Norwegia...kraj fiordów i hydroelektrowni

Transkrypt

1 Norwegia...kraj fiordów i hydroelektrowni Tłumaczenie i opracowanie: Jacek M. Dubrawski ("Energetyka" - październik 2014) Norweski mix energetyczny W norweski mix energetyczny wchodzą w zasadzie tylko trzy składniki - ropa naftowa, gaz ziemny i hydroenergia. Od momentu, gdy pod koniec ubiegłego wieku zaczęto w Norwegii wprowadzać coraz szerzej gaz ziemny i zastępować nim dotychczasowy udział w rynku energetycznym ropy naftowej i węgla, nastąpiła praktycznie całkowita rezygnacja z tego ostatniego paliwa. Olbrzymiego znaczenia natomiast nabrała hydroenergia, dzięki której obecnie powstaje 97% energii elektrycznej produkowanej w tym kraju. Inne źródła OZE mają jedynie marginalne znaczenie i przypomnieć tu też należy, że w Norwegii nie ma elektrowni atomowych. Norwegia, posiadacz największych złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w Europie, jest zarazem dostarczycielem znacznej większości tych surowców do użytkowników na kontynencie. Amerykańska U.S. Energy Information Administration (EIA) ocenia, że w roku 2013 Norwegia była trzecim co do wielkości eksporterem gazu ziemnego na świecie, po Rosji i Katarze, oraz dwunastym eksporterem ropy netto. W 2012 r. - wg danych z Norweskiego Departamentu ds. Ropy Naftowej (NPD) - wartość eksportu ropy surowej oraz gazu ziemnego, a także usług przesyłu rurociągami wyniosła 52% całości dochodów z eksportu krajowego, 23% PKB i 30% dochodów budżetu państwa. Wydobycie ropy naftowej miało swój szczyt w roku 2001 i wyniosło 3,4 min bbl/d 1), podczas gdy w roku 2013 wartość ta spadła do 1,8 min bbl/d. W przypadku gazu mamy całkowicie odmienną sytuację - począwszy od roku 1993 wydobycie praktycznie rośnie z każdym rokiem, z jednym małym spadkiem z 4,16 Tcf 2) w 2012 r., do 3,97 Tcf w roku Elektrownie wodne, jak już powiedziano, są głównym źródłem energii elektrycznej w Norwegii. W czerwcu 2012 r. przedstawiciele rządów Norwegii, Niemiec i Wlk. Brytanii potwierdzili swój plan budowy podmorskich interkonektorów pomiędzy tymi krajami w celu wzmocnienia sieci elektrycznej Europy Północnej i zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego. Będący własnością państwa operator norweski systemu energetycznego Statnett zacznie niedługo współpracę z brytyjskim operatorem United Kingdom's National Grid w celu budowy połączenia kablowego Norwegia - Wlk. Brytania, którego uruchomienie przewidziane jest w roku 2020, a połączenie kablowe z Niemcami, budowane w kooperacji z tamtejszymi firmami, ma zacząć działać już w roku 2018.

2 Trzeba tu również wspomnieć o absolutnym ewenemencie, jakim jest podpisanie porozumienia pomiędzy Norwegią a Rosją, które definiuje ich morskie granice na Morzu Barentsa i Oceanie Arktycznym - porozumienie to zakończyło 40-letni spór pomiędzy tymi krajami i weszło w życie w lipcu 2011 r., a Norwegia (wg NPD) zyskała dodatkowe 54 tys. mil kwadratowych szelfu kontynentalnego. Porozumienie to dodatkowo zobowiązuje obydwie strony do współpracy przy wydobyciu ropy naftowej i gazu ze złóż rozciągających się na obszarze mil 2 pod powierzchnią morza i przekraczających strefy ekonomiczne obu tych krajów. Ropa naftowa Norwegia jest największym producentem i eksporterem ropy w Zachodniej Europie. Według Oil&Gas Journal (OGJ) Norwegia była oceniana na 5,83 mld baryłek potwierdzonych rezerw ropy na dzień 1 stycznia 2014 r. Wszystkie te rezerwy znajdują się w złożach podmorskich na

