W eksploatacji złóż gazu ze skał łupkowych przoduje USA. Jaka przyszłość czeka tę branżę w Polsce dowiemy się za około cztery lata
W ciągu ostatniej dekady na całym świecie, w tym także w Polsce, znacznie wzrosło zainteresowanie koncernów naftowych poszukiwaniami i eksploatacją niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego — w łupkach (shale gas), uwięzionego w izolowanych porach skalnych (tight gas) oraz gazu z pokładów węgla (coalbed methane). Wykorzystanie tych złóż stało się ekonomicznie opłacalne dzięki rozwinięciu nowoczesnych technologii, takich jak wiercenia poziome i tzw. szczelinowanie hydrauliczne.
2Trudne początki
Pierwszy odwiert wydobywczy wykonano już w 1821 r. w dewońskich łupkach formacji Dunkirk w USA. Odwiert o głębokości 9,5 m przez wiele lat dostarczał shale gas do oświetlania miasteczka Fredonia w stanie Nowy Jork. Był to jednak odosobniony przypadek i przez dziesiątki lat koncerny nie miały odpowiednich technologii do eksploatacji nagromadzeń węglowodorów niekonwencjonalnych.
Dopiero upowszechnienie odwiertów poziomych oraz udoskonalenie technologii szczelinowania hydraulicznego umożliwiły udostępnienie na skalę przemysłową złóż gazu łupkowego. Od początku lat 80. XX wieku teksański inżynier George T. Mitchell eksperymentował z różnymi metodami pozyskiwania gazu ziemnego z tego typu skał. To on po raz pierwszy w 1981 roku zastosował metodę szczelinowania hydraulicznego, polegającą na wtłoczeniu pod bardzo dużym ciśnieniem specjalnego płynu szczelinującego do określonych odcinków otworów wiertniczych w celu tworzenia, a następnie powiększania szczelin w strukturach skał łupkowych. Technologia ta została opatentowana przez założoną przez niego firmę Mitchell Energy Development pod koniec XX wieku po 20 latach eksperymentów. W2002 roku firma Devon Energy kupiła przedsiębiorstwo Mitchella za 3,5 mld USD.
Pionierzy z USA
W 2009 r. Stany Zjednoczone stały się największym światowym producentem gazu ziemnego. Nowe technologie pozwalające pozyskiwać gaz z łupków okazały się przełomowym czynnikiem w zmianie bilansu energetycznego Ameryki Północnej w ciągu ostatnich dziesięciu lat. W 2009 r. wydobyto 598,37 mld m sześc. gazu ziemnego, co stanowi wzrost o 3,9 proc. w stosunku do roku poprzedniego, kiedy było to 576,95 mld msześc. W 2008 r. wydobycie wzrosło o 6,7 proc. wobec roku 2007 (dla porównania, wydobycie gazu w Polsce, w 2008 r. wyniosło 4,11 mld msześc.). Produkcja ze złóż niekonwencjonalnych (gaz w łupkach, w izolowanych porach skalnych i z pokładów węgla) w 2008 r. w USA stanowiła 50 proc. bilansu krajowego wydobycia. Gaz z samych łupków pokrywa obecnie około 14 proc. całkowitej produkcji gazu naturalnego. Szczególnie widoczny jest wzrost tempa wydobycia właśnie gazu łupkowego, które tylko w 2007-08 r. wzrosło o 70,8 proc.
Gaz z łupków występuje na terenie większości stanów USA. Jak wynika z raportu Colorado School of Mines, wydanego w lipcu 2009 r., Stany Zjednoczone mają 17 bln metrów sześciennych gazu w łupkach. Wzrost zainteresowania poszczególnych firm wydobyciem tego typu gazu obrazuje wzrost liczby aktywnych urządzeń wiertniczych — w maju 2008 r. było ich 519, a pod koniec lat 90. ubiegłego wieku zaledwie 40. Najbardziej intensywne prace są prowadzone na terenie Fort Worth Barnett, Fayetteville, Antrim, Arkoma Woodford, Bakken i Haynesville. Najwięcej gazu wydobywa się obecnie w regionie Barntt Shale w Teksasie. Złoża Fayetteville i Arkoma Woodford są dopiero na wczesnym etapie rozwoju. Ich wydobycie systematycznie wzrasta.
Polskie próby
O tym, że na terenie Polski znajdują się znaczne pokłady gazu łupkowego, wiadomo już od kilkudziesięciu lat. Według szacunków Wood Mackenzie zasoby gazu ziemnego w skałach ilasto-łupkowych dolnego paleozoiku w Polsce mogą wynosić 1,4 bln m sześc., a według Advanced Resources International nawet 3 bln m sześc. Jednak trudno dziś rzetelnie ocenić te szacunki.
To, czy gaz w łupkach występuje w Polsce i w jakich ilościach, powinno się rozstrzygnąć w ciągu czterech lat, czyli w okresie, na jaki średnio wydano koncesje poszukiwawcze. Pas łupkowy rozciąga się od wybrzeża Bałtyku, między Słupskiem a Gdańskiem, w kierunku Warszawy, aż po Lublin i Zamość.
