Niezwykła koniunktura skroplonego gazu ziemnego na światowych rynkach gazowych

Niezwykła koniunktura skroplonego gazu ziemnego na światowych rynkach gazowych Autor: Andrzej J. Piwowarski ( Nowoczesne Gazownictwo 4/2004) Potencjalna światowa podaż LNG Niniejszy artykuł na temat najszybciej rozwijającego się sektora energetyki jest pierwszym z cyklu artykułów o tej fascynującej obecnie tematyce, autora, który spędził siedem lat w przemyśle i biznesie LNG w Europie Zachodniej i w USA. Następne dotyczące zagadnień ekonomicznych a zwłaszcza technicznych LNG (LNG tj. Liquefied Natural Gaś), również autorstwa drugiego polskiego specjalisty LNG, Stanisława Trzopa ukażą się w następnych numerach czasopisma. W chwili obecnej wszystko wskazuje na to, że skroplony gaz ziemny może się stać przyszłościową i ważną gałęzią przemysłów gazowniczych. Przeżywa on w tej chwili prawdziwy i fantastyczny boom" rozwojowy. LNG zdobywa bowiem coraz większe znaczenie i coraz bardziej ugruntowaną pozycję w międzynarodowym handlu gazem ziemnym. Rosnąca liczba taniejących dzięki postępowi technologicznemu wszystkich ogniw tzw. łańcucha LNG obejmującego m. in. instalacje do skraplania, tankowce LNG czyli tzw. metanowce, terminale regazyfikacyjne importowe, idzie w parze z rozwojem dostaw międzynarodowych i z liberalizacją rynku. Typowymi elementami łańcucha LNG są w kolejności: złoża gazu ziemnego, gazociąg zaopatrujący w gaz instalację do skraplania, instalacje do obróbki gazu, instalacja do skraplania gazu ziemnego, terminal wysyłkowy, eksportowy wraz z nadbrzeżem załadowczym i basenem do zawijania metanowców, tankowce LNG metanowce do transportu morskiego oraz terminal odbiorczy, importowy różniący się dosyć znacznie od wysyłkowego m.in. poprzez posiadanie instalacji do regazyfikacji LNG i ewentualnie instalacji do wykorzystywania zimna czy też odparowanego LNG tzw. boil-off. Brak równowagi pomiędzy obszarami posiadającymi zasoby gazu ziemnego i obszarami jego zużycia powiększa się prowadząc progresywnie do zwiększania wymiany handlowej w dziedzinie gazowniczej. Kraje OECD posiadają zaledwie 10% udokumentowanych zasobów światowych gazu ziemnego podczas gdy, zapotrzebowanie na gaz rośnie ponad 2% rocznie. Obrót międzynarodowy gazem ziemnym powinien zwiększyć się z 770 mld m 3 /rok obecnie do 1300 mld m 3 /rok w 2020 roku. Równolegle z tym wzrostem zwiększa się bardzo szybko udział LNG w handlu światowym. Przewidywania mówią o 7% rocznym wzroście dostaw gazu metanowcami do 2020 roku co spowodowałoby zwiększenie udziału LNG w handlu światowym gazem ziemnym z 22% w chwili obecnej do 35-38% w 2020 r. i prawie do 50% w 2030 r. jeżeli takie tempo się dalej utrzyma. I podobnie jak ma to miejsce z ropą naftową i z produktami ropopochodnymi następuje

obecnie zjawisko globalizacji handlu LNG. Czynniki wpływające korzystnie na rozwój LNG Znacznemu obniżeniu kosztów spowodowanym postępem technologicznym we wszystkich ogniwach łańcucha LNG towarzyszą nowe rozwiązania i mechanizmy rynkowe związane ze sposobem funkcjonowania rynku, które to stanowią dodatkowe bodźce dla rozwoju LNG. I tak liberalizacja sektorów elektroenergetycznego i gazowniczego otworzyła drogę dla nowej organizacji rynków, bardziej konkurencyjnych oraz szybciej reagujących