Porozumienie nuklearne Zachodu z Iranem ma pośredni i bezpośredni wpływ na projekty rozpoznawcze i wydobywcze gazu ziemnego z łupków w Polsce.
Zasoby gazu w Iranie w połączeniu z odwilżą na poziomie politycznym stanowią silny magnes dla globalnych firm wydobywczych.
W 2011 roku zapanowała w Polsce powszechna euforia po tym, jak amerykańska Agencja Informacji Energetycznej ogłosiła swoje szacunki dotyczące zasobów gazu ziemnego w tzw. pokładach łupkowych. Przed naszym krajem otworzyła się perspektywa uniezależnienia się od drogiego surowca z Rosji i stania się „drugą Norwegią”.
Koncesje na poszukiwanie i rozpoznanie złóż gazu ze źródeł niekonwencjonalnych rozeszły się bardzo szybko, trafiając w ręce firm polskich, amerykańskich, mniejszych przedsiębiorstw brytyjskich oraz w dalszej kolejności globalnych koncernów z zachodniej Europy – francuskiego Totala oraz włoskiego ENI. W ciągu ostatnich trzech lat wykonano kilkadziesiąt odwiertów, które jak do tej pory nie przyniosły oczekiwanych, pozytywnych rezultatów. Tymczasem w wyniku zmian geopolitycznych, mających miejsce w pozornie odległych regionach, przed koncernami międzynarodowymi zaangażowanymi w poszukiwanie gazu w Polsce, otworzyły się nowe, bardziej atrakcyjne możliwości – wśród nich Iran – kraj posiadający największe zasoby gazu ziemnego na świecie (1).
Sytuacja gospodarczo-polityczna
W czerwcu 2013 roku w wyniku wygranych wyborów prezydentem Iranu został Hassan Rouhani, polityk powszechnie uznawany za umiarkowanego. Po 8 latach rządów administracji pod wodzą kontrowersyjnego Mahmuda Ahmadineżada, gospodarka Iranu znajdowała się w stanie kryzysu, z inflacją sięgającą poziomu 42% i spadkiem PKB ponad 1% w latach 2012 – 2013. Według obserwatorów zachodnich sytuacja ta była spowodowana przede wszystkim sankcjami nałożonymi na Iran przez społeczność międzynarodową, w wyniku których nałożone zostały ograniczenia na sprzedaż irańskiej ropy naftowej oraz gazu ziemnego na rynkach międzynarodowych. Eksport tego surowca spadł w krótkim okresie z 2,5 mln baryłek dziennie do poziomu 1 mln na dzień, co odbiło się mocno na przychodach budżetu (2).
Rząd nowego prezydenta uznał, iż podstawowym celem irańskiej administracji musi być zniesienie sankcji nałożonych na Iran, skutecznie krępujących jego gospodarkę. Determinacja nowej ekipy szybko przyniosła rezultaty – w listopadzie podpisano w Genewie tymczasowe porozumienie dotyczące irańskiego programu nuklearnego z tzw. Grupą 5+1 (stali członkowie Rady Bezpieczeństwa ONZ plus Niemcy). Zawarte zostało ono na 6 miesięcy, w trakcie których obie strony miały prowadzić dalsze negocjacje w kwestii umowy o trwałym już charakterze. Irańczycy zobowiązali się ponadto do wstrzymania swojego programu nuklearnego i likwidacji części wzbogacanego uranu. Zachód z kolei, w odpowiedzi na realizację tych postulatów, miał znieść niektóre sankcje i uwolnić część irańskich pieniędzy zdeponowanych w bankach w Europie.
Wysiłki Iranu na rzecz przyciągnięcia inwestorów
Irańczycy nie zamierzali poprzestawać na tym sukcesie. Kilka dni później minister ds. ropy naftowej w rządzie Hassana Rouhaniego – Biżan Namdar Zanganeh oświadczył w wywiadzie, iż prowadził rozmowy z przedstawicielami zachodnich koncernów wydobywczych na temat ich potencjalnych inwestycji w Iranie. Wymienił nazwy 7 firm: BP, ExxonMobil, ConocoPhillips, Shell, Eni, Total oraz Statoil. W ciągu 3 kolejnych miesięcy doszło do następnych spotkań, kontakty zaś zostały wzmocnione do tego stopnia, że amerykański Biały Dom uznał za stosowne przypomnieć, iż tylko niektóre sankcje zostały zniesione, natomiast ciągle w mocy pozostają te, które ograniczają tym firmom możliwości inwestycji w Iranie.
