Brak spisu treści.
Przeznaczenie pięciu milionów ton węgla rocznie na zgazowanie pod potrzeby przemysłu chemicznego, zmniejszyłoby zapotrzebowanie na importowany gaz i korzystnie wpłynęło na bilans energetyczny.
Gaz syntezowy powstały w wyniku zgazowania węgla może być z powodzeniem wykorzystywany jak substytut gazu ziemnego w przemyśle chemicznym. Za takim rozwiązaniem przemawia ekonomia i niewielkie rodzime zasoby „błękitnego paliwa”. Możliwe jest również wykorzystanie syngazu do produkcji prądu, choć tutaj opłacalność stoi na razie pod znakiem zapytania.
Zgazowanie węgla na skalę przemysłową to na polskim podwórku wciąż nowe rozwiązanie, do którego koncerny chemiczne i energetyczne podchodzą z dużą dozą ostrożności. Nad takim projektem wspólnie pracują Tauron i Grupa Azoty – zgazowany węgiel z kopalń należących do spółki energetycznej ma posłużyć do produkcji amoniaku i metanolu, a instalacja służąca do tego celu ma powstać w zakładach w Kędzierzynie- Koźlu. Do budowy bloku energetycznego, w którym prąd byłby wytwarzany z gazu syntezowego powstałego ze zgazowania węgla, przymierza się Enea, właściciel lubelskiej kopalni Bogdanka. Czas pokaże, jaki będzie finał tych projektów.
Instalacja z reaktorem
Projekty oparte o zgazowanie węgla wpisują się w tzw. Czyste Technologie Węglowe, które pozwalają znacznie ograniczyć wpływ na środowisko naturalne. Zgazowanie węgla to nic innego jak proces, który polega na zamianie tego paliwa w gaz. Naziemne zgazowanie jest przeprowadzane w instalacji, której głównym elementem jest reaktor. To właśnie w reaktorze, do którego dostarczane jest powietrze lub tlen, następuje proces półspalania, a finalnym efektem jest tzw. gaz syntezowy (syngaz), który jest mieszaniną tlenku węgla i wodoru.
Paliwem poddawanym zgazowaniu niekoniecznie musi być sam węgiel – co ważne, może to być w dużej części węgiel niskiej jakości, czyli flotokoncentraty i część mułów, które zostały ostatnio wycofane z sektora komunalno- bytowego. W tym procesie można również wykorzystać np. śmieci. Większa zawartość węgla gwarantuje jednak, że uzyskany gaz syntezowy będzie lepszej jakości.
Co można uzyskać z gazu syntezowego i dlaczego to rozwiązanie mogłoby się sprawdzić w Polsce?
– Jedną z podstawowych motywacji zgazowania paliw stałych, a przede wszystkim węgla, wynika z bilansu paliwowego danego kraju. Jeżeli jakiś kraj nie posiada wystarczających zasobów gazu ziemnego, to może otrzymać jego substytut poprzez zgazowanie węgla. Powstały w ten sposób gaz może z powodzeniem zastąpić gaz ziemny, który jest podstawą funkcjonowania przemysłu chemicznego. Obecnie zakłady chemiczne z gazu zimnego otrzymują tlenek węgla i wodór, które są następnie bazą do produkcji metanolu i amoniaku, a w dalszej kolejności nawozów, paliw, tworzyw sztucznych, kauczuków czy fenoli. Tlenek węgla i wodór to dwa podstawowe składniki przemysłu chemicznego, które równie dobrze można otrzymać z gazu syntezowego poprzez zgazowanie węgla – argumentuje prof. nadzw. Marek Ściążko, sekretarz naukowy w Instytucie Chemicznej Przeróbki Węgla.
Zgazowanie węgla na skalę przemysłową to na polskim podwórku wciąż nowe rozwiązanie, do którego koncerny chemiczne i energetyczne podchodzą z dużą dozą ostrożności.
Polska jest krajem, który taką motywację ma bezwzględnie. Nasz bilans potrzeb i dostaw zużycia gazu jest niekorzystny, bo własne zasoby wystarczają nam jedynie na trochę ponad 30 proc. zapotrzebowania. W efekcie gaz ziemny jest u nas bardzo drogi.
– Jeśli chodzi o wytwarzanie gazu na potrzeby przemysłu chemicznego, to kluczową determinantą jest w tym wypadku koszt i efektywność ekonomiczna. W krajach, w których nie ma gazu, to się ekonomicznie opłaca. Takim przykładem są Chiny, gdzie na potrzeby „chemii” zgazowuje się ponad 200 mln t węgla rocznie, substytuując w ten sposób gaz ziemny, którego ten kraj nie posiada. U nas również zgazowanie węgla mogłoby być rozwiązaniem dla dostarczenia własnego gazu. W przypadku polskiego przemysłu chemicznego chodzi o 2,5 mld m sześc. gazu ziemnego, który mógłby zostać zastąpiony przez gaz syntezowy powstały ze zgazowania ok. 5–7 mln t węgla – ocenia prof. Ściążko.
