Analizując kwestię dostaw energetycznych po rozpoczęciu rosyjskiej inwazji na Ukrainę należy zwrócić uwagę na problem ograniczonej ilości dostawców. Choć pierwotnie wskazywano na odpowiedni stan zapełnienia magazynów, to szybko okazało się, że nie jest on wystarczający z perspektywy nadchodzącej zimy. Ponadto nie wszystkie państwa w Europie były gotowe – zarówno politycznie, jak i energetycznie – na tak szybkie odejście od rosyjskich surowców. Mimo alternatywy w postaci eksporterów z Afryki i Bliskiego Wschodu, wciąż potrzeba czasu, aby uruchomić płynne dostawy. Wydaje się, że multilateralna współpraca państw w ramach Inicjatywy Trójmorza mogłaby pozwolić na utrzymanie spójnej polityki energetycznej, która zabezpieczyłaby dostawy do państw Inicjatywy na nadchodzące lata.
Omawiana problematyka współpracy w ramach Trójmorza zawiera szereg założeń, których realizacja będzie wymagała od państw Inicjatywy wzmocnienia współpracy w dziedzinie energetyki. Przedstawione rekomendacje dotyczące dywersyfikacji ropy i gazu dla obszaru Trójmorza obejmują okres międzynarodowego konfliktu mocarstw, który zmienił wizję współpracy i ukierunkował ją na poszukiwanie nowych partnerów. Analiza sygnalizuje wybrane kierunki przepływów węglowodorowych, istotnych dla zabezpieczenia potrzeb paliwowych państw Trójmorza, w szczególności w kontekście wystąpienia kolejnych globalnych kryzysów.
Szeroka perspektywa i kontekst finansowy
Dalsza eskalacji konfliktu mocarstw, dotyczącego przede wszystkim relacji Rosja-USA, Chiny – USA jest realna – każde z mocarstw posiada strefy sporne, ale także klientów czy kraje satelickie. W kontekście dostaw oraz sprzedaży ropy naftowej i gazu można zakładać różne scenariusze. Na podstawie dotychczasowych zmian na rynku (początek listopada 2022) jawi się kilka perspektyw.
Możliwe jest poszerzenie grupy BRICS (Brazylia, Rosja, Indie, Chiny, RPA) o m.in. Arabię Saudyjską, Iran, Angolę i Nigerię. Są to kraje grupy producenckiej ropy naftowej OPEC (80% całości ropy w świecie, 40% dostaw rynkowych ropy rafinowanej), będące beneficjentami długoterminowo utrzymujących się wysokich cen ropy. Mimo konfliktów lokalnych, które każde z tych państw odczuwa wewnętrznie lub na swoich granicach, łączy je także idea przeciwstawienia się wpływom amerykańskim.
Ta anty amerykańska polityka objawia się również dalszą etapową aprecjację wartości amerykańskiego dolara – co wyrażać będzie m.in. indeks DXY. Będzie to spowodowane ucieczką kapitału z krajów gospodarek wschodzących do Stanów Zjednoczonych. Mowa tu zarówno o obszarze Trójmorza, jak i o licznych krajach Azji oraz Ameryki Łacińskiej.
Zacieśnienie relacji bilateralnych i multilateralnych pomiędzy członkami OPEC (13 państw), OPEC + (11 sojuszników OPEC w tym Rosja, Kazachstan) i BRICS będzie postępować. Zacieśnienie opierać będzie się na zwiększającym się udziale wymiany handlowej w ramach walut bilateralnych, mechanizmów blockchainowych, swapów walutowych, a także w formie barterowej (vide: umowy zawarte pomiędzy Rosją a Indiami). W rezultacie umożliwi to ominięcie kontroli przepływów finansowych systemu SWIFT, czyli ewentualnej blokady finansowej.
Kraje poszerzonego w ten sposób BRICS, będą dążyć do utworzenia systemu własnej, cyfrowej, wspólnej waluty handlowej do wymiany. Istnieje prawdopodobieństwo oparcia jej o koszyk surowcowy, co przyczyniłoby się do jej stabilizacji, ale jednocześnie do przyspieszonego wypierania dominacji USD z udziału międzynarodowego. Uznaje się, że składowymi koszyka miałyby być m.in. ropa naftowa i złoto.
Powyższe należy rozpatrywać przy założeniu, że przypadki łamania układu petro-dolarowego, czyli sprzedaży ropy tylko za pośrednictwem amerykańskiego dolara, będą coraz częstce, co w konsekwencji może doprowadzić do pojawiania się akceptacji innych walut. W marcu 2022 r. Arabia Saudyjska poinformowała, że rozważa przyjmowanie płatności w Juanie Renminbi (waluta Chin) za część ropy sprzedawanej.
