Gdybyśmy dziś zaczęli wydobywać niekonwencjonalne paliwo, byłoby o jedną trzecią tańsze od kupowanego od Gazpromu. Gdy jednak ceny surowca będą spadać, a podatki rosnąć, wiercenie u nas może się okazać nieopłacalne.

Paweł Poprawa, autor raportu o zasobach łupkowych, jeden z największych ekspertów w tej branży, wylicza, że 1000 m sześc. polskiego gazu łupkowego będzie kosztować ok. 350 dol. – To realny poziom, choć są i bardziej optymistyczne scenariusze mówiące o 270–300 dol. – mówi DGP. Jak podkreśla, taki koszt, choć znacznie wyższy niż w USA, wydaje się atrakcyjny z punktu widzenia inwestorów, którzy zaangażowali się w poszukiwania, bo za surowiec importowany z Rosji płacimy 450–500 dol. Rocznie kupujemy go 9–10 mld m sześc. Teoretycznie więc zastąpienie go krajowym obniżyłoby koszty dostaw o ok. 1 mld dol. rocznie.

Takie są jednak prognozy w dzisiejszych warunkach cenowych i fiskalnych. – Ale reżim podatkowy ma się zmienić na niekorzyść inwestorów, a w wyniku liberalizacji rynku gazu cena surowca może spaść do 400 dol. Trudno przesądzać więc już teraz o opłacalności produkcji gazu – zastrzega.

Czy wydobycie gazu w Polsce będzie opłacalne?

Czy wydobycie gazu w Polsce będzie opłacalne?

źródło: Dziennik Gazeta Prawna

W równaniu, które ma dać jednoznaczną odpowiedź, czy będzie sens wydobywać niekonwencjonalny surowiec, jest jeszcze wiele niewiadomych.

Firmy poszukujące gazu łupkowego w Polsce wciąż nie mają więc pewności, czy biznes, w który się zaangażowały, będzie opłacalny. Dotąd nikomu nie udało się dowiercić do złoża, które gwarantowałoby stały przepływ gazu na komercyjnym poziomie, a to podstawowy warunek sukcesu. Poza tym w koncerny uderzają wysokie ceny usług wiertniczych. Na wykonanym przez spółki ConocoPhillips i 3Legs odwiercie Łebień, okrzykniętym już z końcem sierpnia przez głównego geologa kraju i wiceministra środowiska Piotra Woźniaka sukcesem na skalę europejską, uzyskano wypływ gazu na poziomie 8,5 tys. m sześc. na dobę. To – jak twierdzą eksperci – wynik rozczarowująco słaby. Nawet w ConocoPhillips przyznają, że choć uzyskano stały przepływ paliwa, to nie pozwala on na uruchomienie produkcji. – Szacuje się, że z jednego otworu w całym cyklu jego eksploatacji, trwającym ok. 30 lat, powinno wydobyć się ok. 100 mln m sześc. gazu, przy czym znaczną część w ciągu kilku pierwszych lat. To oznacza, że w ciągu doby przepływ w otworze powinien wynosić 80–100 tys. m sześc., czyli dziesięciokrotnie więcej niż w Łebieniu – podkreśla Paweł Poprawa, związany obecnie z Instytutem Studiów Energetycznych. Według niego gdyby jednak w Polsce udało się uzyskać poziom sięgający 50 tys. m sześc., już można byłoby się zastanawiać nad opłacalnością takiego projektu. – W kraju jest kilka stref, w których taka produkcja wydaje się realna. Najbardziej perspektywiczne obszary to rejon na wschód od Gdańska oraz okolice Tłuszcza i Mińska Mazowieckiego – zaznacza nasz rozmówca.

O opłacalności wydobycia decyduje jednak znacznie więcej czynników. Kluczowy wpływ na nią, a więc i na decyzje inwestorów, będą miały szczegółowe rozwiązania prawne i podatkowe dla branży. Niezwykle istotne są też koszty produkcji gazu z łupków oraz cena gazu na rynku. Ta może się jednak zmienić. Eksperci uważają, że w wyniku liberalizacji krajowego rynku gazu i pojawienia się konkurencji paliwo może potanieć do 400 dol. W tej sytuacji o opłacalności będą decydować koszty wierceń, które dziś są ok. dwukrotnie wyższe niż w USA.

Szacuje się, że w ciągu trzech najbliższych lat inwestorzy wydadzą 4,5–6,5 mld dol. na inwestycje związane z poszukiwaniami. Według Deloitte do 2022 r. pochłoną one 19 mld zł. Eksperci CASE wskazują z kolei, że wydatki do roku 2025 znacznie przekroczą 26 mld zł.