PERPEKTYWICZNE WYDOBYCIE WÊGLOWODORÓW W KONTEKŒCIE D UGOOKRESOWEGO BEZPIECZEÑSTWA ENERGETYCZNEGO RP

DOSSIER PERPEKTYWICZNE WYDOBYCIE WÊGLOWODORÓW W KONTEKŒCIE D UGOOKRESOWEGO BEZPIECZEÑSTWA ENERGETYCZNEGO RP Tomasz Kijewski WYKORZYSTANIE GAZU ZIEMNEGO I ROPY NAFTOWEJ PRZEWY SZA O W OSTATNICH LATACH POZIOM OBJÊTOŒCI NOWOODKRYWANYCH Z Ó. ZAK ADAJ C, E GLOBALNY SPADEK ZAPOTRZEBOWANIA NA SUROWCE ENERGETYCZNE ODNOTOWYWANY OD PO OWY 2008 ROKU JEST ZJAWISKIEM TYMCZASOWYM EKSPLORACJA NOWYCH ZASOBÓW WÊGLOWODORÓW BÊDZIE POSTÊ- 1 POWA A. Jeœli powy szy scenariusz siê sprawdzi, znaczenia mog¹ nabraæ nie w pe³ni wykorzystane pola naftowo-gazowe, których eksploatacja bêdzie uzale niona od szeregu czynników politycznych, ekonomicznych oraz zwi¹zanych z uwarunkowaniami bezpieczeñstwa regionalnego i œwiato- 2 wego (np. z³o a w Kazachstanie czy Iranie). 1) Wiêcej na temat aktualnych projektów naftowych i gazowych na œwiecie: G. Moritis, Major upstream projects, Oil and Gas Journal, 09.06.2008, s. 54-70.; J. Chen, The world's largest untapped oil fields Foreign Policy, grudzieñ 2008. http://www.foreignpolicy.com/story/cms.php?story_id=4562 2) J. Chen, op.cit. 199

. Przegl¹d wybranych pól naftowych i gazowych obrazuje skalê i miêdzynarodowy charakter poszczególnych projektów inwestycyjnych, w których uczestnicz¹ koncerny energetyczne z ró - nych czêœci œwiata. Rozwój pierwszych 5 projektów (Sztokman, Sachalin II, North Field/South Pars, Kashagan, Delta Nigru) mo e d³ugookresowo mieæ bezpoœredni zwi¹zek z europejskim, w tym z polskim, bezpieczeñstwem energetycznym. Pola omówione w dalszej czêœci opracowania (Marcellus Shale, Ferdowsi/Mount/ Zageh, West Qurna, Carioca/Sugar Loaf, Chicontepec) pokazuj¹ globalne kierunki i tendencje w zakresie poszukiwañ i wydobycia nowych zasobów surowcowych. Ze wzglêdu na fakt, e w wielu przypadkach nie by³o mo liwe precyzyjne okreœlenie ca³kowitej pojemnoœci danego z³o a i jego czêœci mo liwej do wydobycia przy obecnych uwarunkowaniach, podane wielkoœci (w przypisach) maj¹ charakter orientacyjny. Dane uzupe³nio- 3 no ca³kowitymi rezerwami danego surowca (ang. proved reserves), które 4 znajduj¹ siê w dyspozycji poszczególnych krajów.. 200 3) Dane na podstawie CIA World Factbook 2009. Rezerwy, które na podstawie analizy geologicznej zosta³y zdefiniowane jako op³acalne do wydobycia (ang. commercially recoverable) ze znanych z³ó oraz przy obecnych uwarunkowaniach ekonomicznych (ang. current economic conditions). W czêœci przypadków, w sk³ad rezerw wchodz¹ tak e zasoby w postaci tzw. kondensatu (ang. condensate), który jest ciek³¹ form¹ wêglowodorów.. 4) Szczególnie w przypadku z³ó trudno dostêpnych (np. meksykañskie Chicontepec), przewa nie nie jest mo liwe wydobycie ca³ego zasobu danego pola naftowego czy gazowego. Mo e to byæ skutkiem czynników technologicznych (niedostateczny rozwój techniki górniczej) lub ekonomicznych (koszt wydobycia), które mog¹ ograniczyæ dostêp do zasobów nawet do poziomu 5-10 proc. zidentyfikowanych rezerw. W celu ujednolicenia i u³atwienia porównania potencja³ów poszczególnych z³ó zlokalizowanych w ró nych czêœciach œwiata, w opracowaniu zastosowano kategoriê wydobywalnych zasobów (ang. extractable resources). W przypadku z³ó przygotowywanych do pe³nego rozwoju (Kashagan, Ferdowsi, South Pars, West Qurna, Carioca, Chicontepec) przyjêto szacunkowo poziom 10 proc. objêtoœci, której wydobycie z ca³oœci zidentyfikowanych rezerw danego pola mo e byæ technicznie mo liwe i op³acalne. Szacunkowe informacje w ww. zakresie zamieszczono w przypisach. BEZPIECZEÑSTWO NARODOWE III - 2009/11

