KOMENTARZ
Bartłomiej Sawicki
Redaktor BiznesAlert. pl
W 2010 roku wykonano w Polsce pierwszy odwiert w poszukiwaniu gazu ziemnego z łupków na Pomorzu. Po sześciu latach prace poszukiwawcze de facto zakończono, nie uzyskując wyników przepływu surowca, które pozwoliłyby na komercyjną eksploatacje złoża.
Mimo kilku perspektywicznych wyników dających nadzieje na sukces, koncerny kolejnych prac nie przeprowadzały. Głównym powodem, który przyczynił się do powolnego zamierania prac za gazem łupkowym były dłużące się procedury legislacyjne. W efekcie Polska z lidera prac poszukiwawczych stała się coraz mniej atrakcyjnym partnerem dla zachodnich koncernów.
W 2012 roku Państwowy Instytut Geologiczny oszacował złoża gazu łupkowego na 347 do 746 mld m3 gazu. To znacznie mniej, niż szacował raport amerykańskiej Agencji Informacji Energetycznej z 2013 roku. Z raportu wynikało, że Polska może dysponować 4,1 bln m3 surowca Mimo zapowiedzi nowy raport PIG, dotyczący zasobów gazu łupkowego nie został opublikowany.
Jak wynika z danych opracowanych przez Ministerstwo Środowiska, do końca 2015 roku w Polsce wykonano 72 odwiertów poszukiwawczych za gazem ziemnym z łupków. Według stanu na dzień 31 października 2016 r. w Polsce obowiązuje 29 koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż węglowodorów uwzględniających gaz z łupków. Koncesje te zostały udzielone na rzecz 9 polskich i zagranicznych koncesjonariuszy. Eksperci na bazie doświadczeń amerykańskich przekonywali, że takich odwiertów do rzetelnej oceny potrzeba jest minimum ponad 100 wraz z wykonaniem odwiertów poziomych i szczelinowaniem hydraulicznym. Tymczasem w Polsce wykonano łącznie tylko 28 zabiegów szczelinowania. Należy pamiętać, że spośród wykonanych otworów jedynie 16 przeprowadzono odcinki poziome. Zakres dotychczasowych prac wiertniczych pozwolił jednak na potwierdzenie występowania w Polsce złóż gazu ziemnego z łupków. Nie udało się jednak jak dotąd uzyskać komercyjnego przepływu gazu.
Odwierty bliskie sukcesu
Najbardziej obiecujące prace poszukiwawcze przeprowadzono w 5 lokalizacjach na terenie województwa pomorskiego.
W 2013 roku koncern Lane Energy poinformował o uzyskaniu jednego z pierwszych w Polsce przepływu gazu ziemnego z łupków na odwiercie Łebień LE-2H, wykonanym na koncesji Lębork. Podczas testu przepływu surowca na odwiercie w Łebieniu wydobywano średnio 8,5 – 11,5 tys. metrów sześc. gazu dziennie. Jeden z udziałowców firmy Lane Energy, amerykański koncern ConocoPhillips informował jednak, że uzyskano co prawda stały przepływ gazu, jednak nie pozwoliło to na uruchomienie stałej, komercyjnej produkcji gazu.
Zaawansowane prace poszukiwawcze prowadził także polski koncern Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. Spółka skoncentrowała swoją uwagę przede wszystkim na koncesji Wejherowo, gdzie wykonano 8 odwiertów. To prawie połowa wszystkim odwiertów, jakie firma wykonała na terenie basenu bałtyckiego i lubelskiego. Najbardziej zaawansowane prace trwały na odwiercie w Lubocinie.
Obiecujące prace poszukiwawcze za gazem ziemnym z łupków wykonał koncern 3Legs Resources. We wrześniu 2014 roku spółka poinformowała o wynikach testu przepływu gazu na pomorskim odwiercie Lublewo. Po wykonaniu prac wiertniczych przystąpiono do zabiegów szczelinowania hydraulicznego na horyzontalnym odwiercie. Był to jak dotychczas największy z przeprowadzonych w Polsce zabieg szczelinowania hydraulicznego. Wykonano wówczas szczelinowanie 25 sekcji odcinka.
Jak poinformowała spółka 3Legs Resources, średnie dzienne wydobycie gazu wyniosło 11,2 tys m3. Spółka spodziewała się jednak wyższego przepływu gazu. W konsekwencji 3Legs Resources podjęła decyzję o rezygnacji z dotychczasowych udziałów w 3 bałtyckich koncesjach.W czerwcu 2015 roku partner 3Legs Resources, amerykański koncern ConocoPhillips, również zrezygnował z dalszych prac rozpoznawczo – poszukiwawczych w Polsce.
