Pobierz cały numer Rurociągi 4/2010

Komentarze

Transkrypt

Pobierz cały numer Rurociągi 4/2010
Nr 4/62/2010
MAGISTRALE PRZESYŁOWE I ENERGETYKA ODNAWIALNA
W NUMERZE
– KANADYJSKIE ŁUPKI
– BAŁKAŃSKIE RUROCIĄGI
– LIGA KONSUMENTÓW GAZU
okladka 4_2010_v2.indd 1
2010-12-15 19:25:00
okladka 4_2010_v2.indd 2
2010-12-15 19:25:03
Nr 4/62/2010
Spis Treści:
1
OD WYDAWCY
2
WIELKA GRA
8
STATUT LIGI
9
SUWERENNOŚĆ SUROWCOWA
11
URE A BEZPIECZEŃSTWO III RP
13
PROJEKTY GAZOWE
NA BAŁKANACH I W TURCJI
19
BEZPIECZEŃSTWO
ENERGETYCZNE UE DO 2030
21
21
SOUTHSTREAM
ZMIANY KLIMATU,
A GLOBALNE OCIEPLENIE
24
DOM KAUKASKI
25
FRACTURE LINES:
WILL CANADA’S WATER BE
PROTECTED IN THE RUSH
TO DEVELOP SHALE GAS?
Na okładce: Gobelin „Polesia czar” o wym.
128x96 cm, dzieło artysty plastyka Barbary
Michałowskiej. Zainteresowanych zakupem
prosimy o telefon (22) 633-14-30.
Komitet redakcyjny:
red. naczelny Witold St. Michałowski, Wiesław Zazdrosiński,
Wojciech Jaroń, konsultant: red B. Walicka
Rada programowa:
prof. Z. Wrzesiński – przewodniczący,
prof. St. Wiąckowski, prof. dr hab. J. Rządkowski,
płk inż. St. Mańka, Hijran Aliyewa Islam
Skład komputerowy: PHLOX
Druk: Zakład Poligraficzny POLOGRAF s.c. tel. (22) 815-45-10
Obsługę prawną Redakcji prowadzi Kancelaria „LEX NOSTRUM”.
(usługi prawne, obsługa prawna przedsiębiorstw)
ul. ks. T. Boguckiego 5 lok. 18, 01-508 Warszawa
tel. (+ 48 22) 412 70 01, fax. (+ 48 22) 412 70 03
e-mail: [email protected] ,www.lexnostrrum.pl
Wydawca: Fundacja ODYSSEUM
04-997 Warszawa, ul. Werbeny 1,
tel./fax (+48 22) 872 04 30, (+48) 608-573-746
e-mail: [email protected]
www.rurociagi.com
ISSN 1234-7701
nakład do 2000 egz.
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
OD WYDAWCY
Z ogromnym żalem przyjąłem do wiadomości
pismo prof. dr hab. inż. Jakuba Siemka, w którym
powiadamiał, że prosi o skreślenie jego nazwiska
z listy członków Rady Programowej RUROCIAGÓW
bo treści o charakterze politycznym niezgodnym
z moimi poglądami zaczęły dominować nad stroną merytoryczną pisma. Niestety nie zgadzam się
z profesorem, którego wielka nieprzemijającą zasługą było swego czasu zaproszenie do wygłoszenia
serii wykładów na AGH profesora z AGA (American
Gas Association) Władysława Johna Cieślewicza. Przekazał on swoim słuchaczom
informacje w jaki sposób należy wyliczać stawkę za tranzyt gazu przez terytorium
suwerennego państwa. Powinna ona wynosić
ca 2,75 USD za tranzyt 1000 m3 gazu na odległość 100 km.
Interesujący się tą problematyką więcej informacji znajdą na str.695 i następnych V wydania poradnika RUROCIĄGI DALEKIEGO ZASIĘGU do którego przedmowę napisał Piotr Woźniak Minister Gospodarki.Za minione dziesięć lat funkcjonowania polskiego odcinka tzw. Gazociągu Jamalskiego przetłoczono nim na zachód
z terytorium syberyjskiej kolonii Rosji około 300 mld. m3 gazu. Płatnicy podatków w RP
powinni za jego tranzyt otrzymać od GAZPROMU co najmniej 6 mld. USD (sześć
miliardów dolarów amerykańskich). Otrzymali niemal zero. Wspominał o tym raport
grupy ekspertów złożony w Kancelarii Prezydenta RP w dniu 26 marca br. Jego adresat miał obowiązek zająć stosowne stanowisko. Niestety nie zdążył. Akcjonariusze
GAZPROMU wartego już parę lat temu 342 mld. USD zatarli ręce .Szczególnie ci rosyjsko języczni mieszkający na stałe w Nowym Jorku i w rajach podatkowych którzy
posiadają co najmniej 25 % udziałów tego jednego z trzech największych na świecie
koncernów. Ponieważ z wielu definicji patriotyzmu najbardziej mi odpowiada dbałość
o interesy płatników podatków pomyślałem sobie że prof. dr hab. inż. Jakub Siemek
musiał mięć chyba chwilę słabości decydując się wysłać i to na papierze firmowym
AGH do redakcji RUROCIAGÓW wspomniane pismo. Oczywiście mogę się mylić.
Mam pełen szacunek dla ekipy doradców obecnego Prezydenta za zwrócenie uwagi, że eksploatacja zasobów gazu łupkowego niesie z sobą poważne
zagrożenia dla naturalnego środowisk szczególnie istotne w kraju którego bilans
wodny już w najbliższych dekadach może się okazać krytyczny i dlatego niezwykle
ważne będzie zachowanie stabilności istniejących struktur geologicznych. To samo
dotyczy paranoicznego pomysłu podziemnego składowania dwutlenku węgla. Jest
oczywistym, że w Unii Europejskiej obowiązuje zasada wolnej konkurencji a o cenach surowców energetycznych powinien decydować rynek. Dlatego należy zrobić
wszystko co leży w naszej mocy aby Liga Konsumentów Gazu o której po raz pierwszy pisaliśmy na łamach RUROCIĄGÓW już 5 lat temu od samego początku swojej
działalności nawiązała ścisła współprace z kierownictwem PGNiG i postawiła zadania jakie przed nią stoją jasno.
Nie ma najmniejszego powodu abyśmy płacili za gaz wydobywany na terytorium syberyjskiej kolonii Rosji dwukrotnie więcej niż obywatele Chińskiej Republiki
Ludowej i nie pobierali należnej opłaty za jego tranzyt. Żyjemy przecież w kraju
kapitalistycznym, w którym o cenach surowców energetycznych ma i powinien decydować rynek, a nie mafijne interesy polityków różnej maści.
O konieczności posiadania przez Polskę terminalu LNG pisałem na łamach
PRZEGLĄDU TECHNICZ NEGO już 35 lat temu. No i staje się. Lepiej późno niż wcale.
Redaktor Naczelny
Witold Szirin Michałowski
1
WIELKA GRA GEOPOLITYKI ENERGETYCZNEJ*
WITOLD SZIRIN MICHAŁOWSKI
Przez najbliższe dekady ropa naftowa i gaz ziemny
po Morze Kaspijskie Panowali nad ziemiami sięgającymi
pozostaną nadal w skali globalnej podstawowymi surowpółnocnych krańców tajg. Czyli co najmniej 2/3 terytoriów
cami energetycznymi a możliwość udziału w wolnym rynobecnej Syberii.
ku ich obrotu będzie gwarantem zrównoważonego rozwoGdy Tataro-Mongołowie stworzyli największe
ju gospodarczego każdego kraju.
w dziejach imperium zawładneli też obszarami zamieszCzasem warto cofnąć się w odległa przeszłość.
kałymi przez wschodniosłowiańską dzicz. Dysponowali
Medowie i Persowie, czciciele boga światłości Ordoskonałym wojennym know-how stosowali bróń psychomuzda, palili na ołtarzach świątyń wieczny ogień. Jeden
tronową i rakiety, mieli znakomity system łacznościi urtoz ołtarzy miał się znajdować w najwyższym punkcie Wienowej i prawo nazywane yasa. Z biegiem wieków wiele
ży Dziewic, panującej nad starożytnym Baku. Podsycała
cywilizacyjnych zdobyczy przejęli od nich mieszkańcy
go cuchnąca brunatna ciecz. Wyciekała z skalnych załoRusi. Moskwa to po mongolsku płynący przez bagna strumów gór Zagros. W bukłakach z koźlej skóry dowoziły ją
mień. Chan Nogaj potomek Czyngis Chana, żonaty z cóką
karawany wielbłądów. Biało odziani kapłani z plemienia
cesarza bizantyjskiego biczem – taszurem uplecionym
Magów nie powitali z entuzjazmem perskiego imperium
z wysuszonego byczgo penisa wskazał glówną gran KauAchemenidów i religii państwowej mazdeizmu. Zburzokazu jako granice Złotej Ordy. Rozciągajacy się od niej
no „świątynie ognia”. Naphtha jednak wchodziła w coraz
na północ step nazywano nogajskim. Za czasów ZSRR to
powszechniejsze użycie — jako lekarstwo dla chorująbył Kraj Stawropolski. Sekretarzem partii komunistycznje
cych na parchy wielbłądów i na ludzki świeżb. Król Dabył w nim Gorbaczow.. Władcy Moskwy nadal uważają,że
riusz ustanowił podatek od jej wydobycia. Trzy tysiące lat
wskazanie mongolskiego bicza po wsze czasy wyznaczytemu w delcie Eufratu i Tygrysu pływały uszczelnione asło granice Świętej Rusi.
faltem okrągłe, wyplecione
z wikliny łodzie. Domostwa
oświetlały gliniane naftowe
lampy. Skalny olej stosowany był w Egipcie do preparowania mumii i obrzędów
magicznych. Bizantyjczycy
odkryli, że zmieszany z niegaszonym wapnem zapala
się po zetknięciu z wodą.
Wojenne know-how niezwykle skutecznie niszczyło na
morzu flotylle przeciwników.
Wiercenia w poszukiwaniu
ropy prowadzili w tym czasie
również Chińczycy stosując
świdry z brązu i bambusowe rury. We wczesnym średniowieczu bałkański mnich
Aethious zapewniał, że pancerze zanurzone w ropie
naftowej zmieszanej z krwią
dziecka są odporne na ciosy
wszelkiej broni.Za dynastii
Tang (613-907 n.e.) władza
cesarzy chińskich sięgała Trasy ważnejszych rurociągów z basenu Morza Kaspijskiego
* Referat wygłoszony 20 listopada 2010 r. w Tibilisi (Gruzja) na konferencji zorganizowanej przez The Jamestown Foundation i The International School for Caucasus Studies Ilia State University. Został opublikowany na stronie internetowej
http://www.waynakh.com w wersji anglo- oraz tureckojęzycznej.
2
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
Narody Kaukazu i Syberii nigdy się na to nie zgodzą.
W czasach nowożytnych pierwszą koncesję na poszukiwanie i eksploatację bogactw mineralnych w Iranie
otrzymał od szacha w 1827 roku baron Julius de Reuter.
Przyszły „ojciec” agencji prasowych.
W Azerbejdżanie-Krainie Ognia, na skraju małej
mieściny Janan Dag, co oznacza w języku tureckim „płonącą górę”, ogień płonął w skalnych szczelinach od zawsze. Wyznawcy Zoroastra przybywają z Indii, Afganistanu, Iranu. W XIX w. złożami ropy naftowej w Surachanach
zainteresował się Dymitr Mendelejew. W budynku gdzie
miał laboratorium niedawno zamieszkali uchodźcy z Karabachu. W okresie świetności wydobywano w rejonie Baku
blisko połowę światowej produkcji ropy naftowej.
Tu działał Polak Witold Zglenicki promotor w skali
światowej wydobycia off shore.
Era wszechwładnego panowania ropy naftowej dobiega końca. Decydenci z krajów obecnie zajmujących
czołowe miejsca w jej eksporcie wiedzą o tym i dlatego
chcą maksymalnie wykorzystać ostatnie pięć minut. Należy do nich przede wszystkim elita władzy Rosji. Dlatego rzucenie na kolana przez zastraszenie gazową pętląwstrzymaniem dostaw Białorusi i Ukrainy oraz utrzymanie
kolonialnego statusu Syberii i Kaukazu jest dla nich zagadnieniem pierwszorzędnym.
Rosja administrująca blisko 1/6 powierzchni ziemskiego globu ca 12.7 mln. km2. jest nadal krajem kolonialnym. Brazylia była też ongiś kolonią Portugalii, a Kongo Belgii. Rosjanie przejeli ongiś jednak od mongolskiego
suwerena zasadę eksterminacji elit narodów znajdujących
się na terytoriach które stawały się celem ich podbojów:
To spotykało Litwinów, Białorusinów, Ukraińców, Polaków,
Jakutów, Tatarów, Czeczeńców. Władcy Moskwy ludobójstwo i rusyfikację zawsze traktowali jako art gubernandum.Dlatego nam nigdy nie było, nie jest i nie będzie
z nimi po drodze. Pamiętamy o słowach Adama Mickiewicza: Nieszczęścia wygnania zbliżyły naród Polski z innymi szczepami Słowian. Nie byłoby inaczej sposobu
zbliżyć Polaków do Rosjan. Naród niepodległy, wolny,
dumny ze swoich swobód, cóż mógł mieć wspólnego
z narodem niewolniczym, uciśnionym, nawykłym do
jarzma od wieków!
O zbrodni Holokaustu i wymordowaniu przez hitlerowskie Niemcy około 6 mln. Żydów cały świat wie, ale
prawda o tym, że skomunizowani Rosjanie w systemie lodowych łagrów pozbawili życia blisko dziesięć razy więcej
ofiar ciągle nie dotarła do wszystkich. Prognozy demograficzne dla Rosji w obecnym jej kształcie są zatrważające.
Liczba jej obywateli zmniejsza się o około 800.000 rocznie.
Warto zdać sobie sprawę z konsekwencji faktu, że już niedługo około 40% poborowych w armii tego kraju urodzi się
w rodzinach wyznających islam. Zelimchan Jandarbijew,
zamordowany przez agentów FSB poeta i V-prezydent
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
Czeczenii w której stolicy zupełnie niedawno wzniesiono
jeden z największych w Azji meczetów twierdził, że imperium może zostać uratowane, jeśli zielona flaga Proroka
zawiśnie na Kremlu. Powoływał się na precedens Bizancjum. Odłóżmy na bok przepowiednie. Obecnie PKB Rosji jest na poziomie Hiszpanii i takie też powinno być jej
znaczenie na ziemskim globie. Należy niestety zdać sobie
sprawę z faktu, że wschodnie krańce kontynentu europejskiego zajmuje obecnie państwo którego władcy będą
uciekali się do coraz bardziej drastycznych metod aby
utrzymać imperialny status. Nie ulega wątpliwości, że rozpadające się imperium dysponujące wielkim potencjałem
broni jądrowej pozostawiło poza swoimi granicami liczną,
agenturę której przedstawiciele osiągają najwyższe urzędy w krajach dawnego sowieckiego bloku. Dlatego jestem
pełen uznania dla premiera Putina że udzielając wywiadu
dla polskiej telewizji w dniu 1 września 2009 stwierdził, że
w przypadku porozumień gazowych mieliśmy do czynienia z korupcją. Jak bowiem inaczej można by wytłumaczyć zgodę strony polskiej na „swobodny” przesył gazu
bez ponoszenia przez GAZPROM naleznych opłat tranzytowych Powinna wynosić ca
2,7 USD za przesył 1000 m3 gazu na odległość 100 km.
Przestrzeń tranzytową i rynek zbytu można traktować
jako dobra narodowe.
Ze złożonego w dniu 26 marca br. do kancelarii
prezydenta RP śp.Lecha Kaczyńskiego raportu grupy
ekspertów z którego wynikało, że do skarbu naszego panstwa nie trafiała opłata za tranzyt gazu wysyłanego z syberyjskiej kolonii Rosji do Niemiec Jej wysokość wyliczona
zgodnie z wskazówkami prof.Johna Cieślewicza-eksperta
American Gas Association (USA) za minione 10 lat powinna wynieść
około 6 miliardów USD.
Śmierć w wypadku lotniczym pod Smoleńskiem polskiej elity politycznej służyła niewątpliwie interesom ekonomicznym Gazpromu..Stara łacińska zasada cui bono.
znajduje tu zastosowanie.
Dlatego redakcja RUROCIĄGÓW www.rurociagi.com
objęła patronat nad wydaniem w USA książki zawierającej
dokumentacje tego „wypadku” Przedmowę do niej napisał
Wiktor Suworow. Okładkę zaprojektuje Maksymilian Biskupski – artysta rzeźbiarz, autor pomnika Poległym i pomordowanym na wschodzie przed którym modlił się Jan Paweł II.
Federacja Rosyjska zalicza się obecnie do największych eksporterów ropy naftowej na świecie wydobywając 7,7
mln. bpd. Jej rezerwy jednak wyczerpią się prawdopodobnie
dość szybko Na razie kontrolując co najmniej 1/3 zasobów
ropy naftowej regionu Morza Kaspijskiego, oraz co najmniej
połowę gazu. Posiada też możliwość kontrolowania zasobów
krajów Zatoki Perskiej. Potwierdzone zasoby ropy naftowej
w tym rejonie przekraczają 4% zasobów kuli ziemskiej.
3
Rosja staje się głównym graczem na światowym rynku surowców energetycznych.
ZSRR nawet u szczytu swojej potęgi nigdy nie był
w stanie zając podobnej pozycji
Należy jednak odnotować, że daleko posunięta korozja przeważającej większości infrastruktury rurociągowej znajdującej się na terytoriach które ongiś wchodziły
w skład ZSRR jest faktem. Dotyczy to zarówno gazociągów przesyłowych jak i instalacji stanowiących elementy
zagospodarowania gazowych pól Znacząca ich część występuje na obszarach tzw. wiecznej zmarzliny. Szacuje się,
że w ich remonty należy zainwestować ca. 1100 mld. USD.
Basen Morza Kaspijskiego jest idealnie położony pod względem dostępu do rynków Europy, Bliskiego
Wschodu i Centralnej Azji. Znajduje się w nim co najmniej
15% znanych zasobów węglowodorów ziemskiego globu w ilości około 200 miliardów baryłek ropy naftowej i 6
trylionów metrów sześciennych gazu. Do końca obecnej
dekady wydobycie może osiągnąć poziom co najmniej
4,5 mln bpd. Kilkanaście lat temu opublikowano raport firmy BROWN&ROOT prezentujący szereg wariantów tras
przesyłu ropy naftowej z tego rejonu. Pierwotnie kaspijska
ropa naftowa miała docierać nad brzeg Morza Czarnego
rurociągiem Baku-Supsa.Jego pierwsza wersje jeszcze
przed wybuchem I Wojny Światowej zbudował Polak inżynier Rozwadowski Decyzja o przedłużeniu tej magistrali
na zachód była obarczona poważnymi konsekwencjami
Warto zacytować opinię prof. Marjorie Cohn opublikowaną
na łamach (CHICAGO TRIBUNE z 20.05.99)
Przez reinkarnację i powiększenie NATO oraz
przesunięcie jego wpływów na wschód Stany Zjednoczone zamierzają ustanowić dominację Zachodu nad
bogatymi złożami ropy naftowej w basenie Morza Kaspijskiego. Europa Zachodnia musi rozszerzyć swoje
wpływy na wschód w celu zabezpieczenia dostępu do
kaspijskiej ropy. Stany Zjednoczone chcą ten proces
kontrolować. Czyż inaczej USA wydawały by miliardy
dolarów na bombardowanie Kosowa jeśli ten region
nie zajmował by strategicznego położenia pomiędzy
przebogatymi złożami ropy naftowej a ich europejskimi sojusznikami?
Działania wojenne w Czeczenii miały podobną
przyczynę. Moskwa zabezpieczała sobie kontrolę nad
rurociągiem Baku-Tichoreck, zbudowanym przez kupca
Bagirowa w 1914 r.
Jedynym którym do niedawna można było transportować ropę naftową w głąb Rosji. Jej wydobycie na terenach Północnego Kaukazu a wiec w Czeczenii w pierwszej kolejności wynosi co najmniej 5 MTA (milionów ton
rocznie). Gdy Azerbejdżan, Stany Zjednoczone i Izrael
połączyli swoje działania aby doprowadzić do powstania
rurociągu Baku-Tbilisi-Ceyhan prowadzącego w poprzek
Anatolii do portu przeładunkowego nad Morzem Śródziemnym rozpoczęło się kolejne rozdanie Wielkiej Gry.
4
Ominięto w ten sposób Bosfor z istniejącymi ograniczeniami ilości i wielkości tankowców przepływających zaledwie kilkaset metrów od śródmieścia Stambułu. Zdolności
przepustowe tej drogi wodnej są wykorzystywane w 95%.
Dokonano podziału północnej części dna Morza Kaspijskiego na trzy nierówne sektory. Kazachstan otrzymał
27%, Rosja 19%, a Azerbejdżanowi przypadło 18% jego
linii brzegowej. Szacunki wielkości zasobów cechuje duży
rozrzut. Od 17 do 33 mld. baryłek. Zgodnie z prognozami
na 2015 w Kazachstanie eksploatacja pól naftowych Tengiz i Kulsary, ma umożliwić wzrost wydobycia do 2,6 mln.
bpd. Złoża azerbejdżańskie Azeri i Chirag oraz głębokowodne Gunashli do końca obecnej dekady pozwolą na wydobycie ca 1 mln. bpd. Kraje basenu Morza Kaspijskiego
zostały wciągnięte do Wielkiej Gry.
Turkmenistan zajął w niej miejsce szczególne.
W 2003 r Rosja podpisując z nim 25 letni gazowy kontrakt wszechczasów o wartości przeszło 600 miliardów
dolarów skutecznie zablokowała amerykańskie inicjatywy w tamtym rejonie. Turkmenistan planuje zwiększenie
wydobycia gazu do poziomu 120 mld. m3 rocznie. Pod
dyktando Moskwy została przyjęta wspólna polityka tranzytowa Gaz kupowany niedawno za 25-30 USD/1000 m3
Rosjanie oferowali w UE średnio sto dolarów drożej.
Za usługę transportową pobierali ca. 3,3 USD za 1000 m3
gazu na 100 km.
W Iranie, którego udział w światowym wydobyciu
ropy naftowej wynosi powyżej 5%, rosyjskie firmy prowadzą od dawna poszukiwania (Khuzestan) Sprzedając też
sprzęt i know-how niezbędne do wykorzystania energii jądrowej wartości dziesiątków miliardów dolarów posługując
się jako pośrednikiem skonfliktowaną z północnym sąsiadem Armenią
W Iraku, znaczącym w skali światowej producencie
ropy naftowej, o najniższych z możliwych kosztach wydobycia posiadającym również największe w tym rejonie
złoża gazu ziemnego bezpośrednio przed amerykańską
interwencją firmy rosyjskie zmonopolizowały jego wydobycie, zagospodarowując rezerwy narosłe przez okres
sankcji nałożonych po inwazji na Kuwejt oraz zawierając
kontrakty na poszukiwanie nowych złóż. Ich wartość wynosił 3,5 mld. USD
Azerbejdżan staje się niezwykle atrakcyjnym krajem dla lokalizacji nowych przedsięwzięć biznesowych
nie tylko w przemyśle petrochemicznym. Jest jednym z 6
głównych obszarów aktywności inwestycyjnej koncernu
AMOCO/BP zatrudniającego w charakterze doradcy Zbigniewa Brzezińskiego i członków jego rodziny. Moskwa
kontrolując jak wspomniano 19% linii brzegowej Morza
Kaspijskiego usiłuje zapewniać sobie kontrolę nad trasami przepływu mediów energetycznych z tego rejonu.
Uwieńczona powodzeniem inicjatywa b. prezydenta Azerbejdżanu Hejdara Alijewa którego geniusz i determinacja
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
doprowadziła do uruchomienia rurociągu BTC przełamała
doktrynę Czernomyrdina. Rurociąg Aktau-Baku. Współpracując z BTC miał umożliwić wejście kazachskiej ropy
na światowe rynki. Jest jednak prawdopodobna zmiana
kierunku jej przepływu. Byłby to scenariusz podobny do
rozgrywanego na trasie rurociągu naftowego OdessaBrody który miał stać się stosem pacierzowym ukraińskiej
suwerenności, energetycznej. Rosjanie obecnie wykorzystują go nadal do tłoczenia ropy naftowej z systemu rurociągów DRUŻBA w... odwrotnym kierunku.
Kazachstan to jedno z największych na kuli ziemskiej państw. Posiada znacząca rosyjsko-języczną mniejszość. Z kazachskich złóż ropa naftowa na europejskie
rynki obecnie płynie przez Samarę. W rejonie TengizKulsary znajdują się pola naftowe mające zasoby porównywalne do tych, którymi dysponuje Arabia Saudyjska.
Kazachstan jest też obszarem klęski ekologicznej. Konsekwencje przeprowadzenia na poligonach Semipałatyńska
i Mangyszłaku 113 wybuchów jądrowych w atmosferze
i 346 pod ziemią długo jeszcze nie będą znane Przeniesienie stolicy do Akmoły miało wymiar geopolityczny
o wyjątkowej randze i znaczeniu. Fakt należy rozpatrywać
wspólnie z oświadczeniem chińskiego rządu udzielającego Kazachstanowi gwarancji integralności terytorialnej.
Pojawiające się opinie podważające szacunki zasobności kaspijskich złóż można traktować jako elementy
kampanii psychologicznej. Obliczona jest na osłabienie
woli walki u konkurencji. Operatorem systemu rurociągów
przesyłowych mającego 6.410 km jest w Kazachstanie
państwowe przedsiębiorstwo KAZTRANSOIL. Po rozpadzie ZSRR infrastruktura rurociągowa tego kraju stanowiła wzajemnie izolowane od siebie systemy.
— „Zachodni” to region Mangyszlak-Atyrau i leżące
kilkadziesiąt kilometrów na południe od Kulsary złoża Tengiz połączone z rafinerią w Atyrau.
— ”Wschodni” częściowo już wyłączony z eksploatacji, umożliwiał transport ropy z Zachodniej Syberii do
rafinerii w Pawłodarze i Czymkencie oraz rafinerii Czardżoy w pobliżu granicy uzbecko- turkmńskiej
— ”Północny” łączył pola naftowe Kenczak i Żanaschol z rafinerią w Orsku.
Wydobycie i przetransportowanie przez tysiące kilometrów objętej wieczną zmarzliną tundry, gazu z półwyspu Jamał jest co najmniej czterokrotnie droższe niż jego
zakup w Kazachstanie. Grupa ekspertów opracowała obszerne studium poświęcone strategii jaką powinien przyjąć ten kraj w zakresie eksportu ropy naftowej na światowe rynki oraz budową magistrali rurociągowej z rejonu
Tengiz na południe przez Turkmenistan i Iran do terminalu
nad Zatoką Perską. Opcja irańska wykluczała udział firm
z USA w jakichkolwiek poważniejszych przedsięwzięciach
inwestycyjnych w tym kraju .Rozpatrywano parę wariantów. Zakładały porozumienie typu swap pomiędzy francuskim towarzystwem naftowym TOTAL a rządem Iranu
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
oraz budowę rurociągu przez Turkmenistan i Iran do Zatoki Perskiej. Jego trasa omijając góry Elbrus i Zagros
przypominała literę S. Terminal naftowy zdecydowano się
zlokalizować tuż za cieśniną Hormuz w sąsiedztwie wyspy Kharg. Zasadniczą rolę w porozumieniach odgrywałyby rafinerie w Teheranie, Tebrizie i Araku oraz w Isfahanie. Położony w pobliskim Shah in Shah park zbiornikowy
zbudowały polskie firmy. Brałem ongiś w tym udział Chiny
też zamierzają być odbiorcą kaspijskiej ropy. Do -30 MTA.
Transport tankowcami z Zatoki Perskiej do chińskich terminali nad Morzem Żółtym miał być tańszy niż poniesienie
szacowanych na 8-10 mld. USD kosztów budowy rurociągu TENGIZ-LANCZOU przez Bramę Dżungarską i pustynię Sinkiangu. Negocjacje ze stroną chińską dotyczą problemów jakie mogą wyniknąć dla obszarów położonych
w zlewiskach rzek Irtysz i Ilii jeśli zostanie zrealizowany
zamiar odwrócenia ich biegu celem zintensyfikowania wydobycie ropy w rejonie pustyni Takla Makan.
Magistrala rurociągowa Tengiz-Morze Czarne. miała służyć do przetłaczania 67 MTA. Amerykańskie firmy
swego czasu odwlekały zgodę na udział w tej inwestycji
warunkując ją zaniechaniem przez Rosję transakcji sprzedaży Iranowi jądrowych technologii.Impas przełamały
dopiero wydarzenia na Północnym Kaukazie. Poprowadzenie rurociągu z Tengizu do terminalu nad Morzem
Czarnym w bezpiecznej odległości od Czeczenii okazało
się pilną koniecznością.Położono kamień węgielny pod
nowy terminal w Noworosyjsku i zawarto kontrakt na wykonanie 745 km. odcinka 40” rurociągu z Astrachania do
Noworosyjska. Wykonawcą zostało francusko-rosyjskie
join-venture STARSTROY
Wydobycie ropy naftowej w krajach europejskich zaspokaja zaledwie 20% potrzeb naszego kontynentu.
31 rafinerii znajdujących się w Europie Wschodniej
i Centralnej jest w stanie przerobić rocznie około 147,5
MTA. Jest to jednak rynek w miarę stabilny i pewny. Rosja,
zapewnia sobie jednak jak dotychczas pełną kontrolę nad
trasami transportu mediów energetycznych z rejonu Morza Kaspijskiego. idealnie położonego pod względem dostępu do rynków Europy, Bliskiego Wschodu i Centralnej
Azji. Znajduje się w nim co najmniej 200 miliardów baryłek
ropy naf towej i 6 trylionów metrów sześciennych gazu.
Z rezerwami, które powinny starczyć na co najmniej
następne 70 lat, to włąśnie kaspijska ropa naftowa
może zdominować rynek europejski.
Najtaniej i najdogodniej jest ją jednak transportować do Chin, przez terytorium Kazachstanu.
Uzbekistan i Turkmenistan nie bierze aktywnego
udziału w gazowo-naftowym karnawale. ELity polityczne tych krajów do niedawna nie były zbyt przychylne dla
zagranicznych inwestorów. Dopiero niedawno gaz ziemny z Turkmenistanu zaczął konkurować z wydobywanym
5
przez GAZPROM na północnych terytoriach Syberii. Ponieważ gazociągi są własnością GAZPROMU, turkmeński
gaz był odcięty od dostępu do światowego rynku z wszystkimi wynikającymi stąd konsekwencjami. Uzbekistan był
trzecim producentem gazu ziemnego w WNP i jednym
z dziesięciu największych na świecie i w przeciwieństwie
do Turkmenistanu zabezpieczył wzrost wydobycia poprzez ominięcie systemu rosyjskich rurociągów.
Coraz bardziej nabrzmiewa problem wyboru tras
transportu ropy naftowej i gazu na światowe rynki. W polityce Moskwy jednak pokutują nadal strzępy imperialnych
doktryn o konieczności zachowania pod kuratelą rurociągów przesyłowych z terenów ongiś wchodzących w skład
ZSRR. W rekordowym tempie ułożono ropociąg BTS-2
z Unieczy do Ust-Ługa koło Petersburga. Będzie tłoczył
30 MTA Tranzytowy transport ropy urał przez terytorium
Polski też zostanie drastycznie ograniczony. Po zakończeniu budowy Bałtyckiego Gazociagu North Stream znacząco też zmaleje jego tranzyt Gazociagiem Jamalskim.
Rurociag naftowy MOSUL-HOPA
Może warto zaproponować inne scenariusze.Należy do nich ułozenie rurociagu naftowego MOSUL-HOPA
i GAZOCIAGU SARMACKIEGO Północny Irak do brzegów Morza Czarnego dzieli dystans zaledwie około 750
km. Rurociąg mógłby sie więc rozpoczynać w rejonie Al.
Mausil (Mosulu) i podążać na północ wzdłuż szosy nr 430
do Sirnak w Turcji .Następnie przez Siirt, Bitlis i wzdłuż
północnych stoków gór Toroslar do Mus, Varto i Erzurum
- prastarego bizantyjskiego Teodozjopolis, a dalej równolegle do szosy nr.950 doliną rzeki przez Artvin do niedużego
portu w Hopa .Leży dwadzieścia parę kilometrów od granic Gruzji Górskie tereny wschodniej Turcji zamieszkują
w zwartej masie Kurdowie. Był to jeszcze do niedawna
zasadniczy powód dla którego rurociąg BTC zdecydowano prowadzić aż do Samsun.Rurociag MOSUL-HOPA łączący irackie złoża naftowe z brzegiem Morza Czarnego
powinien przetłaczać ca 24 MTA. Jego finansowaniem byłyby zainteresowane banki arabskie. Uwzględniając załadunek ropy na tankowce i rozładunek pod Odessą byłaby
to krótsza o ca 4000 km i tańsza o 15% droga transportu
w rejon Morza Bałtyckiego .
