Gaz łupkowy całkowicie zmienił światowy rynek gazu

2012-12-24 http://forsal.pl/artykuly/670154,gaz_lupkowy_calkowicie_zmienil_swiatowy_rynek_gazu.html

Wydobycie gazu łupkowego sprawiło, że opłaty za ogrzewanie w USA w ciągu czterech lat spadły o połowę. W Polsce taki scenariusz też może się zdarzyć, choć na mniejszą skalę. Powód? Koszty wydobycia w naszym kraju są wyższe niż za oceanem.

Odkąd w Stanach Zjednoczonych wybuchł łupkowy boom, ceny gazu poszły ostro w dół, spadły rachunki za to paliwo zarówno dla gospodarstw domowych, jak i odbiorców przemysłowych. To zadziałało jak magnes na inwestorów – do USA zaczęły na nowo ściągać firmy, przede wszystkim chemiczne. Planują tu wielomiliardowe inwestycje w zakłady produkcyjne, dla których głównym surowcem jest właśnie gaz ziemny.

Eksperci twierdzą, że Polskę może czekać podobny scenariusz. Choć trudno spodziewać się, by rewolucja łupkowa w naszym skraju poszła aż tak daleko. Powodów jest kilka. Kluczowy to koszty wierceń. W USA wykonanie odwiertu w celu poszukiwań gazu łupkowego rzadko kiedy przekracza 8–9 mln dol. Jak informuje PGNiG, koszt wykonania odwiertu wraz z zabiegiem szczelinowania waha się od 10 do 15 mln dol.

Różnice w kosztach wynikają z tego, że w Polsce mamy inną, nieco bardziej skomplikowaną strukturę geologiczną i większe obostrzenia środowiskowe. W Europie brakuje też urządzeń wiertniczych, tereny są gęściej zaludnione, nie możemy poza tym korzystać z efektu skali. W USA i Kanadzie dotychczas wykonano ponad 400 tys. odwiertów poszukiwawczych i eksploatacyjnych. Każdy kosztował w przeliczeniu średnio 10 – 28 mln zł. Dla porównania w Polsce na razie rozpoczęto 33 odwierty poszukiwawcze. A na tym wstępnym etapie spółki wydały w sumie około 3 mld zł.

Z danych Ministerstwa Środowiska wynika, że do 2021 r. planowane jest wykonanie kolejnych 309 odwiertów. Wśród nich 128 ma być wykonanych na pewno, a dodatkowych 181 opcjonalnie, w zależności od możliwości i wyników prowadzenia prac przez inwestorów.

Z importera eksporterem

Według firmy Case - Doradcy koszty wierceń u nas będą maleć wraz ze wzrostem konkurencji. Prognozy wskazują, że w ciągu czterech lat powinny one spaść do 11 mln dol. To przybliża nas już do scenariusza, z jakim mamy do czynienia w USA. Tam, dzięki wydobyciu gazu łupkowego na gigantyczną skalę, od 2008 roku cena gazu ziemnego spadła o 50 proc. W efekcie przeciętni Amerykanie płacą dziś rachunki nawet o 85 proc. mniejsze niż w 2005 roku.

Rynkowa cena tego paliwa za oceanem osiągnęła poziom nawet grubo poniżej 80 dol. za 1000 m sześc. Doszło tam do paradoksalnej sytuacji, w której pozyskanie surowca bywa dwukrotnie droższe niż jego wartość. Stąd za oceanem narodziła się koncepcja eksportu gazu łupkowego z USA do Europy w znacznie wyższych cenach oraz wydobywania razem z gazem bardziej opłacalnej ropy łupkowej.

Amerykanie planują budowę nowych i rozbudowę istniejących terminali LNG, dzięki czemu eksport gazu z tego kraju w 2020 r. może osiągnąć 190 mld m. sześć. rocznie (dla porównania Polska zużywa rocznie ok. 14,5 mld metrów sześc. gazu).

James Henderson, autor raportu Oxford Institute for Energy Studies dotyczącego amerykańskiego rynku gazu, przypomina, że jeszcze na początku lat 90. ubiegłego wieku Ameryka Północna była kontynentem, który nie musiał importować gazu ziemnego. Zmieniło się to w pierwszej dekadzie XXI wieku. Stany Zjednoczone stały się krajem, w którym import LNG rósł najszybciej i do marca 2006 r. w kraju powstało pięć terminali do regazyfikacji tego surowca. W planach była budowa ponad 60. Gdyby powstały, USA mogłyby importować 700 mld metrów sześc. rocznie.

Te plany zweryfikowała rewolucja gazu łupkowego. Dziś cena gazu w USA jest kilkukrotnie niższa niż w Europie i Azji. Tam też rośnie zapotrzebowanie na import tego surowca. W ciągu pierwszej dekady tego wieku w regionie Azji i Pacyfiku zwiększyło się ono z 19 do 112 mld m sześc.

Inwestycyjny boom

O ile Kanada, która również posiada duże złoża gazu łupkowego, planuje budowę terminali eksportowych LNG na Zachodnim Wybrzeżu, Amerykanie chcą głównie modernizować istniejące terminale importowe LNG. Te na Wschodnim Wybrzeżu mają zostać przebudowane tak, by mogły surowiec eksportować. USA chce również budować nowe instalacje skraplające gaz do postaci LNG. Efekt tej rewolucji najlepiej widać na przykładzie terminalu importowego Pescaguola. Choć uruchomiono go w październiku 2011 r., już świeci pustkami. Dostawy LNG zostały zakontraktowane tam na 20 lat, ale w ciągu roku przypłynęły do niego tylko dwa statki z gazem. Inwestor już projektuje tam instalację eksportową.

