Menu
Patronat honorowy Patronage

Emisje metanu spadają, ale kopalniom i tak mogą zagrozić

Polska będzie musiała zainwestować w zredukowanie emisji metanu w gazownictwie i sektorze węglowym. To ma się opłacić, ale najpierw trzeba wyłożyć pieniądze na nowe technologie, a czasu na inwestycje jest mało. To kolejne zagrożenie dla przemysłu energetycznego, zwłaszcza węglowego.

Metan (CH4) obok dwutlenku węgla najbardziej przyczynia się w do zmian klimatu. Gaz ten ma o 86 razy większą zdolność do pochłaniania promieniowania cieplnego niż przykuwający o wiele więcej uwagi w kontekście ochrony klimatu dwutlenek węgla. Jednocześnie choć ma znacznie większą „wagę” niż CO2, to jednak krócej utrzymuje się w atmosferze.

Do niedawna emisje metanu nie były na skalę globalną monitorowane i nie podejmowano wystarczających starań, by je obniżyć. Powód jest prosty: emisje można oszacować lub zmierzyć bezpośrednio, ale nie jest to takie proste jak w przypadku dwutlenku węgla, gdzie wystarczy wiedzieć, co zostało spalone. Brak dokładnych danych o źródłach ulatniania się metanu utrudnia zaś podejmowanie odpowiednich inwestycji. Teraz to się zaczyna zmieniać.

Globalne zobowiązanie

W listopadzie 2021 r., podczas szczytu klimatycznego COP26 w Glasgow, ponad sto państw świata podpisało The Global Methane Pledge, czyli zobowiązanie do zmniejszenia wspólnie emisji metanu o 30 proc. w stosunku do 2020 r. Polska jako członek Unii Europejskiej jest stroną tego porozumienia.

W 2019 r. w naszym kraju wyemitowano ok. 1,8 mln ton CH4, co odpowiada 45,3 mln ton ekwiwalentu CO2 i stanowi ok. 12 proc. emisji wszystkich polskich gazów cieplarnianych.

Sektor energetyczny, rolnictwo i odpady odpowiadają za trzy główne źródła emisji metanu z działalności człowieka. Rolnictwo wymaga zmian konsumpcyjnych, w tym ograniczenia spożywania mięsa, a to jest trudne do wdrożenia w krótkim okresie.

Z kolei sektor odpadowy – dzięki zmniejszaniu składowania śmieci – zredukował od 1990 r. emisje metanu już o połowę. W branży energetycznej zaś redukcje można zdecydowanie pogłębić i przeprowadzić stosunkowo w prosty sposób, zwłaszcza w przypadku infrastruktury gazowej. Komisja Europejska ocenia, że jest to najbardziej opłacalne.

Co proponuje Komisja Europejska?

W październiku 2020 r. Komisja przedstawiła strategią metanową, a wniosek w sprawie konkretnych rozwiązań prawnych pokazała w grudniu 2021 r. Proponuje w nim wprowadzenie szczegółowych zasad monitorowania, raportowania i weryfikacji emisji, ponieważ teraz są one prawdopodobnie niedoszacowane. Z powodu braku dokładnych danych KE nie wyznaczyła celu redukcji emisji.

Według propozycji, programy wykrywania i eliminowania nieszczelności (ang. leak detection and repair – LDAR) mają ograniczyć ucieczkę metanu z infrastruktury gazowej i naftowej. Urządzenia wykorzystywane do LDAR będą musiały uzyskać próg wykrywalności CH4 na poziomie 500 ppm (ang. parts per million; liczba części na milion). Niezależnie od wielkości wycieku, operatorzy z sektora ropy i gazu będą musieli także rejestrować wszystkie przypadki ucieczki emisji metanu.

