Gospodarcze *oziębienie*. Zima zamroziła przemysł chemiczny, naftowy w Teksasie

Atak arktycznych chłodów, z jaką zmaga się kontynent amerykański, okazuje się mieć konsekwencje, na które nie każdy sektor ekonomii był przygotowany. W Teksasie, stanie znanym raczej z upalnej, kontynentalnej pogody, gdzie śnieg sam w sobie stanowi raczej rzadkość, ostra zima dosłownie zamroziła część (i to istotniej części) tamtejszego przemysłu. Chodzi głównie o zakłady i instalacje chemiczne i petrochemiczne zlokalizowane wzdłuż wybrzeża Zatoki Meksykańskiej (tudzież Amerykańskiej, wg. najnowszej tamtejszej maniery).

Dla zewnętrznych obserwatorów wydawać się to może cokolwiek zaskakujące, bowiem warunki w Teksasie nie są jakoś zauważalnie gorsze niż te, w których operuje przemysł naftowy innych wydobywców na półkuli północnej, jak Norwegii czy Rosji. Temperatury w rejonie Houston i Corpus Christi spadły poniżej -10°C, a w niektórych punktach interioru do -18°C, przy utrzymującym się silnym wietrze i opadach marznącego deszczu w dniach 24–27 stycznia. To w rzeczy samej chłodno, ale liczne instalacje petrochemiczne operują w miejscach, gdzie podobna zima i temperatury stanowią regułę, nie wyjątek.

Hu hu ha, nasza zima zła

W Teksasie jednak tak znaczący skok temperatury w stosunku do normy, do której przyzwyczajony jest ogół tamtejszych mieszkańców, wywołał gwałtowny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną (szczególnie, że zapobiegliwa ludność poczęła masowo ładować urządzenia elektryczne oraz elektroniczne na zapas) i gaz ziemny do ogrzewania, jednocześnie utrudniając produkcję i transport gazu z pól naftowych w zagłębiu permskim oraz zakłócając funkcjonowanie infrastruktury przesyłowej.

ERCOT (Electric Reliability Council of Texas, tamtejszy regulator) odnotował rekordowe zimowe obciążenie: 24 stycznia szczytowe zapotrzebowanie przekroczyło 82 GW, a 25–26 stycznia zbliżyło się do 84–85 GW – wartości wyraźnie wyższe od poprzedniego rekordu zimowego (~80,2 GW w styczniu 2025 r.). Mimo to operator nie wprowadził stanów Emergency Level (E-1 do E-3), ograniczając się do dobrowolnych wezwań do oszczędzania energii oraz – co kluczowe – koordynowanych ograniczeń dla wybranych dużych odbiorców przemysłowych, kontrakty z którymi umożliwiają czasowe przerwy w dostawach.

Największe zakłócenia dotknęły:

• zakładów chemicznych produkujących etylen oraz jednostek jego obróbki (m.in. w kompleksach Freeport i Chocolate Bayou) – raportowane kilkudniowe wstrzymanie produkcji lub obniżenie mocy do minimum technicznego;
• co najmniej dwie duże instalacje nawozowe (przetwarzające m.in. amoniak) w rejonie Beaumont–Port Arthur – produkcja wstrzymana na 36–72 godziny;
• pojedyncze terminale LNG – krótkotrwałe ograniczenie załadunków (głównie z powodu problemów z zasilaniem pomocniczym i zamarzaniem linii wodnych).

My się zimy (przeważnie) nie boimy

Łączna utrata mocy produkcyjnej w przemyśle szacowana jest na 1,8–2,4 GW w szczytowych godzinach w dniach 25–26 stycznia, co stanowić ma ok. 7–9% zapotrzebowania systemowego, acz pozwolić ma też na uniknięcie bardziej radykalnych wyłączeń sieci. W przeciwieństwie do Winter Storm Uri (zima 2021 roku), kiedy blackouty dotknęły milionów gospodarstw, a przemysł stracił miliardy dolarów, tym razem nie wystąpiły masowe przerwy w dostawach prądu – lokalne przerwy ograniczyły się do kilkudziesięciu tysięcy odbiorców, głównie z powodu awarii dystrybucyjnych.

Ceny gazu w centrum dystrybucyjnym Henry Hub wzrosły przejściowo o ~35–45% w dniach 24–27 stycznia, ale nie osiągnęły poziomów paniki z 2021 r. Rynki energii elektrycznej w ERCOT pokazały jedynie krótkotrwałe skoki do 200–400 $/MWh w godzinach szczytu, bez wejścia w tzw. ceny wyłączeniowe. Sytuacja z jednej strony potwierdziła poprawę odporności systemu po reformach wprowadzonych po 2021 r. (uodpornienie na warunki zimowe kluczowych instalacji, zwiększone rezerwy gazu), ale jednocześnie wskazuje, że nadal jest on wrażliwy na temperatury, które, choć boleśnie niskie, nie są wcale ekstremalne.