W 2010 roku wykonano w Polsce pierwszy odwiert w poszukiwaniu gazu ziemnego z łupków. Odwiert Łebień LE-1 wywiercony na Pomorzu oraz kolejne prace wiertnicze miały zapewnić niezależność energetyczną Polski, zwiększając jednocześnie wpływy do budżetu państwa. Mija 5 lat od czasu, kiedy rozpoczęto pierwsze prace poszukiwawcze. Gaz ziemny z łupków jak dotychczas nie popłynął, a „łupkową gorączkę” zweryfikowały warunki geologiczne, rynkowe oraz prawne. Nie oznacza to jednak, że gazu ziemnego z łupków w Polsce nie będzie. Kilkudziesięcioletnie doświadczenia branży naftowej i gazowej pozwalają stwierdzić, że uzyskanie opłacalnej eksploatacji surowców ze złóż niekonwencjonalnych to kwestia technologii, wiedzy oraz finansowego wsparcia, także ze strony państwa.
W Polsce występują złoża gazu ziemnego z łupków
Jak wynika z danych opracowanych przez Ministerstwo Środowiska, do początku grudnia 2015 roku w Polsce wykonano 71 odwiertów poszukiwawczych za gazem ziemnym z łupków. Ta liczba - zdaniem ekspertów - jest nie wystarczająca dla rozpoznania zasobów gazu ziemnego z łupków. Należy pamiętać, że spośród wykonanych otworów jedynie 16 miało odcinki poziome. Przeprowadzono także 25 zabiegów szczelinowania hydraulicznego, w tym 12 w odcinkach poziomych otworów.
Zakres dotychczasowych prac wiertniczych pozwolił na potwierdzenie występowania w Polsce złóż gazu ziemnego z łupków. Nie udało się jednak jak dotąd uzyskać komercyjnego przepływu gazu. Jest to przede wszystkim efekt niewystarczającej skali prowadzonych prac. Spadające od kliku miesięcy tempo prac wiertniczych nie pozwala z optymizmem myśleć o nowych odwiertach. Co istotne, spada także liczba obowiązujących koncesji. Na początku grudnia 2015 roku było ich jedynie 32 (przy 113 obowiązujących w 2012 roku).
Mapa koncesji na poszukiwanie gazu z łupków w Polsce - stan na 30.11.2015 r. (źródło: lupki.mos.gov.pl)
Firmy prowadzące poszukiwania gazu z łupków w Polsce wykonywały zazwyczaj najpierw pionowe odwierty, a gdy natrafiły na potencjalnie atrakcyjne złoża surowca - przeprowadzały w nich zabiegi szczelinowania hydraulicznego. Następnie firmy wykonywały poziome odwierty wraz z kolejnymi zabiegami szczelinowania. Podczas testów przepływu surowca firmy osiągnęły jednak wyniki, które nie pozwalały myśleć o osiągnięciu w najbliższym czasie komercyjnej eksploatacji surowca. Najbardziej obiecujące prace poszukiwawcze przeprowadzono jak dotychczas w 5 lokalizacjach na terenie województwa pomorskiego.
W 2013 roku koncern Lane Energy poinformował o uzyskaniu jednego z pierwszych w Polsce przepływu gazu ziemnego z łupków na odwiercie Łebień LE-2H, wykonanym na koncesji Lębork. Podczas testu przepływu surowca, trwającego od 21 lipca do 20 sierpnia 2013 roku, na odwiercie w Łebieniu wydobywano średnio 8,5 – 11,5 tys. metrów sześc. gazu dziennie. Jeden z udziałowców firmy Lane Energy, amerykański koncern ConocoPhillips tonował jednak emocje związane z takim przepływem. W opinii koncernu uzyskano co prawda stały przepływ gazu, jednak nie pozwoliło to na uruchomienie stałej, komercyjnej produkcji gazu.
