close

  • Polsce – służyć, Europę – tworzyć, Świat – rozumieć
  • ROPA I GAZ

  • Sektor ropy naftowej i gazu w Libii
    notatka informacyjna
    Wstęp
         Począwszy od 2003 roku, kiedy w wyniku zmiany polityki w rządzonej przez płk. Muammara Kadafiego Libii społeczność międzynarodowa zniosła embargo i inne sankcje wobec tego kraju, pierwszym sektorem gospodarki, który zaczął dynamicznie się rozwijać był sektor ropy naftowej i gazu. Stanowi on podstawę libijskiej gospodarki i priorytetowy obszar inwestycji. W ciągu pięciu lat, począwszy od roku 2003, produkcja ropy naftowej wzrosła o 25%. Państwo wypracowuje z tego sektora 98% dochodów eksportowych, 90% dochodów budżetowych i 70% PKB. Poniższa tabela ukazuje wartość i wielkość eksportu libijskiej ropy naftowej w ciągu ostatnich 7 lat:

    rok

    2002

    2003

    2004

    2005

    2006

    2007

    2008

    mln USD

    9.472

    13.567

    18.300

    28.300

    35.700

    40.400

    55.200

    tys. b/d

    983,6

    1.126,5

    1.284,5

    1.206,3

    1.425,6

    1.377,8

    1.403,4

    Tab.1. Źródło: Annual Statistical Bulletin 2008. OPEC.

     

         Pomimo zakrojonej na szeroką skalę akcji inwestycyjnej i udzieleniu wielu licencji eksploracyjnych i produkcyjnych, obszar Libii jest wciąż słabo zeksplorowany. Do tej pory przebadano zaledwie ok. 25% powierzchni kraju, jakkolwiek dostępne dane pozwalają stwierdzić, że Libia posiada największe udokumentowane złoża ropy naftowej w Afryce, które stanowią 3,3% złóż światowych. Na terenie Libii ulokowane jest także 0,8% światowych zasobów gazu ziemnego.

    udowodnione zasoby ropy naftowej

    44.271 mln b.

    dane za rok 2008

    udowodnione zasoby gazu ziemnego

    1.540 mld m3

    Tab.2. Źródło: Annual Statistical Bulletin 2008. OPEC.

     

         Choć działalność zagranicznych firm naftowych operujących w Libii na nowych koncesjach (wydanych po 2003 r.) nie przyniosła w praktyce wielkich nowych odkryć ropy i w branży odczuwalny jest pewien rodzaj rozczarowania, oceny ekspertów pozwalają wierzyć, że nowe, spektakularne odkrycia to tylko kwestia czasu. Według Międzynarodowej Agencji Energii po całkowitej eksploracji libijskich pól roponośnych możliwe jest odkrycie zasobów o wielkości 100 mld baryłek.
         Na atrakcyjność złóż libijskich wpływa ich stosunkowo łatwa dostępność i niskie koszty produkcji. Dziś wyprodukowanie baryłki ropy kształtuje się tu na poziomie 1-3 USD. Libijskie złoża węglowodorów rozlokowane są w trzech basenach: Sirte, Ghadames i Murzuq. W basenie Sirte zlokalizowane jest 80% libijskich zasobów ropy i 90% jej produkcji (ok. 50 mld baryłek). Pojemność basenu Ghadames szacowana jest na 25 mld baryłek, jednak 80% jego powierzchni zlokalizowane jest na terenie Algierii. Basen Murzuq ma według ocen eksperckich pojemność 10 mld baryłek. Poniższa mapka prezentuje geograficzne rozlokowanie basenów: 

    Rys. 1: Geograficzne rozlokowanie basenów Sirte, Ghadames i Murzuq. Opracowanie własne.

     

         Nową jakość we współpracy władz libijskich z inwestorami zagranicznymi działającymi w sektorze wydobywczym stworzyło uruchomienie przez libijską National Oil Corporation (NOC) - instytucję nadzorującą ten sektor - przetargów EPSA IV (ang. - Exploration and Production Sharing Agreement). Serię 4 rund przetargowych EPSA IV w latach 2005-2007 oceniono jako w pełni transparentną i opartą na zasadach wolnorynkowych procedurę, która umożliwiła zdobycie koncesji wielu firmom zagranicznym, w tym m.in. polskiemu operatorowi narodowemu PGNiG. W pierwszej rundzie, która przyciągnęła 120 firm, 12 spółek wylicytowało w sumie koncesje na 15 bloków. W drugiej rundzie udzielono 23 koncesji, w trzeciej zaś 10, w tym pierwsze licencje offshore. Ostatnia runda obejmująca głównie bloki gazowe zakończyła się przydzieleniem 8 licencji na 12 bloków.
    National Oil Corporation (NOC)
         Narodowa Korporacja Naftowa (NOC) jest instytucją nadzorującą, integrującą i regulującą szeroko rozumiany rynek ropy naftowej i gazu w Libii, a także narodowym operatorem. De facto pełni ona funkcję ministerstwa ropy. W sierpniu 2009 r. doszło do zmiany na stanowisku szefa NOC, którym został Ali Seghir Mohamed Saleh, dotychczasowy dyrektor generalny Korporacji. Saleh zastąpił Szukri Ghanema, który stał na czele NOC od 2006 r., wcześniej sprawując urząd premiera Libii. Pod koniec września br. stanowisko szefa NOC ponownie objął Szukri Ghanem. Zmiany te miały charakter polityczny i są dowodem na silne uzależnienie tej instytucji od aktualnych tendencji w polityce wewnętrznej Libii.
         NOC powołana została na mocy Prawa nr 24/1970 w 1970 r. jako instytucja odpowiedzialna w całości za wszelką działalność w sektorze ropy naftowej i gazu. W swych operacjach Korporacja może powoływać podmioty zależne, zawiązywać spółki, zawierać umowy i porozumienia z innymi podmiotami działającymi w branży. Zakres działalności NOC obejmuje wszelkie aspekty związane z sektorem węglowodorów włączając w to podsektory zarówno w downstreamie, jak i upstreamie takie jak m.in. wydobycie, transport, marketing, handel ropą naftową i gazem, usługi serwisowe dla sektora, badania i rozwój, rafinacja, petrochemia, logistyka, rozwój kadr.
         NOC jest pośrednio właścicielem rafinerii w Zawia i Ras Lanuf, zakładów chemicznych produkujących metanol i amoniak i etylen, jak również fabryki polietylenu. Korporacji podlegają także spółki serwisowe, które realizują kompletne projekty odwiertów, rurociągów, magazynów ropy naftowej i gazu, podmioty zajmujące się konsultingiem technicznym i ekonomicznym, a także firmy szkoleniowe, cateringowe i zaopatrzeniowe.
         NOC (z wyłączeniem jej partnerów zagranicznych) realizuje w Libii 40% produkcji ropy naftowej i 100% produkcji gazu. Działalność NOC odzwierciedla jej struktura, którą ukazuje poniższy schemat:
    Rys. 2: Struktura National Oil Corporation. Opracowanie własne na podstawie informacji z oficjalnej strony internetowej NOC.

