1st Panel
New Rules, New Opportunities in
Environmentally Tougher World
Speakers:
Moderator: Tomasz Dobrowolski - Partner, K&L Gates Warsaw Office
Piotr Grzegorz Woźniak - Under-Secretary of State, Ministry of the
Environment, Chief National Geologist
Bogdan Kuśnierz - Director of Regional Mining Authority in Warsaw
Jacek Wróblewski, Ph.D. - Board Member, The Polish Exploration and
Production Industry Organization; Development Director, BNK Polska
Thursday, November 8, 2012
Warsaw Stock Exchange, Trading Floor
Pierwszy Panel
Nowe zasady, nowe możliwości w coraz
trudniejszym środowisku
8 listopada, 2012 r.
Copyright © 2012 by K&L Gates LLP. All rights reserved.
Paneliści
 Tomasz Dobrowolski, Partner, K&L Gates
Warszawa
 Piotr Grzegorz Woźniak, Podsekretarz Stanu,
Ministerstwo Środowiska, Główny Geolog Kraju
 Bogdan Kuśnierz, Dyrektor Okręgowego Urzędu
Górniczego w Warszawie
 Dr Jacek Wróblewski, Członek Zarządu,
Organizacja Polskiego Przemysłu PoszukiwawczoWydobywczego; Dyrektor ds. Rozwoju,
BNK Polska
1
Projekt nowej ustawy węglowodorowej
(oczekiwany jeszcze w tym roku). Czy
przyniesie nowe szanse rozwoju, czy też
stworzy nowe problemy i wyzwania dla
inwestorów?
 Ustawa ma stworzyć model zarządzania, nadzoru
i opodatkowania działalności w zakresie
poszukiwania i wydobycia węglowodorów w obszarze
up-stream
 Nowa ustawa ma zapewnić atrakcyjność warunków
podjęcia takiej działalności nie tylko w skali
regionalnej ale i globalnej
 Zmieniony zostanie w istotny sposób system
koncesyjny
2
Projekt nowej ustawy węglowodorowej
(oczekiwany jeszcze w tym roku). Czy
przyniesie nowe szanse rozwoju, czy też
stworzy nowe problemy i wyzwania dla
inwestorów?
 Utworzona zostanie państwowa (100%) spółka
(Narodowy Operator Kopalin Energetycznych NOKE), która będzie miała prawo uczestniczyć
w nowych koncesjach
 Udział NOKE w koncesji pozwalać będzie na
podział koncesji pomiędzy współ-koncesjonariuszy
3
Projekt nowej ustawy węglowodorowej
(oczekiwany jeszcze w tym roku). Czy
przyniesie nowe szanse rozwoju, czy też
stworzy nowe problemy i wyzwania dla
inwestorów?
 Przewiduje się ograniczenie zastosowania regulacji
ustawy Prawo zamówień publicznych przez
koncesjonariuszy
 Wprowadzone zostaną nowe rozwiązania fiskalne:
podatek o charakterze royalty w wys. 5% od
wartości wydobywanego gazu (10% od wartości
wydobytej ropy naftowej) oraz podatek liczony od
dodatnich skumulowanych przepływów finansowych
w wys. 25%
4
Implementacja Dyrektywy
Węglowodorowej w Polsce - czy
to nadal problem?
5
Sztuka prognozowania i techniki
wiertnicze – w czym Polska
różni się od innych krajów i co
sprawia, iż sprawdzone gdzie
indziej metody tu zawodzą?
6
1st Panel
New Rules, New Opportunities in Environmentally
Tougher World
November 8, 2012
Copyright © 2012 by K&L Gates LLP. All rights reserved.
Introduction of our speakers
 Tomasz Dobrowolski, Partner, K&L Gates Warsaw
 Piotr Grzegorz Woźniak, Under-Secretary of State,
Ministry of Environment, Chief National Geologist
 Bogdan Kuśnierz, Director of Regional Mining
Authority in Warsaw
 Jacek Wróblewski, Ph.D., Board Member, The
Polish Exploration and Production Industry
Organization; Development Director, BNK Polska
8
New Shale Gas/Hydrocarbons Law (draft
still to come this year) – does that really
mean new opportunities, new problems or
new challenges for investors?
 New model for management, supervision and
taxation of activities in the area of hydrocarbon
prospecting and extraction (up-stream)
 New law should secure attractive conditions for
such activities, both regionally and globally
 Essential changes in the licence award system
9
New Shale Gas/Hydrocarbons Law (draft
still to come this year) – does that really
mean new opportunities, new problems or
new challenges for investors?
 A new 100% state owned entity - Narodowy Operator
Kopalin Energetycznych (National Operator for
Energy Minerals) (NOKE) will be established - a
future stakeholder in new concessions
 If NOKE is involved, division of one licence between
several licence holders is admissible
10
New Shale Gas/Hydrocarbons Law (draft
still to come this year) – does that really
mean new opportunities, new problems or
new challenges for investors?
 The applicability of the Procurement Law by licence
holders is expected to be limited
 New fiscal solutions (royalty tax of 5 per cent of the
value of gas extracted (10 per cent of the value of oil
extracted) and a tax on positive cumulated financial
flows of 25 per cent) will be introduced
11
Implementation of EU
Hydrocarbons Directive in Poland
– still an issue?
12
Art of geological surveys and
drilling techniques – is Poland so
different that solutions tested
elsewhere fail?
13
MINISTERSTWO
ŚRODOWISKA
GŁÓWNY GEOLOG
KRAJU
Piotr Grzegorz Woźniak
Główny Geolog Kraju
Warszawa, 08.11.2012 r.
MINISTERSTWO
ŚRODOWISKA
GŁÓWNY GEOLOG
KRAJU
111 koncesji na
poszukiwania
i rozpoznawanie złóż
