Górnośląskie Zagłębie Węglowe dysponuje ogromnymi zasobami metanu, które dziś są w dużej mierze marnowane – trafiają do atmosfery lub są nieskutecznie wentylowane. Według danych Państwowego Instytutu Geologicznego z 2024 roku, bilansowe zasoby metanu w GZW wynoszą aż 105 446,88 mln m³. Dla porównania, zasoby ekonomiczne, czyli te możliwe do gospodarczego wykorzystania w istniejących warunkach, ustalono dla 31 złóż na poziomie 10 662,48 mln m³. Rosnące ceny uprawnień do emisji CO₂ fundamentalnie zmieniają rachunek ekonomiczny. To, co jeszcze dekadę temu było kosztownym problemem bezpieczeństwa, dziś staje się cennym zasobem energetycznym.
- Metan z pokładów węgla (CBM) to gaz ziemny uwięziony w złożach węgla kamiennego, występujący w postaci cząsteczek zaadsorbowanych na ziarnach węgla. W Górnośląskim Zagłębiu Węglowym udokumentowano go w 65 złożach węgla. Głównymi źródłami są systemy odmetanowania górotworu (gaz o wysokim stężeniu) oraz powietrze wentylacyjne kopalń (VAM) o niskim stężeniu, stanowiące największe wyzwanie technologiczne. W 2024 roku z odmetanowania ujęto 301,38 mln m³, a przez wentylację wyemitowano 432,71 mln m³.
- Technologia kogeneracji pozwala na jednoczesne wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła z metanu. Nowoczesne silniki gazowe osiągają sprawność elektryczną 40-45 proc., a przy wykorzystaniu ciepła odpadowego sprawność całkowita przekracza 85-90 proc. Kopalnie są dużymi odbiorcami energii, więc wykorzystanie metanu na miejscu eliminuje straty przesyłowe. Dodatkowym źródłem przychodów są świadectwa pochodzenia (kolorowe certyfikaty) – niebieskie dla kogeneracji, czerwone dla OZE i żółte dla wysokosprawnej kogeneracji gazowej.
- Rosnące ceny uprawnień do emisji CO₂ zmieniają rachunek ekonomiczny. Metan jest gazem cieplarnianym 28-34 razy silniejszym od CO₂, a jego spalenie w silniku kogeneracyjnym przekształca go w CO₂, radykalnie redukując potencjał cieplarniany. Przy cenach uprawnień przekraczających 80 euro/t, inwestycje w odmetanowanie i utylizację metanu stają się wysoce opłacalne, nawet w przypadku strumieni wentylacyjnych o niskim stężeniu.
Metan z pokładów węgla to gaz ziemny uwięziony w złożach węgla kamiennego, występujący w postaci cząsteczek gazu zaadsorbowanych na ziarnach węgla. Spadek ciśnienia w złożu, związany z działalnością górniczą, powoduje wzrost desorpcji metanu i jego uwalnianie się z węgla oraz otaczających skał do wyrobisk kopalnianych. To zjawisko stanowi poważne zagrożenie bezpieczeństwa, ponieważ metan tworzy z powietrzem mieszaniny wybuchowe, dlatego w kopalniach przykłada się dużą wagę do odmetanowania górotworu. Złoża metanu z pokładów węgla w Polsce zostały udokumentowane przede wszystkim w Górnośląskim Zagłębiu Węglowym, gdzie występują w 65 złożach węgla kamiennego.
Największym wyzwaniem, ale i największym niewykorzystanym potencjałem, jest metan rozcieńczony w powietrzu wentylacyjnym. Stężenie metanu w tym strumieniu jest bardzo niskie, zwykle poniżej 1 procenta, co dotychczas uniemożliwiało jego ekonomiczne wykorzystanie. Emisja VAM z polskich kopalń sięga setek milionów metrów sześciennych rocznie. W 2024 roku emisja metanu do atmosfery przez systemy wentylacyjne kopalń wyniosła 432,71 mln m³. To właśnie ta część – gaz wentylacyjny o niskim stężeniu, ale ogromnym wolumenie – stanowi największe wyzwanie technologiczne, ale i potencjalne źródło energii.
