Logika kontraktów gazowych

dr Piotr Syryczyński

Alaska i Polska są w podobnej sytuacji w kwestii zaopatrzenia w gaz dla sektora ciepłowniczego oraz gazu dla rynku mocy. Tzw. „niewidzialna ręka rynku” nie działa w sytuacji tego typu zagadnień gdzie mamy do czynienia ze złożami kopalin i ich transportem na duże odległości. Kamieniem, o który potykają się takie projekty jest to, że stworzenie i podpisanie łańcucha kontraktów wymaga strony, która weźmie na siebie ryzyko złożowe i polityczne na jednym z końców takiego łańcucha.

W tym artykule próbuję wyjaśnić dlaczego mamy do czynienia z taką sytuacją.

Stan Alaska ma poważne problemy ze swoją infrastrukturą portową, która nagle okazuje się wąskim gardłem dla jakiegokolwiek rozwoju energetyki, kopalń, baz wojskowych czy innych potrzebnych inwestycji. Polska ma podobną sytuację w samych portach i w infrastrukturze wokół portów.

 

W Polsce, poza już budowanymi i wybudowanymi obiektami energetyki gazowej, potrzeba za parę lat dodatkowo co najmniej kilka bloków o łącznej mocy rzędu 2.000 MWe, które będą działać tylko w okresach szczytowego zapotrzebowania na moc – powiedzmy 2000 – 3000 godzin w roku¹. Ponadto potrzeba dodatkowo przynajmniej 20 a nawet 25 mln m3 gazu dziennie w okresie zimowym wyłącznie na potrzeby przestawienia małych i średnich ciepłowni na gaz.

To przyszłe zapotrzebowanie na gaz można by zaspokoić przez jeden nowy FSRU – dodatkowy względem tego co już jest planowane (czyli tzw. drugi FSRU kolejny po tym, na który złożył ofertę ORLEN w XII 23). Byłoby to do 2 mld m3 rocznie na potrzeby ciepłownictwa² i do 1 mld m3 na potrzeby rynku mocy. Ale na ten drugi FSRU nie złożono oferty w grudniu 2023. W tym systemie przetargów też w latach 2024-2025 nikt nie złoży żadnej sensownej oferty na drugi FSRU. Też nikt nie złoży rozsądnej oferty na moce szczytowe na bazie gazu bo te tematy są ze sobą ściśle połączone.

 

To co jest podobne na Alasce i w Polsce to fakt, iż jest znacznie wyższa zapotrzebowanie na gaz w okresie zimowym – terminal FSRU na potrzeby ciepłownictwa musiałby współpracować z magazynem gazu minimum 1 a lepiej 1,5 mld m3 albowiem tylko wtedy mógłby w miarę równomiernie pracować cały rok – w przeciwnym wypadku musiałby mieć znacznie wyższą wydajność niż 3,5 mld m3 rocznie³ .

Ten sam problem jest na Alasce bo ona nie ma magazynów gazu – nie próbowano ich w ogóle budować bo złoża Cook Inlet pozwalały na zmienny pobór w okresie roku (wyższy zimą). Złoża Cook Inlet były „ukrytym” w systemie magazynem gazu o pojemności circa 1 mld m3 (ukryta różnica między wydobyciem zimowym i letnim).

 

Bilans gazowy w Polsce za 5-8 lat ma jedną mało znaną kwestię. Nie podano jak długo jeszcze nasz monopolista będzie w stanie utrzymywać swoje wydobycie krajowe a kiedy spadnie ono np. o 1-2 mld m3 rocznie. Krajowe wydobycie jest latem wprowadzane do magazynów gazu a jest przekazywane na rynek dopiero w okresie zimowym. Zatem polskie złoża (na razie) blokują sporą część objętości magazynowej i uniemożliwiają konkurencyjnym importerom jakiekolwiek działanie⁴. Ponadto nie wiadomo kiedy możliwe technicznie wydobycie z polskich złóż spadnie i w jakim tempie będzie ten spadek.

 

To co się dzieje obecnie na Alasce daje dużo informacji wyjaśniających dlaczego takie sytuacje wpadania w kłopoty mają miejsce.

24 lutego 2022 sędzia federalny w Waszyngtonie⁵  nakazał rządowi federalnemu USA zapłacić na rzecz miasta Anchorage na Alasce karę w wysokości 367,4 miliona dolarów w związku z pozwem o naruszenie umowy w związku z projektem rozbudowy portu. Była to wspólna inwestycja rządu federalnego i miasta Anchorage. Dyrektor portu na Alasce powiedział w oświadczeniu, że pieniądze z tej kary umożliwią wprowadzenie planowanych napraw, ale urzędnicy będą nadal szukać środków na ogólną modernizację⁶. Rząd federalny w kwietniu 2022 odwołał się od tej decyzji. Rząd federalny twierdzi, że te straty są wyliczone w sposób zawyżony, sytuacja prawnie nie jest rozstrzygnięta a rozbudowy portu nadal nie ma. Stanowisko rządu widać w uzasadnieniu wyroku (korzystnego dla Alaski):

Inwestycja objęta sporem była fatalnie zaprojektowana a cały teren, który miał być nowym portem jest niestabilny i jest na nim sufozja. Port Anchorage ma największe w USA wahania wielkości pływów a ponadto jest położony w istotnym zagrożeniu sejsmicznym. Projektowanie tego typu portu powinna realizować najwyższej klasy firma międzynarodowa a było trochę inaczej. Port Anchorage nie może z tego powodu być miejscem cumowania dużych arktycznych lodołamaczy (gdyby kiedykolwiek USA zabudowało wreszcie jakiś bo ma na razie taki tylko jeden). Również brak rozbudowy tego portu oznacza wątpliwości co do tego czy w ogóle będzie on w stanie obsłużyć import LNG dużymi statkami co może być konieczne.

