Kuba potentatem w branży naftowej?

Postawione pytanie może wydawać się zaskakujące i wręcz absurdalne, ale w świetle ostatnich wydarzeń skłania do głębszej refleksji. Wprawdzie Kuba pozostawała przez lata zależna od dostaw surowców naftowych z innych krajów, jednak obecnie sytuacja ta może ulec zmianie. Wszystko za sprawą złóż odkrytych w 2004 i 2008 r. u wybrzeży kraju. Odkładana przez lata eksploatacja nabiera obecnie realnych kształtów. Podwodne wydobycie wymaga użycia nowoczesnych i niezwykle kosztownych technologii, jakimi państwo kubańskie nie dysponuje. W związku z tym nawiązano współpracę z firmami zagranicznymi działającymi w branży wydobywczej. Korzyści płynące z posiadanych zasobów czarnego złota mają być osiągalne w krótkiej perspektywie czasu.

Skarabeusz w karaibskim eldorado

Jako pierwszy licencję na wydobycie uzyskał hiszpański Repsol YPF, z którym władze kubańskie współpracują za pośrednictwem państwowej firmy Cubapetroleo (CUPET). Repsol przewodzi obecnie konsorcjum składającemu się z norweskiego Statoil oraz indyjskiego ONGC Videsh. Na mocy porozumienia z 2000 r. zagranicznym inwestorom udostępniono przybrzeżne tereny do poszukiwań ropy i gazu. W niespełna 4 lata później odkryto bogate złoża w odległości ok. 32 km na północ od Hawany. Analiza przeprowadzonych badań geologicznych wykazała obecność ropy naftowej i gazu ziemnego wzdłuż całego północno-zachodniego wybrzeża Kuby. Według szacunków na tzw. Północnym Basenie Kubańskim może znajdować się od 4,6 do 9,3 mld baryłek ropy i od 9,8 do 21,8 bln m3 gazu ziemnego. W niedługim czasie obszar Wyłącznej Strefy Ekonomicznej, ciągnącej się na zachód w kierunku Zatoki Meksykańskiej został podzielony na 59 działek inwestycyjnych o powierzchni 2 tys. km2 i średniej głębokości 1,4 km. Planowano przekazać je zagranicznym inwestorom, którzy na własną rękę mieli prowadzić próbne odwierty. Realizację przedsięwzięcia odsunięto jednak aż do 2009 r.

Głównym powodem wstrzymania prac były trudności techniczne przy tworzeniu odpowiedniej platformy wiertniczej. Wynikały one z embarga ekonomicznego, jakie Waszyngton nałożył pól wieku temu na wymianę handlową z Kubą. Zakazany jest eksport i wykorzystywanie urządzeń, w których udział części wyprodukowanych przez zakłady amerykańskie wynosi ponad 10% całości. Większość nowoczesnych komponentów do podwodnych wierceń produkują specjalistyczne firmy z USA. W międzyczasie Hawana poinformowała o weryfikacji wcześniejszych szacunków. Zdaniem przedstawicieli CUPET, złoża na kubańskich wodach terytorialnych i obszarze wyłącznej strefy ekonomicznej mogą wynosić 20 mld baryłek ropy naftowej. Taka ilość sytuowałaby Kubę pod względem zasobów ropy naftowej na równi z USA. Bardziej powściągliwy w swoich wyliczeniach jest natomiast Amerykański Instytut Geologiczny (USGS). Ocenia on kubańskie pokłady ropy naftowej na ok. 4,6 mld baryłek i gazu ziemnego na ok. 10 bln m3. Dodatkowo pod dnem morskim może znajdować się ok. 0,9 mld baryłek płynnego gazu (NGL).

Narastające opóźnienia w budowie platformy sprawiły, że ostatecznie dopiero w kwietniu ub. r. została ona ukończona i opuściła stocznię. Warty blisko 750 mln dolarów „Skarabeusz 9” został skonstruowany w dokach Szanghaju i Singapuru. Jest to zaawansowana technologicznie, półzanurzalna, dynamicznie pozycjonowana platforma wiertnicza o długości  115 m, szerokości 80 m i wysokości 42 m. Wyporności jednostki przekracza 31 000 ton, a na jej pokładzie znajdują pomieszczenia dla 200 osób. Zainstalowana aparatura umożliwia pracę na akwenach wodnych o głębokości do 12 km i prowadzenie wierceń do poziomu 3,2 km pod dnem morza. Właścicielem tego cudu techniki jest firma Saipem, będąca częścią włoskiego giganta naftowego ENI SpA.

