Przez 10 lat niezliczone raporty dowodziły, że cuda technologii, takie jak szczelinowanie hydrauliczne i wiercenia poziome, otwierają nową erę w produkcji energii. Wielki przemysł twierdził, że gaz i ropa z łupków przyniosą Ameryce niezależność energetyczną, ożywią przemysł, przyczynią się do obniżenia rachunków za energię i powstania nowych, jakże potrzebnych miejsc pracy. Boom na rynku gazu niekonwencjonalnego, w połączeniu z głęboką recesją, rzeczywiście przyczynił się do spadku cen gazu ziemnego, bijących rekordy w 2008 r.
Mimo to powszechne wyobrażenie, że bonanza gazu z łupków to trwałe zjawisko, jest błędne. Zasoby i rezerwy tego gazu w USA są mocno przeszacowane. W dłuższej perspektywie nie ma szans na utrzymanie obecnego poziomu wydobycia. Co więcej, zaburzenia rynkowe, choćby w postaci zerowych stóp procentowych, przyczyniły się do rozwoju olbrzymiej bańki gazu łupkowego. Tak jak wszystkie bańki i ta pęknie niespodziewanie, pozostawiając po sobie spustoszenie.
Myślicie sobie teraz: „Co to za facet? On chyba nie wie, o czym mówi? Przecież poważni ludzie od lat twierdzą coś dokładnie odwrotnego. Rządowa agencja Energy Information Administration (EIA), zdobywca nagrody Pulitzera Daniel Yergin, T. Boone Pickens, czy Michael Lynch – oni wszyscy uważają, że gazu łupkowego mamy w bród. Czy mogą się mylić?”. Owszem, ponieważ sytuacja jest podobna do tej przed pęknięciem bańki na rynku nieruchomości – narrację budują głównie ci, którzy na „śnie o gazie łupkowym” zbijają interes.
Jednak rzeczywistość różni się od tego, co widzimy w maistreamowych mediach. W książce pt. Cold, Hungry and in the Dark: Exploding the Natural Gas Supply Myth wraz z Artem Bermanem analizuję przyczyny tej rozbieżności. W przeciwieństwie do tekstów gloryfikujących gaz łupkowy, moja książka zawiera niemal 600 przypisów i twarde dane na potwierdzenie zawartych w niej tez. Cold, Hungry and in the Dark rozprawia się z ideą, że wzrost wydobycia gazu niekonwencjonalnego to „nowe otwarcie” dla amerykańskiej gospodarki. Wręcz przeciwnie, stoimy u progu poważnego kryzysu dostaw energii. Nie, nie jestem obrońcą przyrody, walczącym z koncernami naftowymi i gazowymi. Jestem niezależnym analitykiem, od 15 lat zajmującym się rynkiem energetycznym.
Żeby nie było niejasności: na przestrzeni ostatnich 12 lat wydobycie gazu łupkowego rosło w tempie wręcz fenomenalnym i dziś zaspokaja niemal połowę amerykańskiego zapotrzebowania na gaz. Niemniej jednak złoża prędko się starzeją; szybko zbliżamy się do punktu, kiedy wydobycie zacznie spadać. W rzeczywistości, już dziś większość złóż w USA notuje spadek wydobycia.
Zanim omówimy scenariusz kryzysu gazowego, warto rozprawić się z powszechnymi mitami na temat gazu z łupków.