5 1. Sztokman (Rosja) pole Sztokman Morze Barentsa Murmañsk Teriberka - miejsce ew. eksportu w formie gazu skroplonego LNG Norwegia Szwecja Morze Ba³tyckie Finlandia Rosja Estonia --- projektowany gazoci¹g pó³nocny mo liwe gazoci¹gi z pola Sztokman istniej¹ce ruroci¹gi z³o a wêglowodorów mo liwe lokalizacje terminali LNG Sztokman Development AG, z siedzib¹ w Szwajcarii (udzia³owcy): 1. Gazprom (51 proc.) 2. Total (25 proc.) 3. Statoil Hydro (24 proc.) ród³o: Oprac. na podstawie http://benmuse.typepad.com/.a/6a00d8341d9cb353ef01053 56bdca7970c-800wi. Z³o e Sztokman jest umiejscowione w rosyjskiej czêœci Morza Barentsa, ok. 600 km na pó³nocny wschód od Murmañska. Przygotowanie do wydobycia surowców energetycznych w tym regionie jest procesem skomplikowanym z uwagi na panuj¹ce tam warunki atmosferyczne 5) Sztokman 3,7 bln m³ gazu ziemnego (ca³kowite rosyjskie rezerwy gazowe: 44,6 bln m³, naftowe: 79 mld baryùek).. 201

6 zbli one do arktycznych. W celu rozwoju pola, Gazprom porozumia³ siê 7 z francuskim Totalem i norweskim StatoilHydro, w wyniku czego w 2008 roku zawi¹zano spó³kê Shtokman Development AG. Jej siedziba mieœci siê w Szwajcarii. Strona rosyjska posiada 51 proc. udzia³ów, 8 9 Total 25 proc., a Statoil 24 proc.. Wed³ug oficjalnych informacji, konstrukcja dwóch platform wiertniczych s³u ¹cych eksploatacji z³o a Sztokman ma byæ ukoñczona ok. 10 2011 roku, a oficjaln¹ dat¹ rozpoczêcia produkcji jest nadal 2013 rok. Szef Shtokman Development Jurij Komarow jest przekonany, ýe poczàtkowa produkcja gazu zimnego (23,7 mld m³) zostanie do 2020 roku 11 potrojona i osiàgnie wielkoúã ponad 70 mld m³ w skali roku. Niezale ne od konsorcjum Ÿród³a wskazuj¹ jednak, e z powodu cyklicznych opóÿnieñ uruchomienie produkcji gazu w rosyjskiej strefie Morza Barentsa mo e okazaæ siê mo liwe dopiero ok. 2016 roku. Podjêcie ostatecznych decyzji inwestycyjnych w ramach projektu Sztokman 6) Do zasilania platform wydobywczych, strona rosyjska planowa³a wykorzystaæ niewielkie, p³ywaj¹ce elektrownie atomowe, co budzi³o sprzeciw organizacji ekologicznych.. http://www.portalmorski.pl/caly_artykul.php?ida=8159. 7) Total jest zaanga owany w szereg innych projektów energetycznych na terenie Federacji Rosyjskiej (m.in. w rozwój syberyjskiego pola naftowego Kharyaginsk).. 202 http://en.rian.ru/russia/20090527/155104652.html. 8) StatoilHydro jest równie udzia³owcem konsorcjum Skanled, które 29 kwietnia 2009 roku og³osi³o wstrzymanie projektu maj¹cego zapewniæ nowe dostawy norweskiego gazu dla odbiorców w UE, m.in. dla Polski (z Morza Pó³nocnego, i dalej z Danii planowanym gazoci¹giem Balic Pipe).. 9) http://www.total.com/en/press/press_releases/pr-2008/080221-gazprom-statoilhydro-shtokman_ 14663.htm 10) Rok 2013 ma³o realny dla pola Sztokman, Portal Morski, 26.01.2009. www.portalmorski.pl/caly_artykul.php11515?ida= 11) http://www.barentsobserver.com/shtokman-production-to-reach-71-billion-by-2020.4590977-116321.html BEZPIECZEÑSTWO NARODOWE III - 2009/11

mia³o siê odbyæ pod koniec 2009 roku, ale termin ten przesuniêto na 12 pierwszy kwarta³ 2010 roku. Prawdopodobnym powodem takiego kroku, jest niepewnoœæ zwi¹zana z kszta³towaniem siê popytu i cen b³ê- 13 kitnego paliwa w okresie globalnego kryzysu gospodarczego. Otwarta pozostaje przy tym kwestia lokalizacji l¹dowego centrum produkcyjnego. Rosjanie preferuj¹ rejon Murmañska, natomiast zachodni partnerzy Shtokman Development AG sugeruj¹ norweskie Hammerfest lub Kirkenes.. 14 2. Kashagan (Kazachstan) ROSJA KAZACHSTAN Z³o e naftowe Kashagan Pole Kashagan - udzia³owcy na mocy porozumienia North Caspian Sea PSA zawartego do 2041 roku. KazMunayGas 16.8% 7.64% 8.36% UZBE- KISTAN GRUZJA Morze Kaspijskie 16.8% 16.8% ARMENIA 16.8% 16.8% TURKMENISTAN Kazmunaigaz Kazachstan AZERBEJD AN IRAN 200 mil 200 km ExxonMobil Shell Total ENI Conoco Inpex USA W. Brytania-Holandia Francja W³ochy USA Japonia ród³a: ENI, http://www.eni.it/en_it/attachments/investor-relations/presentation/2008/ upstream-seminar-kashagan-update.pdf, http://s.wsj.net/public/resources/images/ NA-AO650_KASHAG_20071129193244.gif, http://www.oxfordenergy.org/pdfs/ NG25.pdf 12) http://www.barentsobserver.com/getting-ready-for-shtokman-development.4596965-116320. html 13) www.energyintel.com/documentdetail.asp?document_id=251378 14) Kashagan 3,8-4,5 mld baryùek ropy naftowej (caùkowite kazachskie rezerwy naftowe: 30 mld baryùek, gazowe: 2,8 bln m³). 203

