Spis treści
Artykuł z 23.01.24 o kłopotach Pakistanu z LNG oraz o kontraktach na skraplanie gazu w terminalu Calcasieu Pass pokazuje tylko część sytuacji.
Czytaj Jak kraj na „P” myślał, że będzie bezpieczny dzięki LNG
Pakistan od wielu lat organizował przetargi na dostawy LNG ale z powodu własnych kłopotów finansowych żądał niskich cen a co za tym idzie miał w zasadzie nie kontrakty tylko listy intencyjne bo kary w tych kontraktach były skromne. Gazprom, jako pierwszy, proponował Pakistanowi wieloletni kontrakt typu take-or-pay wraz z budową rurociągu od morza aż do Islamabadu. Ale Pakistan zdecydował się na transakcje z pośrednikami.
W czasie pierwszego kryzysu gazowego pomiędzy Gazpromem a Ukrainą i Polską okazało się, iż mieliśmy wtedy tak dobry kontrakt, że dostawaliśmy gaz bez ograniczeń. Gazprom wolał zakupić gaz z magazynów w UK i przetłoczyć go na południe do Francji i Niemiec a nam otworzył wtedy więcej dostaw gazu we Włocławku (zamiast planowanych dostaw przez Ukrainę). Zrobił to dlatego, iż miał w naszym kontrakcie wysokie kary – płaciliśmy wtedy Gazpromowi chyba najwięcej w Europie, ale mieliśmy zarówno wysokie kary jak i możliwość ukrytego magazynowania gazu u dostawcy (czyli więcej gazu mogliśmy brać zimą).
Ten ukryty w Rosji a pracujący dla nas magazyn gazu to było około 2 mld m3 przez wiele lat (ukryte właśnie w cenie za gaz). W parlamencie Wielkiej Brytanii była dyskusja dlaczego pozwolono opróżnić magazyny gazu, ale minister wyjaśnił, że cena jaką dał Gazprom była korzystna a zagrożenia nie było – akurat ruszył w UK terminal LNG. Więc rząd się zgodził.
Pakistan formalnie miał papierek, ale realnie ten jego kontrakt był słabiutki. I jak pojawiła się okazja to dostawcy skierowali LNG do kogoś innego. Władze Pakistanu nie chciały płacić za bezpieczeństwo dostaw. To samo było 3 lata temu w Teksasie, który przez całe lata miał najniższe ceny gazu w USA aż przyszła tragedia w styczniu 2021. System gazowy i energetyczny były bez żadnych rezerw bo politycy chcieli niskich cen. Teraz w styczniu 2024 gdy mróz jest identyczny jak trzy lata temu to Teksas i jego system ERCOT nie mają kłopotów, gdyż utrzymują znaczą ilość rezerwowych obiektów gazowych. Koszty rezerw a zatem bezpieczeństwa wyliczono na 2 mld USD miesięcznie.
Opisany przez autora artykułu z 23.01.24 spór klientów (m.in Orlenu, Shella, Repsolu i BP) z Venture Global ma znacznie głębsze tło. Zbadałem ten spór poprzez ściągnięcie oryginalnych dokumentów ze strony FERC czyli agencji rządowej nadzorującej całość „ponadstanowych” rurociągów oraz zagadnienia eksportu gazu.
Terminal wysyła, ale dlaczego?
Spór dotyczy tego dlaczego ciągle nie ma oficjalnie ogłoszonego końcowego uruchomienia terminala Calcasieu Pass a pomimo to ten terminal wysyła na eksport z USA statki z LNG do różnych odbiorców. Te eksportowane transporty LNG nie trafiają do klientów, którzy podpisali z VG umowy długoterminowe na skraplanie gazu. Tzn. odbiorcy, których nazwiemy tutaj A,B,C,D i E podpisali umowy, na mocy których przez kilkanaście lat powinni otrzymywać usługę skraplania gazu i odbierać gaz po cenie będącej funkcją ceny na rynku w USA plus określona cena za skraplanie tego gazu.
Z Calcasieu Pass do sierpnia 2023 wychodziły średnio dwa statki tygodniowo a od końca października 2023 tempo wysyłania statków osiąga już (średnio) trzy statki na tydzień. Zakładając nieco niższe niż maksymalne objętości 185.000 m3 dla jednego statku LNG i zakładając szacunkowo średnią gęstość LNG na poziomie 0.43 tony / m3 oznacza to osiągnięcie wydajności rzędu 11 MTPA na rok (50 * 3 * 170.000 m3 * 0,43 tony/m3). Zatem pomimo opisanych dalej kłopotów z rozruchem to w IV kwartale 2023 ten terminal LNG zbliża się już do docelowej wydajności.