Otwór Łebień-2H w trakcie wywołania po zabiegu szczelinowania hydraulicznego
Zaawansowane prace poszukiwawcze prowadził także polski koncern Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA. Spółka skoncentrowała swoją uwagę przede wszystkim na koncesji Wejherowo, gdzie jak dotychczas wykonano 8 odwiertów. To prawie połowa wszystkim odwiertów, jakie firma wykonała na terenie basenu bałtyckiego i lubelskiego. Najbardziej zaawansowane prace trwały na odwiercie w Lubocinie. Roboty wiertnicze na koncesji Wejherowo rozpoczęto jeszcze w 2010 roku, kiedy wykonano pionowy odwiert Lubocino-1. We wrześniu 2011 roku wykonany zabieg szczelinowania potwierdził występowanie gazu ziemnego w łupkach. W 2012 roku wykonano w tym samym otworze kolejne dwa zabiegi szczelinowania. Wyniki badań zachęciły koncern PGNiG do wykonania odwiertu horyzontalnego - Lubocino 2H. Jednak na początku 2013 roku pojawiły się problemy techniczne podczas wykonywania zabiegów szczelinowania hydraulicznego przez serwisową spółkę Halliburton. Niemniej, wykonane prace potwierdziły zarówno obecność gazu ziemnego, jak i ropy naftowej.
Otwór Lubocino-2H podczas zabiegu szczelinowania hydraulicznego
Koncern nie zrażony problemami technicznymi koncentrował w dalszym ciągu swoje działania na koncesji Wejherowo. Obecność bogatych złóż węglowodorów potwierdzić miały dwa odwierty w Opalinie wykonane w 2012 i 2013 roku. Według nieoficjalnych szacunków złoża gazu łupkowego w Opalinie mogą być trzecie pod względem wielkości w kraju. Jak mówił w 2013 roku, Przemysław Krogulec, ekspert PGNiG, złoże jest tak duże, że zawiera co najmniej kilka miliardów metrów sześciennych gazu. Planowane wydobycie oszacowano na 30-40 proc. zawartości węglowodorów w złożu.
Dwa lata temu ówczesny wiceprezes koncernu Zbigniew Skrzypkiewicz zapowiadał, że w 2016 roku PGNiG zakończy etap badania potencjału złóż węglowodorów na swoich koncesjach. Wtedy też zostanie dokonane podsumowanie wykonanych prac oraz ewentualne przygotowanie środków finansowych na nowe inwestycje. Kluczowe dla spółki mogą okazać się prace wiertnicze właśnie na koncesji Wejherowo.
Kolejne prace, dające nadzieję na rychłą eksploatację gazu ziemnego z formacji łupkowych w Polsce, wykonał koncern 3Legs Resources. We wrześniu 2014 roku spółka poinformowała o wynikach testu przepływu gazu na pomorskim odwiercie Lublewo. Horyzontalny odwiert Lublewo LEP-1ST1H, wykonany na pomorskiej koncesji Lębork, był ostatnim elementem prac wiertniczych zaplanowanych w programie spółki na przełomie lat 2013 -2014. Formacja łupkowa Sasino, gdzie prowadzono prace wiertnicze, była zdaniem koncernu najbardziej perspektywiczna. Po wykonaniu prac wiertniczych przystąpiono do zabiegów szczelinowania hydraulicznego. Był to jak dotychczas największy z przeprowadzonych w Polsce zabieg szczelinowania hydraulicznego. W ciągu 2 tygodni wykonano szczelinowanie aż 25 sekcji odcinka poziomego otworu.
Jak poinformowała spółka 3Legs Resources, w trakcie testu produkcyjnego prowadzonego w okresie od 8 sierpnia do 17 września 2014 roku, średnie dzienne wydobycie gazu wyniosło 11,2 tys. metrów sześc. Inwestor zaznaczył, że osiągnięte podczas testu wyniki mają tendencję wzrostową, a ostatnia odnotowana wartość wyniosła prawie 14,5 tys. metrów sześc. Spółka przyznała jednak, że spodziewała się wyższego przepływu gazu. Efekty badań nie dały zdaniem firmy podstaw do uzyskania w najbliższym czasie komercyjnego wydobycia gazu ziemnego z łupków. W związku z tym firma 3Legs Resources podjęła decyzję o rezygnacji z dotychczasowych udziałów w 3 bałtyckich koncesjach.
W czerwcu 2015 roku partner 3Legs Resources, amerykański koncern ConocoPhillips, również zrezygnował z dalszych prac rozpoznawczo – poszukiwawczych w Polsce. Należące do 3Legs Resources pozostałe 3 koncesje na południowy wschód od Gdańska zostały sprzedane za 0,5 mln EUR szwedzkiej firmie Stena AB. Obecnie ShaleTech Energy, podmiot należący do szwedzkiego inwestora posiada już w Polsce 7 koncesji. Jak dotychczas jednak spółka nie wykonała w Polsce żadnego odwiertu.