1) Zasoby gazu niekonwencjonalnego wystarczą USA na 100 lat
Choć w ostatnich latach wielokrotnie przytaczano argument, że „gazu łupkowego starczy na sto lat”, niemal nigdy nie szły za tym twarde dane. Wg EIA w 2013 r. zużycie gazu w USA wyniosło 725 mld m³ gazu. Wystarczające na 100 lat wydobycie sumowałoby się więc do 72 500 mld m³ (warto przy tym pamiętać, że USA wciąż są importerem gazu ziemnego netto). Nikt nigdzie nie odkrył złóż, które zawierałyby tak ogromne ilości gazu. Zważywszy, że spośród wszystkich rejonów ropo- i gazonośnych na świecie, terytorium USA jest tym najdokładniej przebadanym, jest mało prawdopodobne, że gdzieś tam są jeszcze nieznane złoża. Wysunięto tylko jeden argument na poparcie tezy, że gazu z łupków starczy na sto lat: rozwój technologii szczelinowania hydraulicznego ma umożliwić dostęp do całości zidentyfikowanego do tej pory gazu łupkowego. Choć postęp technologiczny w zakresie szczelinowania i wierceń horyzontalnych jest rzeczywiście imponujący, taki rozwój nie będzie trwać w nieskończoność.
2) Postęp technologiczny pozwoli zwiększyć wydobycie
Mimo istotnego rozwoju technologii szczelinowania i wierceń poziomych, w ostatnich latach EIA poważnie obniżyło szacunki zasobów technicznie wydobywalnych (technically recoverable resources – TRR). W raporcie z 2011 roku, przygotowanym na zlecenie IEA przez firmę konsultingową Intek Inc., oszacowano, że USA ma 750 bln cf (21 000 mld m³) technicznie wydobywalnych zasobów gazu łupkowego, z czego 410 bln cf (11 500 mld m³) zalega w złożu Marcellus. Jednak krótko po tej publikacji Amerykańska Służba Geologiczna (USGS) oszacowało zasoby w złożu Marcellus na ok. 84 bln cf (2400 mld m³) TTR. Na początku roku 2012, w swoim Annual Energy Outlook Early Release, EIA uwzględnił wyniki USGS i obniżył szacunki dla tego złoża o 65%, do 141 bln cf (4000 mld m³). W ten sposób ze złoża Marcellus „wyparowało” 269 bln cf (7500 mld m³) gazu, a ilość technicznie wydobywalnych zasobów w USA spadła o 36%. Inaczej rzecz ujmując, po obniżeniu szacunków dla złoża Marcellus, całkowite zasoby gazu łupkowego w USA wynoszą 13 500 mld m3, co wystarczyłoby tylko na niecałe 19 lat obecnego poziomu zużycia.
Czy teraz, kiedy zasoby gazu łupkowego “spadły” o 36%, da się jeszcze twierdzić, że szacunki są zaniżane? W żadnym razie. Żeby uzmysłowić sobie, jak rozdmuchane były oszacowania ze wspomnianego raportu Intek, warto przytoczyć dane dla największego złoża gazu ziemnego obu Ameryk: wydobycie w złożu Hugoton w zachodnim Kansas na przestrzeni ponad 60 lat wyniosła ok. 37 bln cf (100 mld m³). Analitycy Intek oszacowali, że każde z trzech dużych złóż gazu łupkowego (Barnett, Haynesville i Marcellus) zawiera więcej gazu, niż Hugoton. Jednak wydobycie gazu niekonwencjonalnego jest niezwykle trudne i kosztowne – w porównaniu do tradycyjnych złóż gazu ziemnego takich jak Hugoton. Wątpliwe więc, czy w którymś z tych złóż dojdzie do wydobycia na dużą skalę. Co więcej, koncerny wydobywcze przeklasyfikowały z kategorii rezerw (surowca opłacalnego w wydobyciu przy użyciu obecnych technologii) do kategorii zasobów (całości surowca zalegającego pod ziemią) gaz łupkowy o wartości dziesiątek miliardów dolarów. Złoża te nie odzyskują statusu rezerw – i to pomimo tego, że na przestrzeni ostatnich dwóch lat ceny gazu ziemnego wzrosły ponad dwukrotnie. Co gorsza, złoża gazu niekonwencjonalnego, które miały przez dziesięciolecia zwiększać wydobycie, dziś notują jego spadek.
