Australia - kraj rozwijający eksport surowców energetycznych i dbający o środowisko

Transkrypt

1 Australia - kraj rozwijający eksport surowców energetycznych i dbający o środowisko Tłumaczenie i opracowanie: Jacek M. Dubrawski ("Energetyka" - luty 2015) Australia, bogata w węglowodory i uran, była w roku 2012 drugim co do wielkości eksporterem węgla na świecie i trzecim, w roku 2013, eksporterem LNG. Kraj ten posiada wiele bogactw naturalnych i jest jednym z niewielu członków OECD będących znaczącym eksporterem energii - wg BREE (Australia's Bureau of Resource and Energy Economics) prawie 70% całości wyprodukowanej energii jest eksportowane za granicę. Z wyjątkiem ropy naftowej i innych surowców ciekłych, Australia utrzymuje nadwyżkę w wytwarzaniu wszystkich pozostałych produktów energetycznych - jej dochody z ich eksportu w roku 2012 (wg BREE) wyniosły 24% całego eksportu krajowego. Posiada również największe na świecie wydobywalne zasoby uranu (ok. 32% wg danych za rok 2012). Wg World Nuclear Association (Światowego Stowarzyszenia Nuklearnego), jest trzecim na świecie producentem i eksporterem tego pierwiastka na potrzeby elektrowni jądrowych. Chociaż eksportuje również pewne ilości surowców ropopochodnych, jest w zasadzie importerem netto zarówno ropy naftowej, jak i produktów rafineryjnych. Zużycie energii pierwotnej W porównaniu do zapotrzebowania na energię w poprzednich dekadach, Australia doświadczyła ostatnio tylko niewielkiego jego wzrostu - spowodowane to jest wprowadzaniem przedsięwzięć dotyczących zwiększania efektywności energetycznej u odbiorców

2 końcowych, postępu technologicznego oraz odwrotem od przemysłu ciężkiego na rzecz gospodarki nastawionej bardziej na rozwój sektora usługowego. Jeśli chodzi jednak o strukturę zużycia energii pierwotnej, to Australia jest bardzo zależna od energii otrzymywanej z paliw kopalnych. W 2012 roku udziały poszczególnych źródeł zaspokających zapotrzebowanie na energię przedstawiały się następująco: ropa naftowa i inne węglowodory - ok. 36% węgiel i gaz ziemny odpowiednio 36 i 21 %, źródła odnawialne (włączając w to hydroenergię, energię wiatrową i słoneczną oraz biomasę) ponad 6%. Chociaż Australia ma bogate zasoby uranu, nie posiada żadnych mocy wytwórczych energii wykorzystujących to paliwo i eksportuje całą jego wyprodukowaną ilość. W roku 2012 BREE opracowało plan, wg którego do roku 2050 udział w zużyciu energii pierwotnej miał wynieść 34% dla gazu i 14% dla odnawialnych źródeł energii. Jednakże obecny rząd (wybrany w połowie roku 2013) uchylił ustawodawstwo dotyczące podatku od emisji CO 2, celem zniesienia obciążeń finansowych dla tych gałęzi przemysłu, od których tych opłat żądano. Ten zwrot w podejściu do spraw dotyczących produkcji energii najprawdopodobniej pozwoli na kontynuację utrzymywania przez węgiel znaczącego udziału w australijskim mixiep energetycznym, a w szczególności w procesie wytwarzania energii elektrycznej. Krok ten może również spowolnić tempo rozwoju pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych - są one przecież dużo droższe niż węgiel. Ropa naftowa i inne węglowodory ciekłe Zależność Australii od importu ropy naftowej stale rośnie z uwagi na konieczność wypełnienia powiększającej się luki pomiędzy zużyciem krajowym a produkcją tego surowca. Wg Oil&Gas Journal, na dzień 1 stycznia 2014 Australia była oceniana na 1,4 mld baryłek potwierdzonych rezerw ropy. Geoscience Australia z kolei w grudniu 2012 podała do

