gaz łupkowy szansą polski

Po opublikowaniu raportu amerykańskiej Energy Information Administration (EIA) poświęconego światowym – w tym polskim – zasobom gazu łupkowego przynajmniej w naszym kraju wybuchł entuzjazm. Tym bardziej że pierwsze odwierty – jak podają poszczególne firmy – wydają się spełniać pokładane w nich nadzieje.

Entuzjazm wprawdzie studzi pierwszy geolog kraju oraz same firmy mające koncesje, niemniej można odczuć dużą falę optymizmu, a co za tym idzie – nadzieję na istotne w perspektywie czasu zmniejszenie zależności od dostaw gazu z Rosji.

Nie zamierzam kwestionować potencjału istniejących w Polsce zasobów gazu. Dalsze odwierty i poszukiwania przyniosą bardziej precyzyjne informacje, ale chciałbym zwrócić uwagę na istotną kwestię, a mianowicie warunki, na jakich w Polsce otrzymuje się koncesje na poszukiwania oraz eksploatację (wydobycie) gazu i innych surowców.

Dla kogo koncesje

Stosunki między właścicielem zasobów górniczych (minerałów etc.), którym jest Skarb Państwa (a nie właściciel działki, jak w niektórych państwach), a koncesariuszem reguluje prawo geologiczne i górnicze z 4 lutego 1994 r., gdzie w art. 10 (rozdz. 2) określa się, iż tzw. użytkowanie górnicze może nastąpić wyłącznie w drodze umowy za wynagrodzeniem pod warunkiem uzyskania koncesji.

Koncesje można uzyskać na poszukiwania i rozpoznawanie złóż kopalin oraz na wydobywanie tych kopalin. Koncesji na poszukiwania udziela minister właściwy dla środowiska, natomiast na wydobycie – minister właściwy dla spraw gospodarki.

W art. 83 i dalszych określone jest wyznaczanie opłat za eksploatację kopalin (iloczyn stawki eksploatacyjnej dla danego rodzaju kopaliny i ilości kopaliny wydobytej w okresie rozliczeniowym), a stawki opłat eksploatacyjnych zawarte są w załączniku do ustawy. W przypadku gazu ziemnego wysokometanowego wynoszą one od 2,18 do 10,87 zł za 1000 m sześc., a dla pozostałego gazu ziemnego od 0,97 do 4,79 zł za 1000 m sześc.

Na tle innych krajów wydających koncesje warunki działania w Polsce oceniane są jako pozytywne przez firmy, które uzyskały koncesje. Jedna z firm podaje np., że w Polsce oraz innych krajach, gdzie prowadzi poszukiwania i wydobycie (Rumunia, Bułgaria, Słowacja), warunki fiskalne są atrakcyjne, przytaczając dane (p. tabela).

Otóż jak widać z przytoczonego przykładu – a trudno uwierzyć, aby inne koncesje zasadniczo odbiegały od warunków udzielonych Aurelian Oil & Gas – warunki poszukiwania i wydobycia w Polsce są niewątpliwie atrakcyjne. Praktyka światowa wypracowana przez lata w krajach specjalizujących się w poszukiwaniu i wydobywaniu kopalin (Bliski Wschód, Ameryka Środkowa, Wielka Brytania, Norwegia, Azja Południowo-Wschodnia, ale również Rosja czy Kazachstan) wskazuje, że stosuje się kilka sposobów mających z jednej strony zapewnić strumień dochodów do Skarbu Państwa z eksploatowanych kopalin, z drugiej zachęcać wyspecjalizowane firmy do intensywnych poszukiwań i później racjonalnego wydobycia.

Wielkie koszty

Musimy bowiem sobie uświadomić, iż poszukiwania gazu i ropy są niezwykle kosztowne zarówno w fazie badań i analiz geologicznych, jak i w fazie próbnych wierceń. I nigdy nie ma pewności trafienia na komercyjne złoża.

Innym bardzo istotnym oraz kosztownym elementem poszukiwań oraz eksploatacji złóż jest potrzeba wybudowania, często od podstaw, odpowiedniej infrastruktury, w tym dla transportu pozyskanych kopalin, takich jak gazo- i ropociągi. Dla przykładu koszt budowy gazociągu Nord Stream wyniesie prawdopodobnie ok. 10 mld dol.

Wydaje się, że w optymalnym rozwiązaniu koncesje na poszukiwania powinny być tanie, a więc zachęcające do intensywnych działań (i taką politykę, jak się wydaje, stosuje nasze Ministerstwo Ochrony Środowiska). Natomiast maksymalizacja wpływów powinna następować po uzyskaniu potwierdzenia o zasadności eksploracji złoża w wyniku przeprowadzonych badań geologicznych (należy pamiętać, iż dane geologiczne koncesariusz ma obowiązek przekazywać organowi wydającemu koncesję).

Opłaty z koncesji na wydobywanie kopalin stosowane są w formie royalties (opłat eksploatacyjnych), podatku dochodowego CIT (wg ogólnego reżimu fiskalnego, względnie specjalnego reżimu dla kopalin energetycznych), Production Sharing (udział w produkcji), względnie tzw. Resource Rent Tax-RRT (podatek od dzierżawy kopaliny).

O ile opłaty w formie royalties są stosunkowo proste i zapewniają Skarbowi Państwa stały strumień przychodów, o tyle koncesje oparte na zasadzie Production Sharing są bardziej skomplikowane, ale z reguły powinny powodować zwiększenie strumienia dochodów państwa z eksploatowanej kopaliny.

Production Sharing zakłada, iż kopalina jest własnością Skarbu Państwa, natomiast koncesariusz jest zakontraktowany w celu jej wydobycia w zamian za udział w produkcji.

Całość wydobycia kopaliny z danego złoża dzieli się na dwie podstawowe części: pierwszą tzw. kosztową (tj. produkcją na potrzeby pokrycia kosztów eksploatacji) oraz drugą tzw. zyskowną, tj. tę produkcję ponad całkowite koszty. Ta druga część dzielona jest między Skarb Państwa a koncesariusza w różnych, kontraktowo uzgodnionych, proporcjach.

Innym elementem mającym wpływ na intensywność prac poszukiwawczo-wydobywczych jest stabilność reżimu fiskalnego, w ramach którego firma wydobywcza będzie działać. Klauzule o stabilności reżimu, czyli gwarancje państwa, że w trakcie trwania koncesji nie zmieni jej zasad, są bardzo istotne dla firm wydobywczych.

Reasumując, przy uwzględnieniu zainteresowania potencjalnymi złożami gazu łupkowego (a może i innych atrakcyjnych surowców) warto dokonać przeglądu istniejących regulacji w zakresie poszukiwań i eksploatacji kopalin w Polsce w celu zapewnienia strumienia dochodów z tytułu posiadanych złóż, a także utrzymania wysokiego poziomu zainteresowania poszukiwaniami w Polsce przez wyspecjalizowane i dysponujące nowoczesną techniką międzynarodowe i krajowe firmy.