Teoretycznie, gdyby pracował ze 100 % wydajnością eksportowałby około 12 mln ton gazu rocznie (założenia z dokumentów środowiskowych podanych w roku 2018, obecnie podawana jest liczba 18 * 0,626 = 11,27 MTPA). Całość eksportu z USA w roku 2023 wynosiła 88,9 mln ton LNG z czego ten terminal wyeksportował około 10 % (dokładne dane nie są dostępne w tej chwili).
Obecnie jest deficyt zdolności do skraplania gazu w USA w stosunku do zapotrzebowania na gaz na innych rynkach, cena na rozliczeniach Henry Hub zwykle jest niska a np. w Europie dość wysoka co oznacza, że na każdym z wyeksportowanych statków z LNG zarabia ktoś inny a nie ci klienci, którzy mają te umowy długoterminowe. Poszczególni klienci twierdzą, że naruszono zapisy ich umów – złożyli pozwy sądowe oraz wiele oświadczeń, które można znaleźć w Internecie.
No 1 w dokumentach pozyskanych z FERC to odpowiedź VG z 02.01.2024. Odpowiedź wskazuje, że zarzuty klientów są bezpodstawne a co więcej (zdaniem VG) mają służyć zdyskredytowaniu inwestora (VG). Wnioskodawca (jeden z pięciu klientów) próbuje pozyskać z FERC poufne dokumenty, do których (zdaniem VG) nie ma prawa w celu ich wykorzystania w procesie arbitrażowym (lub sądowym). Dokumenty zdeponowane przez VG w FERC mogłyby posłużyć konkurentom VG w celu uniknięcia problemów jakie VG ma obecnie z wdrożeniem swojej nowej technologii.
W odpowiedzi wskazano, iż VG postępuje zgodnie z decyzją FERC z 21.02.2019 (pliki w folderze CP15-550 dostępnym bez trudu w FERC). Decyzja ta zezwalała na budowę i uruchomienie projektu i jest on cały czas nadzorowany przez odpowiednie biuro FERC na podstawie terminowo składanych dokumentów. Wyjaśnienia VG wskazują, że w zgodzie na budowę zastrzeżono 111 warunków technicznych, które musi spełnić VG zanim formalnie terminal może być zbudowany i uruchomiony. W szczególności FERC wpisał tam, że:
Po pierwszej produkcji LNG Calcasieu Pass będzie składać cotygodniowe raporty z uruchomienia proponowanych systemów, które szczegółowo opisują postęp w kierunku wykazania, że obiekty mogą bezpiecznie i niezawodnie działać na poziomie zakładanej wielkości produkcji lub w jej pobliżu. … Cotygodniowe raporty obejmują również ostatni harmonogram oddania do eksploatacji, w tym przewidywaną i rzeczywistą produkcję LNG w każdym bloku skraplania, zapasy magazynowania LNG w każdym zbiorniku magazynowym oraz liczbę przewidywanych i rzeczywistych ładunków LNG oddanych do odbioru, wraz z powiązanymi ilościami załadowanymi lub wyładowanymi . Co więcej, cotygodniowe raporty będą zawierać status i listę wszystkich planowanych i ukończonych testów bezpieczeństwa i niezawodności, zezwoleń na pracę i pozycji na liście kontrolnej. Problemy o znacznej skali należy zgłaszać do FERC w ciągu 24 godzin
Od samego początku inwestycji zakładano, że ze względu na innowacyjną technologię skraplania proces rozruchu tego obiektu (do czasu osiągnięcia jego pełnej wydajności) może trwać długo i to zależy m.in. od zgody na końcowe uruchomienie wszystkich systemów.
Jest to pierwszy w swoim rodzaju obiekt – dzięki modułowej konstrukcji obejmującej osiemnaście stosunkowo małych jednostek skraplających (po 0,626 MTPA) i znacznej mocy własnej (720 MW) generacji energii. W takim obiekcie proces uruchomienia („commissioning”) jest inny niż dla „typowych” terminali LNG regulowanych przez FERC.
Uruchomienia nie ma, więc gazu też nie ma
W dokumentach publicznych widać, że było planowane wstępne uruchomienie i to na długo przed nawet mechanicznym i pełnym ukończeniem całego obiektu. Tzn. planowano pracę niektórych modułów zanim jeszcze zakończono budowę innych a ponadto praca ta była planowana w okresie rozruchu na „zewnętrznym zasilaniu”. Klienci umów długoterminowych byli świadomi takiego podejścia od samego początku zawarcia umowy z VG. Ich umowy wchodzą w życie dopiero jak cały obiekt będzie gotowy w 100 %.