Szczególnie ważną rolę w ponownym nawiązywaniu kontaktów stanowiła osoba ministra ds. ropy naftowej – Biżana Zanganeha. Do rządu powrócił on po 8-letniej przerwie w latach 2005-2013, czyli okresie prezydentury Mahmuda Ahmadineżada, który zrezygnował z jego usług, gdyż uważał go za członka skorumpowanej grupy rządzącej irańskim przemysłem wydobywczym. Pomimo tego w kręgach umiarkowanych polityków nadal cieszył się dobrą opinią i uznawany był za niezwykle sprawnego menedżera z wieloletnim doświadczeniem w administracji, w której pracował od lat 80. XX wieku na różnych stanowiskach ministerialnych.
Według powszechnej opinii obserwatorów irańskiej sceny politycznej, to jego zasługą było sprowadzenie w latach 90. ubiegłego wieku zachodnich inwestorów, takich jak chociażby wspomniane Eni i Total. Firmy te podpisywały wówczas umowy o formule „buyback”, zgodnie z którą poszukiwały one na własny rachunek złóż węglowodorów, a kiedy dochodziło do odkrycia, tworzyły na miejscu infrastrukturę potrzebną do wydobycia. Inwestor sam ponosił pełne ryzyko inwestycji. Po zrealizowaniu projektu i rozpoczęciu produkcji, całość była przejmowana przez NIOC (National Iranian Oil Company), natomiast firma zagraniczna otrzymywała zwrot poniesionych przez nią kosztów oraz ustalone wcześniej wynagrodzenie w naturze – ropie naftowej lub gazie ziemnym.
Tego rodzaju formuła została stworzona w latach 90. XX w. i jej autorstwo przypisuje się m.in. Biżanowi Zanganehowi. Stanowiła ona odpowiedź na potrzebę sprowadzenia do Iranu zagranicznych inwestorów wraz z ich kapitałem i technologiami, przy jednoczesnym postępowaniu niełamiącym artykułów konstytucji Islamskiej Republiki Iranu. Tę nową ustawę zasadniczą przyjęto po rewolucji w 1979 r. W myśl jej przepisów znacjonalizowany został cały przemysł, własnością państwa stały się także wszystkie złoża na jego terytorium, a ponadto zakazane zostało udzielanie jakichkolwiek koncesji zagranicznym koncernom m.in. na wydobycie zasobów naturalnych.
W tym świetle formuła „buyback” wydawała się być koniecznym kompromisem pomiędzy popytem na zachodnie inwestycje i zasadami leżącymi u podstaw Islamskiej Republiki Iranu. I chociaż nie sprawiała ona wrażenia specjalnie atrakcyjnej dla europejskich inwestorów, to jednak zarówno Total, a za nim Eni, Shell oraz Statoil zaangażowały się w różne projekty w Iranie na prawie dekadę. W 2010 roku zmuszone zostały do wycofania się, z racji nałożenia na Iran nowych sankcji gospodarczych. Paolo Scaroni, szef Eni, wysuwa wobec Iranu roszczenia na miliard dolarów za wcześniejsze przedsięwzięcia (3).
W lutym 2014 r. przedstawiciele irańskiego Ministerstwa ds. Ropy Naftowej ogłosili, iż rząd zdecydował o odejściu od formuły „buyback”, która nie stanowiła wystarczającej zachęty dla koncernów zagranicznych. Według nowych kontraktów, za inwestycje poczynione na rozwój danego złoża węglowodorów, koncern otrzyma udział w jego produkcji. Umowy będą również obłożone mniejszym ryzykiem, gdyż w razie braku odkrycia ropy lub gazu, firma będzie mogła w ramach tej samej umowy poszukiwać złóż w innych lokalizacjach. Ponadto okres trwania takiego kontraktu został wydłużony do 20-25 lat, tj. 2 razy dłużej niż przewidywała wcześniejsza formuła.
