font_preload
PL / EN
Energetyka Gaz Ropa 2 sierpnia, 2016 godz. 7:30   
REDAKCJA

Ropa znów za 35 dolarów? (ANALIZA)

Ropa naftowa

KOMENTARZ

Andrzej i Mateusz Sikora

Instytut Studiów Energetycznych

W dniach 1-2 kwietnia 2016 r. Kenan-Flagler Energy Center z Uniwersytetu w Północnej Karolinie (The UNC Kenan-Flagler Energy Center) zorganizowało warsztat zamknięty – międzynarodową konferencję nt. globalnych perspektyw rozwoju wydobycia gazu ziemnego z szeroko rozumianych niekonwencjonalnych źródeł, oczywiście z naciskiem na formacje łupkowe – poprowadzoną zgodnie z zasadami „Chatham House Rule[1]”.

Na szczeblu członka zarządu pojawili się wszyscy, także ci wielcy, którzy opuścili polskie  łupkowe koncesje. Ale byli i ci, którzy znowu myślą o ewentualnym powrocie do Polski. Szkoda, że nikt z polskich władz i przedstawicieli przemysłu nie skorzystał  z wielokrotnie ponawianych przez stronę  amerykańską zaproszeń…[2] Piszemy o tym ponownie szerzej, bo właśnie ukazał się raport “Global Frac’ing – What Has to Change for It to Be a Game Changer?” (dostępny w wersji angielskojęzycznej na stronach Instytutu Studiów Energetycznych Sp. z o.o. – http://www.ise.com.pl/aktualnosci/news/globalne-perspektyw-rozwoju-wydobycia-gazu-ziemnego-z-szeroko-rozumianych-niekonwencjonalnych-zrodel).

Argentyna

Powodem zaproszeń światowych specjalistów było przede wszystkim przeświadczenie, że „rewolucja łupkowa” przyniosła gospodarce Stanów Zjednoczonych Ameryki Północnej ogromne, ekonomiczne korzyści, geopolityczne bezpieczeństwo oraz możliwości poprawy
w zakresie zmian klimatu.

Organizatorzy konferencji postawili szereg ważnych pytań. Czy inne kraje, poza Stanami Zjednoczonymi, posiadają taki potencjał pozwalający osiągnąć podobne korzyści? Jakie są główne bariery rozwoju wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego ze złóż niekonwencjonalnych dla poszczególnych lokalizacji? Jaki wpływ na szczelinowanie hydrauliczne i rozwój niekonwencjonalnych technologii mają ostatnie spadki ceny ropy naftowej, oraz co musi się zmienić w procesie rozwoju technologii, aby móc przeznaczać na ten cel więcej funduszy?
Skierowane do prelegentów konferencji pytania, dotyczyły zarówno skali globalnej, a także sześciu konkretnych lokalizacjach: Argentyna, Alberta, Chiny, Meksyk, Wielka Brytania oraz Polska. Owocem konferencji, jest opublikowany właśnie raport “Global Frac’ing – What Has to Change for It to Be a Game Changer?” (dostępny w wersji angielskojęzycznej na stronach Instytutu Studiów Energetycznych Sp. z o.o. – http://www.ise.com.pl/aktualnosci/news/globalne-perspektyw-rozwoju-wydobycia-gazu-ziemnego-z-szeroko-rozumianych-niekonwencjonalnych-zrodel).

Wynika z niego, że obecnie, poza granicami Stanów Zjednoczonych, nie występują lokalizacje „in the money” dla wydobycia ropy naftowej ze złóż niekonwencjonalnych. Jednocześnie, niektóre miejsca, takie jak Argentyna i Wielka Brytania są uznawane za lokalizacje „in the money” w odniesieniu do wydobycia gazu ziemnego ze złóż niekonwencjonalnych. Autorzy i prelegenci podkreślali potencjał przede wszystkim argentyńskiego regionu Vaca Muerta, głównej formacji łupkowej tego kraju. Przypomnijmy, że jeszcze w 2013 roku argentyńska spółka YPF i amerykański Chevron podpisały umowę wartości na 1,6 mld dol. dotyczącą wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego z formacji łupkowych i przeprowadzenia 132 odwiertów. Zainteresowanie regionem wykazały także Dow Chemical Company i Shell Argentina inwestując 550 mln dol. w 2014 (16 horyzontalnych odwiertów), a także rosyjski Gazprom[3]! Amerykański Exxon wydał już 250 mln dol., a według najnowszych informacji planuje inwestycje na poziomie 10 mld dol. w najbliższych 20-30 latach[4]