     

    Stan obecny
    Upstream
         Stan zaangażowania firm i zaawansowania prac eksploracyjnych i wydobywczych w Libii według stanu na IV kwartał 2009 r. ujęto w formie tabelarycznej:

    Firma

    Ilość wiertni

    Uwagi

    Firmy związane z NOC

    Waha Oil Company (partnerzy: Marathon, Conoco)

    10

    6 odwiertów eksploracyjnych zostanie zrealizowanych w III i IV kw. 2009 r.

    Harouge Oil Operations (partner Petro Canada)

    5

    Patrz: Petro Canada

    Zueitina Oil Company

    2

    bez planów na odwierty eksploracyjne w 2009 r.

    Melita Oil & Gas (partner Eni)

    3

    Patrz: Eni North Africa

    Akakus OH. Operations (partner Repsol)

    4

    Patrz: Remsa

    Agoco

    12

    8 odwiertów zaplanowanych w 2009 r.

    Sirte Oil Company (partner Shell)

    4

    8 odwiertów zaplanowanych w 2009 r.

    Mabruk (partner Total)

    2

    Patrz: Total E&P

    Firmy zagraniczne

    Petrocanada

    0

    23 odwierty eksploracyjne do końca 2012 r. Firma odłożyła początek prac na pierwszy kwartał 2010 r.

    Shell

    1

    Firma rozpoczęła wiercenia w kwietniu 2008 r. Zobowiązana jest do wykonania 18 odwiertów eksploracyjnych. We wrześniu 2009 r. wciąż pracowała na pierwszym odwiercie (po 450 dniach wierceń osiągnięto głębokość 20 tys. stóp). Druga wiertnia ma zostać uruchomiona w IV kw. 2009 r., trzecia w późniejszym terminie.

    BP

    0

    W połowie 2010 r. firma ma rozpocząć projekt wierceń: 1 lub 2 wiertnie lądowe oraz 5 platform offshore (2 w roku 2010 i 3 w latach 2011-2012). Koszt 7-letniego projektu eksploracyjnego BP to 1,2 mld USD. Pod koniec 2008 r. firma rozpoczęła badania sejsmiczne.

    Ocenia się, że ewentualne odkrycia BP mogą w konsekwencji doprowadzić do późniejszych inwestycji downstreamowych o wartości 10-25 mld USD.

    Wintershall

    2

    1 odwiert eksploracyjny planowany na koniec 2010 r.

    ENI North Africa

    0

    Firma planuje 3 odwierty offshore i 2 onshore w 2009 r. Dokonała jednego odkrycia w offshore. Wiercenia onshore opóźnione do 2010 r.

    Remsa (Repsol)

    0

    Firma planuje 4 odwierty w offshore. Pierwszy wstrzymany został po 230 dniach wierceń. W 2009 r. chciała dokonać ok. 5 odwiertów na lądzie.

    Exxon Mobil

    1

    2-4 głębokie odwierty offshore. Firma realizuje 7-10-miesięczny plan odwiertów od czerwca 2009 r.

    OMV

    0

    Firma nie planuje akcji eksploracyjnej. Współpracuje z firmami Total, Remsa, Zueitina

    RWE

    1

    Zrealizowała 3 odwierty onshore, 4-5 nowych planowane jest na 2009 r. i 2 w roku 2010.

    Verenex

    0

    Spółka z sukcesem zrealizowała 18 odwiertów eksploracyjnych.

    Total E&P

    0

    1 odwiert eksploracyjny offshore do realizacji w IV kwartale 2009 r. W planach kolejne odwierty eksploracyjne onshore.

    British Gas

    0

    2 odwierty eksploracyjne onshore zrealizowane w 2008 r. (obecnie zamknięte).

    Gazprom

    0

    W planach 6 odwiertów, które mają się rozpocząć do września 2010. Opcjonalnie 3+3 odwierty offshore (rozpoczęcie w czerwcu 2010 r.).

    Oxy Libya

    0

    Akcja eksploracyjna (17 odwiertów) nie wykazała odkryć złóż. Do roku 2012 firma chce dokonać kolejnych 22 odwiertów, których realizację rozpocznie w połowie 2010 r.).

    Pertamina

    0

    Firma zamierza rozpocząć program 2 odwiertów głębinowych w połowie 2010 r. W planach także 2 odwierty onshore.

    Oil and Natural Gas Corporation (ONGC)

    0

    Firma realizuje program badań sejsmicznych i ma zamiar rozpocząć odwierty w IV kwartale 2009 r.

    Petrobras

    1

    Wiercenia realizowane w offshore - 1 odwiert z dwoma opcjonalnymi.

    Statoil Hydro & Saga

    0

    3 odwierty w 2009 r. nie przyniosły odkryć. Firma planuje 2 dodatkowe odwierty na przełomie 2010 i 2011 r. Negocjuje także z NOC możliwość rozszerzenia licencji na inne bloki.

    Japex

    1

    Odwiert offshore zrealizowany w marcu 2009 r. nie przyniósł odkrycia złoża. Kolejny firma realizuje na lądzie. Jeśli drugi z odwiertów offshore zakończy się porażką, firma zamierza wycofać się z rynku.

    Teikoku (INPEX)

    0

    Firma realizuje 4 odwierty. Z dwóch zrealizowanych do tej pory żaden nie przyniósł odkryć złóż.

