Duńskie Enricom i Insero, chiński koncern Jiangxi Special Electric Motor oraz koordynująca przedsięwzięcie polska fundacja Motus chcą stworzyć klastry energetyczne wykorzystujące do produkcji energii metan oraz słońce. W ubiegłym tygodniu inwestorzy byli w Polsce. Rozmawiali m.in. z samorządami, na których terenach miałyby powstać instalacje. Jak ustaliliśmy, mają one zostać zbudowane przy kopalniach węgla kamiennego (czynnych i nieczynnych) oraz przy składowiskach śmieci.
Przy wydobyciu węgla uwalnia się rocznie prawie 1 mld m sześc. metanu, a składowiska odpadów komunalnych dodają do tego kolejne 364 mln m sześc. gazu, którego efekt cieplarniany jest około 21-krotnie silniejszy niż w przypadku dwutlenku węgla. Tymczasem od 2021 r. metan będzie już klasyfikowany w unijnym systemie handlu emisjami (tzw. EU ETS), podobnie jak teraz dwutlenek węgla. Jeśli Polsce uda się poprawić gospodarcze wykorzystanie tego gazu, kary za jego emisję będą znacznie niższe. Na razie Komisja Europejska nie przedstawiła prognoz cenowych, jednak należy się spodziewać, że taryfa będzie wyższa niż dla CO2, którego tona wyemitowana do atmosfery kosztuje obecnie 5,70 euro.
Duński Enricom, który funkcjonuje na prawach fundacji wspieranej przez królową Danii, ma w Polsce trzy instalacje wykorzystujące gaz składowiskowy. Znajdują się one w Sosnowcu, Górze Kalwarii i Lęgajnach. – Na 1 MW energii elektrycznej produkowanej w ten sposób przypada w nich także 1 MW energii cieplnej – mówi DGP dyrektor Enricomu Henrik Hjortholm, podkreślając, że w przypadku metanu składowiskowego bardzo ważna jest kaloryczność gazu. Z tego powodu instalacje takie nie mogą być budowane przy każdym składowisku śmieci. Mogą za to powstać przy niemal każdej kopalni węgla kamiennego w Polsce, bo tylko nieliczne zakłady produkujące ten surowiec są niemetanowe. Najwięcej metanu uwalnia się w sumie w kopalniach Jastrzębskiej Spółki Węglowej, choć najbardziej metanową kopalnią w Polsce jest należący do Tauronu zakład Brzeszcze. W należącym do JSW Budryku już dzisiaj pracuje metanowy generator (dwa silniki o łącznej mocy 8,8 MW) spalający gaz wychwytywany w kopalniach.
Plan dla Polski zakłada budowę instalacji metanowych o mocy około 250 MW, przy których mogłyby powstać farmy słoneczne o porównywalnej sile mocy. Przykopalniane tereny pozwalają bowiem na zainstalowanie tam paneli słonecznych. Średnio w każdym z 50 tak zaplanowanych punktów zainstalowano by 5 MW mocy metanowej i 5 MW mocy słonecznej. 1 MW w obu przypadkach to koszt ok. 5 mln zł. Tyle tylko, że generator metanowy pracuje przez 8700 godzin w roku, a instalacja fotowoltaiczna – przez około 1000 godzin. Inwestorzy z zagranicy chcą wyłożyć na budowę takich instalacji ponad 2 mld zł. Realizacja tego przedsięwzięcia ma pozwolić na stworzenie 500 nowych miejsc pracy, przede wszystkim na południu Polski.
Jak miałby wyglądać taki klaster energetyczny, czyli grupa powiązanych ze sobą producentów i dystrybutorów energii? Kopalnie borykające się z problemami finansowymi nie musiałyby wykładać pieniędzy, a jedynie udostępnić swój teren oraz metan. Z kolei ziemię dla fotowoltaiki mogłaby udostępnić gmina albo jej mieszkańcy. Albo poprzez inwestycje w panele fotowoltaiczne na dachu, albo udostępniając swój dach inwestorowi do zainstalowania na nim paneli. W ten sposób prosument (producent i konsument energii w jednym) stawałby się uczestnikiem klastra, podobnie jak kopalnia i inwestorzy, którzy po prostu chcą na tym zarobić. Według danych fundacji Motus specjalizującej się w klastrach energetycznych produkcja prądu w tak skonstruowanym klastrze byłaby znacznie tańsza – 1 MWh miałaby kosztować łącznie 350–450 zł zamiast obecnych 550–600 zł. Dana gmina, jej mieszkańcy oraz kopalnia płaciłyby więc mniej za prąd.
Zou Chunzi z Jiangxi Special Electric Motor deklaruje w rozmowie z DGP, że jego koncern jest w stanie dostarczyć do Polski odpowiednią ilość kogeneratorów metanowych. Kwestię zainteresowane jest również Ministerstwo Energii. Temat inwestycji ruszył, ponieważ w grudniu ubiegłego roku prezydent Andrzej Duda podpisał ustawę metanową ułatwiającą przedsiębiorcom podejmowanie działań w tym zakresie. – Metan jest ważnym zagadnieniem chociażby ze względów środowiskowych. Obecnie trwają rozmowy z Komisją Europejską dotyczące wsparcia dla metanu składowiskowego. Znajdą one odzwierciedlenie w nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii – powiedział DGP Andrzej Kaźmierski, dyrektor departamentu energii odnawialnej w resorcie energii.
Kopalnie już dziś starają się wykorzystywać metan, bo na tym zarabiają. Na 1 m sześc. ujętego metanu można zarobić ok. 1 zł. Rocznie na profilaktykę zagrożeń metanowych spółki węglowe wydają 340 mln zł, a średnia efektywność odmetanowania to ok. 30 proc., gdy w Europie Zachodniej zbliża się do 60 proc. Ujmowany gaz może być spalany w specjalnych silnikach i kotłach. Dzięki temu można na przykład podgrzewać wodę w kopalnianych łaźniach czy produkować energię. Takie kotły, wykorzystujące metan z kopalń KHW, działają w katowickich Zakładach Energetyki Cieplnej należących do DK Energy. Z kolei kopalnia Brzeszcze jest połączona rurociągiem z Synthosem Michała Sołowowa, który kupuje ujmowany w niej metan. Energetyka w grupie Synthos produkuje prąd w skojarzeniu z ciepłem. Na zewnątrz sprzedawane są nadwyżki energii elektrycznej, zaś ciepło kupuje miasto Oświęcim.
W ostatnich latach w kopalniach prowadzono spore inwestycje zmierzające do większego zagospodarowania tego gazu. Jego ujmowanie to nie tylko korzyść dla środowiska, ale i poprawa bezpieczeństwa pracujących pod ziemią górników. Zainteresowanie projektami metanowymi potwierdził w połowie grudnia wiceminister energii Grzegorz Tobiszowski podczas obrad parlamentarnego zespołu górnictwa i energii. Przewodniczący zespołu poseł Ireneusz Zyska powiedział DGP, że w najbliższym czasie planuje organizację konferencji poświęconych wykorzystaniu metanu. Odbędą się one w Sejmie, a także na Śląsku – w Rybniku i Suszcu.
>>> Czytaj też: 400 km nowych dróg, ale bez autostrad. Oto lista tras, które zostaną otwarte w 2017 roku