Złoża gazu i rynek tego surowca w Iranie
Na listach krajów z potwierdzonymi zasobami ropy naftowej i gazu ziemnego, Iran zajmuje odpowiednio 4 i 1 miejsce. Zasoby rzędu 33,6 bln m3 gazu pozwalają Iranowi nieznacznie wyprzedzić Rosję (32,9 bln m3 gazu) oraz Katar (25 bln m3). Powyżej przytoczone dane pochodzą z rankingu stworzonego przez firmę British Petroleum (BP) i obrazują zasoby, które są technicznie i ekonomicznie wydobywalne. Według innego rankingu stosowanego w dawnych republikach radzieckich, biorącego pod uwagę ilości technicznie możliwe do wydobycia, to Rosja zajmuje pozycję pierwszą z zasobami w wysokości 47,8 bln m3. Na dalszych pozycjach znajdują się odpowiednio Iran i Katar z wielkościami jak w klasyfikacji BP.
Największe złoża gazu w Iranie znajdują się pod wodami Zatoki Perskiej. Wśród nich pierwsze miejsce zajmuje złoże South Pars. Wraz z jego geologicznym przedłużeniem, tzw. North Field, które położone jest pod wodami terytorialnym Kataru, złoże uznawane jest za największe na świecie. Ocenia się, iż znajduje się tam 10-14 bln m3 gazu ziemnego (wyłącznie w części irańskiej). Rozwój złoża został przewidziany na 20 lat i podzielony na 24 etapy. Produkcja ruszyła w 2002 r. na poziomie ok. 10 bln m3 rocznie, przy czym w 2013 r. osiągnęła poziom ponad 100 miliardów. Ocenia się, iż w ciągu najbliższych 3 lat zrealizowane zostaną etapy 12, 15 oraz 16, jednak na kolejne będzie potrzeba dużo więcej czasu. Cały projekt wydobycia jest chronicznie opóźniony i stale boryka się z problemami natury technicznej.
Drugim co do wielkości złożem w Iranie jest North Pars z 1,3-1,4 bln m3 gazu. Do realizacji tego projektu przymierzała się chińska spółka China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), jednak po 5 latach, w 2012 r., wycofała się z projektu. Wraz z nią przepadł wówczas plan wybudowania instalacji do skraplania wydobytego gazu (LNG), którą mieli wybudować Chińczycy. Fiasko było spowodowane niemożnością znalezienia partnera posiadającego odpowiednią technologię z racji na nałożone sankcje.
Wśród jednych z ostatnich odkryć irańskiej spółki NIOC znalazło się złoże Kisz (również na wodach Zatoki Perskiej), oceniane jako trzecie pod względem wielkości w Iranie z 1,3 bln m3. W 2007 r. zostało zawarte porozumienie między Iranem a Omanem, na podstawie którego wydobyty gaz miał być eksportowany do tego drugiego kraju. Jak do tej pory stronom nie udało się jednak ominąć licznych przeszkód i na dziś ocenia się, że przygotowanie tego projektu potrwa do 2017 r.
Wydawałoby się zatem, że naturalne bogactwa predestynują takie państwo jak Iran do pozycji naturalnego lidera na liście eksporterów gazu ziemnego. Nic bardziej błędnego. Produkcja gazu w Iranie w 2012 r. wyniosła ok. 154 mld m3, co dawało mu 3 pozycję na świecie. Mimo tego zajmował on odległą 27 pozycję na liście eksporterów tego surowca.