Raport podkreśla, że Wielka Brytania ma wielką szansę by zademonstrować, iż szczelinowanie hydrauliczne w krajach rozwiniętych jest możliwe nawet w sytuacji gdzie występuje społeczny sprzeciw, a środowiskowe bariery postawione są bardzo wysoko. Autorzy zauważają, że zróżnicowania geologiczne oraz problemy „naziemne” („above ground problem”) w połączeniu z obecnie niską ceną ropy naftowej mogą znacząco ograniczać rozwój wydobycia ze złóż niekonwencjonalnych. Prelegenci słusznie stwierdzali w czasie warsztatu, że te bariery nie zostaną przezwyciężone przez zwyczajne wykorzystanie technik i technologii amerykańskich, a tylko 10-20% oszczędności w amerykańskich kosztach produkcji może być osiągnięte poza USA. Te „nowe, poza amerykańskie lokalizacje” muszą zwrócić większą uwagę na swoje systemy podatkowe oraz mniej korzystną niż w USA strukturę kosztów przemysłu wydobywczego. Zastosowanie niestandardowych systemów prawnych i podatkowych dla wydobycia węglowodorów z łupków pomogłoby przezwyciężyć kolejną barierę jak np. brak danych geologiczno-poszukiwawczych w wielu potencjalnych lokalizacjach.

Aktualnie krzywa podaży niekonwencjonalnego gazu ziemnego wygląda następująco: Alberta (najniższe koszty jednostkowe dla gazu ziemnego), a następnie Argentyna/Wielka Brytania, Meksyk i Polska (średnie koszty i potencjał hamowany przez brak informacji ze względu na ograniczoną liczbę wykonanych odwiertów)/Chiny (wysokie koszty z powodu skomplikowanej geologii, szereg przeszkód „naziemnych”).

Głównym wnioskiem jaki płynie z cytowanego raportu dla Polski i całego sektora gazowego, ale także dla innych krajów zainteresowanych wydobyciem węglowodorów z formacji niekonwencjonalnych to wykorzystanie zdobytego już amerykańskiego doświadczania. Powinno być ono traktowane przede wszystkim jako zestaw przydatnych lekcji i wiodących praktyk niezbędnych do rozwoju wydobycia na terenach poza Stanami Zjednoczonymi Ameryki Północnej, ale także praktyk gwarantujących większą skuteczność, efektywność
i pozwalającą zredukować liczbę niezamierzonych konsekwencji.

2

Rys. 1. Ceny ropy naftowej typu Brent i WTI w kontraktach month ahead.

Źródło: ICE, Analiza: Instytut Studiów Energetycznych.

 

Przez pierwsze półrocze 2016 roku obserwowaliśmy wzrost ceny ropy naftowej na światowych rynkach z poziomu 27 dol./bbl notowanego na początku stycznia (Rys. 1). Tzw. peak cenowy miał natomiast miejsce na początku czerwca kiedy to, na krótką chwilę, ceny przekroczyły długo oczekiwaną granicę 50 dol./bbl.

Drugie półrocze zaczyna się jednak ponownymi spadkami cen, aktualnie oscylują one na granicy 40 dol./bbl i w porównaniu do notowań z początku czerwca to prawie 20 procentowy spadek. Eksperci Morgan Stanley prognozują, iż ceny ropy mogą spaść nawet do 35 dol./bbl[5].

3

Rys. 2.  Liczba działających urządzeń wiertniczych w Stanach Zjednoczonych Ameryki Północnej.

Źródło: Baker Hughes, Analiza: Instytut Studiów Energetycznych.

 

Taki scenariusz jest jak najbardziej możliwy. Powrót ceny do poziomu powyżej 40 dol./bbl automatycznie spowodował powiększanie liczby działających urządzeń wiertniczych w Stanach Zjednoczonych Ameryki Północnej. Od maja widać cotygodniowy wzrost z poziomu 318 do 371 na koniec lipca. Warto jednak zauważyć, że na koniec lipca ubiegłego roku liczba ta wynosiła 664, a w 2014 roku 1562 (Rys. 2. oraz Tab. 1.). Podkreślmy również, że ostatni notowany wzrost o 14 urządzeń wiertniczych to największa zmiana od grudnia 2015 roku.

