Deep Vision i Nano-Prospecting pozwalają wydobywać gaz ze złóż, które do tej pory były niedostępne. Dzięki nim okazało się, że na świecie jest tak dużo złóż tego surowca, iż z powodzeniem może on zastąpić ropę
Koncerny energetyczne – Exxon, BP, Shell czy Chevron – inwestują miliardy dolarów w nowe technologie wydobycia gazu ziemnego, bo ten surowiec jest na najlepszej drodze do zastąpienia ropy naftowej i stania się paliwem przyszłości. Od 2007 roku tempo odkrywania nowych złóż ropy nie nadąża za wzrostem popytu, przede wszystkim ze strony krajów Azji. To powoduje wzrost jej cen, podsycany dodatkowo przez niestabilną sytuacją w Afryce Północnej i na Bliskim Wschodzie. Tymczasem dzięki najnowszym technologiom wydobycia gazu tylko w ostatnim roku ceny surowca na rynkach spadły aż o 27 proc. Zdaniem ekspertów Shella podczas gdy podaż ropy osiągnęła już szczyt i w nadchodzących 20 latach będzie spadać, wydobycie gazu zwiększy się aż o połowę: z 3,1 bln metrów sześciennych do 4,5 bln rocznie.

Kontrowersyjne rozbijanie skał

Gazowa rewolucja rozpoczęła się od nowych metod odnajdywania złóż. Jeszcze w 2007 roku Międzynarodowa Agencja Energii (IEA) oceniała, że znane pokłady tego surowca odpowiadają 60 latom obecnego poziomu jego zużycia. Dziś ta prognoza została podwyższona do 250 lat. I zdaniem ekspertów koncernu Exxon może wkrótce osiągnąć aż 690 lat.
Gaz jest obecnie wykrywany na głębokości nawet 10 km pod stałym gruntem, a pod dnem mórz i oceanów na głębokości 3,5 km. To dzięki Deep Vision Technology, wykorzystującej zjawisko spektroskopii magnetycznego rezonansu jądrowego, do tej pory wykorzystywanej w medycynie. Pozwala ona z niezwykłą precyzją (nawet jednego metra) odnaleźć surowiec wciśnięty między skały osadowe czy piaski. Geolodzy widzą zarys złoża na ekranach wysokiej rozdzielczości w 3D. Potem dokonuje się próbnego odwiertu i wpuszcza do szybu dziesiątki miniaturowych czujników, dzięki którym można dokładnie poznać ułożenie złoża i jego zasoby. Te metodę – Nano-Prospecting Technology – opracował koncern Hewlett-Packard.
Nowe techniki poszukiwań są nie tylko dokładniejsze, ale też znacznie tańsze niż ich starsze odpowiedniki. Jeszcze kilka lat temu eksploracją zajmowały się wyłącznie największe koncerny, bo tylko one były w stanie ponieść koszty ewentualnej porażki. Dziś liderami w tej dziedzinie są jeszcze niedawno zupełnie nieznane grupy, jak Chesapeake Energy czy Quicksilver Resources. Wykryte przez nie złoża, nie tylko w USA, ale także m.in. w Chinach, Brazylii i Australii, często okazują się na tyle pokaźne, by zainteresowały się nimi potężne grupy energetyczne. Włoska Eni wykupiła pola wykryte przez Quicksilver, a francuski Total przez Chesapeake.
Deep Vision Technology jest szczególnie przydatna dla złóż gazu łupkowego. W przypadku starych metod konieczne było przeprowadzenie dziesiątek, a nawet setek odwiertów. To powodowało, że poszukiwanie surowca było niezwykle drogie. Teraz jednak liczba szybów w USA, gdzie technologia odkrycia i wydobycia gazu łupkowego została wynaleziona, rośnie w tempie geometrycznym. Pracują tam przeszło trzy tysiące szybów, a każdego miesiąca uruchamiane jest kolejne 120 – 150 nowych. – Udało się także skrócić czas konieczny do rozpoczęcia eksploatacji złoża. Dziś mija zaledwie 20 – 30 dni od rozpoczęcia poszukiwań do uruchomienia odwiertu. Kiedyś potrzeba było na to wielu miesięcy, często nawet lat – mówi „DGP” Rodney Rinholm z waszyngtońskiego Gas Technology Institute.
