Zarządzanie złożami na Alasce

Wstęp

Specjalnie dla czytelników CIRE wymyśliłem temat, który nie będzie dotyczył naszych polskich sporów o rynek gazu. Z tego powodu wybrałem Alaskę, gdzie dramatyczne zmiany zachodzące niemal co roku pozwalają spojrzeć wprost na mechanizmy władzy. W Polsce wiele spraw jest na tyle niebezpiecznych, iż prawie nikt nie może powiedzieć prawdy np. w jakim stopniu i czyje polecenia wykonywał. Wiele osób, które teoretycznie były autorami określonych decyzji co do rynku gazu nie miało tak naprawdę nic do powiedzenia gdyż zapadały one w zupełnie innych gabinetach, a prawdziwi decydenci tylko niekiedy mogli być zauważeni w tylnich szeregach elit władzy 1. Rząd federalny oraz politycy ze stanu toczą między sobą walkę o kontrolę i uruchomienie (lub zablokowanie wydobycia) odkrytych wiele lat temu zasobów ropy i gazu. Opisany dalej wyrok sądu apelacyjnego ze stycznia 2014 jest logicznym skutkiem wielu posunięć każdej ze stron. Zagrożone strony zaczynają gromadzić dokumenty potwierdzające, że „oni chcieli dobrze”, a zawinił ktoś inny.

W USA sektor naftowy i powiązane z nim lobby oraz politycy są od lat elementem „grupy trzymającej władzę”. Wpływy te sięgają ponad i do wnętrza obu partii politycznych. Jesienią 2013 roku przewodniczący komisji finansów w Senacie USA, senator Baucus demokrata ze stanu Montana opublikował (bez zgody całej komisji finansów) kontrowersyjny autorski projekt istotnych zmian w prawie podatkowym. W ramach swojej propozycji chciał zlikwidowania znacznych przywilejów podatkowych jakie w USA ma eksploatacja niedużych złóż ropy i gazu (przywileje dotyczą amortyzacji kosztów poszukiwań i urządzeń wiertniczych oraz kwestii zaliczania podatkowo nieudanych odwiertów) 2. Projekt reformy podatkowej był prowadzony od dłuższego czasu ale w kilku istotnych sprawach komisja nie mogła się dogadać więc senator, bez zgody komisji dokonał publikacji jednej ze spornych wersji ustawy 3. W ciągu dwóch miesięcy prezydent Obama „nakłonił” senatora Baucusa do rezygnacji z prac w Senacie i … wysłał jako ambasadora do Chin. Oficjalne pożegnanie z Senatem po 40 latach działalności politycznej odbyło się 6 lutego 2014 roku. 4 Odsunięcie senatora było więc wynikiem jego jesiennych działań, które uderzały m. in. w nowe inwestycje w sektorze „łupkowym” i zagrażały perspektywom wyborczym wielu kongresmenów i senatorów tej samej partii w najbliższych wyborach. Propozycje p. Baucusa spowodowałyby, iż budowane za miliardy dolarów kolejne terminale do eksportu LNG z południowych stanów USA stałyby się bankrutami.5 Kontratak jego przeciwników okazał się być skutecznym.

W samym stanie Alaska wpływy polityczne sektora naftowego są też spore gdyż praktycznie 80 % dochodów jest bezpośrednio lub pośrednio skutkiem realizacji projektów wydobywczych. Z ok. 2,8

1 W powieści B. Hrabala „Pociągi pod specjalnym nadzorem” jest opis, iż realna kolejność peronów jest zupełnie inna niż myślą pasażerowie, peron 1 jest piąty, peron 2 jest trzeci, peron 3 jest pierwszy itd. itp. 2 http://www.finance.senate.gov/newsroom/chairman/release/?id=536eefeb-2ae2-453f-af9b-946c305d5c93 3 Propozycja skutkowałaby większym obciążeniem podatkowym w stanach „łupkowych” a dawałaby więcej środków na programy federalne realizowane w stanach „niełupkowych”. 4 http://www.finance.senate.gov/newsroom/chairman/release/?id=34398a65-ff19-4ba3-a09a-749f50779e57 . Senator Baucus miał i tak zakończyć karierę w senacie ale dopiero po wyborach na jesieni 2014 roku, stąd jego wcześniejsze odejście było znamiennym rezultatem jego działań. 5 W USA zdecydowana większość wydobycia gazu łupkowego jest realizowana przez firmy korzystające z ulg, które chciał zlikwidować senator Baucus. Firmy te zwykle działają tylko 7-10 lat a dla nowych złóż zakładane są nowe podmioty. W razie przyjęcia jego propozycji aktywność w tej dziedzinie spadłaby przynajmniej trzykrotnie już za 3-5 lat. 1 mld dolarów w roku budżetowym 2013, które wpłynęły do dep. ropy i gazu na Alasce tylko ok. 2 % powstaje z opłat za wydobycie gazu a ok. 96 % tej kwoty powstaje z tytułu podatków nałożonych na wydobycie ropy na obszarze północnej Alaski.

Stan Alaska wydał już (ze swojego budżetu i z budżetu federalnego) ponad kilkaset mln dolarów na konsultantów 6, a jest w stanie „przedzawałowym” jeśli chodzi o zaopatrzenie w gaz 7. Ponadto od roku 1960, na terenach złóż gazu w północnej Alasce wydano miliardy dolarów na badania, które pokazały możliwości techniczne, nadal jednak jest daleko od rozwiązania realnego, tzn. dostarczenia gazu do południowej Alaski. Tylko zapłacone opłaty koncesyjne za działki na morzu (Chukchi Sea) wyniosły 2,5 mld dolarów, a może się okazać, iż będą to bezwartościowe licencje.

W artykule pokazuję takie zagadnienia (w uproszczeniu):

A. Obecność złóż na północy Alaski, zarówno ropy naftowej jak i gazu jest potwierdzona; B. Złoża gazu na południu Alaski są coraz trudniejsze do wydobycia, w 2011 wydobycie spadło tak bardzo, iż wyłączono zarówno produkcję nawozów (już od roku 2008)8 jak i wstrzymano eksport do Japonii (ostatnie kilka statków wyeksportowano w 2011 i 2012). Teoretycznie złoża na południu Alaski są jeszcze dostępne ale są to złoża jeszcze nie odkryte. Szacuje się, iż być może 4000 BCf będzie w tym rejonie do wydobycia ale cena za taki gaz powinna być „europejska” czyli wyższa niż obecnie płacą odbiorcy na Alasce.9 Po koniec 2013, ze względu na pojawienie się niewielkiej nadwyżki gazu trwa dyskusja jak z nią postępować i czy właściciel zakonserwowanego terminalu LNG wznowi działanie tego obiektu 10 . C. Jest niewystarczające wydobycie ropy na obszarze północnej Alaski co powoduje spadek dochodów stanu i zagraża działaniu rurociągu TAPS; D. Eksploatacja północnych złóż jest blokowana przez opisany dalej wyrok ze stycznia 2014; E. Z powodu braku możliwości transportu gaz na północy Alaski nie jest wydobywany od 1977 roku (poza zużyciem na miejscu na cele tłoczenia ropy naftowej i na cele powtórnego zatłaczania go do złóż); F. Koszty transportu gazu z północy na południe Alaski są na tyle wysokie, że ich pokrycie wymaga dofinansowania;

6 W tym wydał 500 mln dolarów zwrotu kosztów dla jednego z podmiotów organizujących projekt budowy gazociągu 7 W chwili obecnej południowa Alaska posiada tylko krótkoterminową umowę na dostawy gazu na okres ok. 4 lat z nowego obszaru wydobywczego oraz posiada dostęp do eksploatowanych już od dawna złóż, które zakończą swoje wydobycie w ciągu najbliższych 8-12 lat. 8 Właściciel fabryki nawozów firma Agrium podała w październiku 2013, iż rozpoczyna starania o szereg pozwoleń dla wznowienia działalności tej firmy i negocjuje kontrakty z firmami, które poszukują złóż gazu w rejonie południowej Alaski. 9 Raport z 2004 roku szacował potrzebne nakłady na odkrycie i udostępnienie ok. 1500 BcF w rejonie Cook Inlet na co najmniej 6 mld dolarów. Dałoby to dodatkowe zasoby równe ok. 8 – 10 letnim potrzebom południa Alaski. Raport „South-Central Alaska Gas Study” sporządzony w czerwcu 2004 dla US Department of Energy w ramach kontraktu DE-AM26-99FT40575. 10 Na początku 2012 roku terminal eksportowy Kenai LNG wstrzymał działanie z powodu braku gazu dla rynku wewnętrznego. Jednak już w II połowie 2013 roku władze stanu Alaska zawnioskowały aby właściciel wystąpił od nowa o licencję eksportową (która wygasła). Wystąpienie o zgodę na eksport po 20 BcF rocznie przez dwa lata złożono w grudniu 2013. Okazało się, iż odkryto nowe złoża na południu Alaski a firma Hilcorp Energy zagwarantowała dostawy gazu przynajmniej do 2018 roku. Odkryto te nowe złoża na polu wydobywczym sprzedanym jej kilka lat wcześniej przez firmy Chevron i Maraton Oil. W tej sytuacji inni inwestorzy podjęli decyzje o wstrzymaniu prac wydobywczych w rejonie południowej Alaski gdyż nie mają możliwości zbytu ani eksportu jako LNG. Zatem stan Alaska próbuje wznowić działanie tego terminala LNG http://www.alaskajournal.com/Alaska-Journal-of-Commerce/September-Issue-3-2013/State-asks- ConocoPhillips-to-reopen-idle-Kenai-LNG-plant/ 2