niekonwencjonalnych gazu
wykonano 31 odwiertów
rozpoznawczych
W trakcie 8 odwiertów
rozpoznawczych
w 10 odwiertach wykonano
zabieg szczelinowania
hydraulicznego (2 w
poziomych i 8 w pionowych)
do roku 2020 zaplanowano
jeszcze ok 270 kolejnych
2
MINISTERSTWO
ŚRODOWISKA
GŁÓWNY GEOLOG
KRAJU
Prognozowane zasoby
3
MINISTERSTWO
ŚRODOWISKA
GŁÓWNY GEOLOG
KRAJU
Liberalizacja i stabilność inwestycji
Koncesja poszukiwawcza
Zezwolenie poszukiwawcze
Koncesja rozpoznawcza (na ogół wydawana na 5 lat),
Koncesja wydobywcza (na ogół wydawana na 20 – 30 lat)
Koncesja rozpoznawczo-wydobywcza (wydawana na ~30 lat)
• harmonogram prac i zobowiązania inwestycyjne podstawą
wypełniania warunków koncesji
• etapowanie prac
4
MINISTERSTWO
ŚRODOWISKA
GŁÓWNY GEOLOG
KRAJU
Podatki i opłaty
Obecny poziom government take (udział państwa z zysku brutto)
to ~27%
Skumulowany government take na poziomie 40% (CIT 19% zysku
brutto, podatek od wydobycia – 5% od wartości wydobytej kopaliny, specjalny
podatek węglowodorowy – 25% od nadwyżki cash flow, podatek od
nieruchomości – 2% od wartości nieruchomości, opłata za użytkowanie
górnicze, opłata eksploatacyjna)
Opłata eksploatacyjna za wydobywanie węglowodorów:
5,89 zł
24,00 zł / 1000 m3 gazu ziemnego
34,89 zł
50,00 zł / tona ropy naftowej
Gmina
Jest
Będzie
60%
60%
Powiat
15%
Województwo
15%
NFOŚiGW
40%
10%
5
MINISTERSTWO
ŚRODOWISKA
GŁÓWNY GEOLOG
KRAJU
Narodowy Operator Kopalin Energetycznych
• Spółka o 100% udziałem Skarbu Państwa o charakterze
strategicznym
• Partnerstwo kapitałowe
• Maksymalizacja wartości złoża
• Minimalizacja ryzyka technicznego, środowiskowego
• Wzrost wiarygodności kredytowej przedsięwzięcia
Najważniejsze zadanie
kontrola racjonalnej
gospodarki złożami
6
MINISTERSTWO
ŚRODOWISKA
GŁÓWNY GEOLOG
KRAJU
Koncesja i użytkowanie górnicze
Obecnie:
- Nie ma możliwości podziału użytkowania górniczego i
koncesji
Propozycja:
- Możliwość podziału użytkowania górniczego i koncesji
przez więcej niż jeden podmiot jeżeli w konsorcjum
wydobywczym udziałowcem będzie NOKE
7
MINISTERSTWO
ŚRODOWISKA
GŁÓWNY GEOLOG
KRAJU
Najważniejsze zmiany
Wzmocniony nadzór nad wykonywaniem koncesji
Przetargi tylko dla zweryfikowanych firm (prekwalifikacja)
Bezpieczeństwo odsprzedaży koncesji - prawo pierwokupu dla
NOKE, odsprzedaż koncesji możliwa tylko do firm po prekwalifikacji
Precyzyjne przepisy i uproszczone procedury środowiskowe
Respektowanie praw nabytych
Pozostają WUG, PSG, GDOŚ, GIOŚ
8
MINISTERSTWO
ŚRODOWISKA
GŁÓWNY GEOLOG
KRAJU
Zagospodarowanie krajowego
wydobycia gazu ziemnego
Dostawy do sieci – rynek krajowy
Eksport – nominalna zdolność przesyłowa na przejściach
granicznych gazociąg jamalski – 32 mld m3, Lasów –
1,5 mld m3, Morawia – 0,5 mld m3
- kontraktowa zdolność przesyłowa na przejściach
granicznych – 0 mld m3
Generacja rozproszona energii elektrycznej
9
MINISTERSTWO
ŚRODOWISKA
GŁÓWNY GEOLOG
KRAJU
Inwestycje w przesył gazu
Planowane
inwestycje OGP
Gaz – System w
latach 2014 – 2021
– 10,5 mld zł (3,3
mld USD) - 2200 km
gazociągów
10
MINISTERSTWO
ŚRODOWISKA
GŁÓWNY GEOLOG
KRAJU
Magazyny gazu
PGNiG ma w planie
do 2015 r.
rozbudować
magazyny do 3 mld
m3 a do 2020 do
3,4 mld m3
11
MINISTERSTWO
ŚRODOWISKA
GŁÓWNY GEOLOG
KRAJU
DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ
Projekt Ustawy węglowodorowej wg zapowiedzi i założeń Rządu
– czy rozwiąże istniejące i spodziewane problemy
Tomasz Dobrowolski, Partner
K&L Gates w Warszawie
Zgodnie z rządowymi zapowiedziami do końca bieżącego roku przedstawiony zostanie projekt tzw.
Ustawy węglowodorowej. W tej chwili można jedynie wyrazić nadzieję, iż zaproponowane tam
rozwiązania będą na miarę spodziewanych sukcesów związanych z optymistycznym wariantem
przewidywanego wydobycia gazu z łupków ze złóż znajdujących się Polsce a jednocześnie, iż
rozwiązane - bądź przynajmniej zminimalizowane - zostaną problemy, jakie pozostały do rozwiązania
na gruncie obecnie obowiązującego tzw. nowego prawa geologicznego i górniczego to jest Ustawy
z dnia 9 czerwca 2011 r. Prawo geologiczne i górnicze (Dz.U.2011.163.981) („PGiG”).
Co prawda wybrana droga – jeszcze jedna spec-ustawa, których już kilka powstało w ostatnich latach
– może budzić niepokój, co do generalnego kierunku rozwoju prawodawstwa, w sytuacji gdy
Ustawodawca ma problem z oceną już istniejących i z przywidywaniem ewentualnych przyszłych
problemów związanych z inwestycjami długoterminowymi w skali makro. Zważywszy jednak na ponad
pokoleniowy zakres przedsięwzięcia, jakim jest poszukiwanie i uruchomienie wydobycia gazu ze
źródeł niekonwencjonalnych w zgodzie z wizją przyszłego rozwoju kraju, lecz bez brnięcia w
partykularyzmy branżowe i biurokratyczno-administracyjne, to taki sposób działania wydaje się
uzasadniony.
Przedstawione ostatnio przez członków Rządu informacje na temat niektórych rozwiązań, jakie
miałyby zostać zawarte w nowej ustawie można pokrótce streścić w następujący sposób:

