaufen.
Nach jahrelangen Verhandlungen stehen nun kommende Woche wesentliche Vorentscheidungen über den Pipelinebau durch die Türkei und von dort durch Südosteuropa an: Durch die Türkei wird Socar voraussichtlich mit türkischen Unternehmen eine eigene Röhre legen, die Transanatolische Pipeline. Sie wird 2000 Kilometer lang, kostet 6 Milliarden Dollar und soll 16 Milliarden Kubikmeter Gas transportieren. Das ist die Menge, die Aserbaidschan 2018 aus dem neuen Feld fördern will.
6 Milliarden Kubikmeter sollen in der Türkei bleiben, der Rest danach Richtung Europa fließen. Sollten weitere Fördermengen hinzukommen, ob aus neuen Quellen oder aus Nachbarstaaten wie Turkmenistan, könnten die Kapazitäten auf 24 Milliarden Kubikmeter erhöht werden. Die Nabucco-Eigner um die österreichische OMV und Deutschlands RWE hatten mit 30 Milliarden Kubikmetern kalkuliert und sich deshalb den Vorwurf gefallen lassen müssen, ein zu großes Rohr mit letztlich zu hohen Kosten betreiben zu wollen.
Ausscheiden Nabuccos wäre herbe Niederlage für EU
Jenseits der türkischen Grenze könnte das europäische Nabucco-Projekt dann doch in verkürzter und kleinerer Form zum Zuge kommen. Noch muss es sich gegen ein alternatives Projekt, die von BP getragene Südosteuropäische Pipeline (Seep), zu Wehr setzen. Doch wie am Rande einer Öl- und Gaskonferenz in Baku verlautete, hat Seep den Nachteil, vor allem Bulgarien, Rumänien und Ungarn zu versorgen. Dagegen wolle Nabucco das Gas an der Gasdrehscheibe in Baumgarten anlanden und in den EU-Markt geben. Ein völliges Ausscheiden Nabuccos selbst in der kleineren Version käme einer Niederlage der EU gleich, die sich lange Zeit vehement für diese Verbindung eingesetzt hatte. Zudem will Socar Rumänien selbst mit Gas per Schiff über Georgien versorgen.
Selbst wenn sich Nabucco West durchsetzen würde, wäre das keine endgültige Entscheidung. Denn sie stünde in Konkurrenz zu einer Pipeline, die das Gas über Griechenland und die Adria nach Italien pumpen will. An dem Projekt sind Schah- Deniz-II-Konsorte Statoil und auch Eon beteiligt. Spätestens Mitte 2013, möglichst vor Ende 2012 solle diese Entscheidung fallen, sagt Socar-Vorstand Gahramanow.
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Neue Hoffnung für Nabucco?
So oder so, das Gewicht der Aserbaidschaner im Gasmachtpoker wird wachsen. Die Weltnachfrage steigt, wie die Internationale Energieagentur (IEA) analysiert. Europa könnte seine Bezüge, die heute zu gut einem Drittel aus Russland kommen, weiter diversifizieren. Weil die Eigenproduktion sinkt, müssen die Importe steigen, ob als Pipelinegas aus Norwegen, Russland und Aserbaidschan oder verflüssigtes Tankergas aus Qatar, Nigeria oder anderswo. Nach Schätzungen der IEA wird die Gaseinfuhr, die heute etwa die Hälfte der EU-Nachfrage deckt, bis 2020 bei wachsendem Bedarf auf mehr als zwei Drittel der Nachfrage steigen.
Der Wettbewerb ist groß, die Preise volatil. Das gilt umso mehr, als rings um den Globus mehr und mehr Gas aus tiefen Ton- und Schieferschichten gebrochen wird. Vor wenigen Jahren galt das als technisch und ökonomisch nicht machbar. In Europa zieren sich die meisten Länder aus Umweltgründen zwar, die tiefen Schichten anzubohren, doch in Amerika hat diese Technik den Energiemarkt binnen kurzem revolutioniert.
„Mindestens eine halbe Milliarde investieren, eher mehr“
Die Aserbaidschaner hält das alles nicht davon ab, ihr Gas auf den Markt zu bringen. Allerdings wollen sie am Ende an jedem Pipelineprojekt für ihr Gas beteiligt sein. Das müsse nicht die Mehrheit sein, aber an der verlängerten Wertschöpfungskette wollen sie mitverdienen. So, wie sie ihre Rohstoffe besser verwerten, indem sie die Produktion diversifizieren und ihre Wirtschaftsstruktur umbauen.
Dazu gehören Investitionen in neue Pipelines und eine Eisenbahnlinie von Baku über Tiflis ins anatolische Kars. Im benachbarten Georgien kontrolliert Socar die Hälfte der Öl- und Energieversorgung. In der Türkei sind die Aserbaidschaner groß in der Petrochemie und im Raffineriegeschäft. In Georgien, der Ukraine und Rumänien betreibt Socar eigene Tankstellen. Mit der Übernahme von 170 Esso-Stationen in der Schweiz ist die Gesellschaft seit 2011 auch in Zentraleuropa präsent. Weitere Zukäufe sind nicht ausgeschlossen.
Der größte Teil der Investitionen fließt ins Inland. Bis Ende Juli werde man den Bau einer Düngemittelfabrik mit einer Tagesproduktion von 2000 Tonnen beschließen, sagt Muchtar Babajew. Er beaufsichtigt die Socar 2010 zugeschlagene staatliche Chemieindustrie. Babayev lässt erkennen, dass der Anlagenbauer ThyssenKrupp Uhde im Rennen um den Auftrag gute Chancen habe. „Wir wollen da mindestens eine halbe Milliarde Dollar investieren, eher mehr.“ In Georgien plant Socar den Bau einer identischen Fabrik.
Gute Möglichkeiten für deutsche Unternehmen
In Sumgait, einer 1949 nebst Chemiekombinat aus dem Boden gestampften Stadt einige Dutzend Kilometer nördlich von Baku, wird sukzessive der alte Chemiekomplex abgerissen, saniert und neu gebaut. „Das wird eine Megainvestition von 15 Milliarden Dollar“, sagt Gahramanow. Der Bauplan umfasst eine Ölraffinerie, einen Gas-Cracker nebst angeschlossenen Anlagen zu Erzeugung von Ethylen, Propylen und Polypropylen und einen Hafen, über den die Produkte verschifft werden. Gahramanow lädt deutsche Unternehmen ausdrücklich ein: „Es gibt hier sehr gute Möglichkeiten für deutsche Unternehmen.“ Der Name des Anlagenbauers Linde fällt verschiedentlich.
In sechs oder sieben Jahren solle alles fertig sein, sagt der Aufseher der Socar-Chemiesparte Babajew. Dabei soll das nur der Kern eines neuen Chemieparks sein. Auf 170 Hektar Fläche wolle man kleinere und mittlere Unternehmen ansiedeln, die die petrochemischen Vorprodukte veredeln. Auch hier nutzt man deutsche Erfahrungen. Im ostdeutschen Leuna haben die Socar-Leute sich angeschaut, wie man alte DDR-Anlagen modernisieren kann, in Leverkusen und Ludwigshafen Erfahrungen mit dem Betrieb von Chemieparks gesammelt. In ein paar Wochen werden wieder Leute aus Sumgait in Ludwigshafen sein. Dann wird gefeiert: 25 Jahre Städtepartnerschaft.
