W artykule podjęto problem wydobycia węglowodorów niekonwencjonalnych i jego wpływu na bezpieczeństwo energetyczne krajów producentów. Wydobycie węglowodorów niekonwencjonalnych zrewolucjonizowało światowe rynki energii, zarówno w zakresie podaży surowców, jak również ich cen. Wielokrotnie powtarzane argumenty o wpływie wydobycia na bezpieczeństwo energetyczne nie doczekały się dotychczas pogłębionej analizy ekonomicznej. Trudność realizacji tego zadania wynika z faktu, iż bezpieczeństwo energetyczne jest słabo zdefiniowaną koncepcją, przez co ujęcie jej w kategoriach ilościowych stanowi wyzwanie badawcze. Podjęta z sukcesem próba określenia determinant bezpieczeństwa energetycznego przez Erdala (2015) została wykorzystana pod względem metodologicznym w niniejszym artykule. Analiza prowadzona jest na przykładzie wydobycia gazu łupkowego w USA w latach 1983–2010. Badanie składa się z kilku części. Pierwszą z nich stanowi wprowadzenie, w którym przedstawia się w syntetyczny sposób wydobycie węglowodorów niekonwencjonalnych w USA oraz problematykę bezpieczeństwa energetycznego. Drugim elementem opracowania jest objaśnienie przyjętego podejścia metodologicznego. Trzecią część stanowi badanie empiryczne oparte na modelu regresji wielorakiej. Opracowanie kończy podsumowanie uzupełnione o propozycje kierunku dalszych badań. Dane statystyczne wykorzystane w opracowaniu pochodzą z baz Banku Światowego, amerykańskiej Energy Information Administration oraz BP Statistical Review of World Energy. Opracowania wykorzystane w przeglądzie literatury stanowią analizy uznanych ośrodków naukowych oraz organizacji międzynarodowych.

Eksploatacja złóż mineralnych zazwyczaj obciąża przedsiębiorcę dodatkowymi podatkami lub opłatami typu royalty, które wykraczają poza powszechny podatek dochodowy (CIT). Państwa z zasady preferują stabilne źródła dochodów fiskalnych oparte np. na wielkości wydobycia surowca, zaś inwestorzy modele oparte na opodatkowaniu z zysku, tj. uwzględniające koszty działalności i ryzyko niższe niż zakładana opłacalność projektu. Zbyt wysokie fiskalne obciążenie sektora wydobywczego z zasady wpływa negatywnie na podejmowane przez inwestorów decyzje dotyczące realizacji nowych inwestycji. Znanych jest wiele przykładów, że zbyt wysokie obciążenia fiskalne skłaniają inwestorów do zmiany lokalizacji na kraje o korzystniejszych systemach podatkowych. Przedstawiono analizę różnych form opodatkowania przedsiębiorstw wydobywczych w świecie i porównano je z systemem obowiązującym w Polsce. Zazwyczaj kraje stosujące w sektorze wydobywczym podatki typu royalty wprowadzają jednocześnie liczne mechanizmy adaptacyjne. Jest to kluczowe dla rozwoju nowych inwestycji z uwagi na fakt, iż w pewnym stopniu mogą one rekompensować wysokie koszty przejścia z fazy inwestycyjnej do operacyjnej. Najczęściej stosowanych jest kilka mechanizmów zachęt jednocześnie, np. przyspieszone rozliczanie wydatków inwestycyjnych i bezterminowa możliwość rozliczania strat. Wprowadzony w Polsce w 2012 roku podatek od wydobycia miedzi i srebra zwiększył zdyskontowaną efektywną stawkę podatkową z poziomu 38,5 do 89% za cały okres trwania inwestycji, co spowodowało wydłużenie zwrotu z inwestycji (PB) o 11 lat, a także spadek wewnętrznej stopy zwrotu (IRR). Obecnie w Polsce brakuje mechanizmów, które równoważyłyby ciężar tego podatku dla nowego inwestora. W celu zrównoważenia podatku od wydobycia niektórych kopalin pod kątem kluczowych wskaźników IRR i ETR zaproponowano możliwość wprowadzenia kilku mechanizmów adaptacyjnych. Dla nowych inwestycji największe znaczenie mają mechanizmy preferencyjnego rozliczania nakładów kapitałowych ponoszonych w przedprodukcyjnej fazie inwestycji. Istotne są: przyspieszona amortyzacja, możliwość odliczenia od podstawy opodatkowania określonych wydatków na fazę poszukiwawczą w połączeniu z wydłużonym okresem rozliczenia straty podatkowej, bądź też mechanizm odliczenia określonego procentu wydatków inwestycyjnych bezpośrednio od podatku.

