Ukraiński sen gazowy: Tak blisko i tak daleko [ANALIZA]

30 stycznia 2019, 10:13
flag-2529172_1280
Fot. Pixabay

Ostatnie półtora roku obfitowało przełomowymi posunięciami dla ukraińskiego sektora wydobycia gazu ziemnego. Postępowe rozwiązania niemal natychmiast ożywiły działalność firm wydobywczych. Otworzyło to drogę do realizacji ambitnych założeń rządowych zakładających uzyskanie samowystarczalności gazowej. Cel ten będzie jednak osiągnięty ze znaczącym opóźnieniem

Opóźniony przełom

Według założeń Koncepcji Rozwoju Wydobycia Sektora Gazu Ziemnego Ukrainy zatwierdzonej w grudniu 2016 roku, w 2020 roku Ukraina powinna wydobywać 27,2 mld m3 gazu rocznie. Przy redukcji zapotrzebowania na surowiec (niewiele ponad 32 mld m3 w ub.r.) mogłoby to pozwolić na osiągniecie samowystarczalności gazowej. Co najmniej od roku wiadomo, że plany te nie zostaną zmaterializowane w zakładanych terminach. Niezbędne do takiego scenariusza uwarunkowania zaczęły być tworzone dopiero w drugiej połowie 2017 roku i w roku ubiegłym.

Jeszcze w pierwszej połowie ubiegłego roku informowaliśmy o tym, że na Ukrainie dokonał się mały przełom w zakresie poprawy warunków do inwestowania w wydobycie gazu ziemnego. Dzięki zmianom wdrożonym w 2017 roku i w pierwszej połowie 2018 roku ograniczono biurokrację, obniżono obciążenia podatkowe i uproszczono mechanizm ich spłacania, a także zapowiedziano początek aukcji na uzyskanie licencji zamiast nieprzejrzystego mechanizmu aprobacji.

W drugiej połowie ubiegłego roku kontynuowano ten kurs. Po pierwsze, zapoczątkowano aukcje online na pozyskiwanie licencji, w tym na PSO. W czerwcu 2018 roku wprowadzono zmiany do rozporządzenia GMU nr 615 regulującego wydawanie licencji. Na podstawie decyzji wydawanie wszelkich nowych licencji od 2019 roku odbywać się będzie wyłącznie na podstawie otwartych aukcji, a nie jak dotąd – aprobacji decyzją rządu. W październiku 2018 roku odbyła się pierwsza przez ostatnie dwa lata otwarta aukcja na pozyskanie dwóch licencji (obydwie w obwodzie lwowskim), ale to dopiero przedsmak aukcji zaplanowanych na br. W jednym z przeprowadzonych konkursów, cena końcowa przewyższyła startową o więcej niż cztery razy, co pokazuje oczywisty fakt, że wysoka konkurencja tylko sprzyja udanej sprzedaży licencji (zwycięzcą okazało się państwowe Ukrhazwydobuwannia). Uproszczono również opłaty za koncesje i wymogi dotyczące spełnienia warunków środowiskowych. Prace poszukiwawcze i wydobywcze na szelfie morskim nie będą odtąd wymagały pozyskania zezwolenia władz obwodowych.

Po drugie, kontynuowano deregulację – zlikwidowano 15 etapów (o połowę) wymaganych dotąd przy uzyskaniu pozwoleń na prace. Po trzecie, uproszczono dostęp do informacji geologicznych w bazach danych, choć wciąż nie ocyfrowano wszystkich danych, co nieco utrudnia dostęp. W grudniu 2018 roku regulator obniżył prawie dwukrotnie taryfę na przesył gazu ukraińską GTS, co zostało odebrano bardzo pozytywnie i zachęcająco przez firmy wydobywcze, bo zmniejszy to koszty transportu surowca. Ogółem, zatem zmiany w sektorze obserwowane przez ostatnie półtora roku były przejściem od deklaracji do czynów, które otworzyły szlak do znaczącego wzrostu wydobycia.

