1 Laggan, Jamał i Svalbard Piotr Syryczyński W roku

Laggan, Jamał i Svalbard
Piotr Syryczyński
W roku 2016 i 2017 na światowym rynku gazu pojawiają się kolejni nowi dostawcy. Jeden z
nich spowoduje duże kłopoty decyzyjne dla polskiego rządu. Dodatkowo rząd polski będzie
musiał zacząć czytać mającą prawie 100 lat konwencję dot. Svalbardu.
Pierwszy ze wspomnianych dostawców gazu bazuje na złożach Laggan, Tormore, Edradour
oraz Glenlivet w rejonie zachodnich Szetlandów. Złoża te są na głębokości morza 600 m ale
po to, aby zmniejszyć koszty połączono je wprost rurociągami długości 140 km z lądem
(zatem nie ma platformy wydobywczej na morzu). Po oczyszczeniu (od lutego 2016) 500 mln
stóp sześciennych dziennie jest wysyłane dalej do sieci gazowej Wlk. Brytanii. Produkt
uboczny to gaz LPG (głównie propan) eksportowany z terminala Sullom Voe.
Uruchomienie tych złóż poprzedziły typowe zmiany właścicielskie. Aby zmniejszyć ryzyko
biznesowe firma Total sprzedała 20 % udziałów projektu latem 2015 i obecna struktura
akcjonariatu projektu (złoża wraz z zakładem przeróbczym) jest następująca: Total 60 %,
DONG E&P (UK) Limited (20%) SSE E&P UK Limited (20%). Wartość transakcji podana
publicznie wyceniła ten projekt na 4,4 mld dolarów USA (za 100 % akcji projektu).
Zdjęcia z budowy można zobaczyć np. na1 gdy jeszcze nie były znane techniczne problemy,
jakie spowodowały opóźnienie prawie o półtora roku tego projektu. W innym artykule2
podano ważną informację, iż system przesyłu gazu z morza ma dodatkową zdolność ok 33 %
ponad podaną powyżej. Służyć to będzie stopniowemu podłączaniu innych złóż w tym rejonie
co da eksploatację przez co najmniej 30 lat.
Istotną częścią projektu jest stacja glikolu monoetylenowego, który jest wstrzykiwany do
gazu surowego przed jego transportem po dnie morza. Ma on istotne znaczenie dla
przeciwdziałania zatykania się rurociągów. Na lądzie glikol jest z powrotem odzyskiwany.
Gaz na lądzie jest tłoczony przez systemy rurociągów (SIRGE 243 km i FUKA 230 km) a na
końcu trafia do St Fergus Gas Terminal. Jest to instalacja do przesyłania gazu już do lądowej
części Wlk. Brytanii.3 To co zwykle umyka naszym politykom to wiadomość, iż latem 2015
firma Total sprzedała (bo musiała!) swoje udziały w ww. rurociągach SIRGE i FUKA za
kwotę ok 4 900 mln dolarów. Dzięki temu operator rurociągu będzie niezależnym podmiotem
od właścicieli złóż w rejonie Zachodnich Szetlandów.
Udostepnienie nowych złóż na morzu przy Szetlandach spowoduje wywrócenie całego
systemu dotacji, jaki istniał dla tej grupy wysp i dla Północnej Szkocji.5. Obejmowały one
dotacje do energii elektrycznej (ok 55 mln funtów rocznie) ale teraz będzie możliwe
wybudowanie nowych tańszych źródeł.
W roku 2007 podczas dokumentowania złoża Tormore udziałowcami projektu były jeszcze
inne firmy: Eni UK Limited (22.5%), DONG E&P (UK) Limited (20.0%) oraz Chevron
North Sea Limited (10.0%) ale pierwsza oraz trzecia firma zrezygnowały z powodu zbyt
1
http://www.shetnews.co.uk/features/7378-gas-plant-on-budget-and-on-schedule
http://www.hydrocarbons-technology.com/projects/shetland-gas/
3
St. Fergus terminal gazowy jest położony w Szkocji i odpowiada za ponad 25 % dostaw gazu do Wlk. Brytanii.