Największym sukcesem mniejszych firm energetycznych, przede wszystkim ze Stanów Zjednoczonych, jest opracowanie skutecznych metod wydobycia gazu łupkowego. Na skalę przemysłową zaczęto go eksploatować pod koniec lat 90. XX wieku, jednak dopiero niedawno opracowano metody rozbijania skał na dużych głębokościach (tzw. fracking), które pozwalają na maksymalne wykorzystanie złóż (nawet w 75 proc.) przy zminimalizowaniu ryzyka, że szkodliwe substancje przedostaną się do środowiska.
– Nikt nie bawi się w budowanie tradycyjnych szybów. Wszystkie instalacje są mobilne: ogromne ciężarówki przywożą na miejsce wydajną pompę o mocy 2,4 tys. koni mechanicznych. Jest ona w stanie wtłoczyć pod ciśnieniem tysiąca barów mieszankę wody i rozdrobnionego piasku do kruszenia łupków oraz chemikalia, które mają zabić bakterie mogące powstrzymać wydobycie gazu – opisuje Rinholm. Właśnie mikroskopijne organizmy są największym wrogiem firm wydobywczych. Pompowane pod ogromnym ciśnieniem w głąb ziemi płyny nagrzewają się, co powoduje namnażanie bakterii. Jeśli się ich nie zabije, potrafią zablokować wypływ gazu. Tu także trwa wyścig naukowców o znalezienie jak najskuteczniejszego środka bakteriobójczego i jednocześnie jak najbardziej przyjaznego środowisku.
Jeszcze niedawno gaz łupkowy można było wydobywać tylko na dzikich obszarach, z dala od zabudowań ludzi. Ale to już przeszłość. – Znaleźliśmy bardzo obiecujące pokłady gazu łupkowego pod Paryżem. Eksploatacja jest jak najbardziej możliwa oraz opłacalna – podkreśla w rozmowie z „DGP” Guy Outen, wiceprezes Royal Dutch Shell odpowiedzialny za wydobycie gazu. Nie ma oczywiście mowy o stawianiu szybu i pompy pod Łukiem Triumfalnym i wieżą Eiffla. Shell, podobnie jak inne koncerny, opracował technikę, która pozwala dostać się do złoża w bezpieczny sposób. W odległości kilkunastu kilometrów od celu wierci się szyb na głębokość znalezionego złoża (nawet 10 km). A potem wiertło jest ustawiane pod kątem prostym (równolegle do powierzchni ziemi) i przebija się w kierunku pokładu.
Eksploatacja gazu łupkowego wywołuje jednak kontrowersje. Amerykański film „Gasland”, który był w tym roku nominowany do Oscara, pokazuje, jak bardzo niedopatrzenia firm stosujących fracking niszczą środowisko: zatruwają wody podskórne i zanieczyszczają rzeki. Podczas ostatniego szczytu energetycznego w Brukseli w lutym kraje UE podzieliły się co do oceny tej technologii. Belgia, Irlandia i Szwecja uznały, że nie można wspierać techniki, która jest sprzeczna z regulacjami ekologicznymi Brukseli. Jednak zdaniem polskiej delegacji, którą poparły m.in. Niemcy i Francja, to nie sama technologia jest winna, ale łamanie norm bezpieczeństwa przez koncerny. Chodzi np. o grubość betonowych studni budowanych wokół szybów wydobywczych.
Rewolucja nie ominęła także morskich technik wydobycia gazu. Do tej pory koncerny musiały budować ogromnym kosztem stałe platformy wiertnicze. Taka inwestycja zwracała się latami. Dlatego nawet najwięksi potentaci decydowali się na nią, tylko jeśli mieli pewność, że natrafili na wyjątkowe pokaźne zasoby.
– Teraz wszystko wygląda inaczej – tłumaczy Outen. – W miejsce, które wstępne badania geologiczne uznały za obiecujące, podpływa specjalny statek i stojąc na kotwicy, robi wiercenia. Nie potrzeba żadnych stałych instalacji. Jeśli złoże okaże się bardziej obiecujące, niż zakładano, dołącza kolejna jednostka, a gaz jest bezpośrednio skraplany i wywożony w dowolne miejsce. Po wyczerpaniu surowca statek płynie do kolejnego złoża – dodaje.