Nie musicie wierzyć mi na słowo. Spójrzmy na liczby. Z powodów dokładnie omówionych w Cold, Hungry and in the Dark (takich jak szybkie tempo spadku wydobycia i niewielki margines zysku w przypadku niemal wszystkich opłacalnych odwiertów), mamy prawo twierdzić, że zasoby gazu łupkowego są poważnie przeszacowane. Doskonałym przykładem jest złoże Antrim w stanie Michigan. Wg Michigan Public Service Commission od rozpoczęcia wydobycia w końcu lat 80 ze złoża wydobyto ok. 85 mld m³ gazu z ponad 10 tys. odwiertów. Szczyt wydobycia przypadł na rok 1998, kiedy to wydobywano około 15 mln m³/d. W 2013 roku ze złoża wydobywano niecałe 3 mln m³/d, czyli 20 procent tego, co podczas szczytu wydobycia. To długo eksploatowane złoże, brakuje nowych miejsc pod odwierty, a wydobycie spada wyraźnie i to mimo znacznego wzrostu cen gazu ziemnego. Można więc założyć, że do momentu zamknięcia złoża uda się wydobyć nie więcej niż 28 mld m³ gazu. Mimo to, wg raportu Intek/EIA z 2011, w złożu Antrim zalega 566 mld m³ gazu. Zapytałem Intek, na jakiej podstawie twierdzą, że złoże Antrim zawiera niemal 7 razy więcej gazu, niż wydobyto tam do tej pory. Nie uzyskałem żadnej odpowiedzi.
Ilustracja 1. Wiertnica do odwiertów poziomych w złożu gazu łupkowego Marcellus, Hrabstwo Lycoming, Pensylwania (zdjęcie: Wikipedia)
To prawda, złoże złożu nierówne. Jednak analitycy raportu EIA/Intek zaklinają rzeczywistość również w przypadku innych lokalizacji. Nawet drastyczne obniżenie prognoz dla złoża Marcellus nie zmieniło tej tendencji: mnożą się dowody, że EIA przeszacowuje całkowite zasoby gazu niekonwencjonalnego co najmniej czterokrotnie. W książce przytaczam szereg danych, wskazujących, że USA pozostało ok. 3400 mld m³ wydobywalnego gazu łupkowego. Raport Intek/EIA cytowano wielokrotnie w trakcie debat na temat przyszłości wydobycia gazu i ropy z łupków. Nie ja jeden uważam, że jego szacunki są grubo zawyżone. W grudniu 2013 David Hughes, emerytowany geolog Kanadyjskiej Służby Geologicznej i członek Post Carbon Institute, opublikował raport pt. Drilling California: A Reality Check on the Monterrey Shale. Stwierdza w nim, że złoże Monterrey zawiera znacznie mniej gazu, niż 15 mld baryłek podane w raporcie Intek. Kiedy i inni analitycy poparli wnioski Hughesa, co wywołało szum medialny, EIA obniżyło prognozy dla Monterrey z 15 mld baryłek do zaledwie 600 mln – o 96%! Wprawdzie nie oczekuję tak drastycznej korekty dla całości złóż w USA, jednak poważne redukcje są pewne – zważywszy na przebieg dotychczasowych wierceń i rosnące zrozumienie rzeczywistego potencjału wydobycia gazu łupkowego.
3) Wydobycie gazu ziemnego w USA będzie rosło aż do 2040 roku
Wg Annual Energy Outlook 2014 Reference Case (jednego z rozdziałów corocznego przeglądu energetycznego EIA) całkowite wydobycie gazu ziemnego w latach 2012-2040 ma rosnąć o 1,6% rocznie – głównie za przyczyną podwojenia wydobycia gazu łupkowego. Oznaczałoby to, że w 2040 USA wydobędą ok. 1000 mld m³ gazu – w stosunku do 725 mld m³ w roku 2013. W tym scenariuszu USA (dziś importer gazu ziemnego netto) stałyby się eksporterem netto w 2020 roku.
Z kolei wydobycie gazu niekonwencjonalnego wg EIA ma wzrosnąć z 275 mld m³ w roku 2012 do 560 mld m³ w 2040 roku. Uważam, że prognozy EIA odnośnie gazu łupkowego są nadmiernie optymistyczne. Z dwóch przyczyn.
