Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Grzegorz Makuch
1Kanada. Firma Pieridae Energy, do której nale¿y terminal Goldboro LNG, budowany obecnie w prowincji Nowa Szkocja na wschodnim wybrze¿u Kanady, z koñcem sierpnia br. podpisa³a wstêpn¹ umowê w sprawie kupna firmy produ-kuj¹cej gaz ziemny w Albercie – Ikkuma Resources. Umowa obejmuje tak¿e udzia-³y w obszarach produkcyjnych (Alberta Foothills) i zak³ada zbycie Ikkuma Resources po 0,86 USD za akcjê lub premiê w wysokoœci 188% i zakup akcji po 0,30 USD. Koszt przejêcia Ikkuma Resources stanowi mniej ni¿ 1,5% kosztu budowy terminala Goldboro i ozna-cza istotny krok w kierunku uzyskania ostatecznej decyzji inwestycyjnej w 2018 r. Pieridae Energy zamierza zatrzy-maæ doœwiadczony zespó³ pracowników Ikkuma Resour-ces, który w dalszym ci¹gu bêdzie kierowa³ projektami wydobycia surowców. Umowê zatwierdzi³ ju¿ w³aœciwy urz¹d w Albercie (Alberta Energy Regulator) i zostanie sfi-nalizowana w czwartym kwartale br. Projekt terminala Goldboro zak³ada produkcjê 10 mln t gazu rocznie pocz¹wszy od 2023 r. W 2015 r. PKN Orlen kupi³ Kicking Horse Energy i w ten sposób uzyska³ udzia³ 10,7% w Pieri-dae Energy.
Projekt ropoci¹gu Trans Mountain, który ma zwiêk-szyæ mo¿liwoœci eksportu kanadyjskiej ropy naftowej do Azji i tym samym usun¹æ problem w¹skich garde³ w prze-syle, napotka³ kolejne trudnoœci. Pod koniec sierpnia Fede-ralny S¹d Apelacyjny w Kanadzie uniewa¿ni³ decyzjê o rozbudowie ropoci¹gu z powodu niew³aœciwego zabezpie-czenia przez rz¹d w Ottawie interesu rdzennej ludnoœci. S¹d uzna³, ¿e National Energy Board (NEB) b³êdnie zawê-zi³ ocenê projektu, wykluczaj¹c z niej kwestie dotycz¹ce ruchu tankowców. Projekt Trans Mountain zmaga³ siê ju¿ wczeœniej z protestami rdzennej ludnoœci i oporem rz¹du Kolumbii Brytyjskiej. Rozwi¹zaniem problemu mia³a byæ decyzja rz¹du premiera Justin Trudeau z maja tego roku o odkupieniu projektu od amerykañskiej firmy Kinder za kwotê 4,5 mld CAD. Decyzja ta zwiêksza³a prawdopo-dobieñstwo realizacji projektu przez udzielenie mu gwa-rancji rz¹dowych. Tymczasem decyzja s¹du i b³êdy po stronie NEB sprawi³y, ¿e producenci w dalszym ci¹gu dzia³aj¹ w niepewnej sytuacji rynkowej i notuj¹ nadpoda¿ produkcji, co powoduje obni¿enie cen surowca na rynku wewnêtrznym i spadek wartoœci gie³dowej firm.
Francja. Total zakoñczy³ przejêcie Engie LNG za kwotê 1,5 mld USD. Transakcja obejmuje czêœæ floty gazowców, udzia³ w amerykañskim projekcie Cameron
LNG (16,6%) i prawo do 2,5 mln t gazu rocznie, a tak¿e 5% udzia³ów w projekcie Idku LNG w Egipcie. Po przejêciu Total bêdzie posiada³ 18 statków do przewozu LNG, w tym 2 statki regazyfikuj¹ce (Floating, Storage, Regasification
Unit – FSRU) – jeden stacjonuj¹cy na Wybrze¿u Koœci
S³oniowej, drugi w Birmie. Przejêcie udzia³ów Engie LNG przez francuski Total jest elementem zapowiedzianej w czerwcu br. przez prezydenta Francji Emmanuela Macrona prywatyzacji firmy Engie, która jest udzia³owcem projektu Nord Stream 2. Do kwietnia 2015 r. Engie by³o znane jako Gaz de France Suez i Nicola Sarkozy, gdy by³ prezydentem Francji, zapewnia³, ¿e firma nigdy nie zostanie sprywaty-zowana.
