Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Radomir Pachytel
1Polska. Pandemia koronawirusa wstrz¹snê³a œwiatow¹ gospodark¹, graj¹c na nosie prognozom ekonomicznym na rok 2020. Recesja w strefie euro i Sta-nach Zjednoczonych bêdzie mia³a bezpo-œrednie prze³o¿enie na os³abienie tempa wzrostu gospodarczego w Polsce, a skala wp³ywu wirusa na ekonomiê jest trudna do oszacowania. W tym nie ³atwym okre-sie polskie koncerny naftowe poczyni³y wiele ruchów umo¿liwiaj¹cych zwiêkszenie efektywnoœci przeciwdzia-³ania epidemii, wspieraj¹c osoby bezpoœrednio nara¿aj¹ce swoje ¿ycie na pierwszej linii frontu walki z COVID-19. Zakup sprzêtu medycznego, dofinansowanie szpitali czy produkcja p³ynu do dezynfekcji to dzia³ania, które stano-wi³y wa¿n¹ cegie³kê w fundamentach walki z pandemi¹, za co nale¿y im siê uznanie i szacunek. Pomimo wyraŸnego spowolnienia przemys³ nie zastyg³ w bezruchu, a koncerny wystosowa³y kilka interesuj¹cych komunikatów.
PGNiG w komunikacie z 30 marca 2020 r. poinformo-wa³o o korzystnym wyroku Trybuna³u Arbitra¿owego w Sztokholmie, który jawi siê jako zakoñczenie 5-letniego sporu o cenê gazu ziemnego pomiêdzy polsk¹ spó³k¹ i rosyj-skim Gazpromem. Kontrakt jamalski, sygnowany w 1996 r., zobowi¹zuje PGNiG do zakupu co najmniej 8,7 mld m3 rosyjskiego gazu ziemnego rocznie. W ramach umowy ka¿da ze stron mo¿e co trzy lata wyst¹piæ o zmianê ceny gazu, je¿eli uzna, ¿e aktualna stawka nie odpowiada warun-kom rynkowym. Korzystaj¹c z tej mo¿liwoœci, PGNiG w listopadzie 2014 r. wyst¹pi³o do Gazpromu z wnioskiem o renegocjacje op³aty kontraktowej, sugeruj¹c ustalanie ceny b³êkitnego paliwa poprzez powi¹zanie z poziomem cen na rynku europejskim. Brak konsensusu pomiêdzy spó³kami doprowadzi³ PGNiG do z³o¿enia pozwu przeciw-ko Gazpromowi w lutym 2016 r. Po czteroletnim procesie trybuna³ uzna³ argumenty PGNiG, potwierdzaj¹c, ¿e cena gazu w kontrakcie jamalskim by³a nierynkowa i zawy¿ona. Decyzja dotycz¹ca nowego wzoru odp³atnoœci obowi¹zuje od momentu wyst¹pienia o renegocjacje cen, co implikuje obowi¹zek uregulowania ró¿nicy pomiêdzy stawk¹ wzor-cow¹ a kwot¹ zap³acon¹ przez PGNiG w okresie od 1 listo-pada 2014 r. do 29 lutego 2020 r., szacowan¹ na 1,5 mld dolarów (tj. ok. 6 mld z³otych). Œrodki odzyskane od
Gazpromu bêd¹ stanowiæ wa¿ny element w finansach
Gru-py Kapita³owej PGNiG, która w 2019 r. osi¹gnê³a 42 mld z³ przychodów, 2,45 mld z³ zysku operacyjnego oraz 1,37 mld z³ zysku netto. Spó³ka planuje je przeznaczyæ na zakup nowych z³ó¿ i inwestycje w nowe obszary biznesowe. Zgodnie z oœwiadczeniem PGNiG kontrakt jamalski,
obo-wi¹zuj¹cy do koñca 2022 r., nie zostanie przed³u¿ony. Kra-jowe zapotrzebowanie na gaz ziemny zostanie pokryte przez LNG importowany m.in. ze Stanów Zjednoczonych i Kataru, a tak¿e gaz sprowadzany gazoci¹giem Baltic
Pipe, umo¿liwiaj¹cym dostawy z norweskiego szelfu
kontynentalnego, oraz wydobycie krajowe.