4
https://www.oilonline.com/news/midstream/total-sell-midstream-assets-us905-million-deal
5
http://www.gov.scot/Publications/2014/07/1149/5
2
1
dużego ryzyka biznesowego i geologicznego.6 Złoża te mają stosunkowo dużo kondensatu
(75 baryłek na każde 1 mln stóp sześciennych).
Kolejny projekt gdzie budowa rurociągu morskiego rozpoczęła się w końcu marca 2016 to
połączenie złoża Aasta Hansteen na Morzu Norweskim z terminalem lądowym w Nyhamna
na zachodzie Norwegii. Złoże to czekało na udostępnienie prawie 20 lat (od 1997 !). Razem
ze złożami satelickimi ma ok 47 mld m3 ale jest położone za kręgiem polarnym. Wybrano
dłuższą trasę rurociągu (aż 482 km7) ze względu na brak lądowej infrastruktury przesyłowej
wystarczającej dla tego złoża w północnej części Norwegii. Udostepnienie złoża jest za
pomocą pływającej platformy typu SPAR zbudowanej za kwotę ok 1mld Euro (6,5 mld koron
za część operacyjną tej platformy) oraz dodatkowo w odrębnym kontrakcie zlecono budowę
kadłuba. Zatem już wkrótce to złoże także doda swoje zasoby do rynku gazu. Będzie to
jednak zapewne dopiero w 2018 gdyż nastąpiło opóźnienie w wykonawstwie tej
skomplikowanej platformy.8 Również to złoże będzie produkować znaczącą ilość kondensatu.
Rynek LPG także stopniowo wzrasta. Firma Total podała9 m.in., że w roku 2015 handlowała
wielkością 5,8 mln ton LPG i przewiozła go w 292 transportach (średnio 20.000 ton w
jednym transporcie).
Firma Total w swojej informacji dla giełdy amerykańskiej10 podała wiele ważnych informacji
o nowo podpisanych kontraktach na dostawy LNG do różnych odbiorców. Jest to zwykle
kwota kontraktowa od 0,5 do 1 mln ton LNG rocznie na okres 10-15 lat. Dostawy dla różnych
odbiorców są z portfolia różnych projektów (a także za pomocą LNG odkupionego od innych
producentów). Przede wszystkim dzięki zaopatrywaniu Wlk. Brytanii w gaz sieciowy firma
Total będzie mogła odkupywać gaz LNG od innych producentów i kierować go na inne rynki
(w zamian dostarczając gaz z własnych złóż temu samemu odbiorcy w UK).
Na początku 2016 roku podpisywane są kontrakty z początkiem dostawy w 2018. I to jest
normalne czego można się spodziewać po dobrze działającym rynku gazu. Ale w 2018
wjedzie na rynek projekt Jamał LNG, w którym główny udziałowiec (Novatek 50,5 %) jest
objęty sankcjami ale 20 % posiada właśnie firma Total. Projekt wymaga 20 mld dolarów
kredytu (pełny koszt to ok 27 mld dolarów). Podpisano już szereg kontraktów ale są to
„pośrednicy” czyli Shell, ENGIE, CNPC, Gazprom Marketing and Trading, Novatek Gas &
Power, no i Total. Nie jest jednak jasne czy i kiedy będzie uruchomiona pełna zdolność
eksportowa (16,5 mln ton rocznie), prawdopodobnie w końcu 2017 będzie to na razie 5,5 mln
ton LNG.
Na projekt już wydano 15 mld dolarów ale głównie z własnych rezerw firmy Novatek i
częściowo z kredytów firm chińskich. W styczniu 2016 udało się pozyskać dodatkowe 6 mld
dolarów z funduszu chińskiego, o którym mało wiadomo. Dodatkowo 7 kwietnia 2016
uzyskano dla tego projektu awaryjnie ponad 4 mld dolarów kredytu ze Sberbanku i
Gazprombanku co w zasadzie pozwala na dokończenie całości projektu.
Zdjęcia z budowy wskazują, że do pełnej zdolności eksportowej potrzeba będzie jeszcze ze
dwa lata11.
6
http://killajoules.wikidot.com/archive:uk:total-announces-a-significant-gas-condensate-disc
Najkrótsza trasa na la to ok 300 km.