Pole naftowe Kashagan jest jednym z najwiêkszych pojedynczych z³ó naftowych na œwiecie. Jego znaczenie mo na porównaæ z odkrytym 15 w 1968 roku North Slope-Prudhoe Bay na Alasce. Z³o a ropy naftowej w omawianym rejonie zosta³y sejsmicznie zidentyfikowane w latach 1993-1997 i od tego czasu trwaj¹ prace przygotowuj¹ce pole do wydobycia surowców. W przedsiêwziêciu uczestnicz¹ przedsiêbiorstwa: ENI, ExxonMobil, Shell, Total i KazMunaiGaz (po 16,81 proc. udzia³ów), 16 ConoccoPhillips (8 proc.) oraz japoñski Inpex (7 proc.).. Z kazachskimi zasobami energetycznymi (m.in. pole Kashagan) pañstwa zachodnie wi¹ ¹ nadziejê na alternatywne wobec OPEC i Rosji nowe Ÿród³a dostaw ropy naftowej. Wydobycie mia³o siê rozpocz¹æ w 2005 roku, ale w wyniku kolejnych opóÿnieñ finalizacja in- 17 westycji przesunê³a siê w czasie na prze³om lat 2013/2014. Przygotowanie do wydobycia zasobów roponoœnych na Morzu Kaspijskim jest utrudniane przez panuj¹ce tam niesprzyjaj¹ce warunki atmosferyczne (pokrywa lodowa i temperatura ok. -20 C w okresie zimowym) oraz specyficzny sk³ad chemiczny tamtejszej ropy naftowej (m.in. du a zawartoœæ siarki).. W okresie globalnego kryzysu gospodarczego (trudnoœæ w kredytowaniu inwestycji) problemem zwi¹zanym z projektem Kashagan mo e byæ tak e du a skala przedsiêwziêcia. Pocz¹tkowe koszty inwestycyjne zwi¹zane z wydobyciem ropy naftowej z tego pola szacowano na kwotê 18 przekraczaj¹c¹ 34 mld USD. Poza trudnymi do oszacowania skutkami 204 15) J. Chen, op.cit. 16) http://www.subsea.org/projects/listdetails.asp?projectid=11 17) Oxford Princeton Programme, Inc., 2008., http://www.oxfordprinceton.com/dib/dib.asp?article= 18846171&title=Kashagan+production+'will+commence+in+2013'&key=The+Natural+Gas+ Industry%2C+Professional+Training. 18) Foreign Policy Association, 2007., http://centralasia.foreignpolicyblogs.com/2007/08/28/ kazakhstan-v-eni-showdown-kashagan BEZPIECZEÑSTWO NARODOWE III - 2009/11

globalnego kryzysu ekonomicznego, warto odnotowaæ, e do opóÿnienia inwestycji przyczyni³y siê tak e rekordowe ceny ropy naftowej w po³owie 2008 roku. Osi¹gniêcie przez ropê ceny 140 USD za bary³kê spowodowa³o koniecznoœæ renegocjacji porozumieñ zawartych przez kazachski 19 rz¹d z podwykonawcami.. W 2008 roku strona kazachska doprowadzi³a do znacznego zwiêkszenia swojego udzia³u w przedsiêwziêciu (z 8,33 do 16,81 proc.) staj¹c siê równoprawnym partnerem zachodnich koncernów energetycznych (uczestnictwo w ka dym etapie projektu). Na 2009 rok zaplanowano zmianê sposobu zarz¹dzania projektem. W miejsce wiod¹cej roli w³oskiego koncernu ENI (poprzez Agip KCO/ 20 Agip Caspian Sea B.V.), wprowadzono rotacyjny system przewodnictwa poszczególnych udzia³owców w nowo utworzonej spó³ce North 21 Caspian Operating Company B.V. Strategia energetyczna Kazachstanu wpisuje siê w globaln¹ tendencjê do w³¹czania siê krajów-producentów w ca³y proces wydobycia, przerobu i dystrybucji noœników energii (upstream, midstream, downstream).. 19) J. Chen, op.cit. 20) http://www.agipkco.com/wps/wcm/connect/agip+kco/agipkco+en/home/about+agip+kco/ 21) http://www.energytoday.eu/articles/92999.php 205

22 3. Delta Nigru (Nigeria) Aktywnoœæ miêdzynarodowa w bran y energetycznej Nigerii (obok nigeryjskiej Nigerian National Petroleum Corp.) AFRYKA HISZPANIA - Sonatrach (konsorcjum - Gazoci¹g Transsaharyjski) - Royal Dutch Shell - Chevron-Texaco - Total Z³o a ropy Z³o a gazu Ruroci¹gi NIGERIA MAROKO TUNEZJA NIGERIA ALGIERIA Zatoka Gwinejska Delta Nigru - pola naftowe i gazowe Port Harcourt Projektowany GAZOCI G TRANSSAHARYJSKI 0 25 mil Delta Nigru 0 25 km ród³a: http://www.csmonitor.com/2004/1001/csmimg/p6a.gif, http://www.theodora.com/pipelines/north_africa_pipelines_map.jpg Wiêkszoœæ zasobów energetycznych Nigerii jest zlokalizowana w re- 23 gionie Delty Nigru, w której mieœci siê 481 pól naftowych i 93 gazowe. Z powodu niestabilnoœci polityczno-wojskowej na omawianym obszarze (dzia³alnoœæ antyrz¹dowych si³ Ruchu Wyzwolenia Delty Nigru), inwestycje energetyczne s¹ utrudnione. W wyniku powtarzaj¹cych siê ataków na infrastrukturê, zachodnie koncerny takie jak Shell, Chevron-Texaco, czy Total s¹ czêsto zmuszone znacz¹co 24 ograniczaæ produkcjê ropy naftowej. Jeœli chodzi o systemy do wydobycia i transportu gazu zimnego, nigeryjskie mo liwoœci s¹ ogra- 206 22) Delta Nigru 2,7 bln m³ gazu i 3,4 mld baryùek ropy (ca³kowite nigeryjskie rezerwy naftowe: 36,2 mld bary³ek, gazowe: 5,2 bln m³). 23) http://www.nationmaster.com/encyclopedia/niger-delta-field 24) www.allbusiness.com/mining/oil-gas-extraction-crude-petroleum-natural/494829-1.html BEZPIECZEÑSTWO NARODOWE III - 2009/11

