GAZ ZIEMNY Z UPKÓW W POLSCE RAPORT

Polski Komitet Œwiatowej Rady Energetycznej GAZ ZIEMNY Z UPKÓW W POLSCE RAPORT Autor Lidia Gawlik Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energi¹ PAN Polski Komitet Œwiatowej Rady Energetycznej Warszawa, maj 2013

Recenzenci: prof. dr hab. in. Maciej Kaliski prof. dr hab. in. Stanis³aw Nagy ADRES REDAKCJI 31-261 Kraków, ul. Józefa Wybickiego 7 tel. 12-632-33-00, fax 12-632-35-24 Opracowanie edytorskie Monika Goebel, Danuta Nikiel-Wroczyñska, Beata Stankiewicz, Barbara Sudo³ Wydanie publikacji sfinansowano przez Polski Komitet Œwiatowej Rady Energetycznej Copyright by Lidia Gawlik Copyright by Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energi¹ PAN Wydawnictwo Kraków 2013 Printed in Poland ISBN 978-83-62922-23-9 IGSMiE PAN Wydawnictwo, Kraków 2013 Nak³ad 500 egz. Objêtoœæ ark. wyd. 32,7; ark. druk. 45,0 ( 4) Druk i oprawa: Agencja Reklamowo-Wydawnicza Ostoja Maciej Hubert Krzemieñ, Cianowice, ul. Nieby³a 17, 32-043 Ska³a

Spis treœci Przedmowa................................................... 5 1. Wstêp...................................................... 7 2. Gaz ziemny geneza i rodzaje.......................................... 8 3. Rozwój wydobycia gazu z ³upków gazonoœnych w USA i jego znaczenie dla gospodarki œwiatowej....... 12 4. Zasoby gazu w formacjach ³upkowych na œwiecie i w Polsce........................... 16 5. Procedury dotycz¹ce uzyskania koncesji w Polsce................................ 21 6. Aktualny stan koncesjonowania poszukiwañ................................... 30 7. Stan prac poszukiwawczo-rozpoznawczych................................... 36 8. Technologie wydobycia gazu z ³upków...................................... 42 9. Aspekty œrodowiskowe wydobywaniagazu z formacji ³upkowych......................... 46 10. Ekonomiczne warunki rozwoju wydobycia gazu z formacji ³upkowych...................... 54 11. Perspektywy wykorzystania gazu z ³upków w Polsce............................... 60 12. Uwarunkowania rozwoju gazu z formacji ³upkowych w Europie i Polsce wyzwania............... 65 13. Podsumowanie.................................................. 70 Bibliografia.................................................... 73 Aneks...................................................... 76

Przedmowa Dynamiczny rozwój wydobycia gazu ze z³ó niekonwencjonalnych w USA i jego efekty, m.in. w postaci pozytywnych bodÿców dla gospodarki narodowej, wzbudzi³y nadzieje na powtórzenie tego sukcesu równie w innych krajach. Od kilku lat w Polsce trwa dyskusja na temat mo liwoœci i perspektyw pozyskiwania gazu z formacji ³upkowych. Wokó³ tego tematu naros³o wiele niedomówieñ i sprzecznych opinii. Wywo³uje on równie niepokój, wynikaj¹cy z obawy przed nowymi technologiami. Jednoczeœnie budzi nadziejê na uzyskanie niezale noœci energetycznej naszego kraju. Polski Komitet Œwiatowej Rady Energetycznej, realizuj¹c statutowe zadanie wspierania rozwoju i pokojowego wykorzystania zasobów surowców energetycznych z najwiêkszym po ytkiem dla kraju, przygotowa³ raport, którego zadaniem jest odpowiedÿ na podstawowe pytania i obawy podnoszone przez wiele stron, interesariuszy tego procesu. Opracowanie przedstawia stan zaawansowania rozwoju sektora gazu niekonwencjonalnego w Polsce stan aktualny na marzec 2013 roku. Omawia ono szereg zwi¹zanych z tym obszarem zagadnieñ, takich jak: charakterystyka gazu z ³upków oraz wielkoœci jego zasobów w Polsce, mo liwoœci i technologie wydobycia, bezpieczeñstwo stosowanych technologii, szacowane koszty wydobycia, wp³yw rozwoju tego sektora na politykê energetyczn¹ Polski. Raport przedstawia równie stan zaawansowania prac nad dokumentowaniem z³ó gazu w formacjach ³upkowych oraz prawne uwarunkowania dzia³añ podejmowanych w celu komercyjnego wykorzystywania tych z³ó. Informuje te o planowanych zmianach prawnych dotycz¹cych wydobycia wêglowodorów. Wyra am nadziejê, e to wnikliwe opracowanie bêdzie po ytecznym Ÿród³em informacji dla cz³onków Polskiego Komitetu Œwiatowej Rady Energetycznej, a jego anglojêzyczna wersja znajdzie uznanie wœród cz³onków innych Komitetów Narodowych Œwiatowej Rady Energetycznej. Raport mo e byæ równie u ytecznym kompendium wiedzy na temat gazu z formacji ³upkowych, dla polskich i zagranicznych firm zainteresowanych rozwojem w tym w³aœnie obszarze. Polski Komitet jest czêœci¹ Œwiatowej Rady Energetycznej pozarz¹dowej organizacji, w sk³ad której wchodzi ponad 90 organizacji narodowych, skupionych wokó³ idei globalnego pokojowego rozwoju dostêpu do konkurencyjnej, stabilnej i przyjaznej œrodowisku energii. Gaz z formacji ³upkowych to jeden z surowców, le ¹cych w sferze naszego zainteresowania, w ramach szerokiego spektrum ró nych form energii pierwotnej. Nowe Ÿród³a energii w³¹czane do bilansu energetycznego oraz poszukiwanie i wspieranie rozwoju nowych innowacyjnych technologii to zadania, których realizacja niezwykle istotna z perspektyw przysz³oœci naszej planety wymaga wspó³pracy wielu organizacji i instytucji zarówno na poziomie globalnym, jak i lokalnym. Rekomenduj¹c niniejsze opracowanie, mam jednoczeœnie przyjemnoœæ w imieniu Polskiego Komitetu Œwiatowej Rady Energetycznej zaprosiæ wszystkich Pañstwa do wspó³pracy. Henryk Majchrzak Przewodnicz¹cy Polskiego Komitetu Œwiatowej Rady Energetycznej

1 Wstêp Gaz ziemny jest jednym z g³ównych surowców energetycznych i przez wiele pañstw uwa any jest za surowiec strategiczny. Jego przewaga nad innymi paliwami kopalnymi w tym nad rop¹ i wêglem wynika z szeregu jego zalet, ujawniaj¹cych siê zarówno w procesach jego dostawy (³atwoœæ transportu i u ytkowania poprzez automatyzacjê z zastosowaniem prostych mechanizmów regulacyjnych, brak potrzeby magazynowania u odbiorcy finalnego) jak równie w procesach przetwarzania paliwa na energiê (wy sza ni innych paliw sprawnoœæ procesu przetwarzania, ni sza emisja gazów cieplarnianych, dwutlenku siarki, rtêci, tlenków azotu, py³ów oraz popio³u i sadzy (Hadro 2010; Kryzia, Gawlik 2012; Œrodowiskowe 2011). Gaz ziemny jest wiêc paliwem bardzo po ¹danym, a kraje posiadaj¹ce w³asne zasoby tego surowca unikaj¹ szeregu problemów, w tym tych zwi¹zanych zapewnieniem bezpieczeñstwa energetycznego kraju. Zasoby gazu ziemnego w Polsce s¹ relatywnie niedu e, a wydobycie w niewielkim stopniu pokrywa krajowe zapotrzebowanie i musi byæ uzupe³niane znacz¹cym importem; zatem w polskim bilansie paliwowo-energetycznym rola gazu jest niewielka, choæ potencja³ dla jej wzrostu du y. Z tego powodu pojawiaj¹ce siê informacje o mo liwoœci udokumentowania i w dalszej kolejnoœci eksploatacji du ych niekonwencjonalnych z³ó gazu ziemnego w Polsce wywo³uj¹ poruszenie w wielu gremiach. Niekonwencjonalne z³o a gazu, choæ znane w wielu regionach œwiata od wielu lat, nie by³y eksploatowane do lat osiemdziesi¹tych XX wieku, ze wzglêdu na brak odpowiedniej technologii. Wprowadzenie przez USA technologii szczelinowania hydraulicznego i horyzontalnych wierceñ pozwoli³o na efektywn¹ eksploatacjê amerykañskich z³ó gazu z ³upków, rewolucjonizuj¹c œwiatowe rynki gazu, co z kolei obudzi³o nadzieje na powielenie tego sukcesu w wielu innych krajach, w tym w Polsce. Niniejszy raport ma odpowiedzieæ na rodz¹ce siê pytania, nadzieje i obawy zwi¹zane z gazem w formacjach ³upkowych w Polsce.

