Przejazd 100 km taksówką za 25–30 złotych to standard, powszechnie przyjęta stawka to około 25–30 groszy za kilometr. Od turystów żąda się zwykle nieco więcej, ale i oni przyzwyczaili się już do niskich kosztów transportu w Egipcie. Jest tanio, ponieważ ceny paliw nie są wygórowane: przeciętnie 48–50 groszy za litr oleju napędowego i niespełna osiemdziesiąt za benzynę wysokooktanową, za taką uchodzi ta powyżej 90, bo o 98 nikt tu nie słyszał. Koszty kursu „taryfą” przy tych relacjach nie różnią się od obowiązujących u nas w kraju, oscylując wokół 40–50% ceny litra paliwa za każdy kilometr.

Egipski trzeci filar

W kraju faraonów i Sfinksa jest to już jednak tylko tzw. „jazda na oparach”. Egipt posiada - co prawda - własne złoża naftowe, a eksport ropy w stanie surowym i przetworzonym stanowi - jak dotąd - najważniejsze po turystyce i Kanale Sueskim źródło dochodów tego kraju, ale ten stan rzeczy nie potrwa długo. Rozmieszczone głównie na szelfie Zatoki Sueskiej, na półwyspie Synaj, a także w delcie Nilu - wzdłuż wybrzeża śródziemnomorskiego oraz na obszarach Pustyni Zachodniej tuż przy granicy z Libią - egipskie zasoby naturalne nie są zbyt imponujące i, co gorsza, zdają się być na wyczerpaniu. Potwierdza to sukcesywny spadek wydobycia surowca. Obecnie eksploatowane złoża są bowiem coraz mniej wydajne, a od lat nie zlokalizowano żadnych nowych liczących się. Tymczasem w niezwykle szybkim tempie rosną wewnętrzne potrzeby kraju.

Jeszcze przed niespełna dekadą Egipt dysponował prawie 40% nadwyżką, produkując 350 tysięcy baryłek dziennie więcej, niż jej zużywał. Pięć lat temu było to już tylko 200 tysięcy, a w zeszłym roku niecałe 80 tysięcy. Ten rok przypuszczalnie jest ostatnim, w którym zamknie swój bilans paliw płynnych na plusie, o eksporcie nie będzie już jednak mowy.

Nadal tanio

Koniec sprzedaży surowca zagranicznym odbiorcom uszczupli wyraźnie dochody państwa, lecz nie należy się spodziewać, aby spowodował jakieś rewolucyjne zmiany cen na rynku wewnętrznym. Egipcjanie zapłacą na stacjach benzynowych więcej, ale i tak nie będą to stawki obowiązujące w Rosji czy Stanach Zjednoczonych, nie wspominając już o pułapie europejskim. Trudno się temu dziwić. W kraju gdzie nauczyciel zarabia w przeliczeniu na naszą walutę mniej niż 150 złotych, a lokalny urzędnik niższego szczebla czy policjant 200 złotych, byłoby ekonomicznie najzwyczajniej niemożliwe, a politycznie wręcz niebezpieczne. Opozycyjne w stosunku do reżimu Mubaraka ugrupowania fundamentalistyczne z utęsknieniem wyczekują oznak niezadowolenia społecznego, a skokowa podwyżka cen ropy, czego ma on pełną świadomość, do takich nieuchronnie by doprowadziła. Oczywiście obecna władza do tego nie dopuści. Nie stoi zresztą przed koniecznością forsowania takowej ponieważ w dalszym ciągu rodzima produkcja będzie zaspokajała gros miejscowych potrzeb.

Nadal przynosić będzie też dochody obecnym w Egipcie zachodnim koncernom naftowym: British Petroleum oraz włoskiemu ENI tworzących z lokalną Egyptian General Petroleum Company (EGPC) spółki typu joint-venture: pierwsza GUPCO a druga IEOC. Obie wydobywają łącznie ponad połowę egipskiej ropy, i choć o uzyskiwanych dotychczas zyskach przyjdzie im pewnie wkrótce zapomnieć, to i tak ich rentowność zdaje się zupełnie niezagrożona. To samo dotyczy działalności amerykańskiej Apache Petroleum. Wydobywając surowiec w pobliżu granicy libijskiej, na obszarach Pustyni Zachodniej, zapewniła sobie dostęp do bodaj najbardziej perspektywicznych i najmniej dotąd eksploatowanych złóż.

