Miesiąc: październik 2013

Rozmowę prowadzi Leszek Szmidtke, dziennikarz PPG i Radia Gdańsk.

Po modernizacji naszych instalacji, podniesieniu mocy przerobowych do ponad 10 mln ton, konsolidacji, wykonujemy kolejny krok. Upstream jest logiczną konsekwencją naszych wcześniejszych działań. Byliśmy i jesteśmy zbyt słabi kapitałowo, żeby jednocześnie się modernizować i prowadzić na szeroką skalę działalność wydobywczą.

Leszek Szmidtke: Nie irytuje pana ulokowana naprzeciw biurowca Lotosu stacja paliw rosyjskiego koncernu Łukoil?

Paweł Olechnowicz: Nie ma w tym nic dziwnego. Działamy konkurencyjnie na otwartym rynku.

W Europie rafinerie są zamykane, koncerny paliwowe poszerzają swoją działalność o energetykę, a przede wszystkim kto może, inwestuje w złoża. Pan tymczasem wydał miliardy złotych na modernizację przerobu ropy naftowej.

Zamykane są rafinerie przestarzałe, rozwijane są nowoczesne. Inwestycyjny Program 10+ jest elementem kolejnych działań zmierzających do budowy średniej wielkości koncernu paliwowego. Startowaliśmy z poziomu niezrestrukturyzowanej rafinerii, ze zbyt dużą liczbą podmiotów towarzyszących, z hurtownikami przejmującymi sporą część zysku. Trzeba było przeorientować całą strukturę handlową i równocześnie odpowiedzieć sobie na pytanie: czy rafineria z przerobem 4,5 mln ton rocznie, znakomitą lokalizacją, dostępem do morza i perspektywicznym rynkiem krajowym oraz zagranicznym może się rozwijać? Doszliśmy do wniosku, że może i że trzeba budować koncern pionowo zintegrowany o międzynarodowym zasięgu. Zaczęliśmy między innymi od wzbogacenia się o firmę poszukującą i wydobywającą ropę naftową, czyli Petrobaltic. Przy okazji przejęliśmy rafinerie z południa Polski. Dzięki temu wzmocniliśmy swoją pozycję w innych produktach: olejach, asfaltach czy parafinach. Po modernizacji naszych instalacji, podniesieniu mocy przerobowych do ponad 10 mln ton, konsolidacji, wykonujemy kolejny krok. Upstream jest logiczną konsekwencją naszych wcześniejszych działań. Byliśmy i jesteśmy zbyt słabi kapitałowo, żeby jednocześnie się modernizować i prowadzić na szeroką skalę działalność wydobywczą. Dlatego potrzebowaliśmy czasu na realizację kolejnych etapów. Dziś konsolidujemy nasze aktywa litewskie i, co ważne, niebawem rozpoczniemy eksploatację norweskiego złoża Yme. Będziemy na nim zarabiać i coraz dynamiczniej wchodzić w upstream. Produkcja Petrobalticu pochodząca z Morza Norweskiego, Bałtyku oraz Litwy stwarza nam dobrą pozycję w wydobyciu w tej części Europy.

Czy Lotos będzie zwiększał wydobycie z bałtyckich złóż?

Złoże B3 dostarcza coraz mniej surowca. Na przełomie lat 2012 i 2013 uruchomimy wydobycie ze złoża B8. Nie jest ono wprawdzie duże (ma około 3 mln ton), ale zdecydowaliśmy się w nie zainwestować. Analizujemy również pozostałe koncesje, jednak zasoby tam nie są zbyt obiecujące. Złoża litewskie też są niewielkie, ale opłacalne. Dlatego najwięcej uwagi poświęcamy szelfowi norweskiemu. Od 2012 r. co roku będziemy zwiększać wydobycie i zamierzamy osiągnąć poziom miliona ton. Być może poszukiwania inwestora zakończą się sukcesem i wesprze on nasze dążenia do rozwoju upstreamu.

Prezes Grupy Lotos ma oczywiście swoje oczekiwania wobec firmy, która zdecyduje się na zakup większościowego pakietu akcji wystawionego przez ministra Skarbu Państwa. Jednak inwestor będzie dopasowywał spółki do swoich potrzeb.

Będziemy się nawzajem dopasowywać. Natomiast oprócz ceny ważne będą plany związane z przyszłością firmy.

Scenariusze sprzedaży Grupy Lotos układane są na podstawie różnych, często sprzecznych informacji. Jedna z nich mówi, że PGNiG przeznacza co roku ogromne, jak na polskie realia, kwoty na inwestycje, ponad 5 mld zł. Czy dostrzega pan zainteresowanie PGNiG zakupem Lotosu?

To są chyba spekulacje. Potencjalny inwestor zwraca uwagę na to, czy będzie synergia, czy zakupione aktywa przyniosą długofalowy zysk, jakie kompetencje zyska się na takim zakupie. Lotos jako jedyny w kraju ma doświadczenie w eksploatacji złóż morskich. Jesteśmy atrakcyjną spółką, ale dla kogoś, kto od dawna koncentrował się na gazie, bylibyśmy pewnie nowym wyzwaniem. Istotne jest to, że właścicielem większości udziałów Grupy Lotos i PGNiG jest skarb państwa. A w tej sytuacji byłaby to konsolidacja aktywów, a nie prywatyzacja. Nie zapominajmy o jeszcze jednej, moim zdaniem bardzo ważnej kwestii, czyli regionalnym znaczeniu takiej firmy jak nasza. Gdyby jednak miało dojść do zakupu akcji Lotosu przez PGNiG, to najlepszym rozwiązaniem byłaby struktura holdingowa z siedzibą firmy w Gdańsku, a następnie prywatyzacja i inwestor branżowy. Nie wykluczam, że zysk z późniejszej sprzedaży koncernu, w skład którego wchodziłaby Grupa Lotos i PGNiG, byłby dużo większy. Jednak przy takim planowaniu trzeba sobie odpowiedzieć na kolejne pytania dotyczące spraw społecznych. I tu wracamy do kwestii znaczenia Lotosu dla regionu. Pojawia się pytanie, jak zmiana układu właścicielskiego wpłynie na gospodarkę Pomorza.

Póki co, ze strony Ministerstwa Skarbu płyną dwa sygnały. Pierwszy oznacza sprzedaż akcji inwestorowi, drugi zaś konieczność pozbycia się niektórych spółek Grupy Lotos. W ten sposób macie zdobyć pieniądze na nowe inwestycje w złoża.

Zarząd razem z Radą Nadzorczą będą decydować, jaki kształt przyjmie strategia rozwoju i co jest potrzebne do jej realizacji. Wiemy, jak zarządzać aktywami, które nie należą do core business. Spółka Lotos Kolej wyrosła na trzeciego w kraju przewoźnika towarowego. Z czterech lokomotyw, kilkunastu wagonów i 45 ludzi przez siedem lat rozrosła się do ponad 60 lokomotyw i 500-osobowej załogi. Na polskim rynku, w tym biznesie, to chyba najlepiej zorganizowana firma. Doskonale wpasowuje się w strategię całej grupy.

Presja ze strony ministerstwa jest bardzo silna.

Nie nazywałbym tego presją. Oczywiście, większościowy akcjonariusz ma swoje prawa, ale jesteśmy spółką giełdową i zarząd odpowiada przed radą nadzorczą. W strategii mamy zapisaną ekonomizację procesów i będziemy ją realizować. Mamy tam również zapisaną sprzedaż aktywów i między innymi tak się stanie ze spółką Lotos Parafiny. W naszej działalności dużą wagę przywiązujemy do odpowiedzialności społecznej, to podnosi rangę i wartość marki Lotos. Dlatego przystępując do procesu dezinwestycji, również musimy uwzględniać te wartości.

Dostrzegliśmy szansę sprzedaży na krajowym rynku i dlatego zapadła decyzja o rozbudowie mocy przerobowych. Koszt logistyki powoduje, że przede wszystkim nastawiamy się na rynek krajowy, chociaż również myślimy o eksporcie. Nie ma znaczenia, do jakiego kraju będziemy wysyłać statkami nasze produkty.

Grupa Lotos szuka ropy poza granicami kraju. Czy wasze produkty również będą walczyły o zagraniczne rynki?

Nie mamy terytorialnych preferencji w kierunkach ekspansji. Dostrzegliśmy szansę sprzedaży na krajowym rynku i dlatego zapadła decyzja o rozbudowie mocy przerobowych. W Polsce był i nadal jest duży import oleju napędowego, a według naszych analiz, potwierdzonych przez opinie międzynarodowe, w najbliższych latach zużycie tego paliwa będzie jeszcze rosło. Wszystkie nasze produkty są na krajowym rynku dobrze oceniane, więc chcemy to wykorzystać i poszerzyć nasz udział w tym rynku. Już od kilku lat przygotowywaliśmy miejsce na większą produkcję, będącą efektem Programu 10+, poprzez import oleju napędowego. Ponieważ instalacje już pracują i rośnie ilość tego paliwa, sprowadzamy go coraz mniej z zagranicy. Koszt logistyki powoduje, że przede wszystkim nastawiamy się na rynek krajowy, chociaż również myślimy o eksporcie. Mamy doskonałe, nadmorskie położenie, więc jeżeli pojawią się chętni do zakupu, szybko zareagujemy. Nie ma znaczenia, do jakiego kraju będziemy wysyłać statkami nasze produkty.

Zadajemy sobie pytanie, czy w Polsce będzie wydobywany gaz łupkowy. Jeżeli będzie, to jak wpłynie to na bezpieczeństwo energetyczne, ceny gazu i przyszłość wielu firm? PGNiG ma kilkanaście koncesji poszukiwawczych, PKN Orlen pięć. Czy Grupa Lotos wiąże z gazem łupkowym swoją przyszłość?

Być może, jeśli zajdą sprzyjające temu zmiany własnościowe. Natomiast jeżeli utrzymamy samodzielność, to na pewno skoncentrujemy się na rynku paliwowym. Nie będziemy się angażować w przedsięwzięcia wymagające olbrzymich nakładów, na które nas nie stać.

Na pytanie, czy będę inwestował w gaz, odpowiadam: nie. Natomiast koncesje na wydobycie gazów łupkowych podnoszą naszą wartość zarówno w przypadku sprzedaży planowanej przez Ministerstwo Skarbu, jak i w niewykluczonym procesie konsolidacji, a w przyszłościowym układzie właścicielskim mogą być wartością dodaną.

To dlaczego wystąpiliście o koncesje na poszukiwanie gazu łupkowego?

Posiadanie koncesji nie oznacza, że musimy inwestować olbrzymie środki w poszukiwania i, być może, późniejszą eksploatację. Dlatego na pytanie, czy będę inwestował w gaz, odpowiadam: nie. Natomiast takie koncesje podnoszą naszą wartość zarówno w przypadku sprzedaży planowanej przez Ministerstwo Skarbu, jak i niewykluczonym procesie konsolidacji, a w przyszłościowym układzie właścicielskim mogą być wartością dodaną.