    Sonatrach

    0

    Firma rozpoczęła odwierty w połowie 2008 r. W sumie planuje 10 odwiertów. Z dwóch zrealizowanych 1 okazał się sukcesem.

    Chevron Texaco

    0

    Odwiert z I kwartału 2009 r. nie przyniósł odkryć. Drugi planowany jest na rok 2010 lub później.

    Oil India

    0

    Firma zaplanowała 2 serie wierceń po 2 odwierty. Rozpoczęcie robót w październiku 2009 r.

    Woodside

    0

    Firma rozpoczęła operacje w 2006 r. planując 20 odwiertów onshore i 4 offshore. Dokonano 5 odkryć małych złóż. Umowa EPSA kończy się w listopadzie 2009 i firma ma zamiar zakończyć działalność w Libii.

    Turkish Petroleum (TPOC)

    2

    Do tej pory bez sukcesu zakończyła się akcja 6 wierceń. Dodatkowe jedno zaplanowano w 2009 r. Kolejne 7-8 odwiertów w latach 2009-2010.

    Tatneft

    1

    Firma zrealizowała projekt sejsmiczny. 18 odwiertów zostanie zrealizowane do końca 2012 r.

    Hess

    0

    b.d.

    CNPC Int (Chinese Petroleum)

    0

    Firma niedawno przejęła aktywa kanadyjskiej spółki Verenex

    CPC Corporation (Tajwan)

    0

    Firma zrealizowała prace sejsmiczne i w IV kwartale 2009 r. planuje rozpocząć 3 odwierty

    Joint Oil

    0

    b.d.

    ONG Videsh

    0

    Trwają prace sejsmiczne. Warunki licencyjne nakładają na firmę obowiązek realizacji 2 odwiertów - 1 onshore i 1 offshore.

    PGNiG

    0

    Firma zrealizowała kontrakt sejsmiczny i przygotowuje się do odwiertów. Początek prac w 2010 r.

    Nippon Oil Expolration (NOEX)

    0

    Na rok 2009 zaplanowano 2 odwierty offshore. Oba nie doprowadziły do odkrycia złóż. Firma przerwała na razie prace eksploracyjne.

    INPEX

    1

    Wykonano plan 2 odwiertów w 2008 r. Na rok 2009 firma zaplanowała 3 odwierty onshore.

    Tab.3: Opracowanie własne na podstawie dostępnych danych.

     

         Największe zobowiązania licencyjne w Libii posiada brytyjskie BP. Jego obszar koncesyjny offshore w zatoce Wielka Syrta równy jest powierzchni Kuwejtu, zaś koncesja lądowa w basenie Ghadames powierzchniowo jest zbliżona do obszaru Belgii. Koncesja BP nakładająca na firmę obowiązek poniesienia nakładów inwestycyjnych w wys. ponad 1 mld USD jest największą jaką kiedykolwiek udało się wylicytować.
    Wydobycie ropy naftowej w podziale na firmy kształtowało się w roku 2008 następująco:

    Firma

    tys. b/d

    Ageco / NOC

    512,5

    Oasis / NOC

    533,1

    Occidental / OMV / NOC

    28,4

    Agip

    255,8

    UMM Jawaby / Sirte / NOC

    85,3

    Wintershall

    113,7

    NOC, inne

    192,7

    Tab.4. Źródło: Annual Statistical Bulletin 2008. OPEC.
    UWAGA: Nie wszystkie firmy udostępniają dane o wydobyciu.
    Największymi odbiorcami libijskiej ropy naftowej są obecnie kraje Unii Europejskiej. Struktura geograficzna eksportu ropy naftowej z Libii z 2008 r. przedstawiała się następująco:
    Rys. 3. Źródło: Annual Statistical Bulletin 2008. OPEC.

     

         Wśród krajów europejskich największymi odbiorcami libijskiej ropy w 2008 r. były: Włochy (488,3 tys. b/d), Niemcy (207,8 tys. b/d), Francja (139, 4 tys. b/d), Hiszpania (118, 6 tys. b/d), Szwajcaria (71,6 tys. b/d), Wlk. Brytania (46,3 tys. b/d), Austria (18,3 tys. b/d), Holandia (11,8 tys. b/d). Całkowita wielkość eksportu w 2008 r. wyniosła w Libii ok. 1,4 mln b/d. W przypadku gazu ziemnego, libijski eksport tego surowca osiągnął w 2008 r. poziom 10.400 tys. m3.
    Downstream
         Zdolności przerobowe libijskiego przemysłu rafineryjnego od 2000 r. pozostają niezmiennie na poziomie 380 tys. baryłek dziennie. Szansą na zwiększenie potencjału produkcyjnego w tym sektorze jest rozpoczęcie fazy implementacji programu inwestycyjnego wartości 54,4 mld USD, którego celem jest modernizacja i rozbudowa dwóch ośrodków przemysłowych w rejonie Zatoki Wielka Syrta na potrzeby sektora ropy naftowej i gazu oraz chemicznego. Program zakłada utworzenie w związku z tym projektem 32 tys. miejsc pracy w ciągu najbliższych 15 lat oraz przyciągnięcie miliardów dolarów kapitału w postaci bezpośrednich inwestycji zagranicznych. Piętnastoletni plan realizacji projektu przewiduje kompletny remont istniejącej infrastruktury przemysłowej ośrodków Ras Lanuf i Marsa El Brega oraz zakłada budowę urządzeń do produkcji energii, rafineryjnych, petrochemicznych, infrastruktury do eksportu gazu, a także części mieszkaniowej. Państwowy Economic and Social Development Fund posiadający udziały we wszystkich libijskich przedsięwzięciach downstreamowych zamierza zrealizować projekt w trzech 5-letnich fazach. Pierwsza rozpocznie się w 2010 r. Plany modernizacji kompleksów Ras Lanuf i Marsa El Brega zapowiadane były przez Libijczyków od lat 1980-tych. Na przeszkodzie stanęło wówczas embargo nałożone na Libię w 1986 r. W planach jest również budowa rafinerii Melita, choć do tej pory władze libijskie nie ujawniają detali związanych z tym projektem.