 

Podstawowe zużycie gazu jest na południu Alaski – tam gdzie mieszka kilkaset tysięcy ludzi. Jest to obszar w pobliżu zatoki Cook Inlet. Złoża te wydawały się olbrzymie i wystarczające na dziesięciolecia. Jednakże amerykańscy politycy podjęli dawno temu decyzję o znacznym zużyciu tych złóż na cele eksportu gazu do Japonii i o zużyciu tego gazu na cele produkcji nawozów (zupełnie niepotrzebnych nikomu na Alasce). A gaz ze złóż Cook Inlet jest teraz potrzebny i do ogrzewania i do produkcji energii elektrycznej i pośrednio do wydobycia kopalin.

Od lat trwały na Alasce dyskusje polityczne na temat tego w jaki sposób przetransportować gaz z północy Alaski na południe. Na północy jest zgromadzone co najmniej 40.000 mld m3 w postaci gazu zatłoczonego do złóż ropy. Istnieje rurociąg do transportu ropy z północy na południe Alaski ale nigdy nie wybudowano rurociągu dla transportu gazu (bo były używane te złoża gazu na południu stanu). Przez dziesięciolecia odrzucano kolejne pomysły typu:

- budowa dużego gazociągu z północy na południe stanu dla eksportu gazu jako LNG (np. 30-50 mld m3 rocznie) i zasilenia centralnej części i południa Alaski przy okazji tej inwestycji. Projekt okazał się zbyt kosztowny bo jest on rzędu 40-50 mld USD. Jego trasa to 1300 km przez tereny chronione przyrodniczo i przez duże zagrożenia sejsmiczne. Cena za tak dostarczony LNG byłaby niekonkurencyjna. Zużyto jednak duże ilości środków na projektowanie tego rozwiązania, które (chyba) ostatecznie porzucono;

- budowa małego gazociągu z północy stanu ale tylko na potrzeby południowej Alaski i niektórych nowych kopalń ulokowanych w centralnej części stanu (czyli np. przesyłanie tylko 3 - 4 mld m3 rocznie). Jego koszt na trasie 1300 km nie był realnie możliwy do sfinansowania;

- budowa instalacji skraplania gazu na północy Alaski a potem wożenie LNG ciężarówkami całą tą trasą na południe. To też projekt mało realny ekonomicznie ze względu na dodatkowe koszty budowy dróg przez tereny przyrodniczo chronione;

- budowa połączenia od wschodu tj. pomiędzy zasobami gazu w kanadyjskiej prowincji British Columbia a południową Alaską. Projekt proponowali przez wiele lat Kanadyjczycy ale pod warunkiem, że będą mogli także tranzytować duże ilości własnego gazu (w formie LNG) i eksportować go z terminala i infrastruktury portowej, która już jest na Alasce. Na to nie zgodzili się alaskańscy politycy bo taki projekt zablokowałby ekonomicznie uruchomienie własnych złóż z północy Alaski. Zatem Kanadyjczycy (nie mogąc się doczekać zgody amerykańskiej na tranzyt) zrealizowali własny projekt LNG Canada, który startuje z eksportem LNG z wybrzeża Kanady. To kosztowało ich dodatkowe kilkaset kilometrów rur. Ale w ten sposób Kanadyjczycy eksportować będą docelowo do Azji nawet 50 mld m3 gazu tą drogą i staną się całkowicie niezależni od USA. Budowa LNG Canada jest już zaawansowana na 85 %⁷.

Kanadyjczycy nie pozwolą się teraz Alasce wpiąć się „po drodze” w ich własną rurę bo ona jest już całkowicie sprzedana (pod względem przepustowości) dla odbiorców azjatyckich. Odbiorcy z Alaski mogą sobie co najwyżej „odkupić” od azjatyckich klientów jakiś udział w przepustowości rurociągu i w zdolności skraplania tego nowego kanadyjskiego terminala.

Odbiorcy z Alaski musieliby także zakupić sobie jakieś złoża w stanie British Columbia gdyż jeśli nie będą mieli nad nimi kontroli to gaz stamtąd popłynąć może też na południe do centralnej części USA (bo tam niekiedy płacą więcej np. gdy silna zima uderza w centralne stany USA – jak obecnie na początku 2023). Zatem nawet posiadanie udziałów w rurociągu i w urządzeniach do skraplania (lub pompowania gazu) nie jest 100 % pewnością otrzymania gazu o ile nie posiada się złóż na drugim końcu łańcucha dostaw.

Zatem to, że nie pozwolono Kanadyjczykom na tranzyt ich gazu przez Alaskę (a wtedy mieszkańcy Alaski mieliby tanio gaz dla siebie w zamian za użyczenie portu i innej infrastruktury) mści się teraz okrutnie.