3 wiadomości publicznej, że rezerwy gospodarcze, które obejmują zasoby potwierdzone i prawdopodobne, wynoszą ok. 3,8 mld baryłek, z czego 0,9 mld baryłek to ropa naftowa, 1,9 mld to kondensaty, a pozostałe 0,9 mld baryłek to LPG. Większość ropy australijskiej to słodka, lekka ropa o niskiej zawartości siarki i wosku, co czyni ją bardziej wartościową niż odmiany cięższe. Większość z tych rezerw znajduje się w polach podmorskich, w pobliżu wybrzeży stanów Zachodnia Australia, Victoria i Terytorium Północne, natomiast zasoby lądowe, znajdujące się głównie w basenie Cooper Basin, zawierają zaledwie 5% całości rezerw ropy tego kraju. Chociaż Australia nie eksploatuje łupków bitumicznych (definiowanych jako skała osadowa zawierająca stałe cząstki organiczne takie jak kerogen i nie będących odpowiednikiem ropy łupkowej ani ropy zaciśniętej) na skalę przemysłową, jednak, wg BREE, posiada około 14 mld baryłek zasobów wykazywanych lub potencjalnych (nie gospodarczych ani potwierdzonych) znajdujących się głównie w stanie Oueensland. Ale wydobycie tego typu surowca napotyka na tak duże wyzwania ze strony wymagań technologicznych oraz ochrony środowiska, że w roku 2008 rząd Oueensland ogłosił 20-letnie moratorium na jego wydobycie ze złoża McFarlane, a inne projekty są rozpatrywane przy zastosowaniu najostrzejszych standardów. Z kolei wg studium opracowanego przez EIA pt. Technicznie Wydobywalne Zasoby Ropy Łupkowej i Gazu Łupkowego", Australia posiada również złoża ropy łupkowej oraz ropy zaciśniętej, oceniane na około 18 mld baryłek. Organizacja sektora Zarządzanie eksploracją i produkcją ropy podzielone jest w Australii pomiędzy rząd federalny a rządy stanowe, przy czym aplikacjami dotyczącymi eksploracji i wydobycia na terenach lądowych tego kraju zajmuje się wyłącznie rząd federalny, natomiast jurysdykcję nad projektami offshore dzieli on z odpowiednimi rządami stanów czy też terytoriów. Regulatorami australijskiego sektora naftowego są Departament Zasobów Energetycznych, Energii i Turystyki (RET) oraz Ministerialna Rada d/s Energii, natomiast w następstwie niekontrolowanego wypływu ropy na polu Montara w roku 2009 utworzono nową instytucję - National Offshore Petroleum Safety and Environmental Management Authority (NOPSEMA) - nadzorującą bezpieczeństwo oraz wpływ na środowisko wszystkich urządzeń wydobywczych znajdujących się na morskich terenach przybrzeżnych. Jeśli chodzi o samo wydobycie i zagospodarowanie ropy naftowej i gazu ziemnego, to dominującą rolę odgrywają największe firmy światowe takie jak Chevron (96 tys. bbl/d w 2013 r.), Shell, ExxonMobil, ConocoPhilips, lnpex, Total, BHP Billiton oraz Apache Energy. Są również i firmy australijskie, zarówno duże, takie jak Woodside Petroleum i Santos, które skupiają się jednak głównie na eksploracji i wydobyciu ropy i gazu, jak i mniejsze, takie jak Origin Energy i Beach Energy, zajmujące się eksploracją, wydobyciem oraz dystrybucją i sprzedażą tych surowców.

