W nawiązaniu do wydarzeń ostatniego tygodnia, związanych jak się wydaje, z próbą sabotażu w celu unieruchomienia rurociągu gazowego Nord Stream 1 i 2 zasilającego w gaz całą Europę Zachodnią, kwestia rozwiązania niedoborów energetycznych w Europie, wydaje się być jeszcze bardziej pilna. Dziwi oczywiście fakt, że tak łatwo dokonano zniszczenia rurociągu, który jest częścią infrastruktury strategicznej, podlegającej ścisłej ochronie i stanowi o energetycznym bezpieczeństwie wielu rozwiniętych krajów. Dziwi, tym bardziej że rurociągi podwodne są nie tylko stalowe i grubościenne, ale mają dodatkowo kilkucentymetrową powłokę cementową oraz grubą izolację a do tego są osadzone w specjalnie wydrążonym korytarzu i przysypane warstwą gruntu i kamieniami, głównie dla celów ochrony przed uszkodzeniem mechanicznym. Naprawa oczywiście jest możliwa i takie prace na morzu realizują wyspecjalizowane firmy układające rurociągi, niemniej będzie to naprawa kosztowna i czasochłonna, związana z mobilizacją statków, ludzi oraz materiałów. Proces naprawy będzie długotrwały z uwagi na nadwyrężony pandemią i sytuacją geopolityczną łańcuch dostaw.
Należy pamiętać, że niska cena ropy, a także spowolniony wzrost gospodarczy krajów rozwijających się przełożyły się na spowolnienie inwestycji offshorowych w segmencie ropy i gazu. Wolumen odkrytych na offshorze pokładów ropy i gazu spadł z 45 miliardów baryłek w roku 2010 do 4.5 miliarda w roku 2021. W obecnym roku 2022 przewiduje się znaczny wzrost do poziomu 15 miliardów baryłek, ale głównie z uwagi na spekulacyjne odkrycie bardzo dużego złoża „Venus” w Namibii.
Przeczytaj także:
- Nowe inwestycje ropy i gazu na morzu nabierają tempa
- Odejście od rosyjskiego gazu dzięki szybkiej dywersyfikacji zasobów
- Morskie Farmy Wiatrowe w Polsce – “Szanse i zagrożenia”
Jednak od komercyjnie potwierdzonego odkrycia do „płynących” na brzeg rurociągiem węglowodorów droga jeszcze daleka. Nawet jeśli finanse nie są przeszkodą, to czas potrzebny na realizacje całej inwestycji jest liczony w latach.
W związku z powyższym przyspieszenia nabierają wszystkie projekty związane z budową nowych lub czarterem istniejących, pływających terminali gazu skroplonego, stawianych jeden po drugim w Europie Zachodniej, które dają zdecydowanie większą nadzieję na uzupełnienie braków. Zapotrzebowanie jest tak duże, że praktycznie na globalnym rynku nie pozostała już żadna jednostka tego typu, która mogłaby spełniać wymagania związane ze spełnieniem lokalnych warunków środowiskowych, wolumenem magazynowania gazu czy stopniem dziennej regazyfikacji, zdefiniowanych dla danego projektu.
A nawet gdyby znalazł się właściwy statek to powstanie pytanie, skąd brać LNG? Obecna światowa flota statków do przewozu skroplonego gazu to 700 jednostek i kolejne w trakcie budowy, które żeby zarabiać muszą z oczywistych względów transportować ładunki.
Czy w takiej sytuacji można skorzystać z dóbr, jakie oferuje Izrael ze swoimi bogatymi zasobami gazu, między innymi, na koncesji „Leviatan”, gdzie odkryto gaz i oszacowano jego wolumen o niebagatelnej objętości 22 TCF (trillion cubic feet). Udziałowcem złoża pierwotnie był amerykański koncern Noble Energy, który odsprzedał swoje udziały innemu światowemu gigantowi firmie Chevron.
W tym roku Izrael dokonał jeszcze jednego odkrycia gazu, na koncesji „Athena”, na której operatorem jest Grecko-Brytyjski Energean, w maju oficjalnie potwierdzając jego komercyjne walory. Złoże jest zlokalizowane 100 km od brzegu, gdzie głębokość wody przekracza 1700 metrów. Na lokalizacji pracuje statek wiertniczy „Stena IceMax” należący do norweskiej firmy Stena Drilling, oddany do eksploatacji w roku 2012. Jest on w stanie pracować na głębokości wody do 3 km i wiercić wielokilometrowe otwory.
