nych przede wszystkim w Polsce i na Bia³orusi, ale równie¿ w Danii, Estonii, Holandii, Kanadzie, Niemczech, Rosji, RPA, Stanach Zjednoczonych, na Litwie, £otwie, Ukrainie i Wêgrzech.
Oprócz prac badawczych, pe³nienia wa¿nych funkcji i aktywnoœci w rozlicznych organizacjach, prowadzi³a dzia³alnoœæ dydaktyczn¹, miêdzy innymi jako wspó³promo-tor, w latach 2000–2003, dwóch prac magisterskich wyko-nywanych przez studentki Wydzia³u Geologii Uniwersytetu Warszawskiego, w stanowiskach interglacjalnych Poniemuñ i ¯ydowszczyzna w rejonie Grodna. W latach 2002–2003 by³a równie¿ zatrudniona na stanowisku docenta na Pañstwo-wym Uniwersytecie Bia³oruskim w Miñsku, gdzie prowa-dzi³a zajêcia dydaktyczne.
Do Polski po raz pierwszy przyjecha³a jesieni¹ 1994 roku na miêdzynarodowe Sympozjum Podkomisji Straty-grafii Czwartorzêdu Europy INQUA w £odzi, poœwiêcone zimnemu piêtru warty. Od tego czasu bywa³a w Polsce coraz czêœciej, a w niektórych latach — kilkakrotnie. By³a bia³orusk¹ patriotk¹, ale niejednokrotnie mawia³a, ¿e Pol-ska sta³a siê Jej drug¹ ojczyzn¹. By³a inicjatorem
wspó³pracy transgranicznej z Polsk¹ i Litw¹ oraz koordy-natorem, ze strony bia³oruskiej, wniosków projektów badawczych, które mia³y na celu wielostronn¹ wspó³pracê regionaln¹.
¯ycie rodzinne by³o dla Niej nie mniej wa¿ne ni¿ praca naukowa. Irena kocha³a i by³a kochana. Silne wiêzy ³¹czy³y J¹ z ukochan¹ córk¹ Ol¹, otacza³a mi³oœci¹ Mamê. Mimo problemów i trudnoœci ¿ycia codziennego stara³a siê zachowywaæ wrodzony optymizm i niezale¿noœæ. Zna³a siê na dobrej kuchni i winach, œwietnie p³ywa³a, a jednym z Jej rozlicznych talentów by³a doskona³a umiejêtnoœæ szy-cia.
Irena pozostaje w naszej pamiêci jako wybitny nauko-wiec o wszechstronnej wiedzy, geolog terenowy o nie-spo¿ytych (jak nam siê wydawa³o) si³ach, serdeczna Kole¿anka i Wspania³y Przyjaciel.
Zosta³a po Tobie pustka, której nikt i nic nie wype³ni. Ogromnie nam Ciebie brak.
Leszek Marks & Hanna Winter
Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Jerzy Zagórski*
Polska. Przedsiêbiorstwo Petrobaltic SA, wchodz¹ce w sk³ad Grupy Kapita-³owej Lotos, posiada 8 koncesji poszuki-wawczych w polskim sektorze M. Ba³tyc-kiego i eksploatuje z³o¿e ropy naftowej B3. W ubieg³ym roku wydobyto z niego 233 tys. t ropy. W sierpniu poinformowa-no o przygotowaniach do eksploatacji dwóch nastêpnych z³ó¿ — B8 i B23. Z³o¿e B8 znajduje siê na obszarze koncesji Rozewie, w odleg³oœci 68 km od wybrze¿a. Zasoby wydobywalne szacuje siê na 858 tys. t ropy i 100 mln m3
gazu ziemnego. Eksploatacja rozpocznie siê w 2008 r. i bêdzie prowadzona 3 otworami, które odwierci platforma wiertnicza Petrobal-tic. Ropa naftowa i towarzysz¹cy jej gaz bêd¹ przesy³ane ruroci¹giem podwodnym do centrum eksploatacyjnego, które znajduje siê na platformie wydobywczej Baltic Beta posadowionej na z³o¿u B3. Ropa bêdzie odbierana tankow-cami, a gaz bêdzie dostarczany do elektrociep³owni we W³adys³awowie. Okres eksploatacji jest obliczany na 10 lat.