na zmiany. Na tych rynkach nowe podmioty i tradycyjni odbiorcy gazu uprzywilejowują LNG ze względu na jego elastyczność dostaw umożliwiającą szybkie zwiększanie dostaw jak również łatwiejszy wybór źródeł zaopatrywania się w gaz ziemny. Dzisiejszy rynek światowy gazu ziemnego rozwija się w rytmie rozwoju sektora elektroenergetycznego i wprowadzania do eksploatacji nowych elektrowni z cyklem skojarzonym szczególnie we Włoszech, Hiszpanii, Wielkiej Brytanii i w USA. Ten rozwój wyraża się poprzez dywersyfikację aktywów firm idącą w kierunku nabywania elementów infrastruktury łańcucha LNG. Pomocnym zjawiskiem dla rozwoju LNG jest fakt osiągania przez istniejące gazociągi eksportowe limitów przepustowości. Skądinąd transport morski gazu ziemnego oferuje większą swobodę działania w przypadku kiedy pragnie się wejść na rynki politycznie niestabilne a nawet niebezpieczne. Dostawy LNG typu spot Jest rzeczą bezsporną, iż dostawy typu spot będą przyspieszały penetrację LNG na rynkach. Eksperci uważają też, że ten rodzaj dostaw LNG jest nieunikniony i że LNG do tego nadaje się znacznie lepiej aniżeli gaz ziemny rurociągowy. Do dostaw tego typu włą-czająsię również producenci LNG co jest dodatkową szansą dla jego rozwoju. Zasadniczym czynnikiem faworyzującym rozwój rynku spotowego są przewidziane duże dostawy LNG na rynki tzw. płynne i zliberalizowane znajdujące się w USA i w Wielkiej Brytanii. Nawet jeżeli kontrakty długoterminowe będą nadal przeważały to jednak metanowce z LNG będą mogły być łatwiej kierowane na inny rynek niż początkowo przewidziany ponieważ na wymienionych rynkach LNG może zostać względnie łatwo zastąpiony lokalnym gazem ziemnym lub gazem importowanym gazociągami. Tak więc zmiana kierunku dostaw długoterminowych może być głównym źródłem LNG na rynki spotowe. Światowe rynki LNG Można z łatwością wyróżnić na świecie trzy zasadnicze rynki LNG: największy rynek azjatycki, japoński i południowo-koreański, europejski, głównie francuski i hiszpański i rodzący się niezwykle przyszłościowy brytyjski, amerykański (USA) bardzo obiecujący i potencjalny. Rynek azjatycki Na tym rynku czołową rolę odgrywa Japonia, która odbiera około 47% transportowanego na świecie LNG. Około 70% importowanego LNG idzie do sektora elektroenergetycznego. Ta dynamika rozwoju LNG wynikła z trudności elektroenergetyki jądrowej. Drugim co do wielkości rynkiem LNG na świecie jest rynek płd. -koreański, gdzie LNG jest paliwem

priorytetowym i gdzie dodatkowo zarejestrowano wzrost sezonowego zapotrzebowania na LNG. Rynek europejski Na razie w Europie LNG stanowi tylko 7,8% ogólnego zaopatrzenia w gaz ziemny. Głównymi rynkami są rynek hiszpański i francuski. LNG stanowi w Hiszpanii około 63% a we Francji ok. 23% ogólnego zaopatrzenia w gaz ziemny. Wielka Brytania po przeszło 20 latach nieobecności na rynku importowanego LNG powraca do jego dostaw i to w sposób spektakularny. Wynika to z konieczności pokrycia swego zapotrzebowania w związku z malejącym wydobyciem z własnych złóż; i tak w 2010 r. musi importować ok. 46% swego ogólnego zapotrzebowania na gaz a w 2013/14 aż 67%. LNG ma stać się głównym źródłem pokrycia tego deficytu. Przewiduje się, że nawet do 40 mld. m 3 dostaw gazu ziemnego w 2012 r. będzie w postaci LNG. Należy