Po pierwsze, większość amerykańskich złóż tego gazu już notuje spadek wydobycia. Teksas ma największe złoża ropy i gazu w USA. Według nadzorującej wydobycie tych surowców Texas Railroad Commission (RCC), wydobycie gazu niekonwencjonalnego z trzech największych złóż w tym stanie przestało rosnąć. W złożu Barnett – najstarszym amerykańskim „nowoczesnym złożu gazu łupkowego” (gdzie większość szybów to odwierty poziome, wykonane metodą frackingu) – szczyt wydobycia przypadł na rok 2012. Od tamtej pory wydobycie spada i to mimo wzrostu cen gazu. Drastycznie spada też wydobycie w teksańskiej części złoża Haynesville – głównie dlatego, że spada produktywność odwiertów. Ciekawe są doniesienia RCC odnośnie złoża Eagle Ford (gdzie jednocześnie wydobywa się z łupków ropę i gaz): wydobycie gazu osiągnęło plateau, i to pomimo tego, że wydobycie ropy wciąż jeszcze rośnie.
Część złoża Haynesville położona w Luizjanie miała „stać się największym polem gazowym na świecie, o zasobach rzędu 1,5 biliardów cf (42 500 mld m³)” – tak twierdził w 2009 r. Aubrey McClendon, prezes koncernu Chesapeake Energy. Jednak złoże osiągnęło szczyt wydobycia w 2012 roku, a teraz notuje drastyczny spadek: według Departamentu Surowców Naturalnych Luizjany o niemal 50%. Czyżby Haynesville nie spełniło rozdmuchanych oczekiwań? To jest delikatnie powiedziane. Fayetteville w Arkansas w ostatnich dwóch latach utrzymywało stały poziom wydobycia – dzięki nowym odwiertom – jednak złoże się starzeje i wkrótce wydobycie zacznie maleć. Od kilku lat spada wydobycie w mniejszym złożu Arkoma Woodford. Nic nie wskazuje na to, by ta tendencja miała się odwrócić.
Wydobycie rośnie jedynie w trzech znaczących złożach: Bakken (gdzie wydobywa się głównie ropę), Utica w Ohio (we wczesnym stadium eksploatacji) oraz części złoża Marcellus położonej w Pensylwanii i Zachodniej Wirginii. Bez wątpienia Marcellus jest jednym z największych pokładów gazu w USA (odpowiada za 20% całkowitego krajowego wydobycia), jednak nie zrównoważy spadków wydobycia ze złóż konwencjonalnych, innych złóż gazu łupkowego, gazu z pokładów węgla (CBM) czy złóż podmorskich. Gdyby w ostatnich dwóch latach nie wzrosło drastycznie wydobycie ze złoża Marcellus, szczyt wydobycia gazu niekonwencjonalnego w USA nastąpiłby już w 2012 roku.
Jest też drugi powód, dla którego prognozy EIA muszą być chybione. Agencja mylnie zakłada, że wyższe ceny gazu będą stymulować wzrost wydobycia gazu łupkowego. We wspomnianym wcześniej Annual Energy Outlook EIA spodziewa się, że w okresie 2012-2040 ceny gazu ziemnego będą rosły o 3,75% rocznie, aż w 2040 r. osiągną 7,65 USD za milion brytyjskich jednostek termicznych MMBTU (w dolarach z 2012 r.).