Norwegia. Wood Mackenzie poinformowa³o, ¿e po 2020 r. Norwegia zacznie siê zmagaæ ze spadkiem pro-dukcji ropy naftowej. Wynika to z niedostatecznej liczby projektów typu greenfield, co z kolei jest skutkiem niedo-inwestowania bran¿y przez ostatnie cztery lata. Zaledwie czêœæ nowo odkrytych z³ó¿ jest zagospodarowywana i nie zrekompensuje to spadku produkcji z dojrza³ych z³ó¿. Pod-czas konferencji zorganizowanej w Stavanger dyrektor ds. badañ w Wood Mackenzie Malcolm Dickson powiedzia³, ¿e zasoby niezagospodarowanych z³ó¿ wynosz¹ ok. 1,1 mld BOE, ale a¿ 400 mln bary³ek przypada na trudno dostêpne obszary Morza Barentsa i prowadzenie na nich eksploatacji by³oby kapita³och³onne. Podkreœli³ tak¿e, ¿e sytuacja mog³aby byæ gorsza, gdyby nie aktywnoœæ œredniej wielko-œci graczy, jak Aker BP, Lundin Petroleum, Neptun Energy, Chrysaor, Wintershall, OMV czy Point Resources, które odpowiadaj¹ za ok. 80% inwestycji, podczas gdy g³ówni gracze generuj¹ zaledwie 20% nowych inwestycji. Nor-wegian Oil & Gas (Norog) ju¿ w grudniu ub.r. informowa³ o luce projektowej, jaka powstanie po 2020 r. w wyniku krytycznego niedoboru zagospodarowania du¿ych z³ó¿. W opinii dyrektora Norwegian Oil & Gas Karla Eirika Schjott-Pedersena, by zatrzymaæ niekorzystn¹ tendencjê, firmy musz¹ zintesyfikowaæ poszukiwania, a rz¹d powi-nien udostêpniæ nowe pola koncesyjne i zaoferowaæ kon-kurencyjne warunki bran¿y. Powinno to skutkowaæ wzrostem udzia³u procentowego inwestycji na Morzu Ba-rentsa z 4% w 2017 r. do 15% w 2022 r. Norog uwzglêdni³ w prognozach du¿e, trudne w eksploatacji z³o¿a Wisting Central i Alta-Gohta, nale¿¹ce do OMV i Lundin Petro-leum, jednak lobby œrodowiskowe wzywa do wstrzymania eksploracji Arktyki, dowodz¹c, ¿e produkcja bêdzie nieop³acalna za przyczyn¹ dalszego rozwoju alternatywnych Ÿróde³ energii. Norog w swoim raporcie podkreœli³, ¿e o bloki koncesyjne na Morzu Barentsa, wystawione w 24
591
Przegl¹d Geologiczny, vol. 66, nr 10, 2018
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
1
Pañstwowy Instytut Geologiczny – Pañstwowy Instytut Badawczy, Oddzia³ Karpacki w Krakowie, ul. Skrzatów 1, 31-560 Kraków; grzegorz.makuch@pgi.gov.pl
rundzie przetargowej, wyst¹pi³o tylko 11 firm, w porówna-niu z 26 firmami w 23 rundzie i 36 w 22 rundzie w 2015 r.
Norweski Equinor, by zniwelowaæ spadek wydobycia ze starzej¹cych siê z³ó¿, zamierza zwiêkszyæ wydobycie o 50%. W tym celu, aby przed³u¿yæ ¿ywotnoœæ z³ó¿ pro-dukcyjnych, bêdzie wierci³ rocznie 120 otworów i dodatko-wo 20–30 odwiertów poszukiwawczych. W najbli¿szych dziesiêcioleciach firma chce wykonaæ 3 tys. otworów, to prawie tyle, co w ci¹gu ostatnich 50 lat. Obecnie Equinor nie ma w planach do 2022 r. nowych, du¿ych projektów wydobywczych i jeœli nie prze³amie tego niekorzystnego trendu, to nie utrzyma swojej pozycji jako dostawcy gazu. Z kolei niemiecka firma Wintershall zamierza zainwesto-waæ do koñca 2020 r. 2,3 mld USD w rozwój infrastruktury i badania na norweskim szelfie kontynentalnym. Oznacza to, ¿e a¿ 1/3 bud¿etu na eksploracjê Wintershall wyda w Norwegii, gdzie firma posiada ju¿ ponad 50 koncesji. Dyrektor Wintershall Mario Mehren apelowa³ o lepsz¹ wspó³pracê w Europie, która musi byæ œwiadoma swoich
mocnych stron i stawiæ czo³o wyzwaniom politycznym i gospodarczym. Tylko dziêki œcis³ej wspó³pracy z s¹siadami mo¿emy zagwarantowaæ bezpieczeñstwo dostaw gazu dzi-siaj i w przysz³oœci. W opinii Mehrena kluczow¹ rolê do
odegrania maj¹ Rosja i Norwegia. Warto przypomnieæ, ¿e w grudniu ub.r. niemiecki BASF (w³aœciciel koncernu Wintershall) i rosyjski LetterOne (w³aœciciel DEA) podpi-sa³y list intencyjny w sprawie po³¹czenia swoich przedsiê-biorstw naftowo-gazowych. Firmy og³osi³y po³¹czenie spó³ek córek Wintershall Group i DEA Deutsche Erdöel AG. W wyniku tej fuzji powstanie jedna z najwiêkszych w Europie firm poszukiwawczo-wydobywczych o nazwie Winteshall DEA. W ci¹gu miesi¹ca strony maj¹ podpisaæ kluczowe dokumenty dotycz¹ce po³¹czenia.
