GAZ ŁUPKOWY W POLSCE: CZY WCIĄŻ JEST SZANSA NA SUKCES?

Gaz łupkowy w Polsce mamy, technologia jego pozyskania również istnieje. Pytanie zatem, czy aby na pewno czeka nas sukces… Z jednej strony istnieją bowiem pewne obiektywne, gospodarcze warunki brzegowe sukcesu, zaś z drugiej – istnieją czynniki administracyjno-prawne, które w nie mniejszym stopniu zadecydują o sukcesie, i które mogą postawić pod znakiem zapytania sukces łupków w Polsce. Zacznijmy od tych pierwszych.

Czynników decydujących o powodzeniu łupkowego przedsięwzięcia jest kilka. Należą do nich:

1. ostateczny koszt wydobycia i cena sprzedaży gazu. Istnieje kilka szacunków możliwego kosztu wydobycia gazu łupkowego w Polsce. Wielkość ta waha się w przedziale 6-17 mln USD na 1 odwiert. W większości szacunków koszty te są w Polsce 2-3-krotnie wyższe niż w Stanach Zjednoczonych. Różnice wynikają z przyczyn obiektywnych (część gazu łupko­wego wydobywa się w USA za pomocą odwiertów pionowych z pominięciem poziomych wierconych na mniejszą głębokość; nieporównywalnie większa jest dostępność urządzeń wiertniczych), a także z przyjętej metodologii uwzględnienia doświadczeń amerykańskich (wpływ ekonomii skali, zwiększona efektywność wierceń wynikająca m.in. z „krzywej uczenia”). Istnieje kilka elementów kosztów, które nie są w Polsce jeszcze w ogóle rozpoznane: koszty wykupu ziemi, usług wiertniczych, zużycia wody, koszty opłat koncesyjnych, które mogą okazać się wyższe niż w USA i zwiększyć różnicę średniego kosztu. A wyższe koszty – to naturalnie wyższa cena gazu. Istniejące obecnie szacunki oscylują w przedziale 195 – 280 USD / 1000 m sześć., czyli na poziomie 2-3 razy większym niż w USA, co wynika wprost z wyższych kosztów wydobycia. Jest to jednocześnie najprawdopodobniej ok. 2 – 2,5-krotnie mniej niż płacimy obecnie za dostawy gazu ziemnego Gazpromowi czy będziemy płacić – od roku 2015 – za dostawy gazu LNG (Liquefied Natural Gas – gaz ziemny w postaci płynnej) z Kataru.
2. ceny gazu na świecie. Polska do 2030 r. jest związana kontraktem z Gazpromem na zakup gazu po ustalonych cenach. Według nieoficjalnych źródeł cena kontraktu to 550 USD / 1000 m sześć. do 2022 r. Po zaproponowanej przez Rosjan obniżce o 10 proc. od stycznia 2013 r. cena wyniesie najprawdopodobniej ok. 500 USD. Dostawy LNG z Kataru od 2015 r. zakontraktowane są po cenie ok. 500 USD. Cena gazu wydo­bywanego w Polsce wynosi około 170 USD. Obecna rynkowa cena gazu amerykańskiego kształtuje się na poziomie ok. 130 USD, a jego eksport będzie możliwy już za 3 lata. Do ceny na rynku amerykańskim należy dodać koszty skraplania i transportu oraz „strategię” firm amerykańskich. Zgodnie z najnowszą prognozą EIA (Annual Energy Outlook z kwietnia 2012 r.) cena gazu będzie się utrzymywała poniżej 178 USD/1000 m sześć. do 2023 r., po czym wzrośnie do poziomu 233 USD/1000 m sześć. w 2035 r. Jednak wobec konkurencji ze strony amerykańskiego eksportu należy oczekiwać presji na obniżkę światowych cen, w tym zwłaszcza w Europie. Tak naprawdę to poziom ceny, po jakiej Amerykanie będą sprzedawali gaz w Europie, będzie wyznaczał opłacalność produkcji polskiego gazu z łupków, gdyż gaz LNG, stanowiący uzupełnienie krajowej produkcji gazu konwencjonalnego i importu wynikającego z długoterminowych kontraktów, będzie dostępny w nieograniczonych ilościach. Produkcja gazu z polskich łupków, jeśli byłaby droższa niż gaz LNG, nie miałaby sensu ekonomicznego.
3. ograniczenia sieci przesyłowej. Obecnie system przesyłowy gazu w Polsce odbiera gaz importowany na wschodniej i zachodniej granicy i z Gazociągu Jamal­skiego wewnątrz kraju, a krajowy – z kopalni gazu. W tej chwili z krajowych złóż gazu konwencjonalnego można zatłoczyć ok. 6,5 mld m sześć. gazu wysokometanowego oraz 3 mld m sześć. gazu zaazotowanego w skali roku. Analizy wskazują jednak, iż możliwości wykorzystania obecnego systemu do celów potencjalnego przesyłu gazu łupkowego są raczej nie­wielkie – możliwy jest dodatkowy przesył na poziomie jedynie 2-2,5 mld m sześć. w trzech głównych obszarach potencjalnego występowania gazu łupkowego (okolice Tarnowa, Rembelszczy­zny i Gdańska). [4] Istnieje więc tylko niewielki margines przepustowości. Przesył gazu w ramach kontraktu z Gazpromem (obowiązującego do 2030 r.) angażuje przepustowość o wielkości 13-15 mld m3 rocznie. Jednakże rozwiązanie kontraktu i całkowite zastą­pienie gazu importowanego gazem krajowym jest mało realne. Dodatkową barierą może się okazać brak możliwości technicznych realizacji przyłącza do obecnych sieci. Z dostępnych informacji wynika, że spółka Gaz-System zamierza wydać w najbliższych latach ok. 5 mld PLN na rozbudowę sieci gazo­ciągów. Niezbędne są zatem dalsze inwestycje w infrastrukturę gazową, by transport gazu w szacowanych ilościach był możliwy. Bez takich inwestycji wydobycie gazu z łupków nie ma sensu, gdyż zwyczajnie nie będzie możliwości jego przesyłu.
4. podaż gazu łupkowego vs. popyt na ten gaz. Na podstawie dostępnych analiz można przyjąć umiarkowany scenariusz wielkości wy­dobycia gazu łupkowego w Polsce, w którym średnia podaż rośnie stopniowo wraz z przyrostem licz­by odwiertów: w 2015 r. wydobycie kształtuje się na poziomie 237 mln m sześć, w 2020 r. – 879 mln m sześć., a w 2030 r. 1668 mln m sześć. Na to należy „nałożyć” część popytową. W tej chwili mamy w Polsce deficyt gazu ziemnego. Jednak stosunkowo nagła, dodatkowa podaż nie rozwiąże problemu. Powodem są dłu­goterminowe kontrakty na dostawy gazu importowanego (głównie z Gazpromem, a także na LNG z Katarem) i ogólnie relatywnie niska konsumpcja gazu w stosunku do rozmiaru i poziomu rozwoju gospodarki. Dopiero zagospodarowana produkcja gazu ma szansę wpłynąć na rynek gazu i innych źródeł energii – poprzez presję na spadek cen. Dlatego niezbędne jest umożliwienie realizacji obecnego potencjalnego popytu oraz wykreowanie nowego popytu na gaz, tak by przy odpowiednio niższych niż obecne cenach gaz łupkowy przyniósł korzyści całej gospodarce.