G. Zamiast zorganizować transport gazu wraz z przyznawaniem koncesji (około roku 1975) politycy pozwolili na „czasowe zatłaczanie” gazu z powrotem do złóż, co generowało koncernom wyższą zyskowność z Alaski. Gdyby te koncerny w latach ’70-tych musiały zainwestować w gazociąg (lub terminal do eksportu LNG) to ich zyski byłyby mniejsze – federalny organ koncesyjny „zapomniał” o tym i tak powstał największy magazyn gazu na świecie, który nie jest podłączony do żadnego odbiorcy 11 ; H. Jednocześnie od 40 lat politycy podejmowali decyzje o zużywaniu „południowego gazu” i jego eksportowaniu, przez co zostawili teraz Alaskę południową bez istotnych rezerw gazu w udokumentowanych złożach. 12 Istnieją zasoby ale są one w obszarach jeszcze nie zbadanych, a zatem wymagających nowych nakładów inwestycyjnych. Nie jest też jasne jakie będą ceny tego nowego gazu; I. Obecni politycy stanowi chcą współfinansować oszczędnościami obywateli Alaski budowę nowego gazociągu. Przy okazji zamiast zbudować MAŁY gazociąg wyłącznie na potrzeby bezpieczeństwa energetycznego południowej Alaski chcą zbudować DUŻY gazociąg i „odjechać” z gazem do Japonii (nawet w ilości 3,5 - 4 BcF dziennie). Ta decyzja za 20 - 25 lat może skutkować tym, iż południowa Alaska znowu zostanie bez gazu; J. Poprzedni politycy stanu Alaska próbowali w okresie od 2005 roku odebrać niewykorzystane koncesje na ropę i gaz z terenów na północy Alaski. To działanie (mające znamiona wywłaszczenia) zostało przerwane dopiero w roku 2012 ale miało skutki polityczne i spowodowało wieloletnie opóźnienie w przygotowaniu projektów; K. Przez „nieudolność” urzędników federalnych organizacje ekologiczne oraz pewna grupa obywateli Alaski unieważnili kluczową procedurę środowiskową dla złóż ropy naftowej, z których można by wydobyć ropę o wartości 1100 mld dolarów. Należy jednak podejrzewać, że rząd federalny jest zadowolony z tej sytuacji gdyż sam przy okazji wielu innych projektów wydobywczych na Alasce używa ekologii jako metody blokowania inwestycji – politycy szczebla federalnego są pod dużym naciskiem opinii publicznej innych stanów USA, która domaga się objęcia Alaski jak najściślejszą ochroną środowiska.; L. Wielu obywateli Alaski, choć zarabia w koncernach wydobywczych, po cichu dopinguje ekologów aby zablokować zbyt duże wydobycie, chcą aby było ono mniejsze a zatem realizowane w długim okresie. Koncerny chciałby zrealizować wydobycie szybko czyli np. w 15 – 20 lat, a nie przez okres następnych 100 – 150 lat; M. Wartość firmy dystrybucji gazu w południowej Alasce (ENSTAR), pomimo opisanych kłopotów wzrosła z kwoty 290 mln USD w roku 1999 do 1,1 mld USD w 2012 roku (średnio ok. 8.000 USD za każdego z ok. 130.000 odbiorców) 13 ;

Powstała sytuacja doprowadzi do wyciągnięcia od obywateli Alaski ich oszczędności. Odpowiadają za to m.in. politycy dający koncesje ok. 50 lat temu, za co teraz komuś przyjdzie zapłacić rachunek . Alaska od lat dostarcza znacznych środków do budżetu federalnego i wielokrotnie spłaciła koszty jej zakupu od cara Rosji.14 Alaska dostarczając duże ilości ropy naftowej pośrednio pozwoliła na

11 W Polsce jest obowiązek zagospodarowania wszystkich kopalin towarzyszących. Na Alasce nie było takiego wymogu na początku lat 70-tych, zatem zezwolono na oddzielanie i zatłaczanie gazu z powrotem do złóż. 12 http://www.alaskastar.com/Alaska-Star/February-Issue-4-2013/Alaska-running-on-empty/ 13 W tych dwóch latach firma ta była przedmiotem transakcji sprzedaży, stąd można porównać zmiany jej wartości. 14 Polskie powstanie styczniowe było jedną z dwóch przyczyn sprzedaży Alaski przez Rosję. Car Aleksander II, który wyczerpał się finansowo na pokrycie kosztów zdławienia powstania, nie miał środków na opłacenie swoich faworytów i kochanków. W tym czasie miał też do spłacenia duży dług zaciągnięty w bankach w USA na sfinansowanie odszkodowań za reformę rolną w 1861 roku, których płatność właśnie była wymagalna. http://en.wikipedia.org/wiki/Alaska_Purchase . Zaoferował Alaskę najpierw Kanadzie (ale ta nie była zainteresowana) więc sprzedał ją USA. Częścią transakcji było deportowanie z USA do Rosji kilkunastu 3 zmniejszenie cen płaconych przez USA za import. Również z przyczyn czysto militarnych posiadanie Alaski było kluczowe przez dziesięciolecia zimnej wojny i sam fakt, że nie była wtedy w posiadaniu ZSRR zaoszczędził USA miliardy dolarów dodatkowych wydatków na obronę. Nawet obecna produkcja tylko 200 mln baryłek ropy rocznie z Alaski to kwota 20 mld dolarów z czego realnie (bezpośrednio oraz pośrednio jako zarobki mieszkańców stanu) pozyskiwane jest ok. 30 %.

Budżet Alaski

Poniższa tabela pokazuje jak Alaska jest uzależniona od dochodów z przemysłu wydobywczego:

Rok 2013 Rok 201 2 Rok 2011 zrealizowane dochody w milionach dolarów w danym roku budżetowym Podatki z ropy i gazu 15 397 2,7 6131,6 4606,1 Podatki dochodowe 541,4 571,8 573,0 firm wyd. ropę i gaz Inne dochody z korpor. 112,5 98,5 157,7 podatki z nier uch. 99,3 215,4 184,2 wydobywczych (ropa i gaz) Inne dochody 332,8 335,4 345,2 Suma dochodów 5058,7 16 7352,7 5866,2

Warto wiedzieć, że Alaska nie ma w ogóle własnego podatku dochodowego od osób fizycznych ani nie nakłada własnego podatku od sprzedaży (typu VAT). Stąd takich pozycji nie ma w budżecie tego stanu. 17 Podatek od firm „nie wydobywczych” jest maksymalnie na poziomie ok. 9,5 % i jak widać stanowi to ułamek dochodów (ok. 112,5 mln dolarów w 2013).

Budżet stanu Alaska dostaje także corocznie ok. 2,9 mld dolarów dotacji z budżetu federalnego co razem z innymi dochodami z funduszy pozabudżetowych pozwala osiągnąć poziom wydatków rzędu 10,7 mld dolarów planowanych w roku budżetowym 2014 czyli średnio 21400 dolarów na statystycznego „certyfikowanego” obywatela tego stanu. Ponadto na terenie Alaski wydatkowane są znaczne kwoty z tytułu wydatków militarnych, z których część też poprawia koniunkturę gospodarczą oraz daje pracę na terenie tego stanu.

Umowa z 16 stycznia 2014

16 stycznia 2014 stan Alaska podpisał umowę z firmą TransCanada oraz z firmami Exxon Mobil Corp, BP PLC, ConocoPhillips na budowę gazociągu o długości 800 mil wraz ze skraplaniem gazu na południu Alaski. Umowa wymaga jednak ratyfikacji przez organy ustawodawcze stanu Alaska, co wciąż jest niepewne. Nawet po jej wejściu w życie nie wiadomo kiedy i za jakie środki rurociąg będzie uciekinierów polskich z Rosji i był to jedyny znany przypadek w historii, gdy osobę prześladowaną politycznie deportowano z USA do kraju reżimu w zamian za transakcję handlową z tym reżimem. 15 W tej kwocie są też obowiązkowe transfery do CBRF (Constitutional Budget Reserve Fund). Z kwoty 3,9 mld dochodów wprost z departamentu ropy i gazu wpływa 2,8 mld dolarów a pozostałe zbierają inne departamenty. http://dog.dnr.alaska.gov/Publications/Documents/AnnualReports/2013_Annual_Report.pdf 16 Plan dochodów w tej pozycji był nawet 7,5 mld dolarów ale nie został zrealizowany. Plan w budżecie 2014 został założony na bardziej realnym poziomie 6,2 mld dolarów ale są wątpliwości co do jego realności przy obecnych cenach ropy naftowej. 17 http://www.tax.alaska.gov/programs/documentviewer/viewer.aspx?1038r 4 zbudowany, albowiem pewne jest, że np. procedury środowiskowe będą podważane. Niewiadomą jest również to, czy formuły cenowe oraz zasady zmuszające stan Alaska do zapłaty poważnej części ewentualnych strat na tym projekcie zostaną zaakceptowane.

Ogólne zasady umowy z 16 stycznia 2014 są następujące. Rurociąg o długości 800 mil wraz z urządzeniami do skraplania LNG będzie kosztował ponad 50 mld dolarów (osiem razy więcej niż ciągle dyskutowany rurociąg Keystone XL do transportu ropy kanadyjskiej na południe USA). W niektórych źródłach wskazano już (koniec 2013) oszacowanie na poziomie 65 mld dolarów. Budowa miałaby trwać sześć lat od obszaru North Slope (północna Alaska) wraz drogami, nowym portem i urządzeniami do skraplania gazu. Konsorcjum Trans-Canada, Exxon Mobil oraz stan Alaska mają wyłożyć kapitał na ten projekt. Stan Alaska ma wydać z własnych środków 12,5 mld dolarów dostając 20-25 % udziałów w projekcie. 18 TransCanada ma dostarczyć 50 % a Exxon 25 % kapitału. Celem jest odblokowanie wydobycia gazu na północy stanu oraz dostarczenie taniego gazu dla ok. 400.000 obywateli Alaski zamieszkujących południową część stanu. Dla południowej Alaski wystarcza 140 BcF rocznie podczas gdy nowy gazociąg ma tłoczyć 3,5 – 4 BcF dziennie. Zatem ok. 90 % zdolności przesyłowej gazociągu jest na cele eksportu gazu.

Nawet jeśli Alaska straci część zainwestowanego kapitału (bo koszty budowy będą wyższe) to odzyska je w postaci opłat i podatków od wydobycia gazu. Jednak gazociąg spłaci się w pełni dopiero wtedy gdy nie tylko będzie przez niego przesyłany gaz ze złóż odkrytych w latach 70-tych ale także o ile będzie nim płynął „dodatkowy gaz” z nowo eksploatowanych złóż. Jeśli uda się uruchomić nowe złoża na północy (poza już odkrytymi) to nowy gazociąg może nawet działać przez 50 – 60 lat.

Dlaczego gaz na południe ?