Z³o¿e B23 jest p³ytsze — zalega na g³êbokoœci ok. 1600 m pod dnem morza. Po³o¿one jest w obrêbie koncesji Gotlandia, ok. 135 km na pó³noc od Pó³wyspu Helskiego. Rozpoczêcie wiercenia otworów poszukiwawczych i roz-poznawczych planuje siê w 2010 r. po zakupieniu drugiej platformy wiertniczej. W okresie 2011–2018 planowane s¹ testy produkcyjne i zagospodarowanie z³o¿a. Zasoby wydobywalne z³o¿a B23 s¹ szacowane na 12,8 mln t ropy.
Dyskusje na temat dywersyfikacji dostaw ropy i gazu tocz¹ siê ze zmiennym natê¿eniem, ale bez realnych
efek-tów. Zmianê pasywnego nastawienia mo¿e sygnalizowaæ wiadomoœæ o kontaktach Grupy Kapita³owej Lotos z Kuwejtem i przygotowywanym kontrakcie na dostawy ropy naftowej z Kuwait Petroleum Corp. Jeszcze wa¿niej-sze by³oby uzyskanie dostêpu do z³ó¿ ropy naftowej i gazu ziemnego poza granicami kraju, i tu równie¿ pojawi³ siê pozytywny sygna³. Na pocz¹tku sierpnia br. ukaza³a siê informacja o transakcji grupy Prokom Investments w Kazachstanie. Wchodz¹ca w sk³ad Prokom Investments ma³a firma Petrolinvest kupi³a udzia³y w 4 kazachskich spó³kach, które prowadz¹ eksploatacjê z³ó¿ ropy naftowej. W trzech spó³kach Prokom ma po³owê udzia³ów, w jednej 35%. Na razie niewiele wiemy o szczegó³ach, wiadomo tylko, ¿e w grê wchodz¹ z³o¿a o zasobach rzêdu 270 mln t ropy naftowej, a wiêc pokaŸne. Azja Œrodkowa mo¿e byæ jednym z obszarów, gdzie polscy inwestorzy maj¹ szanse na uzyskanie koncesji ze wzglêdu na wczeœniejsz¹ aktyw-noœæ polskich firm geologicznych, geofizycznych i serwi-sowych (m.in. w Kazachstanie) oraz zdobyte kontakty i doœwiadczenia. Jest to jednak bardzo trudny rynek, na któ-rym zagraniczni inwestorzy wielokrotnie byli zaskakiwani zmianami legislacyjnymi i polityk¹ w³adz. Posiadaj¹cy 66% akcji Prokom Investments Ryszard Krauze zapowie-dzia³, ¿e zainwestuje 400 mln USD w zakup udzia³ów w Kazachstanie i kolejne 400 mln USD w wiercenia i zago-spodarowanie z³ó¿. Kilka dni póŸniej minister energii i zasobów mineralnych Kazachstanu B. Izmuchambetow wyjaœni³, ¿e Prokom kupi³ udzia³y, ale nie ma praw do eks-ploatacji z³ó¿. Miejscowe prawo naftowe przewiduje, ¿e pañstwo musi mieæ co najmniej 50% udzia³ów w spó³kach eksploatuj¹cych z³o¿a wêglowodorów. Powiedzia³ te¿, ¿e w sprawie wspó³pracy w poszukiwaniach i wydobyciu ropy w Kazachstanie polskie firmy powinny najpierw 940
Przegl¹d Geologiczny, vol. 54, nr 11, 2006
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
*ul. Czerniakowska 28 B m. 19, 00-714 Warszawa; jpzagorski@sasiedzi.pl
porozumieæ siê z KazMunaiGaz i dopiero wtedy mog¹ sta-raæ siê o koncesjê. Nawi¹za³ w ten sposób do zabiegów Orlenu o dostêp do z³ó¿ w Kazachstanie, zakoñczonych jednak niepowodzeniem ze wzglêdu na pora¿kê KazMunai-Gaz w przetargu na rafineriê w Mo¿ejkach.