8
http://www.offshoreenergytoday.com/platform-delays-put-off-aasta-hansteen-production-for-2018/
9
http://www.secinfo.com/d14D5a.wFE52.htm
10
http://www.secinfo.com/d14D5a.wezhv.c.htm
11
http://www.wsj.com/articles/novatek-closes-in-on-loans-for-strategic-yamal-project-1453474940
7
2
Jednakże finansowanie przez rosyjskie banki wymaga zgody udziałowców (tutaj chodzi
przede wszystkim o klauzule dotyczące postepowania w razie zaprzestania spłaty kredytu).12
Statut projektu zakłada, iż udziałowcy niezadowoleni z warunków kredytowania mogą
zażądać wykupu swoich akcji po cenie określonej odpowiednią formuła (teraz to ok 600 rubli
za akcję) China Development Bank and China Eximbank w zasadzie odmówiły finansowania
(nie jest jasne czy w ogóle wejdą do projektu ze względu na amerykańskie sankcje oraz chęć
istnienia na rynku USA).
Firma Novatek prezentuje możliwe kierunki eksportu LNG:
Źródło: http://www.oilandgas360.com/russias-yamal-lng-receives-more-cash-from-china/
Ten rysunek pokazuje najbardziej kluczową kwestię, że Port Sabetta, z którego będzie eksport
LNG będzie dla rynku LNG spełniał tę samą rolę co port w Durbanie dla rynku węgla. Port w
Durbanie działa w ten sposób, że ładowany węgiel na eksport płynie bądź na wschód bądź na
zachód i tak naprawdę decyzje o kierunku transportu jest podejmowana w ostatniej chwili.
Dzięki temu cena węgla kamiennego w Rotterdamie jest zbliżona do ceny w Singapurze (w
razie różnicy Durban natychmiast koryguje sytuację rynkową). Tutaj będzie tak samo z
rynkiem LNG. Stosunkowo wysokie ceny w Azji i nieco niższe w Europie będą miały
tendencję zbliżać się kwotowo już po roku - dwóch działania projektu Jamał LNG.
Obecna różnica między tymi cenami to ok 4 dolary za MMBtu (LNG Journal European Spot
(MMBtu) Indicator - $4.20, Henry Hub (MMBtu) - $1.70, NYMEX Gas (MMBtu) - $1.80,
LNG Journal East Asian Delivered LNG Indicator - $8.50). Rok temu ta różnica wynosiła ok
4,5 dolara za MMBtu (6,7 do 11,2). Ten spadek cen (a nie same sankcje) jest główną
przyczyną trudności w sfinansowaniu projektu Jamał LNG.
12
https://rbth.com/business/2016/03/25/yamal-lng-project-will-not-receive-chinese-loans-in-2016_578549
3
4 lutego 2016 ruszył trzeci reaktor w Japonii a kolejne 20 (!) przygotowuje się do
uruchomienia13. Można oczekiwać zatem dalszego spadku cen w LNG w Azji a to oznacza,
że gaz z projektu Jamał będzie zalewał rynek europejski.
Z tego powodu CNPC odmówiło w roku 2015 zwiększenia swojego udziału w tym projekcie i
są duże trudności z pozyskaniem finansowania chińskich banków. Języczkiem u wagi dla tego
projektu stała się Europa. Oczywistym jest, że wożenie „rosyjskiego” LNG przez Kanał
Sueski, wokół Kataru i dalej do Malezji czy Japonii jest nierealne, też z powodu zagrożenia
terrorystycznego. Z tego powodu całość transportu do Azji będzie też szła przez Arktykę a
zatem ponieść trzeba koszty lodołamaczy oraz utrzymania żeglowności.
Rosja ma już 40 statków tej klasy a sześć następnych jest w budowie.14 Koszt jednej
najnowszej jednostki dostosowanej do warunków arktycznych to nawet 1 mld dolarów. USA
mają tylko dwa lodołamacze i to nie najnowsze (trzeci jest używany jako zapas części
zamiennych). W budżecie na rok 2017 przyznano niewielką kwotę na proces projektowania.