Większość mieszkańców Alaski mieszka w jej południowej części ale tak naprawdę zużywali na własne potrzeby tylko część wydobytego tam gazu. Struktura zużycia nie zmieniała się zasadniczo przez ostatnie 40 lat, poniżej przykłady:

rok Struktura zużycia rocznie w BcF 1972 Produkcja energii elektrycznej 20,0 19 Ogrzewanie 9,5 tłoczenie ropy 11,2 (tylko zużycie na północy), nawozy 21,6 LNG 60,0 1978 Produkcja energii elektrycznej 32,5 Ogrzewanie 20,5 tłoczenie ropy 56,2, nawozy 49,8 LNG 65,7 Kolejne Ogrzewanie ok. 70, Przemysł 130 (w tym n awozy 45 – 60 ) LNG 60 – 30 lat 65 średniorocznie – oznacza to 0,6 BcF dziennie czyli ok. 200 BcF rocznie na południu Alaski bez eksportu LNG a ok. 260 BcF z eksportem LNG

Przez ok. 40 lat mieszkańcy Alaski zużywali złoża gazu położone na południu stanu. Były one na tyle zasobne, iż podjęto decyzję o eksporcie gazu i zezwolono na użycie „południowego” gazu do celów

18 To co jest istotne to tylko udział w projekcie rurociągu, którym właściciele złóż będą tłoczyć gaz. Niektórzy z właścicieli złóż na północy w ogóle nie będą właścicielami gazociągu a jedynie zgadzają się przez niego transportować gaz. Koszty całego projektu są oceniane w różnych publikacjach nawet na 65+ mld dolarów wraz z magazynem na gaz i terminalem do załadunku LNG. 19 Oprócz tego zużywano też oleje opałowe w ilości ok. 70 mln galonów z czego ok. 20 % zużywał rejon Fairbanks gdzie nie dotarło zaopatrzenie w gaz z rurociągów. 5 przemysłowych w tym dla zasilania fabryki nawozów. Nawozy oczywiście były także wywożone gdyż praktycznie nie używa się ich na Alasce. Eksportowany gaz (głównie do Japonii) i nawozy dawały pewne stałe dochody do budżetu ale oprócz tego budżet stanu zasilany był przychodami z podatków od terenów roponośnych, z samego eksportu ropy oraz innych kopalin. Bogactwo stanu Alaska pozwalało na utrzymanie społeczeństwa w dobrej sytuacji i zajmowaniem się wyścigami psów (m. in. spektakularnym Iditarod Trail Sled Dog Race 20 ) oraz tym, iż wieloletni zwycięzca tych wyścigów jest mężem (byłej) pani gubernator .21 Jakiekolwiek problemy zaopatrzenia w gaz za 20 – 30 lat wydawały się odległe i nieznaczące. 22 Też w 2004 zwracano uwagę, że pozostałe na południu ok. 1800 BcF w potwierdzonych zasobach wystarczy tylko do roku 2012 i to pod warunkiem, że produkcję nawozów wstrzyma się w 2005 roku a eksport LNG w 2009 (gdy wygasała licencja). 23 W rzeczywistości te terminy przedłużano korzystając z niewielkiej ilości gazu z dodatkowo udostępnionych części złóż i pól wydobywczych. Oczywistym jest, iż zarówno eksportowany gaz jak i nawozy były sprzedawane po cenach realnie rzecz biorąc trzy do pięciu razy niższych niż te, jakie obecnie (rok 2014) są na rynkach międzynarodowych. Zatem każde 600 mln m3 gazu wyeksportowanego w ten sposób przynosił wtedy dochód, za który teraz trudem można kupić 1/3 czy 1/4 z tej samej ilości (1 mln m 3)24 gazu LNG.

Sytuacja południowej Alaski jest niebezpieczna, nawet mimo uruchomienia magazynu gazu w 2012. 25 Już w sytuacji ciężkiej zimy i pojedynczej większej awarii może zabraknąć go do ogrzewania domów lub produkcji energii elektrycznej.

Gdyby przez ostatnie 40 lat Alaska nie eksportowała LNG i nie produkowała nawozów miałaby jeszcze w tej chwili zapasy gazu na około 20 lat dodatkowego zaopatrzenia dla wszystkich jej mieszkańców. Kwoty jakie sam stan Alaska pozyskał z tych dwóch rodzajów działalności stanowiły prawdopodobnie nie więcej niż 12 % wszystkich dochodów (doliczając też pośrednie podatki dzięki istnieniu tych instalacji, pensje załogi itd. itp.).

Zamiast oszczędzać swoje południowe złoża, obie partie polityczne na Alasce beztrosko korzystały z dobrobytu, a (nieliczne) głosy ekspertów były ignorowane. 26 Od 1977 zbędny „północny” gaz wydobywający się ze złóż podczas eksploatacji ropy był i nadal jest z powrotem zatłaczany do złóż. Podatki bezpośrednie i pośrednie z „południowego” gazu stanowiły zwykle tylko 8 a potem już tylko 2 procent wszystkich przychodów stanu 27 . Zatem tak naprawdę ograniczenie jego wydobycia gazu np. o połowę już dziesiątki lat temu w zasadzie nic by Alasce nie zaszkodziło.

20 http://www.adn.com/2014/03/11/3368344/blasting-wind-forces-king-from.html http://www.adn.com/2014/03/11/3366483/best-of-the-2014-iditarod-photos.html 21 Analitycy polityczni stawiają tezę, iż małżeństwo ze zwycięzcą wyścigu było tym czynnikiem, który istotnie pomógł jej w starcie kariery politycznej. 22 W raporcie za rok 1985 ówczesny departament ropy i gazu zwracał uwagę, iż wyeksportowanie w następnych 15 latach ponad 900 BcF gazu do Japonii może spowodować deficyt dla zaopatrzenia południowej Alaski. 23 http://www.netl.doe.gov/File%20Library/Research/Energy%20Analysis/Publications/SCAK-NatGasStudy.pdf 24 1 mln m 3 LNG to dokładnie 640 mln m 3 gazu po regazyfikacji 25 http://www.alaskajournal.com/Alaska-Journal-of-Commerce/May-Issue-2-2013/More-gas-available-but- distribution-still-has-weak-points/ 26 W drugiej połowie 2009 wyeksportowano łącznie 788.000 m3 LNG (9 załadunków statku Polar Spirit) przy czym terminal ten w LNG ma jedną z najwyższych zawartości metanu na świecie (na poziomie 99,8 % ). 27 Główne przychody pochodzą z opodatkowania wydobycia ropy naftowej, a nie gazu 6

Natomiast złoża gazu na północy Alaski są jednymi z największych złóż gazu na świecie: 28

Obszar złożowy Skład właścicielski Prudhoe Bay BP 26,36 %, Conoco Phillips 24,5 TcF 36,08 %, Exxon Mobil 36,40 %, Chevron 1,16 % Kuparuk River Conoco Phillips 54,15 %, BP 0,6 TcF 38,39 %, Exxon Mobil 2,51 %, Chevron 4,95 % Point Thomson (trwa Exxon Mobil 56,76 %, BP 27,06 8 TcF rozpoznanie I %, Chevron 11,72 %, Conoco dokumentowanie) Phillips 3,21 % I inni Razem szacunki dla centralnej 37,5 TcF części North Slope Gaz na obszarze na razie 52,84 TcF ? niedostępnym do wydobycia Nat’l Petrol REserve Alaska ANWR Coastal Plain 8,6 TcF ?

Inne złoża w rejonie N orth Slope, jeszcze nie udokumentowane wg DOE/NETL-2007/1280 Gubik 600 TcF ?? Kavik 115 TcF ?? Square Lake 58 TcF ??? Meade 20 TcF ?? East Umiat 4 TcF ??

Potencjalne zasoby na Morzu A rktycznym przy Alasce – Outer Continental Shelf Chukchi Shelf 76,77 TcF ?? Beaufort Shelf 27,64 TcF ?? Hope Basin 3,77 TcF ??

Eksport gazu, a polityka

Politycy USA „przepchnęli” eksport gazu z południowej Alaski do Japonii aby utrzymać wpływy polityczne USA w tym kraju (podobnie jak to czyni Rosja wobec niektórych swoich odbiorców). Ten temat jest stosunkowo nerwowy gdyż (niektórzy) mieszkańcy Alaski i (niektórzy) eksperci twierdzą, że skoro politycy z Waszyngtonu zabrali gaz z południowej Alaski i dali go Japonii to teraz rząd federalny (a nie stan Alaska) powinien zapłacić za gazociąg z północy na południe.

Mieszkańcy Alaski zgromadzili od lat 70-tych istotny majątek, który jest ich prywatną własnością, istnieje system „certyfikowanych mieszkańców” tego stanu i tylko oni mają prawo do udziału w tych zasobach finansowych nagromadzonych przez lata. Istnieje specjalny fundusz (The Permanent Fund, wysokości ok. 44 mld dolarów), a ponadto stan posiada zakumulowaną nadwyżkę budżetu w postaci dodatkowej rezerwy 16 mld dolarów. Certyfikowani mieszkańcy stanu dostają poza różnymi

28 http://www.rei-lng.com/fs.pdf 7

świadczeniami np., dopłatami do gazu i prądu także bezpośrednie wypłaty gotówki z ww. funduszu. Jeśli policzyć, że tych uprawnionych jest niewiele ponad 0,5 mln osób to mamy dość dobrze zaopatrzoną społeczność. 29

Gaz wydobywany w rejonie południowej Alaski w okresie od końca lat 60-tych było to łącznie ok. 7500 BCf do końca października 2013. 30 Eksport gazu realizował od roku 1969 terminal Kenai LNG. 31

Na północy Alaski koncerny naftowe zatłaczają z powrotem do złóż 8 bln CF32 gazu dziennie 33 , którego nie mają jak odtransportować. W ten sposób niektóre złoża stają się dość potężnymi magazynami gazu, które nigdzie nie są podłączone. Tylko odkryte i udokumentowane złoża na północy czyli Prudhoe Bay, Point Thomson, Lisburne, oraz Kuparak posiadają zasoby rzędu 35,4 tryliona CF i bez wątpienia pozwalać będą na tłoczenie na południe 4bln CF dziennie jeśli ktoś zrealizuje jakąś trasę gazociągu.

Jak dostarczyć gaz ?

Złoża gazu na północy Alaski i na morzu przy jej brzegu są jednymi z najbogatszych na kuli ziemskiej 34 i jednocześnie najtrudniejszych do technicznego zagospodarowania 35 . Możliwe trasy transportu gazu z północnej Alaski przedstawiono na poniższej mapie.

29 http://www.adn.com/2013/01/09/2747384/alaskas-credit-rating-raised-to.html 30 http://dog.dnr.alaska.gov/Publications/Documents/AnnualReports/2013_Annual_Report.pdf , strona 27. Wydobycie gazu w okresie 1980 – 2007 w rejonie południowej Alaski wynosiło ok. 520.000 MMCFD (roczna średnia dzienna), pod koniec października 2013 wynosiła już tylko ok. 230.000 MMCFD 31 http://alaska.conocophillips.com/Documents/FactSheet-KenaiLNGNorthCookInlet_2013.pdf 32 CF – cubic feet (stopa sześcienna) 33 Ten wydobyty ale z powrotem zatłoczony gaz nie jest opodatkowany gdyż nie ulega sprzedaży. Nie jest też wykazywany jako „gaz zmagazynowany” ale nadal jako zasoby geologiczne. 34 Zgodnie z danymi z oceny opublikowanej przez US Geological Survey’s 2008, cały obszar Arktyki (tereny w posiadaniu Norwegii, Rosji, Danii USA i Kanady) zawiera równoważnik 412 mld baryłek ropy naftowej, 25 procent zasobów światowych. Na tym terenie są już odkryte 82 złoża o zasobach ok. 138 mld baryłek. Szacuje się, że Rosja posiada 70% tych zasobów. http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/131617/Shale_Presents_Competition_for_Arctic_Oil_Gas_Developm ent/?all=HG2#sthash.GBGAotPb.dpuf

35 Na tym terenie wykonano około 500 odwiertów w latach 70-tych i 80-tych. 8

mapa obrazująca możliwe trasy transportu gazu z północnej Alaski

źródło: Mapa ze strony gubernatora Alaski:

Biało czerwona trasa – „Shared Line” to tzw. odcinek trasy wspólnej, którą gaz musi płynąć w każdym wariancie; kropki to tzw. trasa North American Option dostarczająca gaz do Kanady i dalej do USA; pomarańczowy to tzw. trasa Parks Hwy LNG Option zakładająca transportowanie gazu wprost w rejon Anchorage w celu skraplania go do LNG. Trasa ta jest najkrótsza ale biegnie przez tereny silnie górzyste z dużymi zagrożeniami sejsmicznymi; żółty to tzw trasa Delta SouthCentral Option; niebieski to tzw. trasa Delta-Valdez doprowadzająca gaz do innego miejsca na wybrzeżu gdzie może być wyeksportowany jako LNG; zielony to tzw. trasa Alaska Stand Alone Pipeline dla dostawy gazu w mniejszej ilości ale prosto do południowej Alaski; czarny to krótka trasa na północy aby dostarczyć gaz do Point Thompson. Ten odcinek ma transportować gaz „surowy” a zatem jego przeróbka, wyodrębnienie kondensatu itp. będzie dokonywane dopiero w Prudhoe Bay 36 .

