-
Wenezuela posiada największe potwierdzone rezerwy ropy na świecie, ale surowiec ten jest wyjątkowo gęsty, trudny w transporcie i charakteryzuje się wysokim śladem klimatycznym.
-
Wydobycie i przetwarzanie wenezuelskiej ropy generuje bardzo wysokie emisje gazów cieplarnianych ze względu na niską jakość surowca i przestarzałą infrastrukturę pełną nieszczelności oraz wycieków.
-
Szybkie zwiększenie wydobycia w Wenezueli wymagałoby ogromnych inwestycji w infrastrukturę i stabilności instytucjonalnej, czego w tej chwili brakuje.
-
Więcej podobnych informacji znajdziesz na stronie głównej serwisu
Po błyskawicznym zimowym ataku USA na Wenezuelę, Waszyngton zapowiedział, że będzie dążył do otwarcia wenezuelskich złóż ropy dla amerykańskich firm. Kraj ten rzeczywiście dysponuje ogromnymi złożami surowca. Problem polega na tym, że w przypadku Wenezueli pytanie nie brzmi wyłącznie „ile ropy”, ale też „jakim kosztem” i „czy w ogóle da się ją wydobywać stabilnie” bez powtarzających się katastrof środowiskowych.
Wenezuelska ropa z pasa Orinoko to surowiec o bardzo niskiej jakości: ciężki i lepki, często wymagający podgrzewania już na etapie wydobycia. Żeby w ogóle dało się go przepchnąć rurociągiem, zwykle trzeba go rozcieńczać innymi węglowodorami lub chemikaliami. Każdy taki „dodatkowy krok” oznacza energię, a energia w sektorze naftowym wciąż najczęściej oznacza emisje.
Koszty przetworzenia wenezuelskiej ropy są ogromne
Deborah Gordon z RMI (Rocky Mountain Institute), która od lat analizuje „intensywność węglową” różnych gatunków ropy, zwraca uwagę w rozmowie z Inside Climate News, że przy ciężkich gatunkach ropy koszty środowiskowe i finansowe rosną na dwóch etapach. Najpierw przy wydobyciu, potem w rafinerii. Dane z literatury naukowej mówią o średnio ok. 1,5 razy wyższych emisjach dla ciężkiej ropy (produkcja, rafinacja i spalanie) w porównaniu z ropą lekką. Adam Brandt ze Stanfordu dodaje, że ciężkie gatunki wymagają bardziej energochłonnego przerobu, więc nawet to samo paliwo na stacji benzynowej może mieć zupełnie inną historię emisji.
RMI w zaktualizowanej analizie swojego indeksu wskazuje Wenezuelę jako kraj o najwyższej intensywności węglowej ropy wśród dużych producentów. Innymi słowy: nie chodzi tylko o to, że ropa emituje gazy cieplarniane. Chodzi o to, że ta konkretna ropa emituje ich wyjątkowo dużo, zanim jeszcze trafi do silnika.
Metan, flary i rurociągi w stanie „przetrwania”
Wysoka emisyjność Wenezueli nie wynika wyłącznie z chemii surowca. Drugim składnikiem tej mieszanki jest infrastruktura, która od lat działa w trybie awaryjnym. Według danych Międzynarodowej Agencji Energetycznej Wenezuela miała w 2023 r. jedną z najwyższych „intensywności metanowych” wśród czołowych producentów ropy i gazu. Źródeł jest kilka: nieszczelności, celowe odpowietrzanie instalacji, spalanie gazu na pochodniach, czyli flaring.
Problem w tym, że flaring bywa stosowany jako „zawór bezpieczeństwa”, ale w praktyce w krajach z zaniedbaną infrastrukturą staje się stałym elementem krajobrazu, a nie awaryjnym rozwiązaniem. Im więcej gazu idzie w ogień (albo ulatuje bez spalania), tym większy ślad klimatyczny całego łańcucha dostaw ropy.