Ustawa ma stworzyć model zarządzania, nadzoru i opodatkowania działalności w zakresie
poszukiwania i wydobycia węglowodorów w obszarze up-stream.

Ustawa ma zapewnić atrakcyjność warunków podjęcia takiej działalności nie tylko w skali
regionalnej ale i globalnej.

Zmieniony zostanie w istotny sposób system koncesyjny, w którym ostatecznie wprowadzony
zostanie wymóg przetargowy dla firm wcześniej prekwalifikowanych w zakresie ich
kompetencji profesjonalnych i posiadanych zasobów, w tym finansowych, umożliwiających
właściwe wykonanie przyjętych zobowiązań.

Utworzona zostanie państwowa (100%) spółka (Narodowy Operator Kopalin Energetycznych NOKE), która będzie miała prawo uczestniczyć w nowych koncesjach tak by zagwarantować
Państwu możliwość sprawowania należytej kontroli ryzyka związanego z udostępnianiem złóż
„operatorom zewnętrznym”.

Udział NOKE w koncesji pozwalać będzie na niestosowany do tej pory podział koncesji
pomiędzy współ-koncesjonariuszy.

Przewiduje się (przy czym założenie te sformułowane jest bardzo ogólnie) ograniczenie
zastosowania regulacji ustawy Prawo zamówień publicznych przez koncesjonariuszy.

Wprowadzone zostałyby nowe rozwiązania fiskalne: podatek o charakterze royalty w wys. 5%
od wartości wydobywanego gazu (10% od wartości wydobytej ropy naftowej) oraz podatek
liczony od dodatnich skumulowanych przepływów finansowych w wys. 25%. Ponadto
podniesiona zostałaby opłata eksploatacyjna.

Posiadacz koncesji poszukiwawczej zachowałby prawo pierwszeństwa do uzyskania koncesji
wydobywczej przygotowane przez niego dokumentacja geologiczna złoża spełniałaby
określone wymogi.

Koncesje nie będą potrzebne dla prac poszukiwawczych polegających na badaniach
powierzchniowych bez odwiertów.

