ROZMOWA
Po 6 latach od założenia, Członkowie Organizacji Polskiego Przemysłu Poszukiwawczo-Wydobywczego (OPPPW) podjęli uchwałę o likwidacji tej instytucji. Zdaniem Pawła Poprawy, główną przyczyną spadającego zainteresowania zachodnich firm polskimi koncesjami są zbyt duże bariery legislacyjne, regulacyjne oraz zniechęcająca do inwestowania polityka fiskalna. – Chcąc ponownie przyciągnąć inwestorów zagranicznych do Polski warto skorzystać z doświadczeń np. Węgrów – zaznacza w rozmowie z portalem BiznesAlert.pl, Paweł Poprawa, Ekspert rynku energii z Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie.
BiznesAlert.pl: Jak Pan ocenia decyzję dotyczącą likwidacji Organizacji Przemysłu Poszukiwawczwo – Wydobywczego. Czy jest to koniec łupkowych poszukiwań w Polsce?
Paweł Poprawa: Poszukiwania gazu ziemnego z łupków w Polsce stanęły. Wpływ na zakończenie poszukiwań gazu ziemnego z łupków miała koincydencja kilku czynników. Są to m.in. spadek cen ropy i gazu. Spadek tempa prac zaczął się jednak jeszcze wcześniej, a więc ten czynnik nie jest jedynym powodem ograniczenia prac. Poszukiwania jakie przeprowadzono w przeciągu ostatnich 6 lat nie były do końca negatywne, ale nie wykazały jak dotąd ekonomiczności tego przedsięwzięcia. Prace poszukiwawcze pokazywały, że złoża gazu łupkowego w Polsce są, ale nie jesteśmy w stanie osiągnąć wyników, które pozwalają myśleć o komercyjnym wydobyciu. Poszukiwania pokazywały jednak, że w Polsce wciąż następował postęp przy wdrażaniu nowych technologii. Istniała więc szansa na skomercjalizowanie tego projektu.
Czego zabrakło, aby tak się stało?
Jednymi z ważnych czynników, destruktywnie wpływających na poszukiwania naftowe w Polsce były bariery legislacyjne i codzienna praktyka administracyjna. Był to jeden z głównych powodów, który doprowadził do upadku tego projektu. Zakończenie prac Organizacji Polskiego Przemysłu Poszukiwawczo – Wydobywczego nie jest tylko efektem zakończenia prac za gazem łupkowym. Ta organizacja, mimo iż w pewnym większość podmiotów, zgrupowana w OPPPW była zainteresowana projektami łupkowymi, nie była dedykowana tylko sektorowi łupkowemu. Zrzeszała ona wszystkich, którzy poszukują złóż ropy i gazu, niezależnie czy chodzi o złoża konwencjonalne czy łupkowe. Zamknięcie OPPPW jest nie tyle porażką projektu łupkowego, co porażką zagranicznych inwestycji naftowych w Polsce. Jest to jeden z dowodów, pokazujący, że zachodni inwestorzy nie odnajdują u nas możliwości prowadzenia opłacanych prac. Zostaną w Polsce spółki z udziałem Skarbu Państwa – PGNiG, OrlenUpstream, Lotos-Petrobaltic, które będą skupiać się na polskich projektach. Polska jest jednak niekonkurencyjna pod względem systemów regulacyjnych z otaczających nas światem. Zakończenie funkcjonowania OPPPW kończy proces opuszczania Polski przez zagraniczne firmy naftowe. Obecnie żadna z dużych firm Polską się nie interesuje. Pozostało w Polsce jedynie kilka niewielkich podmiotów takich jak Palomar Natural Resources, CalEnergy, ShaleTech Energy (Stena AB) i Hutton Energy. Nie jest to jednak dowód na kompatybilność polskiego systemu z wymogami zagranicznych inwestorów. Są to bowiem prawie wyłącznie firmy które do Polski weszły jeszcze w czasie boomu łupkowego. Są one zaraz firmami jednego projektu – starają się trwać, gdyż rezygnacja z projektu polskiego automatycznie oznaczała by dla nich zamkniecie firmy. Są zatem zdeterminowane by u nas przetrwać.
Jakie są największe bariery legislacyjne, które uniemożliwiły rozwój projektu?
