KOMENTARZ
Prof. dr Konrad Świrski
Transition Technologies
Politechnika Warszawska
Mówiąc o metanie w kopalniach węgla kamiennego dotykamy jednocześnie problemu zagrożenia metanowego (metan jest gazem palnym i wypiera tlen), emisji metanu jako gazu cieplarnianego (metan ma znacznie większy wpływ niż np. CO2 i jego ekwiwalent to 21 ton CO2 za tonę CH4) i dopiero możliwości produkcji tzw. coal bed methane (metanu ze złóż węgla kamiennego). Patrząc też na komercyjne, światowe instalacje spotykamy takie, które mogą dotyczyć zarówno pozyskiwania metanu ze złóż węgla (tzw. Coal Bed Methane CBM) jak i odzysku metanu przy procesie wydobywania węgla Coal Mine Methane (CMM) oraz odzysku metanu z opuszczonych wyrobisk i kopalń (Abandon Mine Methane (AMM).
To, co dziś jest nadzieją górnictwa i przyciąga uwagę, to technologie produkcji metanu ze złóż węglowych (CBM), które były wprowadzane w USA od końca lat 70-tych (szacuje się, że dziś ok 5 proc. produkcji gazu w USA to CBM), spotykamy je również w Australii od końca lat 90-tych (ok 35 proc. konsumpcji wschodniej Australii to właśnie metan z węgla – nazywany tam coal seam gas. Innym zagadnieniem komercyjnym na świecie jest usuwanie metanu jako gazu cieplarnianego. Szacuje się, że ok. 15 proc. emisji metanu pochodzi z kopalń, a wydobycie jednej tony węgla przynosi ok 3,5 m3 metanu (oczywiście są to wartości średnie, które są bardzo zróżnicowane dla różnych kopalń). W przypadku hipotetycznego obciążania sektora wysokimi kosztami pozwoleń emisyjnych CO2 w przyszłości (europejska polityka klimatyczna) to dodatkowy element rozważany przez przemysł wydobywczy.
Wszystko jak zawsze zależy od pieniędzy. Produkcja metanu z pokładów węglowych jak i bardziej efektywne odzyskiwanie gazu z aktywnych kopalni ma sens i jest szansą w przypadku wysokich cen gazu na rynkach światowych. Dziś w czasie niskich cen surowców energetycznych i wielkich dostaw w europejskich rurociągach, jak i dużej światowej konkurencji gazu skroplonego (za złóż naturalnych i łupkowych), na pewno metan z kopalń nie będzie efektywny cenowo.
Dodatkowo, jeśli chcemy bezpośrednio adaptować technologie amerykańskie lub australijskie w polskich kopalniach, pewnie zmierzymy się ze specyficznymi problemami technicznymi (polskie złoża leżą generalnie głębiej) co może znacznie podrożyć inwestycje. Ta technologia może mieć sens ekonomiczny w przypadku kombinacji zarówno powrotu wysokich cen na rynku surowców, jak i zwiększenia presji europejskiej polityki klimatycznej (i obciążania kopalń za emisję metanu) oraz przy problemach zapewnienia strategicznego bezpieczeństwa dostaw gazu naturalnego czy też LNG (i przy zwiększonym zapotrzebowaniu Polski na gaz – choćby z uwagę na rozbudowę elektrowni gazowych).
Należy pamiętać o kosztach inwestycyjnych – te instalacje trzeba przetestować w warunkach polskich, wybudować i eksploatować, a to wymaga pieniędzy na inwestycje. Pieniędzy, których nie ma dziś górnictwo obciążone długami i permanentnie deficytowe przy obecnych cenach na rynkach światowych, nie ma energetyka, która zostanie za chwilę obciążona długami górnictwa.
Podsumowując – pewne możliwości istnieją, ale perspektywy są raczej chmurne w obecnych czasach. Przydałoby się jak zawsze trochę mniej słomianego zapału i wiary w „proste i cudowne” rozwiązania, oraz twarde ekonomiczne podejście i na początek opanowanie problemu górnictwa. Jeśli sektor zostanie wyprowadzony na prostą (będzie przynosić zyski – a to wymaga bardzo ostrego programu restrukturyzacji) to może myśleć o inwestycjach (jak zawsze ryzykownych) w nowe metody produkcji, inaczej zawsze będziemy tylko rozważać perspektywy hipotetycznie.