PKN Orlen pokonuje kolejne stopnie na schodach pro-wadz¹cych do przejêcia grup Lotos i Energa. Komisja Europejska wystosowa³a bezwarunkow¹ zgodê na przejê-cie Grupy Energa, która umo¿liwi konsolidacjê bran¿y energetycznej i paliwowo-naftowej. Tydzieñ póŸniej PKN
Orlen poinformowa³ o wejœciu w decyduj¹cy etap rozmów
z KE w sprawie przejêcia Grupy Lotos. Komisja przedsta-wi³a swoje uwagi, które wymagaj¹ analizy i ustosunkowa-nia siê ze strony Orlenu. W nastêpnym etapie spó³ka przedstawi œrodki zaradcze, które powinny odpowiedzieæ na w¹tpliwoœci sygnalizowane przez komisjê i pozwoliæ na wydanie pozytywnej decyzji dotycz¹cej przejêcia Grupy
Lotos w zak³adanym terminie, tj. do koñca pierwszej
po³owy tego roku.
Wspólny projekt polskiej spó³ki Gaz-system z litew-skim operatorem systemu przesy³owego Amber Grid, maj¹cy na celu po³¹czenie systemów przesy³owych Polski i Litwy, a w przysz³oœci integracjê rynków gazu krajów ba³tyckich, jest coraz bli¿ej pomyœlnej finalizacji.
Gaz-sys-tem zawar³ dwie umowy dotycz¹ce pó³nocnego odcinka
interkonektora gazowego Polska–Litwa, z których pierw-sza dotyczy nadzoru inwestorskiego w tym fragmencie inwestycji, natomiast druga wykonania robót budowla-nych wzd³u¿ czêœci odcinka pó³nocnego. Gazoci¹g wy-sokiego ciœnienia o œrednicy 700 mm i ³¹cznej d³ugoœci 508 km ma byæ przekazany do eksploatacji w 2022 r., umo¿-liwiaj¹c odbiór paliwa gazowego za poœrednictwem sieci dystrybucyjnej, bezpoœrednie przy³¹czenie du¿ych odbior-ców przemys³owych do systemu gazoci¹gów wysokiego ciœnienia i gazyfikacjê pó³nocno-wschodniej czêœci kraju, do tej pory pozbawionej dostêpu do gazu ziemnego.
Australijska Ansila Energy, poprzez swoj¹ spó³kê zale¿n¹ Liesa Energy Australia, zaanonsowa³a wycofanie siê z koncesji Nowa Sól i porzucenie programu wiercenia otworu Jany-C1. Zgodnie z oœwiadczeniem, rezygnacja z piêcioletniej koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie z³ó¿ ropy naftowej i gazu ziemnego jest spowodowana zawirowaniami rynkowymi wokó³ globalnego wybuchu COVID-19 i os³abieniem cen ropy naftowej. Firma planuje przeniesienie œrodków na mniej ryzykowne projekty wydobycia wêglowodorów ze z³ó¿ konwencjonalnych. Skutkiem takiej decyzji jest skupienie 100% udzia³ów w rêkach operatora koncesji – Gemini Resources Limited.
299
Przegl¹d Geologiczny, vol. 68, nr 5, 2020
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
1
Ansila Energy pozostaje na polskim rynku dziêki koncesji
Góra, gdzie z sukcesem przeprowadzi³a prace stymulacyj-ne formacji karboñskich w odwiercie Siciny-2. Planuje równie¿ oszacowanie potencja³u wydobywczego konwen-cjonalnych z³ó¿ czerwonego sp¹gowca, zidentyfikowa-nych na obszarze, gdzie spó³ka uzyska³a mo¿liwoœæ prowadzenia prac rozpoznawczych do 20 grudnia 2023 r.