Niewielkie zainteresowanie firm zagranicznych polskimi złożami wynika po pierwsze z funkcjonowania całego systemu prawno-regulacyjnego, tworzącego niesłychanie zbiurokratyzowane środowisko. Drugim elementem jest praktyka administracyjna – czas trwania procedur i rozpatrywania poszczególnych pozwoleń jest sam w sobie na tyle długi, że ogranicza komercyjność poszukiwań złóż ropy i gazu w Polsce. Czas oczekiwania na niektóre pozwolenia ciągnie się po kilkanaście miesięcy. Trzecim elementem jest fiskalizm, które nie jest atrakcyjny. Przykładem mogą być Węgry, którzy skutecznie ściągają zagranicznych inwestorów. Podatek od wartości sprzedaży jest na efektywnym poziomie 2 proc. Poprzez deregulacje ułatwiono także inwestorom wejście na koncesje. Jeśli z winy administracji publicznej następują opóźnienia po stronie inwestora, to odpowiednio przedłuża mu się czas na wykonanie prac. W efekcie coraz więcej firm interesuję się Węgrami, a Polską coraz mniej. Czwartym elementem są koszty pozyskania historycznych danych geologicznych, które wywindowano do bardzo wysokich poziomów, zniechęcając skutecznie inwestorów do ich pozyskiwania, zwłaszcza na złożach konwencjonalnych. Aby rozpocząć nowe prace w poszukiwawcze konieczna jest ocena stanu poprzednich prac. Jednak dane geologiczne, konieczne do tego stały się w Polsce tak kosztowne, że niektóre firmy wstępnie interesujące się bieżącą rundą przetargową z tego powodu do niej nie przystąpią.
W Polsce, jeśli mamy liczyć na płynące korzyści z wydobycia surowców, to system fiskalny musi być realistyczny, tj. dostosowany do etapu na jakim się obecnie znajdujemy. Szukając analogów warto odnieść się do krajów, które z sukcesami prowadzą poszukiwania w basenach typu frontier. (nowe, ryzykowne koncepcje poszukiwawcze). U nas zamiast tego przykładem, do którego się często odnosimy w dyskusjach jest Norwegia. Moim zdaniem jest to bardzo niefortunne, bo Norwegia jest to kraj, który zarządza dojrzałą już produkcją z obfitych złóż ropy i gazu. Polska zaś potrzebuje nie tyle regulować wydobycie (to jest domeną prawie wyłącznie krajowych firm), co stymulować nowe, innowacyjne, aczkolwiek bardzo ryzykowne biznesowo pomysły poszukiwawcze. Tylko to pozwoli rozwinąć wydobycie gazu ziemnego i ropy naftowej na szerszą niż do tej pory skalę. Lepiej spojrzeć na doświadczenia krajów naszego regionu, np. Węgier, których geologiczny potencjał jest porównywalny do Polski. Jeszcze kilka lat temu Węgrzy, podobnie jak to ma miejsce w Polsce, popełnili kilka błędów w postaci wysokich podatków i restrykcyjnych regulacji. Dziś udało się im rewitalizować ten sektor przemysłu poprzez zmniejszenie barier i fiskalizmu. Są tam obecne małe, ale też i średnie firmy, takie jak Vermilion Energy, które byłyby pożądane w Polsce.
Doskonałym testem na to czy zachodnie firmy są jeszcze zainteresowane polskimi złożami pokaże tegoroczny przetarg na 10 bloków koncesyjnych. W kolejnym roku zostanie wystawiony w przetargu kolejnych 10 bloków. Pojawia się jednak pytanie czy chcemy w Polsce zagranicznych inwestorów poszukujących gazu, czy nie.
Jaka jest odpowiedź Pana to pytanie?
Nie będzie łatwo znacząco zwiększyć wydobycie gazu i ropy w Polsce bez inwestorów zachodnich. Jest to kwestie nie tylko możliwości technicznych, ale też zasobów finansowych które trzeba zaangażować w poszukiwania i wydobycie. Ponadto im więcej firm, ty więcej konkurujących wzajemnie pomysłów poszukiwawczych i biznesowych. Konkurencja w sektorze serwisowym jest z kolei warunkiem do tak pożądanej w Polsce redukcji kosztów wydobycia. Im te koszty niższe tym więcej złóż nadaje się do komercyjnego wydobycia.