2 Gaz ziemny geneza i rodzaje Gaz ziemny jest surowcem mineralnym znajdywanym w skorupie ziemskiej. Jest mieszanin¹ wêglowodorów g³ównie metanu CH 4, czêsto z domieszkami innych wêglowodorów (etanu C 2 H 6, propanu C 3 H 8, itp.), wêglowodorów ciê szych oraz domieszek azotu N 2, dwutlenku wêgla CO 2, siarkowodoru H 2 S, wodoru H 2 i gazów szlachetnych (helu He, argonu Ar itp.). Wystêpuje w przyrodzie w postaci z³ó, oddzielnie albo ³¹cznie z rop¹ naftow¹. Ze wzglêdu na zawartoœæ wêglowodorów rozró - nia siê odmiany gazu: gaz bezgazolinowy gaz suchy lub wysokometanowy, który zawiera ponad 90% metanu. Pochodzi ze z³ó typowo gazowych lub mo e towarzyszyæ pok³adom wêgla kamiennego, gaz gazolinowy gaz mokry zawiera oprócz metanu du ¹ iloœæ wêglowodorów C2-C4 z ma³¹ domieszk¹ wêglowodorów wy szych od C5, gaz kondensatowy gaz ziemny zawieraj¹cy wêglowodory ciê sze, wykraplaj¹ce siê w z³o u w formie kondensatu przy zmianie ciœnienia w z³o u poni ej ciœnienia ropy. Z³o e gazu ³upkowego to naturalne nagromadzenie gazu ziemnego w ³upkach gazonoœnych w iloœci kwalifikuj¹cej je do wydobycia (Nieæ i in 2013). Dla wystêpowania ropy naftowej i gazu ziemnego musi istnieæ ska³a zbiornikowa (ska³a posiadaj¹ca pory i szczeliny, umo liwiaj¹ca akumulacjê ropy naftowej i gazu), warstwa lub uskok uszczelniaj¹cy (nieprzepuszczalne ska³y zatrzymuj¹ce ropê naftow¹ i gaz ziemny w skale zbiornikowej) oraz ska³a macierzysta (ska³y o wysokim stê eniu materii organicznej powsta³e przed lub w tym samym czasie co ska³a zbiornikowa). Z³o a wêglowodorowe maj¹ pochodzenie termogeniczne. Pogl¹d ten sta³ siê obowi¹zuj¹cy we wspó³czesnej nauce, choæ nale y pamiêtaæ, e p³ytko le ¹ce z³o a gazu ziemnego mog¹ mieæ pochodzenie biogeniczne (bakteryjne). Z uwagi na wystêpowanie metanu w meteorytach nie wyklucza siê te tzw. nieorganicznej teorii pochodzenia gazu ziemnego (Siemek, Nagy 2012). Zgodnie jednak z obowi¹zuj¹c¹ teori¹ termogenicznego pochodzenia gazu ziemnego wêglowodory powsta³y w przestrzeni ska³y macierzystej na skutek dzia³ania temperatury i ciœnienia na zawart¹ w nich rozproszon¹ substancjê organiczn¹. Wêglowodory wytworzone w skale macierzystej s¹ wypierane (ekspulsja) na skutek zagêszczania (kompakcja) wraz z wod¹ wyporow¹ ze ska³y macierzystej do ska³y zbiornikowej. Konwencjonalny gaz pochodzi zazwyczaj ze ska³ zbiornikowych. Niekonwencjonalny gaz znajduje siê w szczególnych formacjach skalnych, co powoduje, e jego wydobycie jest znacznie trudniejsze ni ze z³ó konwencjonalnych. Przyjmuje siê, e jedn¹ z najistotniejszych cech decyduj¹cych o stopniu niekonwencjonalnoœci z³o a, choæ nie jedyn¹, jest przepuszczalnoœæ matrycy skalnej. Za konwencjonalne z³o a uznaje siê z³o a o przepuszczalnoœci powy ej 1 md, z których gaz mo na wydobywaæ za pomoc¹ tradycyjnych technik. Niekonwencjonalny gaz ma przepuszczalnoœæ ni sz¹ i wystêpuje w innych formacjach i dlatego nie mo e byæ wydobywany w sposób konwencjonalny (Natural Gas 2013). Z³o a konwencjonalne s¹ to nagromadzenia gazu w ska³ach porowatych przykrytych warstw¹ ska³ nieprzepuszczalnych. W konwencjonalnej skale zbiornikowej gaz mo e migrowaæ miêdzy ziarnami skalnymi. Du a czêœæ gazu produkowanego obecnie na ca³ym œwiecie ma charakter konwencjonalny, a jego wydobycie jest wzglêdnie proste i tanie. Z³o a niekonwencjonalne wystêpuj¹ w ska³ach nieprzepuszczalnych. Gaz ze z³ó niekonwencjonalnych mo emy podzieliæ na (Poprawa 2010b): gaz w ³upkach (shale gas) wystêpuje w ³upkach bogatych w materiê organiczn¹. upki to skon- 8

solidowane i³owce i mu³owce. Powsta³y z bardzo drobnego osadu, g³ównie morskiego lub rzecznego, zawieraj¹cego organiczne szcz¹tki yj¹tek, które egzystowa³y w tych zbiornikach. Z biegiem czasu i nawarstwiania siê osadów utworzy³y one ska³y bogate w materiê organiczn¹. Uwiêzione szcz¹tki organiczne w skale, rozpadaj¹c siê pod wp³ywem wysokiej temperatury i ciœnienia, utworzy³y gaz ziemny, który nie mo e siê z tej ska³y uwolniæ i zostaje w niej uwiêziony; gaz zamkniêty (tight gas) to gaz uwiêziony w izolowanych porach skalnych, np. w piaskowcach lub ska³ach wêglanowych o bardzo niskiej przepuszczalnoœci; metan pok³adów wêgla (coal bed methane) wystêpuje w postaci cz¹steczek gazu zaabsorbowanych przez wêgiel. Metan uwalnia siê wraz ze spadkiem ciœnienia w górotworze (na przyk³ad pod wp³ywem eksploatacji górniczej lub jego nawiercania); hydraty gazowe (klatraty) w postaci szkieletu krystalicznego tworzonego przez cz¹steczki wody, formuj¹cego klatki wokó³ cz¹steczki gazu, zwykle na du ych g³êbokoœciach oraz w ska³ach o niskiej temperaturze. Mo na ponadto wyró niæ inne niekonwencjonalne z³o a, takie jak z³o a gazu w strukturach porowatych, z³o a w bardzo g³êbokich strukturach, czy z³o a gazu rozpuszczone w wysokociœnieniowych warstwach zawodnionych, które nie s¹ na obecnym etapie rozwoju przedmiotem zainteresowania ze wzglêdów gospodarczych. Wydobycie gazu ze z³ó niekonwencjonalnych wymaga zastosowania specyficznych technologii, które zmieni¹ strukturê ska³y odwiercenia otworów poziomych i wytworzenia systemu szczelin w skale, aby gaz móg³ siê z niej wydostaæ i pop³yn¹æ do otworu wiertniczego. Rysunek 2.1 przedstawia schematycznie ró ne rodzaje ska³ zbiornikowych. O jakoœci ska³y macierzystej decyduj¹: iloœæ substancji organicznej opisywana jest przez TOC (total organic carbon) ca³kowita iloœæ substancji organicznej (wêgla organicznego), typ materii organicznej proporcja miêdzy zawartoœci¹ bituminów (substancji organicznych rozpuszczalnych w rozpuszczalnikach organicznych) a kerogenu (substancji organicznych nierozpuszczalnych w kwasach beztlenowych, zasadach i rozpuszczalnikach organicznych), stopieñ dojrza³oœci (przeobra enia) materii organicznej, mierzona refleksyjnoœci¹ witrynitu (R o ). Wraz ze wzrostem procesu uwêglenia roœnie zdolnoœæ odbicia œwiat³a: R o < 0,5% ska³a macierzysta niedojrza³a, 0,5% < R o < 1,3% okno ropne, g³ówna strefa generowania ropy, 1,3% < R o < 2,0% (2,5%) okno ropne, strefa gazu mokrego, R o > 2,0% (2,5%) strefa gazu suchego. Te parametry decyduj¹ o akumulacji gazu ziemnego i op³acalnoœci jego wydobycia. Rysunek 2.2 przedstawia schematycznie miejsca wystêpowania gazu ziemnego. Rys. 2.1. Ró ne rodzaje ska³ zbiornikowych gazu ziemnego ród³o: PIG-PIB 2013; Poprawa 2010a 9

