fot: ARC
Quadra FNX jest średniej wielkości spółką górniczą z siedzibami: w Vancouver oraz Toronto w Kanadzie
fot: ARC
Kanada ma znaczne złoża gazu zarówno konwencjonalnego, jak i niekonwencjonalnego, zlokalizowane w zachodniej części kraju - w Brytyjskiej Kolumbii. Naturalnym rynkiem eksportowym tego surowca jest więc region Azji i Pacyfiku - wynika z raportu Oxford Institute for Energy Studies.
W projekty budowy terminali zaangażowały się takie firmy, jak koreańska Kogas, chińska PetroChina, japońska Mitsubishi, czy malezyjska Petronas.
Do szukania nowych kierunków eksportu gazu skłoniła też Kanadyjczyków rewolucja gazu łupkowego w USA, która doprowadziła do znacznego spadku eksportu gazu z Kanady do tego kraju. Jak wskazuje autor raportu James Henderson, jeszcze w 2007 r. Kanada wyeksportowała do USA prawie 100 mld metrów sześciennych gazu, ale w 2011 r. już tylko ok. 60 mld m sześc.
Szansą dla Kanadyjczyków jest więc rynek azjatycki, gdzie ceny gazu są kilka razy wyższe niż na rynku amerykańskim.
Podczas gdy w pierwszym półroczu 2012 r. ceny spotowe amerykańskiego gazu utrzymywały się na poziomie 2-3 dol. za MMBTU (BTU - ang. British Thermal Unit; jednostka energii używaną przede wszystkim w Stanach Zjednoczonych; 1 BTU to ilość energii potrzebna do podniesienia temperatury jednego funta wody o jeden stopień Fahrenheita; 2-3 dol. za MMBTU to równowartość ok. 70-105 dol. za 1 tys m. sześc.), w Azji w osiągały ok. 17 dol.
Zdaniem Hendersona, połączenie kanadyjskiej sieci gazowej z amerykańską stwarza też możliwość eksportu gazu z USA poprzez Kanadę, jeśli w Stanach zjednoczonych nie powstanie wystarczająca ilość terminali eksportowych LNG.
Najbardziej zaawansowanym kanadyjskim projektem jest terminal Kitimat (40 proc. udziałów należy do Apache, 30 proc. do EOG i 30 proc. do EnCana). Ostateczna decyzja inwestycyjna ma zapaść do końca 2012 r. Początkowo jego przepustowość ma wynieść 6,7 mld m sześc. rocznie, a docelowo 13,5 mld m sześc. rocznie. Wstępne porozumienie na dostawy gazu inwestorzy podpisali już z koreańskim Kogas (40 proc. przepustowość terminala) i hiszpańskim Gas Natural (30 proc.). Kanadyjczycy chcą zawrzeć kontrakt na pozostałe dostawy jeszcze przed uruchomieniem terminala, ale chcą to zrobić w formule kontraktu indeksowanego cenami ropy i dlatego - zdaniem Hendersona - mogą mieć z tym problemy, z uwagi na niskie ceny spotowe gazu w USA. Apache, EnCana i EOG posiadają złoża w Kolumbii Brytyjskiej i Albercie.
W pobliży Kitimat ma powstać największy kanadyjski terminal LNG - LNG Canada. Budowę planuje joint venture złożone z jednego producenta (Shell Canada) i trzech potencjalnych konsumentów gazu (koreański Kogas, japoński Mitsubishi i chiński PetroChina). Projekt jest na etapie studium wykonalności. Jego przepustowość wyniesie 16,2 mld metrów sześc. rocznie. Terminal będzie połączony 700 km gazociągiem z polami wydobywczymi w Kolumbii Brytyjskiej. Ostateczna decyzja inwestycyjna ma zostać podjęta na przełomie 2014 i 15 r., kiedy inwestorzy otrzymają pozwolenia środowiskowe i zgodę regulatora rynku.
Trzeci terminal LNG - Lelu Island niedaleko Prince Rupert - planują zbudować malezyjska paliwowo-gazowa spółka Petronas i kanadyjski producent gazu Progress Energy. Terminal ma ruszyć w 2018 roku. Ostateczna decyzja inwestycyjna ma zapaść w 2014 roku. Przy jego pomocy rocznie będzie można eksportować 10 mld metrów sześciennych gazu. Henderson zwraca uwagę na duże doświadczenie Petronasu w sprzedaży gazu w rejonie Azji i Pacyfiku.
Czwarty, lecz znacznie mniejszy terminal (Douglas Island), ma zostać wybudowany przez prywatne konsorcjum Douglas Channel Energy Partnership. Początkowa przepustowość terminala ma wynieść 1,2 mld metrów sześciennych i jeśli otrzyma konieczne pozwolenia, będzie działać już na początku 2014 roku.