Przychody uzyskane przez NOKE w postaci dywidend przekazywane byłyby do budżetu oraz
do Węglowodorowego Funduszu Pokoleń (funduszu opartego na istniejących w innych krajach
(np. Norwegia, niektóre prowincje w Kanadzie) rozwiązaniach zapewniających przyszłym
pokoleniom obywateli udział w korzyściach z wcześniejszej eksploatacji zasobów naturalnych).
Niektóre z przedstawionych powyżej założeń - zarówno w aspekcie pro futuro jak i w relacji do już
zaistniałych problemów – warte są kilku słów komentarza bądź dookreślenia ich kontekstu, przy
zastrzeżeniu jednak, iż dopiera znajomość kompletnego projektu, którego termin upublicznienia – co
warto zaznaczyć - był już kilkukrotnie przekładany, pozwoli na pełna analizę w znacznej części
nowatorskich ze swej istoty – na gruncie polskim - rozwiązań i ewentualnych ryzyk z nimi związanych.
I tak należałoby zwrócić uwagę na następujące kwestie:
Relacje nowa ustawą a obowiązującym Prawem geologicznym i górniczym (PGiG)
Zasady prawidłowej legislacji wymagają, aby nowa ustawa – jeśli spełnione mają być ustrojowe
zasady dot. własności górniczej przysługujące w odniesieniu do węglowodorów Państwu
i przedstawione założenia nowej regulacji – w sposób pełny i kompleksowy regulowała m.in. kwestie
implementacji Dyrektywy 94/22/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dn. 30 maja 1994 w sprawie
warunków udzielania i korzystania z zezwoleń na poszukiwanie, badanie i produkcję węglowodorów
2
(Dyrektywa Węglowodorowa), zasady koncesjonowania, kształt użytkowania górniczego w odniesieniu
do węglowodorów i wszystkie te kwestiach, które mogą być istotne z punktu widzenia treści ”joint
operations agreements” jako powszechnie przyjętej podstawy (wykorzystujacych różne standardy
wypracowane przez organizacje branżowe) współdziałania różnych podmiotów w procesie
poszukiwania i eksploatacji złóż węglowodorów.
Dotychczasowa implementacja – obciążona dodatkowo zwłoką i sporem z Komisją Europejską - nie
może być uznana za kompletną, tym bardziej, iż wymaga przez prawo unijne formuła przetargu nie
została w polskim prawie doprowadzona do końca ze względu na niewydanie przez Ministra
Środowiska stosownych przepisów określających sposób jego przeprowadzenia.
Nadal pozostaje też do rozstrzygnięcia problem zauważanej kolizji praw koncesjonariuszy, którzy
uzyskali koncesje na poszukiwania gazu z łupków w trybie bezprzetargowym w oparciu o wcześniej
obowiązujące zasady - i przyznanej im w tym zakresie ochrony – z wymogiem przetargowym.
Sytuacja ta - w przypadku nie dojścia do porozumienia w trybie polubownym rodzi również niezależnie od innych argumentów prawnych jakie mogą być podnoszone przez inwestorów
zaangażowanych w poszukiwania czy tez powództwa kierowanego do sadu powszechnego na
podstawie art. 15 ust. 2 PGiG - ryzyko sporów z Państwem Polskim opartych na dwustronnych
umowach o ochronie inwestycji i zasadach Karty Energetycznej.
Niepodzielna koncesja i problemy z użytkowaniem górniczym
Należy podkreślić, iż przedstawione przez Rząd założenia czynią dla NOKE odstępstwo od przyjętego
kanonu niepodzielnej koncesji. Niewątpliwie rodzi się pytanie czy utrzymywanie takiego kanonu
w sytuacji, gdy wielkość nakładów potrzebnych na rozpoznanie i podjecie eksploatacji zasobów gazu
z formacji łupkowych oceniona została na ponad 50 mld PLN, z czego Skarb Państwa jest gotów
wyłożyć jedynie 5 mld PLN – zakładając, iż pozostałą kwotę zapewnią inwestorzy - jest uzasadnione.
Można stwierdzić, iż poza graczami z extra-klasy międzynarodowej w obszarze wydobycia ropy i gazu
oraz krajowymi koncernami paliwowymi („Orlen”, „Lotos”) jak też wiodącymi grupami energetycznymi
(PGE, ENEA, TAURON) i KGHM działającymi na zaproszenie Ministra Skarbu i wspierającymi Polskie
Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. jest wiele podmiotów, które gotowe są przyjąć ryzyko
zainwestowania w projekt rozpoznawczo- wydobywczy, jeśli ich udział oparty jest na solidnych
podstawach prawnych. To zaś nie do końca wydaje się zapewniać – o czym niżej – podużytkowanie
górnicze.
Nie należy zapominać, iż dla rozwoju wydobycia gazu z formacji łupkowych w pionierskich stanach
USA, bardzo istotną rolę spełniły niezależne firmy działające w obszarze poszukiwań i rozwoju
zasobów ropy i gazu, firmy o większej mobilności i elastyczności, które gotowe były podjąć większe
ryzyko ekonomiczne.
Możliwa do wprowadzenia ustawowa zasada solidarnej odpowiedzialności współ- koncesjonariuszy
pozwoliłaby na ich wspólne działanie na wszystkich poziomach, w tym również w relacji do organu
koncesyjnego, i na kumulację środków w sposób dla nich bezpieczniejszy albowiem oparty o przepis
ustawowy stosowany wprost a nie o jego interpretacje.
3
Warto tu zaznaczyć, iż wspomniana niżej w sposób bardzie szczegółowy Instrukcja Głównego
Geologa Kraju opublikowana dnia 26 czerwca 2012 r. na stronie internetowej Ministerstwa Środowiska
(w której Skarb Państwa reprezentowany przez Ministra Środowiska ustala zasady udostępniania
możliwości korzystania z użytkowania górniczego przez podmioty nie posiadające koncesji), stanowi
wprost w pkt. 9, iż w przypadku podużytkowania górniczego: „Warunkiem wyrażenia zgody na
zawarcie umowy podużytkowania górniczego jest poręczenie przez podużytkownika górniczego za
zobowiązania wynikające z umowy użytkowania górniczego”.
W konsekwencji celowa wydaje się dalsza analiza konstrukcji prawa użytkowania górniczego aktualnie
opartego na przepisach art. art. 12-17 Ustawy PGiG jako aktualnie jedynego instrumentu
pozwalającego na rozporządzenie przez Państwo własnością górniczą. Jego kształt tak pod rządem
poprzedniej ustawy jak i obecnego PGiG wymagał i wymaga dodatkowych interpretacji, w których
element celowościowy wydawał się przeważać nad spójnością konstrukcji prawnej. Jednym
z praktykowanych rozwiązań pod rządami poprzedniej ustawy Prawo geologiczne i górnicze z 4 lutego
1994 r. roku umożliwiających wspólną realizację przedsięwzięć poszukiwawczych i wydobywczych
była umowa, na podstawie której inwestor, nie posiadający koncesji w zamian za swój wkład nabywał
udział w złożu, a mówiąc ściśle – udział w prawie użytkowania górniczego. Powyższa praktyka
kontraktowa współgrała z praktyką organu koncesyjnego wyrażania zgody na przeniesienie udziału
w prawie użytkowania górniczego (nie większego jednak niż 49%).
Powyższe rozwiązanie, choć powszechnie stosowane, nie znajdowało jednak podstawy
w postanowieniach tejże ustawy choćby ze względu na fakt, że do użytkowania górniczego stosowało
się odpowiednio przepisy Kodeksu cywilnego o użytkowaniu gdy tymczasem zgodnie z art. 254
Kodeksu cywilnego użytkowanie jest prawem niezbywalnym.
Obecnie do użytkowania górniczego stosuje się odpowiednio przepisy Kodeksu cywilnego dotyczące
dzierżawy, a nie użytkowania. Należy jednak zauważyć, iż niezmiennie w brakuje wyraźnego
uregulowania występującej w obrocie praktyki przenoszenia udziałów w użytkowaniu górniczym.
Powstaje zatem pytanie czy możliwe jest nabycie przez osobę trzecią udziału w prawie użytkowania
górniczego.
Lukę tę - istotną z zarówno z gospodarczego jak i prawnego punktu widzenia – uzupełnia wspomniane
wcześniej Informacja Głównego Geologa Kraju, zgodnie z którą jedyną możliwa formą takiego udziału
jest ustanowienie podużytkowania górniczego w drodze umowy - za zgodą Skarbu Państwa wyrażoną
w formie aneksu do umowy ustanowienia użytkowania górniczego.
Powyższe rozwiązanie budzi jednak kontrowersje, jeśli istotą zamierzenia inwestorów jest wspólne
działanie na całym obszarze koncesji lub jej określonej i wydzielonej części. Zgodnie z PGiG
