(CC By brownpau)
Umowa, zawarta wstępnie w sierpniu 2011 r., dotyczy wspólnego zagospodarowania zasobów węglowodorów na szelfie Morza Karskiego, w rosyjskiej Arktyce, oraz Morza Czarnego. Obaj partnerzy mają powołać wspólne przedsiębiorstwa, w których 66,7 proc. udziałów należeć będzie do strony rosyjskiej i 33,3 proc. do amerykańskiej.
Ze względu na skalę przedsięwzięcia, zarówno od strony niezbędnych nakładów, jak i zakładanych efektów, porozumienie doczekało się wielu rozbieżnych ocen. Najbardziej entuzjastyczną wygłosił Igor Sieczyn, wicepremier nadzorujący w rządzie Władimira Putina sektor energetyczny. Oświadczył, że porozumienie jest wydarzeniem na miarę lądowania człowieka na księżycu. Bardziej powściągliwi komentatorzy wskazują jednak na długofalowy, ogromnie kosztowny i obarczony dużym ryzykiem ekonomicznym i politycznym charakter przedsięwzięcia.
Rosnieft to jedyna wielka rosyjska firma naftowa będąca pod pełną kontrolą państwa, należy do niego 75 proc. jej akcji. Status przedsiębiorstwa państwowego i liczne przywileje z tym związane, zadecydowały o dynamicznym rozwoju Rosnieftu w ostatnich latach. To właśnie ta firma przejęła pod koniec 2004 r. główne aktywa najprężniej działającej spółki naftowej Rosji, Jukosu, którą do bankructwa doprowadziły działania organów państwowych i decyzje sądowe. W rezultacie Rosnieft z bardzo małej firmy, przekształcił się w krótkim czasie w największego potentata naftowego Rosji i świata.
W 2004 r. Rosnieft wydobywał 21,6 mln t ropy i był ósmym jej producentem w Rosji. W 2005 r. z wydobyciem 74,4 mln t był już trzecim, a w 2007 r. z 110,7 mln t pierwszym producentem. W 2011 r. Rosnieft wydobył 119,0 mln t, podczas gdy Łukoil, drugi na rynku ropy naftowej w Rosji – 85,3 mln t. W roku ubiegłym rosyjska firma, z wydobyciem zbliżającym się do 120 mln t, wyprzedziła nawet swojego nowego, amerykańskiego partnera. Stała się największym producentem ropy naftowej w świecie. Na koniec 2012 r. Rosnieft planuje zwiększyć wydobycie do 124 mln t.
Amerykański ExxonMobil to zaś największa niepaństwowa firma na świecie i lider na światowym rynku paliwowo-energetycznym. Jest mocno zaangażowana w dynamicznie rozwijający się sektor pozyskiwania węglowodorów z niekonwencjonalnych źródeł energii. Dysponuje przy tym najnowocześniejszymi technologiami pozyskiwania gazu łupkowego i ropy naftowej, w tym w warunkach trudno dostępnych na szelfie i w strefie arktycznej. W 2011 r. inwestycje amerykańskiej firmy przekroczyły 36 mld dol., a kapitalizacja 401 mld dol.
Dzięki porozumieniu firma amerykańska uzyskała możliwość uczestniczenia w poszukiwaniach i zagospodarowaniu złóż węglowodorów, unikalnych co do skali, ale stanowiących wyzwanie technologiczne. W pierwszej kolejności dotyczy to złóż na rosyjskim szelfie, w arktycznej strefie Rosji na Morzu Karskim. Trzy pola do zagospodarowania, na wschód od wyspy Nowa Ziemia i północny zachód od Półwyspu Jamał, to obszar 126 tys. km2. Bardzo trudne warunki klimatyczne – przez 10 miesięcy w roku teren jest pod lodem – rekompensuje mała głębokość (50-150 m) zalegania węglowodorów. Szacowane zasoby tego akwenu to 4,9 mld t ropy naftowej oraz 8,3 bln m3 gazu ziemnego.
Inwestycje na Morzu Czarnym dotyczą obszaru 11,2 tys. km2, wzdłuż wschodniego wybrzeża, od Soczi na południu do Noworosyjska na północy. Zasoby tego akwenu, zalegają na głębokości 1000–2000 m, szacowane są na 1,2 mld t ekwiwalentu ropy.
Przedmiotem współpracy mają być również trudnodostępne złoża w zachodniej Syberii, wzdłuż rzeki Ob. Ich zasobność szacuje się na 1,7 mld t ropy.