Skuteczniejszą metodą pozyskiwania metanu jest system odmetanowania górotworu. Polega on na wierceniu otworów w pokłady węgla jeszcze przed eksploatacją lub w trakcie jej prowadzenia. Grupa Badawcza Redukcji Emisji Metanu z Akademii Górniczo-Hutniczej opracowała zaawansowaną metodę poprawy efektywności odmetanowania, wykorzystującą długie, zarurowane otwory drenażowe wiercone z chodnika nadścianowego do strefy odprężonej nad zrobami. Metoda ta pozwala na ujmowanie metanu o wysokim stężeniu, nadającego się bezpośrednio do celów energetycznych. Wydobycie metanu z odmetanowania w 2024 roku wyniosło w Polsce 301,38 mln m³. To właśnie ten gaz – o wysokim stężeniu, często powyżej 50-60 procent – może być bezpośrednio wykorzystywany w silnikach kogeneracyjnych czy kotłach.
Zamknięte kopalnie wciąż emitują metan. Potencjał odwiertów powierzchniowych
Zamknięte kopalnie, po zaprzestaniu wydobycia węgla, w dalszym ciągu mogą emitować metan z pozostałych w górotworze pokładów. Wody gruntowe, stopniowo zalewające wyrobiska, wypierają gaz zgromadzony w zrobach i szczelinach. Metan ten może być ujmowany poprzez odwierty powierzchniowe. W przypadku kilku złóż w Polsce odnotowuje się wydobycie metanu jako samowypływ z otworów sięgających zrobów zamkniętych kopalń.
Interesującą, choć w Polsce wciąż nowatorską technologią, jest metoda odmetanowania poeksploatacyjnego zrobów za pomocą powierzchniowych otworów wiertniczych, stosowana z powodzeniem w amerykańskich zagłębiach węglowych. Polega ona na wierceniu otworów z powierzchni do zrobów – obszarów po wyeksploatowanych pokładach, gdzie gromadzi się metan uwalniany z zalegających poniżej i powyżej pokładów węgla oraz skał. Metoda ta mogłaby być stosowana zarówno w czynnych, jak i zamkniętych kopalniach GZW, wymaga jednak dodatkowych badań i adaptacji do polskich warunków geologicznych.
Kogeneracja jako klucz do opłacalności. Sprawność sięga 90 procent
Technologia kogeneracji polega na jednoczesnym wytwarzaniu energii elektrycznej i cieplnej z tego samego paliwa. W przypadku metanu z kopalń jest to rozwiązanie szczególnie efektywne z kilku powodów. Nowoczesne silniki gazowe osiągają sprawność elektryczną na poziomie 40-45 procent, a przy wykorzystaniu ciepła z układów chłodzenia i spalin, sprawność całkowita może przekraczać 85-90 procent.
Kopalnie są dużymi odbiorcami zarówno energii elektrycznej, potrzebnej do napędów maszyn, wentylacji i oświetlenia, jak i ciepła do ogrzewania szybów, budynków i celów technologicznych. Kogeneracja pozwala zaspokoić te potrzeby bez strat przesyłowych. Silniki gazowe mogą pracować na gazie o zmiennym składzie i wartości opałowej, co jest istotne w przypadku gazu kopalnianego, którego parametry mogą się wahać. Oprócz sprzedaży energii i ciepła, instalacja kogeneracyjna może generować przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia – tak zwanych kolorowych certyfikatów, w tym niebieskich dla kogeneracji, czerwonych dla odnawialnych źródeł energii i żółtych dla wysokosprawnej kogeneracji gazowej.
Rosnące ceny uprawnień do emisji CO₂ zmieniają rachunek ekonomiczny
System handlu uprawnieniami do emisji obejmuje obecnie sektor energetyczny i przemysł. Ceny uprawnień systematycznie rosną – z poziomu około 25-30 euro za tonę w 2020 roku do ponad 80-100 euro w latach 2023-2025. Ten trend ma kluczowe znaczenie dla opłacalności wykorzystania metanu kopalnianego.