Rys. 2.2. Lokalizacja konwencjonalnych i niekonwencjonalnych z³ó gazu ziemnego ród³o: PIG-PIB 2013 zmodyfikowany Gaz ziemny powstawa³ na przestrzeni milionów lat, migruj¹c stopniowo ku powierzchni do momentu napotkania pu³apki, zazwyczaj w postaci porowatych ska³, izolowanych dodatkowo warstw¹ ska³ nieprzepuszczalnych. Pu³apki te stanowi¹ rezerwuary, z których za pomoc¹ wierceñ wydobywany jest gaz konwencjonalny. Gaz niekonwencjonalny z punktu widzenia ekonomicznego jest trudniejszy i mniej op³acalny w eksploatacji ze wzglêdu na fakt, e znajduje siê w ska- ³ach macierzystych o bardzo niskiej przepuszczalnoœci, w których pierwotnie siê wykszta³ci³. Ska³y posiadaj¹ce niewielk¹ przepuszczalnoœæ zachowa³y surowiec wewn¹trz, nie pozwalaj¹c mu unieœæ siê do wy szych warstw skorupy ziemskiej. Ska³y zawieraj¹ce gaz niekonwencjonalny to ³upki bitumiczne, zupe³nie nieprzepuszczalne, albo piaskowce o bardzo niskiej przepuszczalnoœci (Hadro 2010; Eseme i in. 2006). Zawarty w nich metan izolowany jest w mikroszczelinach, b¹dÿ fizycznie zwi¹zany z materi¹ organiczn¹. W piaskowcach o wiêkszej przepuszczalnoœci, charakteryzuj¹cych siê nisk¹ porowatoœci¹, metan pozosta³ w mikroskopijnych zamkniêtych porach. Wówczas nazywany jest gazem zamkniêtym (tight gas). Z³o a typu tight gas s¹ zwi¹zane ze ska- ³ami piaskowcowymi, niekiedy wêglanowymi, maj¹cymi nisk¹ porowatoœæ, rzêdu kilku procent, i nisk¹ przepuszczalnoœæ. Niekonwencjonalne zasoby gazu ziemnego znacznie przewy szaj¹ konwencjonalne i mog¹ stanowiæ powa n¹ rezerwê energetyczn¹ ludzkoœci. Klasyfikacja zasobów gazu ziemnego w postaci tzw. trójk¹ta zasobów gazu ziemnego zosta³a zaprezentowana na rysunku 2.3. Istot¹ podzia³u gazu na konwencjonalne i niekonwencjonalne jest przepuszczalnoœæ ska³, co czêsto zwi¹zane jest z g³êbokoœci¹ ich zalegania. Na szczycie piramidy s¹ umieszczone z³o a konwencjonalne. S¹ po³o one na mniejszej g³êbokoœci, co powoduje, e s¹ ³atwiejsze i tañsze w eksploatacji. Jest ich jednak niewiele. Na wiêkszych g³êbokoœciach mo na znaleÿæ wiêksze akumulacje gazu, ale jest on uwiêziony w ska- ³ach o niskiej przepuszczalnoœci, przez co rosn¹ trudnoœci zwi¹zane z jego wydobyciem. Niezbêdne s¹ nowe technologie, a koszty uzyskania gazu staj¹ siê wy sze, roœnie ryzyko zwi¹zane z wydobyciem. W tabeli 2.1 przedstawiono podzia³ z³ó na konwencjonalne i niekonwencjonalne zaproponowany przez firmê Halliburton. Z przepuszczalnoœci¹ matrycy skalnej wi¹ e siê równie zdolnoœæ do akumulacji gazu. Œrednia 10

Rys. 2.3. Klasyfikacja zasobów gazu ziemnego ród³o: Holditch 2006 zmodyfikowany Wzrost przepuszczalnoœci matrycy skalnej niekonwencjonalny gaz. konwencjonalny gaz Tabela 2.1. Z³o a konwencjonalne i niekonwencjonalne (klasyfikacja wed³ug firmy Halliburton) Gaz konwencjonalny (conventional gas) skala milidarcy (>1 md) gaz bezgazolinowy, gazolinowy, kondensatowy ska³y wêglanowe, piaskowcowe Gaz z³o ony (complex gas) skala milidarcy gaz kondensatowy z du ¹ iloœci¹ kondensatu ska³y piaskowcowe Gaz ze z³ó nieprzepuszczalnych (tight gas & ultra-tight gas) skala mikrodarcy gaz bezgazolinowy i gaz gazolinowy ska³y piaskowcowe Gaz z ³upków (shale gas) skala nanodarcy gaz bezgazolinowy i gaz gazolinowy ³upki (klasa I IV) Metan z pok³adów wêgla (coal bed methane CBM) przep³yw g³ównie szczelinami gaz bezgazolinowy wêgiel akumulacja gazu w z³o ach konwencjonalnych, dobrze przepuszczalnych to oko³o 10 20 m 3 gazu/m 3 z³o a, podczas gdy wartoœci te dla z³ó niekonwencjonalnych szacuje siê na: 8 16 m 3 gazu/m 3 z³o a dla metanu w pok³adach wêgla, 5 10 m 3 gazu/m 3 z³o a dla piaskowców o ma³ej przepuszczalnoœci, 1,5 5 m 3 gazu/m 3 z³o a dla ³upków dewoñskich (USA). Ma³e iloœci gazu ziemnego znajduj¹cego siê w jednostce objêtoœci warstwy zbudowanej z ³upków narzucaj¹ gêstsz¹ siatkê rozmieszczenia odwiertów eksploatacyjnych dla podtrzymania wydobycia gazu (poza bardzo ma³¹ przepuszczalnoœci¹ ograniczaj¹c¹ przep³yw gazu, mniejszy zasiêg odwiertów). Zwracaj¹ uwagê iloœci odnosz¹ce siê do hydratów gazu ziemnego, wynosz¹ce od 50 do nawet 180 m 3 gazu/m 3 z³o a, jednak dotychczas nie zdo³ano, pomimo znacznych wysi³ków i rozwiniêcia prac badawczych, opracowaæ efektywnej technologii jego pozyskiwania. ród³o: Siemek, Nagy 2012

3 Rozwój wydobycia gazu z ³upków gazonoœnych w USA i jego znaczenie dla gospodarki œwiatowej O wystêpowaniu gazu w ³upkach wiedziano od dawna. Pierwszy odwiert, z którego pozyskiwano gaz ze ska³ ³upkowych wykonano w USA w 1821 r. w okolicach miasteczka Fredonia (ko³o Nowego Jorku). P³ytki odwiert (10 m) pozwoli³ na dostarczenie gazu dla oœwietlenia miasteczka przez wiele lat. Panowa³o jednak powszechne przekonanie wœród du- ych koncernów naftowych, e proces wydobywczy gazu z ³upków jest skomplikowany i kosztowny, nie pozwoli zatem na osi¹gniêcie sukcesu ekonomicznego. Tylko ma³e firmy, którym trudno by³o konkurowaæ z koncernami, zaczê³y poszukiwaæ nowych rozwi¹zañ technicznych, pozwalaj¹cych na wydobycie gazu z ³upków. Pocz¹tki rozwoju technologii zwi¹zane s¹ z kryzysem lat siedemdziesi¹tych, kiedy rosn¹ce ceny gazu oraz niesprzyjaj¹ca sytuacja geopolityczna USA w odniesieniu do krajów eksporterów gazu (Iran, Rosja) sk³oni³y do poszukiwañ metod pozyskiwania gazu i ropy z niekonwencjonalnych z³ó. W 1976 r. powsta³ w USA oœrodek badawczy Morgantown Energy Research Center, którego in ynierowie w tym samym roku dostali patent na technologiê wierceñ pozwalaj¹c¹ na wydobywanie gazu z ³upków. Metoda ta, w swojej pocz¹tkowej postaci by³a nieop³acalna. Rz¹d wspar³ dalsze badania poprzez przyznanie ulg podatkowych za prace nad ekonomicznymi metodami eksploatacji z³ó w ³upkach, co wzbudzi³o zainteresowanie ma³ych firm gazowniczych. Osob¹, która najbardziej przyczyni³a do rozwoju wydobycia gazu ³upkowego jest George P. Mitchel. Przez 20 lat, wydawa³ pieni¹dze na poszukiwania rozwi¹zañ technologicznych, kieruj¹c siê g³ównie intuicj¹ i wykorzystuj¹c informacje powszechnie ignorowane przez innych. Stopniowo osi¹ga³ postêp w wydajnoœci produkcji gazu z ³upków, ale dopiero po 18 latach inwestycji uzyska³ pierwsz¹ zyskown¹ eksploatacjê. W 2001 roku jego firma Devon Energy zosta³a sprzedana za 3,5 mld dolarów. Zastosowanie szczelinowania w poziomym otworze wiertniczym pozwoli³o odnieœæ sukces finansowy nowym graczom na rynku naftowym. Utworzy³ siê nowy sektor gospodarki. Nie bez znaczenia jest równie to, e aktywnoœæ firm naftowych w tym zakresie by³a intensyfikowana poprzez odpowiednie zmiany w prawie podatkowym stworzono system ulg i zachêt (Poprawa 2010b). Produkcja ze z³o a Barnett w Teksasie, które by³o eksploatowane jako pierwsze, wzros³a do 8,6 mld m 3 w 2003 r. i osi¹gnê³a imponuj¹cy postêp w ci¹gu nastêpnych trzech lat do 20,4 mld m 3 w 2006 r. (DNB 2013). Wzrost produktywnoœci wydobycia gazu z formacji ³upkowych by³ motorem rozwoju, przyci¹gaj¹c inwestycje amerykañskich firm równie na innych z³o ach (Fayetteville, Woodford, Marcellus i Haynesville) (EIA 2012). W kolejnych latach du e koncerny z sektora naftowego zaczê³y przejmowaæ mniejsze firmy pionierów gazu ³upkowego, a najwiêksz¹ transakcj¹ w historii Rys. 3.1. George P. Mitchel po latach prób, pod koniec lat dziewiêædziesi¹tych wykona³ pierwszy op³acalny odwiert ród³o: Gazeta Wyborcza 2012 (fot. Bloomberg Bloomberg via Getty Images) 12