Rezultatem sporu na linii Waszyngton – Rijad, którego to katalizatorem jest deklaracja obcięcia wolumenów produkcyjnych ropy przez OPEC o 2 mln baryłek dziennie, może być wejście w życie w USA układu NOPEC – antykartelowego układu antytrustowego, w formie uderzającej w Rijad i sprzedaż ropy.
W najgorszym przypadku może to prowadzić do pozwu w sądzie amerykańskim, jednak egzekucja ewentualnego wyroku pozostaje sprawą otwartą. Ponadto rodzi się także problem tego, na ile potrzebujący węglowodorów sojusznicy USA byliby w stanie zaakceptować uzgodnienia, które potencjalnie uderzać będą w ich własne dostawy surowców.
Pozostaje jeszcze kwestia, a mianowicie rynek ropy i gazu w USA. Według dostępnych danych USA jawią się jako jeden z krajów będący najbliżej niezależności ropnej. Sprawia to jednak, iż ceny paliw na rynku wewnętrznym USA biją rekordy. Stany Zjednoczone opróżniają przy tym swoje SPR, czyli rezerwy strategiczne ropy naftowej kierując je w świat – nie tylko do UE. Oznacza to potencjalne ryzyko związane z ilością wolumenów, które USA dostarczają do Europy.
USA może być zmuszone czasowo albo na stałe zamknąć lub zmniejszyć eksport ropy. W jednej z alternatyw USA – niemające możliwości skokowego zwiększenia wydobycia ropy naftowej, będzie musiało w końcu zakupić wolumeny do SPR na rynkach globalnych, co spowoduje skokowy wzrost ceny.
W tym kontekście mogą wystąpić długofalowe problemy gazowo-ropne w skali światowej, związane z nasileniami sporów, konfliktami lokalnymi i brakami surowców w niektórych państwach, co z perspektywy unijnej będzie prowadzić do zwrotu w kierunku zużycia węgla.
W obliczu niskiego stanu rezerw ropy naftowej i paliw w USA oraz wejścia w życie embarga ropnego UE na Rosję, odejście od rosyjskiego gazu i ryzyko wprowadzenia ustawy NOPEC w USA, wymierzonej de facto w Arabię Saudyjską i resztę OPEC, będzie prowadzić do potrzeby zapewnienia dostaw węglowodorów z innych, alternatywnych źródeł. Problem jest wielowymiarowy, bo dotyczy nie tylko wolumenów, ale także formy zapłaty oraz zaplanowania tego, skąd w przyszłości importować surowce.
Trójmorze i gaz ziemny
W sezon zimowy 2022/2023 Europa weszła z napełnionymi zbiornikami gazowymi i zapasami ropy naftowej. Dokonano tego jednak z dużym udziałem procentowym węglowodorów płynących z Rosji. Przez większość roku użytkowane były bowiem sieci gazowe Nord Stream 1, Braterstwo, Turkstream, TANAP. Korzystano także z przepływów ropociągu Przyjaźń. Braki w gazie, zbiorczo dla 27 krajów UE, mogą wynieść ok. 10%, a dla całego kontynentu w ropie – 5%. Liczby te mogą nie oddawać prawdziwego stanu rzeczy, ponieważ dopiero będą miały one zwielokrotniony negatywny efekt na gospodarki, co w rezultacie odbije się na krajowych PKB.
Na sezon grzewczy 2023/2024 kraje Europy będą przygotowywać się już bez udziału rosyjskiego gazu, z niskimi stanami magazynowymi w zbiornikach oraz z brakiem możliwości pozyskania dodatkowych wolumenów z innych kierunków – albo pozostają one już długoterminowo zakontraktowane, albo kraje producenckie nie posiadają na ten moment dalszych możliwości dostaw.
Część krajów Europy została nagle zmuszona do oszczędności surowców. Ponadto szybkie zastępowanie gazu węglem jest w tej sytuacji niemożliwe ze względu na efekty długoterminowej polityki anty-węglowej prowadzonej przez UE.