W negocjacjach w Kazachstanie ze strony Prokomu uczestniczy³ Stefan Geroñ, prezes PGNiG SA w latach 1999 i 2000.
Litwa. Zakup wiêkszoœciowego pakietu udzia³ów rafi -nerii w Mo¿ejkach przez PKN Orlen w czerwcu br. nie zosta³ jeszcze zatwierdzony przez Komisjê Europejsk¹, a ju¿ pojawi³y siê problemy. W lipcu br. nast¹pi³a awaria i wyciek ropy z ruroci¹gu PrzyjaŸñ-1 transportuj¹cego ropê rosyjsk¹ na Bia³oruœ i Litwê. Awaria wkrótce zosta³a usu-niêta i bia³oruska rafineria Naftan w Nowopo³ocku otrzy-muje dostawy ropy, tymczasem dostawy do rafinerii w Mo¿ejkach nie zosta³y wznowione. S.Wajnsztok, prezes zarz¹dzaj¹cej ruroci¹giem Transniefti, powiedzia³, ¿e konieczne by³o zamkniêcie ruroci¹gu ze wzglêdu na jego wiek (42 lata) i stan techniczny. Wyjaœni³, ¿e do budowy u¿yto materia³ów, które obecnie s¹ zabronione i byæ mo¿e trzeba bêdzie wymieniæ ca³y odcinek ruroci¹gu. Nie okreœ-li³ jednak czasu trwania remontu. Kolejny komunikat w tej sprawie wyda³ rosyjski urz¹d nadzoru œrodowiska Rospri-rodnadzor, informuj¹cy, ¿e testy kontrolne zakoñcz¹ siê dopiero w styczniu 2007 r. Reakcj¹ rz¹du litewskiego by³a zapowiedŸ remontu przebiegaj¹cej przez Litwê linii kole-jowej z Rosji do Kaliningradu.
Rafineria w Mo¿ejkach kontynuuje produkcjê dziêki dostawom surowca przez terminal w Butinge. Prócz Orle-nu o zakup rafinerii ubiega³y siê £ukoil, TNK-BP i kazachski KazMunaiGaz. Blokada dostaw niemal natych-miast po zakoñczeniu negocjacji z rz¹dem litewskim mo¿e oznaczaæ próbê obni¿enia atrakcyjnoœci tej inwestycji, bo dostawy drog¹ morsk¹ s¹ dro¿sze.
Europa. Po okresie spadku nak³adów na poszukiwania i wydobycie z³ó¿ ropy i gazu w latach 2001–2004, w 2005 r. nast¹pi³ wzrost i ta tendencja siê utrzymuje w roku bie¿¹cym. Dotyczy to przede wszystkim prac morskich. Firma konsultingowa Douglas-Westwood Ltd. szacuje tegoroczne wydatki na ten cel na 40 mld USD.