Pionierzy z RPA
Chociaż dziś to Chińczycy w największym stopniu wykorzystują tę technologię, to pionierem w zgazowaniu węgla na skalę przemysłową była Republika Południowej Afryki. W tym przypadku taka konieczność również wynikała z ekonomii i braku własnych zasobów gazu. Na to wszystko nałożyła się dodatkowo izolacja i międzynarodowe embargo, które było odpowiedzią na politykę apartheidu. W rezultacie RPA została odcięta od dostaw gazu i ropy naftowej. Kraj ten, posiadający duże zasoby węgla, zdecydował się w latach 60. XX wieku na budowę ogromnych zakładów zgazowania węgla. W zakładach z gazu syntezowego były produkowane wszystkie rodzaje paliw – od paliwa lotniczego, przez olej napędowy na benzynie kończąc – które zaspokajały potrzeby całej gospodarki. Mimo upadku apertheidu, który przyniósł koniec blokady, zakłady wciąż istnieją, choć już nie produkują na taką skalą. Zmieniła się też struktura produkcji – zamiast paliw przestawiły się na wyrób metanolu, który przetwarza się na bardziej zaawansowane produkty – propyleny, kauczuki, tworzywa sztuczne czy fenole.
W przypadku Chin strategiczna decyzja o rozwijaniu zgazowania węgla podjęto pod koniec lat 90. XX w. W ciągu ostatnich 15 lat w Państwie Środka powstało wiele zakładów, w których gaz pochodzący ze zgazowania węgla stał się podstawą rodzimego przemysłu chemicznego.
Potężne fabryki przy kopalniach
– Chińczycy wybudowali cały szereg fabryk przy kopalniach, które produkują metanol, wodór, lub komponenty paliwowe. Gaz jest również wykorzystywany w przemyśle hutniczym do ogrzewania pieców hutniczych albo taśm spiekalniczych. To są całe kompleksy przemysłowe, które ciągną się kilometrami. Przykładowo w jednym miejscu można spotkać 50 reaktorów, które łącznie przerabiają co najmniej 20 mln t węgla rocznie – wylicza prof. Ściążko.
Wizytę w jednej z takich chińskich kopalń odbył Mirosław Taras, były szef Bogdanki i Kompanii Węglowej, a obecnie prezes PD Co.
– Dziś górnictwo chińskie jest nowoczesne. Podam tylko kilka liczb charakteryzujących chińską kopalnię, w której byłem. Zakład wydobywa 12 mln t węgla rocznie zatrudniając 480 osób. Połowa produkcji zostaje na miejscu, bo zaraz obok znajduje się m.in. zakład wytwarzający metanol z węgla. Reszta jest pociągiem transportowana do energetyki zawodowej – wspomina Mirosław Taras, prezes PD Co.
Chińska droga szansą
Zdaniem prof. Ściążki to właśnie „chińska droga”, czyli sprawdzone i efektywne ekonomiczne projekty związane ze zgazowaniem węgla na potrzeby przemysłu chemicznego mogą być również szansą dla polskich kopalń.
– Po pierwsze jest to efektywne nawet w przypadku gorszego węgla, który kosztuje 10–11 zł za GJ. Co ważne, przy takiej cenie jest to również rozwiązanie konkurencyjne w stosunku do gazu ziemnego. Moim zdaniem nie powinniśmy za wszelką cenę forsować energetyki węglowej. Nie ma się, o co bić, bo dziś są już konkurencyjne technologie, które dają tańszą i czystszą energię. Tam, gdzie jest to uzasadnione ekonomicznie, węgiel oczywiście mógłby być kierowany do energetyki zawodowej, natomiast na bazie „chemii” górnictwo powinno zbudować drugą nogę. Uważam, że powinniśmy minimum 5 mln t węgla rocznie przeznaczać na zgazowanie na potrzeby przemysłu chemicznego. To nie tylko pozwoliłby zmniejszyć zapotrzebowanie na importowany gaz i korzystnie wpłynąć na cały bilans energetyczny. To również byłby sposób na stworzenie rentownego i efektywnego górnictwa, którego finalnymi produktami byłby również towary z wysoką wartością dodaną – przekonuje prof. Ściążko.
Sprawdzone i efektywne ekonomiczne projekty związane ze zgazowaniem węgla na potrzeby przemysłu chemicznego mogą być również szansą dla polskich kopalń.
Mniej optymistycznie wygląda za to produkcja energii elektrycznej w oparciu o syngaz. Takie instalacje istnieją, co pokazuje, że technicznie jest to możliwe, choć mają raczej charakter demonstracyjny z uwagi na małą efektywność ekonomiczną. Działają identycznie jak siłownie gazowo-parowe, czyli prąd wytwarza zarówno turbina gazowa oraz turbina napędzana parą, z tą różnicą, że zamiast gazu ziemnego paliwem jest gaz syntezowy.