3 szelfie norweskim (NCS), który dzieli się na trzy części: Morze Północne, Morze Norweskie i Morze Barentsa. Główna produkcja pochodzi z Morza Północnego, a mniejsze jej ilości z Morza Norweskiego - z kolei nowe badania terenu i podejmowanie działań wydobywczych dotyczą Morza Barentsa. Organizacja sektora Norweskie Ministerstwo Ropy Naftowej i Energii (MPE) jest odpowiedzialne za krajowe źródła energii. Departament ds. Ropy Naftowej podlega MPE jako doradca, zarządza złożami NCS oraz zbiera i analizuje dane dotyczące wydobycia. Największym przedsiębiorstwem energetycznym działającym w Norwegii jest Statoil, kontrolujący 70% produkcji ropy i gazu, a rząd norweski jest największym udziałowcem, posiadającym 67% udziałów w tej firmie. Również i inni główni gracze na rynkach światowych zaznaczają swoją obecność w Norwegii - rządowe subwencje do eksploracji ropy i gazu wprowadzone w roku 2005 pozwalają na zwrot kosztów firmom do wysokości 78%! Dodatkowo, obniżone zostały podatki z działalności wydobywczej na lądzie i z gazu LNG eksportowanego do innych krajów, co jeszcze bardziej przyciągnęło inwestorów międzynarodowych. Rząd Norwegii skupia się ostatnio szczególnie na zwiększaniu uzysku z pól produkcyjnych, eksploracji obszarów wydobywczych, udostępnianiu nowych pól do eksploatacji, jak również rozwijaniu nowych technologii podmorskiego wydobycia. Eksploracja złóż i produkcja ropy Według oceny EIA, Norwegia w roku 2013 produkowała 1,8 min bbl/d ropy naftowej i innych węglowodorów płynnych. Największe wydobycie pochodziło w tamtym roku ze złóż Troll (122 tys. bbl/d), Ekofisk (110 tys. bbl/d) i Grane (95 tys. bbl/d), przy czym nakłady na inwestycje dotyczące wydobycia ropy i gazu oraz transport rurowy wyniosły 34,6 mld $, o 0,6 mld więcej niż w roku Produkcja jednak stale spada, począwszy od 2001 r., z uwagi na

4 stopniowe wyczerpywanie się złóż. NPD uważa, że spadek ten będzie trwał dalej i że w dalszej perspektywie to ilość i rozmiary nowych odkryć będą czynnikiem decydującym o utrzymaniu poziomu produkcji. Goliat to pierwsze pole naftowe, które rozpoczęto eksploatować na Morzu Barentsa. Odkryto je w roku 2000 i oceniane jest ono na 174 min baryłek, znajdujących się w dwóch osobnych złożach przykrytych czapami gazowymi, które z kolei ocenia się na 282 mld Bcf objętości. W maju 2009 r. rząd norweski zatwierdził plany dotyczące eksploatacji tego pola przez dwóch licencjobiorców - Eni (65%) i Statoil (35%), a w chwili obecnej trwa końcowa faza budowy całej instalacji, która zacznie pracę na jesieni 2014 r. Wartość szczytową produkcja ropy osiągnąć ma w drugim roku eksploatacji (93 tys bbl/d), po czym nastąpi gwałtowny spadek z uwagi na niskie ciśnienie w złożu i konieczność injekcji gazu. Gaz z kolei osiągnie swój szczyt wydobycia już w rok po rozpoczęciu produkcji i wyniesie on wówczas 45, 9 Bcf. W kwietniu 2011 r. podano do publicznej wiadomości, że Statoil wraz ze swymi partnerami - Eni Norge i Petoro - natrafili na złoże ropy i gazu na badanym przez nich obszarze Skrugard, a kiedy okazało się, że tuż obok znajduje się jeszcze złoże Havis, odkrycie to stało się jednym z największych odkryć w Norwegii w ciągu ostatnich kilku lat. Łącznie złoża te ocenia się na min baryłek rezerw wydobywalnych, a produkcja powinna ruszyć w roku Jeśli chodzi o wydobycie na Morzu Północnym, to parlament norweski w czerwcu 2012 r. zatwierdził wspólne plany wydobywcze dla dwóch pól naftowo-gazowych - Edward Grieg (gdzie operatorem jest Lundin Petroleum) i lvar Aasen (Der Norske). Oceniany na 186 min baryłek ekwiwalentu ropy naftowej Edvard Grieg ma wejść do eksploatacji w czwartym kwartale 2015 r. i dawać 100 tys. bbl/d ropy w szczycie produkcji, natomiast pobliski lvar Aasen, szacowany na 150 min baryłek możliwych do odzysku, będzie ściśle powiązany z polem Edward Grieg i rozpocznie produkcję w czwartym kwartale roku Jednak bez wątpienia nie te wszystkie wyżej wymienione, ale znalezienie złoża Johan Sverdrup było największym odkryciem na świecie w roku 2011, albowiem złoże to oceniane jest na 1,8-2,9 mld baryłek ropy wydobywalnej. I znów, tak jak uprzednio w przypadku Skrugard i Havis, sądzono, że składa się ono z dwóch złóż, lecz później, kiedy okazało się, że jest to jedno, olbrzymie pole, nawiązano współpracę partnerską pomiędzy Statoil, Maersk, Petoro i Det Norske w celu przekształcenia tego miejsca w samodzielny węzeł przeróbczo-transportowy. Produkcja ma się rozpocząć w roku 2019 osiągając w szczycie tys. bbl/d i stanowiąc, wg przewidywań, ok. 25% całej produkcji z NCS. Ale i to jeszcze nie koniec - zainteresowanie bowiem ze strony przedsiębiorstw międzynarodowych jest tak duże, że rząd norweski ogłosił w lutym 2014 r. przetarg na licencje na eksplorację 61 parcel, z których 54 będzie znajdowało się na Morzu Barentsa, a 7 na Morzu Norweskim.