Wydobycie ropy naftowej na œwiecie. Miesiêczny spór i wojna cenowa pomiêdzy Arabi¹ Saudyjsk¹ a Rosj¹, spowodowane fiaskiem rozmów w sprawie przed³u¿enia porozumienia naftowego OPEC+, zdaj¹ siê zmierzaæ do (wzglêdnie) szczêœliwego koñca. Maksymalizacja wydo-bycia i sprzeda¿y, po³¹czona ze znacznie obni¿onym popy-tem na ropê naftow¹, wywo³anym przez pandemiê koronawirusa, implikowa³a spadek cen i problemy gospo-darcze wielu krajów wydobywaj¹cych i eksportuj¹cych ten surowiec. Prze³om w rozmowach nast¹pi³ 9 kwietnia, pod-czas telekonferencji z udzia³em przedstawicieli Organiza-cji Krajów Eksportuj¹cych Ropê Naftow¹ oraz krajów wspó³pracuj¹cych, jak Rosja czy Meksyk. Po stronie paktu stan¹ równie¿ Stany Zjednoczone, Kanada i Brazylia, co stanowi novum w globalnych porozumieniach naftowych. Umowa o ograniczeniu wydobycia zosta³a zawarta na dwa lata, a ciêcia maj¹ siê w tym czasie stopniowo zmniej-szaæ.
Na mocy nowego OPEC+, w celu odró¿nienia od porozumienia z 2017 r. zwanego równie¿ OPEC++, strony uk³adu zobowi¹za³y siê do zmniejszenia o 9,7 mln bary³ek dziennego wydobycia ropy naftowej, które obecnie wynosi ok. 100 mln bbl. Ograniczenie œwiatowej produkcji o blis-ko 10% obowi¹zuje od poziomu z paŸdziernika 2019 r., co jest szczególnie wa¿ne w kontekœcie Rosji i Arabii Saudyj-skiej, które po fiasku marcowych negocjacji znacz¹co zwiêkszy³y swoje wydobycie. D¹¿enie do dominacji lide-rów paktu ust¹pi³o zdroworozs¹dkowej kalkulacji, co zosta³o docenione równie¿ podczas spotkania grupy G20, po którym do porozumienia do³¹czy³y pañstwa dot¹d nie wspó³pracuj¹ce z OPEC. Stany Zjednoczone, Brazylia i Kanada zadeklarowa³y redukcjê wydobycia o kolejne 3,7 mln bbl/d, co uwzglêdniaj¹c teoretyczne ciêcia wzglêdem pocz¹tku kwietnia, daje ok.15 mln bbl/d. Dalsze negocja-cje w obliczu przed³u¿aj¹cego siê kryzysu gospodarczego mog¹ zwiêkszyæ spadki do 19–20 mln bbl/d.
Finalizacjê rozmów w charakterystyczny dla siebie sposób, za poœrednictwem Twittera, skomentowa³ prezy-dent USA Donald Trump: Wielkie porozumienie naftowe
z OPEC+ osi¹gniête. Uratuje setki tysiêcy miejsc pracy w sektorze energetycznym Stanów Zjednoczonych. Chcia³bym podziêkowaæ i pogratulowaæ prezydentowi Putinowi z Rosji i Królowi Salmanowi z Arabii Saudyjskiej. W³aœnie rozma-wia³em z nimi z Gabinetu Owalnego. Œwietne porozumienie dla wszystkich!
Co mo¿e przynieœæ nowy pakt – je¿eli przetrwa i bêdzie respektowany? Pierwszym efektem bêdzie utworzenie ogól-noœwiatowego kartelu wydobywczego, którego cz³onkami bêd¹ wszyscy najwa¿niejsi producenci wêglowodorów, co dotychczas mog³o pozostawaæ jedynie w sferze marzeñ. Po zakoñczeniu pandemii kartel mo¿e umiejêtnie dyktowaæ ceny ropy na œwiatowych rynkach. Dotychczas wzrost no-towañ surowca skutkowa³ natychmiastowym skokiem wydobycia z amerykañskich z³ó¿ ³upkowych, co nie odpo-wiada³o Rosji i krajom OPEC. Kraje poprzedniego OPEC+
musia³y w takich momentach hamowaæ wzrost wydobycia i stymulowaæ spadek cen. Ponadto dla Stanów Zjednoczo-nych, które niedawno sta³y siê najwiêkszym producentem ropy, zani¿anie cen przesta³o byæ op³acalne. Tañsza ropa niesie ryzyko dla amerykañskiej gospodarki, gro¿¹c rece-sj¹, bankructwami firm i zwolnieniami pracowników. USA, Rosja i OPEC znalaz³y siê po tej samej stronie baryka-dy. Najrozs¹dniejszym rozwi¹zaniem jest dla nich wzrost ceny bary³ki do 60–80 USD i utrzymywanie jej w tych gra-nicach. Bior¹c pod uwagê aktualn¹ cenê (20,13 USD/bbl w dniu 16.04.2020 r.) wydaje siê to odleg³ym scenariuszem, ale warto przypomnieæ, ¿e jeszcze na pocz¹tku stycznia cena bary³ki ropy WTI przewy¿sza³a 60 USD. W œwietle zawartej umowy zwiêkszony popyt po odmro¿eniu gospo-darki mo¿e doprowadziæ do stopniowych wzrostów noto-wañ surowca. Mo¿na te¿ zadaæ sobie pytanie – jeœli ka¿demu z mocarstw bêdzie zale¿a³o na wzroœcie ceny bary³ki ropy naftowej, co powstrzyma je przed stymulowa-niem cen, powiedzmy do poziomu powy¿ej 100 USD/bbl? Wygl¹da na to, ¿e syndykat musi racjonalnie ustalaæ stawki, aby na przyk³ad nie prowokowaæ rozwoju alterna-tywnych Ÿróde³ zasilania przemys³u. Spogl¹daj¹c na mapê zaanga¿owanych krajów mo¿na sobie równie¿ zadaæ pyta-nie, czy pakt nie ma na celu uzgodnienia wy¿szych cen dla gospodarek azjatyckich, w szczególnoœci Chin i Indii?