Część ekonomistów powtarza z lubością, że wyższe ceny zawsze oznaczają wzrost wydobycia. Jednak przeczą temu rzeczywistość geologiczna i prawa fizyki – w długo eksploatowanych złożach (a w USA to większość), wzrost cen w najlepszym razie spowolni spadek wydobycia. Dla przykładu w latach 1973-1984 średnia cena gazu ziemnego w Stanach wzrosła dziesięciokrotnie – z 0,22 USD za tysiąc stóp sześciennych (mcf) do 2,66 USD za mcf. Tymczasem wydobycie spadło o niewyobrażalne 19 procent. Wydobycie malało również w latach 2001-07 i to mimo 50-procentowego wzrostu cen gazu. Jasne jest, że sam wzrost cen nie gwarantuje wzrostu wydobycia – potrzebne są nowe odkrycia i postęp technologiczny. W ostatniej dekadzie firmy wydały na poszukiwania miliardy dolarów (licząc na premię dla pionierów – odkrycie i wydzierżawienie nowych pól to ogromny zysk). Dlatego nie wierzę w kolejne złoża gazu łupkowego, czekające na odkrycie i eksploatację.
4) Wzrost efektywności wydobycia obniży ceny gazu
Wiele pisze się o tym, jak to amerykańskie koncerny wydobywcze ograniczają koszty wierceń i wymyślają innowacyjne sposoby na pozyskanie gazu z łupków. Bez wątpienia, przemysł czyni stałe postępy w zakresie wydajności wierceń i szczelinowania. Jednakże, podobnie jak w przypadku zasobów, prognozy odnośnie wzrostu efektywności są mocno przesadzone. Stoimy wobec pewnej zagadki: ilość pracujących wiertnic w USA jest najniższa od 20 lat, podczas gdy wydobycie gazu jest niemal najwyższe w historii. Ta sprzeczność ma kilka przyczyn. Pierwsza to proces licencjonowania wydobycia. Odwiert musi powstać w przeciągu trzech (czasem pięciu) lat od uzyskania pozwolenia – inaczej może ono stracić ważność. Kiedy operator ukończy odwiert, może rozpocząć wydobycie w dowolnym momencie – nawet jeśli nie podłączy szybów natychmiast do sieci przesyłowej. Na licencje w złożu Marcellus w ostatnich 6 latach wydano miliardy dolarów. Nic dziwnego, że wiercono tam na potęgę. Rozbudowa gazociągów nie nadąża za tym boomem i część nowych szybów nie pracuje. Podobnie jak w początkach eksploatacji złoży Barnett i Haynesville, firmy ze złoża Marcellus wykazują stały wzrost mocy wydobywczych (sumując gaz ze świeżych odwiertów i z szybów „na jałowym biegu”). Jednocześnie deklarują, że spada ilość pracujących wiertnic. Wzrost wydobycia metodami konwencjonalnymi i ujmowanie w rachunku nieaktywnych szybów, przy jednoczesnym spadku ilości wierceń, daje wrażenie wzrostu efektywności. Niemniej jednak pula odwiertów czekających na eksploatację może wyczerpać się już w pierwszej połowie przyszłego roku – zależnie od tempa rozbudowy sieci przesyłowej. Wówczas wydobycie szybko osiągnie szczyt, na co wskazuje gwałtowne tempo spadku wydobycia w innych szybach złoża Marcellus i obecna niska aktywność wiertnicza.
Co więcej, często na poczet wzrostu efektywności zapisuje się naturalny cykl życia pól gazowych czy naftowych. Pierwsze odwierty w złożu zazwyczaj trwają najdłużej, są najdroższe i najmniej wydajne. Kiedy tylko operator lepiej rozpozna uwarunkowania złoża i zacznie wspinać się po krzywej uczenia się, czas i koszty wierceń gwałtownie maleją, aż w końcu się stabilizują. Kiedy złoża się starzeją, bo wyeksploatowano najbardziej wartościowe pokłady, ta z trudem wypracowana wydajność znowu spada – ponieważ pozostają już tylko trudniejsze lokalizacje. Przykładowo, w ostatnich latach początkowa wartość wydobycia w odwiertach (dobry wskaźnik wydobycia w przyszłości) w złożu Barnett spadała – i to mimo postępu technologicznego. I nie ma w tym nic dziwnego, jeśli uwzględnić zadziwiającą intensywność wydobycia w tym złożu na przestrzeni ostatnich 12 lat. Wywiercono ponad 20 tys. szybów (z czego 4 tys. już się wyczerpała), a ilość nowych wierceń od 4 lat spada. Wcześniej wierzono, że wydobycie ropy z północnej części złoża oznaczać będzie też wzrost wydobycia gazu (przy wydobyciu ropy pozyskuje się również gaz). Tak się jednak nie stało. Według teksańskiego RRC wydobycie ropy ze złoża Barnett spadło w roku 2011 z niemal 20 tys. baryłek dziennie do niecałych 5 tys. baryłek dziennie w pierwszym kwartale 2014 r: spadek o 75% na przestrzeni zaledwie kilku lat. Wydobycie ropy z tego złoża będzie gwałtownie maleć – i to nawet kiedy ceny ropy na nowojorskiej giełdzie NYMEX oscylują wokół 100 dolarów za baryłkę – bo brakuje nowych, dobrych pokładów, a te będące w eksploatacji szybko się wyczerpują. To kolejny dowód, że wysokie ceny surowca nie rozwiążą problemu starzenia się złóż.