W dużej mierze za ich sprawą Egipt, stając się importerem ropy, do czego przypuszczalnie dojdzie, jeśli nie jeszcze w tym to już na pewno następnym 2008 roku, będzie sprowadzał jednak śladowe ilości surowca. Nic nie wskazuje na to, aby do końca tej dekady było to więcej niż 100 000 baryłek dziennie. Ilość taka powinna okazać się zupełnie wystarczająca do zrównoważenia jego naftowego bilansu.

Naftowe „ insz Allah”

Rok 2010 to jednak niezbyt odległa perspektywa czasowa. Kolejne lata przyniosą natomiast dalszy wzrost konsumpcji i to wcale niemały, bo przy utrzymaniu dotychczasowego tempa zużycia, za dziesięć lat mowa być może nawet o zwiększaniu potrzeb rynku wewnętrznego nawet o 80 000 baryłek dziennie. Do tego czasu egipskie zasoby naturalne szacowane pod koniec 2004 r. na 3,6 mld baryłek skurczą się o 80%, by ulec całkowitemu wyczerpaniu, przy obecnym poziomie wydobycia gdzieś w okolicach 2020 roku. Prognozy zdają się być tu nieubłagane. Egipt w następnej dekadzie nie tylko będzie musiał obyć się bez jednego ze swych dotychczasowych najważniejszych źródeł dochodów, ale też - na domiar złego - obarczony zostanie ogromnym ciężarem finansowania importu ropy.

Świadomość tego stanu rzeczy - póki co - nikogo tu nie przeraża. Zgodnie z powszechnie przyjętym tu punktem widzenia, wszystko jest bowiem „insz Allah” czyli w rękach Boga i nie ma sensu martwić się na zapas, bo i po co: los może przecież się odmienić w każdej chwili, jeśli taka będzie jego wola. Niejako w myśl tego przesłania Ministerstwo ds. Ropy Naftowej Egiptu kontynuuje podjęte przed paru laty szeroko zakrojone badania nie penetrowanych dotąd geologicznie obszarów. Nadzieje na odkrycie nowych pokaźnych złóż pokłada głównie w poszukiwaniach dna morskiego prowadzonych na głębokich wodach terytorialnych Egiptu, nie tracąc jej mimo dotychczasowych niepowodzeń. Na dobrą sprawę nie pozostaje mu też nic innego, no może wyjąwszy modlitwę o pomyślność prac eksploracyjnych.

Naftostrada

Potencjalne niepowodzenia niosą za sobą poważne perturbacje natury ekonomicznej i nie tylko takie, wątpliwe jednak, aby osłabiły znaczenie Egiptu na światowych rynkach naftowych. To bowiem nie tyle związane jest z potencjałem tutejszego przemysłu wydobywczego, co z położeniem geopolitycznym kraju. Czyni ono z niego prawdziwą supermagistralę naftową. Przez terytorium Egiptu przesyłana jest większość ropy z arabskiego wschodu i Iranu, przeznaczonej na rynki europejskie oraz spora część surowca kierowanego bezpośrednio na wschodnie wybrzeże Stanów Zjednoczonych. Według najskromniejszych szacunków, nieco ponad 7 mln baryłek dziennie: niecałe dwie trzecie Kanałem, a pozostała część - po przepompowywaniu z tankowców w porcie Ajn Suchna nad Zatoką Sueską - przesyłana jest rurociągiem Sumed do terminalu Sidi Kerir nad Morzem Śródziemnym. Dwie równoległe nitki o średnicy 42 cali, każda o potencjale przesyłowym zbliżonym do „Przyjaźni” na odcinku Adamowo – Płock, należą w połowie do państwowej egipskiej EGPC oraz kompanii: saudyjskiej Saudi Aramco (15%), ADNOC ze Zjednoczonych Emiratów (15%), katarskiej OGPC (5%) i trzech spółek kuwejckich (każda po 5%).