W kwestii Trójmorza możliwości są ograniczone, ale pozwalają na efektywne działania. Kraje bałtyckie korzystać będą przede wszystkim z FSRU w Kłajpedzie, obecnie budowanego FSRU w Finlandii (Inkoo) oraz Estonii (Paldiski). Udział gazu w fińskim miksie wynosi 6.5%, więc odebrane nadwyżki być może będą mogły zostać przekierowane do południowego sąsiada przez gazociąg Balticonector. Potencjalnie słabym ogniwem pozostaje Łotwa – kraj nieposiadający gazportów, na którego terytorium znajduje się jednak jedyny podziemny magazyn gazu. Dostawy gazowe z Litwy jak i Estonii, przy założeniu wykorzystania maksymalnych potencjałów FSRU, powinny pozwolić krajom Trójmorza na wejście w kolejny sezon z koniecznością posiadania tylko minimalnych lub żadnych oszczędności. Problematyczne może być jednak budowanie rezerw bilansujących w magazynach. Kraje bałtyckie powinien wspomóc gazociąg GIPL między Polską a Litwą.
Polskimi filarami gazowymi będą Gazport, Baltic Pipe oraz wydobycie własne. Rozbudowany gazport pokrywać będzie blisko 1/3 potrzeb gazowych kraju. Mimo że zakontraktowane wolumeny płynące Baltic Pipe będą stanowiły wzmocnienie, to kluczowe będzie zapewnienie sobie przepustowości na Europipe II, w którą Baltic Pipe jest wpięty, a której głównym użytkownikiem są Niemcy. Dodatkowo silnym wzmocnieniem będą także przepływy w ramach gazowego korytarza północnego, w szczególności dzięki GIPS i GIPL łączącym Polskę ze Słowacją i Litwą. W ten sposób można bilansować i re-bilnasować nadmiar lub braki gazowe.
Dla obszaru Czech, Słowacji i Węgier (V4 bez Polski), kluczową arterią gazową jest gazociąg Braterstwo. Dywersyfikacja odbywa się poprzez kraje sąsiedzkie oraz zakontraktowanie dalszych dostaw przez terminale zagraniczne np. holenderskie.
Bałkany z Chorwacją, Słowenią, Bułgarią i Rumunią korzystają z bliskości silnego śródziemnomorskiego hubu jakim są Włochy, a także z obecności Turcji, która ze względu na swoje położenie, stanowi aktualnie kluczowy przyszły hub gazowy m.in. dla Azerbejdżanu, Egiptu, Rosji, Bałkanów. Jednocześnie obszar Chorwacji uzupełniany jest przez terminal LNG na wyspie Krk.
Należy zauważyć, że międzynarodowe inicjatywy gazowe na obszarze Trójmorza w pewnej mierze zawiodły. Istniejące połączenia pomiędzy krajami Trójmorza skupiają się na osi Adriatyk-Bałtyk, nie łącząc się jednak z obszarem Bułgarii i Rumunii. W tym kontekście projekt Nabucco został odwołany blisko dekadę temu, a projekt BRUA nadal jest na etapie rozwoju, będąc opóźnionym. Pewnego rodzaju wypełnieniem może być tutaj budowany gazociąg IAP, jednak konstrukcja ma się zakończyć dopiero w ostatnim kwartale 2023 roku.
W kontekście gazowym, obszarowi Trójmorza rekomenduje się oparcie na trzech filarach przesyłu gazowego. Mowa tu o Baltic Pipe/Gazport w Polsce, Włoszech oraz o kierunku tureckim z poszerzeniem via Grecja.
Z perspektywy finansowej, gaz tłoczony gazociągami jest tańszy od gazu w postaci LNG. Niestety nie ma informacji o różnicy cenowej – publikacja średniej ceny zakupu gazu ziemnego z obszaru spoza EFTA jest objęta klauzulą ochrony informacji niejawnych.
Zalecane jest skoordynowanie przepływów gazowych w ramach sieci ENTSOG na obszarze całego Trójmorza. Powyższe odbywa się z założeniem, że nawet pomimo aktualnych wstrząsów energetycznych, Bruksela utrzyma kurs na szeroko rozumianą zieloną transformację, a użycie gazu będzie wypierane na rzecz renesansu atomowego, OZE itp.
Alternatywy dla Trójmorza
Turcja stanowić będzie hub gazowy w myśli strategiczno-handlowej Izraela, Iranu, Kataru, Azerbejdżanu, Rosji i samej Turcji. Problematyczna – chwilowo – może być przepustowość gazociągów TANAP oraz Turkstream. W przypadku TANAP zostanie to rozwiązane do 2027 r., poprzez aż trzykrotne zwiększenie przepustowości.
Inną alternatywą na transfery gazu z Iranu, może być mieszanie go z innymi dostawami, tak aby pozyskiwać go jako nieirański – w podobny sposób postępuje się z rosyjskim gazem w Indiach, eksportując go dalej w świat. Poszerzeniem powyższego mogą być transporty gazu w postaci LNG z Gruzji.