Na niekorzystn¹ tendencjê na norweskim rynku wêglo-wodorowym raczej nie wp³ynie zmiana na stanowisku mini-stra ds. ropy naftowej i energii, jaka nast¹pi³a z koñcem sierpnia br. Dotychczas urzêduj¹cego Terje Soviknesa zast¹pi³ jego kolega z Partii Postêpu – Kjell-Borge Frei-berg. Soviknes powróci na swoje poprzednie stanowisko, czyli burmistrza Os w hrabstwie Hordaland. Pe³ni¹c funk-cjê ministra przez blisko 2 lata Terje Soviknes wspiera³ sta-rania bran¿y zmierzaj¹ce do eksploracji Morza Barentsa. Freiberg tak¿e pe³ni³ kiedyœ funkcjê burmistrza. By³o to w jednym z miast w archipelagu Lofotów, gdzie da³ siê poznaæ jako zwolennik uruchomienia wydobycia wêglo-wodorów z przybrze¿nych wód archipelagu na Morzu Nor-weskim, o co apeluje teraz bran¿a wêglowodorowa. Soviknes tak¿e deklarowa³ wolê otwarcia archipelagu na poszukiwania, ale umowa koalicyjna Partii Konserwatyw-nej i Partii Postêpu z mniejszymi ugrupowaniami, w tym Chrzeœcijañskimi Demokratami i Libera³ami, zakazuje prac w tym obszarze (Nordland 6 i 7, Troms 2) na czas obo-wi¹zywania koalicji, to jest do 2021 r. Freiber tak¿e nie pozostawia w¹tpliwoœci, 31 sierpnia powiedzia³: ¯adne
dzia³anie nie zostanie rozpoczête w blokach Nordland 6 i Nordland 7 podczas kadencji tego parlamentu – jest to czêœci¹ umowy koalicyjnej. Mogê jednak zagwarantowaæ, ¿e archipelag Vester¯len i Lofoty pozostan¹ czêœci¹ debaty o ropie naftowej po kadencji tego parlamentu.
Kontynuuj¹c temat pozyskiwania surowców z Morza Barentsa warto odnotowaæ decyzjê premier Erny Solberg z wrzeœnia br., poniewa¿ w celu rozwoju badañ potencja³u ropy i gazu na tym obszarze rz¹d zdecydowa³ siê przezna-czyæ w przysz³ym roku bud¿etowym 6 mln USD na przy-gotowanie map koncesyjnych na Morzu Barentsa, w pobli¿u
morskiej granicy z Rosj¹. Premier Solberg powiedzia³a, ¿e posuniêcie to jest bardzo wa¿ne dla ochrony narodowych interesów Norwegii: Planujemy rozpoczêcie badañ
geolo-gicznych na obszarach w pobli¿u granicy z Rosj¹, ponie-wa¿ wiemy, ¿e oni prowadz¹ prace poszukiwawcze, a jeœli bêd¹ mieæ wiêcej informacji ni¿ my, to bêdziemy mieli s³absz¹ pozycjê, gdy bêd¹ dzielone zasoby. We wrzeœniu br.,
bazuj¹c na umowie podpisanej w 2010 r., Norwegia i Rosja rozstrzygnê³y 40-letni spór dotyczacy morskiej granicy na Morzu Barentsa. Umowa sprzed 4 lat zawiera posta-nowienia o wspó³pracy w bran¿y wêglowodorowej na obszarach transgranicznych. Oba kraje podpisa³y tak¿e w 2016 r. porozumienie dotycz¹ce prowadzenia wspólnych badañ sejsmicznych. Co ciekawe, spotkanie ówczesnego norweskiego ministra Torda Liena i