Brak informacji.
CZY GROZI NAM KRYZYS?
CZASU JEST MAŁO
Rozmowa z HERBERTEM L. GABRYSIEM – niezależnym ekspertem w sprawach energetyki, b. wiceministrem przemysłu i handlu odpowiedzialnym w latach 1994-1997 za górnictwo i energetykę.
– Śledząc Pana publikacje i wypowiedzi trudno było nie zauważyć, że już od dawna prognozował Pan znaczące zwiększenie konsumpcji energii elektrycznej w Polsce. Jednakże opublikowane ostatnio raporty – Międzynarodowej Agencji Energii, Austriackiego Stowarzyszenia Energotechnicznego oraz czasopisma „Energia&Przemysł” – przyprawiają o ból głowy. Wynika z nich, iż grozi nam poważny kryzys energetyczny. Za kilkanaście lat prądu może zabraknąć nie tylko w Europie, w tym i w Polsce, ale i na całym świecie. Czy rzeczywiście jest aż tak źle?
– Istotnie, trudno nie zauważyć, iż rozwój cywilizacyjny świata to rozwój energochłonny i choć świadomość potrzeby jej oszczędności oraz świadomość ekologiczna prowokuje do tworzenia strategii rozwoju zrównoważonego – to nie da się tego zmienić. Energia elektryczna jest przy tym – choć kosztowna – tyleż komfortowa, co bezpieczna. W projekcjach wieloletnich zmian w konsumpcji energii elektrycznej przewiduje się jej zwiększenie o około 30% do 2025 roku, przy zdecydowanym racjonalizowaniu jej zużycia. W opracowywanej przez Unię Europejską „Strategii Zrównoważonego Rozwoju …” znajdziemy sporo zapisów (także w przewidywanych nakładach budżetowych) z tego obszaru. Korekta „VII Programu Ramowego …” zmierza do tego, aby w budżecie unijnym znalazło się więcej środków na wsparcie badań i rozwój nowych, czystych, wysokowydajnych technologii produkcji energii elektrycznej, w tym z węgla kamiennego z sekwestracją CO2. To dokumentuje istotne obawy o bezpieczeństwo energetyczne Unii Europejskiej, w tym tak ważnej części, jaką jest zabezpieczenie dostaw energii elektrycznej. Polska elektroenergetyka jest w innym stanie rzeczy niż znakomita część energetyki UE. Innym – bo w strukturze paliwowej ponad 93% to paliwa stałe (produkcja energii elektrycznej kosztowna w aktualnym stanie technologii i przyszłych kosztów wobec przyjętych zobowiązań dotyczących ochrony ekologicznej), innym także, bo zużyta, o niższej (porównując z uśrednionym stanem rzeczy bloków energetycznych UE) sprawności brutto wytwarzania. W bieżącym roku, wobec długiej i ostrej zimy i zwiększonej konsumpcji energii elektrycznej latem, Krajowy System Energetyczny po raz pierwszy od wielu lat stanął na granicy wydolności (z ograniczonej możliwości wytwarzania w tym czasie i błędów w systemowym zarządzaniu).
– W jednym z wywiadów dla „Biuletynu Górniczego” stwierdził Pan, iż czas koniunktury gospodarczej w Polsce, daje sygnał do trudniejszych wyzwań… Dlaczego zużycie prądu rośnie tak szybko, czy może nawet – za szybko?
– Rozwój gospodarczy Polski w ostatnich kilkunastu latach spowodował znaczący wzrost konsumpcji energii elektrycznej, mimo radykalizowania procesów jej oszczędzania (także przy pomocy rosnących cen). Zużycie energii elektrycznej w Polsce na jednego mieszkańca nadal jest jednak znacząco niższe niż w krajach UE. Stąd „pogoń” do standardów otoczenia będzie bardziej dynamiczna. Jest taka prawidłowość obserwowana przeze mnie od kilkunastu lat, iż jeśli PKB (mierzony w zmianach procentowych rok do roku) jest wyższy od 3,5%, to – mimo procesów racjonalizowania zużycia energii – jej zużycie zwiększa się. Z wszystkich dostępnych projekcji rozwoju gospodarczego kraju na następne kilka, kilkanaście lat, wynika wzrost gospodarczy nie mniejszy niż 3 – 3,5% PKB, a w projekcjach optymistycznych do roku 2012 – około 5% wzrostu PKB mierząc zmiany rok do roku. Zatem nie unikniemy w najbliższych latach znaczącego (w relacjach rok do roku co najmniej 2% – 3%) wzrostu konsumpcji energii elektrycznej. Trudno więc argumentować rzecz oczywistą,, słuszniej byłoby postawić pytanie, czy Krajowy System Energetyczny jest w stanie te potrzeby zaspokoić, a w dodatku w tak znaczącej części z krajowych zasobów węgla kamiennego i brunatnego.
– Czy świadomość wspomnianych zagrożeń jest wśród krajowych producentów energii elektrycznej powszechna?
– Jak smutny żart odbieram to pytanie wobec powszechnego wołania energetyków o strategię państwa prowadzącą do pozyskania niezbędnych środków inwestycyjnych (nie tylko w obszarze wytwarzania, ale także przesyłu energii elektrycznej). W wielu dokumentach Unii Europejskiej, ale także w Strategii Rozwoju Kraju 2007 – 2015, znajdujemy zapisy potwierdzające potrzebę wsparcia rządów, aby te pieniądze pozyskać. Problem zatem nie w świadomości producentów energii elektrycznej (koniecznie także górników!), a w tym, aby rząd podjął próbę rozwiązania problemu nie w zapisach mało precyzyjnych programów, ale w działaniach pragmatycznych. Również w odejściu od ocen poglądów merytorycznych personifikowanych w kategoriach politycznej przydatności!
– Czasu na zażegnanie kryzysu jest mało. Jakie zatem niezbędne inwestycje (i czy tylko inwestycje) w energetyce – zdaniem Pana – muszą być poczynione w Polsce?
– Potrzeby inwestycyjne elektroenergetyki (w całym łańcuchu) na lata do 2025 roku najczęściej szacuje się na około 10 mld euro. Dla samej części wytwórczej to co najmniej 2/3 tej kwoty. Ponad 1/3 bloków energetycznych polskich elektrowni budowana była w latach 70. Jeśli dodać do nich te budowane wcześniej, to ponad 60% tej substancji jest zużyta – wymaga wymiany w najbliższych kilku latach i mimo „sporych” inwestycji z tzw. Kontraktów Długoterminowych, nadal nie przystoi do wymogów standardów ekologicznych i konkurencyjności kosztów wytwarzania. To ta część energetyki konwencjonalnej. A przecież z logiki „ochrony zasobów energetycznych świata” pozostaje ogromna potrzeba poszukiwania alternatywnych źródeł wytwarzania energii – bardzo przecież kosztowna! Dodajmy do tego potrzebę dostosowania systemu transmisji do rosnących potrzeb przesyłowych, alokacji źródeł rozproszonych (na razie niewielkich, ale przecież rozwijających się) oraz oczekiwanych przez partnerów unijnych rozwiązań strategicznych na rzecz połączeń transgranicznych Wschód – Zachód.