Jak realnie bêd¹ siê odbywa³y ciêcia? Tego nie wie nikt. Arabia Saudyjska na papierze o ponad 25% ograni-cza swoje wydobycie, które ocenia na ok. 12 mln bbl/d. Problem w tym, ¿e wed³ug wielu Ÿróde³ królestwo produ-kuje 8–10,5 mln bbl/d, a wykazywane w ostatnim czasie 12 mln bbl/d to raczej suma wydobycia i wykorzystania nagromadzonych zasobów. Tym samym to w³aœnie wykorzystanie zapasów ma zostaæ ograniczone. Rosja, tak jak w przypadku poprzednich porozumieñ, bêdzie zapewne pod¹¿aæ swoim tempem i wyprodukuje tyle ropy, ile bêdzie chcia³a. W Stanach Zjednoczonych ciê¿ko bêdzie monito-rowaæ wydobycie i zmusiæ do ciêæ ma³e spó³ki, których w bran¿y wydobycia dzia³a mnóstwo. Meksyk sprzeciwi³ siê ciêciom o 400 tys. bbl/d, godz¹c siê na obni¿enie swojego wydobycia jedynie o 100 tys. bbl/d – przynajmniej szczerze.
Zawarty pakt nale¿y traktowaæ jako krok naprzód, rzecz jasna, i pozytyw w walce o wy¿sz¹ cenê ropy nafto-wej, op³acalnoœæ eksploatacji z³ó¿ niekonwencjonalnych, mo¿liwoœæ testowania nowych technologii czy utrzymanie skali poszukiwañ nowych z³ó¿. Jednakowo¿ optymistycz-ne obliczenia i zapewnienia administracji Stanów Zjedno-czonych o mo¿liwych ciêciach, siêgaj¹cych 20 mln bbl/d, wci¹¿ nie równowa¿¹ spadku popytu w czasie pandemii, który na pocz¹tku kwietnia szacowano na 27–35 mln bbl/d. Mo¿e to byæ g³ówn¹ przyczyn¹ tego, ¿e cena bary³ki nie katapultowa³a wraz z og³oszeniem porozumienia. P³aski trend nie oznacza jednak, ¿e umowa w ogóle nie przyniesie skutku. Nawet jeœli wkrótce nie podniesie cen, mo¿e zapobiec bardziej katastrofalnemu za³amaniu. £agodzi te¿ problemy amerykañskich basenów ³upkowych. Bank of
America prognozuje, ¿e bez paktu spadek wydobycia
móg³by wynieœæ a¿ 3,5 mln bbl/d, natomiast dziêki porozu-mieniu, bagatela, 1,8 mln bbl/d.
Ciêcia ju¿ siê rozpoczê³y. Od po³owy marca w USA i Kanadzie firmy zaprzesta³y prowadzenia prac na ponad 300 wiertniach. W samej Kanadzie od koñca lutego do pocz¹tku kwietnia ich liczba zmniejszy³a siê z 240 do zaledwie 35, a wydobycie spad³o o 325 tys. bbl/d. Wiele 300
ma³ych firm zawiesi³o swoj¹ dzia³alnoœæ, a bankructwo jako jedna z pierwszych og³osi³a notowana na nowojor-skiej gie³dzie Whiting Petroleum Corp., niegdyœ najwiêkszy producent wêglowodorów z formacji ³upków Bakken w Da-kocie Pó³nocnej. Niestety, prawdopodobnie nie bêdzie wy-j¹tkiem.
