Łupkowa ofensywa w Polsce

Największe koncerny świata szukają w Polsce gazu łupkowego. Niektóre już
wykonały pierwsze odwierty, inne zaplanowały przeprowadzenie takich prac jeszcze
w tym roku, a najpóźniej w przyszłym. Ministerstwo Środowiska wydało do tej pory
70 koncesji na poszukiwanie gazu niekonwencjonalnego, co najlepiej świadczy o
zainteresowaniu pokładami naszego gazu łupkowego. Wstępnie ich wielkość
szacowana jest nawet na trzy biliony metrów sześciennych. Gdyby nawet prognozy
okazały się zawyżone, Polska i tak mogłaby z importera stać się eksporterem
gazu.

Obecnie liderami wyścigu do poszukiwań niekonwencjonalnych złóż gazu są Lane
Energy Poland Sp. z o.o. oraz Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA. Firmy
te wykonały już po jednym odwiercie, a pierwsza z nich rozpoczęła nawet drugi. Z
kolei inny poszukiwacz gazu uwięzionego w podziemnych skałach – Energia Zachód,
w której większościowym udziałowcem jest brytyjski koncern Aurelian Oil and Gas,
w listopadzie planuje zakończyć wiercenie pierwszego otworu. W tym samym czasie
swoje urządzenia poszukiwawcze zamierza uruchomić konsorcjum Saponis Investments.
Przygotowania do wierceń trwają w kilkunastu innych firmach, które uzyskały
koncesje na poszukiwania niekonwencjonalnych złóż gazu w Polsce. Z danych
Ministerstwa Środowiska wynika, że wydało ono 70 takich koncesji (według stanu
na 20 września br.). Jednak zestawiając te dane z informacjami od samych firm,
widać, że nie ujmują one tzw. koncesji łączonych na poszukiwania zarówno
konwencjonalnych, jak i niekonwencjonalnych złóż gazu oraz ropy naftowej.
Dlatego może się okazać, że nowe złoża gazu w Polsce zostaną odkryte na większej
liczbie koncesji. – Bierzemy, co jest – mówił niedawno jeden z dyrektorów PGNiG,
pytany o złoża konwencjonalne i niekonwencjonalne. Oznacza to, że np. na jednym
obszarze koncesyjnym mogą wystąpić zarówno złoża konwencjonalne, jak i
niekonwencjonalne. Gdyby tak się stało, firmy miałyby większe złoża błękitnego
paliwa do eksploatacji.
Dla firm poszukujących zasadnicza różnica między złożami konwencjonalnymi i
niekonwencjonalnymi tkwi w kosztach eksploatacji. Wydobycie zasobów
konwencjonalnych jest po prostu znacznie tańsze. Złoża niekonwencjonalne to
przede wszystkim tzw. gaz zaciśnięty w skałach (tight gas) oraz gaz uwięziony w
łupkach skalnych (shale gas).
Właśnie ze względu na dużo wyższe koszty pozyskania gazu niekonwencjonalnego
eksperci oceniają, że aby jego eksploatacja była opłacalna, złoże musi zawierać
co najmniej 60-80 mld m sześc. surowca. To zaś oznacza, że skoro firmy decydują
się na rozpoczęcie wierceń, spodziewają się znaleźć pokłady o co najmniej takiej
wielkości. Tylko jedno takie odkryte złoże wystarczyłoby na pokrycie
zapotrzebowania Polski na co najmniej 5 lat.