O¿ywienie wynika w znacznym stopniu z ceny ropy naftowej, przekraczaj¹cej 70 USD za bary³kê, i st¹d wiêk-sze zainteresowanie koncesjami, w pierwwiêk-szej kolejnoœci na M. Pó³nocnym, bo tam znajduje siê wiêkszoœæ spoœród 450 europejskich z³ó¿ podmorskich, mimo znacznego ich sczer-pania. Maksimum wydobycia ropy nast¹pi³o w 2000 r. i teraz spada — szybciej w W. Brytanii, wolniej w Norwegii. Wydobycie gazu ziemnego wed³ug obecnych obliczeñ osi¹gnie szczyt w 2009 r., ale póŸniejszy spadek bêdzie powolny, nawet z okresowymi przyrostami. Sytuacja w sektorze brytyjskim ró¿ni siê od stanu w sektorze norwe-skim. W brytyjskiej czêœci M. Pó³nocnego szanse na odkrycie nowych, du¿ych z³ó¿ s¹ ma³e i organy zarz¹dzaj¹ce staraj¹ siê zachêciæ inwestorów do zagospo-darowania licznych ma³ych z³ó¿. Najwiêksze projekty — zagospodarowanie z³ó¿ Blaine, Buzzard, Chestnut i Enoch — s¹ ju¿ realizowane i przewidziane do oddania do u¿ytku w latach 2006 i 2007, ale ³¹czny przyrost produkcji ropy z tych z³ó¿ wyniesie tylko 12,4 tys. t/d. W czerwcu br. nast¹pi³o rozstrzygniêcie 24. rundy przetargowej, do której zg³osi³o siê 121 firm. W czêœci norweskiej nadal mo¿na siê spodziewaæ znacz¹cych odkryæ, szczególnie gazu. Lista
inwestycji z³o¿owych zaplanowanych na lata 2006–2009 jest d³u¿sza i obejmuje 18 pozycji, w tym takie, jak Ormen Lange (56 mln m3/d gazu i 4 tys. t/d ropy), Snøhvit (23,6 mln m3
/d gazu), Skarv-Idun (11,5 tys. t/d ropy i 14,1 mln m3
/d gazu) i Tyrihans (10,8 tys. t/d ropy i 9,3 mln m3
/d gazu). O nowe koncesje w 19. rundzie przetargowej ubiega siê 17 firm.
Powa¿ny udzia³ we wzroœcie nak³adów maj¹ rosn¹ce koszty operacyjne. Od 2002 r. ceny sprzêtu wzros³y od 20% do 50%, ceny rur od 41 do 65%, a koszt robocizny od 25% do 80%. Kolejnym czynnikiem hamuj¹cym inwesty-cje jest brak wykwalifikowanych pracowników — potrzebnych bêdzie 7000 osób, a ju¿ teraz bardzo trudno rekrutowaæ nowych. Powy¿sze okolicznoœci powoduj¹, ¿e nale¿y siê spodziewaæ zwiêkszonej liczby przypadków ³¹czenia siê przedsiêbiorstw lub wykupienia ich przez sil-niejsze firmy.
Podpisanie listu intencyjnego pomiêdzy Gazpromem i algierskim Sonatrachem w sprawie wspó³pracy w tworze-niu spó³ek, udzia³u w przetargach na koncesje poszuki-wawcze i eksploatacyjne oraz wymiany aktywów zaniepo-koi³o rz¹d w³oski. Minister rozwoju gospodarczego P. Ber-sani wys³a³ list do komisarza UE ds. energii A. Piebalgsa, w którym zwraca uwagê, ¿e planowany sojusz dwóch naj-wiêkszych dostawców gazu ziemnego do Europy mo¿e wp³yn¹æ niekorzystnie na ceny gazu. Pokazuje on s³aboœæ europejskiego systemu zaopatrzenia w gaz ziemny, uzale-¿nionego od bardzo ograniczonej liczby dostawców. Ber-sani uwa¿a, ¿e konieczna jest lepsza koordynacja polityki energetycznej i polityki zagranicznej w odniesieniu do kra-jów-producentów gazu ziemnego. W³ochy bardziej ni¿ inne kraje Unii Europejskiej s¹ uzale¿nione od dostaw gazu z Afryki Pó³nocnej.