Na początku 2014 roku irlandzki koncern San Leon Energy poinformował o zadowalających wynikach przepływu surowca uzyskanych w pionowym odwiercie Lewino-1G2 (koncesja Gdańsk W). W 2013 i 2014 roku San Leon wykonał w Lewinie 3 zabiegi stymulacji złoża. Podczas ostatniego szczelinowania hydraulicznego wykonanego w styczniu 2014 roku koncern osiągnął stabilny poziom wydobycia gazu w wysokości między 12,7 a 16,9 tys. metrów sześc. Dalszych prac jednak nie wykonano. Najprawdopodobniej wynikało to z braku środków inwestycyjnych i braku partnera do kolejnych prac i podzielenia się ryzykiem inwestycyjnym.
Najbardziej zaawansowanych prac poszukiwawczych prowadziła amerykańska firma BNK Petroleum. Pod koniec maja 2014 roku spółka wykonała z powodzeniem szczelinowanie hydrauliczne na odwiercie horyzontalnym Gapowo B-1H na pomorskiej koncesji Bytów. Wówczas firma poinformowała, że średnia przepływ surowca na otworze był niższy od oczekiwanej i wahał się od 5,5 do 11,5 tys. m3 dziennie.
Do uzyskania opłacalności przedsięwzięcia potrzebna była wysokość przepływu na poziomie 20 tys. m3 dziennie. Koncern zaznaczał jednak, że okresowo udało się osiągnąć poziom wydobycia gazu na poziomie około 28 tys. m3 dziennie. Spółka informowała, że przepływy mogą rosnąc, jednak potrzebowała do dalszych prac partnera, którego ostatecznie nie udało się uzyskać. Firma wycofała się z Polski w marcu 2016 roku, a koncesja Bytów wróciła do puli ministerstwa środowiska i jest wystawiona w tegorocznym przetargu na 10 bloków koncesyjnych.
Biurokracja zniechęciła inwestorów
W czasie wykonania ponad 70 odwiertów poszukiwawczych okazało się, że warunki geologiczne występujące w Polsce są znaczenie trudniejsza niż w USA, a odwierty trzeba wykonywać znacznie głębiej. Głębokość prac wiertniczych w Polsce sięga 3- 5 tys. km. Skały łupkowe w Polsce charakteryzują się także niższą niż w USA przepuszczalnością oraz porowatością. Prace utrudnia także obecność minerałów ilastych, które w kontakcie z wodą pęcznieją. Obecność tych minerałów w formacjach łupkowych utrudnia przeprowadzenie zabiegów szczelinowania hydraulicznego, a szczeliny szybko się zamykają. Proste przeniesienie technologii z jednego kraju do drugiego w tym wypadku nie zdało egzaminu.
Jednak nie geologia oraz technologia utrudniały pozyskanie kolejnych zagranicznych inwestorów. W opinii firm oraz ekspertów na pracach poszukiwawczych zaciążyły skomplikowane prawo oraz trwające nawet kilka – kilka miesięcy proces uzyskiwania pozwoleń związanych z udzieleniem koncesji, pozwoleń wodnych oraz zgody samorządów.
Ścieżka uzyskiwania koncesji miała usprawnić nowelizacja ustawy Prawo Geologiczne i Górnicze. Zdaniem branży uporządkowano co prawda przepisy dotyczące procesu uzyskiwania koncesji. Wprowadzono jedną koncesję poszukiwawczo-rozpoznawczo-wydobywczej.
Jest ona przyznawana przez Ministra Środowiska w postępowaniu przetargowym prowadzonym z urzędu. Koncesja udzielana jest na okres nie krótszy niż 10 lat i nie dłuższy niż 30 lat. Główne procedury środowiskowe przesunięto na ostatnią fazę przed rozpoczęciem wydobycia. Nowelizacja przewiduje również, że badania geofizyczne można prowadzić tylko na podstawie zgłoszenia, bez konieczności ubiegania się o koncesję.