Powołaliśmy w tym roku Central Europe Energy Partners, żeby uczestniczyć w tworzeniu europejskiego prawa. Szczególnie chcemy mieć wpływ na kształtowanie polityki energetycznej do 2030 r. Dopiero zaczynamy budowę organizacji, która ma zgromadzić przedstawicieli firm z 10 krajów Europy Centralnej.

Mówi pan o rzeczach, na które Grupa Lotos ma jakiś wpływ. Regulacje prawne powstające w Brukseli są jednak poza zasięgiem prezesa i całego koncernu, a na przykład pakiety klimatyczne ogromnie zaważą na przyszłości sektora naftowego, gazowego i energetycznego.

Rosnąca liczba ludności, nowe technologie powodują coraz większe zagrożenie dla środowiska. Dlatego zmniejszenie dewastacji naszego otoczenia poprzez coraz surowsze uregulowania prawne dotyczące rozwoju nowych technologii czy inwestycji jest zrozumiałą reakcją bardziej dojrzałych społeczeństw. Wydobycie gazu łupkowego jest doskonałym przykładem takiego zagrożenia i można się spodziewać, że na poziomie krajowym lub unijnym powstaną odpowiednie zapisy prawne, na przykład nakazujące po zakończeniu wydobycia odtworzenie środowiska naturalnego. W Stanach Zjednoczonych toczy się dyskusja o skutkach wydobycia dla przyrody oraz o rekultywacji eksploatowanych terenów. Dlatego cały proces wydobycia, począwszy od poszukiwań, a skończywszy na przywróceniu stanu pierwotnego, jest bardzo kosztowny. Nie stać na to ani Grupy Lotos, ani PGNiG. Tak duże pieniądze mają wielkie międzynarodowe koncerny. Dotychczasowe uregulowania powstawały poza nami, ale jesteśmy od sześciu lat w Unii Europejskiej i powinniśmy mieć wpływ na tworzące się prawo. Powołaliśmy w tym roku Central Europe Energy Partners, żeby uczestniczyć w powstawaniu europejskiego prawa. Szczególnie chcemy mieć wpływ na kształtowanie polityki energetycznej do 2030 r. Dopiero zaczynamy budowę organizacji, która ma zgromadzić przedstawicieli firm z 10 krajów Europy Centralnej. Chcemy przygotowywać analizy eksperckie i współpracować z europosłami z tego regionu. Będziemy reprezentować interesy energetyczne ponad 100 mln ludzi. To duży rynek i zależy nam zarówno na bezpieczeństwie energetycznym Polski oraz sąsiednich krajów, jak i na dobrych warunkach rozwoju firm sektora naftowego. Takie firmy jak Lotos rozumieją znaczenie pozabiznesowych elementów, takich jak społeczna odpowiedzialność, i chcą wpływać na przyszłość swoją, najbliższego otoczenia oraz całego kontynentu.

Takie działania przyniosą owoce, kiedy firmy będą współdziałać z rządami.

Koordynacja różnych działań jest podstawą sukcesu. Dlatego wierzę, że szukając partnera dla Grupy Lotos, Ministerstwo Skarbu kieruje się zasadą bezpieczeństwa energetycznego Polski i uwzględnia to, że wpływy do budżetu państwa będą większe w długim horyzoncie czasowym i że rozwój rynku będzie odpowiadał zarówno interesom państwa, jak i działających na nim firm.

Tylko że będąc członkiem Unii Europejskiej i sprzedając spółkę z większościowym udziałem skarbu państwa, rząd może brać pod uwagę tylko jedno kryterium: cenę. A co będzie, jeżeli najwyższą cenę zaproponuje firma rosyjska lub chińska?

To będzie decyzja i odpowiedzialność rządu, odpowiedzialność za przyszłe bezpieczeństwo energetyczne naszego państwa. Dlatego to musi być mądra decyzja. Jestem pewien, że właśnie taka zostanie podjęta.

Dziękuję za rozmowę.

Wspólna polityka energetyczna UE jeszcze nie istnieje. Różnice interesów państw członkowskich oraz kolosów energetycznych w poszczególnych krajach tworzą „wyspy” interesów, które nie służą długofalowemu bezpieczeństwu energetycznemu zarówno poszczególnych krajów, jak i całej Unii. Kraje bałtyckie są szczególnie narażone na zagrożenie, są bowiem w 100 proc. (lub niemal w 100 proc.) uzależnione od jednego źródła kluczowych nośników energii. Korzystne dla Polski jest to, że obecnie własna produkcja nośników energii zapewnia nam 70-proc. pokrycie zapotrzebowania na energię.

Z punktu widzenia generalnego bilansu źródeł energii konsumowanej Polska jest w stosunkowo dobrej sytuacji. W zakresie energii pochodzącej z metanu i ropy naftowej sytuacja Polski nie jest już tak korzystna. Bezpieczeństwu energetycznemu całej Unii zagraża brak w pełni zintegrowanego programu rozwoju energetyki w UE, opartego poza regulacjami na spójnym, zintegrowanym systemie europejskiej infrastruktury energetycznej. Brak rozwiązań infrastrukturalnych nie pozwala także na wprowadzenie w życie zasady solidarności energetycznej.

Obecnie pytaniem, które należy zadać, nie jest: czy, ale gdzie w UE powstaną odpowiedniej wielkości zbiorniki na ropę. Polska znajduje się na głównej linii przesyłu ropy naftowej do UE. Najkorzystniejszą lokalizacją w naszym kraju wydaje się Gdańsk.

Poza tym Unia Europejska nie ma obecnie odpowiednio dużego potencjału magazynowego ropy naftowej, szczególnie w przypadku wprowadzenia zapasów obowiązkowych na poziomie 120 dni, co wpływa niekorzystnie na jej bezpieczeństwo energetyczne. Dlatego obecnie pytaniem, które należy zadać, nie jest: czy, ale gdzie powstaną odpowiedniej wielkości zbiorniki na ten surowiec. Wydaje się, że możliwe są dwie lokalizacje – w Niemczech, ze względu na największy rynek konsumpcji, oraz w Polsce, która znajduje się na głównej linii przesyłu ropy naftowej do UE. Najkorzystniejszą lokalizacją w naszym kraju wydaje się Gdańsk, ze względu na obecność rafinerii i przynajmniej części infrastruktury transportowej potrzebnej do odpowiedniego funkcjonowania takiego projektu (zarówno w postaci rurociągów, jak i instalacji portowych, umożliwiających transport tego surowca drogą morską). Ponadto dostęp do morza nie ogranicza tej lokalizacji do magazynowania jedynie ropy rosyjskiej – równie dobrze można dostarczać w to miejsce inne gatunki ropy pochodzące z różnych części świata.

 

Potencjał energetyczny Pomorza i regionu Bałtyku

Region Pomorza może mieć istotny udział w utrzymaniu korzystnej z punktu widzenia struktury bilansu energii pierwotnej w Polsce, poprzez aktywny udział firm regionu w kreowaniu nowych projektów energetycznych w szeroko rozumianym regionie Morza Bałtyckiego.

Spółki energetyczne regionu, szczególnie bazujące na wytwarzaniu energii z węgla, powinny rozważyć alianse ze spółkami energetycznymi państw bałtyckich produkującymi energię z gazu, w celu uzyskania korzystniejszego zintegrowanego bilansu emisji dwutlenku węgla przypadającego na jednostkę wytworzonej energii. Takie alianse transgraniczne, połączone z wymianą energii, pozwalają na zmianę podejścia w bilansowaniu dwutlenku węgla oraz w istotny sposób mogą zmienić procentowy udział nośników energii w bilansie energii pierwotnej.

W polityce rządu RP dla przemysłu naftowego w Polsce zwrócono uwagę m.in. na konieczność:

• zwiększenia stopnia dywersyfikacji źródeł dostaw ropy naftowej, rozumianej jako uzyskiwanie ropy naftowej z różnych regionów świata, od różnych dostawców, pośredników, z wykorzystaniem alternatywnych szlaków transportowych,
• zwiększenia poziomu konkurencji w sektorze w celu minimalizowania negatywnych skutków dla gospodarki, wynikających ze wzrostu cen surowców na rynkach światowych,
• zwiększenia ilości ropy przesyłanej tranzytem przez terytorium Rzeczypospolitej Polskiej,
• powstania infrastruktury umożliwiającej transport ropy naftowej z regionu Morza Kaspijskiego do polskich odbiorców.

W związku z powyższym od kilku lat trwają prace nad opracowaniem projektu połączenia Brodów na Ukrainie z Gdańskiem w Polsce. Wcześniej Ukraina zbudowała rurociąg do przesyłu ropy z Odessy (terminal Pivdenny) do Brodów. Do realizacji tego zadania powołana została spółka Sarmatia, której głównymi udziałowcami były podmioty logistyczne Polski i Ukrainy – PERN i UkrTransNafta. W 2008 r. poszerzono udziałowców o firmy z Gruzji, Azerbejdżanu i Litwy. Nadal trwają prace nad biznesplanem projektu połączenia Brodów na Ukrainie z Gdańskiem w Polsce. Projekt ten pozwoliłby na dostawę do portu w Gdańsku ropy o innej charakterystyce niż ropa REBCO czy Ural. Otwierałoby to możliwość komponowania ropy na zamówienie rafinerii o korzystnej z punktu technologicznego i ekonomicznego charakterystyce. Niemniej nierozwiązany jest problem zaplecza logistycznego dla realizacji zadań wyszczególnionych powyżej, a zawartych w polityce rządu.

 

Większe bezpieczeństwo, mniej podziałów

Podziemne magazyny gazu ziemnego w polskim systemie gazowniczym zlokalizowane są w wyeksploatowanych złożach gazu na południu (cztery instalacje w województwach podkarpackim i małopolskim oraz jedna w dolnośląskim) oraz w wyługowanych w złożu soli komorach magazynowych (pierwszy taki magazyn w południowej części województwa kujawsko­-pomorskiego, KPMG Mogilno). Całkowita ich pojemność nie jest wystarczająca z punktu widzenia nie tylko obecnego poziomu konsumpcji, ale przede wszystkim jest czynnikiem hamującym rozwój rynku gazowego i poziomu konsumpcji metanu. Konieczne jest także sprostanie narastającym potrzebom dotyczącym pojemności magazynowych na terenie kraju oraz spadek kosztów magazynowania paliw płynnych i ropy naftowej. Podziemne magazyny powinny powstać nie tylko na potrzeby rafinerii i regionu, ale także w celu zapewnienia pojemności na surowiec w związku z planowanym wzrostem mocy przerobowych oraz stworzenia możliwości handlu spotowego węglowodorami. Zbyt małe pojemności podziemnych magazynów gazu ziemnego, w połączeniu z ograniczeniami przepustowości systemu, hamują rozwój konkurencyjnego rynku gazu, w tym praktyczne zastosowanie zasady dostępu stron trzecich do sieci przesyłowej. Pojemność czynna podziemnych magazynów gazu w Polsce wynosi ok. 1660 mln m³. Nawet całkowite napełnienie magazynów nie wystarcza do utrzymania ciągłości dostaw do odbiorców końcowych w przypadku nagłych, krótkotrwałych przerw w dostawach ze Wschodu. Warunkiem koniecznym funkcjonowania konkurencyjnego rynku gazu oraz podnoszącym bezpieczeństwo i ciągłość dostaw gazu do odbiorców jest rozbudowa pojemności i mocy podziemnych magazynów gazu ziemnego.