- budowa małego reaktora jądrowego (dla produkcji energii elektrycznej i ciepła dla południowej części stanu i drugiego dla centralnej części stanu) – projekt jest trudny z powodu zagrożeń sejsmicznych. Ale nawet gdyby udało się te zagrożenia rozwiązać to takiego SMRa w rozmiarach dla Alaski nie ma jeszcze na rynku. Ponadto SMR w lokalizacji południa Alaski ma możliwości chłodzenia wodą morską, gorzej byłoby z SMR-em ulokowanych w centralnej części Alaski – tutaj potrzebne były inwestycje w odpowiedni magazyn wody.

- wybudowanie nowych elektrowni węglowych z 2-3 blokami na bazie węgla z własnych zasobów. Ten projekt z kolei blokują ekolodzy.

Po wielu latach bezowocnych dyskusji w styczniu 2023 organ zarządzający złożami na Alasce opublikował dokument potwierdzający to co eksperci wiedzieli już od dziesiątków lat, iż złoża w rejonie Cook Inlet zmniejszają swoje możliwości wydobycia i sytuacja jest groźna. W przeciwieństwie do Polski (u nas nie jest to informacja publicznie dostępna) na Alasce tego typu raport jasno pokazuje ścieżkę przewidywanego spadku wydobycia.

Obecne zapotrzebowanie na gaz na Alasce jest na poziomie 70 bcf rocznie (ok 2 mld m3⁸). Jednakże planowana nowa kopalnia złota firmy Donlin Gold będzie potrzebować dodatkowo 12 bcf rocznie (jeśli ten projekt zostanie uruchomiony na co liczy wielu obywateli Alaski⁹). Kilka innych projektów wydobywczych potrzebuje  też energii elektrycznej a ona jest wytwarzana przede wszystkim z gazu ze złóż Cook Inlet. Ponadto jest potrzebna dodatkowa energia elektryczna dla rozbudowywanych baz wojskowych a także nowych osiedli zlokalizowanych wokół tych nowych kopalń i baz.

Alaska jest jedynym miejscem, gdzie można w jakiś sposób przeciwdziałać działaniom arktycznym Federacji Rosyjskiej więc zapotrzebowanie na nośniki energii jest i będzie znaczące. Właściciel nieużywanego terminala do eksportu LNG rozważa możliwość jego zamiany na terminal do importu LNG nawet do roku 2028 lub 2029 co jest technicznie możliwe ale wymaga kontraktu na odbiór usług regazyfikacji – bez tego ta inwestycja nie ruszy. Miejsce jest, część zbiorników da się wykorzystać ale praktycznie trzeba zrobić 80 % nowej inwestycji w nowoczesnych standardach technicznych – biorąc pod uwagę opisane wcześniej zagrożenia.

Prognoza wydobycia z obszaru Cook Inlet będąca oficjalnym dokumentem rządu Alaski¹⁰ opiera się na dobrze określonych danych. Z dużym prawdopodobieństwem sytuacja będzie taka:

Zatem po roku 2030 gwałtownie zacznie spadać wydobycie i oczywiście oznaczać to będzie degradację ekonomiczną Alaski jeśli do tego czasu nie będzie wdrożone inne rozwiązanie.

Złoża Cook Inlet służą przede wszystkim do produkcji energii elektrycznej dla firmy HEA (Homer Energy Association) w ilościach jak poniżej:

Poza południem stanu, Alaska ma także cztery małe elektrownie węglowe¹¹, z tego dwie w lokalizacjach militarnych. Łączna moc tych elektrowni była rzędu 130 MWe gdy były nowe. Elektrownie te są w złym stanie np. wojskowa elektrownia w Fort Wainwright (miejscowość Fairbanks) ma ponad 60 lat i ciągle się psuje. Rozważana jest tam budowa za 687 mln USD nowej elektrowni węglowej lub za 363 mln USD nowej na oleju i gazie lub za 117 mln USD tylko obiektu gazowego. Rozważana jest ciągle opcja utrzymywania nadal tej starej elektrowni w działaniu do czasu zakupu reaktora SMR (co nie wiadomo kiedy nastąpi).

Z powodu sytuacji technicznej region Fairbanks ma trzykrotnie wyższą cenę energii elektrycznej niż średnia w USA. Region ten zaopatrują takie elektrownie¹²: Zehnder 41 MWe – (diesel), Delta 27 MWe (diesel), North Pole 120 MW (stara z roku 1976, diesel) i nowsza 50 Mwe (nafta), Eva Creek (wiatrowa 25 MWe), Healy Power Plant (28 MWe od roku 1967 i 60 MW od 1998 roku obie węglowe). Fairbanks stabilizuje system i dostarcza energię elektryczną do wielu osiedli i miejscowości na Alasce w tym może dostawać do 70 MWe z południa stanu. Odległość (drogowa) z Anchorage do Fairbanks wynosi 578 kilometrów (359 mil).

Elektrownia w bazie wojskowej Eielson (obok Fairbanks) miała już mieć dodatkowy mały reaktor jądrowy 5 MWe z pięcioletnim terminem dostawy. Po podpisaniu wstępnego kontraktu we wrześniu 2023 armia USA rozwiązała go w listopadzie 2023. Miał to być reaktor dodatkowy względem starej elektrowni węglowej 15 MWe i dostaw energii z zewnątrz. Okazało się jednak, że dostawca nie miał ukończonego procesu licencjonowania tego mikroreaktora więc ten projekt upadł.