Warto zauważyć, iż trasy doprowadzające gaz do Anchorage dają od razu zaopatrzenie w gaz najgęściej zaludnionego terenu południowej Alaski, trasy doprowadzające gaz do Valdez wymagają

36 Oznacza to zacznie wyższe wymagania wobec systemu transportu gazu gdyż jest to wtedy tzw. gazociąg kopalniany gdzie skład gazu jest inny niż „czysty gaz” w typowych gazociągach systemowych. Sytuacja na złożu Kashagan w Kazachstanie pokazała jak duże są problemy z takimi gazociągami na terenach morskich i zamarzających zimą. 9 jeszcze dodatkowego transportu wzdłuż południowej Alaski do obszaru gdzie mieszka większość obywateli tego stanu (albo rurociągiem albo jako LNG).

Porównanie kosztów

Wybudowanie gazociągu do południowej Alaski wraz ze skraplaniem jako LNG było projektem zawsze forsowanym przez polityków. Projekt ten był organizowany pod nazwą Alaska Natural Gas Pipeline i jeszcze do roku 2009 istniała firma ANNGTC 37 , która swoje pozwolenia związane z planami budowy rurociągu gazowego przez Alaskę otrzymała jeszcze od prezydenta Cartera, zmodyfikowane przez prezydenta Reagana (czyli w latach 1977 – 1982).

Dla potrzeb tekstu nazwałem tę najstarszą wersję rozwiązania problemu trasą „A”.

Trasę A zamierzano pokonać w jednej z dwóch wersji: (1) jako gazociąg pozwalający także na pracę terminalu LNG (w dużej skali) czyli gazociąg nawet o zdolności transportu 4 BcF dziennie czyli ok. 29 TcF przez 20 lat co pozwoliłoby na 100 % zagospodarowanie dotąd odkrytych i udokumentowanych złóż na północy Alaski. Ten projekt próbowała realizować ww. firma ANNGTC. (2) jako gazociąg wyłącznie na potrzeby południowej Alaski czyli wydajność 0,5 BcF i rurociąg jedynie o średnicy 24 cale i koszcie około 4 mld dolarów (wersja optymistyczna).

W lutym 2009 gubernator stanu p. Sarah Palin zainicjowała dwa akty prawne i ówcześnie oświadczano obywatelom Alaski, że gazociąg [po trasie A ale w wersji (2) czyli mniejszej) na pewno będzie wybudowany do roku 2016. 38 Do połowy 2008 politycy stanu Alaska forsowali trasę A w wersji (1) zamierzając jedynie podłączyć południową Alaskę dodatkowym rurociągiem od Fairbanks.

Już około 2007 roku zaczęły się spory między producentami gazu w rejonie Cook Inlet (na południu Alaski) a regulatorem o cenę tego gazu. Spór ten m.in. spowodował ograniczanie wierceń w tym rejonie i de facto spowodował opisywane zagrożenie dla bezpieczeństwa energetycznego stanu.

Jednak dziesiątki lat prób realizacji po trasie A nie dawały sukcesu i gdy uchwalono ustawę AGIA firma ANNGTC formalnie zrezygnowała ze swoich koncesji. Później próbowały się podjąć tej budowy firmy Denali – The Alaska Gas Pipeline LLC 39 oraz TransCanada Alaska Company (TC Alaska). Te dwa konsorcja otrzymały licencje w ramach programu nazwanego Alaska Gasline Inducement Act (AGIA). Firma Denali zamierzała tłoczyć gaz przez rury o średnicy ok. 48 – 52 cali w ilości 4 bln CF dziennie ale po trasie B (opisanej dalej). TC Alaska również zamierzała wybudować gazociąg ale też tylko po trasie B czyli z pominięciem południowej Alaski. Projekt APP (Alaska Pipeline Project) był sponsorowany przez ExxonMobil i TransCanada, podczas gdy de facto konkurencyjny projekt Denali był sponsorowany przez BP i ConocoPhillips co praktycznie blokowało podjęcie decyzji. W maju 2011 firma Denali potwierdziła, że nie uzyskała chętnych do zainwestowania w trasę B 40 i wtedy szacowała jej koszty na 35 mld dolarów w cenach 2009. 41 Na mocy wspomnianego wcześniej porozumienia z marca 2012 roku stan Alaska pogodził uczestników, a ponadto zapłacił sponsorom projektu APP kwotę 500 mln dolarów za poniesione dotąd nakłady.

37 The Alaskan Northwest Natural Gas Transportation Company 38 http://www.angda.state.ak.us/News_Coverage/PN_03-08-09_%20State_lays_out_plan_for_bullet_line.pdf 39 Konsorcjum BP i ConocoPhillips 40 Tzw open season trwał od kwietnia 2010 do kwietnia 2011. 41 http://www.pipelineandgasjournal.com/denali-discontinues-gas-pipeline-project , przygotowanie projekt kosztowało podobno 165 mln dolarów. 10

Trasa B to tzw. North American Option czyli wybudowanie gazociągu z północnej Alaski na wschód do Kanady i dalej na południe do kanadyjskiego stanu Alberta, a następnie tłoczenie gazu poprzez sieć już istniejących (lub zmodernizowanych) gazociągów do północnych i północno-wschodnich stanów USA. Był to projekt lobbowany od początku przez koncerny, które odkryły złoża na północy Alaski. Wtedy gaz trafiałby od razu do najlepiej płacących odbiorców. Byłoby to realne pod warunkiem, że ci odbiorcy (w północnych stanach USA) podpisaliby wieloletni np. 30 letni kontrakt na takie dostawy po określonej cenie, a zatem nie mogliby w tym czasie importować gazu czy LNG poprzez terminale na wschodnim wybrzeżu, czy brać zbyt dużo gazu z południowych stanów USA. Rewolucja „łupkowa” w USA podcięła opłacalność trasy B, gdyż firmy gazownicze i odbiorcy gazu w USA nie miały już ochoty zgodzić się na kontrakt typu take-or-pay (chociaż wcześniej przez wiele lat wyrażały chęć takiego kontraktu). Zatem politycy stanu Alaska zmodyfikowali przyznane w ramach ustawy AGIA licencje i rozpoczęli od kilku lat negocjacje z firmami aby jednak poprowadzić gaz trasą A. Koncesjonariusze zgodzili się na to i efektem tych ustaleń jest właśnie umowa z 16.01.2014. Nie było dla nich sensu, teraz w roku 2014 budowanie gazociągu do północnych stanów USA bez wieloletnich kontraktów na odbiór gazu co np. już dwukrotnie zrobił Gazprom.42

Można dodać, iż gdyby doszło do realizacji trasy B w latach 90-tych czy na początku lat 2000-tych, tak jak pierwotnie planowano to północne stany USA mając duże kontrakty typu take-or-pay, płaciłyby za gaz 3 czy 4 razy więcej niż stany południowe po wybuchu „rewolucji łupkowej”.

Trasa B to co najmniej 3600 mil (5500 km rurociągów) 43 i jeśli nawet byłby to tylko rurociąg 52 calowy pozwalający na 4 - 4,5 BCF/d (circa 200 MBOE 44 /d w przeliczeniu) transportu to wymagałby zakupu 6 milionów ton stali, a koszt inwestycji zaczynałby się od 26 mld dolarów (ceny 2006) 45 . Start zakładano po 7-8 latach budowy, działanie pełną mocą przez 18 lat, a potem jeszcze ze zmniejszającą się mocą przez następne 15 lat. Tylko na terenie Alaski trasa B obejmuje tereny podmokłe na długości 300 km, 538 przejść przez cieki wodne, co najmniej 70 stanowisk archeologicznych i wiele innych technicznych problemów.

W sytuacji realizacji trasy B bez zrealizowania „południowego łącznika” Alaska musiałaby przestawić się na importowany gaz LNG czyli automatycznie ceny gazu dla mieszkańców stanu trzeba by podnieść dwu czy nawet pięciokrotnie. Konieczne byłoby sfinansowanie terminalu importowego jak też odpowiednio dużych magazynów gazu i magazynów oleju dla rezerwowego zasilania 46 . Nawet w

42 Gazprom już dwukrotnie zbudował duże gazociągi bez kontraktów (gazociąg przez Morze Czarne do Turcji oraz duży gazociąg do Władywostoku) Teraz gdy okazało się, iż Chiny nie zgadzają się na cenę będzie realizowane skraplanie tego gazu (choć można było zbudować gazociąg znacznie krótszy i wyeksportować ten gaz z innego miejsca nie budując w ogóle tego gazociągu !). Gdy gazociąg już istnieje a nie jest wykorzystywany to konkurenci Gazpromu (Rosneft i inni) domagają się dostępu do niego ale po cenach znacznie niższych niż wynikałoby to z pokrycia kosztu budowy (jedynie po kosztach jego eksploatacji). 43 Trasa B jest zatem ponad czterokrotnie dłuższa niż trasa A. 44 million barrels of oil equivalents 45 Takie oszacowanie było prezentowane w roku 2007 ale inni eksperci szacowali koszt tej trasy nawet na 40 mld dolarów. 46 Podobna do Alaski Finlandia utrzymuje w zbiornikach olejowych 100 % zapas oleju dla produkcji energii elektrycznej w zimie – czyli nawet w sytuacji całkowitego odcięcia dostaw gazu ze wschodu może przetrwać taki okres. Alaska nie miała takiej potrzeby gdyż na południu Alaski było sporo niezależnych złóż gazu i dobra sieć połączeń między nimi. Jeśli jednak będzie tylko jeden gazociąg przez całą Alaskę to ryzyko techniczne jest zbyt duże aby ryzykować zamarznięcie w razie jakieś poważnej awarii czy dobrego ataku terrorystycznego. Z tego powodu na końcu tak długiego gazociągu trzeba zbudować awaryjne zasilanie dla kluczowych elektrowni systemowych. 11 sytuacji zrealizowania łącznika od trasy B Alaska musiałaby zainwestować w dodatkowe źródła zasilania – obecnie wystarczał jedynie gaz gdyż pochodził z wielu złóż.