Dania. Po analizie danych z otworu Lavo-1 rozpoczêto wiercenie otworu poszukiwawczego Karlebo-1, znajduj¹cego siê na morzu, 30 km na pó³noc od Kopenhagi. W odwierco-nym otworze Lavo-1 stwierdzono wystêpowanie piaskow-ców kredowych, jurajskich i triasowych o porowatoœci 20%. Karlebo-1 jest projektowane do g³êbokoœci 1800–2400 m. Lokalizacja zosta³a wyznaczona na podsta-wie reinterpretacji profili sejsmicznych. Zastosowano now¹ metodê wyodrêbnienia zapisu zwi¹zanego z energi¹ sygna³u sejsmicznego (WEA — Wavelet Energy Absorp-tion) i wyznaczono na tej podstawie anomalie amplitudo-we, które mog¹ odpowiadaæ pu³apkom strukturalnym w dwóch perspektywicznych poziomach zbiornikowych. W³aœcicielem koncesji jest szwedzka firma Tethys Oil AB, udzia³owcami duñskie DONG (20%) i Odin Energi AS (10%).
Turcja. Na przed³u¿eniu struktury Dogu Ayazli, na szel-fie M. Czarnego, odkryto now¹ strefê akumulacji gazu ziemnego. Otwór Bayhanli-1, z perforowanego interwa³u mi¹¿szoœci 14,6 m, ma wydajnoœæ 203 tys. m3/d gazu przez zwê¿kê 32/64'', w ciœnieniu g³owicowym 74,8 atm. Trwaj¹ prace na budowie stacji odbioru gazu w pobli¿u miasta Cay-agzi w zachodniej Turcji, która bêdzie dostarczaæ gaz z base-nu Akcakoca do sieci krajowej. Pocz¹tkow¹ zdolnoœæ produkcyjn¹ okreœlono na 2,1 mln m3/d, z mo¿liwoœci¹ podwojenia wydajnoœci. Jednoczeœnie trwa rozwiercanie nowej struktury Kuzey Akkaya, po czym platforma wiertni-cza Prometheus rozpocznie wiercenie otworu Dogu Ayaz-li-3. W³aœcicielem koncesji jest amerykañska firma Tor-941 Przegl¹d Geologiczny, vol. 54, nr 11, 2006
reador Resources Corp. z Dallas, wspó³pracuj¹ca z kana-dyjsk¹ Stratic Energy Corp. z Calgary.
Rosja. Konsorcjum powo³ane do budowy Gazoci¹gu Pó³nocnoeuropejskiego, utworzone przez Gazprom, E.ON Ruhrgas i BASF, poinformowa³o o podpisaniu 29.08.2006 r. w Moskwie koñcowego porozumienia w sprawie tej inwe-stycji. Zgodnie z komunikatem porozumienie okreœla prawne i finansowe ramy projektu, ale szczegó³ów nie podano. Nadal podstawowym problemem jest finansowa-nie gazoci¹gu. W lutym br. Gazprom podawa³, ¿e koszt odcinków rosyjskiego i ba³tyckiego wyniesie 8,2–9,5 mld . W dalszym ci¹gu jednak s¹ to przybli¿one wyliczenia, bo trasa gazoci¹gu nie jest ustalona. Dopiero w koñcu sierpnia przedstawiciele konsorcjum rozpoczêli konsultacje z rz¹dami Finlandii, Szwecji i Danii na temat przebiegu ruro-ci¹gu w strefach ekonomicznych tych pañstw. Oznacza to jednoczeœnie, ¿e gazoci¹g bêdzie przebiega³ z ominiêciem polskiej strefy ekonomicznej, co dodatkowo wyd³u¿y trasê. Jeœli zaanga¿owanie inwestorów bêdzie proporcjonalne do wielkoœci ich udzia³ów w spó³ce, to Gazprom powinien pokryæ 51% kosztów, a E.ON Ruhrgas i BASF po 24,5%. Wczeœniej jednak niemieckie koncerny musz¹ uzyskaæ zgodê swoich akcjonariuszy i aprobatê niemieckiego urzêdu antymonopolowego. Tak wiêc zaawansowanie przygoto-wañ do rozpoczêcia budowy jest niewielkie. Pierwsza nitka gazoci¹gu ma byæ oddana do u¿ytku w 2010 lub w 2011 r. i dopiero 3 lata póŸniej osi¹gnie pe³n¹ przepustowoœæ, czyli 27,5 mld m3gazu rocznie. Gazprom informuje jednoczeœ-nie, ¿e przed³u¿y³ umowê z E.ON na dostawê 400 mld m3 gazu do roku 2036. Od roku 2010 E.ON bêdzie kupowaæ rocznie 4 mld m3gazu przes³anego Gazoci¹giem Pó³noc-nym. Umowa jest bardzo korzystna dla niemieckich kon-trahentów, bo strona rosyjska gwarantuje od pocz¹tku op³aty za przesy³ w takiej wysokoœci, jakby gazoci¹g trans-portowa³ maksymaln¹ iloœæ gazu.