Dodatkowo, od 27 maja br. amerykanie uruchomili/wznowili prace już 55 urządzeń wiertniczych.

 

 

 

Data 

Ropa naftowa

[szt.]

Gaz ziemny

[szt.]

Całość

 

[szt.]

5-6-2016 328 86 415
5-13-2016 318 87 406
5-20-2016 318 85 404
5-27-2016 316 87 404
6-3-2016 325 82 408
6-10-2016 328 85 414
6-17-2016 337 86 424
6-24-2016 330 90 421
7-1-2016 341 89 431
7-8-2016 351 88 440
7-15-2016 357 89 447
7-22-2016 371 88 462

 

Tab. 1. Liczba działających urządzeń wiertniczych w Stanach Zjednoczonych Ameryki Północnej.

Źródło: Baker Hughes, Analiza: Instytut Studiów Energetycznych.

4

Rys. 3 Liczba działających urządzeń wiertniczych dla wybranych krajów kartelu OPEC Źródło: Baker Hughes, Analiza: Instytut Studiów Energetycznych

Analizując ilość działających w krajach członkowskich OPEC urządzeń wiertniczych (Rys. 3.) widzimy, że Saudyjczycy dość skrupulatnie realizują swój plan utrzymania produkcji. Na koniec lipca 2016 roku, na saudyjskich złożach działało 124 urządzeń wiertniczych, dla porównania w lipcu 2015 roku było ich 123, a w lipcu 2014 tylko(?) 105. Irak dysponował 41 wiertniami w lipcu 2016 roku, 44 w lipcu 2015 i 94 w lipcu 2014. Dość równy poziom utrzymują jeszcze Zjednoczone Emiraty Arabskie, Algieria i Oman. W pozostałych krajach widać natomiast znaczne spadki.

5

Niestety nie dysponujemy danymi z Iranu, również z dokładnymi danymi dotyczącymi Rosji jest problem. Patrząc jednak na ilość wszystkich działających urządzeń wiertniczych na świecie oraz w Stanach Zjednoczonych widać ich pokaźny spadek. Na koniec czerwca 2016 roku było ich na świecie tylko 927 i 417 w Stanach Zjednoczonych natomiast w czerwcu 2015 było ich odpowiednio 1146 i 861 oraz w czerwcu 2014 odpowiednio 1344 i 1861.

Mimo tak znacznych spadków działających instalacji wiertniczych, nie można powiedzieć o istotnych spadkach produkcji. Ponadto rynek dysponuje wydobytym już produktem znajdujących się w magazynach, a MAE prognozuje, iż wzrost globalnego popytu na ropę spadnie do około 1,2 mb/d w 2016 roku[6]. Energy Information Administration (EIA) prognozuje, że wydobycie ropy naftowej w Stanach Zjednoczonych wyniesie około 8,1 mln bbl/d we wrześniu br. i około 8,3 mln bbl/d w listopadzie i grudniu br.

Warto także podkreśli, że im wyższa będzie cena ropy naftowej na światowych rynkach tym więcej urządzeń wiertniczych będzie włączanych do produkcji co de facto powinno znowu powodować obniżką ceny ropy naftowej.

Zainteresowanych wersją drukowaną raportu prosimy o kontakt. Jest dostępna w ISE.

[1] Reguła Chatham House Rule – zasada zezwalająca  na upublicznianie informacji uzyskanych podczas  niejawnych spotkań i debat (zwykle politycznych  lub dyplomatycznych), pod warunkiem nieujawniania tożsamości uczestników zebrania. Nazwa  pochodzi od angielskiej instytucji Chatham House,  w której obowiązuje ona z pewnymi modyfikacja- mi od 1927 roku.

[2] Sikora A., „Jakoś to będzie”, Przegląd Gazowniczy, nr 1 (49), marzec 2016, str. 53-54  – http://www.igg.pl/sites/default/files/2016-05/PG_1-2016_0.pdf

[3] http://oilprice.com/Energy/Energy-General/Shale-Drilling-Set-To-Take-Off-In-Argentina.html

[4] http://www.bloomberg.com/news/articles/2016-06-03/exxon-ceo-says-argentina-shale-investment-may-exceed-10-billion

[5] http://www.businessinsider.com/morgan-stanley-analysis-on-oil-market-supply-and-demand-oil-prices-2016-7?IR=T

[6] https://www.iea.org/oilmarketreport/omrpublic/ dostęp na 18.04.2016