– W Tampie na Florydzie pracuje jedna taka instalacja, ale tylko dlatego, że służy do utylizacji odpadów z rafinerii ropy naftowej, tzw. koksu naftowego. Dwie w Europie – jedna w Holandii i jedna w Hiszpanii zostały zamknięte. Jednak nie z powodów ograniczeń technicznych, ale powodów ekonomicznych. Koszty wytwarzanej w ten sposób energii są niekonkurencyjne. Porównując to do polskich realiów: jeśli na początku roku na giełdzie można było kupić energię w cenie 170 zł za MWh, to w przypadku instalacji opartych na zgazowaniu węgla ta cena przekraczałaby 250 zł za MWh. To wcale jednak nie musi oznaczać, że ta technologia nie może być perspektywiczna. Tak jak w każdym przypadku, na początkowym etapie rozwoju, kiedy zastosowanie nie jest zbyt szerokie, koszty, głównie inwestycyjne, są kilka razy wyższe – argumentuje prof. Ściążko. Jak podkreśla naukowiec, szansą tej technologii jest m.in. fakt, że w przypadku układów zgazowania usuwanie CO2 ze spalin jest dwa razy tańsze niż w przypadku konwencjonalnych elektrowni parowych. Dlatego, jeśli zostanie utrzymana dotychczasowa polityka Unii Europejskiej, która przewiduje coraz większe opłaty za emisję CO2, to wytwarzanie energii elektrycznej w oparciu o zgazowanie węgla mogłoby stać się konkurencyjne. Taką granicą opłacalności jest 40 euro za tonę CO2.
Wodór z węgla po japońsku
Jeszcze inny pomysł na rozwój technologii zgazowania węgla i produkcji energii elektrycznej mają Japończycy. W Kraju Kwitnącej Wiśni działa już instalacja doświadczalna, która wytwarza prąd ze stosu ogniw paliwowych napędzanych wodorem. Wykorzystywany w niej wodór jest otrzymywany w wyniku zgazowania węgla. Zaletą tego rozwiązania jest bardzo wysoka sprawność sięgającą 60 proc., choć to dopiero raczkująca technologia.
– Kiedy w latach 90. zaczął się rozwój wielkoskalowych instalacji zgazowania węgla do produkcji prądu, podjęto takie projekty, bo dawały bardzo wysoką sprawność rzędu 48–50 proc. To było bardzo dużo, w porównaniu z energetyką konwencjonalną, w przypadku której ten wskaźnik sięgał maksymalnie 42 proc. Od tego czasu sprawność energetyki konwencjonalnej wzrosła do 50 proc., co zmniejszyło zainteresowanie zgazowaniem. Trudno powiedzieć, jaka będzie przyszłość tej technologii. Póki co te instalacje nie „przeskoczyły” skali i mają moc maksymalnie 250 MW. Podczas gdy tradycyjne bloki węglowe mają moc 1000 MW, taką samą sprawność i dodatkowy atut, jakim jest elastyczność. W przypadku ograniczonego zapotrzebowania można zmniejszać moc do 40 proc. Instalacje oparte o zgazowanie węgla takiej elastyczności nie mają – konkluduje naukowiec z IChPW.
Jacek Madeja
Publicysta tygodnika Trybuna Górnicza i portalu nettg.pl
Jeżeli polskim kopalniom uda się zrealizować plany wydobywcze, to skorzystają na rosnących cenach produkowanego przez siebie surowca.
Trzech górników w Australii, czterech w USA, całe dziesiątki w krajach takich jak Chiny, RPA czy Pakistan, gdzie bezpieczeństwo pracy pozostawia wiele do życzenia – do listy śmiertelnych ofiar zdarzeń „na dole”. Tylko w pierwszym półroczu 2018 r. musimy dopisać kolejne nazwiska do tej listy po tym, jak w kopalni Zofiówka doszło na początku maja do jednego z najsilniejszych tąpnięć w historii polskiego górnictwa.
W cieniu tragedii biegnie jednak nieprzerwanie, nieznający pojęcia empatii i czasem tylko na moment oglądający się na łzy rodzin i przyjaciół, rynek, dla którego nawet największe nieszczęścia można w łatwy sposób zamknąć w liczbach.
Co mniej uważni analitycy rynku węgla spodziewali się, tragedia w jastrzębskiej kopalni mocno odbije się na cenach węgla koksującego, jeśli nie na świecie to przynajmniej w Polsce. Oczekiwania okazały się być jednak zupełnie przesadzonymi, choćby z tego powodu, że Zofiówka błyskawicznie wznowiła produkcję na dwóch ścianach, mniej z powodu konieczności wypełnienia obowiązujących kontraktów a bardziej z uwagi na próbę minimalizacji ryzyka wystąpienia pożaru endogenicznego.
