Jeszcze przed 5-6 laty w Polsce trwały poszukiwania alternatywnych rozwiązań wykorzystania polskiego węgla. Projekty jego zgazowania były żywo komentowane. Nie gasną echa projektów tzw. czystego węgla. Jeden z nich to przedeksploatacyjne wydobycie metanu z pokładów węgla. W związku ze znaczącym przyspieszeniem polityki klimatycznej te pomysły są już nieatrakcyjne. Dlatego PGNiG rozstał się z metanem z pokładów węgla jeszcze ubiegłym roku – pisze Bartłomiej Sawicki redaktor BiznesAlert.pl.
Cel
Badanie atrakcyjności wydobycia metanu z pokładów węgla odbywało się w PGNiG w ramach programu pod nazwą Geo-Metan. Został uruchomiony w 2016 roku w odpowiedzi zapotrzebowanie związane z poszukiwaniem synergii w obszarze badawczo-innowacyjnym branży gazowniczej i obszaru węgla kamiennego. Metan z pokładów węgla miał wzmocnić bezpieczeństwo energetyczne w Polsce dając nawet 1,5 mld m sześc. gazu rocznie. Pierwsze próby wydobycia metanu z pokładów węgla zostały przeprowadzone jeszcze w 2011 roku.
Niezależnie i równolegle obok projektu Geo-Metan PGNiG wraz z Państwowym Instytutem Geologicznym prowadziło od 2017 roku także projekt badawczy związany z badaniem technicznych możliwości przedeksploatacyjnego wydobycia metanu z pokładów węgla w rejonie miejscowości Gilowice, w obrębie koncesji Międzyrzecze. Jego celem było określenie możliwości przeprowadzenia zabiegów hydraulicznego szczelinowania otworów horyzontalnych w pokładach węgla Górnośląskiego Zagłębia Węglowego oraz zbadanie wpływu tych zabiegów na wzrost produktywności metanu. W trakcie projektu przeprowadzono prace na sześciu odwiertach.
Rozwój programu
W owych czasach kończyły się w Polsce prace nad poszukiwaniem i wydobyciem gazu ziemnego z łupków, a technologia szczelinowania hydraulicznego, której nauczyło się PGNiG miała być wykorzystana w pokładach węgla. Wyniki wstępne miałaby być znacznie lepsze od tych w przypadku gazu łupkowego. W lutym 2019 roku, że podczas już prowadzonych prac w Gilowicach udało się osiągnąć nawet 10 tys. m sześciennych dopływu gazu na dzień, a po ustabilizowaniu wydobycia były to 4 m sześcienne na minutę. To średni wolumen, jeśli spojrzeć na odwierty konwencjonalne za gazem ziemnym.
Cały projekt miał doprowadzić do uruchomienia wydobycia ze złóż gazu w Górnośląskim Zagłębiu Węglowym. Potencjalne zasoby to ok. 170 mld m sześc. Z jednej strony ta technologia miała wesprzeć kopalnie przy odmetanowaniu złóż węgla kamiennego planowanych do eksploatacji, zapobiec ucieczce metanu, a z drugiej dać od 1 do 1,5 mld m sześc. gazu rocznie. Dla porównania z krajowych złóż PGNiG wydobywa w skali roku 4 mld m sześc. rocznie.
PGNiG miało rozpocząć także prace na terenie złóż należących do Taurona i Jastrzębskiej Spółki Węglowej, które podpisały w tej sprawie list intencyjny z PGNiG w styczniu 2018 roku. PGNiG oraz Polska Grupa Górnicza podpisały w lutym 2019 roku umowę o współpracy przy programie GeoMetan. Prace prowadzono m.in. w Bielszowicach. Jeszcze w pierwszym półroczu 2020 roku zapadła decyzja dotycząca projektu Geo-Metan o zamknięciu strumienia Bielszowice i skupieniu się na pracach w KWK Budryk (należącej do JSW).