Paliwo egipskiego jutra

Termin „egipski rurociąg” już w najbliższej przyszłości niekoniecznie kojarzyć się będzie z Sumedem i naftą. Energetyczne jutro Egiptu, jak należy przypuszczać, to gaz ziemny. Od schyłku ostatniej dekady ubiegłego wieku tutejszy przemysł stopniowo odchodził od zasilania ropą na rzecz tego właśnie nośnika energii. Obecnie transformację tę można uznać za niemal zakończoną. Zdecydowana większość, jeśli nie wszystkie duże i średnie przedsiębiorstwa bazują wyłącznie na pracy w oparciu o gaz ziemny. Ta celowa, kreowana przez rząd w Kairze polityka, służąca oszczędzaniu możliwie dużej ilości ropy, ma swe uzasadnienie. Choć Egipt widnieje na liście producentów gazu na odległym miejscu z zaledwie 1% światowego wydobycia, droga do zmiany pozycji na wyższą w tym rankingu stoi przed nim otworem. Prowadzone usilne poszukiwania ropy naftowej przyczyniły się do odkryć znacznych pokładów gazu ziemnego. Jeszcze dziesięć lat temu udokumentowane zasoby tego surowca sięgały 650 miliardów metrów sześciennych, obecnie to 1,9 biliona, czyli trzykrotnie więcej. Według aktualnego stanu wiedzy, jest trzecim po Nigerii i Algierii, największym dysponentem gazu na Czarnym Lądzie i choć nie ma większych szans im dorównać, to jednak nic nie wskazuje, aby był to koniec sukcesów eksploracyjnych.

Na pełnym gazie.

Dowiodły tego zarówno badania geologiczne jak i też samo życie. Najlepszym przykładem jest tu sytuacja z jesieni 2003 roku, gdy Apache Corp., dokonując odwiertów w poszukiwaniu ropy na pustyni w zachodniej części kraju, natrafił dość niespodziewanie na pokaźne złoża gazu szacowane wtedy na od 30 do 85 mld m sześciennych. Zaledwie kilka dni wcześniej informacje o podobnym odkryciu ogłosiło konsorcjum RWE Dea/BP, prowadząc prace poszukiwawcze w delcie Nilu, przy czym w tym wypadku wynik ten nikogo nie zdziwił, bo już od dłuższego czasu wyczekiwano tu takiego właśnie finału.

W przeciwieństwie do ropy większość, bo przeszło 60%, potwierdzonych dotąd pokładów naturalnych gazu znajduje się pod dnem śródziemnomorskich wód terytorialnych Egiptu. Za drugi pod względem zasobności obszar uchodzą tereny Pustyni Libijskiej, zwanej tu Zachodnią, z czwartą częścią zlokalizowanych złóż tego surowca. Nad Zatoką Sueską i na Synaju, gdzie stoi większość szybów naftowych, mieści się ich zaledwie 10%, a w delcie Nilu jeszcze mniej – 5%.

Rozmieszczenie nie jest idealne z punktu potrzeb rynku wewnętrznego, a te są niemałe i systematycznie rosną. Wspomniane przestawienie przemysłu z zasilania naftowego na gazowe przyczyniło się do ponad dwuipółkrotnego wzrostu konsumpcji tego surowca na przestrzeni zaledwie dziesięciu lat! W 1997 roku zużywał go zaledwie bilion metrów sześciennych więcej niż Polska, dziś różnica ta sięga dwunastu miliardów. Zbliżony wynik przypisać można jedynie gospodarce południowokoreańskiej, a to przemawia do wyobraźni.

Co więcej, wzrost wewnętrznego zapotrzebowania krajowego na gaz ziemny w najmniejszym stopniu nie odbił się na eksporcie tego surowca. Przed dekadą Egipt dysponował zaledwie bilionem metrów sześciennych nadwyżki, nie sprzedając go na dobrą sprawę poza granice, obecnie wysyła tam przeszło czternaście miliardów metrów sześciennych, co przynosi mu 2,2 mld USD rocznie. Przygotowuje się zresztą do przesyłu znacznie większych ilości. Byłoby to możliwe już dziś, gdyby nie ograniczona przepustowość rurociągów.