4 Australia podejmuje również działania, mające na celu zabezpieczenie stałego rozwoju wydobycia z pól przybrzeżnych przez firmy międzynarodowe, a polegające na stałym organizowaniu corocznych przetargów licencyjnych na nowe projekty wydobywcze. I tak np. w roku 2013 przetargi te dotyczyły 31 bloków obejmujących 6 pól wydobywczych, natomiast w roku 2014 zaoferowano licencjobiorcom 33 bloki na terenach przybrzeżnych stanu Zachodnia Australia i Terytorium Północnego. Eksploracja i produkcja Całkowita dzienna produkcja ropy naftowej i innych węglowodorów płynnych w Australii w roku 2013 wynosiła 447 tys. bbl/d, z czego 44% stanowiła ropa surowa, 31% kondensaty i 14% LPG. Pozostałe 11 % pochodziło z innych produktów rafineryjnych oraz biopaliw. Udział ropy surowej w całości tej produkcji uległ znacznemu zmniejszeniu w ciągu ostatniej dekady - w roku 2000 np. wydobycie dzienne wynosiło 828 tys. bbl/d! - jako że zaczęła ona być stopniowo zastępowana przez kondensaty oraz inne węglowodory płynne powstające przy produkcji gazu ziemnego. Wg Australian Petroleum Production and Exploration Association (APPEA), produkcja paliw płynnych będzie w dalszym ciągu zmniejszać się przez dłuższy okres czasu aż do momentu, kiedy zostaną odkryte nowe złoża, a Australia będzie w stanie sięgnąć po ropę zmagazynowaną w systemach naftowych znajdujących się na głębszych wodach niż te obecnie eksploatowane. Ostatnimi czasy główny front poszukiwań nowych złóż przesunął się na głębokowodne obszary Morza Timor, chociaż w dalszym ciągu leżące w pobliżu stanu Zachodnia Australia baseny Carnarvon i Bonaparte pozostają najbardziej aktywnymi terenami jeśli chodzi o działalność wiertniczą. Wg APPEA, w roku 2012 pola przybrzeżne Zachodniej Australii dostarczyły 69% całkowitego wydobycia ropy surowej, kondensatu i LPG. Pewna liczba małych pól przybrzeżnych, zawierających lekką i ciężką słodką ropę surową, jest w fazie udostępniania do produkcji, która ma się rozpocząć do roku Niestety, okres eksploatacji niektórych z nich jest przewidywany na nie więcej niż 10 lat, co oznacza konieczność znacznie szybszego, niż do tej pory, zagospodarowywania następnych złóż przybrzeżnych. Produkcja kondensatu, czyli podobnego do lekkiej ropy surowej paliwa ciekłego pochodzącego z pól gazu ziemnego, wynosi przez ostatnie kilka lat średnio około 140 tys. bbl/d. Oczekuje się, że produkcja ta wpłynie na wzrost ogólnej ilości wytwarzanych paliw płynnych w ciągu następnych kilku lat, a wszystkie nowe projekty LNG pomogą w osiągnięciu poziomu 200 tys. bbl/d kondensatu do roku Z kolei projekt Northwest Shelf (NWS) jest jednym z największych na świecie projektów dotyczących skroplonego gazu ziemnego i znaczącym źródłem pochodzenia australijskiej ropy lekkiej, LPG i kondensatu. Wydobycie z niektórych pól spada, i firma Woodside, która jest operatorem tego przedsięwzięcia, próbuje przedłużyć istnienie Northwest Shelf poza rok 2020 przy pomocy wydobycia pozostających jeszcze w złożu 88,2 min baryłek zasobów potwierdzonych i prawdopodobnych. W tym celu Woodside zainstalował w roku 2011 na tym szelfie pływającą instalację (tzw. FPSO) służącą do wydobywania, magazynowania i ekspedycji surowca w zastępstwie dla likwidowanej FPSO Cossack Pioneer.

5 Zużycie W Australii zużycie ropy naftowej i innych węglowodorów płynnych przewyższa od kilku dekad produkcję krajową. Zużycie to rośnie w sposób umiarkowany o około 2% rocznie począwszy od roku 2002, osiągając poziom 1,1 min bbl/d w roku Największym konsumentem krajowym, zużywającym rocznie 70% paliw znajdujących się na rynku, jest, wg australijskiego BREE, sektor transportu. Następne, według wielkości zużycia, to sektory produkcyjny, górniczy, mieszkaniowy i rolniczy. Ponadto, zachodząca od kilku ostatnich lat koncentracja wysiłków zmierzających do zagospodarowania wielkich rezerw węglowodorów oraz eksportu towarów energetycznych, wpłynęła w znaczący sposób na zużycie ropy, używanej w tym przypadku do utrzymywania w ruchu kopalń leżących na pustkowiach oraz wydobywania surowców. Olej napędowy, wg FGE 1), ma największy udział w zużyciu rafinowanych produktów naftowych (41%), i jest używany głównie do celów transportowych i przemysłowych. Wzrosło również w ciągu ostatnich kilku lat zużycie paliwa lotniczego ze względu na rozwój transportu lotniczego w celach zarówno komercyjnych jak i turystycznych.