5 Eksport Według Statistics Norway, Norwegia w roku 2013 eksportowała około 1,19 min bbl/d ropy surowej, z której to ilości 92% trafiało do krajów OECD. Z kolei pięciu największych odbiorców norweskiej ropy to WIk. Brytania (42%), Holandia (21%), Niemcy (10%), Szwecja (6%) i USA (5%). Rurociągi Norwegia posiada bardzo rozwiniętą sieć rurociągów podmorskich, włączając w to 8 głównych rurociągów krajowych o łącznej przepustowości trochę poniżej 2 min bbl/d - rurociągi te łączą podmorskie pola naftowe z terminalami przeróbczymi na lądzie. Oprócz tego jest jeszcze wiele mniejszych rurociągów łączących pola na Morzu Północnym z systemem transportowym Oseberg czy z systemami Troll I i //, a pozostała ilość wydobywanej ropy jest transportowana na ląd kursującymi wahadłowo tankowcami. Jedynym natomiast rurociągiem międzynarodowym jest zarządzany przez ConocoPhillips rurociąg podmorski Norpipe, który transportuje 913 tys. bbl/d z systemu pól norweskich Ekofisk (jak również związanych z nim pól na wodach norweskich i brytyjskich) do terminalu przeróbczego w Teeside w Wlk.Brytanii. Brent 3) Łączna produkcja ropy z czterech pól naftowych - Brent i Forties (pól podmorskich na wodach Wlk. Brytanii) oraz Ekofisk i Oseberg (pól podmorskich na wodach norweskich), wynosząca w latach średnio 1 min bbl/d, stanowi punkt odniesienia do ustalania światowych cen ropy naftowej, czyli tzw. North Sea Brent. Niestety, ilość ta zmniejsza się stale od pięciu ostatnich lat, a dodatkowo każdego roku w miesiącach letnich platformy wydobywcze przechodzą planowy remont, co jeszcze bardziej uszczupla produkcję.