Natomiast zużycie krajowe było niemalże równe produkcji, osiągając blisko 150 mld m3. Wynikało to z podejścia władz irańskich i ich polityki po latach 80-tych ubiegłego wieku, kiedy to zdecydowano o stopniowym zwiększaniu udziału gazu w tzw. mixie energetycznym Iranu poprzez rozbudowę infrastruktury oraz subsydia, co zaowocowało wzrostem z 15% (w całkowitym zużyciu energii w 1980 r.) do 60% (w 2012 r.). Ropa stała się produktem przeznaczonym na eksport, co miało swoje uzasadnienie zarówno logistyczne (łatwiejsza w transporcie), jak i finansowe.
Duże ilości gazu Iran wykorzystuje w metodach tzw. intensyfikacji wydobycia ropy naftowej (EOR – Enhanced Oil Recovery). W 2011 r. ilość wpompowanego gazu wyniosła 35 mld m3, a NIOC zakłada znaczące zwiększenie tej wielkości w kolejnych latach.
Wspomniane zostało już powyżej, że Iran zajmuje odległe miejsce w trzeciej dziesiątce krajów eksporterów gazu. W tej chwili sprzedaje ten surowiec do trzech krajów – Turcji, Armenii oraz Azerbejdżanu. Jedynie w wypadku tego pierwszego są to większe ilości, które w 2012 r. osiągnęły poziom 7,5 mld m3, natomiast do dwóch republik kaukaskich wysłano w tym samym roku w sumie 1 mld m3 gazu. W odwrotnym kierunku płynął natomiast surowiec z Turkmenistanu, skąd Iran w 2012 r. sprowadził 9 mld m3 i Azerbejdżanu – ok. 0,5 mld m3 gazu (4).
W najbliższej przyszłości Iran planuje mocno rozbudować swoje możliwości eksportowe m.in. poprzez wybudowanie gazociągu pod dnem Zatoki Perskiej z Iranu do Omanu. Jego pojemność ma wynieść docelowo 8 mld3 rocznie.
Budowane są także gazociągi do Iraku i Pakistanu, oba o zbliżonej przepustowości na poziomie 7-9 mld3. Drugi z nich został już praktycznie ukończony po stronie irańskiej, natomiast duże opóźnienia pojawiły się po stronie Pakistańczyków. Spowodowane ma to być brakiem środków na dokończenie projektu, ale nie wyklucza się również presji ze strony Amerykanów, którzy starają się ograniczać poczynania Iranu w tego typu przedsięwzięciach.
Gaz polski z formacji łupkowych vs. gaz irański
W ciągu kilku ostatnich lat Iran, kraj o największych potwierdzonych złożach gazu, stał się jego importerem netto. Sankcje gospodarcze spowodowały, że tempo realizacji zaplanowanych projektów wydobywczych ulegało licznym opóźnieniom, czy to z powodu wycofania się inwestorów czy braku funduszy lub technologii. Widząc te problemy nowa administracja postanowiła podjąć się odwrócenia niekorzystnego trendu i zachęcić zachodnie koncerny do inwestycji w Iranie. Zaproszenie siedmiu zagranicznych spółek potwierdza determinację rządu w Teheranie (5). Cztery z nich mają lub miały koncesje na poszukiwanie i rozpoznawanie niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego w Polsce. Francuski Total oraz amerykański ExxonMobil, już się z naszego kraju wycofały. ConocoPhillips posiada 3 perspektywiczne koncesje na Pomorzu (Damnica, Lębork oraz Karwia), natomiast Eni jedną (wydaje się, że mniej obiecującą) w pobliżu Elbląga.
Warto zwrócić w tym miejscu uwagę na kilka aspektów, w wyniku których zmiana polityczna i nowe otwarcie w kraju takim jak Iran, może stanowić potencjalne zagrożenie (jako projekt konkurencyjny) dla projektów zagospodarowania polskich łupków.
Dla dużych koncernów europejskich i amerykańskich inwestycje w złoża gazu łupkowego stanowią ułamek działalności w kontekście całego portfela realizowanych projektów w sektorze upstream, również w porównaniu do przedsięwzięć typu offshore. Ponadto firmy te nie były pionierami w rozwoju technologii umożliwiających opłacalne wydobycie gazu ze złóż niekonwencjonalnych, przez co ich zaangażowanie często przypomina pościg za głównym peletonem niż przewodzenie grupie.
