Poszukiwanie złóż węglowodorów w Polsce okiem inwestora zagranicznego

Transkrypt

1 Poszukiwanie złóż węglowodorów w Polsce okiem inwestora zagranicznego Na przestrzeni ostatnich kilku lat obserwuje się dynamiczny wzrost zainteresowania inwestorów zagranicznych polskimi złożami węglowodorów, w tym przede wszystkim głośno dyskutowanym gazem łupkowym. Liczby mówią same za siebie. W ciągu trzech ostatnich lat Minister Środowiska wydał 111 koncesji na poszukiwanie lub poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego ze wskazaniem na złoża niekonwencjonalne, w tym gaz łupkowy. Znakomita większość tych koncesji wydana została na poszukiwanie gazu łupkowego, ale nie braknie także firm, które zdecydowały się na poszukiwania konwencjonalnego gazu ziemnegooraz ropy naftowej.do tej chwili poszukiwania trwają ze zmiennym szczęściem, żaden z koncesjonariuszy nie rozpoczął jeszcze produkcji ani nie wystąpił do Ministra o wydanie koncesji wydobywczej. Należy na wstępie zwrócić uwagę, że podział na konwencjonalne i niekonwencjonalne złoża gazu i ropy naftowej ma w dużej mierze charakter zabiegu językowego, mającego na celu odwzorowanie stopnia trudności danego złoża. Rozróżnienie to zdaje się zanikać w krajach, w których przemysł wydobywczy jest dobrze rozwinięty. Przykładowo, przy intensywności prac poszukiwawczych i wydobywczych zarówno gazu łupkowego jak i ropy z łupków w Stanach Zjednoczonych, powoli przestaje się rozróżniać typ poszukiwanych czy wydobywanych węglowodorów. Zamiast terminów złoża konwencjonalne czy tzw. niekonwencjonalne, używa się sformułowania, resourceplay. Termin ten opisuje po prostu nagromadzenia przemysłowe ropy lub/i gazu, bez rozróżnienia ich konwencjonalnego lub niekonwencjonalnego charakteru. Niemalże każde nagromadzenie węglowodorów, niezależnie od usytuowania, podlega rozpoznaniu i eksploatacji, przy wykorzystaniu tych samych metod, z różnicami technologicznymi wynikającymi z lokalnej budowy geologicznej danego obszaru, rodzaju nagromadzenia węglowodorów oraz zastosowaniu optymalnego modelu finansowego inwestycji. Okiem inwestora zagranicznego Zaangażowanie w branżę górniczą wymaga kolosalnych nakładów finansowych. Przed wytypowaniem obszaru przyszłych poszukiwań i wystąpieniem o koncesję, potencjalny inwestor zleca wykonanie kosztownych analiz geologicznych. Wynagrodzenie podmiotów zajmujących się tego rodzaju usługami waha się w granicach tysięcy dolarów, w zależności od zakresu wykonanego raportu. Mając już wstępnie zdefiniowany obszar zainteresowania, inwestor występuje do Ministerstwa Środowiska o koncesję poszukiwawczą lub najczęściej poszukiwawczo-rozpoznawczą, której koszt nierzadko przekracza pół miliona złotych (opłata skarbowa). Uzyskanie koncesji musi być połączone z zawarciem stosownych umów użytkowania górniczego ze Skarbem Państwa, na podstawie których koncesjonariusz uzyskuje uprawnienie do wykorzystywania zasobów mineralnych wnętrza ziemi w zakresie 1

2 wynikającym z koncesji, tj. poszukiwania, rozpoznania oraz oceny zasobów podczas produkcji testowej. To kolejne kilkaset tysięcy złotych tytułem wynagrodzenia Skarbu Państwa za ustanowienie użytkowania górniczego. Do powyższego należy doliczyć różnorakie koszty własne koncesjonariusza, w tym wynagrodzenia pracowników, konsultantów i prawników zaangażowanych w projekt.wydanie około dwóch milionów złotych to jednak jedynie preludium względem prawdziwych wydatków. Decydującą fazą prac poszukiwawczych, zarówno w przypadku poszukiwania konwencjonalnych jak i niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego i ropy naftowej, jest wykonanie tzw. sejsmiki dwu- lub trójwymiarowej na fragmencie/tachobszaru objętego daną koncesją oraz wywiercenie otworów testowych.badania sejsmiczne są najczęściej pierwszą metodą poszukiwawczą wykonywaną w terenie, niezależenie od tego, czy mają na celu zlokalizowanie konwencjonalnych złóż gazu ziemnego, czy też złóż ze skał łupkowych. Ich koszt jest znaczny. W Polsce rynek usług w segmencie ropy i gazu jak i rynek naftowy, w rozumieniu wolnego rynku przy inwestycjach poszukiwawczych aż do sprzedaży węglowodorów, dopiero się tworzy. Nie mamy do dyspozycji setek lub tysięcy większych lub mniejszychpodmiotów proponujących bardzo konkurencyjne ceny usług dla branży wydobywczej, w tym usług sejsmicznych, jak to mam miejsce np. w Stanach Zjednoczonych czy Kanadzie. Stąd koszty takich prac w naszym kraju to ciągle około 2 lub 3 krotność kosztów, które trzeba by ponieść w Ameryce Północnej. Dla ogólnego rozpoznania 1 typowego bloku koncesyjnego, którego ustawowy limit obszaru to 1200 km2, potrzeba wykonać około km sejsmiki dwuwymiarowej, lub mając już wstępną prognozę, gdzie mogą występować nagromadzenia węglowodorów, 100 km2 sejsmiki trójwymiarowej. To koszty rzędu 8 mln dolarów. Są to zaś najczęściej prace jedynie wstępne. Zasadniczą metodą poszukiwawczą jest wykonanie wiercenia. I tu również koszty w Polsce są dużo większe, rzędu 12 mln dolarów za jeden odwiert wraz z jego zabezpieczeniem i wykonaniem prac umożliwiających test produkcyjny. Dla złóż gazu łupkowego lub ropy z łupków zysk zaczyna się dopiero po odwierceniu od otworów wiertniczych, na niewielkim obszarze rzędu 40 km2. W przypadku złóż konwencjonalnych, w zależności od wielkości złoża, liczba wykonanych wierceń poszukiwawczych wraz z rozpoznawczymi i produkcyjnymi też często przekracza liczbę otworów. W związku z tym dla rozpoczęcia efektywnego ekonomiczne wydobycia gazu z łupków potrzeba zainwestować około 0,5-1 mld dolarów. W skali wydobycia zasobów w ilości np. 5 mld m3 ze złoża, przy obecnych cenach gazu w Polsce, zysk jednak może być na poziomie aż 1,5-2 mld dolarów, przy właściwie obranym na samym początku inwestycji, modelu finansowym. W związku z tym widać, jak potężna i potencjalnie zyskowna jest to gałąź przemysłu na całym świecie. Jak łatwo zauważyć, wydanie kilkuset milionów złotych jest nieodzowną ceną za szansę odnalezienia bogactw naturalnych Ziemi. Co istotne, wydatkowanie środków na tym poziomie nie daje żadnych gwarancji, że inwestycja się zwróci, a w dalszej kolejności przełoży się na zysk. Historia tej branży zna wiele przypadków spektakularnych porażek. 2

3 Chociażby casus amerykańskiego Enronu, który rozwijając się niezwykle dynamiczne, nie uzyskał w swoim port folio wystarczającej ilości zasobów złóż, aby móc tak odważnie poczynać sobie na polu finansowym. Straty wynikające z nietrafionych inwestycji poszukiwawczych były przez lata skrzętnie ukrywane przed akcjonariuszami i organami nadzoru giełdowego, co jedynie przeciągało postępującą agonię. Po wyjściu na jaw rzeczywistej sytuacji finansowej Enrona, w ciągu roku cena jego akcji spadła z poziomu prawie stu dolarów do jednego dolara w momencie złożenia wniosku o ogłoszenie upadłości. Skutki bankructwa tego giganta były przez lata odczuwane przez rynki finansowe, a jego historia żywa jest do dziś. Mało kto pamięta, że u podstaw tej historii legły niepowodzenia w poszukiwaniu nowych złóż. W naszym kraju, na 23 otworów wiertniczych wykonanych w celu znalezienia przemysłowych