Od 2027 r. unijne limity emisji metanu mają spaść niemal dwukrotnie, a od 2031 r. jeszcze bardziej. NIK ostrzega: Polska wykorzystuje tylko 25% gazu i grożą nam miliardowe kary.
Najwyższa Izba Kontroli przeanalizowała wykorzystanie metanu w polskim górnictwie w latach 2019–2024. Konkluzja jest twarda: emisje pozostają wysokie, a zagospodarowanie gazu niskie, mimo dostępnych technologii i oczywistych korzyści energetycznych. Jak zauważa NIK, brak skoordynowanej polityki i spóźnione decyzje administracji publicznej utrudniły inwestycje, przez co sektor węglowy zbliża się do unijnych limitów z minimalnym marginesem bezpieczeństwa.
„Polskie kopalnie emitują średnio od 8 do 14 ton metanu na kilotonę wydobytego węgla. Obecnie jedynie około 25% tej emisji wykorzystywane jest gospodarczo, co wskazuje na duży potencjał szerszego zastosowania tego gazu w energetyce”
– mówi rzecznik NIK Marcin Marjański.
Wypowiedź koresponduje z danymi raportu NIK: w latach 2019–2023 łączna emisja przekroczyła 4 mld m³ metanu. NIK wskazuje, że przy takiej skali nawet umiarkowany wzrost wskaźników zagospodarowania przełożyłby się na znaczący wolumen energii elektrycznej i ciepła, możliwy do wykorzystania lokalnie poprzez kogenerację (CHP) i współpracę z sieciami ciepłowniczymi.
Rozporządzenie metanowe: twarde progi i preferencja wykorzystania gazu
Przyjęte 13 czerwca 2024 r. rozporządzenie metanowe (UE) 2024/1787 ogranicza emisje metanu w sektorze energetycznym. Od 1 stycznia 2027 r. kopalnie węgla energetycznego nie mogą przekroczyć 5 ton metanu na kilotonę węgla (t/kt), a od 1 stycznia 2031 r. limit spada do 3 t/kt. Przepisy zalecają ponowne zatłoczenie metanu, jego wykorzystanie na miejscu lub wprowadzenie na rynek jako rozwiązania preferowane względem uwalniania do atmosfery czy spalania w pochodni.
„W przypadku utrzymania się obecnego trendu emisji metanu do atmosfery polskim spółkom węglowym już w 2027 roku grozić będą miliardowe kary. Właśnie od tego roku dopuszczalny limit emisji metanu z szybów wentylacyjnych w kopalniach węgla energetycznego wyniesie 5 ton na kilotonę wydobytego węgla”
– podkreśla Marcin Marjański.
Jak zauważa NIK, same systemy odmetanowania (CMM), skoncentrowane na ujęciu gazu przy drążeniu i eksploatacji, nie obejmują strumieni z powietrza wentylacyjnego. To właśnie emisje z szybów wentylacyjnych przesądzają o zgodności z limitami, dlatego NIK wskazuje na konieczność wdrożenia technologii VAM (Ventilation Air Methane) równolegle z modernizacją istniejących instalacji CMM.
Geologia podnosi poprzeczkę: głębsza eksploatacja, większa metanowość
W polskich kopalniach wydobycie prowadzi się na głębokościach 700–1100 m, a kolejne ściany planowane są nawet na 1200–1250 m. Jak podkreśla NIK, wraz z głębokością rośnie metanowość pokładów i ciśnienie gazu, co oznacza wyższe strumienie metanu zarówno w rejonie frontu wydobywczego, jak i w systemach przewietrzania.
„W przyszłości emisji będzie więcej. Jeśli nie zainwestujemy w technologie, będziemy się oddalać od unijnych limitów zamiast się do nich zbliżać”
– ostrzega Marcin Marjański.
Ten wniosek ma znaczenie operacyjne: nawet przy stabilnym wolumenie wydobycia emisje mogą rosnąć z przyczyn geologicznych. Dlatego, jak wskazuje NIK, harmonogram projektów metanowych powinien być powiązany z planami zejścia na większe głębokości i uruchamianiem nowych ścian.
Koordynacja państwa: rozproszone kompetencje, opóźnione decyzje
Raport opisuje brak spójnego zarządzania kwestią metanu: Ministerstwo Klimatu i Środowiska pełni kluczową rolę w tworzeniu polityki energetycznej, lecz zadania dotyczące gospodarki złożami (w tym metanu) przejęło Ministerstwo Przemysłu/ Energii. Jak zauważa NIK, to rozproszenie i brak wyraźnego lidera hamowały tempo decyzji inwestycyjnych w spółkach.
„A zwłoka Ministerstwa Klimatu i Środowiska w aktualizacji Krajowego Planu na rzecz energii i klimatu utrudniała skuteczne planowanie inwestycji w tym obszarze.”
– mówi Marcin Marjański.
Konsekwencje były wymierne: projekty nie miały „ścieżki” do finansowania (krajowego i unijnego), a brak mapy technologicznej utrudniał wybór optymalnych rozwiązań dla poszczególnych zakładów górniczych. NIK wskazuje, że inicjatywy podejmowane przez resorty skupiały się na monitoringu pozyskiwania metanu, zamiast na programach wdrożeniowych dla VAM, CMM i kogeneracji.
