Kluczowa to stworzenie przejrzystych warunków prawnych dla inwestorów poszukujących gazu oraz akceptowalnego systemu pobierania opłat za wydobycie, przede wszystkim w celu koncentracji kapitału krajowego i zagranicznego wokół projektu łupkowego. Konieczny jest też intensywny rozwój i modernizacja infrastruktury przesyłowej oraz transportowej.

Technologie poszukiwań i produkcji gazu łupkowego są bardzo młode i wciąż w fazie rozwoju. Polska może i powinna wykorzystać możliwość włączenia się w ten proces, zaczynając np. od wspierania badań związanych z dostosowaniem technologii wydobycia gazu do specyfiki polskich łupków. Przyjrzyjmy się każdemu z aspektów, które mogą mieć decydujący wpływ na efekty łupkowego boomu.

Pieniądze na technologię

Badania nad najskuteczniejszymi metodami poszukiwania i rozpoznawania gazu w polskich formacjach łupkowych prowadzili dotąd na własną rękę obecni w kraju inwestorzy, wraz z zespołami zachodnich doradców. W rozwój polskich technologii wydobywczych postanowiły włączyć się Agencja Rozwoju Przemysłu wraz z Narodowym Centrum Badań i Rozwoju O dofinansowanie w ramach powołanego projektu „Blue Gas – Polski Gaz Łupkowy” mogą starać się konsorcja reprezentowane przez instytucje naukowe i przedsiębiorców. Cały budżet programu, uwzględniający środki publiczne i prywatne wynosi 1 mld zł. Łączna kwota dofinansowania, którą można uzyskać od NCBiR oraz ARP, wynosi 500 mln zł (połowa – dotacje udzielane przez NCBiR, druga połowa – z Funduszu Restrukturyzacji Przedsiębiorców). Pozostałą sumę w postaci wkładu finansowego i rzeczowego powinni zapewnić inwestorzy, którzy będą chcieli uczestniczyć w opracowywaniu technologii.

Nabór wniosków ruszył pod koniec września, na rezultaty prac naukowo-badawczych będziemy jeszcze jednak musieli poczekać.

Pieniądze na realizację

Jednym z największych dylematów firm poszukiwawczo-wydobywczych jest dziś ekonomika projektu. Zwykle koszty operacyjne pokrywane są z własnej kieszeni inwestora, który jeszcze na bardzo wczesnym etapie poszukiwań musi podjąć decyzję na podstawie oceny ryzyka versusu potencjalna opłacalność projektu. W przyszłości generowane przychody, pomniejszone o wszystkie obciążenia fiskalne, powinny dawać zysk, co wydaje się oczywiste w każdej działalności komercyjnej podlegającej zasadom rynkowym.

A co jeśli produktywność części otworów wydobywczych wykonanych w polskich łupkach okaże się niewystarczająca? Niekonwencjonalne złoża gazu ziemnego są zmienne pod względem cech geologicznych i charakterystyki. Co nie tylko oznacza, że produkcja z nich będzie zróżnicowana ale i stosowaną technologię należy każdorazowo dostosowywać do lokalnie panujących warunków.

Posługując się jednak pewnym uproszczeniem, można prognozować, że jeśli produkcja gazu łupkowego byłaby realna na powierzchni złoża wynoszącej łącznie około 20 000 km2, wówczas konieczne byłoby odwiercenie blisko 30 000 otworów wydobywczych. Jeśli przyjmiemy, że dostępna technologia umożliwia wykonanie 12 otworów kierunkowych na pad (plac wiertniczy), oznaczałoby to konieczność wykonania ponad 2700 padów. Przy poziomie kosztów rzędu 10 mln dolarów/otwór (wariant optymistyczny zakładany dla skali przemysłowej), to łączne nakłady na wiercenia w Polsce musiałyby wynieść nawet około 300 mld dolarów. Rolą rządu i administracji publicznej wydaje się, że już dziś uświadomioną, powinno więc być obecnie stworzenie warunków, by tej skali kapitał mógł do Polski trafić.

Nowy system podatkowy

Pewne kroki w kierunku zburzenia kolejnej bariery zostały wykonane dwa tygodnie temu, gdy rząd opublikował długo oczekiwane przez branżę założenia do ustawy o wydobywaniu węglowodorów. Zdaniem ekspertów brak szczegółowych regulacji dla branży oraz jasności co do przyszłego opodatkowania wydobycia był główną barierą w intensyfikacji wierceń.

