fot: NASA
Szacuje się, że na Arktyce znajduje się 30 proc. globalnych złóż gazu oraz około 13 proc. ropy
fot: NASA
Rejon Arktyki ma znaczący potencjał w zakresie wydobycia węglowodorów, ale znaczącego wzrostu produkcji z tych złóż można spodziewać się najwcześniej po 2030 roku - wynika z raportu opracowanego przez Oksfordzki Instytut Badań nad Energią (OIES).
Według szacunków amerykańskiej służby geologicznej USGS z 2008 roku, pod powierzchnią Arktyki może się kryć nawet 22 proc. nieodkrytych dotąd zasobów ropy i gazu, w tym 13 proc. nieodkrytych zasobów ropy naftowej. Ponad trzy czwarte tych zasobów znajdują się na obszarach morskich na wodach terytorialnych USA, Kanady, Grenlandii, Norwegii i Rosji. Może to być nawet 400 mld baryłek ekwiwalentu ropy.
Zdaniem ekspertów z OIES największe szanse na powodzenie mają projekty na terenie Norwegii i Rosji, tylko tam istnieją realne perspektywy znaczącego wydobycia na przestrzeni najbliższych dwóch-trzech dekad.
Raport zwraca jednak uwagę przede wszystkim na problemy związane w realizacją projektów poszukiwawczych w rejonie Arktyki. Na czele listy znajdują się koszty ich realizacji wynikające z odosobnienia regionu od potencjalnych rynków zbytu oraz zaawansowanej technologii niezbędnej do prowadzenia prac poszukiwawczych a następnie wydobywczych, która z kolei wynika z trudnych warunków klimatycznych.
Jako przykład autorzy raportu podają odwiert wykonywany przez Rosnieft i ExxonMobil na Morzu Karskim, który będzie kosztował ponad 600 mln dolarów (jeden z najdroższych odwiertów w historii branży naftowej) a jego wykonanie potrwa dwa lata ze względu na bardzo krótki okres, w którym możliwe jest prowadzenie prac (zaledwie trzy, cztery miesiące w roku).
Naturalną konsekwencją tego faktu jest to, że do opłacalności ekonomicznej przedsięwzięcia konieczne będzie spełnienie dwóch warunków: znalezienie odpowiednio dużych złóż oraz wysokich cen ropy.
Raport OIES analizuje także dwa będące obecnie na etapie wydobycia projekty węglowodorowe w Arktyce - norweski Snohvit (złoże gazu) oraz rosyjski Prirazlomnoye (ropa naftowa). Pomimo faktu, że w obu przypadkach udało się uruchomić wydobycie, to autorzy zwracają uwagę, że odbyło się to z dużym opóźnieniem i znacząco powyżej zakładanych pierwotnie kosztów. Także dwa kolejne projekty będące w fazie realizacji - norweski Goliat oraz rosyjski Sztokman zmagają się z tymi samymi problemami (ten drugi został póki co bezterminowo wstrzymany). Podobne problemy ma także koncern Shell ze swoim projektem arktycznym u wybrzeży Alaski, gdzie w efekcie powracających problemów technicznych zdecydowano się wstrzymać dalsze prace.
Szczególnie duże ryzyko towarzyszy projektom gazowym, które od niedawna muszą uwzględniać rosnącą rolę surowca ze złóż łupkowych, który odgrywa coraz większą rolę w kształtowaniu cen na globalnym rynku LNG. Bezpieczne pod tym względem nie są również projekty naftowe, co pokazało obecne załamanie cen ropy. W perspektywie kilku lat znaczącym czynnikiem rynkowym może być także pojawienie się na dużą skalę ropy ze złóż niekonwencjonalnych. W tej sytuacji koncerny naftowe mogą nie być zainteresowane w przyspieszaniu prac nad projektami arktycznymi.
W przypadku gazu niebagatelną rolę odgrywa także koszt niezbędnej infrastruktury transportowej, a więc rurociągów lub terminali skraplających. W obu przypadkach dodatkowym ograniczeniem (zarówno przy budowie jak i transporcie) będą trudne warunki klimatyczne.
Zdaniem OIES obecny stan zaawansowania projektów arktycznych i skala towarzyszących im problemów nie pozwala przypuszczać, by znaczące ilości ropy i gazu z tego regionu mogły popłynąć przed rokiem 2030. Do tego czasu wiele może zmienić się w otoczeniu rynkowym - wzrost produkcji w sektorze niekonwencjonalnym, nowe projekty konwencjonalne w Afryce czy Australii, ale również kwestie polityki klimatycznej i prognozowane w związku z tym zmniejszenie popytu na paliwa kopalne. W efekcie koncerny, które zdecydują się zainwestować miliardy dolarów w projekty arktyczne nie mogą być pewne opłacalności tych inwestycji.