Decyzje lokalizacyjne dotyczące zbudowania magazynów podziemnych w Polsce przełamią podział infrastruktury energetycznej w Europie na dawne EWG i RWPG, konserwowany praktycznie do dzisiaj. Sytuacja ta zdecydowanie wzmocniłaby bezpieczeństwo energetyczne UE.

Po wybudowaniu (wyługowaniu) kawern będzie możliwe zaoferowanie usług magazynowania ropy i gazu państwom basenu Morza Bałtyckiego. Ze względu na szybką i wielokierunkową dostępność będzie je można zaoferować także strukturom NATO. Inwestycje tego typu zapewnią również możliwość realizacji zobowiązań krajom Basenu Morza Bałtyckiego wobec Unii Europejskiej i Międzynarodowej Agencji Energetycznej w zakresie gromadzenia zapasów obowiązkowych. Jednocześnie decyzje lokalizacyjne dotyczące zbudowania magazynów podziemnych w Polsce przełamią podział infrastruktury energetycznej w Europie na dawne EWG i RWPG, konserwowany praktycznie do dzisiaj. Sytuacja ta zdecydowanie wzmocniłaby bezpieczeństwo energetyczne UE, nie tylko w zakresie odpowiedniej ilości posiadanych zapasów, ale również możliwości dywersyfikacji źródeł dostaw. Projekt o takim znaczeniu mógłby uzyskać dofinansowanie z budżetu Unii Europejskiej.

 

Nowe możliwości

Grupa Lotos, posiadająca w Gdańsku rafinerię ropy o bardzo dużym wskaźniku przetwarzania ropy do wysokomarżowych produktów (benzyny, oleje), mogłaby korzystać z możliwości dostępu na miejscu z różnych gatunków ropy. Konfiguracja technologiczna gdańskiej rafinerii (nowoczesność obecnej instalacji i możliwość dalszego pogłębiania przerobu poprzez IGCC – technologia zgazowania pozostałości rafineryjnych) – może w przyszłości pozwolić na odegranie roli jednego z kluczowych ośrodków przerobu ropy naftowej dla całej północnej Europy. Zakładając, że w przyszłości – ze względu na niskie marże przerobowe i ograniczenie inwestycji w downstreamie na rzecz upstreamu – na rynku utrzymają się tylko najbardziej efektywne rafinerie, istnieje szansa, że ośrodek w Gdańsku będzie jedną z takich lokalizacji. Pozostaje do rozstrzygnięcia kwestia większej elastyczności technologicznej przy przerobie ropy na tworzywa. Rozwój polskiej gospodarki w tym zakresie pozwala na inwestowanie w taki przerób ropy, najlepiej z partnerem posiadającym doświadczenie w produkcji i sprzedaży tworzyw. Gdyby Grupa Lotos decydowała się na alianse z firmami energetycznymi pracującymi na innych nośnikach energii, zdolność do uczestniczenia w budowaniu hubu energetycznego w Gdańsku i wokół Zatoki Gdańskiej mogłaby się stać istotną przewagą strategiczną praktycznie w każdym działaniu związanym z rozwojem Grupy.

Jeszcze 50 lat temu nikomu nawet się nie śniło, że Norwegia może posiadać jakiekolwiek złoża ropy naftowej czy gazu ziemnego. Główny instytut geologiczny tego kraju opublikował nawet artykuł, który jednoznacznie wykluczał możliwość odkrycia podmorskich złóż węglowodorów na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Dla wszystkich było więc niespodzianką, kiedy w 1962 r. spółka Philips Petroleum zwróciła się do rządu norweskiego z wnioskiem o przyznanie jej, na zasadach wyłączności, prawa do prowadzenia prac poszukiwawczych w rejonie Norweskiego Szelfu Kontynentalnego. Rząd norweski odrzucił wówczas tę prośbę, argumentując, że w ewentualnym otwarciu tych terenów dla prac poszukiwawczych musiałaby uczestniczyć większa liczba spółek. Pierwszym krokiem w tworzeniu norweskiej polityki naftowej było ogłoszenie przez rząd w 1963 r. zwierzchności nad obszarami Norweskiego Szelfu Kontynentalnego. Nowo wydane rozporządzenie stwierdzało, że wszelkie zasoby naturalne odkryte na terenie szelfu stanowią własność państwa, a jedynym organem uprawnionym do przyznawania koncesji na ich poszukiwanie i wydobycie jest król (rząd) Norwegii. W tym samym roku spółkom pozwolono rozpocząć wstępne prace poszukiwawcze. Przyznane wówczas koncesje obejmowały prawo do prowadzenia badań sejsmicznych, ale nie do prowadzenia prac wiertniczych.

W marcu 1965 r. Norwegia porozumiała się z Danią i Wielką Brytanią w sprawie rozgraniczenia szelfu kontynentalnego zgodnie z zasadą mediany. Pierwszy przetarg ogłoszono 13 kwietnia 1965 r. W wyniku jego rozstrzygnięcia pojedynczym spółkom naftowym i grupom spółek przyznano 22 koncesje wydobywcze, obejmujące w sumie 78 bloków. Koncesje dawały ich posiadaczom wyłączne prawo do prowadzenia poszukiwań, wierceń i wydobycia surowca na objętych nimi obszarach. Pierwszy odwiert wykonano latem 1966 r., okazał się on jednak negatywny (nie stwierdzono w nim występowania węglowodorów).

 

Nowe zasady

W początkowym okresie w pracach poszukiwawczych u wybrzeży Norwegii prym wiodły spółki zagraniczne, które zagospodarowały pierwsze złoża ropy i gazu w tym kraju. W 1971 r. norweski parlament, Storting, sformułował 10 przykazań dla rodzącej się branży naftowej, z których najważniejsze stanowiły, że:

• wszelkie prace prowadzone na Norweskim Szelfie Kontynentalnym poddane będą kontroli państwa;
• zasoby węglowodorów będą zagospodarowywane w sposób zapewniający państwu norweskiemu samowystarczalność naftową;
• na bazie zasobów węglowodorów utworzona zostanie nowa gałąź przemysłu;
• działalność nowo powstałego przemysłu naftowego winna być prowadzona z poszanowaniem natury i środowiska naturalnego;
• spalanie gazu dozwolone będzie jedynie w ograniczonych okresach;
• państwo będzie uczestniczyć we wszystkich aspektach działalności związanej z zasobami węglowodorów;
• utworzona zostanie państwowa spółka naftowa, która będzie współpracować z zagranicznymi spółkami z branży naftowej.

Mając na względzie powyższe zalecenia, zweryfikowano strukturę zarządzania działalnością branży naftowej i postanowiono podzielić ją na następujące funkcje:

• centralna funkcja kontrolna: określenie oficjalnej polityki – zadanie, które siłą rzeczy należy do kompetencji właściwego ministerstwa, poza sprawami zastrzeżonymi do kompetencji rządu oraz parlamentu (obecnie Ministerstwa ds. Węglowodorów i Energii);
• funkcja administracyjna: administracja, kontrola i nadzór;
• funkcja biznesowa: działalność gospodarcza, wynikająca przede wszystkim z udziału państwa w koncesjach wydobywczych.

14 lipca 1972 r. Storting powołał do życia Norweską Dyrekcję ds. Węglowodorów, która przejęła funkcję administracyjną, oraz spółkę Den norske stats oljeselskap a.s. (Statoil), której powierzono realizację funkcji biznesowej.

W 1979 r. odpowiedzialność konstytucyjna za kwestie związane z bezpieczeństwem, środowiskiem pracy oraz reagowaniem kryzysowym na szelfie kontynentalnym, spoczywająca dotychczas na ministrze ds. węglowodorów i energii, została przeniesiona na ministra ds. samorządów lokalnych i pracy. Od tego czasu Norweska Dyrekcja ds. Węglowodorów zaczęła podlegać równocześnie dwóm ministerstwom.

1 stycznia 2004 r. Norweską Dyrekcję ds. Węglowodorów podzielono na dwa niezależne organy – Norweską Dyrekcję ds. Węglowodorów (która przejęła odpowiedzialność za zarządzanie zasobami) oraz Urząd ds. Bezpieczeństwa Pracy w Przemyśle Naftowym (odpowiadający za bezpieczeństwo i środowisko pracy).

 

Kto tu rządzi?

Od 1972 r. biznesowym ramieniem państwa norweskiego była w całości przez nie kontrolowana spółka Statoil. Statoil miała posiadać do 50 proc. udziałów we wszystkich koncesjach na obszarze Norweskiego Szelfu Kontynentalnego. Z dniem 1 stycznia 1985 r. zmieniono zasady dotyczące udziału państwa w przedsięwzięciach naftowo­-gazowych. Udziały państwa zostały podzielone na dwie części – jedną, przypadającą na spółkę, oraz drugą, stanowiącą część systemu określanego jako System Bezpośredniego Udziału Finansowego Państwa (SDFI). W ramach systemu SDFI państwo norweskie jest właścicielem udziałów w złożach naftowych i gazowych, rurociągach i infrastrukturze lądowej. Wielkość udziałów jest określana każdorazowo w momencie przyznania koncesji wydobywczej i różni się dla poszczególnych złóż. Państwo, jako współwłaściciel, partycypuje w nakładach inwestycyjnych i kosztach oraz otrzymuje odpowiadającą jego udziałowi część dochodów z tytułu koncesji wydobywczej. Wiosną 2001 r. Storting podjął decyzję dopuszczającą możliwość zbycia 21,5 proc. aktywów SDFI, w wyniku której 15 proc. udziałów sprzedano spółce Statoil, a 6,5 proc. – innym koncesjonariuszom. Sprzedaż udziałów SDFI na rzecz spółki Statoil stanowiła ważny krok na drodze do jej udanego debiutu giełdowego i prywatyzacji. Spółka jest notowana na giełdzie od czerwca tego samego roku i od tego czasu działa na takich samych zasadach jak wszyscy inni operatorzy na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. W maju 2001 r. powołano do życia Petoro – państwową spółkę z ograniczoną odpowiedzialnością, zarządzającą w imieniu państwa norweskiego systemem SDFI.

Norweskie prawo jest tak skonstruowane, aby zachęcić do eksploatacji złóż zarówno podmioty krajowe, jak i zagraniczne, zgodnie z założeniem, że konkurencja pomiędzy spółkami naftowymi to najlepszy sposób na maksymalizację wartości zasobów. W efekcie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym działa dzisiaj około 60 spółek. Jednocześnie istotne znaczenie ma możliwość zrozumienia i oceny przez władze państwowe decyzji podejmowanych przez poszczególne spółki. W tym celu utworzono system, w ramach którego spółki naftowe dostarczają koncepcji i prowadzą prace techniczne mające na celu wydobycie zasobów, lecz ich działania wymagają zatwierdzenia przez odpowiednie władze. Zgoda władz jest zresztą wymagana na wszystkich etapach przedsięwzięć, od przyznania koncesji poszukiwawczo­-wydobywczej, poprzez prowadzenie badań sejsmicznych, wiercenie otworów poszukiwawczych, plany zagospodarowania i eksploatacji złoża, aż po plany jego likwidacji.