Dla czynnych kopalń metan jest przede wszystkim zagrożeniem – koszty wentylacji, odmetanowania i zapewnienia bezpieczeństwa są znaczące. Rosnące ceny CO₂ zmieniają jednak rachunek ekonomiczny. Metan jest gazem cieplarnianym około 28-34 razy silniejszym niż CO₂ w perspektywie 100-letniej. Jego spalenie w silniku kogeneracyjnym przekształca go w CO₂, co radykalnie redukuje potencjał cieplarniany. W przeliczeniu na ekwiwalent CO₂, uniknięcie emisji metanu ma ogromną wartość.
Metan ujęty i wykorzystany energetycznie to nie tylko zysk z energii, ale także koszt, którego kopalnia unika. Gdyby metan trafił do atmosfery, w przyszłości – przy rozszerzeniu EU ETS na emisje metanu lub wprowadzeniu opłat za emisję gazów cieplarnianych innych niż CO₂ – kopalnia mogłaby ponosić dodatkowe koszty. Im wyższe ceny uprawnień, tym bardziej opłacalne stają się inwestycje w odmetanowanie i utylizację metanu, nawet ze strumieni wentylacyjnych o niskim stężeniu.
Zamknięte kopalnie nie prowadzą działalności wydobywczej, ale w dalszym ciągu emitują metan. Dotychczas emisje te pozostawały poza systemem EU ETS i nie były monitorowane. Rosnąca presja klimatyczna i plany włączenia metanu do systemów handlu emisjami mogą sprawić, że operatorzy zamkniętych kopalń będą zobowiązani do monitorowania i raportowania emisji metanu, a docelowo do uiszczania opłat za te emisje. Aktywne odmetanowanie zamkniętych kopalń stanie się opłacalne – koszty odwiertów i instalacji odzysku gazu będą niższe niż koszty emisji. Pojawi się rynek usług odmetanowania, na którym wyspecjalizowane firmy będą mogły przejmować emisje od zamkniętych kopalń w zamian za prawo do wykorzystania energetycznego ujętego gazu.
Doświadczenia Jastrzębskiej Spółki Węglowej i modelowanie parametrów gazu
Jastrzębska Spółka Węglowa, prowadząca działalność w Górnośląskim Zagłębiu Węglowym, od lat rozwija systemy odmetanowania i wykorzystania metanu. W publikacjach branżowych wskazuje się, że ujęcie i wykorzystanie metanu ze złoża Bzie-Dębina 1 przyczyni się z jednej strony do redukcji zagrożenia gazowego na przyszłych poziomach eksploatacyjnych, a z drugiej pozytywnie wpłynie na bilans energetyczny kopalń JSW.
Badania prowadzone na kopalniach Pniówek w Polsce i Paskov w Czechach wykazały, że istnieje możliwość stworzenia modelu komputerowego umożliwiającego prognozowanie parametrów pracy stacji odmetanowania. Kluczowym czynnikiem wpływającym na jakość i ilość ujmowanego gazu okazało się ciśnienie atmosferyczne na powierzchni. Taki model pozwoliłby na efektywne zarządzanie całym systemem energetycznym i współpracą poszczególnych źródeł.
Metoda odmetanowania poeksploatacyjnego zrobów za pomocą powierzchniowych otworów wiertniczych, stosowana w USA, mogłaby zostać zaadaptowana w polskich warunkach. Byłoby to rozwiązanie nowatorskie, ale potencjalnie bardzo skuteczne, szczególnie w przypadku zamkniętych kopalń, gdzie dostęp do zrobów z wyrobisk podziemnych jest niemożliwy.