– Spośród głównych czynników charakteryzujących bezpieczeństwo elektroenergetyczne wyłaniają się – jak wiadomo – trzy podstawowe zagrożenia: techniczne, naturalne ( w tym losowe) i ludzkie ( w tym organizacyjne). Które z nich – zdaniem Pana – wymagają dziś szczególnej troski?
– Przedsięwzięcia organizacyjne są najprostsze dla skutecznego podwyższania efektywności gospodarczej. Aby to zrobić trzeba jednak długookresowej strategii, niezależnej od okresowych zmian politycznych. Czy taką mamy? Problemy techniczne to sprawa finansów i nauki. Unia Europejska w strategicznych dokumentach tyczących energetyki (wspomnianych wcześniej) wykazuje sporo determinacji, aby wspierając naukę znaczącymi środkami budżetowymi uzyskać rozwiązania na miarę wyzwań. Czy w Polsce mamy taką determinację? W projekcjach unijnych jest sporo zamiarów, ale i środków, aby zasoby węgla kamiennego (ważące dla Unii w Polsce) stały się – na miarę potrzeb energetycznych – zasobami strategicznymi. Póki co nie obserwuję nadmiernej gorliwości z naszej strony nie tylko dla lobbowania polskiego interesu w tej sprawie, ale nawet przyzwoitego zainteresowania. Elektroenergetyka w najbliższych latach będzie szczególnie chłonna na specjalistów (nie tylko z powodu wymiany pokoleniowej) i dobrze się dzieje, że studia inżynierskie stają się znowu „modne”.
– W polityce energetycznej kraju sporządzono cztery warianty krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną. Czy jeden z nich, a mianowicie Wariant Podstawowy Gazowy, nie będzie – z oczywistych przyczyn – wymagał korekty? I to nie tylko z tego powodu, że węgiel jest nadal i zapewne długo jeszcze będzie najtańszym nośnikiem energii…
– Mówiąc o polityce energetycznej kraju dobrze jest mówić o zbiorze dokumentów, które ze strategii rządów ją uzewnętrzniają. Dzisiaj jest ich kilka. Rzecz nie w tym, aby korygować jeden, ale aby uporządkować zapisy dla ich spójności i doprecyzowania długookresowych celów, wolnych od „politycznych kolorytów”. Węgiel będzie jeszcze długo najtańszym nośnikiem energii, ale również podstawowym paliwem dla elektroenergetyki. Z projekcji zmian cen podstawowych paliw na lata pierwszych kilkudziesięciu lat XXI wieku (European Energy And Transport Trends To 2030) wynika następująca tendencja: cena za węgiel kamienny będzie na porównywalnym – stabilnym poziomie, natomiast ceny gazu ziemnego będą rosły, a ceny ropy naftowej, po znaczącym wzroście do ubiegłego roku, mogą mieć tendencje nieznacznych obniżek. Zmieni się to zapewne po 2015 roku, kiedy do kosztów energii elektrycznej z węgla kamiennego trzeba będzie doliczyć koszty inwestycyjne i nie tylko te z obszaru ochrony środowiska. Jeśli jednak dodamy do tego wyższą zyskowność produkcji energii elektrycznej z węgla kamiennego w porównaniu do innych paliw (ropa, gaz), to węgiel kamienny nadal będzie w warunkach polskich ważącym (z dostępności i kosztów) nośnikiem energii.
– A więc jednak nasza zasobność w węgiel mieć będzie nadal istotny wpływ na bezpieczeństwo energetyczne kraju?
– Tak! Trzeba było jednak doświadczeń ostatnich lat (a w zasadzie roku), aby ta prawda mogła być powszechniejsza. Bez wątpienia próby pragmatycznych rozwiązań pozyskiwania energii elektrycznej z innych rodzajów paliw i źródeł (odnawialna, jądrowa …) muszą być kontynuowane, aby przyszłe pokolenia nie postawiły zarzutu grabieży zasobów naturalnych ziemi. To tak ładnie zabrzmiało, a przecież prawda jest brutalna. Choć węgla jest jeszcze sporo, to kiedyś jego zasoby albo się skończą, albo ich pozyskanie stanie się zbyt kosztowne. Także w aspekcie szacunku i troski o bezpieczeństwo górnika.
– Dziękuję za rozmowę.
Rozmawiał J.M.
Konwencjonalna energetyka w UE
Energia konwencjonalna, czyli otrzymywana w procesie spalania paliw kopalnych, stanowi dziś najpowszechniejszą i najczęściej spotykaną formę energii. Kopaliny energetyczne, takie jak węgiel, ropa naftowa i gaz ziemny odgrywają decydującą rolę w europejskim i światowym systemie zaopatrzenia w energię. Wszystko wskazuje na to, że również w następnych dziesięcioleciach będą odgrywać one podobną rolę.
W sytuacji występowania tak wielu zagrożeń i problemów niemożliwa jest rezygnacja z jakiegokolwiek paliwa kopalnego, albo dyskryminacja któregoś z nich. Poszukiwanie, wydobywanie, transportowanie i przetwarzanie każdego z tych surowców związane jest z negatywnym oddziaływaniem na środowisko naturalne. Nie istnieją bowiem technologie idealne pod względami technicznymi, ani też w pełni ekologiczne. Dlatego niewątpliwie największym wyzwaniem dla wszystkich uczestników cyklu produkcji energii konwencjonalnej w UE będzie ograniczanie szkodliwego oddziaływania na środowisko. Powszechnie wiadomo, że podstawą nowoczesnego, uprzemysłowionego społeczeństwa jest dostępna, bezpieczna i tania energia. W przyszłości znacząca część energii o takich cechach może być dostarczana Wspólnocie ze źródeł konwencjonalnych, jednakże pod warunkiem, że będzie ona produkowana w oparciu o nowe, czyste technologie.
Struktura zużycia paliw i energii w UE oraz trendy do 2030 r.
Zużycie energii pierwotnej w 25 krajach obecnej UE wyniosło w roku 2003 ok. 2,4 Gtew. Największy udział w pokryciu potrzeb energetycznych miały: ropa naftowa 37%, gaz ziemny 23% oraz węgiel 18%. W sumie paliwa konwencjonalne stanowiły 78% zużytej energii pierwotnej. Bilans energetyczny uzupełniały: energia jądrowa 15% oraz odnawialne i inne źródła energii 7%. Według prognoz Komisji Europejskiej, zużycie energii pierwotnej do roku 2030 zwiększy się jedynie o 0,4 Gtew (rys. 1). W tym okresie przewiduje się zmniejszenie udziału ropy naftowej do 35%, wzrost udziału gazu ziemnego do 32%, natomiast wykorzystanie węgla w energii pierwotnej obniży się do 15%. Udział kopalnych źródeł energii pierwotnej osiągnie więc w roku 2030 poziom 82%. Dopełnienie całkowitego zużycia energii pierwotnej stanowić będą we wspomnianym wyżej roku energia jądrowa 9% i odnawialna 9%. Trendy zmian w strukturze produkcji energii elektrycznej przedstawiono na rys. 2. Ogółem w roku 2003 wyprodukowano w UE-25 3,085 TWh energii, w tym 54% z paliw konwencjonalnych (węgiel 30%, gaz 18%, ropa 6%). Udział energii jądrowej to 32%, a innych źródeł – 14%. Komisja Europejska przewiduje, że zużycie prądu elektrycznego do roku 2030 będzie wzrastać średnio 1,4% rocznie. Spowoduje to wzrost produkcji energii elektrycznej do 4,478 TWh. Oczekuje się, że w najbliższych 24 latach nastąpi wprawdzie zmniejszenie udziału węgla w produkcji tej energii do 27%, lecz wzrost zapotrzebowania i produkcji prądu elektrycznego spowoduje, że zużycie węgla będzie zbliżone do poziomu obecnego. Ponadto w okresie tym prognozuje się wzrost udziału gazu ziemnego do 36% oraz energii odnawialnej do 18% i równoczesne zmniejszenie udziału ropy do 2% oraz energii jądrowej do 17%.
