Exxon przyspiesza projekt gazowy na Cyprze

Pod dnem morskim na południe od Cypru znajduje się złoże, które może zmienić pozycję wyspy w energetycznej układance wschodniego Morza Śródziemnego. ExxonMobil i QatarEnergy podpisały dokument określany w branży jako „statement of commerciality”, czyli formalne potwierdzenie, że złoża Glaucus i Pegasus mogą mieć sens komercyjny (AP, Yahoo Finance / Reuters). Chodzi o blok 10 w cypryjskiej wyłącznej strefie ekonomicznej, a więc na obszarze morza, na którym państwo rości sobie prawo do eksploatacji surowców.

To ważny etap dla finansowania i planowania inwestycji. Nie oznacza jednak, że gaz wkrótce popłynie do Europy. Ostateczna decyzja inwestycyjna, czyli moment, w którym firmy zobowiązują się wydać miliardy na infrastrukturę, spodziewana jest dopiero około 2029 r. Pierwszy gaz miałby pojawić się około 2033 r. (AP).

Jak złoże gazu przechodzi od odkrycia do dostaw

Morskie projekty gazowe nie zaczynają się od rurociągu, lecz od serii bramek decyzyjnych. Najpierw trzeba potwierdzić obecność węglowodorów. Potem sprawdzić, czy złoże jest wystarczająco duże, by jego wydobycie mogło się opłacać. Następnie liczy się ekonomię projektu, wybiera trasę eksportu, układa finansowanie i podpisuje kontrakty. Dopiero na końcu zapada decyzja inwestycyjna.

Cypr przeszedł właśnie etap, na którym można powiedzieć: ekonomia projektu może się spiąć. Wszystko, co następuje później, pozostaje otwarte.

Same liczby również wymagają ostrożności. Cypryjski minister energii mówił o 4,8 bln stóp sześciennych w złożu Glaucus i 2,1 bln stóp sześciennych w Pegasusie (CNA). Euronews Greece podawał szerszy przedział, 8–9 bln stóp sześciennych (Euronews Greece). Nie opublikowano jednak audytowanej wielkości rezerw, czyli danych pokazujących, ile gazu da się rzeczywiście wydobyć, a nie tylko ile może znajdować się pod ziemią. Wniosek jest prosty: to duże złoże jak na warunki wschodniego Morza Śródziemnego, ale jeszcze nie rezerwa, którą można bezpiecznie wpisać do bankowego modelu finansowania.

Egipt kontroluje wyjście

Najbardziej prawdopodobna trasa eksportu prowadzi przez Egipt. John Ardill z ExxonMobil powiedział AP, że cypryjski gaz najpewniej popłynąłby rurociągiem do istniejących egipskich instalacji skraplania, gdzie zostałby zamieniony w LNG, czyli skroplony gaz ziemny możliwy do transportu statkami. Budowę osobnego terminalu LNG na Cyprze uznano za zbyt kosztowną (AP).

W praktyce Egipt staje się bramą, przez którą gaz musi przejść. Tyle że ta brama ma własne ograniczenia. Ahram Online podał, że w marcu 2026 r. egipski eksport LNG spadł do zera, a kraj importował około 700 mln stóp sześciennych dziennie, by pokryć krajowe niedobory (Ahram Online). To nie wygląda na jednorazową awarię. Od ponad roku Egipt zmaga się z popytem wewnętrznym, który rośnie szybciej niż krajowa produkcja. Jeśli Kair sam będzie potrzebował gazu, europejscy odbiorcy znajdą się niżej w kolejce.

Mało wobec europejskiego apetytu

Unia Europejska tylko w drugim kwartale 2025 r. zaimportowała 75 mld m sześc. gazu, z czego LNG odpowiadało za 46% dostaw (European Commission). To porównanie skali, nie prognoza popytu na 2033 r. Na tle obecnych wolumenów cypryjski gaz, rozłożony na dekady wydobycia, byłby użytecznym dodatkiem na marginesie rynku, a nie zmianą systemową.

Problemem jest także kalendarz. IEEFA szacuje, że import gazu do UE może spaść o 25% do 2030 r., jeśli utrzymają się polityki ograniczania popytu (IEEFA). Dane Bruegla pokazują, że zużycie gazu w UE i Wielkiej Brytanii było już w latach 2023–2024 o 18% niższe niż w latach 2019–2021 (Bruegel). Projekty, które potrzebują dekady od zatwierdzenia do wydobycia, wejdą więc na rynek, który do tego czasu może być celowo mniejszy.

Kto zyskuje, kto czeka, kto płaci

Cypr zyskuje natychmiast: nie gaz w budżecie, lecz większą wagę geopolityczną. ExxonMobil, jako operator z udziałem 60%, oraz QatarEnergy, partner z udziałem 40%, zyskują aktywo do dalszego rozwoju (Yahoo Finance / Reuters). Egipt zyskuje pozycję państwa, bez którego trudno będzie przetworzyć i wysłać surowiec dalej.

Europejscy konsumenci na razie nie zyskują nic. Teoretyczne drogi na północ istnieją: terminale LNG w Grecji albo interkonektor Grecja–Bułgaria (DESFA, ICGB). Nie ma jednak publicznie znanego kontraktu z odbiorcą, kosztorysu budowy ani uzgodnionych opłat infrastrukturalnych dla gazu z Glaucusa i Pegasusa. Jeśli wariant egipski będzie wymagał dodatkowej przepustowości rurociągowej, ktoś będzie musiał ją sfinansować. Te negocjacje jeszcze się nie zaczęły.

Cypr przeszedł realny komercyjny próg. To jednak dopiero początek długiego procesu. O tym, czy Europa kiedykolwiek zobaczy ten gaz, zdecydują trzy rzeczy: wolna przepustowość eksportowa Egiptu, popyt Europy w połowie lat 30. oraz gotowość inwestorów do finansowania nowych dostaw gazu kopalnego na rynek, który oficjalnie ma zużywać go coraz mniej. To ostatnie napięcie będzie najważniejsze.