Realizacja tych zamierzeń wymaga olbrzymich inwestycji rzędu 300 mld dol. na Morzu Karskim i 55 mld na Morzu Czarnym. Niektórzy mówią nawet o łącznej sumie 500 mld dol. Same prace sejsmiczne i poszukiwawcze, dokumentujące wielkość zasobów, wymagają wyłożenia 3,2 mld dol. Ostateczne decyzje inwestycyjne, uzależnione od wyników poszukiwań, mają być podjęte w 2016–2017 r. Wydobycie ma ruszyć w 2018–2020 r.
W zamian za koncesje dla Amerykanów, Rosnieft otrzyma dostęp do 20 proc. złóż koncernu Exxon w Zatoce Meksykańskiej oraz 30 proc. udziałów w spółkach Exxon wydobywających gaz i ropę ze skał łupkowych w Kanadzie i ropę naftową z trudno dostępnych złóż w Teksasie.
Ale to tylko przystawka do głównego dania, z którym Rosja ma coraz większy problem. Choć jest największym w świecie producentem ropy to pod względem zasobów zajmuje dopiero 7. miejsce. Analizując te dysproporcje analitycy wskazują na niebezpieczny trend, zapoczątkowany w 1990 r., stałego obniżania się współczynnika przyrostu zasobów w stosunku do wielkości produkcji.
Jeszcze w latach 90-tych przyrost zapasów przekraczał 2–5 krotnie wydobycie. Od połowy pierwszej dekady XXI w. współczynnik ten spadł poniżej 1, podczas gdy pożądany to wielokrotność jedności. Firmy nie prowadziły poszukiwań, swoją działalność opierały na złożach odkrytych jeszcze w ZSRR i wczesnej Rosji. Pogoń za zyskami prowadziła jednocześnie do „psucia” zasobów, czego skutkiem był spadek ich wykorzystania z 42 proc. w czasach ZSRR do 28–29 proc. obecnie. W USA jest to 42–50 proc., chociaż eksploatacja złóż jest trudniejsza niż w Rosji. W ziemi pozostaje więc Rosjanom ponad 70 proc. eksploatowanych zasobów. Według szacunków od 1965 r. zostawili pod szybami ponad 14 mld t ropy, potencjalnie możliwej do wydobycia.
Przy wysokim stopniu wyeksploatowania istniejących zasobów, na poziomie 60–70 proc. na Powołżu i ponad 50 proc. w Syberii Zachodniej, kontynuacja dotychczasowych trendów staje się niebezpieczna. Aleksandr Nowak, minister energetyki Rosji, na forum ekonomicznym w Petersburgu (21-22 czerwca) przyznał, że w perspektywie 10–20 lat krajowi grozi spadek wydobycia ropy o jedną czwartą, do 370 mln t z 500–510 mln t obecnie. Na inwestycje niezbędne dla podtrzymania obecnego poziomu produkcji potrzeba do 2030 r. 700 mld dol.
Ok. 70 proc. zasobów węglowodorów Rosji znajduje się na szelfie. Przy tej okazji analitycy wskazują na istotny błąd w polityce gospodarczej, jakim było zadekretowanie monopolu państwa na poszukiwania i eksploatację złóż na szelfie i wyznaczenie firm Gazprom i Rosnieft jako jedynych wykonawców. Oznaczało to w praktyce stratę 20 lat.
Według powszechnych ocen Rosja nie posiada aktualnie żadnego doświadczenia, technologii, kadr a także wystarczających środków finansowych niezbędnych do eksploatacji zasobów na szelfie.
Współpraca z Exxon to dla Rosji decyzja podjęta pod przymusem. Jest próbą nadrobienia zaległości. Rosja desperacko potrzebuje wszystkiego co wiąże się z eksploatacją bogactw na szelfie. Od technologii, metod zarządzania i logistyki, do spraw finansowania i ekologii. Współpracując z Exxon strona rosyjska szczególnie liczy na dostęp swojej kadry do doświadczeń technicznych i menedżerskich partnera.
Oprócz współpracy na szelfie Rosja spodziewa się również pomocy partnera amerykańskiego w zwiększeniu wydobycia ropy z trudno dostępnych złóż w Syberii Zachodniej oraz zagospodarowaniu zasobów węglowodorów ze złóż łupkowych.
Dla Rosnieft, który przejął aktywa Jukosu, praca z Exxon, to możliwość wykorzystania pozycji amerykańskiej firmy i jej siły lobbystycznej. Na przykład w przypadku wystąpienia zagrożenia zamrażania zagranicznych aktywów na korzyść byłych akcjonariuszy Jukosu. To również nobilitacja i szansa powrotu „na salony”, zamknięte w ostatnich latach dla rosyjskiej firmy, jako głównego beneficjenta sprawy Jukosu.
