Artykuł opublikowany pod adresem:     http://gigawat.net.pl/article/articleprint/1019/-1/78/

Sachalińskie epopeje zagranicznych kapitałów. Wejścia i...wyjścia
Informacje Numery Numer 07/2007

Autor: opr. red.

Data publikacji: 17.07.2007 21:54

Pierwsze doniesienia o zachodnich inwestycjach na Sachalinie pojawiły się na początku lat dziewięćdziesiątych ubiegłego wieku. Niewiele się o nich wtedy mówiło. Plany grupy spółek z przewagą amerykańskiego, japońskiego, indyjskiego i rosyjskiego kapitału przymierzające się do eksploatacji tutejszych złóż traktowano nie do końca poważnie.

Postrzegano je bardziej jako ciekawostkę niż poważne biznesowe przedsięwzięcie. Negowano ekonomiczny sens projektu firmowanego pod szyldem Sachalin 1, bo też przy kilkunastu dolarach za baryłkę ropy i kilkudziesięciu za 1000 m3 skroplonego gazu wydawało się ono niedorzeczne. Biorąc pod uwagę konieczne nakłady, czas amortyzacji, wielkość rezerw rynkowych, niewykorzystywany bliskowschodni potencjał wydobywczy, miał prawo za taki uchodzić, nawet jeśli przedmiotem westchnień Exxonu i jego kooperantów były zalegające pod powierzchnią dalekowschodniej rosyjskiej wyspy pokłady naftowe szacowane według najskromniejszych wyliczeń na 400.000.000 ton.

Gdy w kwietniu 1994 r. holendersko-brytyjski koncern paliwowy Royal Dutch Shell oraz dwie japońskie korporacje Mitsui i Mitsubishi powołały do życia konsorcjum o wdzięcznie brzmiącej nazwie Sakhalin Energy Investment Company Ltd., przystępując do realizacji niemalże bliźniaczo podobnego projektu okrzykniętego mianem Sachalin 2, sceptyczne głosy w fachowej prasie wyraźnie umilkły, choć tu i ówdzie dalej podkreślano bardziej pozaekonomiczne aspekty całej inicjatywy, wskazując na udział Japończyków.

Mezalians

Prawdziwą sensacją powiało dopiero w listopadzie 1997 roku. Docierające wtedy wiadomości od razu skupiły na sobie uwagę, co było zresztą w pełni zrozumiałe. Dotyczyły bowiem porozumienia wiążącego ze sobą dwie firmy mogące uchodzić za sztandar branży: Shell będący wtedy największym przedsiębiorstwem w Europie z rocznym zyskami sięgającymi 12,4 mld dolarów oraz rosyjski Gazprom najpotężniejszy w świecie producent gazu ziemnego.

Pierwsza wspólna inwestycja brała sobie na cel eksploatację nafty i gazu z wybranych pól zachodniosyberyjskiego złoża Zapolarnoje. W myśl przyjętych wtedy założeń, pierwsze partie surowca stąd spodziewano się uzyskać w 2003 roku. Powołane joint–venture przewidywało produkcję około 500 tys. baryłek ropy dziennie, co odpowiadało wówczas 7% całej rosyjskiej produkcji naftowej.

Uwagę rynku zwracała przede wszystkim ogromna aktywność Shella: po zapowiedzi przejęcia produkującej polipropylen firmy Montell NV oraz nabyciu amerykańskiej Tejas Group kontrakt z rosyjskim potentatem gazowym był trzecią transakcją opiewającą na kwotę przeszło miliarda USD zawartą przez koncern na przestrzeni zaledwie trzech miesięcy. To właśnie z nią naftowy potentat z Europy wiązał największe nadzieje na przyszłość.