     

    Poniższa tabela prezentuje potencjał przerobowy rafinerii na terenie Libii w 2008 r.:

    Rafineria

    tys. b/d

    Zawia

    120

    Marsa El Brega

    10

    Ras Lanuf

    220

    Tobruk

    20

    Sarir

    10

    RAZEM

    380

    Tab.5. Źródło: Annual Statistical Bulletin 2008. OPEC.

     

    Marsa El Brega
    Zakłady w Marsa El Brega produkujące amoniak i mocznik poddane zostaną wkrótce modernizacji. W tym celu NOC zawiązała joint venture z norweskim producentem nawozów sztucznych Yara International i państwowym libijskim funduszem inwestycyjnym Libyan Investment Authority (LIA). Powołano nowy podmiot Lifeco (Libyan Norwegian Fertiliser Company), w którym partner norweski ma 50% udziałów, zaś NOC i LIA po 25%. Projekt rozwoju zakładów będzie fazowany. Pierwszy etap przewiduje optymalizację i unowocześnienie instalacji produkujących ok. 900 tys. ton mocznika i 150 tys. ton amoniaku rocznie. W drugim etapie zdolności produkcyjne zakładów mają zostać podniesione do "skali światowej", jakkolwiek etap ten uzależniony jest od dostępności gazu z nowych złóż oraz innych czynników o charakterze ekonomicznym.
    Ras Lanuf
    Kompleks będący największą libijską rafinerią zarządzany był do tej pory przez państwową firmę Rasco (Ras Lanuf Oil and Gas Processing Company). Państwo okazało się zbyt mało operatywnym właścicielem, by doprowadzić do rozpoczęcia procesów modernizacyjnych, dlatego władze Libii zdecydowały się na zawiązanie joint venture z podmiotami prywatnymi. Tak powstało Lerco (Libyan Emirates Refinery Company), w którym połowę udziałów ma libijska NOC, a pozostałe 50% należy do spółki Tristar, która powstała jako joint venture podmiotów ze Zjednoczonych Emiratów Arabskich - TransAsia Gas International i Star Petro Energy (obie firmy są spółkami zależnymi Al-Ghurair Investment Group należącej do rodziny Al-Ghurair). Lerco będzie właścicielem, operatorem i podmiotem odpowiedzialnym za modernizację zakładu. W zakres modernizacji wchodzi budowa instalacji do produkcji oleju napędowego z przeznaczeniem na rynki europejskie.
    Zawia
    Rafineria w Zawii (Azzawia Oil Refining Company) w pobliżu Trypolisu jest drugą co do wielkości rafinerią w Libii. NOC wciąż poszukuje inwestorów gotowych podjąć się modernizacji i rozbudowy kompleksu. Wedle niepotwierdzonych informacji ABB zdobyło kontrakt na modernizację systemów kontroli i pomiarów w zakładzie w Zawii. Sam projekt modernizacji przewidywany jest do realizacji w dwóch etapach. Faza pierwsza obejmie zwiększenie wydajności instalacji do produkcji etyliny oraz poprawę parametrów jakości produkcji oleju napędowego. Druga faza przewiduje z kolei dalsze zwiększenie wydajności instalacji do produkcji etyliny oraz wydajności instalacji do produkcji pozostałych frakcji. W ramach modernizacji inwestor przeprowadzi także rozbudowy zakładu produkcji smarów i terminalu morskiego. Wartość projektu szacowana jest na 1,5 mld USD.
    Projekt Melita
    Projekt budowy nowej rafinerii (200 tys. b/d) planowany jest przez państwową firmę Zorco (Zwara Oil Refinery Company) będącej spółką zależną Tamoil. Wartość projektu ocenia się na 4 mld USD. Przygotowując dokumentację przetargową Zorco współpracuje w zakresie usług konsultingowych z Foster Wheeler Italiana, która to spółka będzie również managerem projektu. Z kolei doradcą finansowym tego megaprojektu będzie HSBC. Rafineria w Melicie ma być pierwszym tego typu zakładem Tamoil w Libii. Ta libijska firma jest bowiem właścicielem kilku rafinerii w Europie, ale nie posiada żadnej w macierzystej Libii.
    Projekt Klesh&Co. Ltd i Libya Africa Investment Portfolio
    Bliżej niesprecyzowany projekt ogłoszony został w 2008 r. przez brytyjską firmę inwestycyjną Klesh& Co. Ltd. Firma zapowiedziała utworzenie joint venture z libijskim państwowym funduszem inwestycyjnym Libya Africa Investment Portfolio, który ma na celu wybudowanie nowego kompleksu przemysłowego składającego się z rafinerii (300 tys. b/d) i huty aluminium (725 tys. t/r). Wartość projektu ocenia się na 8 mld USD.
    Projekt Winfield Resources Ltd.
    Kanadyjska firma Winfield Resources Ltd. ogłosiła w 2008 r. chęć wybudowania nowego kompleksu w Ras Lanuf składającego się z rafinerii (300 tys. b/d), terminalu morskiego, stacji odsalania wody i stacji zasilania. Projekt prawdopodobnie nie dojdzie do skutku z powodu zmiany polityki NOC, która przy modernizacji zakładów rafinacji ropy naftowej skłania się ku zawiązywaniu joint ventures z firmami zagranicznymi. Niezależnie od tego Winfield Resources Ltd. realizuje kontrakt dla rafinerii w Tobruku. Wartość tego kontraktu ocenia się na 250 tys. USD.
         Oprócz rafineryjnej infrastruktury produkcyjnej, Libia wykorzystuje sieć przesyłową produktów petrochemicznych. Poniższa tabela przedstawia system rurociągów transportujących produkty rafineryjne (stan na 2008 r.):

    Trasa rurociągu

    Właściciel lub operator

    Długość (mile)

    Średnica (cale)

    Azzawya / Alfateh

    Elbrega Co

    55

    16

    Azzawya / Alfateh

    Elbrega Co

    55

    10

    Azzawya / Janzour

    Elbrega Co

    34

    8

    Azzawya / Elwettia

    Elbrega Co

    90

    16

    Azzawya / Eljmail

    Elbrega Co

    65

    16

    Tab.6. Źródło: Annual Statistical Bulletin 2008. OPEC.