rosyjskiego Siergieja Donskoja odby³o siê na Krymie. W 2016 r. Donskoj spot-ka³ siê tak¿e z przedstawicielami kontrolowanego przez rz¹d koncernu Statoil (dzisiaj Equinor) i wyrazi³ wówczas zadowolenie, ¿e firma ta we wspó³pracy z Rosnieftem nie zwalnia tempa prac pomimo sankcji na eksport sprzêtu i technologii niezbêdnych do eksploatacji Arktyki, g³êboko po³o¿onych z³ó¿ l¹dowych oraz formacji ³upkowych. Oba kraje koncentruj¹ siê jednak na ogromnych zasobach Morza Barentsa. Dotychczas rz¹d w Oslo przyzna³ trzy koncesje na tym obszarze, co doprowadzi³o do odkrycia z³o¿a gazu. Przeprowadzono tak¿e ograniczone badania sejsmiczne i odwiercono jeden otwór. Uwa¿a siê, ¿e Rosja prowadzi znacznie aktywniejsze poszukiwania po swojej stronie. Norweski dyrektoriat ds. ropy szacuje po³udnio-wo-wschodni¹ czêœæ Morza Barentsa na 1,9 mld BOE (g³ównie gaz), a pó³nocno-wschodni¹ na 8,8 mld BOE.
Dania. Warto odnotowaæ, ¿e obok Norwegii tak¿e w Danii zmniejsza siê wydobycie wêglowodorów. W zwi¹z-ku ze spadkiem wydobycia na Morzu Pó³nocnym Naro-dowa Agencja Energetyczna obni¿y³a d³ugoterminow¹ prognozê dostaw ropy. Tegoroczna œrednia dzienna pro-dukcja ropy wyniesie 128 tys. bary³ek, podczas gdy w zesz³ym roku osi¹gnê³a 138 tys. bary³ek. Spadek produkcji wynika z braku odkryæ nowych z³ó¿, a ten z ma³ego zakresu prac poszukiwawczych, co z kolei jest pok³osiem du¿ych opóŸnieñ i niepewnoœci odnoœnie rozwoju bran¿y. W konse-kwencji piêcioletnia prognoza produkcji zosta³a obni¿ona o 14%, a prognoza d³ugoterminowa o 8%. Dania od 1993 r. jest eksporterem ropy i gazu, ale mo¿liwe, ¿e ju¿ w przy-sz³ym roku przejdzie na pozycjê importera ropy. Natomiast dziêki przebudowie z³o¿a Tyra eksport gazu ma byæ utrzy-many do 2035 r.
Holandia. Rz¹d podejmie ostateczn¹ decyzjê o mak-symalnej wielkoœci rocznego wydobycia gazu ziemnego ze z³o¿a Groningen, która prawdopodobnie wyniesie 19,4 mld m3. Produkcja na ten roku ju¿ zosta³a ograniczona do poziomu 21,6 mld m3 w stosunku do poprzedniego pu³apu, czyli 24 mld m3. Jednak w zwi¹zku z wystê-puj¹cymi wstrz¹sami sejsmicznymi w marcu br. Pañstwo-wy Nadzór Kopalni wezwa³ rz¹d do redukcji Pañstwo-wydobycia do 12 mld m3. Trzêsienia ziemi mog¹ byæ spowodowane obni¿eniem ciœnienia w warstwach porowatych piaskowca w wyniku wydobycia gazu. Dyrektor nadzoru Theodor Kockelkoren kilka miesiêcy temu powiedzia³, ¿e nie ma pewnoœci co do zasadnoœci ³¹czenia produkcji gazu ze wstrz¹sami ziemi. Odkryte w 1959 r. z³o¿e Groningen mia³o 2,8 bln m3gazu. Wydobycie prowadzi konsorcjum sk³adaj¹ce siê z Shell i ExxonMobil.
