Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy informuje, że głównym regionem występowania udokumentowanych złóż gazu ziemnego w naszym kraju jest Niż Polski, czyli polska część tzw. prowincji Niziny Środkowoeuropejskiej. To pas nizin między Morzem Bałtyckim na północy a Sudetami i pasem wyżyn na południu. Złoża gazu ziemnego udokumentowano również na przedgórzu Karpat, niewielkie zasoby występują także w małych złożach obszaru Karpat oraz w polskiej strefie ekonomicznej Bałtyku.
Według danych na koniec 2019 r. stan wydobywalnych zasobów gazu ziemnego w naszym kraju wynosił 144,25 mld m sześc. i w porównaniu z rokiem poprzednim zasoby zwiększyły się o 2,09 mld m sześc. Przyrost wynika z faktu włączenia nowo poznanych złóż oraz lepszego rozpoznania zasobów w złożach już odkrytych.
W 2019 r. krajowe wydobycie gazu ziemnego ze złóż o zasobach udokumentowanych wynosiło ok. 4,98 mld m sześc. i było o 50,45 mln m sześc. większe niż w roku 2018.
W Gilowicach w powiecie pszczyńskim przeprowadzono testowo-pilotażowe wydobycie metanu ze złoża węgla kamiennego w projekcie PGNiG i Państwowego Instytutu Geologicznego – PIB. Zdj. Witold Gałązka/ARC
Jak informuje Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie, gaz ziemny docierający do końcowego użytkownika znacznie różni się składem od gazu wydobywanego. Surowiec, zanim zostanie wtłoczony do rurociągów, musi zostać oddzielony od innych frakcji węglowodorów i oczyszczony z zanieczyszczeń.
Według informacji przekazanych przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, ok. 20 proc. zapotrzebowania na gaz ziemny Polska pokrywa z własnych zasobów. Reszta pochodzi z importu.
Spółka przewiduje, że w 2021 roku wydobędzie w sumie 5,2 mld m sześc. surowca.
Musimy sporo importować
Podobnie jak w przypadku gazu ziemnego, największe znaczenie gospodarcze w Polsce mają złoża ropy naftowej występujące na Niżu Polskim. W roku 2019 nasz kraj posiadał 87 udokumentowanych złóż ropy, z czego aż 44 na tym właśnie obszarze. Wydobywalne zasoby złóż na Niżu stanowiły 65,7 proc., a zasoby złóż polskiej strefy ekonomicznej Bałtyku 27,7 proc. zasobów krajowych. Zasoby przedgórza Karpat oraz Karpat odgrywają rolę podrzędną (odpowiednio 3,6 proc. i 3 proc. zasobów krajowych). Wydobycie ropy i tzw. kondensatu w 2019 r. ze wszystkich polskich złóż, wyniosło 936,76 tys. t i uległo zmniejszeniu w stosunku do roku poprzedniego o 0,28 tys. t.
Podmiotami wydobywającymi ropę w naszym kraju są głównie PGNiG, Lotos i PKN Orlen. Co ciekawe – jak zwracają uwagę autorzy publikacji: „Wydobycie i import – struktura pokrycia zapotrzebowania na ropę naftową w Polsce w latach 1990–2017” – na światowej liście producentów ropy naftowej Polska zajmuje odległe miejsce, ale to właśnie nasz kraj jest powszechnie uznawany za kolebkę przemysłu naftowego. Za jego początek przyjmuje się bowiem przeprowadzony z sukcesem przez Ignacego Łukasiewicza w 1853 r. proces destylacji ropy naftowej.
W „Przeglądzie Geologicznym” czytamy, że ropa naftowa jest jednym z podstawowych nośników energetycznych pokrywających zapotrzebowanie na tzw. energię pierwotną w Polsce i najważniejszym spośród nośników węglowodorowych. Polska nie posiada jednak znaczących zasobów tego surowca, które umożliwiłyby zaspokojenie stale wzrastającej konsumpcji krajowej. Dostawy ropy naftowej ze złóż krajowych od lat 60. XX w., po uruchomieniu rafinerii PKN Orlen w Płocku, tylko w niewielkim stopniu pokrywają krajowe zapotrzebowanie na surowiec. W latach 1990-2017, wg „Gospodarki Paliwowo-Energetycznej” (GUS), wyprodukowano w Polsce zaledwie 17,2 mln t ropy naftowej, czyli ok. 3,5 proc. krajowego zapotrzebowania. W celu zrównoważenia popytu i podaży Polska od ponad 50 lat jest istotnym importerem ropy naftowej.