nagromadzeń gazu łupkowego, żadnej z lokalizacji nie porównano jeszcze do odpowiedników w Ameryce Północnej z podobną wielkością stwierdzonych zasobów i skutecznością przeprowadzenia zabiegu szczelinowania hydraulicznego.każdy odrębny obszar występowania sekwencji łupków z gazem na kontynencie amerykańskim ma swoją odrębną charakterystykę geologiczną. Również w punktu widzenia prac inżynierskich mających na celu wydobycie gazu, trzeba każdorazowo tworzyć nowe modele i często dopasowywać do nich technologie intensyfikacji wydobycia. Wygląda na to, że przy informacjach prasowych pochodzących z firm Exxon Mobil oraz Lane Energy operującej wraz z ConocoPhillips, jesteśmy na bardzo wczesnym etapie stwierdzenia odrębności geologicznej łupków gazonośnych w Polsce, i dopiero w przyszłości, oby niedalekiej, opracowania odpowiednich technik skutecznego wydobycia tej kopaliny. Z powodu kosztochłonności i znacznego ryzyka, rynek górnictwa nafty i gazu zdominowany jest przez wielkie koncerny, dysponujące ogromnym potencjałem finansowym. Obok koncernów występują na rynku także podmioty mniejsze, reprezentujące najczęściej kilku lub kilkunastu mniejszych, aczkolwiek i tak zamożnychzagranicznych inwestorów powiązanych relacjami konsorcjalnymi. Niezależnie od wielkości koncesjonariusza, koszty poszukiwań są dla wszystkich takie same, podobnie jak poziom ryzyka nienatrafienia na złoża nadające się do produkcji. Czynniki przyciągające do Polski inwestorów zagranicznych i ewentualne zagrożenia rozpoczętych inwestycji Jest rzeczą zupełnie zrozumiałą, iż podjęcie decyzji o zainwestowaniu tak znacznych środków w poszukiwanie kopalin w jakimś kraju jest poprzedzane wnikliwymi analizami, które mają za zadanie ocenę poziomu ryzyka inwestycyjnego. Spośród wielu zmiennych, które brane są pod uwagę w takich kalkulacjach, do najważniejszych należą uwarunkowania prawne, polityczno-ustrojowe, społeczne oraz a może przede wszystkim wysokość kosztów administracyjnych i podatkowych. Te ostatnie są podstawowym czynnikiem wpływającym na wysokość stopy zwrotu. Na obecnym etapie Polska oferuje korzystny klimat prawno-podatkowy dla inwestycji w branży wydobycia ropy i gazu. Wprawdzie należności publicznoprawne związane z tą 3

4 działalnością, mają dość rozdrobniony charakter (opłata skarbowa, czynsz z tytułu użytkowania górniczego, opłaty eksploatacyjne, podatki i opłaty lokalne, podatek dochodowy od osób prawnych, podatek od towarów i usług, akcyza), jednakże ogólna skala obciążeń podatkowych jest przez inwestorów zagranicznych uznawana za sprzyjającą zaangażowaniu środków w poszukiwania złóż. W szczególności należy wskazać, że w aktualnym stanie prawnym opłaty pobierane na etapie poszukiwawczym nie są znaczne, w porównaniu z późniejszymi wpływami do kasy Państwa z tytułu tzw. opłat eksploatacyjnych. Wyraźnie wręcz mówi się o tym, iż opłaty koncesyjne i opłaty z tytułu ustanowienia użytkowania górniczego mają w zasadzie rolę mechanizmu kompensującego ewentualne uciążliwości związane z prowadzeniem prac poszukiwawczych, a następnie produkcyjnych. Państwo ma zatem zarabiać dopiero na opłatach eksploatacyjnych, które są sztywno określone w ustawie Prawo geologiczne i górnicze (tj. są naliczane od konkretnych jednostek miary wydobytego surowca).z punktu widzenia inwestora nie jest to rozwiązanie najszczęśliwsze z uwagi na to, iż sztywny system opłat z założenia nie uwzględnia rozmaitych uwarunkowań geologicznych, które w wielu przypadkach znacząco wpływają na zwiększenie kosztów wydobycia. Niewygórowane stawki opłat