w granicach określonych przez ustawy oraz przez umowę o ustanowienie użytkowania górniczego
4
użytkownik górniczy, w celu wykonywania działalności regulowanej, może, z wyłączeniem innych
osób, korzystać z przestrzeni objętej tym użytkowaniem. Tak więc, poprzez zawarcie umowy
podużytkowania górniczego, użytkownik górniczy zapewnia podużytkownikowi górniczemu możliwość
korzystania z przestrzeni objętej tym podużytkowaniem, z wyłączeniem innych osób, w tym siebie
samego.
NOKE
Przedstawione przez Rząd zasady dotyczące udziału NOKE w nowych koncesjach oraz we wtórnym
obrocie koncesjami wydaja się w pierwszym rzędzie skupiać na elastycznej formule działania. Stąd nie
sformułowano w założeniach minimalny ani maksymalnych pułapów takiego uczestnictwa
pozostawiając to sferze negocjacji w trakcie przetargu.
Trudno uznać takie rozwiązanie za właściwe albowiem argument o potrzebie pełnej elastyczności
przegrać może w konfrontacji z potrzebą jasnego formułowania reguł gry już w momencie
podejmowania przez inwestora decyzji o przystępowania do przetargu. Należy też wyeliminować
ryzyko, by powszechnie krytykowana dominacja elementu ceny w przetargach organizowanych
w oparciu o zasady Ustawy Prawo zamówień publicznych – tym razem a rebours– nie determinowała
wyboru inwestora.
Ustanowienie Pełnomocnika Rządu do spraw rozwoju węglowodorów; formuła spec-ustawy
Zapowiadane wcześniej utworzenie urzędu Pełnomocnika Rządu do spraw rozwoju węglowodorów nie
zostało potwierdzone w przedstawionych założeniach i jak można zrozumieć - w świetle dyskusji
kompetencyjnych pomiędzy organami rządowymi – pomysł ten został zaniechany. Jest to rozwiązanie
właściwe, które miejmy nadzieję jest również refleksją wzglądem podniesionego wcześniej trendu
tworzenia w polskim ustawodawstwie spec – ustaw i instytucji (m.in. dotyczących autostrad, budowy
terminalu LNG, budowy elektrowni atomowej), które z jednej strony popychają projekty, na których
władzom rządowym ze słusznych powodów zależy, z drugiej jednak psują prawo wprowadzając
zasadę nierównego traktowania inwestorów, szczególnie tych zainteresowanych projektami o długim
cyklu inwestycyjnym.
Potrzeba szybkiego opracowania aktów wykonawczych
Niewątpliwie nowa ustawa upoważni właściwe organy do wydania nowych aktów wykonawczych. Nie
wydaje się jednak czymś nadmiernym oczekiwanie, by wraz projektem ustawy opublikowane zostały
projekty aktów wykonawczych tak aby obraz jaki uzyskają inwestorzy był kompletny i czytelny.
Regulacje unijne – czy należy się spodziewać istotnych zmian poza kwestiami środowiskowymi?
Zgodnie z art. 194 ust.2 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej wybór źródeł energii jest
suwerennym prawem państw członkowskich zatem nie prawnej możliwości zablokowania poszukiwań
i wydobycia w obszarze badań geologicznych, regulacji górniczych czy formuły koncesjonowania i nie
wydaje się aby poważnie zastanawiano się nad zmiana tego stanu rzeczy. Jest więc mało
5
prawdopodobne aby zaistniała potrzeba zmiany regulacji przyjętych na poziomie krajowym. Jedynym
istniejącym ograniczeniem dla krajowych rozwiązań regulacyjnych w tej sferze jest wspomniana już
Dyrektywa Węglowodorowa w zakresie sformułowanego w niej wymogu przetargowego.
Jednocześnie jest kwestią dość powszechnie zauważaną, iż nie sfera regulacyjna znajdująca się
w domenie państw członkowskich, ale kwestie ochrony środowiska regulowane na poziomie unijnym
są tym obszarem, w obrębie którego może dojść do istotnego utrudnienia bądź wręcz uniemożliwienia
- w okresie ich obowiązywania - pozyskiwania węglowodorów z formacji łupkowych w krajach
unijnych.
Zlecone przez Komisje analizy oraz projekt sprawozdania Komisji Ochrony Środowiska Naturalnego,
Zdrowia Publicznego i Bezpieczeństwa Żywności wyraźnie wskazują na wielka ostrożność
w kwestiach środowiskowych. Zgodnie z uzasadnieniem do projektu sprawozdania tejże komisji
działającej pod przewodnictwem polskiego europosła Bogusława Sonika jako sprawozdawcy, organy
Unii dysponują obecnie - w sferze ochrony środowiska - szerokim wachlarzem środków opierających
się na 8 dyrektywach i ponad 30 instrumentach prawnych. Z kompromisowych siła rzeczy zapisów
projektu sprawozdania wynika jednak jasno, iż kwestie gospodarki wodnej, ewentualny wpływ
nieracjonalnego gospodarowania zasobami wodnymi na związane z nimi ekosystemy, ryzyka
związane ze szczelinowaniem hydraulicznym a w szczególności z możliwością przenikania
używanych w tym procesie płynów do warstw wodonośnych to kwestie szczególnej troski Komisji,
która w swych 68 wnioskach, zaleceniach i wezwaniach kierowanych do Komisji, państw
członkowskich i firm działających w sektorze, formułę szereg zaleceń w zakresie dalszych studiów,
badań i ocen oraz wskazuje na potrzebę sformułowania dobrych praktyk.
Zrównoważony rozwój obszarów up-stream i mid/down-stream
Coraz powszechniej dociera do wszystkich zainteresowanych świadomość, iż regulacje w obszarze
up-stream to tylko fragment zadania określonego jako poszukiwania, eksploatacja i wykorzystanie
zasobów gazu łupkowego oraz liberalizacja rynku gazu ziemnego w Polsce. Działania w obu tych
obszarach muszą być tak zsynchronizowane, aby nie dopuścić do sytuacji, w której rozwinięty obszary
poszukiwań i wydobycia napotka na bariery wzrostu w postaci braku odpowiedniej infrastruktury, w
tym infrastruktury przesyłowej i połączeń międzysystemowych bądź niemożności lub braku zachęt dla
lokalnego wykorzystania gazu w nowych źródłach generacyjnych i kogeneracyjnych. Stosowne
rozwiązania i zachęty to obszar nowego prawa gazowego jako elementu Trójpaku Energetycznego,
które oby - w tym zakresie - zachowało pełna spójność z ustawa węglowodorową.
-------------------------------------------Powyższe uwagi to jedynie ograniczona refleksja nad problemami, z którymi przyjdzie się zmierzyć
przekładając rozbudzone oczekiwania społeczne i merytoryczne racje na język - miejmy nadzieję kompleksowej, dalekowzrocznej i elastycznej regulacji.
6
The draft of Hydrocarbon Act in the light of the Government’s plans
and assumptions –
will it meet investors’ expectations?
Tomasz Dobrowolski, Partner
K&L Gates Warsaw office
According to the government's announcement, a draft of the so-called Hydrocarbon Act will be
presented by the end of the year. For now, it may only be hoped that solutions contained in that
document will provide solutions effectively supporting realization of the optimistic projections for shale
gas extraction from Polish deposits, and that the outstanding issues arising from the currently
applicable, so-called New Geological and Mining Law, i.e. the Act of 9 June 2011 Geological and
Mining Law (Journal of Laws 2011.163.981) (PGiG), will be resolved or at least minimised.
True enough, the legislative path chosen – yet another special-purpose law (specustawa) to add to
a number of others of that type adopted in recent years – may raise some concerns as to a general
legislative strategy in cases where the legislature encounters difficulties in assessing the already
existing and potential problems related to long-term macro-scale investments. However, considering
the supra-generational scope of the undertaking that is the prospecting for and extraction of gas from
unconventional sources in line with the vision of Poland’s future development without plunging into
sectoral and bureaucratic particularities, this way of action seems to be justified.
The information provided recently by government members on some of the solutions to be included in
the new act may be summarised as follows:

The act is aimed at creating a model for management, supervision and taxation of activities in
the area of hydrocarbon prospecting and extraction (up-stream).

The act is aimed at providing investors with attractive conditions for activities in the area of
hydrocarbon prospecting and extraction, both regionally and globally.

Significant changes will be made in the licence award system for hydrocarbon prospecting and
extraction, including a tender requirement for companies which, nevertheless, will have to be
pre-qualified in terms of their competence and resources held, including financial ones, to
make possible a proper execution of commitments made.

A state-owned (100%) company will be established (Narodowy Operator Kopalin
Energetycznych - NOKE) and granted the right to participate in licences – but only the new
ones awarded under the planned act – so as to ensure that the State exercises adequate
control over the risks related to providing external operators with access to hydrocarbon
deposits.

NOKE’s involvement in a licence will allow, for the first time, a division of the licence between
licence holders.

The application of the Procurement Law by licence holders is expected to be limited – (the
assumption being formulated in a very general way).

New fiscal solutions would be put in place: a royalty tax of 5 percent of the value of gas
extracted (10 percent of the value of oil extracted) and a 25 percent tax on positive cumulated
cash flows. The exploration fee would also be raised.

A prospecting licence holder making investments in geological works would have the right of
priority in obtaining an extraction licence provided that specific conditions are met by the
documentation developed and submitted by it.

No licences will be required for prospecting involving surface analysis with no drilling.