Jak odnosi siê do tego sektor gazu ziemnego? Na pew-no brak mu silnej organizacji, takiej jak OPEC. Póki co nie ma drastycznych ciêæ wydobycia, nie ma te¿ stanowczych decyzji, a króluje zape³nianie magazynów. Po morzach i oceanach p³ywaj¹ aktualnie du¿e iloœci LNG, którego wielotygodniowe magazynowanie w tankowcach jest kosztowne (koniecznoœæ ch³odzenia) i generuje straty w iloœci przechowywanego surowca, który w wyniku paro-wania zmniejsza objêtoœæ o 0,07–0,15% dziennie. Na pew-no nie jest to racjonalna recepta na d³u¿szy czas, a brak propozycji rozs¹dnych rozwi¹zañ na przysz³oœæ nie wró¿y dobrze temu sektorowi przemys³u.
Kolejna wideokonferencja, na której jest planowana renegocjacja OPEC+ w zale¿noœci od stopnia rozwoju pan-demii, zosta³a zaplanowana na 10 czerwca. Goldman Sachs twierdzi, ¿e podpisanie nowego OPEC+ nast¹pi³o zbyt póŸno, a ciêcia s¹ za ma³e. JBC Energy nazwa³ umowê
pla-strem na otwartej ranie. Niemniej jednak dzia³ania zosta³y
nakreœlone, a resuscytacja podjêta. Za kilka tygodni lub miesiêcy dowiemy siê, jaki przynios³a skutek.
Zatoka Meksykañska. Kolejny z globalnych potenta-tów naftowych wzbogaci³ swoje portfolio o aktywa w Zatoce Meksykañskiej. Progress Resources USA Ltd., spó³ka zale¿na malezyjskiego giganta Petronas, og³osi³a odkrycie ropy naftowej w znajduj¹cym siê w amerykañ-skiej strefie ekonomicznej odwiercie Monument. Jest to
znacz¹cy krok dla Petronas, poniewa¿ nadal poszukujemy mo¿liwoœci rozszerzenia dzia³alnoœci poza Malezj¹. To pierwszy projekt spó³ki i odkrycie akumulacji wêglowodo-rów w rejonie Zatoki Meksykañskiej. Pozytywne wyniki sk³aniaj¹ nas do rozpoznania kolejnych mo¿liwoœci inwes-tycyjnych w regionie obu Ameryk i zwiêkszenia naszego globalnego portfolio – stwierdzi³ wiceprezydent Petronas,
Adif Zulkifli.
Odwiert Monument znajduje siê w œrodkowej czêœci Zatoki Meksykañskiej i zosta³ wykonany dziêki zaanga-¿owaniu konsorcjum trzech firm wydobywczych. Progress
Resources jest w³aœcicielem 30% aktywów. G³ównym
udzia³owcem jest posiadaj¹cy 50% Equinor, natomiast 20% nale¿y do koncernu Repsol. Ultrag³êbokomorski odwiert osi¹gn¹³ g³êbokoœæ 10 164 m, napotykaj¹c 60 m paleogeñskich piaskowców roponoœnych nale¿¹cych do dolnej czêœci grupy Wilcox. Konsorcjum poinformowa³o, ¿e aby okreœliæ dok³adny potencja³ objêtoœciowy z³o¿a, konieczne s¹ dalsze testy i prace wiertnicze.
Rosja. Spotkanie robocze prezydenta Rosji W³adimira Putina i Aleksieja Millera, cz³onka Rady Nadzorczej
Gazpromu, ukaza³o plany rozwoju syberyjskich projektów
gazowych rosyjskiego potentata gazowego. Prezydent Federacji Rosyjskiej wyda³ zgodê i instrukcjê rozpoczêcia fazy przedinwestycyjnej w celu opracowania studium wykonalnoœci oraz prac projektowo-ankietowych dla gazoci¹gu Si³a Syberii 2. Instalacja ma zostaæ oddana do u¿ytku najpóŸniej w 2030 r., umo¿liwiaj¹c dywersyfikacjê
kierunków dostaw gazu z Pó³wyspu Jamalskiego pomiê-dzy Europê i Azjê.
