Surowca zaczyna brakować?

Najnowszą analizę zasobów polskiego węgla w kontekście potrzeb krajowej energetyki sporządzili szefowie katowickiego instytutu: dyrektor Józef Dubiński i jego zastępca Marian Turek. Wnioski prof. Dubiński przedstawił podczas środowej konferencji w Sosnowcu.

"Jeśli górnictwo nie będzie inwestować w budowę nowych kopalń i pól wydobywczych w swoich obszarach, ok. 2030 r. będzie wydobywać - patrząc optymistycznie ok. 40 mln ton węgla dla energetyki. Jeśli zainwestuje w nowe poziomy i przekopy, będzie to ok. 63-64 mln ton" - wskazał prof. Dubiński.

Ubiegłoroczne wydobycie węgla wyniosło 87,4 mln ton (z tego 73,7 mln ton to węgiel energetyczny) i było o prawie 7 mln ton mniejsze niż rok wcześniej. W tym roku spółki wydobędą jeszcze mniej węgla. Surowca zaczyna brakować, więc rośnie import, który w ubiegłym roku wyniósł 5,8 mln ton.

Prof. Dubiński zastrzegł, że jego szacunki nie obejmują ewentualnej budowy zupełnie nowych kopalń, o czym mówią niektórzy inwestorzy, a jedynie działania w obrębie obecnych obszarów kopalń. Naukowcy wskazują jednak, że aby się rozwijać, górnictwo powinno wyjść poza dotychczasowy obszar i sięgnąć po zasoby rezerwowe, które wciąż są olbrzymie, ale wymagają lepszego rozpoznania. To warunek, by utrzymać wydobycie.

Szacuje się, że w zasięgu czynnych kopalń jest 15,9 mld ton węgla, ale tylko ok. 6 mld ton to zasoby przemysłowe, czyli potencjalnie możliwe do opłacalnego technicznie i ekonomicznie wydobycia. Z tego 3,7 mld ton to zasoby operatywne, czyli takie, które rzeczywiście można wydobyć. Przy wydobyciu rzędu 100 mln ton rocznie starczy to średnio na niespełna 40 lat.

Właśnie zasoby operatywne kurczą się najszybciej. Naukowcy oceniają, że w 2020 roku będzie ich ok. 2,5 mld ton, czyli prawie o jedną trzecią mniej niż dziś. Największy spadek zasobów - o ponad 40 proc. - zanotuje Katowicka Grupa Kapitałowa, gdzie dominującym podmiotem jest Katowicki Holding Węglowy. Dotyczy to jednak wszystkich spółek węglowych. Malejące zasoby oznaczają stopniowy spadek wydobycia, który zacznie się w latach 2015-2016.

"Do roku 2015 na pewno trzy kopalnie wyczerpią swoje zasoby operatywne; prawdopodobnie te zakłady będą łączone z innymi. W następnym 15-leciu zasoby ulegną wyczerpaniu w 10 kopalniach. Przewidujemy, że w roku 2030, nie uwzględniając łączenia, może funkcjonować około 20 kopalń" - ocenił dyrektor GIG.

Geologowie oceniają, że ok. 25-26 mld ton węgla położonych jest w obszarach niezagospodarowanych przez kopalnie. Ile z tej wielkości nadaje się do wydobycia, dokładnie nie wiadomo. Prof. Dubiński szacuje, że może to być co najmniej 5 mld ton. Ich udostępnienie, poprzez budowę nowych kopalń, zwiększyłoby żywotność górnictwa o 40-50, a nawet 60 lat.

Z danych zebranych przez naukowców wynika, że do 2020 roku górnictwo zamierza zainwestować w sumie blisko 28 mld zł, z czego ok. 14 mld zł będzie przeznaczone na budownictwo inwestycyjne, a 13,6 mld zł na zakup gotowych dóbr inwestycyjnych. Dalsze ok. 400 mln zł to rezerwy w Jastrzębskiej Spółce Węglowej, która w sumie chce zainwestować ponad 8,3 mld zł, m.in. w udostępnienie nowych pól wydobywczych. Kompania Węglowa zakłada 9,5 mld zł inwestycji, a Katowicki Holding Węglowy ponad 7,3 mld zł.

*

Radykalne ograniczenie emisji dwutlenku węgla przez w miarę nowoczesną elektrownię węglową spowodowałoby wzrost kosztu produkcji energii co najmniej o 60 proc. - oceniają naukowcy. Wdrożenie niezbędnych do redukcji rozwiązań zajęłoby 6-8 lat.

Takie dane przedstawili podczas środowej konferencji w Sosnowcu, poświęconej czystym technologiom węglowym, Tomasz Golec i Janusz Rakowski z Zakładu Procesów Cieplnych Instytutu Energetyki w Warszawie. Podjęli się oni szacunkowej oceny kosztów separacji CO2, emitowanego przez elektrownie węglowe.

Z ich analizy wynika, że w wersji bez redukcji dwutlenku węgla najtańszą energię elektryczną produkują obecnie bloki kocioł-turbina parowa. Jednak dla redukcji CO2 bardziej ekonomiczne są

bloki IGCC, czyli oparte na zgazowaniu węgla, zintegrowanym z układem turbin gazowo-parowych. Nie da się jednak zastosować ich jedynie modernizując stare elektrownie; trzeba budować nowe.

Naukowcy wskazują, że w polskiej energetyce przeważa opinia, iż bloki IGCC są drogie i niepewne ruchowo. Okazuje się jednak, że na świecie (głównie w przemyśle chemicznym) takich bloków jest sporo, ich łączna moc cieplna przekracza 45 tys. megawatów. Dostępne są też technologie, pozwalające na redukcję emisji CO2 z takich bloków.

Najwięcej bloków IGCC instalowanych jest obecnie w Chinach. Projekt budowy takiego bloku w Polsce zgłosił Południowy Koncern Energetyczny (PKE), który chciałby realizować go wspólnie z Zakładami Azotowymi Kędzierzyn. Chodzi o tzw. poligenerację, gdzie produktami zgazowania węgla będą prąd, ciepło i gaz syntezowy dla zakładów, pozwalający np. na produkcję 0,5 mln ton metanolu rocznie. Wychwytywanie CO2 z takiego bloku byłoby znacznie tańsze niż w klasycznej elektrowni.

Sprawa sposobów redukcji emisji CO2 będzie w najbliższych latach jedną z kluczowych dla przyszłości polskiej energetyki w związku z realizacją unijnego pakietu klimatycznego, zakładającego m.in. redukcję emisji CO2 do 2020 roku o 20 proc. Projektowane są jeszcze bardziej rygorystyczne rozwiązania, zmierzające do upowszechnienia bezemisyjnych elektrowni. Wprawdzie na razie

dotyczą jedynie nowych instalacji, jednak obowiązek redukcji emisji obejmuje całą energetykę.

Unijne regulacje zakładają, że dla wszystkich nowych jednostek produkcyjnych o mocy powyżej 300 megawatów wymagane będzie wskazanie obszaru do magazynowania dwutlenku węgla, a po 2013 r. wszystkie nowe instalacje takiej mocy powinny być obowiązkowo wyposażone w instalacje wychwytywania i składowania CO2. Stare elektrownie będą natomiast musiały konsekwentnie redukować emisję, ponosząc olbrzymie koszty zakupu uprawnień emisyjnych na aukcjach.