Perspektywa tańszej ropy

17.01.2013
Przełom roku przyniósł na międzynarodowych rynkach ropy sporo danych mogących zapowiadać istotne zmiany. Głównym czynnikiem cenotwórczym było przez ostatnie miesiące amerykańsko - europejskie embargo na ropę z Iranu. Obecnie swój wpływ zaznacza boom naftowy w USA i Kanadzie, który ma szansę „namieszać”, jak wcześniej gaz z łupków.

(CC By NC ND Denis)


Ceny ropy naftowej nadal są w strefie stanów wysokich. W pierwszym tygodniu stycznia 2013 r. ropa brent kosztowała nieco ponad 110 dol. za baryłkę (dol./bbl). W dużej części jest to skutek konfrontacji rządu USA z władzami Iranu. Do cen brent powyżej „setki” świat zdążył się już jednak przyzwyczaić. Zdziwienie budzi natomiast (u outsiderów) poziom ceny amerykańskiej mieszanki WTI (West Texas Intermediate). Ropa WTI kosztuje teraz nieco ponad 90 dol./bbl, podczas gdy przez pierwszą dekadę nowego stulecia była droższa od brent o przeciętnie 1,01 dol. na baryłce. Różnica brała się z lepszej jakości ropy amerykańskiej, która jest lżejsza (zawiera mniej smoły i asfaltu) i mniej zasiarczona, czyli „słodsza”.

Przytkanie systemu

Główną przyczyną odwrócenia proporcji cenowych między WTI a brent to zamknięcie amerykańskiej ropy w głębi lądu, podczas gdy wszystkie rodzaje ropy dla których punktem odniesienia jest brent mają łatwy dostęp do morza, co umożliwia sprawny transport w każdy zakątek świata.

Tradycyjne amerykańskie zagłębie naftowe położone jest na południu – w Teksasie i okolicach. Największe skupiska ludności i aktywności gospodarczej położone są daleko od miejsc wydobycia – w pasie nabrzeżnym od Wirginii do Nowej Anglii, nad Wielkimi Jeziorami oraz w Kalifornii. Ten układ sprawił, że kluczem dla nafciarzy stała się pewna mieścina w Oklahomie.

W 1912 r. właśnie niedaleko Cushing w Oklahomie odkryta została ropa w poważnych ilościach. I wojna światowa niezwykle wzmogła popyt. W 1919 r. produkcja z Cushing Field przekroczyła 300 tys. baryłek dziennie (ok. 15 mln ton/rok), co stanowiło ok. 3 proc. globalnego wydobycia. Zasoby były jednak ograniczone i w latach 40. XX wieku źródła wokół Cushing wyschły. To co zostało tam w pamiątce po nafciarzach, to ogromna plątanina rur, potężne zbiorniki na surowiec oraz rafinerie, z których ostatnia została zamknięta 30 lat temu.

Zardzewiała tylko mała część instalacji. Reszta posłużyła za rdzeń, wokół którego powstało jedno z największych w skali globalnej centrów dystrybucji ropy. W Cushing schodzą się najważniejsze północnoamerykańskie rurociągi naftowe zbierające ropę z zagłębi naftowych USA i rozprowadzające ją następnie do rafinerii położonych przede wszystkim na północy Midwest. W Cushing rządzi mieszanka WTI – która przez 30 ostatnich lat była rynkowym punktem odniesienia (tzw. benchmark crude), symbolem i emblematem przemysłu naftowego USA.

Obraz „naftowej” Ameryki zmienia się jednak na naszych oczach. Przytykać zaczyna się nieźle przedtem funkcjonujący system logistyczny, rodem z II polowy XX w. Jedna czwarta potencjału rafineryjnego USA ulokowana jest w rejonie Zatoki Meksykańskiej. M.in. z powodu katastrofy sprzed trzech lat, na platformie wydobywczej Deepwater Horizon, rafinerie te mają za mało surowca. Tymczasem rury położone na szlaku wybrzeże – Cushing pompowały dotychczas z południa na północ. Zakłady rafineryjne z nadmorskich terenów południa Stanów nie mogły zatem korzystać z ropy wydobywanej w „głębi lądu” i zmuszone zostały do większych niż kiedyś zakupów z zagranicy.

Łupki zachwiały cennikiem

Wydawałoby się zatem, że WTI powinna drożeć z powodu niedoboru, a tymczasem tanieje w relacji do innych gatunków. Jak to wytłumaczyć?

Odpowiedź zalega w formacji Bakken w Północnej Dakocie oraz w kanadyjskiej prowincji Alberta. Mimo sprzeciwów i obstrukcji ze strony ekologów, w amerykańskim stanie rozwija się w błyskawicznym tempie pozyskiwanie ropy ze skał łupkowych, a na zachodzie Kanady ropa oddzielana jest z tzw. piasków smolistych (ang. – tar sands), których pokłady są olbrzymie. Bo choć zależności jest znacznie więcej, ogólna zasada brzmi, że długie okresy wysokich cen ropy nakręcają inwestycje, wzmagają poszukiwania nowych zasobów oraz pobudzają innowacje technologiczne w przemyśle naftowym.