tutaj dodać, że Wielka Brytania wprowadza LNG na swój rynek w celu zapewnienia bezpieczeństwa gazo-energetycznego w sytuacji deficytu gazu. Dlatego nawet uzyskała ona derogację na dostęp stron trzecich do terminali importowych LNG. Rynek amerykański Rynek ten ewoluuje w kierunku masowych dostaw LNG z powodu wyczerpywania się własnych zasobów gazu ziemnego w Stanach Zjednoczonych jak również przewidywanemu zwiększonemu zapotrzebowaniu na gaz w elektroenergetyce. W ciągu nadchodzącego dziesięciolecia to dodatkowe zapotrzebowanie może wynieść ponad 90 mld. m 3 rocznie. Fachowcy uważają, że rynek amerykański może się stać prawdziwą siłą napędową rozwoju LNG w nadchodzących latach. Przewidywana podaż i popyt LNG na świecie Ostatnimi interesującymi wydarzeniami dla LNG było: na początku 2004 r. rozpoczęcie pierwszych dostaw z Kataru do terminalu Petronet LNG w Dahej w Indiach, które w ten sposób stały się 14. importerem LNG na świecie. Drugim wydarzeniem było rozciągnięcie na Basen Pacyfiku arbitrażu cen LNG. Tak więc niektórzy operatorzy LNG skierowali w kierunku rynku azjatyckiego, gdzie ceny przekroczyły 5 US$/MMBtu, płynące w inną stronę metanowce. Przyczyną tego zjawiska było zmniejszone zapotrzebowanie na gaz w Europie i niższe tam ceny za LNG. Ważnym następnym wydarzeniem było w styczniu 2005 r. rozpoczęcie dostaw LNG z Egiptu, który stał się w ten sposób 13. producentem LNG na świecie. Perspektywy szybkiego rozwoju LNG na wszystkich rynkach gazowych Na tradycyjnych rynkach gazowych oraz na rynkach tzw. wschodzących gazu ziemnego przewiduje się w niedalekiej przyszłości ciągłą ekspansję LNG. I tak prognozy przewidują, że w 2020 r. metanowce powinny przewieźć około 380 mln. ton LNG rocznie (510 mld m 3 ). Zapotrzebowanie na LNG w Azji powinno osiągnąć 165 mln. ton (220 mld. m 3 ) w 2020 r., przy założeniu, że nie pojawią się nowe rynki takie jak rynek chiński czy singapurski. Na rynku amerykańskim (USA) jak zaprezentowano to ostatnio Kongresowi i Senatowi możliwości zwiększenia własnego wydobycia gazu ziemnego są bardzo ograniczone. Dlatego

przewiduje się tam budowę dużej liczby terminali regazyfikacyjnych importowych (oprócz reaktywowania i rozbudowy czterech istniejącyh) zarówno na lądzie jak i na morzu (offshore); dla trudno dostępnych miejsc dla budowy terminali opracowano nową technologię wyładunku regazyfikowanego LNG bezpośrednio do sieci lub do podziemnego magazynu gazu. W perspektywie do roku 2020 przewiduje się dostawy LNG do USA rzędu 110 mln. ton rocznie (ok. 148 mld. m 3 /rok). W Europie LNG pozostaje nadal jedną z form zaopatrywania się w gaz ziemny. Przy pomocy istniejącej infrastruktury wyładowczej można importować ok. 41 mln. ton/rok LNG (55 mld. m 3 /rok). Jedenaście nowych terminali importowych o różnym stopniu zaawansowania (w budowie i projektowane) pozwoli na przyjmowanie 70 mln. ton LNG/rok (94 mld. m 3 /rok). Do 2020 roku zapotrzebowanie Europy na LNG powinno osiągnąć 100 mln. ton rocznie to jest 134 mld. m 3 /rok. Przegląd możliwości producentów LNG Dla pokrywania rosnącego stale zapotrzebowania na LNG uruchamiane są nowe moce produkcyjne, skraplania gazu ziemnego. W budowie znajduje się obecnie wiele nowych instalacji do skraplania gazu ziemnego oraz rozbudowuje się