Czy w razie odkrycia złóż przez inwestorów, którzy otrzymali koncesje na poszukiwanie gazu łupkowego w Polsce, polskie prawo geologiczne dostatecznie zabezpiecza zarówno interesy naszego kraju, jak i poszczególnych inwestorów?
Z punktu widzenia interesów przemysłu naftowego polskie złoża gazu łupkowego można określić mianem „proven, probable, possibile”. Minie kilka lat zanim będzie je można określić mianem odkrytych (developed), a tym bardziej produkujących (producing).

Dwa rodzaje koncesji

Polskie prawo przewiduje dwa rodzaje koncesji, tj. na poszukiwanie lub rozpoznanie złóż kopalin oraz na wydobywanie kopalin ze złóż. W istniejącym stanie prawnym nie jest możliwe otrzymanie tzw. koncesji łącznej na oba rodzaje działalności (art. 24 ustawy – Prawo geologiczne i górnicze – p.g.i.g. zostało uchylone w 2001 r.).
Z punktu widzenia interesów państwa ważne, jest np. czy z tytułu wydobycia surowca otrzyma ono uczciwą część z uzyskanego przez inwestora dochodu, czy odpowiednio potraktowane są kwestie ochrony środowiska, zdrowia i bezpieczeństwa, dostęp do nowoczesnych technologii.
Z punktu widzenia inwestora jest ważne czy po dokonaniu odkrycia złoża będzie on w stanie uzyskać koncesję wydobywczą i dochód z poczynionej inwestycji, czy inwestycja jest stabilna w tym sensie, że nie będzie miał miejsca „zanikający interes” wskutek niekorzystnej zmiany uwarunkowań prawnych, czy są zapewnione wystarczające środki prawne do dochodzenia roszczeń za niewypełnienie kontraktu.
Poza dyskusją jest fakt, iż złoża kopalin w Polsce – w tym oczywiście gazu łupkowego, są własnością Skarbu Państwa, który może rozporządzać prawem do złóż kopalin poprzez ustanowienie tzw. użytkowania górniczego (art. 7 ustawy p.g.i.g.). Korzystny dla inwestorów jest przepis art. 12 pkt 1 ustawy p.g.i.g., gdzie stanowi się m.in., że ten, kto rozpoznał i udokumentował złoże kopaliny, stanowiące przedmiot własności Skarbu Państwa, może żądać ustanowienia na jego rzecz użytkowania górniczego z pierwszeństwem przed innymi. Może to nastąpić w drodze umowy, o czym mowa w art. 10 pkt 1 ww. ustawy (ustanowienie użytkowania górniczego następuje w drodze umowy za wynagrodzeniem, pod warunkiem uzyskania koncesji).

Ustawa nie krępuje stron

Na jakich warunkach umowa ma być zawarta, tego ustawa nie precyzuje, co pozostawia pole do negocjacji pomiędzy Skarbem Państwa a inwestorem. Nie mówi się w ustawie zwłaszcza o wysokości i sposobie uiszczania wynagrodzenia za użytkowanie górnicze, a jedynie mówi się o tym, że określa tę kwestię umowa (art. 83 pkt 1 ustawy p.g.i.g.).
Ustawa zatem daje dosyć dużą elastyczność w kształtowaniu relacji pomiędzy inwestorem (użytkownikiem górniczym) a państwem, co może, ale nie musi stanowić zalety naszego systemu prawnego aktualnie obowiązującego.
Warto więc prześledzić rozwiązania, które obowiązują na świecie.



Trzy najczęstsze rodzaje umów

Pierwszy typ umowy to tzw. concession (nazywany też jako permit, lease, licence), gdzie zarówno prawa do poszukiwań, jak i tytuł własności do produkcji należą do prywatnego inwestora. Jest to najstarszy i najczęściej stosowany typ kontraktu (w 59 krajach, w tym w Wielkiej Brytanii, USA, Norwegii, Tajlandii, Australii) i polega on na tym, że posiadacz koncesji otrzymuje całą produkcję gazu, przy czym jest zobowiązany do zapłaty opłat licencyjnych oraz podatków. Państwo nie dostaje produkowanego gazu za wyjątkiem ilości przeznaczonych na potrzeby rynku wewnętrznego. Koncesji towarzyszy często prawo do eksportu produkcji. Ten typ umowy daje maksimum kontroli prywatnemu inwestorowi.
Drugim typem umowy jest tzw. joint venture stosowane w 31 krajach, gdzie zarówno prawa do poszukiwań, jak i własność produkcji są podzielone między strony. Partnerem dla prywatnego inwestora w joint venture jest zwykle tzw. narodowa firma gazowa (w polskim przypadku mogłoby to być PGNiG), która poprzez strukturę współwłasności ma wpływ na działanie inwestora. Obie strony otrzymują udział w produkcji proporcjonalnie do wniesionych udziałów. Inwestor prywatny płaci opłaty licencyjne i podatek dochodowy.
Trzecim typem umowy stosowanym w 40 krajach (m.in. w Indonezji, Malezji, Libii, Egipcie, Chinach) jest tzw. production sharing contract, gdzie państwo deleguje swoje prawa do poszukiwań i wydobycia wskazanemu przez siebie kompetentnemu podmiotowi (może nim być narodowa firma gazowa), który jest stroną kontraktu. W koncepcji tej inwestor zagraniczny działa jako tzw. contractor, finansuje i prowadzi proces poszukiwania i wydobycia. Jeśli proces ten okaże się pomyślny, inwestor otrzyma zwrot kosztów i udział w zysku poprzez otrzymanie udziału w produkcji, zwykle określonego procentowo. Produkcja, którą inwestor uzyska po zaspokojeniu swoich kosztów, jest dzielona pomiędzy państwo i inwestora.

Tylko w trzech krajach

Czwartym typem umowy jest tzw. service contract stosowany zaledwie w 3 krajach (Meksyku, Iranie, Omanie; był stosowany w Wenezueli; proponowany jest dla Kuwejtu). Zarówno prawa do poszukiwań i wydobycia, jak i tytuł własności do produkcji, należą do państwa. Inwestorzy zagraniczni nie preferują tej formy współpracy z państwem, ze względu na fakt, że muszą płacić wszystkie koszty operacyjne oraz podatek dochodowy. W zamian mogą liczyć na możliwość zakupu surowca po obniżonej cenie. Model ten ma szanse być zastosowany przy operacjach na złożach już odkrytych, a nie w sytuacji prowadzenia poszukiwań złóż.
Mimo że pierwsze trzy typy są najczęściej stosowane na świecie, nie oznacza to, że byłyby one najbardziej korzystne do zastosowania w warunkach polskich. Ponadto trzeba pamiętać o tym, że uwarunkowania prawne wynikające głównie z zapisów ustawy – Prawo geologiczne i górnicze są dopiero trzecim w kolejności czynnikiem, jaki jest rozważany przez inwestora przy podejmowaniu decyzji o wszczęciu poszukiwań złóż w danym kraju. Ważniejsze dla inwestora są względy geologiczne i podatkowe, które są przez inwestora badane w pierwszej kolejności.
Podstawa prawna
Ustawa z 4 lutego 1994 r. – Prawo geologiczne i górnicze (t.j. Dz.U. z 2005 r. nr 228, poz. 1947).