Ostatnie lata przyniosły nagły wzrost zainteresowania koncernów tego typu projektami. Towarzyszyły temu zdobywanie koncesji na poszukiwanie tych surowców oraz akwizycje firm posiadających odpowiednie technologie.
W chwili obecnej Total realizuje projekty związane z gazem ze złóż niekonwencjonalnych w Argentynie, Algierii (tight gas – gaz zamknięty), Chinach oraz USA (wykupiono udziały w projekcie realizowanym w basenie Barnett Shale (6)). Ponadto koncern poszukuje gazu łupkowego w Danii i Wielkiej Brytanii. Według statystyk wydobycie gazu w Algierii i Chinach ma kształtować się docelowo na poziomie odpowiednio 0,07 i 0,05 miliona baryłek przeliczeniowych ropy dziennie (Mboe/d), przy całkowitym wydobyciu firmy Total na poziomie 2,3 Mboe/d w roku 2013.
Zaangażowanie Eni w tym sektorze stoi na jeszcze niższym poziomie. Koncern poszukuje węglowodorów ze złóż niekonwencjonalnych (również ropy naftowej) w Chinach oraz USA (Texas).
Na podstawie wymienionych przykładów widać zatem wyraźnie, iż obydwie firmy dopiero stawiają pierwsze kroki w sektorze wydobycia gazu z pokładów łupkowych. Działania Totala są jak na razie bardziej zaawansowane, co jest pochodną umieszczenia punktu o rozwoju złóż niekonwencjonalnych wśród czterech głównych celów strategicznych koncernu w sektorze wydobycia i produkcji (7).
W Polsce Total wraz z Eni przyjęły raczej zachowawczą postawę, obejmując odpowiednio dwie i trzy koncesje (dwie już wygasły). Wydaje się, że przyjęta strategia zakładała raczej obserwowanie rozwoju sytuacji w naszym kraju, w oczekiwaniu na możliwy przełom. Wraz z upływem czasu i brakiem spektakularnych odkryć, uwaga koncernów została skierowana gdzie indziej, w tym do Iranu.
Kolejnym aspektem utrudniającym Polsce ewentualne konkurowanie z Iranem o inwestorów jest porównanie skali zasobów między oboma krajami. Aby lepiej zobrazować różnice wielkości oraz możliwości jakie rysują się przed koncernami wydobywczymi, warto przytoczyć szacunki ilości gazu tylko w samym złożu South Pars – 10-14 bln m3 i zestawić je z wstępną ostrożną oceną polskich złóż gazu łupkowego przez Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy określoną na 0,346 – 0,767 bln m3. Należy podkreślić, że przedstawiony wolumen „naszego” gazu to zasoby technicznie wydobywalne, natomiast szacunki irańskie przedstawiają ekonomicznie uzasadniony potencjał wydobycia.
Nie należy zapominać także o podstawowej różnicy pomiędzy złożami konwencjonalnymi gazu w Iranie (przede wszystkim typu offshore), a zasobami gazu łupkowego w Polsce. Te pierwsze nawet pomimo dużego postępu technologicznego w dziedzinie wydobycia węglowodorów z formacji łupkowych, z zasady będą atrakcyjniejsze dla potencjalnych inwestorów z racji dużo łatwiejszego do nich dostępu. Jeśli chodzi o geologię, warunki w Iranie są bez wątpienia lepsze.
Dodatkowo, wpływ na działania koncernów mogą mieć doświadczenia ze zrealizowanych projektów. Duże koncerny europejskie jak Shell, Total oraz Eni już w latach 50. XX wieku inwestowały w Iranie. Kres ich zaangażowaniu przyniosła rewolucja islamska, jednak po raz kolejny pojawiły w tym kraju, kiedy atmosfera do realizacji projektów wydobywczych uległa ociepleniu. Ten właśnie aspekt powoduje, że dla wspomnianych firm to Iran jest naturalnym obiektem inwestycji. Ich polskie doświadczenia w tej materii wypadają blado.