Jeśli chodzi o ewentualne reperkusje tej tragedii na rynkach globalnych, to poza tym że w Polsce nie doszło do głębokiego załamania podaży (które ewentualnie mogłoby w pewnym stopniu lekko naruszyć bieżący porządek), akurat w tym samym czasie świat handlu surowcami był zajęty zupełnie innymi wydarzeniami, które bezpośrednio z węglem nie miały nic wspólnego. Zacznijmy jednak od początku, czyli od końca… pierwszego kwartału.
Ceny wzrosły
Powodów do zadowolenia nie miała w marcu polska energetyka, dla której ceny węgla wzrosły do prawie 231 zł za tonę (indeks PSCMI1), osiągając tym samym poziom widziany po raz ostatni trzy lata temu. Choć względem poprzedniego miesiąca zanotowano wzrost jedynie o 1,1 proc., to w skali roku węgiel dla największych odbiorców był już droższy o 15,3 proc. (ponad 30 zł za tonę). Delikatny spadek o 0,7 proc. zanotował indeks PSCMI2, ale ciepłownie raczej nie mogły jeszcze otwierać butelek z szampanem. Po pierwsze, cena 297 zł za tonę oznacza, że i tak był on droższy o ponad 60 zł względem poprzedniego roku, a po drugie sezon zakupowy dla tej grupy odbiorców dopiero się wtedy zaczynał i po tym niewielkim wahnięciu w dół nadchodzące miesiące będą raczej wiązały się z podwyżkami, tym bardziej że główny polski dostawca już zadeklarował oficjalnie, że z uwagi na siłę wyższą prawdopodobnie nie będzie w stanie wykonać swoich zobowiązań w 100 proc.
Rosnące w drugim kwartale ceny węgla na świecie dają nadzieję Polskim producentom na zanotowanie kolejnego dobrego wyniku finansowego na koniec roku, pozwalając konkurować na krajowym rynku z węglem importowanym.
Na rynkach światowych w marcu zakończył się – rozpoczęty jeszcze w drugiej połowie stycznia i nasilony w lutym – spadkowy trend cen węgla w portach morskich zachodniej Europy (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpia). To właśnie wtedy zanotowano jednak tegoroczne doły, z cenami poniżej 80 dolarów za tonę, ostatni raz widzianymi jeszcze w czerwcu ub.r. Spadek popytu, spowodowany m.in. zwiększoną produkcją prądu ze źródeł alternatywnych (niemieckie farmy wiatrowe), w połączeniu z bezpiecznym poziomem podaży (chwilowy brak węgla z kierunku obu Ameryk, tj. Kolumbii i Stanów Zjednoczonych, wykorzystali Rosjanie, którzy zwiększyli eksport do UE) stworzył klimat do utrzymywania się indeksu API2 na niskim poziomie, bez gwałtownych wahnięć jak przed miesiącem. O tym jak stabilny był rynek w marcu najlepiej odzwierciedla fakt, że notowanie z pierwszego jak i ostatniego dnia tego miesiąca wskazuje w zasadzie tę samą cenę.
Do Azji zamiast do Europy
Od czasu krótkich zawirowań w lutym, węgiel z Południowej Afryki dalej na rynku europejskim pozostaje mało konkurencyjny względem innych źródeł, choć w marcu powróciła silna korelacja pomiędzy indeksami API2 (Europa) i API4 (RPA). Statki wypływające w tym okresie z portu Richards Bay kierowały się głównie w stronę odbiorców azjatyckich, przede wszystkim do Indii i Pakistanu oraz Korei Południowej, wypierając jeszcze mocniej węgiel z Indonezji, i to pomimo wyraźnego spadku cen. Prawdopodobnie odbiorcy z basenu Morza Arabskiego bardziej niż ceną kierowali się bezpieczeństwem dostaw, które z kierunku Kalimantanu było dość mocno zagrożone. W kraju, który przed dwoma laty wyeksportował węgiel o łącznej wartości blisko 13 miliardów dolarów (ustępując tylko Australii z wysokokalorycznym węglem energetycznym oraz węglem koksującym i wyprzedzając trzecią w tym zestawieniu Rosję), w marcu utrzymywały się przez dłuższy czas ulewne, pozasezonowe deszcze wstrzymujące produkcję.
Asekuracyjne podejście do zakupu węgla z importu przejawiali w marcu również odbiorcy w Chinach, przy czym w ich przypadku nie chodziło bynajmniej o konkretny kierunek i czynniki zewnętrzne, ale o import w ogóle i politykę. Trwające dwa tygodnie coroczne obrady parlamentu Chińskiej Republiki Ludowej już na początku miesiąca wstrzymały zakupy dodatkowych ilości w obawie przed ewentualnymi decyzjami uderzającymi bądź w produkcję energii z węgla, bądź w przyjmowanie statków w portach. Takie zachowanie naturalnie doprowadziło do spadku notowań indeksu API6 (reprezentującego ceny węgla w Australii), a to w konsekwencji tylko zachęciło Chińczyków do dalszej zwłoki w decyzjach zakupowych, obliczonej na osiągnięcie jak najniższych cen węgla australijskiego. Pojedyncze transakcje nie podbiły indeksu, który już na koniec miesiąca zrównał się z notowaniami węgla południowoafrykańskiego (dwucyfrowy spadek względem początku marca).