istniejące instalacje jak np. w Nigerii czy w Trynidadzie-Tobago. Pozwoli to na zwiększenie produkcji LNG do roku 2010 o 64 mln. ton rocznie (86 mld. m 3 /rok). W 2020 roku ponad 40% zdolności produkcyjnych LNG będzie się znajdowało na Bliskim Wschodzie w takich krajach jak Katar, Oman, Jemen. Do grona producentów dołączył ostatnio Egipt. Przewiduje się realizację projektów instalacji skraplających w Angoli i w Gwinei Równikowej oraz w Peru/Boliwii. Najwięksi importerzy LNG z przemysłu gazowniczego Największymi importerami LNG na świecie są takie firmy gazownicze jak Korea Gas, Tokyo Electric Company, Gaz de France i Gas Natural z Hiszpanii. Niedługo bo w tym dziesięcioleciu największym importerem LNG stanie się brytyjski przemysł gazowniczy. Transport morski LNG Tankowce LNG czyli Metanowee Stanowią one jedno z najważniejszych a być może przy dużych odległościach najważniejsze ogniwo w całym łańcuchu LNG. W następstwie wypadku w Cleveland w 1942 r. wprowadzono kodyfikację zbiorników LNG tak na lądzie jak i na metanowcach. W ten sposób zidentyfikowano różne rodzaje zbiorników LNG takie jak zbiorniki samonośne sferyczne aluminiowe typu Moss (Norwegia) czy też membranowe typu Gaz Transport Gaz de France i Technigaz Gazocean-GTT (Francja). GTT komercjalizuje obecnie trzy rodzaje membran: NO 96, GTT Mark III oraz GTT CS 1. Technologie te nadają się do budowy dużych i bardzo dużych metanow-ców i zbiorników magazynowych w terminalach eksportowych i importowych oraz w instalacjach LNG na szczytowe zapotrzebowania. Te technologie z wielu względów odpowiadają możliwościom wykonawczym naszych stoczni oraz są bardziej opłacalne dla nich aniżeli technologia norweska. Udział w rynku metanowców z membranowymi zbiornikami oraz ich rosnące wielkości Ten rodzaj metanowców stanowi obecnie ponad 50% całej floty światowej i w przyszłości ma wzrosnąć do 75%. W latach 70. pojemności zbiornikowe metanowców były w granicach od

30 do 90 tysięcy m3 LNG. Obecnie metanowiec może przewozić ponad 150 tys. m3 LNG; rekord na dzień dzisiejszy należy do Francji, która posiada metanowiec 153 500 m 3. W niedalekiej przyszłości będą wodowane metanowce o pojemności 210 i 216 tys. m 3 LNG (prawie 130 mln m 3 gazu ziemnego); takie właśnie są zamówione dla projektu ExxonMobil i Qatargas-2. Przewiduje się, że aby sprostać rosnącemu zapotrzebowaniu na LNG trzeba będzie zbudować w ciągu nadchodzących 25 lat około 800 metanowców. Stanowi to kolosalne nakłady inwestycyjne rzędu 150 mld. USD. W 2003 r. dostarczono 15, w 2004 r. 22 metanowce a w roku 2005 dostarczonych ma być 24 metanowców. Według ekspertów i analityków LNG ilości przewożonego w 2010 r. LNG zostaną podwojone w stosunku do 125 mln. m 3 LNG (ok. 170 mld. m 3 ) dostarczonych w 2003 roku. Flota metanowców, ich eksploatacja i perspektywy rozwojowe W tej dziedzinie pojawiają się nowatorskie rozwiązania technologiczne i optymalizacyjne umożliwiające bez zwiększania wymiarów statku na zmagazynowanie większych ilości LNG np. od 4000 do 6000 m 3 więcej. Ważną dla obniżenia kosztów dostaw LNG jest również napęd metanowca (napęd śruby). Fot. 1. Tankowiec LNG (Metanowiec) Nowe rozwiązania pozwalają na stosowanie zamiast uciążliwego paliwa Bunker C odparowany LNG tzw. boil off'\ olej dieselowski