Dwie kopalnie Kompanii Węglowej produkują prąd z metanu

Na razie agregaty będą pokrywać ok. 10 proc. zapotrzebowania każdej z kopalń na prąd w dni robocze i ok. 30 proc. w dni wolne, co daje roczne oszczędności liczone w milionach złotych. Szacuje się, że każdy z zasilanych metanem agregatów da rocznie ok. 15,6 tys. megawatogodzin prądu. Agregat zużywa ok. 8 m sześc. czystego metanu na minutę, czyli ponad 3,8 mln m sześc. rocznie.

Kopalnie, we współpracy z Głównym Instytutem Górnictwa w Katowicach, zabiegają o uznanie zrealizowanych i zaplanowanych przedsięwzięć w tym zakresie za tzw. projekt wspólnych wdrożeń (JI - Joint Implementation), w ramach służących ochronie klimatu mechanizmów przewidzianych Protokołem z Kioto.

Mechanizm wspólnego wdrożenia polega na redukcji emisji dzięki inwestycjom krajów bardziej rozwiniętych w innych państwach. Przewiduje on, że przy realizacji projektów zmniejszających emisję gazów cieplarnianych inwestor otrzymuje tzw. ERU, czyli jednostki redukcji emisji, równoznaczne z uprawnieniami do emisji C02. Może je sprzedać tym, których uprawnienia emisyjne są niewystarczające. Kraj kupujący jednostki zalicza je jako własną redukcję emisji.

Przykładem jest zawarta w marcu ubiegłego roku umowa JSW z japońską firmą Chugoku Electric Power z Hiroszimy, pierwsza taka w polskim górnictwie. Dzięki wykorzystaniu metanu JSW zarabia ok. 1 mln zł rocznie na sprzedaży jednostek ERU.

Ponieważ potencjał cieplarniany metanu jest 21 razy większy od dwutlenku węgla, w przeliczaniu niewyemitowanego metanu na jednostki ERU, odnoszące się do dwutlenku węgla, stosowany jest specjalny przelicznik. Wyliczono, że w dwóch kopalniach KW, przy rocznym wykorzystaniu przez każdy z silników 3,8 mln m sześc. czystego metanu, można uzyskać prawie 44 tys. ERU.

"W przypadku pomyślnego przeprowadzenia procedury kwalifikacyjnej projektu Wspólnych Wdrożeń, jednostki redukcji emisji można wprowadzić do obrotu, co może stanowić kolejne, niemałe źródło przychodów dla kopalń. Sprzedaż jednostek ERU może też znacząco skrócić czas zwrotu nakładów na inwestycje, tylko z tytułu oszczędności w zakupach prądu szacowanego na 28 miesięcy" - powiedział rzecznik KW Zbigniew Madej.

W Polsce zrealizowano dotychczas kilka projektów opartych na wspólnym wdrożeniu. Partnerami polskich instytucji byli inwestorzy z Holandii, Danii, Kanady oraz związany z Bankiem Światowym Prototypowy Fundusz Węglowy (PCF). To m.in. modernizacja zaopatrzenia w ciepło w Byczynie, wykorzystanie biomasy z terenów zieleni miejskiej na potrzeby ogrzewania w Jeleniej Górze, budowa elektrowni wodnej na rzece Bóbr w Lesznie Górnym, budowa farmy wiatrowej Zagórze, odzysk gazu składowiskowego w Koninie, budowa ciepłowni geotermalnej w Stargardzie Szczecińskim.

Rocznie we wszystkich polskich kopalniach wydziela się ok. 870 mln m sześc. metanu, z czego do instalacji odmetanowania trafia zaledwie niespełna 290 mln m sześc. - w tym niespełna 160 mln m sześc. jest wykorzystywane gospodarczo. Liderem wykorzystania metanu jest JSW, gdzie do produkcji energii i ciepła zużywa się ok. 80 proc. ujętego metanu.

W latach 1997-2006 JSW wydała na inwestycje związane z energetycznym wykorzystaniem metanu 116 mln zł. Spółki węglowe chcą inwestować w zagospodarowanie metanu, ale narzekają na brak rozwiązań, które uczyniłyby to bardziej opłacalnym. Chodzi o to, że metan z odmetanowania kopalń, jako paliwo kopalne, nie jest zaliczony do odnawialnych źródeł energii, a tym samym nie jest objęty przywilejami, jakie niosą tzw. certyfikaty źródła pochodzenia.