Kolejną opcją są Włochy, które stanowią hub gazowy połączony z Algierią. W tym przypadku realnym jest korzystać z nowych wolumenów poprzez gazociągi na dnie Morza Śródziemnego. Jednocześnie możliwe jest wykorzystanie gazociągu TAP w Grecji. Ze względu na to, że na obszarze południowego Trójmorza nie istnieje infrastruktura do przyjmowania gazu skroplonego, to chorwacki FSRU jest jedynym, będącym w stanie odbierać gaz LNG np. z Algierii.
Polska jako lokalny hub gazowy dla obszaru północnej części Trójmorza kooperuje z lokalnym FSRU w Kłajpedzie. Budowa FSRU w Gdańsku jest równie ważna i może pomóc w eksporcie gazu do Niemiec lub Czech – naszych najważniejszych partnerów przemysłowych. W tym kontekście rekomenduje się dywersyfikację LNG. Polska jest związana przede wszystkim z Katarem i USA, natomiast przyjmuje gaz skroplony m.in. z Senegalu, Egiptu czy Izraela.
Kolejnym strategicznym filarem działalności pozostaje Baltic Pipe. Powinno się także rozważyć poszukiwanie złóż węglowodorów na terenie Polski oraz ekspozycję na wołyńskie złoża ropy naftowej na Ukrainie.
Jeśli chodzi LNG – poza kierunkami utrzymywanymi od dawna, takimi jak Katar i USA – należy poszukiwać możliwości pozyskania dostaw z innych obszarów tak, aby zmniejszyć koszty transportu. LNG powinno być zatem transportowane z Egiptu i Izraela. Należy jednak skoncentrować się również na Afryce.
Choć Nigeria jest niestabilna politycznie oraz są tam silne wpływy Chin, to jest to bardzo bogaty w ropę kraj. Ponadto ogromny potencjał jest Senegalu i Mauretanii, gdzie w 2023 r. ma ruszyć już wydobycie gazu ze strefy przybrzeżnej, a także trwają prace nad postawieniem jednostki FSRU. W podobny sposób, ale bardziej długookresowo, rozpatrywać można Maroko.
Opierając się na europejskiej sieci kolejowej i drogowej, należy rozważyć opłacalność dokonywania transportów gazowych z Hiszpanii i Portugalii. Holandia stanowi handlowy hub gazowy dla UE, ale to właśnie dwa wyżej wskazane państwa mają świetnie rozbudowaną infrastrukturę do transferu surowców.
Trójmorze i ropa naftowa
Europejski zakaz na import rosyjskiej ropy wchodzi w życie 5 grudnia 2022 r. Dotyczy on dostaw morskich, czasowo wyłączone zostaną też dostawy rurociągowe. Natomiast zakaz importowy na paliwa (m.in. diesel) wchodzi w życie 5 lutego 2023 r. Około 25% importu ropy do UE pochodzi z Rosji, w przypadku Diesla będzie to 50%. W tym samym momencie, kiedy Europa całkowicie odcinać się będzie od paliw rosyjskich, główny nacisk będzie położony na zakupy z USA.
Obszar Trójmorza, podobnie jak Unia Europejska, w kontekście rynku ropy naftowej, jest w dużym stopniu zależny od importu zza granicy. Średnia uzależnienia od importu ropy dla krajów UE wynosi 96%. Ropa posiada różne gatunki, co w rezultacie sprawia, że przykładowo amerykański WTI czy europejski BRENT są niekompatybilne z rafineriami przyjmującymi np. rosyjski URALS.
Jakie alternatywy paliwowe i ropne posiada Trójmorze?
Rodzi się pytanie, o to czy Europa będzie re-importować rosyjską ropę w postaci zrafinowanych produktów z Turcji, ZEA, Indii oraz Chin. Dopóki sankcje pozostają w zawieszeniu, taki (ewentualny) re-import jest legalny. Po ich wejściu w życie, interpretacja przepisów „zakaz importu paliw z Rosji” pozostaje kwestią sporną. Opierając się na ustaleniach grupy G7, tego typu mieszanki mogą być również brane za cel sankcji czy ograniczeń. Oznaczałoby to problemy dla greckich i cypryjskich pośredników flot tankowców. Kwestia pozostaje jednak otwarta i należy ją obserwować.
Jak Europa zastąpi 2.2 mln baryłek dziennie ropy i 450 tys. baryłek dziennie diesla importu z Rosji? Najprawdopodobniej poprzez zwiększenie importu z USA, Afryki i Bliskiego Wschodu. Już teraz udział paliw rosyjskich zastępowany jest przez dostawy z powyższych obszarów. Należy jednak zauważyć, że mimo podpisania wielu umów tuż po rosyjskiej inwazji, ze względu na rosnące zapotrzebowanie, w nadchodzących miesiącach trudniej będzie zawrzeć kolejne.