do napędu generatorów prądu elektrycznego, które napędzają z kolei silniki napędzające śrubę statku. W ten sposób wyeliminowano rozwiązanie z tradycyjną turbiną parową o gorszej ogólnej sprawności energetycznej i znacznie bardziej zanieczyszczającej środowisko. Pierwsze takie rozwiązanie na skalę światową zastosowano na metanowcu 74 000 m 3, zbudowanym w Chantiers de l'atlantique dla Gaz de France. Stosowanie odparowanego LNG pozwala na oszczędności na paliwie oraz na skrócenie czasu o pół dnia na jednej pełnej rotacji metanowca; wynika to z faktu, że przepisy regulacyjne zakazują tankowanie do pełna paliwa podczas załadunku i wyładunku LNG. Rozwój transportu morskiego LNG zależy wyłącznie od spełniania wymogów bezpieczeństwa, które powinno być zagwarantowane na co najmniej obecnym poziomie oraz od dalszego obniżania kosztów budowy i eksploatacji dzięki innowacyjnym rozwiązaniom.

Do tego rodzaju rozwiązań zaliczyć można metanowiec z instalacją do regazyfikacji LNG na pokładzie ale technologia ta wymaga jeszcze głębszej analizy opłacalności. Na razie El Paso z USA wspólnie z firmą Excelerate Energy stosuje tę technikę wyładowczą a pierwszy wyładunek odparowanego LNG (ok. 130 tys. m 3 LNG) będzie miał miejsce w połowie marca 2005 r.; podobnie Norwegia rozważa jej zastosowanie. Regazyfikacja na metanowcach jest korzystnym rozwiązaniem w przypadku braku możliwości lub bardzo dużych trudności i bardzo zwiększonych kosztów realizacji terminala LNG na lądzie. Potencjał budowy nowych metanowców Rosnące nowe zamówienia na metanowce (np. 70 w 2004 r.) wymagają odpowiednich zdolności wykonawczych w stoczniach. Potencjał budowy tych statków przesunął się w latach 80. z Europy (Francja, Włochy) do Japonii (stocznie Kawasaki, Mitsubishi) a później do Płd. Korei. Dzisiaj stocznie Daewoo, Samsung i Hyundai mogą wodować od 8 do 12 metanowców rocznie. Ogółem światowy przemysł stoczniowy może dostarczać ponad 30 metanowców rocznie. Francja starała zainteresować budową metanowców nasze stocznie ale bez rezultatu. Gaz Transport/Technigaz filia Gaz de France podpisała porozumienia licencyjne z czterema stoczniami chińskimi; celem operacji jest podniesienie konkurencji i doprowadzenie do obniżenia nakładów inwestycyjnych na budowę metanowców a przez to obniżenia kosztów dostawy LNG na rynki światowe. Dobrym sygnałem jest rosnąca liczba metanow-ców zamawianych przez prywatnych, niezależnych armatorów jak np. Knutsen z Norwegii. Jego 138 tys. m 3 metanowiec wozi już LNG z Egiptu do Hiszpanii. Konkurencja pomiędzy gazociągiem a transportem morskim gazu ziemnego Przykłady Hiszpanii i Francji pokazują, że obie metody dostaw gazu ziemnego są raczej uzupełniające się aniżeli konkurujące ze sobą. Ale odpowiedź dla danego kraju wymaga dokładnych analiz optymalizacyjnych i analiz rynku. Ogniwo regazyfikacji w łańcuchu LNG trudności i jego możliwości rozwojowe W sytuacji ciągłego wzrostu ilości importowanego LNG jego dostawa do odbiorców poprzez terminale i sieci stanowi konieczną działalność zwłaszcza w Europie. Obecnie oprócz istniejących w Europie 11 terminali importowych LNG przewiduje się około 12 nowych, których opłacalność została w pełni uzasadniona. Francja jest krajem najdłużej (od 40 lat) i w sposób ciągły importującym