Gazowa "rewolucja przemysłowa"

Gazowa "rewolucja przemysłowa" LNG i powstawanie globalnego rynku gazu ziemnego Autorzy: Antoni Fałkowski, Agnieszka Nitza, Malwina Piekarska, Dominik Smyrgała (red.), Monika Sopala

Spis treści Wstęp...3 Niezależny europejski rynek gazu a LNG...4 Katar i Bliski Wschód jako źródło LNG...8 Trynidad i Tobago egzotyczna alternatywa dla Gazpromu?...12 Malezja, jeden z czołowych eksporterów LNG...15 Nota o Autorach...18

Wstęp Jednym z najważniejszych zagadnień z zakresu bezpieczeństwa energetycznego przewijającym się ostatnio w publicznej debacie jest kwestia bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego. Nakładają się na to liczne elementy, takie jak: perspektywy polskiego sektora gazu łupkowego; konieczność wypełnienia obowiązków wynikających z unijnego pakietu klimatycznego i związany z tym przewidywany wzrost zużycia surowca; rozwój technologii LNG, czy wreszcie budowa gazociągu Nordstream po dnie Morza Bałtyckiego. Zagadnienia przewijają się z różnym natężeniem i w różnych konfiguracjach. Wydaje się jednak, że przy tym wszystkim opinii publicznej umyka najistotniejszy aspekt, jakim jest pojawienie się w ostatnim okresie zrębów światowego rynku gazu ziemnego, w odróżnieniu od wcześniej istniejących i zdezintegrowanych rynków lokalnych. Wiąże się to w pierwszej kolejności z rozwojem technologii skraplania gazu ziemnego i pozyskiwania błękitnego paliwa z niekonwencjonalnych źródeł, takich jak skały łupkowe. Pojawiły się zupełnie nowe, niedostępne wcześniej możliwości importu i produkcji gazu. Właśnie to zagadnienie ma Czytelnikowi przybliżyć niniejsza ekspertyza. Opisywane zjawisko nabiera aktualnie szczególnego znaczenia w kwestii arbitrażu, do którego odwołuje się Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo w sporze cenowym z rosyjskim Gazpromem. Globalna sytuacja w zakresie produkcji błękitnego paliwa przeszła bowiem w ostatnim okresie rewolucję, całkowicie zmieniającą kontekst podpisanych w poprzednich latach porozumień. Dominik Smyrgała

Niezależny europejski rynek gazu a LNG Europejski rynek gazu przechodzi szybkie i fundamentalne zmiany. Rozejście się cen gazu i cen ropy jakie ma obecnie miejsce nie byłoby możliwe gdyby nie eksplozja rynku gazu skroplonego LNG. Od paru już lat jesteśmy świadkami ciekawego procesu powstawania niezależnego rynku gazu. Gaz dotychczas silnie związany z infrastrukturą przesyłową sprzedawany był zazwyczaj w ramach długookresowych kontraktów indeksowanych do cen produktów ropopochodnych. Kontrakty tego typu miały zapewnić stabilność dostaw oraz zminimalizować ryzyko po stronie finansującego budowę i utrzymanie infrastruktury przesyłowej. Zawierane pomiędzy producentami gazu a kupującymi wiązały na wiele lat obie strony, jednocześnie jednak cementowały rynek nie dopuszczając graczy trzecich do wykorzystania infrastruktury i samego rynku. W stabilnym otoczeniu, gdzie nie istniała realna konkurencja pomiędzy dostawcami gazu, kontrakty były idealnym środkiem zarówno dla odbiorców jak i producentów minimalizującym ryzyko i maksymalizującym zyski. Zdecydowanie jednak nie sprzyjały rozwojowi konkurencji, a przez to ograniczały efektywność poszczególnych projektów i podnosiły koszty dla finalnych odbiorców. Jednocześnie ograniczały w sposób zasadniczy konkurencyjność gazu ziemnego wobec ropy naftowej, wiążąc jego cenę z ceną ropy. Sytuacja zaczęła się zmieniać w chwili rozwinięcia się efektu skali w technologii i infrastruktury LNG. Możliwość sprzedaży gazu w formie skroplonej dała praktycznie nieograniczone możliwości sprzedaży gazu na całym świecie. Rynek gazu z rynku lokalnego i regionalnego bo związanego siecią gazociągów stał się rynkiem globalnym. Możliwym stało się zakupienie gazu u odbiorców dotąd nieobecnych na rynku. Najszybciej z tej możliwości na dużą skalę skorzystały