Idzie nowe

Efekty tych posunięć dość szybko skutkowały ożywieniem działalności firm wydobywczych. Formalnie w 2018 roku Ukraina wydobyła 21 mld m3 gazu, co oznacza wzrost zaledwie o 2% względem 2017 roku oraz odstawanie od zakładanego w rządowych planach pułapu o 1,5 mld m3. Jednak rozpatrując szanse na zrealizowanie ambitnych planów rządowych podstawowym kryterium powinna być przede wszystkim ilość wierceń na nowych złożach. A tych było aż o 70% więcej niż przed rokiem, co jest solidnym fundamentem do realności oczekiwań w zakresie wzrostu produkcji zakładanych w rządowych programach (mimo opóźnień).

Największa ukraińska spółka wydobywcza – Ukrhazwydobuwannia (UGV) – w zeszłym roku otworzyła cztery nowe złoża o łącznym potencjale sięgającym 8,2 mld m3. Ponadto wprowadziła do użytku 69 nowych otworów wiertniczych. Intensywność wierceń dokonanych przez UGV w ostatnich latach wzrastała w następujący sposób: w 2015 roku – o 3,6%; w 2016 – o 14,7%; w 2017 – o 25,4%, a w zeszłym roku aż o 111%. Warto jednak zaznaczyć, że tylko niewielki odsetek z nich dotyczy opracowania nowych złóż, co jest ważnym warunkiem trwałego wzrostu wydobycia. Ma się to zmienić w roku bieżącym – według planów spółki na rok 2019 wzrost wierceń ma osiągnąć 66%. Drugi rok z rzędu liczba prac z użyciem technologii hydroszczelinowania UGV utrzymuje się powyżej stu rocznie i w roku bieżącym taka ilość wierceń ma zostać utrzymana, co ma dać ponad 0,5 mld m3 gazu dodatkowo. UGV oświadczyło, że ubiegły rok był przełomowym w zakresie współpracy z Państwową Służbą Geologii i Kopalisk, którą spółka tradycyjnie krytykowała za obstrukcję.

Równolegle największa spółka wydobywcza Ukrainy rozpoczęła projekt mający na celu załączenie usług serwisowania od wykonawców międzynarodowych, co ma spore znaczenie ze względu na ograniczenia technologiczne UGV i innych firm ukraińskich. W 2018 roku UGV przyspieszyła w zakresie kupna nowych wiertni – do 2020 roku ma zamiar zakupić ponad 20 takich wiertni od firm zachodnich (np. niemieckiej Bentec GmbH Drilling & Oilfield Systems). W styczniu 2019 UGV podpisało wartą 2,4 mln USD umowę z kanadyjską MWDPlanet na mocy której firma z Kanady wyprodukuje i dostarczy trzy komplety systemów telemetrii używanych do wiercenia skośnego i poziomego.

Choć samo wydobycie UGV osiągnęło w 2018 roku rekordowy dlań pułap – 15,5 mld m3, to jest to wciąż mniej niż planowano w programach rządu. Nie ma jednak wątpliwości, że obserwowana aktywność spółki stwarza przesłanki do zrealizowania założeń, choć na pewno będą spóźnione o około dwa-trzy lata. O wzmożonej aktywności w opracowaniu nowych złóż zanotowanej w zeszłym roku regularnie informowały też dwie największe prywatne kompanie – DTEK-Naftohaz Rinata Achmetowa i Burisma Mykoły Złoczewskiego. Obydwie otworzyły po trzy nowe złoża i bardzo aktywnie stosowały dotąd słabo dostępne technologie (np. hydroszczelinowanie, prace sejsmiczne w formacie 3D).      

Boom czy powolny wzrost?

W związku z progresem reform tego sektora w Kijowie żywe są oczekiwania na przyjście nowych graczy z zagranicy na rynek i prawdziwy boom wydobywczy. Wydaje się jednak, że oprócz zwiększenia ich aktywności jako podwykonawców, te nadzieje wydają się płonne. Mimo oczywistych postępów przemian, nie mogą one przynieść kardynalnych zmian czytelnych dla inwestorów z zagranicy. Tym bardziej, że dla firm wydobywczych rynek ukraiński jest zaledwie jednym z wielu potencjalnie rozpatrywanych i Kijów nie ma szans na pomyłkę, jeśli chce liczyć na ich pojawienie się. Tymczasem mimo postępów, wątpliwości pozostają.