Gazociąg SARMACKI
Trudno przecenić znaczenie odkrycia w 1999 r.
złóż gazu Shah Deniz w pobliżu pogranicznego szelfu
z Iraneem Jest to jedno z największych na świecie złóż
zawierających wg. ostatnich szacunków co najmniej 1
trylion m³ gazu i 300 mln. ton kondensatu. Przewiduje
się, że wkrótce osiągnie się na nim poziom wydobycia
16 mld.m³ gazu rocznie. Tylko w pierwszej fazie, w której
uczestniczą głownie Azerbejdżan Gas Supply Company
administrowane przez STATOIL oraz turecki BOTAS, zainwestowanych zostanie ca 3,2 mld. USD w kontraktach
6
„up stream” i „mid stream”. Dzięki podmorskim złożom
Shah Daniz i kontraktom na zakup z nich gazu Turcy
byli w stanie skutecznie przeciwstawić się szantażowi
GAZPROMU, znacząco redukując cenę surowca otrzymywanego z gazociągu BLUE STRAM docierającego do
Samsun z północnego brzegu Morza Czarnego. SCP-BP
i STATOIL zawiązały spółkę dla zbudowania 700 kilometrowej długości gazociągu łączącego rejon Baku z Erzurum w Turcji. Początkowo planowane było przesyłanie
7,7 mld.m³ gazu rocznie. Dla zminimalizowania kosztów
i uwzględniając wymogi ekologii nowa magistrale na terytorium Azerbejdżanu i Gruzji układano w tym samym „rigt
of way” równolegle do BTC. Turcja podpisała kontrakt na
zakup 90 mld. m³ gazu z Shah Daniz przez najbliższe 15
lat. Jednocześnie z Grecją (co złagodziło napięcie między obu krajami) zawarto porozumienie o przedłużeniu
SCP bardziej na zachód do krajów bałkańskich celem
przesyłania tą drogą do 11 mld. m³ gazu rocznie. Został
też zawarty kontrakt SOCAR z grecką DEPA na dostawę
3 mld. m³ gazu rocznie. Jednym z wiodących inwestorów
na lokalnym rynku energetycznym jest Exxon Azerbaijan
Operating Company LLC (spółka córka Exxon/Mobil).
SOCAR ogłosił, że inwestując powyżej 3 mld. USD spodziewa się wydobyć do 2,2 mld baryłek ropy i co najmniej
300 mld. m³ gazu. Główni producenci ropy naftowej tego
regionu Azerbejdżan i Kazachstan są nadal importerami
netto gazu , kupując go z Uzbekistanu i Rosji.
Dlatego poddaje się pod rozwagę utworzenie międzynarodowego konsorcjum celem ułożenia gazociągu
przez Azerbejdżan, Gruzję, Morze Czarne i Ukrainę do
Bramy Przemyskiej.na granicy Polski Proponuje aby go
nazwać Gazociąg Sarmacki. W prostej linii będzie co najmniej dwa razy krótszy od tego z Półwyspu Jamał. Zasoby
Shah Deniz starczyłyby na zapewnienie bezpieczeństwa
energetycznego dla Ukrainy i Polski przez najbliższe 40
lat. Gazowy potencjał basenu Morza Kaspijskiego może
mieć w niedalekiej przyszłości dużo większe znaczenie
niż występujące tu złoża ropy. Zasoby gazu jakie sie tu
znajdują są porównywalne do zasobów Arabii Saudyjskiej.
Wykorzystanie tych złóż wymaga dużo większych nakładów finansowych. Stawki za tranzyt ropy i gazu po kontrolowanych przez Moskwę terytoriach nie mają zbyt wiele
wspólnego z rachunkiem ekonomicznym, rzeczywistymi
kosztami wydobycia czy też koniecznością przeznaczenia
odpowiednich kwot na rehabilitację środowiska naturalnego. To jest najzwyklejszy haracz, bo jak inaczej można
nazwać fakt sprzedaży do krajów UE turkmeńskiego gazu
z 350% narzutem.
CASPIAN BUSINESS NEWS poinformował, że został zerwany kontrakt ŁUKOIL OVERSEAS HOLDING Ltd.
z azerbejdżańskim koncernem SOCAR na eksploatację
złóż Zykh-Hovsan w rejonie granicy z Dagestanem. Rosjanie odmówili ponoszenia kosztów ochrony naturalnego
środowiska.
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
Rurociąg Baku-Grozny-Tichorek-Noworosyjsk wyłączono z eksploatacji. Rocznie TRANSNIEFT przetłaczał nim do 5 mln. ton ropy. Prawie połowę wydobycia
Azerbejdżanu. Za każdą tonę pobierał 15,67 USD Doskonałej jakości produkt znany na światowych giełdach jako
azeri light mieszał się z ciężką zasiarczoną ropą typu
ural czy rebco. Strata na tonie takiej „mieszanki” wynosiła od 4-5 USD. Należało też doliczyć około 5 USD/t
za załadunek ropy na tankowce w Noworosyjsku i opłaty
za ich przejście przez Bosfor. Stawka tranzytowa ropy
rurociągiem BTC (Baku-Tbilisi-Ceyhan) wynosi w przybliżeniu dwadzieścia trzy dolary za tonę. Rosjanie nie
są już konkurencyjni. Do pirsów naftowych w JumurtalikCeyhan nad Morzem Śródziemnym mogą przybijać przez
cały rok mamucie tankowce o ładowności 400.000 DWT
a do Noworosyjska nad Morzem Czarnym, parokrotnie
mniejsze. Przez znaczną część roku panują tam mgły.
Basen Morza Kaspijskiego jest idealnie położony pod
względem dostępu do rynków Europy, krajów Bliskiego
Wschodu a nawet Centralnej Azji. Do końca obecnej dekady wydobycie osiągnie poziom co najmniej 4,5 mln bpd
.W miarę jak wydajność zagospodarowanych na całej kuli
ziemskiej pól naftowych zacznie spadać, eksploatacja
nowych zasobów znajdujących w krajach nie należących
do OPEC, będzie nabierać coraz większego znaczenia.
Z rezerwami, które powinny starczyć na co najmniej następne 70 lat, to chyba właśnie z tego rejonu gaz i ropa
naftowa zdominuje rynek europejski. Występując w Baku
na konferencji CASPIAN OIL & GAS EXHIBITION minister ds. ropy naftowej i surowców mineralnych Królestwa
Arabii Saudyjskiej Ali Al.-Naimi stwierdził: „Przewiduje się,
że globalne zapotrzebowanie na ropę naftową do 2020
roku wzrastając o 1-1,5 mln. baryłek dziennie spowoduje
co najmniej 40% wzrost jej produkcji w skali światowej.
Azerbejdżan jest niezwykle atrakcyjnym krajem dla lokalizacji nowych przedsięwzięć biznesowych. Niewątpliwie
miał rację. Rosja stając się graczem nr 1 na światowym
rynku surowców energetycznych dąży do zapewnienia
sobie pełnej kontroli również nad trasami ich rurociągowego przepływu z tego rejonu. Pryncypia jej polityki
zagranicznej od wieków są niezmienne. Pozyskiwanie
nowych terytoriów, eksterminacja elit i bardziej świadomych grup społecznych, bezwzględna rusyfikacja i barbarzyńska eksploatacja bogactw naturalnych Aby móc
nadal jako tako administrować w wydartymi stosunkowo
niedawno Chinom obszarami Dalekiego Wschodu i Syberii oraz domagać się „praw” do eksploatacji zasobów
ropy i gazu znajdujacych się w przyległych obszarach
Oceanu Północnego moskiewscy decydenci muszą dysponować wielomilionową podatną na rusyfikacje masą
ludzką. Dlatego będa dążyli za każdą cenę do utrzymania w zasięgu swoich wpływów Białorusi i Ukrainy.
Sprawą wyjątkowej wagi może być powołanie
do życia Ligi Konsumentów Gazu która swoja działa-
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
nośc rozprzestrzeniała by w krajach Europy Srodkowej
i Wschodniej oraz Zakaukazia i nawiązała ścisłą łącznośc z chinskimi konsumentami gazu któzy kupuja syberyjski gaz ziemny po cenie blisko dwukrotnie niższej
niż obywatele Polski. Nie ma racjonalnego wytłumaczenia dlaczego w przypadku gazu ziemnego nie powinny
obowiązywać zasady wolnego rynku. Pierwsza Liga
Konsumentów funkcjonowała już przeszło 100 lat temu
w USA
Zaliczanie Rosji sprawującej kolonialną kontrolę nad
Syberią i Kaukazem do grona cywilizowanych narodów europejskich jest nieporozumieniem.
Może zakończyć się katastrofą, jeśli się uwzględni niezwykle obecnie popularne w wpływowych kręgach
moskiewskich geopolityków opinie, że naturalną zachodnią granicą AZJOPY którą mają zamiar w przyszłości
zarządzać władcy Kremla jest izoterma stycznia. .Przebiega doliną rzeki Ren. Warto odnotować, że 90 lat temu
o tym samym marzył uważany za obłąkanego mongolski
chan baron Roman von Ungern Sternberg. Poświeciłem
mu parę książek.Jesli ktokolwiek ma wątpliwości jak wygląda rosyjska misja cywilizacyjną warto aby porównał
obecny poziom życia ludności Kanady i Syberii. Dlatego też jeśli w niektórych kręgach nadal dominuje obawa
przed zbytnim wzmocnieniem potencjału Chin jeśli odzyskaja zagrabione im przez carską Rosję obszary Syberii, należy podać rękę domagającym się niepodległości
i udziału w zyskach z eksploatacji bogactw naturalnych
oraz należytej dbałości o naturalne środowiska narodom
Jakucji, Tuwy, Buriacji,Dalekiego Wschodu, ,Kraju Ałtajskiego i Kraju Krasnojarskiego, Dagestanu, Inguszetii, Czeczenii i wielu, wielu innym. Republika Dalekiego
Wschodu ze stolicą w Czycie zaistnieła już w 1920 r.
Warto jednak sobie uzmysłowić, że obecnym decydentom w Moskwie jak by ich nie nazywać to się nie będzie
podobało. Amerykanski MILITARY REVIEW ostatnio doniósł, że jest wysoce prawdoodobne rozszerzenie bazy
pracowniczej koncernu GAZPROM o blisko milionową
straż przemysłową. Uzbrojoną w czołgi, rakiety i helikoptery. Ot tak na wszelki wypadek. Warto w tej sytuacji
przestudiować niektóre z tajnych klauzul podpisanego
przez Henryka Goryszewskiego 25 sierpnia 1993 r. Pakietu Porozumień Gazowych z Rządem Federacji Rosyjskiej. Ten kto je podpisywał zdaniem wielu zasłużył na
miano zdrajcy stanu. Na całe szczęście już w połowie
obecnego stulecia posiadanie zasobów węglowodorów
ciekłych i gazowych i związanej z ich lokalizacją rurociągowej geopolityki stanie wobec konkurencji wyzwalanej
przez geotermikę i podmorskie złoża hydratów metanu.
W tej sytuacji tylko synergia energetyczna gwarantuje bezkonfliktowy rozwój i postęp w większości krajów
ziemskiego globu .
Klucz do niej znajduje się dziś na Kaukazie.
7
STATUT
STOWARZYSZENIA
„LIGA KONSUMENTÓW GAZU”
Rozdział II
Cele i sposoby ich realizacji
§5
Celem Stowarzyszenia jest:
1. uzyskanie zrównoważonego udziału obywateli w konsumpcji energii przy zapewnieniu
synergii jej pochodzenia z różnych źródeł, w tym z gazu ziemnego.
2. dbałość o ochronę naturalnego środowiska w obszarach wydobycia gazu poprzez nawiązanie bliskiej współpracy z narodami tam zamieszkującymi;
3. respektowanie zasad gospodarki rynkowej zarówno w przypadku cen gazu ziemnego jak
i kosztów jego transportu ( tranzytu ) ze szczególnym uwzględnieniem doświadczeń Chińskiej Republiki Ludowej w tym zakresie i cen płaconych za gaz przez jej obywateli.
§6
Stowarzyszenie realizuje swoje cele poprzez:
1. mobilizowanie – wszelkimi dostępnymi i zgodnymi z prawem środkami – opinii publicznej
w celu rewizji istniejących umów na import gazu
2. nawiązywanie kontaktów z dostawcami gazu, którego cena zbliżona jest do tych, jakie
płacą obywatele Chińskiej Republiki Ludowej
3. zintensyfikowanie działań w środowiskach naukowo-technicznych celem wdrożenia w szerokim zakresie technologii podziemnego zgazyfikowania złóż węgla i rozwoju geotermiki
Pełny tekst projektu statutu oraz deklaracja przystąpienia do Ligi Konsumentów Gazu dostępna jest również na stronie internetowej Fundacji „LEX NOSTRA”: www.fundacja.lexnostra.pl. Deklarację przystąpienia proszę przesyłać na adres Fundacji:
Fundacja „LEX NOSTRA” ul. ks. T. Boguckiego 5 lok. 18, 01-508 Warszawa, tel. (+ 48 22) 412 70 02, fax. (+ 48 22) 412 70 03
e-mail: [email protected], www.fundacja.lexnostra.pl
8
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
SUWERENNOŚĆ SUROWCOWA
Z PROF. MARIUSZEM-ORION JĘDRYSKIEM ROZMAWIA WITOLD MICHAŁOWSKI
Witold St. Michałowski: Panie Profesorze Ostatnio wypowiadał się Pan na temat suwerenności surowcowej Polski i potencjału pochłaniania CO2 po wyeksploatowaniu gazu łupkowego. Jaki to ma związek
ze sobą?
Mariusz-Orion Jędrysek: Po pierwsze – suwerenność surowcowa to tylko część problemu – struktury geologiczne to nie tylko surowce, to raczej przestrzeń, w której należy prowadzić działalność gospodarczą kluczową
dla narodu w tym np. magazynowanie paliw, odpadów,
sekwestracja CO2 itd. Tego interesu narodowego powinna
pilnować służba geologiczna, ale tej w Polsce nie ma choć
mało brakowało aby udało się mi ją utworzyć. Nie dziwi
zainteresowanie koncesjami na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż gazu łupkowego a przy tym uzyskanie koncesji
na zatłaczanie CO2 to sprawa prosta. Groźny jest więc fakt,
że w tak szybkim tempie przyznano koncesje na niemal
wszystkie potencjalnie perspektywiczne obszary koncesyjne dotyczące złóż niekonwencjonalnych i to praktycznie za darmo. Potencjalna prywatyzacja Lasów Państwowych i beztroskie wydawanie koncesji na gaz w łupkach
to groźba utraty przez Państwo możliwości zarobienia
na pochłanianiu CO2. Stowarzyszenie Ekorozwój zbiera
podpisy wnioskujące o referendum w tej sprawie (patrz:
www.ekorozwoj.pl). W sprawie gazu łupkowego jest cisza
choć księgowo ich wartość może być wielokrotnie większa
niż Lasów.
W. St. M.: Pół roku temu wysłał Pan list otwarty do Pana Premiera D. Tuska w sprawie projektu nowego Prawa geologicznego i górniczego, w sprawie
gazu łupkowego i sekwestracji CO2 – opublikowaliśmy go w ostatnim numerze Rurociągów. Jest jakiś
oddźwięk?
M-O.J.: Tak, wysłałem długi i mam nadzieje przemyślany i konstruktywny list do Pana Premiera sumujący wiele problemów związanych z gospodarowaniem
strukturami geologicznymi, utratą kontroli nad nimi przez
Państwo Polskie, nielegalną eksploatacją, faktycznym
brakiem administracji i służby geologicznej (więcej można znaleźć na mojej stronie www.morion.ing.uni.wroc.pl).
W odpowiedzi, poza informacją o przesłaniu listu zgodnie
z kompetencjami, niczego więcej nie otrzymałem.
W. St. M.: Widać brak tam kompetencji, chęci,
dbania o interes Polaków, ignorancja, zła wola? Podobnie jak w przypadku ślepego wydawania koncesji
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
związanych z gazem łupkowym w oparciu, o który
rząd PO–PSL robi PR–owską politykę pokazując to
jako swój sukces lecz ciągnąc Polskę na gospodarcze dno.
M-O.J.: Nie chciałbym rozwijać tych wątków – to
byłaby ocena stricte polityczna, a nie rozmowa o faktach
geologicznych. Ale przyznaję – albo jest bardzo źle albo to
ja jestem totalnym ignorantem.
W. St. M.: No tak, ale pierwsze koncesje wydał
Pan w 2006 roku. Jak do tego doszło – w swoim opublikowanym Sprawozdaniu z własnych działań jako
wiceministra w zasadzie nie ma tych informacji. Jest
Pan przy tym chyba jedynym politykiem, który zdał
publicznie raport z tego co robił?
M-O.J.: Po pierwsze nie politykiem – nie byłem i nie
jestem członkiem żadnej partii – choć członkowstwo w Solidarności od 1986 roku wtedy było aktem politycznym.
Faktycznie, wydałem pierwszych chyba 11 koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie gazu złóż niekonwencjonalnych. Po objęciu stanowiska wiceministra wiedziałem, że
poza reformą geologii należy pilnie poszerzać narodową
bazę zasobową węglowodorów. W konwencjonalnych złożach PGNiG i Petrobaltic świetnie sobie radzili. Starłem
się bazować na własnej wiedzy naukowej, a tak się składa,
że od 1990 r. prowadzę badania nad formowaniem się metanu z materii organicznej (staż w Japonii, habilitacja itd).
Wiedziałem, że w Polsce jest dużo skał zwierających materię organiczną, które znalazły się w warunkach sprzyjających generacji metanu. Ten gaz musi gdzieś być.
W. St. M.: Z całym szacunkiem, ale to chyba za
mało?
M-O.J.: Tak, ale z tego wyszedłem. Poprosiłem
o notatkę na ten temat z Departamentu Geologii i Koncesji Geologicznych, ale tam wiedzy w tym zakresie nie było.
Na ochotnika notatkę przygotował w PIGu mgr Paweł
Poprawa, którego zresztą znałem jeszcze jako studenta,
a który wtedy na ten temat niewiele wiedział i zrobił notatkę głownie w oparciu o to co znalazł w Internecie. Jestem
mu za to bardzo wdzięczny. Dziś ma on niekwestionowaną
wiedzę w zakresie niekonwencjonalnych złóż gazu. Równocześnie miałem kontakt z, od wielu lat znanym mi, drem
Janem Krasoniem.(który swego czasu publikował na łamach RUROCIAGÓW artykuły na temat hydratów gazu
–przyp. red.), polskim geologiem będącym członkiem Sto-
9
warzyszenia Geologów Wychowanków Uniwersytetu Wrocławskiego, On, tez jako przedsiębiorca górniczy w USA,
opowiedział mi a potem na moją prośbę pracownikom
Departamentu Geologii... o "rozpoczynającym się chyba"
przełomie związanym z gazem łupkowym i tzw. zaciśniętym w USA. Na moją prośbę Janek znalazł w 2006 roku
inwestorów w USA, którym wydałem pierwsze koncesje
na poszukiwanie. Najtrudniej było zacząć. Zorganizowałem też konferencję w ambasadzie w Polskiej w Londynie, żeby zachęcać inwestorów m.in. z Wlk. Brytanii co
poskutkowało wnioskami koncesyjnymi. Oddaję tu zasługi
Pani Dyrektor Ewie Zalewskiej i kilku pracownikom Departamentu... a szczególnie dziękuję wielu polskim geologom ze wszystkich głównych ośrodków w Polsce, którzy
na moją prośbę wygłosili prezentacje na tej konferencji.
Jak widać zrobili dobrą robotę – choć zamierzonej współpracy naukowej i technologicznej z polskimi naukowcami
i przedsiębiorstwami o ile wiem jest bardzo ale to bardzo
mało. No ale jak ma być skoro zniknął ważny argument
w postaci warunków uzyskania dalszych koncesji? Cały
czas próbowałem zachęcić Polskich inwestorów do poszukiwań, a nie jest to łatwe decyzja z ich strony gdy w grę
wchodzą inwestycje liczone w miliardach. Dziś wśród poszukujących są m.in. PGNiG i Orlen – podziwiam za to
i gratuluje odwagi podjęcia ryzyka.
W. St. M.: No tak, ale większość koncesji znajduje się w rękach obcych firm.
M-O.J.: Miałem plan, aby po wydaniu około 15 koncesji kilku różnym podmiotom, w różnych oddalonych od
siebie miejscach, wstrzymać ten proces w oczekiwaniu na
wyniki niezmiernie drogich badań prowadzonych za cudze
pieniądze. Zgodnie z umowami wyniki badań musiały trafić do nas i mogły przecież podlegać weryfikacji. Równocześnie miała być powołana Polska Służba Geologiczna
wyposażona w zupełnie nowe Prawo geologiczne i górnicze. W oparciu o spodziewane zyski miały być prowadzone poszukiwania przy pomocy polskich firm po to aby
nie stracić kontroli nad naszymi strukturami geologicznymi
i nie oddać naszych złóż w obce ręce. Historia uczy, że nie
ma przyjaciół a tylko interesy.
W. St. M.: W takim razie czemu Pan na ten temat
milczał?
nym czasie – przynajmniej nie wtedy gdy priorytetem jest
interes Polski. Nie wiedziałem co zrobi nowy rząd w tej
sprawie a moje gadanie mogłoby przeszkadzać. Oczywiście, informacje m.in. na ten temat chciałem przekazać
kolejnym Ministrom Środowiska i Ministrowi Gospodarki
– nie było chęci rozmowy z ich strony – więc milczałem
do czasu gdy się okazało, że w zasadzie nie ma już nie
obsadzonych perspektywicznych obszarów koncesyjnych
w istotnej liczbie.
Zacząłem protestować gdy wydano już ponad połowę koncesji – stąd list otwarty do Pana Premiera.
W. St. M.: Panie Profesorze, pytanie bardziej
osobiste – Chyba obaj mamy pewne genetyczne
związki z Azja?
M-O.J.: Nie jest Pan pierwszą osoba, która mnie
pyta o azjatyckie korzenie. Wszyscy mamy afrykańskie
korzenie (uśmiech), ale przypominam sobie taką oto sytuację. W roku 1991 byłem w południowej Tajlandii, gdzie
w grupie japończyków i tajów pobierałem próbki metanu
i osadów bagiennych. Po dwóch tygodniach pewien taj
w przypływie odwagi powiedział do mnie: ty to jesteś dziwnym japończykiem. Nie wiem czy chodziło mu o moją fizjonomię czy bardziej zasugerował się tym, że czasami
rozmawiałem z japończykami słabym językiem japońskim,
którego to języka on nie znał.
W. St. M.: I jeszcze jedno pytanie spoza branży –
w Internecie natknąłem się na informację, że Mariusz
Jędrysek w tym roku zajął Pan 4te miejsce w motokrosowych mistrzostwach Strefy Zachodniej Polski. Jeśli to Pan to, jak na Profesora, dość oryginalny sport
– od dawna Pan go uprawia?
M-O.J.: Jeżdżę na motokrosie wyłącznie amatorsko od chyba 7 lat, ale z motocyklami mam do czynienia
od niemowlęcia dosłownie. Widać to zostaje. Jako dzieciak objeżdżałem wielokrotnie z rodzicami Junakiem Polskę dookoła. Później sam dużo jeździłem motorowerem
Jawa, a potem Junakiem. Mając 10 lat przejechałem w jeden dzień z Opolszczyzny na Podlasie – do dziś pamiętam
przejazd przez Lublin. Motocykle dają poczucie wolności,
a dla Polaków jest bardzo ważnym odczuciem. Motocykl to
przestrzeń – jak geologia.
M-O.J.: Jak pisałem w Sprawozdaniu... nie o wszystkim, z różnych względów można pisać czy mówić w dowolProf. zw. dr hab. Mariusz–Orion Jędrysek, był w latach 2005-2007 Podsekretarzem Stanu – Głównym Geologiem Kraju,
a obecnie jest kierownikiem Zakładu Geologii Stosowanej i Geochemii, dyrektorem Międzywydziałowego Studium Ochrony
Środowiska, Uniwersytetu Wrocławskiego; oraz dyrektorem Wrocławskiego Ośrodka Regionalnej Wspólnoty Implementacji Innowacji w Klimatycznym KIC EIT (Wspólnota Wiedzy i Innowacji w Europejskim Instytucie Innowacji i Technologii. Jest
autorem ekspertyz zamawianych przez Sejm i Senat RP. Więcej na stronie www.morion.ing.uni.wroc.pl
10
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
URZĄD REGULACJI ENERGETYKI
A BEZPIECZEŃSTWO ENERGETYCZNE III RP (CZ. I)
GRZEGORZ TOKARZ
Ważną rolę w polskim sektorze energetycznym
pełni Urząd Regulacji Energetyki, stojący na jego czele
Prezes jest centralnym organem administracji rządowej.
Podstawowym zadaniem tego Urzędu jest regulowanie działalności przedsiębiorstw energetycznych w ten
sposób, aby działały one zgodnie z założeniami polityki
energetycznej państwa polskiego, szczególnie ważnym
aspektem jest równoważenie interesów przedsiębiorstw
energetycznych i odbiorców paliw i energii.
Wśród wielu szczegółowych kompetencji, do najważniejszych zaliczyć można udzielanie i cofanie koncesji, zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf paliw
gazowych czy energii elektrycznej, ustalanie okresu obowiązywania taryf, organizowanie i przeprowadzanie przetargów, które dotyczą budowy nowych mocy wytwórczych
energii elektrycznej czy przedsięwzięć, które zmniejszają
zapotrzebowanie na energię elektryczną, kontrolowanie
standardów jakościowych obsługi odbiorców, nakładanie
kar finansowych. Ważnym aspektem działania URE jest
także zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących
sektora energetycznego, monitorowanie działania systemu gazowego i elektroenergetycznego, podejmowanie inicjatyw, które mają na celu modernizację przedsiębiorstw
energetycznych, a także ustalanie, w jaki sposób kontrolować te ostatnie. URE zobowiązane jest także do publikowania informacji, które mogą zwiększyć efektywność
polskiego sektora energetycznego. Oczywistym jest, że
nie wszystkie działania tego Urzędu korespondują z bezpieczeństwem energetycznym państwa polskiego. Jednak
w niektórych dziedzinach wpływ tej instytucji na bezpieczeństwo może być duży.
Szczególnie ciekawe wydają się analizy ekspertów URE, dotyczące zagrożeń bezpieczeństwa energetycznego. Wspomnieć należy o ryzyku związanym
z produkcją energii elektrycznej czy energii cieplnej.
W tym kontekście wymienić należy następujące ryzyka: 1. ukończenia projektu (przedłużenie terminu realizacji czy też złe oszacowanie kosztów), 2. eksploatacji
(brak zharmonizowania kosztów budowy z ewentualną
wielkością sprzedaży, 3. zarządzania i działalności operacyjnej (niewłaściwa organizacja pracy, brak odpowiednio wykwalifikowanych pracowników) 4. inflacji (nietrafne obliczenia mogą doprowadzić do nieoczekiwanego
zwiększenia nakładów), 5. kursowe (przypadek denominowania w kilku walutach środków finansowych wykorzystanych w danym projekcie), 6. stóp procentowych (wykorzystywanie kredytów o zmiennej stopie procentowej),
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
7. rynkowe (zmiany stopy życiowej mieszkańców danego
kraju, demografia, zmiany zapotrzebowania w energię),
8. zabezpieczeń i refinansowania (przypadek inwestycji
w określone przedsiębiorstwo), 9. polityczne (zmiany wewnątrz kraju i w otoczeniu międzynarodowym i 10) siły
wyższej np. katastrofa naturalna czy wojna. Innego rodzaju ryzyka pojawiają się w momencie, kiedy eksploatuje się przedsiębiorstwa elektroenergetyczne, są to:
wahania cen hurtowych energii elektrycznej, przerwanie
dostaw paliwa, uzyskanie świadczeń pochodzenia, przekroczenie limitów emisji dwutlenku węgla, konkurencji,
utraty koncesji, zmiany sytuacji (ekonomicznej i politycznej), zmian systemu prawnego.
URE podejmuje także działania o charakterze naukowym, interesujące są analizy dotyczące ekspertów
URE dotyczące energetyki jądrowej, jej potencjalnego
znaczenia dla polskiego bezpieczeństwa energetycznego.
W pracy „Polska polityka energetyczna - wczoraj, dziś, jutro”, wydanej w 2010 r. przez URE wyraźnie się stwierdza,
że energia jądrowa może być optymalnym rozwiązaniem
dla problemów trapiących polską energetykę. Analizuje
się w powyższym opracowaniu również sprawy związane z bezpieczeństwem funkcjonowania takich elektrowni,
uznając, że można w poważny sposób zminimalizować
zagrożenia, związane z ich funkcjonowaniem. Równie
ciekawe są rozważania (w tym samym opracowaniu) dotyczące znaczenia tzw. złotej akcji i jej znaczenia dla bezpieczeństwa energetycznego. Stwierdza się, że w sensie
prowadzenia „czystej” działalności ekonomii nie jest to kategoria właściwa, jednak ma ona ogromne znaczenie dla
utrzymania bezpieczeństwa energetycznego, co stanowi
ważny element interesu publicznego.
Ważnym aspektem działania Urzędu Regulacji
Energetyki jest kontrolowanie, czy przedsiębiorstwa energetyczne działają zgodnie z zapisami Ustawy Prawo Energetyczne i rozporządzeniami Ministra Gospodarki, Pracy
i Polityki Społecznej z 12 lutego w sprawie zapasów paliw w przedsiębiorstwach energetycznych i wywiązują się
z obowiązku zorganizowana odpowiednich zapasów paliw.
W 2008 r. urzędnicy URE przedsięwzięli 12 kontroli o charakterze interwencyjnym i problemowym. Te
pierwsze są konsekwencją wniesionych skarg lub uzyskania niepokojących informacji. Tejże kontroli poddano
sześć podmiotów, ustalono, że trzy przedsiębiorstwa
nie posiadają wymaganych ilości (zapasów) paliw. Natomiast kontrole problemowe polegają na analizie określonych problemów – kwestii, które pojawiły się po lek-
11
turze dokumentów przesłanych przez określoną ilość
przedsiębiorstw energetycznych. Skontrolowano w ten
sposób stan zapasów paliw sześciu przedsiębiorstw, zauważyć przy tym należy, że w przypadku każdej kontroli
urzędnicy URE badali wszystkie elektrownie i elektrociepłownie systemowe (początkowo 31, pod koniec roku
32). Wynikiem działań kontrolnych było 54 postępowań
administracyjnych, które wszczął Prezes URE. Większość postępowań (44) skutkowała karami pieniężnymi,
5 zostało umorzonych, a w następnych 5 postępowanie
przeciągnęło się do 2009 r. zauważyć należy, że kwota
nałożonych kar liczyła 1 194 500 zł. Jednocześnie należy zauważyć, że jedynie 29 przedsiębiorstw uiściło kary,
15 innych odwołało się do Sądu Okręgowego w Warszawie-Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów. Jednocześnie pracownicy URE ustalili główne przyczyny, które doprowadziły do braku odpowiednich zapasów paliw.
Wymienia się w tym kontekście trzy sprawy, po pierwsze,
krajowi producenci i dostawcy węgla kamiennego nie
wywiązują się właściwie z zawartych umów (problemy
z terminami dostarczania odpowiednich ilości), po drugie
ze złego funkcjonowania spółek przewozowych, które nie
przestrzegają odpowiednich terminów dostaw, po trzecie
z niemożności zakupu węgla importowanego, dzięki czemu można byłoby uzupełnić zapasy.
W Raportach URE podkreśla się, iż kwestią zasadniczą dla bezpieczeństwa energetycznego III Rzeczpospolitej jest zmniejszenie polskiego uzależnienia od
Federacji Rosyjskiej. O ile w 2008 r. 66 % gazu sprowadzało się z kierunku wschodniego, 6 % z Zachodu, a 28 %
z stanowiło produkcję własną, to sukcesem byłoby, gdyby
w 2015 r. ze Wschodu pochodziło 40 %, z Zachodu 30%
a produkcja własna liczyła 30 %.