niwelują jednak brak elastyczności polskich royalities. Sytuacja w najbliższym czasie ulegnie bardzo poważnym przeobrażeniom, które zmienią dotychczasowe kalkulacje koncesjonariuszy poszukujących węglowodorów w Polsce. Premier Donald Tusk w swoim expose zapowiedział wdrożenie intensywnych prac nad opodatkowaniem wydobycia niektórych kopalin. W pierwszym kwartale tego roku uchwalona została w dużym pośpiechu kontrowersyjna ustawa o opodatkowaniu niektórych kopalin (węgla i miedzi), zaś w Ministerstwie Gospodarki powstaje projekt ustawy, której przedmiotem będzie opodatkowanie wydobycia węglowodorów. Według wypowiedzi dla PAP Wiceministra Finansów Macieja Grabowskiego projekt ustawy ma charakter priorytetowy, zaś terminem referencyjnym wejścia w życie nowego podatku jest 1 stycznia 2015 r. Data prognozowanego wprowadzenia podatku nie jest przypadkowa, gdyż prawdopodobnie w tym okresie wg Rządu, przypadnie uruchomienie wydobycia produkcji gazu ziemnego i ropy naftowej z aktualnie poszukiwanych złóż w łupkach. Póki co nie są oficjalnie znane założenia podatku od węglowodorów. Termin podania ich do publicznej wiadomości został przez Ministerstwo Gospodarki przełożony o kilka miesięcy. Inwestorzy będą zatem musieli jeszcze przez pewien czas pozostawać w niepewności. Wymaga szczególnego podkreślenia, iż rynek obawia się nie tyle samego opodatkowania, gdyż to wydaje się być nieuniknione w kontekście rozwiązań istniejących w systemach podatkowych innych krajów zasobnych w złoża. Lęk inwestorów wzbudza sygnalizowana skala nowego podatku. W nieoficjalnych dyskusjach mówi się nawet o 30-procentowym podatku od wydobycia. Do tego dochodzi ewentualna konstrukcja podatku, który - w myśl spekulacji - byłby oparty na modelu royalities, a zatem pozostawałby niezależny od kosztów poniesionych na inwestycje związane z fazą poszukiwawczo-rozpoznawczą. W praktyce oznaczałoby to, iż inwestor musiałby płacić podatek nawet w sytuacji, gdy całe przedsięwzięcie przynosiło straty. Taka zaś perspektywa jest bardzo realna w pierwszych latach fazy produkcyjnej, zważywszy na konieczność poniesienia kolosalnych nakładów inwestycyjnych. Jeśli choć część tych prognostyk okaże się trafiona, opłacalność prowadzenia działalności w tej branży stanie pod dużym znakiem zapytania. Rząd, który 4

5 dąży do zbilansowania wpływów i wydatków z kasy państwowej, musi brać pod uwagę, że nieprzemyślana polityka podatkowa w branży węglowodorów może pozbawić Polskę dziejowej szansy uniezależnienia się od dostaw gazu rosyjskiego, co jest nie do przecenienia z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego kraju. Przedstawiciele firm, które uzyskały koncesje poszukiwawcze i poszukiwawczorozpoznawcze, są świadome konieczności podzielenia się z Państwem zyskami z produkcji, jednakże liczą na to, iż nałożona danina będzie uwzględniać ponoszone przez nie koszty i ryzyko inwestycyjne. Sytuacja na rynku gazu ziemnego i ropy naftowej jest inna, niż np. w USA, gdzie wprawdzie stawki podatku są znaczące, ale za to koszty operacyjne poszukiwań i wydobycia są o wiele niższe. Dość wskazać, że górnictwo ropy i gazu jest na tym rynku mocno zakorzenione, a co za tym idzie istnieje duża konkurencja wśród firm świadczących usługi na rzecz koncesjonariuszy. Mowa tu przede wszystkim o firmach zajmujących się badaniami sejsmicznymi oraz wierceniami, które z racji dużej konkurencji oferują swe usługi po cenach nierzadko o połowę niższych od tych, które stanowią standard na rynku polskim, jak już wspomniano wcześniej. Poza tym systemy