Ten nowy popyt mógłby płynąć z sektora energetyczno – ciepłowniczego, który jest odbiorcą 10% podaży gazu, a także przemysłu. Obecnie istnieje szereg projektów w branży energetycznej, ale także chemicznej i rafineryjnej, zakładających budowę mocy wytwórczych w opar­ciu o gaz i kreujących popyt na dodatkowe 8-12 mld m sześć. rocznie (w zależności od stopnia obciążenia mocy). Ponadto, Polskę nadal czeka proces wymiany przestarzałych urządzeń wytwórczych, budowanych jeszcze w czasach PRL-u, jak i budowy nowych instalacji. Na przyspieszenie modernizacji naciska ponadto Unia Europejska – ze względu na politykę ograniczania emisji CO2. Szacuje się, że istnieje konieczność wymiany aż ok. 12-14 tys. MW mocy zainstalowanej w urządzeniach prądotwórczych. Modernizacja sektora energetyczno-ciepłowniczego oznacza też zastąpienie węgla gazem. Źródłem dodatkowego popytu są też gospodarstwa domowe. W tej chwili zużywają one ok. 28% produkcji gazu. Z drugiej strony –  zaledwie 19% energii cieplnej przeznaczonej dla gospodarstw domowych wytwarzane jest przy użyciu gazu. Wzrost konsumpcji w sektorze gospodarstw domowych możliwy jest nawet na poziomie ok. 3 mld m sześć. rocznie – w perspektywie najbliższych 10 lat. W takim przypadku jednak – ze względu na duże rozproszenie indywidualnych odbiorców – konieczna byłyby ogromne inwestycje przesyłowe. I wreszcie – odbiorcami polskiego gazu mogłyby stać się inne kraje. Jednak obecna infrastruktura prze­syłu gazu nie pozwala na eksport znaczących jego ilości i wymagałaby rozbudowy.

