Polskie firmy w ogonie wyścigu o łupki

Rodzime firmy już na starcie zostają w tyle w wyścigu o odkrywanie tzw.
gazu łupkowego w naszym kraju. Prym wiodą Amerykanie. Jedna z zachodnich spółek
poszukiwawczych zapowiada pierwsze dostawy gazu z nowych złóż już w przyszłym
roku. Największe polskie firmy energetyczne nie wypadły także najlepiej w
wyścigu po koncesje poszukiwawcze takich złóż, który właśnie dobiega końca.
Wiele wskazuje na to, że najwięcej polskiego gazu łupkowego mogą wydobywać i
sprzedawać zagraniczne koncerny.

Według danych Ministerstwa Środowiska, do 1 czerwca br. wydało ono w sumie 86
koncesji na poszukiwania niekonwencjonalnych złóż gazu. Mowa o złożach w
strukturach geologicznych mało przepuszczalnych, dla których trzeba zastosować
specjalne technologie w celu uwolnienia przede wszystkim gazu zaciśniętego w
skałach – tight gas, lub w tzw. łupkach – shale gas. Trzy polskie koncerny
energetyczne – Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, PKN Orlen i Lotos,
startujące w tym wyścigu otrzymały dotychczas 28 koncesji, czyli niewiele ponad
jedną trzecią. Tymczasem jak przyznaje nawet Ministerstwo Środowiska,
rywalizacja po najbardziej obiecujące zezwolenia na poszukiwania już się kończy.
– Wywołujące największe zainteresowanie inwestorów koncesje zostały już
właściwie rozdzielone – potwierdza Magdalena Sikora, rzecznik resortu.
Jeszcze gorzej polskie firmy wypadają w rankingu firm najbardziej zaawansowanych
w poszukiwaniach niekonwencjonalnych źródeł gazu.

Pierwsi chcą już wydobywać

Aurelian Oil & Gas PLC, polski oddział brytyjskiej spółki Aurelian, zapowiada
już na przyszły rok rozpoczęcie dostaw na rynek tight gas (gazu zaciśniętego w
skałach) ze złoża Siekierki pod Poznaniem. Co prawda nie będą one gigantyczne,
ale – jeśli wszystko pójdzie zgodnie z planem – będą to pierwsze dostawy gazu z
niekonwencjonalnych złóż w Polsce. Aurelian spodziewa się wydobyć pod Poznaniem
od 500 do 800 mln m sześc. gazu. Ponadto firma chce także w przyszłym roku
uruchomić dostawy gazu z konwencjonalnych złóż na koncesjach Poręba i Karpaty
Zachód.
Aurelian ma ponadto mniejszościowe udziały w bloku Bieszczady (większościowy
udział ma Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, które jest tam operatorem),
gdzie wykryto złoża ropy i gazu konwencjonalnego. Wiele wskazuje na to, że PGNiG
będzie jednak miał udział w wydobyciu surowca z wielu złóż, w tym należących do
Aurelian. Obie firmy już w ubiegłym roku podpisały list intencyjny w sprawie
współpracy o potencjalnej wspólnej komercjalizacji gazu w Polsce.