Prognozy mówią, że potencjalne złoża gazu łupkowego w Polsce znajdują się na głębokości od 2,5 do 3 tys. metrów we wschodniej części tego pasa i 4 -4,5 tys. metrów w jego części zachodniej. Koszt jednego odwiertu pionowego przy takiej głębokości zalegania złóż może wynieść średnio od 6 do 13 mln USD.
Narazie poszukiwanie
Według stanu na 1 lipca 2010 r. w Polsce w mocy pozostają 224 koncesje na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. Liczba ta obejmuje zarówno konwencjonalne, jaki i niekonwencjonalne złoża węglowodorów. Tereny poszukiwań obejmują 11 proc. powierzchni Polski, czyli 37 tys. km kwadratowych. Zgodnie z 11 koncesjami udzielonymi przez Ministerstwo Środowiska, dwie firmy z kapitałem amerykańskim — Exxon–Mobil Exploration and Production Poland i Mazovia Energy Resources — oraz jedna z kapitałem australijskim — Strzelecki Energia — prowadzą poszukiwania wyłącznie niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego. Ponadto 14 podmiotów z kapitałem polskim, amerykańskim, kanadyjskim, brytyjskim oraz australijskim posiada łącznie 40 koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie zarówno węglowodorów konwencjonalnych, jak i niekonwencjonalnych.
W opinii wielu ekspertów na obecnym etapie rozpoznania niekonwencjonalnych nagromadzeń gazu ziemnego w Polsce nie jest możliwe precyzyjne oszacowanie ich zasobów. O rzeczywistej wielkości potencjalnych złóż przesądzą wyniki prac wykonywanych w ramach koncesji. Zakres prac przewidzianych w ramach koncesji obejmuje przede wszystkim analizę archiwalnych danych oraz ich interpretację, dodatkowe badania sejsmiczne, a następnie interpretację ich wyników i integrację z dotychczasowymi informacjami oraz wykonywanie wierceń poszukiwawczych i rozpoznawczych.
Warto pamiętać, że udzielone przez Ministra Środowiska koncesje na poszukiwanie i rozpoznawanie niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego pochodzącego ze skał łupkowych nie są równoznaczne z udzieleniem koncesji na wydobywanie kopaliny. Okresy przyznawania koncesji powiązane są z konkretnym zakresem zadań do zrealizowania w czasie operowania na danym terenie. Możliwość dalszego realizowania prac (np. przez kolejnych pięć lat) zależy w dużej mierze od prawidłowej realizacji uprawnień wynikających z umów koncesyjnych.
Opłaty eksploatacyjne w Polsce wynoszą od 1 do 2,5 proc. przychodu z wydobycia gazu w zależności od wielkości produkcji. W innych krajach opłaty licencyjne są kilka razy wyższe — w USA sięgają dwudziestu kilku procent. Polscy decydenci oferują wyjątkowe warunki z przyczyn strategicznych. Według przedstawicieli rządu, utrzymywanie opłat na niskim poziomie spotęguje zainteresowanie większej liczby firm zaznajomionych z technologią wydobywania gazu z łupków. Sami przedstawiciele firm zaś podkreślają, iż na drodze rozwoju rynku shale gas w Polsce może stanąć m. in. brak sprecyzowanej polityki rządowej oraz koszty wiercenia otworów w Europie, które są znacznie wyższe niż w USA. Polskie koncerny wydobywcze nie dysponują jeszcze technologią niezbędną do wydobywania gazu z łupków. Poszukiwania mogą być też utrudnione ze względu na gęstość zabudowy, a nie wykluczony jest również czarny scenariusz, że po zainwestowaniu wielu milionów złotych w technologię oraz próbne odwierty wydobycie okaże się ekonomicznie nieopłacalne. Jednak jeżeli sprawdziłyby się optymistyczne szacunki Wood Mackenzie lub Advanced Resources International, Polska z importera gazu za kilkanaście lat mogłaby stać się jednym z eksporterów.
Gazowa przyszłość
Według wstępnych analiz geologicznych w Europie znajdują się liczne obszary, gdzie może zalegać gaz niekonwencjonalny. W 2009 r. w UE uruchomiono duży międzynarodowy projekt (GASH), w ramach którego tworzona jest mapa miejsc w Europie z potencjałem występowania shale gas. Projekt potrwa sześć lat, a prace ekspertów będą opierać się na doświadczeniach zaczerpniętych z USA. W pierwszej kolejności analizowane są łupki w Szwecji, a następnie w Holandii i Niemczech. W dalszej kolejności zainteresowanie zostanie skierowane na Austrię, Francję i Polskę.
Samo posiadanie dużych rezerw gazu ziemnego nie gwarantuje awansu gospodarczego Polski. Dowodzą tego przykłady wielu zasobnych w węglowodory państw na świecie. Dlatego przed Polską stoi szereg poważnych wyzwań związanych z efektywnym zagospodarowaniem potencjalnych rezerw niekonwencjonalnego gazu ziemnego. Wyłącznie precyzyjnie ukierunkowany rozwój rynku upstream w Polsce, realizowany w oparciu o szczegółowy model biznesowy, uwzględniający wszelkie prognozowane ryzyka i okoliczności krajowej specyfiki projektów poszukiwawczo-wydobywczych, może pozytywnie przełożyć się na wzrost pozycji Polski na międzynarodowym rynku energetycznym, gospodarczym i politycznym.