Bariery i wyzwania. Od niestabilności gazu po akceptację społeczną
Rozwój wykorzystania metanu kopalnianego w kogeneracji napotyka na kilka istotnych przeszkód. Niestabilność parametrów gazu – stężenie metanu w ujmowanym gazie może się wahać, co utrudnia pracę silników kogeneracyjnych i wymaga zaawansowanych systemów kontroli. Koszty inwestycyjne – budowa instalacji odmetanowania, rurociągów i elektrociepłowni kogeneracyjnej wymaga znaczących nakładów, rzędu kilkudziesięciu milionów złotych.
Bariery regulacyjne – w Polsce wciąż brakuje jasnych regulacji dotyczących własności metanu w zamkniętych kopalniach oraz zasad udostępniania infrastruktury przesyłowej. Akceptacja społeczna – lokalne społeczności mogą obawiać się instalacji przemysłowych, mimo że ich celem jest redukcja emisji i produkcja czystej energii. Niskie stężenie w gazie wentylacyjnym – metan z wentylacji, choć stanowi największy wolumen, jest najbardziej problematyczny w wykorzystaniu ze względu na niskie stężenie. Technologie utleniania termicznego lub katalitycznego są kosztowne i wymagają dużych nakładów energii.
Przyszłość metanu kopalnianego w Górnośląskim Zagłębiu Węglowym
Perspektywy dla wykorzystania metanu kopalnianego w GZW są obiecujące, ale nierozerwalnie związane z transformacją górnictwa i polityką klimatyczną Unii Europejskiej. W miarę zamykania kolejnych kopalń, metan pozostanie w górotworze przez dziesiątki lat. Jego kontrolowane ujmowanie i wykorzystanie stanie się samodzielną działalnością gospodarczą.
Fundusze unijne na transformację regionów górniczych w ramach Sprawiedliwej Transformacji mogą być przeznaczane na projekty odmetanowania i budowy instalacji kogeneracyjnych. Postęp w dziedzinie utleniania metanu z wentylacji oraz w modelowaniu przepływów gazu może radykalnie obniżyć koszty i zwiększyć efektywność. Włączenie metanu do globalnych porozumień klimatycznych, w ramach Global Methane Pledge, oraz ewentualne objęcie go systemem EU ETS stworzy silny bodziec ekonomiczny do redukcji emisji.
Górnośląskie Zagłębie Węglowe dysponuje ogromnymi zasobami metanu, które dziś są w dużej mierze marnowane. Rosnące ceny uprawnień do emisji CO₂ fundamentalnie zmieniają rachunek ekonomiczny. To, co jeszcze dekadę temu było kosztownym problemem bezpieczeństwa, dziś staje się cennym zasobem energetycznym.
Dla czynnych kopalń inwestycje w odmetanowanie i kogenerację to szansa na poprawę bezpieczeństwa pracy, obniżenie kosztów energii, dodatkowe przychody ze sprzedaży energii i certyfikatów oraz uniknięcie przyszłych opłat za emisję metanu. Dla zamkniętych kopalń to perspektywa nowej działalności gospodarczej w miejsce wygaszonego wydobycia, zagospodarowania emisji, która w przeciwnym razie trafiałaby do atmosfery, wsparcia transformacji regionu i tworzenia nowych miejsc pracy.
Kluczowe znaczenie będzie miało stworzenie odpowiednich ram regulacyjnych, które uregulują kwestie własności metanu w zamkniętych kopalniach, umożliwią dostęp do infrastruktury przesyłowej, wesprą inwestycje w technologie odzysku i utylizacji metanu oraz włączą emisje metanu do systemu opłat i handlu emisjami.
Fot. Unsplash.
Opracowano na podstawie: danych Państwowego Instytutu Geologicznego z 2024 roku, publikacji Grupy Badawczej Redukcji Emisji Metanu AGH, materiałów Jastrzębskiej Spółki Węglowej, analiz systemu EU ETS, badań nad metodą GOB Wells prowadzonych w USA, raportów dotyczących emisji metanu z kopalń Górnośląskiego Zagłębia Węglowego oraz publikacji branżowych poświęconych technologiom kogeneracyjnym i odmetanowaniu.