StatoilHydro ASA prowadzi pionierskie przedsięwzięcie daleko za kołem polarnym. Firma ta wydobywa gaz ziemny spod lodowatych wód Morza Barentsa, skrapla go, a następnie eksportuje do Europy i USA.

Projekt „Snoehvit” oznacza wejście Statoilu oraz całej branży naftowej na zupełnie nowe terytoria. Wcześniej nikt nie produkował skroplonego gazu w Arktyce czy Europie. Przetarcie nowego szlaku wiązało się z problemami, przez co projekt ruszył z opóźnieniem i przekroczonym budżetem.

Jednak atrakcyjność Arktyki okazała się nie do odparcia, zresztą nie tylko dla StatoilHydro. Przypuszcza się, że w tym regionie znajduje się nieco ponad jedna piąta niewykorzystanych światowych złóż ropy i gazu. Ostrożne szacunki mówią o 100 mld baryłek ropy.

A to bardzo przyciąga zachodnie koncerny wypchnięte z takich regionów jak Bliski Wschód. W zeszłym roku Royal Dutch Shell PLC zapłacił rekordową sumę 2,1 mld dol. za prawa do poszukiwań w pewnych sektorach Morza Czukockiego u wybrzeży Alaski.

Firmom naftowym sprzyja zmiana klimatu. Usiana górami lodowymi Arktyka to jeden z najbardziej nieprzyjaznych rejonów świata. Ale globalne ocieplenie powoduje topnienie czapy lodowej, co otwiera nowe szlaki żeglugowe i odblokowuje niegdyś niedostępne złoża.

Kiedy rosyjska łódź podwodna zatknęła w 2007 r. flagę pod biegunem północnym, niektórzy przewidywali, że dojdzie do wyścigu po arktyczne bogactwa. Ale to zajmie jeszcze dziesięciolecia. Arktyka jest oddalona od tradycyjnych rynków zbytu, źródeł siły roboczej i materiałów. Obrońcy środowiska stawiają opór przed eksploatacją obszarów dziewiczej przyrody.

Z powodu recesji i problemów z gotówką eksploatacja arktycznych złóż zaczyna być także niepewna pod względem ekonomicznym. Wydobycie baryłki tamtejszej ropy kosztuje 35 – 40 dol. Ponieważ tyle mniej więcej wynosi obecna cena surowca na rynkach, niektóre projekty mogą nawet nie przynieść zwrotu kosztów.

Złoże gazu Snoehvit odkryto w 1984 r. nieopodal Hammerfest, najbardziej wysuniętej na północ osady rybackiej na świecie. Pomimo oporu lokalnych aktywistów, którzy nie chcieli wpuścić koncernów naftowych na Morze Barentsa, norweski parlament zatwierdził w 2002 r. plan eksploatacji.

Od początku Snoehvit był dla StatoilHydro okazją do wykazania się doświadczeniem. Zamiast stosować pływające platformy wiertnicze, które mogą zakłócać ruch ławic rybnych, pompuje się gaz z odwiertów na dnie morza sterowanych na odległość.

To zaś wiązało się z koniecznością zbudowania ok. 130 km gazociągu, który przenosi mieszaninę gazu, szlamu i wody na brzeg. Gaz miał być przetwarzany na małej wysepce Melkoya koło Hammerfest. Dwutlenek węgla uzyskany w trakcie tego procesu miał być z powrotem wstrzykiwany w dno morskie.

Ale StatoilHydro stanęło przed gigantycznymi problemami. Większość zakładów skraplania gazu buduje się na miejscu, ale w Hammerfest nie było wystarczającej infrastruktury i ludzi. Dlatego fabrykę zbudowano w Hiszpanii i przetransportowano do Norwegii na największym statku transportowym świata „Blue Marlin”. Ważącą 33 tys. ton instalację przeniesiono następnie do suchego doku u brzegów wyspy. Do przeprowadzenia tej operacji niezbędna była „pełnia księżyca, wysoki przypływ i dużo wudu” – jak opowiada wiceprezes zakładów Hammerferst LNG Knut Henrik Dalland.

Zakłady ruszyły wreszcie we wrześniu 2007 r., o rok później w stosunku do planów. Osiągnięcie pełnych zdolności produkcyjnych zajęło całe miesiące. Przez ten czas nadwyżkę nieprzetworzonego gazu po prostu spalano, co jest na ogół zakazane w Norwegii z powodów ekologicznych. W maju ubiegłego roku władze w Oslo ujawniły, że spalanie gazu ze złoża Snoehvit było główną przyczyną 3-proc. wzrostu emisji gazów cieplarnianych przez Norwegię w 2007 r.

Zakłady zamykano już kilkakrotnie z powodu napraw. Inżynierowie odkryli nieszczelności w wymiennikach ciepła wody morskiej, które stanowią kluczowy element procesu skraplania gazu.

W październiku StatoilHydro był zmuszony do drastycznego podniesienia prognozy kosztów. Cena pierwszej fazy projektu wzrosła o niemal 50 proc. w stosunku do pierwotnie szacowanej – z 5,24 mld dol. do 7,73 mld, a pozostałych trzech faz z 1,2 mld do 3,34 mld.

– To katastrofa dla firmy – mówi analityk Halle Isfeldt. Przyznaje zarazem, że StatoilHydro zdobywa coraz więcej doświadczeń w dziedzinie LNG i poprawia już ostatnie usterki w instalacji. Ale spadająca cena gazu spowoduje, jego zdaniem, że projekt będzie jeszcze bardziej niepewny finansowo.

W StatoilHydro panuje jednak optymizm. Zakłady wykorzystują dziś 80 – 90 proc. mocy w porównaniu z 60 proc. w zeszłym roku, spalanie nadwyżek wkrótce przejdzie do przeszłości. Jak mówią przedstawiciele firmy, początkowy okres był burzliwy, ale to złoże powinno funkcjonować przez następne 40 lat.

Plany rozbudowy zakładów zostały jednak wstrzymane, bo pomimo wielu odwiertów nie udało się znaleźć takiej ilości, która by to uzasadniała. – Nie mamy jeszcze klucza do eldorado na Morzu Barentsa – przyznaje Dalland

Zrodlo:The Wall Street Journal
          Dziennik

Reklama