bran y by³o wch³oniêcie w 2009 roku firmy XTO przez koncert ExxonMobil za ponad 40 mld dolarów. Dziesiêæ lat temu zaledwie 1% gazu wydobywanego w Stanach Zjednoczonych pochodzi³ z ³upków (DNB 2013). Dane podawane przez kolejne raporty EIA wskazuj¹, e udzia³ ten w roku 2010 wyniós³ 23%, a w 2012 roku osi¹gn¹³ poziom 34% (EIA 2013). Prognozy wskazuj¹, e w 2040 roku przekroczy poziom 50% (EIA 2013; DNB 2013). Dynamikê wzrostu produkcji gazu typu shale przedstawiono na rysunku 3.1. W roku 2007 produkcja wynios³a 1,293 bcf (1,293 miliardów stóp szeœciennych tj. 36,6 mld m 3 ) i w ci¹gu nastêpnych trzech lat wzros³a ponad czterokrotnie do poziomu 5,336 bcf (151 mld m 3 ). Rys. 3.1. Produkcja gazu typu shale w USA w latach 2007 2010 ród³o: EIA 2012 W wyniku wzrostu produkcji gazu z formacji ³upkowych przewiduje siê, e w 2016 roku USA bêdzie eksporterem netto gazu LNG, a od 2020 eksporterem netto gazu. Ta projekcja wynika ze znacznego wzrostu produkcji gazu ze Ÿróde³ krajowych, zw³aszcza gazu z formacji ³upkowych. Wzrost udzia- ³u krajowego gazu w gospodarce amerykañskiej oraz obni enie kosztów wydobycia gazu z formacji ³upkowych spowodowa³y znacz¹ce obni enie cen gazu na rynku amerykañskim. W czerwcu 2008 r. ceny gazu w Stanach Zjednoczonych wynosi³y 450 USD/tys. m 3 (12,69 USD/mln Btu 1 ), a obecnie kszta³tuj¹ siê na poziomie 115 130 USD/tys. m 3 (3,25 3,75 USD/ mln Btu) (DNB 2013). Zbyt niski poziom cen gazu mo e ograniczyæ wydobycie z czêœci z³ó gazu ³upkowego, z powodu zbyt wysokich kosztów wydobycia. Tak sta³o siê w II kwartale 2012 r., kiedy cena gazu spad³a poni ej 70 USD/tys. m 3. Dalszy postêp w technologii eksploatacji mo e spowodowaæ dalsze obni enie kosztów wydobycia. Pojawienie siê gazu z ³upków ma du e znaczenie dla amerykañskiej gospodarki. Wzros³y inwestycje zwi¹zane z poszukiwaniem i wydobyciem gazu oraz infrastruktur¹ niezbêdn¹ dla jego transportu, jak równie zatrudnienie w tym sektorze gospodarki, co z kolei przek³ada siê na wzrost konsumpcji gospodarstw domowych. Nastêpuje wzrost konsumpcji gazu, a ni sze jego ceny powoduj¹ oszczêdnoœci gospodarstw domowych. Bran a p³aci wy sze podatki, poprawiaj¹c dochody stanowe i federalne. Z samych tylko efektów bezpoœrednich w postaci wzrostu konsumpcji gazu, inwestycji zwi¹zanych z rozwojem wydobycia oraz spadku importu gazu wynika, e gaz z ³upków by³ odpowiedzialny za wytworzenie ponad 0,6% PKB w 2010 roku (DNB 2013; Delloitte 2011; MCOR 2013). W 2008 roku USA wyprzedzi³y Rosjê i sta³y siê œwiatowym liderem wydobycia gazu ziemnego. W 2009 roku w Stanach Zjednoczonych wydobyto 598 mld m 3 gazu (o 4% wiêcej ni rok wczeœniej). 50% pochodzi ze Ÿróde³ niekonwencjonalnych, w którym tight gas stanowi³ 27%, shale gas 14%, a coalbed methane 9%. Wed³ug obliczeñ amerykañskiej Agencji Informacji ds. Energii (EIA Energy Information Administration) USA posiada 50 bln m 3 technicznie mo liwego do pozyskania gazu ziemnego, z czego oko³o 60% to zasoby niekonwencjonalne (Orlen 2010). Ostatnio w USA zrewidowano w dó³ szacunki mo liwego do wydobycia gazu typu shale i przyjmuje siê, e wynosi on 13,65 bln m 3 (DNB 2013; EIA 2012). Administracja USA jest zainteresowana rozwojem wydobycia gazu z ³upków nie tylko w swoim kraju, ale równie w innych czêœciach œwiata. Z jednej strony, USA chc¹ zabezpieczyæ tym interesy amerykañskich koncernów, które dysponuj¹ odpowiedni¹ technologi¹ i œrodkami finansowymi pozwalaj¹cymi na wydobycie gazu z ³upków na skalê przemys³ow¹. Z drugiej strony, pozwala to na zwiêkszenie wp³ywu USA w tych regionach oraz os³abienie pozycji krajów eksportuj¹cych do nich surowce energetyczne (Orlen 2010). Rozwój technologii wydobycia gazu niekonwencjonalnego ma zasadniczy wp³yw nie tylko na sytuacjê w USA, ale równie na sytuacjê œwiatow¹, poniewa transport gazu odbywa siê zwykle za pomoc¹ ruroci¹gów; trudno wiêc mówiæ o œwiatowym rynku gazu. Partnerzy s¹ zwykle powi¹zani sieci¹ przesy³ow¹, ale wzrost poda y gazu krajowego w USA spowodowa³ ograniczenie importu gazu skroplonego (LNG 2012). W sposób poœredni rewolucjê gazow¹ w Stanach Zjednoczonych zaczê³a odczuwaæ te Europa nadpoda gazu w USA spowodowa³a, e dostawy gazu skroplonego (LNG) zamiast do Stanów Zjednoczonych coraz czêœciej kierowane by³y do terminali po³o onych w Europie. Przyk³adowo, du a poda gazu LNG w Wielkiej Brytanii sprawia, e jest z niego wypierany norweski surowiec, który 1 Btu British thermal unit jednostka energii u ywana przede wszystkim w Stanach Zjednoczonych. 1 Btu to iloœæ energii potrzebna do podniesienia temperatury 1 funta wody o jeden stopieñ Fahrenheita. 1 Btu 1055 J. 13