– Próg 500 ppm, od którego konieczna będzie natychmiastowa naprawa wycieku, budzi niepokój – ocenił kierownik Maciej Kołaczek, z działu regulacji UE i spraw międzynarodowych PGNiG, podczas niedawnej debaty nad raportem fundacji ClienthEarth o metanie.

Zobacz więcej: Polska powinna przyjąć regulacje redukujące emisje metanu

Uwalnianie i spalanie w pochodni metanu ze stacji odwadniania ma być dozwolone tylko do końca 2024 r. To dla polskich firm zbyt krótki czas. Ponadto od 2027 r. będzie zakaz jego uwalniania z szybów wentylacyjnych w kopalniach węgla energetycznego. Po trzech latach od dnia wejścia w życie rozporządzenia Komisja ma przedstawić też ograniczenia w zakresie odprowadzania metanu z szybów wentylacyjnych kopalń węgla koksowego.

– Metan ma wartość ekonomiczną i w większości przypadków może być odzyskiwany i wykorzystywany jako źródło energii, w tym sprzedawany na rynku. Z tego powodu większość środków zaproponowanych w rozporządzeniu jest dla przedsiębiorstw opłacalna – przekonuje KE.

Zdaniem Wojciecha Modzelewskiego, prawnika organizacji ClienthEarth, Polska powinna przygotować na podstawie unijnej strategii i propozycji plan redukcji emisji CH4. Na początek musi zostać dokonana dokładna inwentaryzacji emisji, w tym z zamkniętych kopalń.

Skąd wziąć pieniądze?

Propozycja KE oznacza dla branży istotne inwestycje w skrupulatny monitoring, a w kopalniach także w gospodarcze wykorzystanie metanu. Obecnie jego emisje nie są objęte unijnym systemem handlu prawami do emisji CO2 (EU ETS), natomiast krajowe opłaty na poziomie 0,32 zł za tonę nie stanowią dużej motywacji do inwestycji. Do tej pory głównym motorem działań były kwestie bezpieczeństwa i ekonomiczne.

W polskich kopalniach efektywność odmetanowania nie przekracza 40 proc., z tego gospodarczo udaje się wykorzystać ok. 60 proc. Przedsiębiorstwa powinny dążyć do tego, by te wskaźniki poprawić. Gaz ze stacji odmetanowania (CMM – Coal Mine Methane) nie nadaje się do każdego wykorzystania. Natomiast technologie zagospodarowania gazu z szybów wentylacyjnych (VAM) są drogie.

– W Jastrzębskiej Spółce Węglowej od 2017 r. trwa bardzo duży program gospodarczego wykorzystania metanu, gdzie inwestujemy ze środków własnych. Podkreślam to dlatego, że mamy bardzo duże problemy z pozyskaniem finansowania na te projekty – powiedział podczas grudniowego posiedzenia Podkomisji ds. Sprawiedliwej Transformacji Artur Badylak, dyrektor Biura Odmetanowania i Zarządzania Mediami Energetycznymi w JSW.

– Metan, który my wykorzystujemy gospodarczo w układach kogeneracyjnych do produkcji energii elektrycznej i cieplnej z odmetanowania, to jest inwestycja naprawdę opłacalna. My tylko potrzebujemy, żeby tam ktoś pożyczył pieniądze – podkreślał.

Energetyczna samowystarczalność

W swojej strategii JSW ma cel w postaci osiągnięcia najbliższych latach samowystarczalności energetycznej grupy. Kluczowe w jego osiągnięciu ma być wykorzystanie gazu koksowniczego oraz właśnie metanu do produkcji energii elektrycznej i cieplnej.

Z danych, które portalowi WysokieNapiecie.pl przekazał Sławomir Starzyński, rzecznik JSW, wynika, że zainstalowana moc elektryczna spółki w źródłach spalających metan to 25,9 MW w kopalniach Budryk i Knurów-Szczygłowice.