592
Rosja. Premier Dmitrij Miedwiediew skierowa³ rezo-lucjê do czterech ministrów: energetyki, rozwoju gospo-darczego, finansów i transportu. Dotyczy ona przygotowania propozycji przepisów maj¹cych na celu zwiêkszenie iloœci gazu sprzedawanego za poœrednictwem gie³dy towarowej w Petersburgu i wyrównanie taryf przesy³owych w gazo-ci¹gach. Oba te zapisy dotycz¹ kontrolowanego przez pañstwo Gazpromu i jego licznych oddzia³ów, a tak¿e g³ównych, niezale¿nych producentów gazu, jakimi s¹ Novatek i Rosnieft. Zapisy te maj¹ na celu liberalizacjê krajowego rynku gazu. Zgodnie z obowi¹zuj¹cym prawem antymonopolowym w³adze ustalaj¹ cenê, po jakiej Gazprom sprzedaje surowiec gospodarstwom domowym i przemys-³owi. Zarazem Gazprom, zgodnie z prawem, mo¿e sprze-daæ rocznie 17,5 mld m3gazu na gie³dzie w Petersburgu. Ministerstwa proponuj¹ zwiêkszenie dopuszczalnego wolumenu gazu sprzedawanego na gie³dzie do 25 mld m3
rocznie. Novatek i Rosnieft tak¿e ignoruj¹ wezwania o sprze-da¿ surowca na gie³dzie, twierdz¹c, ¿e ca³a produkcja jest dystrybuowana w ramach kontraktów d³ugoterminowych. Tym samym rz¹d nie jest w stanie uzyskaæ mo¿liwie obiek-tywnej informacji odnoœnie godziwej ceny gazu na rynku krajowym. Miedwiediew oczekuje tak¿e od ministrów wprowadzenia jednolitych dla wszystkich firm taryf za transport gazu sieci¹, która – zgodnie z prawem z 1997 r. – nale¿y do Gazpromu. Rosyjski gigant, w zamian za mono-pol na infrastrukturê przesy³ow¹ i prawo do eksportu surowca, jest zobowi¹zany do sprzeda¿y gazu na rynku krajowym po zani¿onej cenie.
W sierpniu br. Miedwiediew podpisa³ tak¿e roz-porz¹dzenie nakazuj¹ce Ministerstwu Surowców Natural-nych przekazanie konsorcjum Sevkomneftegaz koncesji Pó³nocny Komsomolsk na Zachodniej Syberii. Tym samym firma bêdzie mog³a przejœæ od fazy rozpoznania do produk-cji. Sevkomneftegaz to joint venture zawi¹zane w ub.r. przez rosyjski Rosnieft (66,7%) i norweski Equinor (33,3%). Dotychczas firma wykona³a dwa odwierty rozpoznawcze w z³o¿u Pó³nocny Komsomolsk w ramach umowy poszu-kiwawczej zawartej w 2013 r. Dotychczasowe testy pro-dukcyjne wykaza³y przyp³yw ropy na poziomie 550 b/d, co da³o Sevkomneftegaz podstawy do oszacowania zasobów z³o¿a na 110 mln t ropy. Surowcem jest g³ównie ciê¿ka ropa pochodz¹ca ze stosunkowo cienkiej warstwy z nie-znaczn¹ domieszk¹ gazu i wody. Rzecznik norweskiej fir-my Equinor powiedzia³, ¿e wspó³praca firfir-my z Rosnieftem odbywa siê poza ramami amerykañskich i europejskich sankcji na³o¿onych na Rosjê.
Z kolei rosyjska Rosnedra opublikowa³a dane do-tycz¹ce trzech koncesji poszukiwawczych w blokach w okrêgu jama³o-nienieckim na Zachodniej Syberii. Bloki Erkutajatsi, Po³udniowy Jama³ i Tolawejski mog¹ zawieraæ 681 mld m3
gazu. Najwiêksze z tych z³ó¿ – Erkutajatsi, jak i mniejsze Po³udniowy Jama³, znajduj¹ siê w okolicy z³o¿a Bowanenkowo, ogromnego zasobu gazu zagospodarowa-nego przez Gazprom. Z kolei z³o¿e Tolawejski znajduje siê na Pó³wyspie Gydan, gdzie brakuje rozwiniêtej infrastruk-tury. Atrakcyjnoœæ bloków koncesyjnych obni¿a planowa-na reforma systemu podatkowego, która zak³ada zniesienie op³aty eksportowej w zamian za stopniowe podnoszenie podatku od wydobycia, staraj¹c siê tym samym poprawiæ atrakcyjnoœæ krajowego rynku.