Prace poszukiwawcze prowadziły w Polsce także inne firmy. Na początku 2014 roku irlandzki koncern San Leon Energy poinformował o zadowalających wynikach przepływu surowca uzyskanych w pionowym odwiercie Lewino-1G2 (koncesja Gdańsk W). W 2013 i 2014 roku San Leon wykonał w Lewinie 3 zabiegi stymulacji złoża. Podczas ostatniego szczelinowania hydraulicznego wykonanego w styczniu 2014 roku koncern osiągnął stabilny poziom wydobycia gazu w wysokości między 12,7 a 16,9 tys. metrów sześc. Na podstawie uzyskanych wyników badań, potencjalny przepływ surowca oceniono na od 5,6 do 11,3 do metrów sześc. Mimo początkowych zapowiedzi, firma jak dotychczas nie wykonała poziomego odwiertu oraz kolejnego szczelinowania hydraulicznego.
Szczelinowanie otworu Lewino-1G2
Jedne z najbardziej zaawansowanych prac poszukiwawczych prowadziła także amerykańska firma BNK Petroleum. Pod koniec maja 2014 roku spółka wykonała z powodzeniem szczelinowanie hydrauliczne na odwiercie kierunkowym Gapowo B-1H na pomorskiej koncesji Bytów. Wówczas firma poinformowała, że średnia wydajność na otworze była niższa od oczekiwanej i wahała się od 5,5 do 11,5 tys. metrów sześc. dziennie. Spółka wskazywała, że te wartości mogły rosnąć wraz z dalszym odzyskiwaniem płynu zwrotnego. Wstępne analizy testu produkcyjnego wskazywały, że przeprowadzone zabiegi stymulacji hydraulicznej mogą nie pozwolić na uzyskanie oczekiwanej efektywnej przepuszczalności skał. Do uzyskania opłacalności przedsięwzięcia potrzebna jest bowiem wysokość przepływu na poziomie 20 tys. metrów sześc. dziennie. Koncern zaznaczał jednak, że w krótkich okresach czasu udało się osiągnąć poziom wydobycia gazu, który wynosił około 28 tys. metrów sześc. dziennie. W sierpniu BNK podał, że te wartości mogą rosnąć wraz z dalszym odzyskiwaniem płynu zwrotnego. Firma do kolejnych prac badawczych na tej koncesji poszukiwała partnera inwestycyjnego. Jednak mimo tych starań, BNK Petroleum nie udało się pozyskać inwestora i zaniechano dalszych prac na tej koncesji. Prawa do niej wygasły w marcu 2015 roku, a obecnie koncesja Bytów jest wystawiona w przetargu na koncesje w poszukiwaniu węglowodorów w 2016 roku.
Nowelizacja Prawa geologicznego i górniczego – główne założenia
W powszechnej opinii poważną barierą utrudniającą poszukiwania gazu ziemnego z łupków są niestabilne i skomplikowane przepisy prawne. Prace nad nowelizacją ustawy Prawo geologiczne i górnicze rozpoczęły się w 2012 roku, 2 lata po tym, jak rozpoczęto pierwsze prace wiertnicze. Rząd premiera Donalda Tuska planował początkowo wprowadzenie nowej ustawy dotyczącej wydobycia węglowodorów tym także z niekonwencjonalnych źródeł. Pod koniec 2012 roku resort środowiska zdecydował się jednak na nowelizację ustawy Prawo geologiczne i górnicze. Nowe przepisy weszły w życie 1 stycznia 2015 roku.
Najważniejsze zmiany przyjęte przez Parlament w nowelizacji ustawy Prawo geologiczne i górnicze dotyczą wprowadzenia jednej koncesji poszukiwawczo-rozpoznawczo-wydobywczej. Jest ona przyznawana przez Ministra Środowiska w postępowaniu przetargowym prowadzonym z urzędu. Koncesja udzielana jest na okres nie krótszy niż 10 lat i nie dłuższy niż 30 lat. Główne procedury środowiskowe przesunięto na ostatnią fazę przed rozpoczęciem wydobycia. Nowelizacja przewiduje również, że badania geofizyczne można prowadzić tylko na podstawie zgłoszenia, bez konieczności ubiegania się o koncesję.