6 Rurociągi naftowe Australia posiada dobrze rozwiniętą sieć krajowych rurociągów naftowych, która jest w prywatnym posiadaniu i zarządzaniu. Epic Energy zarządza 400-milowym (ok. 640 km) rurociągiem do przesyłu ropy i kondensatu gazu ziemnego z Moomba do Stony Point, Santos użytkuje dwa główne rurociągi krajowe do przesyłu ropy i produktów ropopochodnych - są to rurociągi Jackson-Brisbane o długości 500 mil (ok. 800 km) oraz Mereeni--Alic Springs o długości 167 mil (ok. 270 km), natomiast Esso Australia Ltd. jest operatorem długiego na 115 mil (ok. 120 km) rurociągu łączącego Longford z Long Island Point. Import i eksport Australia jest importerem netto zarówno ropy surowej jak i produktów naftowych - w roku 2013, wg Australijskiego Biura Danych Statystycznych (ABDS), odpowiednio 253 i 325 tys. bbl/d - ponieważ zużycie tych dwóch rodzajów paliw przewyższa ich ogólną produkcję. Występują tu również pewne paradoksy, bo podczas gdy rejony północne i północno-zachodnie są zmuszone do importu ze względu na brak mocy rafineryjnych, rejony wschodnie importują ropę na potrzeby swoich rafinerii i rynku wewnętrznego. 47% importu produktów naftowych pochodzi z Singapuru, a przeważająca część pozostałej ilości transportowana jest z Japonii i Płd.Korei, natomiast 48% ropy surowej importowana jest z Malezji, ZEA i Indonezji, przy czym duże ilości pochodzą również z Nigerii, Konga i Gabonu. Z uwagi na fakt, że znaczna większość produkcji ropy australijskiej zlokalizowana jest u północno-zachodnich wybrzeży tego kraju i daleko od rafinerii znajdujących się na wschodzie, przeważająca część tego surowca i jego kondensatów wysyłana jest do innych azjatyckich rafinerii oraz krajów wykorzystujących ropę bezpośrednio jako paliwo dla elektrowni, jak np. Japonia. Wg ABDS, w roku 2013 Australia eksportowała 220 tys. bbl/d tych produktów do Singapuru, Płd.Korei, Chin, Japonii, Tajlandii oraz Malezji. Przeróbka ropy Wg FGE, na początku roku 2014 Australia była w posiadaniu 6 liczących się rafinerii o łącznej zdolności przeróbczej 634 tys. bbl/d (co wg FGE stanowiło 56% zapotrzebowania krajowego) i zarządzanych przez BP, ExxonMobil, Shell i Caltex Australia, dla których ropa pochodziła z pola przybrzeżnego Bass Strait (pd.-wsch. Australia) i z importu. Niestety, wzrastające koszty pracy i eksploatacji, rosnąca konkurencja ze strony większych i nowocześniejszych rafinerii azjatyckich, wyższe wymagania środowiskowe i droższy import doprowadziły do sytuacji, w której Australia zmuszona została do planowego zakończenia działania niektórych ze swych rafinerii, obniżając w ten sposób przewidywane zdolności przeróbcze do 414 tys. bbl/d z końcem 2015 r. Spowoduje to w konsekwencji wzrost procentowego udziału importu produktów naftowych w zużyciu krajowym, a w szczególności oleju napędowego, etyliny i paliwa lotniczego.

