Łupkowe rozdroże

Łupkowa rewolucja w ostatnich latach gwałtownie zmieniła amerykańską energetykę i gospodarkę. W USA w ciągu jednej dekady zbudowano przemysł oparty na gazie łupkowym, w trzy lata zaś solidny zalążek sektora ropy łupkowej.

U nas upłynęło sześć długich lat koncesjonowania poszukiwań, a wciąż jesteśmy na początku rozpoznania potencjału złożowego. W tym czasie wywiercono 50 otworów, jednak w zdecydowanej większości są to otwory pionowe, stanowiące jedynie przygotowanie do testu złożowego na otworze poziomym. Takich zaś wierceń z pełnym testem wykonano dotąd zaledwie sześć.

Nasza wiedza o potencjale złożowym jest zatem dalece niewystarczająca. Kolejne otwory dowodzą obecności gazu lub ropy w skałach łupkowych, jednak pojawia się wiele przesłanek, że warunki geologiczne i złożowe są trudniejsze, niż zakładano. Najlepsze dotychczas przypływy gazu osiągnięte w czasie testów były 5–8-krotnie niższe od poziomu gwarantującego komercyjność wydobycia.

Wydajność kolejnych otworów zapewne będzie stopniowo wzrastać, wraz z udoskonalaniem podejścia technologicznego i dalece przedwczesne byłoby ogłaszanie porażki poszukiwań. Jednak wiemy już dziś, że akumulacje łupkowego gazu i ropy w Polsce niestety nie przypominają najlepszych spośród amerykańskich złóż.

W ostatnich kilkunastu miesiącach zachodnie firmy spowolniły prace poszukiwawcze w Polsce, a statystyki rocznych ilości wierceń podtrzymują jedynie polscy operatorzy, PGNiG i Orlen, przyśpieszający poszukiwania. W tym czasie firmy zrezygnowały też z około 60 bloków koncesyjnych lub rozpatrywanych wniosków koncesyjnych, jeśli wliczyć te na poszukiwania złóż konwencjonalnych. W najbliższych miesiącach zostanie zwolnionych około 20 kolejnych bloków koncesyjnych.

Trzy duże północnoamerykańskie koncerny już wycofały się z Polski (ExxonMobil, Talisman, Marathon), kolejne dwie firmy robią to obecnie (ENI, Nexen). Regres w poszukiwaniach staje się więc widoczny. Częściowo jest to naturalny proces selekcji lepszych obszarów w czasie postępującego rozpoznania. Jednak niewątpliwie dołożyły się do tego zachodzące i proponowane zmiany w systemie administracyjnym, prawnym i fiskalnym.

Decyzyjny zastój

Popularny jest u nas ostatnio mit, jakoby wycofywanie się inwestorów z Polski powodowane było brakiem nowej ustawy węglowodorowej, a zatem konieczne jest jej jak najszybsze wprowadzenie. Tymczasem jest dokładnie odwrotnie – kontrowersyjne zapisy w kolejnych propozycjach zmian regulacji stały się impulsem zniechęcającym inwestorów. Wystarczy zauważyć, że polski boom łupkowy w latach 2007–2011, który był najbardziej znaczącym wydarzeniem w europejskim przemyśle naftowym od czasu boomu na Morzu Północnym, miał miejsce w ramach starego i wciąż obowiązującego prawa geologicznego i górniczego.

Jeżeli chcemy u nas skopiować sukces norweski, to wzorujmy się na regulacjach i podatkach, jakie stosowano tam w latach 50. i 60.