Jeśli zaś chodzi o wspomnianą drugą grupę czynników, mogących mieć wpływ na wydobycie gazu łupkowego, to zaliczyć do nich należy:

1. dotychczasowy brak jasnych regulacji prawnych i podatkowych, określających ramy, w których poruszać się mogą firmy wydobywcze (choć to może się wkrótce zmienić o ile uchwalone zostaną odpowiednie przepisy – ich projekty zostały już złożone w kancelarii premiera RP);
2. bariery rynkowe i administracyjne, w tym brak jasnych reguł przejścia z koncesji poszukiwawczej na inwestycyjną, co gwarantowałoby ciągłość inwestycji i pozwalało inwestorom planować biznes w sensownej perspektywie czasowej;
3. nieład organizacyjny, ale też kompetencyjny wynikający z braku jasno zdefiniowanej strategii łupkowej (projekt łupkowy ma charakter międzysektorowy i mieści się w obszarze kompetencji co najmniej kilku ministerstw, a w tej chwili wydaje się, że resorty współpracują bez jakiegokolwiek planu działania, co więcej – media piszą ostatnio o „zakulisowych grach interesów” w ramach rządu, co jak zwykle w takich przypadkach nie brzmi dobrze);
4. również podnoszona w mediach – postawa polskich władz, które – jeśli wierzyć doniesieniom prasowym – zaczynają niechętnie patrzeć na zagranicznych inwestorów w obszarze gazu łupkowego, forsując pomysł, aby tylko polskie firmy mogły wydobywać gaz z łupków (co jest założeniem mocno ryzykownym, zważywszy na wielkość, doświadczenie czy know how zachodnich koncernów w porównaniu z nawet największymi polskimi firmami).

Determinanty sukcesu

Do początku czerwca 2013 r. Ministerstwo Środowiska wydało 108 koncesji poszukiwawczych dotyczących gazu łupkowego, kolejne 32 wnioski są w trakcie rozpatrywania. Jednak tempo poszukiwań jest obecnie niewielkie, ze względu na niekorzystne interpretacje niejednoznacznych przepisów prawnych, długotrwałe procedury środowiskowe czy zaskarżanie decyzji środowiskowych przez organizacje ekologiczne. Dlatego tak ważne jest aby jak najszybciej zakończyły się prace nad nowymi przepisami o eksploatacji złóż gazu i ropy naftowej. Brak takich przepisów nie ma wprawdzie wpływu na wyniki wierceń, ale też nie sprzyja poszukiwaniom, bo inwestorzy nie wiedzą jak będzie wyglądał ostateczny kształt regulacji. Istnieje szansa aby te problemy w najbliższym czasie rozwiązać – w kancelarii premiera zostały już złożone projekty nowych przepisów o eksploatacji i opodatkowaniu wydobycia gazu łupkowego: Prawo geologiczne i górnicze oraz projekt ustawy o specjalnym podatku węglowodorowym. Mają one ułatwić poszukiwania złóż gazu i ropy naftowej, przede wszystkim w łupkach, a także stworzyć stabilne warunki podatkowe do prowadzenia takiej działalności, konkurencyjne wobec innych państw UE. Według proponowanych regulacji – osobne dziś koncesje na rozpoznanie złóż za pomocą wierceń i na wydobycie zastąpi jedna koncesja rozpoznawczo-wydobywcza, która będzie przyznawana w przetargach. Inwestorzy, którzy już posiadają koncesję rozpoznawczą i na jej podstawie znaleźli złoża – będą mogli bez przetargu dostać koncesję na wydobycie. Uproszczone mają też być procedury środowiskowe – decyzja środowiskowa, która dziś jest warunkiem otrzymania koncesji, według nowych przepisów będzie wymagana dopiero przed rozpoczęciem wierceń, co skrócić powinno okres postępowania administracyjnego. Uregulowane mają też zostać kwestie podatkowe. Planowane jest wprowadzenie dwóch podatków – od wartości wydobywanego gazu i ropy oraz od zysków z tej działalności. Będą one pobierane jednak dopiero od roku 2020. Stawki podatku od wydobycia gazu i ropy z łupków będą o połowę niższe niż z konwencjonalnych złóż, zaś suma wszelkich podatków i opłat pobieranych od spółek wydobywczych nie przekroczy 40 proc. ich zysku brutto, czyli będzie niższa niż w Danii, Holandii czy Norwegii.