Jak widać krytyczna sytuacja w dostawach energii elektrycznej na Alasce dotyczy nie tylko południa stanu ale też kilku innych lokalizacji i jest to problemem przy decyzjach inwestycyjnych dotyczących nowych kopalń – banki zadają proste pytanie – a skąd energia elektryczna ? Dopuszczenie do odbioru dodatkowo 12 bcf rocznie tylko dla tej jednej kopalni złota spowoduje szybciej sytuację krytyczną ze złożami Cook Inlet (na pewno najpóźniej w 2029 zamiast w 2031).

Dodatkowe duże zapotrzebowanie na energię elektryczną wynikać będzie też z przygotowywanej budowy drogi (211 mil czyli ponad 300 km) do zachodnich rejonów Alaski, która umożliwi otwarcie kilku następnych kopalń ważnych surowców. Wzbogacanie rud metali strategicznych do formy koncentratu wymaga bowiem energii elektrycznej a każda kolejna duża kopalnia to nawet 25-50 MW i więcej potrzebnej energii elektrycznej lub dodatkowego gazu. Poniżej trasa tej krytycznej drogi a planowane nowe kopalnie wymagają znacznych ilości energii elektrycznej¹³. Zapotrzebowanie na energię jest i w samej kopalni jak i rejonie Fairbanks gdzie mają być ulokowane dalsze etapy przeróbki rudy do wysokiej jakości koncentratu. Zatem region Fairbanks potrzebuje „od zaraz” kolejnych 50 MWe (oprócz konieczności znalezienia tańszego paliwa niż diesel dla obecnej produkcji energii).

Ta prognoza o kryzysie na Alasce w roku 2031 (czy nawet w 2029) zakłada, iż uda się jednak w okresie 2024 – 2029 pozyskać dodatkowy gaz z rejonu Cook Inlet z nowo wierconych „ratunkowych” odwiertów, których realizuje się ok 15 szt. rocznie. W grudniu 2023 przyznano kolejnych kilka obszarów do poszukiwań w rejonie Cook Inlet i oczywiście jest szansa, iż jakieś nowe odwierty coś dadzą gazu ale będą to raczej niewielkie ilości¹⁴. Zatem jest to prognoza „optymistyczna”, zakładająca iż pewne dodatkowe ilości gazu zostaną udostępnione do roku 2029 i będą w stanie trochę dłużej ratować ten stan tzn. pozwolą dotrwać chociaż do roku 2031.

Po wielu latach wysokich dochodów z ropy naftowej obecne finanse Alaski są w opłakanym stanie a deficyt w budżecie pokrywany z oszczędności jest rzędu 1 mld USD rocznie. Przyczyna jest prosta – coraz mniejsza eksploatacja ropy:

Przyczyną spadku wydobycia są ekolodzy, i władze centralne USA, które zablokowały znaczne obszary na północy Alaski przed próbami eksploatacji złóż ropy naftowej.

Również działania ekologów zablokowały szereg projektów wydobywczych, które dawałyby znaczące przychody też dla stanu Alaska. Zatem bez takich nowych projektów kopalń finanse stanu będą zawsze w bardzo złym stanie.

Politycy w stanie Alaska próbują znaleźć chętnego do sfinansowania nowych inwestycji w gazie i w energetyce. Ze względu na zmienne zapotrzebowanie (lato-zima) potrzebny jest terminal o zdolności regazyfikacji 3,5 – 5 mld m3 z odpowiednio dużymi zbiornikami bo warunki morskie wokół Alaski są trudne. A takiego kontraktu z gwarancjami użycia terminala LNG nie widać na horyzoncie.

Ponadto ten nowy terminal do importu LNG wymagałby rozbudowy portu Anchorage a to jak opisywałem wcześniej w ogóle nie jest realizowane. Spory sądowe o odszkodowania i udowadnianie kto jest winny są ważniejsze dla polityków niż realna rozbudowa portu.

 

Część obywateli i polityków z Alaski twierdzi, iż to nie oni powinni płacić za tę inwestycję w import LNG. To rząd federalny wymusił wiele lat temu i zezwolił na eksport LNG z Alaski do Japonii bo chciał wspomagać gospodarkę tego ważnego sojusznika. W ten sposób zużyto znaczną część zasobów w zatoce Cook Inlet. W USA to rząd federalny ma uprawnienia w dziedzinie handlu międzynarodowego i zezwalania na takie inwestycje, które są z nim związane Zdaniem tej grupy obywateli teraz to rząd federalny powinien zapłacić za nowy terminal do importu LNG (i nową infrastrukturę portową) aby „zreperować” skutki swoich decyzji sprzed dziesięcioleci.

Rozwój gospodarczy Alaski jest potrzebny aby inne firmy osiągały zyski z przyszłych działań na szelfie kontynentalnym USA. W grudniu 2023 rząd USA ogłosił rozszerzenie granic tego szelfu poza strefę 200 mil¹⁵:

Jakiekolwiek nowe działania w tamtych rejonach wymagają tego , by Alaska była strategicznym zapleczem dla wszystkich podmiotów, a zatem potrzebna jest nowa infrastruktura portowa i nośniki energii. Bez takich inwestycji na Alasce ta ogłoszona w XII 23 decyzja o rozszerzeniu granic strefy ekonomicznej jest fantastyką ekonomiczną.