UWAGA: Dopiero, gdy terminal będzie pracował „po pełnym uruchomieniu”, to zaczną obowiązywać zapisy kontraktowe o ilości gwarantowanego „skraplania” i kary za brak tej ilości w danym okresie rozliczeniowym. To, iż pewien eksport LNG będzie realizowany już po uruchomieniu pierwszego z dziewięciu bloków podawano w październiku 2018 w ocenie oddziaływania na środowisko. To, że od marca 2022 obiekt wysyła pewne ilości statków z LNG nie oznacza, że formalnie zakończył się proces rozruchu całego obiektu. Polecam uwadze wniosek VG do FERC z 28.11.23 o zgodę na końcowe uruchomienie (oddanie w pełni do użytku) tylko systemów:
Dopiero w listopadzie 2023 (20 miesięcy od dnia wysłania pierwszego statku!) systemy (nazywane łącznie „Utilities”) były w pełni gotowe dla wszystkich dziewięciu bloków po wszystkich testach, próbach i usuwaniu usterek oraz po zapewnieniu, iż mogą pracować poprawnie. Czy to dziwne ? Nie, to nie jest dziwne w instalacji o nowej technologii gdzie jest wiele nietypowych rozwiązań i trudnych do przewidzenia sytuacji w tym z powodu problemów z łańcuchem dostaw w czasach COVID-u.
Proszę pamiętać jak niebezpieczny technicznie jest taki obiekt – muszą w nim poprawnie działać wszystkie kaskady sterowania (Systemy DCS i ESD). Samo sprawdzanie w tego typu obiekcie połączeń elektrycznych i automatyki może trwać 9-12 miesięcy a jeśli są wykrywane jakieś błędy to trzeba pewne systemy od nowa konfigurować.
Pismo No 1 potwierdza, że obiekt miał i ma ciągle problemy techniczne z osiągnięciem pełnej wydajności. Wspomniano tam m.in., że pracownicy FERC zaobserwowali na własne oczy podczas rutynowych inspekcji na miejscu idące codzienne prace testowe i naprawcze (głównie wynikające z niedotrzymania tzw. Testu Niezawodności Wyspy Energetycznej). Miała miejsce awaria w piątym poziomym odzyskiwaczu ciepła (Sprawozdanie z inspekcji terenowej Komisji z dnia 2 i 3 sierpnia 2022 r., s. 3-4 (nr akces. 20220826-3009). Awaria dotyczy generatorów pary (HRSG), które umożliwiają zasilanie w cyklu kombinowanym a zatem wytwarzanie poprzez konwersję ciepła odpadowego na wyspie energetycznej na parę, która napędza 2 generatory turbin parowych obiektu. Utrata wody wynikała z nieszczelności spoin pomiędzy górnym kolektorem a rurami żebrowanymi jednostek HRSG.
VG zwrócił się do dostawcy o zbadanie przyczyny przecieków. Choć okoliczności te nie budzą żadnych zastrzeżeń co do bezpieczeństwa, jednostki te będą wymagały rozległych napraw i wymian – zanim ta wyspa energetyczna będzie działać niezawodnie i zgodnie z przeznaczeniem. W styczniu 2024 VG powiadomiło o tym problemie swoich długoterminowych klientów – do czasu potrzebnego wykonawcy na rozwiązanie problemów z HRSG operacje komercyjne będą opóźnione. Ponieważ wykonawca przeprowadza niezbędne naprawy, VG będzie nadal bezpiecznie uruchamiać okresowo obiekt i, z zastrzeżeniem w ramach tej działalności, w dalszym ciągu produkować ładunki LNG (pomimo trwającego rozruchu i pomimo kłopotów z własną wyspą energetyczną).
Wyspa energetyczna, jaka jest zaplanowana w tym terminalu LNG pozwala na jego pracę z odcięciem się od niestabilnej sieci energetycznej południowego USA.
Ważne jest to, co jest w umowie
Przejdźmy teraz do najważniejszego zapisu dokumentu No 1. Tutaj ujawniono trzy warunki, po których wejdzie w życie kontrakt długoterminowy (prawdopodobnie wszyscy odbiorcy A,B,C,D i E mają jednakowe zapisy, tutaj jest wyciąg z jednego kontraktu pokazany przez VG w piśmie do FERC):
… pierwszym możliwym do komercyjnego wykorzystania będzie „Data rozpoczęcia działalności komercyjnej”. Dla wszystkich celów niniejszej Umowy, Data Operacji Handlowej nie nastąpi, a Obiekt Calcasieu Pass nie będzie brany pod uwagę jako „nadający się do użytku komercyjnego”, chyba że i do (i) wszystkich obiektów obejmujące obiekt Calcasieu Pass zostały ukończone i oddany do użytku (łącznie z okresem rozruchu), (ii) Instalacja jest w stanie dostarczyć LNG w wystarczającej ilości i jakości konieczne, aby umożliwić Sprzedającemu wykonanie wszystkich jego obowiązków wynikających z niniejszej Umowy oraz (iii) Sprzedający powiadomi Kupującego zgodnie z niniejszym punktem 4.3.