Amerykanie w czołówce

W wyścigu po polskie łupki (ang. shale gas) prym wiodą głównie firmy
amerykańskie.
Najbardziej zaawansowana w tych poszukiwaniach jest Lane Energy. Należy ona do
Grupy 3Legs Resources, a w poszukiwaniach w Polsce współpracuje z amerykańskim
gigantem ConocoPillips, który ma również udziały w niektórych koncesjach
poszukiwawczych. Jej polski oddział wykonał w ubiegłym roku dwa pionowe odwierty
testowe, a teraz wierci trzeci, poziomy otwór (jeszcze w tym roku chce rozpocząć
czwarty). W zeszłym roku Lane Energy Poland przeprowadziła próbny wypływ gazu z
jednego z odwiertów, który uznano za obiecujący. Szef polskiego projektu spółki
Kamlesh Parmar wskazuje, że liczy na to, iż tegoroczne badania pomogą oszacować
m.in. zasobność złóż na pomorskich koncesjach firmy. 3Legs Resources ma w sumie
9 koncesji poszukiwawczych w naszym kraju.
Z kolei Saponis Investment przygotowuje się do wykonania trzeciego otworu
testowego. Wiercenia mają się rozpocząć na początku lipca. Saponis to konsorcjum
firm złożone z amerykańskiej BNK Petroleum oraz RAG, LNG i Sorgenii. To właśnie
ta pierwsza firma pełni rolę operatora na 3 koncesjach poszukiwawczych, które
Saponis Investment ma na Pomorzu. Obecnie firma analizuje też badania
laboratoryjne pobranych próbek skał z dwóch wcześniejszych odwiertów.
– Objawy gazu w otworze są bardzo pozytywnym sygnałem: przewiercane łupki
zawierają gaz, natomiast to jeszcze nie przesądza o ostatecznym sukcesie
projektu – zastrzega Jacek Wróblewski, przedstawiciel Saponis Investment w
Polsce.
Ponadto firma planuje wykonać kolejne odwierty na koncesjach: Sławno i Słupsk –
być może już w przyszłym roku, i na koncesji Starogard – za 2 lata.
Kiedy pojawią się pewne informacje na temat zasobności badanych złóż? – Nie chcę
podawać żadnych dat. Myślę, że trochę więcej będziemy wiedzieć pod koniec tego
roku, ale dopiero realizacja całego zaplanowanego projektu prac pozwoli nam na
odpowiedź na postawione pytanie – odpowiada Wróblewski.
Dwa otwory wykonane w gminie Krasnystaw i Siennica na Lubelszczyźnie ma za sobą
także ExxonMobil Exploration and Production Poland, polski oddział
amerykańskiego giganta energetycznego. Firma przeprowadziła też trzy badania
sejsmiczne 3D (trójwymiarowe) na koncesjach "Wołomin", "Chełm" i "Werbkowice".
Będą one elementem szerszej analizy dotyczącej potencjału występowania gazu
łupkowego w tych regionach. – Nie możemy jeszcze określić, kiedy podejmiemy
decyzję dotyczącą przyszłych działań – zastrzega Adam Kopyść, doradca ds.
relacji zewnętrznych ExxonMobil Usługi Sp. z o.o. w odpowiedzi na pytania o
szacunki zasobności złóż i ewentualne wydobycie.

Polskie giganty z zadyszką

Z polskich firm jedynie Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo próbuje utrzymać
się w czołówce poszukiwań "łupkowego złota". Dwa inne giganty – Orlen i Lotos,
nie rozpoczęły nawet jeszcze wierceń.
Trzeba zaś pamiętać, że polskie firmy mogą wykorzystywać wykonane wcześniej
odwierty. Mają one bowiem wiele innych koncesji na wydobywanie gazu lub ropy,
dla których mogą starać się po prostu o rozszerzenie koncesji na poszukiwanie
także niekonwencjonalnych złóż błękitnego paliwa. Dotyczy to m.in. PGNiG. Firma
ma 15 koncesji na poszukiwania samego gazu niekonwencjonalnego. Ale prócz tego
posiada ona 89 koncesji na poszukiwania gazu konwencjonalnego i 221 koncesji na
wydobycie błękitnego paliwa. Wykorzystanie już istniejących odwiertów znacznie
skraca czas poszukiwań niekonwencjonalnych złóż.
PGNiG wykonał jak dotąd 2 nowe odwierty w ramach poszukiwań gazu
niekonwencjonalnego, na koncesjach Markowola-1 na Lubelszczyźnie i Lubocino-1
niedaleko Wejherowa na Pomorzu. O ile ten pierwszy został uznany za nierokujący
nadziei na opłacalne wydobycie, o tyle firma wstępnie wyraża zadowolenie z
pierwszych wyników analizy danych z drugiego odwiertu na Pomorzu. – Przypływy
gazu są tam obiecujące – mówi Joanna Zakrzewska, rzecznik PGNiG. Według naszych
informacji za kilka tygodni mogą być znane wyniki badań odwiertu. Firma prowadzi
też prace studyjne na pozostałych koncesjach i zamierza w tym roku wykonać
jeszcze 1-2 odwierty, najprawdopodobniej na Pomorzu.
Rzecznik zaznacza, że PGNiG musi jeszcze wykonać kilka otworów na koncesji koło
Wejherowa, by mieć pełne dane o zasobności złoża. Wydobycie przemysłowe gazu z
tego złoża mogłoby się rozpocząć najwcześniej za 2-3 lata.