Odbicie notowań API6 nastąpiło z początkiem kwietnia wskutek warunków meteorologicznych, ale nie można powiedzieć, że pogoda przybyła na ratunek Australijczykom. Cyklon Iris doprowadził do zakłóceń w eksporcie węgla z portu w Newcastle, a to wpłynęło jedynie na ceny, nie zaś na poprawę wymiany handlowej. Ograniczona podaż surowca z Kraju Kangurów, wprowadzone sankcje na import w prowincji Fujian (w tym w największym porcie regionu – Xiamen) oraz obawy przed dalszymi restrykcjami podbiły również ceny węgla krajowego w Chinach, w który w większych ilościach zaczęła zaopatrywać się chińska energetyka. Na koniec kwietnia br. wydobycie w Chinach wzrosło o 4 proc. względem kwietnia 2017 r., a w okresie pierwszych czterech miesięcy br. chińskie kopalnie wydobyły ok. 1,1 mld t węgla, co oznacza wzrost o 3,8 proc. względem analogicznego okresu w roku ubiegłym. Pomimo kwietniowego spadku importu, w ostatecznym rozrachunku jednak w okresie styczeń kwiecień br. poza produkcją także import węgla zanotował spory wzrost, bo aż o 10 proc. rdr.
Początek drugiego kwartału to również utrzymujący się popyt na węgiel południowoafrykański w Pakistanie i Indiach, ograniczany momentami niepewną pogodą w związku ze zbliżającą się porą monsunową. Węgiel z RPA musiał jednak walczyć z silną konkurencją z innych kierunków, w tym m.in. Kolumbii. W odróżnieniu do relacji Australia-Chiny, Indie nie mogły sobie pozwolić na wsparcie się węglem krajowym, ponieważ swoje trudności przeżywał narodowy potentat górniczy Coal India, który już na początku kwietnia zapowiedział, że plan techniczno-ekonomiczny na rok 2018 nie zostanie zrealizowany w 100 proc. Do jego wykonania ma zabraknąć ponad 30 mln t (prognoza zakładała 600 mln t, natomiast przewiduje się, że produkcja nie będzie większa niż 567 mln t).
Wzrostem bez fajerwerków
W Europie drugi kwartał zaczął się powolnym wzrostem, choć bez fajerwerków. Ceny węgla z dnia na dzień odrabiały straty z marca i powolnie pięły się w górę. I kiedy w trzecim tygodniu pojawiły się delikatne wahania w dół, część traderów w portach ARA mówiło już o rynku spadkowym, kiedy nagle ceny wystrzeliły. Ostatni tydzień kwietnia rozpoczął triumfalny marsz w stronę poziomów z początku roku, co dla m.in. dla polskich firm z sektora ciepłowniczego – naturalnie w tym okresie rozpisujących swoje przetargi na dostawy miału – oznaczało spore problemy. O ile zazwyczaj wysokie ceny węgla importowanego do Polski przy kalkulacji do złotówek są „neutralizowane” niskim kursem dolara, to w kwietniu tego roku zwyżkowa forma indeksu API2 zbiegła się ze wzrostem wartości amerykańskiej waluty. Dynamika wzrostu była co najmniej zaskakująca i z tego powodu pojawiły się przypadki, kiedy część dostawców, mimo złożenia wiążących ofert, próbowała wycofać się ze swoich pozycji.
To, co zaczęło się na Starym Kontynencie w kwietniu, było kontynuowane w maju. Indeks API2 rósł coraz szybciej, w połowie miesiąca dobijając się od dołu do poziomu 90 dolarów za tonę. Równocześnie, po decyzji prezydenta Donalda Trumpa, kurs dolara również poszybował, przekraczając po majówce 3,60 zł. Przy prostej kalkulacji oznaczało to, że na przestrzeni zaledwie miesiąca węgiel importowany dla odbiorców w Polsce podrożał w porcie o ponad 50 złotych na tonie! Do zbicia notowań API2 nie wystarczył zalew rynku zachodnioeuropejskiego węglem ze Stanów Zjednoczonych, ponieważ w tym samym czasie ubyło nieco statków z węglem kolumbijskim. Nie pomogli również Rosjanie, którzy przekierowali swoje główne zainteresowania na rynki azjatyckie: Tajwan, Japonia oraz Korea Południowa (w okresie styczeń-kwiecień br. wzrost o 116 proc. względem analogicznego okresu w 2017 r.!), ale również Malezja.