Z punktu widzenia inwestorów istotne wydają się być poprawki łagodzące postępowanie wobec firmy naruszającej harmonogram prac. Zaś z punktu widzenia interesów państwa szczególnie istotne są zapisy dotyczące modyfikacji procedury prekwalifikacji, w której podmiot jest dopuszczany do przetargu na koncesję. W postępowaniu wprowadzono konieczność ustalenia, czy podmiot znajduje się pod kontrolą państwa trzeciego lub obywatela takiego państwa, a jeśli tak, to czy zagraża to bezpieczeństwu narodowemu. Zaproponowano także wymóg posiadania przez podmiot doświadczenia w rozpoznaniu i udokumentowaniu co najmniej jednego złoża węglowodorów, bądź na prowadzeniu wydobycia przez minimum trzy lata. Wprowadzono również kryterium podziału złóż na marginalne i niemarginalne. Złoże zakwalifikowane jako marginalne zostanie zwolnione z płacenia podwyższonej czterokrotnie opłaty eksploatacyjnej. Proponowana zmiana podnosi poziom uznania złóż za marginalne z 500 tys. do 2,5 mln metrów sześc. gazu wydobywanych w ciągu pół roku i z 500 do 1000 ton ropy naftowej.
Jak wynika z Oceny Skutków Regulacji znowelizowanej ustawy Prawo geologiczne i górnicze liczba pracowników w Departamencie Geologii i Koncesji Geologicznych w Ministerstwie Środowiska ma wzrosnąć w ciągu 2 lat od przyjęcia ustawy docelowo o 40 osób. Na początku 2014 roku nad wnioskami firm zainteresowanych m.in. poszukiwaniem gazu łupkowego procowało 7 osób. Jak wynika z Raportu Najwyższej Izby Kontroli z początku 2014 roku, w momencie, kiedy wydawane były koncesje i ruszały poszukiwania gazu łupkowego w Polsce w latach 2007-2012 w Departamencie Geologii i Koncesji Geologicznych sprawami dotyczącymi koncesjonowania poszukiwań złóż gazu z łupków zajmowały się jedynie trzy osoby. To zdaniem NIK zdecydowanie niewystarczająca liczba pracowników. Jak czytamy w raporcie Izby – "nierzetelnie i przewlekle prowadzone były przez Ministra Środowiska postępowania administracyjne w sprawie udzielenia (zmiany, przeniesienia) koncesji na poszukiwanie lub rozpoznawanie gazu z łupków. Decyzje wydawane były ze znacznym przekroczeniem terminów określonych w Kodeksie postępowania administracyjnego, średnio 132 dni przy wymaganych prawem 30 dniach". Ministerstwo Środowiska twierdziło, że od dwóch lat ten problem jest rozwiązany. Niemniej, resort prognozując zwiększenie prac poszukiwawczych wychodził z założenia, że obecny stan osobowy może nie sprostać wyzwaniom.
Rząd premier Ewy Kopacz podjął w 2015 roku decyzje wynikające z nowelizacji ustawy Prawo geologiczne i górnicze. Zaś pod koniec marca 2015 roku ówczesny minister środowiska Maciej Grabowski podpisał rozporządzenie o utworzeniu Okręgowego Urzędu Górniczego w Gdańsku. Utworzenie nowego OUG miało na celu wzmacnianie nadzoru górniczego nad pracami geologicznymi, eksploatacją oraz działalnością związaną ze złożami ropy naftowej i gazu ziemnego na obszarach morskich oraz na Pomorzu.
Aby zintensyfikować prace za gazem ziemnym z łupków, w czerwcu 2015 roku Ministerstwo Środowiska opublikowało informacje o planowanych na 2016 rok przetargach na 10 koncesji w poszukiwaniu i rozpoznawaniu złóż węglowodorów oraz wydobywaniu węglowodorów ze złóż. Przetargi te odbędą się na podstawie znowelizowanej ustawy Prawo geologiczne i górnicze.
Jakie podatki?
W 2014 roku polski parlament przyjął także ustawę o specjalnym podatku węglowodorowym oraz podatku od wydobycia niektórych kopalin. Wysokość renty surowcowej pobieranej przez państwo ma wynieść ok. 40 proc. Nowymi instrumentami podatkowymi są specjalny podatek węglowodorowy, którego stawka ma kształtować się od 0 do 25 proc., zależnie od relacji przychodów do wydatków. W przypadku gazu ze złóż konwencjonalnych stawka podatkowa wyniesie 3 proc., a gazu ze złóż niekonwencjonalnych - 1,5 proc., natomiast w przypadku ropy ze złóż konwencjonalnych stawka to 6 proc., a z niekonwencjonalnych - 3 proc. Inwestorzy będą oprócz tego płacić także 19 proc. podatek CIT. Ustawa weszła w życie 1 stycznia 2016 roku, a podatki będą pobierane od 2020 roku.
