PGNiG i Orlen w najbliższych tygodniach miały negocjować z kanadyjskimi koncernami i krajowymi firmami energetycznymi warunki strategicznej współpracy przy poszukiwaniu gazu łupkowego w Polsce. Poszukiwawczy alians miał polegać na dopuszczeniu firm Encana, Talisman i Nexen do koncesji polskich koncernów. Rodzime spółki liczyły, że Kanadyjczycy w zamian za udział w licencjach podzielą się doświadczeniem, dużym ryzykiem inwestycyjnym oraz wezmą na siebie część gigantycznych kosztów. – Polskie firmy powinny skorzystać z doświadczeń USA i Kanady, tak aby wydobycie gazu łupkowego u nas było opłacalne – twierdzi Piotr Moncarz, profesor Uniwersytetu Stanforda.

Podobnie miała wyglądać współpraca PGNiG z KGHM, Tauronem, PGE i Eneą. Strony rozmawiają od stycznia. Umowy między nimi miały być zawarte w maju. Teraz mówi się o czerwcu. PGNiG liczyło na spory zastrzyk gotówki od partnerów w zamian za przekazanie im części zysków z przyszłego wydobycia. Tylko KGHM deklaruje 600 mln zł wsparcia. Dziś jest jednak mało prawdopodobne, by spółki szybko zawarły sojusz. Powód? Obowiązujące przepisy nie dopuszczają sprzedaży koncesji ani w części, ani w całości. A bez udziałów w licencji trudno liczyć na zaangażowanie kapitałowe partnerów w wiercenia.

W tej sytuacji rozwiązaniem mogłaby być sprzedaż udziałów w spółce, która jest właścicielem licencji. Z tej opcji korzystają te przedsiębiorstwa, które koncesje nabyły poprzez specjalne spółki celowe. Tymczasem wszystkie koncesje PGNiG i Orlenu zarejestrowane są albo na spółkę matkę (PGNiG), albo firmę odpowiedzialną za segment poszukiwawczo-wydobywczy (Orlen Upstream). Sprzedaż udziałów wydaje się mało prawdopodobna.

Prawnicy twierdzą, że do niedawna istniała inna furtka prawna – zamiast dzielić się koncesją z potencjalnym partnerem, można było podzielić się użytkowaniem górniczym. W styczniu Sejm znowelizował jednak Prawo geologiczne i górnicze. Od momentu wejścia w życie noweli każdy potencjalny partner traktowany jest już jako poddzierżawca. – Ogranicza ona jego prawa, nie występuje już bowiem jako współwłaściciel złoża – twierdzi przedstawiciel kancelarii pracującej dla firm zaangażowanych w poszukiwania gazu z łupków.

Kosztowne wiercenia

Aby wydobywać 2 mld m sześc. gazu łupkowego rocznie, należy wywiercić 185 otworów produkcyjnych. To oznacza konieczność budowy 30 kopalni, a raczej tzw. padów (działka o powierzchni 100 – 200 mkw., na której wywierconych jest maksymalnie do 12 otworów wydobywczych). To gigantyczne koszty. Każdy odwiert kosztuje bowiem ponad 10 mln dol. Gdyby np. PGNiG chciało uruchomić wydobycie na swoich wszystkich 15 koncesjach, musiałoby wydać około 370 mld zł.