W 2019 roku zaplanowane jest przeprowadzenie aukcji na udzielenie 42 koncesji na wydobycie – pierwszy konkurs odbędzie się 6 marca i będzie dotyczył 10 licencji, kolejny zaplanowano na 1 maja, a terminu trzeciego jeszcze nie ustalono . Mimo bardzo pozytywnych zmian istnieje ryzyko, że aukcje nie będą dostatecznie przejrzyste. Decyzje podejmować będzie 15-osobowa komisja złożona w większości z przedstawicieli rządu. Przed nimi co najmniej dwa ryzyka. Pierwsze to brak możliwości rzetelnej oceny propozycji konkursowych z uwagi na słabe wsparcie eksperckie wewnątrz komisji, która nie dysponuje wystarczającą wiedzą w zakresie specyficznej tematyki wydobywczej. Poza tym ilość materiałów dołączanych do każdego wniosku (do 300 stron) powoduje, że taka ocena wymaga szeroko zakrojonych prac, którym 15-osobowa komisja może nie podołać fizycznie.  Po drugie, nie wszystkie z wymaganych do wniosków parametrów można zmierzyć i potem porównać z innymi wnioskami. Część z nich nosi zatem subiektywny charakter i rodzi podejrzenia o nie do końca przejrzysty proces decyzyjny.

Innym problemem są „martwe” licencje. Należą one do firm faworyzowanych w czasach rządów Janukowycza, ale złoża nie są przez nie opracowywane. Dla przykładu East Europe Petroleum (dawniej Golden Derrick) Edwarda Stawickiego z najbliższego otoczenia rodziny Janukowycz, tylko w latach 2011–2013 uzyskała 19 licencji. Do dziś nie są one realizowane. Problem pogłębia fakt, że często EEP występuje tam jako partner, przez co uniemożliwia zagospodarowanie złóż innym właścicielom licencji. Niedawno państwowa Nadra Ukrainy wyszły z wspólnych projektów z EEP, co powoduje, że całkiem pokaźne złoża, licencje na opracowanie których dostawała osławiona firma zapewne nie zostaną zagospodarowane w najbliższym czasie. Widać wyraźnie, że celem EEP jest przetrzymanie licencji i ich sprzedaż po wyższej cenie w przyszłości, co najmniej po tym jak ceny na gaz ulegną całkowitemu urynkowieniu. Jednocześnie Państwowa Służba Geologii i Kopalisk Ukrainy zapowiedziała, że rok 2019 będzie czasem kontroli i weryfikacji licencji, która ma dać odpowiedź na pytanie dlaczego aż 1/3 z nich nie funkcjonuje. Trudno rokować jakie rezultaty może przynieść podobna kontrola. Wiele wskazuje na to, że jej skutek nie będzie znaczący, a już na pewno nie natychmiastowy.

Wreszcie niemalże dyżurnym powodem ostrożności jakichkolwiek potencjalnych inwestorów zagranicznych są wybory prezydenckie i w mniejszym stopniu parlamentarne. Istnieje ryzyko, że po cyklu elektoralnym zostanie otwarta droga do rewizji niektórych aspektów dotychczasowych reform w energetyce. Jednym ze sztandarowych haseł faworytki wyścigu prezydenckiego Julii Tymoszenko jest przecież zapowiadana dwukrotna obniżka cen na surowiec. Byłby to krok do zakonserwowania wysiłków intensyfikacji wydobycia. Trudno oszacować ile jest w tym realizmu, a ile przedwyborczego populizmu, ale technicznie podobny krok jest możliwy do zrealizowania, choć bardzo szkodliwy i wymagający porozumień z Moskwą.

Nawet, jeżeli te scenariusze nie będą miały szansy na materializację, innych powodów jest wystarczająco dużo, by z dystansem podchodzić do planów gwałtownego wzrostu wydobycia skutkującego samowystarczalnością. Bardziej prawdopodobne, że założenia rządu mają szansę być zrealizowanymi najszybciej około 2025 roku, co i tak będzie sporym sukcesem Ukrainy. Założenia rządowe od początku były mało realistyczne, a zwłoka z reformami do drugiej połowy 2017 roku tylko wydłużyła szanse na szybkie osiągnięcie planowanych pułapów wydobywczych.