Niektóre zagrożenia i problemy związane z podażą konwencjonalnych surowców energetycznych w UE oraz ich oddziaływaniem na środowisko.
UE-25 dysponuje stosunkowo niewielkimi udokumentowanymi zasobami paliw kopalnych, których eksploatacja w obecnych warunkach jest możliwa i opłacalna. W roku 2004 wynosiły one ok. 38 mld tew (3% rezerw światowych), w tym złoża węgla to ok. 31 mld tew. Taki stan rzeczy, w sytuacji przedstawionej wcześniej struktury energii pierwotnej, doprowadził do dużego uzależnienia UE od importu surowców energetycznych (rys. 4). Komisja Europejska przewiduje, że w roku 2030 zależność ta wzrośnie do dwóch trzecich. Z tego punktu widzenia bardzo istotne jest rozmieszczenie światowych zasobów paliw kopalnych oraz ich wystarczalność. W przypadku ropy naftowej, 65% zasobów przypada na Bliski Wschód. Główne, światowe źródła gazu ziemnego są również skoncentrowane, 34% przypada bowiem na Bliski Wschód, a 39% na obszar byłego Związku Radzieckiego. Sytuacja w krajach Bliskiego i Środkowego Wschodu oraz polityka Rosji zdecydowanie pogarszają bezpieczeństwo energetyczne UE. O wiele korzystniej rozmieszczone są zasoby węgla, który wydobywany jest praktycznie na wszystkich kontynentach, a największe rezerwy tego surowca znajdują się w takich krajach jak: USA, Indie, Chiny, Rosja, RPA, Australia, Niemcy, Polska. Jeśli przyrówna się osiągalne zasoby kopalin energetycznych do ich średniorocznego wydobycia, to uzyska się okresy eksploatacji (rys. 5). Wynoszą one: 40 lat – dla ropy, 60 lat – dla gazu, 200 lat – dla węgla kamiennego oraz 300 lat – dla węgla brunatnego.
Kolejną ważną sprawą związaną z zapewnieniem UE konkurencyjnej energii jest kształtowanie się cen poszczególnych paliw i tendencji w tym zakresie. Faktyczne i przewidywane ceny podstawowych paliw na rynkach światowych przedstawiono na rys. 6 Można wykazać, że znacząca fluktuacja cen ropy i gazu jest ściśle powiązana z określonymi wydarzeniami politycznymi. Dlatego trudno jest prognozować co się wydarzy na rynkach ropy i gazu nawet za kilka lat. O wiele bardziej łagodnie kształtowały się zmiany cen węgla. Po ich znacznym spadku w latach 90-tych i wzroście w latach 2003-2004 nastąpiła stabilizacja cen tego paliwa. Po roku 2007 przewiduje się niewielką tendencję wzrostową.
W średnim przedziale czasu, tj. do roku 2030, wiele istniejących w UE elektrowni osiągnie koniec żywotności i będzie musiało być zastąpione. Ubytek potencjału wytwarzania energii w UE-25 przedstawiono na rys. 7. Jest to ogromne wyzwanie, gdyż do roku 2020 problem dotyczy połowy, a w następnej dekadzie dwóch trzecich unijnego potencjału wytwórczego. Wydaje się, że realistyczne szacunki potrzeb w zakresie kapitału inwestycyjnego i kosztów paliwa, dadzą w tej sytuacji silną pozycję ekologicznym elektrowniom węglowym oraz energii jądrowej.
Kolejnym problemem, który wymaga pilnego rozwiązania jest kwestia wpływu konwencjonalnej energetyki oraz związanego z nią przemysłu wydobywczego na zmiany klimatu. Przyjęty w roku 1997 Protokół z Kioto, przyjmuje za podstawę hipotezę, że niekorzystne zmiany klimatu następują w wyniku emisji gazów cieplarnianych, a przede wszystkim CO2 powstającego przy spalaniu paliw kopalnych. Teoria ta budzi ostatnio duże kontrowersje, gdyż przeprowadzone w ostatnich latach badania wskazują, że nie jest możliwe jednoznaczne określenie wpływu działalności człowieka na zmiany klimatu. Dlatego wydaje się, że należy położyć szczególny nacisk na badania zmierzające do ustalenia i pełnego zrozumienia zmian klimatycznych, które pomogą zmniejszyć zakres niepewności związanych z polityką ograniczania efektu cieplarnianego. Pomijając jednak sprawę słuszności przyjętej teorii, warto zastanowić się nad efektami realizacji Protokołu z Kioto. Na rys. 8 przedstawiono emisję CO2 na świecie oraz prognozę wydzielania tego gazu do roku 2030. Tu ujawnia się największy problem tego dokumentu. Prognozy wskazują bardzo znaczący wzrost emisji CO2 w latach 2000-2030. W tym samym czasie UE (15% udziału w światowej emisji CO2) podjęła już i zamierza kontynuować w przyszłości ogromny zakres działań zmierzających do ograniczenia emisji tego gazu. Sytuacja ta wynika z faktu, że stroną Protokołu nie są USA, które produkują prawie 25% światowej emisji gazów cieplarnianych a państwa, co do których przewiduje się największy wzrost emisji tych gazów (np. Indie, Chiny) dotychczas nie ustanowiły dla siebie żadnych celów redukcji emisji. Jeżeli zatem w wyniku politycznych negocjacji nie uda się osiągnąć globalnej zgody w podejściu do problemów klimatycznych, to efekty uzyskane w krajach 25-ki mogą okazać się w skali całego świata znikome. Dalsze respektowanie przyjętych zobowiązań osłabi ponadto konkurencyjność europejskiej gospodarki w stosunku do państw, które tych rygorów nie będą uznawać.
Czyste technologie węglowe szansą na poprawę bezpieczeństwa energetycznego oraz stanu środowiska w UE.