Megastatki i klęska Gazpromu

Nowe metody wydobycia gazu nie miałyby jednak żadnego zastosowania, gdyby równocześnie nie opracowano innowacyjnych sposobów jego transportu, często na odległość tysięcy kilometrów. Jeszcze niedawno podstawą przesyłania gazu były rurociągi. Jednym z nich jest zbudowany kosztem ok. 9 mld dol. Nord Stream, który biegnąc po dnie Bałtyku, ma pod koniec tego roku dostarczyć po raz pierwszy gaz do Niemiec z dalekiej, rosyjskiej północy. Jednak jeszcze przed uruchomieniem ten budzący polityczne kontrowersje projekt może się okazać przeżytkiem. Jego śmiertelnym konkurentem są najnowsze technologie LNG.
Skraplanie gazu jest co prawda znane od dawna: zaczęło się rozwijać pod koniec lat 80. XX wieku w Malezji. Jednak ostatnio koszty kondensacji pod ogromnym ciśnieniem, schłodzenia i zamiany w ciekłe paliwo zostało radykalnie obniżone. Najbardziej wydajne urządzenia pozwoliły zbić koszt przerobienia gazu na paliwo LNG do zaledwie 10 dolarów za ok. 159 litrów (czyli równowartość baryłki ropy). To oznacza, że przy cenach ropy przekraczających 100 dol. za baryłkę producenci są w stanie zaoferować dwa razy tańsze paliwo.
– Ta cenowa rewolucja jest widoczna na razie głównie w Stanach Zjednoczonych, bo niemal wszystkie transakcje na zakup gazu mają tam charakter spotowy (są wynikiem wolnej gry podaży i popytu na giełdzie towarowej) – tłumaczy „DGP” Fabian Zuleeg z brukselskiego European Policy Center. – W Europie taki system też szybko się rozwija, ale wciąż 60 proc. gazu jest kupowane w ramach wieloletnich umów, w których cena z sześciomiesięcznym opóźnieniem podąża za notowaniami ropy. W Azji taka forma zakupu dotyczy wciąż 100 proc. transakcji – dodaje.
Koszty technologii skraplania gazu gwałtownie spadły m.in. dzięki wieloletniemu programowi inwestycyjnemu, które uruchomił Katar, dziś największy eksporter LNG. Na zamówienie tego kraju południowokoreańskie stocznie budują 14 największych statków do przewożenia skroplonego gazu: Q-Max. Tylko jedna taka gigantyczna jednostka o długości 345 metrów i wysokości 35 metrów (odpowiednik 12-piętrowego budynku) jest w stanie przewieźć na drugi koniec świata 161 mln metrów sześciennych gazu. Koszty transportu są aż o 40 proc. mniejsze (w przeliczeniu na jednostkę energii) niż przy statkach poprzedniej generacji przewożących gaz LNG.
Najważniejszym osiągnięciem technologicznym Q-Max jest jednak zainstalowanie bezpośrednio na jego pokładzie systemu skraplania gazu. Statek może pompować surowiec albo z terminalu gazociągu, albo bezpośrednio z szybu wydobywczego (np. spod dna morza), zamieniając go w stan płynny. A gdy dopłynie do terminalu odbiorczego, urządzenia pozwalają na ponownie podgrzanie skroplonego gazu i przywrócenie go do pierwotnej konsystencji. Dzięki temu surowiec może być bezpośrednio tłoczony do sieci przesyłowej i gospodarstw domowych.
Nic dziwnego, że znaczenie LNG w obrotach surowcami energetycznymi rośnie bardzo szybko. Zdaniem Shella do 2015 roku liczba krajów, które będą sprowadzać płynny gaz, skoczy z 19 do 35. Nowe terminale budują nie tylko Polska, Włochy i Hiszpania, uzależnione od importu znacznej części zużywanej energii, ale także Francja, która przez ostatnie 40 lat inwestowała dziesiątki miliardów franków i euro w budowę elektrowni jądrowych, wierząc, że to właśnie one rozwiążą problem energetyczny kraju.