Na mapie powyżej widać alternatywne łączniki w rejonie południowo-wschodniej Alaski. Są to uzupełnienia do trasy B. Przykładowo projekt „uzupełniający” gazociągu o długości 460 mil, który prowadziłby z południowej Alaski z Beluga do Fairbanks. Byłby to gazociąg początkowo do tłoczenia gazu „z południa na północ”, a potem od momentu gdyby trasa B była zrealizowana to tłoczyłby część „północnego” gazu na południe. Był to dodatkowy projekt (nazywany też Alaskan LNG) realizowany przez ANGDA 47 . Drugi konkurencyjny projekt zaproponowało konsorcjum ENSTAR 48 , które zalecało aby realizować eksport gazu trasą B i wykonać „mały” gazociąg o średnicy 20 cali i długości 690 mil, tłoczący tylko 0,5 BCF dziennie, a zatem wyłącznie na potrzeby południowej Alaski. Oba projekty „odgałęzień” miały o tyle wadę, iż można je byłoby zrealizować tylko w sytuacji inwestycji w trasę B, a ponadto inwestor budujący gazociąg po trasie B musiałby określić koszty takiego przyłączenia i transferu gazu przez swój nowy obiekt.

Warto zauważyć, iż projekt ENSTAR byłby rurociągiem wyłącznie dla gazu na potrzeby południowej Alaski. Szacunkowy koszt takiej inwestycji byłby prawdopodobnie mniejszy niż 30 mld dolarów, może nawet 10http://www.taif.ru/ mld dolarów ale ze względu na fakt, iż nie dawałby możliwości eksportu LNG, całość inwestycji musieliby sfinansować obywatele Alaski. Jednak w zamian za taką kwotę mieliby praktycznie nieograniczone czasowo (50 – 70 a może nawet 100 lat) dostawy gazu po niskich cenach. Jednocześnie realizacja tego projektu bez innych inwestycji (np. bez gazociągu trasą B) byłaby niekorzystna dla właścicieli złóż na północy Alaski gdyż praktycznie nie byłoby nacisku politycznego na uruchomienie większego wydobycia gazu i nie byłoby istotnej potrzeby zwiększania wydobycia ropy.

Realność realizacji trasy B jest uzależniona od drugiego projektu na podobnej trasie. Jest to tzw. Mackenzie Gas Project. Projekt zakładał wydobycie gazu na obszarze Kanady (na terytoriach północno-zachodnich czyli w pobliżu Alaski) i jego transport co najmniej 750 mil rurociągiem np. 30- to calowym do hubu w Albercie. Realizacja tego projektu z jednej strony byłaby konkurencją dla trasy B (konkurencyjny dostawca gazu do hubu Alberta) ale można by też rozbudować projekt Mackenzie do takiej skali aby połączyć obie inwestycje. Oczywiście sponsorzy projektu Mackenzie proponowali go jako projekt „mniejszy”, co automatycznie wykluczałoby podłączenie do niego północnej Alaski ale za określoną cenę rozważali udostępnienie go i rozbudowę. Sam projekt Mackeznie był wyceniany na co najmniej 16 mld dolarów byłby jednak łatwiejszy do finansowania gdy ceny gazu w USA były wysokie.

W momencie wybuchu rewolucja łupkowa okazało się, iż oba projekty (trasą B i projekt Mackenzie) nie dawały się już sfinansować. Politycy stanu Alaska zaczęli zatem znowu od 2011 roku forsować trasę A czyli wrócili do starego projektu rozważanego w latach 70-tych.

Opóźnienie w realizacji trasy B wynikało także z niejasności prawnych po kanadyjskiej stronie. Firma Foothill Pipeline twierdziła, iż zgodnie z prawem kanadyjskim posiada wyłączność na budowę gazociągu w północno-zachodniej części Kanady, inwestorzy zainteresowani trasą B twierdzili, iż w

47 Alaska Natural Gas Development Authority 48 ENSTAR to firma dystrybucji gazu zaopatrująca 350.000 mieszkańców Alaski (70 % wszystkich), którzy mieszkają na południu stanu. Obecnie zasila ich wyłącznie ze złóż w rejonie Cook Inlet. 12 zasadzie mają prawo uzyskać inną (drugą) licencję na taką trasę. Rząd kanadyjski przez wiele lat nie wyrażał się jasno w tej sprawie co utrudniło projekty na tej trasie.

Trasa C:

Ta trzecia opcja jest rozważana już od około 10 lat. Dzięki ociepleniu klimatu realna staje się możliwość eksportu gazu LNG wprost z Alaski przez cieśninę Beringa i dalej do najlepiej płacących odbiorców czyli np. do Japonii. W latach ’70-tych było to nierealne ale obecnie sezon żeglugowy wydłużył się znacząco. Szacuje się, że w roku 2020 cieśnina Beringa będzie otwarta dla żeglugi przez 160 dni w roku. W sytuacji zainwestowania w specjalne lodołamacze i we wzmocnione statki LNG można się pokusić nawet o prowadzenie eksportu z Alaski przez 220-240 dni w roku już za 10 lat. Rosja spodziewa się w roku 2050 całkowitego (tzn. przez cały rok) otwarcia drogi morskiej wokół jej północnych granic.

Ta nowa sytuacja klimatyczna umożliwia postawienie instalacji skraplania LNG wprost na złożu, na morzu czy na lądzie w rejonie północnej Alaski. W takiej sytuacji zaopatrzenie południowej Alaski w gaz byłoby wystarczające poprzez dostawy ciężarówkami wożącymi po 40-60 ton LNG i jadącmi specjalnie wybudowaną i wzmocnioną trasą o długości 1500 km. Obecne drogi nie wytrzymają takiego ruchu więc trzeba je istotnie wzmocnić i przecinać nimi jedne z najpiękniejszych krajobrazów na ziemi, znanych z powieści Jacka Londona. Są tam oczywiście liczne tereny chronione i parki narodowe ale ingerencja w przyrodę byłaby wielokrotnie mniejsza niż w przypadku budowy dużego gazociągu i rozbudowy już istniejącego ropociągu.

Aby jednak zapewnić bezpieczeństwo dostaw nie można uzależnić południowej Alaski od jednej instalacji skraplania gazu. Na północy stanu musiałyby zatem powstać dwie – trzy instalacje działające niezależnie lub konieczne byłoby wybudowanie na południowej Alasce innego – rezerwowego źródła (np. terminalu do regazyfikacji), które będzie zabezpieczeniem przed ewentualną awarią na północy stanu. Tak czy inaczej w sytuacji dostaw skroplonego gazu trzeba wybudować liczne zbiorniki na LNG oraz postawić dodatkowe rezerwowe zasilanie dla niektórych elektrowni (zbiorniki oleju).

Trasa C wymaga zakupu kilkunastu lodołamaczy dla zapewnienia nieprzerwanego oczyszczania trasy wokół Alaski. 49

Zarówno budowa po trasie B jak i samo wzmacnianie dróg dla transportu LNG (przy wyborze trasy C + dowóz drogą lądową na południe) powoduje, iż opłaty za utrzymanie przejezdnej trasy o długości 1500 km są znaczące. Ponieważ trasa drogowa biegnie przez tereny wiecznej lub okresowej zmarzliny to na tych odcinkach musi być budowana jako „styropianowany kanał”50 . Ze względu na zagrożenie sejsmiczne wszelkie mosty, wiadukty i inne istotne elementy infrastruktury muszą być budowane o wiele drożej niż normalnie. Ponadto rynek inwestycyjny na Alasce nie jest na tyle rozbudowany aby sam podołał tego typu projektowi dlatego konieczne staje się sprowadzenie firm, sprzętu i ludzi do

49 USA posiada trzy jednostki ale dwa są zupełnie wyeksploatowane, Rosja dysponuje 27 podobnymi jednostkami, które otworzyły trasę z Norwegii na Ocean Atlantycki dla pierwszej dostawy LNG w 2013 roku. Oczywiście inwestorzy wolą, aby ten koszt poniosło dane państwo, a nie oni. 50 Na terenach wiecznej zmarzliny pod nowo budowanymi drogami wkłada się specjalną warstwę styropianu dla izolacji cieplnej od podłoża. W przeszłości stosowano zamiast tego kilka warstw belek drewnianych. Gdyby nie było tego to ciepło słoneczne w okresie letnim powoduje roztapianie dodatkowe zmarzliny i powolne zatapianie całej drogi (nawet 20-45 cm na rok). 13 budowy takiej trasy co jest znaczącym kosztem w całości prac (biorąc pod uwagę, że maszyny realnie mogą pracować najwyżej 5-7 miesięcy w roku).

Czyje są złoża ?

Na spór o wybór którejś z koncepcji nakłada się fakt, iż złoża na północnej Alasce już od dawna nie są własnością rządu federalnego (czy stanowego) ale de facto są one własnością prywatną. Według prawa amerykańskiego podmiot, który odkrył złoże na terenach we własności rządu federalnego, po zapłaceniu określonej opłaty i opłacaniu podatków może nim swobodnie rozporządzać. Jeśli jednak warunki ekonomiczne są niekorzystne może „zahibernować” złoże i w ogóle go nie uruchamiać. Znany jest przypadek odkrytego złoża złota o nienajlepszych parametrach, które czekało 80 lat na rozpoczęcie wydobycia.

W latach 2005 – 2012 rząd stanu Alaska próbował w sądowej batalii uzyskać decyzję, do prawa „odebrania” złoża prywatnym koncernom, które nie chciały ich uruchomić. Jednak w obliczu możliwej przegranej 30 marca 2012 podpisano porozumienie o wygaszeniu tego sporu. Wyraźnie widać, że ówczesne prawo amerykańskie i ustalenia koncesyjne stwierdzały, iż koncerny uruchomią złoża „jeśli pojawią się warunki ekonomiczne” dla takiej inwestycji. 51

Zasady korzystania z już odkrytego złoża są sporne na całym świecie. Rząd prezydenta Mubaraka w Egipcie próbował podpisać z jednym z koncernów na około 1,5 roku przed swoim upadkiem umowę o inwestycji na złożach gazowych na morzu. Koncern postawił rządowi Egiptu nienegocjowany warunek, że może przeprowadzić badania na tym obszarze koncesyjnym i widzi duże szanse na odkrycie tych złóż ale zanim zacznie to robić musi z góry dostać gwarancję, iż to koncern, a nie rząd będzie decydował kiedy i za jakie pieniądze będzie sprzedawał gaz. Rząd prezydenta Mubaraka, pomimo parafowania ostatecznej wersji umowy, nie zatwierdził jej ostatecznie i sprawa nadal czeka na dalsze decyzje kolejnych nowych rządów Egiptu.