„Czyste Technologie Węglowe” to przedsięwzięcia mające na celu ograniczenie negatywnego wpływu użytkowania węgla na środowisko. Poszczególne technologie stosowane są na etapach: produkcji węgla, w trakcie jego przetwarzania i po przetworzeniu w energię lub inne paliwa (rys. 9). Do „Czystych Technologii Węglowych” można zaliczyć trzy grupy działań prowadzonych w zakładach górniczych. Pierwsza to produkcja dla potrzeb energetyki węgla o niskiej zawartości siarki, którego spalanie umożliwia ograniczenie emisji SO2 i pyłów do poziomów obowiązujących w UE. Zwiększenie produkcji węgla o zawartości siarki poniżej 0,6% poprzez odpowiednie ukierunkowanie frontów eksploatacyjnych jest już powszechnie realizowane w Polsce i innych krajach. Druga to poprawa jakości węgla dla energetyki poprzez jego wzbogacanie, które ma na celu polepszenie jakości węgli energetycznych. Obecnie wzbogacony węgiel energetyczny charakteryzuje się o wiele wyższą, niż poprzednio, wartością opałową oraz niższą zawartością popiołu i siarki.
Trzeci kierunek działań to produkcja ekologicznego paliwa dla odbiorców indywidualnych. Są to nie mniej ważne przedsięwzięcia, gdyż przyczyniają się do ograniczenia tzw. niskiej emisji, która jest poważnym problemem mieszkańców wielu regionów. Takie paliwa produkowane są również w Polsce i spełniające najbardziej rygorystyczne normy.
W zakresie czystych technologii spalania węgla można wyróżnić następujące kierunki:
Konwencjonalne instalacje z kotłami opalanymi pyłem węglowym – system stosowany w większości kotłów na świecie – były systematycznie poddawane modernizacji, mającej przede wszystkim na celu poprawę ich poziomu sprawności (rys. 10). Ponieważ sprawność tych urządzeń zależy głównie od charakterystyki termodynamicznego cyklu pary, z którym związany jest rodzaj technologii, nacisk kładziono na podwyższenie temperatury i ciśnienia pary. Obecnie w świecie konwencjonalne procesy spalania, oparte na superkrytycznych kotłach spalających pył węglowy, uzyskują poziom sprawności ok. 45% w zależności od lokalizacji elektrowni (dostęp do naturalnego nagromadzenia wody chłodzącej). Podobne rozwiązania proponowane są również dla elektrowni opalanych węglem brunatnym. Elektrownie takie, stosujące zoptymalizowaną technologię (w Niemczech BoA), mają sprawność rzędu 43%. Ten sam cykl parowy jak w konwencjonalnych kotłach stosuje się w technologiach spalania w złożu fluidalnym (FBC). Różnica polega na wykorzystaniu innego procesu spalania. System taki pracuje przy niższej temperaturze, co prowadzi do mniejszych poziomów emisji bez potrzeby stosowania dodatkowych środków takich jak katalizatory, czy instalacje odsiarczania. Sprawność technologii spalania w złożu fluidalnym podwyższa się poprzez zwiększenie ciśnienia. W takich przypadkach możliwe jest podniesienie sprawności do ponad 50%.
Zgazowanie węgla, czyli półspalanie z dodatkiem pary wodnej, prowadzi do uzyskania gazu generatorowego lub syntezowego, w zależności od stosowania nadmuchu powietrza lub tlenu. Po uzdatnieniu i oczyszczeniu uzyskanych gazów, mogą być one stosowane w układach z cyklem kombinowanym, składającym się z turbiny gazowej i parowej (IGCC). Gazy spalinowe wprowadzane są do kotła odzyskującego ciepło, który z kolei wytwarza parę wykorzystywaną w turbinie parowej. Ogólna sprawność energetyczna takich układów to ok. 45%. Nowoczesne, zintegrowane układy gazowo-parowe charakteryzują się niską emisją zanieczyszczeń do atmosfery (SO2 poniżej 10 mg/m3, NOx poniżej 60 mg/m3, pył poniżej 3 mg/m3). W procesie zgazowania mogą być stosowane różne sortymenty węgla. Najbardziej znane elektrownie stosujące systemy IGCC to: Tampa Electric (USA), DEMCOLEC (Holandia), ELCOGAS (Hiszpania), Sierra Pacific (USA).
Upłynnianie węgla (uwodornienie) może być realizowane bezpośrednio, tj. poprzez destruktywne oddziaływanie na węgiel pod wpływem wysokiego ciśnienia i w obecności wodoru oraz pośrednio, tj. poprzez zgazowanie węgla, a następnie syntezę uzyskanego gazu. Bezpośrednie uwodornienie węgla znajduje się na etapie zaawansowanych prac badawczych, a pozyskanie paliw płynnych metodą pośrednią odbywa się na skalę przemysłową.
Obecnie najbardziej rozpowszechnione w świecie są technologie oparte o gazogeneratory ze złożem stałym (zakłady Sasol – RPA, Great Plains – USA). Stosuje się również nowsze konstrukcje ze złożem zdyspersowanym, pracujące w oparciu o technologie TEXACO, SHELL i Destec.
Produkty ciekłe z węgla wytwarzane są w takich krajach jak: RPA, Francja, USA, Indie, Singapur, Malezja. Stosuje się bardzo różne kombinacje w zintegrowanych układach parowo-gazowych ze zgazowaniem węgla.
Z gazu otrzymanego z węgla, oprócz energii elektrycznej można produkować takie produkty jak: gaz płynny, benzyny, oleje, metanol, syntetyczny gaz ziemny, wodór.
Jak widać węgiel może być i niewątpliwie będzie czystym paliwem. Ma duże szanse na to, by w przyszłości nie stanowić problemu dla zrównoważonego rozwoju, lecz stać się częścią jego rozwiązania.
Podsumowanie
Wydaje się, że tak poważnych problemów, jakie stoją przed energetyką Zjednoczonej Europy nie rozwiążą wyłącznie prawa rynku.
Na poziomie UE istnieje potrzeba wykreowania ram wspólnej i obiektywnej polityki energetycznej opartej na zasadach zrównoważonego rozwoju. Należy przeanalizować wszystkie za i przeciw dla różnych źródeł energii, a w szczególności w aspekcie bezpieczeństwa podaży, konkurencyjności oraz wpływu na środowisko naturalne. Konieczna jest weryfikacja wspólnotowego systemu handlu emisjami tak, aby system ten wspomagał inwestycje w nowe, wysokosprawne i ekologiczne elektrownie węglowe. Sprawy unijnej polityki energetycznej, w tym przede wszystkim kwestia zapewnienia bezpieczeństwa dostaw taniej energii w Unii z uwzględnieniem potrzeby zachowania i poprawy środowiska naturalnego – winny być uregulowane w drodze europejskiej ustawy ramowej. Powinna ona przede wszystkim uwzględniać stabilne ramy dla inwestycji, które mogłyby przyczynić się do bezpiecznej i zrównoważonej podaży energii, nie zagrażającej przy tym konkurencyjności przemysłu UE. Sprawa odpowiedniej dywersyfikacji mieszanki energetycznej tak, aby nie stawała się ona coraz gorsza, musi uzyskać priorytet. Jeżeli chodzi o równowagę, to poza horyzontem Europy należy uwzględnić perspektywę całego świata, szczególnie w zakresie zmiany klimatu i geopolitycznego ryzyka podaży.