Mimo wejścia w życie 1 stycznia 2015 roku przepisów znowelizowanej ustawy „Prawo geologiczne i górnicze”, firmy nadal borykały się przedłużającymi się procedurami administracyjnymi. Uzyskanie wszystkich pozwoleń związanych z budową i uruchomieniem placu wiertniczego wynosi ok. 6 miesięcy, a uzyskania decyzji środowiskowej wzrósł z 9 do ponad 11 miesięcy. Jest to, zdaniem branży, zdecydowanie za długo, aby planować i realizować operacje w sposób efektywny finansowo i wypełnić na czas zapisane w koncesjach zobowiązania.
Z punktu widzenia interesu państwa warto także zastanowić się nad przepisem ustawy dotyczącym analiz wykonanych na danej koncesji. Zgodnie ustawą przedłużono termin na przekazywanie bieżących parametrów dot. węglowodorów z 36 godzin do 14 dni. Koncerny nie będą musiały przesyłać do Państwowego Instytutu Geologicznego interpretacji danych. Rząd uznał, że dane te są własnością intelektualną firmy. Pojawia się jednak ryzyko czy w sytuacji, kiedy spółki rezygnują z dalszych prac, państwo pozostanie bez wiedzy co kryje dana koncesja, nie dysponując interpretacją danych, który koszt oraz czas ich wykonania jest znaczący.
Czy brytyjskie doświadczenia pomogą Polsce?
Kiedy kończono prace nad nowelizacją ustawy Prawo Geologiczne i Górnicze, już wówczas zdawano sobie sprawę, że ta ustawa nie przyspieszy prac poszukiwawczych oraz nie skróci procesu decyzyjnego. Ministerstwo Skarbu Państwa w 2014 r. pracowało nad tzw. specustawą węglowodorową (ustawa w sprawie szczególnych zasad przygotowania i realizacji inwestycji w zakresie poszukiwania, rozpoznawania, wydobywania i transportowania węglowodorów).
Zgodnie zapisami tej ustawy, jej celem było ograniczenie do niezbędnego minimum procedur administracyjnych i środowiskowych. Zgodnie z zaproponowanymi rozwiązaniami, miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego oraz studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy nie mogą stanowić przeszkody dla przygotowania i realizacji wymienionych w dokumencie typów inwestycji. Nakładano także rygor wykonywania decyzji dla urzędników. Decyzje środowiskowe, o wyłączeniu gruntów z produkcji rolnej lub leśnej, pozwolenia wodno-prawne, zgoda na lokalizację zostały obłożone określonymi rygorami czasowymi, który przekroczenie miało skutkować karą w wysokości 1000 zł za każdy dzień zwłoki.
Wiele zastrzeżeń do tych zapisów miała ówczesna ekipa ministerstwa środowiska. Ustawa została zgłoszona do KPRM jednak nigdy nie stała się przedmiotem obrad Rady Ministrów w połowie 2015 roku ówczesny minister Skarbu Państwa wycofał ustawę z prac Stałego Komitetu Rady Ministrów.
W Wielkiej Brytanii, która także bierze udział w łupkowym wyścigu, podjęto jednak próbę zdyscyplinowania urzędników. Zgodnie z prawem funkcjonującym od tego roku w sytuacji, kiedy rada hrabstwa dwa razy odrzuci wnioski dotyczące prac poszukiwawczych za ropą i gazem, wówczas dany podmiot może odwołać się do rządu, a ten z uwagi na ważny interes narodowy może cofnąć wcześniejsze decyzje władz lokalnych i sam wydać takie pozwolenie. Dzięki tej decyzji w październiku tego roku pierwszy oraz kilkunastu miesięcy wydano pozwolenia wykonanie prac wiertniczych za gazem łupkowym.
Fiskalizm nie zachęca inwestorów
Warto także zwrócić na uwagę na podatki od wydobycia węglowodorów. Przyjęte zmiany w nowelizacji ustawy Prawo Geologiczne i Górnicze podwyższają opłatę eksploatacyjną aż czterokrotnie. Wzrosła ona z 6 do 24 zł za 1000 m3 w przypadku gazu i z 36 do 50 zł za tonę w przypadku ropy. Rodzi się więc pytanie czy nie zbyt wysoka stawka, zwłaszcza w sytuacji, kiedy inwestorzy zagraniczni rezygnują z dalszych prac w Polsce.
Co więcej, w 2014 roku polski parlament przyjął także ustawę o specjalnym podatku węglowodorowym oraz podatku od wydobycia niektórych kopalin. Wysokość renty surowcowej pobieranej przez państwo ma wynieść ok. 40 proc. Ustawa weszła w życie 1 stycznia 2016 roku, a podatki będą pobierane od 2020 roku.