Część obywateli stanu Alaska mieszka poza terenem gdzie jest ten gaz z południa i po prostu płaci za olej napędowy. Ci pozostali mieszkańcy Alaski wcale nie chcą aby ich oszczędności czy podatki (w tym słynny fundusz, na który odkładano dochody z kopalin, płacący co roku dywidendy) służyły tylko wybranej części mieszkańców Alaski. Mieszkańcy miejscowości oddalonych setki kilometrów od rejonu południowego twierdzą, iż jakiekolwiek koszty nowych inwestycji w nowe źródła energii stanowy regulator powinien przerzucić tylko na odbiorców energii/gazu z tego nowego terminala a nie na wszystkich obywateli stanu. Zatem te grupy obywateli domagają się aby to południowa część Alaski (powiedzmy 80.000 odbiorców plus nowe kopalnie) sama sobie sfinansowała swoimi opłatami ten terminal importowy.

Wielu obywateli Alaski liczy także na to, że unikną dużych wydatków bo w jakiś sposób rząd federalny dając na inwestycje militarne w Arktyce będzie musiał wybudować też nowe źródła energii a zatem zapłaci się za nie z budżetu federalnego a nie stanowego. Po cichu liczą na prezent od reszty USA bo przecież przy tak dużych inwestycjach w Arktyce jakie robi Federacja Rosyjska po swojej stronie konieczne jest znaczne doinwestowanie na Alasce. I tutaj w zasadzie mają rację bo całość infrastruktury jaka istnieje na Alasce powstawała w 70-80 % z funduszy federalnych a nie stanowych.

 

Regulator rynku energetycznego na Alasce (coś w rodzaju naszego URE) zaczął prowadzić przesłuchania przedsiębiorstw energetycznych jak zamierzają zaradzić tej sytuacji. Całość opisanego zagadnienia sprowadza się do prostej logiki – ktoś musi wziąć na siebie ryzyko biznesowe i podpisać kontrakty take-or-pay na zapłatę za usługi regazyfikacji LNG lub za inne źródło energii.

Jeśli mieszkańcy Alaski będą musieli zapłacić za nowy terminal do gazyfikacji LNG to i tak będą kupować gaz kanadyjski po cenach znacznie wyższych niż te, które mogli mieć gdyby wcześniej poszli na kompromis. Jeśli jednak nie uda się odkupić gazu kanadyjskiego to Alaska będzie musiała dowozić gaz z Teksasu. Przy ograniczeniach w Kanale Panamskim oznacza to wożenie tego LNG z Teksasu na Alaskę dookoła Ameryki Południowej. Ewentualnie będzie to gaz amerykański ale pobrany z terminali meksykańskich zlokalizowanych po zachodniej stronie Meksyku – jednak i one już są wykupywane przez odbiorców azjatyckich (finansowanie tych terminali LNG idzie wyłącznie poprzez długoterminowe kontrakty z klientami z Azji).

Dodatkowo mieszkańcy Alaski dowiedzieli się, iż przy tak małym zapotrzebowaniu gazu (i ryzykach transportowych) będą musieli sobie kupić ze dwa mniejsze statki do przewozu LNG bo takich niewielkich transportów nie ma sensu wozić dużymi statkami. Alaska nie jest „po drodze” statków LNG i bez dedykowanych własnych statków sam terminal regazyfikacyjny w Anchorage ale bez własnych statków to zbyt duże ryzyko dla płynności dostaw do tej odległej lokalizacji.

W rzeczywistości powstała jeszcze jedna kwestia, która jest widoczna dla ekspertów. Inwestor w nową elektrownię (gazową dla Alaski) mógłby złożyć ofertę na dostawy energii z tej elektrowni o ile będzie miał ofertę i długoletni kontrakt na dostawy gazu. Ewentualny podmiot handlujący gazem może i mógłby mu złożyć ofertę na takie dostawy o ile ktoś by mu zagwarantował regazyfikację LNG i pokrycie kosztów dedykowanych statków dla konkretnej trasy dostaw (np. Meksyk – Alaska). Inwestor do budowy regazyfikacji zrobiłby może przebudowę na terminal importowy i dodał niezbędne zbiorniki o ile ktoś mu zagwarantuje kontrakty typu take-or-pay na jego usługi regazyfikacji i na usługę magazynowania długoterminowego. A podmiot handlujący gazem może złożyć ofertę tylko na zmienną cenę gazu zależną od ceny np. na Henry Hub w Teksasie chyba, że za dodatkowe środki ktoś zagwarantuje wieloletni kontrakt z konkretnym producentem gazu.

Stosunkowo niewielki projekt FSRU czy regazyfikacji na Alasce wymaga łańcuszka kontraktów, w których jednocześnie strony sobie gwarantują wszystko na okres 11-15 lat. Ten łańcuszek kontraktów musi przenosić m.in. zmienną cenę gazu z odległości 5000 km na odbiorcę na Alasce bo przecież nikt nie będzie przenosić na siebie ryzyk geologicznych  i zaburzeń ekonomicznych (lub da znacznie wyższą cenę).