Dostawy do Chin za poœrednictwem nowej trasy gazo-ci¹gu Si³a Syberii 2, zwanej Drog¹ A³tajsk¹, mog¹ wynieœæ do 50 mld m3 rocznie. To prawie dwa razy wiêcej ni¿ wstêpnie uzgodnione wolumeny. Gazprom i chiñski China
National Petroleum Corporation (CNPC) uzgodni³y
umo-wê zasadnicz¹ o wartoœci 30 mld m3rocznie na tê trasê. Obecnie trwaj¹ negocjacje z CNPC dotycz¹ce szczegó³ów trasy i cen surowca. Wa¿nym czynnikiem jest planowanie poprowadzenia ruroci¹gu przez Mongoliê, co spowoduje ni¿sze koszty transportu. Ponadto mo¿liwoœæ wys³ania czê-œci gazu na rynek mongolski mo¿e oznaczaæ ni¿sze op³aty tranzytowe i impuls dla pañstwowej gospodarki. Zgodnie z projektem gazoci¹g przecina³by Mongoliê i wchodzi³ do Chin na zachód od Pekinu. Sugeruje to, ¿e dostawy gazu by³yby kierowane do strefy chiñskiej, w której popyt jest najwiêkszy. Mog³yby zasiliæ równie¿ stolicê Mongolii, U³an Bator, która koncentruje ponad po³owê populacji kra-ju i nale¿y do najbardziej zanieczyszczonych miast na œwiecie. Warto wspomnieæ, ¿e rozbudowa gazoci¹gu Sachalin–Chabarowsk–W³adywostok, zwanego równie¿ szlakiem dalekowschodnim, jest planowana do 2030 r.
Rosja od wielu lat d¹¿y do dywersyfikacji rynków eks-portowych z dala od g³ównego rynku europejskiego – do regionu Azji i Pacyfiku, a zw³aszcza Chin. W maju 2014 r.
Gazprom podpisa³ umowê z CNPC na 30 lat, o wartoœci
400 mld USD, obliguj¹c¹ Rosjan do dostarczania rocznie za poœrednictwem gazoci¹gu Si³a Syberii (tzw. Szlak Wschodni) 38 mld m3
gazu ziemnego. Uroczyste otwarcie ruroci¹gu, który obecnie prowadzi z pola Chayanda do B³agowieszczeñska, odby³o siê 2.12.2019 r. Kolejna faza projektu umo¿liwi przy³¹czenie pola Kovykta i wyd³u¿enie trasy do W³adywostoku, a pe³na przepustowoœæ zostanie osi¹gniêta w 2025 r. W grudniu 2019 r. Gazprom wys³a³
Si³¹ Syberii 328 mln m3gazu ziemnego, to nieco wiêcej ni¿ pierwotnie planowano (10 mln m3/d). W styczniu 2020 r. objêtoœæ przesy³u spad³a do 313 mln m3, a w lutym – do 259 mln m3.
Obecnie Gazprom mo¿e wyprodukowaæ 545 mld m3 gazu rocznie. W 2020 r. zamierza wprowadziæ do u¿ytku 114 odwiertów, zbudowaæ 1942 km gazoci¹gów i urucho-miæ trzy kompleksowe jednostki oczyszczania gazu o po-jemnoœci 27,5 mln m3
. Najistotniejsze plany dotycz¹ budowy Nord Stream 2 i zagospodarowania pola naftowe-go Kharasaveyskoye na Pó³wyspie Jamalskim.
Azerbejd¿an. Wêgierska spó³ka naftowa MOL sfinali-zowa³a umowê z Chevron Global Ventures Ltd i Chevron
BTC Pipeline, skutkuj¹c¹ przejêciem udzia³ów
amerykañ-skiego koncernu w Azerbejd¿anie. Kosztem 1,57 mld USD Wêgrzy nabyli 9,57% udzia³ów z³o¿u Azeri–Chirag–Gu-nashli (ACG) – jednym z najwiêkszych morskich z³ó¿ ropy naftowej na œwiecie – oraz 8,9% udzia³ów w ruroci¹gu Baku–Tbilisi–Ceyhan.
