Subskrybuj nas na Youtube
Ilość metanu, jaka uwalnia się z zamkniętych w Polsce kopalni węgla, może sięgać nawet 110 mln m sześc. Na tle reszty Europy jesteśmy rekordzistami.
Według Global Monitor Tracker Polska jest największym w Europie emitentem metanu, który ucieka z zamkniętych po 2015 roku kopalni węgla. Rocznie uwalnia się z nich 110 mln m sześć. tego gazu, co stanowi prawie 40 proc. jego emisji ze wszystkich zamkniętych w tym czasie zakładów w Unii Europejskiej. Na drugim miejscu są Czechy a podium zamykają Niemcy.
Na taki obraz sytuacji wpływa struktura naszego miksu energetycznego w ostatnich latach oraz jakość i charakterystyka surowców. Nasz zachodni sąsiad wydobywa np. więcej węgla brunatnego niż Polska, ale na emisje metanu uwzględnionego w raporcie wpływ miała głębokość wydobycia (a w Polsce 80 proc. zamkniętych kopalń to głębokie pokłady węgla kamiennego, w kraju znajduje się też 16 spośród 53 analizowanych kopalni w Europie) oraz sposób zamknięcia i rekultywacji terenu pokopalnianego (najważniejszym czynnikiem jest to, czy nieczynna kopalnia zostanie zalana wodą).
Szacunek nie jest łatwy, bo poszczególne kraje wykorzystują różne metody raportowania oraz w różnym zakresie prowadzą monitoring emisji metanu z zamkniętych kopalni. Emisje wykazane w raporcie think-thanku energetycznego są ponad 30 proc. wyższe niż to co UE raportuje w ramach Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych ws. Zmian Klimatu oraz to, co wykazuje w swoich wyliczeniach Międzynarodowa Agencja Energii. Szacunki Global Monitor Tracker zostały dokonane w oparciu o dostępne dane na temat głębokości i ilości wydobycia, znanych emisji i daty zamknięcia poszczególnych zakładów.
– Podziemne kopalnie węgla na Górnym Śląsku należą do najbardziej metanowych na świecie, co przekłada się również na zagrożenie dla górników i na wysokie koszty- komentuje Bernard Swoczyna z fundacji Instrat. – Najwięcej emisji metanu kopalnianego powodują czynne kopalnie węgla kamiennego, ale spore emisje pochodzą też z zamkniętych kopalń. Ograniczenie emisji metanu wymaga nie tylko pełnego wykorzystania metanu ujętego w stacjach odmetanowania, ale też przynajmniej częściowej eliminacji metanu w powietrzu wentylacyjnym. Metan uciekający szybami wentylacyjnymi jest bardzo rozcieńczony, przez co jego utylizacja wymaga bardziej zaawansowanych technologii stosowanych m.in. w USA i w Chinach. Część metanu z kopalń może zostać wykorzystana w opłacalny ekonomicznie sposób do wytwarzania prądu i ciepła – dodaje.
Wynegocjowana niedawno tzw. dyrektywa metanowa zakłada obowiązkowy monitoring i standard raportowania emisji metanu przy wydobyciu węgla. – A ponadto zakłada ustanowienie odpowiednich kosztów emisji przez kraje członkowskie, pozostawiając w ich rękach ustalenie adekwatnych opłat. Do tej pory w Polsce te opłaty nie zostały wyznaczone. Lecz ze względu na wysokie emisje aktywnych i nieaktywnych kopalń powinny one zostać wyznaczone czym prędzej, i być na tyle wysokie aby zmusić do redukcji emisji metanu – zauważa Zofia Borowczyk współautorka zeszłorocznego raportu Instrat na temat emisji metanu w Polsce. Aktualny koszt emisji jednej tony metanu w Polsce to 34 gr. (w USA jest to 900 dol., choć płaci tylko sektor naftowo-gazowy).
W 2016 r. PGNiG (dziś Grupa Orlen) ogłosił projekt Geo-Metan, którego zadaniem był rozwój metod i technik wydobycia metanu z pokładów węgla. Metan miał trafiać do lokalnej sieci gazowniczej, jednak projekt okazał się kompletnie nieopłacalny. Po pierwsze szacunki dotyczące pokładów metanu i opłacalności jego pozyskania opierały się na wstępnych założeniach większej skali wydobycia i lepszej technologii. Po drugie żeby to się udało trzeba by wykonać kilkaset odwiertów na terenie mocno zurbanizowanym. Model biznesowy opierał się też na opłatach za odmetanowanie, co do których otrzymania nie było pewności. – Ryzykiem była także niepewność prawna związana z pozyskaniem przez PGNiG koncesji na poszukiwanie i eksploatację metanu, co z kolei determinowało przyszłe możliwości długoterminowej eksploatacji metanu przez PGNiG. Warunki pandemii również negatywnie wpływały na harmonogram działań, co stwarzało kolejne ryzyko braku rozpoczęcia prac w terminie, a to z kolei mogło skutkować rozwiązaniem umowy z JSW i roszczeniami odszkodowawczymi – informuje Ilona Kachniarz z zespołu prasowego Orlen.
Projekt został zarzucony w 2020 r. ©℗
/>