Za dużo niewiadomych, by określić cenę gazu łupkowego

Wiceprezes Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa Marek Karabuła nas środowej konferencji mówił m.in. o zakończonym kilka dni temu próbnym odwiercie Lubocino pod Wejherowem (Pomorskie), którego głębokość przekroczyła 3 km, a w warstwie łupków sylurskich stwierdzono "obiecujący przepływ gazu".

Podkreślił, że przez kilka miesięcy będą trwały analizy, ale jest daleko za wcześnie na oszacowanie zasobów gazu. - Potrzebne są kolejne odwierty, które mamy zaplanowane - powiedział. Dodał, że dopiero po ich wykonaniu wybrany będzie odwiert, z którego wykonane zostaną odwierty poziome i szczelinowanie skał.

Podkreślił, że przy założeniu, iż w Lubocinie gaz jest, a złoże ma wymiary 25 km kw., to odwierty nie powinny zająć większej powierzchni niż 3 ha. Zaznaczył jednak, że dokładne analizy są konieczne, bo struktura łupków w Polsce znacząco różni się od dobrze opisanych struktur w Stanach Zjednoczonych, gdzie wybycie z nich gazu jest powszechne.

Karabuła mówił też, że polscy partnerzy PGNiG mają technologie wiercenia poziomego, natomiast spółka nie potrafi jeszcze przeprowadzić operacji szczelinowania, dlatego tu musi jeszcze współpracować z zagranicznymi firmami. Wyraził jednak przekonanie, że PGNiG w końcu tę wiedzę zdobędzie i przystąpi do skutecznego zagospodarowywania złóż.

Podkreślił, że trudno w tej chwili mówić o kosztach wydobycia, gdyż te ciągle się zmieniają - np. szczelinowanie kosztuje dziś dwa razy mniej niż przed dwoma laty. Nie chciał jednak podawać konkretnych sum, choć według niego, koszt odwiertu pionowego, poziomych oraz szczelinowania, nie powinien przekraczać 15 mln dolarów.

Karabuła podkreślił, że dla opłacalności przedsięwzięcia kluczowe znaczenie mają koszty wydobycia - odwiertów i szczelinowania. Jak mówił, PGNiG intensywnie szuka metod obniżania tych kosztów, bo dopiero to sprawi, że gaz łupkowy będzie tańszy od surowca z innych źródeł.

Axel Scheuer z koncernu ExxonMobil uważa, że nie da się obecnie ocenić, kiedy polski gaz łupkowy mógłby być wydobywany na skalę przemysłową. Zwracał jednak uwagę na inne aspekty całego przedsięwzięcia, jak regulacje prawne gwarantujące dostęp do sieci gazociągów. Podkreślił, że na sukces gazu łupkowego w Stanach Zjednoczonych bardzo duży wpływ ma rozwiązanie gwarantujące, że każda ilość wydobytego i przesłanego do sieci gazu zostanie sprzedana.

Scheuer za optymalne uznał nowe rozwiązania UE, zawarte w tzw. 3. pakiecie energetycznym, które m.in. ustalają zasady dostępu do gazociągów. Im więcej graczy, im więcej źródeł, tym lepiej dla rynku gazu - mówił. Podkreślił, że liberalizacja rynku zawsze działa na jego korzyść.

Z kolei Jacek Wróblewski, dyrektor polskiej filii firmy BNK - która również ma koncesje na poszukiwania gazu niekonwencjonalnego - ocenił, że potrzeba 4-5 lat od przyznania koncesji do sporządzenia dokumentacji geologicznej. Potem należy uzgodnić z samorządem warunki eksploatacji, znaleźć drogi transportu i odbiorcę tego gazu i dopiero wtedy można przejść do fazy produkcyjnej - tłumaczył.

Podobnie jak inni uczestnicy konferencji, również dyrektor BNK stwierdził, że trudno w tej chwili powiedzieć, kiedy jego firma zacznie komercyjnie wydobywać gaz. Niezbędne inwestycje dla wydobycia na większą skalę Wróblewski oszacował na setki milionów dolarów.

Koncesje na poszukiwania gazu niekonwencjonalnego ma ponad 20 firm. Obejmują ponad 50 tys. km kw., głównie w pasie od wybrzeża Bałtyku w kierunku południowo-wschodnim, do Lubelszczyzny. Drugi obszar potencjalnych poszukiwań to zachodnia część Polski, głównie woj. wielkopolskie i dolnośląskie. Pierwsze wiercenia wykonało PGNiG w Markowoli na Lubelszczyźnie - gazu tam nie znaleziono. W lutym br. ślady gazu znaleziono w odwiercie BNK koło Ustki.