|
Energia XXXII
Dodatek reklamowy do RZECZPOSPOLITEJ.
nr 217 (6294) 17 września 2002 r.
Norwegia - gazowy spichlerz Europy
Powstała w 1972 roku państwowa firma naftowo-gazowa Statoil, której celem była ochrona interesów energii Norwegii w tej nowej dziedzinie gospodarki, jest głównym eksporterem gazu ziemnego z Morza Północnego i z norweskiego szelfu kontynentalnego, a w niedalekiej przyszłości z Morza Barentsa. Odgrywając pierwszoplanową rolę w komercjalizacji gazu z tych rejonów, Statoil jest też wielkim eksporterem ropy naftowej i kondensatów, tj. lekkich frakcji naftowych.
Mapy dodatkowe (.ppt - 780KB)
Wszystkie złoża gazu ziemnego Statoil są typu offshore czyli podmorskie, co wymaga supernowoczesnych technologii odbioru, obróbki i przesyłu gazu ziemnego.
Cechą charakterystyczną norweskiego przemysłu gazowniczego jest brak do tej pory na terenie kraju infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej gazowej, nie licząc dwóch małych sieci lokalnych. Gaz ziemny nie znalazł też jeszcze miejsca na krajowej scenie energetycznej. Norwegia jest więc typowym producentem i dostawcą gazu ziemnego.
Koncernem Statoil kieruje ośmioosobowy zarząd, w którym za przemysł gazowniczy odpowiedzialny jest wiceprezes ds. gazu ziemnego Peter Mellbye.
W Polsce sektorem gazowym zajmuje się Ewa Grabarczyk, dyrektor ds. gazu ziemnego w filii Statoil Polska.
Dzieje norweskiej ropy i gazu
Zainteresowanie wielkich firm naftowych norweskim szelfem wzbudziło odkrycie olbrzymich złóż Groningen przy wybrzeżach Holandii w 1959 r. Poszukiwania ropy naftowej i gazu na Morzu Północnym zaczęły się w latach 60., a pierwszą ropę naftową i gaz ziemny znalazła firma Phillips Petroleum w 1969 w złożu Ekofisk. Wydobycie ropy naftowej zaczęło się dwa lata później, a pierwszy gaz popłynął do Emden w północnych Niemczech w 1977 roku.
Sukcecywnie następowały kolejne odkrycia złóż ropy naftowej i gazu, takich jak Frigg, Statfjord, Heimdal i Gullfaks, które zagospodarowywano w latach 70. i 80. Kontrakty gazowe z tych złóż zawierano między konsorcjami po stronie kupującej i sprzedającej. Są to kontrakty obejmujące cały okres wydobywczy (tzw. depletion contracts), w których roczne dostawy stopniowo wzrastają, a następnie maleją w miarę rozwoju wydobycia gazu ze złóż. Większość z tych umów już wygasła lub wygaśnie w ciągu najbliższych lat, jednak gaz z Ekofisk będzie dostarczany do odbiorców jeszcze przez niemal 30 lat. Do chwili obecnej wydobyto ze złoża Ekofisk ponad 230 miliardów m3.
Doniosłe znaczenie dla norweskiego przemysłu gazowego miało odkrycie olbrzymiego złoża gazu ziemnego Troll na początku lat 80. Jego zasoby, oszacowane na około 1400 miliardów m3 gazu, stworzyły podstawę do wprowadzenia nowego rodzaju kontraktów, w których roczne dostawy miały określoną, stabilną wielkość i jakość przez cały okres trwania umowy. Nawet jeżeli źródłem dostaw były mniejsze złoża, to pole Troll mogło służyć jako zabezpieczenie. Ten rodzaj kontraktów zapewnił producentom gazu większą elastyczność, a odbiorcom większe bezpieczeństwo jego dostaw. Pierwsze umowy podpisano w 1986 r. Odbiorcy w Niemczech, Francji, Holandii, Belgii, Austrii i Hiszpanii zakupią w ciągu 30 lat około 1 mld m3 gazu. Pierwsze dostawy nastąpiły w 1993 r.
Zagospodarowywanie złoża Troll jest jedną z największych inwestycji norweskiego przemysłu gazowniczego. Jej koszty osiągnęły 35,5 miliarda koron norweskich, tj. około 4 miliardów USD. Inwestycję tę stanowią 500-metrowej wysokości platforma, odwierty, rurociągi oraz instalacja do obróbki gazu ziemnego (oczyszczanie i osuszanie) na lądzie.