4.04.2016 ogłoszono program modernizacji ale i tu jest polski element stocznie amerykańskie
nie mają kompetencji do takiej budowy (!)15. Finlandia już zaproponowała, by ulokować to
zlecenie w ich stoczniach. Powstaje kluczowe pytanie w jakim stopniu koszt budowy takich
jednostek w Rosji zostanie przeniesiony na koszt gazu z projektu Jamał – być może rząd
rosyjski umożliwi użycie tych jednostek po „promocyjnych cenach” ale to jest największa
biznesowa zagadka tego projektu.
Dodatkowy poważny problem związany z transportem LNG z półwyspu Jamał do Azji
spowodował p. Shewardnadze. Był to minister spraw zagranicznych ZSRR, który pod koniec
istnienia tego podmiotu prawa międzynarodowego podpisał 1.06.1990 mało znane
porozumienie16 Baker- Shevardnadze. Porozumienie to oddało większą część Morza Beringa
w ręce USA.
W tej sytuacji, z przyczyn technicznych transport LNG do Azji musi się odbywać przez
obszar znajdujący się pod kontrolą USA17 a zatem chińscy inwestorzy nie do końca chcą się
13
http://www.nei.org/News-Media/News/Japan-Nuclear-Update
http://www.politico.com/agenda/story/2015/09/the-icebreaker-gap-000213 , według innych danych jest aż 14
w budowie http://www.navytimes.com/story/military/2016/03/23/lawmaker-urges-faster-procurement-coastguard-icebreaker/82162522/
15
https://www.fas.org/sgp/crs/weapons/RL34391.pdf
16
https://en.wikipedia.org/wiki/USSR%E2%80%93USA_Maritime_Boundary_Agreement
17
Trasa przy brzegu tylko w strefie rosyjskiej jest możliwa ale znacznie bardziej niebezpieczna dla statków.
14
4
uzależnić od np. przepisów środowiskowych jakie rząd USA może nałożyć w tym zakresie.18
W Rosji wiele organizacji nacjonalistycznych uważa, że była to korupcyjna wyprzedaż
majątku narodowego. 18.09.1991 roku Senat USA ratyfikował to porozumienie ale nigdy po
stronie rosyjskiej nie było formalnej procedury ratyfikacyjnej.19
Udziałowcy chińscy także mogą swój gaz kierować częściowo na zachód – tutaj nie ma
ograniczeń innych niż techniczne (są to tzw. transakcje swap). Zatem od roku 2018 może
pojawić się znacząca dodatkowa ilość gazu LNG na Morzu Północnym w tym statki wiozące
gaz firmy Total pochodzący z Rosji lub gaz „chiński” ale wydobyty w Rosji i skierowany na
zachód dla uzyskania lepszej ceny.
I tutaj jest kluczowa zagadka czy rząd polski uzna import takiego gazu do Polski jako
niemożliwy ze względu na konieczność dywersyfikacji kierunków dostaw gazu ? A jeśli tak
to jak będzie to egzekwował (aby rozróżnić gaz z półwyspu Jamał od gazu z innych źródeł
lub od gazu z transakcji swap)? Oczywiście firmy handlujące gazem będą się tylko uśmiechać
i odpowiednio modyfikować trasy statków z LNG, które będą się mijać gdzieś na morzu –
oba wypełnione gazem wywołując złośliwe komentarze na portalach internetowych.
Ale to dopiero początek problemów jakie rząd polski będzie miał w roku 2017. Projekty
omówione na wstępie tego artykułu spowodowały zwiększenie zainteresowania rejonem
Svalbardu20. Ten archipelag znany też jest pod nazwą Spitsbergen. 6 lutego 2016 kolejny kraj
ratyfikował konwencję w sprawie tego archipelagu i była to Północna Korea (!). Na
archipelagu jest 2.600 ludzi i 3.000 niedźwiedzi. Jednakże znaczenie tego archipelagu dla
rynku ropy i gazu okazać się może kluczowe.
Traktat z 1920, którego stroną jest Polska stwierdza, iż wszyscy jego sygnatariusze mają
równe prawa w korzystaniu z komercyjnych możliwości wykorzystania tego obszaru.