Działanie tej zasady dało efekt w postaci boomu wydobywczego na północy USA i w Kanadzie. Wydobycie ropy z łupków formacji Bakken, zajmującej ok. 0,5 mln km2 wzrosło z ok. 35,7 mln baryłek (5 mln ton) w 2005 r. do ponad 150 mln bbl (ok. 21,4 mln ton) w 2011 r. Bardzo szybko zbliża się moment dojścia do zapełniania 1 mln baryłek dziennie.

Produkcja z piasków smolistych (oleistych) daje dziś ok. 2 mln baryłek dziennie (ok. 100 mln ton rocznie), a do 2020 r. ma urosnąć do 3,3 mln bbl (160-165 mln ton/rok). Za 7 lat z samych piasków smolistych Kanada produkować ma więcej ropy, niż wynosi obecna suma tamtejszego wydobycia ze złóż konwencjonalnych i z piasków (3 – 3,5 mln bbl/dzień w 2011 r.).

Ropa z Płn. Dakoty i Alberty musi mieć ujście i znajduje je obecnie w głównych rafineriach amerykańskich w Midwest. I tu pojawia się bezpośredni związek z teksańską WTI. To konkurencja łupkowo-piaskowa, brak wystarczającej sieci dwukierunkowych rurociągów i obowiązujący w USA od 1975 r. zakaz eksportu ropy, wprowadzony z myślą o utrzymaniu konkurencyjności gospodarki, wypiera WTI z hub’u w Cushing. Powoduje, że droższa zazwyczaj, lekka i słodka WTI bywała w 2012 r. tańsza od brent o 20 dolarów na baryłce, a w październiku 2011 r. tzw. spread między ceną brent a WTI wyniósł rekordowe 28 dol./bbl na niekorzyść WTI.

Nożyce cenowe między WTI a brent rozwarły się zatem bardzo szeroko, i w dodatku w nienaturalnym kierunku, z powodów infrastrukturalnych. Przy czym te były skutkiem ekologicznych batalii w USA i Kanadzie przeciw układaniu nowych rurociągów. Równolegle mocno oddziałują także globalne siły rynkowe.

Rozbieżne prognozy

Sytuacja w Ameryce Północnej ma duże znaczenie dla światowego rynku i jego perspektyw, bo USA są i długo pozostaną największym konsumentem ropy w świecie. Jeśli podaż kontynentalna (ze złóż w USA i Kanadzie) będzie rosła w szybkim tempie, to USA będą kupowały mniej ropy bliskowschodniej i zachodnioafrykańskiej. Słabszy popyt ze strony USA może sprawić, że zmniejszą się napięcia związane z podażą surowca w Azji i Europie. To z kolei może mieć łagodzący wpływ na światowe ceny ropy, choć nie musi.

Wbrew niezliczonym przewidywaniom, świat nadal tkwi bardzo głęboko w erze płynnych, lotnych i kopalnych (węgiel + tar sands) paliw węglowodorowych. Obecnie 25 proc. importu ropy do USA pochodzi z Kanady, a połowa z państw OPEC. Tankowcami sprowadza się do USA z innych kontynentów do 6-7 mln baryłek ropy dziennie (300-350 mln ton rocznie).

Według firmy analitycznej Bentek Energy z Kolorado, za 10 lat, tj. w 2022 r. zaopatrzenie zamorskie docierające wodą wynosić ma już tylko 1 mln bbl dziennie (50 mln t/rok) i zaspokajać jedynie 5 proc. całkowitego popytu USA na ropę. Bentek ma też bardzo optymistyczny pogląd na zaopatrzenie z własnych źródeł i zasobów. Z prognozy tej firmy wynika, że już w 2016 r. Amerykanie przekroczą najwyższy do tej pory poziom wydobycia z 1970 r., kiedy przemysł naftowy USA osiągnął tzw. peak oil, czyli historyczny szczyt 9,6 mln baryłek dziennie. W opinii Bentek to nie będzie koniec, ponieważ w 2022 r. produkcja wewnętrzna ropy miałaby wynosić już 11,6 mln bbl dziennie.

Prognozy badaczy z Kolorado odstają wyraźnie od oficjalnych. Amerykańska Energy Information Administration ocenia, że produkcja własna USA będzie w 2022 r. aż o 5 mln baryłek mniejsza od wielkości przewidywanej przez Bentek. Perspektywa pokonania peak oil i podnoszenia go jest zatem dalece niepewna, choć nie zmienia to konkluzji o coraz mniejszym uzależnieniu Ameryki od ropy importowanej z krajów, których narody są co najmniej niechętne Stanom Zjednoczonym.

Tańsza ropa w dostatecznym wyborze i mniejsze dzięki temu napięcia międzynarodowe byłyby znaczącymi czynnikami globalnego rozwoju i wzrostu.

Krajobraz bez rur

Szanse na taki scenariusz wykuwane są teraz nie tylko na Bliskim Wschodzie lecz również w ostrych, politycznych bojach toczonych w USA i Kanadzie.