Krok w krok z cenami w Europie szły ceny w RPA, już na początku maja przebijając granicę 100 dolarów, a w połowie miesiąca 105 dolarów za tonę, osiągając poziom najwyższy od sześciu lat. Pomijając korelację z API2, wskaźnik API4 miał swoje własne powody do mocnych wzrostów. Po pierwsze, rynek ożywił Eskom (monopolista rynku energii w samym RPA i gigant afrykański, produkujący prawie połowę prądu zużywanego na kontynencie), który pomimo rosnących cen zapowiedział zakup 11 mln t celem zapewnienia bezpiecznych zapasów paliwa przed zbliżającą się zimą. Po drugie, w kopalni Optimum – należącej do wpływowej rodziny Gupta – rozpoczął się strajk, którego przebieg bardziej przypomina wybuch narodowego powstania niż demonstracje, do których jesteśmy przyzwyczajeni z polskiego podwórka. Obrazki pracowników (którym od kwietnia wstrzymano wypłaty) podpalających samochody, demolujących biura spółki i budujący blokady na drogach wokół kopalni skutecznie przekonały traderów, że w najbliższym czasie pojawią się spore problemy podażowe w RPA.
Trzycyfrowy wynik notował w maju również indeks API6. Choć zainteresowanie węglem australijskim w Chinach dalej utrzymywało na niższym poziomie, to popyt na ten konkretny towar pojawił się w Indiach. Z danych opublikowanych przez Australijski Urząd Statystyczny w maju wynika, że w tym roku Indie już przegoniły Chiny w klasyfikacji największych odbiorców australijskiego węgla koksującego, notując wzrost o 21 proc. rdr, wobec spadku importu chińskiego o 45 proc. rdr. Jeśli chodzi o węgiel energetyczny, to Indie póki co pozostają daleko w tyle, ale przy dalszym spadku popytu ze strony Korei Południowej i Tajwanu oraz stabilnej sytuacji w Malezji być może szybko trafią w drugim kwartale 2018 r. do pierwszej piątki. Ojczyzna Indiry Gandhi na pewno będzie mieć parcie na import węgla, ponieważ hinduskie elektrownie znajdują się w niebezpiecznej sytuacji niskich poziomów rezerw, które na 8 maja br. wynosiły 15,6 mln t, tj. stopniały w ciągu roku o 6 mln t.
Idzie w górę
W notowaniach z początku drugiej dekady maja, węgiel w Europie w transakcjach fizycznych kosztował o sześć dolarów więcej niż przed miesiącem i aż o szesnaście więcej niż przed rokiem. Jeszcze silniejszy był wzrost w RPA i Australii, gdzie kosztował on po 8 dolarów więcej mdm i kolejno 30 i 28 dolarów za tonę więcej rdr. Węgiel kolumbijski podrożał w skali miesiąca o niecałe dwa dolary, ale już w skali roku o równe 9 na każdej tonie. Na Dalekim Wschodzie tymczasem notowania węgla importowanego do Chin wzrosły o prawie 6 dolarów mdm i niecałe 12 rdr, a węgla eksportowanego z Indonezji tylko o kilkadziesiąt centów mdm, ale już o siedem dolarów za tonę rdr. Rosnące w drugim kwartale ceny węgla na świecie dają nadzieję Polskim producentom na zanotowanie kolejnego dobrego wyniku finansowego na koniec roku, pozwalając konkurować na krajowym rynku z węglem importowanym, oczywiście pod warunkiem zagwarantowania produkcji zapewniającej sprzedaż na optymalnym poziomie.
Dawid Salamądry
Założyciel serwisu polishcoaldaily.com
Nie można obecnie zrezygnować z jego wydobycia i wykorzystania, gdyż rośnie zapotrzebowanie na energię elektryczną oraz jest najtańszym paliwem dla elektrowni.
– Zmienia się klimat w Polsce, jeśli chodzi o politykę surowcową, bo surowce, w tym węgiel brunatny, jak również węgiel kamienny są bogactwem naszego kraju, są zabezpieczeniem energetycznym – mówił wiceminister energetyki Grzegorz Tobiszowski, otwierając X Jubileuszowy Międzynarodowy Kongres Górnictwa Węgla Brunatnego. Impreza, której mottem było „Węgiel brunatny – dziś i w przyszłości”, odbyła się od 16 do 18 kwietnia br. w Bełchatowie.
– Mamy powrót, słuszny i należny, węgla brunatnego do polskiej gospodarki. Trzy, cztery lata temu w miksie energetycznym nie przewidywano przyszłości dla tego surowca w polskiej przestrzeni energetycznej. Kończył się 2013 r. i mogliśmy mówić o schyłkowości tej branży. Teraz jest inaczej – akcentował Tobiszowski.