Dziś najbardziej zaawansowanym projektem tego typu w Ameryce jest jednak terminal LNG Sabine Pass. Obiekt należący do Cheniere Energy zlokalizowany jest nad Zatoką Meksykańską. Stawiono go z myślą o imporcie surowca (w 2008 r. zakończył się pierwszy etap prac), ale w tym roku już rozpoczęła się jego przebudowa. Terminal, do którego rocznie jest w stanie przybić 400 gazowców, jest prawie niewykorzystywany. Inwestorzy planują jednak, że już w 2015 roku będzie można z niego wysyłać amerykański gaz. Plan zakłada, że za sześć lat jego cztery instalacje skraplające osiągną przepustowość 21,6 mld m sześc. rocznie.

Cheniere Energy już planuje rozbudowę drugiego terminalu LNG u wybrzeży Teksasu. Miałyby tam działać trzy instalacje skraplające o mocy eksportowej 18 mld m sześc. rocznie. Inwestycja ma ruszyć w przyszłym roku. Gaz wysyłać będzie można z tych instalacji już cztery lata później. Amerykańskie koncerny mają przygotowanych już sześć kolejnych projektów budowy instalacji skraplania gazu. Ale o eksporcie amerykańskiego gazu myślą nie tylko firmy z USA. Ciągną tam inwestorzy z całego świata. Japońskie Sempra, Mitsubishi i Mitsui francuski GDF Suez zamierzają np. przebudować terminal Cameron w Luizjanie. Jako punkt importu LNG zaczął on działać cztery lata temu. W przyszłym roku ruszy już jednak jego modernizacja – od 2018 roku ma już eksportować nawet do 16,5 mld m sześc. gazu łupkowego rocznie. Z kolei o przebudowę terminalu Cove Point, zlokalizowanego w sąsiedztwie gigantycznego złoża gazu łupkowego Marcellus, rywalizują norweski potentat paliwowy Statoil i japońskie koncerny Sumitomo i Tokyo Gas.

Długa lista projektów

Największym projektem LNG, który czeka na uruchomienie, jest Lake Charles, również zlokalizowany w Luizjanie. Istniejący tam od 2001 r. terminal importowy ma stać się eksportowym. TrunkLine LNG, spółka zależna Southern Union, która zarządza tymi instalacjami, ubiega się o licencję eksportową. Koncern planuje, by za pośrednictwem tego gazoportu było można wysyłać w świat statki z 24 mld m sześc. rocznie surowca na pokładzie.

Lista projektów jest jednak dłuższa. Wymienić można choćby wspomniany już przeznaczony do modernizacji terminal importowy Cove Point w Maryland (plan zakłada, że od 2017 roku będzie skraplał 8 mld m³ gazu rocznie), czy projekt budowy dwóch terminali eksportowych na Zachodnim Wybrzeżu – w Oregonie. Pierwszy z nich to Jordan Cove o przepustowości 8,2 mld m sześc.; drugi – Oregon LNG w Astorii (ma eksportować 13,5 mld m³ gazu). Oba mają ruszyć w roku 2017. Cel: zaopatrywanie rynków azjatyckich.

Na wstępnym etapie jest co najmniej kilka kolejnych inwestycji tego typu: Gulf Coast LNG w Brownsville o przepustowości 29 mld m³ czy pierwszy pływający terminal w USA, który uruchomić chce Texas Excelerate Liquefaction. Instalacje mają powstać w zatoce Lavaca i umożliwią eksport 4–5, a docelowo nawet 11 mld m sześc. surowca rocznie.

Do Departamentu Energii o zgodę na wybudowanie instalacji skraplającej w terminalu gazyfikacyjnej Southern LNG na wyspie Elba w Georgii zgłosiło się też El Paso. Eksportem zainteresowane są również Exxon Mobil i Qatar Petroleum, które w sierpniu 2012 r. poinformowały, iż będą zabiegały o zgodę na budowę terminala Golden Pass o przepustowości 21,4 mld m sześc. w Teksasie.

Co ciekawe największym wyznaniem dla inwestorów w USA jest jednak nie przebudowa infrastruktury re-gazyfikacyjnej na skraplającej i przestawienie rynku z importu na eksport, lecz uzyskanie niezbędnych pozwoleń regulatorów rynku – Federalnej Komisji Regulacji Energetyki, który wydaje pozwolenie na budowę takich instalacji, oraz Departamentu Energii, która wydaje zgody na eksport surowca. Amerykanie obawiają się, że w wyniku eksportu rekordowo niskie dziś ceny gazu w USA pójdą w górę. A to spowoduje wzrost rachunków za ogrzewanie, a w konsekwencji doprowadzi również do ponownego odpływu inwestorów, m.in. z branży chemicznej.

• 8,5 bln m³ na tyle – według Agencji ds. Energii (EIA) – szacuje się amerykańskie zasoby gazu konwencjonalnego, jak i niekonwencjonalnego
• 1 bln- to tysiąc naszych MILIARDÓW. MD]