Rok 2017 w ponad 150-letniej historii węglowodorów będzie jednym z wielu podobnych. Ale dla skroplonego gazu ziemnego będzie rokiem przełomu. W Azji na liderem wzrostu importu stały się Chiny, wychodząc na drugiego światowego importera, wyprzedzając nawet Koreę Południową i mocno rywalizując z Japonią. Otwarto Kanał Panamski dla handlu LNG i „drogę północną” tak, że pojawiły się w Europie dostawy rosyjskiego gazu skroplonego. Rok 2017 stał pod znakiem dramatycznego skracania długości zawartych kontraktów long-term, krótszych ich kadencji i zmniejszania wolumenów – czyli był kolejnym okresem urynkowienia commoditization handlu tym surowcem energetycznym. Artykuł opisuje bieżący stan produkcji i handlu LNG w 2018 roku. Koncentruje się na wydobyciu gazu ziemnego w Stanach Zjednoczonych, Katarze, Australii, Rosji jako krajów mogących produkować i dostarczać LNG do Unii Europejskiej. Szczegółowo przeanalizowano kwestię cen i warunków kontraktów w 2017 r. Autorzy podkreślają, że rynek obecnie cechuje nadpodaż i utrzyma się ona co najmniej do połowy 2020 r. Novatek, Total – liderzy projektu Yamal-LNG – oddali do użytku instalację skraplającą na 5,5 mln Mg/r., a tankowiec Christophe de Margerie był pierwszą komercyjną jednostką, która pokonała trasę do Norwegii, a później dalej do Wielkiej Brytanii bez pomocy lodołamaczy i ustanowiła nowy rekord na Północnej Drodze Morskiej. W 2017 r. rosyjski koncern zwiększył udział w europejskim rynku gazu z 33,1 do 34,7%. Rosja, ale i Norwegia wyeksportowały w 2017 r. do Europy (i Turcji) rekordowe wolumeny „rurowego” – klasycznego gazu ziemnego, odpowiednio 194 i 122 mld m3, czyli o 15 i 9 mld m3 gazu ziemnego więcej niż w 2016 roku. Jeszcze w 2016 r. stawiano tezę, że Rosja łatwo nie odda swojej strefy wpływów i będzie robić wszystko oraz wykorzystywać najróżniejsze mechanizmy, nie tylko rynkowe, by inny niż rosyjski gaz ziemny był po prostu droższy i ekonomicznie mniej opłacalny. Podkreślano również, że presja, jaką wywiera na Rosjanach cały czas technicznie możliwe i ekonomicznie opłacalne przekierowanie do europejskich terminali metanowców wyładowanych amerykańskim LNG powoduje, że Gazprom nie ma wyboru i musi dopasowywać swoje ceny. Amerykanie, ale i każdy inny dostawca (Australia?) po prostu mogą to zrobić i sama ta świadomość po prostu wystarcza, by rosyjski gaz musiał być obecny w Europie w dobrej cenie.