Szczególnie ciekawy wydaje sie Raport roczny
z 2008 r. (opisujący rok poprzedni). W przypadku, gdyby
pojawiły się poważne problemy z dostawami gazu przewidziane są trzy fazy działań. Po pierwsze, zareagować
powinny te przedsiębiorstwa, które zajmują się handlem
gazem ziemnym z podmiotami zagranicznymi. W przypadku, gdyby ich działania nie były wystarczające, włączyć się powinien w sposób aktywny minister zajmujący
się gospodarką, który może zdecydować o wykorzystaniu zebranych zapasów. Również Rada Ministrów może
zdecydować, że należy ograniczyć korzystanie z gazu
ziemnego. Gdyby i ten etap nie przyniósł odpowiednich
rezultatów, należy wejść w trzecią fazę, czyli współpracę na poziomie wspólnotowym (Unia Europejska). Do
tychże trzech etapów pracownicy URE zgłaszają szereg
wątpliwości. Stwierdzają, że wprowadzając odpowiednie
zapisy, regulujące ilość gazu „zapasowego”, nie uwzględniono faktu, iż Polska nie posiada odpowiednich miejsc,
gdzie mógłby być zmagazynowany. Zdaniem URE dobrym rozwiązaniem byłaby możliwość zwolnienia podmiotów z utrzymywania zapasów obowiązkowych w mo-
12
mencie, kiedy rozpoczynają działalność, której skutkiem
jest sprowadzenie gazu. Niestety, takiej możliwości nie
przewidziano. Owszem, może uzyskać takie zwolnienie
przedsiębiorstwo działające już, ale uwarunkowane to jest
dwoma ograniczeniami, po pierwsze gaz jest dostarczany
do nie więcej niż stu tysięcy odbiorców, po drugie sprzedaż ograniczono jedynie do 50 mln metrów sześciennych.
Zdaniem URE zapisy te w sposób negatywny wpłyną na
rozwój przedsiębiorstw zajmujących się sprzedażą gazu,
wiąże się z tym również ograniczenie konkurencji, która
zmodernizowałaby ten sektor.
W Raporcie z 2009 r. stwierdza się, że w 2008 r. nie
było zagrożenia, polegającego na niemożności dostarczenia do odbiorców odpowiedniej ilości gazu. Podkreślono,
że podmioty, które działają w sektorze energetycznym
i są odpowiedzialne za dostawy gazu prowadziły działania
o charakterze modernizacyjnym, podejmowały odpowiednie inwestycje. Jednocześnie pracownicy URE odnotowali,
że generalnie przedsiębiorstwa energetyczne wywiązywały się z obowiązku posiadania określonych zapasów paliw.
Co więcej, w porównaniu z poprzednimi latami zwiększyły
się dochody spółek działających na płaszczyźnie energetycznej, dzięki czemu pojawiły się większe środki, które
można będzie wykorzystać do inwestycji. Istnieją jednak
dziedziny, które wymagają wielu nakładów, w tym kontekście wymienić należy trzy kwestie. Po pierwsze, należy
rozbudowywać infrastrukturę, ze szczególnym uwzględnieniem powiększenia podziemnych magazynów, gdzie
przechowywane byłyby zapasy gazu ziemnego. Dzięki
temu niebezpieczeństwo, polegające np. na wstrzymaniu
dostaw ze Wschodu byłoby mniejsze. Po drugie, należy
podjąć działania, których celem jest rozbudowa systemu
przesyłowego. Przede wszystkim na tych terenach, gdzie
istnieje niewielka przepustowość. Po trzecie zaś, należy
zintensyfikować działania, które zwiększyłyby wydobycie
w Polsce.
W 2010 URE wydało następny Raport, odnoszący
się do r. 2009. Jednoznacznie w nim stwierdzono, że w tym
okresie bezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznej
było minimalne. Pamiętać przy tym należy, że z inicjatywy
Prezesa URE miało miejsce w tym roku dziewięć kontroli,
które miały sprawdzić jaki jest stan zapasu paliw. Miały
te kontrole charakter interwencyjny (3) jak i problemowy (6). W przypadku tej pierwszej kategorii ustalono, że
w sprawdzanych trzech przedsiębiorstwach zapasy były
odpowiednie. Natomiast jeśli chodzi kontrole problemowe, to ich skutkiem (sprawdzono wszystkie elektrownie
i elektrociepłownie) było rozpoczęcie ośmiu postępowań
administracyjnych (wnioskowane kary pieniężne) za brak
odpowiednich zapasów paliw.
ciąg dalszy artykułu opublikujemy w kolejnym numerze RUROCIĄGÓW
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
PROJEKTY GAZOWE NA BAŁKANACH I W TURCJI
TADEUSZ ZBIGNIEW LESZCZYŃSKI
Komisja Europejska od kilku lat dokonuje przeglądów strategicznych problematyki energetycznej. Pierwszy
z takich przeglądów miał miejsce w marcu 2007 r. W jego
efekcie Komisja Europejska zaproponowała podjęcie
działań zmierzających do uwolnienia rynku energii oraz
promowania czystych technologii energetycznych, opartych o odnawialne źródła energii i ograniczające emisję
gazów cieplarnianych.
Po drugim przeglądzie, w listopadzie 2008 r. Komisja Europejska zaproponowało szeroko zakrojony pakiet
energetyczny ukierunkowany na poprawę bezpieczeństwa
energetycznego Unii Europejskiej. Jednym z jego elementów był projekt 20-20-20, który następnie w krótkim czasie
został uzgodniony i przyjęty w grudniu 2008 r. przez Radę
Europejską. W pakiecie energetycznym Komisja Europejska zaproponowała ideę budowy solidarności energetycznej między państwami członkowskimi Wspólnoty oraz
nową polityką w zakresie systemu energetycznego stymulującą inwestowanie w rozwój energetycznych technologii
niskowęglowych. Pakiet wskazuje pięć obszarów działań
niezbędnych dla zapewnienia zrównoważonych dostaw
energii. Uwzględnia również wyzwania potencjalnie stojące przed Unią Europejską w okresie 2020-2050. Ponadto
pakiet zawiera propozycje zwiększenia wydajności energetycznej i oszczędności energii w kluczowych obszarach gospodarki, w tym działań legislacyjnych w zakresie
ograniczenia marnotrawstwa energii w budownictwie oraz
zużywania energii przez urządzenia grzewcze i systemy
klimatyzacji.
Na wiosnę 2009 r. Parlament Europejski uchwalił
nowe reguły wspierające bezpieczeństwo dostaw gazu
na rynku wewnętrznym, zapobiegające i łagodzące konsekwencje potencjalnych zakłóceń w dostawach. Komisja
Europejska przygotowała propozycję regulacji dotyczącej
bezpieczeństwo dostawy gazu i uchylającej obowiązującą wówczas Dyrektywę 2004/67/WE. Ponadto Komisja
Europejska zaproponowała zwiększenie transparentności planowanego rozwoju infrastruktury w głównych
sektorach energetycznych: ropy naftowej (z uwzględnieniem biopaliw), gazu ziemnego i energii elektrycznej, jak
również w obszarach związanych z ich wykorzystaniem,
np.w transporcie i energetyce.
Powyższe działania Parlamentu Europejskiego
i Komisji Europejskiej poprzedzone zostały konfliktem
gazowym Rosji z Ukrainą, który wynikł z nieuzgodnienia
w grudniu 2008 r. przez Gazprom i Naftohaz ceny gazu
dla Ukrainy na 2009 r. oraz stawki za tranzyt rosyjskiego
surowca do Unii Europejskiej. Skutki trwającego 20 dni
kryzysu odczuła Ukraina, której Gazporom wstrzymał (od
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
1 stycznia) dostawy gazu oraz kraje Unii Europejskiej (od
7 stycznia) i inne, w szczególności państwa bałkańskie.
W celu zapobieżenia podobnym sytuacjom w przyszłości
podjęte zostały szeroko zakrojone działania prodywersyfikacyjne.
ZASOBY I PRODUKCJA GAZU ZIEMNEGO
W 2009 r., w związku ze światową recesją, pomimo znacznego spadku cen zużycie gazu ziemnego
zmalało o 2,1% (70,4 mld m3), przy czym jednocześnie
wzrosła produkcja LNG o prawie 8% (16 mld m3) oraz
gazu łupkowego, co spowodowało znaczne zmiany na
globalnym rynku błękitnego paliwa. Konsumpcja w krajach OECD w porównaniu z 2008 r. spadła o 3,1% (49 mld
m3), a w krajach WNP o 7.3% (46 mld m3). Zużycie gazu
wrosło tylko na Środkowym Wschodzie i w Azji (pomimo
spadku zużycia w Japonii, Korei Południowej i Tajwanie),
głównie w oparciu a zasoby własne Iranu i Chin, ale także Indii, w których zużycie wzrosło o 25,9%, a produkcja
odnotowała wzrost aż o 28,9% w stosunku do roku poprzedniego. Rozwinął się handel LNG, który w 2009 r.
stanowił już 27,7% całkowitego eksportu gazu, co wraz
ze wzrostem produkcji gazu niekonwencjonalnego, który przekształcił rynek surowców energetycznych w USA,
przyśpieszyło integrację globalnych rynków gazu ziemTab. 1 Rezerwy gazu ziemnego w wybranych krajach
Kraj
Rosja
bln m3
44,38
bln m3
Kraj
Irak
3,17
Iran
29,61
Egipt
2,19
Katar
25,37
Kazachstan
1,82
Turkmenistan
8,10
Kuwejt
1,78
Arabia Saud.
7,92
Uzbekistan
1,68
Zj.Emir.Arab.
6,43
Azerbejdżan
1,31
Źródło: BP Statistical Review of Global Energy 2010
Tab. 2 Produkcja gazu w wybranych krajach (2009)
Kraj
mld m3
Kraj
mld m3
Rosja
527,5
Zj.Emir.Arab.
48,8
Iran
131,2
Turkmenistan
36,4
Katar
89,3
Kazachstan
32,2
Arabia Saud.
77,4
Oman
24,8
Uzbekistan
64,4
Azerbejdżan
14,8
Egipt
62,7
Kuwejt
12,5
Źródło: BP Statistical Review of Global Energy 2010
13
nego. Wzrost produkcji gazu łupkowego w USA zmniejszył zapotrzebowanie tego kraju na gaz LNG, co w związku ze wzrostem światowej produkcji LNG spowodowało
przejściowy spadek jego cen.
W pobliżu państw bałkańskich i Turcji zlokalizowane są jedne z największych złóż gazu ziemnego na Ziemi
(tab. 1). W związku z powyższym w stosunkowo bliskiej
odległości od tego obszaru leżą wielcy producenci błękitnego surowca (tab. 2).
Większość państw bałkańskich importuje gaz ziemny wyłącznie z Rosji (rys. 1). Dostawy z Azerbejdżanu
w analizowanym obszarze docierały w 2009 r. jedynie do
Turcji (4,96 mld m3) i Grecji (0,5 mld m3). Spośród posiadających złoża gazu państw Azji Centralnej, w związku
z przejęciem wszystkich gazociągów zbudowanych w czasach ZSRR przez Rosję oraz ze względu na obowiązywanie zawartych kontraktów długoterminowych, większość
surowca eksportowały one do Rosji. Ponadto Kazachstan
dostarczył niewielkie ilości gazu do Mołdowy i Kirgistanu,
Turkmenistan do Kazachstanu, a Uzbekistan do Kazachstanu, Kirgistanu, Tadżykistanu i Polski. Jedynie Turkmenistan sprzedał 5,77 mld m3 do Iranu, zaś Iran część
z powyższego importu1 reeksportował do Turcji (5,25 mld
m3). Państwa Zatoki Perskiej sprzedawały wyłącznie gaz
LNG, którego niewielka ilość spośród importowanych 5,71
mld m3 kupiła Turcja, gdyż w analizowanym regionie tylko
ona posiada możliwości jego odbioru. Gazociągi z Egiptu dostarczały surowiec jedynie do Izraela, Libanu, Jordanii i Syrii, a jego łączna sprzedaż wyniosła 5,5 mld m3.
Znacznie większe ilości Egipt eksportował w postaci gazu
LNG, m.in. do USA (4,54 mld m3), Hiszpanii (4,10 mld m3)
i Francji (1,63 mld m3).
Na jesieni 2007 r. w Teheranie odbył się szczyt
przywódców państw nadkaspijskich: Azerbejdżanu, Iranu, Kazachstanu, Rosji i Turkmenistanu (16.10.2007).
Nie osiągnięto na nim kompromisu w kwestii statusu
prawnego Morza Kaspijskiego, który był głównym tematem obrad, uzgodniono jednak, że na Morze Kaspijskie nie mogą być wpuszczone statki pod banderą innych państw niż wyżej wymienione. Rosji nie udało się
przeforsować zakazu budowy gazociągów przez morze
bez zgody wszystkich państw nadbrzeżnych. Przeważyło w tym zakresie stanowisko Kazachstanu, że decyzję
o budowie gazociągów powinny podejmować wyłącznie
państwa przez czyje sektory morza będzie on przebiegał. Podczas szczytu podpisano irańsko-turkmeńskokazaskie porozumienie o budowie łączącej te kraje linii
kolejowej, która może być zaczątkiem budowy gazociągu z Kazachstanu do Turcji i dalej do Unii Europejskiej
alternatywną drogą, z pominięciem państw kaukaskich.
Jednak możliwe będzie wówczas także kierowanie gazu
w przeciwnym kierunku do odbiorców w Chinach.
1 Ok. 0,4 mld to dostawy w ramach swap – za które Iran dostarcza gaz do azerskiej Autonomicznej Republiki Nachiczewan.
14
Rys. 1. Zidentyfikowane pola gazu ziemnego. Źródło: http://
www.energy-community.org
Zaznaczyć należy, że powyższy szczyt państw basenu Morza Kaspijskiego był odpowiedzią na poprzedzającą go o kilka dni poświęconą bezpieczeństwu energetycznemu konferencję w Wilnie (10-11.10.2007), w której
uczestniczyły: Azerbejdżan, Estonia, Gruzja, Litwa, Łotwa,
Polska i Ukraina. Konferencja ta zakończyła się jednak
fiaskiem, zarówno w kwestii porozumienia dotyczącego budowy polsko-litewskiego mostu energetycznego2,
jak i w sprawie budowy rurociągu Odessa-Brody-PłockGdańsk3. Co prawda rozszerzono konsorcjum Sarmatia,
odpowiedzialne za realizację projektu rurociągu, o przedsiębiorstwa azerskie, gruzińskie i litewskie oraz zawarto
porozumienie o umacnianiu pomiędzy umawiającymi się
stronami współpracy energetycznej służącej tworzeniu
korytarzy dla przesyłu ropy naftowej i gazu ziemnego, jednak umowy te nie miały żadnego praktycznego znaczenia,
a jedynie tworzyły ewentualne podstawy dalszej współpracy w perspektywie długookresowej.
W tym samym czasie Azerbejdżan zawarł z Turcję porozumienie o eksporcie przez państwowy koncern
naftowo-gazowy SOCAR niewielkich ilości gazu ziemnego na rynek turecki (1,2 mld m3) oraz do Bułgarii, Grecji i Syrii (łącznie ok. 2 mld m3). Kontrakt ten umożliwił
Azerbejdżanowi dostawy surowca do Europy przed rozpoczęciem drugiego etapu eksploatacji azerskiego złoża
Szah Deniz (planowane na 2016 r., maksymalne dostawy 16 mld m3 gazu rocznie), z którego gaz ma być eksportowany tzw. korytarzem południowym. Azerbejdżan
2 Strona Polska uzależniła wówczas swoją zgodę na podpisanie umowy o budowie polsko litewskiego mostu energetycznego
od gwarancji otrzymywania określonych ilości energii elektrycznej z planowanej nowej elektrowni w Ignalinie
3 Do poważnych przeszkód realizacji projektu należy zaliczyć
niewystarczające możliwości produkcyjne Azerbejdżanu oraz
możliwość skutecznego wywierania przez Rosję nacisków na
postradzieckich jego uczestników.
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
podjął decyzję o rozszerzeniu współpracy energetycznej
z Iranem i przyłączeniu do gazociągu łączącego Turkmenistan, Iran i Turcję, którym gaz dostarczany będzie do
Unii Europejskiej. Powyższe porozumienie jest podobne
do umowy o transporcie energii podpisanej przez Rosję
z Grecją i Bułgarią. Azerbejdżan sprzedaje także gaz do
Rosji, Iranu i Gruzji. Iran ponadto prowadzi negocjacje
energetyczne z Syrią i Libanem, a Syria z Turcją i Azerbejdżanem. Syria ponownie uruchomiła przebiegające
przez jej terytorium irackie rurociągi dostarczające ropę
naftową do wschodniego wybrzeża Morza Śródziemnego oraz zawarła z Irakiem porozumienie o rozbudowie
systemu gazociągów. Dodać należy, że oprócz gazociągu, którym gaz jest transportowany przez Iran do Turcji
Turkmenistan uczestniczy w projektach budowy gazociągów biegnących przez Afganistan do Pakistanu oraz
przez Afganistan, Pakistan i Chiny do Japonii.
NABUCCO
Wstępne uzgodnienia między austriackim OMV
Gas & Power GmbH oraz tureckim BOTAŞ miały miejsce
w lutym 2002 r. W późniejszym okresie do rozmów dołączyły: węgierski MOL, rumuński TRANSGAZ i bułgarski BULGARGAZ. Porozumienie o współpracy pomiędzy
ww. firmami zostało podpisane w październiku 2002 r.,
kiedy to podjęto prace nad studium wykonalności gazociągu (rys. 2). W grudniu 2003 r. Austriacy w imieniu
swoim oraz swoich ww. partnerów biznesowych zawarli
porozumienie w sprawie budowy Nabucco z Komisją Europejską, po czym w 2004 r. powołali spółkę Nabucco
Gas Pipeline International GmbH z siedzibą w Wiedniu.
W 2008 r. do wymienionych powyżej uczestników projektu dołączył niemiecki koncern RWE. Wszystkie firmy
posiadają jednakowe udziały po 16,67% akcji ww. spółki.
W styczniu 2009 r. w Budapeszcie kraje, przez
których terytorium ma przebiegać Nabucco, w obecności przedstawicieli Turkmenistanu, Kazachstanu i Iranu,
uzgodniły treść porozumienia, dotyczącego m.in. warun-
j
p
Rys. 2 Planowany przebieg gazociągu Nabucco
Źródło: www.nabucco-pipeline.com
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
ków i cen tranzytu. Powyższe porozumienie o budowie
gazociągu zostało zawarte w lipcu 2009 r. w Ankarze.
Podpisały je kraje Unii Europejskiej, przez które gazociąg
ma przebiegać: Bułgaria, Rumunia, Węgry i Austria, oraz
Turcja. Porozumienie podpisano w obecności szefa Komisji Europejskiej Jose Manuela Barroso oraz prezydenta
Gruzji i premiera Iraku. W 2010 r. porozumienie zostało
ratyfikowane przez parlamenty narodowe. Rozpoczęcie
budowy liczącego łącznie 4.042 km długości gazociągu,
zgodnie z informacją na oficjalnej stronie internetowej konsorcjum, planowane jest na 2012 r., a przesył pierwszych
partii gazu w 2015 r.4
Gazociąg Nabucco rozpoczynał będzie swój bieg
na granicy Gruzińsko-Tureckiej oraz na granicy IrackoTureckiej, a kończył w węźle gazowym Baumgarten niedaleko Wiednia w Austrii. Przeznaczony jest do przesyłu
gazu z regionu Morza Kaspijskiego, Środkowego Wschodu i Egiptu do odbiorców w Unii Europejskiej w ilości 31
mld m3 rocznie. Do budowy ww. gazociągu wykorzystane zostanie 250 tys. rur oraz ponad 2 mln ton stali.
Bezpośrednio przy jego budowie znajdzie pracę 7 tys.
specjalistów oraz duża liczba pracowników w firmach
kooperujących. Aktualnie Nabucco jest największym
projektem infrastrukturalnym Unii Europejskiej, wspierającym integrację europejską. Przewiduje się, że w ciągu
50 lat funkcjonowania przetransportowane nim zostanie
1.550 mld m3 gazu. Jak obrazowo informuje konsorcjum,
całkowita planowana do przesłania ilość gazu zaspokoiłaby zapotrzebowanie Niemiec przez 16 lat – nie są to
więc ilości imponujące.
Turecka część gazociągu Nabucco ma swój początek w Erzurum na wschodzie kraju i biegnie na zachód
do bułgarskiej granicy, przez Centralną Równinę Anatolii i Morze Marmara, m.in. przez miasta: Inegol, Yuluce,
Kirklareli i Kofcas. Teren budowy gazociągu jest zmienny, głównie nizinnych równin z niewielkimi wzgórzami po
wschodniej stronie Morza Marmara oraz wysokimi wzniesieniami przy granicy z Bułgarią. Na terenie Turcji przebiega 67,5 % trasy gazociągu, tj. 2.730 km. W Bułgarii gazociąg ma być zbudowany na odcinku 412 km, czyli 10,2%
jego łącznej długości. Trasa Nabucco w tym kraju będzie
przebiegać w górach do istniejącej stacji sprężania gazu
w Lozenets, a następnie przez Starą Płaninę ku północy
i zachodowi kraju. Około 50 % trasy będzie biegło wzdłuż
istniejących już w Bułgarii gazociągów. Rumuński odcinek
(469 km) Nabucco przebiega z południa w kierunku północnozachodnim przez hrabstwa: Dolj, Mehedinti, CaraSeweryna, Timis i Arad. Teren jest bardzo skalisty jednak
są to głównie skały wapienne. Poza Bałkanami dwa odcinki będą budowane na Węgrzech (384 km) i w Austrii
(47 km). Choć są to najkrótsze odcinki, są one niezmiernie
istotne, ze względu na planowane wykorzystanie magazy4 http://www.nabucco-pipeline.com/portal/page/portal/en/
Home/the_project
15
nów gazu na Węgrzech oraz przyłączenie gazociągu do
huba w Baumgarten w Austrii.
Gazociąg Nabucco nie jest jeszcze budowany,
a już wywołuje kontrowersje. Obawy budzi możliwość
zapewnienia dostaw niezbędnych ilości gazu ziemnego.
Mimo iż Azerbejdżan, Turkmenistan, Irak, Syria i Egipt
zgłosiły już chęć wpompowania swojego gazu do gazociągu, to nie podpisano dotychczas żadnych umów
na dostawy. Projekt jest pod tym względem obarczony
dużym ryzykiem. Turkmenistan, pozostając w rosyjskiej
sferze wpływów, nie stanowi jak dotychczas wiarygodnego źródła dostaw błękitnego surowca. Sytuacja niewiele
się różni w odniesieniu do Azerbejdżanu i Kazachstanu.
Kraje te mogą dostarczać duże ilości gazu, ale są one
związane z Rosją wieloletnimi kontraktami gazowymi
oraz wieloma powiązaniami gospodarczymi, społecznymi, naukowymi, militarnymi i innymi, z którymi chcą
i muszą się liczyć. Tranzyt z Azerbejdżanu do Turcji ma
odbywać się przez Gruzję, która nie jest oazą spokoju.
Podobnie dostawy gazu z Turkmenistanu i Kazachstanu
przez Morze Kaspijskie, którego status międzynarodowy
nie jest do końca jasny, stoją pod dużym znakiem zapytania. Iran jest dostawcą politycznie mało poprawnym,
ze względu na jego relacje ze Stanami Zjednoczonymi,
które w swoich kalkulacjach muszą uwzględniać partnerzy USA w Unii Europejskiej. W Iraku oraz na pograniczu
turecko-irackim gazociąg będzie przebiegał przez tereny
kurdyjskie, co ze względu na dodatkowe koszty zapewnienia bezpieczeństwa zmniejsza opłacalność biznesową projektu.
SOUTH STREAM
Zapewnienie stabilnych i ciągłych dostaw gazu do
gazociągu Nabucco nie jest jedynym problemem. Rosja
uruchomiła swoich partnerów w regionie i do budowy
alternatywnego do Nabucco własnego gazociągu South Stream wciągnęła m.in. Bułgarię i Serbię, a przede
wszystkim Włochy, które zostały pominięte w projekcie
Unii Europejskiej. Ponadto Rosjanie planują wcześniejsze o rok rozpoczęcie budowy swojego gazociągu oraz
jego dwukrotnie większą przepustowość. Budowę planują wspólnie rosyjski Gazprom (50%) i włoska ENI (40%),
która część akcji
p ze swej puliy odstąpiła francuskiemu
p
Rys. 3 Gazociąg South Stream
Źródło: http://south-stream.info
16
EdF (10%). Dodatkowym problemem, z którym muszą
się uporać oba konsorcja jest potencjalna możliwość
odwrócenia przebiegu linii dostaw i skierowania rosyjskiego, ale także turkmeńskiego i kazachskiego gazu do
Chin. Dynamiczny rozwój gospodarczy Państwa Środka
sprawia, że wzrasta jego zapotrzebowanie na surowce
energetyczne, w tym na gaz ziemny. Zauważyć również
wypada, że Niemcy i Włosi prowadzą z Rosją własną grę
i budują odpowiednio Nord Stream oraz South Stream,
co rzutuje na zasadność, opłacalność i tempo realizacji
projektu Nabucco.
Gazociąg South Stream (rys. 3) to cztery rury
o łącznej przepustowości do 63 mld m3 gazu rocznie.
Długość odcinka podmorskiego z Rosji do Bułgarii pod
dnem Morza Czarnego wyniesie ok. 900 kilometrami,
przy czym na niektórych odcinkach gazociąg położony
zostanie na głębokości ponad 2000 m. Rozpoczęcie budowy planowane jest na 2011 r., zaś rozpoczęcie transportu gazu ziemnego w 2015 r. Droga lądową gazociąg
będzie przebiegał z Bułgarii do Europy Środkowej (Węgry, Austria, Słowenia) i północnych Włoch oraz przez
Grecję i Adriatyk do południowych Włoch. Do gazociągu
chciałyby się dołączyć Bośnia i Hercegowina oraz Chorwacja, ale wolałyby aby nie miało to miejsca z terytorium
Serbii. W celu ominięcia Bułgarii i Serbii studiowana jest
także możliwość położenia gazociągu tranzytem przez
Rumunię oraz w celu ominięcia Austrii lub Austrii i Węgier odpowiednio przez Słowenię lub Chorwację i Słowenię. Stanowi to formę nacisku na Bułgarię, Węgry i Austrię, by były skore do ustępstw cenowych w kwestii opłat
za tranzyt gazu z Rosji do Włoch.
INNE PROJEKTY
Projektowany przez Gazprom gazociąg South
Stream ma przez Morze Czarne dotrzeć na bułgarski
brzeg w okolicach Warny. W Bułgarii ma być także zlokalizowany początek dwóch lądowych odnóg tego rurociągu. Południową odnogą przez Grecję i Morze Agriatyckie
rosyjski gaz ma być dostarczany do Włoch. Północną
odnogą przez Serbię rosyjski gaz ma być transportowany na Węgry, do Austrii, Słowenii i Chorwacji. Natomiast
projektowany przez europejskie firmy gazociąg Nabucco
przez Turcję i Bułgarię ma transportować do Unii Europejskiej gaz ze złóż nad Morzem Kaspijskim oraz zlokalizowanych na Środkowym Wschodzie. Od 2015 r. oba
gazociągi mają zostać uruchomione, przy czym Nabucco ma dostarczać 31 mld m3, a South Stream 63 mld
m3 do państw bałkańskich, Włoch i Europy Środkowej.
Zdaniem ekspertów przekracza to zapotrzebowanie na
gaz w tym regionie.
W zaistniałą sytuację wpisują się inne projekty
gazowe podejmowane w państwach bałkańskich i Turcji, w tym m.in. gazociągi, konektory, gazoporty i magazyny gazu.
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
Rys. 4 Gazociąg TAP
Źródło: http://www.trans-adriatic-pipeline.com
Rys. 5 Gazociąg IAP
Źródło: http://www.energy-community.org
Rys. 6 Gazociąg TGI
Źródło: http://cambridgeforecast.wordpress.com
Gazociąg transadriatycki (Trans Adriatic Pipeline
– TAP5) ma wspierać Europę w osiągnięciu jej strategicznego celu (rys. 4), jakim jest zapewnienie dostaw gazu
i ich dywersyfikacja. TAP oferuje realistyczną alternatywną trasę transportu, która otworzy Południowy Korytarz
Gazu. Będzie to najkrótsza trasa tranzytu z wszystkich
europejskich projektów gazociągów wspieranych przez
5 Tą samą nazwę nosi gazociąg Tadżykistan-AfganistanPakistan, w którego budowie zamierza partycypować Kazachstan udzielając swojego wsparcia finansowego i technicznego.
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
Unię Europejską w Południowym Korytarzu. Realizacja
powyższego projektu zapewni tranzyt gazu z greckich
Salonik, przez Albanię i Morze Adriatyckie do włoskiego Brindisi, niezależnie czy będzie to gaz rosyjski, czy
pochodzący z innych źródeł. Gazociąg o długości 520
km zapewni transport 10-20 mld m3 gazu rocznie. Projekt przewiduje także budowę magazynów gazu w Albanii, co przyczyniłoby się do zwiększania bezpieczeństwa
dostaw gazu w państwach bałkańskich, a tym samym ich
rozwoju gospodarczego i politycznej stabilności. Budowę
gazociągu zaplanowało konsorcjum szwajcarskiej firmy
EGL (42.5%), norweskiego Statoil (42.5%) i niemieckiego
E.ON Ruhrgas (15%).
Albania jest kluczowym ogniwem w kilku projektach
gazowych. Poza najbardziej zaawansowanym projektem
TAP, w Albanii swój początek może brać gazociąg IAP (Ionian-Adriatic Gas Pipeline). W 2007 r. nadzorujący sektory
energetyczne w swoich krajach ministrowie gospodarki Albanii, Czarnogóry i Chorwacji podpisali deklarację w sprawie jego budowy (rys. 5). W 2008 r. ww. deklarację podpisała także Bośnia i Hercegowina.
Gazociąg IAP planowany jest z Fier w Albanii do
Ploce w Chorwacji. W założeniu ma dostarczać gaz z gazociągu TAP do: Macedonii (1,0 mld m3), Czarnogóry (0,5
mld m3), Bośni i Hercegowiny (1,0 mld m3) oraz Chorwacji
(2,5 mld m3). Jego łączna długość wyniesie 400 km, z czego 170 km w Albanii, 100 km w Czarnogórze i 130 km
w Chorwacji. Studium wykonalności projektu ma zostać
wykonane do 2012 r. Jego realizacji podjęły się chorwacka PLINA w konsorcjum ze szwajcarskim EGL.
Istnieje także koncepcja budowy omijającego Albanię gazociągu TGI z Turcji przez Grecję do Włoch (rys.
6). Obejmuje ona zrealizowany już konektor Turcja-Grecja (ITG) oraz budowany w ramach projektu Posejdon
wraz z odcinkiem podmorskim gazociągu konektor Grecja-Włochy (IGI). Odcinek z Komotini w Grecji do Otranto
we Włoszech będzie mierzył ok. 800 km, z czego część
lądowa w Grecji to 590 km, a odcinek morski i lądowy we
Włoszech łącznie 207 km.
Gazociągiem, którego zakończenie budowy planowane jest na 2012 r., ma być transportowane 11,5 mld m3
gazu, przy czym odcinkiem IGI 8 mld m3. Aktualnie gazociągiem tym jest dostarczany do Grecji gaz z Azerbejdżanu. TGI jest integralną częścią planu Unii Europejskiej,
zmierzającego do zmniejszenia zależności od rosyjskich
dostaw gazu ziemnego.
Budowany jest konektor chorwackiego systemu
gazowego z węgierskim. Planowane są podobne interkonektory: Bułgaria-Grecja, Bułgaria-Turcja, BułgariaSerbia, Bułgaria-Rumunia oraz Słowenia-Węgry. Ponadto planowana jest budowa terminali LNG na wyspie
KrK w Chorwacji (rys. 7) oraz w Warnie (Bułgaria) i Konstancy (Rumunia). Włoska firma Falcione Group planuje natomiast wybudować w Albanii gazoport połączony
17
Rys. 7 Terminal LNG w Chorwacji
Źródło: http://www.energy-community.org
Rys. 8 Podziemne magazyny gazu
Źródło: http://www.energy-community.org
podmorskim gazociągiem z Brindisi we Włoszech. List
intencyjny w sprawie tej inwestycji szacowanej na 1 mld
euro podpisano pod koniec 2008 r.
Plany obejmują także budowę magazynów gazu (rys.