Na horyzoncie mamy kryzys gazowy. Jak będzie wyglądał? Jak piszę w Cold, Hungry and in the Dark, sytuacja może być podobna do tej z okresu między początkiem lat 70. a połową lat 80. Wtedy to zaczęły się wyczerpywać złoża gazu, które szczyt produktywności notowały w latach powojennych. Popyt przewyższył podaż. Podwyżka cen gazu pociągnęła za sobą wzrost kosztów ogrzewania, prądu i żywności. Setki tysięcy ludzi straciły pracę. Niedobory gazu dodatkowo nadwerężyły morale konsumentów, już przerażonych wzrostem cen paliw na skutek kryzysu na Bliskim Wschodzie. Brzmi znajomo? Zeszłej zimy mieliśmy przedsmak tego, jak może wyglądać kryzys gazowy, kiedy to zawirowania prądu strumieniowego i napływ powietrza z Arktyki skuły lodem cały Północny Wschód. Ceny gazu drastycznie wzrosły, stanęły fabryki papieru w Nowej Anglii, ograniczono dostawy licznym odbiorcom przemysłowym. Zwykli zjadacze chleba płacili krocie za ogrzewanie. W pewnym momencie ceny gazu dla konsumentów w Bostonie i okolicach przekroczyły nawet 100 USD za tysiąc stóp sześciennych.
Wprawdzie skutki nadciągającego kryzysu gazowego będą podobne do tych z lat 70., jednak rozwiązania będą musiały być zupełnie inne. Poprzednim razem, kiedy USA doświadczyły długiego okresu niedoborów i spirali podwyżek cen gazu, na ratunek przyszła energetyka jądrowa i węglowa. By skompensować niedobory, podwojono moc zainstalowaną w energetyce węglowej, która w 1970 roku wyprodukowała 700 TWh prądu, a w 1985 już 1400 TWh. Ilość pracujących reaktorów jądrowych wzrosła z 20 w roku 1970 do 96 w roku 1985 (a ilość wyprodukowanej energii z 22 TWh do 384 TWh). Dziś trudno nam będzie przestawić się z gazu na inne źródła energii: do końca przyszłego roku zostaną wyłączone z użytku stare bloki węglowe o łącznej mocy 50 GW (zgodnie z regulacjami Agencji Ochrony Środowiska EPA), w likwidacji jest zaś kilkanaście elektrowni jądrowych.
Ale przecież da się jakoś ograniczyć popyt na gaz? Naturalnie. Ale to będzie bolało. Dziś przedsiębiorstwa gazochłonne (wykorzystujące gaz w procesach przemysłowych) chętnie lokują swoje fabryki w Stanach. Przykładowo, jeszcze kilkanaście lat temu w USA spadała produkcja nawozów sztucznych, a rósł ich import. Jednak dziś przemysł nawozowy kwitnie – bo ceny gazu są niemal najniższe na świecie, za to rosną ceny ropy, a więc i paliw transportowych (koniecznych do transportu nawozów wytworzonych za granicą). W Iowa buduje się fabryka nawozów warta 1,8 mld USD. Kiedy ruszy pod koniec przyszłego roku, stanie się kolejnym wielkim konsumentem gazu. Również zagraniczne koncerny budują dziesiątki nowych fabryk, korzystając na amerykańskim boomie gazu ziemnego. Dla zakładów chemicznych przerwy w dostawach gazu mogą oznaczać paraliż produkcji.