O ile przez ostatnie 10 lat wielką potęgę LNG budował Katar, to zdaniem ekspertów rozpoczęta właśnie dekada będzie należała do Australii. Do 2015 roku na rynku pojawią się także nowi dostawcy: Rosja, Angola oraz Peru. Gazprom, który przez wiele lat liczył na utrzymanie dominującej pozycji na rynku europejskim (zaspokaja np. 40 proc. importu Niemiec), dzięki sieci tradycyjnych gazociągów i poprzez sponsorowane instytuty badawcze podkreślał rzekome szkody dla środowiska wydobycia gazu łupkowego, dał za wygraną i postawił na nowe technologie. Rosyjski potentat pogodził się z Shellem, któremu wcześniej odebrał większość praw do pól wydobywczych na tej wyspie, i zaprosił go do współpracy przy budowie pierwszego rosyjskiego terminalu LNG na Sachalinie. Gazprom ukorzył się, bo gwałtownie traci rynki zbytu: zyski firmy spadły w ubiegłym roku o 42 proc.
Wynalazki w wydobyciu i transporcie gazu pojawiają się w ostatnich latach tak szybko, że czasami wzajemnie sobie szkodzą. Od początku obecnej dekady Stany Zjednoczone uruchomiły potężny program budowy ośmiu terminali LNG, spodziewając się gwałtownego wzrostu zapotrzebowania na ten surowiec. Tak się jednak nie stało. Odkrycie złóż gazu łupkowego spowodowało, że USA nie tylko stały się samowystarczalne, ale mogą liczyć na rezerwy odpowiadające 100 latom obecnego poziomu zużycia. Ogromne inwestycje portowe nie mają więc szans się zamortyzować, bo nie tylko ceny gazu spadły na amerykańskim rynku o 60 proc., lecz także liczba statków LNG przypływająca do amerykańskich wybrzeży jest dziesięciokrotnie mniejsza, niż zakładano. Zbudowany kosztem 1,5 mld dolarów terminal Sabine Pass na granicy Luizjany i Teksasu miał przyjmować codziennie przynajmniej jedną jednostkę. Jednak przez 18 miesięcy od uruchomienia zawinęło tu zaledwie 10 statków.
Choć badania niekonwencjonalnych złóż gazu (gaz łupkowy, głęboko w ziemi lub pod dnem morza) w Europie i Azji dopiero nabierają rozpędu, a w Stanach Zjednoczonych trwają zaledwie kilka lat, już wiadomo, że są one znacznie większe od pokładów konwencjonalnych. Z ostatnich danych Międzynarodowej Agencji Energii wynika, że w Ameryce Północnej to 233 bln metrów sześciennych (wobec 32 bln gazu konwencjonalnego), w Afryce 107 (wobec 32) a w regionie Azji Południowo-Wschodniej 274 (wobec 31).
Gaz stał się tak bardzo pożądany nie tylko dlatego, że jego cena jest coraz bardziej konkurencyjna wobec ropy. Opracowane przez niemiecki koncern RWE elektrownie nowej generacji napędzane gazem potrafią wyprodukować megawat energii elektrycznej o połowę taniej niż siłownie opalane węglem, o 20 proc. taniej niż siłownie jądrowe, a nawet o 15 proc. taniej niż elektrownie wiatrowe, choć w tym przypadku surowiec jest przecież darmowy.



Elektrownie na gaz

Różnica bierze się przede wszystkim z początkowych kosztów budowy samej elektrowni. – O ile budowa elektrowni gazowej CCGT (Combined Cycle Gas Turbine) zajmuje mniej niż rok od momentu opracowania planów do uruchomienia, w przypadku tradycyjnej elektrowni i źródeł odnawialnych to kilkakrotnie dłużej – zwraca uwagę Louise Smith. Jak wynika z analiz londyńskiego Energy Institute, koszt budowy elektrowni gazowej wynosi zaledwie 15 dol. na 1 MWh uzyskanego prądu, wobec 50 dol. w przypadku węgla, 120 dol. dla elektrowni jądrowych i instalacji wiatrowych umieszczonych w głębi lądu oraz 200 dol. dla podobnych urządzeń na morzu.
Elektrownie gazowe biją konkurencyjne źródła zasilania także gdy idzie o ochronę środowiska. A to wobec coraz wyższych cen praw do emisji CO2 ma kluczowe znaczenie. W Polsce, gdzie 95 proc. elektryczności pochodzi ze spalania węgla, rząd pokłada duże nadzieje w specjalnych systemach filtrów i tłoczeniu szkodliwych gazów do zbiorników z wodą (USCC – Ultra Super Critical Coal). Jednak nawet ta droga technologia (średniej wielkości elektrownia USCC kosztuje około 1,5 mld euro) jest zdecydowanie bardziej szkodliwa dla środowiska niż o wiele tańsze siłownie gazowe. Te ostatnie są w stanie wyprodukować MWh prądu przy emisji około 30 kg CO2 wobec 180 kg dla najnowszych elektrowni węglowych.