W Europie istnieją dwa źródła ropy naftowej. Jednym z nich są złoża Morza Północnego podzielone między UK, Norwegię, Danię a drugim – paradoksalnie – rurociąg Drużba (Przyjaźń).
Infrastruktura Morza Północnego dostarcza ropę BRENT. Jest ona niezwykle podobna do amerykańskiej ropy WTI. Określa się ją mianem lekkiej i słodkiej (API 37,9, siarka 0,45%). Wskaźniki podane pozwalają na wyprodukowanie więcej wysokiej jakości benzyny z baryłki niż z ogromnej większości innych gatunków.
Rosyjska ropa URALS, sprzedawana swego czasu w USA jako REBCO, posiada API na poziomie 30,6 (co kwalifikuje ją do gatunków ciężkich), a zawartość siarki na poziomie 1,48%. To właśnie ten gatunek kierowany był z Rosji przez obszar byłego ZSRR i dalej aż do Europy Zachodniej.
Przejście z jednego gatunku na drugi wymaga zmiany specyfikacji technicznych ustawień rafinerii przyjmującej ropę. Jest to – na podstawie casusów Płocka – proces mogący potrwać kilka miesięcy. Do obserwacji pozostaje tu casus polskich petrochemii, które przestawiają proces produkcyjny ropy z Urals na gatunek Arab Crude, najprawdopodobniej w wersji Light.
Państwa położone bliżej rurociągu Przyjaźń – w tym przypadku kraje Trójmorza – były bardziej zależne od importu ropy URALS. Polska zadeklarowała już wstrzymanie importu ropy rosyjskiej, co uczyniły także Niemcy. Jednocześnie Polska zawarła kontrakt na dostawy z Saudi Aramco – największą firmą paliwową świata. Oznacza to, że od 2023 r. Saudowie będą dostarczać ropę, wypełniając lukę powstałą po wyjściu Rosji. Temu m.in. miała służyć wielka fuzja Orlenu i Lotosu – stworzeniu rozpoznawalnej marki związanej z rafinacją paliw.
Rekomendacje
Kraje Trójmorza poza ropą z Rosji, importują również ropę z Arabii Saudyjskiej, Kazachstanu, Nigerii, Azerbejdżanu, USA i Iraku. Rekomenduje się utrzymanie tych kierunków, wraz ze stopniowym zastępowaniem dostaw rosyjskich przez zwiększenie współpracy z Bliskim Wschodem i Afryką.
Być może należałoby rozważyć udział kontyngentu wojskowego w Libii celem stabilizacji lokalnego sektora ropy naftowej narażonego na ataki. Inną propozycją jest wspólna inicjatywa Trójmorza, występującego razem w krajach afrykańskich (Nigeria, Algieria).
Skoro Trójmorze jest obszarem proamerykańskim i uznawane jest za projekcję siły USA w regionie, należałoby również rozważyć re-negocjacje z USA w kontekście wyłączenia obszaru z embarga ropnego na Wenezuelę lub Iran. Trójmorze dokonuje odwrotu od rosyjskiej ropy, co oznacza, że musi posiadać alternatywny dostęp do surowców.
Kolejnym pomysłem – realnym – jednak o małej szansie powodzenia, jest rozwój przepustowości petrochemii Gdańskiej i współpraca z Niemcami w kontekście tranzytu ropy do innych państw Trójmorza. Powinno się rozważyć budowę terminala Szczecin – Świnoujście, którego założeniem byłby przesył ropy otrzymanej od rafinerii w Schwedt, a następnie wysłać go do Czech i na Węgry, używając rewersu z rurociągu „Przyjaźń”.
Państwa Inicjatywy Trójmorza potrzebują surowców energetycznych. Rywalizacja mocarstw, posiadających ogromne złoża ropy naftowej i gazu, będzie stale wpływać na sytuację w Europie. Dlatego też należy zacieśnić współpracę w ramach Inicjatywy oraz szukać jak największej ilości dostawców, aby w przypadku kryzysu móc zwiększyć wolumen importu. Wyzwania energetyczne powinny znaleźć się na agendzie planów rozwoju Trójmorza już teraz. Nastąpił długo wyczekiwany zwrot od Rosji, a są inni partnerzy jak Turcja, Izrael, Nigeria czy Katar, którzy mogą okazać się kluczowi.
Autor: Bolesław Wójtowicz
Współautorzy: dr Aleksander Olech, Julia Dobrowolska
fot. pixabay: Nikiko