Polskie firmy potrzebują wiedzy i technologii
W przeciągu ostatniego roku wycofały się z Polski dwie znaczące zagraniczne firmy - Chevron i ConocoPhillips. W 2014 z dalszych prac w Polsce zrezygnowały także koncerny Total i ENI. W poprzednich latach podobną decyzję podjęły także inne wielkie firmy - Exxon Mobil i Marathon Oil. Przyczyny tych decyzji różniły się w zależności do kondycji finansowych firm oraz od posiadanych w Polsce aktywów. Decyzje były w dużej mierze podjęte w wyniku spadających cen ropy naftowej oraz mniejszej atrakcyjności koncesji w stosunku do innych aktywów zgromadzonych przez firmy w portfelu inwestycyjnym.
Obecnie główny ciężar prac poszukiwawczo – wydobywczych spoczywa na firmach z udziałem Skarbu Państwa – PGNiG oraz PKN Orlen. Według stanu na koniec listopada 2015 roku, na 32 obowiązujące koncesje aż 17 znajduje się łącznie w posiadaniu PGNiG, Orlen Upstream (spółka celowa należąca do PKN Orlen) oraz Lotos. PGNiG wykonało jak dotychczas 19 otworów, a Orlen Upstream - 12 otworów. Liczby te pokazują, że spółki pod nadzorem Skarbu Państwa są istotnymi graczami na polskim rynku poszukiwań błękitnego surowca.
Firmy te potrzebują jednak wiedzy i technologii, którymi dysponują zachodnie koncerny. Zarówno PGNiG, jak i PKN Orlen podjęły się wyzwania związanego z poszerzeniem wiedzy o eksploatacji gazu ze złóż niekonwencjonalnych. PGNiG rozpoczęło w marcu 2014 roku współpracę z amerykańskim koncernem Chevron, który poszukiwał węglowodorów na sąsiedniej koncesji na Lubelszczyźnie. Firmy miały wykonać wspólnie oceny zasobów gazu łupkowego na czterech koncesjach poszukiwawczych w południowo-wschodniej Polsce. Spółki zdążyły razem wykonać tylko jeden odwiert, a Amerykanie podjęli na początku 2015 roku decyzję o wycofaniu się z prac poszukiwawczych w Europie Środkowo – Wschodniej, w tym z Polski. W maju 2015 roku zarząd PGNiG podjął decyzję o rozwiązaniu umowy z Chevronem. Powodem takiej decyzji było wykonanie przewidzianych prac w ramach pierwszego etapu, a przede wszystkim decyzja Chevronu o wycofaniu się z Polski.
W marcu 2015 roku PGNiG podjął się kolejnej współpracy, z tym razem z ConocoPhillips, dotyczącej wymiany wyników badań i doświadczeń z prowadzonych prac wiertniczych na sąsiadujących koncesjach na Pomorzu. Jednak w czerwcu 2015 roku, Amerykanie z ConocoPhillips zdecydowali o opuszczeniu Polski.
Orlen podjął się próby zdobycia doświadczenia w poszukiwaniu węglowodorów ze złóż niekonwencjonalnych w inny sposób. W 2013 roku Orlen Upstream nabył niewielką, kanadyjską firmę TriOil Resources. W następnym roku firma ta nabyła udziały w innej kanadyjskiej spółce Birchill Exploration, prowadzącej już eksploatację węglowodorów. Firma TriOil Resources tylko w czwartym kwartale 2014 roku wykonała 14 szczelinowań hydraulicznych. W październiku 2015 roku Orlen Upstream Canada rozpoczął proces nabycia 100 proc. akcji kolejnej kanadyjskiej spółki - Kicking Horse Energy. Polski koncern nie ukrywa, że dzięki tym transakcjom w przyszłości będzie mógł liczyć na wykorzystanie kanadyjskich doświadczeń w Polsce. A to jeszcze nie koniec zagranicznych akwizycji polskiego naftowego potentata. W październiku 2015 roku Orlen Upstream poinformował o rozpoczęciu procesu przejęcia amerykańskiej firmy FX Energy, poszukującej i wydobywającej w Polsce gaz ziemny.