Z najnowszych prognoz amerykańskiego koncernu Exxon wynika, że mimo coraz większej mody na odnawialne źródła energii w 2050 roku będą one wciąż dostarczały 0,5 – 2 proc. całości potrzeb energetycznych świata. Przyczyną są przede wszystkim finanse. Zadłużone kraje Unii Europejskiej i Stany Zjednoczone będą wolały oszczędzić w nadchodzących 40 latach 400 – 500 mld dolarów na inwestycje w produkcję biomasy, elektrownie słoneczne czy parki wiatrowe i rozwinąć w zamian o wiele tańsze elektrownie gazowe, uzyskując identyczny efekt dla środowiska.
Nie wszyscy są jednak przekonani, że gaz zdobędzie w nadchodzących latach absolutną dominację na rynku energetycznym. Niemiecki oddział Vattenfall dwa lata temu uruchomił pierwszą elektrownie węglową, która pozwala na zredukowanie o 80 – 90 proc. emisji dwutlenku węgla dzięki tłoczeniu szkodliwych gazów do głębokich jam podziemnych (Carbon Capture and Storage). Ta technologia na razie jest droga – trzeba zużyć dodatkowo 25 – 40 proc. węgla, aby uzyskać taką samą ilość elektryczności jak przy siłowniach węglowych poprzedniej generacji. Jednak jeśli da się ją usprawnić, może się okazać niezwykle atrakcyjna z powodu ogromnych i tanich zasobów węgla m.in. w Europie, Australii czy RPA.
Nowe technologie wydobycia i transportu gazu mają ogromne konsekwencje geopolityczne. Dzięki nim po raz pierwszy od dwóch pokoleń Zachód może przestać być zależny od dyktatorskich reżimów. O ile bowiem większość złóż ropy znajduje się w krajach Bliskiego Wschodu, Afryki Północnej, Rosji czy Wenezueli, gaz jest już bardziej równomiernie rozłożony na naszej planecie.
– Stany Zjednoczone mają dwa razy więcej gazu niż Arabia Saudyjska posiada ropy – podkreśla w rozmowie z niemieckim tygodnikiem „Der Spiegel” teksański inwestor T. Boone Pickens. W Europie nowe technologie wydobycia gazu podkopują dominującą pozycję Gazpromu jako dostawcy energii, którą jeszcze dwa lata temu wykorzystywał, aby podporządkować sobie takie kraje, jak Ukraina i Białoruś. Jeśli sprawdzą się najnowsze, optymistyczne prognozy, Polska może mieć złoża gazu łupkowego wystarczające na 200 lat konsumpcji. Dzięki rodzimym niekonwencjonalnym złożom także zależność Niemiec od importu gazu z Rosji może zostać radykalnie ograniczona.
Przez pierwsze 30 lat po II wojnie światowej tania ropa okazała się fundamentem bezprecedensowego rozwoju Europy Zachodniej i Stanów Zjednoczonych. Teraz taką samą rolę może odegrać gaz, i to już nie tylko dla Zachodu, lecz także całego świata. Nie chodzi tylko o niższą cenę. W miarę jak rynek gazu się zwiększa, jego notowania się stabilizują. To ogromny atut dla takich firm, jak linie lotnicze czy elektrownie, które dziś z powodu ciągłych skoków cen ropy nie mogą skutecznie planować rozwoju i inwestycji – przekonuje Guy Outen, którego koncern, niedawno kojarzony niemal wyłącznie z wydobyciem ropy, teraz chce się specjalizować w produkcji gazu. Amerykański koncern energetyczny Exxon przewiduje, że w 2030 roku, już za 18 lat, gaz zastąpi węgiel jako najważniejszy surowiec do produkcji elektryczności.
Najnowsze q-maksy będą największymi statkami świata. Każdy z nich ma 345 metrów długości i może przewieźć 161 milionów metrów sześciennych LNG Fot. Mat. prasowe / DGP