Dla Rosji porozumienie z Exxon to również możliwość zaprezentowania bardzo wyrazistego przykładu polepszania się klimatu i atrakcyjności rosyjskiego rynku inwestycyjnego. W ślady lidera światowego rynku paliw poszły szybko inne firmy: włoska ENI, w akwenie Morza Czarnego i norweski Statoil, na Morzu Barentsa.
W dłuższej perspektywie współpracę z tak dużą, do tego amerykańską firmą, postrzegać można również jako wzmocnienie pozycji Rosji w kontekście obrony jej praw w wyścigu do eksploatacji bogactw Arktyki.
Biorąc pod uwagę skalę przedsięwzięcia analitycy wskazują, że sprostać mu mogły, oprócz Exxon, jeszcze dwie firmy tj. BP i Shell. Wszystkie mają za sobą trudne doświadczenia inwestycyjne na rynku rosyjskim.
Exxon – jako 30 proc. udziałowiec w projekcie Sachalin-1 (firma Exxon Nieftegaz), związanym z wydobyciem i eksportem ropy przez terminal De-Kastri w Kraju Chabarowskim. BP – jako 50 proc. udziałowiec w firmie naftowej TNK BP, trzecim co do wielkości rosyjskim producencie ropy naftowej. Shell – jako początkowo 55 proc., a obecnie 27,5 proc. udziałowiec w projekcie Sachalin-2 (w 2006 r. Shell oraz japońskie firmy Mitsui i Mitsubishi zostali zmuszeni do redukcji swoich udziałów na rzecz Gazpromu, który objął 55 proc. udziałów).
Głównym czynnikiem przyciągającym inwestorów na rosyjski rynek paliwowy jest dostęp do bardzo dużych, a w przypadku Exxon wręcz olbrzymich zasobów. Pozycję firmy światowy rynek ocenia bowiem poprzez wielkość dostępnych zasobów w jej portfelu. W przypadku np. BP jej udziały w rosyjskiej firmie TNK BP zapewniają 27 proc. dostępnych spółce zasobów surowcowych i ok 30 proc. wydobycia.
Zasoby rosyjskiego sektora Arktyki są jeszcze mało zbadane, ale nawet te już odkryte mają dużą siłę przyciągania. Zasoby ropy naftowej w wysokości 13 mld t to więcej niż dotychczas udokumentowane zasoby Rosji (11,5–12 mld t), a zasoby gazu na poziomie 87 bln m3 są co najmniej dwukrotnie wyższe niż zasoby na lądzie. W przypadku pomyślnych badań, surowce rosyjskiego szelfu mogą stanowić 30–40 proc. dostępnych zasobów w portfelu Exxon.
Ale nawet skala zasobów nie byłaby dla zagranicznych graczy wystarczającym magnesem, zważywszy wysokie w Rosji ryzyko polityczne. O wejściu na niepewny grunt przesądza zyskowność. BP inwestując od 2003 r. w firmę TNK BP ok. 8 mld dol., otrzymał w formie dywidendy ponad 20 mld dol.
W przypadku Exxon dochodzi jeszcze jeden czynnik. Decydując się na nowy obszar współpracy koncern zwiększył ochronę swojej inwestycji na Sachalinie. Spory wokół firmy Exxon Nieftegaz groziły przekształceniem się w otwarty konflikt i zamianą operatora projektu – wzorem przedsięwzięcia Sachalin-2 – na rosyjską firmę. Exxon musiał dostrzegać to niebezpieczeństwo, w sytuacji gdy do wieloletniego sporu na temat sprzedaży gazu przez Exxon Nieftegaz do Chin (po wyższych cenach), czy też Gazpromowi (po niższych cenach), doszedł kolejny. Od 2010 r. strona rosyjska podważa zasadność, deklarowanego przez zagranicznych udziałowców, zwiększenia do 2055 r. kosztów realizacji projektu Sachalin-1 z 42,8 mld do 95,3 mld dol. (wyższe koszty zmniejszają korzyści Rosji z tego przedsięwzięcia).
Na fali porozumień, w pierwszej połowie czerwca ExxonMobil podpisał z rosyjska firmą Rosnieft nową umowę o pomocy w zagospodarowaniu i eksploatacji niekonwencjonalnych złóż ropy w zachodniej Syberii. Ich wielkość szacuje się na 800 mln t, a roczne wydobycie na 15 mln t.