7 Gaz ziemny Australia produkuje wystarczającą ilość gazu ziemnego, aby pokryć swoje zapotrzebowanie i być uważaną za wiodącego eksportera tego surowca, a niedawne odkrycia nowych złóż i rosnące potrzeby regionalne dały dodatkowy bodziec działaniom inwestycyjnym. Wg OGJ, rezerwy potwierdzone australijskiego gazu wynosiły w styczniu 2014r. więcej niż 43 bln stóp sześciennych (Tcf). Z kolei Geoscience Australia oceniała w roku 2012 wielkość rezerw potwierdzonych i prawdopodobnych na 99 Tcf gazu ziemnego (zlokalizowanego głównie na Szelfie Pn.-Zach. tj. w basenach przybrzeżnych Carnarvon, Browse i Bonaparte) oraz 33 Tcf metanu z pokładów węgla (CBM) (znajdującego się w złożach Bowen i Surat w pn.-wsch. części stanu Queensland) - należy tu dodać, że według Geoscience struktura wydobycia będzie zmieniała się na korzyść CBM w ciągu najbliższych 20 lat, z uwagi na bardzo agresywnie prowadzone poszukiwania i wiercenia. Nie należy również zapominać o zasobach gazu łupkowego, ocenianych przez EIA w roku 2012 na 437 Tcf, znajdującego się w wielu, rozrzuconych po całym terytorium Australii basenach. Organizacja sektora Wszystkie działania dotyczące gazu australijskiego znajdują się pod nadzorem dwóch instytucji: Departamentu Zasobów, Energii i Turystyki {REJ) oraz Ministerialnej Rady d/s Energii {MCE), a największymi przedsiębiorstwami zajmującymi się tym surowcem są firmy zarówno krajowe, jak i zagraniczne, takie jak Santos, Woodside, Chevron, ConocoPhillips, ExxonMobil, Origin Energy, BG Group pic, Apache Corp., INPEX Corp., Total, Shell oraz Statoil. Dodatkowo, niedawny wzrost wydobycia CBM dla potrzeb projektów LNG przyciągnął do Australii firmy azjatyckie takie jak Sinopec, CNOOC, Tokyo Gas oraz CNPC, które zainteresowane są zarówno dostawami LNG na rynki chiński i japoński, jak i dostarczaniem urządzeń niezbędnych dla eksploracji i wydobycia. Eksploracja i produkcja Produkcja gazu ziemnego w Australii osiągnęła wielkość blisko 2,2 Tcf w roku 2013, co w porównaniu do 1,2 Tcf w roku 2000 stanowi znaczący wzrost. Gaz ten wydobywany jest zarówno ze złóż lądowych (np. Cooper/Eromanga, Gippsland) jak i przybrzeżnych (np. Bonaparte, Carnarvon), główne z kolei źródła CBM znajdują się w stanach Oueensland i New South Wales (NSW). Znaczna ilość całości wydobywanego gazu zostanie niedługo zagospodarowana na potrzeby projektów dotyczących skraplania, a niezbędna do tego infrastruktura jest już albo w trakcie budowy, albo w fazie zaawansowanego planowania. Jeśli chodzi o nowe projekty wydobywcze, to właśnie inwestowane jest 4,8 mld AUD 2) w wydobycie niskociśnieniowego gazu w polach North Rankin i Perseus, projekt Greater Western Flank dotyczy złoża zawierającego 3 Tcf gazu oraz 100 min baryłek uzyskiwalnego kondensatu i ma on zostać uruchomiony w roku 2016, Greater Gordon Fields z kolei oceniany jest na 40 Tcf ogólnych zasobów i ma ruszyć w 2015 r., a wraz z nim infrastruktura