Źródło: cubastandard.com (kliknij aby powiększyć)

Po długiej podróży platforma dotarła w końcu na kubańskie wody 19 stycznia br. Podczas wędrówki wzdłuż wybrzeża była doskonale widoczna ze stołecznej promenady El Malecon, stając się niespodziewaną atrakcją dla mieszkańców i turystów. Pierwsze odwierty zostaną przeprowadzone na polu naftowym położonym 50 km na północ od Hawany. Repsol zapowiedział wykonanie co najmniej dwóch szybów naftowych, które mają zweryfikować rzeczywiste pokłady surowców. Skarabeusz 9 trafi później w ręce działających wspólnie Petronas Malesia i Gazprom Nieftu, a następnie ma go przejąć ONGC Videsh. W kolejce do skorzystania z urządzenia ustawiły się także m.in. Petrobras (Brazylia), PDVSA (Wenezuela), PetroVietnam i Zarubezhneft (Wietnam/Rosja) oraz Sonangol (Angola). Dzienna opłata za użytkowanie platformy to wydatek rzędu 500 tys. dolarów.

Socjalizm i petrodolary

Do 1960 r. wydobycie ropy naftowej na Kubie było bardzo niewielkie. Pewien przełom nastąpił dopiero po utworzeniu państwowej firmy CUPET i rozpoczęciu poszukiwań na szerszą skalę. Dzięki temu udało się zlokalizować największe złoże Varadero z zasobami wynoszącymi ok. 3 mld baryłek. Dotychczas przeprowadzono 400 przybrzeżnych wierceń, których liczba uległa zwiększeniu od 1999 r. Produkcja surowej ropy z miejscowych szybów wynosi ponad 1,5 tys. baryłek dziennie, a w przypadku niektórych przekracza 5 tys. baryłek. Całkowite wydobycie krajowe waha się w granicach 50-60 tys. baryłek/dzień. Uzyskiwana ropa charakteryzuje się jednak niską jakością. Powszechnie używany indeks API (American Petroleum Institute) mierzy gęstość surowca w stosunku do wody, określając tzw. „ciężkość ropy”. Przedział od 10 do 50 pozwala wyznaczyć właściwości badanego produktu, gdzie większa wartość wskaźnika oznacza lepszą jakość („lżejsza ropa”). Ciężka odmiana wymaga bardziej skomplikowanego procesu rafinacji. Ropa pochodząca z Wenezueli lub Arabii Saudyjskiej posiada najczęściej 30-35 API. W przypadku Kuby jest to zaledwie 8-12 API, zaś stopień odzysku z każdej przerabianej baryłki to tylko 10%.

Krajowe wydobycie nie pokrywa dziennego zapotrzebowania szacowanego na 140-150 tys. baryłek. Niedobór uzupełniany jest dostawami z Wenezueli. Każdego dnia na wyspę przypływa 90-100 tys. baryłek, z czego 20-26 tys. jest subsydiowane i traktowane, jako „prezent” od Hugo Chaveza. Natomiast ponowny eksport zakupionej ropy szacuje się na ok. 40-50 tys. baryłek/dzień. Sprzedaż importowanego surowca jest dochodowym przedsięwzięciem. W 1989 r. reeksportowano 60 tys. baryłek/dzień, przy cenie ok. 22 dolarów za baryłkę, co pozwalało zgromadzić 1,3 mln dolarów. W 2005 r. wobec 58 dolarów było to już 2,3 mln, a w 2011 r., kiedy cena oscylowała wokół 100 dolarów zebrano prawdopodobnie blisko 4,5 mln dolarów.

Kooperacja z Wenezuelą zaowocowała również inwestycjami w sektorze naftowym. Koncern PDVSA zamierza przeznaczyć na ten cel ponad 13,5 mld dolarów. Wsparcie obejmie modernizacje dwóch rafinerii oraz budowę trzeciej. Środki pochodzić będą głównie od chińskich banków i przedsiębiorstw z branży budowlanej. W tej sprawie zawarto już odpowiednie umowy. Trwają rozmowy nad kolejnymi gwarancjami kredytowymi. Na mocy podpisanego w 2006 r. porozumienia z władzami kubańskimi, unowocześniana jest rafineria w mieście Cienfuegos. Jej wznoszenie rozpoczęto jeszcze przy pomocy radzieckich inżynierów, ale dalszą budowę przerwał upadek bloku wschodniego. Od tego czasu nie wykorzystywano pełnych mocy produkcyjnych zakładu, które wynoszą obecnie 65-100 tys. baryłek/dzień. Wartość niezbędnych prac w pierwszym etapie wyceniono na prawie 1 mld dolarów. Całkowity koszt przedsięwzięcia, to wedle wyliczeń strony wenezuelskiej ok. 5,5 mld dolarów. W ramach zawartej umowy 49% udziałów miejscowego przedsiębiorstwa przejęła PDVSA. Planuje się, że zdolności przerobowe w 2014 r. podwoją się do poziomu 150 tys. baryłek/dzień. Unowocześniona zostanie również rafineria Hermanos Diaz położona w Santiago de Cuba. Dzięki wydatkom przekraczającym 620 mln dolarów nastąpi zwiększenie dziennej rafinacji z 22 tys. do 50 tys. baryłek surowej ropy. Trzecią z inwestycji będzie budowa rafinerii w portowym mieście Matanzas. Jej wartość szacuje się na ponad 7,5 mld dolarów, a po ukończeniu stanie się zdolna do przerabiania 150 tys. baryłek/dzień.