KomentarzeLiczba komentarzy: 5
x
piątek, 1 lutego 2019, 21:47

Wszystko wskazuje na to że Polska będzie kupować od Amerykanów rosyjski gaz tylko drożej lub jeśli amerykańscy inwestorzy nie wyrobią się z terminalami LNG a Baltic Pipe nie powstanie rosyjski gaz z Niemiec.

w
piątek, 1 lutego 2019, 20:13

w okręgu Lwowskim ?? Czyli te same złoza co u nas na podkarpaciu a których od wielu wielu lat nie chcemy eksploatować

sd
piątek, 1 lutego 2019, 06:42

@:) To polski rząd może swapować. Jakoś gigantyczne zakupy rosyjskiego węgla mu nie przeszkadzają. Tak samo może być z gazem. Gazprom odbierze z terminali w Zatoce a my weźmiemy z Vyborga i dopłacimy ok 60 dolarów do 1000m3.

:)
czwartek, 31 stycznia 2019, 12:45

@sd Nie będzie SWAPu bo transport wg incoterms jest po naszej stronie. Specjalnie był to wymóg PGNiG aby nas nie swapowali :) W cieśninach duńskich będą sie mijały gazowce z Vyborga i z USA. Sensu w tym nie ma ale to wielka polityka...

sd
czwartek, 31 stycznia 2019, 04:24

Polska wydobywa ok 4 mld m3 choć może zdecydowanie więcej. Mamy opracowane złoża gazu konwencjonalnego których się nie rusza. Mamy też gaz łupkowy i "zaciśnięty" tylko nieco głębiej niż w USA i trzeba użyć innych technologii. Pomoc oferowali Chińczycy ale wielki brat woli nam sprzedawać swój gaz. I tak Polska podpisała umowę na 5 mld m3 (ok. 1/3 rocznego zapotrzebowania) na 20 lat na import amerykańskiego LNG z nieistniejących jeszcze terminali w Zatoce Meksykańskiej. Koszt skroplenia gazu to ponad 120 dolarów za 1000m3 ocenia się że koszt amerykańskiego LNG to ok 280 dolarów za 1000m3 po regazyfikacji do tego jednak należy doliczyć koszty transportu przez Atlantyk (nie mamy własnych gazowców). Może się okazać że gazowe wsparcie Polski dla Ukrainy będzie potrzebne tylko przez następnych kilka lat. Przypomnę tylko że kontrakt jamalski kończy się w 2022 a nic nie wskazuje na to aby Polska zdążyła z budową Baltic Pipe. Nie jest jasne czy amerykańscy inwestorzy zdążą z budową terminali tak więc polska dywersyfikacja też pisana jest palcem na wodzie. I tak 7,5 mld z gazoportu + 4 mld m3 z krajowego wydobycia .. Zabraknie ok 4 mld m3 które można dokupić w ramach spotu z rewersu na Jamale o ile sprzedadzą Niemcy. Rewers (Mallnow) wyrobi gdyż ma zdolność przesyłową ok 5 mld m3 rocznie tyle że prawdopodobnie jest on teraz wykorzystywany do tłoczenia gazu na Ukrainę (ok 1 mld m3 rocznie z powodu małej przepustowości interkonektora w bodajże Hermanowicach). O tym się nie mówi ale Ukraina kupuje teraz niemiecki gaz z Rosji czyli ... Gazociągu Bałtyckiego który Oscarem z Greisvaldu płynie przez Czechy i Słowację bądź Polskę z rewersu na Jamale. Ocenia się że jest on tańszy od gaz sprzedawanego Polsce przez Gazprom o ok 30 dolarów za 1000m3. Ukraina zarabia na tranzycie rosyjskiego gazu na zachód ok 2 mld dolarów rocznie, Polska tylko ok 27 mln (tylko refundacja kosztów EuropolGazu). Wszystko wskazuje na to że Polska będzie importować w ramach swapu rosyjski gaz z Vyborga a Gazprom odbierze "polski" gaz w Zatoce Meksykańskiej. Koszt rosyjskiego LNG to 220 dolarów za 1000m3 po regazyfikacji (koszty skroplenia są stałe) .. Nie jest jednak pewne czy amerykańscy inwestorzy się wyrobią ani czy Baltic Pipe powstanie na czas. Zostało tylko 3 lata .. może się okazać że Gazprom wróci do gry