8). Aktualnie eksploatowane podziemne magazyny gazu
w państwach bałkańskich umożliwiają przechowywanie
3,78 mld. Pozwalają one na wycofanie z gazociągów nadmiaru 12 mln gazu na dobę oraz uzupełnienie ich gazem
w ilości 10 mln na dobę. Większość z magazynów (3,2 mld)
zlokalizowana jest w Rumunii i Bułgarii, a jedynie jeden
(0,58 mld) w Chorwacji. Planowana jest rozbudowa czterech magazynów i budowa dziesięciu nowych, co zwiększy
pojemność magazynów do 11 mld oraz pozwoli na wycofywanie 46 mln na dobę i wtłaczanie około 29 mln na dobę.
Aktualnie jest w budowie magazyn w Banatskim Dvorze
w Serbii (pojemność 0,8 mld, wycofywanie i wtłaczanie
odpowiednio 9 i 7 mln na dobę). Z pozostałych lokalizacji
część jest już zaplanowana, zaś część znajduje się dopiero
we wczesnym stadium planowania. Z analizy planowanych
lokalizacji magazynów gazu wynika, że sześć z nich jest
obiecująca z regionalnej perspektywy państw bałkańskich:
— Banatski Dvor - pole gazu w Serbii, którego eksploatacja została już zakończona,
— Benicanci oraz Okoli - opróżnione pola ropy naftowej w Chorwacji,
— Tuzla-Tetima - kopalnia soli w Bośni i Hercegowinie,
— Dumrea - nieeksploatowane pokłady soli w Albanii,
— Divjaka - opróżnione pole gazu w Albanii.
By zrealizować powyższy ambitny program zwiększenia pojemności magazynowych niezbędna jest rozbudowa gazociągów dostarczających gaz do magazynów.
redystrybucji kaspijskich surowców energetycznych, w tym
gazu ziemnego. Obszar państw bałkańskich i Turcji posiada podobny do Rosji dostęp do surowców z państw Azji
Centralnej, ale znacznie lepszy dostęp do surowców oferowanych przez państwa Bliskiego i Środkowego Wschodu, w tym zwłaszcza Iranu, Iraku, Syrii i Egiptu. Rozgrywającym w regionie jest Turcja niezwykle konsekwentnie
i z pełną determinacją angażująca się we wszystkie projekty energetyczne. Bez niej państwa bałkańskie byłyby
zdane wyłącznie na rosyjski gaz ziemny. Obecnie jednak
Turcja także jest zależna od importu gazu z Rosji w niemniejszym stopniu niż Unia Europejska, gdyż zaopatrywana jest w surowiec gazociągiem Błękitny Potok (Blue Stream) zbudowanym przez Gazprom po dnie Morza Czarnego.
Niemniej dociera do niej także gaz z Azerbejdżanu gazociągiem Baku-Tbilisi-Erzurum. Ze względu na swoje położenie Turcja posiada potencjalne możliwości redystrybucji
gazu, zajmując w tym względzie lepszą pozycję niż obecnie posiada Ukraina. Częściowo ułatwia to także Gazprom,
który w przyszłości planuje drugą nitką Błękitnego Potoku
dostarczać gaz z pola Szach Deniz do Cypru, Libanu, Syrii i Izraela, blokując w ten sposób dotychczasowe dostawy z Egiptu. O rozwoju dobrych stosunków Turcji z Rosją
świadczy turecka zgoda na budowę przez jej wyłączną
strefę ekonomiczną na Morzu Czarnym gazociągu South
Stream, konkurencyjnego względem unijnego projektu gazociągu Nabucco. Ponadto Iran, nie licząc jego niewielkiej
wymiany z Azerbejdżanem, jedynego odbiorcę na swój gaz
znalazł właśnie w Turcji. Dodać należy, że dużo mniejszą,
ale także znaczącą rolę ze względu na przebieg przez jej
terytorium gazociągów South Stream i Nabucco będzie
w przyszłości odgrywała Bułgaria, zwłaszcza gdy będą się
tam krzyżowały dostawy gazu z Rosji przez Morze Czarne i Ukrainę oraz gazu z Bliskiego Wschodu, Środkowego
Wschodu i Afryki Północnej, a także Albania.
WNIOSKI
Podsumowując należy stwierdzić, że terytoria Turcji
i państw bałkańskich obok Rosji stanowią naturalną trasę
Dr inż. Tadeusz Zbigniew Leszczyński jest pracownikiem służby cywilnej w Komendzie Głównej Policji oraz ekspertem bezpieczeństwa narodowego i zarządzania kryzysowego.
18
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
BEZPIECZEŃSTWO ENERGETYCZNE UE DO 2030
RECENZJA MONOGRAFII TADEUSZA ZBIGNIEWA LESZCZYŃSKIEGO
KAZIMIERZ RAJCHEL
Unia Europejska jest największym na świecie importerem energii, w coraz większym stopniu uzależnionym
od zewnętrznych jej dostaw, co jest efektem wyczerpywania się zasobów surowców energetycznych posiadanych
przez państwa członkowskie Wspólnoty. W związku z tym
w wielu krajach Wspólnoty podjęto badania zmierzające do
wypracowania projekcji sektora paliwowo-energetycznego
w perspektywie długookresowej oraz działania praktyczne
zmierzające do zmniejszenia zużycia energii oraz zagwarantowania jej dostaw na niezbędnym poziomie. Stąd pojawiła
się potrzeba usystematyzowania informacji dotyczących perspektyw bezpieczeństwa energetycznego Unii Europejskiej.
Badania były konieczne, pomimo dużego stopnia niepewności charakteryzującego foresight energetyczny oraz potrzeby wykorzystania bardzo wielu złożonych technik i procedur.
Wskazane uwarunkowania stanowią o znaczeniu
podjętego przez autora tematu. Należy podkreślić, że analiza przedmiotowego zagadnienia, ze względu na zróżnicowanie poziomu rozwoju energetyki poszczególnych państw,
trudności w przewidywaniu scenariuszy rozwoju technologii
energetycznych oraz zakłóceń w rozwoju gospodarczym
i związanym z tym zapotrzebowaniu na paliwa i energię
wymagała opracowania różnorodnych scenariuszy rozwoju sektora paliwowo-energetycznego dla wszystkich krajów
Unii Europejskiej, została ukazana w szerokim, rozbudowanym zakresie, w którym uwzględniono również strukturę
energy mix badanych podmiotów prawa międzynarodowego.
Głównym źródłem informacji wykorzystanych w monografii są dane statystyczne unijnego Eurostat-u oraz publikowane przez inne organizacje międzynarodowe, bądź
poszczególne kraje lub koncerny wielonarodowe, z których można wyprowadzić wnioski dotyczące rzeczywistości w energetyce. Wykorzystane zostały, pochodzące
z różnych okresów, dwa rodzaje źródeł: zastane (pierwotne) i wywołane (wtórne). Autor użył jedynie istotnych
i wiarygodnych materiałów źródłowych, przydatnych w poznawaniu faktów i rozwiązywaniu problemów badawczych
oraz ukazujących obiektywny stan rzeczy i umożliwiających ustalenie prawdy materialnej.
Rozdział pierwszy monografii poświęcony został prezentacji unijnych regulacji prawnych w obszarze bezpieczeństwa
energetycznego i statystyki energetycznej oraz wykorzystywanych na rynkach paliw i energii metodach badań statystycznych.
Przedstawiona metodologia badawcza wskazuje na prowadzenie badań z perspektywy wielu dyscyplin naukowych, w tym:
ekonomii politycznej, polityki społecznej, stosunków międzynarodowych oraz nauki o państwie. W kolejnych rozdziałach
dostrzec można także elementy nauk wojskowych, zwłaszcza
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
analizy strategicznej dotyczącej aktualnej sytuacji energetycznej państw członkowskich Unii Europejskiej oraz planowania
strategicznego przy tworzeniu i weryfikacji energetycznych
scenariuszy średniookresowych. W pierwszym rozdziale, po
krytycznej weryfikacji dostępnych materiałów piśmienniczych
autor przedstawił metodologię statystyki energetycznej oraz
przybliżył, uzupełnione schematami, przepływy energii elektrycznej, ciepła i surowców energetycznych od producenta do
odbiorcy. Powyższą analizą objęte zostały również odnawialne
źródła energii. Rozdział zawiera także wyniki badań w zakresie
ryzyk występujących w sektorze paliw i energii oraz zasad zarządzania powyższym ryzykiem.
W drugim rozdziale przedstawione zostały globalne
zasoby energetyczne, w tym węgla kamiennego i brunatnego,
gazu ziemnego, ropy naftowej, paliw jądrowych oraz odnawialnych źródeł energii. Z badań dr Leszczyńskiego wynika, że
w pierwszej dekadzie XXI wieku największe zapotrzebowanie na pierwotne źródła energii na świecie zgłaszane było na
ropę naftową, której udział przekraczał jedną trzecią całego
zapotrzebowania w tym zakresie. Natomiast najwięcej energii elektrycznej w badanym okresie (ok. 40%) produkowano
w elektrowniach i elektrociepłowniach węglowych, przy czym
węgiel brunatny odgrywał w powyższym względzie dziesięciokrotnie mniejszą rolę niż węgiel kamienny. W rozdziale
przedstawione zostały także: nowe technologie węglowe,
w tym wdrażane na świecie projekty pro klimatyczne, projekty
gazowe realizowane przez Unię Europejską, unijna infrastruktura dystrybucji i przerobu ropy naftowej, a także osiągnięcia
państw Wspólnoty w rozwoju energetycznego wykorzystania
cywilnej energetyki jądrowej. Autor postawił
m.in. tezę oraz przedstawił argumenty na
jej obronę, że przez
najbliższe dwie dekady ropa naftowa obok
gazu ziemnego pozostanie podstawowym
surowcem
energetycznym.
Rozdział trzeci zawiera podstawowe wskaźniki oraz
najistotniejsze
informacje dotyczące
dot ychczasowego
zapotrzebowania na
energię pierwotną
19
i finalną, a także dotyczące produkcji poszczególnych rodzajów energii w Unii Europejskiej. Zobrazowanie trendów
występujących w zakresie zapotrzebowania na paliwa
i energię oraz możliwości jego zaspokojenia zostało przez
autora dokonane metodą uwzględniającą zawartość energii w surowcu, przed przemianą w końcowe zużycie energii.
W przypadku energii elektrycznej wytworzonej z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii metoda ta pozwala
na przyjęcie założenia, że wkład energii pierwotnej jest
równy wyprodukowanej energii. Autor przedstawił także
wyniki badań w zakresie zużycia energii finalnej (wtórnej)
brutto, wskazujące jakie nośniki energetyczne w poszczególnych państwach członkowskich Unii Europejskiej oraz
którym grupom odbiorców dostarczane są do celów energetycznych. Uzupełnieniem powyższych badań są analizy
dotyczące poziomu emisji dwutlenku węgla oraz stopnia
zależności energetycznej badanych krajów i całej Wspólnoty. Analizy otrzymanych wyników i zaobserwowanych
trendów uzupełnione zostały o ułatwiające zapoznanie
się z wynikami badań wykresy przedstawiające rozwój
produkcji energii pierwotnej, rozwój energetyki odnawialnej oraz rozwój konsumpcji energii finalnej we wszystkich
badanych podmiotach stosunków międzynarodowych.
W czwartym rozdziale zaprezentowano wypracowane prognozy dotyczące zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 r., w tym różne scenariusze energetyczne dla
poszczególnych państw członkowskich Unii Europejskiej
oraz całej Wspólnoty. Autor wyszedł z założenia, że prognoza rozwoju sektora paliw i energii w perspektywie średnio- i długookresowej musi uwzględniać wiele złożonych
aspektów, w związku z czym nie może być oparta na jednym modelu ekonomicznym. Dodatkowo przestrzegano, by
wszystkie prognozy uwzględniały negatywny wpływ zmian
klimatycznych na ekonomię i bezpieczeństwo energetyczne państw oraz życie i zdrowie ich obywateli. Opracowane
przez dr Leszczyńskiego prognozy energetyczne obejmują
lata 2010-2030 sporządzone zostały w sposób wariantowy, z uwzględnieniem obecnego kryzysu ekonomicznego oraz możliwości jego nawrotu i pogłębienia, z różnym
przewidywanym nasileniem w poszczególnych państwach,
a także z uwzględnieniem migracji do i wewnątrz Unii Europejskiej. Z przeprowadzonych w powyższym zakresie
badań wyłania się obraz, we wszystkich przewidywanych
scenariuszach, systematycznego spadku produkcji energii
pierwotnej. Szczególnie szybko będzie malało wydobycie
gazu ziemnego oraz, co obecnie może dziwić, produkcja
energii pierwotnej w elektrowniach jądrowych. Zbudowane
scenariusze zostały następnie poddane krytycznej weryfikacji w odniesieniu kolejno do poszczególnych państw
członkowskich Unii Europejskiej.
Zamieszczone w końcowej części monografii uwagi i wnioski zawierają obiektywną i merytoryczną ocenę
różnic w rozwoju i regulacjach wewnętrznych sektora
energetycznego w poszczególnych krajach. Dalsza część
publikacji zawiera spisy licznych rysunków i tabel oraz
niezbędne aneksy. Autor m.in. sprecyzował i przedstawił
w układzie alfabetycznym przyjęte w publikacji definicje
nośników energii, prawnie wiążące cele energetyczne
państw członkowskich Unii Europejskiej oraz stopień zależności badanych państw i całej Wspólnoty w zakresie
zapotrzebowania na paliwa kopalne.
Zaprezentowaną monografię należy ocenić jako
wartościową i istotną pozycję wśród publikacji poświęconych problematyce bezpieczeństwa energetycznego państwa i wspólnoty międzynarodowej. Monografia wpisuje się
w nurt debaty publicznej prowadzonej m.in. w Polsce nad
przyszłością energetyki w Unii Europejskiej. Z opublikowanych wyników badań wynika, że jeśli utrzymane zostaną dotychczasowe kierunki rozwoju gospodarki, zapotrzebowanie
na energię, pomimo prób ograniczeń ze strony Komisji Europejskiej, będzie rosło. Stąd niezwykle cenna jest dokonana
przez autora analiza stanu obecnego i możliwości rozwoju
poszczególnych sektorów energetyki, w tym wieloscenariuszowa projekcja popytu na paliwa i energię oraz możliwości
jego zaspokajania w oparciu o źródła odnawialne.
Monografia posiada logiczny i przejrzysty układ
z wyraźnym zaakcentowaniem metodycznego podejścia
do rozpatrywanych zagadnień. Wyniki badań cząstkowych
postrzegane zostały w całej ich złożoności przyczynowoskutkowej oraz posłużyły do uogólnień oraz formułowania
twierdzeń. Publikacja posiada dużą wartość merytoryczną, gdyż postawione w niej realne i przekonujące cele
badawcze zostały w pełni zrealizowane, a wnioski są należycie wyeksponowane i adekwatne do poszczególnych
etapów badań.
Treść monografii stanowi syntezę dotychczasowej
wiedzy dotyczącej sektora paliw i energii w Unii Europejskiej, a opracowanie odznacza się przejrzystym i trafnym
układem treści oraz prostotą języka wypowiedzi autorskich. Dostrzec jednak należy elementy stanowiące indywidualny dorobek naukowy autora, w tym m.in.: wskazanie trendów globalnych wpływających na bezpieczeństwo
energetyczne Unii Europejskiej, określenie hierarchicznej struktury bezpieczeństwa energetycznego Wspólnoty, zdefiniowanie ryzyk występujących w sektorze paliw i energii, przedstawienie środowiskowych aspektów
rozwoju energetyki jądrowej oraz sporządzenie prognoz
rozwoju zapotrzebowania na paliwa i energię. W swej
głównej warstwie monografia skierowana jest do osób zajmujących się bezpieczeństwem, a w szczególności bezpieczeństwem energetycznym, pracowników administracji
rządowej, kadry naukowo-dydaktycznej i studentów kierunków związanych z bezpieczeństwem oraz stosunkami
międzynarodowymi, a także dla przedsiębiorców.
Prof. dr hab. Kazimierz Rajchel jest Kierownikiem Katedry Prawa i Administracji na Wydziale Zarządzania i Marketingu
w Politechnice Rzeszowskiej.
20
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
SOUTHSTREAM: POROZUMIENIE BERLUSCONI–PUTIN
NIEMCY Z WINTERSHALL, ENI I Z GAZPROMEM
Rosyjsko-włoski gazociąg przejdzie przez Bałkany, aż
do Austrii. Zaawansowane negocjacje także z Francuzami z Edf.
Zielone światło na wejście Niemców do projektu
South Stream, gazociąg urodzony z konsorcjum pomiędzy Eni i Gazpromem zwiększa liczbę akcjonariuszy.
W dniach gdy Silvio Berlusconi znajdować się będzie
się w Rosji na oficjalnej wizycie u Władimira Putina, niemiecka firma Wintershall zostanie przyjęta do sieci gazowej która
niedawno otworzyła drzwi także francuskiej firmie Edf .
Premier Włoch i były szef Kremla rozmawiali o kilku
ważnych kwestiach ekonomicznych i międzynarodowych
przede wszystkim o gazociągu którym będzie płynął gaz
z rejony Morza Kaspijskiego i z republik środkowo azjatyckich, do bogatych rynków europejskich. „Już ci mówiłem, że
niemieckie firmy energetyczne są zainteresowane” tak miał
powiedzieć Putin Berlusconiemi. W telewizjach rosyjskich
w ostatnim czasie została ogłoszona przez Gazprom chęć
do włączenia niemieckiej firmy Wintershall (kontrolowanej
przez Basf) do konsorcjum. Szczegóły oferty nie są jeszcze
znane ale mówi się o udziałach porównywalnych do francuskiej Edf czyli od 10 do 20 procent. Istnieją jednak nieporozumienia dotyczące tego kto ma sprzedać swoje udziały.
Eni nie chce zmieniać swojego statusu wspólnika Gazpromu
mającego tyle samo akcji i nie uważa za konieczność wejścia do spółki nowych wspólników. Rosjanie natomiast uważają, że przybycie nowych partnerów z UE pozwoliłoby na
pokonanie oporów komisji europejskiej która uważa, że zbyt
duża zależność Europy od dostaw Gazpromu może stanowić problem. W każdym razie nie trzeba było długo czekać
na odpowiedź Berlusconiego która była bardzo przychylna
co do strategii Rosji „To jest bardzo ważny projekt do którego szybko przystąpiliśmy” powiedział premier Włoch. Po
zgodzie Turcji na przejście gazociągu przez tureckie wody
terytorialne dodał „Jest jeszcze kilka niedomkniętych kwestii
co do przejścia gazociągu przez inne kraje”.
Berlusconi poinformował też, że będzie interweniował dyplomatycznie „W jednym z tych krajów, ażeby nie
Moskwa narzuciła swoją strategie: Zwiększyć liczbę
europejskich partnerów, żeby przełamać opór Brukseli
stawiał przeszkód” co do przejścia gazociągu. Berlusconi
nie chciał jednak ujawnić jaki kraj miał na myśli. Akceptując z entuzjazmem propozycje Putina odnośnie przyjęcia
do spółki Niemców „Myślę, że jest to rzecz absolutnie
pozytywna – powiedział Berlusconi – dla interesów całej
unii europejskiej”. Żadna oficjalna deklaracja nie została
złożona przez szefostwo Eni odnośnie wejścia przez Wintershall do SouthSteam, chociaż kilka dni temu dyrektor
zarządzający Eni pan Paolo Scaroni na pytanie co myśli
o wejściu Niemców do spółki odpowiedział krótko: „Nie
zdziwiłbym się”.
Tłum z „La Repubblica” 10.10.2010: Sławomir Krajdener
ZMIANY KLIMATU, A GLOBALNE OCIEPLENIE
STANISŁAW K. WIĄCKOWSKI
Zagadnienia związane z klimatem należą do
najbardziej złożonych, ale i najważniejszych problemów badawczych współczesnych nauk przyrodniczych,
a zwłaszcza klimatologii, meteorologii i ekologii. Klimat
jest bowiem jednym z najistotniejszych czynników decydujących o charakterze i funkcjonowaniu całych ekosystemów, a także społeczeństw ludzkich.
Historia geologiczna Ziemi, która obejmuje miliardy lat, jest także historią klimatu. Wyraźne jego fluktuacje odnotowano zwłaszcza w okresie ostatnich 100
milionów lat. Na przykład w szczycie epoki lodowcowej
ok. 18000 lat temu, lodowiec wysokości ponad 2 km
pokrywał większość dzisiejszych obszarów Ameryki
Północnej i Europy, temperatura była o kilka stopni niż-
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
sza, a poziom oceanu o 100 m niższy niż obecnie. Ok.
10000 lat temu nastąpiło ocieplenie, lodowiec cofnął się,
a poziom oceanu wzrósł do poziomu obecnego (Bromley, 1990).
Zmiany klimatu o charakterze globalnym w zdecydowanej większości przypadków były wywołane
przyczynami naturalnymi. Historia wykazuje, że klimat
naszej geosfery ulega ustawicznej fluktuacji z powodu
czynników astronomicznych, geofizycznych, czy związanych z procesami wewnątrz atmosfery.
W XX wieku sześć z dziesięciu najcieplejszych lat
wystąpiło w latach osiemdziesiątych (1980, 1981, 1983,
1986, 1987 i 1988). W latach dziewięćdziesiątych były
bardzo wysokie temperatury, ciepłe zimy, z niewielkimi
21
opadami śnieżnymi, suche lata i duże wahania zjawisk klimatycznych w strefie umiarkowanej oraz podzwrotnikowej.
Historia wykazuje, że klimat naszej geosfery ulega ustawicznej fluktuacji z powodu czynników astronomicznych, geofizycznych, czy związanych procesami
biologicznymi. Przyczyn zmian jest bardzo wiele. Są to
między innymi ruchy płyt kontynentalnych i ruchy górotwórcze oraz towarzyszące im procesy wulkaniczne.
Są one prawdopodobnie przyczyną powtarzania się
epok lodowych w historii Ziemi (około 30-40 mln. lat).
Ruch wirowy Ziemi wyznacza rytm dobowy, a obrotowy
- pory roku. Cykle wahań temperatur i opadów o czasokresie 11, 22, 35, 90 czy 180 lat wiążą się ze zmianami
w aktywności Słońca i aktywności geomagnetycznej.
Za zmiany klimatu w skali geologicznej czwartorzędu
są odpowiedzialne zmiany parametrów obiegu Ziemi.
Są to zmiany kształtu orbity Ziemi o cyklu 90 -100 tys.
lat, zmiany nachylenia równika ziemskiego do ekliptyki
o cyklu 41 tys. lat i zmiany punktów równonocy o rytmie
21-23 tys. lat (Starkel, 1992).
Niedzielski i Gierczak (1992) wśród naturalnych
przyczyn zmian klimatu wymieniają między innymi:
1. Okresowe wahania temperatury oceanów i zmiany
przebiegu prądów oceanicznych
2. Wzrost zlodowacenia skutkiem spadku zasolenia
oceanów w krainach polarnych.
3. Długookresowe fluktuacje systemu klimatycznego.
4. Zmiany promieniowania słonecznego.
5. Pyły wulkaniczne
6. Zmiany stężenia CO2 w atmosferze.
7. Zmiany albeda powierzchni Ziemi.
Mechanizmy zmian klimatu są więc niezmiernie
skomplikowane i nie są w pełni rozpoznane.
Klimat Ziemi zmienia się z roku na rok i ze stulecia na stulecie, z dnia na dzień.
Są to zmiany chaotyczne, mają miejsce bez wyraźnej przyczyny, ale są ograniczonej wielkości. Klimat
również odpowiada na pobudzanie przez różne czynniki.
Jeżeli Słońce świeci jaśniej, w sposób naturalny Ziemia
staje się cieplejsza. Jeśli wielki wulkan wyrzuca drobiny
materii do stratosfery, wtedy mała część promieniowania
słonecznego jest dodatkowo odbijana w przestrzeń kosmiczną i Ziemia ochładza się. To samo dotyczy czynników powstających w wyniku działalności człowieka. Mierzymy te czynniki w watach na metr kwadratowy (W/m2).
Dla przykładu, wszystkie gazy cieplarniane wyprodukowane przez człowieka obecnie powodują wpływ około 2
W/m2. To jest tak jakby postawić dwie miniaturowe lampki
choinkowe nad każdym metrem kwadratowym powierzchni Ziemi. Jest to równoważne zwiększeniu jasności Słońca o około 0.2 procent. Wskazuje to na to jak niewielki jest
wpływ człowieka na ziemski klimat. Możemy porównać
bieżący ciepły okres, który trwa już kilka tysięcy lat, do
poprzedniej epoki lodowej, około 20 tys. lat temu.
22
Zmiany klimatu Ziemi stały się w ostatnich latach
przedmiotem zainteresowania wielu społeczeństw i narodów świata. Przyczyniła się do tego coraz to powszechniejsza świadomość zwłaszcza takich niekorzystnych
zmian klimatu, jak różne anomalie pogody np. silne wiatry,
długotrwałe susze, tajfuny, powodzie, zubożenie warstwy
ozonowej, wzrost poziomu wód oceanicznych, zanikanie
lasów i ich wzrastające zanieczyszczenie, poszerzanie
się obszarów pustynnych, zanik pokrywy śnieżnej, coraz
to częstsze bezśnieżne zimy, spadek produkcji rolnej, zagrożenie dla biologicznej różnorodności itp.
Biorąc pod uwagę działanie wszystkich emitowanych do atmosfery zanieczyszczeń przemysłowych
i bytowych wyróżnić możemy trzy strefy, w których
mają one pewien wpływ na procesy kształtujące klimat
w skali globalnej.
Pierwsza strefa łączy się z emisją związków
zawierających fluor, chlor i brom (np. freony, halony,
trójchloroetan, czterochlorek węgla), które degradują
w stratosferze powłokę ozonową, tworząc zjawisko tzw.
dziur ozonowych.
Druga strefa oddziaływania zanieczyszczeń
przemysłowych i bytowych związana jest z emisją tzw.
gazów szklarniowych (głównie CO2 i CH4) i pojawieniem
się efektu cieplarnianego, rozumianego jako (w czasie
geologicznym) podnoszenie się średniej temperatury na
Ziemi, na skutek zwiększonej absorpcji promieniowania
podczerwonego i obniżenia albedo atmosfery ziemskiej
oraz powierzchni naszej planety.
Trzecia strefa dotyczy oddziaływania zanieczyszczeń w dolnych warstwach atmosfery (troposferze), gdzie
poza procesami niszczenia budynków, urządzeń, gleb czy
zdrowia ludzi, następuje bardzo silna degradacja lasów,
zwłaszcza lasów tropikalnych, które stanowią podstawowy czynnik kształtujący poprzez procesy fotosyntezy, poziom dwutlenku węgla w atmosferze (Czaja, 1998).
Przez wiele lat udający ekologów politycy i biznesmeni forsowali stanowisko, że za niekorzystne zmiany
klimatu odpowiada przede wszystkim człowiek. Ludzie
ci mieli nie tylko poparcie mediów, ale przede wszystkim Organizacji Narodów Zjednoczonych, a głównie
Międzyrządowego Zespołu ds. Zmian Klimatu (IPCC),
agendę ONZ badającą wpływ działalności człowieka
na zmiany klimatu. Główne tezy badań IPCC straszące
katastroficzną wizją, zostały oparte na badaniach Centrum Badań Klimatycznych Uniwersytetu Wschodniej
Anglii. Mieli oni nie tylko polityczne poparcie, ale przede
wszystkim ogromne pieniądze. Pracowali na zamówienie ONZ, która forsuje inicjatywę ograniczania rozwoju
przemysłu gdyż ich zdaniem wpływa on niszcząco na
biosferę Ziemi. Były doradca sekretarza generalnego
ONZ Kofi ego Annana, Maurice Strong zorganizował
z ramienia tej organizacji Szczyt Ziemi w Rio de Janeiro
w 1992 roku, jak tez był twórcą protokołu z Kioto.
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
W „Protokole z Kioto do ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu” w załączniku A zostały wymienione gazy cieplarniane:
1. Dwutlenek węgla (CO2)
2. Metan (CH 4)
3. Podtlenek azotu (N2O
4. Fluorowęglowodory (HFC-s)
5. Perfluorokarbony (PFC-s)
6. Sześciofluoreksiarki(SF6)
Jest ich tu tylko sześć. Sygnatariusze zapomnieli
o istnieniu pary wodnej, która jest podstawowym gazem
cieplarnianym (Dakowski, Wiąckowski, 2005). Wezwano do„walki” z emisją dwutlenku węgla jako głównym
czynnikiem destabilizującym klimat. Podpisano porozumienia międzynarodowe (Szczyt w Rio 1992, Protokół
z Kioto 1997) dotyczące ograniczania emisji tego gazu.
Dużo mniej uwagi zwrócili natomiast politycy i ich doradcy na inne czynniki zmieniające klimat.
W sposób istotny zmieniła się proporcja sceptyków globalnego ocieplenia w stosunku do jego zwolenników. Miarą tego jest tzw petycja oregońska, która
w 1998 roku podpisało 17 tysięcy amerykanów posiadających stopnie naukowe, a już pod koniec 2007 roku
31 tysięcy sceptyków. Jest to prawie 12 razy więcej niż
2500 recenzentów , którzy tworzą jak utrzymuje IPCC
naukowy konsensus.
1.Znaleźli się jednak uczciwi ludzie w Centrum
Badan Klimatycznych, którzy ujawnili prawdę, jakim to
złotym interesem może być globalne ocieplenie. Nikt
przecież dotąd nie udowodnił, że człowiek samodzielnie potrafi zmieniać klimat, a tym bardziej nie udowodnił,
dominującej roli CO2.
Zgodnie z Protokołem z Kioto przy polskich 6%
towych zobowiązaniach do redukcji emisji CO2 do roku
2008, dokonaliśmy jej już w roku 2005 na poziomie
32%. Warto przypomnieć, że stara 15tka w analogicznym czasie dokonała tej redukcji zaledwie na poziomie
2%, przy zobowiązaniach wynoszących 8%. Tak więc
to „stara” Unia nie wypełniła swoich zobowiązań. My
wypełniliśmy je w nadmiarze. Mieliśmy z tego tytułu
(spełnienie warunków pakietu klimatyczno – energetycznego) otrzymać 60 mld zł na rozwój nowych technologii oraz 4 mld euro na składowanie CO2 w pokładach
geologicznych. ( Są to tzw technologie CCS- europejska metoda przeciwdziałania zmianom klimatu. Jest to
też chyba pomysł urzędników UE. Warto przypomnieć,
że dwutlenek węgla całkowicie bezpłatnie magazynują
rośliny w procesie fotosyntezy i nie powinniśmy im tej
szansy odbierać.
Nasi negocjatorzy po raz kolejny dali się wykiwać (Szyszko, Nasz Dziennik z 4 11 2009) i pozwolić na
to, że zastąpiono rok bazowy uzgodniony w Protokole
z Kioto (1998) rokiem 2005 W ten sposób uznano, że
nie liczy się przeszłość. Stara 15 nie poniosła żadnych
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
konsekwencji z powodu nie wypełnienia swoich zobowiązań, a Polska nie uzyskała spodziewanych korzyści.
(Wiąckowski, 2009).Teraz w znacznie trudniejszych warunkach jak wyliczają różni eksperci Polska może ponieść bardzo wysokie koszty nawet setki mld. zł, które
mogą doprowadzić nie tylko do bardzo dużego wzrostu
kosztów energii, ale i do katastrofy gospodarczej. Taka
sytuacja znakomicie ułatwia kolonizację słabszych krajów przez silniejsze.
Unia Europejska na czele z Niemcami i Francją
zamierzała doprowadzić na konferencji klimatycznej
w Kopenhadze do podpisania traktatu o zwiększeniu
redukcji gazów cieplarnianych z 20 do 30% do końca
roku 2020. Pomimo fiaska rozmów, nadal próbują forsować takie rozwiązania. Ocenia się, że w wyniku spalania ludzkość wyemitowała od roku 1750 do dziś około
350 miliardów ton dwutlenku węgla, z czego ponad połowa po 1975 roku. Z tego 75% to wynik spalenia węgla
i ropy, a tylko niecałe 20% gazu. W różnych krajach ilość
emitowanego CO2 na jednego mieszkańca znacznie się
różni. Na przykład w Indiach wynosi to na jedną osobę
1,2 tony, a w USA 20 ton. Mimo tego autorzy projektu o
redukcji CO2 żądają, aby wszyscy je obniżali jednakowo.
Spowodowałoby to dalsze pogłębienie zróżnicowania
pomiędzy bogatymi, a biednymi społeczeństwami na
świecie. Doprowadziło by to do zwiększenia dominacji
rozwiniętych krajów świata w stosunku do pozostałych
i do dalszego ich zniewolenia.
Piśmiennictwo:
1. Bromley D. A., 1990, Uncetain Change: The scientific and economic research challenge. White House Conference on Science and Econimic Research, Washington D. C. April 17, s:1 – 13.