8 skraplająca o przepustowości 750 MMcf/y - produkcja z tego złoża ma wynosić 950 mld Bcf/y gazu i 20 tys. bbl/d kondensatu, a uwalniany C0 2 będzie zatłaczany do głębokich formacji skalnych pod wyspą Barrow. Inne duże projekty to Gorgon Project (do ukończenia w 2016 r. i o zdolności eksportowej 430 Bcf/y, opartej na wydobyciu rzędu 584 Bcf/y oraz 30 tys. bbl/d uzyskiwalnego kondensatu), Browse Basin Development Program (który po uruchomieniu w roku 2017 ma produkować 400 Bcf/y gazu LNG, 32 tys. bbl/d LPG oraz 100 tys. bbl/d kondensatu), a także Greater Sunrise Field (oceniany na więcej niż 5 Tcf gazu i 230 min baryłek kondensatu). Australia ma również bardzo znaczne, praktycznie jeszcze nienaruszone zasoby metanu pokładów węgla (CBM) oraz gazu łupkowego. Instytucje oficjalne oceniały w roku 2012 zasoby ekonomicznie wydobywalnego CBM (z głównymi złożami w basenach Surat i Bowen w stanie Oueensland) na poziomie 33 Tcf, a jego produkcja w tym samym roku wyniosła 246 Bcf, co stanowiło 13% ogólnej produkcji gazu w tym kraju. Z kolei zasoby technicznie wydobywalnego gazu łupkowego oceniane są przez EIA na poziomie 437 Tcf, stawiając pod tym względem Australię na 6-ym miejscu na świecie. Niestety, normy środowiskowe zostały ostatnio bardzo zaostrzone, i w tej sytuacji władze usiłują znaleźć złoty środek pomiędzy potrzebami ekonomicznymi a oporem społecznym związanym z procesem szczelinowania. Zużycie gazu Australia zużyła 1,3 Tcf gazu w roku 2013, co stanowiło wzrost o 37% w ciągu ostatniej dekady. Głównymi odbiorcami tego surowca są: przemysł (32% ogólnego zużycia gazu), energetyka (31%), górnictwo (19%) oraz sektor mieszkaniowy (11%). Przez cały ten okres cena gazu krajowego była niższa niż na rynkach światowych, lecz w miarę jak coraz mniej LNG zaczęło trafiać na rynek krajowy z uwagi na wzrost eksportu oraz gdy po zakończeniu starych kontraktów dostawcy zaczęli podnosić ceny celem odzwierciedlenia zysków operacyjnych na rynku światowym LNG, cena ta poszła w górę. W odpowiedzi na to

9 zjawisko, nowy rząd, wybrany we wrześniu 2013, zniósł zarówno podatek od emisji C0 2 jak i system handlu emisjami, co stworzyło lepsze warunki dla producentów energii opartej na węglu. Eksport LNG W ciągu ostatnich 10 lat eksport australijskiego gazu LNG zwiększył się prawie trzykrotnie, osiągając wartość (wg IHS Energy) 1,070 Bcf na koniec roku Gaz ten wysyłany jest prawie wyłącznie na rynki azjatyckie, przy czym Japonia odbiera 80% z tej ilości (szczególnie na skutek wyłączenia elektrowni Fukushima), natomiast resztą podzieliły się Chiny, Korea Płd. i Tajwan. Australia posiada obecnie 3 instalacje do eksportu LNG o łącznej przepustowości 1,2 Tcf/rok (są to North West Shelf LNG, Darwin LNG oraz uruchomiona w roku 2012 Pluto LNG), przy czym popyt na gaz i możliwości jego produkcji sprawiają, że w budowie jest następnych 7 instalacji - mają one rozpocząć pracę w roku 2017, a ich łączna wydajność ma wynieść 3 Tcf/rok. Wg źródeł przemysłowych, obecne projekty znajdujące się w budowie mają łączną wartość ponad 190 mld AUD, a do roku 2020 Australia najprawdopodobniej wyprzedzi Katar w eksporcie LNG. Jeśli z kolei chodzi o projekty CBM-to-LNG (skraplanie gazu CBM), to są one możliwe do realizacji przy obecnym wydobyciu węgla, niemniej, co było już podkreślane wcześniej, opory środowiskowe oraz stosunkowo mniejsza ilość gazu uzyskiwanego w ten sposób stawiają przed inwestorami poważne wyzwania. Nie ułatwiają życia