Czy zatem mamy ciągle szanse na sukces? Wyjście z naszego kraju trzech dużych koncernów powinno stanowić ostrzeżenie. Nie da się zmienić istniejących w Polsce uwarunkowań geologicznych, ale poprzez mądre działania i decyzje można stworzyć odpowiednie warunki, aby sukces łupkowy stał się w naszym kraju faktem.

Artur Tomaszewski, prezes zarządu, Bank DnB NORD Polska

Wydobycie gazu łupkowego niewątpliwie wymaga wsparcia ze strony państwa. Może ono wyglądać różnie. Jedną z możliwości jest powołany niedawno program i państwowa spółka  Polskie Inwestycje Rozwojowe, który ma wspierać projekty strategiczne, m.in. w energetyce czy infrastrukturze. PIR występowałby w nich jako pomocniczy inwestor kapitałowy. Będzie zatem oczekiwał określonego zwrotu z inwestycji. Dla projektów poszukiwania gazu i jego wydobycia na wstępnym etapie praktycznie niemożliwym jest uprawdopodobnienie osiągnięcia zwrotu z zainwestowanego kapitału. Dlatego może warto przyjrzeć się bliżej rozwiązaniom, które już na świecie z powodzeniem funkcjonują. Weźmy przykład Norwegii. Tam wsparcie państwa realizowane jest poprzez określony system podatkowy. Podatki w Norwegii są bardzo wysokie, a te od wydobycia surowców sięgają aż 78% – czyli znacznie więcej niż polskim projekcie o podatku węglowodorowym. Państwo daje jednak coś w zamian. Firmy inwestujące w poszukiwanie gazu i ponoszące koszty odwiertów, których na etapie projektów nie można sfinansować komercyjnym  kredytem bankowym (ze względu na wysoki profil ryzyka) mogą liczyć na wsparcie państwa. Ponoszone koszty prywatny inwestor może odzyskać od państwa w postaci tarczy podatkowej. Wierzytelność inwestora wobec Państwa z tytułu tarczy podatkowej może być scedowana na bank, który przy takiej strukturze może zaangażować się w wydobycie, uzyskując bardzo dobre zabezpieczenie finansowania projektu. Przy zastosowaniu takiego mechanizmu państwo zachowuje funkcję kontrolną, stwarza mechanizm dla finansowania przez banki komercyjne, ale nie jest podmiotem dominującym, który bezpośrednio angażuje się w poszczególne inwestycje. Truizmem jest stwierdzenie, że to co prywatne jest znacznie bardziej efektywne od tego co państwowe, dlatego model ten doskonale sprawdza się w Norwegii. Oczywiście – system norweski działa już wiele lat, po drodze ewoluował. Niemniej warto moim zdaniem przeanalizować możliwości zastosowania tego typu mechanizmów w naszym kraju. Uczmy się i korzystajmy ze sprawdzonych wzorców.

Łukasz Trzpil, szef Energy Desk, Bank DnB NORD Polska

W tej chwili polskie banki raczej nie są skłonne finansować projektów łupkowych. Zbyt wiele jest niejasności, brakuje ram pozwalających bankom na zaangażowanie w tym obszarze i finansowanie firm zajmujących się odwiertami, a w kolejnym etapie – wydobyciem. Problemów można wymienić kilka: brak jasnych reguł przejścia z koncesji poszukiwawczej na wydobywczą, co gwarantuje ciągłość inwestycyjną, brak pewności do przyszłej wysokości podatków, co uniemożliwia inwestorom planowanie biznesu oraz przyszłych przychodów czy zysku, długi czas oczekiwania na decyzje środowiskowe, które umożliwiłyby np. prowadzenie wierceń głębiej, niż wynika to z zapisów koncesyjnych. Większość pokładów gazu łupkowego w Polsce znajduje się na głębokości 4–6 tys. metrów. Jeśli w koncesji znajduje się zapis, że maksymalna głębokość odwiertu nie może przekroczyć 3 tys. m, to koncesjonariusze mogą być zmuszeni są do przerwania prac wiertniczych i złożenia wniosku o zmianę warunków koncesyjnych. To wydłuża proces. Na szczęście większość tych aspektów zostanie – miejmy nadzieję – zaadresowane w regulacjach prawnych, które mają ponoć wkrótce wejść w życie – np. osobne koncesje na rozpoznanie złóż za pomocą wierceń i na wydobycie gazu i ropy naftowej zastąpi jedna koncesja rozpoznawczo-wydobywcza, znane też będą wysokości podatków i innych opłat. To wszystko sprzyjać powinno rozruszaniu branży.

Bank DnB NORD Polska

See Full Bio