Gaz łupkowy na razie bez kluczowych decyzji
Poszukiwanie gazu łupkowego jest bardzo kosztowne. Tym ważniejsze są rozwiązania, które rząd zaproponuje inwestorom. O co toczy się gra? Z nieoficjalnych informacji wiadomo, że najbliższe miesiące mają przynieść rozstrzygnięcie rządowych propozycji rozwiązań dla inwestorów poszukujących gazu łupkowego w Polsce.
Do najważniejszych kwestii należą: konstrukcja i wymiar nowego podatku od węglowodorów, utworzenie państwowej agencji nadzorującej wydobycie gazu łupkowego oraz ewentualne uproszczenie przepisów i procedur prawnych. Istnieje potrzeba kompleksowego uregulowania tego obszaru zgodnie z interesem państwa polskiego.
W tym kontekście podpisanie porozumienia o współpracy przy poszukiwaniach i eksploatacji gazu łupkowego pomiędzy największymi polskimi firmami branży energetycznej (PGNiG, KGHM, Tauron, ENEA i PGE) należy ocenić pozytywnie. Ale najważniejsze decyzje wciąż jeszcze przed nami.
Poszukiwanie gazu łupkowego jest bardzo kapitałochłonne (jeden odwiert ze szczelinowaniem to koszt rzędu kilkunastu mln dolarów) a na obecnym etapie nie wiadomo jeszcze jakie są perspektywy wydobywcze. Taki sojusz kilku wielkich firm pozwoli skutecznie kontynuować wykonywanie dalszych odwiertów oraz umocni pozycję tych firm w sektorze. KGHM i pozostałe spółki elektroenergetyczne mają stanowić finansowe zaplecze dla PGNiG, który z kolei posiada odpowiedni know-how, technologię oraz kilkanaście koncesji.
To, czy projekt ten się powiedzie, będzie zależeć od możliwości finansowych firm w przyszłości, realnych zasobów gazu na koncesji Wejherowo, tego czy w przyszłości dołączą kolejne koncerny (potencjalnie Lotos, Orlen) oraz ewentualnych własnych, konkurencyjnych projektów każdej z firm wchodzącej w skład konsorcjum.
Truizmem jest stwierdzenie, że na ekonomiczną opłacalność wydobycia gazu łupkowego na skalę przemysłową w Polsce wpływ będzie miała nie tylko zasobność złóż, ale również otoczenie prawne. Inwestorzy oczekują stabilnych ram podatkowych a społeczności lokalne jak i Skarb Państwa godziwego zysku z eksploatacji złóż. Ważne, aby system podatkowy jakiemu zostanie poddany sektor eksploatacji złóż gazu łupkowego był przewidywalny dla inwestorów w wieloletniej perspektywie.
Po nałożonym niedawno podatku od „niektórych kopalin” (konkretnie miedzi i srebra), a będącym de facto podatkiem nałożonym na KGHM, można mieć szereg wątpliwości co do tego, czy kolejne obciążenie podatkowe tego typu nie będzie tylko sposobem na załatanie dziury budżetowej. Kwestia gazu łupkowego jest zbyt ważna by poddawać ją doraźnym rozwiązaniom.
W poprzedniej kadencji Sejmu PiS przedstawiło projekt podatku, który przewidywał opłatę w wysokości 40 proc. wartości gazu przewidywanego do wydobycia (z możliwością negocjacji). Planowano też powołanie na wzór norweski specjalnej spółki Skarbu Państwa o nazwie Staszic, która byłaby udziałowcem wszystkich spółek tworzonych dla obsługi koncesji i miałaby prawo pierwokupu sprzedawanych przez innych udziałów oraz specjalnego funduszu im. Łukasiewicza, na który trafiałyby środki z opłaty.
Z nieoficjalnych informacji wiadomo, że rząd planuje utworzenie Narodowego Operatora Kopalin Energetycznych (NOKE). Powołanie państwowego operatora do koordynacji wydobycia, kontroli koncesji oraz ewentualnego zarządzania zyskami jest prędzej czy później nieuniknione. Pytanie o jego model pozostaje otwarte.
Dobrym rozwiązaniem jest zasada elastycznego, zmiennego opodatkowania w zależności od wielu czynników, między innymi realnych dochodów ze sprzedaży gazu przedsiębiorstwa wydobywającego. To słuszna odpowiedź na oczekiwania branży, ponieważ w momentach spadku cen i mniejszych dochodów firm podatek o wysokiej wartości stałej od samej tylko produkcji może być zbyt dużym obciążeniem.
Przykładem jest Izrael, który wprowadził elastyczny podatek od wydobycia (między 0 a 50 proc.) zależny od wielu zmiennych (przede wszystkich dochodów netto względem nakładów inwestycyjnych).
Polski podatek od węglowodorów na pewno powinien mieć charakter sprzyjający rozwojowi inwestycji w technologie i złoża. Dobrą propozycją z planowanego pakietu regulacji jest projekt wprowadzenia odszkodowania dla właścicieli działek za wiercenia na ich terenie. Problem z pozyskaniem gruntów pod wiercenia może okazać się kluczowy dla inwestorów. Pokazują to chociażby problemy PGNiG z pozyskanie terenów pod dalsze poszukiwania gazu łupkowego na koncesji w okolicach Wejherowa.