Posażna Rosnieft

Kooperacja z Gazpromem, a także z restrukturyzowanym ale nie zaniedbującym zarazem swych interesów Łukoilem miała mu otworzyć drogę do wykupu udziałów w niesprywatyzowanej Rosniefti. Powód zainteresowań zachodniego biznesu tą ogromną państwową firmą paliwową zdawał się nader oczywisty: posiadała przez swoje spółki wyłączność na eksploatację kilkunastu potężnych złóż rozsianych na całym terytorium Federacji. Prawdziwą perełką w koronie był tu należący do niej Purnieftegaz, który wydobywa dziennie ok. 170 mln baryłek ropy i jest dysponentem ponad 30 pól naftowych na Syberii i 40%. udziałów w Sachalin 1. Na swoje nieszczęście Shell nie był nigdy na rosyjskim gruncie osamotniony. Konkurencja nie spała i co gorsza sukcesywnie jej przybywało. Obok neofitów nie brakło też spółek zawsze tu obecnych, prowadzących swoje interesy na tych terytoriach jeszcze w czasach radzieckich. Wtedy rzecz jasna nie mogły nawet marzyć o wydobyciu tu surowca na własny rachunek, teraz spieszyły się, by to nadrobić. Po potwierdzeniu zamiaru zakupu 10%-pakietu w Sidanko – ówcześnie szóstej co do wielkości rosyjskiej kompanii naftowej – coraz silniej na tutejszym horyzoncie kreśliła swój kontur British Petroleum. Lokalny rynek szybko się zapełniał, pochłaniając jednocześnie krocie. W latach 1999–2004 w samo tylko wydobycie ropy naftowej zagranica zainwestowała tu przeszło 34 mld USD.

Zimna kalkulacja

Zgodnie z pierwotną umową z 1994 roku w Sachalin 2 konsorcjum Sakhalin Energy Investment Company Ltd czyli Shell i partnerzy zobowiązali się włożyć jeszcze przed rokiem 2014 od 9 do 11 mld USD. W kwocie tej zamykały się tak inwestycje, jak i koszty eksploatacji pola naftowego Piltun-Astochskoje i gazowego Łunskoje. Pierwsze baryłki miejscowej ropy trafiły do sprzedaży, zresztą w myśl wcześniejszych planów i ustaleń, w 1999 roku, po gaz zamierzano sięgnąć nieco później. Do końca XX wieku, poza pracami wstępnymi, na dobrą sprawę zupełnie przygotowawczymi, niewiele zrobiono, aby go pozyskać. Opóźnienia tłumaczono trudnymi warunkami klimatycznymi i będącymi tego pochodną przeszkodami, na jakie natrafiono nie biorąc wcześniej ich pod uwagę. Było w tym tyle samo prawdy, co i oczekiwań na ulgi i preferencje ze strony rosyjskich władz fiskalnych. Po ponownym przeanalizowaniu kosztów w lipcu 2006 roku analitycy Shell dokonali korekty wielkości wymaganych nakładów, dodając do wspomnianych 9 – 12 mld USD kolejne kilka, wskazując na konieczność wyłożenia na ogół projektów nie mniej niż 20 mld USD. Na pozór wyliczenia były poprawne, uzasadnienie konieczności skierowania dodatkowych środków również. Wszystko się zgadzało i doprawdy trudno było w tym cokolwiek zakwestionować.

Gra zielonym

Sprawa nie była jednak taka prosta, i w rzeczywistości całą kalkulację łącznie z interpretacją przyczyn wyższych niż pierwotnie zakładano kosztów przedsięwzięcia należało najdelikatniej rzecz biorąc uznać za niezwykle subiektywną. Początkowe plany i założenia finansowe nie były przecież pozbawione realizmu i uwzględniały czynnik trudnych warunków naturalnych robót. Zmiany wymuszone stanem faktycznym mieściły się w granicach błędu, nie przewidziano czegoś zupełnie innego: ogromnej deprecjacji wartości amerykańskiego dolara – waluty, w której określono wielkość nakładów. Spadek ten, szczególnie w stosunku do rubla, dał się Sakhalin Energy Investment Company Ltd boleśnie we znaki. Korporacja, wykazując wysokie koszty i oczywiście kalkulując je w USD, starała się uzyskać zgodę na niższe podatki. Argumentacja ta najwyraźniej nie była przekonywająca jednak dla Rosjan, podkreślających z kolej przeszło czterokrotny wzrost cen ropy od 1999 roku. Wskazywali oni jednocześnie na mniejsze, niż przewidywało to porozumienie, nakłady, jakie Shell i jego wspólnicy mieli przeznaczyć na ochronę środowiska naturalnego na wyspie. Zagrożono nawet cofnięciem wydanych koncesji. Brytyjsko–holenderski koncern na dalszy rozwój wydarzeń nie czekał, jak to dowcipnie ujęto w jednej z polskich gazet: „nie chciał się kopać z koniem”.