niczone. Istnieje terminal do eksportu LNG, ale znaczna czêœæ uwalnianych wraz z produkcj¹ ropy naftowej zasobów gazowych jest marno- 25 trawiona.. Koncepcja Gazoci¹gu Transsaharyjskiego (ang. Trans-Saharan Gas Pipeline) jest rozwa ana od lat 80. XX wieku, ale nie zosta³a ona zrealizowana m.in. z powodu znacznych kosztów (ok. 12 mld USD) i trudnoœci natury technicznej. Za pomoc¹ licz¹cego 4300 km ruroci¹gu b³êkitne paliwo mog³oby byæ transportowane do wybrze y œródziemnomorskich, z opcj¹ dostaw na rynki europejskie. Wspó³pracuj¹ca ze stron¹ nigeryjsk¹ Algieria posiada bardzo dobrze rozwiniêt¹ infrastrukturê do eksportu LNG (m.in. terminal Beni Saf). Z Algierii, nigeryjski gaz ziemny móg³by byæ te transportowany podmorskim ruroci¹giem do Hiszpanii. W przypadku podjêcia ostatecznej decyzji o realizacji, ruroci¹g o przepustowoœci 20-30 mld m³ gazu 26 rocznie móg³by zostaæ ukoñczony ok. 2015 roku. Realizacj¹ przedsiêwziêcia s¹ zainteresowane niektóre kraje UE, które poszukuj¹ 27 alternatywnych kierunków importu b³êkitnego paliwa. Poza gwarancjami odbioru kilkudziesiêciu mld m³ nigeryjskiego gazu, kraje cz³onkowskie Unii mog¹ wesprzeæ finansowo budowê Gazoci¹gu Trans- 28 saharyjskiego.. 25) Wed³ug oficjalnych danych Nigeryjskiej Narodowej Kompani Naftowej, 40 proc. wydobywanego rocznie gazu podlega spaleniu (eksperci Banku Œwiatowego oceniaj¹, e w skali globalnej Nigeria jest odpowiedzialna za ponad 12 proc. marnotrawionego w ww. sposób gazu ziemnego). http:// www.eia.doe.gov/cabs/nigeria/naturalgas.html. 26) http://uk.reuters.com/article/governmentfilingsnews/idukl238010020070924. 27) Komisarz UE ds. energetycznych Andris Piebalgs we wrzeœniu 2008 roku odby³ wizytê w Nigerii zapewniaj¹c tamtejsze w³adze o zainteresowaniu Unii importem gazu., http://www.eia.doe.gov/ cabs/nigeria/naturalgas.html. 28) Warto przy tym odnotowaæ, e afrykañskie wêglowodory s¹ przedmiotem zainteresowania szeregu zagranicznych firm, które kusz¹ lokalne w³adze obietnicami szeroko zakrojonych inwestycji. Jedn¹ z takich firm jest Gazprom oferuj¹cy w³adzom w Abud y warte 2,5 mld USD projekty gazowe. W 2008 roku strony podpisa³y wstêpne porozumienie w tej sprawie. 207

29 4. Sachalin II (Rosja) Sakhalin Energy Investment Company Ltd. (Sakhalin Energy) Gazprom-50 proc. plus 1 akcja, Shell-27,5 proc., Mitsul-12,5 proc. Mitsubishi-10 proc. Morze Ochockie OCHA Piltun-Astochskoje (PA) PILTUN PILTUN Platforma PA-B ------------------------------------ Sakhalin Energy dzia³a na mocy porozumienia z w³adzami Federacji Rosyjskiej (Production Sharing Agreement) zawartego w 1994 roku. NOGLIKI unskoje (LUN) Platforma PA-A Wydobycie ropy i gazu rozpoczê³o siê na prze³omie 2008/2009 roku OCEAN SPOKOJNY NYSZ NOGLIKI stacja kompresji gazu SACHALIN sieæ ruroci¹gów gazowych (2 nitki) i naftowego do terminali eksportowych Platforma LUN-A Morze Japoñskie ILJINSKI JU NO-SACHALINSK Morze Ochockie PRIGORODNOJE Terminal eksportowy LNG i naftowy PRIGORODNOJE Terminal eksportu ropy ród³o: Oprac. na podstawie danych Petroleum Economist Word Energy Atlas 2007 i informacji konsorcjum kierowanego przez Gazprom, http://www.gazprom.com/eng/articles/article25792.shtml. Nasila siê równie aktywnoœæ Gazpromu w Algierii, gdzie od 2008 roku funkcjonuje przedstawicielstwo tej firmy. W styczniu 2009 roku Gazprom Netherlands B.V. uzyska³o prawa do wydobycia wêglowodorów w algierskim regionie El Assel (Berkine Basin)., EU Keen On Trans-Saharan Gas Pipeline, Business Monitor International Ltd, wrzesieñ 2008., http://www.oilandgasinsight.com/ file/69057/eu-keen-on-trans-saharan-gas-pipeline.html. 208 http://www.gazprom.ru/eng/news/2009/01/33737.shtml. 29) Sachalin II 1 mld baryùek ropy naftowej oraz 0,5-2 bln m³ gazu ziemnego (caùkowite rosyjskie rezerwy naftowe: 79 mld baryùek, gazowe: 44,6 bln m³). BEZPIECZEÑSTWO NARODOWE III - 2009/11