Można odnieść wrażenie, że dyskusja o nowym systemie regulacyjno-fiskalnym skupia się na dystrybucji antycypowanego bogactwa, podczas gdy istnienia złoża jeszcze nie dowiedziono. Nowe regulacje wzorowane są na przykładzie norweskim, choć tam mamy do czynienia ze złożami konwencjonalnymi, w dodatku na szelfie. Przede wszystkim jednak Norwegia zarządza dziś prowincją naftową będącą w fazie bardzo zaawansowanej eksploatacji, a nie początkowych poszukiwań. Jeżeli chcemy u nas skopiować sukces norweski, to wzorujmy się na regulacjach i podatkach, jakie stosowano tam w latach 50. i 60., gdy mało kto jeszcze wierzył w złoża na ich szelfie Morza Północnego.

Jednym z czynników silnie rzutujących na koszty operacyjne przedsiębiorcy jest czas i dynamika podejmowania decyzji. Inercja naszego systemu administracyjnego może być poważną barierą dla komercyjności całego projektu łupkowego. Na wyraźne wydłużenie w ostatnim czasie procedur administracyjnych wskazują operatorzy naftowi z Organizacji Polskiego Przemysłu Poszukiwawczo-Wydobywczego.

Przykłady takie, jak rozpatrywanie kilkunastu wniosków o koncesje na same tylko badania geofizyczne (bez wymogu decyzji środowiskowej) przez blisko dwa lata, są niezrozumiałe. Podobnie jak trudności regulacyjne przy kontynuowaniu wierceń do podkładów skalnych, które okazują się zalegać kilkaset metrów głębiej, niż przypuszczano, przekładające się na straty inwestora liczone w setkach tysięcy lub milionach złotych. Są to realia, które łatwo studzą zapał przemysłu naftowego, a jednocześnie zniechęcają do partnerstwa z reprezentantem administracji publicznej w postaci Narodowego Operatora Kopalin Energetycznych.

Mniejsza motywacja

Dobrym kierunkiem nowo przygotowywanych zmian ustawy – Prawo geologiczno-górnicze jest wprowadzenie w przyszłości łącznych koncesji na rozpoznanie i wydobycie ze złóż węglowodorów, choć konieczne jest jeszcze rozszerzenie ich o fazę poszukiwawczą, bez czego zaproponowana regulacja w praktyce sparaliżuje proces udzielania koncesji. Ważniejszym problemem jest jednak to, że dla obecnych już u nas inwestorów, posiadających koncesje jedynie na poszukiwanie i rozpoznawanie, proponowane zapisy ustawy rozmywają istniejącą wcześniej preferencję przy występowaniu o koncesje na wydobycie gazu czy ropy.

Jest to najbardziej wrażliwa strefa nowych regulacji. Każdy inwestor naftowy ponosi w czasie poszukiwań nakłady rzędu setek milionów złotych obarczone ryzykiem przepadku w razie niepowodzenia tych prac. Sporządza on jednak biznesplan kierując się szansą powodzenia. Jeżeli w przypadku sukcesu kosztownych poszukiwań droga do koncesji wydobywczej nie jest klarowna, to motywacja do poszukiwań szybko maleje, co pewnie po części właśnie widoczne jest w obecnym spowolnieniu wierceń w Polsce.

Nowe regulacje mogą też całkowicie zmienić uprzywilejowaną pozycję polskich narodowych operatorów. Odziedziczyli ją oni z okresu transformacji, przejmując wtedy najlepsze dla poszukiwań złóż konwencjonalnych bloki koncesyjne. W ciągu dwóch lat od wejścia w życie nowych przepisów większość z ponad 100 koncesji poszukiwawczych PGNiG, Lotos i Orlen stanie się bowiem przedmiotem przetargu.

Popularny jest u nas mit, jakoby wycofywanie się inwestorów powodowane było brakiem nowej ustawy węglowodorowej

Mnożenie kontrolerów

Spore kontrowersje budzi też koncepcja NOKE. Instytucja ograniczona w kompetencjach do zakresu decyzji strategicznych, np. do zapobiegania niepożądanym dla państwa polskiego przejęciom inwestycji, zapewne nie budziłaby oporu inwestorów. Podobnie jak koncepcja biernego wglądu państwa, poprzez NOKE, w działania operatora. Trudno natomiast wśród firm znaleźć entuzjastów NOKE jako partnera operacyjnego, gdyż obawiają się one, że będzie to ograniczać sprawne podejmowanie bieżących decyzji. Ponadto przeznaczane NOKE zadania dozoru i funkcje kontrolne będą nieefektywne, bo częściowo dublują się z kompetencjami organów administracji państwowej.