W artykule podjęto próbę opracowania prognozy dotyczącej wydobycia, konsumpcji i salda wymiany z zagranicą surowców energetycznych będących źródłem energii pierwotnej w Polsce. Ze względu na brak nowej polityki energetycznej Polski, autorzy oparli się na dostępnych dokumentach zarówno krajowych, jak i zagranicznych, z których najważniejsze to nadal obowiązująca Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, przyjęta w 2009 r. oraz Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2050 roku opracowana przez Krajową Agencję Poszanowania Energii S.A. Uwzględniono również Projekt Polityki energetycznej Polski do 2050 roku wraz z najważniejszymi analizami prognostycznymi wykorzystywanymi podczas jego przygotowywania. W artykule odniesiono się do prognozy Krajowej Agencji Poszanowania Energii wykazując jej liczne błędy, jak na przykład nieuwzględnianie: spadków cen nośników energii na światowych rynkach, możliwych wzrostów cen uprawnień do emisji CO2 w Unii Europejskiej, czy też zakładanie zbyt niskich celów wykorzystywania OZE w polskiej gospodarce. Autorzy artykułu wyrazili pogląd co do możliwości uruchomienia pierwszej w Polsce elektrowni jądrowej w połowie trzeciej dekady obecnego stulecia. W dalszej części artykułu przedstawiono prognozy dotyczące wydobycia, zużycia i salda wymiany węgla kamiennego i brunatnego, ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce w perspektywie do 2040 roku. Zwrócono uwagę na prognozowany spadek poziomu wydobycia węgla w Polsce, zwłaszcza węgla kamiennego, co zwiększy import tego surowca do Polski. W przypadku gazu ziemnego planowany jest wzrost wydobycia do poziomu 8,5 mld m3 w 2040 roku, ale w najbliższych latach nadal głównym dostawcą gazu ziemnego do Polski będzie rosyjski Gazprom, a zapotrzebowanie będzie uzupełniane przez terminal LNG w Świnoujściu. Jeszcze poważniejsza, z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego, jest sytuacja związana z dostawami ropy naftowej do Polski. Jeszcze w 2015 r. aż 88% krajowego zapotrzebowania na ropę naftową było pokrywane dostawami z Rosji (ropa REBCO) (POPiHN 2017). W 2016 r. udział ten znacząco się obniżył do 81%, mimo obowiązujących kontraktów z firmami rosyjskimi i już 1/4 surowca, który trafia do Grupy LOTOS pochodzi z krajów Zatoki Perskiej, a w przypadku PKN ORLEN udział dostawców alternatywnych wobec dostaw z kierunku wschodniego wynosi 12% (POPiHN 2017).

Wydobycie ropy naftowej ze złoża prowadzi się metodami pierwotnymi wykorzystującymi naturalną energię złoża, metodami wtórnymi polegającymi na fizycznym wypieraniu ropy oraz metodami trzecimi (zaawansowanymi), w których dodatkowe rodzaje energii wspomagają proces wydobycia. Metodami pierwotnymi i wtórnymi można wydobyć w przypadku złóż rop lekkich i średnich około 25-35% zasobów geologicznych, w przypadku złóż rop ciężkich około 10%. Jedną z zaawansowanych metod eksploatacji jest zatłaczanie CO2 do złóż ropnych (CO2-EOR). Ditlenek węgla jest stosowany jako czynnik zwiększający wydobycie ropy ze względu na to, że umożliwia podtrzymanie ciśnienia złożowego, zmniejsza lepkość ropy i ułatwia jej przemieszczanie się w złożu, zwiększa objętość i zmniejsza gęstość ropy, oddziaływuje ze skałami. W zależności od składu ropy oraz ciśnienia i temperatury panujących w złożu pod wpływem zatłaczanego ditlenku węgla może następować mieszalne lub niemieszalne wypieranie ropy ze złoża. W warunkach mieszalności może zostać wydobyte dodatkowe 10-20% ropy w porównaniu do metod pierwotnych i wtórnych eksploatacji, w warunkach niemieszalności dodatkowe wydobycie ropy jest mniejsze. Dobór metody EOR, jaką można zastosować na danym złożu ropy naftowej, zależy od licznych parametrów geologicznych, złożowych i ekonomicznych. Należą do nich przede wszystkim: gęstość, lepkość i skład ropy naftowej, minimalne ciśnienie mieszania, efektywność sczerpania i zmienność pionowa i pozioma złoża. Zastosowanie wymienionych kryteriów pozwala na wstępną selekcję złóż, w których można zastosować konkretną metodę EOR. Przy typowaniu złóż ropy naftowej, w których można zastosować metodę mieszalną zatłaczania ditlenku węgla wykorzystuje się następujące parametry: głębokość zalegania złoża, gęstość ropy, ciśnienie i temperaturę złożową.