Na tym jednak nie koniec. W 2022 r. w kopalni Knurów-Szczygłowice zostanie zrealizowana zabudowa silników kogeneracyjnych o mocy 8 MW, a w Budryku kolejnych 10 MW. Łączna moc zainstalowana wzrośnie więc do prawie 44 MW.

Pozwoli to na produkcję ok. 330 tys. MWh energii elektrycznej, co pokryje ok. 33 proc. rocznego zapotrzebowania spółki. W 2021 r. JSW wyprodukowała z metanu ok. 145 tys. MWh energii elektrycznej, a w 2020 r. było to prawie 100 tys. MWh.

Metanu nie wykorzystuje Lubelski Węgiel Bogdanka (grupa Enea), bo – jak przekazała nam Dorota Choma z działu komunikacji i PR tej spółki – ze względu na śladowe ilości tego gazu w należącej do firmy kopalni nie ma możliwości zagospodarowania go do celów energetycznych.

Natomiast Tauron dysponuje dwoma instalacjami kogeneracyjnymi, zasilanymi metanem pochodzącym z pokładów węgla Zakładu Górniczego Brzeszcze. Jak wyjaśnił nam Łukasz Ciuba, kierownik biura prasowego koncernu, jedna z nich znajduje się na terenie kopalni, a drugą usytuowano w miejscowości Jawiszowice i połączono z kopalnią gazociągiem. Obie legitymują się mocą 10,4 MW, a rocznie mogą wyprodukować ok. 90 tys. MWh energii elektrycznej.

W 2016 r. do użytku oddano 16 MW mocy opalanych metanem w ciepłowni należącej do Przedsiębiorstwa Górniczego Silesia, eksploatującego kopalnię w Czechowicach-Dziedzicach. Spółka, którą czeski koncern EPH w ubiegłym roku sprzedał polskiej grupie Bumech, nie odpowiedziała jednak na nasze pytania dotyczące działalności tego obiektu.

Energia z PGG

A jak z energetycznym wykorzystaniem CH4 radzi sobie największa w branży Polska Grupa Górnicza? Jej rzecznik Tomasz Głogowski poinformował nas, że w 2021 r. wyprodukowano z metanu ponad 55 tys. MWh energii elektrycznej oraz ok. 360 tys. gigadżuli ciepła. Rok wcześniej było to kolejno blisko 65 tys. MWh oraz 344 tys. GJ.

Zainstalowana moc elektryczna PGG w jednostkach spalających metan (elektrociepłownie Jankowice, Marklowice, Rydułtowy, ciepłownia 1 maja w Wodzisławiu Śląskim oraz kopalnie Sośnica i Ruda – Ruch Halemba) wynosi 12,5 MW, a w przypadku mocy cieplnej jest to 47 MW. Ponadto metan jest również współspalany z węglem w kotłach. W Halembie w trakcie budowy są kolejne 4 MW mocy elektrycznej oraz 4 MW termicznej.

W przypadku kopalń byłego Katowickiego Holdingu Węglowego, które zostały przejęte przez PGG w 2017 r., metan jest sprzedawany należącej do francuskiego koncernu EDF spółce Dalkia Polska Energia.

Ewa Gałecka, szefowa komunikacji Grupy Dalkia Polska, poinformowała portal WysokieNapiecie.pl, że metan wykorzystują aktualnie jednostki w zakładach produkcyjnych w Katowicach: Wieczorek (ok. 12,2 MW cieplnych i 6 MW elektrycznych) i Wujek (1,5 MWt i 1,5 MWe) oraz zakładzie Wesoła (23 MWt i 5,5 MWe) w Mysłowicach. Do tego ostatniego należy jeszcze opalana CH4 kotłownia lokalna o mocy 1,4 MWt. W trakcie realizacji są kolejne 3 MWe i 3 MWt w Wesołej.

W sumie w 2021 r. Dalkia wyprodukowała z metanu ponad 429 tys. GJ ciepła oraz prawie 88 tys. MWh energii elektrycznej. Rok wcześniej było to odpowiednio ok. 425 tys. GJ oraz 97 tys. MWh.