LNG poprzez dwa terminale Fos k/marsylii i Montoir w Bretanii. W tym czasie rozładowano tam około 7 tysięcy metanowców, przy zachowaniu pełnego bezpieczeństwa operacji przeładunkowych LNG. LNG importowany na razie tylko przez Gaz de France pokrywa ok. 25% krajowego zapotrzebowania na gaz ziemny. O jego penetracji na rynek gazowy świadczy fakt podwojenia jego ilości w ciągu ostatnich siedmiu lat (1996 2003). W większości krajów UE takie działalności jak obrót gazem, przesył a szczególnie eksploatacja i użytkowanie terminali importowych LNG są rozdzielone. Regulowane taryfy na regazyfikację LNG są do dyspozycji klientów już od 2000 r. Notuje się mocną presję na tworzenie płynnego rynku. W rezultacie terminale importowe LNG powinny posiadać dodatkowe przepustowości to jest zdolności regazyfikacji LNG, które nie były uwzględnione w fazie koncepcji i projektowania. Jeżeli terminal nie może być wykorzystany w stu procentach to koszty usługi regazyfikacji nie mogą zostać zoptymalizowane.

Konkurencja dla uzyskania mocy regazyfikacyjnych w terminalach LNG Notuje się na rynkach gazowych dużą konkurencję pomiędzy projektami zaopatrywania w gaz tych samych obszarów geograficznych oraz pomiędzy firmami pragnącymi zamawiać moc regazyfi-kacyjną terminala. Występuje też częste zjawisko występowania producentów LNG lub operatorów złóż gazowych w działalności odbiorcy i dostawcy gazu jak np. Qatargas czy Sonatrach, współwłaściciel terminalu w Wielkiej Brytanii. W konfrontacji z dysponowanym LNG, wzrostem produkcji, ilością eksploatowanych metanowców, terminale importowe mogą się stać na pewnym etapie rozwojowym LNG tzw. wąskim gardłem dla dostaw. Rosnące trudności lokalizacyjne terminali LNG W krajach importujących LNG firmy gazownicze dla realizacji terminali potrzebują osłoniętych portów czy nadbrzeży, które ze względów ekologicznych lub bezpieczeństwa są strefami coraz bardziej chronionymi. Oprócz tego firmy te powinny ogólnie sprostać wzrostowi żeglugi morskiej i konkurencyjnym przewozom różnych towarów. W zakresie ochrony środowiska i bezpieczeństwa przemysłowego nastąpiło bowiem znaczne uwrażliwienie opinii publicznej; również wzrosły zabezpieczenia w zakresie ochrony przed atakami terrorystycznymi. O tym zjawisku mogliśmy przekonać się w kraju, kiedy został zaanonsowany projekt budowy terminala w Gdańsku. F ot. 2. Terminal importowy LNG (Fos-sur-Mer k/marsylii) W związku z tą sytuacją pewna liczba projektów lokalizacyjnych terminali LNG została w przeszłości anulowana. Do nich należały np. terminale w Montalto di Castro w 1995 r., Płn. Tajwan w 1998 r., Wschodni Harpswell i Zachodnie Yallejo (USA) w 2003 r. Obecnie pomimo akcji promocyjnych i lobbingowych skomplikowała się sytuacja w Kalifornii z powodów administracyjnych oraz w Freeport (Teksas) z powodów regulacyjnych, żądania wielu zmian technicznych w terminalu. W Europie w Turcji wystąpiły trudności podłączenia terminala w Izmirze do sieci przesyłowej, podczas gdy ok. 12 terminali konkurujących ze sobą będzie realizowanych w Zatoce Kalifornijskiej w Meksyku. Tego rodzaju trudności znacznie łatwiej przezwyciężane są w Hiszpanii (terminale Huelva i