Analogiczne podejście jest pożądane na poziomie polityk rządów państw członkowskich. Podstawowe znaczenie dla krajów „węglowych” będzie miało uznanie roli węgla w rozwoju społeczno-gospodarczym i bezpieczeństwie energetycznym. W strategiach energetycznych powinny znaleźć się instrumenty ekonomiczne zachęcające do bardziej wydajnego i czystego wykorzystania węgla. Program na poziomie krajowym powinien również uwzględniać jakie role w jego realizacji powinny odgrywać inne organy rządowe, władze regionalne oraz placówki naukowo-badawcze, a także jasno precyzować jakie są oczekiwania od przemysłu górniczego, energetycznego i chemicznego. Tylko bowiem wspólnym wysiłkiem będzie można pokonać wszelkie bariery i zagrożenia, tak by konwencjonalna energetyka była bardziej czysta i przez to mogła stanowić podstawę europejskiego systemu energetycznego.
Literatura:
Janusz Olszowski
TECHNOLOGIE PRZYSZŁOŚCI
ROPA Z WĘGLA
Zasoby, wydobycie i eksport węgla kamiennego lokują Polskę w czołówce krajów w świecie pod względem tych wskaźników. Węgiel kamienny i brunatny posiada w Polsce ponad 60 % udziału w zużyciu pierwotnych nośników energii. Energia elektryczna jest produkowana w ponad 90 % z węgla i brak jest przesłanek dla diametralnej zmiany tej sytuacji w przyszłości objętej prognozami i przewidywaniami.
– Ostatnia katastrofa w kopalni „Halemba”, po raz kolejny uzmysłowiła nam wszystkim jaką cenę płaci człowiek i społeczeństwo za wydobywanie węgla ze złóż położonych coraz głębiej, i w gorszych uwarunkowaniach związanych z bezpieczeństwem prowadzenia prac górniczych – unaocznia problem Jerzy Świądrowski, kierownik Laboratorium Przetwórstwa Węgla Zakładu Oszczędności Energii i Ochrony Powietrza Głównego Instytutu Górnictwa -. Przecież im niżej schodzi się z eksploatacją, tym bardziej górnicy narażeni są na występowanie skojarzonych zagrożeń naturalnych. Są to zagrożenia wybuchem metanu, pyłu węglowego, tąpaniami, pożarowe czy wodne. Coraz bardziej staje się oczywiste, że wykorzystanie węgla winno uwzględniać obok aspektów ekonomicznych również aspekty ochrony środowiska, a przede wszystkim ochrony zdrowia i życia ludzi. Nowoczesne technologie, pozwalające na wykorzystanie energii zawartej w węglu „in situ”, jak również pozwalające na wykorzystanie energii chemicznej węgla z wyższą sprawnością. Dają potencjalne możliwości zmniejszenia wydobycia węgla na powierzchnię z utrzymaniem dostarczania ilości energii niezbędnej dla zamknięcia bilansu energetycznego.
W kontekście tych problemów, istotne znaczenie mają
dwie grupy technologii:
Główny Instytut Górnictwa od wielu lat, z różnym natężeniem zaangażowany jest w badania nad obydwoma przedstawionymi kierunkami wykorzystania węgla.
Jego doświadczenia w zakresie uwodornienia węgla niepodważalne. Sięgając do źródeł, należy podkreślić, że technologie otrzymywania z węgla paliw ciekłych są znane od dawna.
W czasie II wojny światowej
produkowano je w Niemczech z węgla brunatnego, kamiennego i smół węglowych według technologii Bergiusa, a udoskonalonej przez IG – Farbenindustrie, około 4 mln ton paliw ciekłych rocznie. Według metody Fischera – Tropscha opartej na zgazowaniu węgla i syntezie węglowodorów produkowano natomiast około 750 tys. ton paliw i produktów chemicznych na rok.
Po wojnie, w związku z ustaniem motywacji politycznych, zaprzestano wytwarzania paliw płynnych tymi metodami ze względów ekonomicznych. Nie przerwano jednak na świecie badań, prowadzonych z mniejszym lub większym nasileniem nad opracowaniem nowych, udoskonalonych i ekonomicznie uzasadnionych technologii.
W Polsce, w Głównym Instytucie Górnictwa badania nad upłynnieniem węgla podjęte zostały w roku 1967 i trwały do 1991. Wówczas to z inicjatywy GIG – powstał ośrodek naukowo – badawczy na terenie szybów „Powstańców” kopalni „Bolesław Śmiały” w Wyrach. Stworzono tam całą infrastrukturę laboratoryjną. W tej instalacji, pracującej w sposób ciągły, przerabiano 2 tony węgla na dobę. Właśnie Jerzy Świądrowski ( absolwent Politechniki Śląskiej w Gliwicach), od początku brał udział w budowie tej na wskroś nowoczesnej inwestycji. Zajmował się nie tylko samymi badaniami w tym zakresie, opracowywaniem założeń technicznych instalacji, ale nadzorował jej budowę i od samego początku kierował pięćdziesięcioosobowym zespołem pracowników. Zaś jako odpowiedzialny „kapitan” ostatni gasił światło, kiedy zrezygnowano z tego przedsięwzięcia i zdecydowano o demontażu instalacji.
Dzisiaj Jerzy Świądrowski podkreśla, że potrzebę opracowania technologii upłynniania węgla motywowano, podobnie jak w innych krajach, wyczerpywaniem się światowych zasobów ropy naftowej, brakiem własnych zasobów, wzrostem cen ropy, z drugiej zaś strony bogatymi zasobami węgla. Jako perspektywiczną bazę surowcową dla przetwórstwa chemicznego wytypowano w drugiej połowie lat siedemdziesiątych, rejon nadwiślański, w którym występują węgle energetyczne o zawartości popiołu około 20 % i siarki powyżej 1.5 %.
Za węglem z rejonu nadwiślańskiego w ówczesnych latach obok przesłanek techniczno – technologicznych przemawiały następujące względy:
Wykorzystanie tych węgli, które nie powinny być bezpośrednio spalane, do chemicznej przeróbki np. uwodornienia, byłoby ich racjonalnym zużytkowaniem, zabezpieczającym zarazem ochronę środowiska naturalnego.
Badania nad bezpośrednim uwodornieniem węgla do paliw płynnych prowadzono od autoklawu, poprzez ciągłe instalacje laboratoryjne i wielkolaboratoryjną o przerobie 2000 kg węgla / dobę.
Na bazie wyników tych badań uzyskano podstawowe dane wyjściowe do opracowania w 1991 roku projektu instalacji pilotowej o przerobie 200 ton węgla / dobę. W warunkach procesu prowadzonego pod ciśnieniem 20 MPa i w temperaturze 440 – 4500 C, bez stosowania katalizatora zewnętrznego uzyskano w przeliczeniu na substancję organiczną węgla:
Zużycie wodoru wynosiło 5 – 5,3 %
Opracowany w wyniku badań wariant bezpośredniego uwodornienia węgla charakteryzuje się stosunkowo wysokim uzyskiem produktów ciekłych, brakiem konieczności stosowania katalizatorów zewnętrznych. Rolę katalizatora spełniają nieorganiczne związki siarki – piryty w które bogata jest substancja nieorganiczna węgla z rejonu nadwiślańskiego.