 

Jak to działa?

Władze nie przyznają koncesji wydobywczych pojedynczym spółkom, lecz grupom spółek, zazwyczaj na podstawie wniosków składanych przez nie w ramach przetargów. Wśród najważniejszych kryteriów branych pod uwagę przy ocenie wniosków należy wymienić znajomość uwarunkowań geologicznych, specjalistyczną wiedzę techniczną, siłę finansową oraz doświadczenie, jakie władze wyniosły z wcześniejszej współpracy z daną spółką. Na podstawie złożonych wniosków Ministerstwo ds. Węglowodorów i Energii tworzy grupę koncesjonariuszy i wyznacza operatora koncesji. W ramach każdej koncesji spółki wymieniają się pomysłami i doświadczeniem oraz dzielą się kosztami i przychodami z tytułu wydobycia. Z jednej strony konkurują ze sobą, z drugiej zaś muszą współpracować na rzecz maksymalizacji wartości przyznanej im koncesji wydobywczej.

Władze zalecają ponadto koncesjonariuszom opracowanie takiego planu zagospodarowania, który pozwoli osiągnąć najwyższy możliwy stopień sczerpania zasobów. Efektem tej polityki jest bardzo wysoki stopień sczerpania surowców z norweskich złóż – szacowany obecnie na 46 proc. dla ropy naftowej i 70 proc. dla gazu (dla porównania – szacowany stopień sczerpania ropy naftowej w skali całego świata wynosi 22 proc.). Sukces ten można przypisać przede wszystkim postępowi technologicznemu w dziedzinie wiercenia i zbrojenia odwiertów, lecz także odpowiednio wczesnemu przygotowaniu się na użycie zaawansowanych technik wydobycia (takich jak zatłaczanie wody, zatłaczanie gazu czy naprzemienne zatłaczanie wody i gazu do odwiertu), dzięki czemu instalacje wydobywcze można łatwo dostosować do prowadzenia wydobycia różnymi metodami. Pod wieloma względami Norwegia miała szczęście, że duże złoża węglowodorów zostały tam odkryte wcześnie, a do ich zagospodarowania i maksymalizacji sczerpania zasobów konieczne było użycie zaawansowanych rozwiązań technicznych. Miało to ten skutek, że – przy wsparciu władz państwowych – na badania i rozwój przeznaczono znaczne zasoby ludzkie i finansowe. Ważną rolę odegrała tutaj praktyka, zgodnie z którą spółki najpierw ogłaszają swoje wymagania, a następnie zostawiają opracowanie planu zagospodarowania złoża spółkom dostawczym/inżynieryjnym lub instytutom badawczym, które później współpracują z podmiotami branżowymi na etapie zagospodarowania i sprzedaży zasobów.

Maksymalizacja wartości na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wymagała stworzenia systemu zachęt, który skłaniałby spółki naftowe do realizowania celów państwa, bez rezygnowania z dążenia do maksymalizacji zysków. System norweski jest skonstruowany w taki sposób, że państwo zarabia tylko wówczas, gdy zarabiają same spółki.

Maksymalizacja wartości na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wymagała stworzenia systemu zachęt, który skłaniałby spółki naftowe do realizowania celów państwa, bez rezygnowania z realizacji własnego celu gospodarczego, jakim jest dążenie do maksymalizacji zysków. Dzięki systemowi opodatkowania sektora naftowego oraz systemowi SDFI do budżetu państwa wpływa znaczna część przychodów z działalności wydobywczej. System ten jest skonstruowany w taki sposób, że państwo zarabia tylko wówczas, gdy zarabiają same spółki. Tak więc w interesie wszystkich graczy norweskiego sektora naftowego leży zapewnienie, aby wydobycie generowało jak największą wartość. Nominalne stawki opodatkowania są wprawdzie wysokie (stawka podatku podstawowego wynosi 28 proc. + 50 proc. podatku specjalnego), lecz system ulg podatkowych z tytułu kosztów prac poszukiwawczych oznacza, że państwo przejmuje część ryzyka poszukiwawczego, a zasady amortyzacji podatkowej (możliwość zaliczenia 130 proc. wartości nakładów inwestycyjnych do kosztów uzyskania przychodów na potrzeby podatku specjalnego) oraz rozliczania strat z lat poprzednich tworzą otoczenie podatkowe, w którym możliwe jest osiągnięcie zadowalającego zwrotu z inwestycji.

Polska może wiele zyskać, jeśli uda jej się zainteresować sobą dostawców urządzeń, narzędzi i metod. Moda na gaz łupkowy może być okazją do stworzenia ram systemowych promujących z jednej strony konkurencyjność, a z drugiej współpracę pomiędzy spółkami naftowymi.

Lekcje dla Polski

W Polsce wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego ma długą historię. Obserwator z zewnątrz może jednak odnieść wrażenie, że nadmiernie koncentrowano się dotychczas na spółkach PGNiG i Petrobaltic, kontrolowanych wcześniej w całości przez Skarb Państwa. Skupienie wszystkich kompetencji i narzędzi w jednej spółce ma niewątpliwie swoje zalety, zapewniając możliwość kontroli i długoterminowego planowania, jednak nie sprzyja konkurencyjności, która jest ważnym czynnikiem postępu technologicznego. Mam wrażenie, że Polska może wiele zyskać, jeśli uda jej się zainteresować sobą dostawców urządzeń, narzędzi i metod. Moda na gaz łupkowy, która ogarnęła obecnie świat, może być okazją do stworzenia ram systemowych promujących z jednej strony konkurencyjność, a z drugiej – współpracę pomiędzy spółkami naftowymi, oraz sprzyjających tworzeniu spółek dostawczych i inżynieryjnych, które będą w stanie sprowadzić do Polski najnowocześniejsze urządzenia, narzędzia i metody.

W Europie gorączka gazu łupkowego rozwinęła się na dobre. Giganci branży nabyli prawa do nieruchomości gruntowych położonych we wschodniej, północnej i zachodniej Europie oraz rozpoczęli wiercenie otworów próbnych, m.in. na terytorium Szwecji, Anglii, Niemiec oraz – naturalnie – Polski. Media entuzjastycznie szafowały hasłem „gaz łupkowy”, szczególnie na samym początku procesu nabywania działek przez koncerny naftowe. Obwieszczano nowy przewrót na rynku energetycznym, pytano, czy Polska ma szansę stać się nadbałtyckim Katarem i spekulowano na temat możliwości zawojowania rynków europejskich przez gaz ziemny z polskich łupków. Ten hurraoptymizm ostudziły nieco apele o rzetelną ocenę techniczną potencjału gazu łupkowego, którym towarzyszy teraz druga fala medialnej histerii – tym razem bijące w oczy tytuły prasowe zwracają uwagę na zagrożenie dla środowiska związane z pracami wiertniczymi. Bazując na amerykańskich doniesieniach prasowych, europejskie media zadają dramatyczne pytanie, czy Europa również stoi w obliczu groźby gwałtu na krajobrazie i zatrucia wód.

Czym więc jest gaz łupkowy i o co całe to zamieszanie? W niniejszym artykule zamierzamy odpowiedzieć na te podstawowe pytania oraz przedstawić wyważony rachunek korzyści i czynników ryzyka związanych z eksploatacją tego cennego surowca.

 

Gaz łupkowy – czym jest?

Gaz łupkowy to gaz ziemny (zawierający głównie metan i inne lekkie węglowodory) wydobywany z łupków. Łupki to nazwa, jaką geolodzy określają skały osadowe o niezwykle drobnoziarnistej strukturze, często zabarwione na ciemny kolor, powstałe w wyniku stwardnienia i kompakcji mułu sprzed milionów lat. Inaczej niż w wypadku konwencjonalnych skał zbiornikowych (np. charakteryzujących się dużą porowatością i przepuszczalnością piaskowców, z których po nawierceniu wypływa strumień gazu), gaz ziemny uwięziony w łupkach można uwolnić tylko metodą szczelinowania (kruszenia) skał, polegającą na wtłoczeniu do formacji skalnej wody pod wysokim ciśnieniem, a następnie piasku, który wciskając się w powstałe w skale pęknięcia, uniemożliwia ich ponowne zamknięcie. Pory w skałach łupkowych są bowiem niewielkie i niepołączone ze sobą, co oznacza, że skały te są nieprzepuszczalne, a przepływ gazu – niemożliwy. Wszystko to zmienia się jednak pod wpływem szczelinowania hydraulicznego. Bogate w krzemionkę i węglan skały łupkowe są kruche, dzięki czemu najlepiej nadają się do tego rodzaju zabiegów. Zawierające gaz ziemny łupki, określane mianem łupków gazonośnych, zalegają zazwyczaj na głębokościach od 1,5 do 2,5 km.

 

Europa potrzebuje własnej energii

Zarówno udokumentowane, jak i perspektywiczne zasoby konwencjonalnego gazu ziemnego w Europie są dosyć skromne. Szacuje się je odpowiednio na 5,8 i 8,8 bln m³. Niemcy np. są zmuszone zaspokajać ponad 80 proc. swojego zapotrzebowania na gaz ziemny surowcem pochodzącym z importu (z czego blisko 40 proc. stanowią dostawy z Rosji). Podobnie rzecz się ma ze wschodnimi sąsiadami Niemiec, którzy w znacznym stopniu polegają na tym samym dostawcy – z Rosji pochodzi 60 proc. gazu ziemnego importowanego przez Polskę. Nic dziwnego, że niekonwencjonalne zasoby gazu ziemnego z łupków – obok metanu z pokładów węgla – szybko zyskują na znaczeniu jako nowe źródło energii dla Europy, które mogłoby jej pomóc częściowo uniezależnić się od dostaw z importu.

Dotychczas eksploatacja gazu łupkowego była wyłącznie amerykańską domeną. Nadzwyczajny sukces wydobycia gazu z łupkowego złoża Barnett Shale w amerykańskim stanie Teksas, szczególnie w ciągu ostatniej dekady, był zwiastunem intensywnych prac poszukiwawczych w obrębie innych basenów geologicznych na terenie Stanów Zjednoczonych. Inspirowało to zarówno północnoamerykańskie, jak i europejskie spółki energetyczne do poszukiwania możliwości inwestycyjnych za granicą. Prawdopodobnie technologie, które znacznie poprawiły wskaźniki opłacalności wydobycia gazu z amerykańskich formacji łupkowych, w tym przede wszystkim wiercenia kierunkowe oraz szczelinowanie hydrauliczne, można łatwo zaadaptować do wymagań docelowych obiektów poszukiwawczych (tzw. plays) na kontynencie europejskim. To dobra wiadomość. Wielu analityków inwestycyjnych z Europy nie zdaje sobie jednak sprawy z faktu, że sukces nie zawsze będzie szedł w parze z transferem technologii. Otoczenie geologiczne europejskich skał łupkowych fundamentalnie różni się od tego, z jakim mamy do czynienia w Stanach Zjednoczonych, a zatem tylko niektóre łupki może cechować zwiększona zawartość gazu ziemnego (sweet spots), wygenerowanego w wyniku wzajemnego, korzystnego oddziaływania złożonych procesów geologicznych. Innymi słowy, określenie wielkości zasobów geologicznych gazu łupkowego jest zadaniem dla geologów, natomiast ich wydobycie będzie należeć do inżynierów. Kluczem do zrealizowania potencjału gazowego skał łupkowych w Polsce i całej Europie będzie nasze rodzime doświadczenie w zakresie geologii oraz znajomość odpowiednich technologii.