Ustalono w traktacie, że Norwegia uzyskuje wobec niego coś w rodzaju praw suwerena ale
znacznie ograniczonych na rzecz sygnatariuszy tej konwencji. Na tej podstawie polscy
polarnicy mogli bez przeszkód w czasach dawnych realizować misje na tej wyspie. Pierwsza
wyprawa była w roku 1932 (na wyspę Bear od 5 sierpnia 1932 do 18 sierpnia 1933)21.
Na lądzie tego archipelagu są złoża węgla ale jakościowo słabe i norweski operator zamierza
zwolnić 150 osób z tej kopalni w związku z brakiem zbytu. Jednakże najnowsze badania
wskazują na potencjalne znaczne zasoby gazu i ropy na wodach otaczających te wyspy. I tutaj
rozgorzał spór międzynarodowy gdyż autorzy konwencji nie określili dokładnie kto ma jakie
prawa do obszarów wokół wyspy. Norwegia twierdzi, iż ma prawa suwerenne, bo jest to
część norweskiego szelfu kontynentalnego a część krajów twierdzi, że znaczna część szelfu
jest częścią Svalbardu i podlega regułom konwencji.
Szczególnie aktywni są przedstawiciele Szkocji gdyż wielu ludzi w Aberdeen uważa, iż jest
to szansa na zarobek dla nich gdyby dostęp do tego rejonu był na zasadach konwencji. Art. 3
18
Po pozorem przepisów środowiskowych i zagrożenia katastrofą naturalną rząd USA może np. ograniczyć
wielkość statków do np. 30.000 m3 LNG.W podobny sposób rząd kanadyjski zablokował ruch tankowców przy
swoich wybrzeżach. https://cgai3ds.wordpress.com/2015/11/22/mark-collins-no-tankers-off-northern-b-c-ournew-government-provoking-fight-with-u-s/
19
http://www.sovross.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=599997
20
http://barentsobserver.com/en/energy/2015/05/russia-protests-drilling-svalbard-zone-05-05
21
http://yadda.icm.edu.pl/yadda/element/bwmeta1.element.baztech-2b8cf71e-5651-4d28-843f-3175ebd25ad1
5
tej konwencji mówi ewidentnie o prawach do eksploatacji zasobów ale jedynie na „wodach
terytorialnych”:
They shall be admitted under the same conditions of equality to the exercise and
practice of all maritime, industrial, mining or commercial enterprises both on land
and in the territorial waters, and no monopoly shall be established on any account or
for any enterprise whatever.
Jednakże w roku 1920 nie było „specjalnych stref ekonomicznych” i wiele państw
sygnatariuszy tej konwencji uważa, iż nigdy nie było zgody na „przejęcie” przez Norwegię
praw do szelfu wokół tych wysp. Art. 7 tej konwencji dodatkowo wskazuje zasady
korzystania z praw do zasobów mineralnych:
With regard to methods of acquisition, enjoyment and exercise of the right of
ownership of property, including mineral rights, in the territories specified in Article
1, Norway undertakes to grant to all nationals of the High Contracting Parties
treatment based on complete equality and in conformity with the stipulations of the
present Treaty.
Kluczowe stanowisko w sporze dotyczy tego czy Svalbard ma swój szelf kontynentalny czy
nie:
Źródło: Spitsbergen Treaty booklet, ed. Diane Wells, pobrane ze strony dianawallis.org.uk
W czerwcu 2015 była konferencja w Stavanger22 na której zaprezentowano szereg
obiecujących wyników badań. Przy obecnych (niskich) cenach gazu i ropy naftowej
zainteresowani pomimo tego już ustawiają się po koncesje w rejonie Svalbardu. Przyczyna
jest prosta – opisane powyżej nowe sposoby udostępniania złóż położonych blisko lądu i
olbrzymi sukces firmy Total na złożach Laggan, Tormore, Edradour oraz Glenlivet pozwala
na założenie, iż i tutaj będzie możliwa podobna inwestycja. To co wyróżnia inwestycję firmy
Total to jej bezpieczeństwo w stosunku do zagrożenia górami lodowymi.
Pozostaje tylko pytanie – jak zachowa się rząd polski w sprawach omówionych w tym
artykule (o ile w ogóle wie coś na ten temat) ?
Kwiecień 2016
22
Triassic and Jurassic reservoir development in Barents sea.
6