Celowość budowania NOKE jako kolejnej, czwartej już, kontrolowanej przez państwo polskiej firmy naftowej nie jest przekonująca również dla polskich podmiotów. Na licznych koncesjach PGNiG, Orlenu czy Lotosu NOKE jako reprezentant Skarbu Państwa stawałby się obligatoryjnym partnerem dozorującym powyższe przedsiębiorstwa, kontrolowane przez Skarb Państwa. Trudno w tym dostrzec wartość dodaną, w przeciwieństwie do dodanych kosztów.

Niefortunnym zapisem w proponowanych regulacjach jest wprowadzenie obowiązku rozplanowania prac z dokładnością do kwartału na cały okres trwania koncesji rozpoznawczo-wydobywczej, co może obejmować okres np. 20–30 lat. Eksploatacja złoża łupkowego to dynamiczny proces, w którym nieustannie modyfikuje się strategię jego rozwiercania. Ani najbardziej technicznie zaawansowany operator z Ameryki Północnej, ani NOKE nie mają możliwości powyższego wymogu spełnić. W efekcie konieczność nieustannych zmian w koncesji uzależni firmę od wydolności administracji publicznej, z teoretycznym zagrożeniem odbioru koncesji w razie różnicy zdań między tymi podmiotami. W takim środowisku regulacyjnym kwot liczonych w miliardach złotych nie można inwestować.

Ostrożnie z podatkami

Nowe regulacje przewidują również zmiany w systemie podatkowym. Bez wątpienia obecny system fiskalny jest ułomny, a podatki od wydobycia ropy i gazu są zbyt niskie. Jednak kolejne, modyfikowane propozycje mechanizmów i stawek podatkowych mocno marszczyły czoła księgowych firm działających w Polsce.

Deklaratywne nieprzekraczanie 40 proc. łącznego udziału Skarbu Państwa w zyskach nie znajdowało odzwierciedlenia w proponowanych przepisach. Choć obecna zmodyfikowana wersja tych rozwiązań przestała już być największym ze zmartwień koncernów naftowych, to kluczową kwestią pozostaje zapewnienie możliwości elastycznych odpisów od inwestycji, warunkujących komercyjność długoterminowych inwestycji o wielomiliardowej skali.

Docelowego poziomu obciążeń fiskalnych nie da się nałożyć od początku prac, a przykłady stosowania stawek stopniowo narastających w czasie znaleźć można w prowincjach Kanady, skutecznie zarządzających wydobyciem gazu łupkowego. W Rosji rozważa się wręcz 15-letni okres zwolnienia podatkowego dla inwestycji na złożach ropy łupkowej, tak by zachęcić przemysł do zbudowania infrastruktury produkcyjnej o odpowiednio dużej skali. Gdy to się stanie, nadejdzie czas na żniwa podatkowe, tak jak to miało miejsce w Norwegii.

Bardzo pouczający jest bieżący przykład z Litwy pokazujący, jak łatwo jest przeregulować rynek. Litwini, zainspirowani pracami nad nowymi regulacjami w Polsce, również dokonali w tym zakresie zmian, między innymi podwyższając stawki podatków węglowodorowych, tak by osiągnąć 40 proc. łącznego udziału Skarbu Państwa w zyskach. Zmiany te wprowadzono w trakcie procedury udzielania koncesji na poszukiwanie ropy łupkowej amerykańskiemu gigantowi naftowemu, firmie Chevron. Pierwszą decyzją tej firmy po wygraniu przetargu była rezygnacja z koncesji i wycofanie się z Litwy.