30 Projekt Sachalin II jest wyceniany na ponad 20 mld USD i stanowi jedn¹ z najwiêkszych inwestycji zagranicznych w Rosji. Pola Piltun- Astokhskoje i Lunskoje znajduj¹ siê w strefie przybrze nej, ok. 15 km na wschód od wyspy Sachalin. W zorganizowanym na potrzeby tego przedsiêwziêcia konsorcjum, uczestniczy Gazprom (rola dominuj¹ca) oraz Shell, Mitsui i Mitsubishi. Realizacja inwestycji Sachalin II jest nadzorowana przez utworzon¹ w 1994 roku spó³kê Sakhalin Energy Investment Company Ltd.. Pocz¹tkowo, g³ównym operatorem Sachalin II by³ brytyjsko-holenderski Royal Dutch Shell. W kwietniu 2007 roku Shell i japoñscy udzia- ³owcy spó³ki Sachalin Energy w zwi¹zku z zagro eniem wysokimi karami za zanieczyszczenie œrodowiska zgodzili siê na dominuj¹c¹ rolê Gazpromu. Przekazanie kontroli nad projektem stronie rosyjskiej zagwarantowa³o Gazpromowi najsilniejsz¹ pozycjê (50 proc. plus 1 akcja). Zgodnie z nowym podzia³em udzia³ów Shell uzyska³ 27,5 proc., Mitsui 12,5 proc. i Mitsubishi 10 proc.. Ca³y projekt (platformy wiertnicze, ruroci¹gi, gazo- i naftoporty) 31 znajduje siê w bardzo zaawansowanym stadium rozwoju. W grudniu 2008 roku uruchomiono ca³oroczn¹ produkcjê ropy naftowej (platforma Piltun-Astokhskoye-B), a 15 stycznia 2009 roku konsorcjum Sachalin Energy poinformowa³o o rozpoczêciu wydobycia gazu ziemnego z platfo- 32 rmy Lunskoye-A (LUN-A). Oficjalne otwarcie gazoportu LNG nast¹pi³o w lutym 2009 roku.. 30) W czerwcu 2008 roku firma poinformowa³a, e miêdzynarodowe konsorcjum banków (m.in. Japan Bank for International Cooperation) zabezpieczy³o na realizacje projektu 5,3 mld USD.. 31) N. Sharushkina, World Watch, Energy-intel, 20.02.2009.http://www.energyintel.com/world watch.asp. 209

33 5. North Field / South Pars (Katar, Iran) South Pars IRAN Aktywnoœæ zagranicznych podmiotów gospodarczych w Iranie i Katarze: North Field granica morska miêdzy Katarem a Iranem ZATOKA PERSKA Total (Francja) Eni (W³ochy) Gazprom Royal Dutch Shell (Wielka Brytania/ Holandia) Respol (Hiszpania) Petronas (Malezja) KATAR naturalne z³o a gazu z³o a ropy z³o a ropy i gazu China National Petroleum Corporation Exxon Mobil (USA) ród³o: Oprac. na podstawie US EIA, http://www.eia.doe.gov/cabs/qatar/naturalgas. html. 210 32) Russia look to control world's gas prices, Miriam Elder in Yuzhno-Sakhalinsk, 27.12.2008, www.telegraph.co.uk/earth/energy/gas/3982543/russia-look-to-control-worlds-gas-prices.html; Start of First Russian Offshore Gas Production, Sakhalin Energy., http://www.sakhalinenergy.com/ en/default.asp?p=channel&c=1&n=325. 33) North Field / South Pars ok. 5,3 bln m³ gazu i 5,6 mld baryùek ropy (caùkowite rezerwy Kataru naftowe: 15,2 mld baryùek, gazowe: 25,6 bln m³; caùkowite rezerwy Iranu naftowe: 138,4 mld baryùek, gazowe: 26,8 bln m³).. BEZPIECZEÑSTWO NARODOWE III - 2009/11