6 Ta kurcząca się produkcja powoduje obawę, że ewentualne niespodziewane sytuacje, z którymi można mieć do czynienia w przyszłości, jeśli chodzi o dostawy z tych czterech źródeł, mogłaby znacznie wpłynąć na zmienność cen. Spowodowało to więc skutek pod postacią rozpoczętej na początku roku 2014 dyskusji (zapoczątkowanej przez agencję cenotwórczą Platts) na temat rozpatrzenia możliwości włączenia do grupy tych czterech wymienionych pól jeszcze innych złóż, tym razem spoza Morza Północnego, w celu lepszej stabilizacji wielkości produkcji. Przetwórstwo ropy Według danych OGJ, Norwegia w grudniu 2013 r. posiadała zdolności przetwórcze na poziomie 319 tys. bbl/d, podzielone na dwie rafinerie - będącą w zarządzie ExxonMobil rafinerię Slagen (o wydajności 116 tys. bbl/d) i eksploatowaną przez Statoil rafinerię Mongstad (203 tys. bbl/d). Norwegia jest ważnym dostawcą benzyny i oleju napędowego do Unii Europejskiej, jako że produkcja tych paliw w rafinerii Mongstad spełnia wszystkie rygorystyczne normy ochrony środowiska narzucone przez Unię. Statoil z kolei jest przedsiębiorstwem dominującym na rynku sprzedaży detalicznej w Norwegii i rozszerza swe działania na rynkach europejskich, a port w Mongstad jest największym portem Norwegii w kategorii tonażu przechodzących przezeń ładunków. Gaz ziemny Zasoby Norwegia jest trzecim co do wielkości światowym eksporterem gazu ziemnego (po Rosji i Katarze), a w roku 2012 była na szóstym miejscu, jeśli chodzi o jego wydobycie. Według danych OGJ na dzień 1 stycznia 2014 r., kraj ten posiadał 74 bln stóp sześciennych (Tcf) gazu

7 w zasobach udokumentowanych i pomimo stopniowego wyczerpywania się niektórych złóż, uruchamianie nowych zapewnia jej nawet stały, niewielki wzrost wydobycia począwszy od roku Organizacja sektora Tak jak w sektorze ropy naftowej, tak i tutaj prym wiedzie Statoil, ale również całkiem pokaźny udział w wydobywaniu gazu w partnerstwie ze Statoil mają przedsiębiorstwa międzynarodowe, takie jak ExxonMobil, ConocoPhillips, Total, Shell i Eni. Będące własnością państwa Gassco odpowiada za administrowanie siecią rurociągów gazowych wewnątrz kraju, a zarządza ono również Gassled, czyli siecią międzynarodowych rurociągów gazowych i terminali, przez które przechodzi eksport tego surowca do Wlk. Brytanii i kontynentalnej Europy. Produkcja EIA ocenia, że w 2013 r. Norwegia wyprodukowała 3,97 Tcf gazu ziemnego, o 0,19 Tcf mniej niż w roku 2012, co jest dopiero drugim tego typu spadkiem od roku Cztery największe złoża gazu to Troll (1,05 Tcf w 2013 r., 27% całej norweskiej produkcji), Ormen Lange (0,76 Tcf), Asgard (0,34 Tcf) i Kvitebjórn (0,24 Tcf), a ich łączna produkcja w 2013 r. stanowiła 60% całości wydobycia. Jednym z ciekawszych, pod względem technicznym, przedsięwzięć jest pole naftowo-gazowe Gjoa, eksploatowane przez Statoil i GDF Suez od stycznia 2011 r. Znajduje się ono na Morzu Północnym i ocenia się, że w roku 2013 uzyskano z niego 24 tys. bbl/d ropy naftowej i 0,10 Tcf gazu ziemnego, przy czym gaz transportowany jest gazociągiem wprost do St. Fergus w Szkocji, a ropa rurociągiem Troll II do rafinerii w Mongstad. Ciekawostką jest fakt, że firma

8 Aker Solutions skonstruowała pływającą platformę wydobywczą dla tego pola, zasilaną po raz pierwszy w historii kopalnictwa naftowo-gazowego w całości w energię elektryczną przesyłaną z lądu 60-milowym (ok. 112 km) podmorskim kablem. Platforma ta otwiera nową przestrzeń dla eksploracji na Morzu Północnym, a jej infrastruktura będzie stanowiła swego rodzaju centrum przyszłych działań wydobywczych. Eksport Według oceny EIA, w 2013 r. Norwegia wyeksportowała ok. 3,8 Tcf gazu ziemnego, co stanowiło 96% całej produkcji tego surowca, którego większość została przetransportowana do krajów europejskich rozległą siecią gazociągów, a tylko niewielka ilość tankowcami LNG. Norwegia jest drugim co do wielkości (za Rosją) dostawcą gazu do UE, zaspokajając ok. 21% jej całkowitego zapotrzebowania w roku Norweski Urząd Statystyczny z kolei podaje, że największymi importerami w tamtym właśnie roku były: Wlk. Brytania, Niemcy, Francja, Holandia, Belgia i Włochy. Sieć.przesyłowa gazu do Europy, zarządzana wyłącznie przez norweskie Gassco, składa się z wielu rurociągów międzynarodowych, z których najważniejsze to Franpipe (o zdolności przesyłowej 709 Bcf/y, prowadzący do Dunkierki, Francja), Ze-epipe I, HA i IIB (2,435 Bcf/y łącznie, Zeebrugge, Belgia), Eu-ropipe I i II (1,507 Bcf/y łącznie, Dornum, Niemcy), Norpipe (412 Bcf/y, Emden, Niemcy), Vesterled (502 Bcf/y, St. Fergus, Szkocja) i Langeled (928 Bcf/y, Easington, Wlk.Brytania).