Bezpieczeństwo i klimat
Jak podkreśla dr Janusz Jureczka, dyrektor Oddziału Górnośląskiego Państwowego Instytutu Geologicznego – Państwowego Instytutu Badawczego, metan z pokładów węgla w skali światowej jest jednym z ważniejszych alternatywnych źródeł energii (eksploatowany m.in. w USA, Australii, Kanadzie, Chinach i Indiach).
W Polsce znaczące jego ilości występują oczywiście w Górnośląskim Zagłębiu Węglowym, w którym – według najnowszych danych – jego zasoby bilansowe wynoszą ok. 190 mld m sześc., przy całkowitym potencjale zasobowym w granicach ok. 230-250 mld m sześc.
– W pozostałych zagłębiach węglowych metan również występuje, ale w znacznie mniejszych ilościach, szacowanych na kilka miliardów metrów sześciennych w Zagłębiu Dolnośląskim i kilkanaście miliardów metrów sześciennych w Zagłębiu Lubelskim (LZW) – wyjaśnia Jureczka w swojej publikacji „Problematyka metanu z pokładów węgla w polskich zagłębiach węglowych oraz możliwości zastosowania przedeksploatacyjnego ujęcia metanu”.
Przed laty gaz ten traktowany był na ogół jako odpad, stwarzający wysokie zagrożenie dla bezpieczeństwa pracy i w dodatku o wiele groźniejszy od dwutlenku węgla gaz cieplarniany, a – jak podkreśla PIG, jest to przecież cenny surowiec energetyczny. Zakłady górnicze od lat wykorzystują metan ujęty z kopalnianych wyrobisk np. do produkcji energii zasilającej własne instalacje elektryczne. Ostatnie lata pokazują jednak, że w naszym kraju o przemysłowym wykorzystaniu metanu ujętego z kopalń myśli się coraz poważniej.
Na początku tego roku Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo oraz Jastrzębska Spółka Węglowa podpisały umowę o przedeksploatacyjnym ujęciu metanu z pokładów węgla kamiennego w ramach programu o nazwie Geo-Metan. PGNiG współpracuje w tym zakresie także z Polską Grupą Górniczą.
Podsumowując wyniki prac w sierpniu, ówczesny prezes PGNiG Piotr Woźniak zaznaczył, że eksploatacja metanu w istotny sposób zwiększy możliwości krajowego wydobycia gazu ziemnego. PGNiG sięgając po metan z pokładów węgla, chce zwiększyć krajowe wydobycie gazu o dodatkowe 1-1,5 mld m sześc. rocznie.
W minionym roku w związku z działalnością górniczą górnośląskich kopalń do atmosfery zostało wyemitowanych ok. 700 mln m sześc. metanu, co jest ekwiwalentem prawie 18 mld m sześc. CO2. Górnośląskie kopalnie sięgają coraz głębiej, więc ilość metanu z każdym rokiem się zwiększa. Już teraz, w ramach unijnej polityki klimatycznej, słychać głosy, że emisja metanu powinna zostać objęta opłatami na wzór CO2. To oznaczałoby dodatkowe ogromne koszty dla górnictwa. Wyjściem z sytuacji może być właśnie wcześniejsze ujmowanie i zagospodarowywanie metanu.
Jeśli chcesz mieć dostęp do artykułów z Trybuny Górniczej, w dniu ukazania się tygodnika, zamów elektroniczną prenumeratę PREMIUM. Szczegóły: nettg.pl/premium. Jeżeli chcesz codziennie otrzymywać informacje o aktualnych publikacjach ukazujących się na portalu netTG.pl Gospodarka i Ludzie, zapisz się do newslettera.