W pionie i w poziomie

Najbardziej zaawansowana w poszukiwaniach jest firma Lane Energy Poland Sp. z
o.o. (polskie przedstawicielstwo firmy 3Legs Resources, poszukującej gazu i ropy
w Europie). – Pierwszy odwiert praktycznie się zakończył. Na początku września
rozpoczęliśmy już wykonywanie drugiego otworu – mówi przedstawiciel firmy
Agnieszka Honkisz. W planach jest jeszcze trzeci odwiert, ale decyzja, czy
będzie to odwiert pionowy czy horyzontalny (konieczny do rozpoczęcia
eksploatacji złoża), zależy od wyników z odwiertu pierwszego i drugiego. –
Obecnie czekamy na wyniki z analizy próbek z pierwszego odwiertu. Jeśli będą one
pozytywne, trzeci może rozpocząć się jeszcze przed końcem tego roku – zaznacza.
Przedstawicielka Lane Energy zastrzega, że od wyników tych pierwszych trzech
odwiertów uzależnione są kolejne. Lane Energy Poland ma 6 koncesji
poszukiwawczych w Polsce. Pierwszy odwiert – Łebień LE1 – wykonano w rejonie
Słupska. Drugi, o technicznej nazwie Łęgowo LE1, znajduje się ok. 20 km na
południe od Gdańska.
W wyścigu o odkrycie gigantycznych złóż błękitnego paliwa nieco z tyłu została
kontrolowana przez państwo spółka Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. Firma
dopiero planuje wykonanie drugiego odwiertu, co – według naszych informacji –
nastąpi prawdopodobnie w październiku. Otwór o roboczej nazwie Lubocino-1 ma być
wykonany na koncesji Wejherowo na Pomorzu. Wcześniej PGNiG wykonało odwiert
Markowola-1 na koncesji Pionki-Kazimierz na Lubelszczyźnie. Ale po
przeprowadzeniu dwóch zabiegów szczelinowania w lipcu br. uzyskano niewielki
przypływ gazu. Spółka zastanawia się nad wykonaniem kolejnych odwiertów na tej
koncesji. Jeden zwykle nie wystarcza, by w pełni oszacować wielkość złoża.
Uznano jednak, że najpierw PGNiG wykona odwierty na innych posiadanych
koncesjach. Decyzję o tym, na których koncesjach rozszerzać badania, zamierza
podjąć w oparciu o wstępne wyniki pierwszych odwiertów. PGNiG chce przeznaczyć w
tym roku na poszukiwania gazu ziemnego w Polsce ok. 680 mln zł, z czego ponad
100 mln na poszukiwania złóż niekonwencjonalnych. To właśnie ono ma obecnie
najwięcej koncesji poszukiwawczych gazu niekonwencjonalnego – 13. Firma liczy na
to, że już w grudniu uzyska dwie kolejne.

Wiertła w ruch

Pierwszy odwiert rozpoczęła także firma Energia-Zachód, której większościowym
udziałowcem jest brytyjski koncern Aurelian Oil and Gas. – Prace rozpoczęły się
30 czerwca w rejonie Siekierek Wielkich na terenie gminy Kostrzyn. Wykonawcą
jest PGNiG Nafta Piła – informuje Beata Szozda, konsultant z firmy Q&AConsulting,
zajmującej się obsługą PR dla Aurelian Oil and Gas. W planach jest zakończenie
odwiertu do listopada, a wyniki badań mają być znane jeszcze przed końcem roku.
Spółka już teraz wie, jakiego dokładnie gazu poszukuje. – Będą to złoża tight
gas (gazu zaciśniętego w skałach) – mówi Beata Szozda. Z informacji
udostępnionych przez firmę wynika, że "przewidywalne możliwe do wydobycia ilości
z wierconego otworu określa się na poziomie 0,5 do 0,8 mld m sześc.". Na cele
eksploatacji wykonuje się od kilku do nawet kilkudziesięciu otworów.
Tak jak przedstawiciele innych firm poszukiwawczych, także Beata Szozda
zaznacza, że to wyniki wierceń będą podstawą do podjęcia decyzji, czy inwestycja
będzie nadal prowadzona i czy rozpoczęte zostaną kolejne wiercenia. Firma ma
kilka koncesji na poszukiwania ropy naftowej i gazu, zarówno konwencjonalnego,
jak i niekonwencjonalnego, na terenie województw: lubuskiego, wielkopolskiego,
śląskiego i małopolskiego.
Jeszcze w tym roku planuje rozpocząć wiercenia firma Saponis Investments
(okazuje się, że wcale nie jako pierwsza, jak donosiły media). Rozpisała ona
niedawno przetarg na wyłonienie wykonawcy odwiertu, który zostanie wybrany w
ciągu najbliższych dwóch tygodni. Saponis ma w Polsce trzy koncesje
poszukiwawcze, wszystkie na Pomorzu – w rejonie Starogardu, Słupska i Sławna.

Boom wierceń na wiosnę

Prawdziwy rozkwit poszukiwań niekonwencjonalnych złóż gazu w Polsce ruszy jednak
wiosną przyszłego roku. Wtedy – oprócz planowanych nowych odwiertów omówionych
wyżej firm – rozpoczną się inwestycje kilkunastu pozostałych przedsiębiorstw.
To właśnie na początku 2011 r. odwierty na swoich koncesjach zaplanowała polska
filia amerykańskiego koncernu Marathon Oil. Marathon Oil Poland Sp. z o.o. ma aż
10 koncesji poszukiwawczych w naszym kraju.
Trwają też przygotowania do odwiertów w innym przedstawicielstwie amerykańskiego
koncernu. Eurenergy Resources Poland przygotowuje przetarg na wyłonienie
wykonawców usług serwisowych, w tym odwiertów. – Prace ruszą prawdopodobnie na
przełomie wiosny i lata przyszłego roku, na trzech koncesjach jednocześnie –
mówi Tomasz Kępczyński, radca prawny reprezentujący Mazovia Energy Resources Sp.
z o.o. Amerykański koncern jest właścicielem tej spółki, posiadającej trzy
koncesje poszukiwawcze w naszym kraju. Dokładnie tyle samo ma Mińsk Energy
Resources Sp. z o. o., również należąca do Eurenergy Resources.
Podobne plany ma Polski Koncern Naftowy Orlen. Firma posiada pięć koncesji na
poszukiwanie gazu w południowo-wschodniej Polsce na obszarze około 5 tys. km2.
Przeprowadzone tam wstępne badania sejsmiczne potwierdziły, że na głębokości
2,5-4,5 km występują łupki gazonośne. "W przyszłym roku planowane jest
odwiercenie pierwszych otworów testujących skały łupkowe. Na ich rezultaty
będziemy musieli poczekać 3-4 lata" – poinformowało biuro prasowe PKN Orlen w
przesłanym oświadczeniu.
Realizująca projekt poszukiwań spółka Orlen Upstream ma przeznaczać na
poszukiwania gazu ok. 100 mln zł rocznie.