Do tego problemem jest to kto będzie gwarantem tych kontraktów gdyż firmy dystrybucji energii na Alasce to spółdzielnie – taki mają status i są to spółki z minimalnymi kapitałami własnymi a to oznacza, że nie mogą udzielić gwarancji na 12 lat na kwotę kilku miliardów dolarów. Zatem musi pojawić się wiarygodny gwarant takich kontraktów i dostawy gazu do określonej lokalizacji na lądzie zanim ktokolwiek zaciągnie jakikolwiek kredyt na budowę tego łańcuszka powiązań. Gwarantem tym musi być albo stan Alaska albo rząd federalny. Dla międzynarodowych instytucji finansowych spółdzielnie na Alasce nie są partnerem, gdyż łatwo mogą zniknąć a zorganizować można inne, które nie odpowiadają za zobowiązania. A tutaj trzeba sfinansować cały łańcuch inwestycji w tym udzielić gwarancji na kontrakt take-or-pay w danym terminalu do skraplania LNG, na statki, na koszty transportu, na budowę terminala do regazyfikacji i na budowę samej nowej elektrowni gazowej.

Aby jeszcze bardziej skomplikować sytuację mieszkańcy Alaski muszą sobie zapewnić odpowiedni poziom bezpieczeństwa w postaci odpowiednio dużego magazynu gazu. Obecnie złoża Cook Inlet to nie jedno złoże ale wiele mniejszych złóż i awaria na jakimś z nich nie ma znaczenia dla całości dostaw i bezpieczeństwa stanu. Uzależnienie całej południowej i centralnej Alaski od jednego terminala FSRU to duże ryzyko techniczne i polityczne. A wielkość magazynu przy docelowym rocznym (ale zmiennym) zapotrzebowaniu 3,5 mld m3 może być potrzebna nawet 1,4 mld m3. Ponadto wyliczenie potrzebnej wielkości magazynu gazu musi uwzględniać możliwe długie czasy sztormów zimowych w rejonie Anchorage.

Praktycznie istniejące starsze obiekty gazowe produkujące energię na południu stanu trzeba by przebudować na obiekty też działające na bazie rezerwowego oleju napędowego i zrobić tak jak Finlandia. Przez dziesięciolecia Finlandia, choć kupowała gaz z wschodu miała i ma magazyny oleju napędowego z zapasem na cały rok lub dłużej. Praktycznie Alaska też musiałaby by (w razie budowy terminala LNG do importu) wybudować także jakieś magazyny paliwa rezerwowego, szczególnie ze względu na zagadnienia militarne. Grudzień 2023 pokazał jak łatwo niewielkimi dronami sparaliżować ruch statków w kluczowych lokalizacjach a więc całkowite uzależnienie gospodarki i życia stanu Alaska od importowanego LNG wymaga licznych dodatkowych inwestycji.

Ze względu na zagrożenie sejsmiczne jest wątpliwe czy złoża w zatoce Cook Inlet nadają się na podziemne magazyny gazu więc pozostaje tylko budowa kosztownego magazynu gazu na powierzchni ziemi.

Budowa terminala LNG do importu i podpisanie kontraktów take-or-pay na importowany LNG oznacza również, iż „resztkowe” złoża w Cook Inlet stają się bezwartościowe lub, że przez kilka lat 2030 – 2041 można je wykorzystywać ale wtedy ten terminal importowy LNG będzie pracował z mniejszą wydajnością i za to też trzeba zapłacić (za częściowo niewykorzystaną zdolność do regazyfikacji, którą musi posiadać taki terminal a nie jest potrzebna w okresie 2030-2040) . Tak czy inaczej jest to dodatkowa kwota do uwzględnienia w budżecie całości projektu. Jeśli nie to będą się sypały wyroki sądowe.

Ponadto budowa terminala importowego na południu Alaski oznaczałaby konieczność budowy albo (1) gazociągu na trasie z południa do rejonu Fairbanks (i budowie nowych obiektów generacji energii na gaz) albo (2) wybudowania dużej elektrowni gazowej na bazie LNG z nowymi liniami do transportu 500 MW do rejonu Fairbanks. To odległość 500 km i praktycznie tego typu rozwiązanie powodowałoby dodatkowe ryzyko dla centralnej Alaski (w razie uszkodzenia takiej linii). Zatem w zasadzie trzeba by zbudować na trasie 500 km (Anchorage – Fairbanks) dwie niezależne linie zasilające, każda po ok 500 MWe możliwości przesyłu energii lub pozostawić obecne obiekty w Fairbanks jako rezerwowe i płacić za nie.

Z drugiej strony możliwa jest budowa kilku małych reaktorów jądrowych (SMR) w lokalizacji Fairbanks o łącznej mocy np. 300 - 400 MWe, To proste rozwiązanie spowodowałoby, że zasoby gazu czekające na północy Alaski stałyby się nie do użycia. Jednak na takie rozwiązanie (niezwykle kosztowne) mieszkańców tego stanu po prostu nie stać – tutj jest kwestia i magazynu wody dla chłodzenia tych reaktorów i paradoksalnie pewne znaczące zmniejszenie zatrudnienia (obecnie w transporcie).

 

Podobną sytuację mamy w Polsce.