W Polsce politycy wszystkich opcji werbalnie zapewniają, że zagraniczni inwestorzy są w Polsce mile widziani. Należy jednak spojrzeć na tą kwestię okiem inwestora, którzy zazwyczaj odnoszą odmienne wrażenie. Należy więc przejść od słów do czynów i wdrożyć szereg postulatów z zakresu praktyki legislacyjnej i systemu fiskalnego.
Palomar Natural Resoruces poinformował, że w III kw. 2017 r. rozpocznie komercyjną eksploatacje gazu ziemnego na koncesji Rawicz. Jak ocenia Pan szanse na rozpoczęcie komercyjnego wydobycia przez PNR?
To ciekawy przypadek i tego typu działalność należy docenić, gdyż jest to jedna z nielicznych inwestycji zachodnich firm prywatnych w wydobycie gazu w Polsce. Nie jest to przełomowa inwestycja patrząc na skale możliwości. Złoże Rawicz to jest złoże o niewielkie. Projekt Siekierki, którym zarządza także Palomar, ma już większy potencjał, i dotyczy złoża gazu zamkniętego. Rodzi się techniczne pytanie czy istnieje szansa na szybki umożliwienie rozpoczęcia komercyjnego wydobycia na tego typu złożu. Są to projekty, których skala nie pozwala myśleć o znaczącym wzroście wydobycia gazu ziemnego w Polsce spośród. Firma ta ma szanse stać się drugą w Polsce po FX Energy, firmą zewnętrzną, która będzie wydobywać gaz ziemny w Polsce. Są to jednak wyjątki. Sytuacja pod tym względem nie wygląda najlepiej w Polsce zwłaszcza jeśli porównanym się do takich krajów jak Rumunia czy Węgry. Portfolio inwestorów w naszym kraju jest skromne i ograniczone do podmiotów krajowych. Co pokazuje raz jeszcze, że w Polsce mamy wadliwy system regulacyjny, niekonkurencyjny i nieatrakcyjny.
Czy technologia szczelinowania hydraulicznego może pomóc w wydobyciu metanu z pokładów węgla czy gazu w złożach zamkniętych (tight gas)?
Prace za metanem z pokładów węgla obecnie mają dla bilansu energetycznego kraju marginalny charakter, co nie oznacza, że nie warto takich prac przeprowadzać. W bieżących pracach na Górnym Śląsku istnieje dodatkowa motywacja w postaci wyprzedzającego odmetanowienia kopalń. Obniża to ryzyko metanowe przy eksploatacji węgla, a także obniża niekorzystną dla środowiska emisję metanu w kopalń węgla.
Warto jednak pamiętać, że znacznie większe możliwości technologie szczelinowania dają przy poszukiwaniu gazu zamkniętego (tight gas). Innowacje przy poszukiwaniu gazu ziemnego jakie niesie ze sobą rewolucja łupkowa, które są już wdrażane przez polskie firmy w tym PGNiG. Spółka prowadzi obecnie wiele interesujących projektów głównie w Wielkopolsce i na Podkarpaciu.
Szczelinowania hydrauliczne prowadzone w Polsce na odwiertach za gazem zamkniętym (tight gas), pozwoliły już na uzyskiwane dobrze rokujących przypływów gazu. Tego typu projekty mają szansę na komercjalizację. Technicznym problemem przy tych projektach, jest przypływ wody złożowej, którą trzeba zatłaczać z powrotem do złoża, lub utylizować. Koszty związane z utylizacją tych wód są obecnie największym problemem projektu wielkopolskiego.
Szczelinowanie hydrauliczne w Polsce oraz w innych krajach europejskich, w tym w Polsce, są prowadzone od dziesięcioleci z sukcesem. Nie jest więc to nowa technologia, ale jej zastosowanie jest coraz większe. Zmienia się więc skala jej zastosowania. Złoża łupkowe lub złoża gazu zamkniętego wymagają tej technologii. Jednak na konwencjonalnych złożach nie jest to konieczne. Rozwój technik szczelinowania to jednak tylko część obecnego szybkiego rozwoju metod intensyfikacji wydobycia ze złóż ropy i gazu, które znacząco zmieniają przemysł naftowy i istotnie wpływają na dzisiejszy globalny rynek paliw węglowodorowych.
Rozmawiał Bartłomiej Sawicki