Dodatkowo w swoim piśmie VG cytuje dalsze zapisy kontraktu:
Dodatkowo fakt, że nie została ogłoszona Data rozpoczęcia działalności handlowej, ani w 2022 r., ani w jakimkolwiek pewnym terminie, nie stanowi uchybienia ani naruszenia ze strony Calcasieu Pass pod SPA. Sekcja 4.4 SPA, do której odwołuje się sekcja 4.3 cytowana powyżej stanowi, co następuje: Niezależnie od odmiennych postanowień niniejszej Umowy, Nie uważa się, że Sprzedawca [tj. Calcasieu Pass] narusza niniejsze postanowienia Umową i nie ponosi żadnej odpowiedzialności wobec Kupującego [tj. BP], jako a wynika z tego, że Data Operacji Handlowej nie nastąpiła w żadnej dacie ….
Zatem wprost kontrakt VG prezentowany w tym piśmie nie ustala ostatecznej daty uruchomienia i nie można ścigać prawnie VG za to, że proces rozruchu Calcasieu Pass przedłuża się. Zainteresowanym śledzeniem całości konfliktu polecam również inne dokumenty, które jest łatwo pozyskać:
No 3 – raport z testów emisji hałasu z 23.12.23 gdy działała większość obiektów;
No 4 – raport miesięczny z grudnia 2023 gdzie widać jak idzie postęp w czasie rozruchu kolejnych części instalacji;
No 5 – odpowiedź VG do FERC z 11.01.24 na żądania innego klienta długoterminowego w tej samej sprawie;
No. 6 – wniosek VG do FERC z 09.10.23 z opisem zmian projektowych systemów wytwornic pary z odzyskiem ciepła („HRSG”), w tym dodatkowe informacje niezbędne do spełnienia każdego z warunków środowiskowych, które były i są niezbędne przed przystąpieniem do odbioru obiektu.
No. 7 – pismo VG z 12.01.2024 z wyjaśnieniami dotyczącymi projektu redundantnego UPSa w budynku sterowni (uznany za krytyczną infrastrukturę).
No. 8 – pismo VG z 10.11.23 do U.S.-EU Task Force on Energy Security pokazujące, iż 70 % ładunków LNG z tego terminala trafiło do Europy i jednocześnie wskazujące naruszenia innych kontraktów długoterminowych na dostawy LNG, które ma jeden ze skarżących;
No. 9 – ogłoszony 22.06.2018 wstępny raport z oceny oddziaływania na środowisko dla tego terminala
Klienci A,B,C,D,E nie ponieśli szkody bo kontrakt, moim zdaniem, nie został naruszony. VG nie zawiadomi klientów o „zakończeniu rozruchu” jeszcze przez wiele miesięcy. Dopiero jak będzie miał pewność dobrego działania instalacji da taką informację bo od tego momentu (gdyby powtarzały się awarie) musiałby płacić kary za brak wystarczającej ilości skroplonego gazu – a zatem to mogłoby to być ze szkodą dla inwestorów finansujących ten terminal.
Osoby, które same brały udział w podobnych działaniach w polskiej i światowej energetyce oraz na instalacjach gazowych i energetycznych wiedzą doskonale jak długo może trwać ten rozruch widząc skalę problemów jakie się pojawiły. Częsta praca flary, zagadnienia ścieków i ostre akcje ekologów przeciwko działaniu tego terminala wyraźnie pokazują, że opisane problemy z wyspą energetyczną 720 MW są prawdziwe.
Moja opinia bazuje wyłącznie na bazie pośrednich dokumentów pobranych ze stron FERC oraz EIA i innych, ale sądzę, że są one prawdziwe i rzetelnie pokazują sytuację w tym projekcie.
Odrębną kwestią jest to, że w grudniu 2020 r. odchodząca administracja Donalda Trumpa w grudniu 2020 dała zgodę na dostawy na rynku krótkoterminowym zmieniając dotychczasową politykę.
dr Piotr Syryczyński – analityk techniczny, w 1999 negocjował zasady działania i statut organizowanej Giełdy Energii, 2000 – 2003 wiceprzewodniczący RN PSE S.A. Doradca techniczny i środowiskowy instytucji finansujących przy szeregu projektach infrastrukturalnych i energetycznych w Polsce i na Morzu Bałtyckim w latach 2002-2005, 2009-2011 oraz 2015 – 2021.