Wygaszanie współpracy z kopalniami i pożegnanie z programem
Jednak w toku prac na terenie KWK Budryk zostały zidentyfikowane ryzyka projektowe. Zapadła decyzja o zaprzestaniu prac w strumieniu Budryk i rozpoczęciu działań zmierzających do zamknięcia całego projektu. 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. Jednocześnie, biorąc pod uwagę wymienione wcześniej ryzyka, PGNiG podjął decyzje o rezygnacji z zawarcia umowy ze spółką Tauron Wydobycie, której celem miało być poszukiwanie i wydobycie oraz sprzedaż metanu na KWK Brzeszcze. W związku z zakończeniem prac badawczo-rozwojowych współpraca ze spółkami węglowymi w zakresie przedeksploatacyjnego ujęcia metanu z pokładów węgla kamiennego została zakończona za porozumieniem stron.
Ubiegły rok miał dać odpowiedź na pytanie o to, czy PGNiG będzie nadal inwestował w tę technologie. Tymczasem wybuchła pandemia koronawirusa, a Komisja Europejska rozpoczęła realizację tzw. Europejskiego Zielonego Ładu, wzrósł cel redukcji emisji CO2 do 55 procent względem roku bazowego. Projekty opierające się na paliwach stałych stanęły pod znakiem zapytania, także te gazowe. Gaz jest 2-3 razy mniej emisyjny od węgla, ale mimo to będzie wypierany stopniowo z europejskich gospodarek do 2050 roku, kiedy mają się stać neutralne klimatycznie.
Polityka klimatyczna, średnie poziomy przepływu metanu i nowe potrzeby inwestycyjne w „zielony gaz” musiały wpłynąć na ostateczną decyzję spółki. W lipcu 2020 roku po wnikliwych analizach zarząd PGNiG zdecydował o niepodejmowaniu dalszych działań w projekcie Geo-Metan. Słowa ówczesnego prezesa PGNiG Jerzego Kwiecińskiego na jednej z lipcowych konferencji sugerowały taką decyzję. W lipcu 2020 roku podczas śniadania prasowego z dziennikarzami, Kwieciński zdradził w odpowiedzi na pytanie BiznesAlert.pl, że spółka dokona przeglądu programów tego typu, czyli Geo-metan i Geo-metan 2. – Chcemy doprowadzić tę technologię do końca na jednym przykładzie. Nie będziemy przenosić się z jednego odwiertu na drugi, nie kończąc żadnego, a tak było dotychczas. W Gilowicach chcemy od strony technologicznej i ekonomicznej zbadać i zdecydować czy w to wchodzimy lub też nie – powiedział ówczesny prezes PGNiG.
O dalszych losach tego projektu mówi w komentarzu dla portalu BiznesAlert.pl Robert Perkowski, wiceprezes zarządu PGNiG ds. operacyjnych. – Projekt Geo-Metan został zamknięty w 2020 roku. Decyzja oparta o obiektywne argumenty nie mogła być inna – powiedział. Łącznie na projekt Geo-Metan w latach 2017-2020 został wydany ułamek z planowanych ponad 290 mln zł. Pozostałe środki mają zostać przeznaczone na inne obszary działań PGNiG.
Dlaczego PGNiG wycofuje się z Geo-Metanu?
Porzucenie Geo-Metanu to według PGNiG kwestia zmiany założeń w strategii, gdzie wiodącą rolę mają przejąć projekty o których mowa w Europejskim Zielonym Ładzie, a które leżą blisko działalności spółki. Chodzi więc o biometan, biogaz, wodór i inwestycje w kontekście transformacji energetycznej. W tej układance inwestycje w badania nad paliwami kopalnymi poza tymi inwestycjami które są już realizowane raczej nie wchodzą już w grę.
Na tę decyzje mógł wpłynąć także plan zamykania kopalń, który narodził się w ubiegłym roku. Stało się wówczas jasne, że rosnące cen uprawień do emisji CO2 nie będą sprzyjały eksploatacji nowych ścian wydobywczych. Staje się to bowiem coraz mniej rentowne. Skoro więc nie ma planów eksploatacji nowych ścian wydobywczych, otwierania nowych kopalń to i brakuje sposobności gdzie technologia przedeksploatacyjnego wydobycia metanu mogłaby być zastosowana.