Pojawia się jednak pytanie postulowane przez ekspertów w czasie debaty dotyczącej wysokości podatków, czy kwestie dotyczące stawek od wydobycia należy podjąć wówczas, kiedy zasoby gazu z łupków będą oszacowane. Zwolennicy ustalenia stawek już najszybciej uważali, że inwestor zjawi się w Polsce, wówczas, kiedy wszystkie sprawy, w tym podatkowe będą znane już na początku projektu.
Polacy szukają rozwiązania w kraju i zagranicą
PKN Orlen, który poszukiwał gazu łupkowego głównie na Lubelszczyźnie, wykorzystując koniunkturę 3 lata temu rozpoczął przejmowanie spółek w Kanadzie, które dysponują technologią szczelinowania hydraulicznego. Orlen podjął się próby zdobycia doświadczenia w poszukiwaniu węglowodorów ze złóż niekonwencjonalnych w inny sposób. W 2013 roku Orlen Upstream nabył niewielką, kanadyjską firmę TriOil Resources. W następnym roku firma ta nabyła udziały w innej kanadyjskiej spółce Birchill Exploration, prowadzącej już eksploatację węglowodorów.
W październiku 2015 roku Orlen Upstream Canada rozpoczął proces nabycia 100 proc. akcji kolejnej kanadyjskiej spółki – Kicking Horse Energy. Polski koncern podkreśla, że dzięki tym transakcjom w przyszłości będzie mógł liczyć na wykorzystanie kanadyjskich doświadczeń w Polsce. Jesienią 2015 roku, Orlen Upstream poinformował o rozpoczęciu procesu przejęcia amerykańskiej firmy FX Energy, poszukującej i wydobywającej w Polsce gaz ziemny.
Szansą na ożywienie poszukiwań gazu ziemnego w Polsce jest tight gas. W zeszłym roku PIG opublikował raport dotyczący zasobów gazu zamkniętego. W trzech badanych obszarach strefach: poznańsko-kaliskiej, wielkopolsko-śląskiej i w zachodniej części basenu bałtyckiego znajduje się najprawdopodobniej od 1,5 – 2 bln m3. Potencjał tych złóż może pozwolić na eksploatację tych złóż w wielkości 10 proc. Stanowi to wielkość złóż surowca o przedziale między 153 – 200 mld m3.
Dla porównania udokumentowane zasoby gazu ziemnego w złożach konwencjonalnych wynoszą obecnie 134 mld metrów sześc. Badanie przeprowadzone przez PIG nie uwzględnia województwa podkarpackiego, gdzie również mogą znajdować się takie złoża. Co najważniejsze zdaniem polskich naukowców, technologia szczelinowania hydraulicznego stosowana na złożach gazu ziemnego ukrytych w piaskowcu sprawdza się w polskich warunkach, w przeciwieństwie do złóż łupkowych. Problemem są natomiast głębokości odwiertów, które sięgają między 4,5 – 6 tys. m, co zwiększa koszty wydobycia tych zasobów.
Należy także pamiętać o metanie z pokładów węgla. PIG szacuje złoża na ok. 168 mld m3. W tym zakresie prace prowadzi PGNiG. Spółka rozpoczęła 3 listopada 2016 roku szczelinowanie hydrauliczne pokładu węgla w Gilowicach na Górnym Śląsku. Kolejnym etapem prac będą testy produkcyjne dopływu metanu z otworów wiertniczych Gilowice-1 i Gilowice-2H. Jeśli przyniosą pozytywny wynik, możliwe będzie rozpoczęcie eksploatacji metanu na skalę przemysłową.
PGNiG porzuca gaz łupkowy, ale nie szczelinowanie hydrauliczne
Jeśli wyniki tego eksperymentu będą pozytywne to spółka będzie chciała wykonać program dużo szerszy z udziałem z innych spółek górniczych. Wówczas planowane będzie wykonanie 10 otworów w każdej dużej spółce węglowej – JSW, PGG i KHW. Prace i analiza przy takim projekcie potrwają 3 lata. Przyszłość projektu spółka uzależnia do wyników prac w Gilowicach. Rezultatów prac na tym otworze PGNiG spodziewa się na przełomie grudnia i stycznia, może wcześniej. Ostateczne wyniki prac badawczych PGNiG i PIG-PIB w Gilowicach poznamy w pierwszej połowie 2017 roku.
Woźniak: PGNiG wykorzysta szczelinowanie do pozyskiwania gazu z węgla