     

    W ciągu ostatnich 7 lat wolumen produkcji rafineryjnej w Libii kształtował się następująco:
    Rys. 4. Źródło: Annual Statistical Bulletin 2008. OPEC.

     

         Analizując dane z powyższego wykresu widać, że produkcja w 2008 r. zmalała po raz pierwszy od 4 lat. Powodem jest kiepska kondycja starzejącej się infrastruktury. Po raz pierwszy od 4 lat spadł również eksport produktów wytwarzanych przez libijskie rafinerie, co ukazuje poniższy wykres:
    Rys. 5. Źródło: Annual Statistical Bulletin 2008. OPEC.

     

    Poniższa tabela prezentuje z kolei strukturę produkcyjną libijskich rafinerii oraz strukturę konsumpcji produktów rafineryjnych na rynku wewnętrznym w 2008 r.:

    Produkt

     

    tys. b/d

    produkcja

    konsumpcja

    benzyna

    18,2

    64,7

    kerozyna

    34,3

    11,6

    destylaty

    84,4

    88,8

    mazut

    141,2

    42,1

    inne

    84,6

    44,2

    RAZEM

    362,7

    251,4

    Tab.7. Źródło: Annual Statistical Bulletin 2008. OPEC.

     

    Infrastruktura
         Lata zastoju gospodarczego i zahamowanie rozwoju sektora w roku 1986 wraz z embargiem przyczyniły się do powstania dużych deficytów w infrastrukturze. Starzejące się sieci przesyłowe, magazynowe i rafineryjne wymagają pilnej modernizacji i rozbudowy stanowiąc w chwili obecnej przeszkodę w realizacji celów produkcyjnych.
    Sieć przesyłowa
         Sieć przesyłowa składa się z ok. 4.000 km rurociągów łączących pola naftowe z czterema rafineriami i sześcioma morskimi terminalami naftowymi. Wraz z nowymi odkryciami ropy inwestorami w tej branży stają się też międzynarodowe firmy naftowe, które budują nowe rurociągi transportujące wydobywaną ropę. Sieć gazociągów jest dużo mniejsza i składa się z odcinków o łącznej długości 1960 km i przepustowości 13,8 mld m3 gazu rocznie.
         Jedyne możliwości eksportu gazu stwarza istniejący od 2004 r. podmorski gazociąg łączący północno-zachodnią Libię z włoską Sycylią (Greenstream) i stosunkowo stara skraplarnia gazu w Marsa El Brega. Potencjał Greenstreamu będącego wspólnym przedsięwzięciem NOC i włoskiego Eni ma na przełomie 2012 i 2013 r. zostać zwiększony o dodatkowe 3 mld m3 w stosunku do obecnego poziomu wynoszącego 8 mld m3 gazu rocznie. W planach jest też budowa gazociągu, którym płynąć ma do tunezyjskiego miasta Gabes, 2 mld m3 gazu rocznie.
    Poniższa tabela prezentuje infrastrukturę rurociągów naftowych w Libii według stanu na rok 2008:

    Trasa rurociągu

    Właściciel lub operator

    Długość (mile)

    Średnica (cale)

    Ora-Beda gathering / Aseida gathering

    Harouge

    136

    24

    Amal / Ras Lanuf

    Harouge

    2 x 273

    36/30

    Aseida gathering / Ras Lanuf

    Harouge

    88

    30

    Asharara / Az-Zawiyah

    Akakus

    727

    30

    Asharara / Mellitah

    Mellitha Oil and Gas

    727

    30

    Bahi Gathering / Es-Sider

    Waha Oil

    71

    30

    Bahi Gathering / Es-Sider (równoległy)

    Waha Oil

    71

    30

    Bu-Attifel / Intesar

    Mellitha Oil and Gas

    133

    30

    Dahra / Bahi gathering

    Waha Oil

    69

    30

    Dor Marada / Ora

    Harouge

    82

    10

    El-Feel / Asharara

    Mellitha Oil and Gas

    75

    24

    Faregh / Gialo

    Waha Oil

    65

    12

    Gialo / Waha

    Waha Oil

    152

    30

    Hamada / Az-Zawiyah

    rabian Oil

    387

    18

    Hofra / Aseida gathering

    Harouge

    57

    24

    Intisar / Azzuwaytinah

    Zuetina

    220

    40

    Magid / Nafoora

    Arabian Oil

    105

    14

    Messla / Amal

    Arabian Oil

    206

    42

    Nafoora / Amal

    Arabian Oil

    52

    32

    Nasser / Al-Brayqah

    Sirte

    172

    36

    Raguba / Nasser Al-Brayqah line

    Sirte

    88

    20

    Rimal / Bu-Attifel

    Mellitha Oil and Gas

    76

    12

    Sabah / Zella

    Zuetina

    91

    16

    Samah / Dahra

    Waha Oil

    184

    32

    Sarir / Tobruk

    Arabian Oil

    513

    34

    Waha / Samah

    Waha Oil

    64

    24

    Waha / Zaggut

    Waha Oil

    43

    24

    Zaggut / Es-Sider

    Waha Oil

    267

    24

    Zaggut / Samah

    Waha Oil

    35

    24

    Zella / Hofra

    Zuetina

    113

    20

    Tab.8. Źródło: Annual Statistical Bulletin 2008. OPEC.