Cały więc komponent polityki energetycznej i klimatycznej znacznie szybciej niż przewidywano zmierza w stronę już nie tylko niskoemisyjności ale i zeroemisyjności. PGNiG mając więc do wydania środki na kolejne prace badawcze podjął decyzje o inwestycji w biometan, biogaz czy wodór. PGNiG stawa sprawę jasno. Paliwa alternatywne mogą pozwolić przetrwać takim koncernom jak ono. W tej orbicie nie ma już metanu z pokładu węgla.
Finalnie zdecydował także rachunek ekonomiczny. Analiza ekonomiczna poprzedzająca decyzję o zamknięciu projektu wskazała na wysokie ryzyko braku jego rentowności m.in. ze względu na brak perspektyw otrzymania opłat za odmetanowanie, które powinny stanowić część przyszłych przychodów PGNiG, a tym samym poprawić parametry ekonomiczne projektu. – 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 – tłumaczy spółka.
– Analizy ekonomiczne projektu przeprowadzone w 2020 roku wykazały wysokie ryzyko braku rentowności. Istotnym elementem przyszłego modelu biznesowego przedeksploatacyjnego wydobycia metanu z pokładów węgla miały być opłaty za odmetanowanie przyszłych terenów kopalnianych wnoszone przez spółki węglowe. Wobec nowych realiów związanych z europejskim zielonym ładem i z zapowiedzianym procesem odchodzenia od węgla, założenia projektowe straciły aktualność. Nie bez znaczenia były też trudne uwarunkowania geologiczne, a także kryteria górnicze i środowiskowe – podkreślił Perkowski w komentarzu dla BiznesAlert.pl.
Co zatem ze zwiększeniem bezpieczeństwa energetycznego? PGNiG podkreśla, że zapowiadane w przeszłości możliwości wydobycia metanu z pokładów węgla o wolumenie 1-1,5 mld m sześc. rocznie opierały się na szacunkach prezentowanych przez Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy i dotyczyły tylko sytuacji, w której eksploatacja byłaby prowadzona na skalę przemysłową. – To z kolei uwarunkowane byłoby posiadaniem efektywnej technologii wydobycia i prowadzeniem prac wydobywczych na odpowiednio dużą skalę. Analiza przeprowadzona przez PGNiG wykazała, że aby osiągnąć efekt odpowiedniej skali, należałoby wykonać kilkaset odwiertów, co w rejonie tak mocno zurbanizowanym okazało się trudne do realizacji – tłumaczy PGNiG. Ryzyko mogły stwarzać także potencjalne nieporozumienia z władzami i mieszkańcami w danych gminach. Plany realizacji odwiertów na terenie jednej z gmin (Gierałtowice, strumień KWK Budryk) kolidowały z projektowanymi lokalnymi planami zagospodarowania przestrzennego. – Ponieważ PGNiG prowadzi politykę odpowiedzialną społecznie, wzięliśmy również pod uwagę opinie władz gminy oraz nastawienie lokalnej społeczności – podkreśla koncern w komentarzu dla BiznesAlert.pl.
Co pozostanie po metanie? Wiedza
Wraz z podjęciem decyzji o zamknięciu programu Geo-Metan PGNiG ograniczyło działania związane z poszukiwaniem i wydobyciem złóż metanu z pokładów węgla w obrębie koncesji Międzyrzecze. W całym okresie prowadzonych prac badawczych i testowego wydobycia (od stycznia 2017 do grudnia 2020 roku) pozyskano 4,98 mln m sześc. gazu.
– Prace badawcze w Gilowicach na koncesji Międzyrzecze – inwestycja realizowana poza Geo-Metanem – posłużyły nam do przetestowania metod wykorzystania wydobywanego tam gazu. Poza pracami testowymi metan z pokładów węgla wydobywany w Gilowicach został użyty do produkcji energii elektrycznej. Wykorzystaliśmy w tym celu agregat prądotwórczy, wytwarzając 10,2 GWh energii elektrycznej od jego uruchomienia w kwietniu 2019 roku do zakończenia wydobycia metanu w tamtej lokalizacji. To mobilna instalacja, która pozwala nie tylko na wytwarzanie energii elektrycznej, ale także na wprowadzenie gazu do sieci. Jej wykorzystanie w Gilowicach pozwoliło nam także na przetestowanie doprowadzenia wydobywanego metanu do parametrów handlowych i wypróbowanie możliwości oddawania gazu do sieci PSG – wyjaśnia Perkowski.