Metan jako paliwo: rachunek emisji i bezpieczeństwo energetyczne
Jak podkreśla NIK, metan z kopalń to pełnowartościowy nośnik energii. Jego spalanie generuje ok. 202 g CO₂/kWh, podczas gdy biomasa emituje 400–600 g CO₂/kWh z uwagi na niższą efektywność energetyczną i specyfikę składu paliwa. Oznacza to, że wykorzystanie metanu może jednocześnie obniżać emisyjność miksu i zmniejszać import gazu.
W praktyce najbliższą ścieżką komercjalizacji są instalacje kogeneracyjne (CHP) przy stacjach odmetanowania oraz lokalne sieci ciepłownicze. Jak zauważa NIK, barierą bywa dziś niedostosowanie infrastruktury ciepłowniczej do odbioru dodatkowych wolumenów ciepła, co niekiedy ogranicza pracę istniejących modułów CHP. Dlatego NIK wskazuje potrzebę synchronizacji inwestycji: modernizacje CMM/VAM w kopalniach powinny iść w parze z modernizacjami w MPEC-ach.
Gdzie zawiodło wsparcie: instrumenty finansowe i ramy regulacyjne
Od 2019 r. działa program „Zmniejszenie uciążliwości wynikających z wydobywania kopalin” (pożyczki/dotacje m.in. na redukcję metanu). Jak podaje NIK, do zakończenia kontroli zainteresowanie było znikome – wnioski złożył tylko jeden beneficjent na ok. 160 mln zł. NIK wskazuje, że warunki finansowe i niepewność regulacyjna nie tworzyły wystarczającej zachęty do uruchamiania ryzykownych technologicznie projektów.
W 2024 r. rząd przedstawił w Brukseli wstępny program wsparcia dla sektora metanowego (pożyczki/dotacje; wartość 2 mld zł). Jak zauważa NIK, program uzyskał wstępną akceptację kierunkową, lecz na moment zakończenia kontroli nie został notyfikowany. Bez notyfikacji spółki nie mają pewności, że wsparcie będzie dostępne w oknie 2026–2031, kluczowym dla dostosowania do limitów.
Sankcje: mechanizm ma zabrać „zysk z naruszeń”
Rozporządzenie metanowe nakazuje ustanowienie kar skutecznie egzekwowalnych, wyznaczonych tak, aby pozbawić podmioty korzyści finansowych z nieprzestrzegania przepisów.
„Jeśli Polska nie podejmie natychmiastowych działań, grożą nam nie tylko wysokie kary, ale też utrata szansy na wykorzystanie własnych zasobów energetycznych”
– podsumowuje Marcin Marjański.
Jak wskazuje NIK, przy obecnym modelu finansowania górnictwa istnieje ryzyko, że koszty kar w praktyce obciążą budżet państwa i samorządy (np. poprzez mechanizmy osłonowe w ciepłownictwie). Z punktu widzenia fiskalnego taniej jest zainwestować w redukcję niż płacić sankcje.
Co trzeba zrobić: ścieżka minimalizacji ryzyka
NIK podkreśla zestaw działań, które realnie domykają lukę do 2027/2031:
- Technologie priorytetowe
- CMM: rozbudowa i uszczelnienie ujęć, modernizacja sprężarek, inteligentna regulacja przepływów.
- VAM: pilotaże w kopalniach o najwyższych emisjach i szybkie skalowanie.
- CHP: powiązanie nowych modułów z modernizacją sieci ciepłowniczych i długimi umowami odbioru.
- Monitoring on-line: sieci gazometrii i analityka predykcyjna na poziomie szybu i ściany.
- Finansowanie i ekonomika projektów
- Notyfikacja programu 2 mld zł w KE, z premią za zrealizowaną redukcję t/kt i wolumen zagospodarowanego CH₄.
- Możliwość użycia kontraktów różnicowych/premii za redukcję metanu, tak by domknąć lukę CAPEX/OPEX w VAM/CMM.
- Ramy regulacyjne i koordynacja
- Szybka ścieżka pozwoleń środowiskowych i przyłączeń ciepłowniczych.
- Jedno centrum koordynacji na poziomie rządu, które prowadzi listę projektów, usuwa kolizje kompetencyjne i rozstrzyga spory między resortami a operatorami sieci.
Jak zauważa NIK, takie podejście pozwala ograniczyć ryzyko kar, a równocześnie zwiększa bezpieczeństwo energetyczne regionów górniczych przez stabilne, lokalne źródła ciepła i energii.
Raport i wypowiedzi rzecznika NIK tworzą spójny obraz: przy obecnym poziomie emisji i stanie wdrożeń Polska nie osiągnie limitów bez przyspieszenia inwestycji. NIK wskazuje, że decyzje technologiczne, sieciowe i finansowe muszą zapaść teraz, bo okno 2027–2031 nie zostawia miejsca na improwizację. Pomiędzy „płacić kary” a „produkować energię z własnego gazu” wybór jest oczywisty – warunkiem jest koordynacja i szybka notyfikacja wsparcia.
Źródło: NIK