trafia do Niemiec, gdzie konkuruje z gazem przesy³anym z Rosji. Sytuacjê obrazuj¹ dane Miêdzynarodowej Agencji ds. Energii, zgodnie z którymi w 2009 roku w porównaniu do roku 2008 w USA nast¹pi³ wzrost produkcji o 3,7%, zaœ w Rosji spadek o blisko 12%. LNG zapocz¹tkowa³o rewolucjê na rynkach gazu ziemnego (poprzez wzrost mo liwoœci transportu gazu) skutkuj¹c¹ tym, e ceny surowca na ró nych kontynentach bêd¹ najprawdopodobniej œciœlej ze sob¹ powi¹zane. Z kolei dziêki przemys³owej eksploatacji gazu niekonwencjonalnego Stany Zjednoczone mog¹ odgrywaæ coraz wiêksz¹ rolê na œwiatowych rynkach gazu (Tarnawski 2011). Jednoczeœnie obserwuje siê powolny spadek cen gazu ziemnego na œwiecie. Interpretacja tego zjawiska nie jest jednoznaczna i choæ obserwuje siê wzrost poda y gazu, to nie jest ³atwo zidentyfikowaæ w jakim stopniu ma na to wp³yw kryzys gospodarczy (ograniczaj¹cy popyt), a w jakim wzrost mo liwoœci produkcyjnych gazu skroplonego w powi¹zaniu ze wzrostem wydobycia niekonwencjonalnego gazu w USA. Ceny rosyjskiego gazu na granicy z Niemcami spad³y o 30% w trzecim kwartale 2009 w porównaniu z 2008 r., a ceny w holenderskim hubie TTF (na zachodniej granicy Niemiec) o 55% (Stevens 2010). Nadpoda gazu w d³u szej perspektywie mo e doprowadziæ do oderwania siê indeksacji cen gazu cenami ropy naftowej. Ten proces narasta od pocz¹tku 2009 r. Wczeœniej znaczna czêœæ umów na dostawy gazu zawiera³a formu³ê indeksowania ceny opart¹ na zmianach cen ropy, co importerom gazu i ropy zapewnia³o podobne zyski. Ten silny zwi¹zek zosta³ prze³amany, gdy pojawi³a siê wysoka poda gazu ³upkowego w USA, a obni enie ceny gazu stwarza³o na niego popyt. W rezultacie ceny gazu podlegaj¹ mechanizmom rynkowym. Kraje bêd¹ce importerami gazu przechodz¹ z kontraktów d³ugoterminowych na kontrakty spotowe po ni szych cenach lub co najmniej renegocjuj¹ wartoœæ umów d³ugoterminowych, czego przyk³adem mo e byæ uzyskana obni ka cen gazu w kontrakcie PGNiG z Gazpromem (listopad 2012) (DNB 2013). Ten proces stwarza dodatkow¹ presjê na obni kê cen gazu, co rozwija jego regionalne rynki (np. rynek europejski). W wielu przypadkach, tam gdzie to mo liwe z technicznego punktu widzenia i gdzie jest to op³acalne, nastêpuje substytucja taniej¹cym gazem wci¹ drogiej ropy naftowej. Jako e wzrost poda y gazu jest du y, zwiêkszony z powodu tej substytucji popyt nie hamuje spadku cen gazu, za to zwiêksza presjê na obni kê cen ropy (DNB 2013). Te zjawiska mog¹ mieæ charakter trwa³y i w konsekwencji doprowadziæ do zasadniczych zmian na rynku Ÿróde³ energii. Roœnie rola taniej¹cego gazu w œwiatowym zu yciu surowców energetycznych przy jednoczesnym os³abieniu roli ropy naftowej, która w XX wieku by³a przyczyn¹ wielu kryzysów o charakterze ekonomicznym i politycznym. Jeœli zasoby gazu w formacjach ³upkowych potwierdz¹ siê w wielu regionach œwiata, a technologie szczelinowania znajd¹ tam zastosowanie, nast¹pi¹ znacz¹ce zmiany wynikaj¹ce z os³abienia naftowych i gazowych krajów- -eksporterów ze wszystkimi konsekwencjami ekonomicznymi i geopolitycznymi. Rozwój technologii wydobycia gazu z ³upków powoduje znacz¹ce zmiany, takie jak (M³ynarski 2012): zmniejszenie uzale nienia importu od regionalnych dostawców i z obszarów niestabilnych politycznie, usamodzielnienie siê energetyczne Zachodu i Chin, a tym samym zmniejszenie dochodów dotychczasowych naftowych i gazowych potêg, takich jak Rosja, Iran, czy kraje Bliskiego Wschodu, stworzenie mo liwoœci ograniczenia udzia³u wêgla w wytwarzaniu energii elektrycznej, co doskonale wpisuje siê w politykê walki ze skutkami globalnego ocieplenia (spalanie gazu powoduje oko³o po³owê mniejsz¹ emisjê CO 2 ni spalanie wêgla) i wdro enia polityki klimatycznej UE, mo liwoœæ wiêkszego zastosowania gazu w transporcie drogowym (emisja CO 2 ze spalania gazu jest o 30% mniejsza ni ze spalania ropy naftowej), zmniejszenie kosztów zakupu ponoszonych przez importerów, które mo na przeznaczyæ na rozwój odnawialnych Ÿróde³ energii (OZE), oddalenie groÿby powstania kartelu gazowego na wzór OPEC, inspirowanego przez Rosjê. W efekcie rozwój nowoczesnych technologii wydobycia (szczelinowanie hydrauliczne z³ó typu shale gas), nios¹c dla œwiatowych producentów i konsumentów gazu ziemnego istotne implikacje polityczne i ekonomiczne o zasiêgu globalnym mo e doprowadziæ do znacz¹cej rekonfiguracji geopolitycznego uk³adu bezpieczeñstwa energetycznego (Medlock 2009). Dla rosyjskiego Gazpromu nadpoda gazu zwi¹zana ze wzrostem jego wydobycia w Stanach Zjednoczonych i potencjalna eksploatacja w Europie i na innych kontynentach, rodzi powa ne konsekwencje finansowe i mo e w przysz³oœci oznaczaæ utratê czêœci rynku europejskiego. Budzi równie w¹tpliwoœci czy nowe rosyjskie projekty dotycz¹ce przesy³u gazu do Europy Zachodniej i Chin pozostan¹ op³acalne. W interesie Rosji jest zahamowanie rozwoju wydobycia gazu z ³upków w Europie. Dla Rosji bowiem nadpoda gazu ziemnego spowodowana zagospodarowaniem z³ó niekonwencjonalnych oznacza powa ne konsekwencje polityczno-gospodarcze, do których zaliczyæ mo na (M³ynarski 2012): zmniejszenie importu przez jednego z kluczowych œwiatowych konsumentów gazu Stany Zjedno- 14

czone oraz innych wa nych potencjalnych konsumentów, straty finansowe wynikaj¹ce z utraty pozycji dominuj¹cego dostawcy na rynek europejski i podwa enie ekonomicznej op³acalnoœci oddanych oraz projektowanych podmorskich gazoci¹gów do Europy Zachodniej i Po³udniowej, zmniejszenie zale noœci energetycznej UE od Rosji i pozbawienie narzêdzia politycznego nacisku na kraje dotychczas uzale nione od jednego (rosyjskiego) dostawcy gazu w Europie Œrodkowej, koniecznoœæ przeprojektowania strategii sprzeda- y opartej na d³ugoterminowych kontraktach dostaw gazu do Europy. Dlatego Rosja konsekwentnie realizuje plan monopolizowania tras przesy³u gazu do UE, co mo e obni yæ op³acalnoœæ inwestowania w wydobycie gazu niekonwencjonalnego w Europie. Jednoczeœnie Rosja lobbuje przeciwko rozwojowi technologii szczelinowania, podnosz¹c œrodowiskowe, ekonomiczne i spo³eczne argumenty szkodliwoœci tej technologii (Rozhnov 2010).