PGNiG planuje jej wykorzystanie podczas innych projektów związanych z wydobyciem gazu ziemnego, zwłaszcza tam, gdzie łatwiejsze i tańsze będzie włączenie się z jej pomocą do sieci energetycznej niż budowa nowego gazociągu. – Ponadto przetestowane w Gilowicach pompy wgłębne zostaną także wykorzystane przy innych projektach wydobywczych- tłumaczy wiceprezes PGNiG.
Perkowski tłumaczy, że podczas realizacji projektu w Gilowicach na koncesji Międzyrzecze PGNiG pozyskało know-how – od prac sejsmicznych, wiertniczych, testowych, wydobywczych aż po inwestycyjne. – Dla firmy upstreamowej, jaką jest PGNiG, stanowią nieocenioną wartość i bazę wyjściową m.in. przy realizacji projektów związanych z udostępnianiem złóż gazu niekonwencjonalnego. Jestem przekonany, że przy korzystnych zmianach otoczenia makroekonomicznego oraz regulacyjnego do tematu wydobycia metanu z pokładów węgla wrócimy – podkreśla.
Metan z pokładów węgla może wrócić jeśli tylko zmieni się otoczenie regulacyjne
PGNiG tłumaczy także, że metan z pokładów węgla zgodnie z pierwotnymi założeniami projekt Geo-Metan miał charakter badawczo-innowacyjny i miał być realizowany od grudnia 2016 roku do września 2025 roku, z możliwością przejścia do fazy komercjalizacji na początku 2029 roku w oparciu o analizy opłacalności docelowego przedsięwzięcia możliwe do przygotowania dopiero w 2028 roku.
W trakcie projektu zostały przeprowadzone prace na sześciu odwiertach. Obecnie spółka jest na etapie analizy zebranych informacji. Pozyskane doświadczenia mogą zostać wykorzystywane m.in. przy realizacji projektów związanych z udostępnianiem złóż gazu niekonwencjonalnego. – Wydobycie metanu z pokładów węgla nadal uważamy za projekt bardzo ciekawy, jednak jego powodzenia uzależnione jest od osiągnięcia efektu skali, a w tym wypadku okazało się to niemożliwe – podkreśla PGNiG. Metan z pokładu węgla był realizowany jako projekt badawczy i poza jego ramy nigdy nie wyszedł ze względu na politykę klimatyczną, problemy lokalizacyjno – środowiskowe. Wyniki przepływu gazu mimo, że zadawalające nie były aż tak dobre, aby skłoniły spółkę do dalszych inwestycji.
PGNiG dodaje, że zamknięcie projektu nie oznacza, że powrót do wydobycia metanu z pokładów węgla jest niemożliwy. – Będziemy przyglądać się warunkom makroekonomicznym i regulacyjnym, które mogą mieć wpływ na decyzje w przyszłości – tłumaczy koncern. Te słowa brzmią znajomo. W podobnym duchu na temat innego paliwa stałego, węgla brunatnego, wypowiadał się prezes Polskiej Grupy Energetycznej Wojciech Dąbrowski. Podkreślał on, że losy nowych odkrywek węgla brunatnego zależą od otoczenia regulacyjnego w kraju i Unii Europejskiej, a obecnie budowa kopalni jest nierentownym przedsięwzięciem. Chodzi o zaostrzającą się politykę klimatyczną w UE. – Dziś byłoby to działanie na szkodę spółki. Oczywiście, w przyszłości może to się zmienić – tak mówił Dąbrowski w 2020 roku. Czytając uzasadnienia PGNiG, można podjrzewać, że kierowało się podobnymi pobudkami co PGE.
Sawicki: Czy PGNiG zamieni metan z pokładów węgla na biogaz? Decyzja zapadnie w tym roku