 

Pierwsze kroki

Szacowanie potencjału gazowego europejskich skał łupkowych wymaga ostrożności. W 1997 r. Hans-Holger Rogner określił wielkość europejskich zasobów gazu łupkowego na 510 bln stóp³, jednak najnowsze szacunki sporządzone przez amerykańską firmę konsultingową Advanced Resources Int. Inc. wskazują na zupełnie inny rząd wielkości, co może wynikać ze znajomości współczesnych technologii oraz dostępu do lepszej bazy danych. Według obliczeń tej firmy objęte koncesjami pokłady łupków sylurskich w Polsce kryją zasoby gazu ziemnego rzędu 710 bln stóp³, z czego 100 bln stanowią zasoby potencjalnie wydobywalne. Jednak w świetle naszych wcześniejszych uwag na temat specyfiki łupków gazonośnych prognozy te nadal mogą budzić wątpliwości. Jest jasne, że oszacowanie rzeczywistego potencjału zasobów wymaga zrozumienia uwarunkowań geologicznych i inżynieryjnych, które determinują z jednej strony wielkość zasobów geologicznych, a z drugiej – możliwość ich wydobycia.

Proces zdobywania wiedzy już się rozpoczął. W ciągu dwóch ostatnich lat liczba udzielanych w Polsce koncesji na poszukiwanie gazu z łupków, głównie ciemnych łupków sylurskich, niesłychanie wzrosła. Jednym z potentatów, który wkroczył ostatnio z pracami poszukiwawczymi do Polski, jest amerykański koncern Chevron. Również ExxonMobil, ConocoPhillips oraz Marathon Oil Corp nabyły niedawno duże udziały w koncesjach na terenie Polski. Spółka Lane Energy wykonała pierwszy z dwóch planowanych odwiertów w lądowej części basenu Morza Bałtyckiego (Łebień LE1), a 27 sierpnia rozpoczęła wiercenie drugiego (Łęgowo LE1). Niedawno spółka Halliburton, na zlecenie PGNiG, przeprowadziła pierwsze w Polsce szczelinowanie hydrauliczne łupków. Zabieg, który wykonano w odwiercie poszukiwawczym Markowola-1 niedaleko Kozienic w województwie lubelskim, miał na celu ustalenie, czy nawiercone złoże wykazuje obecność komercyjnego nasycenia gazem ziemnym.

Wybiegając spojrzeniem poza granice Polski, napotykamy pokłady kambryjskich łupków Alum, na których koncentrują się prace poszukiwawcze prowadzone obecnie przez koncern Shell w Szwecji. Program tych prac przewiduje opróbowanie trzech otworów. Z kolei ExxonMobil realizuje program prac obejmujący opróbowanie pięciu otworów w basenie Dolnej Saksonii w Niemczech. W ubiegłym tygodniu (24 października) spółka IGas Energy PLC ogłosiła odkrycie „znacznych” złóż gazu ziemnego w łupkach wieku namurskiego, które mogą rozciągać się na obszarze 1195 km² w północno­-zachodniej Anglii, a których średnia miąższość jest szacowana na 250 m. Jednocześnie koncern ExxonMobil, zrażony wynikami testu szczelinowania formacji Szolnok w odwiercie Foldeak-1 w niecce Mako na Węgrzech, postanowił zrezygnować z dalszych prac na tym terenie.

Eksploatacja gazu z łupków radykalnie zmieniła sytuację podażową na światowym rynku gazu ziemnego. W Stanach Zjednoczonych powstało bardzo dużo nowych miejsc pracy, w sposób pośredni lub bezpośredni związanych z eksploatacją gazu łupkowego. W Europie możemy się spodziewać podobnych korzyści, zawsze jednak warto zadać pytanie, jaką cenę przyjdzie nam za to zapłacić.

Korzyści i ryzyka

W Stanach Zjednoczonych – jedynym kraju, w którym gaz łupkowy jest wydobywany na skalę przemysłową – funkcjonuje już 40 tys. służących do tego celu odwiertów. Gaz z łupków stanowi 8 proc. całkowitego wydobycia w tym kraju. Jego eksploatacja radykalnie zmieniła sytuację podażową na światowym rynku gazu ziemnego. Nie ma już potrzeby wykorzystywania LNG (ciekłego gazu ziemnego) do celów importowych, co pozostawia duży zapas dla Europy i innych krajów. W Stanach Zjednoczonych powstało bardzo dużo nowych miejsc pracy, w sposób pośredni lub bezpośredni związanych z eksploatacją gazu łupkowego. Są to oczywiste bardzo wymierne korzyści, a – jak wspomniano wcześniej – w Europie pościg, w którym stawką jest odkrycie komercyjnych ilości gazu łupkowego, już ruszył, co oznacza, że możemy się spodziewać podobnych pożytków, w tym powstania wielu nowych miejsc pracy. Zawsze jednak warto zadać pytanie, jaką cenę przyjdzie nam za to zapłacić.

W wielu kręgach wyrażane są obawy dotyczące procesu szczelinowania hydraulicznego (technologii stosowanej rutynowo od przeszło 40 lat, która może wywoływać łagodne trzęsienia ziemi), substancji dodawanych do mieszaniny wody i piasku (które mogą zanieczyszczać płytkie warstwy wodonośne w wypadku niestosowania się do standardowych praktyk wiertniczych lub zanieczyszczać wody rzek i glebę w razie nieprzestrzegania przepisów ochrony środowiska), a także ogólnej uciążliwości dla ludzi i infrastruktury, spowodowanej hałasem i zanieczyszczeniem powietrza.

Produkcja każdej formy energii zostawia jakiś ślad. Koszty związane z eksploatacją gazu łupkowego wydają się w gruncie rzeczy niewielkie, choć można przywołać lokalne przykłady źle zaplanowanych wierceń i cięcia kosztów (np. w stanie Pensylwania). Media słusznie podnoszą kwestię zagrożeń środowiskowych, chociaż nagłówki prasowe bywają rażąco i groteskowo przesadzone. Zrównoważona analiza niebezpieczeństw i ryzyka związanych z eksploatacją tego surowca jest obecnie przedmiotem prac amerykańskiego Departamentu ds. Energii. Również w Stanach Zjednoczonych formułowane są zasady prowadzenia wierceń w sposób nieszkodliwy dla środowiska oraz dobre praktyki w tej dziedzinie. Zajmuje się tym np. instytut badawczy Houston Advanced Research Center (HARC), we współpracy z licznym gronem instytucji amerykańskich i europejskich (m.in. Uniwersytetem w austriackim Leoben).

Ucząc się na amerykańskich doświadczeniach, będziemy wiedzieć, co należy, a czego nie należy robić. Koszty w Europie będą wyższe, a przepisy bardziej restrykcyjne. Pozostaje pytanie, jak samorządy lokalne i ekolodzy zareagują na ryzyko zagrożenia dla środowiska naturalnego.

W Europie musimy tak wszystko przygotować, by pozyskiwanie gazu łupkowego przebiegało bezproblemowo. Ucząc się na amerykańskich doświadczeniach, będziemy wiedzieć, co należy, a czego nie należy robić. Koszty w Europie będą wyższe, a przepisy bardziej restrykcyjne. Wszystkie spółki zdają sobie z tego sprawę. Mimo że większość rządów i organizacji ekologicznych popiera ideę gazu łupkowego jako – z jednej strony – źródła „zielonej” energii, a z drugiej – geopolitycznego oręża przeciwko dostawom z importu, pozostaje pytanie, jak samorządy lokalne i ekolodzy zareagują na ryzyko, rzeczywiste lub domniemane, zagrożenia dla środowiska naturalnego.

 

Projekt GASH (Gas Shales in Europe)

GASH to pierwszy zakrojony na tak szeroką skalę europejski program badań nad gazem łupkowym (http://www.gas-shales.org). Miarą jego ambicji jest szeroki zakres podejmowanych tematów oraz fakt, że stanowi on platformę współpracy pomiędzy czołowymi europejskimi zespołami naukowymi i instytutami geologicznymi a podmiotami z branży naftowo­-gazowej. Integralnym elementem programu jest know­-how zdobyty przez Amerykanów, co pozwoli jego uczestnikom uniknąć wyważania otwartych drzwi albo – co gorsza – drzwi prowadzących donikąd. Obecnie program sponsorowany jest przez dziesięć spółek energetycznych: ExxonMobil, Vermilion Energy, Marathon Oil, Gaz de France Suez, Total, Statoil, Wintershall, Repsol, Bayerngas oraz Schlumberger, a chęć przystąpienia do niego zasygnalizowały już kolejne spółki. Projekt obejmuje dwa główne elementy związane z fazą poszukiwawczą i wydobywczą: tworzenie europejskiej bazy danych o łupkach gazonośnych (European Black Shale Database, EBSD) oraz szereg projektów badawczych o wąsko nakreślonej tematyce, opartych na analizach geochemicznych, geofizycznych i geomechanicznych. Budową bazy danych zajmuje się zespół naukowców z 18 instytutów geologicznych – od Szwecji na północy, przez Europę Zachodnią, kraje bałtyckie, Europę Południową, aż po Rumunię, Węgry i Czechy na wschodzie. Uczestnicy projektów badawczych prowadzonych w ramach programu GASH posługują się modelowaniem numerycznym, symulacjami oraz analizami laboratoryjnymi, aby wyselekcjonować obszary zwane „naturalnymi laboratoriami”, zarówno w Europie, jak i w Stanach Zjednoczonych.

Cel przedsięwzięcia to oszacowanie wielkości zasobów geologicznych i podatności skał na szczelinowanie. Ma on zostać osiągnięty dzięki lepszemu zrozumieniu procesów, które dały początek gazonośnym formacjom łupkowym. Europejskie formacje ciemnych łupków, które wybrano na takie „naturalne laboratoria”, to kambryjskie łupki Alum leżące na terenie Szwecji i Danii, dolnojuralskie łupki Posidonia w środkowych Niemczech oraz ciemne łupki wieku karbońskiego, których pas rozciąga się od Wielkiej Brytanii, przez Holandię aż po Niemcy. Zakresem badań objęte są też łupki Barnett i Marcellus w Stanach Zjednoczonych, co ma umożliwić badaczom kalibrację na podstawie znanych cech i procesów. Obecnie w ramach programu analizowane są też środowiskowe uwarunkowania eksploatacji gazu łupkowego, co ma zapewnić zrównoważone podejście do zagadnienia od samego początku.