Japonia nie posiadająca własnych złóż ani połączeń gazociągowych z krajamiproducentami. W Europie na LNG w pierwszej kolejności i na największą skalę postawiła Hiszpania. Wprawdzie to Wielka Brytania podpisała pierwszy kontrakt na LNG (z Algierią w 1964r.) ale Hiszpania pozbawiona połączeń gazociągowych z krajami producenckimi, nie mająca perspektyw na wydobycie własnego gazu oraz pozostająca w dalszym ciągu w pewnej izolacji politycznej szukała alternatywnych źródeł energii i już 1970 postawiła w Barcelonie pierwszy terminal regazyfikacyjny. Dziś Japonia z ponad 20 terminalami do odbioru skroplonego gazu z importem za rok 2010 na poziomie około 99 mld m 3 gazu jest największym na świecie odbiorcą gazu LNG. Hiszpania zaś z 6 terminalami wiedzie prym w Europie. Kraj ten przy zużyciu gazu na poziomie około 36 mld m 3 rocznie, przy niemal zerowym wydobyciu własnym, zaimportował w 2010 roku poprzez terminale prawie 28mld m 3 gazu. Co równie interesujące eksport gazu ziemneg z Hiszpanii do Francji jest realizowany w oparciu o gaz odbierany w terminalach LNG i opiera się o kontrakty krótkoterminowe. Hiszpania eksportuje do Francji około 600mln m 3 gazu rocznie. Znamiennym jest, że jak dotąd nie powstał ani jeden terminal regazyfikacyjny w Niemczech będących największym odbiorcą gazu w Unii Europejskiej. W ostatnim latach zaś bardzo wyraźny wzrost mocy odbiorczych notujemy w Wielkiej Brytanii która z kraju eksportującego gaz stała się importerem gazu netto. Po stronie krajów wydobywających gaz sytuacja była analogiczna. To nie najwięksi producenci i eksporterzy gazu w pierwszej kolejności postawili na terminale skraplające gaz. Norwegia drugi eksporter gazu na świecie swój pierwszy stricte eksportowy terminal skraplający Snohvit oddała do użytku dopiero w 2007 roku. Wcześniej w wyniku mniejszej skali działalności oraz bliskości geograficznej klientów była zdecydowana rozwijać infrastrukturę gazociągów. Podobnie sytuacja wyglądała w przypadku od lat największego dostawcy gazu do Europy i największego producenta gazu na świecie Rosji. Jedyny jak dotąd rosyjski

terminal skraplający powstał na wyspie Sachalin w 2009 roku. Największym dostawcą LNG na świecie stał się pozbawiony większych ilości ropy oraz gazociągów eksportowych Katar. Wśród największych eksporterów LNG do Europy w 2010 roku były Katar, Algieria i Nigeria, dalej Trynidad i Tobago oraz Egipt. Czynnik odległości pomiędzy producentem i odbiorcą gazu stał się więc kluczowy w kontekście decyzji o inwestowaniu w LNG, wszak nawet decyzja Algierii o wejściu w LNG była podyktowana chęcią zdywersyfikowania portfela odbiorców gazu. Samo LNG rozwinęło się ponadto niejako wbrew Europie i polityce największych graczy europejskich, czego dowodem jest fakt, iż największy wzrost rynku LNG notujemy po otwarciu się rynku brytyjskiego na gaz z Kataru, a Niemcy w dalszym ciągu pozostają bez możliwości bezpośredniego importu gazu skroplonego. Sam rozwój rynku LNG nie byłby oczywiście wystarczający aby móc doprowadzić do powstania wolnego rynku gazu. Większość wolumenu transakcji LNG w dalszym ciągu jest realizowana w oparciu o kontrakty długoterminowe i indeksowane do cen ropy. Niemniej jednak fakt, iż rynek ten jest rynkiem globalnym, gdzie spotykają się niemal wszyscy liczący się producenci gazu powoduje, że lokalne zmiany podaży mogą wywierać wpływ na pozostałe rynki. Sytuacja jaka miała miejsce w USA jest tego najlepszym dowodem. Wysokie ceny na gaz w USA uruchomiły szereg inwestycji ukierunkowanych na eksport LNG na ten rynek. Boom na gaz niekonwencjonalny jaki miał miejsce w Ameryce spowodował, że gros gazu pierwotnie dedykowanego rynkowi USA ostatecznie trafiło do Europy i pozostałe rynki. Spowodowało to spadek cen na rynku SPOT i doprowadziło do sytuacji, gdzie gaz LNG na rynku spotowym był tańszy od gazu importowanego w ramach kontraktów długoterminowych. Wysoka podaż gazu połączona ze wzrostem cen ropy w ostatnim czasie jedynie wyostrzyła ten obraz. Różnice w cenach na różnych rynkach oraz ostatecznie usankcjonowany