inwestorom również problemy związane z brakiem siły roboczej, wysokimi zarobkami, aprecjacja australijskiego dolara w stosunku do dolara amerykańskiego, problemy środowiskowe oraz odległe lokalizacje projektów - wszystko to powoduje, że zaobserwowano ostatnio trend do inwestowania raczej w rozwój już istniejących instalacji zamiast w budowę nowych. Paradoksalnie, problemy te wpływają również na rozwój nowych technologii - przedsiębiorcy zwracają się w kierunku budowy pływających instalacji skraplania gazu, które są znacznie tańsze od budowanych na lądzie, i tak np. firma Woodside zdecydowała w roku 2013 zmienić

10 lokalizację instalacji Browse LNG z lądowej na pływającą, a Prelude LNG będzie w roku 2017 pierwszym terminalem pływającym skonstruowanym w oparciu o nową technologię opracowaną przez Shell-a. Rurociągi gazowe Ze względu na niejednorodność lokalizacyjną głównych centrów ekonomicznych (południowo-wschodnia część kraju) i miejsc wydobycia gazu (północny-zachód i centrum), Australia zmuszona jest do rozwijania sieci rurociągów transportujących ten surowiec. Sieć ta ma obecnie długość 15 tys. mil (ponad 24 tys. km), z czego ponad połowa zarządzana jest przez operatora APA Group (pozostałe to m.in. Jemena, Prime Infrastructure i Australian Gas Light), a jej szczególny rozwój nastąpił po roku Nie jest ona jednakże jednolita - pd.-wsch. wybrzeże, Darwin i Sydney zaopatrywane są przez rurociągi prowadzące gaz z centralnej części kraju, podczas gdy gaz wydobywany na terytoriach pn.-zach. transportowany jest do rejonu pd.-zach. Australii, i dopiero niedawno APA zaproponowało budowę interkonektora łączącego te dwa systemy, co pomogłoby zoptymalizować tranzyt dla celów potrzeb wewnętrznych i eksportu LNG. Węgiel kamienny i brunatny Australia jest drugim co do wielkości eksporterem węgla na świecie (wg tonażu), który jest równocześnie drugim, pod względem przynoszenia dochodów, artykułem eksportowym (po rudzie żelaza) tego kraju. Jeśli chodzi o zasoby, to w 2013 r. wg oceny World Energy Council 2013 Survey kraj ten posiadał 84 mld Bst 3) rezerw wydobywalnych (wg rządu australijskiego mld Bst w roku 2012 zasobów potwierdzonych i prawdopodobnych), z czego 58% przypadało na węgiel kamienny, a 42% na węgiel brunatny. Wartość eksportu węgla w roku 2012 wyniosła 40 mld AUD według danych opublikowanych przez Minerals Council of Australia. Miejsca wydobycia to stany Oueensland i NSW (Nowa Płd.Walia) - gdzie produkuje się 98% ogólnej ilości węgla kamiennego, oraz Victoria - posiadająca praktycznie wszystkie krajowe zasoby węgla brunatnego. Produkcja ta, pochodząca głównie z kopalń odkrywkowych, w roku 2012, wg EIA, prowadzona była przez około 120 prywatne przedsiębiorstwa wydobywcze zarówno krajowe, jak i zagraniczne, takie jak np. BHP Billiton, Anglo American (UK), Rio Tinto (Australia-UK) i Xstrata (Szwajcaria). Produkcja, zużycie i eksport W 2012r Australia wyprodukowała 464 MMst 4 węgla, trochę mniej niż 468 MMst osiągnięte w roku i tu ciekawostka: spadek produkcji w roku 2011 został spowodowany powodziami, które nawiedziły stan Oueensland z początkiem roku i spowodowały 30%-owy spadek wydobycia z kopalń odkrywkowych zalanych wodą!