Do tego dochodzą wycieki. Wenezuelski państwowy koncern PDVSA raportował między 2010 a 2016 r. ponad 46 tysięcy incydentów, gdy w toku wydobycia, transportu i przetwarzania ropy dochodziło do mniejszych czy większych wycieków. Związki zawodowe i lokalne społeczności mówią o wyciekach zdarzających się w niektórych regionach w zasadzie codziennie. To nie jest tylko problem wizerunkowy: wycieki podkopują zaufanie do całego sektora i podnoszą koszty ewentualnego „restartu” wydobycia na dużą skalę, o którym marzy Biały Dom.
Według analizy Rystad Energy utrzymanie obecnego poziomu wydobycia (około 1,1 mln baryłek dziennie) ma wymagać dziesiątek miliardów dolarów nowych inwestycji w perspektywie kilkunastu lat. A scenariusz powrotu do ok. 3 mln baryłek dziennie, czyli poziomu z końcówki lat 90., Rystad rozpisuje jako projekt na mniej więcej 15 lat, z horyzontem około 2040 r. i łącznymi nakładami idącymi w setki miliardów dolarów (w ich modelu: ok. 183 mld dolarów w latach 2026-2040, z ogromnym udziałem infrastruktury.
Nie tak szybko z tą ropą z Wenezueli
Po pierwsze, szybki powrót do wydobycia ropy w Wenezueli na wielką skalę jest technicznie mało realny. Da się reaktywować część odwiertów i dołożyć kilkaset tysięcy baryłek dziennie relatywnie szybko, ale wejście na poziomy rzędu 2-3 mln baryłek ropy na dobę wymaga lat stabilnych inwestycji i sprawnej logistyki.
Po drugie, pieniądze nie wystarczą bez stabilności instytucjonalnej. Rystad wprost pisze o potrzebie zaufania inwestorów do prawa, kontraktów i przewidywalności politycznej. Bez tego nawet najbardziej spragnione ciężkiej ropy rafinerie z Zatoki Meksykańskiej będą bardzo ostrożnie kalkulować ryzyko.
-
Ważna zmiana w systemie kaucyjnym przegłosowana. Sejm zadecydował
-
Odsalanie morza dla ludzi. Woda pitna będzie do użycia od tego roku
Po trzecie, większa produkcja bez naprawy standardów środowiskowych grozi zwielokrotnieniem szkód. Więcej wydobycia w systemie z wysokimi wyciekami metanu i częstymi wyciekami ropy oznacza więcej emisji i więcej lokalnych katastrof, nawet jeśli globalny rynek na chwilę się ucieszy.
Do tego obrazu dochodzi jeszcze problem tego, kto w ogóle jest w stanie przerobić tę ropę. Wenezuelskie gatunki są w większości ciężkie i kwaśne, więc wymagają rafinerii ze specjalistycznymi instalacjam. To automatycznie zawęża grono odbiorców do takich hubów jak amerykańska Zatoka Meksykańska czy wybrane rafinerie w Chinach. Rystad zwraca uwagę, że historycznie struktura produkcji Wenezueli przesunęła się w stronę ciężkich gatunków: w latach 90. i na początku 2000 r. miały one stanowić ok. 30-40% podaży, dziś dominują. W praktyce oznacza to większą zależność od importu rozcieńczalników i „wąskie gardła” w infrastrukturze, bez których surowiec z pasa Orinoko jest trudny do sprzedania w dużej skali.
Drugi twardy hamulec to stan sektora i luka kapitałowa. Rystad wylicza, że nawet w scenariuszu powrotu do 3 mln baryłek dziennie kluczowe są nakłady na infrastrukturę: same rurociągi i zaplecze mają kosztować ok. 81 mld dolarów z łącznych 183 mld w latach 2026-2040. Co więcej, żeby taki scenariusz w ogóle był wiarygodny, w pierwszych 2-3 latach trzeba by przyciągnąć zagraniczny kapitał rzędu 30-35 mld dolarów, bo wenezuelski koncern PDVSA nie ma dość pieniędzy, by to udźwignąć. A nawet wtedy szybkie rozkręcenie produkcji na wielką skalę może okazać się nierealne, bo część projektów opłaca się dopiero przy cenach ropy powyżej 80 dolarów za baryłkę i przy wyjątkowo stabilnym otoczeniu polityczno-prawnym.