Po³o one na pograniczu irañsko-katarskim z³o e wêglowodorów (odkryte w 1976 roku) jest wykorzystywane niezale nie przez oba kraje. North Field znajduje siê w eksploatacji od d³u szego czasu, ale z jego zasobami wi¹ e siê nadzieje na szeœciokrotne zwiêksze- 34 nie produkcji gazu ziemnego do 2012 roku. Obecnie poziom wydobycia gazu z omawianego z³o a wynosi ok. 73 mld m³ rocznie, ale 35 mo e zostaæ zwiêkszony do 200 mld m³. Tak, jak w przypadku eksploatacji szeregu innych z³ó w rejonie Zatoki Perskiej, przy wydobyciu surowców energetycznych z North Field wspó³pracuj¹ ze sob¹ miêdzy- 36 narodowe grupy naftowe (m.in. ExxonMobil, Shell i Total ), które maj¹ doœwiadczenie w realizacji projektów infrastrukturalnych na du ¹ skalê. Wiêkszoœæ tych przedsiêwziêæ, w których zagraniczni inwestorzy wspó³pracuj¹ z katarskim potentatem gazowym Qatargas, koncentruje siê na obrocie skroplonym gazem ziemnym LNG.. Zasoby pola South Pars nale ¹ do najwiêkszych niewykorzystanych z³ó gazu ziemnego na œwiecie i stanowi¹ znaczn¹ czêœæ ca³kowitych irañskich rezerw b³êkitnego paliwa. Projekt South Pars przewiduje 25 faz rozwoju, które maj¹ byæ realizowane na przestrzeni ok. 20 lat przez inwestorów z ró nych stron œwiata. Za przedsiêwziêcie odpowie- 37 dzialna jest spó³ka Pars Oil & Gas Company. Oprócz pola gazowego South Pars (dzielonego z Katarem), w Iranie odkryto tak e perspektywiczne pola naftowe Azadegan i Dashte-Abadan. Zachodnie koncerny 34) W stosunku do wydobycia z 2005 roku, EIA., http://www.eia.doe.gov/cabs/qatar/naturalgas. html. 35) Iran develops South Pars gas field, Persian Journal, 11.07.2008., http://www.iranian.ws/iran_ news/publish/article_25899.shtml. 36) Total jest obecny w katarskiej bran y energetycznej od 1936 roku., http://www.total.com/static/ en/medias/topic3546/total_in_2008_upstream.pdf. 37) Koordynuje ona równie rozwój wydobycia wêglowodorów z pól North Pars, Golshan i Ferdowsi w Zatoce Perskiej., http://www.oilvoice.com/n/pogc_provides_south_pars_production_update/ 21d6d4a4.aspx. 211

zainteresowane surowcami energetycznymi Iranu (np. Royal Dutch Shell, Total czy hiszpañski Repsol) maj¹ utrudnione mo liwoœci fun- 38 kcjonowania. Ma to zwi¹zek z agresywn¹ polityk¹ Iranu (d¹ enie do uzyskania broni nuklearnej), która jest powodem sankcji gospodarczych 39 i technologicznych popieranych przez Waszyngton. Francuski Total, wraz z partnerami biznesowymi, zainwestowa³ w South Pars ok. 2 mld USD, ale pod koniec 2002 roku przekaza³ funkcjê operatora irañskiej 40 firmie South Pars Gas Company.. W zwi¹zku z niekorzystnymi uwarunkowaniami inwestycyjnymi dla firm zachodnich i globalnym os³abieniem gospodarczym, Teheran zabiega o przyspieszenie wykorzystania swoich rezerw w oparciu o inne 41 Ÿród³a kapita³u zagranicznego. W 1998 roku za³o ono specjaln¹ strefê ekonomiczn¹ (Pars Special Economic Energy Zone), której celem jest pobudzenie inwestycji energetycznych w regionie. W dziedzinie produkcji skroplonego gazu LNG perspektywiczna mo e okazaæ siê tak e wspó³praca irañsko-chiñska (pod koniec 2008 roku prowadzono rozmo- 42 wy z China National Petroleum Corporation). Teherañskie w³adze rozwa aj¹ równie kooperacjê z takimi grupami jak Indian Oil Corporation 43 czy Sinopec. W rozwój irañskich zasobów od 1997 roku zaanga owana 38) Repsol, Shell renegotiating Iran gas deal, AFP, 12.05. 2008., http://afp.google.com/article/aleq 212 M5iIGkIuxbmjYcu2B04-BJ0CZTOdhQ. 39) http://www.iranian.ws/iran_news/publish/article_25899.shtml. 40) Total zachowa³ jednak znaczny wp³yw na rozwój South Pars poprzez posiadanie 40 proc. udzia- ³ów w miêdzynarodowym konsorcjum.. 41) W maju 2009 roku resort odpowiedzialny za sektor naftowy Iranu og³osi³ o zamiarze pozyskania funduszy na rozwój South Pars o wartoœci ok. 1 mld euro.. 42) P. Williams, China National Petroleum to take stake in South Pars field, 28.11.2008. http:// 74.125.77.132/search?q=cache:JQEK4YhUbPgJ:www.meed.com/news/2008/11/china_national_ petroleum_to_take_stake_in_south_pars_field.html+south+pars+consortium+total+2008&hl= pl&ct=clnk&cd=2&gl=pl. 43) http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/iran/naturalgas.html. BEZPIECZEÑSTWO NARODOWE III - 2009/11

jest te strona rosyjska. W lutym 2008 roku Gazprom podpisa³ umowê, która zak³ada inwestycje w sektor wydobywczy w Iranie, m.in. w rejonie pola South Pars (faza 2 i 3 projektu wspólnie z Totalem i malezyjskim 44 Petronasem).. 45 6. Marcellus Shale (USA) New York Michigan Indiana Ohio Marcellus Shale Pennsylvania Maryland New Jersey Kentucky Virginia Firmy z USA zainteresowane eksploatacj¹ pola Marcellus Shale: Chesapeake Energy Atlas Energy Resources Cabot Oil&Gas Inwestycje w nowe z³o e gazu ziemnego planuj¹ te norweskie firmy StatoilHydro i Norse Energy ród³o: Oprac. na podstawie http://geology.com/articles/marcellus/marcellus-shaledepth-map.gif 44) Two or three South Pars Blocks in Iran developed by Gazprom, Natural Gas, 20.02.2008., http: //www.natural-gas.ch/2008/02/20/two-or-three-south-pars-blocks-in-iran-developed-by-gazprom/ 45) Marcellus Shale ok. 1,4 bln m³ gazu ziemnego (caùkowite amerykañskie rezerwy gazowe: 5,9 bln m³, naftowe: 20,9 mld baryùek).. 213