Polska to nie USA i poszukiwania gazu łupkowego u nas odbywają się na terenach znacznie bardziej zaludnionych (niż np. rozległe bezludne tereny w Teksasie) a do tego często sąsiadujących z obszarami wrażliwymi ekologicznie jak obszary ścisłej ochrony przyrody, parki narodowe, rezerwaty i obszary Natura 2000 (w 2010 obszary Natura 2000 zajmowały aż 20% powierzchni kraju). Z powodu konieczności wykonania dużo większej ilości wierceń niż w przypadku złóż konwencjonalnych stanowi to duże utrudnienie.
Już choćby z tego powodu proste przełożenie modelu wydobycia z USA nie jest możliwe w Polsce. Największe złoże w USA, Barnett Shale w północnym Teksasie, posiada około 8000 otworów na obszarze porównywalnym do powierzchni krajów Beneluksu. To proste porównanie pokazuje jak wielkie może być zagęszczenie odwiertów na dość dużym i zaludnionym w przypadku Polski terenie.
Aby przekonać negatywnie nastawione społeczności lokalne należy wprowadzić rozwiązania chroniące straty posiadaczy gruntów (często rolników) aby nie wzbudzać protestów i niepokojów społecznych, które mogłyby zostać łatwo wykorzystane do zahamowania projektu poszukiwania gazu łupkowego w Polsce. Dlatego należy rygorystycznie przestrzegać standardów środowiskowych i prowadzić transparentną politykę w tym zakresie. Zachętą dla samorządów będzie również partycypacja z zyskach z opodatkowania, co również zawarte jest w rządowym projekcie podatku.
Pewne nadzieje budzi również zapowiedź powołania pełnomocnika ds. rozwoju wydobycia węglowodorów. Jednak można mieć wiele wątpliwości co do jego realnych możliwości. Funkcje pełnomocnika zakreślone w rządowym projekcie rozporządzenia stawiają przed nim wiele zadań, między innymi przygotowanie rozstrzygnięć dalszego wykorzystania dochodów z eksploatacji gazu łupkowego. Powołanie pełnomocnika będzie miało na pewno pozytywny skutek zewnętrzny, sygnalizujący naszym partnerom, że temat jest dla Polski ważny. Ale pytanie o jego realny wpływ na działania rządu w tej sprawie pozostaje otwarte.
Rozwój sytuacji w Polsce jest bacznie obserwowany w Europie. W ubiegłorocznym raporcie dla brytyjskiej Izby Gmin otwarcie nazwano Polskę „barometrem Europy” w zakresie poszukiwań i regulacji związanych z gazem łupkowym.
Niepokojącym sygnałem było wycofanie się z Polski amerykańskiego koncernu ExxonMobil. Trudno tu jednak mówić o decyzji podyktowanej nieopłacalnością wydobycia gazu na koncesjach, które ExxonMobil posiadał. Aby wiarygodnie zbadać i określić potencjał wydobywczy złoża, należy wywiercić co najmniej 3-4 otwory badawcze na jednej koncesji i tyle właśnie otworów zazwyczaj większość koncesjonariuszy wykonuje. Wiąże się to oczywiście z kosztami (jeden otwór to koszt rzędu kilkunastu mln dolarów), ale daje realną wiedzę na temat złoża i pozwala planować etap przemysłowej eksploatacji).
ExxonMobil posiadając w Polsce sześć koncesji wykonał raptem dwa odwierty, co absolutnie nie wystarcza do wiarygodnej oceny zasobności złóż. Można więc domniemywać, że decyzja o wycofaniu się koncernu z Polski została podjęta na podstawie innych czynników niż tylko ekonomiczne, związanych ze współpracą ExxonMobil z Rosnieftem. Widocznie decydenci ExxonMobil uznali, że złoża w Arktyce i na Morzu Czarnym są ważniejsze i nie ma co wchodzić w konflikt ze strategicznym partnerem. Jak informowały media potencjalne niebezpieczeństwo współpracy ExxonMobil z Rosnieftem dostrzegała również ABW, która sporządziła w zeszłym roku na temat raport. Zobaczymy, kto przejmie koncesje Exxonu. Jeśli potwierdzą się informacje, że będzie to jeden z dużych amerykańskich koncernów to można mieć nadzieję na kontynuację poszukiwań gazu.
Mimo wycofania się ExxonMobil poszukiwania gazu łupkowego w Polsce posuwają się systematycznie do przodu i jest wiele sygnałów, że inwestorzy pozytywnie oceniają potencjał wydobywczy swoich złóż.
Ostatnio potwierdziła to w swoim komunikacie choćby spółka San Leon Energy, w której udziały posiada George Soros. Systematycznie kolejne odwierty dokonuje również PGNiG, który posiada największą liczbę koncesji.
Duże jest również zainteresowanie poszukiwaniami tight gas w Wielkopolsce w co inwestuje m.in. Aurelian (złoże Siekierki w okolicach Swarzędza może posiadać od 2,7 do 39,5 mld m3 gazu) oraz Orlen Upstream. Tight gas czyli tzw. gaz zaciśnięty pozostaje nieco w cieniu gazu łupkowego, ale jego wydobycie np. w USA stanowi aż 40% ogólnego wydobycia węglowodorów niekonwencjonalnych i stale rośnie. Podobnie może być niedługo w Polsce.
Kolejne koncerny przygotowują się do wykonania odwiertów ze szczelinowaniem. Wszystkie te sygnały jak i wzrastająca stale liczba koncesji poszukiwawczo-rozpoznawczych (obecnie jest ich 111) wskazują na rozwój poszukiwań gazu łupkowego w Polsce.
Mateusz Siepielski.
Tekst ukazał się 4 lipca na łamach portalu Forbes.pl