Celem powyższego artykułu było zwrócenie uwagi na potencjalne zagrożenia dla polskiego programu wydobycia gazu z łupków płynące ze zmian zachodzących w Iranie. Oczywiście nie ma ono charakteru zero-jedynkowego, w rezultacie którego nastąpiłby exodus firm wydobywczych z Polski. Ponadto, pomimo pozytywnych sygnałów płynących z toczących się negocjacji w kwestii irańskiego programu nuklearnego, do zawarcia porozumienia jest jeszcze daleko, co powoduje, że deklaracje Irańczyków pozostają raczej w sferze życzeń.
Nie należy także zapominać, iż firmy do których adresowane są komunikaty Teheranu, stanowią w Polsce zdecydowaną mniejszość podmiotów poszukujących gazu łupkowego. Większość koncesji poszukiwawczo-rozpoznawczych pozostaje w rękach koncernów z USA i Wielkiej Brytanii oraz polskich z dużym udziałem Skarbu Państwa, co dodatkowo zabezpiecza nasz kraj przed ich opuszczeniem.
Dodatkowym atutem Polski jest geografia i geopolityka. Otoczenie geopolityczne naszego kraju jest dużo bardziej stabilne niż na Bliskim Wschodzie. Ponadto mały dystans dzielący złoża od potencjalnych nabywców ma również duże znaczenie.
Nie oznacza to, że potencjalne zasoby z łupków same znajdą drogę na powierzchnię. Proces ten będzie trwał jeszcze wiele lat i będzie wymagał znacznych środków. Przykład Iranu pokazuje przy tym jasno, że otoczenie międzynarodowe charakteryzuje się wysoką dynamiką zmian, co chwilę generując nowe szanse i zagrożenia. Powoduje to, że w niespodziewanych do tej pory miejscach może pojawić się konkurencja, przejmując środki do tej pory zarezerwowane dla naszego kraju.
Nie należy o tym zapominać.
27.05.2014 r.
autor: Przemysław Lesiński – niezależny analityk gospodarczy i polityczny regionu Bliskiego Wschodu i Azji Centralnej. Absolwent Wydziałów Zarządzania i Iranistyki UW. Posiada wieloletnie doświadczenie w pracy w krajach i z krajami regionu, m.in. Afganistan i Iran
Przypisy:
Według BP Statistical Review 2013 – zasoby gazu ziemnego Iranu na rok 2012 wynosiły 33,6 bln m3, druga w tej klasyfikacji Rosja posiada zasoby na poziomie 32,9 bln m3
Niektóre państwa zostały częściowo ominięte z wprowadzania sankcji, np. Indie jeśli chodzi o import ropy naftowej i Turcja sprowadzająca z Iranu gaz ziemny. Warto przy tym dodać, że wraz z wprowadzaniem embarga, powstały również firmy specjalizujące się w jego omijaniu. Przykładowo irański milioner Babak Zandżani, który ponad 10 lat temu był kierowcą szefa banku centralnego, zrobił fortunę na tym procederze za czasów rządów Mahmuda Ahmadineżada. Obecnie przebywa w więzieniu
W przeciwieństwie do ENI, koncerny Shell oraz BP mają ponad 2 mld dolarów długu wobec Iranu z tytułu niezrealizowanych płatności za odebraną ropę. Według przedstawicieli tych firm, przyczyna tkwi w nałożonych sankcjach, które blokują przepływ środków na konta w bankach irańskich
Iran dostarcza gaz do azerskiej eksklawy Nachiczewan, z którą połączony jest gazociągiem
Rząd wystosował zaproszenie do negocjacji umów do następujących podmiotów: British Petroleum, ExxonMobil, ConocoPhillips, Shell, Eni, Total oraz Statoil
Formacja geologiczna znajdująca się na terytorium Texasu
Pozostałe to: projekty typu Deepwater Offshore, skraplanie gazu ziemnego, wydobycie ciężkiej ropy oraz ropy z piasków bitumicznych
Źródło: materiały pochodzą ze strony infolupki.pgi.gov.pl
Fot: infolupki.pgi.gov.pl