poprzez unijny III Pakiet Energetyczny dostęp do infrastruktury przesyłowej tzw. Dostęp Strony Trzeciej (TPA) spowodowały, iż rynek gazu częściowo oddzielił się od rynku ropy. Rozwój hubów gazowych w całej Europie podążający śladem brytyjskiego NBP i amerykańskiego Henry Hub są zarówno powodem jak i dowodem rozwoju rynku gazu w Europie. Szybki rozwój rynku obrotu gazem w Wielkiej Brytanii, gdzie kontrakty długoterminowe nigdy nie odgrywały tak znaczącej roli jak w Europie Kontynentalnej (głównie było to wynikiem faktu, iż WB była eksporterem gazu) pociągnął za sobą zmiany w całej Unii Europejskiej. Już istniejąca infrastruktura do odbioru LNG oraz wzrost mocy terminali regazyfikacyjnych np. w Hiszpanii, Wielkiej Brytanii czy budowa nowych instalacji np. w Polsce powinny umożliwić dalszą liberalizację rynku gazu. Powstające terminale skraplające np. w Australii czy Malezji jeszcze przed paru laty nie miałyby wpływu na rynek europejski, dziś bez wątpienia, dzięki globalizacji rynku gazu wpłyną na ceny na gaz ziemny w Europie oraz politykę kontraktową zarówno odbiorców jak i sprzedających. Antoni Fałkowski

Katar i Bliski Wschód jako źródło LNG Produkowany na Bliskim Wschodzie LNG trafia głównie na rynek azjatycki. W odróżnieniu od pozostałych eksporterów z regionu, Katar sprzedaje coraz więcej surowca do Europy. Pojawienie się katarskiego LNG osłabiło pozycję dotychczasowych dostawców surowca na rynki europejskie, przede wszystkim rosyjskiego Gazpromu. Do Europy i Azji trafi LNG z dwóch nowych katarskich zakładów skraplania uruchamianych na przełomie listopada i grudnia br. oraz w lutym 2012 r. Według pierwotnych założeń surowiec miał być eksportowany do USA, jednak na skutek zwiększenia wydobycia gazu łupkowego oraz recesji, Stany Zjednoczone zmniejszyły zapotrzebowanie na skroplony gaz z Bliskiego Wschodu. W 2013 r. na rynek LNG ma wejść Iran, właściciel drugich co do wielkości złóż gazu ziemnego na świecie. Większa ilość surowca na rynku może prowadzić do obniżenia cen. Jednak spektakularnych obniżek nie będzie, jeśli prognozy dotyczące popytu okażą się prawdziwe. Szacuje się, że w ciągu dekady zapotrzebowanie na surowiec może wzrosnąć dwukrotnie. Eksporterzy LNG z Bliskiego Wschodu (Katar, Jemen, Oman, Zjednoczone Emiraty Arabskie) sprzedają surowiec przede wszystkim do Japonii, Korei Południowej, Chin i Indii. Wiodącym producentem gazu skroplonego w regionie i na świecie jest Katar posiadający trzecie co do wielkości złoża błękitnego paliwa. Zasoby kraju szacuje się na 25 bln m 3 ilość wystarczająca by pokryć zapotrzebowanie Europy w okresie 50 lat. Katar sprzedaje ok. 106 mld m 3 LNG rocznie. Dzięki inwestycjom związanym z eksportem gazu w postaci skroplonej, w 2011 r. PKB kraju wzrośnie o ok. 16%.

Głównym nabywcą LNG z Bliskiego Wschodu jest Korea Południowa, która z Kataru, Omanu i Jemenu importuje ok. 43% wykorzystywanego surowca. Dostawy LNG z Bliskiego Wschodu systematycznie zwiększają najszybciej rozwijające się gospodarki. W 2009 r. Indie sprowadziły 12,3 mld m 3 LNG, z czego 65% pochodziło z Kataru. W roku bieżącym ze względu na wysokie ceny ropy i mniejsze od oczekiwanego wydobycie krajowe, Indie zwiększyły import LNG o 30%. Podobnie Chiny, import surowca uzależniają od krajowego wydobycia. Chiński gaz na rynku wewnętrznym osiąga zdecydowanie niższe ceny od importowanego z Bliskiego Wschodu LNG, ale nie wystarcza na pokrycie rosnącego zapotrzebowania. W związku z rosnącym popytem PertoChina podpisał z Quatargas długoterminowy kontrakt na dostarczanie 4,5 mld m 3 LNG rocznie. Zwiększeniem dostaw LNG z Bliskiego Wschodu zainteresowana jest także Japonia. W 2010 r. ok 23 % importowanego przez państwo surowca pochodziło z krajów Bliskiego Wschodu. Ze względu na spadek podaży energii atomowej spowodowany katastrofą w elektrowni Fukushima Japonia zwiększyła zapotrzebowanie na surowce energetyczne. Szacuje się, że w przyszłym roku Japonia może potrzebować 15-17 mln ton surowca więcej niż w 2010 r. Rynek azjatycki, na który trafia ok 2/3 światowego importu LNG, jest atrakcyjny dla producentów surowca na Bliskim Wschodzie. Popyt na LNG w Azji stale rośnie, a jego ceny są wyższe niż w Europie. Na początku roku za 1 tonę płacono 598 USD (433 USD za 1000 m 3 ), w maju 780 USD za tonę (573 USD za 1000 m 3 ), zaś w Europie ceny kształtowały się w okolicy 468 USD za tonę (344 USD za 1000 m 3 ). Spośród producentów LNG w regionie na nieco mniej chłonny rynek europejski wszedł Katar. Podobne plany ma Iran. Jednak ze względu m.in. na sankcje nałożone przez UE za rozwijanie programu nuklearnego, jego szanse na zdobycie europejskiego rynku LNG maleją.

Katar dla wielu państw europejskich, w tym dla Polski jest nowym partnerem gospodarczym. Dotychczasowa wymiana handlowa między Polską a Katarem ogranicza się niemalże wyłącznie do eksportu polskich towarów, a udział eksportu do Kataru w eksporcie krajowym wynosi zaledwie 0,1%. Rozwój polsko-katarskich stosunków gospodarczych mają napędzić: długoterminowy kontrakt zawarty przez PGNiG i Quatargas na dostarczanie 1,5 mld m 3 LNG rocznie oraz umowy: ws. współpracy turystycznej i o powołaniu polsko-katarskiej Rady Biznesu podpisane w październiku b.r. W Europie kraje arabskie potocznie kojarzone są z terroryzmem, fundamentalizmem islamskim i tyranią. Niedemokratyczny kraj muzułmański z regionu, przez który przetacza się fala rewolucji może wydawać się mało wiarygodnym partnerem biznesowym. Katar jednak znacznie odbiega stereotypów, jest stabilną monarchią, wolną od poważnych konfliktów wewnętrznych i międzynarodowych. Arabska wiosna ludów, która zachwiała gospodarkami wielu eksporterów surowców energetycznych w regionie, będąca w dużej mierze protestem przeciwko bezrobociu i życiu w ubóstwie, nie wybuchnie w kraju z PKB per capita wynoszącym ok. 90 tys. USD. LNG z Kataru już zdominował rynek brytyjski. 78% zapotrzebowania kraju na skroplony gaz pokrywa surowiec sprowadzany z Kataru. W pierwszym półroczu 2011 r. Katar sprzedał do Wielkiej Brytanii 8,8 mln ton surowca. RasGas, drugi co do wielkości katarski producent surowca podpisał umowę z francuskim EDF S.A. na dostarczanie 3,4 mln ton rocznie do belgijskiego terminalu w Zeebrugge. Katarskim LNG zainteresowane są także Niemcy, które rozpoczęły proces wygaszania elektrowni jądrowych. Pojawienie się katarskich producentów na europejskim rynku osłabiło pozycję Gazpromu. W 2008 r. Rosja wysłała do Europy ponad 184 mld m 3 gazu. W 2010 r.

dostawy zmalały o 40 mld m 3. Katar jeszcze bardziej umocni swoją pozycję kosztem Rosji, jeśli Qatar Petroleum International kupi udziały rosyjskiego producenta gazu Novatek i zaangażuje się w budowę terminalu LNG na Półwyspie Jamalskim. W Azji i Europie pojawi się więcej LNG z Bliskiego Wschodu. Katar systematycznie zwiększa inwestycje związane z importem surowca. Za dwa lata na rynek ze swoim surowcem ma wejść Iran. Większa podaż LNG może zmusić producentów do obniżenia cen. Spadek cen nie jest jednak przesądzony. Po pierwsze hamuje go dynamicznie rosnący popyt zarówno na rynku europejskim jak i azjatyckim. Więcej surowca importować będą Japonia i Niemcy, które ograniczyły produkcję energii jądrowej oraz dynamicznie rozwijające się Chiny i Indie. Katarski LNG trafi do nowych nabywców, jak Polska której pomoże uniezależnić się od Gazpromu. Po drugie, jeśli ceny surowca będą spadać, producenci przestaną inwestować w zwiększanie produkcji i importu. Katar i Iran przyznają, że głównym powodem opóźnień w realizacji trwających inwestycji był spadek cen surowca. Agnieszka Nitza

Trynidad i Tobago egzotyczna alternatywa dla Gazpromu? Gdy USA zdecydowały się postawić na rodzimą produkcję gazu łupkowego, import LNG z Trynidad i Tobago spadł z 75 do 25%. Ten karaibski kraj zdecydował się jednak nie zmniejszać produkcji surowca, ale poszukać nowych rynków zbytu. Obecnie dostarcza LNG do Europy, Azji i Ameryki Południowej. Czy jest konkurencją dla rosyjskiego Gazpromu? Trynidad i Tobago, wraz z Wenezuelą i Argentyną to najwięksi producenci LNG na zachodniej półkuli. Produkcja gazu w wyspiarskim państwie w 2010 roku kształtowała się na poziomie 42 mld m 3 rocznie. Mimo, że zasoby trynidadzkiego gazu ziemnego stanowią tylko 0,23% światowych rezerw, jest to główny eksporter surowca do Stanów Zjednoczonych. Gospodarka tego karaibskiego państwa w 40% opiera się na zyskach ze sprzedaży LNG. Końcówka roku 2011 w zakresie produkcji gazu skroplonego nie jest jednak najlepsza, w październiku zanotowano spadek aż o 26%. Głównym producentem jest Atlantic LNG - konsorcjum, w którego skład wchodzi BP, BG, oraz Repsol-YPF. Potentat operuje czterema terminalami zlokalizowanymi w Point Fortin, na południowo-zachodnim wybrzeżu Trinidadu. Odpowiada za produkcje ponad połowy całego LNG eksplorowanego przez kraj. W ciągu dnia jest w stanie wyprodukować ponad 100 mln m 3 surowca. Od 1999 roku, kiedy miał miejsce pierwszy transport LNG, do końca 2008, firma przewiozła ponad 130 milionów ton LNG na pokładach 1560 tankowców. Terminal 4 (Train 4), która został oddany do użytku w 2005 roku jest największą tego typu instalacją na świecie (ma możliwość produkcji 5,2 miliona ton gazu rocznie). Ocenia się, iż

od momentu, w którym Atlantic LNG pojawiło się na rynku, produkcja surowca w Trynidadzie i Tobago wzrosła dwukrotnie. Głównym odbiorcą LNG z Trynidadu są USA, które do 2007 roku przyjmowały 75% całego eksportu. Pewne zmiany zaczęły następować w latach 2007-2011. W okresie od kwietnia do czerwca 2009 roku, Trynidad eksportował niemal 116 mln m 3 LNG dzienne. Z tego 38% zostało wysłane do USA, a rynek europejski przyjął 35% (Francja, Niemcy, oraz Hiszpania). Podczas I Szczytu Krajów Eksportujących Gaz, który odbył się 15 listopada 2011 w Doha w Katarze, Minister Energetyki Trynidadu i Tobago potwierdził, iż eksport do USA w 2011 roku spadł z 75% do 25%. Jako przyczynę podaje się, fakt, iż USA coraz więcej inwestują w wydobycie gazu łupkowego na swoim terytorium, chcąc zmienić się z głównego importera, w największego producenta surowca w tej cześć świata. Na dzień dzisiejszy Trynidad i Tobago ma zamiar utrzymać wielkość produkcji, mimo zmniejszonego zapotrzebowania ze strony USA. Sytuacja zmusiła bowiem kraj do szukania rynków zbytu w innych częściach świata. Na skutek tegorocznego trzęsienia ziemi w Japonii, i zniszczenia elektrowni atomowej, Japonia postawiła na dostawy gazu z Ameryki Łacińskiej. Jednakże w regionie największym importerem gazu pozostaje nadal Korea Południowa. Trynidad i Tobago zapowiedział, iż w najbliższym czasie ma zamiar otworzyć kolejne terminale, aby rozpocząć transport gazu do mniejszych wysp karaibskich, gdyż kilka państw zgłosiło swoje zapotrzebowanie na surowiec. Atlantic LNG oficjalnie zgłosiło zapotrzebowanie na większą ilość tankowców, które miałyby przewozić LNG do Europy. Obecnie surowiec transportowany jest to Francji, Niemiec i Hiszpanii. Trudno powiedzieć czy ceny

z T&T są konkurencyjne wobec cen dotychczasowych dostawców. Na pewno koszty transportu surowca maleją z roku na rok, co pozwoliłoby niektórym europejskim państwo rozważenie umów na dostawy. Taka decyzja jednak mogłaby stać się kością niezgody pomiędzy Trynidadem a Federacją Rosyjską. Oba państwa wchodzą w skład Forum Krajów Eksportujących Gaz (GECF), które jak wielu ocenia, chce aspirować do miana kartelu na miarę OPEC. Pozwoliłoby to GECF na ustalanie jednolitych cen na rynku i stawianie warunków dla wszystkich odbiorców surowca. Ocenia się, że to głównie Iran i Rosja dążą do zinstytucjonalizowania GECF w celu stworzenia swoistej kartelowej osi na linii Moskwa-Teheran. Jednocześnie, w 2007 roku pojawiły się pogłoski, iż British Petroleum (BP), zaproponowało Gazpromowi udział w akcjach Atlantic LNG. Sama oferta nie została jednak potwierdzona przez rosyjskiego potentata. Gdyby została przyjęta, dałoby to Gazpromowi możliwość zostania jednym z głównych dostawców gazu do USA. Istnieje także szansa, iż T&T wróci do łask USA i eksport do tego kraju ponownie osiągnie wartości sprzed 3 lat. Także w sytuacji gdy Hugo Chavez, drugi największy eksporter surowca w rejonie, zacznie stawiać warunki cenowe nie do zaakceptowania, Trynidad i Tobago ma szanse mieć monopol na dostawy do Stanów. Tak czy inaczej, Trynidad zdecydował się na otworzenie kolejnych dwóch terminali. Wyraźnie widać więc, iż zapotrzebowanie na trynidadzki surowiec rośnie. Malwina Piekarska

Malezja, jeden z czołowych eksporterów LNG Wraz z dynamicznym rozwojem światowego rynku LNG, nowi dostawcy produktu pojawili się także na obszarze Azji Południowo-Wschodniej. Najważniejszym z nich jest Malezja. Gospodarka Malezji opiera się na dwóch filarach: elektronice i elektrotechnice oraz na sektorze wydobywczym i przetwórczym ropy i gazu. Malezja rozpoczęła produkcję LNG w 1978 r., zaś eksport uruchomiono w 1983 r. Największy kombinat LNG znajduje się w porcie Bintulu, który jest zarazem głównym miejscem przeładunku oraz dystrybucji LNG z Malezji. Do 2009 r. kraj ten eksportował ok. 27,69 mld m 3 gazu skroplonego rocznie. W ostatnich latach nastąpił spadek malezyjskiego eksportu, głównie za sprawą wciąż rosnącego popytu wewnętrznego na ten surowiec ze strony państwowych elektrowni oraz problemów z wydobyciem gazu ze starzejących się już złóż surowca. Początkowo największym odbiorcą malezyjskiego LNG była Japonia - importowała aż 65 proc. zasobów gazu skroplonego, co stanowiło odpowiednio 22 proc. zapotrzebowania na LNG w Japonii. Ponadto LNG z Malezji importują Korea Południowa i Tajwan. Według danych z 2009 r., najwięcej LNG Malezja wyeksportowała odpowiednio do: Singapuru (14 proc.), Chin (12,2 proc.), USA (11 proc.), Japonii (9, 8 proc.) i Tajlandii (5,4 proc). Sektor wydobycia i przetwórstwa LNG jest kontrolowany przez należącą w całości do skarbu państwa spółkę sektora energetycznego Petronas (Petroliam Nasional Berhad) zapewniającą prawie połowę dochodów budżetu państwa. Malezja ma rezerwy gazu ziemnego w wysokości ok. 2,4 bln m 3, pod tym względem w regionie wyprzedza ją tylko Australia, Indonezja i Chiny. Według danych raportu przeprowadzonego przez Business Monitor

International (BMI), udział Malezji w zużyciu LNG został oszacowany na ok. 6,3 proc. łącznej konsumpcji w regionie Azji (tak wysoki współczynnik wynika z wyspiarskiego charakteru państwa). Do roku 2019 ma nastąpić zwiększenie możliwości eksportowych Malezji do 34,6 mld m 3. Malezja, a co za tym idzie państwowa spółka Petronas, jako potężny eksporter gazu skroplonego, korzysta na wzroście cen paliw, silnej pozycji dolara na światowych rynkach walut oraz kryzysie w strefie euro i Stanach Zjednoczonych. W drugim kwartale bieżącego roku firma Petronas zanotowała o 53 proc. wyższy zysk, niż rok temu. Z drugiej, strony Petronas małymi krokami zbliża się do wyczerpania rodzimych złóż gazu ziemnego. Co za tym idzie, koncern zintensyfikował nowe poszukiwania głębinowe, głównie przez wzgląd na długoterminowe kontrakty na dostawy z Japonią, Koreą i Chinami. Firma kupiła też 30 proc. udziałów w firmie GMR Energy (Singapore) Pte Ltd. z Singapuru - był to pierwszy udział tej spółki w międzynarodowym biznesie. Petronas w połowie przyszłego roku otwiera terminal w Melaka oraz jest w fazie planowania budowy terminalu LNG w Perak i Lumut w Brunei. W ramach zaspokojenia potrzeb malezyjskich zakładów energetycznych, których popyt wzrasta średnio o ok. 6 proc. rocznie, kraj ten podpisał umowę z Qatargasem na dostawę Petronasowi 1,5 mld ton LNG rocznie przez okres 20 lat. Ostatnio Petronas ogłosił, że odkrył dwa bardzo duże złoża tego surowca znajdujące się na płytkich wodach w okolicach wybrzeża wsypy Borneo, które mają zostać wykorzystane główne do zaspokojenia potrzeb rosnącego popytu wewnętrznego kraju. Pierwsze to złoża Kebabangan w szybie Zuhal East-1 w stanie Sabah na Borneo- szacowany potencjał odwiertów to ok. 15 mld m 3. Drugie odkrycie odnosi się do szybu Menggatal- 1, który jest eksploatowany razem ze spółką zależną- Petronas Carigali, potencjał tego wydobycia ocenia się na 18 mld m 3.

Malezja swoimi dostawami obejmuje, jak dotąd tylko kraje Azji Południowo- Wschodniej, ale wciąż zwiększa swoje inwestycje odnośnie wydobycia i importu LNG, być może w przyszłości będzie jedną z alternatyw dla importerów LNG w Azji. Monika Sopala

Nota o Autorach Antoni FAŁKOWSKI były radca w Ambasadzie RP w Oslo, gdzie kierował pracami Wydziału Promocji Handlu i Inwestycji. Ekspert IJ ds. bezpieczeństwa energetycznego i zarządzania strategicznego. Agnieszka NITZA absolwentka Collegium Civitas, doktorantka Instytutu Studiów Politycznych PAN. Analityk IJ ds. Bliskiego Wschodu i świata muzułmańskiego. Malwina PIEKARSKA absolwentka Collegium Civitas, analityk IJ ds. Ameryki Łacińskiej i Afryki Subsaharyjskiej. Dominik SMYRGAŁA doktor politologii w zakresie stosunków międzynarodowych, adiunkt w Katedrze Stosunków Międzynarodowych Collegium Civitas. Wiceprezes Zarządu Instytutu Jagiellońskiego. Monika SOPALA absolwentka Collegium Civitas, analityk IJ ds. Japonii i Dalekiego Wschodu.