Negocjowaniem kolejnych kontraktów zajął się utworzony w 1989 r. reprezentujący interesy kraju Gazowy Komitet Negocjacyjny (norweski skrót GFU), w którego skład wchodziły początkowo trzy norweskie firmy: Statoil, Norsk Hydro i Saga Petroleum. Wskutek żądań Unii Europejskiej, a także ze względu na zmieniającą się sytuację na rynkach energii w Europie doszło do rozwiązania GFU.
Teraz wszelkie nowe kontrakty są uzgadniane dwustronnie i bezpośrednio między odbiorcą a dostawcą gazu, będącym najczęściej współwłaścicielem danego złoża gazowego.
Niezależnie od tych zmian władze rządowe Norwegii pozostaną instancją, która będzie decydować o zawieraniu kontraktów oraz ich realizacji.
Zasoby gazu ziemnego
Wg przyjętych szacunków zasoby udokumentowane prawdopodobne, możliwe czy też prognostyczne wynoszą ponad 7000 miliardów m3; z tej ilości wydobyto do tej pory zaledwie 10% gazu. Zasoby prognostyczne, tj. ze złóż do odkrycia wynoszą ponad 30% zasobów ogólnych.
Na koniec 2001 roku udokumentowane zasoby złóż zagospodarowanych, pozostające do wydobycia wynoszą ok. 1250 mld m3 co pokrywa się z międzynarodowymi danymi statystycznymi.
Do wydobycia gazu ze złóż Morza Norweskiego doszło dopiero w ostatnich latach, a eksploatacja na Morzu Barentsa jest jeszcze w fazie początkowej.
Pod względem wielkości zasobów i rocznego wydobycia gazu ziemnego Norwegia plasuje się wśród eksporterów na czwartym miejscu na świecie po Rosji, Algierii i Holandii.
Według oceny specjalistów zasoby gazu ziemnego Norwegii są tak bogate, że przy obecnym poziomie wydobycia eksploatacja ich będzie mogła trwać przez ponad 80 lat.
Nie należy zapominać, że Norwegia posiada również duże zasoby ropy naftowej i kondensatów, tj. lekkich frakcji naftowych. Zasoby prawdopodobne oceniane są na ok. 3700 mln m3, a do wyeksploatowania pozostaje obecnie w złożach zagospodarowanych ok. 1700 mln m3. Zasoby te umożliwiają eksport ropy naftowej i kondensatów rzędu 130 milionów ton rocznie.
Właścicielem ponad połowy zasobów gazu jest państwo norweskie (SDFI - State Direct Financial Interest) reprezentowane przez Statoil, które jest drugim co do wielkości producentem tego paliwa w Norwegii. Do czerwca 2001 r. Statoil był firmą w 100% państwową. W tej chwili koncern jest częściowo sprywatyzowany. Jego akcje notowane są na giełdach w Oslo i w Nowym Jorku. W pierwszej emisji sprzedano ok. 18% udziałów. Zakłada się jednak stopień prywatyzacji do 30%, przy czym kolejne udziały mogą zostać sprzedane inwestorom strategicznym.
Sprzedaż i kontrakty
Norwegia dostarcza gaz ziemny do odbiorców w dziesięciu krajach Europy: Niemczech, Holandii, Belgii, Austrii, Francji, Włoszech, Hiszpanii, Czechach, Wielkiej Brytanii i Polsce. Sprzedaż jest oparta w niemal 100% na kontraktach długoterminowych, zawieranych na okres 15-20 lat, w których obowiązuje klauzula "bierz lub płać" ("take or pay").
Ceny norweskiego gazu są negocjowane z każdym odbiorcą w oparciu o zasadę wartości rynkowej. Oznacza to, że cena gazu musi być konkurencyjna w stosunku do alternatywnych nośników energii w danym segmencie rynku. W zależności od jego struktury i cen innych nośników energii, ceny gazu ziemnego mogą się różnić. Są one indeksowane na ogół na produktach ropy naftowej, głównie na olejach opałowych, ale możliwy jest również inny rodzaj indeksowania. Coraz częściej mówi się o potrzebie uniezależnienia cen gazu od fluktuacyjnych i ulotnych cen ropy naftowej i jej pochodnych. Statoil stara się brać pod uwagę te nowe trendy rynkowe i dostosowywać do nich swoją strategię kontraktową.
Przewidywane w Europie, zwłaszcza w krajach UE, zapotrzebowanie na gaz wzrastać będzie średnio 2% rocznie do poziomu ponad 500 mld m3 w 2015 roku, głównie w wyniku wzrostu udziału gazu ziemnego w sektorze elektroenergetycznym, w takich krajach jak Wielka Brytania, Włochy, Hiszpania, a nawet Francja. Pojawiają się też szanse na sprzedaż gazu w niektórych krajach Europy Środkowej i Wschodniej.
