cztery secnariusze

Wydobycie gazu z łupków w Polsce: 4 scenariusze. Owce trzeba strzyc, a
nie obdzierać ze skóry
Autor: Jacek Balcewicz
(„Energia Gigawat” – nr 8/2012)
Prof. Stanisław Nagy, prodziekan Wydziału Wiertnictwa Nafty i Gazu AGH i kierownik
Katedry Inżynierii Gazowej zakłada w horyzoncie do roku 2025 cztery podstawowe
scenariusze możliwości rozwoju wydobycia gazu z łupków Polsce.
Pierwszy to scenariusz optymistyczny, w którym następuje szybkie uproszczenie procedur,
znaczny i dynamiczny napływ kapitału zagranicznego, przyspieszona zostaje realizacja
inwestycji infrastrukturalnych, brak jest protestów społecznych, mamy dobre wyniki
stymulacji przypływu w otworach i - co za tym idzie - dobre parametry wydobycia, z którymi
w parze idą niskie koszty wierceń, pełny dostęp do najnowszej światowej technologii
wspierany własnymi badaniami naukowymi, relatywnie niską opłatę eksploatacyjną i dużą
opłacalność inwestycji.
Drugi to scenariusz zrównoważony, klasyczny, w którym mamy do czynienia z łatwymi do
przewidzenia opóźnieniami i przeciąganiem procedur środowiskowych, umiarkowane
sukcesy w stymulacji otworów, brak wsparcia dla krajowych badań, umiarkowaną
opłacalność powodowaną zupełnie przeciętną początkową wydajnością wydobycia, a także
obniżenie cen gazu rosyjskiego.
Trzeci scenariusz: zrównoważony choć pesymistyczny zakłada dalsze przeciąganie procedur
środowiskowych oraz opóźnienia z budową infrastruktury przesyłowej oraz konkurencyjne
dla krajowego wydobycia ceny gazu dostarczanego z Rosji.
Ostatni czwarty scenariusz czysto pesymistyczny zakłada wycofanie się najważniejszych
inwestorów z terenu Polski i równoczesne pozostawienie rodzimych firm bez koniecznego
wsparcia kapitałowego, ekologiczną blokadę wydobycia gazu z łupków w Europie i dalsze,
zaporowe obniżenie cen gazu dostarczanego z Rosji. Jedyne co cieszy to to, że w pierwszym
przypadku będziemy mieć obfitość własnego gazu, zaś w pozostałych trzech taniejący gaz
rosyjski.
Czy któryś z tych scenariuszy się już realizuje już teraz?
Gazprom początkowo nieprzejednany, wyraził gotowość obniżenia cen gazu dostarczanego
do Polski, zaś ExxonMobil, największy amerykański koncern paliwowy, po wywierceniu w
Polsce raptem dwóch otworów na sześciu z posiadanych koncesji, zrezygnował z dalszych
poszukiwań w Polsce. Argumentacja była lakoniczna. „Nie zaobserwowaliśmy stałego,
komercyjnego poziomu przepływu węglowodorów w naszych dwóch otworach w basenie
lubelskim tzn. w otworze Krupe - 1, w gminie Krasnystaw, na koncesji Chełm i basenie
podlaskim w otworze Siennica - 1, w gminie Siennica, na koncesji Mińsk Mazowiecki”. Ta
wiadomość nie była nowością, gdyż o braku oczekiwanego sukcesu na dwóch pierwszych
lokalizacjach było wiadomo dużo wcześniej, zaś koncern zapowiadał wywiercenie do końca
tego roku 6 kolejnych otworów. Co zatem zadecydowało o nagłej zmianie planów?
Koncesje lepsze i gorsze
Podczas ostatniej międzynarodowej konferencji naukowej OIL GAS AGH 2012 poświęconej
perspektywom eksploatacji gazu ziemnego z niekonwencjonalnych złóż w Polsce postawiono
dwie zasadnicze tezy, że gaz w złożach niekonwencjonalnych na terenie Polski jest i co do
tego nie ma wątpliwości, zaś koncesje są gorsze i lepsze czyli takie, które szybciej i łatwiej
dadzą efekty i takie, na których spodziewanych i pożądanych efektów może nie być w ogóle.
Problem w tym, że dzisiaj jeszcze nikt nie wie, która koncesja jest jaka?
Od dwóch lat jesteśmy już w Polsce energetyczną potęgą, przynajmniej w mniemaniu
newsowych mediów oraz przeważającej opinii publicznej. Każdy jest już w tej dziedzinie
ekspertem, nieważne czy swoją wiedzę buduje w oparciu o popularno-naukowe artykuły
prasowe lub programy telewizyjne, czy poprzez entuzjastycznie oddziaływujące na
wyobraźnię tytuły tabloidów czy też poprzez straszący apokalipsą kolportowany w internecie
film „Gasland”. Czy rzeczywiście jest tak, jak opisują to gazety i internet, że „gazową
rewolucję” i towarzyszące mu eldorado, które od jakiegoś już czasu ogarnęło Amerykę i
Kanadę da się przenieść bez problemów na europejski, a najlepiej polski grunt? Czy już
wcześniej nie przeżywaliśmy przypadkiem podobnej „gorączki”?
Pierwszy raz pamiętnej zimy 1980/1981 roku, kiedy to za sprawą niespodziewanej erupcji
ropy naftowej w Karlinie, będącej raczej efektem błędów w sztuce dowiercania – w sumie do
małego - złoża o anomalnie wysokim ciśnieniu, niż szczęścia - okrzyknęliśmy się przynajmniej na chwilę - drugim Kuwejtem i drugi raz w latach dziewięćdziesiątych, kiedy
mieliśmy – także za sprawą amerykańskich koncernów eksploatować na Śląsku 2 mld m
sześc. metanu rocznie z pokładów węgla.
Trzeba pamiętać, że nie jest możliwe wydobycie gazu z niekonwencjonalnych złóż
łupkowych bez dodatkowych operacji technologicznych zmieniających w sposób sztuczny
strukturę skały. Istotą tych zabiegów jest połączenie nanoporowej siatki ze strefą
mikroporowej przepuszczalności. Ponadto niekonwencjonalne zasoby gazu różnią się od jego
konwencjonalnych akumulacji tym, że są rozproszone na bardzo dużej powierzchni
obejmującej jeszcze większe obszary geograficzne. Do jego wydobycia wykorzystywana jest
jedna z najbardziej zaawansowanych technologii jakie zna współczesna inżynieria wiertnicza.
Dla zobrazowania tego twierdzenia trzeba sobie wyobrazić precyzyjne operacje realizowane
na końcu 10-kilometrowego, poziomego otworu zlokalizowanego na dodatek co najmniej 3
km pod ziemią. W swoich fundamentach nie jest to technologia zupełnie nowa i niedojrzała,
w klasycznej eksploatacji proces szczelinowania w celu intensyfikacji wydobycia w
sczerpywanych złożach znany jest już od ponad 50 lat. Teraz ten zabieg wykonuje się w
otworach wierconych poziomo, co jest tym właśnie novum i ściśle monitorowany. Na
pojedynczy otwór potrzeba od 10 do 20 tys. m sześc. wody, zaś na pojedynczy zabieg ok. 2
tys. m sześc. Średnio wykonuje się w jednym otworze poziomym od 5 do 10 szczelin. Nie ma
jeszcze w Polsce rozpoczętego pilotażowego programu wydobycia. A poważne firmy nie
rozpoczną działalności bez rzetelnej kalkulacji ekonomicznej. Ta - póki co - nie jest możliwa
z uwagi na brak szczegółowej wiedzy. Dopiero po wykonaniu 20–25 pilotażowych otworów
eksploatacyjnych będzie można określić warunki ekonomicznej opłacalności dla całego
basenu. Może się okazać, że polskie profile wydobycia gazu z otworu będą się różnic od
amerykańskich. Dlatego też raport PiG zrobił raczej więcej złego niż dobrego. Na dane
pochodzące ze starych otworów wywierconych w Polsce wtedy, gdy o gazie z łupków
nikomu się jeszcze nie śniło, nałożono amerykańską metodykę i tamtejsze profile. Trudno z
dzisiejszymi realiami porównywać tamte czasy. Wśród studentów wiertnictwa dawno temu
kolportowano anegdotę, jak geolog opisujący rdzenie wyciągnięte z otworu zlokalizowanego
gdzieś w okolicach Górnego Śląska używał enigmatycznego określenia: „szara, plastyczna
skała”, którą dopiero po pewnym czasie zinterpretowano jako poszukiwane i niezwykle cenne
iły bentonitowe, niezbędne m. in. do sporządzania wiertniczej płuczki.
Ile z pionu? Ile z poziomu?
- W swoich analizach z 2012 roku dotyczących raczej pozabilansowych zasobów technicznie
wydobywalnych PiG nie rozgraniczył odwiertów poziomych i pionowych – mówi prof.
Stanisław Nagy. Nie wiadomo więc, do których odnosi się prognoza średniego wydobycia
określająca na 11,3 mln m sześć. zasoby gazu, jakie będzie można wydobyć z każdego
statystycznego otworu. Tymczasem z doświadczeń amerykańskiej eksploatacji wynika, że
obecnie jeden pionowy odwiert w ciągu całego swojego „życia” może dostarczyć
maksymalnie 60–70 mln m sześć. gazu, natomiast z otworu poziomego można uzyskać nawet
120 mln m sześc. Postęp techniki jednak nieustannie trwa. Obecnie objętość strefy
stymulowanej dzięki stosowaniu coraz to nowszych technologii osiąga 35–45 proc. zasobów
geologicznych, a w niedalekiej przyszłości realne wydaje się zwiększenie współczynnika
sczerpania złoża nawet do 55 proc. przy jednoczesnym, znacznym ograniczeniu wpływu
procesu wydobycia na środowisko. Póki co nie jest jednak jasne, jak te nowe technologie
przekładać się będą na koszty wydobycia. O ostatecznym sukcesie ekonomicznym zadecyduje
jednak optymalizacja kosztów wiercenia przy jednoczesnym zwiększeniu efektywności
samych zabiegów szczelinowania. Należy jednak liczyć się z niekorzystnymi splotami
okoliczności i niepowodzeniami w trakcie procesu rozwiercania złoża, nieudanymi
szczelinowaniami, awariami wiertniczymi czy niekorzystnymi warunkami geologicznymi
niemożliwymi do wcześniejszego przewidzenia.
Wiadomość o wycofaniu się z Polski ExxonMobil obiegła lotem błyskawicy cały świat,
wywołując falę spekulacji, zwłaszcza że już dużo wcześniej pojawiły się „przecieki” mówiące
o tym, iż będą czynione próby sabotowania na różne sposoby udostępnienia polskich zasobów
gazu uwięzionych w łupkach, gdyż potężne złoża w środku Europy burzą dotychczasowe
status quo i naruszają interesy potężnych graczy. Mówiło się jednak raczej nie o „teatralnych
wyjściach”, a kupowaniu koncesji by zablokować dostęp do nich dla konkurencji. Teraz
interesujący jest dalszy rozwój wypadków. Zgodnie bowiem z obowiązującą pragmatyką,
koncern, który wychodzi, musi swoje koncesje odsprzedać innemu partnerowi lub też zwrócić
organowi, który mu jej udzielił. Interesujące więc będzie, czy szybko znajdą się chętni na
schedę po ExxonMobilu, i ile będzie wynosiło „odstępne”? Interesujące jest także to, jak
zachowają się partnerzy Exxona na tych koncesjach, gdyż amerykański koncern do dwóch
koncesji w Lubelskiem dopuścił francuski koncern Total, a na koncesjach na Podlasiu
współpracował z firmą Hutton.
Na razie pozostałe firmy zainteresowane poszukiwaniami gazu w złożach łupkowych
deklarują, iż nie zmieniają swoich planów i realizują własne programy badawcze. Analitycy
branży i obserwatorzy rynku nie widzą w działaniach ExxonMobil nic nadzwyczajnego i
anomalnego. Wielkie koncerny często rezygnują z kłopotliwego i niepewnego wiercenia i
opróbowywania testowych otworów, zostawiając to mniejszym graczom o wracając wtedy
gdy potrzebne są duże pieniądze, gwarantujące jeszcze większe efekty. Atmosferę podgrzały
dodatkowo informacje o tym, że w kwietniu największy amerykański koncern naftowy
ExxonMobil zawarł sojusz strategiczny z największym rosyjskim koncernem naftowym
Rosnieftią. Amerykanie wspólnie z Rosjanami mają zająć się eksploatacją wielkich złóż ropy
i gazu w rosyjskiej Arktyce, a także wspomóc technologicznie Rosnieft w wydobyciu ropy z
łupków na Syberii. W zamian za udziały w złożach Rosniefti, ExxonMobil ma odstąpić
Rosjanom udziały w swoich spółkach zajmujących się poszukiwaniem gazu i ropy z łupków
w Kanadzie i w Teksasie oraz wydobyciem ropy ze złóż pod dnem Zatoki Meksykańskiej.
Podobnego typu umowa łączy także rosyjski Łukoil z amerykańskim ConocoPhillips.
Właścicielski galimatias
Podobnego rodzaju, tylko na mniejszą skalę, handel udziałami w koncesjach można
zaobserwować także w Polsce. I znowu trudno uznać to za nienormalne zjawisko, gdyż w grę
wchodzi asekuracja mimo wszystko dużego ryzyka i dużych kosztów towarzyszących tego
rodzaju przedsięwzięciom. Taka praktyka jest bardzo popularna nie tylko w Polsce, ale przede
wszystkim w USA. W Polsce Saponis jest właścicielem trzech koncesji. Spółka jest związana
jest z północnoamerykańską firmą gazowo-naftową BNK Petroleum. Pozostali akcjonariusze
Saponisu to włoska Sorgenia, austriacki RAG oraz LNG Energy. Wśród udziałowców
Sorgenii jest m.in. Bank Monte dei Paschi di Siena, austriacka spółka Verbund oraz grupa
CIR należąca do słynnej włoskiej rodziny Benedetti. Austriacki RAG jest bliskim partnerem
Gazpromu, z którym wybudowała do spółki największy w Austrii i drugi co do wielkości w
Europie Środkowej magazyn gazu Haidach. Jej udziałowcem jest z kolei niemiecki E.ON
Ruhrgas, jeden z najbliższych partnerów Gazpromu w Europie, z którym wybudowała
gazociąg Nord Stream oraz austriacka grupa EVN, której znaczny pakiet akcji ma niemiecki
koncern EnBW AG. EnBW AG z kolei razem z Gazpromem ma udziały w niemieckim
koncernie VNG.
Real Energy ma w Polsce trzy koncesje. Spółka została przejęta przez należącą m.in. do
Georga Sorosa i funduszu Blackrock firmę San Leon Energy. Również jedna z polskich
wpływowych rodzin odsprzedała włoskiemu koncernowi ENI spółkę Mińsk Energy
Resources, właściciela trzech koncesji. Amerykański Marathon Oil odsprzedał kanadyjskiej
firmie Nexen 40 proc. udziałów w swoich 10 koncesjach oraz 9 proc. japońskiemu
koncernowi Mitsui. Także rodzimy PGNiG i Orlen chcą wymienić się udziałami w
koncesjach z firmami z Kanady i USA. Na ponad 100 udzielonych w Polsce koncesji na
poszukiwanie gazu z łupków jedna trzecia ma więcej niż jednego właściciela i proces
dekoncentracji właścicielskiej stale się poszerza.
Jedno, co niepokoi i o czym mówiono podczas majowej konferencji OIL GAS AGH 2012 to
deklaracje polityków, którzy już teraz wiedzą i precyzyjnie określają, za ile lat, ile gazu z
łupków będziemy wydobywać. Dyskutanci i paneliści z niepokojem mówili o planach
opodatkowania wydobycia gazu i ropy z łupków. Podatek taki ma sens, ale w przyszłości, a
nie teraz, kiedy jest duże ryzyko i potrzebne są wielkie nakłady finansowe – mówili prawie
jednym głosem. To może wystraszyć i odstręczyć inwestorów zewnętrznych, zaś własnymi
kapitałami nie udźwigniemy tak potężnego programu inwestycyjnego. Stara góralska zasada
mówi bowiem o strzyżeniu owiec, a nie obdzieraniu ich ze skóry.