     

    Sieć gazociągów w Libii kształtowała się w 2008 r. następująco:

    Trasa gazociągu

    Właściciel lub operator

    Długość (mile)

    Średnica (cale)

    Wafa / Mellitah

    Mellitah Oil and Gas

    525

    32

    Bahr Assalam / Mellitah

    Mellitah Oil and Gas

    110

    36

    Mellitah / Gelta (Włochy)

    Green Stream

    540

    32

    Intesar (blok 103A) / Brega

    Zueitina

    207

    42

    blok 103D / blok 103A

    Zueitina

    26

    40

    Bu-Attifel / Intesar

    Mellitah Oil and Gas

    133

    34

    Bouri / Bahr Assalam

    Mellitah Oil and Gas

    20

    10

    Waha / Nasser

    Waha

    110

    24

    Faregh / Intesar (blok 103A)

    Waha

    110

    24

    Brega / Benghazi

    Sirte Oil

    247

    34

    Brega / Khoms

    Sirte Oil

    644

    34

    Khoms / Tripoli

    Sirte Oil

    110

    34

    Tripoli / Mellitah

    Sirte Oil

    115

    34

    Nasser / Brega

    Sirte Oil

    172

    36

    Attahaddy / km 91,5

    Sirte Oil

    25

    30

    km 81,5 / Brega

    Sirte Oil

    82

    30

    Raguba / km 110

    Sirte Oil

    88

    20

    Intesar (blok 103A) / Sahel

    Sirte Oil

    80

    30

    Sahel / km 81,5

    Sirte Oil

    49

    30

    km 91,5 / Brega

    Sirte Oil

    92

    36

    Jakhira / Intesar

    Wintershall

    80

    20

    Tab.9. Źródło: Annual Statistical Bulletin 2008. OPEC.

     

         W ramach realizacji projektów rozwojowych władze Libii postanowiły zainwestować w budowę sieci przesyłowej gazu dla odbiorców indywidualnych. Projekt przewiduje podłączenie do sieci 370 tys. domostw w Trypolisie, Benghazi i Misuracie. Wartość inwestycji ocenia się na 118 mln EUR. Kontrakt realizowany będzie przez Taqa Arabia - joint venture powołane przez libijski państwowy fundusz Economic and Social Development Fund (ESDF) i egipski fundusz Citadel Capital.
    Infrastruktura LNG
         Jedyna istniejąca w Libii skraplarnia gazu ze względu na stan techniczny pozwala na produkcję zaledwie ok. 0,7 mln t/r LNG. Zakład zbudowany w latach 1960-tych należy do Sirte Oil Company będącej spółką zależną NOC. Pomimo porozumienia w zakresie modernizacji kompleksu LNG w Marsa El Brega, prace jeszcze się nie rozpoczęły. Do realizacji pierwszej fazy projektu remontu generalnego, którą wyceniono na ok. 293 mln USD, wybrano Royal Dutch Shell. Realizacja pierwszej fazy pozwoli utrzymać zdolności produkcyjne zakładu na pierwotnym poziomie projektowym przez kolejne 25 lat. Druga faza, wymagająca inwestycji o wartości ok. 350 mln USD, pozwoli zwiększyć poziom produkcji do 3,2 mln t/r, jednak jej implementacja zależeć będzie od nowych odkryć złóż gazu.
         NOC porozumiała się także z Eni co do budowy nowej skraplarni (5 mld m3 gazu rocznie) w północno-zachodniej części Libii, jednak rozpoczęcie budowy jest uzależnione od czynników rynkowych i projekt ma zacząć być realizowany kiedy tylko powstaną możliwości jego komercjalizacji.
    Terminale morskie
         Eksport ropy naftowej tankowcami z Libii realizowany jest poprzez 6 morskich terminali naftowych:
    Es-Sider                       terminal ropy naftowej, przyjmuje tankowce do 250.000 DWT
    Marsa El Brega            terminal produktów rafinerii, LNG i LPG, przyjmuje tankowce do 300.000 DWT
    Tobruk                          terminal ropy naftowej, przyjmuje tankowce do 120.000 DWT
    Ras Lanuf                     terminal ropy naftowej i produktów rafinerii, przyjmuje tankowce do 250.000 DWT
    Zawia                            terminal ropy naftowej i produktów rafinerii, przyjmuje tankowce do 140.000 DWT
    Zueitina                        terminal ropy naftowej, przyjmuje tankowce do 270.000 DWT

     

    Flota morska
         W 2008 r. libijska flota składała się, podobnie jak i w roku poprzednim, z 8 tankowców o łącznej wyporności 627 DWT, oraz dwóch gazowców LNG o łącznej pojemności 7,9 tys. m3.
         Libia złożyła zamówienia na budowę nowych tankowców, które dwukrotnie powiększą potencjał transportowy libijskiej floty naftowej.

     

    Polskie firmy sektora ropy naftowej i gazu w Libii
         Obecnie w Libii działają cztery polskie przedsiębiorstwa sektora ropy naftowej i gazu: Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG), Geofizyka Kraków, Poszukiwania Nafty i Gazu Jasło oraz PBG.
    PGNiG
    Polski narodowy operator działa w Libii za pomocą swojej spółki celowej, zarejestrowanej w Holandii Polish Oil and Gas Company Libya B.V. W grudniu 2007 r., w ramach rundy przetargowej EPSA IV na licencje gazowe firma wygrała przetarg na eksplorację bloków N 113/1 i 2 w basenie Murzuq. W 2010 r. spodziewane jest rozpoczęcie projektu wierceń.
    Geofizyka Kraków
    Spółka należy do grupy kapitałowej PGNiG i od 2006 r. oferuje na rynku libijskim usługi w zakresie sejsmiki. Firma z sukcesem zakończyła duże kontrakty dla Statoil Hydro, Zueitina Oil Company i 2 dla Oil India. W 2009 r. zaangażowana była w realizację projektu badań geofizycznych dla spółki-matki PGNiG.
    Poszukiwania Nafty i Gazu Jasło
    Firma będąca również spółką zależną grupy kapitałowej PGNiG działa w Libii od 2005 r. zajmując się odwiertami onshore. Używa dwóch wiertni świadcząc usługi dla zarówno dla klientów libijskich, jak i międzynarodowych.
    PBG
    Firma oferuje na rynku libijskim usługi geofizyczne z wyłączeniem metod sejsmicznych, w szczególności zaś pomiary grawimetryczne, magnetyczne i magnetoteluryczne. Do tej pory realizowała kontrakty m.in. dla libijskiej Waha Oil.