Kraina tysiąca i jednej

nie położonej rury

Użycie liczby mnogiej jest tu zresztą nie do końca na miejscu i może wprowadzić w błąd. Obecnie bowiem przesył odbywa się tylko w jednym kierunku. Uruchomiona w czerwcu 2003 roku ANGTP (Arab Natural Gas Transmission Pipeline) jest faktycznie przedłużeniem, a precyzyjniej odgałęzieniem linii biegnącej równolegle do synajskich wybrzeży śródziemnomorskich. Rozpoczyna się odnogą odbijającą odeń pod kątem 90 stopni na południe, kilkadziesiąt kilometrów za położoną na wschodzie kraju przepompownią w El Arish, ku oddalonemu o 264 kilometrów portowemu miastu Taba przy granicy izraelskiej nad Morzem Czerwonym. Stąd 15-kilometrowym odcinkiem po dnie morskim na głębokości do 850 metrów dociera do jordańskiej Akaby, znajdującej się po drugiej stronie noszącej jej nazwę zatoki. Naniesiony na mapę wygląda niczym obwodnica Izraela i też za taką może uchodzić.

Zrealizowana przez konsorcjum egipskich firm: ENPPI, Petrojet, Egypt Gas i Gasco - w iście ekspresowym, półtorarocznym tempie i to za nieprawdopodobnie niewielkie dla tego formatu przedsięwzięcia środki – kosztował jedynie 220 mln USD – służy docelowo przesyłowi 10 miliardów metrów sześciennych rocznie. Trzydziestoletni kontrakt na dostawę gazu zawarty z Jordanią gwarantuje aktualnie zbyt na 2 miliardy metrów sześciennych rocznie. Przed końcem obecnej dekady ilość ta powiększy się o kolejny miliard metrów sześciennych. W przyszłości egipski surowiec trafiać miałby tą drogą do Syrii, Libanu, dalej zaopatrywać Turcję, a w odległej perspektywie także państwa europejskie. Wydaje się to jednak coraz mniej prawdopodobne. O ile bowiem - zgodnie z pierwotnym założeniem - udało się położyć kolejny 370-kilometrowy odcinek na terytorium Jordanii: od Akaby do położonej na północy tego kraju miejscowości Rehab, finansowany zresztą w dużej mierze z pożyczki w wysokości 100 mln EUR udzielonej Egiptowi przez Europejski Bank Inwestycyjny, to realizacja trzeciej fazy projektu przewidująca przedłużenie go do syryjskiego Deir Ali utknęła w miejscu. Nie ma widoków, aby cokolwiek w tej kwestii mogło ulec zmianie, a nawet gdyby doszło do tego, to i tak ilość surowca transportowanego rurociągiem w zestawieniu z listą zainteresowanych nim odbiorców w regionie wyklucza już w tej chwili, aby mógł on trafić dalej niż na Cypr.

Polityczny supeł

Pominięcie Izraela przez ANGTP kilkukrotnie podrożyło koszt budowy gazociągu. Z ekonomicznego punktu widzenia było posunięciem absurdalnym, politycznie jednak stosownym, wskazanym i wręcz nieodzownym. O ile bowiem rząd w Kairze był gotów wznieść się ponad uprzedzenia i antagonizmy ciążące na stosunkach arabsko–żydowskich, to poza monarchią jordańską, posunięcie to raczej na pewno nie spotkałoby się ze zrozumieniem. Nie chcąc zrażać do przedsięwzięcia Syrii, stanowiącej w całym projekcie nie tylko odbiorcę, ale też udziałowca zapewniającego przez swe terytorium dalszy transfer surowca na północ, musiał zachować polityczną poprawność. Wymuszała ją również konkurencja ze strony arabskich producentów znad Zatoki. Forsując własne alternatywne rozwiązania i plany budowy linii przesyłu swojego surowca, natychmiast wykorzystaliby istniejące w regionie animozje do zdyskredytowania magistrali zaopatrującej północno-zachodnie rubieże Arabii za pośrednictwem Izraela. Niechybnie oskarżyliby Egipt o zamiar wyposażenia państwa żydowskiego w dodatkowe narzędzie nacisku, zarzucając mu zarazem zdradę interesów narodowych, co zresztą, spoglądając z tutejszej perspektywy, nie do końca mijałoby się z prawdą. Pragnąc, aby ANGTP zaistniał i spełnił pokładane w nim oczekiwania, pomysłodawcy i budowniczowie linii, wytaczając przebieg trasy, nie posiadali zbyt wielkiego pola manewru i zrobili to, co im pozostało – ominęli Izrael.