 

Błękitne paliwo na wagę złota

Zagospodarowanie łupków gazowych w Europie nadal nastręcza wiele trudności, których pokonywanie może spowolnić ten proces. Jednak pozytywne długoterminowe prognozy kształtowania się cen gazu na rynku europejskim gwarantują, że zainteresowanie gazem łupkowym nie okaże się tylko przejściową modą. Jeżeli wydobycie gazu z europejskich formacji łupkowych okaże się technicznie możliwe, a wszystkie przeszkody uda się przezwyciężyć, wówczas błękitne paliwo z tego źródła może w istotnym stopniu zaważyć na przyszłej podaży gazu w Europie.

W Europie mamy szansę właściwie ocenić potencjał gazu łupkowego i odpowiednio zaplanować jego poszukiwanie i wydobycie, monitorowanie wpływu tych działań na środowisko, informowanie opinii publicznej oraz działania naprawcze. Należy to zrobić w sposób transparentny i efektywny, gdyż od tego w ostatecznym rozrachunku zależeć będzie powodzenie inwestycji związanych z realizacją potencjału gazu łupkowego.

Miniony rok przyniósł przyjęcie przez Unię Europejską trzech dyrektyw, stanowiących część pakietu energetyczno­-klimatycznego: 2009/28/WE o odnawialnych źródłach energii (RED), 2009/29/WE w sprawie zmiany systemu handlu emisjami oraz 2009/30/WE w sprawie specyfikacji benzyny i oleju napędowego oraz mechanizmu monitorowania i ograniczania emisji gazów cieplarnianych (FQD). Obecnie dobiegają końca prace nad dyrektywą o emisjach przemysłowych (IED).

Świadczy to o znaczeniu, jakie Komisja i Parlament Europejski przywiązują do kwestii redukcji emisji gazów cieplarnianych z jednej strony, a z drugiej do coraz większej produkcji energii ze źródeł odnawialnych. Rozwiązania przyjęte w wymienionych dyrektywach będą miały olbrzymi wpływ na gospodarki członków UE, przemysł – w szczególności energetyczny – i wreszcie sposoby zasilania środków transportu.

 

Konieczność redukcji i jej konsekwencje

Kluczowe jest zrozumienie, że (w przeciwieństwie do dyrektywy 2003/30/WE w sprawie wspierania użycia w transporcie bio­paliw lub innych paliw odnawialnych, która koncentrowała się na samym stosowaniu bio­paliw) dyrektywy 2009/28/WE oraz 2009/30/WE kładą nacisk przede wszystkim na spełnianie kryteriów zrównoważonego rozwoju oraz znaczącą redukcję emisji GHG (greenhouse gases , gazy cieplarniane) przez paliwa – w tym bio­paliwa. Wyznaczony został obowiązkowy cel 10 proc. paliw ze źródeł odnawialnych w 2020 r.

Zasadnicze znaczenie w dyrektywie 2009/30/WE ma art. 7a, dotyczący wymaganej redukcji emisji gazów cieplarnianych. Dostawcy paliw są zobligowani do stopniowej redukcji emisji GHG o 6 proc. do 2017 r. wobec poziomu z 2010 r. W tym kontekście z punktu widzenia interesów naszego kraju niezbędne jest przyjęcie metodologii wyliczania emisji rafinerii na podstawie tzw. wartości standardowych, za czym opowiada się branża paliwowa, a nie wartości specyficznych, co popiera część urzędników Komisji Europejskiej. Ostatnio pojawiła się propozycja hybrydowa, łącząca oba warianty. Metoda hybrydowa kładzie szczególny nacisk na rzeczywiste emisje powstające podczas wydobycia ropy naftowej, na które jej odbiorca nie ma żadnego wpływu. Przyjęcie tej metodologii miałoby dramatyczne skutki dla polskich rafinerii oraz innych rafinerii w centralnej Europie, gdyż przerabiana w nich ropa rosyjska charakteryzuje się najwyższym (oprócz ropy nigeryjskiej) współczynnikiem emisji podczas wydobycia. Gdyby doszło do przyjęcia tej metodologii, to po 2016 r. ropa rosyjska i nigeryjska praktycznie zniknęłyby z rynku UE, a rafinerie na niej bazujące stanęłyby wobec konieczności zaprzestania działalności. Co gorsza, takie podejście wcale nie oznaczałoby zmniejszenia globalnej wielkości emisji GHG, gdyż odbiorców unijnych – w tym polskich – natychmiast zastąpiliby odbiorcy z innych regionów świata. Nasza część Europy stałaby się zależna od dostaw paliw z Rosji, Białorusi, Ukrainy czy Indii, w dużej mierze dostarczanych przez proste rafinerie o wysokim poziomie indywidualnej emisji GHG.

W wielu państwach UE do nadzorowania spraw związanych z energetyką powołano oddzielne ministerstwa, koncentrujące w swych rękach całość nadzoru nad tymi zagadnieniami. Podział kompetencji w polskiej administracji sprawia, że promowane są rozwiązania cząstkowe, często oderwane od całości pakietu energetyczno- -klimatycznego, propagujące niekoniecznie te same rozwiązania, które promuje UE.

Gdzie jest plan działań?

Z przykrością należy zauważyć, że polskie elity polityczne i administracja rządowa nie dostrzegają zagrożeń, jakie wiążą się z faktem rozproszenia odpowiedzialności za pakiet energetyczno­-klimatyczny w polskiej administracji między trzy ministerstwa: Ministerstwo Gospodarki, Ministerstwo Środowiska oraz Ministerstwo Rolnictwa i Rozwoju Wsi. W wielu państwach UE – w których rozumie się olbrzymie znaczenie wspomnianych dyrektyw oraz dyrektywy o emisjach przemysłowych dla rozwoju gospodarek unijnych – do nadzorowania spraw związanych z energetyką (w tym produkcji energii z odnawialnych źródeł energii, redukcji emisji gazów cieplarnianych i handlu emisjami) powołano oddzielne ministerstwa, koncentrujące w swych rękach całość nadzoru nad tymi zagadnieniami. Koordynacją współpracy i wprowadzaniem zapisów dyrektyw do polskiego systemu prawnego zajmuje się zaledwie jeden departament w Ministerstwie Gospodarki. Ten fakt, a także podział kompetencji w polskiej administracji sprawiają, że promowane są rozwiązania cząstkowe, często oderwane od całości pakietu energetyczno­-klimatycznego, propagujące niekoniecznie te same rozwiązania, które promuje UE. Powoduje to również, że nie zawsze możliwe jest należyte przygotowanie wdrożenia przepisów unijnych. Dotychczas nie przekazano do Komisji Europejskiej krajowego planu działań w zakresie odnawialnych źródeł energii do 2020 r. Przedstawiony w ramach konsultacji społecznych projekt został bezlitośnie skrytykowany przez środowiska eksperckie, naukowe oraz producentów paliw i energii. W związku z tym Polska znalazła się w gronie sześciu państw UE, które nie przekazały planu (termin upłynął 30 czerwca br.).

Ponadto zauważalny jest brak wsparcia działań administracji ze strony jakiegokolwiek think­-tanku. Nie ma również rzeczywistego dialogu między przedstawicielami branży paliwowej i bio­paliwowej a środowiskiem naukowo­-eksperckim, bo trudno za taki uznać formalne konsultacje społeczne nad już gotowymi projektami aktów prawnych. Warto wspomnieć, że w takich państwach jak Niemcy czy Czechy realne konsultacje z branżą paliwową rozpoczęły się jeszcze przed przyjęciem dyrektyw, a rząd francuski przygotowuje się do okrągłego stołu z branżą paliwową.

Co więcej, zaproponowane przez administrację rządową w Polsce koncepcje zmian w „Wieloletnim programie promocji bio­paliw”, a także wybrany przez rząd sposób transpozycji obu dyrektyw, zdają się abstrahować od nich samych, bazując na dyrektywie z 2003 r., Strategii Energetycznej Polski do roku 2030 i innych dokumentach programowych, które straciły aktualność ze względu na tempo badań naukowych, rozwój odnawialnych źródeł energii, wreszcie nowe priorytety Unii.

Zdumiewa fakt, że mimo wielomiesięcznych monitów ze strony branży paliwowej dotychczas w Polsce nie ma przepisów w zakresie spełniania kryteriów zrównoważonego rozwoju przez bio paliwa. Grozi to zalewem polskiego rynku przez bio paliwa i biokomponenty z państw, gdzie takie kryteria zostały już opracowane – głównie z Niemiec.

Biopaliwa czy biokomponenty?

Dyrektywa 2009/28/WE jasno stanowi, że program wprowadzania bio­paliw powinien być realizowany w sposób efektywny pod względem kosztów. Stwierdzono, że wiążący charakter celu dla bio­paliw jest właściwy, pod warunkiem że ich produkcja będzie spełniała kryteria zrównoważonego rozwoju, a bio­paliwa drugiej generacji staną się dostępne na rynku. Nowe dyrektywy biorą pod uwagę doświadczenia we wprowadzaniu bio­paliw, dane naukowe o skutkach wprowadzania bio­paliw pierwszej generacji, rozwój nowych technologii, wreszcie zmianę sytuacji gospodarczej Europy. Dlatego tak dużą uwagę zwraca się na stronę redukcji kosztów w procesie wprowadzania bio­paliw, a także koncentruje się na tych bio­paliwach, które mogą być zaakceptowane przez producentów pojazdów.

W Polsce nie ma przepisów w zakresie spełniania kryteriów zrównoważonego rozwoju przez bio­paliwa. Zgodnie z dyrektywą 2009/28/WE, tylko bio­paliwa spełniające te kryteria będzie można zaliczyć do osiągających narodowe cele wskaźnikowe. Zdumiewa fakt, że mimo wielomiesięcznych monitów ze strony branży paliwowej dotychczas nie przygotowano w Polsce odpowiednich przepisów. Grozi to zalewem polskiego rynku przez bio­paliwa i biokomponenty z państw, gdzie takie kryteria zostały już opracowane – głównie z Niemiec.

Unijnym celem na 2020 r. jest osiągnięcie zużycia 10 proc. paliw ze źródeł odnawialnych w transporcie. Tymczasem w Polsce mowa jest o 10-proc. udziale biopaliw w transporcie drogowym. Jest to zasadnicza różnica. Po pierwsze, w dyrektywach jest mowa nie tylko o transporcie drogowym, lecz także kolejowym, wodnym i lotniczym. Po drugie, rzecz dotyczy odnawialnych źródeł energii (np. zielonej energii elektrycznej dla pojazdów), a nie tylko bio paliw.

Unijnym celem na 2020 r. jest osiągnięcie zużycia 10 proc. paliw ze źródeł odnawialnych w transporcie. Tymczasem w przyjętych w Polsce dokumentach strategicznych oraz projektach ustaw transponujących zapisy dyrektyw jest mowa o 10-proc. udziale bio­paliw w transporcie drogowym. Jest to zasadnicza różnica. Po pierwsze, w dyrektywach jest mowa nie tylko o transporcie drogowym, lecz także kolejowym, wodnym i lotniczym. Po drugie, rzecz dotyczy odnawialnych źródeł energii, nie tylko bio­paliw. W grę wchodzą chociażby pojazdy elektryczne zasilane zieloną energią elektryczną, a jeżeli już mowa o bio­paliwach, to przede wszystkim tych drugiej generacji, które nie wpływają na wzrost cen żywności, a przy tym powodują znaczący spadek emisji gazów cieplarnianych.