Za rok, może dwa…

Znacznie bardziej ostrożna w podawaniu dokładnej daty rozpoczęcia odwiertów jest
Irena Rumasz, dyrektor ds. Strategii i Rozwoju w firmie DPV Service Sp. z o.o.
Ta należąca do węgierskiej firmy gazowej Emfesz spółka ma w sumie 21 koncesji w
naszym kraju, w tym pięć na poszukiwania niekonwencjonalnych złóż gazu.
W przyszłym roku przynajmniej jeden odwiert na posiadanych czterech koncesjach
planuje amerykański koncern Chevron. W jego imieniu w Polsce działają dwie
spółki: Chevron Polska Exploration and Production Sp. z o.o. oraz Chevron Polska
Energy Resources Sp. z o.o. Członek zarządu ostatniej spółki (które wkrótce
zostaną prawdopodobnie połączone) Marian Sewerski tłumaczy, że obecnie trwają
przygotowania do inwestycji. – Wkrótce rozpoczną się badania nieinwazyjne z
wykorzystaniem dźwięku emitowanego do gruntu. Dopiero po uzyskaniu wyników, po
uzgodnieniach z władzami, przystąpimy do rozpoczęcia wierceń – mówi.
Obie firmy mają wspólnie cztery koncesje zlokalizowane niedaleko Kraśnika,
Frampola, Zwierzyńca i Grabowca na Lubelszczyźnie.
Chevron ma duże doświadczenie w poszukiwaniach i wydobyciu niekonwencjonalnych
złóż gazu w USA. Jednak przyznaje, że prawdopodobnie będzie współpracował z
mniejszymi firmami w charakterze podwykonawców niektórych usług serwisowych.

Sukces nakręca sukces

Przygotowania trwają także w innych firmach posiadających koncesje na wydobycie.
Na razie ostrożnie wypowiadają się one na temat tego, czy będą zabiegały o
kolejne koncesje na poszukiwania złóż gazu niekonwencjonalnego w Polsce. Nie
ukrywają, że decyzje w tej sprawie będą podejmować po uzyskaniu wyników z
pierwszych wierceń. Jeśli będą one obiecujące, można spodziewać się kolejnych
wniosków o koncesje, choć koszty poszukiwań mogą sięgnąć nawet miliardów
złotych.
Jeden odwiert pionowy (tańszy) to kwota rzędu 35 mln złotych. Do eksploatacji
niekonwencjonalnego złoża gazu trzeba ich wykonać od kilku do kilkudziesięciu.
Do tego dochodzą procesy szczelinowania. Jeden taki zabieg na jednym otworze
(nie zawsze wystarcza) kosztuje średnio ok. 1 mln złotych.
Jednak nie ma wątpliwości, że pierwsza z firm, która dotrze do znaczących złóż,
będzie najlepszą zachętą dla pozostałych. Trafne zlokalizowanie opłacalnego w
eksploatacji złoża rzędu ok. 100 mld m sześc. oznacza gigantyczne zyski liczone
w setkach miliardów USD. Dlatego firmy decydują się na wyłożenie milionów, by
zarobić miliardy.
W tej sytuacji rodzi się pytanie, dlaczego rząd Donalda Tuska chce przedłużyć
umowę na import ok. 10 mld m sześc. błękitnego paliwa z Rosji aż do 2037 r.,
skoro już za 2-3 lata może się okazać, że Polska jest "gazowym eldorado"? Trudno
też zrozumieć, jak władze wyobrażają sobie eksportowanie nowych zasobów gazu,
skoro zgodziły się na wykorzystywanie niemal do połowy tego stulecia jedynego
obecnie w Polsce gazociągu tranzytowego przesyłającego wyłącznie rosyjski
surowiec.
 

Mariusz Bober