2. Czaja S., 1998, Globalne zmiany klimatyczne. Fundacja Ekonomistów Środowiska i Zasobów Naturalnych. Białystok, s: 196
3. Dakowski M., Wiąckowski S. K., 2005, O energetyce dla użytkowników oraz sceptyków, Fundacja
Odysseum,Warszawa s: 139
4. Dokumenty Końcowe Konferencji Narodów Zjednoczonych, Środowisko i Rozwój, Rio de Janeiro 3
– 14 czerwca 1992 Szczyt Ziemi, Instytut Ochrony
Środowiska Warszawa s: 565
5. Niedzielski J., Gierczak T., 1992, Przyczyny i następstwa ubytku ozonu w stratosferze. Uniwersytet Warszawski. Biblioteka Monitoringu Środowiska
PIOŚ Warszawa s: 96
6. Starkel L., 1992, Globalne zmiany środowiska
w przeszłości. Globalne zmiany środowiska wyzwaniem dla ludzkości. Secesja Kraków s: 13 – 20
7. Wiąckowski S. K., 2009. Bezpieczeństwo energetyczne Polski, Rurociągi str: 2 – 4.
23
Dom Kaukaski
24
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
FRACTURE LINES:
Will Canada’s Water be Protected
in the Rush to Develop Shale Gas?
By Ben Parfitt For the Program on Water Issues Munk School of Global Affairs at the University of Toronto
September 15, 2010
Embargoed until 9:00 AM EST Thursday, October 14, 2010
Acknowledgements
The idea for this paper originated with Adèle
Hurley, Director of the Program on Water Issues
at the Munk School of Global Affairs. Adèle has
been recognized for her uncanny knack to identify emerging issues of environmental importance,
particularly those issues pertaining to water resources, and to get those issues before the general
public, media, governments and regulators alike.
Adèle realized early on that the escalating
development of “unconventional” shale gas resources in the United States would be replicated in
Canada and that such developments would result
in marked increases in water withdrawals from
surface and groundwater sources and increased
risks that such sources could become contaminated.
Having correctly anticipated the upwelling of
public concern now greeting proposed unconventional gas developments from Western Canada to
the Maritimes, Adèle and the Munk School asked
me to prepare the following report – an opportunity for which I am most grateful. I am first and
foremost indebted to Adèle for the many helpful
suggestions she made during various iterations of
this report, and I also owe a heartfelt thanks to
those who offered to review and comment on
earlier drafts including: Jim Bruce, Joanna Kidd,
Andrew Miall and Tom Myers. Thanks go to Bronson Whitfield and Eric Chenoix for translation and
the staff at the Munk School, including Nina Boric,
Todd Lane, Wilhelmina Peters, Sean Willett and
Lucinda Li. Additionally, I want to thank Joanna
Kidd, for also editing and designing the final report. Lastly, my thanks to Will Koop, for pointing
me in the direction of many helpful documents
and contacts.
BP, September 2010
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
1. Shale Gas: The Rush is On
In the last decade the natural gas industry has
experienced a remarkable revolution that could
transform the energy and political landscape of North
America. Just as conventional supplies of natural gas
seemed on the verge of depletion, the oil patch
combined a 60-year old technology called hydraulic fracking with the technology of horizontal drilling to
exploit a seemingly implacable resource: natural gas
trapped inside deep and densely packed shale rock.
Hydraulic fracking, the injection of tonnes of
sand, water and chemicals at high pressure, allowed
industry to shatter this rock the same way a stone
cracks a windshield. The resulting fractures create
tiny pathways that allow small pockets of natural gas
to escape from the shale. Once industry proved that
fracking could release enormous volumes of gas from
these ancient ocean beds, a boom in unconventional
drilling erupted across the continent. In many states
and provinces, companies participated in a frantic
rush to secure access to mineral leases the size of
small European countries. Talisman Energy, for example, acquired one million acres or roughly 2400 square
miles in Quebec’s St Lawrence lowlands to exploit
the Utica Shale1 while Encana Corporation purchased
more than 2 million acres in British Columbia.2
Thousands of wells have now been drilled in
Texas, Pennsylvania, Ohio, Alabama, Wyoming and
Colorado. With 22 major shale plays (or geological formations) spread over 20 states, shale gas has grown
from an insignificant source in 2000 to one that in
2010 represents a phenomenal 20 percent of all gas
produced in the US.3 Canada has also witnessed its
own ‘shale gale’ as the boom noisily expanded from
its dramatic epicentre in northern British Columbia
into rich shale formations in Alberta, Saskatchewan,
Ontario, Quebec and New Brunswick.
Given that shale plays could provide North
America with an estimated 100-year supply of a
relatively “clean” fuel at low prices, both industry
and government have touted the unconventional
resource as „a game changer”. Cambridge Energy Research Associates, for example, predicts that shale gas
could replace carbon-heavy coal as the fuel of choice
for power plants and become “the most significant
energy innovation so far this century.4 Canada’s Fraser Institute describes shale gas as “a reliable and
affordable alternative to costly green schemes” such
as wind and solar.5 If compressed natural gas from
shale formations is used to power light vehicles, the
resource might even temper the demand for heavy oil
such as bitumen. Jim Mulva, chief executive of ConocoPhillips, considers shale gas “nature’s gift to the
people of the world.”6 The abundance of the resource
has even spawned a new lobby group: America’s Natural Gas Alliance. The Alliance reports that natural gas
accounts for 3.5 percent of Canadian jobs and nearly
6.7 percent of Canada’s overall GDP.7
But every gale comes with its own storm warnings. Even supporters of the unconventional resource
now admit that “water has emerged as the highest
visibility environmental issue” associated with shale
gas production.8 In fact wherever the shale industry
has invaded rural communities, controversy about
water use, groundwater contamination and the regulation of the industry has doggedly followed. “The
largest challenges lie in the area of water management, particularly the effective disposal of fracture
fluids,” notes a 2010 MIT report on natural gas.9 In the
United States the fracture lines are now well drawn.
A series of award winning reports by the journalism
group, ProPublica, has raised serious questions about
the content of hydraulic fracturing fluids and the contamination of nearly 1,000 rural water wells by the
shale gas industry. As a consequence the US Environmental Protection Agency has begun a major investigation to determine exactly what impacts hydraulic
fracking might have on drinking water supplies. Plans
25
About the Author
Ben Parfitt is a Victoria resident, author and
award-winning magazine journalist, noted for
his coverage of environmental and natural resource issues. He currently divides his time between
work as a resource policy analyst with the British
Columbia office of the Canadian Centre for Policy
Alternatives and various freelance assignments.
Figure 1: Horizontal Drilling and Hydraulic Fracturing
Source: Natural Gas in the Marcellus Shale Formation: New York City and Upper Delaware River
Watersheds, Southern Tier of New York State. Available at: http://www.catskillmountainkeeper.org/node/290
to develop the Marcellus Shale, which is located under critical watersheds providing freshwater to major
cities such as New York, have also prompted moratoriums on development. To date thousands of citizens
have attended public hearings on hydraulic fracking.
Fracture lines have slowly appeared in Canada
too. Exploratory drilling in the Utica Shale deposit
between Montreal and Quebec City along the St Lawrence River (an area 5,000 square kilometers in size)
has resulted in angry protests and calls for moratoriums.10 In New Brunswick a company abandoned plans
to drill within Sackville’s town limits after town councillors raised concerns about water contamination.11
Intensive drilling in northern British Columbia has resulted in unprecedented water withdrawals and even
a bombing campaign directed against the Encana
Corporation to protest the pace of development.12
Given the economic importance of the resource
and growing concerns about industry’s use of and impact on water, this report examines the implications
of shale gas production on Canada’s water supplies.
In addition to reviewing the technological drivers of
the shale gas revolution, the report also looks at the
state of groundwater mapping in shale-rich regions.
Lastly, it reviews the adequacy of existing regulatory
frameworks to protect water resources, landowners
and rural communities.
26
Unlike the United States where the US Congress
and state regulators are fully engaged in public
policy debates, neither the National Energy Board
nor Environment Canada have yet raised any substantive questions about ‘the shale gale’ or its impact on
water resources. The pace of the shale gas revolution
demands greater scrutiny before more fracture lines
appear across the country.
2. The World’s Largest Frack
Shortly after 2009 rolled into 2010, workers in
a remote corner of northern British Columbia began
what would 111 days later become the world’s largest
natural gas extraction effort of its kind.
The operation began near the shoreline of a
small frozen lake, about a four-and-a-half hours drive
north and east of Fort Nelson, the northernmost community of any size in Canada’s westernmost province.
As the small army of workers moved amidst a convoy
of trucks and roaring diesel-fired compressors, water
was forced underground at intense pressure at one of
16 wells that had been drilled in advance of the unprecedented “hydraulic fracturing” exercise.
For three and a half months, diesel-fired compressors at the pad ran continuously and pumps
sucked up water from nearby Two Island Lake. During
the operation, a total of 274 consecutive “stimula-
About the Program on Water Issues
The Program On Water Issues (POWI) creates
opportunities for members of the private, public,
academic, and not-for-profit sectors to join in
collaborative research, dialogue, and education.
The Program is dedicated to giving voice to those who would bring transparency and breadth of
knowledge to the understanding and protection
of Canada’s valuable water resources. Since 2001,
The Program On Water Issues has provided the public with analysis, information, and opinion on a
range of important and emerging water issues. Its
location within the Munk School of Global Affairs
at the University of Toronto provides access to rich
analytic resources, state-of-the-art information
technology, and international expertise. This paper can be found on the Program On Water Issues
website at www.powi.ca. For more information
on POWI or this paper, please contact:
Adèle M. Hurley – Director,
Program On Water Issues
Munk School of Global Affairs
University of Toronto
1 Devonshire Place, South House, Room 258S
Toronto, Ontario
Canada
M5S 3K7
Tel: 416-892-8919 Fax: 416-946-8915 E-mail:
[email protected]
Program support from the Walter and Duncan Gordon Foundation and the Tides Canada Foundation is gratefully acknowledged.
tions” or fracks were completed for an average of 17
fracks per well. By the time it was all over, 5.6 million barrels worth of water had been pumped underground, along with 111 million pounds of sand, and
quantities of unknown chemicals. The stage was set
for the beginning of what could be trillions of cubic
feet of natural gas production in the region – gas
that could eventually be used to heat homes and
businesses, but also be destined for industrial users,
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
including those in northern Alberta’s tar sands industry. All of this and more happened largely out of sight
and out of mind, in a region of Canada that, like so
many others, is isolated from cities or towns of any
size. Northeastern British Columbia is 79,130 square
miles in size, making it larger than all but 15 of the 48
US states below the 49th parallel. So vast and remote
is the region that nearly one quarter of all the lakes
and rivers used by energy companies operating in the
area remain, as yet, unnamed.
By 2010, obtaining natural gas from subterranean deposits was a fixture of western Canada’s
economy. But the events at Two Island Lake marked a
major departure from what had only a few years earlier been the norm in the oil-and gas-rich provinces
of Saskatchewan, Alberta and BC. Thanks to technological innovations in the United States, it was now
possible to access gas reserves in sites that had previously been deemed too costly to develop, generating
profits for company shareholders even in a world of
low natural gas prices. This site was one of them.
The most important of those innovations – perfected in the states of Texas – was to drill not only
down but also out in horizontal reaches that paralleled the earth’s surface, exposing vast expanses of
gas-filled rock to exploitation.
But drilling horizontally through the gas-rich
deposits of shale was just the start. Even after the
horizontal bores were drilled, the surrounding rock
was still too dense or tight to yield its trapped gases.
Somehow, the shale had to be cracked open by triggering small seismic events in the surrounding rock to
open tight cracks and faults already in the rock and
also new pathways through it. With enough such
pathways, a horizontal bore became a superhighway
of sorts, directing multiple streams of gas along its
length.
Hydraulic fracturing (or “fracking”) became the
method of choice
for cracking open
the shale. This
involved pumping
fracturing fluids
(water, chemicals
and
additives)
underground at
high pressure. As
the art of frack
ing was honed,
drillers began to
push the horizontal bores further
and further out.
Figure 2: Conventional versus Unconventional Gas Resources
Soon, multiple
Source: Canadian Association of Petroleum Producers, 2010
fracks were the
order of the day,
with the most
distant reaches of
horizontal bores
(known as the toe)
being fracked first,
and successive
fracks progressing
back toward the
heel, or junction
of the horizontal
and vertical bores.
Seen from
this light, the
“world’s
largest” frack at Two
Island Lake (as it
Figure 3: Horizontal Drilling vs. Vertical Drilling
Source: DTE Energy, accessed at http://www.dteenergy.com/images/gasDrilling.jpg was subsequently
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
hailed in a May 2010 shareholder report by Houston,
Texas-based Apache Corporation), was an impressive
but not unexpected outcome of decades of fracking
innovations. Those innovations allowed Apache and
its partner in British Columbia’s shale gas-rich Horn
River Basin – Encana Corporation – to do what had
once seemed inconceivable. On a single pad carved
out of a swath of sub-boreal forest, the companies
had drilled 16 wells with horizontal reaches averaging 1.6 kilometres.13
The events at Two Island Lake may have been
unique in setting a record for shale gas extraction, but
milestone aside they were far from unusual.
Across the world, shale deposits have become
the focus of increased attention by energy companies
and governments. Technological advancements that
make extracting the gas locked in shale formations
more economically viable have led to proclamations
that a new era of “clean” energy is at hand. The innovations mean that more natural gas is commercially
available. For North America, that means less reliance on foreign powers for fossil fuels. And because
natural gas burns clean, with fewer particulate and
greenhouse gas emissions than other fossil fuels,
some argue that it is the essential “transitional” fuel
needed to “bridge” to the low- or zero-carbon energy
sources, that the world’s leading climate scientists
say must be achieved if catastrophic changes in the
Earth’s climate are to be avoided.
“The future is brilliant from the point of view of
the resource base,” says Robert Aguilera, an expert in
the engineering required to open pathways through
tight underground rock formations. From his office at
the University of Calgary, he characterizes the Horn
River Basin as being “on par” with the larger shale
basins in the United States, and he says that other Canadian shale gas zones such as the Utica Shale in Quebec’s St. Lawrence Lowlands show similar potential.
But as events in emerging shale gas plays suggest, there is mounting concern over the cumulative
impacts of shale gas production on water resources
and communities.
3. The Unconventional Shale Gas Revolution
Shale formations have long been known to contain gas. The first natural gas produced in the United
States – in 1821 – came from a shale outcrop. Tapped
by a gunsmith in Fredonia, New York, the gas was
sold to a nearby inn located on a well travelled wagon
route to Ohio.
As oil and gas exploitation intensified, however,
gas from tight shale formations was abandoned in
favor of other sources that yielded far more gas with
less effort. Two drilling innovations nearly a century
27
later would set the stage for the explosion in shale
gas exploration and development that lies at the
heart of this report.
The first innovation was horizontal drilling, an innovation with roots in Texas in the 1930s. While more
expensive to drill, horizontal (or lateral) wellbores are
advantageous because they expose far more of a gasbearing formation to exploitation than do conventional vertical wells. While a vertical well may access
50 to 300 feet of a targeted gas-bearing formation, a
lateral wellbore may expose 2,000 to 6,000 feet or
more of gas-bearing shale.
The other innovation to emerge as a critical factor
in the economical recovery of gas (and, increasingly
oil14) from shale and other unconventional sources
was fracking – a process first believed to have been
used to stimulate oil and gas production either in the
Hugoton field of Kansas in 1946 or near Duncan Oklahoma in 1949.15
Today, fracking is the key to unlocking commercially recoverable gas from shale. It amounts to using
brute force to crack open pathways in dense rock,
with water, chemicals and sand pumped at 5,000 to
15,000 pounds per square inch (psi) into wellbores using diesel compressors. With this “technology key”, a
door that was previously closed or at best slightly ajar
was thrust open. The combining of horizontal drilling
and fracking technologies has caused global natural
gas production to soar.16
Conceptually, fracking is simple, but its execution
is an engineering feat. To understand what goes right
with hydraulic fracturing – successfully tapping into
once elusive gas reserves – and to understand what
potentially can go wrong, it is instructive to understand how the industry itself describes the process.17
Oklahoma’s Oil and Natural Gas Producers and
Royalty Owners and Encana Corporation have posted
very similar informational videos on their websites.
Both depict the technological challenges of executing a successful fracking operation, and are drawn
on here to depict how the industry itself portrays its
practices.
To reach the depth where the horizontal portion
of a wellbore begins, a drill bit mounted on the end of
a pipe grinds vertically from the surface down into the
earth. This first drilling stage, both videos note, carries past the deepest fresh water zone. Surface casing
or pipe is then inserted into the hole to “isolate” fresh
water zones from potential contamination during the
drilling process and later during gas production. In
Canada, the depths at which groundwater aquifers
that may be used for drinking water purposes are
generally found within 100 metres of the surface.18 By
comparison, the shale formations targeted for frack-
28
ing may range from very shallow depths of 110 metres
to up to 4,000 metres.
After the drill bit and pipe are removed, cement is
pumped down the casing. When the cement reaches
the bottom or shoe of the casing, it flows back up under pressure toward the surface on the outside of the
pipe. The steel casing and cement “protects freshwater” from any subsequent contamination.
Once this is done, drilling resumes and continues
down to a point about 500 feet above the targeted
horizontal or lateral leg of the wellbore. At this “kickoff point”, a new drilling motor guides the drilling 300
to 450 metres in a curving arc that re-orients the wellbore horizontally. Drilling then continues for several
hundred metres paralleling the earth’s surface. Once
this is done, another cementing operation fills the annulus or open space between the piping and wall of
the hole.
The ensuing fracking operations take place in
stages, beginning at the farthest end of the horizontal reach (the toe) and moving progressively back
toward the heel or curved section. First, a perforating gun is lowered into the section of well about to
be fracked. An electrical charge fires the gun, which
shoots several holes through the pipe, surrounding
cement and into the shale.
The perforated well section is then fracked with
water, sand and additives which are pumped under
high pressure underground. The pressurized mixture
“causes the shale to fracture. Similar to hitting a windshield with a hammer, it shatters in all directions back
to the point of origin in a controlled fashion,” Encana
explains. The gas moves through these cracks into the
well.
Touching only
briefly upon the
sensitive issue of
what chemical
additives it uses
in its fracking fluids, Encana notes
in its video that
it is committed
to working “collaboratively” with
regulators to “develop and advance
hydraulic fracturing best practices”,
and that it “does
not permit” the
use of diesel or
2-BE (a suspected
carcinogen) in its Figure 4: Hydraulic Fracking
fracking fluids. (The US Congressional Committee on
Energy and Commerce, which has reviewed practices
in the shale gas industry, found that diesel fuel was
used by several major companies in their fracking
operations.)
Throughout the videos, words such as protect,
barrier, sealed, permanently secure and controlled
convey the idea that fracking follows rigid protocols
that leave little room for environmental damage. The
impression created is of a solid, seamless band of
subterranean shale suddenly pockmarked at intervals
by neat bunches of cracks that look not unlike neatly
spaced root systems in a row of corn, only a mile or
more underground.
4. The Non‐Linear Chaos of Fracking
Every technological revolution, however, has
its risks, the fracking revolution among them. While
energy industry videos hint at some of those risks,
they fail to depict the complexities of what goes on
in the subsurface when rock at extreme depths and
pressure is fractured. This is why experts like Anthony
Ingraffea liken them to “cartoons”.19 Ingraffea is a professor of civil and environmental engineering at Cornell University, and a member of the Cornell Fracture
Group, which creates, verifies and validates computer
simulations used in the complex engineering systems
where hydraulic fracturing occurs.
For years, Ingraffea developed computer models
and simulation equipment for Schlumberger, one of
the lead companies involved in fracking. That work
included obtaining large chunks of unearthed sandstone, drilling holes into the sandstone samples, putting production pipe into the drilled holes, filling the
Source: https://www.taipanpublishinggroup.com/images/web/taipanonline/frackingdiagram.gif
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
space between the holes and piping with concrete,
using a perforating gun to shoot holes through the
pipe and concrete and out into the rock, fracking
the rock using water colored with red dye, and then
breaking the rock open after fracking to see what had
happened.
Over the years, Ingraffea learned that it is rare to
find shale rock that is not already cracked. The cracks,
in fact, are exactly what companies in the business
of fracturing rock look for, as it takes less energy to
break such rock open.
When shale formations are fracked, the pressure
opens new pathways that may ultimately join and
expand pre-existing pathways in the rock. The result,
Ingraffea says, is “nonlinear chaos”, or “more than
one set” of joints. “As soon as the fluid gets through
the cracks that you have created and reaches a joint
system that has been there for many years, the joints
open in unpredictable ways,” he says. The more joints
that open and connect, the more gas that can flow
out.
Chaos has its benefits, but it also may have its
costs. In certain formations, the shale is characterized by vertical cracks. Ingraffea says that much of the
Marcellus Shale that underlies portions of New York,
Pennsylvania and West Virginia is composed of interlocking, blocky rock, with joints that run vertically,
not horizontally. Could fracking such rock cause contaminants to migrate upwards? It is a question that
Ingraffea is asked a lot.
“Since the gas shales are typically over-pressurized, and since the fracking process further increases
the pressure in the rock mass for a short period of time,
Figure 5: Potential Leaks from Cement‐Sealed Wells
Source: Alberta Energy Utilities Board
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
it is possible that the fracking process could open up
a pathway upwards to freshwater,” Ingraffea says. “It
is not right,” he emphasizes, “to say that thousands of
feet of impermeable rock” between where the shale
formation is fracked and points higher up prevents
such an occurrence, a viewed shared by other experts.20 Whether such an event is probable is another
matter. How and where the fracking occurs, the density of the rock, and pre-existing faults and fractures
in the rock, will all play a role in determining such an
outcome. For that reason, sound geological knowledge of natural faults in the formations targeted for
fracking is an essential prerequisite before any such
operations occur.
Another significant issue that influences whether
gas and other contaminants migrate from a wellbore
is how well the annulus (the space between the well
wall and the casing) is sealed. In instructional videos,
the industry portrays wellbores as neat, uniform
lines of a consistent thickness. But this is rarely the
case, due to bulges or imperfections in wellbores that
result from different rock formations, varying rock
densities, and naturally occurring faults. When such
an imperfect wellbore is cemented, it is conceivable
that at least some of it may be improperly sealed.
Furthermore, because of the great vertical and
horizontal lengths of some shale gas wells, not all
wells in US gas-producing states are cemented from
the top all the way to the bottom. And when lengthy
wellbores are involved, there may be problems from
the staging of the cementing job itself.
There are many reasons why cementing of
wells may be imperfect, noted a 2009 report by the
three US agencies,
including
the Groundwater
Protection Council.
“In very deep wells,
the circulation of
cement is more
difficult to accomplish. Cementing
must be handled
in multiple stages;
which can result
in a poor cement
job or damage to
the casing if not
done properly.”21
Cementing imperfections increase
the risk of air
pockets and an
imperfectly sealed
annulus. The result will be faulty well infrastructure
and a risk of leaks
– sometimes spectacularly so. For example, in a
recent letter sent to the head of British Petroleum
by the US House Committee on Energy and Commerce following the explosion at the company’s offshore oil well in the Gulf of Mexico and subsequent
uncontrolled release of oil and natural gas from the
sea-bottom, the Committee commented on a number
of apparent deficiencies in well design. This included
early warning signs of an improperly cemented wellbore and failure to test the integrity of the cementing
job.22
Companies such as Schlumberger have sophisticated technology to test whether or not a wellbore’s
annulus is completely sealed. But the testing costs
money and is not always done, Ingraffea says.
Another concern with fracking is cumulative impacts. As noted in a recent safety memo issued in May
2010 by BC’s Oil and Gas Commission (OGC), fracking
operations in proximity to one another can – and do
– result in unforeseen contamination events. The Commission’s advisory followed an event in the Montney
Basin, the more southern of the province’s two major
shale gas zones. During a fracking operation “a large
kick” or “communication” occurred with another well
670 metres away. Sand being pumped underground
during fracking at one well showed up at the other.23
In the memo, the OGC reported that it was aware
of at least 18 “fracture communication incidents” in
BC and one in Western Alberta, with the distances between such communications ranging between wells
spaced 50 metres to 715 metres apart.24 It went on to
describe a kick as:
. . . An unintended entry of water, gas, oil or
other formation fluid into [a] wellbore that
is under control and can be circulated out. It
occurs when the formation fluid is driven by
a formation pressure that is greater than the
pressure exerted on it by the column of drilling
well in the wellbore. If the formation fluid is
not controlled, a blowout may result.25
Because geological formations and groundwater
aquifers are physically complex, it is difficult to know
what may occur with successive fracking operations.
But as the OGC advisory suggests, the outcome may
be “communication events” that result in unforeseen
and undesirable incidents of contamination.
The most spectacular of such events – portrayed
recently in documentary films such as Gasland – may
be drinking water so high in methane content that it
can be ignited as it comes out of household taps. The
footage of tap water being lit on fire packs an emotional punch that hydrologists such as Donald Siegel
29
at Syracuse University decry because methane can
come from natural near surface sources and be derived from the decay of organic matter, or it can come
from deeper sources and be thermogenic in nature.
It is the latter, not former, that is associated with
natural gas production, Siegel says. But to the uninitiated viewer watching water from a kitchen faucet
set ablaze, such distinctions may be lost. In one case
in Gasland, it may have been methane derived from
near-surface organic matter decay that flowed out of
a faucet in such quantities as to become flammable.26
Or then again, it might not.
In 2008, an isotopic analysis of methane in water wells in Colorado’s Garfield County found that in
most cases the methane was thermogenic in origin.
Geoffrey Thyne, a hydrogeologist and author of the
report’s summary and conclusion, would go on to
state that the test results “are interpreted as indicating petroleum-related sources, not shallow natural
methane.”27
Judith Jordan, who worked as Garfield County’s
oil and gas liaison and whose curriculum vitae included work as a hydrologist with DuPont and a lawyer
with Pennsylvania’s Department of Environmental
Protection, responded to the report saying that it was
“highly unlikely” such methane could have migrated
along natural pathways “and coincidentally arrived
in domestic wells at the same time as oil and gas
development started, after having been down there
for 65 million years.”28 In other words, it was highly
likely that the fracking caused the contamination of
domestic wells with methane.
Some experts suggest that fracking can even
lead to contamination of drinking water wells from
shallower deposits of biogenic gas.29
That there are cumulative impacts associated
with fracking is clear. Yet even in Canadian jurisdictions such as British Columbia, where conventional
natural gas production has occurred for decades and
fracking is ramping up, regulators appear ill equipped
to address and mitigate such impacts. As the province’s Auditor General recently observed of British
Columbia’s Oil and Gas Commission:
OGC’s mandate includes an expectation that it
fosters a healthy environment. We found that,
while the OGC has supported the development of some tools and methodologies to assess cumulative effects, no formal provincial
program is yet in place to help manage the
environmental effects of developments on the
land base.30
Against this backdrop, the OGC and the BC’s Ministry of Environment are faced with increasing pressure from industry to develop shale gas wells. Similar
30
Shale Overplayed?
While some energy analysts talk in terms of a century’s supply of available gas locked up in North America’s shale formations, others question such optimism. One such critic is Art Berman, a petroleum geologist
who has worked with a range of industry clients including PetroChina, Total and Schlumberger. In a recent
interview with the Association For the Study of Peak Oil and Gas‐USA, Berman said that when all proven and
probable technically recoverable natural gas resources are considered, the continent’s natural gas supply is
likely closer to 25 years, of which 7 might come from shale resources.34
Berman suggested that the experience in the Barnett Shale in Texas is instructive, in that it is the continent’s most intensely developed shale formation. During the “early rush” to develop the Barnett Shale from
2004 to 2006, hundreds of wells were drilled. But within five years of such wells being drilled, between one
quarter and one third of them were already “at or below their economic limit”. In other words, they no longer
produced natural gas or produced so little as to be operating at a loss.35
As the Barnett Shale’s production wanes, investment analysts such as Middlefield Capital Corp.’s Dean
Orrico echo Berman’s view that while other shale plays like the Marcellus may yield considerable quantities of
new gas, they will not grow enough “to offset the declines everywhere else.”36
Aside from the physical limitations of shale deposits, rosy natural gas estimates may not play out due to
a host of geo‐political factors. Much may hinge on rising energy demands in rapidly industrializing nations
like China and India and will be further influenced by fuel switching in response to tightening supplies of oil.
pressures are soon likely to be felt by regulators in
other Canadian provinces, as the industry pushes to
develop a resource that it maintains provides both energy security and an environmentally friendly bridge
to a low-carbon economy.
5. The Argument for Energy Security
In the United States and Canada, continental
energy security is often tied to the increased use of
domestic energy resources, including natural gas.
Frequently, such assertions are twinned to another
objective, one that might be called “green energy
security.”
The Energy Future Coalition – whose steering
committee includes former US Senators and Members of Congress, diplomats, senior members of past
US presidential administrations, renowned scientists, and the heads of environmental organizations,
foundations and companies – argues this point. In
August 2009, it co-published a discussion paper along
with the Center for American Progress promoting
increased use of natural gas and other “low-carbon
energy sources while providing additional protection
for our climate and communities.”31
The Coalition’s arguments are enticing. They imply that there is a plentiful supply of clean or green
fuel at hand and that this is an essential bridge to an
even cleaner and greener future. The Coalition is by
no means the first to note the apparent abundance
of natural gas. In 2005 Mark Jaccard, a professor at Simon Fraser University’s School of Environmental Management and a member of the Intergovernmental
Panel on Climate Change, noted that the abundance
of fossil fuels and natural gas in particular almost
certainly meant their continued use for generations
to come.
To arrive at his position, Jaccard examined both
conventional and unconventional natural gas reserves and estimated total resources. (“Reserves” are
essentially proven and are economically and technically feasible to extract, whereas “resources” are considered potentially available but unproven for future
extraction). He estimated that global unconventional
gas supplies are roughly twice those of conventional
sources. He then calculated that together conventional and unconventional gas reserves total 15,000
exajoules (an exajoule or EJ is 172 million barrels of oil
equivalent), and estimated gas resources total 49,500
EJ (or 3 times the amount of gas reserves). Based on
such findings, Jaccard calculated that it would take
160 years at current rates of consumption to exhaust
the world’s combined natural gas reserves and 520
years to exhaust their combined resources, thanks in
part to shale gas.32
Since then, experts on tight gas engineering such
as the University of Calgary’s Roberto Aguilera have
asserted that gas extracted from shale formations in
Canada and the US will fundamentally alter the continent’s energy outlook. “The industry is finding ways
to unlock the North American natural gas endowment which is, simply put, gigantic,” Aguilera said in
2009. “The addition of hydraulic fractures to these already naturally micro-fractured reservoirs lead to the
monsters we are pursuing today with horizontal wells
that will dominate the North American landscape for
decades to come.”33 Natural gas boosters, however,
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
Figure 6: Major Shale Gas Plays of North America
Source: National Energy Board of Canada
are not without critics who note that there may be
nowhere near as much shale gas available as some
suggest (See: Shale Overplayed?)
Advocates for the increased use of natural gas use
frequently focus on its far lower emissions of pollutants and greenhouse gases as compared to other fossil fuels. For example, the US Energy Information Administration calculates that bituminous coal, which is
typically burned to generate electricity, emits about
205 pounds of carbon dioxide (CO2) for every million
Btu of energy. Natural gas, by comparison, emits close
to half the CO2 of bituminous coal – only 117 pounds
for every million Btu.37
The Coalition and the natural gas industry have
understandably latched onto such numbers as proof
of the environmental benefits of switching from socalled dirty energy sources such as coal and diesel fuel
to clean, low-carbon energy sources such as natural
gas. So too have state and provincial governments,
who have announced in recent months that new
gas-fired electrical plants will be built to replace old
coal-fired facilities or to displace the need to build
new ones.38
Like the Energy Futures Coalition, Encana and
other natural gas companies also champion the increased use of natural gas as a transportation fuel.
The company believes that a glut of available gas
sets the stage for wholesale vehicle fuel-switching,
particularly in the freight and commercial trucking
industries. In Italy, for example, there are currently
600,000 vehicles fueled by compressed natural gas or
(CNG), whereas in all of North America there are currently just 125,000 such vehicles.39
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
In their efforts to promote
cleaner energy,
organizations like
the Energy Future
Coalition and Center for American
Progress have also
championed using natural gas to
stimulate renewable energy resources like wind
and solar power.
By coupling renewable energy
with “low carbon”
natural gas, they
argue, renewable
power’s “intermittency” problem
is solved, making “firm” power available for the
electricity grid. They also argue for pricing carbon to
speed the shift from coal-derived energy to lower carbon fossil fuels and renewable energy sources.