Na szczęście wiele da się zrobić, by złagodzić nadciągający kryzys. Na pewno będą dalsze wiercenia, nie wierzę jednak, że nowe szyby skompensują starzenie się amerykańskich złóż gazu ziemnego. Tym razem rynku nie uspokoją ani wzrost efektywności wierceń, ani zakręcanie kaloryferów (na wzór Jimmiego Cartera, który przykręcił ogrzewanie w Białym Domu i zaczął nosić ciepłe swetry). Długofalowym rozwiązaniem jest energetyka rozproszona, dziś w początkowej fazie rozwoju. Wielkie koncerny próbują zdusić w zarodku tą energetyczną rewolucję. Jednak wzrost rachunków za prąd i ciepło oraz olbrzymia poprawa wydajności paneli słonecznych i systemów magazynowania energii sprawi, że Amerykanie inaczej spojrzą na swoich korporacyjnych dostawców energii. Już wkrótce na naszych dachach pojawią się kolektory słoneczne i ogniwa fotowoltaiczne (tak, jak ma to miejsce w innych częściach świata), a w piwnicach – urządzenia magazynujące energię. Mylą się ci, którzy myślą, że rozproszone źródła energii osiągną parytet sieci dopiero za kilkadziesiąt lat, a w międzyczasie trzeba je będzie dotować furą publicznych pieniędzy, bo same z siebie nie są konkurencyjne wobec tradycyjnych form wytwarzania. Przełom jest bliżej, niż myślimy. Spirala wzrostu cen gazu i prądu, w połączeniu ze spadkiem kosztów i wzrostem wydajności rozproszonych źródeł energii, przyspieszy moment, kiedy te ostatnie osiągną parytet sieci. Nie wierzycie? Inwestycje SolarCity i Tesla Motors w panele słoneczne i systemy magazynowania energii dowodzą, że rewolucja energetyczna dzieje się tu i teraz. Niemcy już dziś z odnawialnych źródeł energii wytwarzają więcej prądu, niż Polska zużywa.
Podsumowując, nadciągający kryzys gazowy i pęknięcie bańki gazu łupkowego dla wielu będzie zaskoczeniem – dosłownie wszystkie media głównego nurtu kupiły wyssaną z palca opowieść o tym, że Stany Zjednoczone mają taniego gazu na dziesięciolecia… nic tylko wiercić i wiercić. Będzie płacz i zgrzytanie zębów, a ważni eksperci będą wciskać nam kit, że „to było nie do przewidzenia” (tak, jak robili w przypadku bańki na rynku nieruchomości). To nieprawda. Mamy mnóstwo, coraz więcej, dowodów wskazujących, że zasoby gazu łupkowego zostały mocno przeszacowane i że dzisiejszego poziomu wydobycia nijak nie da się utrzymać. Niestety, rzeczywistość to układ nieliniowy; pęknięcie bańki gazu łukowego nie przyniesie stopniowego wzrostu cen, ale raczej gwałtowny skok, który trudno będzie złagodzić. Jeszcze wspinamy się po krzywej wydobycia, ale kiedy wydobycie w złożu Marcellus osiągnie plateau i przestanie kompensować spadki w niemal wszystkich innych złożach w kraju – wszystko się zmieni. Dzisiejsze samozadowolenie ustąpi miejsca panice, kiedy za gaz trzeba będzie płacić horrendalne kwoty. Nie dajcie się zaskoczyć!
Marta Śmigrowska na podst. Forbes, The Popping of the Shale Gas Bubble