Ministerstwo Energii przyjęło program dla sektora węgla brunatnego, który przechodzi konsultacje międzyresortowe. Minister Tobiszowski zwrócił uwagę, że nie jest to program narzucony przez resort.
– Udało się usiąść do stołu. Dziękuję profesorom reprezentowanym przez Instytut Poltegor, dziękuję przedstawicielom PGE i PGE GiEK, stronie społecznej i pracownikom ministerstwa za to, że przez prawie rok, w 2017 r. wypracowali wraz z ekspertami w otoczeniu sektora węgla brunatnego program, który następnie został przyjęty przez Zespół Trójstronny – przypomniał.
Powiało optymizmem
W opinii biorącego udział w kongresie prof. Zbigniewa Kasztelewicza, po wystąpieniu wiceszefa Ministerstwa Energii, na sali obrad powiało optymizmem.
– Wszystko wskazuje na to, że po otrzymaniu decyzji środowiskowej dla złoża Złoczew będzie wydana koncesja na wydobycie a następnie podjęta decyzja PGE na budowę odkrywki w Złoczewie, a w ślad za Złoczewem winny być pozytywne decyzje dla złoża Gubin i odkrywki Ościsłowo w Koninie – ocenia Kasztelewicz.
Wiceminister oszacował, że do końca roku realne jest przyznanie spółce PGE GiEK koncesji wydobywczej, natomiast eksploatacja odkrywki w złożu Złoczew gwarantuje z kolei, że przedłuży się o kolejne lata działanie elektrowni na węgiel brunatny w Bełchatowie.
Sprawa koncesji była podczas kongresu szczególnie burzliwie dyskutowana. Resort środowiska krytykowany był za opieszałość w opracowywaniu konkretnych rozwiązań. Uczestnicy dyskusji w pełni zgodzili się, że należy opracować listę złóż strategicznych, a także specjalne przepisy w zakresie ułatwienia przedłużania jak i wydawania nowych koncesji. Zdaniem ekspertów niezbędne są również zmiany w planowaniu przestrzennym tak, aby małe samorządy nie mogły decydować o eksploatacji strategicznych złóż surowcowych. Muszą też pojawić się przejrzyste i mniej pracochłonne przepisy odnośnie sporządzania raportów środowiskowych.
– O tym mówimy od 10 lat. Przypomnę, że te tematy zostały literalnie przypisane do realizacji poszczególnym resortom już 2009 r. w zapisach Polityki Energetycznej do 2030 r. a teraz mamy rok 2018 – alarmował dalej prof. Zbigniew Kasztelewicz.
Atuty branży
W trakcie dalszej dyskusji zwracano niejednokrotnie uwagę na atuty branży węgla brunatnego. Są to: najtańsza i najpewniejsza energia, rozpoznane złoże, zaplecze naukowe, projektowe i techniczne. To wszystko z pewnością będzie procentować.
Największymi producentami węgla brunatnego w Europie są Niemcy, w których wydobywa się rocznie 175 mln t węgla brunatnego oraz Polska – 60 mln t.
– Branża od 1989 r. pracuje bez pomocy finansowej ze strony państwa. Mówiono o potrzebie intensyfikowania działań w zakresie tempa wdrażania najnowszych rozwiązań w zakresie czystych technologii węglowych oraz rozwoju technologii chemicznej przeróbki węgla brunatnego. Ten surowiec bardzo dobrze nadaje się do konwersji chemicznej i produkcji paliw płynnych, gazowych oraz wodoru. Powinniśmy, tak jak Niemcy, opierać się na węglu brunatnym w kolejnych dekadach. Jeśli nie będzie nowych odkrywek, to wydobycie w krótkiej perspektywie zmniejszy się z obecnego poziomu 60 mln ton do 50 mln, a po 2030 r. nastąpi raptowny zanik branży. Apelowaliśmy do rządzących, aby zmienili obecne, bardzo nieprzyjazne przepisy prawne dla branży węgla brunatnego, które tak samo utrudniają pracę sektorowi węgla kamiennego – tłumaczy prof. Zbigniew Kasztelewicz.
Warto zatem przytoczyć kilka ciekawych danych. Otóż Niemcy wydobywają rocznie 175 mln t węgla brunatnego a Polska 60 mln t. Niemcy produkują z węgla brunatnego 150 TWh energii elektrycznej, a nasz kraj ok. 50 TWh. Niemcy produkują z węgla kamiennego 110 TWh prawie 100 proc. z węgla z importu a my tylko 80 TWh. Niemcy emitują 800 mln t CO2 a Polska ok. 300 mln t CO2. Można w tym miejscu zadać pytanie, który kraj truje Europę?
Jak słusznie zauważono, branża węgla brunatnego w Polsce systematycznie i zgodnie z kanonami sztuki górniczej dokonuje rekultywacji i zagospodarowania terenów odzyskiwanych w miarę przesuwania się frontów eksploatacyjnych.