Informacja ta zbiegła się z decyzją Exxon Mobil o rezygnacji z poszukiwania gazu łupkowego w Polsce. Oficjalnym powodem były niezadawalające wyniki dwóch pierwszych odwiertów, wykonanych w basenie lubelskim i podlaskim przez amerykański koncern. Tyle, że wyniki te były znane dużo wcześniej, o czym informował w styczniu wiceprezes Exxon, David Rosenthal. Wtedy jednak nie było sugestii o rezygnacji z dalszych poszukiwań, a analitycy oczekiwali, że koncern, do końca 2012 r., zrobi jeszcze sześć odwiertów.
Dlatego wycofanie się z rynku polskiego analitycy łączą z pogłębieniem współpracy Exxon z naszym największym sąsiadem. Sugestie w tym zakresie mogły pochodzić od strony rosyjskiej, chociaż dostatecznym motywem jest rachunek „zysków i strat” , wynikający z interesów globalnych koncernu amerykańskiego.
Oprócz chęci polepszenia swojej pozycji na rynku rosyjskim, wpływ na decyzję Exxon mogły mieć szacunki wskazujące, że nawet 80 proc. arktycznych, rosyjskich zasobów może stanowić gaz, a tylko 20 proc. ropa naftowa. W takiej sytuacji europejski rynek pozostawałby w dalszym ciągu podstawowym rynkiem zbytu dla gazu rosyjskiego, w tym wydobywanego wspólnie przez Rosnieft i Exxon.
Wspieranie produkcji gazu łupkowego w Polsce godziłoby w interesy koncernu amerykańskiego. Pojawienie się w znaczących ilościach polskiego gazu niosłoby podwójne zagrożenie. Z jednej strony Polska mogłaby ograniczyć lub nawet zaniechać importu rosyjskiego gazu, z drugiej – wyjść z konkurencyjną ofertą na rynek europejski.
Wyjście ExxonMobil z polskiego rynku nie powinno mieć negatywnych następstw dla badań. Na 109 wydanych dotychczas licencji, na poszukiwanie gazu łupkowego w Polsce, do Exxon Mobil należy jedynie sześć i dwa wykonane odwierty na ponad dwadzieścia.
W ocenie porozumienia analitycy są podzieleni. Jedni uważają, że jest ono sukcesem firmy amerykańskiej, ponieważ zyskała możliwość uczestniczenia w ambitnych projektach i dostęp do nowych ogromnych zasobów. Drudzy twierdzą, że jest na odwrót, gdyż to strona rosyjska pozyskała partnera do realizacji projektów, których własnymi siłami zrealizować nie dałaby rady.
„Financial Times” za warte odnotowania uznał w umowie dwa elementy: fakt, że międzynarodowy koncern zdecydował się na zaangażowanie w poszukiwanie i zagospodarowanie złóż ropy naftowej i gazu w obszarze rosyjskiej Arktyki oraz przyznanie się Rosji, że potrzebuje pomocy zagranicznej w uruchomieniu eksploatacji tych zasobów.
W kontekście wielu nieudanych w ostatnich latach w Rosji, równie ambitnych umów z udziałem wiodących firm światowych, zasadnym jest pytanie o perspektywy realizacji porozumienia. Znamienna była nerwowa reakcja Rosjan, na konferencji w Nowym Jorku, na pytanie czy w porozumieniu są klauzule dotyczące jego zerwania przez któregoś z partnerów.
Czas pokaże czy obecność Władimira Putina przy podpisywaniu porozumienia stanowi dostateczne zabezpieczenie przed ryzykiem. Z praktyki wynika, że w warunkach wysokiej korupcji oraz walki różnych grup polityczno-biznesowych o redystrybucję majątku i strefy wpływów, słaba to ochrona. Mogło się o tym przekonać w ostatnich latach wielu inwestorów, w tym z sektora paliwowo-energetycznego w szczególności.
Autor pracuje w Ministerstwie Gospodarki, w Departamencie Ropy i Gazu.
W ostatnich miesiącach ceny ropy naftowej utrzymywały się w relatywnie wąskim przedziale wahań. Główne czynniki wpływające na rynek tego strategicznego surowca to eskalacja działań wojennych w kilku regionach świata oraz polityka krajów OPEC.
W styczniu 2020 roku Wielka Brytania formalnie opuściła Unię Europejską. Oczekiwane korzyści z brexitu, poza odzyskaniem suwerenności w zakresie kształtowania prawa i zewnętrznych relacji gospodarczych, jednak się nie zmaterializowały. Widoczny jest natomiast spadek wydajności i konkurencyjności brytyjskiej gospodarki, co wpływa także na kondycję rynku pracy.