6. Shale Gas: Clean, Green Energy or a Global
Climate and Water Liability?
The words natural gas probably first entered the
lexicon as a means of distinguishing it from “town
gas” or the gas derived from coal, which was commonly used in lighting and later cooking in the 19th
century. Today, energy companies and suppliers frequently use the words to evoke a different idea – that
of a clean, and therefore environmentally beneficial
fuel.
But is natural gas as green as its proponents
maintain? Emerging evidence suggests not - especially when gas derived from fracking operations is
considered. When one looks at the pre-combustion or
“upstream” lifecycle of natural gas production (i.e., its
extraction, processing, compression and transportation through pipelines) significant amounts of energy
are consumed and large volumes of greenhouse gases
are released to the atmosphere.
To its credit, the Energy Future Coalition acknowledges this, saying:
It makes little sense to encourage natural gas
use as a lower greenhouse gas alternative to
coal or oil combustion if natural gas production yields sizeable amounts of toxic air, or
global warming pollution.40
The Coalition goes on to say that the US Environmental Protection Agency (EPA) must “as a first step…
undertake a comprehensive scientific analysis of the
air, land, water and global warming impacts from
natural gas production, including a lifecycle greenhouse gas analysis. It should review the effectiveness
of federal and state programs at protecting people,
air, land and water from gas production side effects.
The EPA should also review new and emerging technologies to reduce this pollution.”41
The EPA has already noted that the natural gas industry is a significant source of methane releases, and
that methane, the largest constituent of natural gas,
is 20 times more damaging than CO2 at trapping heat
in the earth’s atmosphere. In 2008, the EPA reported,
methane emissions of more than 96 million tons CO2
equivalent originated with the natural gas industry,
making it the second-highest anthropogenic source
of methane emissions in the United States.42
But this only scratches the surface, says Robert
Howarth, a professor of ecology and environmental
biology at Cornell University. Howarth believes that a
detailed study of all of the greenhouse gas emissions
associated with producing and later burning natural
gas from fracked shale formations will find that such
emissions are on par with those associated with the
dirtiest coal deposits.43
Such a conclusion is confirmed by work done at
Southern Methodist University’s Department of Environmental and Civil Engineering by Al Armendariz.
In 2009, Armendariz completed a report on emissions
associated with natural gas production in the Barnett
Shale underlying parts of Texas where, between 1999
and mid 2008, more than 7,700 oil and gas wells were
installed. The report looked at a range of greenhouse
gas emissions including those from compressor
engines, condensate and oil tanks, and production
activities including well drilling and hydraulic fracturing, gas processing and gas transmission. Armendariz
concluded that the production of natural gas in the
Barnett Shale emitted about 33,000 tons per day of
CO2 equivalent in 2009. “This is roughly equivalent to
the expected greenhouse gas impact from two 750
MW coal-fired power plants,” Armendariz said.44
A related issue and one that will be of increasing
importance as global demand and competition for
finite fossil fuel resources intensifies, is the question
of how much energy is required to bring shale gas to
market. Two decades ago, Cutler Cleveland, an energy
scientist at Boston University, helped develop the concept of “Energy Return On Investment” or EROI. EROI is
a measurement of the amount of energy required to
produce energy. In a coalmine, for example, EROI accounts for the amount of energy required to dig down
into the earth, jackhammer the coal deposits, bring
the coal to the surface and truck it to a thermal elec-
31
trical plant. The measurement is useful in that it allows societies to assess the relative merits of different
energy sources. Since the 1970s, Cleveland estimates
that in the United States the EROI for domestic oil and
natural gas production has steadily declined. Where
once 25 units of energy were produced for every 1
unit of energy expended (25 to 1), today’s average is
about 15 to 1.45
“This basic trend can be seen around the globe
with many energy sources,” writes Thomas Homer
Dixon. “We’ve most likely already found and tapped
the biggest, most accessible and highest EROI oil and
gas fields, just as we’ve exploited the best rivers for
hydropower. Now, as we’re extracting new oil and
gas in more extreme environments – in deep water
far offshore, for example – and as we’re turning to
energy alternatives like nuclear power and converting
tar sands to gasoline, we’re spending steadily more
on energy to get energy.”46
Cleveland is unaware of any study yet done to determine the EROI for shale gas.47 But he has reviewed
the literature on shale oil, which like shale gas requires lots of energy and water to produce. “The most
reliable studies suggest that the EROI for oil shale falls
between 1:1 and 2:1 when self-energy is counted as
a cost,” Cleveland and Boston University colleague
Peter O’Connor reported in June 2010.48 The team
also noted that for every barrel of shale oil produced,
between 1 and 3 barrels of water were required.
“Pumping the large volumes of water required for
industrial-scale oil shale operations would be yet
another energy investment negatively affecting oil
shale’s already thin EROI.”49
It is important to note that any assessment of the
energy required to produce shale gas is likely to conclude that energy output and water usage are inextricably linked. In his study of the natural gas industry
operating in the Barnett Shale, Armendariz concluded that fully 12 per cent of industry’s greenhouse gas
emissions fell into the “well drilling and completions”
category, much of which involves diesel-fired compression and pumping of water at extreme pressures.
This estimate, however, likely understates the waterrelated energy emissions. Armendariz’s report, for
example, does not address the energy consumption
associated with accessing the water, trucking it to site
and then dealing with the millions of cubic metres of
flow-back water (wastewater) that return to the surface following fracking operations.
As discussed in the following section, shale gas
production depends on water. Yet, when the full water/energy interface is considered, natural gas looks
less and less clean and less desirable as a “transitional
fuel” to a low-carbon future. If natural gas use is to
32
Figure 7: More Shale Gas Wells, More Water: One Calculation for British Columbia’s Horn
increase in the
name of bridging River Basin
to a cleaner enNumber of Shale Gas Wells
Water Needed for Hydraulic Fracturing
ergy future, where,
10
909,090 cubic metres
exactly, does that
25
2,272,725 cubic metres
bridge lead? How50
4,545,450 cubic metres
arth’s answer is to
a major increase
150
13,636,350 cubic metres
in water demand
and “substantially”
Source: Presentation to the Sixth Annual Shale Gas Conference in Calgary, Alberta in
higher
green- January 2010, by Ken Campbell, a professional geologist and senior hydrologist with Schlumhouse gas emis- berger Water Services
sions.50
The risk with
8. Impacts on Water Quality
energy security plans linked to shale gas, then, is that
ith nine out of every 10 gas wells in the U.S. now
there is both less climate security and less water secufracked and with increasing fracking activities in
rity – unless great care is paid to where the industry
Canada, a growing chorus of people are questioning
operates and how it uses water resources.
the public health and environmental impacts of the
natural gas industry’s activities. Much of the con7. Impacts on Water Quantity
troversy surrounding fracking has come to light due
The drilling and subsequent hydraulic fracturing
to sustained investigative reporting in the U.S. by
of 16 wells on one pad in British
ProPublica, an independent, non-profit newsroom
Columbia’s Horn River Basin early in 2010 set a
steered by print media veterans formally with The
record for the shale gas industry.
Wall Street Journal and The New York Times.52
A total of 274 separate stimulations or hydrauIn November 2008, as part of an ongoing inveslic fracturing procedures – 17, on average, per well
tigative series on the environmental threats posed by
– were completed. This record is likely to be shortfracking activities, ProPublica reported on an incident
lived; in late 2010 or early 2011 Encana Corporation
in Wyoming’s Sublette County where a sampling of
and Apache Canada expect to drill and hydraulically
water from a well turned up benzene – a chemical
fracture another 28 wells at two new pads in the
believed to cause aplastic anemia and leukemia – in
vicinity of Two Island Lake. At the new wells, the
a concentration 1,500 times that considered safe for
companies plan for horizontal wellbore lengths of
people. The well was in a part of Wyoming where
2,200 metres – 600 metres more on average than
6,000 gas wells had been fracked.53
the previously drilled wellbores at Two Island Lake.
“The contamination in Sublette County is sigThe projected water needed to frack the longer wellnificant because it is the first to be documented by a
bores will be an estimated 2.12 million cubic metres,
federal agency, the U.S. Bureau of Land Management,”
an amount that will handily exceed the previous
ProPublica’s Abrahm Lustgarten reported. “But more
fracking record.
than 1,000 other cases of contamination have been
Where will the water come from to sustain such
documented by courts and state and local governoperations and those of other companies engaged
ments in Colorado, New Mexico, Alabama, Ohio and
in hydraulic fracturing activities in BC’s two big gas
Pennsylvania. In one case, a house exploded after hyplays – the Horn River and Montney Basins? Such a
draulic fracturing created underground passageways
question takes on added urgency in light of the fact
and methane seeped into the residential water supthat in 2010 the region experienced one of the worst
ply. In other cases, the contamination occurred not
droughts in recent memory, with water levels in
from actual drilling below ground, but on the surface,
many of the rivers currently used as water sources by
where accidental spills and leaky tanks, trucks and
the industry at their lowest recorded levels in a half
waste pits allowed benzene and other chemicals to
century.51
Greater water demand in the Horn River Basin is
leach into streams, springs and water wells.”54
a certainty, as is demand throughout North America
As a result of such sustained reporting, proposed
wherever shale gas resources are developed. Section
shale gas developments in parts of New York State
9 of this report explores the complex issues relating to
have become a flashpoint for public opposition to
water allocation in Canada now.
fracking activities, and may prove a crucial litmus
test for regulatory reforms. Of particular note are key
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
watersheds whose surface waters provide 8.2 million
New York City residents with their water and that
overlay portions of the Marcellus Shale, a giant shale
gas formation underlying portions of New York, Pennsylvania and West Virginia.
There are three major concerns relating to the
potential impact of shale gas production on water
resources. These are: the specific chemicals used in
fracking operations, groundwater contamination as a
result of fracking activities, and water contamination
resulting from the tremendous volumes of wastewater or “flow-back” water produced in fracking operations. All three have been linked to incidents of water
contamination as detailed by ProPublica, other media
outlets and environmental regulators.
Fracking Chemicals
In jurisdictions where fracking has been underway for some time, one of the most contentious issues
has been the use of a range of chemical additives used
in fracking fluids. In the United States, for example,
fracking companies are generally exempt from publicly disclosing the chemical compounds they use in
their fluids, even though some such chemicals – including benzene and diethylene glycol – are known
human carcinogens.
While water is by far the biggest component in
the liquid stream pumped at extreme pressure underground during fracking operations, it is certainly not
the only component. At various stages during fracking, large amounts of sand and unnamed “fracture
fluids” or chemicals are also pumped. So-called “friction reducers” are used to lower resistance as the fluid
moves down the well’s production casing. Biocides
are used to prevent bacterial growth, which may inhibit the flow of gas. “Scale inhibitors” are introduced
to prevent the build-up of scale within the fracture
zones and wellbore. And lastly, “proppants” – fine
grained sand or tiny ceramic beads – are pressurepumped to keep the seams or cracks in the fractured
rock open allowing gas to flow out more freely.55
In the US, the Groundwater Protection Council
reported in 2009 how “a small number” of potential
frack additives including “benzene, ethylene glycol
and naphthalene have been linked to negative health
affects at certain levels.” In September 2009 – the
same month that New York City’s Department of Environmental Protection voiced concerns about the impacts on state water resources of proposed shale gas
developments – a massive report was also released
by the New York State Department of Environmental
Conservation’s Division of Mineral Resources. It listed
257 additives that may be mixed with the water injected into shale formations and provided a break-
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
down of the known chemicals in those additives that
volumes of these substances. Indeed, oil and
stretched 10 pages long.56
gas companies do not need to report to federal
regulators what their fracturing fluids contain
To obtain its information, the Department asked
or where they are used.
six well servicing companies and 12 chemical suppliers to provide information on the composition of frack
Fracking and Contamination of Groundwater
fluids. The Department would go on to say that frack
While fracking shale formations may be relafluids are typically 98% fresh water and sand, “with
tively new in Canada, it has been used for some time
chemical additives comprising 2% or less of the fluid.”
in the country’s most energy-rich province, Alberta,
The Groundwater Protection Council, citing a reto boost production of natural gas from coal seams.
port by the US Environmental Protection Agency (EPA),
With plans to frack just about any new well in a
suggested that the proportion of chemicals in fracprovince with such a significant number of old wells
ture fluids was even less than 2%, with 98 to 99.5%
of fracture fluids being water by volume.57 However, – some of which are known to be improperly sealed
the Council noted that a “toxicological evaluation of – the fear is that the cumulative effect may lead to increased contamination of water wells.
fracture fluid additives” was not part of the EPA study.
The fear is well founded. By 2007, natural gas proTo shed more light – and accountability – on
duced from “unconventional” coal seams was comthe fracking industry, the US House Committee on
monplace in Alberta, with close to 11,000 such wells
Energy and Commerce said in February 2008 that it
drilled.59 The upsurge in exploitation of the province’s
had asked eight well service companies – including
Calgary-based Sanjel Corporation and Calfrac Well
coal seams in the previous decade paralleled declines
Services – to disclose the chemicals used in their frack
in Alberta’s more conventional gas reserves and rising
fluids.58 (A copy of the letter to Calfrac can be found
demand from the tar sands industry, which requires
in Appendix A.) The Committee in issuing the letters
tremendous amounts of natural gas to separate the
noted mounting public outcry over the potential for
bitumen from the clay, sand and water that comprise
fracking to degrade drinking water supplies. In adthe tar sands.60
dition, it noted major weaknesses in US regulations
Coalbed methane, the gas extracted from coal
saying:
seams, is deemed unconventional because of the
In 2003, EPA entered into a voluntary memoadded steps needed to get the gas out. Seams must
randum of agreement (MOA) with the three
often be depressurized before the gas is freed, and
largest hydraulic fracturing companies, Halbecause the seams tend to be blocky with natural
liburton, BJ Services, and Schlumberger, to
cracks that are often tightly compressed, they are also
eliminate diesel fuel for hydraulic fracturcommonly fracked.
ing fluids injected into certain wells located
The relatively shallow depths at which many coal
in underground sources of drinking water.
seams are found, has led to growing water conflicts
Aside from this MOA, there is virtually no fedbetween the gas industry and landowners.
eral regulation of hydraulic fracturing. In 2005,
In January 2006, Alberta’s Energy and Utilities
Congress exempted the practice of hydraulic
Board issued a directive in response to “the recent
fracturing from the Safe Drinking Water Act
trend” toward fracking shallow gas reservoirs (coal
(SDWA), except when the injected fluids conseams) of less than 200 metres in depth. The directain diesel
fuel. Oil and
gas companies can use
additives and
chemicals
besides diesel
fuel in their
hydraulic
fracturing
fluids, but federal regulators
have no au- Figure 8: One Look at the Composition of Fracking Fluids*
thority to limit Source: http://www.hydraulicfracturing.com/Fracturing‐Ingredients/Pages/information.aspx
the types and * This diagram illustrates one end of the spectrum – the proportion of water and sand ranges from 98%
to 99.5% and the proportion of “other” ingredients (chemical additives) ranges from 0.5% and 2%.
33
tive prohibited fracking within a 200-metre radius of
water wells whose depths were within 25 metres of
the depths at which fracking was to occur.61 In other
words, the industry needed to provide a horizontal
separation of two football fields in length, and at
least a 25-metre separation between a water well’s
lowest depth and the shallowest depth of a frack zone.
Two years later, an independent review of
the EUB’s directive concluded that it did not go far
enough. It recommended that the EUB double the
vertical separation requirement to 45 to 50 metres.62
This was recommended because of the geological risk
that induced fractures in the coal could stretch 20 metres, a distance perilously close to the 25-metre exclusion zone. “The proposed increase therefore reflects
increased safety margin,” the review concluded.
Many of the coal seams to be fracked to date in
Alberta have occurred in the Horseshoe Canyon area,
where the shallowest deposits are within 200 metres
of the surface, meaning that fracking activities are actually occurring within freshwater aquifer zones. In a
recent news report on what occurred in the aftermath
of fracking at such shallow depths, Jessica Ernst, a biologist and environmental consultant to the oil and
gas industry, reported drastic changes in her water
and that of the nearby hamlet of Rosebud to the east
of Calgary.
“I began to notice that my skin was burning in the
shower. I thought it was some weird early menopause
thing. Then my dogs suddenly refused to drink the
water. They backed up away from it,” Ernst recalled.
Subsequent tests of her water revealed abnormally
high methane and ethane levels and similarly high
kerosene levels in the municipal drinking water well
supplying Rosebud with its water.63
Such contamination supports the need for effective regulation to protect groundwater and domestic
wells from the impacts of fracking. It also emphasizes
the need to address cumulative effects. With conventional gas reserves dwindling there will be increased
reliance on unconventional gas sources in future
years. By 2015, Alberta’s Geological Survey estimates
that unconventional coalbed methane production
could hit 19.6 billion cubic metres – a near seven-fold
increase over 2005.64
Fracking and Contaminated Wastewater
In the United States where fracking operations
are well advanced, one of the biggest environmental concerns relates to the billions of cubic metres of
wastewater produced by the industry.
After gas wells are fracked, large amounts of the
water, sand and chemicals pumped underground
return to the surface. In 2006, it was estimated that
34
approximately 2.16 billion cubic metres of this contaminated wastewater or flow-back water returned
to the surface at fracked wells across the US.65 How to
dispose of this large volume of highly contaminated
water has become a burning issue in Pennsylvania.
Similarly, a demonstrated lack of capacity to properly
treat and dispose contaminated flow-back water, is
emerging as a potentially make-or-break issue for the
shale gas industry in New York, and may yet prove a
similarly decisive issue elsewhere.66
To date, the massive volumes of contaminated
wastewater from shale gas wells in the US have typically been dealt with in one of two ways – injection
deep underground or treatment in municipal water
treatment plants. The number of deep disposal injection sites is limited by geological constraints and
regulatory requirements. Injecting wastes that are
typically very salty and that may contain chemicals
and heavy metals into deep disposal wells can contaminate drinking water. Municipal water treatment
plants are not designed or intended to deal with the
contaminated wastewater from shale gas production.
Pennsylvania’s fracking industry produces about
34,000 cubic metres of flow-back water a day. By
2011, that figure could reach nearly 72,000 cubic metres – an amount that Pennsylvania’s Department of
Environmental Protection (DEP), says the state’s waterways cannot safely absorb.67 Worse, much of the
industry’s contaminated liquid waste is now trucked
to municipal wastewater treatment plants that are
wholly unequipped to properly process it before it is
discharged into streams, rivers or lakes that may also
be drinking water sources.68
In Pennsylvania, the strains placed on municipal
water treatment plants led to passage in June 2010
of regulations limiting total dissolved solids or TDS
levels in treated and discharged wastewater from the
shale gas industry. At the time, John Hangar, DEP Secretary said that: “The only way to protect our water
resources is to implement new wastewater treatment
standards for the drilling industry.”69 Hangar went on
to say that TDS levels in frack wastewater had damaged equipment in other industries, led to drinking
water advisories, and caused at least one massive fish
kill on a local creek.
In June 2010, Hangar appeared on a National
Public Radio program and had sharp words for an
industry whose activities had resulted in gas migrating underground to contaminate local wells, spills
of chemicals and improperly contained flow-back
waters into local streams and rivers, and toxic wastewater overwhelming local municipal water treatment
plants and later the rivers that the treatment plants
discharged the waste to.
All of this, Hangar said, spoke to the need to more
“tightly regulate” an industry that needed to “do better than it is doing right now.” “Or,” Hangar warned,
“it’s going to create a public backlash. It is in the process, in my judgment, of losing public confidence
because of its inability to actually be world-class. At
the end of the day, government has an essential role.
It can encourage that world-class culture, or it can
discourage it. But we can’t actually make it [happen].
That has to come out of the top management, all the
way down to the persons on the rig, who are actually
the only people who are on-site 24 hours a day, seven
days a week.”70
The states of Texas, Oklahoma, New York, Iowa,
Virginia, Arkansas and Tennessee do not have the
problem Pennsylvania does as they prohibit returning
any drilling wastewater to streams.71 In these states,
injecting wastewater into deep underground wells or
treating it to a high enough standard so that it can
be reused for fracturing purposes may be among the
only options.
In Canada, by contrast, while hydraulic fracturing records are being set in BC’s Horn River Basin, no
senior provincial or federal regulator has come close
to publicly echoing Hangar’s critical assessment of
industry performance. A few factors may explain why.
Canadian shale gas production is as yet in its infancy.
While the vast country’s relatively small population is
largely concentrated in pockets close to and along its
very long border with the US, shale gas production to
date has taken place in remote regions, far from major
urban centres and political power bases. And conflicts
between landowners, municipalities and fracking
operators are fewer in number and generally not well
publicized compared to the numerous conflicts in the
US. (Yet, one such conflict in an area of intense natural
gas development in northern British Columbia, where
lengthy horizontal wells are routinely fracked, has
generated international headlines and one of the
most aggressive police investigations in Canadian
history as a result of six bombings of gas pipeline infrastructure.72)
But in a continent where water-intensive energy
production generates significant flows of natural gas,
oil and hydroelectric power from various regions of
Canada to the United States, regulatory developments in one country may well influence those across
the border. Further, Canada and the US share numerous lakes, rivers, streams and aquifers along a lengthy
shared border, and many energy companies operating in one country also operate in the other. If water
resources are to be protected in the face of expanding
shale gas production, what regulatory changes need
to be implemented today?
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
9. Shale Gas Regulation and Water Allocations
in Canada
While Canada’s shale gas industry is at this time
only well advanced in British Columbia, the country’s
National Energy Board estimates that the nation
could produce substantial volumes of gas in the years
ahead and that there is potentially 1,000 trillion cubic
feet of shale gas in the country’s shale formations, of
which 20 per cent could potentially be recovered – an
amount that “could allow Canada to meet its own
need for natural gas until well into the 21st century”.73
While acknowledging that there are various environmental concerns with “water-intensive” fracking operations, the NEB generally downplays such concerns.
This section provides an overview of how water allocations are handled in BC, and in those parts
of the country – Ontario, Quebec, New Brunswick,
Saskatchewan and Alberta – where development of
shale gas plays is in the early stages.
British Columbia
In British Columbia, the Oil and Gas Commission
(OGC) regulates the fossil fuel industry. Created in the
late 1990s to encourage the expansion of oil and gas
exploration and development in the province, the
OGC is described as a “one-stop shop” for regulatory
review and approvals of energy industry projects.74
After the creation of the OGC, the provincial government transferred responsibility for issuing short-term
water use approvals from the provincial Ministry of
Environment to it. With the move, the energy sector
became the only industry in the province to have its
own designated regulator for water approvals.
Short-term water permits apply only to surface
waters in BC. The province is alone among Canadian
jurisdictions in not regulating or licensing groundwater withdrawals. Longer-term surface water usage
– including in the energy sector – is allocated through
water licenses. MOE retains authority for reviewing,
rejecting, approving and attaching conditions to all
such approvals.
As of mid-2010, MOE reported that it had received a number of water license applications from
energy companies interested in diverting water from
reservoirs, lakes, rivers and creeks for purposes of
hydraulic fracturing. Given the current lack of knowledge on some of the remote water bodies that are the
subject of the applications, the ministry said that it
would likely place time limits on any new licenses,
and that it was considering five-year limits.75
Energy companies engaged in fracking operations have indicated to MOE that they hope to obtain
large volumes of water under such licenses. Talisman
Energy, a company also active in Quebec’s St. Law-
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
rence lowlands, has proposed diverting 2.2 million
cubic metres of water per year on a “permanent”
basis, from BC’s largest man-made water body, Williston Reservoir. The proposal would involve building
a pipeline from the reservoir to connect with the
company’s emerging shale gas play in the Montney
Basin.76
The OGC does not publish a readily available list
of assigned or active water permits, as is the case with
many other provinces where shale gas resources may
soon be exploited. In August 2010, the Commission
did, however, publish a report on water usage in the
oil and gas sector. The document was written with the
express intent of addressing the “increased” demand
for water due to fracking activities.77 While acknowledging that more water would be in use, however, the
provincial energy regulator chose at several points in
the document to downplay the significance of the
industry’s overall water demands and impacts on
the environment, echoing in many of its conclusions
arguments earlier voiced by the Canadian Association
of Petroleum Producers.78 At one point, for example,
it stated that water usage in British Columbia’s pulp
and paper industry was 17 times greater than the water used by natural gas companies.79 At another point,
the OGC said that “a preliminary look” at the actual
water used by energy companies in the Horn River Basin, concluded that in 2009 the companies used “less
than five per cent” of what they could have used under the various water permits and licenses they held.
It is difficult, however, to conclude what this
finding actually means. The OGC report provided no
numbers on water volumes assigned in the Horn River,
versus actual water volumes used. Furthermore, it did
not indicate how extensive energy company activities
were in the region in 2009 – an omission which may
have something to do with the fact that in 2009, energy company activities were only a fraction of what
they are anticipated to be as this new shale gas play
is developed.
As part of the research for this report and as an
attempt to better understand the full extent of water
authorizations in the Canadian province at the forefront of shale gas development, a number of information requests were filed with the OGC, allowing a list
to be compiled of all active temporary water use permits. The list provides a first-ever glimpse into what
may lie ahead in more populous regions of the country such as the Montreal-Quebec City corridor. The information shows that as of April 2010 under approvals
issued by the OGC, companies holding water permits
could withdraw water from at least 540 points on
creeks, rivers and lakes in northeastern BC Combined,
the permits (which have a maximum timeframe of 12
months) allowed for daily water withdrawals of up to
274,956 cubic metres, or 60,481,864 imperial gallons.
To compare, the domestic and business water consumption in the Greater Victoria area, home to nearly
336,000 residents is on average 134,282 cubic metres,
or 55 percent that of the province’s natural gas sector.
Information supplied by the OGC shows that
some companies hold single water use permits granting them water withdrawals from numerous points
on different water sources. Penn West Petroleum Ltd.,
for example, held one permit allowing it to withdraw
water from 57 different points on numerous creeks
and lakes, to a combined daily maximum of 12,975 cubic metres or more than five Olympic-size swimming
pools worth of water. A single permit held by Encana
gave it access to water at 71 different locations for a
combined daily maximum of 16,117 cubic metres or
nearly six-and-a-half Olympic swimming pools worth
of water per day. Whether or not the companies actually use such water and over what timeframe is
largely unknown, although most companies holding
such permits are required to keep records of what
they withdraw and are required to report such figures
if requested to do so by the OGC.
In nearly one quarter of all cases, the assigned
water rights are to “unnamed” lakes and creeks,
which companies may draw on for fracking or other
energy industry usages.
Typically, the permits have conditions attached
to them. For example, Encana’s April 1, 2010 permit
for water withdrawals at Two Island Lake grants it
9,360 cubic metres of water per day up to a maximum
total volume of 200,000 cubic metres. Water withdrawals are to cease in the event that the lake level
drops 0.10 metres. The company is required to keep
“accurate records” of all water withdrawals and to furnish such records to the OGC if requested to do so.80
Significantly, checks of water volumes assigned versus water volumes actually used at Two Island Lake
both by Encana and Apache reveal that in 2009 and
early 2010 fully all of the water volumes assigned to
both companies were reported as being used, meaning that if the overall industry usage of water in the
Horn River Basin is below 5 per cent as suggested
by the OGC, then other companies operating in the
region would have had to use virtually none of the
water assigned to them under permits issued by the
regulator.
While BC lacks comprehensive groundwater legislation, the OGC requires companies using groundwater for fracking and other purposes to account for such
withdrawals.81
One such well in the Two Island Lake area and
scheduled to be in production in August 2010, will
35
The World’s Biggest Frack: Just How Much Lake Water was Used?
Water from Two Island Lake, a small lake about a four‐and‐a‐half hour drive north and west of the BC
community of Fort Nelson was the primary water source for what was billed as “the world’s largest” hydraulic
frack. Permits to withdraw water from the small lake were granted by the province’s Oil and Gas Commission
to the two companies operating in partnership in the region – Encana Corporation and Apache Canada.
On March 22, 2010, with fracking well underway, Apache received an amended water permit allowing it
to divert up to a “maximum” of 200,000 cubic metres of water from the lake.86Ten days later, Apache received
an amended water permit granting it a 50 percent increase in withdrawals to a total of 300,000 cubic.87
On April 15, the OGC reports, Apache “ceased” withdrawals after the water level at Two Island Lake fell to
nearly 15 centimetres – the maximum allowed.”88
In response to a request for the actual water volumes removed at Two Island Lake, the OGC replied in June
2010 that it was awaiting a “revised” report from Apache. It is unclear why a revised report was needed, however, as a company hired by Apache to report on water usage at Two Island Lake had already prepared a report,
dated May 20. In the report, the company noted that Apache’s water withdrawals totaled precisely 200,000
cubic metres and that Apache was “in compliance” with all the terms of its water permit.89
It remains to be seen why a report apparently written more than a full month after all water withdrawals
had ceased would need to be revised based on new information – unless certain problems noted at the pump
house operated by Encana and Apache at Two Island Lake have any bearing. At a field visit to the pump house
in early June 2010, at which members of three provincial agencies – the OGC, Ministry of Environment, and
Ministry of Energy, Mines and Petroleum Resources – along with members of the Fort Nelson First Nation (in
whose traditional territory Two Island Lake is located) and Encana officials were present, it was noted that
water pumped from the lake could be diverted past meters.90
take up to 16,000 cubic metres of water per day from
the Debolt Formation, an aquifer about 900 metres
underground.82 The highly saline water, which an
Apache Canada official has described as “making
ocean water look like freshwater” will then be run
through a treatment plant which will remove gas, including toxic and
potentially lethal
hydrogen sulphide,
before the water
is used in nearby
fracking operations. Encana estimates that the
plant will supply
enough water for
four fracks per
day, making it
the “primary” but
not sole source of
water used in well
stimulations in
the region.83 How
this level of water
use may impact
deep groundwater
aquifers is poorly
understood.
The
OGC’s
main approach
to
regulating
water usage is to
Figure 9: Potential Gas Shales in Southern Ontario
limit daily and
Source: Accessed at http://www.sqwalk.com/q/alberta‐firm‐eyes‐ontarios‐untapped‐shale‐gas
36
cumulative withdrawals. It also requires companies
to “maintain accurate records of all water withdrawal
activities throughout the term of any water approval”
and to submit such records to the Commission upon
request.84 As another means of regulation, the Commission said in June 2010 that it was “moving toward
industry submission” of actual water usage.85 Theoretically, this would allow comparisons of water volumes used in fracking operations with site-specific
water withdrawals.
As recent water withdrawals at Two Island Lake
suggest, however, the rigor with which the OGC monitors adherence with water permits appears somewhat lax (See: The World’s Biggest Frack: Just How
Much Lake Water was Used?)
Ontario
While the NEB does not flag Ontario as a likely
locale for significant shale gas production, a rush is already underway in Canada’s most populous province
to lay claim to its potential shale gas riches. Calgarybased Mooncor Oil & Gas Corp. has locked up agreements with private landowners covering 9,200 hectares in Lambton and Kent counties in the province’s
southwest corner.91
Although Ontario has yet to see any significant
shale gas exploration, the province’s Ministry of Natural Resources (MNR) and Geological Survey of Canada
jointly said in 2008 that there was “significant potential” for shale gas from the Kettle Point, Marcellus and
Collingwood shales – all in southwestern Ontario.92
Escalating land acquisitions in adjoining upstate
Michigan further hint at that potential. By the summer of 2010, Encana Corporation had secured rights
to 100,000 hectares of land in the state overlaying the
Collingwood shale.93
Since nearly all land overlying Ontario’s shale
gas formations is private land, companies wishing to
explore for gas enter into lease arrangements with
landowners. As lead regulator of oil and gas activities
in the province, MNR does not approve such leases. All
Crown land leases, however, require MNR approval.
As of August 2010, only one shale gas exploration
well had been drilled in the province. Drilling requires
a permit from MNR. The ministry also reviews drilling
applications. It decides whether or not drilling may
interfere with fresh water aquifers, and if so whether
or not license applications are approved with conditions or rejected.
Terry Webster, chief geologist with MNR’s Petroleum Resources Centre, hinted that such assessments
may prove challenging. Ontario’s shale formations are
shallow, and therefore nearer to freshwater aquifers.
Because they are shallow, they are also under less
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
pressure than deeper formations and thus likely to
yield less gas. “Is there enough gas to be economic to
recover?” Webster asked. “Can it be recovered without interfering with people’s use of groundwater?”94
These are key questions.
Any water used in a gas well that was fracked
would likely require Ministry of Environment approval. Under Ontario’s Water Resources Act and
regulations, any person taking more than 50 cubic
metres of water per day must obtain a permit from
MOE. Given the large volumes of water used in fracking operations, such an approval, known as a Permit
to Take Water, would be required. To date, no application to use water for fracking purposes in Ontario has
been made.