Pole Marcellus Shale jest zlokalizowane w pó³nocno-wschodniej czêœci Stanów Zjednoczonych. Mo e ono stanowiæ znacz¹ce wzmocnienie ca³kowitego potencja³u gazowego USA, który ocenia siê na prawie 6 bln 46 m³ (2008). Znajduj¹ce siê na g³êbokoœci ok. 2 km z³o e, rozci¹ga siê w regionie pasma górskiego Appalachów na terenie kilku stanów (m.in. Nowego Jorku, Wirginii Zachodniej, Ohio, Pensylwanii). Wydobycie gazu ziemnego na omawianym obszarze staje siê mo liwe dziêki postêpom w rozwoju technologii górniczych (wymaga zastosowania 47 technik horyzontalnych odwiertów).. Inwestycjami w nowo odkryte amerykañskie z³o e s¹ zainteresowane koncerny energetyczne z Norwegii. Chesapeake Energy, jedna z firm zaanga owanych w eksploatacjê pola Marcellus, og³osi³a w listopadzie 2008 roku zamiar sprzedania prawie 1/3 udzia³ów w projekcie norweskiemu StatoilHydro (drugi po Gazpromie dostawca gazu do Europy). Aktywnoœæ w omawianym regionie USA wykazuje te inna firma z Norwegii Norse Energy. Zidentyfikowanie znacz¹cych zasobów gazu ziemnego Marcellus Shale wpisuje siê w zapocz¹tkowan¹ w póÿnych latach 90. XX wieku seriê odkryæ skalnych z³ó gazowych w USA (Barnett Shale, Fayetteville, Haynesville, Woodford) 48 i Kanadzie. W zwi¹zku z perspektyw¹ nadwy ek gazu ziemnego w Ameryce Pó³nocnej, pod znakiem zapytania mo e stan¹æ realizacja kosztownych projektów LNG (gazu skroplonego) w regionie.. 214 46) https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/geos/us.html#econ. 47) Energy-intel, http://www.energyintel.com/documentdetail.asp?try=yes&document_id=2514 40&publication_id=5. 48) B. Shook, Energy-intel, 18.02.2009., http://www.energyintel.com/worldwatch.asp. BEZPIECZEÑSTWO NARODOWE III - 2009/11

49 7. Ferdowsi, Mount i Zageh (Iran) FERDOWSI, MOUNT, ZAGEH Iran z³o e South Pars Zatoka Perska Katar ród³o: Oprac. na podstawie http://www.petropars.com/tabid/59/default.aspx. Pola naftowe Ferdowsi, Mount i Zageh, które s¹ ze sob¹ po³¹czone, zosta³y odkryte w 2003 roku w strefie wód terytorialnych Iranu, w Zatoce Perskiej (ok. 70 km od linii brzegowej w pobli u miasta portowego Bushehr). Najbardziej zasobne w wêglowodory jest pole Ferdowsi, którego zidentyfikowan¹ wielkoœæ ocenia siê na ok. 30,6 mld bary³ek ropy naftowej (realne wydobycie bêdzie zapewne na znacznie ni szym poziomie). Eksploatacja pól Ferdowsi, Mount i Zageh mo e wymagaæ 50 bardzo powa nych nak³adów finansowych. Pomimo, e proces eksploatacji irañskich zasobów bêdzie czasoch³onny i kosztowny, zauwa alna 49) Ferdowsi, Mount i Zageh 3,8 mld baryùek ropy naftowej (caùkowite rezerwy Iranu naftowe: 138,4 mld baryùek, gazowe: 26,8 bln m³).. 50) Wed³ug wypowiedzi z kwietnia 2008 roku ministra ds. ropy naftowej Iranu Gholama Nozariego, w ci¹gu 15 lat rozwój potencja³u naftowego kraju mo e wymagaæ ogromnych œrodków rzêdu 500 mld USD., www.foreignpolicy.com/story/cms.php?story_id=4562. 215

51 jest aktywnoœæ szeregu zainteresowanych nimi podmiotów. Dzia³ania podejmuj¹ m.in. malezyjskie firmy gazowe, które maj¹ siln¹ pozycjê w miêdzynarodowym obrocie skroplonym gazem LNG. W grudniu 2007 roku strona irañska zawar³a porozumienie inwestycyjne o wartoœci 16 mld USD dotycz¹ce zasobów energetycznych pola Ferdowsi z SKS Oil 52 & Gas International, która nale y do Malaysian Petrofield Company. W listopadzie 2008 roku dosz³o do podpisania trzech umów irañskomalezyjskich, na mocy których malezyjska firma Petrofield uzyska³a 53 dostêp do irañskich zasobów naftowo-gazowych. W³adze irañskie zagwarantowa³y udzia³ w przedsiêwziêciu krajowemu koncernowi naftowemu (ang. Iranian National Oil Company).. 216 51) W 2004 roku Teheran zawar³ porozumienie ze stron¹ japoñsk¹ w sprawie rozwoju pola naftowego Azadegan (rezerwy ok. 26 mld bary³ek). Spotka³o siê to jednak z negatywn¹ reakcj¹ Waszyngtonu, który obawia siê, e zyski z kontraktów handlowych (szacowane wówczas na 2 mld USD) dostarcz¹ Teheranowi œrodków w celu przyspieszenia budowy broni nuklearnej oraz wsparcia antyzachodnich ugrupowañ terrorystycznych. Japan, Iran sign key oil deal, 2004. www.chinadaily.com.cn/english/doc/2004-02/19/content_307397.htm 52) www.pogc.ir/ferdowsigasfield/tabid/157/default.aspx 53) Iran-Malaysia sign cooperation agreements on oil and gas, Ghavanin, 12.11.2008. http://www.ghavanin.com/english/news/detail.asp?codeclass=453&id=31547&codelanguage=2 BEZPIECZEÑSTWO NARODOWE III - 2009/11