Metanowa restrukturyzacja

Wśród spółek, które metanem z kopalń zasilają swoje jednostki wytwórcze, znajduje się również Węglokoks Energia NSE, który w Zakładzie Ciepłowniczym Brzeszcze posiada kocioł gazowy 5 MW, wybudowany już w 2000 r. Dodatkowo spółka uruchomiła w 2018 r. silnik o mocy 0,85 MWe i 0,98 MWt. W grupie Węglokoksu Energia metan jest jeszcze współspalany z węglem w kotłach 3,5 MW i 12 MW w Ciepłowni Halemba w Rudzie Śląskiej.

Jak przekazał nam Jarosław Latacz, kierownik Biura Marketingu i PR grupy Węglokoks, w 2021 r. w Brzeszczach z CH4 zostało wyprodukowanych 6,8 tys. MWh energii elektrycznej wobec 7 tys. MWh rok wcześniej. Natomiast w przypadku ciepła było to 64 tys. GJ w ubiegłym roku wobec 57 tys. w 2020 r.

Jest jeszcze Spółka Restrukturyzacji Kopalń, która zajmuje się likwidacją zakładów górniczych lub ich części. Aktualnie pozyskuje ona metan z likwidowanych kopalń Jas-Mos Rydułtowy I oraz Krupiński. Jak poinformował nas Wojciech Jaros, rzecznik SRK, oczyszczony CH4 (ok. 20 mln m sześc. rocznie) jest sprzedawany do spółki PGNiG Termika Energetyka Przemysłowa, która wykorzystuje go głównie do produkcji energii elektrycznej.

Pytany o to, czy SRK samo może rozważyć taką działalność jak produkcja ciepła i energii elektrycznej z metanu, Jaros przypomniał, że zadaniem spółki jest doprowadzanie terenów pokopalnianych do stanu umożliwiającego ich wykorzystanie dla innych celów przemysłowych i społecznych.

– Dla tego celu spółka uzyskuje coroczne dotacje ze Skarbu Państwa. Od pewnego czasu prowadzone są rozmowy dotyczące możliwości podejmowania przez spółkę innych form aktywności gospodarczej, natomiast wymaga to pewnych zmian prawnych – wskazał.

Zapytaliśmy więc pod koniec listopada minionego roku Ministerstwo Aktywów Państwowych, czy w kontekście wyzwań związanych z ograniczeniem emisji metanu (deklaracja z COP26), a także unijną strategią metanową, może zostać rozważona zmiana w modelu działalności SRK. Taka, która umożliwiłaby spółce budowę instalacji do produkcji energii elektrycznej i cieplnej z CH4. Jak dotąd – pomimo ponowienia pytania w styczniu tego roku – odpowiedzi nie otrzymaliśmy.

Technologie wspiera:
Tydzień energetyka: Za awanturę o Turów zapłaciliśmy 45 mln € - na razie; Koncesja do 2044 roku w tarapatach; Taksonomia według KE: z gazem i atomem: EEG-Umlage do szybszej likwidacji?
Polska zapłaci Czechom 35 mln euro, za które Czesi wybudują nowe ujęcia wody i wodociągi. Praga wycofa skargę z unijnego trybunału, a PGE wybuduje ekran przeciwfiltracyjny, który będzie monitorowany przez Czechów. To finał kosztownego sporu, którego tak łatwo można było uniknąć.
Odbiorcy prądu z Białegostoku zażądali od lokalnej spółki energetycznej obniżki cen prądu. Gdy żądania nie zostały spełnione ogłosili strajk elektryczny i ograniczyli pobór energii. Do łask wróciły świeczki i nafta, ale dopięli swego. Ceny prądu spadły do 80 gr/kWh. Podobne strajki odniosły sukcesy także w innych miastach międzywojennej Polski.