Nord Stream 2. Strojgazmonta¿, generalny wykonaw-ca mostu ³¹cz¹cego Rosjê z Krymem, otrzyma³ od
Gazpro-mu kolejne zlecenie, tym razem na budowê 320 km gazo-ci¹gu l¹dowego w pó³nocno-zachodniej Rosji, który bêdzie doprowadza³ gaz do planowanego Nord Stream 2. Gazprom planuje zakoñczyæ budowê Nord Stream 2 do koñca 2019 r., kiedy to wygasa umowa na tranzyt gazu z Rosji przez Ukrainê, a tak¿e koñczy siê polsko-rosyjska umowa na przesy³ gazu gazoci¹giem Jama³-Europa. Umo-wa na dostawy surowca do Polski obowi¹zuje do 2022 r., zatem umowa na tranzyt gazu wygasa o 3 lata wczeœniej. Warto odnotowaæ, ¿e w³aœcicielem Strojgazmonta¿ jest przyjaciel prezydenta W³adimira Putina i jego sparingpart-ner w sztukach walki Arkadij Rotenberg. W czasie prezy-dentury Putina Arkadij i Borys Rotenbergowie zbili maj¹tek (wyceniany obecnie na ok. 5,5 mld USD) na zamó-wieniach publicznych. Nale¿¹ce do nich spó³ki otrzymy-wa³y najbardziej intratne kontrakty od spó³ek pañstwowych, w tym przede wszystkim Gazpromu.
5 wrzeœnia statek Solitaire, nale¿¹cy do Allseas, roz-pocz¹³ uk³adanie rur w Zatoce Fiñskiej. Solitaire bêdzie wspierany przez wiele statków dostarczaj¹cych mu 12-me-trowych, 24-tonowych odcinków rur, które s¹ magazyno-wane w portach Kotka i Hanko. Konsorcjum Nord Stream rozpoczê³o budowê gazoci¹gu mimo braku kompletu dokumentów – Dania wci¹¿ nie wyda³a decyzji œrodowi-skowej.
Temat Nord Stream 2 by³ tak¿e poruszany podczas spot-kania prezydenta Andrzeja Dudy i Donalda Trumpa w Waszyngtonie. W trakcie konferencji prasowej na pytanie dziennikarza dotycz¹ce na³o¿enia amerykañskich sankcji na firmy zaanga¿owane w rosyjsko-niemiecki projekt Nord Stream 2, Trump odpar³: Nie chcemy tego robiæ.
Uwa¿amy tylko, ¿e jest to bardzo niefortunne dla obywateli Niemiec, ¿e Niemcy p³ac¹ Rosji za energiê miliardy dola-rów rocznie. I mogê wam powiedzieæ, ¿e obywatelom Nie-miec siê to nie podoba. Z kolei prezes banku Intesa Antonio
Fallico, w wywiadzie udzielonym rosyjskiej agencji TASS, podczas Wschodniego Forum Ekonomicznego we W³a-dywostoku powiedzia³, ¿e: Intesa chce finansowaæ Nord
Stream 2, tak jak finansowa³a Nord Stream 1. Wierzymy, ¿e projekt zostanie zrealizowany bez przeszkód i mamy pod-stawy do optymizmu.
Chiny. China National Petroleum Corporation (CNPC), najwiêkszy dostawca gazu ziemnego do Chin, podj¹³ decy-zjê o wstrzymaniu zakupów gazu skroplonego z USA po tym, jak import zosta³ ob³o¿ony 25-procentowym c³em. Rystad Energy prognozuje, ¿e spór handlowy mo¿e doprowadziæ do utraty przez amerykañskie firmy czo³owej pozycji wœród dostawców LNG i obni¿yæ atrakcyjnoœæ inwestycyjn¹ projektów gazowych w USA. Carlos Torres z Rystad Energy podkreœli³, ¿e wojna handlowa nasta³a w najgorszym momencie dla amerykañskich przedsiêbior-ców, gdy wielu z nich by³o gotowych do zawarcia d³ugoter-minowych kontraktów z chiñskimi nabywcami gazu. Finalnie mo¿e to skutkowaæ podniesieniem cen ropy na Henry Hub, do których odnosz¹ siê ceny gazu w kontrak-tach zagranicznych. Jednak dyrektor Sempra Energy nie traci optymizmu i wci¹¿ spodziewa siê podpisania kontrak-tu na eksport znacz¹cego wolumenu gazu do Chin. Mimo ¿e kontrakt Cheniere z Petro China (spó³k¹ zale¿n¹ od CNPC), który obowi¹zuje do 2043 r., nie jest obecnie reali-zowany.