Quebec and New Brunswick
In Quebec, energy companies have obtained
more than 400 exploration permits and leases for
shale gas in a formation known as the Utica Shale,
which underlies much of the lowlands to the south of
the St. Lawrence River between Montreal and Quebec
City.95
In New Brunswick, the provincial government
recently issued its largest ever tender for oil and
gas exploration – more than one million hectares of
land – to Southwestern Energy, a Texas-based firm.
The company has indicated that it will spend $47 million over the next three years exploring for shale gas
in two areas, one in a large area that spans from the
Northumberland Strait near Richibucto to past Fredericton, and the other area to the southeast near Cocagne. Apache Canada, meanwhile, is assessing shale
formations in the Elgin area.96
In both provinces, the environment ministries
issue water approvals. This includes permits for surface water and for groundwater. In Quebec, there is a
threshold for groundwater permitting. Any proposal
to withdraw 75 cubic metres of water or more per
day requires a permit from the province’s Ministry
of Sustainable Development, Environment and Parks.
The Ministry is also responsible for issuing permits to
dispose of wastewater and to flare natural gas.
There is intense industry interest in developing
shale gas reserves in the province – the gas industry
estimates that there could be up to 25 trillion cubic
feet of recoverable gas in the Quebec portion of the
Utica Shale.97 In late August 2010, Quebec’s Minister
of Natural Resources, Nathalie Normandeau, and the
province’s Minister of Environment, Pierre Arcand, announced that the provincial government would hold a
series of public meetings to address public concerns
about the shale gas industry as part of what the Globe
and Mail reported as “an aggressive schedule of envi-
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
ronmental review and legislative overhaul that could
surface water sources.) The DOE can require that the
pave the way for a new natural gas industry” in the
consultation process include public meetings or hearprovince.98 “We have the responsibility to exploit such
ings. Whether or not public hearings occur, project
proponents must summarize all public comments
potential wealth,” Normandeau said at a press conferand show how they will address public concerns.
ence at which several dozen protesters attempted to
In the event that a Certificate of Determination
shout down the minister, “but we will be putting prior approval to use water is granted, the Department
mary emphasis on the environment and on ensuring
of Environment typically sets a limit on a “maximum
social acceptance of any development.”99
sustainable pumping rate per day”, a rate that might
Earlier, Normandeau had summarily dismissed
be further constrained by the hours in the day when
concerns raised by communities in proximity to
pumping could occur, and would also include caps on
where proposed shale developments are slated to
how much a water source could be drawn down.102 All
occur. After the city council of St. Marc sur Richilieu
entities - public utilities or private companies – are
near Montreal passed a motion in May 2010 opposing
subject to the 50cubic-metre threshold and the reguall gas exploration in its territory until Quebec demlations apply to all lands in the province, public and
onstrated that shale gas developments presented no
private.
environmental risk, Minister Normandeau responded
Another way that water usage is regulated in
saying: “People are asking if drilling damages the waNew Brunswick is through Approvals to Construct.
ter table. The answer is no. Are the substances used in
Operations where water is pumped underground
drilling polluting? The answer is no.”100
On September 27, 2010 following an environrequire such an authorization from the DOE. Such apmental study, the Province of Quebec announced a
provals would likely require disclosure of where the
moratorium on exploration and development of the
water originated from and what chemicals were put
oil and gas potential in the St. Lawrence estuary, from
in it prior to fracking procedures. Proposals to treat
Île d’Orléans to Anticosti Island, citing the “complex
wastewater or produced water at any future fracking
and fragile” nature of the environment and the deoperation in New Brunswick would also trigger an EIA.
pendency of coastal communities on tourism and
Despite these regulations, companies interested
commercial fishing. Opposition parties continued to
in developing the province’s shale gas resources can
get around some screening by DOE by purchasing wacall for a moratorium on all gas and oil development
ter from an existing entity that has a licensed water
in the province until environmental studies are comsupply, for example, a municipality. This has occurred
plete.101
In New Brunswick, as in Quebec, responsibility
in British Columbia, with companies obtaining water
for assigning water rights rests with the Department
both from municipalities and landowners – water
of Environment (DOE). Any proposed water usage of
volumes that are not captured in the industry’s water
more than 50 cubic metres per day
– whether surface
water or groundwater - triggers
an Environmental
Impact
Assessment (EIA) under
the
province’s
Clean
Environment Act. In an
EIA, a company
proposing to make
significant water
withdrawals must
undertake a public consultation.
(Historically, such
proposals have
been focused on Figure 10: Drilling in Quebec’s Shale Play
groundwater, not Source: The Market Oracle.UK. “The Utica Shale Natural Gas Play Revisited”. June 28, 2010.
37
usage as reported by the OGC. Research for this paper
confirmed that Apache Canada has approached at
least one New Brunswick municipality – the community of Sussex – to find out how much it would cost to
purchase water from it.103
Quebec’s and New Brunswick’s decision to subject proposed water withdrawals of a certain magnitude to higher scrutiny is a concept that is embraced
by Environment Canada as well, but one that is rarely
applied. Under the Canadian Environmental Assessment Act, a comprehensive environmental assessment is required for any project proposing to withdraw 200,000 cubic metres or more of groundwater
per year.104
However, such assessments only apply to lands
under direct federal jurisdiction, for example, First
Nation reserves.
Saskatchewan
In Saskatchewan, the provincial government
recently unveiled a number of financial incentives
to encourage shale gas development.105 Here, as in
Quebec and New Brunswick, there is an authority
separate from the provincial regulator of oil and gas
activities (Saskatchewan Energy and Resources) that
assumes responsibility for assigning water rights. The
Saskatchewan Watershed Authority assigns rights to
both surface water and groundwater supplies. The
sole exception to this rule is water that is produced
as a byproduct of oil and gas extraction activities. If a
company drills for oil or gas and water comes up the
wellbore as a byproduct, then that water is not subject to provincial approvals.106
In addition to issuing permits to use water, the
Watershed Authority also issues approvals to construct and operate facilities that draw and use water,
powers similar to those held by New Brunswick’s Department of Environment.107
Alberta
In Alberta, the industry practice of fracking is
firmly established, particularly in so-called “unconventional” formations such as coal seams. The Alberta
Geological Survey (AGS) reports that there will be
continued growth of coalbed methane production,
and the provincial government says that other unconventional natural gas sources, in particular shale
formations, will increasingly be developed.
Alberta Energy reports that “shale gas production is in very early stages”, with commercial production “unlikely to occur” for some time. However, it
adds that the province’s shale resource “has the potential” to be significant.108 On a website devoted to
shale gas, Alberta Energy notes that shale gas wells
38
are fracked, but makes no mention of the water required in such operations. The only mention of water
is produced water at operating gas wells. “Produced”
water refers to the water that comes to the surface
with the gas, not the significant volumes of contaminated flow-back water that come back up wellbores
after fracking. 109
In the event that shale gas development does
get seriously underway in Alberta, any permit to use
surface water or potable groundwater supplies would
require a water license from Alberta Environment. If
saline aquifers were used, permission from Alberta’s
Energy Resources Conservation Board would be required.
Barry Robinson, a staff lawyer with Ecojustice
in Calgary, says water license holders typically must
report the volumes of water used, although not all licensed withdrawals are necessarily metered. Data on
specific water withdrawals may be requested of Alberta Environment, but may require a formal request
under the Freedom of Information and Protection of
Privacy Act to obtain, Robinson said. As for information on chemicals and additives in frack fluids, “companies are not required by Alberta Environment or the
Energy Resources Conservation board to disclose any
chemicals or additives” that they might use, Robinson
says.
Canada
The sheer volume of water rights assigned to the
energy sector by the energy regulator is one, but by
no means the only cause for public concern, says Jim
Bruce, who chaired the Council on Canadian Academies’ Expert Panel on Groundwater from 2007 to
2009. “There has been a disturbing trend in Canada, at
both the federal and provincial levels, to transfer water and environmental assessment activities for energy projects from environmental agencies to energy
regulators, whose main aim appears to be promoting
the energy industry,” says Bruce, a former assistant
deputy minister with Environment Canada and participant in various international bodies including the
Intergovernmental Panel on Climate Change.110
No Canadian province keeps good records on
actual withdrawals of groundwater, Bruce adds, yet
groundwater may increasingly be a source for fracking fluids. Meanwhile, escalating use of surface
waters for fracking purposes sets the table for rapid
drawdown of lakes, rivers and creeks in First Nations’
territories, “where protection of aquatic ecosystems
is often of paramount concern.”
To avoid becoming the “wild west for fracking
operations”, Bruce continues, it is imperative that “all
jurisdictions leave regulation of water quantity and
quality in the hands of water or environmental agencies responsible for protecting water for human and
other uses.”
10. Reporting and Oversight of Fracking Operations and Wastewater Disposal
To examine current oversight of fracking operations and wastewater disposal in Canada, we need to
look at the BC situation, as this is the jurisdiction that
is farthest ahead in shale gas development. The BC Oil
and Gas Commission does not approve fracking operations per se, and has no specific regulations pertaining directly to fracking. The OGC does require, however, that companies drilling for natural gas apply for
and receive a well authorization before any drilling
and fracking occurs. The Commission says that it can
also “restrict fracturing operations for safety reasons.”
The OGC did not as of mid 2010 require companies engaged in hydraulic fracturing to disclose the
chemicals that they used in their frack fluids, an issue
that has emerged as a major source of contention
in the US. In response to questions on the issue, the
OGC said that such requirements are forthcoming,
although when is unclear. The OGC said only that
anticipated changes to the Oil and Gas Activities Act
(OGAA), would “require reports”, including those listing fracking fluids.
As for the contaminated flow-back water that
returns to the surface following fracking operations
– the OGC reports that “an average of approximately
40% of the injected water remains bound in the formation” following well stimulations “and is not recovered.” The 60 percent or so of contaminated wastewater that does flow back typically occurs within the
first four months following fracturing. The Commission says that some of the water – which generally is
very high in mineral and salt content and may be contaminated with chemicals and heavy metals – may be
temporarily diverted to storage pits before disposal.111
What remains an outstanding question is just
how large the “temporary storage” capacity will have
to be as fracking operations expand in BC, particularly
in more remote regions like the Horn River Basin. Assuming that just half of the chemical-laced fluids at
the record-setting Two Island Lake fracking operation flowed back to the surface, it would amount to
roughly 445,000 cubic metres of contaminated flowback water – enough to bury an international soccer
pitch under 15.6 metres of wastewater.
And that is just the beginning of what will be a
burgeoning volume of highly toxic waste. “What we
see right now is just pilot scale development in the
Horn River,” says Ken Campbell, senior hydrologist
with Schlumberger Water Services in Calgary. “Po-
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
tentially, there will be hundreds of operations up
there.”112
Currently, the “treatment” method of choice
for flow-back waters in the Horn River is injecting
the waste deep underground, into the saline Debolt
aquifer, underlying the Horn River’s shale formations.
The same aquifer is also, according to company and
OGC pronouncements, a preferred source of water for
future fracking operations. But it is highly unlikely
that the aquifer will be able to sustain such pressure,
Campbell says, noting that some parts of the aquifer
may be good candidates for frack water supply and
wastewater injection, while others will be poor and
still others “impossible” to use for such purposes.113
In a presentation at a January shale gas conference, Campbell raised the prospect that wastewater
treatment may ultimately be required. He noted that
Aqua- Pure, a Calgary-based company had treated
more than 2 million cubic metres of flow-back water
at 50 different shale gas fracking operations in Texas,
for an average of 40,000 cubic metres of wastewater
treated per frack.114
Such treatment, however, is small in scale and
will have to be ramped up significantly if the scale of
contemporary fracking operations is any indication.
Dave Manz, vice-president of Oasis Filter International Ltd. in Calgary suggests that the idea that such
wastewater can be treated at Canadian municipal water treatment plants is “boneheaded” given the isolation of some of the country’s shale gas plays and the
fact that such plants are really not equipped to handle
the waste.115 What is needed, instead, are industrial
treatment plants, centrally located near fracking operations. “This water is incredibly bad water,” Manz
says, “but unequivocally it can be treated to a standard where it is reusable.”116
Wastewater treatment will cost money, on the
order of $10 to $15 a cubic metre. But the cost must
be weighed against what is gained. For starters, with
wastewater treatment the industry will be able to recover half of the water it uses, meaning it will save the
cost of accessing that much new water. Second, the
cost of disposing of the water by trucking or piping
it to disposal well sites and then pumping it back underground is saved as well. Finally, Manz says, there’s
the savings to the environment – a halving of water
demand, whether from surface sources like rivers and
lakes or from aquifers.
11. The United States: A Coming Tide of Regulation?
Several state government and federal government initiatives in the United States point to increasing regulation of the shale gas industry, including the
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
possibility of increased “no-go” zones, or at the very
vironmental assessment on the cumulative impacts
least “harder-to-go-into” zones, where gas compaof natural gas extraction on water withdrawals. His
nies will have to meet a higher standard before any
call was triggered by the large number of applications
drilling occurs.
to develop shale gas resources in the Upper Delaware
The US Environmental Protection Agency (EPA)
Valley, which Hinchey said could ultimately have an
announced in early 2010 that it had “serious reservaimpact on the 15 million residents living in the Basin.
tions about whether gas drilling in the New York City “We have to make sure that we get this right,” Hinchey
watershed is consistent with the vision of long-term
said, adding that the gas industry’s water use needed
maintenance of a high quality-unfiltered water supto be scrutinized in a “comprehensive” way.”120
ply.”117 Further, in March 2010, EPA announced that it
A month after the decision in New York State, US
would conduct a “comprehensive research study” of
Secretary of the Interior Ken Salazar put the industry
the potential adverse impacts that hydraulic fracturon notice that a higher level of planning would be reing may have on water quality and public health.118
quired for drilling and fracking on federal lands. The
Of more immediate impact – and a potential
new rules broadly applied to all such lands and would
precedent for no-go zones – is an initiative in the
require a more comprehensive planning process – inState of New York. In late April 2010, the state’s Decluding expanded opportunities for public consultapartment of Environmental Conservation (NYDEC)
tion before land was leased to oil and gas companies.
announced that it would impose far stricter regulaThe new rules also made it tougher for gas companies
tions on gas drilling in two key watersheds in the
to obtain “categorical exclusions” from detailed envistate – the Catskills, which supplies drinking water
ronmental reviews. The latter decision stemmed from
to 8.2 million residents in New York City, and the
77 drilling leases near the Arches and Canyonlands nasmaller Skaneateles Lake watershed, which supplies
tional parks as well as Dinosaur National Monument
about 200,000 residents in the Syracuse area with – leases that were hastily approved, circumventing
their water.119 For decades, New York City has had
standard review processes during the final days of the
stringent watershed protection policies in place that
Bush administration and subsequently became the
have enabled it to avoid investing billions of dollars
subject of a federal lawsuit.121
in water treatment facilities. New York City officials
And a month after that, in June 2010, commisfeared that contamination from shale gas drilling and
sioners with the state agency in charge of regulating
hydraulic fracturing cold force the city to make such
oil and gas developments in Wyoming voted unaniinvestments. Similar fears exist in Syracuse regarding
mously to compel companies engaged in shale gas
the possible need to build water treatment plants.
drilling and hydraulic fracturing to disclose the chemNYDEC’s decision did not ban shale drilling in the
icals they used to assist in extracting tight gas.122 In
watersheds outright, as called for by some New York
City regulators.
But the NYDEC’s Figure 11: Current Reporting and Oversight of Fracking Operations in Canada
Require
new rules did
Require
Water
Groundwater
require that any
Publish
Disclosure
Province
Allocating
Mapping beWater Use?
of Fracking
company wishAuthority
fore Fracking
Chemicals?
Approved?
ing to drill in the
watersheds would
Energy
British Columbia
NO
NO*
NO
Regulator
first have to conduct an environ- Alberta
Environment
NO
NO
NO
mental impact as- Saskatchewan
Environment
NO
?
NO
sessment for each
Ontario
Environment
NO
?
NO
well it proposed
Quebec
Environment
NO
POSSIBLE**
NO
to drill.
Also in April, New Brunswick
Environment
NO
POSSIBLE***
NO
New York Demo- * British Columbia’s Oil and Gas Commission has indicated that new regulations may require disclosure
chemicals
cratic Congress- **ofInfracking
Ontario there is no explicit requirement for disclosure of the chemicals. However, if any treatment
man
Maurice is done on a well, a report must be submitted to the Ministry of Natural Resources providing inforHinchey asked the mation on the depth, type of treatment fluid and amount of proppant (sand, glass beads, etc.) used.
under Ontario’s Oil, Gas and Salt Resources Act, an inspector has the authority to require a report,
Delaware River Also,
which could include such information.
Basin Commission, ** *New Brunswick’s Department of Environment says that under its authority to grant Approvals to
to conduct an en- Construct, a company seeking to inject water and chemicals underground in fracking operations could
be required to disclose chemical contents
39
doing so, Wyoming became one of the first US states
to require full disclosure.
It appears that the shale gas industry itself may
be reconciling to the fact that more stringent regulations are coming. In October 2009, even before the
EPA announced its research study, two senior company executives – one with Chesapeake Energy, the other with Range Resources – announced their support
for disclosure of the chemicals used in the hydraulic
fracturing process.123 They would be joined in January 2010 by the heads of ExxonMobil and XTO Energy,
who announced that they would “support more disclosure” of the contents of the chemical mixes in their
fracturing processes, though they remained opposed
to further regulations by the EPA.124 The opposition to
further EPA regulation of shale gas production stems
from fears that new regulations would add costs.
The US Safe Drinking Water Act regulates all
waters that are used or that potentially could be
used for drinking water purposes, whether above
ground or below. The Act gives the EPA powers to
“establish minimum standards to protect tap water
and requires all owners or operators of public water
systems to comply with health standards pertaining
to water. The EPA is also empowered to establish
minimum standards to protect underground drinking
water sources from contamination, particularly from
the injection of fluids. State authorities can then be
delegated to enforce the standards set by the EPA. It
remains to be seen whether the EPA review will result
in changes to the Safe Drinking Water Act that impose
tighter regulations on the shale gas industry.
Already, matching bills have been introduced in
the US House of Representatives and Senate to close
the so-called “Halliburton loophole” – a provision
of the Safe Drinking Water Act that exempts the hydraulic fracturing industry from having to disclose the
chemicals used when shale formations are fracked.125
It is a sign, perhaps, that a tougher era of federal and
potentially state regulations of the industry is at hand.
The question in Canada is whether a corresponding tide of regulation may also be at hand as fracking
activities are poised to explode from coast to coast.
12. Water, Water Everywhere? Gaps in Understanding Canada’s Water Resources
Several reports in recent years have pointed to
significant gaps of knowledge in understanding Canada’s water supplies, a 2009 analysis by the Council of
Canadian Academies among them.
The Council’s report on sustainable management
of groundwater notes that the last comprehensive
assessment of Canada’s groundwater resources was
in 1967. While efforts are underway 40-plus years
later to complete a national inventory – including a
commitment by the Groundwater Mapping Program
of the Geological
Survey of Canada
to assess 30 key
regional
aquifers, notably in
the south of the
country – the
pace of this critical inventory work
remains glacially
slow, the Council
reported.126 A similar criticism was
voiced earlier in
a February 2006
report on groundwater prepared
for the Library of
Parliament.127
Alfonso Rivera, chief hydrogeologist of the
Geological Survey
of Canada and
program manager
of Earth Sciences
Figure 12: NRCAN’s Aquifer Mapping Program
Source: NRCAN, accessed at http://sst‐ess.rncan‐nrcan.gc.ca/gm‐ces/index_e.php
40
Natural Resource’s Canada’s Earth Sciences Sector
groundwater program, acknowledges that the initial
surveying of the first 30 aquifers remains far from
complete. To date, surveying has been completed on
12 of the 30 aquifers initially targeted for characterization and federal funding secured in 2009 should result in another seven being analyzed by 2014.128 Rivera
notes that all information gathered during the initial
assessments will be turned over to municipal and provincial authorities because, “at the end of the day any
allocation or management of groundwater resources
is the responsibility of the provinces.” A Natural Resources Canada map of the 30 key aquifers prioritized
by the federal government for initial analysis, shows
that some of them are located in areas of potential
shale gas exploration and development. Many other
aquifers to not make it onto the first priority list are
in areas of potential shale gas development as well.
While Natural Resources Canada is aware of
proposed shale gas developments and their impacts
on groundwater resources, this is not causing it to
change its current course of inventory work. Says
Rivera, it is expected that the provincial geological
surveys will pick up the work – as is currently the case
in the provinces of British Columbia and Alberta. In
addition to expressing concerns over the slow speed
of groundwater inventorying at the national level, the
Council of Academies also noted the “critical lack of
data on groundwater allocations to municipal, industrial and agricultural users; on actual withdrawals of
groundwater; and on volumes discharged or reused.
Since groundwater cannot be managed effectively at
any scale without these data, responsible agencies
should assign a high priority to their collection.”129
The Council also touched on the issue of surface
water monitoring – for the obvious reason that what
happens at the surface will have an effect on how
near-surface and deeper aquifers recharge over time.
The Council noted, for example, that the number of
active, monitored stream gauges across the country
had declined over the previous 20 years by nearly 20
percent from 3,600 gauges in 1989 to 2,900 gauges
by 2009.130
Echoing the concerns of the Council of Academies,
The Canadian Council of Ministers of the Environment
noted in a 2010 communiqué that there are growing
demands on groundwater. Among the foremost “development pressures” was increased use of water in
fracking operations, the Council said.131
With that in mind, how well do regulators understand the groundwater resources underlying the
Horn River Basin, where milestones are now being
set for some of the longest, most intensively fracked
horizontal wellbores in the world?
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
Efforts are underway to assess the region’s
subsurface waters. But as recent publications suggest, such efforts are in their infancy. In March 2009,
a group of energy companies calling itself the Horn
River Basin Producers Group along with Geoscience
BC – a self described industry-led, industry-focused,
applied geoscience organization – announced the
first phase of research to characterize groundwater
reservoirs in the area. The research aimed to establish
the “suitability” of such reservoirs to support exploration and development activities in the emerging shale
gas industry. Core funding for the effort came from a
$5.7 million grant from the Ministry of Energy, Mines
and Petroleum Resources and another $6 million in
in-kind contributions from energy companies.132
In a progress report on the research effort published in 2010, the need to better understand groundwater resources is laid bare. The report notes that:
Thousands of wells will be drilled to fully develop the HRB [Horn River Basin] shale gas
play. Enormous volumes of water will be required for reservoir stimulation (fracking) and
safe disposal must be ensured for equally huge
volumes of produced water. Deep subsurface
aquifers, carrying nonpotable water and lying
far below the water table and domestic water
wells, represent ideal sources and sinks for the
water volumes required. Shallower aquifers,
such as buried valley fills associated with Quaternay glaciation and drainage, are less desirable targets, as there is less separation from
surface and well waters.133
The progress report goes on to note that while
“numerous wells have been drilled in the basin margins for conventional gas reservoirs, there are relatively few wells in the basin proper, and large areas
remain virtually undrilled.134
Similarly, a 2009 report by BC’s Ministry of Energy,
Mines and Petroleum Resources written by Ministry
hydrogeologist Elizabeth Johnson, noted that while
“drilling has increased rapidly” in the Horn River Basin,
“geologic knowledge is still highly limited especially in
the centre portion of the basin.”135
Much work, then, remains to be done to understand just how much groundwater is available for the
industry in Canada’s hottest shale gas play, let alone
how the subsurface will respond as ever increasing volumes of contaminated flow-back water from
fracked wells in the region are pumped back into
deep aquifers.
The thrust of the current research effort is driven
by the belief that the region’s creeks, rivers and lakes
ought to be “rejected” as the major water supply for
the industry as surface water “is not likely to sustain
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
prolonged industry activity and poses an environmental concern.”136 But the idea that all of the water
needed by industry will be met by pumping water
from deep below the surface appears to be rejected
even by the energy company that is the first to tap
into the deep saline aquifer underlying the Horn River
Basin’s shale deposits. As Encana officials explained
during a field visit to Two Island Lake – its intention
is to use both surface water and groundwater to meet
its hydraulic fracturing needs.
This assertion makes it even more vital to develop a comprehensive understanding of the demands for – and impacts on – the region’s poorly
understood groundwater resources. And once those
groundwater resources are understood and quantified, they – along with surface waters – must be
adequately protected in the face of increasing shale
gas development.
13. Looking Forward: Regulating Shale Gas Development in Canada
Although ‘the shale gale’ promises to increase
gas reserves and government revenues, its rapid development has challenged the ability of regulators
to manage the boom. In both Canada and the United
States shale gas has migrated from fracking operations into aquifers and nearby drilling sites. Industry
has consumed billions of gallons of public water for
free and often in water scarce regions. Chemical and
wastewater spills have polluted rivers and killed fish
in shale gas zones. A spectacular rise in the volume
of toxic waste water produced by fracking operations
as well as increasing problems with gas migration in
older petroleum fields near shale gas fracks has also
stymied regulators.
In response the US Environmental Protection
Agency, the US Congress and state governments have
begun to systematically investigate claims that hydraulic fracking can impact drinking water supplies
and human health. The industry’s energy intensity
and rapid depletion rates are also under scrutiny. In
Canada, government has notably embraced the benefits of shale production while studiously avoiding any
serious discussion of its considerable environmental
costs. The silence from the National Energy Board,
Environment Canada and provincial energy regulators is troubling. Yet briefing notes prepared for
Canada’s Natural Resource Minister Christian Paradis
in August 2010 clearly warned that aggressive shale
gas development could boost CO2 emissions, destroy
wildlife habitat and consume enormous volumes of
freshwater.137
Canada needs a national debate about regulatory reforms now, before the shale gas revolution af-
fects more of the nation’s watersheds as well as rural
and urban communities. New regulations should not
only focus on protecting ground and surface water
resources, but should also reflect larger energy policy
goals. They should promote more innovation and less
wasteful practices in industry. Protecting groundwater and other water resources will likely require a
higher degree of provincial and federal investment
in water science research and ecological monitoring
than is currently being practiced. In addition, regulation needs to address the cumulative ecological,
financial and political risks of extensive shale gas
fracking in critical watersheds.
During the rush to develop shale gas, a powerful
multi-billion industry has operated within an immature and fragmented regulatory context. Nonetheless,
even shale gas supporters recognize the need for
greater public accountability and transparency. The
cost of proactive and effective regulations needn’t be
onerous. A 2010 Encana report to investors disclosed
that the average cost per fracking operation in the
Horn River had declined from a high of $4.3million
in 2007 to an average of $540,000 last year.138 Kevin
Smith, Encana’s vice-president of Canadian Unconventional Gas Exploration notes that the company
had an inventory of 600 to 1,500 gross wells in the
Horn River and about 1.2 trillion cubic feet of natural
gas reserves and resources. If Encana is any indication
of the industry’s economic health, then some of the
savings achieved by lower operating costs could easily be used to meet more comprehensive and rigorous
regulations that will protect water supplies and local
communities. Some analysts suggest that continued
industry resistance to regulations could ultimately
diminish company profitability (See: Lawyers and
Would-be Investors Warn of Increasing Shareholder
Liability)
Given the growing shale gas controversy in the
United States, the lack of a coherent approach to
regulation in Canada, and the incomplete status of
groundwater mapping here, this report respectfully
concludes that the federal government and individual
provinces adopt the following recommendations:
1. Federal and provincial governments in collaboration with the hydraulic fracturing industry should
immediately fund independent studies of all aquifers prior to shale gas exploration or sustained hydraulic fracking.
In 2002 the Canadian Council of Ministers of the
Environment pointedly recommended that baseline hydrogeological investigations be completed prior to unconventional gas drilling in order
“to recognize and track groundwater contamina-
41
Lawyers and Would‐be Investors Warn of Increasing Shareholder Liability
As members of the public, state and federal regulators and various government leaders have suggested
the need for tighter regulations in the US shale gas industry, other voices
‐including those of legal experts steeped in environmental law and industry liability and company shareholders ‐are joining the chorus. Their opinions may prove instrumental in moving individual energy companies and service companies toward embracing practices that many concerned members of the public and their
elected leaders are calling for, including full disclosure of the chemicals that companies use in their fracking
fluids.
In May, Stephen Dvorkin and Jared Zola, two experts on law and insurance coverage and liability law,
issued a report in which they warned that it did not take much imagination “to envision a future” of frack‐related lawsuits.139 Dvorkin should know: he has represented energy companies as a lawyer and served as Chief
of the General Enforcement Branch of a regional EPA office. Dvorkin and Zola’s report foreshadows significant
challenges for the shale gas industry in the event that lawsuits arise and insurers seek to escape and/or minimize their coverage responsibilities.
“Any internal document in which the risks of the [hydraulic fracturing] technique were considered will be
pressed into service by the insurers seeking to escape coverage responsibilities,” the team reported, “and it
will not stop there.”
Dvorkin’s and Zola’s warnings of potential problems with insurance coverage are being made to an industry that is indeed beginning to face a number of lawsuits, including a civil suit brought by 15 families living
in Dimock, Pennsylvania. The families allege that following well drilling and hydraulic fracturing by Cabot Oil
and Gas their drinking water became contaminated. They also allege that pollutants from the drilling and gas
production caused them to become sick.140 Similar suits from landowners alleging gas drilling‐related water
contamination have arisen elsewhere in Pennsylvania141 and states such as Texas.142
As lawsuits escalate, ethical investment funds and investor‐backed non‐profit organizations are pushing
for full disclosure of water and chemical use in the fracking industry. In April 2010, the Carbon Disclosure
Project, an investor‐backed nonprofit organization that has persuaded major corporations to disclose their
greenhouse gas emissions, issued an 11‐page letter to companies involved in water‐intensive industries. The
initiative, backed by 137 international financial institutions, called on companies to detail their water use,
recycling, and discharges.”143
Meanwhile, Green Century Capital Management, an investment advisory firm focused on environmentally responsible investing, announced a month later that it had formally called on Williams Company – the
10th largest natural gas producer in the United States
– to improve its transparency. The move followed previously successful efforts by the investment advisor to convince 30 per cent each of shareholders at Cabot Oil and Gas and EOG Resources, to improve their
disclosures of the risks to shareholder value associated with gas drilling and hydraulic fracturing operations.144
tion.” 145 To date no province has honoured this
critical recommendation.
2. Full public disclosure of all chemicals used in fracturing fluids should be required before any approvals to hydraulically fracture gas wells are authorized. Before authorization, fracking companies
should also be compelled to demonstrate that they
have selected the least environmentally harmful
fracture fluids available.
Wyoming’s Oil and Gas Conservation Commission now requires companies to disclose the toxic
chemicals in their fracking fluids. In British Columbia, the Canadian jurisdiction with the most
advanced shale gas developments, the provincial
regulator (OGC) has indicated that it may require
42
that companies disclose the contents of their
fracture fluids.
3. Before hydraulic fracturing operations commence,
fracking companies must conduct tests to determine the integrity of well cementing jobs and file
results with regulators.
4. All authority to assign water rights and regulate
wastewater disposal should rest with one regulatory agency whose primary responsibility is to
protect vital water resources. Information on all
water assignments and water withdrawals should
be publicly available.
Energy regulators have a history of sacrificing
water for enhanced hydrocarbon production in
Alberta and British Columbia with limited accountability. It is necessary to have an indepen-
5.
6.
7.
8.
9.
dent responsible authority to assess the multiple
demands on water resources and regulate accordingly.
Any proposed water withdrawals exceeding a
threshold established by environmental regulators
should be subject to environmental impact assessments.
Given the extraordinary size and scale of shale
gas plays in Quebec and British Columbia, government should immediately establish commissions to examine the potential and cumulative
impacts on water resources, energy use, government revenues and carbon emissions.
All flow-back fluids at hydraulically fractured
wells should be captured, securely stored and then
treated to a high enough standard that they can be
re-used in subsequent fracturing operations.
Companies must reduce water demand and
waste disposal by employing different technologies to treat flow-back waters including boiling, desalination, chemical treatments, reverse
osmosis and distillation. Maximum recycling of
flow-back waters (which may be 70 percent of
the water put down wells during hydraulic fracturing) would dramatically reduce water demand
in the industry.
Creative means should be found to encourage the
hydraulic fracturing industry to use treated municipal waste water as the primary fracturing fluid, so
as to avoid using surface or groundwater sources.
A cooperative arrangement between Shell and
the community of Dawson Creek in northern
British Columbia could significantly reduce industry demands for treated drinking water. However, such arrangements will likely only work in
cases where municipalities are reasonably close
to fracking operations and energy costs are low
enough to justify the costs of trucking or piping
water to well sites.