O tym, że ten temat jest traktowany serio, świadczy chociażby to, że w takich państwach, jak Niemcy, Słowacja, Finlandia czy Wielka Brytania zredukowano narodowe cele wskaźnikowe (NCW) w zakresie bio­paliw do czasu opracowania nowych technologii ich produkcji. Mówimy tu przede wszystkim o bio­paliwach drugiej generacji – czyli produkowanych z biomasy nienadającej się do produkcji żywności. Niedawno w Holandii, ze względu na coraz większe wątpliwości co do oddziaływania bio­paliw pierwszej generacji na środowisko, na wniosek Partii Zielonych zdecydowano się zamrozić NCW na poziomie 4 proc. Osiągnięcie celu planowane jest na 2020 r. w następujący sposób: 2 proc. pojazdy elektryczne, 3 proc. bio­paliwa pierwszej generacji, 2,5 proc. bio­paliwa drugiej generacji (liczone podwójnie do realizacji celu). Generalnie, w dużej mierze na skutek presji środowisk ekologicznych oraz producentów pojazdów, następuje odejście od promocji bio­paliw na rzecz paliw standardowych zawierających biododatki. Coraz więcej państw wprowadza do obrotu tzw. zielony diesel, czyli paliwo będące wynikiem uwodornienia olejów roślinnych (ang. HVO). Domieszki takiego biokomponentu są akceptowane bez ograniczeń przez producentów samochodów. Paliwo takie produkowane jest już w Finlandii, Szwecji, Irlandii, we Francji, a także w USA.

 

Biokomponenty w Polsce

Polska ma wieloletnie doświadczenia z paliwami zawierającymi biokomponenty. Warto wspomnieć, że w latach 90. minionego wieku stosowano mieszanki benzyn zawierające do 5 proc. bioetanolu. Użytkownicy nie mieli z tego powodu żadnych problemów, nie wywoływało to też debat na temat wpływu takich paliw na silniki pojazdów. Tymczasem na początku obecnego stulecia rynek bio­paliw załamał się, by zacząć odbudowę dopiero w 2008 r. – pierwszym roku obowiązywania Narodowych Celów Wskaźnikowych w zakresie bio­paliw. Rok 2010 jest trzecim rokiem, w którym producenci i importerzy paliw są zobowiązani do wprowadzania biokomponentów i bio­paliw na krajowy rynek paliwowy. Narodowy Cel Wskaźnikowy, określający minimalny udział biokomponentów w paliwach i bio­paliwach ciekłych wprowadzonych do obrotu, w 2010 r. wynosi 5,75 proc. według wartości opałowej.

Jednocześnie w Polsce wciąż obowiązują stare, niezgodne z dyrektywą 2009/30/WE wymagania jakościowe, ograniczające zawartość biokomponentów w paliwach ciekłych do 5 proc. Warto przypomnieć, że wspomniana dyrektywa oraz norma EN 590:2009 uznaje za normatywne paliwo B7, czyli olej napędowy z 7-proc. domieszką biokomponentów. Od października 2009 r. jest to normatywny, standardowy olej napędowy w UE. Dyrektywa dopuszcza też wprowadzenie na rynek paliwa E10, czyli benzyny z 10-proc. domieszką bioetanolu.

Ze względu na brak odpowiednich przepisów w Polsce realizacja NCW nie jest możliwa poprzez sprzedaż normatywnych paliw ciekłych, które mogą być stosowane w zdecydowanej większości pojazdów. Z tego względu konieczne jest oferowanie bio­paliw takich jak B100 (samoistne bio­paliwo do silników z zapłonem samoczynnym, składające się prawie w całości z estrów). Niestety, bio­paliwo takie cieszy się znikomym popytem, gdyż barierą są zastrzeżenia producentów samochodów co do stosowania bio­paliw w takiej koncentracji, a co za tym idzie, obawy posiadaczy pojazdów przed stosowaniem bio­paliw. Popyt na E-85 (mieszankę do 85 proc. bioetanolu z benzyną) jest w Polsce praktycznie zerowy – ze względu na brak pojazdów z silnikami typu flexi­-fuel. W związku z tym odbiorcami bio­paliw (B100 i B20) są przede wszystkim zamknięte floty pojazdów, ale ze względu na brak działań rządu zainteresowanie z ich strony też jest ograniczone. Pewna ilość B100 jest także oferowana odbiorcom indywidualnym – zachętą jest dużo niższa cena, która ma przyciągnąć potencjalnych nabywców.

Ze względu na to, że koszt wprowadzania bio­paliw na rynek jest wyższy (mimo ulg akcyzowych) od kosztów wprowadzania paliw normatywnych, konieczne jest ich subsydiowanie przez firmy paliwowe. Ostatecznie koszt subsydiowania – wynoszący prawie milion zł dziennie – przekładany jest na odbiorców innych paliw, czyli de facto na każdego kierowcę. Warto zauważyć, że w wielu innych państwach UE cel dla dostawców paliw ustanowiony jest na takim poziomie, by możliwa była jego realizacja poprzez sprzedaż paliw normatywnych zawierających biokomponenty. Wprowadzaniem do obrotu bio­paliw zajmują się przede wszystkim ich producenci, a nie firmy paliwowe. Koszt realizacji NCW zwiększy się znacząco od 1 maja 2011 r., gdyż rząd planuje wycofanie mechanizmu wsparcia podatkowego dla bio­paliw i biokomponentów. Z tego tylko tytułu ceny paliw wzrosną o 7–10 gr na litrze.

Konieczne jest jak najszybsze dopuszczenie do obrotu i produkcji w Polsce „zielonego diesla”. Może on być produkowany w obu największych polskich rafineriach przy stosunkowo niskich nakładach inwestycyjnych, w istniejących już liniach produkcyjnych. Tylko nieliczne rafinerie w UE mogą stosunkowo niskim kosztem wprowadzić tę technologię.

Zielony diesel i inne propozycje dla Polski

Od kilkunastu miesięcy przedsiębiorcy domagają się dopuszczenia do obrotu oleju napędowego B7, na co pozwalają dyrektywa 2009/30/WE w sprawie jakości paliw oraz norma EN 590. Niestety, dotychczas nie zostały przeprowadzone odpowiednie zmiany prawa. Niezbędne są natychmiastowe działania rządu i szybkie przyjęcie nowych rozwiązań przez Sejm.

Konieczne jest także jak najszybsze dopuszczenie do obrotu i produkcji w Polsce „zielonego diesla”. Może on być produkowany w obu największych polskich rafineriach przy stosunkowo niskich nakładach inwestycyjnych, w istniejących już liniach produkcyjnych z zastosowaniem technologii współuwodornienia, czyli uwodornienia olejów roślinnych w środowisku oleju napędowego. Jest to najtańsza w naszych warunkach metoda produkcji HVO, mogąca dać naszym rafineriom olbrzymi atut w walce konkurencyjnej na unijnym rynku, a polskim producentom rzepaku nieograniczony popyt. Tylko nieliczne rafinerie w UE mogą stosunkowo niskim kosztem wprowadzić tę technologię. Tym bardziej zdumiewające jest, że technologia ta jest blokowana przez administrację rządową.

Jak już wspomniałem, w wielu innych państwach członkowskich Unii Europejskiej nastąpiła weryfikacja drogi dojścia do 10 proc. udziału energii odnawialnej w paliwach transportowych, przewidzianego na rok 2020. Niektóre z nich obniżyły poziom narodowych celów wskaźnikowych na najbliższe lata. Ma to związek z racjonalnym podejściem do wprowadzania bio­paliw na rynek. Jest to szczególnie ważne w obecnej sytuacji ekonomicznej. We wszystkich państwach, w których NCW jest na podobnym poziomie jak w Polsce, do obrotu są dopuszczone paliwa B7 i E10. Stosowane są także takie rozwiązania jak: handel nadwyżkami, rozliczenie NCW w okresach dwuletnich oraz zaliczanie HVO do realizacji NCW. Na podobne rozwiązania oczekujemy w Polsce. Liczymy również na obniżenie NCW do poziomu możliwego do realizacji poprzez sprzedaż paliw normatywnych.

W ciągu ostatnich lat zainteresowanie rządów, a także konsumentów i producentów energii, budziła perspektywa, że złoża ropy naftowej i gazu ziemnego skrywane pod lodami Arktyki przyczynią się do znacznego zwiększenia dostępności zasobów energetycznych na światowych rynkach. Zainteresowanie to podgrzewał z jednej strony rosnący popyt na te surowce, osłabiony niedawno na skutek ogólnoświatowego kryzysu finansowego, z drugiej zaś przekonanie, że topniejąca pokrywa lodowa pozwoli na ich łatwiejszą, niż to było wcześniej możliwe, eksploatację. Niniejszy artykuł omawia rolę, jaką arktyczne zasoby węglowodorów mogą odegrać na rynkach europejskich, oraz ich możliwy wpływ na przyszłe bezpieczeństwo energetyczne Europy.

Emocje świata zogniskowały się na potencjale węglowodorowym Arktyki w 2008 r., kiedy to amerykańska rządowa agencja naukowa United States Geological Survey (USGS) opublikowała raport zawierający szacunki nieodkrytych zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego znajdujących się za Kręgiem Polarnym. Raport określał średnią szacunkową wielkość zasobów ropy naftowej na 90 mld baryłek, gazu ziemnego – na 1669 bln m3, a ciekłego gazu ziemnego (NGL) – na 44 mld baryłek. Szacunki te oznaczają, że za kręgiem polarnym może występować blisko 13 proc. nieodkrytych geologicznych zasobów ropy i 30 proc. nieodkrytych zasobów gazu. Z opracowania USGS wynikało również, że około 84 proc. tych złóż występuje pod dnem morskim, jednak w obrębie szelfów kontynentalnych państw arktycznych. Warto nadmienić, że agencja USGS nie przedstawiła w swoim raporcie szacunków dotyczących zasobów hydratów gazowych, które – jak się sądzi – mogą być od 6 do 600 razy bardziej obfite niż zasoby konwencjonalne. Z tego co wiemy, Arktyka jest skarbnicą ogromnych złóż hydratów gazowych, których eksploatacja na skalę przemysłową może być możliwa już przed 2030 r. Wszystko wskazuje zatem na to, że arktyczne pustkowia są obdarzone obfitymi zasobami węglowodorów, które mogą przedłużyć erę paliw węglowodorowych.

Prawdopodobieństwo przerodzenia się arktycznych sporów terytorialnych w konflikty zbrojne wydaje się nikłe, co dobrze wróży ogólnemu stanowi bezpieczeństwa w regionie. Jednak samo tylko istnienie znacznych zasobów i brak konfliktów nie gwarantują jeszcze, że uda się te zasoby w istotnej części zagospodarować.