Barcelona), Portugalii (terminal w Sines), we Włoszech (4 terminale Panigaglia, Brindisi koło Mediolanu, Rovigo koło Wenecji, Livorno w Toskanii), Francji (Fos sur Mer koło Marsylii, Montoir w Bretanii), Wielkiej Brytanii (terminale Canvey Island i Grain koło Londynu, Dragon w Walii i South Hook koło Milford Haven) oraz w Belgii (terminal w Zeebrug-ge). Aby umożliwić dostawy LNG do danego regionu stosowane są pewne nowatorskie rozwiązania jak np. wyładunek regazyfikowa-nego na metanowcu LNG do sieci lub PMG czy też techniczne uproszczenia polegające na przesunięciu lokalizacji terminali do stref nie chronionych. I tak w USA aby nie zahamować procesu budowy terminali importowych LNG właśnie ze względów ekologicznych i bezpieczeństwa dokonano ich przesunięcia do Meksyku i do Kanady łącząc je z amerykańskimi sieciami przesyłowymi. Inne rozwiązania usuwające powyższe przeszkody polegają na stosowaniu zbiorników kriogenicznych wpół zakopanych, podziemnych przewodów LNG, zbiorników o mniejszych dymensjach, innowacyjnych metod regazyfikacji LNG zmniejszających wpływ na środowisko, takich jak regazyfikacja na pokładzie metanowca, na platformie terminala pływającego (off shore). Oczywiście przy tych ostatnich rozwiązaniach należy się liczyć z dodatkowymi nakładami inwestycyjnymi oraz z wyższymi nawet do 30% kosztami eksploatacyjnymi w związku z większą złożonością i czasem operacji przeładunkowych. Ewolucja konwergencji rynków LNG Handel LNG charakteryzuje się niezwykłym i nieznanym do tej pory w przemysłach gazowniczych procesem globalizacji. Nowe szlaki tj. nowe łańcuchy LNG powstają pomiędzy Bliskim Wschodem i rynkami indyjskim, europejskim i amerykańskim, pomiędzy Azją Płd. -Wsch. i Wybrzeżem Zach. USA oraz pomiędzy Rosją i Japonią. W tym kontekście kraje Bliskiego Wschodu posiadające bardzo znaczne zasoby gazu ziemnego i to tanio pozyskiwanego jak np. Katar (jedno Złoże Płn. ma udokumentowane zasoby rzędu 25000 mld. m 3 ) są w stanie zaopatrywać w LNG wszystkie rynki gazowe na świecie. Ten region świata jest w stanie dokonywać arbitrażu Wschód/Zachód i aby wykorzystać w pełni korzystną pozycję producenci LNG na Bliskim Wschodzie powinni wprowadzić pewną kompensację cenową ze względu na handicap odległości transportu LNG w stosunku do ich głównych konkurencyjnych producentów LNG znajdujących się w Algierii, Libii, Egipcie, Australii czy w Indonezji. A zatem transport morski LNG staje się głównym elementem dostaw i byłoby handlowo uzasadnione to premią transportową, ponieważ metanowce załadowane w Katarze będą musiały pokonać dystans 6300 mil morskich (l mila = 1,852 km) płynąc do Japonii natomiast metanowce płynące z Indonezji tylko 2400 mil a z Sachalina niecałe 900 mil. Podobnie Europa Płd. jest odległa drogą morską od Bliskiego Wschodu o 4700 mil, natomiast Nigeria ok. 4000 mil zaś Algieria tylko o 500 mil. Biorąc to wszystko pod uwagę można stwierdzić, iż transport morski LNG jest głównym elementem kosztów dostaw czyli tzw. C1F (Cost Insurance Freight). Można wysunąć zatem stwierdzenie, że z powyższych powodów tym handicapem transportowym LNG powinien być obciążony producent LNG w terminalu eksportowym a ceny sprzedaży dostarczanego LNG powinny być determinowane przez dany rynek gazowy oraz przez mechanizmy konkurencji. Różnice w cenach tzw. FOB (Free On Board) producentów LNG na Bliskim Wschodzie mogą zatem być dość znaczne: - 0,7 USD za l MMBtu w stosunku do Algierii przy sprzedaży LNG w Europie, - 0,4 USD za l MMBtu w stosunku do Indonezji przy sprzedaży LNG w Japonii. Trzeba jednak zaznaczyć, że ta wada" (utrata początkowej wartości LNG) w przypadku