Dziś znane są już więc przynajmniej kierunki rozwiązań prawnych i podatkowych, jakie regulować będą w przyszłości rynek gazu łupkowego w Polsce. Od 2015 r. spółki naftowo-gazowe będą płacić 5 proc. od wartości wydobytego gazu i 10 proc. od ropy. Wzrośnie wysokość opłat eksploatacyjnych, czterokrotnie. Dodatkowo rząd chce wprowadzić 25-proc. podatek od osiągniętych zysków z wydobycia. Ten – jak ocenia Ministerstwo Finansów – w praktyce obciąży firmy dopiero w 2025 – 2027 roku.

Jak podkreśla Marcin Korolec, minister środowiska, współautor projektowanej ustawy, w sumie przemysł wydobywczy musi się liczyć z opodatkowaniem na poziomie 40 proc. od zysków brutto. – Taka stawka podatku jest jedną z najniższych tego typu na świecie – twierdzi minister. Czy ma rację? Z odpowiedzią poczekajmy do czasu, gdy ustawę ocenią sami inwestorzy.

Polski rząd nie ukrywa, że niskimi podatkami pragnie kusić inwestorów do wyłożenia miliardów na wiercenia. – Jesteśmy liderem poszukiwań niekonwencjonalnego surowca w Europie, ale o kapitał musimy dziś konkurować z wieloma krajami – podkreślał Korolec.

Koncerny naftowo-gazowe zaznaczają jednak: – Nałożenie dodatkowych opłat może ograniczyć zdolność do przyspieszenia prac poszukiwawczych i rozpoznawczych – tłumaczy Marcin Zięba, dyrektor Organizacji Polskiego Przemysłu Poszukiwawczo-Wydobywczego. Diabeł tkwi też jak zawsze szczegółach, dlatego branża naftowo-gazowa liczy dziś na prezentację pełnego brzmienia przygotowywanej ustawy, co rozwiałoby ostatecznie wątpliwości.

Nowy system koncesyjny

Od przyszłego roku branżę naftowo-gazową czekają też zmiany w systemie koncesyjnym, które również wprowadzi projektowana ustawa węglowodorowa. Zakłada ona wzmocniony nadzór nad wydawaniem koncesji, ale sam pierwszy etap poszukiwawczy nie będzie wymagał już specjalnej licencji. Natomiast koncesja rozpoznawcza i wydobywcza zostaną połączone. Aby uzyskać zezwolenie, firmy będą startować w przetargach. Jednak zanim zostaną do nich dopuszczone, będą musiały przejść prekwalifikacje. Resort będzie sprawdzał, czy przyszły koncesjonariusz ma zdolność finansową i techniczną, czyli czy posiada niezbędne doświadczenie w przemyśle wydobywczym. Nieznane są jednak jeszcze kryteria oceny, ani kwalifikacje zespołu, który miałby się tym zajmować.

Zgodnie z projektowanymi przepisami w każdej nowej koncesji państwo ma mieć swojego przedstawiciela, co realizowane będzie poprzez specjalną spółkę – Narodowego Operatora Kopalin Energetycznych. Procentowy udział NOKE nie będzie ściśle określony (negocjowany w czasie przetargu). Firmy, które już dziś posiadają koncesje, będą mogły same zdecydować, czy dopuścić NOKE do swoich licencji. Według resortu środowiska może to być korzystne, bo NOKE będzie również partycypować w kosztach wierceń (źródłem pieniędzy będzie program Inwestycje Polskie).

Brakuje gazociągów

Trudno będzie też szybko rozwiązać problem ograniczonej infrastruktury przesyłowej dla gazu. Stąd gigantyczny jak na polskie warunki program inwestycyjny Gaz-Systemu związany z rozbudową sieci. Zapełnienie białych plam na mapie gazociągów i zwiększenie mocy przesyłowych już istniejących wymaga czasu i pieniędzy. Operator do 2014 roku planuje wybudować 1000 km rurociągów. W kolejnych latach szykuje się do dalszych inwestycji w podobnych rozmiarach. W sumie pochłonie to kilka miliardów złotych.