Konsorcjum kierowane przez Exxon Neftegas Ltd. poinformowa³o o przekazaniu do eksploatacji ruroci¹gu wchodz¹cego w sk³ad projektu Sachalin-1. Ruroci¹g d³ugoœci 225 km i œrednicy 600 mm bêdzie transportowa³ ropê ze z³ó¿ na M. Ochockim do nowo powsta³ego termina-lu eksportowego DeKastri w Kraju Chabarowskim. Pierwsze dostawy ropy naftowej dotar³y do terminalu 29.08.2006 r., gdzie znajduj¹ siê zbiorniki pojemnoœci 88 400 t i stanowisko prze³adunku tankowców. Ponad 50% rur do budowy ruro-ci¹gu wyprodukowa³y firmy rosyjskie, pozosta³¹ czêœæ dostarczy³a Nippon Steel Corp. Wydobycie ze z³ó¿ objê-tych projektem Sachalin-1 rozpoczê³o siê w III kwartale 2005 r. i obecnie wynosi 6800 t/d ropy i 1,7 mln m3/d gazu. Gaz ziemny jest dostarczany lokalnym odbiorcom i elek-trowniom w Kraju Chabarowskim. W sk³ad konsorcjum realizuj¹cego projekt Sachalin-1 wchodz¹ ExxonMobil Corp. (30% udzia³ów), japoñski Sakhalin Oil & Gas Deve-lopment Co. Ltd. (30%), indyjski ONGC Videsh Ltd. (20%) i rosyjski Sachalinmorneftiegaz-Szelf (11,5%) i RN-Astra (8,5%).
Realizacja drugiej wielkiej inwestycji na Sachalinie, projektu Sachalin-2 napotyka na nowe przeszkody. Fede-ralna S³u¿ba Nadzoru Zasobów Naturalnych po miesiêcz-nym dochodzeniu wszczê³a postêpowanie zmierzaj¹ce do uniewa¿nienia zgody na prowadzenie prac na budowie ruroci¹gu na Sachalinie. Pozwolenie zosta³o wydane w 2003 r. przez Ministerstwo Zasobów Naturalnych. Zastrze-¿enia dotycz¹ mo¿liwoœci uszkodzenia ruroci¹gu przez osuwiska b³otne wystêpuj¹ce w tym rejonie. Cofniêcie
pozwolenia spowoduje przerwanie budowy. Równolegle rozpoczê³a siê kontrola finansowa za³o¿eñ projektu Sacha-lin-2. Koszty wzros³y do 20 mld USD, niemal dwukrotnie w porównaniu z pierwotnym preliminarzem, wskutek wzrostu cen surowców i wyrobów na œwiecie. Wicemini-ster rozwoju gospodarczego i handlu K. Androsow stwier-dzi³, ¿e konieczna jest dok³adna analiza, czy dodatkowe wydatki s¹ uzasadnione. Zaprzeczy³ jednoczeœnie, jakoby dzia³ania agend rz¹dowych mia³y na celu sk³onienie kon-sorcjum prowadz¹cego inwestycjê Sakhalin Energy Invest-ment Co. do zbycia 25% udzia³ów na rzecz OAO Gazprom, jednak¿e zagraniczni obserwatorzy tak w³aœnie postrzegaj¹ postêpowanie strony rosyjskiej. W konsorcjum nie uczest-nicz¹ firmy rosyjskie; 55% udzia³ów ma Shell Sakhalin Holdings BV, 25% Mitsui Sakhalin Holdings BV i 20% Diamond Gas Sakhalin. Od roku Gazprom prowadzi roz-mowy z Shellem na temat wymiany udzia³ów Sachalin-2 w zamian za dostêp do terenów gazonoœnych w zachodniej Syberii.