Ważne jest pominięcie w schemacie technologicznym operacji mechanicznej separacji i zastąpienie jej separacją termiczną (destylacja próżniowa). Pozwala to na łatwe powiększanie skali instalacji. W oparciu o dane literaturowe i wyniki prowadzonych analiz techniczno – ekonomicznych w końcu lat osiemdziesiątych szacowano, że produkcja wodoru może stanowić do 40 % kosztów wytwarzania ciekłych produktów z węgla.
W procesie bezpośrednim produkty gazowe zawierające wodór powstają w trakcie uwodornienia i karbonizacji pozostałości z destylacji próżniowej.
Analiza bilansu procesu
bezpośredniego uwodornienia węgla wykonana na podstawie wyników badań w instalacji wielkolaboratoryjnej, wykazała możliwość uzyskania około 42 % potrzebnego gazu wodorowego drogą oczyszczania od składników kwaśnych i rozdziału metodą niskotemperaturowego rozfrakcjonowania z kaskadowym systemem schładzania gazów procesowych zawierających 75 % objętości wodoru. Gaz pozostały po wydzieleniu zasadniczej części wodoru może zostać wykorzystany jako gaz opałowy.
Zmiany gospodarcze w Polsce, zmiany finansowania nauki z początkiem lat dziewięćdziesiątych spowodowały całkowite zaniechanie prac w Instytucie w zakresie badań upłynniania węgla. Niemniej inne relacje cen nośników energii na rynkach światowych i rosnąca waga problemów ekologicznych powodują okresowo powrót zainteresowania tą problematyką. Oprócz doświadczeń związanych uwodornieniem węgla, Główny Instytut Górnictwa ma swój poważny udział w zakresie podziemnego zgazowania węgla, którego technologia znana jest od wielu lat. Gaz opałowy był uzyskiwany tą metodą już przed II wojna światową i bezpośrednio po niej m.in. na terenach byłego Związku Radzieckiego (dzisiejsza Rosja, Kazachstan, Ukraina).
Zasada technologii jest prosta i polega na doprowadzeniu do złoża węgla jednym otworem czynnika zgazowującego, który stanowi powietrze, tlen, para wodna lub ich mieszanina i odbiór drugim otworem produktów gazowych zawierających wodór, tlenek węgla, metan. Podstawowym problemem jest kontrola procesu przebiegającego bez bezpośredniego udziału człowieka pod ziemią, w celu zapobieżenia np. powstaniu pożaru i zanieczyszczenia środowiska (wód podziemnych, powietrza). Podjęte w latach 50 i 60 ubiegłego wieku prace w Głównym Instytucie Górnictwa w zakresie UCG doprowadzone zostały do skali badań wielkolaboratoryjnych w generatorze zlokalizowanym na upadowej nieistniejącej już kopalni węgla kamiennego „Mars” w Sosnowcu. Uzyskano wówczas podstawowe dane o przydatności eksploatowanego węgla do tego procesu, oraz informacje niezbędne do konstrukcji generatora przemysłowego.
Podobnie jak w przypadku uwodornienia węgla, względy polityczno-ekonomiczne na początku lat 70 zdecydowały o zaprzestaniu dalszych badań w tym zakresie.
Aktualne prace GIG w zakresie przetwórstwa węgla wracają „do źródeł” i odpowiadają na zapotrzebowanie współczesnej gospodarki światowej i jej przyszłości.
– Kolejny, wyraźny wzrost zainteresowania w świecie węglem, jako potencjalnym źródłem wartościowych nośników energii (takimi jak paliwa ciekłe, gazowe, wodór), spowodował podjęcie decyzji o rozwinięciu „uśpionych” przez wiele lat badań w tym zakresie w Głównym Instytucie Górnictwa – podkreśla Jerzy Świądrowski – W ramach działań związanych z uwodornieniem węgla podjęto prace na stworzeniem podstaw dla przeprowadzenia studium wykonalności budowy instalacji produkcji paliw płynnych z uwzględnieniem wyników uzyskanych w badaniach w przeszłości i aktualnych tendencji w świecie. Zagadnieniem tym zainteresowani są zarówno producenci węgla tacy jak, Kompania Węgla S.A., Katowicki Holding Węglowy S.A. jak również PKN Orlen. Jednym z priorytetowych kierunków przetwórstwa węgla jest uzyskiwanie wodoru – coraz powszechniej uważanego za przyszłościowy nośnik energii Główny Instytut Górnictwa uczestniczy w szeregu projektach w 6 Programie Ramowym UE w zakresie gospodarki wodorowej (Hygas). W ostatnim czasie Instytut wystąpił do Funduszu Badawczego dla Węgla i Stali (RFCS) z propozycja realizacji projektu uzyskiwania wodoru poprzez podziemne zgazowanie węgla z równoczesną sekwestracją CO2. Projekt HUGE – Hydrogen Orientem Underground Coal Gasification in Europe zyskał wysokie oceny i czeka na zatwierdzenie finansowania.
Z wykorzystaniem węgla, nie w sposób bezpośredni, można również powiązać technologie wydobywania i wykorzystania metanu towarzyszącemu jego pokładom.
Wydobycie metanu
ma nie tylko aspekt ekonomiczny lecz również związany z bezpieczeństwem i ochroną środowiska naturalnego. Jedną z technologii, która uwzględnia obecne uwarunkowania ekonomiczne i środowiskowe jest CO2_ECBM (CO2-enhance coal bed methane production). Polega ona na zatłaczaniu dwutlenku węgla do metanonośnych pokładów węglowych. Zaletą metody jest możliwość trwałego składowania dwutlenku węgla (sekwestracja) z równoczesnym podwyższeniem uzysku metanu. Główny Instytut Górnictwa w ramach projektu finansowanego w 5 Ramowym Programie UE (Recopol) prowadził doświadczenia nad takim procesem na stanowisku zlokalizowanym w Kaniowie na obszarze górniczym KWK Silesia.
Chociaż w obecnym stanie technologia CO2-ECBM realizowana jest w przypadku złóż węgla, które nie są eksploatowane i nie są przewidziane do eksploatacji, to trudno wykluczyć, czy dalszy postęp nie umożliwi do jej rozpowszechnienia na złoża np. przewidziane do eksploatacji. Podstawowe pytanie na które należy odpowiedzieć, a które jest związane ze wspomnianym na wstępie bezpieczeństwem pracy górników, to porównanie wpływu metanu i dwutlenku węgla na warunki panujące w wyrobisku kopalnianym.