Wszystkie drogi prowadzą do...

Handel gazem ma jednak swoją specyfikę. W nieporównywalnie większej mierze niż w przypadku wszelakiej maści innych towarów, z akceptacją czego mentalny opór naszych elit zdaje się być fenomenem na skalę światową. Czynnikiem determinującym jego opłacalność tak dla odbiorcy jak i dostawcy jest położenie geograficzne oraz odległość między nimi liczona w kilometrach. Właściwość ta, zdawałoby się zupełnie niedostosowana do wymogów politycznych, niejako skazała na siebie Izrael i Egipt. Biznesowo wzajemny bojkot nigdy nie miał tu zresztą większego sensu i o ile na płaszczyźnie regionalnej inicjatywa kooperacji gospodarczej była z góry skazana na niepowodzenie, to na kanwie stosunków bilateralnych nie stanowiły już nawet precedensu.

Tak też się stało. Dwustronne negocjacje trwały ładnych kilka lat, ale nie były bezproduktywne. W czerwcu 2005 roku podpisano umowę rządową zakładającą uruchomienie przesyłu egipskiego gazu do Izraela, a następnie porozumienie handlowe służące realizacji tego przedsięwzięcia. Zapewnia ono odbiorcy - firmie Israel Electric Corporation – stałe dostawy 1,7 mld metrów sześciennych rocznie przez najbliższych okres 15 lat. Powołana do tego celu egipsko–izraelska spółka joint-venture EastMediterranean Gas (Egyptian General Petroleum Corporation - 60%, Israel's Merhav Group - 20% i P. Hussein Salem - 20%) odpowiadająca w kontrakcie za przesył surowca, podjęła się budowy podwodnego gazociągu łączącego egipski port El Arish na Synaju - z izraelskim Aszkelonem.

Poza rurą

Ma on zostać ukończony i oddany do użytku jeszcze w tym roku. W istotny sposób zwiększy on zdolność eksportową Egiptu. Ta jednak nie ogranicza się jedynie do rurociągów. W delcie Nilu powstały dwa potężne zakłady skraplania gazu.

Pierwszy (Natural Gas Liquefaction Project in Damietta) w znanej Europejczykom głównie za sprawą wypraw krzyżowych Damietcie, zbudowany przez hiszpańsko–egipską spółkę joint-venture SEGAS (Spanish-Egyptian Gas Company) pracuje w najlepsze już od ponad dwóch lat. Zasilany w pełni surowcem pochodzącym z miejscowej – państwowej – sieci kosztował przeszło 1,3 mld USD i w momencie uruchomiania był największą na świecie fabryką LNG o pojedynczym ciągu produkcyjnym. Udziałowcy (Union Fenosa Gas - UFG) - 80% (Union Fenosa i włoski Eni), EGAS – 10% oraz EGPC – 10%) mają powody do satysfakcji. Docelowa wydajność zakładu to bowiem aż 7,56 miliarda metrów sześciennych rocznie, rozparcelowanych zresztą „na pniu”. UFG ma bowiem zakontraktowane na najbliższe dwie dekady 60% tutejszej produkcji, tj. 4,4 miliarda metrów sześciennych z dostawą do Hiszpanii, do wykorzystania w zakładach energetycznych podlegających Union Fenosa. Sprzedaż pozostałych 40% czyli 3,16 miliarda metrów sześciennych znajduje się w gestii EGAS.

Przypuszczalnie na tym jeszcze nie koniec. Planuje się bowiem uruchomienie w Damietcie drugiego ciągu produkcyjnego. Przymierza się do tego między innymi ENI – włoski koncern zainwestował dotąd w Egipcie przeszło 6,5 mld USD i jest bez wątpienia jednym z najpoważniejszych podmiotów zagranicznych na miejscowym rynku.