Orlen i Lotos w tyle

Niestety, pozostałe polskie koncerny pozostają w tyle. Orlen Upstream,
spółka-córka polskiego giganta naftowego PKN Orlen, posiada 6 koncesji, ale
pierwsze 2 odwierty firma rozpocznie dopiero pod koniec bieżącego roku. W
przyszłym roku planuje wykonać 4 kolejne. Dopiero wtedy będzie dysponować
pierwszymi danymi na temat badanych złóż.
Przedstawiciele Orlen Upstream zaznaczają, że firma jest także zaangażowana w
projekty poszukiwania gazu na Bałtyku. "Za pośrednictwem spółki Balin Energy SIA,
posiadającej 2 licencje (odpowiednik polskich koncesji) na poszukiwania i
wydobycie węglowodorów prowadzimy projekt w łotewskiej strefie ekonomicznej
Morza Bałtyckiego" – czytamy w otrzymanym stanowisku Orlen Upstream. Orlen
International Exploration and Production Company B.V. posiada połowę udziałów w
SIA Balin Energy. Właścicielem kolejnych 50 proc. jest Kuwait Energy Company,
partner Orlenu.
Natomiast kolejny narodowy gigant energetyczny – Lotos, a ściślej mówiąc, jego
spółka-córka Lotos Petrobaltic, zajmująca się poszukiwaniami i wydobyciem ropy
naftowej na Bałtyku, wcale nie planuje na razie wierceń, choć posiada 7 koncesji
na poszukiwanie gazu niekonwencjonalnego. Dlaczego?
– By uruchomić eksploatację, musimy najpierw pozyskać dane o zasobach
wydobywalnych na obszarach objętych koncesjami. To czasochłonny proces. Poza tym
pamiętajmy, że nikt na świecie nie wydobywa jeszcze gazu ze złóż
niekonwencjonalnych na morzu – tłumaczy Mateusz Cabak z biura informacji Grupy
Lotos SA.
Firma miała wcześniej koncesje na wydobycie na Bałtyku ropy naftowej i gazu
ziemnego ze złóż konwencjonalnych. Gdy rozpoczęły się w Polsce rozmowy o
poszukiwaniach gazu łupkowego, Lotos Petrobaltic wystąpił do Ministerstwa
Środowiska o rozszerzenie posiadanych już koncesji na zezwolenia na poszukiwanie
gazu niekonwencjonalnego. – Dzięki otrzymanym w grudniu ubiegłego roku koncesjom
jesteśmy w stanie rozszerzyć naszą działalność poszukiwawczą o poziomy ordowiku
i syluru, co pozwoli Lotos Petrobaltikowi prowadzić równolegle poszukiwania
niekonwencjonalnych i konwencjonalnych złóż węglowodorów – wyjaśnia
przedstawiciel biura informacji.
Na razie na Bałtyku Lotos Petrobaltic wydobywa gaz jedynie z konwencjonalnego
złoża B-3, które położone jest 80 km na północ od Rozewia. Oprócz tego firma
planuje zagospodarować złoża gazu konwencjonalnego B4 i B6, położone na północ
od Łeby. Chce jednak pozyskać do współpracy w tym projekcie PGNiG, które ma
większe doświadczenie w wydobyciu gazu. – Wymaga to porozumienia z potencjalnym
partnerem – zaznacza Mateusz Cabak.