11 Niemniej jednak produkcja węgla wzrosła przez ostatnie 20 lat o 84% i nadal wzrasta, co jest spowodowane silnym zapotrzebowaniem krajowym i kontynuowanym inwestowaniem w wydobycie i usprawnienie eksportu. I tak na przykład, wg BREE, w kwietniu 2014 r. Australia miała zainwestowane 11,2 mld $ w mocno zaawansowane projekty dotyczące wydobycia i infrastruktury celem zwiększenia produkcji węgla o dodatkowe prawie 80 MMst do roku Jednak przyszłość australijskiego węgla będzie zależała od różnych czynników. I tak, w przypadku eksportu, od azjatyckiego zapotrzebowania na ten surowiec - w roku 2012 wysłano do Azji 72% całości produkcji, co oznaczało około 332 MMst (z tego do Japonii trafiło 35%, reszta do Chin, Płd.Korei, Indii i Tajwanu). W przypadku wspierającej ten eksport infrastruktury, w Australii działa obecnie 9 terminali węglowych o zdolności przeładunkowej 510 MMst, przy czym w budowie są następne, które mają zwiększyć tę zdolność o następne 56 MMst do roku Zbyt wewnętrzny natomiast, głównie na potrzeby energetyki, uzależniony będzie od stosunku ceny węgla do innych nośników energii. Energia elektryczna Produkcja energii elektrycznej w Australii wzrosła, wg BREE, z 200 mld kwh w roku 2000 do 250 mld kwh w roku Pochodzi ona głównie z elektrowni zużywających paliwa kopalne, przy czym na węgiel przypadało 64% całości produkcji w roku Niemniej udział innych paliw w tym procesie stale rośnie i węgiel zaczyna ustępować im miejsca. Gaz, używany głównie do produkcji energii elektrycznej w chwilach największego zapotrzebowania, miał jak do tej pory 20% udziału w produkcji tej energii, ale do roku 2050, wg BREE, udział ten powinien wzrosnąć do 36%. Hydroenergia w roku 2013 miała swój udział w rynku energetycznym na poziomie 7% (głównie w stanach Tasmania, Vic-toria i NSW), ale jej wytwarzanie ograniczane jest problemami z wodą i opiera się ono głównie o małe projekty. Inne źródła odnawialne, takie jak wiatr, bioenergia czy energia słoneczna, pozwoliły na wytworzenie 6% całości energii elektrycznej w roku 2013, przy czym energia wiatrowa miała w tym procesie swój 50%

12 udział. Najszybszy wzrost z tej grupy zanotowała energia słoneczna, a to dzięki rządowemu poparciu dla małych projektów energii odnawialnej, a także poza sieciowemu wytwarzaniu prądu przez niektórych użytkowników. Wspomnieć tu należy, że we wprowadzonym w roku 2010 Australia's Renewable Energy Target rząd zakłada udział energii odnawialnej w wytwarzaniu prądu na poziomie 20% do roku Jeśli chodzi z kolei o przesył energii, to wschodnie i południowe stany są dobrze obsługiwane przez sieć National Electricity Market (NEM), natomiast Australia Zachodnia i Terytorium Północne posiadają sieci oddzielone od innych stanów. I na zakończenie - ceny prądu: wzrosły one (wg Australia's Climate Change Authority) o 60%! w latach , lecz, jak się utrzymuje, wzrost ten był niezbędny celem uzyskania funduszy na unowocześnianie infrastruktury, zapewnienie nakładów inwestycyjnych, a także wsparcie programów dotyczących taryf dla energii odnawialnej. Podsumowanie Stabilne środowisko polityczne, stosunkowo przejrzyste struktury regulacyjne, znaczące rezerwy węglowodorów oraz bliskość rynków azjatyckich czynią Australię atrakcyjnym miejscem dla inwestorów zagranicznych. Z kolei poprzedni rząd, w opublikowanym w roku 2012 Energy White Paper (Białej Księdze Energetycznej), kreśli politykę energetyczną nakierowaną na uzyskanie równowagi pomiędzy zabezpieczeniem krajowych potrzeb energetycznych za akceptowalną cenę, a wzrostem eksportu w odpowiedzi na rosnący zbyt na azjatyckim rynku paliwowym. Obydwa te czynniki powodują szybszy rozwój infrastruktury energetycznej, przyciągają większe inwestycje, stwarzają wydajniejsze rynki energii oraz mechanizmy cenowe dla użytkowników, a także zapewniają coraz większe dostawy czystej ekologicznie energii. Źródło: (aktualizacja z dnia 28 sierpnia 2014 r.)

13 Przypisy 1 FGE - FACTS Global Energy Group - grupa konsultantów energetycznych, specjalizująca się w badaniach, analizie i prognozowaniu różnych aspektów rynku ropy naftowej i gazu (przyp. tł.). 2) AUD dolar australijski. 3) Bst - tona amerykańska = 907,18 kg (przyp.tł.). 4) MMst - min ton amerykańskich (przyp.tł.)