     

     

    Przyszłość
         Najnowsze prognozy średnioterminowe zakładają, że konsumpcja ropy naftowej w Libii do roku 2013 stanowić będzie 7,78% całości konsumpcji w Afryce, podczas gdy podaż osiągnie poziom 16,61% całości podaży na kontynencie. Ocenia się, że w roku 2013 popyt na surowiec w Libii wzrośnie do 308.000 b/d z poziomu 268.000 b/d w roku 2008.
    Ocenia się, że zużycie gazu wzrośnie z ok. 6,5 mld m3 obecnie do 7,6 mld m3 w roku 2013. Poziom produkcji gazu kształtuje się odpowiednio: 15,9 mld m3 obecnie i 31 mld m3 w roku 2013. Różnica między produkcją a rzeczywistym popytem wskazuje, że potencjał eksportowy Libii osiągnie w ciągu najbliższych 4 lat poziom 23,4 mld m3 gazu rocznie, który powinien wzrosnąć do poziomu 42 mld m3 rocznie w latach 2018-2020.
         Powyższe prognozy powstały w oparciu o twarde dane makroekonomiczne i czynniki obiektywne, jednak biorąc pod uwagę coraz to nowe, zaskakujące decyzje władz libijskich, podejmowanie próby analizy jakiegokolwiek sektora gospodarki w tym kraju wydaje się mało realne, jeśli wręcz nie niemożliwe. Najlepszym przykładem jest tu wiadomość, która rozeszła się szybko i odbiła się głośnym echem wśród firm sektora ropy naftowej i gazu w sierpniu br., kiedy to media doniosły o rezygnacji Szukri Ghanema z szefowania NOC. Analitycy snuli domysły co mogło być przyczyną nagłego przerwania tak błyskotliwej kariery, a w międzyczasie rząd libijski ogłaszał kolejnych szefów Korporacji. Na rynku mediów branżowych pojawiły się opracowania, które podawały domniemane przyczyny odsunięcia Ghanema, kiedy równie niespodziewanie w listopadzie br. Libię obiegła wiadomość o ponownym objęciu stanowiska szefa NOC przez Szukri Ghanema. Za każdym razem zmiany odbywały się oczywiście bez żadnego komentarza mediów lokalnych.
         Przytoczony tu przykład nie jest jedynym, który ukazuje trudności, z jakimi na co dzień borykają się szefowie firm tego specyficznego sektora. Pod koniec 2008 r. władze libijskie poddały firmy presji zwracając się do nich z propozycją (odczytywaną jako propozycja nie do odrzucenia) dokonania wielomilionowych kontrybucji na rzecz bliżej nieznanego funduszu. Z kolei na początku br. dyskurs społeczny w Libii zdominowany był przez temat nacjonalizacji firm sektora ropy naftowej i gazu. Koncepcja taka została nawet zwerbalizowana przez samego płk. Kadafiego. Jeszcze wcześniej strona libijska przeprowadziła renegocjację kontraktów EPSA zmuszając firmy zagraniczne operujące na koncesjach w Libii do przyjęcia mniej korzystnych dla siebie warunków.
         Na sytuację sektora w przyszłości z pewnością największy wpływ będzie miała sytuacja polityczna w Libii. Kluczową kwestią jest tu pytanie co nastąpi po śmierci lub niemożliwości sprawowania władzy przez Muammara Kadafiego. Do przejęcia schedy po ojcu przygotowywani są dwaj synowie - Saif al-Islam Kadafi i Muatassem Kadafi. Przejęcie władzy przez Saifa byłoby dobrym sygnałem dla biznesu, zaś ewentualny udział w sprawowaniu rządów przez drugiego z synów obarczony jest dużą ilością niewiadomych. Nikt jednak nie jest w stanie zagwarantować spokojnej zmiany władzy i dopiero przyszłość pokaże jakie mogą być realne scenariusze w takim przypadku.
         Sytuację sektora ropy naftowej i gazu w Libii kształtować będą 3 determinanty. Pierwszą z nich jest wspomniana już wyżej rzeczywistość polityczna, którą ciężko przewidzieć i właściwie w przypadku odejścia Muammara Kadafiego, każdy scenariusz rozwoju sytuacji jest możliwy.
         Drugą determinantą są niewątpliwie warunki współpracy z lokalnymi instytucjami odpowiedzialnymi za regulacje dla tego sektora. Po ostatnich kilku latach względnie biernej postawy firm naftowych wobec polityki władz krajów takich jak np. Libia względem sektora, międzynarodowe firmy naftowe rozczarowane niskimi cenami ropy naftowej na rynkach, bardzo wyśrubowanymi zobowiązaniami kontraktowymi, które muszą spełnić, a także stosunkowo niewielkimi odkryciami nowych złóż, jak również ciągłą presją ze strony władz Libii zaczynają kontestować zaproponowany model współpracy. Przyczyną takiego stanu rzeczy jest spadek opłacalności produkcji. Renegocjacja kontraktów i pogorszenie warunków umownych odbywała się w czasie szczytów cenowych na światowych rynkach surowców energetycznych. Dziś ceny surowca sięgają 50% ówczesnych poziomów, a warunki kontraktowe nie zostały ponownie dostosowane do sytuacji na rynku. Firmy są aktualnie dość negatywnie nastawione do ewentualnych nowych przedsięwzięć w Libii na proponowanych dotąd warunkach. W ciągu ostatniego okresu pojawiły się nowe możliwości, np. odkrycie olbrzymich złóż offshore'owych w Brazylii, w Zatoce Meksykańskiej czy w Iranie, w związku z czym operatorzy międzynarodowi mogą rozważać inwestycje w licencje poszukiwawcze i wydobywcze w innych krajach, być może na korzystniejszych warunkach niż w Libii. Również sąsiadująca z Libią Algieria po zakończonej fiaskiem akcji przetargowej na licencje, w której warunki okazały się dla operatorów międzynarodowych zbyt maksymalistyczne, zapowiedziała łagodniejsze wymagania w kolejnych przetargach. Reakcję firm obrazuje chociażby liczba działających w Libii wiertni. Po raz pierwszy od 10 lat ich liczba zmalała w tym roku względem roku poprzedniego. Nie jest to zresztą trend dotyczący tylko i wyłącznie Libii. Według szacunków ekspertów realne nakłady na rozwój infrastruktury wydobywczej w ujęciu globalnym zmaleją w tym roku o 20%. Problem pogłębia jeszcze wciąż obniżający się potencjał produkcyjny dotychczas eksploatowanych złóż. W przypadku złóż eksploatowanych przez spółki zależne NOC, tempo spadku wynosi obecnie 7 procent rocznie. NOC chce rozwiązać problem naciskając na firmy aby rozpoczęły stosowanie technologii wspomagania wydobycia ropy (EOR - ang. Enhanced Oil Recovery). Szybki rozwój coraz to nowszych i bardziej zaawansowanych technologii EOR stwarza szanse na ponowną eksploatację zamkniętych już wcześniej szybów wydobywczych, jednak wymaga dużych nakładów finansowych.
         Trzecią wreszcie determinantą jest sam rynek i to, w jaki sposób będą się kształtowały popyt i podaż węglowodorów w najbliższej przyszłości. Największy wpływ na wzrost popytu na ropę naftową w przyszłości będzie miał przemysł transportowy (ok. 60% całkowitego wzrostu zapotrzebowania). Szacuje się, że do 2030 r. w krajach rozwijających się współczynnik własności pojazdów wzrośnie z 31 samochodów na 1000 osób do 87 samochodów na 1000 osób, w krajach OECD zaś do 530 pojazdów na 1000 osób. W ujęciu geograficznym największym kreatorem popytu na paliwa będzie w perspektywie do 2030 r. region Azji i Pacyfiku, głównie Chiny.
         Średnioterminowe prognozy OPEC mówią o nieznacznym globalnym wzroście zapotrzebowania na ropę naftową (zaledwie o 1 milion baryłek dziennie w latach 2008-2013). Oczywiście tak niskie poziomy wzrostów związane są ze skutkami światowego kryzysu gospodarczego. Spadek popytu automatycznie przekłada się na niskie ceny, a te z kolei na rentowność i przepływy pieniężne. Obniżenie rentowności jest już zauważalne chociażby w postaci spowolnienia akcji wierceń. Raport OPEC przewiduje, że handel ropą osiągnie poziomy z roku 2007 dopiero ok. roku 2015, zaś aż do 2030 dalsze wzrosty będą bardzo powolne (zaledwie o 9 mln baryłek dziennie więcej niż w 2007 r.).
         W świetle tych prognoz pozycja Libii słabnie. Monogospodarka w olbrzymim stopniu uzależniona od jednego sektora nie ma szans na tak szybki rozwój, jak jeszcze do niedawna zakładali kreatorzy libijskiej ekonomii. Ambitne plany zwiększenia produkcji opracowywane w czasie ciągle rosnących cen paliw i dynamicznie rozwijającej się gospodarki światowej zderzyły się dziś z trudną rzeczywistością globalnej recesji gospodarczej i znaczących spadków cen ropy naftowej. Celem NOC było zwiększenie produkcji do poziomu 3,5 mln baryłek dziennie do 2020 roku, co pokazuje poniższy wykres:
    Rys. 6: Plan zwiększenia produkcji ropy naftowej w Libii. Opracowanie własne.