W wyniku transakcji MOL zosta³ trzecim najwiêkszym partnerem w ACG, olbrzymim polu naftowym (kilku s¹sia-duj¹cych z³o¿ach) zlokalizowanym na Morzu Kaspijskim. Zosta³o ono odkryte w 1985 r. w odleg³oœci 120 km od wybrze¿a Azerbejd¿anu, a w 1997 r. ruszy³o wydobycie. Obecnie jest eksploatowane przez koncern BP z ramienia azerskiego SOCAR i konsorcjum miêdzynarodowych kon-cernów naftowych. Operator szacuje, ¿e ca³kowite zasoby 301
wydobywalne brutto wynosz¹ ok. 3 mld bbl ropy, a konce-sja na eksploatacjê zosta³a przed³u¿ona do 2049 r. Uwa¿a siê, ¿e pod polami naftowymi ACG istniej¹ du¿e niewyko-rzystane rezerwy gazu ziemnego.
Wed³ug SOCAR do koñca 2018 r. w Azerbejd¿anie odkryto 81 z³ó¿ wêglowodorów, z których 59 jest eksplo-atowanych. Od pocz¹tku rozwoju przemys³u naftowego w kraju tym wydobyto ponad 2 mld t ropy i kondensatu, a tak¿e ponad 750 mld m3gazu ziemnego. Rozpoznane zasoby wydobywalne to ponad 4 mld t boe, ponadto praw-dopodobne rezerwy szacuje siê na 5,35 mld t. Wed³ug pañstwowego koncernu naftowego kolejnymi ciekawymi prospektami s¹ m.in. pola gazowo-kondensatowe Abszeron i Umid. Abszeron, odkryte w 2011 r., zawiera 340 mld m3 gazu i 45 mln t kondensatu. Ska³y zbiornikowe znajduj¹ siê na g³êbokoœci ok. 7400 m, a z³o¿e jest rozwiercane przez najwiêksz¹ azersk¹ jednostkê – pó³zanurzaln¹ wiertniê
Heydar Aliyev. Umid posiada zasoby 200 mld m3gazu ziemnego i 40 mln t kondensatu. Eksploatacja z³o¿a rozpo-czê³a siê w 2012 r. Trzy odwierty eksploatacyjne pozwalaj¹ uzyskiwaæ dziennie 2,4 mln m3
gazu i 380 t kondensatu. Brazylia. Petrobras og³osi³ odkrycie nowego z³o¿a ropy naftowej w bloku Uirapuru na morskim obszarze z³o¿a Santos. Krajowa spó³ka naftowa poinformowa³a, ¿e pionierski odwiert zlokalizowany na obszarze koncesji uzyskanej w czerwcu 2018 r. zosta³ wykonany na morzu o g³êbokoœci 1995 m, ok. 200 km od wybrze¿a Brazylii.
Petrobras rozpocz¹³ wiercenie otworu Uirapuru w
listopa-dzie 2019 r., korzystaj¹c ze statku wiertniczego Seadrill
West Tellus. Projekt by³ ukierunkowany na rozpoznanie
perspektywicznego z³o¿a wêglowodorów zalegaj¹cego na g³êbokoœci ok. 5900 m. Firma poinformowa³a, ¿e odkrycie zosta³o dokonane w strefie nieformalnie okreœlanej nazw¹ Araucaria.
Brazylijski koncern naftowy jest g³ównym operatorem bloku Uirapuru, posiadaj¹cym 30% udzia³ów. Partnerami w rozpoznaniu i eksploatacji s¹ amerykañski ExxonMobil (28%), norweski Equinor (28%) oraz portugalski Galp (14%). Blok Uirapuru rozci¹ga siê na powierzchni 1285 km2, na pó³noc od zagospodarowanego przez Equinor z³o¿a Carcara. Petrobras planuje przeanalizowaæ dane z odwier-tu, aby lepiej ukierunkowaæ dzia³ania poszukiwawcze oraz oceniæ potencja³ rozpoznania kolejnych z³ó¿ wêglowodo-rów w regionie.