Uganda. Wyniki uzyskane z otworu Waraga-1, po³o-¿onego w pobli¿u Jeziora Alberta, przyspieszy³y decyzjê o wierceniu nastêpnych otworów. Po uzbrojeniu odwiertu wykonano próby z³o¿owe w 3 horyzontach. Z najp³ytsze-go, w interwale 1680–1710 m, uzyskano maksymalny przyp³yw 496,4 t/d ropy o ciê¿arze 0,9427 g/cm3
. W ni¿-szym horyzoncie, w interwale 1782–1792,5 m, stwierdzo-no przyp³yw 285,6 t/d l¿ejszej ropy o ciê¿arze 0,8560 g/cm3. Najwiêksz¹ wydajnoœæ — 571,2 t/d ropy — uzyskano z inter-wa³u 1888–1894 m. Operacje wiertnicze zosta³y wstrzymane i s¹ prowadzone prace przygotowawcze (zmiana osprzêtu, monta¿ ruroci¹gów itp.). Operatorem jest firma Tullow Oil Plc. W bezpoœrednim s¹siedztwie tego odkrycia koncesj¹ ma brytyjska firma Heritage Oil Corp. W wyniku badañ sej-smicznych wykryto w tym rejonie rozleg³¹ strukturê anty-klinaln¹, z zasobami 176 mln t ropy. Trwaj¹ przygotowania do wiercenia pierwszego otworu — Kingfisher-1, planowa-nego do g³êbokoœci 3000–4000 m.
Wenezuela. Zapowiedzi prezydenta Chaveza, ¿e dostawy ropy naftowej do USA zostan¹ zmniejszone, staj¹ siê faktem. W I kwartale br. eksport ropy z Wenezueli do USA spad³ o 6% i wyniós³ 24,2 mln t, w porównaniu z 25,2 mln t w I kw. 2005 r. Pañstwowy koncern PdVSA sprzedaje teraz wiêcej ropy do Indii i Chin oraz podpisuje nowe kon-trakty na dostawy ropy do Boliwii, Paragwaju, na Jamajkê i Haiti, chocia¿ wydobycie ropy siê nie zwiêksza. Ograni-czenia dotycz¹ równie¿ rafinerii i stacji benzynowych w USA, nale¿¹cych do Citgo — spó³ki zale¿nej PdVSA. Z powodu niedoborów surowca piêæ rafinerii Citgo nie mo¿e zaspokoiæ potrzeb sieci 2000 stacji dzia³aj¹cych pod swoj¹ mark¹ i musi kupowaæ w rafineriach amerykañskich ok. 17 600 t produktów naftowych dziennie . W ci¹gu ostat-nich 8 miesiêcy zamkniêto stacje w stanach Iowa, Kansas, Kentucky, Minnesota, Missouri, Nebraska, Pó³nocna i Po³udniowa Dakota, Ohio i Oklahoma, a w stanach Illinois, Arkansas i Teksas ograniczono sprzeda¿. Oficjalnym wyjaœnieniem tych decyzji ze strony Citgo jest nieop³acal-noœæ dystrybucji produktów naftowych w USA. Prezydent Chavez twierdzi, ¿e filie PdVSA w USA poœrednio subsy-diuj¹ gospodarkê amerykañsk¹. Dotychczas dostawy ropy z Wenezueli stanowi³y 11% importu tego surowca do USA. ród³a: Hart’s E&P, Kazakhstan Today, Lotos, Moscow Times, Offshore, Oil&Gas Financial Journal, Oil&Gas Journal, Statoil, Upstream, World Oil.
942