Kolejna kwestia to fakt, iż złoża na obszarze północnej Alaski zawierają i gaz i ropę naftową. Praktycznie zatem koncerny domagają się prawa do wydobycia zarówno ropy jak i gazu i nie mają ochoty tracić gazu przez spalanie go na pochodni czy zatłaczać go z powrotem do złoża bez szansy na sprzedaż.52

51 19.03.2008: http://business.highbeam.com/61533/article-1G1-177334359/hearings-held-decide-fate- exxonmobil-point-thomson : The Alaska Department of Natural Resources heard testimony last week regarding whether to revoke ExxonMobil's leases for the Point Thomson oil and gas field. The state claims that ExxonMobil has defaulted on the lease terms by failing to ever produce any oil or NGLs from the field, estimated to hold eight to nine trillion cubic feet of natural gas. The field has the second largest reserves on the North Slope and has been held by ExxonMobil since the 1960s. The company was fined $20 million by Alaska in 2005 for defaulting on the lease by failing to uphold a 2001 promise to drill new development wells in the field. In February, ExxonMobil and its Point Thomson partners - Chevron, BP and ConocoPhillips - presented the 23rd proposal to begin production in the area.

52 Przez kilkanaście lat na centralnej Syberii wypalano zbędny gaz, pochodzący ze złóż ropy, która pompowana była ropociągiem Przyjaźń do Polski i innych krajów. Dopiero pod koniec lat 70-tych zbudowano elektrownię o mocy 3000 MWe, która go zagospodarowała. Na Alasce nigdy nie rozważano takiego rozwiązania gdyż po prostu nie ma klienta na odbiór 3000 - 6000 MWe w tym rejonie świata. 14

Spadek wydobycia i błędy w postępowaniu organów rządowych

Warto pamiętać, że obecnie prowadzone jest wydobycie ropy w północnej Alasce i płynie ona ropociagiem 53 . W 2013 roku ropociąg ten jest wykorzystywany zaledwie w około 20% swojej zdolności przesyłowej. Maksymalna ilość ropy płynęła w roku 1988 (około 730 mln baryłek ropy tj. 2,1 mln dziennie) ale już w roku 2006 spadła do 300 mln baryłek ropy, w 2011 było to tylko 600 tysięcy baryłek dziennie a w styczniu 2014 średnia ilość przesyłanej ropy wynosiła już tylko 561 tysięcy baryłek dziennie czyli ok. 205 mln baryłek rocznie. Z tym ciekawym ropociągiem wiążą się techniczne problemy. Mianowicie nie można przesyłać zbyt małych ilości ropy ze względu na ryzyko jej zamarznięcia i zablokowania działania obiektu. Oficjalne dane pokazują, iż bez uruchomienia nowych złóż w północnej Alasce produkcja spadnie do 251.000 baryłek dziennie w roku 2022.

Ropociąg jest własnością czterech firm, z których każda ma prawo do ¼ zdolności przesyłowej i może nią swobodnie rozporządzać. Zatem w razie uruchomienia eksploatacji nowych złóż ropy naftowej na północy Alaski można natychmiast przetłoczyć do portów na południu i wysłać w świat dodatkową ropę o wartości około 50 mld dolarów rocznie (500 mln * 100 USD/baryłkę). Także tą trasą można by bez trudu wysłać między innymi większość ropy z nowego obszaru na morzu gdzie wyrok sądu ze stycznia 2014 unieważnił całą procedurę środowiskową. 54

W styczniu 2014 firma Shell podjęła decyzję o wstrzymaniu jakichkolwiek dalszych inwestycji (w nowe odwierty dla rekonstrukcji złóż i dla przygotowania zwiększenia wydobycia) http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/131346/Shell_Stops_Alaska_Program_in_Year_of_Hard_C hoices#sthash.T8DGHxW4.dpuf 55 . Fizyczne skutki tej decyzji to stojące w rejonie Alaski w oczekiwaniu na zlecenia platformy wiertnicze. Według stanu na luty 2014: Marathon Rig 80 (maksymalne wiercenie do 18.000 stóp głębokości), Marathon Spur (10.000 stóp), Pool 429 (16.000 stóp), Spartan 151 (25.000 stóp), Endeavour Spirit of Independence (25.000 stóp). Tylko jedna platforma tj. Noble Discoverer prowadzi wiercenia.

Firma BP z kolei w połowie 2013 roku potwierdziła, iż wyda ok. 1,2 mld dolarów w roku 2014 na badania na Alasce, ale jest to głównie dokumentowanie obszarów wokół już eksploatowanych złóż 56 .

W roku 2013 wiele koncernów wydobywczych miało kłopoty z odkryciem nowych złóż ropy naftowej. Wiele projektów dało rozczarowujące wyniki, a wzrastające koszty badań spowodowały decyzje o

53 Alaski http://www.alyeska-pipe.com/ to jest tzw. rurociąg TAPS 54 Wyrok sądu jest opisywany w dalszej części tego materiału, dotyczy procedury środowiskowej dla obszaru morskiego poprzedzającej proces koncesyjny.

55 …. said the recent Ninth Circuit Court decision against the Department of the Interior "raises substantial obstacles to ….’s plans for drilling in offshore Alaska". As a result, … has decided to stop its exploration program for Alaska in 2014. "This is a disappointing outcome, but the lack of a clear path forward means that I am not prepared to commit further resources for drilling in Alaska in 2014," van Beurden said. "We will look to relevant agencies and the Court to resolve their open legal issues as quickly as possible. ”

56 Decyzja o tej kwocie do wydania może zostać cofnięta gdyż jest ona uzależniona od losów ustawy SB 21, a te rozstrzygną się w sierpniu 2014. 15 zmniejszeniu nakładów na sezon 2014 – 2015 i następne 57 . Alaska zaczyna odczuwać to najmocniej gdyż koszty badań poszukiwawczych na tym terenie należą do najwyższych na świecie.

Walka o SB 21

Opisany wcześniej spadek wydobycia ropy naftowej, wynikający z braku udostępniania nowych złóż spowodował nacisk na władze stanu Alaska i na jej obywateli aby złagodzili wysokie podatki jakie są nakładane od wydobycia. W roku 2013 uchwalono ustawę, która pod nazwą SB 21 wzbudziła kontrowersje gdyż łagodzi te podatki 58 ale jest ona tak sporna, iż ponad 50.000 mieszkańców Alaski (czyli 10 % mieszkańców stanu) podpisało wniosek o przeprowadzenie referendum 59 . Wyznaczono je na sierpień 2014 i istnieje niezerowe prawdopodobieństwo, że obywatele Alaski uchylą tę ustawę. Ponadto zastrzeżenia podniesione wobec ustawy są takie, że jej uchwalenie wymagałoby najpierw zmiany pewnych artykułów w konstytucji stanu, a tego nie zrobiono.

Założenia ustawy SB 21 to eliminacja progresywności w podatku dochodowym ale także podniesienie podstawy opodatkowania z 25 procent na 35 procent wartości produkcji 60 . Wyeliminowano tzw. 20% „kredyt podatkowy” dla firm wydobywczych zlokalizowanych na obszarze North Slope, który uwzględniał koszty remontów. Pozostał jedynie dla obszarów zatoki Cooka (Cook Inlet) oraz dla niezbadanych obszarów wnętrza i północno-zachodniej Alaski. Ponadto ustawa SB 21 daje ulgę podatkową 5 USD na baryłce dla nowych złóż. Dla istniejących złóż wprowadza się system opodatkowania typu „royalty”, który zaczyna się od 8 dolarów na baryłce przy cenie 90 dolarów za baryłkę ale redukuje się do zera przy wysokich cenach (150 dolarów) 61 .

SB 21 ustanawia dodatkową promocję „Gross Revenue Exclusion” mającą zastosowanie dla nowych złóż i nowych projektów w ramach istniejących złóż. GRE dopuszcza aby 20 procent „nowej” ropy było wolne od podatku. SB 21 pozwala też na bardziej dogodne przenoszenie strat na lata przyszłe dla małych i średnich firm, o ile są niezależne od dużych koncernów. System GRE zlikwidował dawny system ulg inwestycyjnych czyli EIC (Exploration Incentive Credit).

Lobbing za utrzymaniem SB 21 jest bardzo silny 62 , a sierpień 2014 (termin referendum) będzie ważnym momentem dla całego światowego przemysłu wydobywczego. Obie strony zbierają fundusze, przeciwnicy ustawy SB 21 zebrali 104.000 dolarów ale przeciwnicy uchylenia ustawy zebrali 3,5 mln dolarów do początku lutego 2014 z czego po 1,3 mln dolarów wpłaciły koncerny posiadające złoża na północnej Alasce. Sukces w zbieraniu podpisów niekoniecznie przełoży się na sukces przy urnach w referendum 63 . Organizatorzy referendum 64 wcale nie są wyłącznie osobami związanymi z

57 Jedną z przyczyn decyzji o zmniejszeniu skali badań jest porozumienie z Iranem, które może otworzyć dopływ ropy na rynki światowe i spadek cen np. o 5 -12 %. 58 Poprzedni układ podatkowy był na mocy ustawy o nazwie Alaska’s Clear and Equitable Share (ACES) 59 Dla referendum na Alasce wymagane jest 10 % podpisów tej liczby osób, jaka brała udział w ostatnich wyborach ale podpisy muszą pochodzić z co najmniej 30 okręgów (spośród 40) Alaski i z każdego okręgu podpisać musi minimum 7 % uprawnionych do głosowania. 60 http://www.alaskajournal.com/Alaska-Journal-of-Commerce/December-Issue-3-2013/State-Dont-blame- revenue-drop-on-SB-21/ 61 Przy wysokich (hipotetycznie) cenach będzie wtedy działać skuteczniej podatek dochodowy 62 www.weareak.com 63 5 lat temu podobny sukces w zbieraniu podpisów miał projekt zakazu korzystania z samolotów do polowań na wilki i niedźwiedzie. Jednak podczas referendum propozycja zakazu uzyskała tylko 45 % głosów. 64 http://www.repealtheoilgiveaway.org/ 16 partią demokratyczną, so to trzy znane osoby, z których dwie były przez lata związane z partią republikańską 65 , zatem wynik starcia wcale nie jest oczywisty.

Uchylona przez ustawę SB 21 dawna ustawa ACES była forsowana i potem podpisana przez republikańską gubernator Sarah Palin w grudniu 200766 . Aby projekt ustawy SB 21 (wnioskowanej w 2013 przez republikańskiego gubernatora Parnella, który wcześniej był zastępcą p. Palin gdy ta forsowała ustawę ACES) stał się prawem musiały za nią zagłosować i senat i kongres stanowy. W senacie dwa decydujące głosy na rzecz SB 21 oddali senatorowie, którzy są jednocześnie pracownikami jednego z zainteresowanych koncernów 67 . Dodatkowej pikanterii całej sprawie dodaje fakt, ze p. Sarah Palin była po rezygnacji z funkcji gubernatora kandydatem Partii Republikańskiej na wiceprezydenta (ale prezydent Obama został wybrany na kolejną kadencję więc na razie szykuje się do dalszych prób wyborczych).

Przeciwnicy ustawy SB 21 twierdzą, że daje ona redukcję podatków od istniejących złóż ale nie uzależnia tego od nowej produkcji (nie ma systemu ulg tylko w sytuacji podwyższenia produkcji i nie ma obowiązku „reinwestowania” zysków z tego podatku w nowe złoża na Alasce). Ponadto ustawa, zdaniem jej przeciwników, oddaje zasoby (przy wysokich cenach) za ułamek ich wartości 68 .