Angielskie wyjście

Znalazł bardziej dyplomatyczne rozwiązanie. Porozumiał się z Gazpromem i, nie skupiając na sobie niczyjej uwagi, dyskretnie opuścił Sachalin. Wyczucie miejsca i czasu pozwoliło mu zgodnie z porozumieniem zawartym 21 grudnia 2006 roku z rosyjskim superkoncernem wynieść z interesu: 7,45 mld USD uzyskanych za sprzedaż pakietu kontrolnego, czyli 50% i jednej akcji konsorcjum, oraz zatrzymać w nim 27,5% udziału. Reszta pozostała bez zmian w rękach japońskich spółek uczestniczących w przedsięwzięciu Sachalin 2. Mitsui i Mitsubishi zachowały swoje odpowiednio 12,5% i 10%.

Niemal identycznie potoczyły się też losy wschodniosyberyjskiej inwestycji firmowanej przez BP. Wspólnie z rosyjskim TNK kierowanym przez Michaiła Friedmana. W końcu stycznia 2007 roku pojawiły się pierwsze doniesienia prasowe o dochodzeniu przeciw konsorcjum w sprawie nadużyć ekologicznych w rejonie Kowykty, gdzie brytyjsko–amerykański koncern wspólnie ze swym lokalnym partnerem wydobywał gaz.

Spór o losy tych złóż i sposób ich wykorzystania toczy się bez mała od trzech lat. Na imporcie pochodzącego stąd surowca niezwykle zależało Korei Południowej. Władze tego państwa z prezydentem Roh Mu Hin na czele zabiegały w Moskwie o budowę stąd gazociągu zaopatrującego ich kraj. Przedsięwzięciem zainteresowane były w niemniejszym stopniu również Chiny, przez terytorium których miałaby przebiegać trasa magistrali. TNK–BP, posiadając koncesje na eksploatację podziemnych bogactw Kowykty, miały powody, aby spodziewać się krociowych zysków. Pod koniec 2003 r. TNK-BP podpisało nawet listy intencyjne z chińskim koncernem CNPC i koreańskim Kogas w sprawie budowy linii przesyłowej gazu. Transfer miałby ruszyć za dziesięć lat i przez prawie trzy kolejne dekady do Chin i Korei dostarczanych miało być z Kowykty nie mniej niż 20 mld m3, a do innych państw Azji – 4 mld m3.

Zapomniany konkurent

Niestety nie uwzględniło w swych kalkulacjach jednego, a mianowicie praw Gazpromu. Ten państwowy monopolista już dawno zapewnił sobie decydujący wpływ na eksport wydobywanego w granicach federacji gazu, co pozwało mu ingerować w warunki sprzedaży nawet nie pozyskiwanego przez siebie surowca. BP nie mając faktycznie możliwości samodzielnego stanowienia o dalszych losach swych przedsięwzięć w Kowykcie z jednej strony, a z drugiej zmuszona do zwiększenia nakładów inwestycyjnych związanych między innymi z rosnącymi kosztami prowadzenia działalności na terenie Rosji i łożeniem ogromnych kwot na ochronę środowiska pod groźbą utraty koncesji, postąpiła wzorem Shella. Wycofała się z przedsięwzięcia, wynosząc z niego tyle, ile było możliwe. Nie jest tego za wiele, bo według wstępnych ustaleń, konsorcjum TNK-BP otrzymać ma od 700-900 mln USD za 63% udziałów w mającej prawo do eksploatacji Kowykty spółce Russian Petroleum i za 50% w firmie zajmującej się dystrybucją gazu w regionie Irkucka. To pozornie niedużo za zasoby wyceniane na rynku nawet na 20 mld USD. Brytyjczycy, o czym należy pamiętać, zainwestowali tu jednak bardzo niewiele, bo zaledwie 405 mln USD, czyli dwa razy mniej niż otrzymali. Również wydobycie, a tym samym i zyski, jakie osiągali, trudno uznać za imponujące: z planowanych w 2006 roku 9 mld m3 światło dzienne ujrzało zaledwie 34 mln m3. Pieniądze to nie wszystko. W zamian za rezygnację BP podpisało porozumienie o sojuszu strategicznym z Gazpromem. Przewiduje ono m. in. możliwość tworzenia nowych wielkich spółek i wymianę aktywów, co perspektywicznie dla brytyjskiego koncernu, borykającego się z coraz większym problemem dotyczącym zapewnienia zaplecza eksploatacyjnego, w kwestii dalszej działalności może okazać się nie mniej korzystne. Zresztą nie ma się co oszukiwać - na Kowykcie BP nie stracił.

 



| Powrót |

Artykuł opublikowany pod adresem:     http://gigawat.net.pl/article/articleprint/1019/-1/78/

Copyright (C) Gigawat Energia 2002