podatkowe państw o większym doświadczeniu w kontaktach z rynkiem wydobywczym, wykształciły mechanizmy sprzyjające rozwojowi tej branży. Przykładowo w USA opodatkowanie jest oparte na modelu dochodowym o charakterze progresywnym, a ponadto umożliwia dokonywanie odpisów w związku z kosztami poniesionymi w fazie poszukiwawczo-rozpoznawczej. Opodatkowanie jest zatem uzależnione od stopnia zaawansowania inwestycji. Nie ulega wątpliwości, że refleksyjne podejście do kształtowania systemu podatkowego jest, dla raczkującej w Polsce branży wydobywczej, kwestią o charakterze podstawowym. Do póki co korzystnego klimatu podatkowego dodać należy sprzyjające uwarunkowania prawne. Od 01 stycznia 2012 r. obowiązuje w Polsce nowe Prawo geologiczne i górnicze. Bodźcem do przyśpieszenia prac nad ustawą było wdrożenie przez Komisję Europejską postępowania przed Europejskim Trybunałem Sprawiedliwości (Sprawa C-569/10)w związku z zarzutem zaniechaniaprzez Polskę implementacji tzw. dyrektywy węglowodorowej (Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady nr 94/22/WE z dnia 30 maja 1994 r.).zrozumiałe zatem, że nowa ustawa wprowadza szereg rozwiązań prawnych narzuconych przez przepisy wspólnotowe. W szczególności wprowadzony został obligatoryjny tryb przetargowy przy udzielaniu koncesji na poszukiwanie i wydobycie węglowodorów. Kryteria przetargowe, to przede wszystkim technologia i finansowe możliwości oferenta oraz proponowana cena za ustanowienie użytkowania górniczego. Ustawa przewiduje jednak wyłączenie trybu przetargowego w przypadku, gdy koncesjonowany obszar objęty jest tzw. prawem pierwszeństwa w ubieganiu się o ustanowienie użytkowania górniczego, przysługującego z mocy ustawy temu przedsiębiorcy, który rozpoznał i udokumentował złoże znajdujące się na tym terenie oraz uzyskał decyzję zatwierdzającą dokumentację geologiczną tego złoża. W praktyce zatem prawo pierwszeństwa w uzyskaniu koncesji wydobywczej przysługiwać będzie koncesjonariuszowi, który uprzednio prowadził prace na podstawie koncesji poszukiwawczo-rozpoznawczej. Jeśli zważyć na duże ryzyko inwestycyjne oraz wysokość koniecznych nakładów finansowych towarzyszące etapowi poszukiwawczemu, uprzywilejowanie tej kategorii podmiotów w uzyskaniu prawa wydobycia minerałów wydaje się być jak najbardziej uzasadnione i sprawiedliwe. W przeciwnym 5

6 bowiem razie tzn. w przypadku konieczności wystartowania w przetargu na uzyskanie koncesji wydobywczej, możliwe byłyby przypadki przegranych z podmiotami, które nie prowadziły żadnych poszukiwań i w ten sposób zaoszczędziły środki finansowe potrzebne do zdeklasowania konkurentów, wykosztowanych na etapie poszukiwawczym. Niestety rozwiązanie to budzi w dalszym ciągu wątpliwości Komisji Europejskiej, wobec czego spór o implementację dyrektywy węglowodorowej bynajmniej się nie zakończył. Komisją Europejska w dalszym ciągu stoi na stanowisku, że polskie rozwiązanie, przewidujące przyznanie niektórym podmiotom pozycji uprzywilejowanej w dostępie do koncesji wydobywczych, godzi w wolną konkurencję. Polska obstaje jednak przy swoim stanowisku i nie zamierza zmieniać spornej regulacji. Postawie takiej należy się niewątpliwa pochwała, gdyż wiele firm prowadzących obecnie poszukiwania z niepokojem śledzi losy omawianego sporu i upatruje w jego wyniku znacznego zagrożenia opłacalności prowadzonych inwestycji. Na korzyść polskiego rozwiązania przemawia, iż podobne formy uprzywilejowania podmiotów prowadzących prace poszukiwawcze funkcjonują także w prawie francuskim, niemieckim, czy norweskim, a