Chiñskie firmy, d¹¿¹c do zniwelowania luki w bilansie, prowadzi³y rozmowy z firmami eksportuj¹cymi LNG 593
z Australii oraz Kataru i 10 wrzeœnia podpisa³y kontrakt z Quatargas. Umowa sprzeda¿y 3,4 mln t gazu rocznie bêdzie obowi¹zywaæ przez 22 lata. Pierwszy ³adunek LNG zosta³ dostarczony do Chin jeszcze we wrzeœniu. Chiñski import LNG mo¿e wzrosn¹æ do 2020 r. do 65 mln t, czyli o 70%, poda³a firma konsultingowa SIA Energy. Z kolei PetroChina intensyfikuje prace i rozszerza program wier-ceñ w formacji ³upkowej w basenie syczuañskim, by zwiê-kszyæ komercyjny przep³yw gazu. Do po³owy sierpnia br. firma wykona³a 162 otwory, czyli ponad cztery razy wiêcej ni¿ w roku ubieg³ym. Z 38 wykonanych w tym roku otwo-rów uzyskano komercyjny przyp³yw gazu. Do 2020 r. fir-ma zamierza wykonywaæ w basenie syczuañskim 330 otworów rocznie, w tym celu umieœci³a tam ju¿ 125 wiert-ni. Docelowo od 2020 r. PetroChina zamierza pozyskiwaæ rocznie 10 mld m3
gazu. W 2025 r. produkcja ma wynieœæ 20 mld m3 i 40 mld m3 w dziesiêæ lat póŸniej. Wed³ug publikowanych szacunków w basenie syczuañskim mo¿e siê znajdowaæ 9 bln m3gazu w formacji ³upkowej. Inna chiñska firma – Sinopec – zamierza do 2020 r. pozyskiwaæ 10 mld m3gazu rocznie i w tym celu wspólnie z PetroChina koñczy budowê 13 padów wiertniczych, a w planie ma konstrukcjê kolejnych 6. Z kolei China National Petroleum Corporation apeluje do rz¹du w Pekinie o podniesienie op³aty za metr szeœcienny gazu o 5,8 centa, co umo¿liwi-³oby zwiêkszenie produkcji gazu zacieœnionego (tight gas) w basenie Ordos do 50 mld m3rocznie. Szacuje siê te¿, ¿e wzrost cen o 8,7 centa spowodowa³by wzrost produkcji do 60 mld m3rocznie. Obecne prognozy dotycz¹ce rocznej produkcji gazu do 2020 r. i 2030 r. s¹ nastêpuj¹ce: 40 mld m3
gazu zacieœnionego, 18 mld m3gazu z formacji ³upkowych i 6 mld m3
metanu z pok³adów wêgla (CBM) i 10 lat póŸniej: 43 mld m3gazu zacieœnionego, 45 mld m3gazu z ³upków i 25 mld m3
gazu z pok³adów wêgla. W ub.r. Chiny wypro-dukowa³y 49 mld m3gazu ze z³ó¿ niekonwencjonalnych, w tym 35 mld m3
gazu zacieœnionego, 9 mld m3
z ³upków i 4,9 mld m3z wêgla. Wiêkszoœæ zasobów gazu znajduje siê w trzech basenach: Ordos, Syczuan i Tarim. Produkcja CNPC ze z³o¿a Changqing w basenie Ordos stanowi ok. 80% chiñskiej produkcji.
PETROCHEMIA
Kanada. Firma North West Redwater Partnership (NWRP) ukoñczy³a pierwsz¹ liniê produkcyjn¹ (80 tys. b/d) z planowanych trzech linii w rafinerii w Sturgeon, oddalonej o 45 km od Edmonton. Jedna linia umo¿liwi przetworzenie 240 tys. b/d ropy pochodz¹cej z kanadyjskich piasków bitumicznych, m.in. do formy diesla.
Korea Po³udniowa. W 2021 r. ma byæ oddana do u¿yt-ku rafineria w porcie Ulsan w po³udniowo-wschodniej czê-œci kraju. Firmy PolyMirae i LyondellBassel Industries, zapewniaj¹ce technologiê, zawi¹za³y joint venture (udzia³y 50:50). Rafineria zostanie oddana do u¿ytku w 2021 r. i ma produkowaæ rocznie 400 tys. t polipropylenu. PolyMirae obs³uguje ju¿ rafineriê w Yousu na po³udniu kraju, której cztery linie produkcyjne ju¿ wytwarzaj¹ rocznie 700 tys. t polipropylenu.