Mówi się też o mobilizacji kolejnego statku wiertniczego Stena Forth, kontraktowanego przez Chevron w ramach prac planowanych w Egipcie na Cyprze i Izraelu, czyli w trójkącie krajów, które w ostatnim czasie wykazują bardzo duża aktywność eksploracyjną, co potwierdzają znalezione złoża gazu.
Izrael jeszcze nie należy do światowych gazowych potęg, jednak nie do przecenienia jest fakt, że od roku 2014 praktycznie potroił swoją produkcje gazu z 760 milionów stóp sześciennych dziennie (cubic feet per day) do 2 miliardów w roku ubiegłym. To bardzo dobry wynik, znacznie lepszy niż kraje europejskie i nieco większy niż np. Ukraina, chociaż uzyskiwany tylko z dwóch złóż, tj. „Leviatan” i „Tamar”. Analitycy przewidują, że jeżeli wzrostowy trend zostanie utrzymany, wynik w 2023 roku będzie o 17% wyższy w stosunku do roku 2022.
Problemem Izraela nie jest więc dostęp do węglowodorów, ale możliwość ich dystrybucji i sprzedaży za granicę. Prowadzenie kampanii wiertniczej, na potencjalnych i zbadanych lokalizacjach nie jest procesem wybitnie trudnym i czasochłonnym. O wiele dłużej trwa zagospodarowanie złoża i przyłączanie do infrastruktury lądowej, o ile taka w ogóle istnieje. Czego Izrael na razie nie posiada i co wstrzymuje eksport surowców, to jest terminal skraplania gazu, umożliwiający załadunek bezpośrednio na metanowiec i sprzedaż za granicę.
W obecnej sytuacji Izrael jest więc całkowicie uzależniony od infrastruktury Egiptu, który posiada dwa terminale skraplające gaz. Egipt znajduje się na liście uprzywilejowanych krajów, które nie tylko dyktują ceny gazu, ale również kierunki jego sprzedaży. Zapewne cena gazu płynącego z Izraela będzie w takim układzie wyższa, z marżą doliczoną za przesył oraz jego skraplanie.
Pojawiają się też pomysły podłączenia złóż izraelskich do pływającego terminala skraplania gazu, jakim jest statek FLNG. Jednostką spełniającą wymogi jest np. Hilli Episeyo operowany przez firmę GOLAR. Chociaż jest to dobry pomysł to nadal brakuje infrastruktury przyłączeniowej a jednostka będzie dostępna po 2026 roku, ponieważ aktualnie jest związana kontraktem w Kamerunie. Statek miałby stanąć na Cyprze i zostać podłączony rurociągiem do złóż izraelskich. Patrząc jednak na tempo prac przy innym projekcie gazowym, w ramach którego Cypr realizuje instalację statku FSRU (Floating Storage Regassification Unit), już opóźnionego o 2 lata, możliwość szybkiej instalacji nowej jednostki nie napawa optymizmem. Projekty rządowe w tamtym rejonie świata, mają swoje tempo, dyktowane głównie zdolnościami ich finansowania oraz zmianami w strukturach firm, które zazwyczaj paraliżują większość tych pomysłów. Patrząc na sytuację z dzisiejszej perspektywy, tylko przesył gazu rurociągiem do Egiptu i skraplanie w tamtejszym terminalu daje więc Izraelowi możliwości eksportowe. W czerwcu tego roku, w obecności urzędników unijnych zostało podpisane trzyletnie memorandum rządowe pomiędzy Egiptem i Izraelem. Egipski operator i właściciel koncesji firma EGAS będzie uruchomiała przetargi na sprzedaż spotową. Kto dostanie swoją szansę na zakup gazu, zobaczymy.
Autor: Maciej Olczak, Prezes Energy Market Observer ENMARO (www.enmaro.com) oraz ACC (www.asia-poland.com), międzynarodowy ekspert w obszarze projektów offshore, w tym ropy i gazu.