9 Natomiast co do LNG, to wg NPD i BP Statistical Review of World Energy 2013, jego ilość wyeksportowana w roku 2012 wyniosła łącznie 166 Bcf, trochę więcej niż 150 Bcf w roku 2011, z czego większość trafiła do Hiszpanii. Norwegia stała się eksporterem LNG w roku 2007 wraz z rozpoczęciem eksploatacji pola Snohvit, pierwszej instalacji wydobywczej na Morzu Barentsa. Operatorem terminalu w Melkoya w pobliżu Hammerfest, pierwszego w Europie zbudowanego na tak wielką skalę, oraz stacji skraplania o zdolności przeróbczej 200 Bcf/y jest Stałoil i ocenia się, że z pola Snohvitw roku 2013 uzyskano 0,15 Tcf gazu. Energia elektryczna Produkcja energii elektrycznej w Norwegii w roku 2012 osiągnęła najwyższy poziom w historii kraju i wyniosła 145 mld kwh, z których 140 mld kwh pochodziło z hydroelektrowni. Wg Stati-stics Norway, ogólne zużycie energii elektrycznej netto w kraju wyniosło 117 mld kwh w roku 2012, o 2% więcej niż w roku % energii elektrycznej wytwarzane jest w hydroelektrowniach; pozostałe 3% jest generowane przy pomocy paliw kopalnych, biomasy i energii wiatrowej. Największą elektrownią wodną, w Norwegii i w całej Europie, jest Statkraft - będąca własnością państwową i zarazem głównym dostawcą elektryczności. Należącym również do państwa jest przedsiębiorstwo Statnett, będące właścicielem i operatorem norweskiej sieci energetycznej.

10 Jest ono także odpowiedzialne za zapewnienie ciągłości dostaw energii, sprawność sieci oraz utrzymywanie równowagi pomiędzy podażą i popytem. W latach 90. ubiegłego stulecia Norwegia, Szwecja, Finlandia i Dania połączyły swoje rynki energetyczne tworząc jeden wielki rynek skandynawski, a w 2008 r. uruchomiono kabel podmorski o przepustowości 0,7 GW, umożliwiający wymianę energii elektrycznej pomiędzy Norwegią a Holandią. Dodatkowo powstały plany budowy podmorskich kabli łączących Norwegię z Wlk. Brytanią i Niemcami, o przepustowości 1,4 GW każdy. A jeśli już mowa o eksporcie, to wg szacunków Statistics Norway, Norwegia wyeksportowała w roku 2013 ogółem 15,1 BkWh energii elektrycznej, a krajami, które importowały najwięcej, były Szwecja (54%), Holandia (28%) i Dania (17%). Źródło: (aktualizacja z dnia 28 kwietnia 2014 r.) Przypisy 1) Bbl-baryłki ropy 2) cf - stopy sześcienne 3) Należy rozróżnić pojęcie Brent" - jako nazwy pola naftowego lub gatunku ropy pochodzącej z tego pola, od brzmiącego tak samo Brent" - pojęcia używanego w dziedzinie rozliczeń finansowych dotyczących około 2/3 globalnej ilości ropy w obrocie światowym i będącego punktem finansowego odniesienia używanego przez producentów, rafinerie oraz handlowców na całym świecie do ustalania długo- i krótkoterminowych kontraktów na dostawę ropy naftowej na rynkach fizycznych i finansowych (przyp. tłum.)