krajów na Bliskim Wschodzie jest zrekompensowana ekonomią skali (większe metanowce i linie produkcyjne) oraz w znacznej mierze niskimi kosztami wydobycia gazu ziemnego w tym regionie. Rynki gazowe dla LNG stają się coraz bardziej oddalone od centrów zapotrzebowania i z tego powodu jak to już stwierdzono koszty transportu stają się coraz ważniejszym i znaczącym składnikiem cen w projektach dostaw LNG z Bliskiego Wschodu i nie tylko. Dla ilustracji tego znaczenia transportu, aby dostarczyć 7,5 mln. ton LNG (ponad l O mld. m 3 gazu ziemnego) do USA potrzeba będzie 18 metanowców standardowych, których koszt ogólny wynosi ok. 3 mld US$ (167 mln. za jeden metanowiec). Dlatego optymalizacja transportu morskiego LNG jest podstawowym elementem w fazie koncepcyjnej projektu dostaw LNG. Rosnące znaczenie blisko-wschodniego LNG na rynkach światowych. Oprócz istniejących już instalacji do skraplania gazu ziemnego w Abu Dhabi, Katarze i w Omanie wiele nowych projektów jest w trakcie realizacji i mają zostać ukończone w 2009 i 2010 roku szczególnie w Katarze, Iranie i w Jemenie. Tak więc producenci blisko-wschodni będą odgrywać zasadniczą rolę w zaopatrywaniu w LNG prawie całego świata; przewiduje się, że już w 2010 roku będą oni stanowili ponad 30% światowej produkcji LNG. Z drugiej strony ilości gazu ziemnego w postaci LNG dostarczanego na rynki zachodnie zwiększą się znacznie i w 2010 roku nastąpi zrównoważenie ilości LNG dostarczanych na rynek azjatycki i na rynki na zachód od Kanału Sueskiego. Z tego powodu każda duża różnica pomiędzy cenami azjatyckimi i europejskimi lub amerykańskimi będzie kreować możliwości potencjalnego arbitrażu dla producentów LNG na Bliskim Wschodzie. Niektóre wyzwania dla bardzo dużych międzynarodowych firm naftowych Rozmiary rozważanych projektów LNG oraz wielkości zasobów gazu ziemnego dedykowanych na te projekty stanowią wyzwanie dla bardzo dużych firm naftowych zajmujących się gazem ziemnym. Te projekty zawierają też mocno zaakcentowane elementy geopolityczne w których dużą rolę przy ich realizacji odgrywać powinny firmy państwowe lub kontrolowane przez państwo. Wiele międzynarodowych koncernów naftowo-gazowych włączyło do swych programów strategicznych i programów zrównoważonego rozwoju przemysł i biznes LNG. Do nich w pierwszym rzędzie należą: ExxonMobil, Shell, Total, British Petroleum, ChevronTexa-co. Total jest jedyną firmą, która jest obecną we wszystkich krajach na Bliskim Wschodzie produkujących LNG i angażującą się również w realizację terminali importowych jak np. w terminal w Lu-izjanie w USA (10 mld m 3 /rok) Czy Polska może się dołączyć do rodziny krajów importerów LNG? Na to pytanie i na wiele innych dotyczących zagadnień technicznych i ekonomicznych postaramy się odpowiedzieć autor tego artykułu i drugi międzynarodowy specjalista Pan Stanisław Trzop w następnych artykułach niniejszego czasopisma. * dr inż. Andrzej J. Piwowarski, PGNiG S.A., ul. Kasprzaka 25, 01-224 Warszawa, e-mail: andrzej.piwowarski@pgnig.pl