zatem model polski nie jest wyłomem od generalnego kierunku legislacyjnego w państwach zasobnych w złoża węglowodorów. Za utrzymaniem tego rodzaju regulacji przemawia także zasada poszanowania praw nabytych, powszechnie akceptowana w całej przestrzeni prawnej Wspólnoty Europejskiej. Kiedy nastąpi czas prosperity Od początku szerzenia się idei przywiezionej do Polski około 2005 roku przez firmy amerykańskie i brytyjskie, o możliwości występowania dużych złóż gazu łupkowego w naszym kraju, pojawiają się regularnie szacunki na temat zasobności naszych złóż. Spekulacje dotyczą także czasu, który musi upłynąć, zanim prace na polskich złożach osiągną poziom zaawansowania umożliwiający komercyjne wydobycie surowca. Nawet najbardziej optymistyczne prognozy odnośnie polskich złóż węglowodorów (jak chociażby te zawarte w tzw. raporcie amerykańskim), nie powinny skutkować bezkrytyczną ufnością w szybką przemianę naszego kraju w potęgę wydobywczą na wzór chociażby bliskiej nam geograficznie Norwegii. Wszelkie szacunki muszą być konfrontowane z rzeczywistością. Ta zaś kształtowana jest przede wszystkim przez realne wyniki postępujących prac poszukiwawczych poszczególnych koncesjonariuszy, w dalszej zaś kolejności przez liczne uwarunkowania administracyjne. Zgodnie z regulacjami zawartymi w umowach koncesyjnych, firmy, które uzyskały koncesje poszukiwawczo-rozpoznawcze mają prawo do przeprowadzenia testu produkcyjnego i mogą wydobywać i sprzedawać gaz ziemny lub ropę naftową przez dokładnie 2 lata. Koncesje na wydobycie gazu lub ropy w Polsce do tej pory posiadają pojedyncze spółki państwowe, PGNiG S.A. oraz Petrobaltic (część grupy Lotos), oraz jedynie amerykańska FX Energy na złożu Wilga znajdującym się na Lubelszczyźnie, gdzie operatorem jest również PGNiG S.A. Podmioty, które aktualnie poszukują złóż, muszą liczyć się z koniecznością ubiegania się o koncesje produkcyjne, co jest w praktyce procesem dość czasochłonnym. Praktyczny czas uzyskania koncesji wydobywczej można szacować na okres od 2 do 3 lat. Jest to spowodowane koniecznością pozytywnego przejścia procesów zatwierdzenia szeregu dokumentów, takich jak dokumentacja złoża, raport środowiskowy, plan ruchu zakładu górniczego, wniosek o wydanie warunków zabudowy, projekt budowlany. Uzyskanie 6

7 wszystkich uzgodnień i decyzji musi następować w odpowiedniej kolejności, gdyż poszczególne dokumenty są ze sobą powiązane i najczęściej wzajemnie się warunkują, narzucając ściśle określoną sekwencję działań. Biorąc powyższe pod uwagę, w zależności od wielkości zasobów gazu łupkowego na danej koncesji, firmy inwestujące mogą się decydować też na wydobycie już z pojedynczych otworów wiertniczych. Mogą być tego dwie przyczyny. Jedna to chęć przetestowania w praktyce rachunku ekonomicznego na małej skali przedsięwzięcia, wraz z prowadzeniem lokalnej sprzedaży detalicznej gazu. Druga to znalezienie niewielkich nagromadzeń gazu, i w celu częściowego chociaż zwrotu inwestycji, sprzedaż gazu lub użycie go do wytwarzania i sprzedaży na lokalną skalę energii elektrycznej. Rozpoczęcie wydobycia gazu z łupków w Polsce zacznie się więc datować z dniem uzyskania koncesji wydobywczej na tę kopalinę przez którąś z firm aktualnie prowadzących poszukiwania. Wydobycie przynoszące zysk nastąpi dopiero po odwierceniu na stosunkowo niewielkim obszarze danej koncesji minimum otworów wiertniczych bogatych w gaz. Mikołaj Goss Adwokat, partner w Kancelarii Góralski&GossLegal Michał Żywiecki Doktor geologii (UW), Prezes Zarządu Sierra Bravo sp. z o.o. 7