Profits earned by NOKE in the form of dividends would be transferred to the budget and the
planned Hydrocarbon Generations Fund (based on similar solutions existing in other countries,
such as Norway and some provinces of Canada, to ensure that future generations have a
share in the benefits from the previous exploitation of natural resources).
Some of the above-mentioned assumptions – both those looking forward and those relating to the
current issues – are worth commenting on or their context should be clarified, subject to the
reservation that a complete analysis of those largely innovative (for Polish standards) solutions and
possible associated risks will not be possible until the complete draft, whose publication – which is a
fact of note – has been postponed several times so far, is eventually known. With this taken into
account, the following issues should be noted:
The relationship between the new act and the applicable geological and mining law
Principles of proper law-making require that a new act of law – if the constitutional rules concerning
fossil ownership, which, with regard to hydrocarbons, is granted to the State, and the provisions of the
newly proposed regulation are to be complied with – should fully and comprehensively regulate such
issues as (i) the implementation of Directive 94/22/EC of the European Parliament and of the Council
of 30 May 1994 on the conditions for granting and using authorizations for the prospecting, exploration
and production of hydrocarbons (Hydrocarbon Directive), (ii) licensing rules, and (iii) the form of mining
usufruct with regard to hydrocarbons.
2
In order to stimulate the interest of various entities in the development of mining in Poland, the act
should include proactive solutions in the areas that might be relevant in relation to the content of the
joint operations agreements, as a commonly accepted base (using as a starting point some standards
developed by professional organisations) for the cooperation of such various entities in the process
of prospecting and exploitation of hydrocarbon deposits.
The implementation so far – additionally burdened with a delay and a dispute with the European
Commission – may not be deemed to be complete, if only for the fact that the tender procedure
required by the EU legislation has not been fully transposed into Polish law due to the Minister of the
Environment’s failure to issue relevant regulations specifying the methods of conducting such tenders.
Still unresolved is the problem of a noticeable potential collision of the rights of licence holders who
were awarded their licences for prospecting of shale gas without tenders, based on previously
applicable rules, and are protected in this respect (the present Article 15 of the currently applicable
PGiG) with the current tender requirement at the stage of the extraction licence award. This situation –
in the event of the licence holder and State Treasury failing to reach an amicable agreement and
irrespective of the licence holder’s right to bring the case to court under Article 15(2) of the act or its
right of recourse to other legal arguments, including the protection of acquired rights – gives rise to
potential risks of disputes with the State based on bilateral agreements on the protection of investment
or the provisions of the Energy Charter Treaty.
Indivisible licence and problems of mining usufruct
It needs to be stressed that the assumptions presented by the government with regard to NOKE make
an exception from the principle of licence indivisibility, which has been an established standard in the
domain of geological and mining law.
A question arises of whether keeping to that standard is justified considering that the amount of
investments needed to explore and start exploiting gas from shale formations is estimated at PLN 50
billion, of which the State Treasury is ready to allocate a mere PLN 5 billion relying on investors to
provide the rest of the financing.
Apart from the international giants in the oil and gas business, as well as the national fuel companies
(Orlen, Lotos), the leading energy groups (PGE, ENEA, TAURON) and KGHM invited by the Minister
of the Treasury to support Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A., there are many other
entities ready to consider and take the risk of investing in an exploration and extraction project, should
their involvement rest on a clear legal basis. This, however, does not seem to be guaranteed – as
clarified below – by the current regulations on mining sub-usufruct.
It has to be borne in mind that the independent oil and gas exploration and development companies, ,
highly mobile and flexible, and ready to take higher economic risks, played a crucial role in the
pioneering days of shale gas development in the USA (Pennsylvania, Texas). Only after formations
were explored and exploitation started did the large multi-national majors come into play, as
exemplified by the acquisition of Texas-based XTO by ExxonMobil.
3
There seems to be scope for a statutory principle of joint and several liability of co-licensees which
would allow for their joint operation at all levels, including the relations with authority granting licences
and also for cumulation of funds necessary to carry out the activity in a way which is safe for investors,
because it based on a directly applicable law rather than interpretations thereof.
The State Treasury, making use of the planned system of pre-qualification, might establish desired
criteria to be satisfied by consortium members applying to participate in a tender procedure.
It should also be noted that the below mentioned Information of the Chief National Geologist Guidance
published on 26 June 2012 on the Ministry of the Environment’s website (wherein the State Treasury
represented by the Minister of the Environment provides possibilities for non-licence holders to use the
assets covered by mining usufruct), states explicitly in its section 9 that in the case of mining subusufruct: “the consent for entering into a mining sub-usufruct agreement is conditioned upon the subusufruct holder issuing a warranty for obligations arising from the mining usufruct agreement”. While
the character of such a warranty has not been defined (several or subsidiary), the direction of the
solution – although on a different level – remains the same.
Consequently, it seems advisable to carry out a further analysis of the mining usufruct law, currently
based on Articles 12-17 of the PGiG Act as the only existing document to enable the State to manage
mining property. Its content, both under the previous act and the present PGiG, have required
additional interpretations where purpose seemed to have prevailed over legal system integrity. One of
the solutions applied under the previous act, i.e. the Geological and Mining Law of 4 February 1994, to
make possible the joint execution of prospecting and extracting projects, was the agreement whereby
an investor not holding a licence acquired a share in the deposit, or to put it strictly, a share in the
mining usufruct, in return for its contribution. The above contractual practice was consistent with the
licence issuer’s practice of validating the transfer of shares in the mining usufruct (amounting,
however, to no more than 49 per cent).
The above solution, commonly applied as it is, was not reflected in the provisions of that act, if only for
the fact that mining usufruct was regulated by the Civil Code provisions concerning usufruct, whereas
pursuant to Article 254 of the Civil Code usufruct is an inalienable right.
At present, mining usufruct is regulated by the provisions of the Civil Code concerning lease rather
than usufruct. It has to be pointed out, however, that the practice of transferring shares in mining
usufruct is yet to be clearly regulated. A question then remains as to whether it is possible for a third
party to purchase a share in mining usufruct.
This gap – of both economic and legal relevance – is partly filled by the above-mentioned Chief
National Geologist Guidance, according to which the only possible form of obtaining such a share is by
the establishment of a contractual mining sub-usufruct approved by the State Treasury in the form of
an annex to the mining usufruct agreement.
4
That solution, however, provokes some controversy if the investors’ principal intent is to cooperate
throughout the scope of the licence or in a specific and separated part thereof. According to PGiG,
within the limits set by the acts and the mining usufruct agreement, a mining usufruct holder may, in
order to perform its regulated activity, make use of the space covered by such usufruct, excluding any
other persons. Thus, by concluding a mining usufruct agreement, the mining usufruct holder provides
the mining sub-usufruct holder with a possibility to use the space covered by such sub-usufruct,
excluding any other persons, including themselves.
NOKE
The government proposal for rules of NOKE participation in new licences and in the secondary trade
in licences seems to focus primarily on flexible forms of action. Hence, no minimum or maximum
levels of such participation have been specified to be left open for negotiation in the course of a tender
procedure.
This solution can hardly be considered to fully meet the expectations as the need for flexibility may
prove to be inferior to the need for clearly defined rules of play at the stage of the investor’s decision to
enter the tender procedure. The risk of a commonly criticised predominance of the price factor in
determining the choice of investor in tenders held in accordance with the Public Procurement Law –
this time a rebours – should be avoided.
Appointment of Government’s Special Proxy for the development of hydrocarbons; special-purpose
law
The previously announced establishment of the position of Government’s Special Proxy representative
for the development of hydrocarbons has not been confirmed in the assumptions and, as follows from
the discussions between particular government bodies, the idea has been abandoned altogether. This
is the correct solution and a hopeful departure from the prior legislative tendency to adopt specialpurpose laws and form special-purpose institutions (e.g. regarding motorways, construction of the