Jednoczeœnie, z uwagi na spadki cen ropy, Brazylia zawiesi³a 17 rundê licencyjn¹, w której narodowa AgÃncia
Nacional do Petróleo (ANP) oferowa³a firmom 128
mor-skich bloków koncesyjnych. Ich sytuacja gwa³townie zmieni³a siê w listopadzie 2019 r. Wczeœniejsze przetargi cieszy³y siê du¿ym zainteresowaniem zagranicznych inwes-torów, lecz sukces przys³oni³ ANP zdrowy rozs¹dek. Rz¹d tu¿ przed aukcj¹ postanowi³ zwiêkszyæ udzia³ pañstwa w
zyskach, a gdzieniegdzie nakazywa³ wspó³pracê z
Petro-bras, który i tak zyska³ ekskluzywne licencje na w³asnoœæ.
Na skutek takich dzia³añ firmy zagraniczne postanowi³y nie kupowaæ licencji na nowe prospekty. Ministerstwo Kopalñ i Energii ocenia, ¿e brak inwestycji zagranicznych w brazylijsk¹ ropê i gaz pod wzglêdem finansowania pro-jektów mo¿e przekszta³ciæ siê w niepokoj¹cy trend. Tym bardziej, ¿e g³ównym inwestorem pozostaje jedynie
Petro-bras, którego d³ug netto pod koniec 2019 r. wyniós³ 79 mld
USD. Firma potrzebuje zewnêtrznego udzia³u, aby spro-staæ ambitnym celom postawionym przez polityków, tj. wzrostowi produkcji o 5,5 mln bbl/d do koñca dekady. Po listopadowym fiasku parlament Brazylii podj¹³ kilka kro-ków we w³aœciwym kierunku, takich jak zlikwidowanie
strategicznego statusu firmy Petrobras czy zmiana
po-wierzchni basenów Santos i Campos, ale z powodu obec-nego kryzysu wci¹¿ nie wiadomo, czy zagraniczne firmy postawi¹ na kolejne inwestycje w³aœnie w Brazylii.
Norwegia. Energia odnawialna coraz mocniej wspo-maga wydobycie wêglowodorów. Ministerstwo Ropy Naf-towej i Przemys³u Norwegii zatwierdzi³o plany rozwoju i eksploatacji farmy wiatrowej Hywind Tampen. Platformy
Snorre i Gullfaks bêd¹ pierwszymi na œwiecie, które
otrzy-maj¹ energiê z p³ywaj¹cej morskiej farmy wiatrowej. Sza-cuje siê, ¿e dziêki zmniejszeniu zu¿ycia turbin gazowych projekt pomo¿e zmniejszyæ emisjê CO2o ponad 200 tys. t
rocznie, co odpowiada rocznej emisji 100 tys. samocho-dów prywatnych. Inwestycja Hywind Tampen wynosi bli-sko 5 mld koron norweskich.
Farma Hywind Tampen bêdzie siê sk³adaæ z 11 turbin wiatrowych ustawionych wed³ug koncepcji opracowanej przez Equinor. Turbiny o mocy 8 MW bêd¹ mia³y moc ca³kowit¹ 88 MW i zaspokoj¹ ok. 35% rocznego zapo-trzebowania piêciu platform, Snorre A i B oraz Gullfaks A, B i C. Farma wiatrowa bêdzie zlokalizowana ok. 140 km od brzegu, miêdzy platformami Snorre i Gullfaks, na mo-rzu o g³êbokoœci 260–300 m.
Hywind Tampen to pionierski projekt i wa¿ny wk³ad w redukcjê emisji z Gullfaks i Snorre. Cieszê siê, ¿e zarówno Equinor, jak i w³adze norweskie zatwierdzi³y projekt. Mamy obecnie bardzo trudne czasy i koncentrujemy siê na kontynuowaniu wysi³ków zwi¹zanych z rozwijanymi pro-jektami, dbaj¹c o korzystanie z zasobów norweskiego szel-fu kontynentalnego i jednoczeœnie ograniczaj¹c wp³yw klimatu na nasz¹ dzia³alnoœæ – powiedzia³ Arne Sigve
Nylund, wiceprezes Equinor ds. rozwoju i produkcji. Roz-poczêcie dzia³alnoœci turbin planuje siê na rok 2022.
ród³a: Ansila Energy, Bank of America, Equinor, Gazprom, Gaz-system, Goldman Sachs, ICIS, JBC Energy, Mol group, nsenergybusiness, Oil & gas journal, Oilprice, Orlen, Petrobras, Petronas, PGNiG, SOCAR
302