Dotychczasowa ustawa (ACES) powodowała w roku 2013 przy cenach ropy i cenach usług efektywne opodatkowanie dochodu na poziomie 34,9 proc. Zatem zmiana na poziom 35 proc przy cenach ropy w rejonie 100 dolarów za baryłkę i podobnym poziomie kosztów produkcji.jest de facto neutralna podatkowo.

Według niektórych prognoz na rok budżetowy 2015 gdyby (hipotetycznie) ceny ropy były podobne to wzrost kosztów wydobycia spowodowałby pod ustawą ACES spadek opodatkowania do 32,6 proc dochodu podczas gdy pod ustawą SB 21 będzie to nadal 35 proc. 69

Już w roku budżetowym 2013-2014 stan Alaska zaczynał mieć spadek dochodów o 2 mld dolarów w drugiej połowie 2013. Przyczyną był istotny wzrost kosztów wydobycia. Opłaty za przesył rurociągami i za przesył tankowcami wzrosły do 10,11 dolara za baryłkę (czyli o ponad 14%) tylko w roku 2013.

Jeśli cena baryłki ropy radykalnie wzrośnie to nowa ustawa czyli SB 21 będzie korzystniejsza dla koncernów niż ustawa ACES i zarobią one kilka lub kilkanaście miliardów dolarów więcej (jeśli np. ceny poszybują do rejonu 120-140 USD za baryłkę). Jeśli jednak ceny ropy, np. w wyniku otwarcia eksportu i inwestycji w Iranie, spadną do poziomu np. 90 dolarów za baryłkę to nowa ustawa (SB21)

65 Trzema sponsorami referendum są Vic Fischer, demokrata z Anchorage, jeden ze współautorów konstytucji stanu, Bella Hammond, wdowa po byłym republikańskim gubernatorze Alaski Jay’u Hammondzie mieszkająca w Port Alsworth oraz Jim Whitaker, republikanin, kiedyś członek kongresu stanowego i burmistrz okręgu Fairbanks North Star Borough mayor (ma tam być główny węzeł rurociągów). http://www.adn.com/2013/04/18/2870575/critics-of-oil-tax-cuts-move-ahead.html#storylink=cpy

66 http://wayback.archive-it.org/1200/20090726174527/http://gov.state.ak.us/archive.php?id=799&type=1 67 http://alaskasenatedems.com/docs/caucusconnection/081613_caucus_connection.htm 68 http://www.alaskadispatch.com/article/20131124/courts-should-rule-whether-sb21-violates-alaskas- constitution 69 Spadek dochodów wynika z tego, iż ACES był ustawą opodatkowującą dochód, a koszty wydobycia i transportu rosną. 17 będzie powodowała wyższe podatki niż ustawa ACES i paradoksalnie może to pogłębić kryzys w odtwarzaniu zasobów.

Ustawa SB 21 została uchwalona w trybie ekspresowym tzn. między jej zgłoszeniem jako projekt 16.01.2013 do ostatecznego podpisu gubernatora 24.06.2013 minęło tylko 5 miesięcy, ustawa weszła w życie z dniem 1 stycznia 2014.

Zaraz po uchwaleniu ustawy SB 21, p. Janet Weiss, szef firmy BP na Alaskę stwierdziła 70 , że dzięki tej ustawie BP sprowadzi na Alaskę dwa nowe urządzenia wiertnicze i będzie wykonywało o 30-40 odwiertów rocznie więcej przez około 5 lat. Powiedziała również, iż inwestycje w zachodniej części rejonu Prudhoe Bay wzrosną o ok. 1 mld dolarów. W zależności od wyników badań wygospodarowane będzie prawdopodobnie dodatkowe 3 mld dolarów na rozszerzenie wydobycia w tym rejonie. Między innymi obszar perspektywiczny Sag Riger będzie zbadany ilością około 16 odwiertów a potem nawet 200 odwiertów w razie pozytywnych perspektyw. Natomiast inny obszar Norhtwest Schrader w obszarze Milne Point, który jest w 100 % własnością BP będzie doinwestowany ok. 1-2 mld dolarów co prawdopodobnie da ok. 80 mln baryłek rocznie nowej produkcji (jednakże są tam poważne problemy techniczne).

Jak trasa „A” wygrała pierwsze starcie z trasą „B”

Od wielu lat stan Alaska przy użyciu różnych konsultantów próbował udowodnić, iż trasa „A” jest ekonomiczna dla transportu gazu ale zawsze okazywało się to nieprawdą. W szczególności przedstawiciele właścicieli złóż uśmiechali się z politowaniem (do roku 2008) i stwierdzali, iż jeśli stan Alaska kupi na kontrakcie typu „take-or-pay” 30 mld m 3 gazu rocznie to oni (koncerny) mogą wybudować gazociąg po trasie A – o ile cena za gaz zwróci tę inwestycję. W tej sytuacji jednak stan Alaska byłby zmuszony kupić cały ten gaz po cenie takiej jak np. cena za gaz w północnych stanach USA na kontrakcie co najmniej 25 a lepiej 30-40 letnim, ponadto sam go sobie skraplać i eksportować jego nadmiar z południowej Alaski do np. Japonii. Na takie rozwiązanie stan Alaska jest zbyt słaby ekonomicznie. Oznaczałoby to wieloletnie dofinansowanie eksportu gazu. Dopłaty sięgnęły by ok. 50 - 130 USD do każdego 1000 m 3 gazu czyli nawet 2,5 mld USD rocznie. (25 mld m 3 * 100 USD/1000 m 3). 71

Od lat Japonia nigdy nie była chętna podpisać dostaw gazu po cenie wystarczającej dla sfinansowania trasy A, skraplania na południu i jeszcze dotowania gazu dla mieszkańców Alaski. Ma bowiem na stole konkurencyjne oferty Rosneftu i Gazpromu oraz stałą ofertę z Kataru więc uśmiecha się tylko , kłania nisko i stwierdza, iż za taką cenę nowy gaz z Alaski jej nie interesuje.

Trasa A zaczęła mieć sens dopiero po tragedii w Fukushimie (gdy wzrosły ceny LNG na rynku światowym a szczególnie w Japonii) i po spadku cen w USA. Również niezwykle wysokie koszty udostępnienia złóż i budowy terminali LNG w Australii, która była i jest konkurentem Alaski pomagają pozytywnie wycenić ten projekt.

70 Treść wypowiedzi za publikacją July 2013 Resource Review, akrdc.org 71 Koncerny chciały uzyskiwać za gaz przynajmniej tę samą cenę na południu Alaski jaką mogłyby mieć w północnych stanach USA. Przy wysokich cenach sprzed „rewolucji łupkowej” oznaczało to nieopłacalność tego typu przedsięwzięcia. 18

Z każdym rokiem ocieplania się klimatu polepsza się dochodowość trasy C. Jeśli kiedyś zapadnie decyzja o jej realizacji to gaz w ilości nawet 40 czy 60 mld m 3 gazu rocznie popłynie z Alaski wprost do Japonii i będzie to trasa realnie tańsza niż „dodatkowe” tłoczenie na odległość 800 mil na południe. Jednak wersja z trasą C oznacza, iż południowa Alaska będzie musiała wybudować terminal do rozładunku LNG i zbiorniki lub kupić albo cysterny samochodowe LNG (albo statki) i przywozić gaz przez cieśninę Beringa lub 1200 kilometrową trasą lądową z północy.

Zagrożenie z powodu nie podejmowania eksploatacji nowych złóż jest także dla obszaru północnej Alaski. Od roku 1974 do 2006 tylko w postaci opłat i podatków bezpośrednich obszar North Slope Borough uzyskał przychody 5,5 mld dolarów, a innych przychodów było tylko 177 mln dolarów. Obecnie (w roku 2014) uzyskuje rocznie 330 mln USD, które w 98 % jest przychodem z opłat od działalności wydobywczej. Oczywistym jest, że zaprzestanie wydobycia oznaczałoby w szybkim tempie likwidację fizyczną dochodów z tego obszaru i konieczność emigracji przynajmniej 75 % ludności.

Warto pamiętać, że mieszkańcy północnej Alaski mają interes w tym aby wydobycie było dalej kontynuowane ale niekoniecznie w bardzo dużej skali. Zależy im raczej na tym, aby istniejące złoża były eksploatowane powoli z dużą ostrożnością i przez całe dziesięciolecia. Zatem niekoniecznie są zwolennikami otwarcia wydobycia w skali kilkukrotnie większej niż w roku 1988 gdyż wiedzą, iż w takiej sytuacji po 13-25 latach nic nie zostanie w tych złożach i sytuacja się powtórzy.

Wyrok Dziewiątego Sądu Apelacyjnego ze stycznia 2014

16 stycznia 2014 wydawało się, że wszystkie problemy zostały rozwiązane i w zasadzie pozostaje tylko zrealizować ustalenia, a na pewno za 6-8 lat południowa Alaska będzie zaopatrzona w gaz. Nic bardziej mylnego.

Jak stwierdził sąd odwoławczy (the Ninth Circuit Court of Appeals 72 ) na wniosek jednej z miejscowości w ramach obszaru North Slope oraz na wniosek organizacji ekologicznych 73 koncesje na wydobycie na morzu (Chukchi Sea) zostały przyznane w roku 2008 bez realistycznej oceny skutków wierceń, które są planowane na odległej i ważnej części Morza Arktycznego. Oznacza to konieczność wykonania od nowa podważonej przez sąd oceny oddziaływania na środowisko z uwzględnieniem wszystkich ryzyk i zysków z takiej eksploatacji. Proces toczył się przeciwko organowi federalnemu: Minerals Management service (po przekształceniu jest to the Bureau of Ocean Energy Management). Jest to obecnie część the U.S. Department of the Interior. Sąd potwierdził, że to organ federalny ponosi winę za błędne przeprowadzenie procedury środowiskowej co de facto spowodowało kolejne 6, a może nawet 9 lat opóźnienia w rozpoczęciu prac na morzu.

Sąd odwoławczy bezlitośnie zacytował szereg wewnętrznych emaili wymienianych przez ekspertów urzędu federalnego, z których jednoznacznie wynikało, iż dla potrzeb procedury środowiskowej zaniżyli oni przewidywane wydobycie z 11 mld do 1 mld baryłek w skali całego okresu koncesyjnego 74 . Zatem wszelkie dalsze rozważania i analizy były wadliwe i nie dawały prawidłowej

72 http://www.ca9.uscourts.gov/ 73 http://dockets.justia.com/docket/circuit-courts/ca9/10-35932 74 Według przepisów w USA to organ federalny zleca wykonanie ekspertyzy środowiskowej dla strategicznych projektów jakim jest np. proces koncesyjny na morzu czy rurociągi przekraczające granice stanów. Urząd 19 oceny możliwych ryzyk i skali uszczerbku dla środowiska. Kluczowy email, który zaniżał dane był wysłany 3 sierpnia 2005.