Proponowane
technologie przyszłości
przeróbki węgla są jedną z alternatyw dywersyfikacji energii i zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego naszego kraju. Spełniają także (a może przede wszystkim, w świetle twardych unijnych norm) jakże ważne dla ochrony środowiska naturalnego zadania proekologiczne. Spalane będą wówczas czyste paliwa, które są znacznie mniej emisyjne niż tradycyjny węgiel. Zaś w podziemnym zgazowaniu otrzyma się gaz, czyli również paliwo niskoemisyjne. Przy uwodornieniu węgla (czyli uzyskaniu tzw. ”ropy węglowej”), otrzymuje się paliwa niskosiarkowe. Natomiast, mając na uwadze aktualne tendencje ekologiczne związane z efektem cieplarnianym, należy zwrócić uwagę na aspekt podstawowy. Przy przetwórstwie węgla na paliwa ciekłe lub gazowe można stosunkowo łatwo usunąć część dwutlenku węgla, który nie trafi do atmosfery. A tym samym, w możliwie jak największym stopniu zniwelować szkodliwość tzw.” efektu cieplarnianego”.
Oprac. Mira Borkiewicz
Kolumna dofinansowana ze środków Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska
i Gospodarki Wodnej w Katowicach
Występujące na światowym rynku energetycznym zakłócenia w dostawach ropy naftowej i jej wysokich cenach, zmuszają do poszukiwania, czy też reaktywowania wcześniej eksperymentowanych technologii upłynniania węgla.
Jest to zasadne, ponieważ uwzględniając choćby tylko rozpoznane zasoby węgla i ich roczne wykorzystywanie, wynika, że wystarczy ich na ponad 200 lat. Natomiast w odniesieniu do ropy naftowej wystarczy jej na ok. 50 lat, zaś gazu ziemnego na ponad 60 lat.
Gwoli przypomnienia gospodarki światowe w dużej skali zużytkowują pochodne ropy naftowej, tj. benzynę, olej napędowy i palny. Dostawcy ropy naftowej (m. in. Rosja, Norwegia, Wielka Brytania, a głównie kraje Bliskiego Wschodu) wykorzystując choćby np. różnego rodzaju katastrofy (np. ubiegłoroczne huragany Karina, Rita, a także Wilma w USA – poniszczone platformy wiertnicze) oraz niepokoje społeczne i polityczne, dyktują coraz to wyższe ceny za baryłkę ropy naftowej.
Przykładowo gospodarka niemiecka według badań analitycznych Instytutu Badań Gospodarczych z Kilonii, w związku z powyższymi perturbacjami musiała dodatkowo wydać w 2005r. około 24 mld euro na zakup ropy naftowej.
Uwzględniając m.in. powyższe aspekty podejmuje się w Niemczech próby reaktywowania wcześniej opracowanych technologii upłynniana węgla, tzn. procesy Potta – Brochea/IG-Farben oparte na metodzie F. Bergiusa (1927r. – 1944r. stosowana do upłynniania węgla kamiennego, następnie wykorzystywana w NRD do upłynniania węgla brunatnego), Lurgi oraz Fischera – Tropscha (1925r.).
W trakcie procesu upłynniania węgla (metodą bezpośredniego lub pośredniego uwodornienia – hydratacji) otrzymuje się w skali przemysłowej płynne produkty, tzn. począwszy od benzyny aż do olei ciężkich. W syntezie Fischera – Tropscha węgiel zostaje najpierw poddany zgazowaniu, aby następnie zostać upłynniony przy użyciu wodoru z udziałem różnych katalizatorów. Metoda ta została opracowana w 1925 roku i osiągnęła dopiero dzisiaj pełną dojrzałość techniczną.
Problematykę zabezpieczenia energetycznego Niemiec, dostrzeżono bardziej w wyniku pierwszego kryzysu naftowego w roku 1974, w wyniku, którego opracowano Ramowy Program Energetyczny. Efektem jego było uruchomienie w latach 1977 do 1980 siedmiu pilotowych instalacji upłynniania węgla. W roku 1980 opracowano za 13 mld DEM projekt budowy instalacji przemysłowej upłynniania i zgazowania węgla, składający się z 14 konkretnych cząstkowych zadań badawczych. Wprawdzie już w roku 1980 przewidywano, że niniejszy program nie zabezpieczy w najbliższym horyzoncie czasowym sytuacji energetycznej Niemiec, to jednak uważano, że chociaż częściowo uzupełni lukę potrzeb w zakresie niedoboru ropy naftowej i gazu ziemnego. Na podstawie tego programu oczekiwano, że już w połowie lat 80 – tych wzrośnie udział m.in. oleju napędowego i opałowego i gazu z węgla w bilansie energetycznym kraju. Uwzględniając planowaną zdolność przetwórczą opracowanych instalacji uszlachetniania węgla, wykazano, że rocznie zużywać się będzie ok. 12 mln t węgla kamiennego i 10 mln t węgla brunatnego. Jednakże w wyniku spadku na rynku światowym cen ropy naftowej i gazu, zahamowaniu uległy w Niemczech w połowie lat 80 – tych prace nad technologiami upłynniania i zgazowania węgla. Natomiast ostatnią instalację pilotową upłynniania węgla DMT Essen, która pracowała już od początku lat 70 – tych i produkowała 200 kg/d oleju z węgla, sprzedano w roku ubiegłym do Chin. W związku z tym chiński koncern energetyczny Shenhua przy współpracy firmy SASOL z RPA zamierza w 2007 roku, przy wykorzystaniu niemieckich technologii upłynniania, zbudować w miejscowości Majata za 2,45 mld euro instalację upłynniania (na bazie metody Bergiusa), która przetwarzać będzie rocznie 9,7 mln t węgla i produkować ok. 5 mln t benzyny i oleju napędowego oraz opałowego. W niniejszym projekcie partycypuje również Indonezja, która również w 2007 rozpocznie budowę instalacji upłynniania węgla.
Ponadto USA, celem uniezależnienia się od importu ropy naftowej, w przyjętym programie energetycznym zamierzają w najbliższych dekadach zbudować 30 instalacji upłynniania węgla. Już w tym roku rozpoczęto budowę w Gilberton (Pensylwania) instalacji upłynniania na bazie metody Fischera – Tropscha. Wzrost zapotrzebowania na surowce energetyczne oraz ograniczona oferta substytutów ropy naftowej, pomimo wcześniejszego zahamowania prac badawczych i w skali półprzemysłowej nad upłynnianiem węgla, nabiera ponownie w Niemczech zwiększonego zainteresowania badaniami w tym zakresie (obecnie Instytut Maxa – Plancka w Mülheim). Uważa się, że opłacalność instalacji upłynniania węgla występuje już przy cenie ropy naftowej wynoszącej 60 USD/baryłkę. W związku z tym zakłada się, że obecne już o wiele nowocześniejsze koncepcje instalacji upłynniania węgla urzeczywistnią się w skali przemysłowej już po 2007 roku.
Poparciem tego stanowiska są przemysłowe instalacje upłynniania węgla w Republice Południowej Afryki, pracujące od 1955r. i oparte o niemiecką metodę „Fischera – Tropscha”. W miejscowości Secuda pracuje instalacja upłynniania SASOL, w trzech blokach SASOL 1, 2 i 3, która wytwarza około 175 000 baryłek/d benzyny, olei i innych chemikaliów, w cenie 25 USD/baryłkę. Natomiast obecnie występująca tendencja wzrostu cen ropy naftowej doprowadziła do zwiększenia o 65% zdolności przetwórczej ww. instalacji. W dalszym ciągu prowadzone są RPA prace w kierunku unowocześniania tej instalacji, celem sprostania konkurencji na rynku paliw.