Już wspomniałem, brakuje jasnej prognozy wydobycia ze strony naszego monopolisty. Nie ma zatem gwarancji czy obecne wydobycie krajowe w ogóle będzie do osiągnięcia w roku 2029 i późniejszych. Ta kwestia jest kluczowa jak analizujemy możliwe obciążenie „drugiego FSRU” i to jak duży powinien to być obiekt i od kiedy powinien zacząć swoje działanie.

Zapotrzebowanie na gaz dla ciepłownictwa jest na południu Polski czyli 450-550 km od morza i od terminala FSRU.

Spójrzmy na polski Bilans Zasobów wg stanu na 31.12.2022 i porównajmy go z Bilansem Zasobów na 31.12.2010.

31.12.2010 bilans pokazywał 65 mld m3 zasobów przemysłowych gazu ziemnego z czego 13,4 mld m3 był to gaz ze złóż ropnych i kondensatowych (czyli zasoby wydobywane przy okazji wydobycia głównej kopaliny). 31.12.2022 bilans pokazywał 78 mld m3 zasobów przemysłowych gazu ziemnego z czego 14,5 mld m3 był to gaz ze złóż ropnych i kondensatowych.

Teoretycznie wygląda to nieźle bo zasoby są nieco większe niż 12 lat temu. Jednakże wydobycie było w roku 2022 4,7 mld m3 podczas gdy w roku 2010 było to 5,5 mld m3. A zużycie krajowe wzrosło także istotnie przez te 12 lat a zatem poziom bezpieczeństwa jaki dają te złoża jest procentowo niższy.

Większa ilość zasobów (o 20 %) nie przekłada się na większe wydobycie (spadło o 15 %) gdyż są to po prostu coraz mniejsze (średnio) złoża coraz trudniejsze do eksploatacji. Potwierdza to fakt wzrostu ilości złóż (z 280 do 321) a zatem średnia wielkość zasobów w jednym złożu to tylko 243 mln m3 gazu.

W ramach tych złóż, które zasoby pokazano jest pewna istotna ilość złóż w ogóle nie eksploatowanych np. zarówno w roku 2010 jak i w roku 2022 w ogóle nie eksploatowano złoża Wilcze , złoża Wrzosowo, złoża Zbąszyń , w których łącznie jest spora ilość gazu. Zatem są jakieś poważne przyczyny techniczne, że te złoża nie były uruchomione. Czy na pewno te złoża łatwo uruchomić ?

Dodatkowo te polskie złoża nie pracują „szczytowo” czyli gaz z nich jest zbierany do magazynów w okresie ciepłym a potem dopiero oddawany do sieci w okresie zimowym. Zatem całość polskich złóż daje (liczne) koszty własne, blokuje magazyny (a jest ich za mało) i w zasadzie jest mało sensowna ekonomicznie. Te złoża jak widać nie mogą pracować tak, jak słynne złoże Groningen, które miało zmienny poziom wydobycia przez całe lata i faktycznie zarabiało doskonale dostarczając gaz do szczytowych mocy gazowych na terenie Niemiec.

Zatem podejrzewam, iż możliwe (technicznie) wydobycie będzie jednak spadać a to pogorszy bilans gazowy właśnie około roku 2029.

Od wielu lat jestem zwolennikiem tego, że wydobycie z tych polskich złóż powinno być ograniczone wcześniej i to znacząco tzn. tak, aby utrzymywać pewną zdolność do wydobycia tylko w okresie zimowym jako dodatkową rezerwę dla bezpieczeństwa systemu. Uważam, że polskie złoża powinny wydobywać najwyżej 2-2,5 mld m3 rocznie a pozostałą zdolność powinny utrzymywać jako dodatkowy atut dla bezpieczeństwa systemu (i powinno to być opłacane odpowiednio w taryfach). A system gazowy powinien po prostu importować więcej gazu o te 2,5 – 3 mld m3.

Uruchomienie większego wydobycia ze złóż krajowych byłoby możliwe ale tylko w nadzwyczajnych sytuacjach a takie jak widać teraz na świecie mogą zaistnieć.

Nasz monopolista gazowy nie pokazuje publicznie jaka jest prognozowa ścieżka możliwości produkcyjnych jego złóż w następnych latach ale uważam, że zdecydowanie powinniśmy choć część tych zasobów utrzymywać jako rezerwę a nie „jechać do dna”  z nimi (blokując też magazyny). Ta rezerwa będzie potrzebna w sytuacji gdy kolejno wyłączy się bloki węglowych i zacznie się naprawdę reforma ciepłownictwa.

Oczywiście nie jest jasne czy na pewno rząd będzie ściśle i precyzyjnie egzekwował przepisy unijne wobec ciepłownictwa – a od tego zależy bardzo zużycie gazu w najbliższych latach. Jeśli jednak nowa minister klimatu przykręci śrubę, w szczególności nie zgodzi się na niezgodne z prawem unijnym przedłużanie pozwoleń zintegrowanych dla ciepłownictwa a nowy szef Generalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska zacznie wstrzymywać pracę obiektów ciepłowniczych nie posiadających pozwoleń i/lub nie płacących za emisję CO2 to sytuacja z rynkiem gazu w Polsce będzie ciekawa.