Chiny. Firma Shandong Wonfull Petrochemical podpi-sa³a umowê licencyjn¹ z Honeywell na wykorzystanie technologii produkcji propylenu w rafinerii Shandong, przetwarzaj¹cej rocznie 5,8 mln t ropy naftowej.
Honey-well zapewni technologiê i us³ugi niezbêdne do rozruchu rafinerii, a tak¿e sprzêt i szkolenia dla za³ogi. Po ukoñcze-niu budowy zak³ad ten bêdzie produkowaæ do 250 tys. t/r polipropylenu.
Mongolia. W kooperacji z Indiami w ajmaku wschod-niogobijskim w po³udniowo-wschodniej czêœci kraju roz-poczêto budowê rafinerii. Nowe Delhi otworzy³o dla U³an Bator liniê kredytow¹ w wysokoœci 1 mld USD. Rafineria ma uniezale¿niæ Mongoliê od dostaw paliw z Rosji. Do ich produkcji ma byæ wykorzystany rodzimy surowiec z formacji ³upkowej, obecnie wywo¿ony do Chin i tam przetwarzany. Rafineria bêdzie oddana do u¿ytku za 4 lata. Projekt zak³ada tak¿e budowê linii elektrycznej, kolejowej i drogowej do zak³adu. Rafineria mo¿e genero-waæ dodatkowe 10% przychodów do bud¿etu Mongolii. Roczne moce przerobowe rafinerii bêd¹ wynosiæ 1,5 mln t paliw, w tym 560 tys. t/r benzyny, 670 tys. t/r oleju napê-dowego i 107 tys. t/r gazu skroplonego.
Uzbekistan. JSC Uzbekneftegaz zawi¹za³o joint ventu -re z Gazpromem i powo³a³o spó³kê Jizzakh Petroleum, która
w miejscowoœci D¿yzak we wschodniej czêœci kraju wybu-duje rafineriê o rocznej mocy przerobowej 5 mln t. Firma Honeywell dostarczy niezbêdne licencje i zapewni obs³ugê in¿ynieryjn¹ procesów parowania, krakingu i destylacji. Rafineria bêdzie produkowaæ benzynê, olej napêdowy, pali-wo lotnicze, by zapewniæ Uzbekistanowi niezale¿noœæ od importu, a w przysz³oœci umo¿liwiæ eksport.
Uzbecka firma Surhan Gas Chemical Operating z Wood Group w Aberdeen zawar³a tak¿e umowê na przygotowa-nie studium wykonalnoœci zagospodarowania z³o¿a gazu
25 lat niepodleg³oœci. Z³o¿e zawiera 100 mld m3gazu z du-¿¹ zawartoœci¹ siarki i dwutlenku wêgla. Roczna produkcja bêdzie wynosiæ 4 mld m3gazu. Oczyszczony gaz bêdzie oferowany w sprzeda¿y detalicznej, a pozosta³a jego iloœæ zostanie wykorzystana do produkcji polietylenu i polipro-pylenu.
Azerbejd¿an. State Oil Company of Azerbaijan Repu-blic (SOCAR) uruchomi pierwsz¹ w kraju liniê produk-cyjn¹ polipropylenu w Sumgait, 30 km na pó³noc od Baku. Roczna produkcja polipropylenu wyniesie 180 tys. t/r w technologii zapewniaj¹cej obni¿ony wp³yw na œrodowi-sko. Wsparcie technologiczne zapewni¹ firmy Tecnimont SPA i KT – Kinetics Technology SPA, które koñcz¹ projekt budowy linii technologicznej do produkcji 120 tys. t/r poli-etylenu w tej samej rafinerii. Koszt zwiêkszenia produkcji polipropylenu i polietylenu wyniesie ok. 500 mln USD.
Arabia Saudyjska. Firma Saudi Arabia Basic Indu-stries (SABIC) podpisa³a umowê z John Wood z Aberdeen na serwis petrochemiczny w rafinerii SABIC UK Petroche-micals Teesside, mieszcz¹cej siê w Wilton, w North York-shire. Rafineria produkuje 855 tys. t/r benzyny i SABIC zamierza przestawiæ produkcjê na gaz, bazuj¹c na surowcu z USA. SABIC odkupi³ rafineriê od Huntsman Petroche-micals w 2007 r.
ród³o: Oil & Gas Journal, Oil & Gas 360, Journal of Petroleum Technology, Oil and Gas Newsletter, Rystad Energy, Wood Mackenzie, EnerCom, Norwegian Oil & Gas, OSW, Pieridae Energy, Dagens Naeringsliv, Whiteho-use.gov, TASS
594