Piaski smoliste to mieszanina gliny, piasku, bitumenów (bardzo ciężkich węglowodorów z długimi łańcuchami węglowymi, np. asfalt, smoła) oraz mułów i wody. Uzyskanie ropy z tar sands wymaga oddzielenia bitumenów od skalnych wypełniaczy, co wymaga wielkich ilości wody. Potem, to co zostało trzeba rozpuścić w lżejszych węglowodorach. Dopiero taka maź nadaje się do przesyłu rurociągami do zakładów przetwórczych, gdzie po dalszej obróbce powstaje surowiec nadający się do destylowania w rafineriach. Poza tym są dziesiątki szczegółów stawiających włosy dęba na głowach obrońców środowiska. Ich opozycja wobec surowców pozyskiwanych z penetracji łupków, to ważny element układanki kanadyjsko-amerykańskiej.

Do bieżącej kwestii nienaturalnej przeceny mieszanek WTI, która stanowiła punkt wyjścia do tej analizy, dochodzi strategiczny problem transportu ropy z nowych źródeł z Płn. Dakoty, ale przede wszystkim z Alberty. Nadal trwa w USA nierozstrzygnięta bitwa o północny odcinek rurociągu Keystone XL z okolic Edmonton do centrum USA. W Kanadzie toczone są natomiast boje o zgody na budowę nowego i rozbudowę istniejącego połączenia rurociągowego Edmonton z wybrzeżem Pacyfiku (eksport do Azji), a także na odwrócenie biegu niektórych rurociągów w Ontario i Quebec, co dla ropy z tar sands i konwencjonalnej otworzyłoby szerzej wrota najpierw do rafinerii we wschodniej Kanadzie, a następnie przez porty w stanie Maine na eksport do Europy.

Opozycja wobec tych planów jest ogromna. Ludzie stale pamiętają wody przybrzeżne Alaski zalane wiosną 1989 r. ropą ze zbiornikowca Exxon Valdez o nośności ponad 200 tys. DWT, który osiadł na skałach. Wiele wskazuje jednak, że ropa z amerykańskich łupków, a zwłaszcza kanadyjskich czarnych piasków napiera ze zbyt dużym ciśnieniem i pokona większość przeszkód stojących na jej drodze do rynków.

Z kasą nikt nie wygra

Canadian Energy Research Institute szacuje, że same tylko dochody z podatków pobieranych z tytułu eksploatacji tar sands wyniosą przez następne ćwierćwiecze 444 mld dol. Do tego trzeba dodać przychody wszystkich uczestników procesu, od pracowników po inwestorów. Z kolei Conference Board of Canada ocenia, że piaski roponośne przekładają się na dodatkową aktywność gospodarczą o łącznej wartości 364 mld dol. przez następne 20 lat oraz na ponad 1 mln miejsc pracy (150 tys. bezpośrednio zatrudnionych przy piaskach obecnie plus 880 tys. nowych, którzy znajdą pracę w całym łańcuchu od wydobycia do stacji benzynowej czy petrochemii).

Walka ekologów nie zatrzyma tej fali gotówki, ale spowoduje, że środowisko będzie lepiej zabezpieczone, z czego tylko się cieszyć.

„Wyzwalanie” nowej ropy kanadyjsko-amerykańskiej już zaznaczyło swój wpływ na rynkach światowych poprzez załamanie cen WTI. W USA przestawiono tymczasem pompy w rurociągu Seaway, który teraz przesyła surowiec z Cushing nad Zatokę Meksykańską. W 2014 r. jego moc ma wzrosnąć z obecnych 400 tys. baryłek dziennie do ok. 850 tys. To powinno doprowadzić do zacieśnienia spreadu brent – WTI, choć po trzech dekadach WTI przestaje być światowym punktem odniesienia cen ropy. W dalszej perspektywie coraz więcej ropy bliskowschodniej i zachodnioafrykańskiej zacznie wędrować do Azji i Europy.

„Nieprzebrane” są zasoby Iraku wykorzystywane obecnie w rozmiarach niemalże „śladowych”. Nie wiadomo jak długo w totalnej opozycji do USA wytrwa Iran, a USA do tamtejszej satrapii. Ogromna ropa czeka na wiertła w głębiach oceanu w pobliżu Brazylii. Są jeszcze rejony wiecznego zimna na wodach Północy.

Ropa i gaz nie są zatem w odwrocie. Poza względami środowiskowymi i klimatycznymi problem polega na tym, że jej zasoby są w przeważającej ilości kontrolowane przez państwa bezpośrednio, a najczęściej za pośrednictwem państwowych koncernów naftowych (NOC – National Oil Corporations).

Gdyby rządziły prawa podaży i popytu można byłoby dość śmiało wieszczyć istotny spadek cen ropy w najbliższych miesiącach i latach. Rządzi jednak niezborna polityka i nieudani politycy i to największa słabość tej prognozy.

OF


Tagi


Artykuły powiązane

Popularne artykuły

test