PGNiG po niepowodzeniach we współpracy z amerykankami firmami w Polsce w czerwcu 2015 roku poinformowało o możliwości nabycia udziałów w firmach prowadzących eksploatację ropy i gazu w Kanadzie i w USA. W tym celu firma stworzyła listę atrakcyjnych aktywów. Takim akwizycjom sprzyja obecnie niska cena ropy naftowej na światowych rynkach.
W poszukiwaniu odpowiedniej technologii
Podczas 5 lat prac okazało się, że prace poszukiwawcze oraz wydobywcze za gazem ziemnym z łupków utrudnia złożona budowa geologiczna. Jak wynika z dotychczasowych analiz wykonanych odwiertów, formacje łupkowe są bardzo różnorodne. Zawartość materii organicznej jest zazwyczaj niższa niż w amerykańskich formacjach. Skały łupkowe w Polsce charakteryzują się także niższą niż w USA przepuszczalnością oraz porowatością. Prace utrudnia także obecność minerałów ilastych, które w kontakcie z wodą pęcznieją. Obecność tych minerałów w formacjach łupkowych utrudnia zaś przeprowadzenie zabiegów szczelinowania hydraulicznego, a wykonane szczeliny szybko się zamykają. Niekorzystnie na opłacalność całego procesu wpływa także głębokość zalegania skał łupkowych, wynosząca w Polsce od 1000 do nawet 4500 metrów.
Odpowiedzią na te wyzwania mają być krajowe inicjatywy mające na celu sprostanie wyzwaniom związanym z komercyjną i bezpieczną dla ludzi i środowiska eksploatacją gazu ziemnego z łupków. W tym celu w lipcu 2012 roku z inicjatywy Ministerstwa Nauki i Szkolnictwa Wyższego oraz Ministerstwa Skarbu Państwa, Narodowe Centrum Badań i Rozwoju oraz Agencja Rozwoju Przemysłu podpisały porozumienie o wspólnym finansowaniu programu badań i rozwoju nowych, innowacyjnych technologii związanych z bezpiecznym poszukiwaniem i wydobywaniem gazu ziemnego z łupków. Powstały na mocy porozumienia program „Blue Gas - Polski Gaz Łupkowy” ma na celu opracowanie i wdrożenie nowych technologii, uwzględniając warunki przyrodnicze i geologiczne. Czas realizacji programu przewidziany jest na lata 2012 -2022. Wielkość budżetu programu wynosi 1 mld zł. Dotychczas w ramach programu przeprowadzone zostały dwa konkursy. Beneficjentami programu są krajowe firmy z sektora naftowego, instytucje naukowe i uczelnie wyższe. Projekty zostały dofinansowane łączną kwotą 300 mln zł. Z pośród 21 projektów, w 17 z nich zaangażowany jest PGNiG.
Mamy złoża, ale potrzebujemy czasu
Mający ukazać się niebawem nowy raport Państwowego Instytutu Geologicznego (PIG) dotyczący szacunkowych wielkości złóż gazu ziemnego z łupków potwierdzi najprawdopodobniej szacunki z 2012 roku. Nowy raport będzie opierał się na wynikach wykonanych w ciągu ostatnich 5 lat odwiertów. W 2012 roku PIG oszacował złoża gazu łupkowego na 347 do 746 mld metrów szesć. gazu. To znacznie mniej, niż szacował raport amerykańskiej Agencji Informacji Energetycznej z 2013 roku. Wówczas Amerykanie sugerowali, że Polska może dysponować nawet 4,1 bln metrami sześc. surowca.
Opierając się jednak tylko na danych PIG można stwierdzić, że te ilości surowca pozwolą w przyszłości na wydobywanie od 1-2 mld metrów sześć. gazu rocznie. To w połączeniu z już wydobywanym gazem konwencjonalnym w wysokości ponad 4 mld metrów sześc., co w połączeniu ze złożami gazu typu „tight gas” może dać Polsce solidną bazę surowcową zapewniającą gazowe bezpieczeństwo na lata.
Polskie skały łupkowe potrzebują jednak dofinansowania – przede wszystkim w projekty technologiczne, wymianę doświadczeń z krajami które już wydobywają ten surowiec (szansą jest zainicjowana przez Polskę współpraca z Chinami) oraz niezbędny przy projektach poszukiwawczych czas.
6.01.2016 r.
Bartłomiej Sawicki, analityk rynku energetycznego