Sławomir Zawada, prezes PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, zwrócił uwagę, że wpływ na branżę wydobywczą ma szereg regulacji unijnych.
– Nie może być zgody na mocno akcentowaną politykę dekarbonizacyjną w Unii Europejskiej, ponieważ bezpieczeństwo energetyczne Polski powinno opierać się na własnych surowcach. Węgiel brunatny daje nam gwarancję bezpieczeństwa energetycznego. Nasz sektor nie jest przeciwny energetyce z innych źródeł, choćby energetyce słonecznej czy wiatrowej, ale czy są one w pełni kontrolowalne? Polska gospodarka musi mieć oparcie w kontrolowalnych źródłach, a węgiel to gwarantuje – argumentował.
Niepodważalną rolę kopalń węgla brunatnego na energetycznej mapie Polski podkreślał Ryszard Wasiłek, wiceprezes zarządu ds. operacyjnych PGE:
– Węgiel brunatny, tuż po węglu kamiennym, jest dziś w Polsce głównym surowcem energetycznym, który pozwala na zabezpieczenie blisko 35 proc. krajowej produkcji energii elektrycznej – mówił wiceprezes Wasiłek. Dodał, że kopalnie grupy PGE wydobywają ok. 80 proc. węgla brunatnego w Polsce, a sama tylko elektrownia Bełchatów pokrywa ok. 20 proc. całego krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną.
Wysiłek modernizacyjny
Kolejni mówcy zabierający głos w dyskusji akcentowali fakt, że górnictwo węgla brunatnego w ciągu ostatniego ćwierćwiecza wykonało ogromny wysiłek modernizacyjny. Zaimplementowano najnowsze rozwiązania techniczne i organizacyjne oraz wdrożono wiele programów efektywnościowych, co niewątpliwie procentuje w postaci przewagi konkurencyjnej węgla brunatnego w stosunku do innych źródeł energii pierwotnej.
– Wiele powiedziano o bezpieczeństwie energetycznym kraju, o zasobach i wielkości wydobycia. Chciałbym podkreślić jedno: PGE, a zwłaszcza kopalnia Bełchatów, to jedno z najbezpieczniejszych polskich górnictw. Głównie dzięki wytężonej pracy wszystkich zaangażowanych w wydobycie węgla brunatnego – dodał Adam Mirek, prezes Wyższego Urzędu Górniczego.
W sumie podczas kongresu wygłoszono blisko 50 referatów. W kuluarach kongresu toczyły się równie istotne dyskusje dotyczące przyszłości gospodarki i branży węgla brunatnego.
Na zakończenie obrad organizatorzy reprezentowani przez PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna Oddział Kopalnia Węgla Brunatnego Bełchatów oraz Stowarzyszenie Inżynierów i Techników Górnictwa – Oddział w Bełchatowie opublikowali wspólną uchwałę. Czytamy w niej m.in.:
„Nie można zrezygnować z wydobycia i wykorzystania węgla brunatnego. Stwierdzenie to wynika z trendu stałego wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną oraz faktu, że węgiel brunatny w Polsce i w Europie jest obecnie najtańszym paliwem wykorzystywanym do produkcji energii elektrycznej. Szczególnie istotne znaczenie ma to w krajach rozwijających się. Obecnie światowa energetyka opiera się w ok. 41 proc. na węglu kamiennym i brunatnym jako nośnikach ciepła do produkcji energii elektrycznej. W tych uwarunkowaniach koszt emisji CO2 powinien uwzględniać potrzeby zapewnienia niezależności i bezpieczeństwa energetycznego państw. Rozwój górnictwa i energetyki opartej na rodzimych surowcach energetycznych to utrzymanie i rozwój kopalń i elektrowni oraz firm pracujących na rzecz tej branży. Polska energetyka oparta jest głównie na własnych surowcach energetycznych, tj. węglu kamiennym i brunatnym. Produkcja ok. 88 proc. energii elektrycznej z tych kopalin daje nam pełną niezależność energetyczną a koszty jej produkcji są obecnie najniższe w porównaniu do innych technologii. Polska posiada zasoby węgla kamiennego i brunatnego na szereg stuleci a także cenione w świecie doświadczenie w ich wydobyciu i przeróbce. Co więcej, Polska posiada odpowiednie zaplecze naukowo-projektowe i fabryki zaplecza technicznego mogące produkować maszyny i urządzenia na własne potrzeby, a także na eksport”.
Autorzy uchwały wskazali, że należy zbudować miks paliwowy, w którym węgiel brunatny będzie gwarantem bezpieczeństwa i stabilności produkcji elektrycznej w kraju, przy współudziale branży OZE. Z kolei stosowane w świecie i Polsce sposoby eksploatacji kopalin maksymalnie ograniczają negatywny wpływ na środowisko naturalne.
Kajetan Berezowski
Publicysta Trybuny Górniczej i portalu nettg.pl