 

Podstawowym problemem, którego nie rozumieją politycy i na Alasce i w Polsce jest to, że obecnie na światowym rynku trzeba mieć kontrakty długoterminowe z producentami gazu oraz z podmiotami transportującymi gaz. Te kontrakty długoterminowe muszą być także z terminalem do regazyfikacji oraz z gwarancją systemu gazowego przesyłu tego gazu z miejsca jego regazyfikacji do bloku/ ciepłowni. Zatem całość kontraktów powinna gwarantować nie dostawy „spot” ale dostawy wieloletnie (po zupełnie innej ścieżce cenowej) na 75-80 % całości potrzeb. A odbiorca gazu czy energii wytworzonej z tego gazu musi płacić za te dostawy nawet jeśli zima jest lekka albo ktoś odkryje inne złoża tańsze gdzieś bliżej. Tego typu KDT musi bowiem gwarantować spłatę całego łańcuszka inwestycji pomimo możliwych wahań cen na rynku spot.

Brak takiego systemu wieloletnich kontraktów z określoną (rewaloryzowaną) ścieżką cenową to podstawowa przyczyna, dla której na przetargach na moce rezerwowe dla systemu nie będzie więcej projektów elektrowni na bazie gazu. Brak tego typu wieloletnich kontraktów powoduje także problemy z zamknięciem finansowym inwestycji w polskim ciepłownictwie.

Obecny model przetargów na moce szczytowe to system, przy którym ryzyka złożowe, transportowe, regazyfikacyjne i przesyłu przerzucane są na inwestora w ten nowy blok szczytowy w systemie. Uważam, że powinno być zupełnie odwrotnie. To PSE jako operator systemu elektroenergetycznego powinien być operatorem kolejnego (drugiego) FSRU i powinien otworzyć przetarg na dodatkowe moce w systemie w oparciu o określoną ścieżkę cen gazu dostarczonego (przez PSE!) do lokalizacji gdzie ewentualnie nowy inwestor zbuduje blok dla stabilizacji systemu wysokich napięć. A kontrakt na te dodatkowe moce szczytowe powinien gwarantować inwestorowi w blok zwrot kapitału gdyby PSE nie dało rady tego gazu dostarczyć.

Podobnie z ciepłownictwem na południu Polski. Nie jest możliwe aby setki małych miast podjęło decyzje o zmianie ogrzewania na gazowe bez pewności dostaw na kilkanaście lat tego paliwa. A zatem ktoś (rząd ?, PSE ?) powinien gwarantować te dostawy w jakiejś formie i przejąć ryzyka złożowe, polityczne, regazyfikacyjne i transportu gazu przez sieć. Czyli miasta i miasteczka w południowej Polsce miałyby gwarantowaną ilość gazu i ścieżkę cenową na 12-15 lat i wtedy znacząco zmniejszyłoby się ryzyko inwestycji w ciepłownictwie.

¹ Powiedzmy 2500 godzin średniorocznie po 2000 MW w gazie co daje circa 850 mln m3 gazu.
² Zakładając 100 dni okresu zimowego średnio po 20 mln m3 dziennie.
³ Gdyby w okresie zimowym miałby bezpośrednio zasilać ciepłownictwo musiałby mieć wydajność rzędu 6,5 mld m3 rocznie aby móc sto dni podać 2 mld m3. Zatem potrzeba też magazynu gazu.
⁴ Dzięki takiemu ustawieniu rynku ci niezależni importerzy nie mają obowiązkowej zdolności magazynowej co ich wyklucza z możliwości importu zarówno gazu jak i LNG.
⁵ https://ecf.cofc.uscourts.gov/cgi-bin/show_public_doc?2014cv0166-257-0
⁶ https://www.enr.com/articles/53722-alaska-advances-16b-port-upgrade-after-feds-ordered-to-pay-anchorage
⁷ https://www.lngcanada.ca/news/lng-canada-2023-year-end-update/
⁸ 1 Bcf = 28316846.592 Nm3.
⁹ https://www.novagold.com/_resources/reports/S-K-1300.pdf
¹⁰ State of Alaska, Department of Natural Resources, Division of Oil and Gas 2022 Cook Inlet Gas Forecast, styczeń 2023 autorzy: John Burdick, Jhonny Meza i Sean Clifton.
¹¹ Chena Power Plant, Eielson AFB CHP Plant, Fort Wainwright Power Plant oraz UA Fairbanks Power Plant.
¹² https://www.gvea.com/services/energy/sources-of-power/healy-power-plants/
¹³ https://www.nps.gov/gaar/learn/management/ambler-row.htm
¹⁴ https://alaskabeacon.com/2023/12/16/royalty-free-lease-offerings-in-alaskas-cook-inlet-basin-draw-tepid-response/
¹⁵ https://www.highnorthnews.com/en/us-initiates-extended-continental-shelf-claims

Uzupełnienie 04.01.2024 r.:
- Gaz w Gazie: https://wysokienapiecie.pl/95917-wojna-w-gazie-czy-wojna-o-gaz/  [29.12.2023]
- Zamarznięte kopalnie: https://www.cire.pl/artykuly/materialy-problemowe/181392-zamarzniete-kopalnie  [01.03.2021]
- … minęło dokładnie 10 lat: Zarządzanie złożami na Alasce  [04.01.2014]

Piotr Syryczyński