Dotychczasowe doświadczenia pilotażowe i przemysłowe wskazują, że instalacje upłynniania mogą już stać się poniekąd opłacalnymi, jeśli cena ropy naftowej wynosi, co najmniej 20 USD/baryłkę. Uwzględniając wysokie wahania na rynku energetycznym cen ropy naftowej i gazu ziemnego, spodziewać się należy zwiększenia zainteresowania uszlachetnianiem węgla, co pociągnie za sobą wzrost jego cen. Unia Europejska w trosce o bezpieczeństwo energetyczne zamierza wspomagać finansowo i w zakresie know – how badania nad praktycznymi technologiami upłynniania i zgazowania węgla. W związku z tym Niemcy podjęli już prace badawczo – rozwojowe nad reaktywowaniem wcześniejszych rozwiązań w zakresie upłynniania węgla, których efektem będą m.in. nowoczesne i o wysokiej sprawności powierzchniowe instalacje przemysłowego upłynniania węgla.
W programach rozwoju gospodarczego Polski, a w szczególności zabezpieczenia energetycznego uwzględnia się węgiel również jako podstawowe źródło energii. Przestarzałe technologie wydobywania i przetwarzania węgla i uzyskiwania nośników energii spowodowały, że paliwo to było i nadal jest o dziwo postrzegane negatywnie. Punkt widzenia węgla w opinii publicznej nie odzwierciedla jednak aktualnej rzeczywistości, a dostępne obecnie technologie jego przetwarzania powodują, że paliwo to staje się przyjazne dla środowiska i człowieka. Najnowsze osiągnięcia naukowo – badawcze i techniczne w tym zakresie (niska zawartość popiołu, gazyfikacja i gazyfikacja podziemna, upłynnianie i sekwestracja) stwarzają możliwości zastosowania węgla do wytwarzania energii z niską, a nawet zerową emisją gazów cieplarnianych. Polskie górnictwo węgla kamiennego stanowi i nadal ma szansę stanowić solidną podstawę bezpieczeństwa energetycznego kraju. Wdrażanie nowoczesnych, efektywnych i bezpiecznych technologii wydobywania węgla zapewni w dużej mierze konkurencyjność polskiego węgla w skali światowej, uzyskiwanie wysokich standardów w zakresie bezpieczeństwa i higieny pracy, przyjazny stosunek dla środowiska naturalnego oraz stabilność produkcji gwarantującą pokrycie zapotrzebowania na to paliwo. Nie trudno przewidzieć, że głównym kierunkiem rozwoju polskiej elektroenergetyki opartej na węglu będzie wzrost sprawności elektrowni i ciepłowni, przy jednoczesnym spełnieniu wymogów w zakresie ochrony środowiska. Rozwój takich technologii będzie uwarunkowany koniecznością wdrożenia możliwie tanich metod sekwestracji dwutlenku węgla. Wzorując się na trendach światowych w zakresie energetyki węglowej, koniecznym stanie się wdrożenie technologii zgazowania i upłynniania węgla. Natomiast produkcja benzyny z węgla przyniosłaby poważne korzyści dla polskiej gospodarki, w szczególności w pewnym stopniu zmniejszyłaby zależność od niestabilnych wahań cen i dostaw ropy naftowej na rynkach światowych oraz zagwarantowałaby stabilną działalność polskim kopalniom węgla. Pewne przedsięwzięcia badawcze w tym zakresie podjęła Kompania Węglowa S.A. już z końcem 2005r.. Według wstępnych szacunków instalacja upłynniania węgla kosztowałaby ok. 2,4 mld euro, i mogłaby produkować z węgla rocznie 3 mln t komponentów benzyny, oleju opałowego, oleju silnikowego i siarczanu amonu.
Z wstępnie opracowanych analiz ekonomicznych wynika, że przeróbka węgla jest już opłacalna przy cenach ropy na rynkach światowych na poziomie minimum 55-60 USD za baryłkę. Tymczasem dziś cena za baryłkę ropy naftowej ciągle się waha i już przekracza 70 USD, a wszystko wskazuje na to, że nie będzie spadać. Rozwój tego typu instalacji przemysłowych jest bardzo ważny dla Polski, ponieważ posiadamy duże zasoby węgla, a rocznie zużywamy od 18 do 20 mln ton ropy, z czego 90 proc. pochodzi z zagranicy. Oceniając wywody naukowców i ekspertów branży energetycznej, prezentowane w różnego rodzaju opracowaniach analitycznych i prognostycznych, a także wyrażanych opiniach można sprecyzować pewne spostrzeżenia, co do wizji znaczenia węgla, tj.:
Zasoby energetyczne, ich rezerwy oraz przewidywany okres wykorzystania |
|||
| Nieodnawialne źródła energii | Rozpoznane zasoby, nadające się do przemysłowego zagospodarowania | Wystarczalność zasobów w oparciu o aktualny stopień ich zuzycia | Prawodopodobne rezerwy, które w oparciu o aktualne rozpoznanie i technikę, nie są zdatne do przemysłowego zagospodarowania (x współczynnik) |
| Węgiel (kamienny + brunatny) i torf | 1 bln t | 200 lat | 5 do 8 |
| Ropa naftowa, gaz płynny | 150 mld t | 45 | 4 do 5 |
| Gaz ziemny | 150 000 mld m3 | 65 lat | 4 do 5 |
| Uran | 4 6 mln t | 70 lat | 4 |
| Deuter (fuzja D-D), tryt (fuzja D-T) | powszechna dostępność | długookresowo | – |
Opracowano w oparciu o materiały zawarte w najnowszych biuletynach GVST – Gesamtverband des deutschen Steinkohlenbergbaus in Essen (Centralny Związek Niemieckiego Górnictwa Węgla Kamiennego); Nowego Przemysłu i serwisach prasowych oraz internetowych FID Verlag, Bonn;Die Welt; Max-Planck-Institut für Kohlenforschung, Mülheim, oraz: Haendel M.W.:Verflüssigung von hoch-inkohlten Steinkohlen nach Hydrierung in Gegenwart von Boran – oder Iod – Homogenkatalysatoren. Angewandte Chemie 2005;Löfken J.O.: Benzin aus Kohle – neuer Katalysator entwickelt. www.morgenwelt-media.de; ; Deutsche Botschaft Tokyo: Verflüssigung von Kohle in Asien. Pressebericht, 22.08.2006, www.tokyo.diplo.de; Gerling J.P.: Dauerbrenner Kohle – Zukunft ungewiss. Das Magazin für Geo- und Naturwissenschaften. www.geoscience-online.de; Batchelor R., P. Allonby: Renaissance der guten alten Kohle. New Energy Fund, Oktober 2006.
Oprac. dr inż. Bronisław Jaworski