4 Zasoby gazu w formacjach ³upkowych na œwiecie i w Polsce Po amerykañskim sukcesie wydobycia gazu z formacji ³upkowych wielu analityków podjê³o siê szacowania zasobów tego typu gazu w innych rejonach œwiata. Poniewa jednak nigdzie poza Stanami Zjednoczonymi i czêœciowo Kanad¹ rozpoznanie geologiczne basenów gazu ³upkowego nie jest wystarczaj¹co zaawansowane, przedstawiane wielkoœci mo liwego do wydobycia gazu z ³upków nale y traktowaæ jako bardzo przybli one. Pojêcie zasoby zwi¹zane jest z procesem rozpoznania i dokumentowania z³ó kopalin u ytecznych. Poni ej przytoczono kilka definicji, które wyjaœni¹ szereg nieporozumieñ zwi¹zanych z zasobami gazu z ³upków w Polsce. Zasoby geologiczne to ca³kowita iloœæ kopaliny (gazu ziemnego) zawarta w z³o u, którego cechy naturalne okreœlone przez przyjête kryteria bilansowoœci oraz warunki wystêpowania umo liwiaj¹, przy aktualnym stanie techniki, rozwa anie mo liwoœci podjêcia eksploatacji (Nieæ i in. 2013). Czêœæ zasobów geologicznych stanowi¹ zasoby wydobywalne, a wiêc zasoby mo liwe do wydobycia ze z³o a. Aby wiêc mówiæ o zasobach wydobywalnych z³o- e musi byæ rozpoznane. W Polsce rozpoznanie jest dopiero na wstêpnym etapie, zatem b³êdem jest mówienie o zasobach wydobywalnych. Wielkoœci, o których siê mówi w dalszej czêœci pracy dotycz¹ raczej nieodkrytego potencja³u zasobowego, a nie zasobów wydobywalnych. Poniewa praca cytuje innych autorów, zachowano wiêc stosowan¹ przez nich nomenklaturê, jednak nale y o tym pamiêtaæ, e zasoby pozostaj¹ na obecnym etapie nieodkryte. Amerykañska Agencja Informacji ds. Energii (EIA) wraz z Advanced Research Institute (ARI) opublikowa³a w 2011 roku oszacowania zasobów gazu z ³upków dla wszystkich regionów œwiata, opracowane na podstawie porównañ budowy geologicznej obszarów badanych do obszarów udokumentowanych z³ó amerykañskich. Wielkoœci te potraktowano jako potencja³ wystêpowania zasobów, stwierdzaj¹c, e jest on najwiêkszy w Chinach. Ogromny potencja³ wyst¹pienia zasobów maj¹ wszystkie regiony œwiata. Z du ym prawdopodobieñstwem zwi¹zanym z analogi¹ meksykañskich basenów sedymentacyjnych do tych udokumentowanych w po³udniowych regionach USA, EIA szacuje potencja³ Meksyku na 19,3 bln m 3.Wysokie zasoby gazu wskazano równie w Ameryce Po- ³udniowej (zw³aszcza w Argentynie i Brazylii), Afryce (RPA, Libia, Algieria) oraz w Australii. Z raportu EIA i ARI wynika, e Europa w porównaniu z innymi kontynentami ma daleko mniejsze zasoby gazu ³upkowego (Poprawa 2011a). Najwy szy potencja³ wystêpowania gazu w ³upkach spoœród wszystkich krajów europejskich maj¹ Polska i Francja. W przypadku Polski zasoby te skupiaj¹ siê w basenie sylursko-ordowickim, biegn¹cym z pó³nocnego zachodu na po³udniowy wschód Polski, gdzie wyró nia siê trzy g³ówne baseny: pomorski (ba³tycki), podlaski i lubelski. We Francji najwy szy potencja³ ma basen mezozoiczny w okolicach Marsylii. Poza wymienionymi w tabeli 4.1 krajami o wysokim potencjale wystêpowania gazu w ³upkach, wiele krajów europejskich podejmuje dzia³ania dla uzyskania wiedzy o zasobach tego surowca, co mo e mieæ znaczenie dla ich bilansu energetycznego. Poszukiwania gazu ³upkowego rozpoczêto w Niemczech, choæ raport EIA (2011) wskazuje na niski potencja³ w dolnokarboñskich ³upkach w pó³nocno-zachodnich Niemczech (226 mld m 3 ). W podobnych formacjach ci¹gn¹cych siê do Holandii oszacowano zasoby na 481 mld m 3, w kambryjskich ³upkach na terenie Wielkiej Brytanii na 566 mld m 3, zaœ w Szwecji od 651 do oko³o 1160 mld m 3. 16

Tabela 4.1. Kraje o wysokich szacowanych zasobach wydobywalnych gazu z ³upków [bln m 3 (10 12 m 3 )] Kraj Zasoby Chiny 36,1 USA 24,4 Argentyna 21,9 Meksyk 19,3 Republika Po³udniowej Afryki 13,7 Australia 11,2 Kanada 11,0 Libia 8,2 Algieria 6,5 Brazylia 6,4 Polska 5,29 Francja 5,09 Norwegia 2,35 Ukraina 1,19 Szwecja 1,16 Razem 173,78 ród³o: EIA 2011 W innych basenach równie rozwa ane jest podjêcie prac poszukiwawczych dotyczy to Austrii, S³owacji, Czech, Rumunii, Bu³garii, Turcji oraz Ukrainy i Bia³orusi. Ju od kilku lat Polska wskazywana by³a jako obszar, gdzie mo na spodziewaæ siê wysokich zasobów gazu ³upkowego. Jednak e z powodu niedostatecznej liczby danych potrzebnych do wykonania oszacowañ oraz ró nego podejœcia metodologicznego, podawane wielkoœci ró ni³y siê znacz¹co. Pierwsze oszacowania zasobów wydobywalnych gazu z basenu dolnopaleozoicznego wykona³a firma Wood MacKenzie w 2009 roku, podaj¹c wielkoœæ 1,4 bln m 3. W tym samym czasie ARI oszacowa³ zasoby wydobywalne gazu niekonwencjonalnego w Polsce na 3blnm 3. Opracowanie Rystad Energy z 2010 roku szacuje te zasoby na 1 bln m 3. W 2011 roku prospekt emisyjny firmy 3Legs, powo³uj¹c siê na niezale n¹ firmê konsultingow¹, poda³ wielkoœæ 1 bln m 3 co dotyczyæ mia³o tylko szeœciu koncesji poszukiwawczych tej firmy na terenie Polski (Poprawa 2011b; Ocena 2012). Z tego samego czasu (2011 rok) pochodz¹ oszacowania EIA wykonane wspólnie z ARI, przedstawione w tabeli 4.1, szacuj¹ce zasoby wydobywalne w Polsce na 5,3 bln m 3. W marcu 2012 roku Pañstwowy Instytut Geologiczny Pañstwowy Instytut Badawczy przedstawi³ raport, wed³ug którego na terenie Polski i pod dnem morza u polskich wybrze y mo e znajdowaæ siê nawet 1,92 bln m 3 gazu w ³upkach. Jednak podano, e najbardziej prawdopodobny (wed³ug ich oszacowañ) przedzia³ to zasoby wydobywalne od 346 do 768 mld m 3 gazu (Ocena 2012). Przedstawiona przez PIG-PIB wielkoœæ zasobów jest znacz¹co ni - sza od wczeœniejszych oszacowañ wykonywanych przez firmy zagraniczne, ale (jak podkreœla raport), gdyby taka wielkoœæ zasobów wydobywalnych zosta- ³a udokumentowana, to by³yby one 2,5- do 5,5-krotnie wiêksze od udokumentowanych do tej pory zasobów ze z³ó konwencjonalnych (ok. 145 mld m 3 ). Nale y podkreœliæ, e oszacowania wykonano opieraj¹c siê jedynie na ograniczonej liczbie danych archiwalnych (39 otworów), opracowanych i opublikowanych w latach 1950 1990, dla których zbudowano model geologiczny, posi³kuj¹c siê analogiami do udokumentowanych zasobów amerykañskich. Takie podejœcie obarczone jest du ¹ doz¹ niepewnoœci. W ocenie zasobów wêglowodorów pochodzenia ³upkowego niezbêdny jest bowiem ca³y szereg danych geologicznych, geochemicznych, geofizycznych i geomechanicznych, które w warunkach polskich by³y po prostu niedostêpne. Dla ograniczonej liczby otworów mo liwe by³o okreœlenie takich parametrów, jak: g³êbokoœæ zalegania, rozci¹g³oœæ, mi¹ szoœæ serii ³upkowej, zawartoœæ substancji organicznej, dojrza³oœæ termiczna, uszczelnienie, budowa tektoniczna, naturalne zeszczelinowacenie, uk³ad naprê eñ. Jednak szereg parametrów, wa nych dla okreœlenia wielkoœci zasobów, by³o niedostêpnych. Dotyczy to tak istotnych danych jak porowatoœæ i przepuszczalnoœæ ³upków, sk³ad chemiczny gazu, ciœnienie z³o owe, pocz¹tkowe wydatki gazu (IP) oraz jego ³¹czne wydobycie z otworu (EUR), sk³ad mineralogiczny, w tym zawartoœæ i sk³ad minera³ów ilastych, czy zawartoœæ krzemionki, wêglanów, w³aœciwoœci geomechaniczne (rys. 4.1). Ograniczona liczba danych prowadzi do du ej niepewnoœci w okreœleniu wielkoœci strefy z³o owej, pomimo przyjêtych racjonalnych wartoœci brzegowych: 2% TOC (ca³kowitego wêgla organicznego), mi¹ szoœæ co najmniej 15 m, stopieñ dojrza³oœci materii organicznej 1,1 < R o <3,5. Kluczowymi parametrami do okreœlenia zasobów wydobywalnych jest okreœlenie œredniego wspó³czynnika szacowanego ca³kowitego wydobycia EUR (ang. Estimated Ultimate Recovery) gazu z pojedynczego otworu oraz okreœlenie œredniej strefy eksploatowanej jednym otworem. Tych parametrów na obecnym etapie rozpoznania nie mo na okreœliæ dla polskich warunków. PIG-PIB pos³u y³ siê tutaj danymi ze z³ó amerykañskich, ale sami autorzy przyznaj¹, e w obrêbie nawet tego samego z³o a parametry te dla kolejnych otworów mog¹ byæ znacz¹co ró ne. Ostatecznie w wariancie najbardziej prawdopodobnym przyjêto wartoœæ EUR = 11,3 mln m 3 (jako œredni¹ wielkoœæ wydobycia z jednego otworu w ca³ym cyklu 17