     

    Równie ambitne plany związane były z produkcją gazu ziemnego, co obrazuje poniższy wykres:
    Rys. 7: Prognoza produkcji gazu w Libii. Opracowanie własne.

     

         Aby osiągnąć zakładane cele produkcji ropy naftowej NOC ocenia, iż każdego roku niezbędne będą nakłady prowadzące do min. 50 odwiertów eksploracyjnych rocznie oraz przeprowadzenie badań sejsmicznych na powierzchni co najmniej 4.000 km2 (3D) i 10.000 km2 (2D), jak również potężne inwestycje w modernizację starzejącej się infrastruktury. Eksperci Międzynarodowej Agencji Energii szacują wartość tych inwestycji na 41 mld USD i sceptycznie wyrażają się o możliwości osiągnięcia zakładanego poziomu produkcji 3,5 mln b/d w 2020 r., przesuwając tę perspektywę na rok 2030. Stan sektora w roku 2009 i mało korzystne perspektywy jego rozwoju w najbliższych latach pozwalają sądzić, że ten ambitny plan musi zostać zweryfikowany. Najnowsze średnioterminowe prognozy Międzynarodowej Agencji Energii mówią o osiągnięciu poziomu 1,94 mln b/d w 2013 r. i 2 mln b/d rok później.
    Pomimo posiadania olbrzymich rezerw walutowych władze Libii dążą do realizacji projektów w sektorze poprzez inwestycje zagraniczne. Strategia ta będzie się sprawdzała dopóki partnerzy zagraniczni będą widzieli w tym swój interes. Przykład części upstreamowej sektora i jego kondycja w 2009 r. pokazuje, że część dotychczasowych partnerów NOC zaczyna rozważać inne możliwości. Oczywiście jest jeszcze zbyt wcześnie, żeby mówić o porażce tej strategii, lecz warto niewątpliwie uważnie obserwować mało optymistyczne sygnały płynące od jakiegoś czasu z rynku.
         Downstream ma dobre perspektywy na rozwój, szczególnie że lata niedoinwestowania obnażyły słabość infrastruktury przesyłowej, magazynowej i produkcyjnej. Z pewnością w fazę implementacji wejdą projekty rozbudowy i modernizacji, a także budowa nowych rafinerii. Z perspektywy wymagań rynku musi nastąpić znaczna modernizacja infrastruktury LNG oraz zwiększenie potencjału zakładów chemicznych opierających swą produkcję na gazie ziemnym. Pamiętać jednak należy, że operacje downstreamowe są funkcją działalności w upstreamie i bez nowych odkryć znaczących złóż może się okazać, że zwiększanie potencjału przerobowego przemysłu rafineryjnego w Libii będzie bezzasadne. Lata 2010-2011 będą dla sektora krytyczne, gdyż to właśnie na ten okres przypadnie największa liczba wierceń i ewentualnych nowych odkryć.
    Źródła:
    1. African Energy. Libya. Issue 168.
    2. African Energy. The Libya Oil and Gas Handbook 2009/2010.
    3. OPEC Annual Statistical Bulletin 2008.
    4. OPEC World Oil Outlook 2009.
    5. The Economist Intelligence Unit. Country Report Libya, July 2009.
    6. The Report. Libya 2008.
    7. http://en.noclibya.com.ly
    8. http://www.libyaninvestment.com
    9. Dane własne placówki.
    10.  

    Opr. Maciej Kubicki, II Sekretarz ds. ekonomicznych.

    Drukuj Drukuj Podziel się treścią: