Gaz łupkowy w Polsce – jakie są złoża i dlaczego wstrzymano wydobycie?

Polska przez niemal dekadę była uznawana za lidera Unii Europejskiej pod względem potencjalnych zasobów gazu łupkowego. Optymistyczne prognozy i wysokie inwestycje wskazywały, że wydobycie tego surowca mogłoby zapewnić Polsce energetyczną niezależność. Mimo intensywnych poszukiwań prowadzonych przez międzynarodowe koncerny energetyczne, finalnie projekt wydobycia gazu łupkowego zakończył się niepowodzeniem z powodu niekorzystnych warunków geologicznych i bardzo wysokich kosztów wydobycia – pojedynczy odwiert horyzontalny z pełnym szczelinowaniem hydraulicznym kosztował nawet 60 milionów złotych. W efekcie wszyscy światowi giganci (ExxonMobil, ConocoPhillips, Marathon Oil, Talisman Energy, Chevron) wycofali się z polskiego rynku między 2012 a 2017 rokiem. Polskie spółki PGNiG i PKN Orlen także zaprzestały dalszych prób, uznając projekt za nierentowny. Obecnie w Polsce funkcjonuje tylko jedna koncesja na poszukiwanie gazu łupkowego, a temat nie znalazł miejsca w Strategii Energetycznej Polski do 2040 roku.

Charakterystyka i rozmieszczenie złóż gazu łupkowego w Polsce

Złoża gazu łupkowego w Polsce koncentrują się w trzech głównych obszarach geologicznych:

• basen bałtycki – rozciągający się od Szczecina, przez Koszalin, po Gdańsk i Elbląg. Uznawany za najbardziej obiecujący region, gdzie złoża zalegają stosunkowo płytko, co umożliwiało wykonanie największej liczby odwiertów,
• basen lubelski – od Lublina przez Chełm po Zamość; bogate w materię organiczną łupki zalegające bardzo głęboko (3-5 km), co czyniło eksploatację ogromnym wyzwaniem technicznym i ekonomicznym,
• basen podlasko-mazowiecki – obszar od Warszawy po Białystok; region najmniej zbadany, z potencjałem szacowanym na 0,4 biliona metrów sześciennych.

Pas łupkowy obejmuje około 37 tys. km², czyli 12% powierzchni kraju. Początkowo zasoby oceniano na 5,3 biliona m³, lecz już rok później zrewidowano je do poziomu 346-768 miliardów m³. Tak znaczna korekta była pierwszym sygnałem wskazującym na problem rentowności wydobycia.

Okres boomu i początkowe nadzieje (2009-2015)

Lata 2009-2015 określano czasem „łupkowej gorączki”. Kluczowe wydarzenia tego okresu to:

• publikacja raportu Energy Information Administration (2011) – oszacowała polskie zasoby na poziomie 5,3 biliona m³, przyciągając uwagę zagranicznych inwestorów,
• rekordowa liczba koncesji (115 w 2012 roku) – wydana dla ok. 24 podmiotów, w tym ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips, Marathon Oil, Talisman Energy, Eni, PGNiG, PKN Orlen i Grupa Lotos,
• pierwsze sukcesy – 21 lipca 2013 r. z odwiertu Łebień LE-2H wydobyto ok. 8 tys. m³ gazu na dobę,
• rząd aktywnie wspierał sektor, prowadząc kampanię informacyjną i uproszczając procedury.

W sumie w latach 2009-2015 nakłady inwestycyjne na poszukiwania gazu łupkowego sięgnęły 4,5 miliarda dolarów. Jednak już w 2013 roku pojawiły się pierwsze rozczarowania związane z niską liczbą wykonanych odwiertów i rosnącymi kosztami.

Wyzwania geologiczne i techniczne

Najważniejsze powody niepowodzenia polskich projektów gazu łupkowego obejmują:

• zniżoną przepuszczalność i porowatość skał w porównaniu do złóż amerykańskich, co powodowało trudności w migracji gazu do odwiertów,
• bardzo głębokie położenie złóż – szczególnie w basenie lubelskim na poziomie 3-5 km pod powierzchnią,
• niższą zawartość gazu na tonę skały oraz wydobycie nieprzekraczające progu opłacalności (średnio ok. 2 m³/minutę),
• formacje mułowcowo-iłowcowe wymagają bardziej złożonego szczelinowania niż amerykańskie łupki krzemionkowe,
• wysokie zużycie (i koszt) wody oraz trudności w jej uzdatnianiu.

Każdy odwiert wymagał indywidualnego podejścia, co uniemożliwiło standaryzację i generowało nieprzewidywalne koszty.

Analiza ekonomiczna i czynniki kosztowe

Ekonomiczne przesłanki wydobycia gazu łupkowego w Polsce okazały się błędne z kilku istotnych powodów:

• średni koszt odwiertu pionowego wynosił 35,5 mln zł, horyzontalnego – co najmniej 60 mln zł,
• koszt wydobycia (wg. Wood Mackenzie, 2011): 335 USD za 1000 m³ – teoretycznie niższy od cen rosyjskich, lecz rzeczywiste koszty były znacznie wyższe przez lokalne utrudnienia,
• koszty operacyjne – konieczność kontraktacji sprzętu, specjalistów, transportu wody i materiałów oraz budowy infrastruktury,
• podatki planowane przez państwo mogły pochłonąć nawet 80% zysków,
• spadek cen ropy i gazu po 2014 r. pogłębił nierentowność projektów.

Wszystkie analizy potwierdzały, że projekty nie mają szans osiągnąć dodatnich przepływów gotówkowych nawet przy korzystnych założeniach.

Wycofywanie się inwestorów – chronologia odejść

Oto jak wyglądała sekwencja wycofywania się zagranicznych inwestorów:

• ExxonMobil – oficjalne zakończenie działalności w czerwcu 2012 r.,
• Talisman Energy i Marathon Oil – wyjście ogłoszone w 2013 r.,
• ConocoPhillips (Lane Energy Poland) – ostatnie prace zamknięto w 2015 r.,
• Chevron i pozostałe firmy – całkowite zamknięcie działalności do 2017 r.,
• San Leon – ostatnie koncesje zamknięto w listopadzie 2017.

Wszyscy inwestorzy zobowiązani byli do rekultywacji odwiertów i terenów. Polskie spółki PGNiG i PKN Orlen również uznały przedsięwzięcie za nierentowne i wycofały się w 2016 roku. Spośród 115 koncesji z 2012 roku, do końca 2017 r. pozostało zaledwie 20, z czego większość była nieaktywna.

Obecny stan i stanowisko rządu

Gaz łupkowy nie został ujęty w Strategii Energetycznej Polski do 2040 roku i nie stanowi obecnie kierunku rozwoju. Rząd i Ministerstwo Klimatu oraz Środowiska argumentują, że obecne warunki geologiczne i ekonomiczne są niekorzystne.

• aktualnie funkcjonuje tylko jedna koncesja na poszukiwanie węglowodorów z łupków,
• od 2017 roku nie wykonano nowych odwiertów i nie ma aktywności administracyjnej w tym zakresie,
• PGNiG, PKN Orlen i Grupa Lotos oficjalnie zakończyły wszelkie projekty łupkowe koncentrując się na LNG i rozwoju infrastruktury gazowej,
• według Ministerstwa Finansów (2018), główną przeszkodą są nadmierne podatki.

Branża traktuje wydobycie gazu łupkowego w Polsce jako przykład nieudanego projektu energetycznego. Aktualnie priorytetami są: import LNG, dywersyfikacja kierunków dostaw oraz rozwój odnawialnych źródeł energii.

Porównanie z amerykańskim sukcesem rynku „shale gas”

Poniżej podsumowano zasadnicze różnice między powodzeniem rewolucji łupkowej w USA a niepowodzeniem w Polsce:

• formacje łupkowe w USA mają lepsze właściwości geologiczne i wyższe stężenie materii organicznej, a do tego zalegają płycej, co ułatwia eksploatację,
• USA posiadają rozbudowaną infrastrukturę i rynek firm o specjalistycznych profilach, dzięki czemu usługi są tańsze i bardziej efektywne,
• system własności mineralnej w USA oznacza, że właściciele gruntów bezpośrednio zarabiają na wydobyciu surowców, motywując lokalne społeczności do współpracy,
• w Europie (w tym w Polsce) dochody z wydobycia zgodnie z prawem trafiają do państwa, ograniczając motywację lokalnych społeczności,
• wyższe koszty operacyjne, brak infrastruktury, gorsze warunki geologiczne i niepewność regulacyjna w Polsce skutecznie odstraszały inwestorów.