54 8. West Qurna (Irak) Majnun W. Qurna Nahr Umar IRAN Zainteresowanie rozwojem zasobów energetycznych Iraku wykazywa³y m.in.:. Ar Rumaylah Chevron (USA) IRAK ruroci¹g IPSA (zamkniêty) Az Zubayr Khawr az Zubayr Kuwejt Khawr al Amaya (zamkniête) Miná al Bakr (zamkniête) Zatoka Perska Total (Francja) ukoil (Rosja) ConocoPhilips (USA). Arabia Saudyjska ród³o: Oprac. na podstawie Global Security, http://www.globalsecurity.org/military/ world/iraq/images/iraq oilfields-map.gif. Zidentyfikowan¹ wielkoœæ po³o onego w po³udniowo-wschodniej czêœci kraju pola szacuje siê na 6-21 mld bary³ek ropy naftowej (przyjête szacunkowo 10 proc. wydobywanej objêtoœci to 0,6-2,1 mld bary³ek). Obecnie West Qurna jest wykorzystywane na poziomie tylko ok. 100 tys. bary³ek dziennie, ale potencja³ pola jest znacznie wiêkszy. Zak³ada siê, e przy odpowiednich inwestycjach, mo liwe jest osi¹gniêcie dziennego 55 wydobycia na poziomie ok. 600 tys. bary³ek ropy dziennie.. 54) West Qurna 0,6-2,1 mld bary³ek ropy naftowej (caùkowite irackie rezerwy naftowe: 115 mld baryùek, gazowe: 3,1 bln m³).. 55) ukoil roœci sobie prawo do irackiego pola West Qurna, co uzasadnia porozumieniem, rzekomo podpisanym jeszcze przez Saddama Hussein'a w 1997 roku. Obecny iracki rz¹d mia³ zastrze enia odnoœnie prawomocnoœci umowy, na któr¹ powo³uje siê strona rosyjska. Sugerowano, e zawarta umowa by³a niekorzystna i zosta³a anulowana przez przywódcê Iraku na krótko przed utrat¹ przez niego w³adzy. W 2008 roku strony powo³a³y grupê robocz¹, która mia³a doprowadziæ do rewizji porozumieñ. Wypowiedzi przedstawicieli irackiego parlamentu w maju 2009 roku wskazuj¹, e pomimo prowadzenia rozmów z Totalem i Chevronem koncesja na rozwój pola West Qurna mo e 217

Problemem zwi¹zanym z pe³niejszym wykorzystaniem irac- 56 kich surowców energetycznych s¹ d³ugotrwa³e zaniedbania inwestycyjne oraz zdewastowana infrastruktura (wojny, d³ugotrwa³e sankcje). Eksploatacji z³ó surowcowych Iraku nie sprzyja te sytuacja w obszarze bezpieczeñstwa wewnêtrznego, 57 pomimo znacz¹cej poprawy w tym zakresie w ostatnim czasie. Nadziejê na przyspieszenie procesów inwestycyjnych w iracki sektor wydobywczy, mo e stanowiæ ustawowe uregulowanie statusu i warunków wydobycia krajowych zasobów surowcowych. Regulacje prawne w powy szym zakresie s¹ jednak przedmiotem nieporozumieñ na irackiej scenie politycznej (zakres wp³ywu irackich przedsiêbiorstw naftowych na produkcjê i generowane zyski).. 218 zostaæ ostatecznie przyznana ukoilowi. Mo e siê do tego przyczyniæ obietnica w³adz Federacji Rosyjskiej anulowania 12 mld USD d³ugu Iraku. Strona rosyjska jest równie bardzo aktywna w zakresie energetyki w innych czêœciach œwiata (Boliwia, Wenezuela)., http://en.rian.ru/business/ 20090518/155036100.html,. http://www.energia.gr/article_en.asp?art_id=20268. 56) W maju 2009 roku pojawi³a siê informacja, e wêgierski MOL i austriacki OMV kupi³y po 10 proc. udzia³ów firmy Pearl Petroleum Company, która ma prawa do z³ó gazu w kurdyjskim regionie Iraku. Wydobywany tam gaz ziemny mo e w przysz³oœci zasiliæ gazoci¹g Nabucco, który jest wa ny w kontekœcie dywersyfikacyjnych planów UE., http://www.cire.pl/item,40217,1.html, http://www.omv.com/portal/01/com. 57) W Iraku powtarzaj¹ siê ataki terrorystyczne, których celem s¹ wysoko postawieni przedstawiciele sektora energetycznego (np. próba zamachu na wiceministra ds. ropy pod koniec 2008 roku). Iraqi deputy oil minister escapes attempt on life. Oil & Gas Journal, 10.11.2008, s. 5.. BEZPIECZEÑSTWO NARODOWE III - 2009/11