Na przeszkodzie eksploatacji

Analizy rejonów arktycznych często koncentrują się na sporach terytorialnych dotyczących delimitacji granic morskich pomiędzy państwami subregionu. Niejednokrotnie owocem tych analiz jest wniosek, że spory te – roznamiętnione dodatkowo perspektywą zasobności Arktyki w surowce energetyczne – mogą stać się zarzewiem konfliktów. Jednak takie niebezpieczeństwo wydaje się mało realne, zważywszy na gotowość wszystkich państw arktycznych do rozstrzygnięcia kwestii spornych w duchu konwencji ONZ o prawie morskim. Państwa te albo zgłosiły już swoje roszczenia do ONZ, albo mają zamiar wkrótce to zrobić. Co więcej, w niektórych wypadkach udało się osiągnąć porozumienia dwustronne – ostatnio pomiędzy Norwegią a Rosją w sporze o część wód Morza Barentsa. W świetle tych wydarzeń prawdopodobieństwo przerodzenia się arktycznych sporów terytorialnych w konflikty zbrojne wydaje się nikłe, co dobrze wróży ogólnemu stanowi bezpieczeństwa w regionie. Jednak samo tylko istnienie znacznych zasobów i brak konfliktów nie gwarantują jeszcze, że uda się te zasoby w istotnej części zagospodarować. Droga do tego celu jest usiana wieloma przeciwnościami, które wpływać będą na tempo inwestycji i eksploatacji bogactwa naturalnego regionu.

Szereg wyzwań przed koncernami naftowo­-gazowymi stawiają warunki klimatyczne i topograficzne Arktyki. Choć faktem jest, że ostatnio w niektórych latach zaobserwowano kurczenie się letniej pokrywy lodowej, to jednak tereny położone za kołem podbiegunowym są nadal pokryte grubą warstwą lodu, przez który trzeba będzie się przebić. Lód stwarza liczne zagrożenia dla przedsięwzięć naftowo­-gazowych, z których najpoważniejsze to niebezpieczeństwo zderzeń z powierzchnią lodu i uszkodzenia urządzeń przez lód pod jego powierzchnią. Oba te zjawiska mogą prowadzić do zniszczenia infrastruktury i katastrof naturalnych. Lód, niska temperatura i gwałtowne burze stwarzają również zagrożenie dla personelu i logistyki transportowej. Aby stawić czoło tym niebezpieczeństwom, spółki naftowo­-gazowe będą zmuszone uciekać się do wykorzystania kosztownych i skomplikowanych procedur i sprzętu. Ogólnie rzecz biorąc, są to dodatkowe środki bezpieczeństwa, bez których można się obyć w miejscach charakteryzujących się bardziej umiarkowanymi warunkami.

Ponadto, sezon wierceń i eksploatacji złóż jest na Dalekiej Północy dramatycznie krótszy w porównaniu ze strefami o łagodniejszym klimacie. Możliwość prowadzenia prac wiertniczych istnieje w zasadzie tylko przez kilka letnich tygodni. Urządzenia i ludzi należy przetransportować na miejsce przed sezonem prac, jednak biorąc pod uwagę niedobór infrastruktury, która mogłaby ten ruch obsłużyć, przewożenie zasobów w miejsca, gdzie są one w danej chwili potrzebne, może być niezwykle kosztowne. Kiedy lato się kończy i prowadzenie dalszych prac przestaje być możliwe, należy zaczopować odwierty, a zagrożoną infrastrukturę, pracowników i sprzęt wywieźć w inne miejsca. Cykl ten będzie się powtarzać każdego lata, zwiększając koszt działalności w regionie. Ewentualne opóźnienia lub odwołanie wierceń po sprowadzeniu na miejsce ekipy pracowników może drogo kosztować spółkę, która nie osiągnie żadnego zwrotu z inwestycji.

Kolejnym problemem związanym z pracami na terenach arktycznych jest ryzyko szkód środowiskowych. Powszechnie wiadomo, jak kruchy jest ekosystem Arktyki, który – w razie niezachowania należytej ostrożności – może ulec nieodwracalnemu zniszczeniu. Scenariuszem z koszmarów sennych byłby wyciek na skalę porównywalną z wyciekiem na platformie Deepwater Horizon koncernu BP. Gdyby taki sam nastąpił pod pokrywą lodową, przez wiele miesięcy mógłby pozostać niewykryty. W przypadku urzeczywistnienia się tego scenariusza lub innego równie tragicznego w skutkach wypadku rozmiar szkód środowiskowych byłby katastrofalny. Spółki podjęły wprawdzie kroki mające na celu opracowanie urządzeń do likwidacji wycieków ropy na terenach arktycznych oraz procedur zarządzania tego rodzaju wypadkami, jednak są one w większości niesprawdzone i nie wiadomo, czy okazałyby się skuteczne w surowym i delikatnym środowisku arktycznym.

 

Energetyczne hot spoty

Pomimo tych trudności pewne przedsięwzięcia już są prowadzone, a jeżeli ceny surowców energetycznych utrzymają się przez dłuższy czas na wysokim poziomie, można się spodziewać, że w przyszłości będzie ich więcej. Lokalizacja potencjalnych platform wiertniczych zdeterminuje wybór optymalnych rynków zbytu. Raport agencji USGS wskazuje prawdopodobne miejsca występowania zasobów, z których blisko 60 proc. ma się znajdować w sześciu miejscach. Są to: platforma alaskańska, basen Canning­-Mackenzie, północna część basenu Morza Barentsa, ryftowa krawędź północno­-zachodniej Grenlandii, południowy basen Danmarkshavn oraz północny basen solny Danmarkshavn. Najbardziej obiecującym spośród tych miejsc jest platforma alaskańska, która kryje, według szacunków, około 31 proc. nieodkrytych zasobów arktycznej ropy naftowej. Jeżeli chodzi o gaz ziemny, eksperci przypuszczają, że około 66 proc. nieodkrytych zasobów znajduje się w złożach zalegających w czterech miejscach: południowej części Morza Karskiego, południowej części basenu Morza Barentsa, północnej części basenu Morza Barentsa oraz platformie alaskańskiej. Spośród nich najwięcej – około 39 proc. – powinno występować pod dnem południowej części Morza Karskiego, na Rosyjskim Szelfie Kontynentalnym.

Lokalizacja tych dużych złóż oznacza, że projekty zagospodarowania będą się koncentrować na tych właśnie terenach. Ponieważ ropa naftowa jest surowcem wymiennym, który można praktycznie wszędzie przetransportować, wpływ jej arktycznych zasobów na wszystkie rynki powinien być pozytywny. Z kolei gaz ziemny nie jest jeszcze surowcem w pełni wymiennym – choć w postaci skroplonej można go dostarczać na coraz więcej rynków. Tym samym wpływ arktycznego gazu na bezpieczeństwo energetyczne może zależeć od lokalizacji złóż, a co za tym idzie – od wyboru rynków zbytu. To dobry prognostyk dla rynków europejskich, ponieważ jedne z większych oszacowanych zasobów przypisano do złóż zalegających w wodach Norwegii, które można podłączyć do istniejącej sieci gazociągów lub przesyłać wydobyty z nich surowiec nowymi, na razie nieplanowanymi, gazociągami przez terytorium Skandynawii, a stamtąd do Europy Środkowo­-Wschodniej. Zgodnie z przewidywaniami największe złoża kryją się w wodach Federacji Rosyjskiej, a więc także one przyczyniłyby się do poprawy bezpieczeństwa energetycznego Europy. Niewykluczone jednak, że zasoby tych złóż, zamiast na rynki europejskie, popłyną do Azji. Obawy może budzić również wiarygodność Rosji jako dostawcy, zwłaszcza w kontekście przerw w dostawach gazu, jakie kraj ten zafundował w ostatnich latach Europie.

 

Arktyka nie będzie żyłą złota

W krótkiej perspektywie jest mało prawdopodobne, by arktyczne zasoby węglowodorów wpłynęły znacząco na zwiększenie podaży na światowych rynkach energii. Istnieją przecież inne, mniej kosztowne możliwości pozyskania tych surowców, szczególnie jeśli weźmie się pod uwagę wyzwania związane z pracą w surowych arktycznych warunkach. Kraje Europy Środkowo­-Wschodniej, na przykład Polska, posiadają wciąż niewykorzystane zasoby konwencjonalne, które mogą się okazać tańsze do zagospodarowania i są zlokalizowane bliżej rynków docelowych. Ponadto niektóre zakątki świata (na przykład Ameryka Północna czy Europa Wschodnia) kryją spore ilości gazu łupkowego, którego wydobycie postępuje w szybkim tempie lub którego eksploatację można niezwłocznie rozpocząć, korzystając z coraz lepszych i tańszych technologii wydobywczych. Podobnie rzecz się ma z technikami wydobycia metanu z pokładów węgla – w ostatnich latach znacznie je udoskonalono, w wyniku czego pozyskanie tego surowca, występującego obficie w wielu miejscach kuli ziemskiej, stało się bardziej opłacalne. Innym źródłem dostaw błękitnego paliwa dla Europy, na razie jednak bardzo niepewnym, mógłby być gazociąg Nabucco. Również w wypadku ropy naftowej istnieją pewne alternatywy. Obiecujących odkryć dokonano na przykład u wybrzeży Brazylii. Stale udoskonalane są też technologie zagospodarowania piaskowców roponośnych w Kanadzie, czyniąc wydobycie tych niekonwencjonalnych surowców bardziej opłacalnym i zrównoważonym z ekologicznego punktu widzenia. Nie są to jedyne, alternatywne wobec zasobów arktycznych, źródła podaży węglowodorów. Przywołano je tutaj na poparcie twierdzenia, że zagospodarowanie złóż arktycznych powinno postępować wolno, choć metodycznie, przez kilkadziesiąt najbliższych lat.

Zagospodarowanie arktycznych złóż węglowodorów wydaje się pewne. Prawdopodobnie nie nastąpi ono jednak szybko, ze względu na trudności i koszty związane z prowadzeniem prac na obszarach podbiegunowych, wobec innych, tańszych i łatwiejszych do pozyskania zasobów.

Podsumowując, w kontekście obecnej sytuacji energetycznej świata zagospodarowanie arktycznych złóż węglowodorów wydaje się pewne. Prawdopodobnie nie nastąpi ono jednak szybko, ze względu na trudności i koszty związane z prowadzeniem prac na obszarach podbiegunowych, wobec innych, tańszych i łatwiejszych do pozyskania zasobów. Jednak po ich zagospodarowaniu powinny one poprawić poziom bezpieczeństwa energetycznego dzięki zwiększeniu podaży oraz przedłużeniu ery paliw węglowodorowych. Trudno natomiast oszacować skalę korzyści dla poszczególnych rynków, choć – biorąc pod uwagę niewielką odległość dużych złóż gazu od północnych krańców Europy – można się spodziewać pewnego zwiększenia podaży gazu na rynku europejskim. W perspektywie krótkoterminowej zagospodarowanie złóż arktycznych nie będzie miało jednak dużego znaczenia, należy o nim myśleć raczej jako o rozwiązaniu długoterminowym.

*Analizy i opinie wyrażone w niniejszym artykule są wyłącznie poglądami jego autora i w żaden sposób nie odzwierciedlają oficjalnego stanowiska Departamentu Obrony Narodowej Kanady.