All hazardous wastes generated during and after
hydraulic fracturing operations should be safely
transported by licensed waste handlers and taken
to approved waste treatment facilities.
Injection of waste fluids into some deep disposal
wells may make sense, but is inappropriate in
many jurisdictions (e.g., New York, where only
two such licensed underground injection wells
are located). Government should also regulate
the transportation of fracking wastes through
hazardous waste regulations that require full
disclosure of the materials transported.
Introduce a tax on the production of shale gas, reflecting the cost savings that companies in the natural gas industry have (a) secured through more
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
efficient production techniques, and (b) enjoyed
through lower royalty rates set by governments to
encourage gas developments.
This tax should reflect a fixed percentage and
be tied to the value of the gas produced. Revenues should go to an independent third-party
or Crown Corporation tasked with surface and
groundwater mapping in jurisdictions where
there is insufficient understanding of these resources, and to environmental monitoring, forensic investigation and remediation once comprehensive mapping has been conducted.
10. The gas industry and provincial governments
should invest in a network of test wells to monitor
conditions prior to, during and after hydraulic fracturing operations, with public disclosure of all test
results. The tests should include isotopic analysis to
determine whether gas is migrating from test wells
to adjoining wells, so that liability can be tracked in
cases where contamination does occur.
A network of monitoring wells is instrumental
in helping to establish appropriate well densities and ensure that groundwater resources are
protected. It would also reduce prospects for
“communications” between wells due to too high
well densities. (“Communications” are fracking
incidents that open unforeseen pathways in the
underground rock formations making it possible
for contaminants to move unpredictably to other
well sites.)
11. Natural gas companies should be required to: 1) file
electronically all water withdrawals from surface
and groundwater sources, 2) where such water is
subsequently used, and 3) how much toxic flowback water is generated at each gas well site. All
such reporting should be publicly accessible.
Currently, provincial regulatory agencies do not
collect data on water withdrawals in a comprehensive way. Nor do they publish it, even though
far more complex databases are maintained by
provincial regulators and easily accessible. The
lack of readily available baseline information on
water approvals and water withdrawals, in particular, is of great concern. Depletion rates must
be known in order for regulators to sustainably
manage water resources on the public’s behalf.
12. All future federal and provincial greenhouse gas
inventory reporting should be revised to reflect the
natural gas industry’s higher greenhouse gas emissions due to energy-intensive hydraulic fracturing
operations. Regulators should report the Energy
Return On Investment for all unconventional gas
and oil developments as well as depletion rates.
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
13. No-go zones should be established where hydraulic
fracturing operations are banned outright or subject to more stringent reviews and approvals.
Water is more vital than natural gas. Given that
most of Canada’s economy depends on access
to clean water, governments that fail to protect
surface and groundwater resources will arguably
erode the economic base if not the resilience of
the nation.
The development of shale gas promises to fuel
North America’s energy future but with substantive
environmental and energy costs. Assumptions that
shale gas can be produced at low cost for over a century remain just that: faith based assumptions. In fact
the revolution could dramatically slow down while
costs climb dramatically.146
To date Canada has not developed adequate
regulations or public policy to address the scale or
cumulative impact of hydraulic fracking on water
resources or conventional oil and gas wells. Moreover the country has no national water policy. In the
absence of public reporting on fracking chemicals,
industry water withdrawals and full mapping of the
nation’s aquifers, rapid shale gas development could
potentially threaten important water resources if not
fracture the country’s water security.
Endnotes
AAPG Explorer, “Shale Gas Extends to Canada:
Utica energy in Quebec. January 2010. Accessed
at http://www.aapg.org/explorer/2010/01jan/
shale0110.cfm
2
DailyMarkets.com. “Encana to form JV with
CNPC”. June 25, 2010. Accessed at http://www.
dailymarkets.com/stock/2010/06/25/encana-toform-jv-with-cnpc/
3
IHS Cambridge Energy Resources Associations.
Fueling North America’s Energy Future: The unconventional natural gas revolution and the carbon agenda. 2010. Accessed at http://www2.cera.
com/docs/Executive_Summary.pdf
4
ibid.
5
Fraser Institute. Fraser Forum. “Shale Gas: A reliable and affordable alternative to costly ‘green’
schemes”. July/August 2010. Accessed at http://
www.fraserinstitute.org/uploadedFiles/fraserca/Content/research news/research/articles/
shale-gas-reliable-affordable-alternative(1).pdf
6
New York Times. “Natural gas from shale plays
create ‘New World’ for energy industry”. March
11, 2010. Accessed at http://www.nytimes.com/
gwire/2010/03/11/11greenwire-natural gasfrom-shale-plays-create-new-world-24064.
html
7
8
9
10
11
12
13
14
1
15
15
16
17
America’s Natural Gas Alliance. “Canada Benefits”.
No date. Accessed at http://www.anga.us/learnthe-facts/economy/canada-benefits
IHS Cambridge Energy Resources Associations.
Fueling North Ameica’s Energy Future: The unconventional natural gas revolution and the carbon agenda. 2010. Accessed at http://www2.cera.
com/docs/Executive_Summary.pdf
Massachusetts institute of Technology. The Future of Natural Gas. Interim Report,. 2010. Accessed at http://web.mit.edu/mitei/research/
studies/report-natural-gas.pdf
CBC. “PQ calls for Shale Gas Moratorium. Sept. 2,
2010. Accessed at http://www.cbc.ca/canada/
montreal/story/2010/09/02/pq-shale-gas-moratorium.html
CBC. “Gas Exploration Company Quits N.B. town”.
Aug. 24, 2010. Accessed at http://www.cbc.ca/
canada/new-brunswick/story/2010/08/24/nbgas-company-explorationsackville.html
CTV News. “RCMP to open detachment devoted
to Encana bombings.” July 18, 2009.
Encana Corporation. Investor Day: March 16 & 18,
2010.
The American Petroleum Institute notes on its
website that: “Hydraulic fracturing is a technology used in the United States to help produce
more than 7 billion barrels of oil and 600 trillion
cubic feet of gas. The technology has been used
since the 1940s in more than 1 million wells in
the United States.” For more information go to:
http://www.api.org/policy/exploration/hydraulicfracturing/
Groundwater Protection Council, National Energy
Technology Laboratory and U.S. Department of
Energy Office of Fossil Energy. State Oil and Natural Gas Regulations Designed to Protect Water
Resources. May 2009
Congress of the United States House of Representatives. Committee on Energy and Commerce.
Letter to Tony Hayward, Chief Executive Officer of
BP PLC. June 14, 2010.
Daniel Arthur, Brian Bohm, Mark Layne. “Hydraulic Fracturing Considerations for Natural Gas
Wells of the Marcellus Shale.” Presented at the
Groundwater Protection Council Annual Forum.
Cincinnati. September, 2008.
To view Oklahoma’s Oil & Natural Gas Producers and Royalty Owners hydraulic fracturing
video visit http://www.oerb.com/Default.
aspx?tabid=242. To view Encana Corporation’s
hydraulic fracturing video visit http://www.encana.com/news/topics/hydraulicfracturing/.
43
18
19
20
21
22
23
44
A helpful review of groundwater facts is published by Environment Canada and available online at: http://www.ec.gc.ca/eau-water/default.
asp?lang=En&n=300688DC-1
See, for example, Anthony Ingraffea and Francois
Heuze. “Finite element models for rock fracture
mechanics.” International Journal for Numerical and Analytical Methods in Geomechanics.
Vol. 4, Issue 1. Pp 25-43. January-March 1980.
Or, Anthony Ingraffea, R.J. Shaffer and Francois
Heuze. “FEFFLAP: A Finite Element Program for
Analysis of Fluid Driven Fracture Propagation in
Jointed Rock, Volume 1: Theory and Programmer’s Manual,” University of California Information Document 20368, Report to U.S. Department
of Energy under Contract W – 7405 – ENG – 48,
March, 1985,
In December 2009, Tom Myers, a hydrologic consultant and Ph.D., commented on the New York
State’s Department of Environmental Conservation report Draft Supplemental Generic Environmental Impact Statement on the Oil, Gas and
Solution Mining Regulatory Program Well Permit
Issuance for Horizontal Drilling and High-Volume
Hydraulic Fracturing to Develop the Marcellus
Shale and Other Low-Permeability Gas Reservoirs, which was released in September, 2009.
In his report prepared for Natural Resources
Defense Council, Myers noted: “No vertical offset
would guarantee that contaminants will not flow
from the shale to the aquifers.”
Groundwater Protection Council. op. cit.
Congress of the United States House of Representatives. Committee on Energy and Commerce.
Letter to Tony Hayward, Chief Executive Officer of
BP PLC. June 14, 2010. The letter notes: BP’s midApril plan review predicted cement failure, stating “Cement simulations indicated it is unlikely
to be a successful cement job due to formation
breakdown.” Despite this warning and Halliburton’s prediction of severe gas flow problems, BP
did not run a 9- to 12-hour procedure called a
cement bond log to assess the integrity of the
cement seal. BP had a crew from Schlumberger
on the rig on the morning of April 20 for the
purpose of running a cement bond log, but they
departed after BP told them their services were
not needed. An independent expert consulted
by the Committee called this decision “horribly
negligent.
B.C. Oil and Gas Commission. “Communication
During Fracture Stimulation. Safety Advisory
2010-03. May 20, 2010.
24
25
26
27
28
29
30
Ibid. The OGC Safety Advisory goes on to describe
the known “communication incidents” in B.C.
and Alberta as follows:
— Five incidents of fracture stimulation resulting in communication with an adjacent well during drilling.
— Three incidents of drilling into a hydraulic
fracture formed during a previous stimulation
on an adjacent well and containing high pressure
fluids.
— Ten incidents of fracture stimulations communicating into adjacent producing wells.
— One incident of fracture stimulation communication into an adjacent leg on the same well for
a multi-lateral well.
ibid.
In a letter sent to Colorado landowner Renee McClure on April 22, 2009, the State of Colorado’s
Oil & Gas Conservation Commission, noted that
chemical analysis of methane gas in McClure’s
water well was “typical of naturally occurring
biogenic gas” from a near-surface aquifer and
did not contain the “carbon compounds that
would indicate a thermogenic gas [source].”
Geoffrey Thyne. Review of Phase II Hydrogeologic
Study Prepared for Garfield County. December 20,
2008.
Abrahm Lustgarten. “Colorado Study Links Methane in Water to Drilling.” ProPublica and Denver
Post. April 22, 2009.
Anthony Ingraffea. “Affirming Gasland. A dedebunking document in response to specious
and misleading gas industry claims against the
film.” July 2010. In the document, Ingraffea, an
expert on hydraulic fracturing and professor at
Cornell, notes that natural gas drilling and fracking operations can lead to migration of biogenic
methane. “The drilling process itself can induce
migration of biogenic gas by disturbance of previously blocked migration paths through joint sets
or faults, or by puncturing pressurized biogenic
gas pockets and allowing migration through an
as-yet un-cemented annulus, or though a faulty
cement job. The hydraulic fracturing process is
less likely to cause migration of biogenic gas;
however, the cumulative effect of many, closely
spaced, relatively shallow laterals, each fracked
(and possibly re-fracked) numerous times, could
very well create rock mass disturbances that
could, as noted above, open previously blocked
migration paths through joint sets or faults.”
Office of the Auditor General of British Columbia.
Oil and Gas Site Contamination Risks: Improved
oversight needed. February 2010.
31
32
33
34
35
36
37
38
John Podesta and Timothy Wirth. Natural Gas – A
Bridge Fuel for the 21st Century. Center for American Progress and Energy Future Coalition. August
10, 2009.
Mark Jaccard. Sustainable Fossil Fuels: The Unusual Suspect in the Quest for Clean and Enduring
Energy. Cambridge University Press. 2005.
Robert Bryce. “There Will Be Many Barnetts: A
Q&A with Roberto Aguilera. Energy Tribune. May
21, 2009.
Association for the Study of Peak Oil & Gas – USA.
“Interview with Art Berman – part 1.” July 19, 2010.
http://www.aspousa.org/index.php/2010/07/
interview-with-art-berman-part-1/
ibid.
Diane Maley. “Building a case for natural gas.”
The Globe and Mail. June 30, 2010.
U.S. Energy Information Administration. See
http://www.eia.doe.gov/ask/environment_faqs.
asp
In March 2010, Colorado Governor Bill Ritter announced that the state would retire or retrofit up
to 1,200 megawatts of coal-powered” electrical
generation. With that single decision, Encana
said, a significant amount of polluting coal technology would be retired and replaced by “clean”
burning natural gas technology.
In introducing the proposed legislation that
would guide that transition - the Colorado Clean
Air-Clean Jobs Act – Governor Ritter said it would
“dramatically reduce air pollution and support the
growth of homegrown energy, ensuring that
cleaner-burning natural gas works together with
renewable energy” to build a so-called “new energy economy.”
Similarly, in Canada, Encana hailed a February
2010 decision by Saskatchewan Power Corporation to purchase a guaranteed 20 years’ supply of
natural gas-fired electricity from the Northland
Power Income Fund, calling it another significant
step in the ascendance of natural gas as a cleaner
alternative to coal. The agreement, Encana said,
would see the construction of a new 260-megawatt combined cycle electricity plant, marking
another “great win for the natural gas industry in
a province that currently generates 60 per cent of
its electricity from coal.”
Under construction now, the plant is projected
to consume 30 million cubic feet of natural gas
per day. Jaccard notes that in addition to being
efficient, natural gas-fired combined cycle plants
“were the fastest growing electricity generation
technology in industrialized countries in the
1990s.” As events in Colorado and Saskatchewan
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
attest, such growth may be expected to continue
as coal-fired electrical plants age and provincial,
state and federal governments enact new air
quality standards or require lower greenhouse
gas emissions.
Dale Lunan. “In an effort to create markets for
growing shale gas production in North America,
Encana is pushing to build out our natural gas
vehicle infrastructure.” Oilweek Magazine. June
2010.
Podesta and Wirth. op. cit.
ibid.
U.S. Environmental Protection Agency. Inventory
of Greenhouse Gas Emissions and Sinks: 19902008. US EPA. April 15, 2010. As the second-highest anthropogenic source of methane emissions
in the United States, natural gas trails behind
that of landfills and just ahead of emissions in
the coal mining industry.
Robert Howarth. “Preliminary Assessment of
the Greenhouse Gas Emissions from Natural
Gas obtained by Hydraulic Fracturing.” Cornell
University. Department of Ecology and Evolutionary Biology. Draft Paper. March 17, 2010.
Howarth bases his finding on what he admits is
a “highly uncertain, but . . . likely conservative”
estimate of the total emissions from natural gas
obtained from underground shale deposits. Total
emissions reflect both the emissions that occur
when consumers burn the gas, as well as all of
the emissions associated with developing and
getting that gas to market. When that broader
context is considered, Howarth estimates that
the greenhouse gases associated with shale gas
sources such as the Marcellus Shale will slightly
exceed those of coal produced in energy-intensive mountain-top removal operations in nearby
Appalachian states.
Al Armendariz. Emissions from Natural Gas Production in the Barnett Shale Area and Opportunities for Cost-Effective Improvements. A report
submitted to Environmental Defense Fund. Austin, Texas. January 26, 2009.
Thomas Homer Dixon. “The End of Ingenuity.”
The New York Times. November 29, 2006.
ibid.
Cutler Cleveland. Personal communication. August 24, 2010.
Cutler Cleveland and Peter O’Connor. An Assessment of the Energy Return on Investment (EROI)
of Oil Shale. Prepared for Western Resource Advocates. June 2010. Cleveland and O’Connor describe “self-energy” as the energy released by the
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
oil shale conversion process that is used to power
that operation.
ibid.
Howarth. op. cit.
British Columbia Ministry of Environment. Low
Stream Flow Advisory – Peace Region. July 20,
2010. The advisory noted that water levels in
several major rivers including the Pine, Kiskatinaw, Liard and Moberly, along with Carbon Creek,
were “all at or near their lowest flows of record
for this time of year.” A similar advisory issued on
July 22, 2010, by B.C.’s Oil and Gas Commission
(Information Bulletin 2010-20) noted drought
conditions in northeastern B.C. and went on to
urge natural gas companies to be “diligent” in
their licensed water withdrawals “and ensure
withdrawals are in compliance with permit approvals.”
For more information on ProPublica, go to: http://
www.propublica.org/about/
Abrahm Lustgarten. “Buried Secrets: Is Natural
Gas Drilling Endangering U.S. Water Supplies?”
ProPublica. November 13, 2008.
Ibid.
Groundwater Protection Council, National Energy
Technology Laboratory and U.S. Department of
Energy Office of Fossil Energy. State Oil and Natural Gas Regulations Designed to Protect Water
Resources. May 2009.
New York State Department of Environmental
Conservation Division of Mineral Resources. Draft
Generic Environmental Impact Statement On The
Oil, Gas and Solution Mining Regulatory Program.
Well Permit Issuance for Horizontal Drilling And
High-Volume Hydraulic Fracturing to Develop
the Marcellus Shale and Other Low-Permeability
Gas Reservoirs. September 2009.
U.S. Environmental Protection Agency. “Effluent
Limitations Guidelines and New Source Performance Standards for the oil and Gas Extraction
Point Source Category.” Federal Register. Volume
66 No. 14. January 2001.
Congress of the United States House of Representatives. Committee on Energy and Commerce.
Memorandum. February 18, 2010.
Alberta Geological Survey. “Coalbed Methane
(CBM)”. http://199.213.95.81/energy/cbm/coalbed_methane_cbm.html. Last modified: July 5,
2010.
Andrew Nikiforuk. Tar Sands – Dirty Oil and the
Future of a Continent. Greystone. 2008. It takes
approximately 1,400 cubic feet of natural gas to
produce and upgrade a barrel of tar sands oil –
an amount of energy equal to nearly one third of
61
62
63
64
65
66
67
68
69
the energy in the barrel of oil created. For each
barrel of oil derived from mining the tar sands,
somewhere between 2 and 4.5 barrels of water
are needed as well.
Alberta Energy and Utilities Board. “Directive
027: Shallow Fracturing Operations – Interim
Controls, Restricted Operations, and Technical
Review.” January 31, 2006.
Taurus Reservoir Solutions Ltd. “Shallow Nitrogen Fracturing Dimensions and Groundwater
Protection: Evaluation of the ERCB Directive 27.”
Prepared for Alberta Energy Resources Conservation Board. October 8, 2008.
Chris Wood. “Hydro-fracturing has a lucrative
dirty secret: The B.C. government isn’t asking
any questions about a natural gas-drilling technique involving toxic compounds.” The Georgia
Straight. January 28, 2010.
Alberta Geological Survey. op. cit.
Groundwater Protection Council, National Energy
Technology Laboratory and U.S. Department of
Energy Office of Fossil Energy. State Oil and Natural Gas Regulations Designed to Protect Water
Resources. May 2009.
Joaquin Sapien and Sabrina Shankman. “Drilling
Disposal Options in N.Y. Report Have Problems
of Their Own.” ProPublica. December 29, 2009.
The article notes that up to 2,500 shale gas wells
could be drilled in New York State per year under
optimistic drilling projections. Each well would
produce up to 1.2 million gallons of wastewater,
for a combined 3 billion gallons – or 5,000 Olympic swimming pools – annual production.
Joaquin Sapien. “With Natural Gas Drilling Boom,
Pennsylvania Faces an Onslaught of Wastewater.”
ProPublica. October 4, 2009.
ibid. Of primary concern, the article notes, is
that the state’s municipal wastewater treatment plants – many of which accept wastewater from the shale gas industry to treat - are not
capable of pulling out the oxygen-robbing Total
Dissolved Solids (TDS) in the brackish industrial
water. In fact, the brackish waste actually compromises the ability of the treatment plants to
perform their primary task, which is to treat municipal wastewater, including human sewage, to
a point where it can be safely returned to rivers
that downstream users rely on for drinking water.
Pennsylvania Department of Environmental Conservation. “Governor Rendell Praises Regulatory
Panel Vote Protecting PA’s Streams, Rivers from
Drilling Wastewater.” News Release. June 17,
2010.
45
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
46
John Hangar. Comments made on the Diane
Rehm show. National Public Radio. June 21, 2010.
ibid.
In July 2009, the Royal Canadian Mounted Police
(RCMP) announced the creation of a new temporary police detachment based out of Dawson
Creek devoted exclusively to investigating the six
bombings of Encana gas well infrastructure that
had occurred in the area since October 2008. (CTV
News. “RCMP to open detachment devoted to Encana bombings.” July 18, 2009.)
National Energy Board. Understanding Canadian
Shale Gas. Energy Brief. November 2009.
The Vancouver Sun. “Things are looking up for
mining and that’s good for B.C.” Editorial. May 11,
2010.
Norm Bilodeau. Regional Manager, Northern Region, Water Stewardship Division. BC Ministry of
Environment. Personal communication. June 10,
2010.
ibid.
BC Oil and Gas Commission. Oil and Gas Water Use
in British Columbia. August, 2010.
Marc Dubord. “Update on CAPP Water Issues (Industry Perspective”. November 17, 2009. In the
presentation, the Canadian Association of Petroleum Producers notes that the “Oil and gas sector
is not a significant risk to Canada’s water supply
and uses relatively small volumes.” It also says
that: “Existing regulations and industry practices
strongly protect usable water.”
ibid.
Oil and Gas Commission. Approval for Short Term
Water Use. Issued to Encana Corporation. OGC
File: 9631494. April 1, 2010.
Lee Shanks. Oil and Gas Commission manager of
communications. Personal communication. June
17, 2010.
Carol Howes, media relations advisor, Encana
Corporation. Personal communication. June 29,
2010.
Encana Corporation. op. cit.
Lee Shanks. op. cit.
ibid.
Oil and Gas Commission. Approval for Short Term
Use of Water. Issued to Apache Canada Ltd. OGC
File: 9631593. March 22, 2010.
Oil and Gas Commission. Approval for Short Term
Use of Water. Issued to Apache Canada Ltd. OGC
File: 9631593. April 1, 2010. On July 23, the Oil
and Gas Commission’s Lee Shanks acknowledged
that OGC officials were aware that water could,
indeed, be diverted past water meters, but that
the Commission was satisfied the diversions only
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
occurred at times when the company needed to
temporarily bypass the meters when the meters
“became frozen and required maintenance during colder temperatures. Commission inspectors
have been making regular, unscheduled visits
to the location. At no time was water being diverted past any metering equipment. As such,
enforcement action is not being considered.”
Lee Shanks. Oil and Gas Commission manager of
communications Personal communication. June
17, 2010.
Matrix Solutions Inc. Summary of 2010 Hydrology and Water Quality Monitoring Results at Two
Island Lake (Matrix 10813-522). Letter to Paul
Weeks, Apache Canada Ltd. May 20, 2010
On June 2, 2010, members of the Fort Nelson First
Nation toured the Two Island Lake pump house
operations and videotaped the proceedings in
the presence of Encana Corporation, Oil and Gas
Commission, B.C. Ministry of Environment and
B.C. Ministry of Mining and Petroleum Resources
personnel.
Tyler Hamilton. “Alberta firm eyes Ontario’s
untapped shale gas: While U.S. northeast, Quebec capture the spotlight, Mooncor is securing
rights to quantify deposit here.” The Toronto Star.
March 20, 2010.
Tony Hamblin, Terry Carter and Michael Lazorek.
“Shale Gas: A New Energy Opportunity in Ontario.”
Ontario Oil and Gas Magazine. June 2008.
Oil and Gas Financial Journal. “Encana, several
other producers developing Collingwood shale.”
June 22, 2010.
Terry Webster, Chief Geologist Petroleum Resources Centre, Ministry of Natural Resources.
Personal communication. July 21, 2010.
Henry Aubin. “Quebec makes a deal with the
devil for gas profits.” The Gazette. June 17, 2010.
The article further notes that Quebec’s shale gas
industry, has hired the former head of HydroQuebec, Andre Caille, as its lobbyist. Caille says
that if just 10 percent of Quebec’s estimated
shale gas reserves are recovered it meets the
province’s needs for the next century, while leaving room to export gas.
Rebecca Penty. “The ‘shale gale’ revolution.” New
Brunswick Business Journal. May 1, 2010.
Richard Mills. “The Utica – An Emerging Canadian Shale Gas Play.” Safe Haven. January 9, 2010.
Les Perreaux. “Exploration for natural gas causes
consternation in Quebec.” Globe and Mail. August 30, 2010.
Ibid.
Henry Aubin. op. cit.
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
Kevin Dougherty. Quebec imposes oil, gas exploration moratorium in the St. Lawrence estuary.
Montreal Gazette. Sept. 27, 2010.
Katie Pettie. Project manager, Environmental Assessment Section, New Brunswick Department of
Environment. Personal communication. June 21.
Michael Cummings. Chief Administrative Officer,
Town of Sussex. Personal communication. June
23, 2010.
Government of Canada. Comprehensive Study
List Regulations, SOR/94-638. http://laws.justice.
gc.ca/en/c-15.2/sor-94-638/index.html
Bruce Johnstone. “Sask. government introduces
natural gas production incentive program. “
Leader Post. May 27, 2010. The newspaper report
notes that “the [Saskatchewan] government is
reducing the Crown royalty rate on horizontal
gas wells to 2.5 per cent and the freehold production tax rate to zero on the first 25 million cubic
metres of natural gas produced between June
1, 2010 and March 31, 2013. Currently, the combined Crown and freehold royalty rate o natural
gas production averages about 5.4 per cent, according to Saskatchewan Energy and Resources
(SER).
Cas Rogal. Coordinator, ground water approvals,
Saskatchewan Watershed Authority. Peronsal
communication. June 28, 2010.
Peter Gehl. Environmental coordinator, Saskatchewan Watershed Authority. Personal communication. June 28, 2010
Alberta Energy. http://www.energy.alberta.ca/
NaturalGas/944.asp. The regulator estimates
that the volume of shale gas in the Western
Sedimentary Basin – which underlies Alberta
and parts of neighbouring British Columbia and
Saskatchewan – ranges between 86 trillion cubic
feet and 1,000 trillion cubic feet.
ibid. The provincial regulator notes that: “In Alberta, there is limited shale gas production and,
to date, most shale gas activity has focused on
research and development. Thus far, there has
been no water production from Alberta shale
gas wells,” Alberta Energy reports. “The United
States has had more experience and development in shale gas. In most areas of the United
States, shale gas is typically ‘dry’ with little or no
water associated with the gas production.”
Jim Bruce. Personal communication. August 7,
2010.
Lee Shanks. Oil and Gas Commission manager of
communications. Personal communication. June
17, 2010.
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
123
124
125
126
127
128
129
130
Ken Campbell. Personal communication. July 28,
2010.
ibid.
Ken Campbell. “Shale Gas Development and
Water Issues in Northeastern British Columbia.”
A presentation to the Canadian Institute Sixth
Annual Shale Gas Conference. Calgary, Alberta.
January 26-27. 2010.
Dave Manz. Personal communication. July 21,
2010.
ibid.
Mireya Navarro. “State Decision Blocks Drilling
for Gas in Catskills.” New York Times. April 23,
2010.
U.S. Environmental Protection Agency. Letter to
New York State Department of Environmental
Conservation. December 30, 2009
John Stith. “New York toughens rules, virtually
bans gas drilling in Skaneateles Lake watershed.”
The Post-Standard. April 23, 2010.
Office of Congressman Maurice Hinchey. “Hinchey
Calls on Delaware River Basin Commission to
Conduct Cumulative Impact Study Before Allowing Natural Gas Extraction Water Withdrawals.”
News Release. April 30, 2010.
The Denver Post. “Right balance on drilling: The
federal government’s more comprehensive review process should lessen court challenges after
leases have been approved.” Unsigned Editorial.
May 5, 2010
Mead Gruver. “Wyoming approves ‘fracking’ disclosure rules.” Associated Press. June 8, 2010.
Abrahm Lustgarten. “Gas Execs for Disclosure
of Chemicals Used in Hydraulic Fracturing.” ProPublica. October 2, 2009.
Jennifer Dlouhy. “Energy chiefs defend natural
gas from shale as safe.” Houston Chronicle. January 20, 2010.
The Congressional Bill is H.R. 2766: Fracturing
Responsibility and Awareness of Chemicals Act
of 2009. The Senate Bill is S. 1215: Fracturing Responsibility and Awareness of Chemicals (FRAC)
Act.
Council of Canadian Academies. The Sustainable
Management of Groundwater in Canada. May
2009
Francois Cote. Freshwater Management in
Canada: IV. Groundwater. Library of Parliament,
Parliamentary Information and Research Service.
February 6, 2006.
Alfonso Rivera. Personal communication. July 23,
2010.
Council of Academies. op. cit.
ibid.
RUROCIĄGI Nr 4/62/2010
131
132
133
134
135
136
137
138
139
140
Canadian Council of Environment Ministers. Review and Assessment of Canadian Groundwater
Resources, Management, Current Research
Mechanisms and Priorities. 2010.
Geoscience BC. “Collaborative Horn River Basin
Aquifer Study – Phase 1.” News Release. March
30, 2009.
B.J.R. Hayes. “Horn River Basin Aquifer Characterization Project, Northeastern British Columbia
(NTS 0941, J, O, P): Progress Report.” Geoscience
BC Report. 2010.
ibid.
Elizabeth Johnson. Water Potential of the Mississipian Debolt Formation in the Horn River Basin,
Notheastern British Columbia. Ministry of Energy,
Mines and Petroleum Resources. 2009.
ibid.
Andy Blatchford. Canada East. “Drilling for
shale gas unearths environmental risks, Ottawa
warned”. Aug. 31, 2010. Accessed at http://www.
canadaeast.com/wellness/article/1198345
Encana Corporation. op. cit.
Stephen Dvorkin and Jared Zola. “Hydraulic Fracturing liabilities suggest insurance coverage.” Oil
and Gas Journal. May 24, 2010.
Abrahm Lustgarten. “Pa. Residents Sue Gas
Driller for Contamination, Health Concerns.” ProPublica. November 20, 2009. The article goes on
to note that: Health complaints included neurological and gastrointestinal illnesses. One person’s blood tests also revealed toxic levels of the
same metals found in their contaminated water.
141
142
143
144
145
146
The civil suit, launched in U.S. District Court in
November 2009, includes among its claimants
an employee of the company whose well caught
fire after methane leaked underground into the
well’s water supply. Nearby the well, Cabot had
built its Ely 6H H gas well, a well that the company subsequently claimed was one of the most
productive (and profitable) wells yet drilled in
Pennsylvania’s Marcellus Shale.
Jon Hurdle. “Pennsylvania lawsuit says drilling
polluted water.” Reuters. November 9, 2009.
Melissa Newton. “Local Couple Claims Gas Drilling Tainted Water.” CBS Broadcasting Inc.
Todd Woody. “Non-profit Group Will Prod Companies to Report Their Water Use.” New York
Times. April 6, 2010.
Green Century Capital Management. “Williams
Companies, Inc. shareholders face undisclosed
risks associated with hydraulic fracturing. Green
Century urges Williams to improve transparency
at annual meeting.” News Release. May 20, 2010.
Canadian Council of Ministers of the Environment.
Linking Water Sience to Policy: Groundwater
Quality (A CCME sponsored Workshop, March 21
and 22, 2002). Accessed at http://www.ccme.ca/
assets/pdf/2002_grndwtrqlty_wkshp_e.pdf
Financial Times “The heat continues to rise
on the cost of producing shale gas”. March
6, 2010. Quoted at http://www.aspousa.org/
index.php/2010/03/john-dizard-the-financialtimes-2/
Ogólnopolskie Sympozjum
GAZ ŁUPKOWY W POLSCE
– SZANSE I ZAGROŻENIA
Warszawa, 29 kwietnia 2011 r.
Patronat:
Forum Inżynierów Polskich
Polskie Stowarzyszenie Budowniczych Rurociągów
Redakcja kwartalnika „RUROCIĄGI”
Warszawa, ul. Werbeny 1, tel. 022 8720430, 608 573 746
Kontakt: Witold Michałowski, e-mail:[email protected]
Organizator: Biuro Promocji Inwestycji „Egeria”
Gdańsk, ul. Piecewska 30b/25, Tel. 058 718 9290, 603 37 27 69
Kontakt: Hanna Małas, e-mail: [email protected]
ZAPRASZAMY ZAINTERESOWANYCH
Ilość miejsc ograniczona
47
okladka 4_2010_v2.indd 3
2010-12-15 19:25:04
1973
1979
1983
1987
1995
1996
1983
1990
1971
1993
1991
1997
1998
2000
2006
2002
2004
2000
2007
2008
2010
2010
2009
2011
40 lat pracy literackiej Witolda Szirina Michałowskiego
okladka 4_2010_v2.indd 4
2010-12-15 19:25:04

Podobne dokumenty