Miejscowość, która wygrała ten proces jest de facto niezależnym rządem społeczności indiańskiej o konstytucji ratyfikowanej w 1940 roku. 75

Całość sprawy miałaby być może inny przebieg gdyby nie sezon wiertniczy w roku 2012 gdy zdarzyło się kilka wypadków. Najgroźniejszy polegał na urwaniu się platformy wiertniczej z holu i uderzeniu o brzeg w rejonie miejscowości Kodiak na Alasce w dzień noworoczny. Zdaniem wielu ekspertów firma naftowa „zaoszczędziła” gdyż nie wynajęła dostatecznej liczby holowników do pracy, a także zignorowała zagrożenia pogodowe, które były znane.

Nieprawdziwe dane w emailach użyte do procedury środowiskowej oznaczają, że stracone będzie kolejnych dwa, może pięć lat na całą nową procedurę środowiskową. Teoretycznie przy planowanym wydobyciu o wartości 50 mld dolarów rocznie oznacza to pewne istotne straty dla koncernu, który już zapłacił 2,6 mld dolarów opłat koncesyjnych.

Walka o zgodę na wejście w obszar 1002, spory między Alaską a resztą USA

Gdy w 1980 roku Kongres USA uchwalił ustawę o utworzeniu Arctic National Wildlife Refuge („ANWR”) w drodze kompromisu stwierdzono, że pewien obszar nadbrzeżny opisany w rozdziale 1002 ustawy ANILCA (Alaska National Interest Lands Conservation Act) będzie dostępny do badań poszukiwawczych. Wyłączenie obszaru 1002 z ustawy ANILCA było kompromisem, który zdecydował o jej uchwaleniu. W 1987 obszar ten decyzją rządu federalnego miał być uruchomiony do badań. Jednak w 1995 Kongres USA zawetował fakt zgody na te badania, z kolei prezydent Clinton zawetował akt Kongresu. Kolejnym krokiem była odmowa organu federalnego (US Fish and Wildlife Service) uzgodnienia zasad prowadzenia prac badawczych na obszarze 1002 stwierdzając, iż brak mu na to zgody kongresu. W maju 2013 gubernator Alaski zaproponował dotację 50 mln USD aby pokryć koszty nowoczesnych badań sejsmicznych 3-D na tym terenie. Spodziewane jest, iż ten właśnie obszar stanowiący tylko ok. 8 % całego ANWR da znaczące zasoby rzędu 4-16 mld baryłek ropy co m.in. przywróciłoby do działania na 100 % opisany wcześniej ropociąg. Sprawa przeprowadzenia badań na tym obszarze 1002 ma poparcie co najmniej 70 % obywateli Alaski (w przeciwieństwie do kwestii wydobycia z morza bo tu podział poglądów wśród mieszkańców Alaski jest o wiele poważniejszy). Administracja rządu federalnego (sekretarz ds. Wewnętrznych p. Sally Jewel) odmawiała wydania zgody na ww. badania. Kolejny wniosek o udzielenie zgody na badania przygotowany przez stan Alaska został złożony w lipcu 2013 i miał być rozpatrzony w ciągu 120 dni.

To co obserwujemy na Alasce to problem tzw. maksymalizacji wykorzystania zasobów. Zawsze łatwiej i szybciej jest zużyć najłatwiej dostępne części złoża czy najlepsze i najbardziej perspektywiczne fragmenty obszaru koncesyjnego. Ból, pot i łzy oraz dodatkowe nakłady są potrzebne aby zmaksymalizować i wydobyć także zasoby z mniej opłacalnych złóż. 24 lutego 2014 roku opublikowano bardzo dobry raport Sir Iana Wood’a na temat tego jak należałoby postąpić aby nie

zatrudnia ekspertów i na podstawie ich pracy podejmuje decyzje ale można je skarżyć do niezawisłego sądu co w tym przypadku miało miejsce. 75 http://www.loc.gov/law/help/american-indian-consts/PDF/40029213.pdf 20 utracić reszty zasobów na brytyjskiej strefie Morza Północnego 76 . Postępowanie brytyjskie w tej sprawie polega na dobrze przygotowywanych, publicznie dyskutowanych „apolitycznych” wstępnych koncepcjach, przy poparciu społecznym pierwszego kroku ale będącego de facto dopracowaniem całościowej koncepcji, a nie na „rzucaniu się” na różne rozwiązania. Jest to całkowite zaprzeczenie tego co widzimy na Alasce.

To działania rządu federalnego uniemożliwiły prace na obszarach ANWR (tzw obszar 1002), NPR-A (National Petroleum Reserve – Alaska), na morzu Chukchi i Beaufort). Ponadto także to działania organów federalnych zatrzymały możliwość eksploatacji pokładów węgla i znacznie zmniejszyły przychody z drewna. Organy federalne kierują się tu bowiem opiniami wyborców z innych stanów USA, którzy (w ich opinii) traktują Alaskę jako cenną perłę przyrodniczą, gdzie w zasadzie wszystko co odnosi się do wydobycia kopalin powinno być zakazane. Dla przykładu inny projekt wydobywczy (projekt Pebble dot. złóż złota i miedzi) został „wywrócony” przez rząd federalny, który sporządził kontrdokument blokujący ten projekt (Draft Assessment) i odmówił w nim uwzględnienia badań, na które inwestor wydał już 150 mln dolarów. W tej sprawie rząd federalny uniemożliwia inwestorowi przejście pełnej oceny środowiskowej i to na obszarze, który prawnie jest otwarty dla działalności wydobywczej. 77

Wnioski

Analiza sytuacji stanu Alaska pokazuje, że nie ma prostych rozwiązań w zakresie stymulowania i opodatkowania przemysłu wydobywczego. Nie ma jednoznacznej procedury postępowania z nowymi projektami i przeprowadzania ocen środowiskowych dla nowych złóż.

Nawet najbardziej doświadczone grupy ludzi, mające dziesiątki lat doświadczeń w tej branży, niekoniecznie wybierają najlepsze rozwiązania. Niekiedy te forsowane rozwiązania mają być trampoliną polityczną, która okazuje się wadliwa i uderza rykoszetem w niewinne strony.

Gospodarka i cała przyszłość stanu Alaska znalazły się w zagrożeniu spowodowanym działaniami stron walczących o ochronę środowiska i działaniami politycznymi urzędników federalnych.

Wskutek zaistniałej sytuacji mieszkańcy Alaski muszą wyjąć ze swoich oszczędności kwotę 12 mld dolarów (a może będzie to nawet znacznie więcej) aby zapłacić za brakujący gazociąg oraz muszą zgodzić się na obniżenie podatków dla nowych projektów wydobywczych. W przeciwnym wypadku ilość ropy wydobywanej spadnie a z rocznego budżetu stanu rzędu 6 mld USD zostanie tylko połowa.

Można odnieść wrażenie, iż niektóre koncerny spokojnie czekają aż ocieplenie klimatu otworzy im trasę do eksportu LNG przez cieśninę Beringa, co będzie dla nich najbardziej zyskowne. Jednocześnie

76 http://www.woodreview.co.uk/documents/UKCS%20Maximising%20Recovery%20Review%20FINAL%2072pp %20locked.pdf 77 Zwolennicy projektu Pebble twierdzą, iż dopiero po przeprowadzeniu procedury środowiskowej i przeanalizowaniu prawdziwych danych o możliwym oddziaływaniu można podjąć decyzję czy dać zgodę na projekt czy nie. Ich zdaniem rząd federalny boi się przeprowadzić tę procedurę gdyż wie, że inwestor może wygrać w sądzie potwierdzenie, że ma prawo uruchomić ten projekt. Tzw. Bristol Bay Assessment ma natomiast, na zlecenie rządu federalnego, całkowicie zablokować projekt Pebble bez dopuszczenia procedury środowiskowej dla tej konkretnej kopalni. 21 czekając jeszcze wiele lat mają nadzieję, iż eksploatacja na Alasce ruszy dopiero wtedy gdy boom łupkowy będzie wygasał, przez co ich zyski będą znacznie wyższe 78 .

Niektórzy gracze wolą traktować złoża na Alasce jako długoterminową rezerwę, a zatem wolą najpierw podejmować szybkie projekty w krajach mniej bezpiecznych politycznie tzn. tam gdzie mają o wiele łatwiejsze zgody środowiskowe czy wręcz robią spółki z lokalnymi władzami. W takich krajach „reżimowych” protesty ekologów przeciwko wydobyciu, kończą się ich odsiadką w więzieniach lub zniknięciem bez śladu. A wszelkie decyzje zapadają o wiele szybciej co daje wyższą stopę zysku. 79

Budowane na południu USA terminale do eksportu LNG przez Kanał Panamski są najsilniejszym konkurentem projektu budowy gazociągu przez Alaskę. Może się okazać, iż koncerny mające w posiadaniu złoża na północy Alaski odmówią eksportu przez ten nowy gazociąg jeśli taryfa będzie przenosić zbyt wysokie koszty budowy a uzyskiwane ceny nie zapewnią im odpowiedniej stopy zwrotu już poniesionych nakładów z uwzględnieniem wartości pieniądza w czasie. Złoża na północy są bowiem ich własnością i nikt nie może ich zmusić aby dokładały do tych projektów.

Analiza tej sytuacji pokazuje, iż w najbliższych latach mieszkańcy Alaski zacisną pasa jeśli chodzi o szczodrość wydatków socjalnych. Jeśli popełnione zostaną dalsze błędy to powoli dobrobyt tego stanu wyparuje. Jeśli jednak uda się rozwikłać opisane spory i ruszy wydobycie z nowych złóż na obszarze North Slope na Alasce to nie tylko będzie to miało wpływ na gospodarkę światową ale także na wartość akcji zainteresowanych koncernów. Warto śledzić tę sytuację po to, by lepiej podejmować trudne decyzje na naszym polskim podwórku. 80

78 Każdy rozsądnie myślący koncern wydobywczy „chomikuje” niektóre złoża aby uruchomić je tylko w sytuacjach gdy ceny są bardzo wysokie. 79 Wiele koncernów stara się utrzymywać 40-70 % wydobycia kopalin z krajów gdzie rządzą reżimy ale rozgrywa je między sobą tak, aby zmniejszyć ryzyko. W Polsce płacenie łapówek na rzecz zagranicznych reżimów, aby pozwoliły naszym firmom na eksploatację kopalin, jest karalne co jest naiwne i szkodliwe dla kraju. 80 W Polsce także, z powodu wyczerpywania się złóż oraz zbyt niskiej ceny na gaz krajowy, trzeba budować za publiczne pieniądze terminal LNG. Gdyby od lat polityka w tej dziedzinie była inna to być może gaz do Polski trafiałby na koszt zainteresowanych inwestorów a nie przy wsparciu z publicznych środków. Wiele zachowań polskich polityków i polityków ze stanu Alaska jest podobnych co nie ułatwia sformułowania sensownej wieloletniej polityki. 22