Na podstawie zawartych umów zakłada się, że poziom dostaw norweskiego gazu ziemnego po 2010 r. będzie utrzymywał się na poziomie około 80 miliardów m3 rocznie; jest jednak bardzo prawdopodobne, że ten poziom może być przekroczony w miarę wzrostu popytu w Europie.
Tymczasem szybko rośnie już teraz eksport norweskiego gazu ziemnego do krajów UE. W pierwszej połowie br. wyniósł on 32,7 mld m3, co oznacza 35% wzrost w porównaniu z tym samym okresem roku poprzedniego. W ostatnim czasie zawarto nowe kontrakty długoterminowe z Wielką Brytanią. Od października 2001 r. Norwegia dostarcza także 3 mld mld m3 rocznie do Włoch w ramach 25-letniego kontraktu.
Wszystko to oznacza, że odbiorcy norweskiego gazu ziemnego, a są to na ogół duże firmy gazownicze zarówno państwowe, jak i prywatne, mają pełne zaufanie do niezawodności norweskich dostaw oraz do warunków handlowych.
Norweski gaz i UE
Z racji przynależności do Europejskiego Obszaru Gospodarczego (EEA) i silnych powiązań z rynkiem unijnym, Norwegia stara się przystosować do wymogów ustawodawstwa Unii Europejskiej, w tym również do Europejskiej Dyrektywy Gazowej (EDG).
Norwegia i jej główny operator gazowy zgadzają się w wielu punktach z UE, posiadają jednak trochę odmienną wizję liberalizacji europejskiego rynku gazowego. I tak według UE liberalizacja ma zapewnić końcowym odbiorcom konkurencyjne i niskie ceny. Spodziewane efekty ma przynieść, zdaniem UE, rozczłonkowana, fragmentaryczna struktura rynku gazowego. Zdaniem Norwegów rzeczywistość na rynku gazowym jest trochę inna. Krajowi liderzy energetyczni przekształcają się w potentatów paneuropejskich, czego dowodzą przykłady: E.On i RWE oraz Electricité de France. Występują też zasadnicze różnice w krajowym ustawodawstwie i w zasadach dostępu do rynku oraz w opodatkowaniu nośników energii w poszczególnych krajach unijnych. Pomimo niewątpliwych zalet deregulacji energetyki występują ciągle trudności wynikające z ograniczonych przepustowości systemów.
W pierwszej połowie 2001 r. Komisja Europejska UE wywarła presję i podjęła działania prawne przeciwko Statoil i 22 firmom będącym współwłaścicielem złóż gazu ziemnego za łamanie zasad konkurencji poprzez dokonywanie sprzedaży gazu przez powołany przez państwo norweskie Gazowy Komitet Negocjacyjny - GFU.
Pomimo odrzucenia tych zarzutów władze i firmy norweskie dokonały zmian w zakresie zarządzania zasobami gazu. I tak doszło do rozwiązania GFU oraz wprowadzenia nowego systemu marketingowego opartego na sprzedaży gazu przez współwłaściciela złoża gazowego ("Company based sales").
Stworzono też jednolity system przesyłowy, powołując operatora tego systemu Gassco, który nie jest jednak właścicielem gazociągów ani też instalacji gazowych na lądzie.
Niedawno Norwegia zaakceptowała wymogi EDG.
System przesyłowy gazu ziemnego
Gaz norweski jest transportowany z sieci podmorskich gazociągów do terminali w Niemczech, we Francji, w Belgii i w Wielkiej Brytanii. W systemie przesyłowym można wyróżnić dwie wielkie arterie transportowe: wschodnią do Niemiec, składającą się z trzech gazociągów o nazwie Norpipe, Europipe I i Europipe II o łącznej przepustowości 49 mld m3/rok oraz zachodnią, składającą się z gazociągu Zeepipe do Belgii i gazociągu Franpipe do Francji o sumarycznej przepustowości 29 mld m3/rok. Powstał również gazociąg Vesterled (Droga na Zachód) do Wielkiej Brytanii o przepustowości 10 mld m3/rok.
Właścicielami gazociągów są firmy sprzedające gaz. Od stycznia br. operatorem sieci transportowych jest wspomniana już firma państwowa Gassco, która przejęła te zadania od Statoil.
Mapa ilustruje sieć gazociągów. Jej kompleksowość wzrasta w miarę zagospodarowywania nowych złóż i nowych połączeń i tłoczni. Gazociąg, który połączy złoża z Polską będzie jednak najprawdopodobniej ostatnią tej miary inwestycją. Koszt jej realizacji wyniesie ok. 1,3 miliarda USD.
Projektowana przepustowość norweskiej sieci przesyłowej wynosi 88 mld m3 rocznie. Planowany gazociąg do Polski zwiększyłby tę przepustowość o kolejnych 10 mld m3/rok, a dodatkowe zbudowanie nowych przetłoczni na istniejących gazociągach - o dalsze 10-15 mld m3/rok (na początku na gazociągu Norfra do Francji).
Przepustowość eksportowa całego systemu przesyłowego nie jest jeszcze w tej chwili w pełni wykorzystana, bowiem dostawy gazu w ramach wielu kontraktów nie osiągnęły jeszcze maksymalnego poziomu. Nastąpi to dopiero w latach 2007-2008. Eksport jest więc ciągle w fazie wzrostu.
W roku 2002 zakłada się sprzedaż około 55 mld m3, natomiast na rok 2005 zakontraktowane ilości wynoszą ponad 70 mld m3, a około roku 2010 te ilości dochodzą do 80 mld m3 gazu rocznie.
Nowe rynki
Udział gazu ziemnego z Norwegii na rynkach odbiorców będzie rósł, do czasu kiedy dostawy osiągną maksymalny zakontraktowany poziom. Obecny i spodziewany poziom tych dostaw do 2005 r. przedstawia się w wybranych krajach unijnych następująco: Niemcy 22 i 29%, Francja 33 i 35%, Belgia 32 i 40%, Holandia 13%.
Norwegia kieruje coraz częściej swe spojrzenie również na rynki gazowe Europy Środkowej i Wschodniej oraz Skandynawii i dlatego m.in. wyraża bardzo duże zainteresowanie polskim rynkiem. Do obsłużenia rynków zachodniej Europy Norwegia posiada już potrzebną infrastrukturę, natomiast rynek polski wymaga bardzo dużych nakładów inwestycyjnych, które Statoil i rząd norweski są gotowe ponieść
W chwili obecnej toczą się rozmowy z potencjalnymi klientami w Szwecji, Danii i Norwegii, którzy mogliby być zaopatrywani z łączącego szelf norweski z Polską gazociągu Austerled ("Droga na Wschód"). Zakłada się, że rynki skandynawskie będą mogły przyjąć od 3 do 4,5 mld m3 gazu rocznie.
Norwegowie oczekują także, że w miarę wyczerpywania się złóż na szelfie brytyjskim, zapotrzebowanie na gaz z szelfu norweskiego będzie na tym rynku rosło. Wzrost popytu na gaz nastąpi też we Francji, Hiszpanii i Włoszech.
Pierwszy europejski projekt LNG
Norwegia przykłada wyjątkowe znaczenie do powstającego aktualnie pierwszego w Europie projektu instalacji do skraplania gazu ziemnego. Stanowiąc wielkie wyzwanie technologiczne i ekologiczne, instalacja ta umożliwi dostawy norweskiego gazu na kontynent północnoamerykański. Instalacja usytuowana na dalekiej północy będzie zasilana w gaz z grupy trzech odległych od brzegu o 140 km podmorskich złóż Snohvit, Albatross i Askeladden na Morzu Barentsa.
Koszty inwestycji obejmującej podmorskie urządzenia produkcyjne, rurociąg, terminal i fabrykę oczyszczania i skraplania gazu wyniosą ok. 40 miliardów koron norweskich (ok. 4,5 miliarda USD).
Wielonarodowi udziałowcy tego projektu podpisali już kontrakty na dostawę LNG z amerykańskim El Paso w ilości 2,4 mld m3 rocznie i z hiszpańską Iberdrolą na dostawę 1,6 mld m3/rok. W USA gaz będzie wyceniany na podstawie rynkowych cen "spot", natomiast w Europie na podstawie porównywalnych cen paliw. Udział Statoil w sprzedaży LNG wyniesie ponad 52%, z czego ponad połowa to gaz państwa norweskiego (SDFI). Dostawy rozpoczną się w 2006 r. i będą transportowane drogą morską, tzw. metanowcami.
Norweski gaz a sprawa polska
Pierwsze rozmowy na ten temat podjęto w 1989 r. Nie były one łatwe, ale doprowadziły w końcu do podpisania tzw. małego, a później dużego kontraktu. Ich długotrwałość można wytłumaczyć niepewnością strony norweskiej co do polskiego rynku gazowego oraz pozycji na nim PGNiG, znajdującego się od lat w procesie przekształceń. Stronę polską cechował natomiast sceptycyzm, na który zapewne wpłynął brak doświadczenia w dziedzinie negocjacji z norweskim dostawcą.
Mały kontrakt jest z powodzeniem realizowany od października 2000 roku.
Negocjacje w sprawie dużego kontraktu rozpoczęły się krótko po podpisaniu małego w maju 1999 r. Na początku rozważano dostawy rzędu 2 mld m3/rok poprzez terytorium Niemiec, ale strona polska uznała, że realną dywersyfikację zapewni tylko bezpośrednie połączenie ze złożami na północy. We wrześniu 2001 r. podpisano kontrakt na 5 mld m3/rok, w ramach którego dostawy mają się rozpocząć w 2008 r. Jest on uwarunkowany zgodą władz obu stron oraz akceptacją rad nadzorczych. Przyjęte terminy upływają z końcem 2002 roku. Kontrakt zobowiązuje Norwegów do dostarczenia 5 mld m3 gazu rocznie do Niechorza i nie nakłada na stronę polską żadnych zobowiązań w zakresie jego transportu do punktu odbioru.
Proponowana stronie polskiej cena gazu norweskiego nie odbiega od cen, jakie płacą pozostali odbiorcy w Europie. Norweskie kontrakty długoterminowe zawierają jednak mechanizmy, które przyczyniają się do wzmocnienia konkurencyjności gazu i są przystosowane do zmieniających się warunków rynkowych.
Formuła "take or pay" jest zawarta we wszystkich norweskich kontraktach, w tym również w polskim, jednak cechuje ją elastyczność, która pozwala na dość spore wahania odbieranych ilości gazu, sezonowo i w całym okresie trwania kontraktu.
Umowa nie wypowiada się na temat ewentualnego reeksportu gazu norweskiego i stwarza stronie kupującej całkowitą swobodę. Zdając sobie sprawę z tego, że reeksport gazu często ma miejsce, strona norweska zajmuje wobec tej kwestii neutralne stanowisko.
Istnieje kilka wariantów trasy dostaw, które pokazane są na mapie, przy czym wybór jest uzależniony od kosztów inwestycyjnych, perspektyw sprzedaży gazu na rynkach skandynawskich i opłat tranzytowych w przypadku wersji przez Danię.
Wiadomo, że rurociąg bezpośredni (wersja A) jest uwarunkowany przesyłem 8 mld m3, z czego 3 mld m3 na rynki skandynawskie. Strona norweska ma prawo do wycofania się z kontraktu do końca tego roku, jeżeli uzna, że rynki skandynawskie nie rokują tych możliwości sprzedaży gazu. Podpisanie kontraktów przed końcem roku z odbiorcami w Szwecji, Danii i Norwegii nie jest warunkiem ratyfikacji umowy. Strona norweska może podjąć ryzyko lub też wybrać wariant duński (B), o ile okaże się on korzystny. Należy podkreślić, że Statoil ocenia rynki skandynawskie jako bardzo obiecujące.
Jak dotąd, nie było konkretnych dyskusji między stronami o renegocjacji umowy. Wiadomo jednak, iż jeżeli strona polska zgłosi chęć zmniejszenia ilości gazu, to podjęcie budowy bezpośredniego rurociągu (A) nie będzie możliwe. Jeżeli chodzi o wersję duńską (B), to powołujemy się na wypowiedź szefa DONGu, pana Eldrupa, który twierdził w wywiadzie z "Rzeczpospolitą", że Baltic Pipe osiągnie wymaganą opłacalność przy przesyle min. 4 mld m3 rocznie. Dla strony norweskiej realizm wykorzystania tej opcji będzie oprócz tego uzależniony od wysokości stosowanych przez Danię taryf przesyłowych. Przy ilościach mniejszych niż 4 mld m3 rocznie pozostaje powrót do wariantu niemieckiego (C).
Strona norweska wyraziła wolę renegocjacji umowy, gdyby strona polska doszła do wniosku, że nie będzie w stanie odebrać 5 mld m3 gazu. Oznaczałoby to jednak w praktyce rozpoczęcie nowego procesu negocjacyjnego i spisanie nowej umowy. Zarówno PGNiG, jak i władze polskie otwarcie mówią o tym, że realizacja kontraktu z 3 września 2001 jest uzależniona od wyników rozmów z Gazpromem. Trudno powiedzieć, jakie będą reakcje strony polskiej, jeżeli negocjacje te będą przeciągały się dłużej niż do końca beżącego roku.
Rynek gazu w Polsce jest od dłuższego czasu przedmiotem burzliwych dyskusji. Strona norweska jest jednak nadal zainteresowana kontraktem, mając nadzieję, że zostanie on podtrzymany i będzie podstawą długotrwałych relacji między przemysłem gazowniczym obu krajów. n
|