Rys. 4.1. Typowy zestaw danych geologicznych wymaganych w analizie potencja³u oraz zasobów gazu ziemnego i/lub ropy naftowej w z³o ach ³upkowych. Kolor niebieski dane dostêpne w domenie publicznej w Polsce. Kolor fioletowy dane w polskich warunkach w wiêkszoœci obecnie niedostêpne ród³o: Ocena 2012 jego produkcji). Przygotowano równie wariant dla znacz¹co lepszych warunków EUR = 28,3 mln m 3 odpowiadaj¹cy najbardziej wydajnym basenom w USA oraz wariant minimalny EUR = 1,13 mln m 3, stwierdzany w niektórych otworach w ³upkach Ohio (Ocena 2012). W tabeli 4.2 przedstawiono wariantowe szacunki zasobów wydobywalnych wed³ug ró nych wariantów oszacowañ PIG-PIB z 2012 roku. Jeœli zatem uwa nie przyjrzeæ siê raportowi PIG- -PIB, to poza powszechnie cytowanymi wielkoœciami odpowiadaj¹cymi przyjêtemu najbardziej prawdopodobnemu ca³kowitemu wydobyciu wêglowodorów z jednego otworu, trzeba równie liczyæ siê z mo liwoœci¹ gorszych warunków eksploatacyjnych w Polsce i wówczas w wersji mniej korzystnej powierzchni strefy z³o owej zasoby te w strefie l¹dowej (bo dotychczas nikt na œwiecie nie opanowa³ eksploatacji spod morskiego dna) mog¹ wynieœæ 23,0 mld m 3, a w wersji korzystniejszej powierzchni strefy z³o owej 61,9 mld m 3. Takie zasoby gdyby zosta³y udokumentowane przy obecnym rocznym popycie na gaz ziemny w Polsce wynosz¹cym oko³o 14,5 mld m 3 wystarcz¹ na pokrycie od 1,6 do 4,3 lat pe³nego obecnego zapotrzebowania polskiego rynku na gaz ziemny, co nie jest ju tak imponuj¹ca perspektyw¹. W wariancie okreœlanym przez PIG-PIB jako najbardziej prawdopodobny, zasoby wydobywalne mog¹ byæ dziesiêciokrotnie wy sze, a gdyby warunki z³o owe w polskich ³upkach by³y porównywalne do warunków w najlepszych ze z³ó amerykañskich, to nale a³oby siê spodziewaæ, e zasoby wydobywalne Tabela 4.2. Zasoby wydobywalne gazu ziemnego w ³upkach dolnego paleozoiku w basenie ba³tycko-podlasko-lubelskim na terytorium Polski EUR szacowane ca³kowite wydobycie z otworu minimalne najbardziej prawdopodobne maksymalne 1,13 mln m 3 11,3 mln m 3 28,3 mln m 3 Powierzchnia maksimum zasoby [mld m 3 ] Szelf ba³tycki 7952,4 km 2 14,8 148,4 371,1 Strefa l¹dowa 33 183,3 km 2 61,9 619,4 1 548,6 ¹cznie 41 135,7 km 2 76,8 767,9 1 919,7 Powierzchnia minimum zasoby [mld m 3 ] Szelf ba³tycki 6192,4 km 2 11,6 115,6 289,0 Strefa l¹dowa 12 347,3 km 2 23,0 230,5 576,2 ¹cznie 18 539,7 km 2 34,6 346,1 865,2 ród³o: Ocena 2012 18

wystarcz¹ na pokrycie nawet 100-letniego obecnego zapotrzebowania Polski na gaz ziemny. Z pogl¹dem tym polemizuje Komitet Zrównowa- onej Gospodarki Surowcami Mineralnymi Polskiej Akademii Nauk, stwierdzaj¹c e w przedstawionych ekspertyzach i opiniach szacowane s¹ tylko przewidywane zasoby gazu z ³upków, domniemane, których wystêpowanie w podanych iloœciach jest mo liwe, ale nie potwierdzone (Opinia KZGSM 2012). Szacowane s¹ przewidywane zasoby wydobywalne gazu, to jest takie, które fizycznie s¹ mo liwe do wydzielenia ze ska³y gazonoœnej, natomiast brakuje na razie jakichkolwiek podstaw do oszacowania zasobów przemys³owych, to jest takich, których wydobycie mo- e byæ mo liwe w sposób ekonomicznie uzasadniony (Opinia KZGSM 2012). Nale y zatem zdawaæ sobie sprawê, e obecnie nie ma pewnoœci osi¹gniêcia sukcesu. Zwa ywszy jednak, e istniej¹ mocne przes³anki znalezienia gazu w ³upkach nale y prowadziæ prace rozpoznawczo- -poszukiwawcze, a szacowanie zasobów powinno byæ powtarzane sukcesywnie w miarê pozyskiwania nowych danych z otworów poszukiwawczych. Przedstawione oszacowania stanowi¹ jedynie zachêtê do podejmowania prac poszukiwawczych, natomiast nie mog¹ byæ podstaw¹ do oceny rzeczywistego gospodarczego znaczenia gazu zawartego w ³upkach, dopóki nie nast¹pi udokumentowanie zasobów. Rys. 4.2. Obszar wystêpowania ³upków dolnego paleozoiku potencjalnie zawieraj¹cych niekonwencjonalny gaz ziemny ród³o: PIG-PIB 2012 19