Mocną pozycję zajmuje na nim także British Gas. Z nazwą tego europejskiego potentata branżowego kojarzony jest ELNG (Egyptian Natural Gas Liquefaction Project in Idku), drugi z usytuowanych w delcie Nilu zakładów skraplania gazu. Znajdujący się w miejscowości Idku, położonej 50 km na wschód od Aleksandrii, posiada dwie linie produkcyjne o wydajności docelowej 3,6 mln ton rocznie każda. Udziałowcami pierwszej, oddanej do użytku w maju 2005 roku kosztem 1,12 mld USD, są British Gas i Petronas (po 35,5%), EGAS i EGPC (po 12%) oraz Gaz de France (5%), natomiast drugiej, uruchomionej pięć miesięcy później – we wrześniu za kwotę niespełna 1 mld USD, British Gas i Petronas (po 38%) oraz EGAS i EGPC (po 12%). Podobnie jak w przypadku inwestycji w Damietcie, zbyt pochodzący z Idku zagwarantowany został, nim początkowa partia surowca ujrzała światło dzienne. Całość produkcji z pierwszej linii zakontraktowana została bowiem jeszcze w 2003 roku na okres 20 lat przez Gaz de France. Za pośrednictwem tego też koncernu trafi ona do USA i Francji. Niemal bliźniaczą umowę na LNG, mający opuszczać przez najbliższe dwa dziesięciolecia nowszą część zakładów w Idku, zawarł we wrześniu 2003 roku British Gas. Przeznaczy go jednak na eksport nie tylko za ocean, ale też do Włoch.

Niewykorzystane możliwości

Angażując się kapitałowo, British Gas (BG), British Petroleum (BP), Eni (Włochy), Petronas (Malezja), Union Fenosa (Hiszpania) oraz Royal Dutch/Shell, a w dalszej kolejności Apache Corporation (USA) i Gaz de France wtopiły się w egipski krajobraz gospodarczy, podobnie do wszechobecnych na tutejszych drogach dużych fiatów, maluchów i polonezów.

Miejscowy klimat najwyraźniej służy perłom naszej motoryzacji, czego najwyraźniej nie da się powiedzieć o rodzimych firmach sektora naftowo–gazowego. Dotychczasowe starania i wysiłki, jakie poczyniły one, aby się tu znaleźć, delikatnie rzecz ujmując, okazały się - jak dotąd - zupełnie bezowocne i - co gorsza - na jakiś spektakularny sukces nie ma co czekać. Nie ma zresztą co uogólniać, dotyczy to tylko tych największych, mniejsze znalazły dla siebie miejsce. Niestety głównie w charakterze podwykonawców. Przykładem jest tu spółka Poszukiwania Nafty i Gazu Nafta Sp. z o.o., która wierci dla Egypt-Apache West Kanays Corporation Ldc. Pewną szansą dla kolejnych mogłaby okazać się licencja, jaką posiada na wydobycie w Egipcie rosyjski Łukoil. Rosyjski koncern dysponuje - co prawda - własnym potencjałem w tym zakresie, ale - choć zaprzecza - jak głosi plotka, poszukuje solidnych i rzetelnych usługodawców.

O upstreamie przy okazji

Triumwirat trzech największych polskich firm wydobywczych: PKN Orlen, Grupy Lotos oraz PGNiG wbrew szumnym zapowiedziom upstreamu w Afryce Północnej nie tylko jej nie zdobył, ale też uczynił wszystko, by do tego nie dopuścić.

W efekcie wszystko, co dzieje się w sprawie upstreamu, to jedynie wielka heca, komedia odgrywana dla polityków zniecierpliwionych sytuacją pogłębiającej się zależności surowcowej od Rosji lub częściej deklamujących patetyczne frazesy o bezpieczeństwie energetycznym i obsadzających swych politycznych popleczników w spółkach sektora nafty i gazu. Dowodów potwierdzających ten stan rzeczy nie trzeba bynajmniej szukać ze świecą. Pragnąc nie dopuścić do poważnych rozmów w sprawie upstreamu na Bliskim Wschodzie, żaden z naszych koncernów nie finansuje badań nad sytuacją polityczną w regionie, nie zatrudnia specjalistów do spraw ryzyka politycznego np. w Afryce Północnej, nie zamawia raportów na ten temat, bo i po co, ma przecież swoich starych wiarusów. Tymczasem, czy się to komuś podoba czy nie, w tym zakątku świata wydanie koncesji wydobywczej to decyzja polityczna. Ekonomiści i prawnicy stają za stołem rozmów ostatni…