LNG terminal, construction of nuclear plants, etc.), which, on the one hand, push forward the projects
which authorities rightly regard as priority, and on the other spoil the law by introducing the practice of
unequal treatment of investors, particularly those interested in investment projects with a long life
cycle.
Need for prompt preparation of secondary legislation
The new Act will surely authorize competent authorities to issue new secondary legislation. However,
it is not asking too much to expect the draft law to be accompanied by draft implementing acts so that
investors are given a complete and clear picture.
EU regulations of potential relevance for the Act
Pursuant to Article 194(2) of the Treaty on the Functioning of the European Union, the choice of
energy sources is a sovereign right of Member States and, therefore, there are no legal ways to block
the prospecting and extraction in the areas of geological study, mining regulations or the licensing
5
system. It does not seem that a change of this state of affairs has been considered seriously. It is,
therefore, highly unlikely that regulations at national level will require any amendment. The only
existing limitation for national regulations is the Hydrocarbon Directive and the tender requirement it
imposes.
At the same time, it is commonly realised that it is not the regulatory framework controlled by the
Member States, but rather the issues of environmental protection regulated on the EU level that may
constitute a major obstacle hindering or even preventing the extraction of gas from shale formations in
EU countries.
The EU-commissioned analyses (e.g. on the AEA Technology) published this year and the draft report
of the Commission for Protection of the Natural Environment, Public Health and Food Safety of 25
September 2012 clearly indicate great caution shown by Member States in all environmental matters
related to the prospecting and potential extraction of shale gas. According to the explanatory note to
the draft report of the Commission headed by Polish EP deputy Bogusław Sonik as a rapporteur,
EU institutions currently have a wide range of measures at their disposal in the area of environmental
protection, based on eight directives and over 30 legal instruments. The conclusions of the project,
compromising as they have to be, clearly suggest that the matters of water management, including a
possible impact of inappropriate management of water resources on associated ecosystems, risks
related to hydraulic fracturing, in particular possible proliferation of agents used in this process into
water-carrying layers, are matters of particular concern for the Commission, which, in its 68
conclusions, recommendations and orders directed to the European Commission, Member States and
businesses operating in the sector, formulates a number of recommendations regarding further
studies, analyses and assessments as well as the need to establish good practices in the area
concerned.
It has to be mentioned at this point that some EU officials (statement of the European Commission
spokesman for the environment) put forward proposals, including the one of September this year, to
develop a new EU law in 2013 concerning the extraction of gas from shale formations, amending the
existing directives.
Sustainable development of up-stream and mid/down-stream areas
All stakeholders are increasingly aware that regulations in the up-stream area are but a part of the task
defined as prospecting, exploitation and use of shale gas resources and the liberalisation of the
natural gas market in Poland. Actions in both of these areas must be synchronised in such a way as to
prevent a situation where the development in the area of prospecting and extraction is halted by
growth barriers in the form of insufficient infrastructure, including industrial infrastructure, and intersystem connections or the lack of incentives for the local use of gas in new generation or cogeneration plants. Appropriate solutions and incentives are the domain of a new gas law (constituting
a part of the so-called Energy Three-pack, i.e. a set of draft laws dividing the uniform but highly
complicated (due to the amendments made in 1997) Energy Law into power, gas and renewable
energy laws), which should remain fully consistent in this respect with the Hydrocarbon Act.
6
-------------------------------------------The above comments are merely a limited reflection on the problems that are to be faced in translating
the high social expectations and practical considerations into the language of – let us hope - a
comprehensive, far-reaching and flexible regulation.
It may also be added that working on a large (over 220 articles) text of the currently applicable
Geological and Mining Law continued from February 2008 (publicising of the proposal) to the end of
the legislative process in June 2011 (examination of Senate and Sejm amendments).
7
Conference Speakers biographies
Tomasz Dobrowolski
Partner, K&L Gates Warsaw office
Tomasz Dobrowolski is a Partner in the K&L Gates Warsaw office and a leader of Poland Energy and
Infrastructure Practice. With more than 20 years of practice in environmental, natural resources, energy
development, regulatory and legislative issues as well as international finance, his practice includes
representation of diverse interests in natural resources, project development, and regulatory matters. He
graduated form Universities of Warsaw and from the University of Adam Mickiewicz in Poznań (a post graduate
diploma). Admitted to Warsaw Counsels’ Bar and Advocates’ Bar. Before entering private legal practice, he
worked as a counsel for some Polish trading houses advising on transactions and power projects in various
countries i.a. United States, the UK, India, Ireland, and Germany. Mr.Dobrowolski’s experience includes working
on infrastructural and power projects i.a.; with one of international motor-way operators in a tender for A-2
Stryków-Konotopa project; advising one of the major Polish power plants on its rehabilitation program; advising
investors bidding for a controlling stake in one of hard coal fired power plants; advising international energy
utilities in structuring their assets and on various project in Poland; advising Spanish, German and international
investors on renewable energy and “waste to energy” projects. At present he is also actively involved in the
nuclear program under development in Poland and in various aspects of shale gas exploration projects.
Piotr Grzegorz Woźniak
Under-Secretary of State, Ministry of the Environment, Chief National Geologist
Piotr Woźniak graduated from the Geology Department of Warsaw University. In 1980-1984 and 1986-1989 he
was an assistant at the State Geological Institute. From 1989 to 1990 he was a ministerial adviser at the Ministry
of Agriculture and Food Economy. From September 1992 to December 1996 was commercial attaché at the
commercial attaché office in Montreal at the Embassy of the Republic of Poland in Ottawa. From 1997 to 1998 he
acted as the Chairman of the Management Board of Polska-Amerykańska Korporacja Technologia Ochrona
Środowisko PAKTO S.A. From January 1998 to March 2000 worked as an adviser on infrastructure for the Prime
Minister, participated in the works of the standing committees of the Ministers Council and in task forces among
others the team for the restructuring of the railways, energy and for the diversification of supplies of natural gas.
From July 2000 to March 2002 he was vice-chairman of the management board for trade and the restructuring of
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. (PGNiG S.A.), where he was responsible for converting the
company into a capital group and for restructuring of the portfolio of import contracts. From 2002 to 2006 was a
councilor of the City of Warsaw, the deputy chairman of the Committee of Economic Development and
Infrastructure. On 31 October 2005 was appointed Minister of the Economy. He held this position until November
2007. In 2010 he became the head of the board of the Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER).
Bogdan Kuśnierz
Director of Regional Mining Authority in Warsaw
Bogdan Kuśnierz graduated from the Drilling and Oil Faculty of the University of Science and Technology in
Kraków (AGH) and postgraduate law and administration studies at the University of Silesia. He started working in
mining supervision in 1991 in the Regional Mining Authority in Tychy as the mining drilling inspector. In 1994 he
commenced working in the Mining Authority in Katowice as a specialist and main specialist, and since 2007 as
the manager of the open pit mining and drilling group at the Mining Department. In October 2010 he was
appointed by the President of the Mining as Director of the Regional Mining Authority in Warsaw. During his
employment with the Mining Authority in Katowice he supervised oil and gas, sulphur, salt mining plants,
geological works companies and underground storage of natural gas, oil and fuels. He participated in the drafting
of secondary legislation to the Geological and Mining Law and in the works of the Mining Safety Commission. He
holds qualifications as mining works manager in open-pit oil, gas and sulphur mines, as well as start-up manager
in oil and gas excavation plants. He participated in the works of the EU group of authorities for oil and gas
exploration from sea deposits with its seat in Brussels.
Jacek Wróblewski, Ph.D.
Board Member, The Polish Exploration and Production Industry Organization;
Development Director, BNK Polska
Jacek Wróblewski is a geologist whose professional experience comprises 30 years of work in the field of
geology, search for oil and natural gas deposits and generally in the oil industry. He specializes in engineering
geology, project management and issues regarding energy sector regulations. He gained vast experience whilst
working in Poland, Egypt and Libya. At present he is a member of OPPPW - the Polish Exploration and
Production Industry Organization - Employers’ Union and a member of the Association of International Petroleum
Negotiators. Jacek Wróblewski was the head of Composite Energy for Poland. He is a graduate of the Geology
Department of the University of Warsaw and holds a PhD Degree in geological sciences.