Opinia KZGSM (Opinia KZGSM 2012) zwraca uwagê, e b³êdnie porównuje siê przewidywane zasoby wydobywalne gazu ³upkowego w stosunku do ju udokumentowanych zasobów ze z³ó konwencjonalnych wynosz¹cych 145 mld m 3. Przewidywane, perspektywiczne zasoby gazu w z³o ach konwencjonalnych szacowane z podobn¹ wiarygodnoœci¹ wed³ug danych PIG-PIB wynosz¹ 1726,9 mld m 3, atylko145mldm 3 stanowi¹ zasoby udokumentowane (mniej ni 10%). Oznacza to jednoczeœnie, e perspektywiczne zasoby gazu w z³o ach konwencjonalnych s¹ 2,5 5-krotnie wy sze od oszacowanych obecnie perspektywicznych zasobów w ³upkach (shale gas). Przyjmuje siê szacunkowo, e z³o a gazu w ³upkach s¹ roz³o one w Polsce na powierzchni 112,3 tys. ha. Polskie czarne ³upki s¹ znacznie starsze od amerykañskich, co mo e mieæ pewne znaczenie w procesie eksploatacji, ale poza tym niewiele siê od nich ró ni¹ zawieraj¹ sporo materii organicznej, maj¹ du ¹ zawartoœæ krzemionki, przez co s¹ podatne na szczelinowanie. Problemem mo e byæ du a g³êbokoœæ zalegania od 0,5 do 4,5 tysi¹ca metrów w basenach sedymentacyjnych. Jak ju wspomniano, najbardziej obiecuj¹ca jest strefa ci¹gn¹ca siê skoœnym pasem przez Polskê, od œrodkowego Pomorza po Lubelszczyznê, oraz obszar le ¹cy na przedpolu Sudetów (rys. 4.2). Najwiêksze mo liwoœci wystêpowania gazu ziemnego stwierdzono w ³upkach dolnego paleozoiku na kratonie wschodnioeuropejskim. S¹ to ³upki dolnego syluru i górnego ordowiku (basen ba³tycki i lubelsko-podlaski) oraz górno-kambryjskie lub te tremadockie ³upki a³unowe w basenie ba³tyckim. Te w³aœnie utwory s¹ celem prac poszukiwawczych wiêkszoœci firm, które uzyska³y ju w Polsce koncesje na poszukiwania gazu ziemnego w ³upkach (Kryzia, Gawlik 2012; Poprawa 2010b; Rutkowski 2012; Trzaska 2011). Obiecuj¹ce s¹ zw³aszcza bogate w kerogen typu III, silniej zdiagenezowane mu³owce i margle z pogranicza franu i famenu, famenu oraz dolnego, a tak e górnego karbonu. Podrzêdnym, choæ obiecuj¹cym obiektem poszukiwañ na terenie naszego kraju mog¹ byæ tak e czarne mu³owce (hot shales) dolnego syluru i cechsztynu, zawieraj¹ce bituminy i morski kerogen typu I i II (Kryzia, Gawlik 2012; Zarêbska, Baran 2010; Poprawa 2010b). upki dolnego paleozoiku na kratonie wschodnioeuropejskim wykazuj¹ oboczn¹ zmiennoœæ potencja- ³u dla wystêpowania w nich gazu ziemnego. Zlokalizowaæ mo na zarówno strefy perspektywiczne, jak i strefy o podwy szonym ryzyku poszukiwawczym. W porównaniu do najlepszych ³upkowych formacji na œwiecie (np.: Barnett Shale) ³upki te cechuj¹ gorsze parametry geologiczne i geochemiczne. Najistotniejsze Ÿród³a ryzyka poszukiwawczego stanowi s³abo rozpoznana zawartoœæ pierwotnej materii organicznej (TOC) i niska dojrza³oœæ termiczna ska³ determinuj¹ca sk³ad (jakoœæ) gazu. Mo liwa jest równie lokalna obecnoœæ azotu (Kryzia, Gawlik 2012; Matyasik, S³oczyñski 2010; Poprawa 2010a). W tabeli 4.3 przedstawiono niektóre parametry wybranych basenów sedymentacyjnych w Polsce na tle wybranych basenów pó³nocnoamerykañskich. W lipcu 2012 r. pojawi³o siê kolejne oszacowanie US Geological Survey (Gautier i in. 2012), które okreœli³o potencja³ technicznie wydobywalnych zasobów w sylurskich i ordowickich ³upkach basenu podlasko-lubelskiego na 1345 bcf (38 mld m 3 ), a wiêc na poziomie dolnych wartoœci oszacowania PIG-PIB (Ocena 2012). Zasadnicza ró nica w za³o eniach przyjêtych w omawianych dwóch szacunkach wynika z przyjêtej najbardziej prawdopodobnej wartoœci EUR (szacowane ca³kowite wydobycie z otworu): w oszacowaniu PIG-PIB 11,8 mln m 3, a w oszacowaniu Gautier i in. 0,245 bcf, czyli oko³o 7 mln m 3. Przed wykonaniem d³ugotrwa³ych (1 2 lata) testów produkcyjnych nie bêdzie mo liwa weryfikacja powy szych wielkoœci. Tabela 4.3. Zestawienie podstawowych parametrów charakterystycznych dla wybranych basenów sedymentacyjnych Parametr basen ba³tycki Polska USA Kanada obni enie podlaskie region lubelski Barnett Marcellus Horn River Wiek [mln lat] 420 445 420 445 420 445 340 385 370 G³êbokoœæ stropu [m] 2 500 4 500 2 000 3 500 2 000 5 000 2 300 2 150 2 700 Mi¹ szoœæ ca³kowita [m] < 600 < 120 < 120 90 105 140 TOC [%] 1 4 1,5 6 (<20) 1 3 4,5 3,3 3,0 R o [%] 1,3 2,5 0,8 3,0 0,5 5,0 2,0 1,3 2,5 Kerogen (typ) II II II II II i III II ród³o: Siemek, Nagy 2012

5 Procedury dotycz¹ce uzyskania koncesji w Polsce Aby rozpocz¹æ w Polsce badania poszukiwawcze i rozpoznawcze za wêglowodorami (jak równie innymi surowcami) nale y uzyskaæ koncesjê. Przepisy obowi¹zuj¹ce w tej sprawie reguluje prawo geologiczne i górnicze. Do koñca 2011 roku obowi¹zywa³a ustawa z dnia 4 lutego 1994 r. (Pgig 1994), która zosta³a zast¹piona nowym aktem prawnym obowi¹zuj¹cym od 1.01.2012 r. (Pgig 2011). Z³o a kopalin nie stanowi¹ce czêœci sk³adowych nieruchomoœci gruntowej a takimi s¹ z³o a wêglowodorów s¹ w³asnoœci¹ Skarbu Pañstwa. Prawemdotychz³ó wimieniuskarbupañstwarozporz¹dza Minister Œrodowiska, poprzez ustanowienie u ytkowania górniczego. Zgodnie z art. 11 ust. 2 ustawy z dnia 4 lutego 1994 r. Prawo geologiczne i górnicze (Pgig 1994), udostêpnianie obszarów dla poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania gazu ziemnego, ropy naftowej i jej naturalnych pochodnych oraz metanu z wêgla kamiennego odbywa³o siê w drodze przetargu na nabycie prawa u ytkowania górniczego. Zwyciêzca przetargu wystêpowa³ z wnioskiem o koncesjê na poszukiwanie, rozpoznawanie lub wydobywanie kopaliny. Ustanowienie u ytkowania górniczego obejmuj¹cego poszukiwanie, rozpoznawanie lub wydobywanie gazu ziemnego, ropy naftowej, jej naturalnych pochodnych oraz metanu z pok³adów wêgla kamiennego, mog³o zostaæ ustanowione w trybie bezprzetargowym, na podstawie art. 11 ust. 2a ustawy z dnia 4 lutego 1994 r. Prawo geologiczne i górnicze (Pgig 1994), je eli by³ spe³niony co najmniej jeden z nastêpuj¹cych warunków: 1. Wykaz obszarów, w których taki tryb mo na zastosowaæ zosta³ podany do publicznej wiadomoœci oraz opublikowany w Dzienniku Urzêdowym Unii Europejskiej. 2. Obszar objêty projektowanym u ytkowaniem górniczym by³ w przesz³oœci przedmiotem przetargu, który nie zakoñczy³ siê ustanowieniem u ytkowania górniczego. W 2005 roku Ministerstwo Œrodowiska przekaza³o do Komisji Europejskiej wykaz obszarów, w których u ytkowanie górnicze mo e zostaæ ustanowione w trybie bezprzetargowym dla poszukiwania i rozpoznawania wêglowodorów. W dniu 26 kwietnia 2006 roku Komisja Europejska opublikowa³a w Dzienniku Urzêdowym Unii Europejskiej odpowiedni komunikat (Komunikat RP 2006), który w zgodzie z Dyrektyw¹ UE (Dyrektywa 94/22/EC) wskazuje na tryb uzyskiwania koncesji na poszukiwanie, rozpoznawanie i wydobycie wêglowodorów. Na rysunku 5.1 przedstawiono mapê obszarów koncesyjnych, z okreœlonymi dla nich warunkami ubiegania siê o koncesjê. Obszary oznaczone na mapie kolorem szarym podlegaj¹ procedurom przewidzianym w art. 3 ust. 2 Dyrektywy 94/22/WE, a wiêc prawo u ytkowania górniczego przyznawane jest w trybie przetargu z inicjatywy w³aœciwych w³adz lub w zwi¹zku z przedstawieniem oferty przez zainteresowany podmiot. W obu przypadkach w³adze zobowi¹zane by³y do opublikowania odpowiedniego zawiadomienia w Dzienniku Urzêdowym Wspólnot Europejskich z pozostawianiem ewentualnym oferentom przynajmniej 90 dni na sk³adanie ofert. W zawiadomieniu tym okreœlano rodzaj zezwolenia, geograficzny obszar lub obszary w czêœci lub w ca³oœci, których dotyczy³a lub mo e dotyczyæ oferta i proponowan¹ datê lub nieprzekraczalny termin przyznania zezwolenia, jak równie preferencje co do formy prawnej podmiotów staraj¹cych siê o zezwolenie. Obszary oznaczone kolorem bia³ym to obszary podlegaj¹ce zasadzie sta³ej dostêpnoœci dla zezwoleñ na poszukiwanie i rozpoznawanie wêglowodorów, zgodnie z artyku³em 3, ustêp 3 Dyrektywy 94/22/WE, która stanowi o bezprzetargowym przyz- 21