Trwają przygotowania

Pewnym pocieszeniem dla polskich firm jest to, że większość zagranicznych spółek
mających w Polsce koncesje na poszukiwania także dopiero przygotowuje się do
odwiertów. Tak jest m.in. z amerykańskim gigantem MarathonOil, drugą w
kolejności firmą co do liczby koncesji (11) na poszukiwania niekonwencjonalnych
złóż gazu w Polsce. Pierwsze z nich koncern otrzymał w 2009 r., ostatnie – pod
koniec ubiegłego roku. Jednak amerykański gigant energetyczny dopiero pod koniec
tego roku rozpocznie wiercenia. Obecnie wykonuje badania 2D (dwuwymiarowe) na
posiadanych obszarach koncesyjnych. – Pierwsze 1-2 odwierty planujemy
przeprowadzić pod koniec tego roku – mówi Paweł Pudłowski, dyrektor ds. rozwoju
i zarządzania Marathon Petroleum Poland Services Sp. z o.o. Kolejne 7-8
odwiertów firma planuje na przyszły rok.
W tyle pozostaje także inny amerykański gigant – Chevron. Firma planuje dopiero
wykonanie pod koniec tego roku pierwszych odwiertów. Chevron ma 4 koncesje w
województwie lubelskim.
Do wierceń przygotowują się też pozostałe firmy mające koncesje na poszukiwania
w Polsce, m.in. międzynarodowa grupa kapitałowa San Leon Energy, która wspólnie
z Talisman Energy (także poprzez udziały w innych spółkach) kontroluje 6
koncesji na poszukiwania gazu konwencjonalnego i niekonwencjonalnego w naszym
kraju. Konsorcjum chce rozpocząć odwierty pod koniec tego roku.
Jak tłumaczą przedstawiciele wszystkich firm, proces przygotowań do tak
poważnych i drogich poszukiwań gazu wymaga wykonania wielu analiz, zebrania
danych, przygotowania finansowego i logistycznego całej inwestycji itd.
Elementów tych nie można pominąć, jeśli chce się zminimalizować ryzyko
popełnienia błędu. Dlatego dla firm energetycznych ważniejsza od czasu jest
dokładność przeprowadzonych ocen i badań.
Poza tym – jak broni się Orlen Upstream w przesłanym nam oświadczeniu – "realnej
klasyfikacji pod względem stopnia zaangażowania projektów będzie można dokonać
wtedy, gdy rozpocznie się pierwsze wydobycie".

Układanka rozpoczęta

Trudno dziwić się przedsiębiorstwom poszukiwawczym, że chcą się dobrze
przygotować do wierceń, aby uniknąć kosztownych błędów w swoich inwestycjach.
Jednak wolne tempo poszukiwań, zwłaszcza polskich firm, które mają ponad 1/3
koncesji na poszukiwania niekonwencjonalnych zasobów gazu, odsuwa w czasie
moment, gdy dowiemy się, jakie są rzeczywiste zasoby gazu w Polsce. Warto
tymczasem przypomnieć, że ostatnio to od amerykańskiej agencji rządowej, a nie
polskich instytucji, dowiedzieliśmy się o nowych szacunkach na temat zasobów
gazu łupkowego w naszym kraju na poziomie 5,3 biliona metrów sześciennych.
A przecież całościowe dane będą powstawały właśnie w oparciu o cząstkowe wyniki
badań każdej z firm poszukiwawczych. Jeśli opisywane firmy zrealizują swoje
zapowiedzi, to w przyszłym roku większość z nich wykona co najmniej 2 odwierty
poszukiwawcze, a niektóre przeprowadzą zapewne co najmniej po 2 odwierty
poziome. Uzyskane w ten sposób dane pozwolą bliżej oszacować, jak wielkie zasoby
gazu znajdują się na badanych obszarach koncesyjnych, na których najszybciej
prowadzone są prace.
Stanowią one jednak niewielką część wszystkich koncesji. Na odkrycie tych
największych bogactw przyjdzie nam zapewne jeszcze poczekać co najmniej 2-3
lata.

 

Mariusz Bober