Brak informacji.
WALDEMAR PAWLAK O WĘGLU BRUNATNYM
POWSTANIE ZAGŁĘBIE LEGNICA?
W ostatnich tygodniach odżyła sprawa budowy zagłębia węglowo-energetycznego Legnica. Sprawą zainteresował się wicepremier Waldemar Pawlak oraz przedstawiciele międzynarodowych koncernów energetycznych.
Jednym z dowodów rosnącego zainteresowania złożami Legnica było spotkanie wicepremiera Waldemara Pawlaka z grupą przedstawicieli Komitetu Sterującego dla Przygotowania Zagospodarowania Legnickiego Zagłębia Górniczo-Energetycznego Węgla Brunatnego, do jakiego doszło 24 stycznia. Rozmawiano o roli elektroenergetyki opartej na zasobach węgla brunatnego w przyszłości, w celu zapewnienia Polsce bezpieczeństwa energetycznego oraz możliwości produkcji energii elektrycznej z tego surowca przez najbliższe 40 lat.
W spotkaniu uczestniczyli także Eugeniusz Postolski, wiceminister gospodarki, dr Henryk Jacek Jezierski, podsekretarz stanu w Ministerstwie Środowiska, Główny Geolog Kraju. AGH reprezentowane było przez prof. Kazimierza Jelenia, prorektora ds. nauki, prof. Jerzy Klicha, dziekana Wydziału Górnictwa i Geoinżynierii oraz prof. Zbigniewa Kasztelewicza, sekretarza Komitetu Sterującego dla Przygotowania Zagospodarowania Legnickiego Zagłębia Górniczo-Energetycznego Węgla Brunatnego. Przemysł węgla brunatnego reprezentował Jacek Kaczorowski, prezes zarządu kopalni Bełchatów oraz Stanisław Żuk, prezes kopalni Turów.
Głównym tematem było zagospodarowania bogatych złóż węgla brunatnego w okolicach Legnicy. Omówiono także inne możliwości wykorzystania węgla brunatnego oraz konieczność zmian w obowiązujących przepisach a w tym prawa geologiczno- górniczego.
– Istnieje wiele technologii wykorzystania w przyszłości węgla brunatnego jak zgazowanie w złożu, zgazowanie w zakładach przeróbczych, biozgazowanie, czy wykorzystanie węgla brunatnego w połączeniu z energetyką jądrową do produkcji wodoru – mówił prof. Kazimierz Jeleń z Akademii Górniczo-Hutniczej.
Wicepremier Waldemar Pawlak potwierdził, że opowiada się za rozwojem energetyki opartej na węglu brunatnym. Poprosił przedstawienie do końca lutego koncepcji polityki energetycznej dotyczącej tego surowca, która później mogłaby zostać uwzględniona w opracowywanej nowej Polityce Energetycznej Polski, która do połowy 2008 roku powinna zostać uchwalona przez Sejm.
– Uwzględnienie w tym dokumencie dalszego wykorzystania węgla brunatnego umożliwi ochronę jego perspektywicznych złóż oraz uwzględnienie ich w miejscowych planach zagospodarowania przestrzennego- stwierdził dr Jacek Kasiński z PIG.
Rozmawiano także o konieczność zmian prawa geologiczno-górniczego w zakresie własności złóż węgla brunatnego.
– Należy jednoznacznie wskazać, że właścicielem tego surowca jest Skarb Państwa – przekonywał prof. Kasztelewicz z Akademii Górniczo-Hutniczej.
– Obecnie pracujemy nad nowelizacją prawa geologiczno-górniczego. Postaram się aby uwzględniono ten postulat – zapowiedział dr Henryk Jacek Jezierski, wiceminister środowiska, Główny Geolog Kraju. Na decyzję rządu w sprawie legnickich złóż węgla brunatnego czekają wielkie koncerny energetyczne. Najbardziej zaawansowana w przygotowaniach jest Polska Grupa Energetyczna, w skład której wchodzi holding BOT, dziś eksploatujący złoża węgla brunatnego pod Bełchatowem i Turowem.
– Rozpatrujemy dwa warianty. W pierwszym powstałaby elektrownia o mocy ok. 4,5 tys. megawatów, której koszt to kilka miliardów euro. W drugim wariancie powstałaby elektrownia o mocy aż 9 tys. megawatów, kosztująca kilkanaście miliardów euro – mówił Jacek Kaczorowski, prezes kopalni Bełchatów.
Stanisław Żuk, prezes Związku Pracodawców Porozumienia Producentów Węgla Brunatnego, stwierdził, że zagłębie górniczo-energetyczne Legnica byłoby przyszłościową alternatywą dla KGHM Polska Miedź, który stoi przed widmem zczerpania złóż miedzi. Wcześniej, w Krakowie odbyła się konferencja naukowa poświęcona rozwojowi energetyki opartej na węglu brunatnym.
– Za kilka lat Polska stanie przed problemem braku wystarczającej ilości energii elektrycznej, a po roku 2020 znacznego ograniczenia wydobycia węgla brunatnego i produkcji z tego surowca najtańszej obecnie energii elektrycznej. Z tego powodu strategicznym celem powinno być między innymi przygotowanie możliwości zagospodarowania złóż legnickich dla wydobycia i produkcji taniej i czystej energii, aby zapewnić w najbliższej przyszłości bezpieczeństwo energetyczne Polski – mówił prof. Zbigniew Kasztelewicz z AGH.
We wnioskach z konferencji podkreślono, że przewidywany wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce jest stosunkowo wysoki i mieści się dla okresów pięcioletnich do 2025 roku w przedziale 23,2 do 47,2 TWh. Zapewnienie dostaw energii elektrycznej w takich wielkościach będzie wymagać oddania do eksploatacji w każdej pięciolatce do 2025 roku elektrowni o mocy zainstalowanej od 4 do 5 tys. MW. Konieczny wzrost zapotrzebowania wynika też z faktu, że w niedługim czasie powinno nastąpić zwiększenie zużycia energii elektrycznej na mieszkańca. Obecnie wynosi około 3500 kWh na mieszkańca. Jest ono dwa razy mniejsze niż np. w Czechach czy w Niemczech.
Taniość i dostępność
Obecnie w Polsce i na świecie węgiel brunatny jest najtańszym paliwem do produkcji energii elektrycznej. Prognozy specjalistów przewidują, że ta tendencja utrzyma się w długim horyzoncie czasowym, ponieważ inne paliwa energetyczne w dotychczas rozpoznanych złożach w nadchodzącym okresie wyczerpią się, a nowe posiadać będą gorsze warunki górniczo-geologiczne, tym samym będą więc droższe. Polska obecnie produkuje około 34 proc. energii elektrycznej w elektrowniach opalanych węglem brunatnym o mocy około 9000 MW. Energia ta jest tańsza o 30 proc. od energii z węgla kamiennego. Ostatni okres pokazał również wzrastającą rolę węgla brunatnego, jako surowca do przeróbki na paliwo gazowe i paliwa ciekłe.
Strategiczne znaczenie dla polskiej energetyki ma przygotowanie do eksploatacji nowego zagłębia górniczo-energetycznego, mogącego w przyszłości zastąpić produkcję energii elektrycznej pochodzącej z dziś eksploatowanych rejonów. Najlepiej nadającymi się do górniczego zagospodarowania na dużą skalę są złoża w rejonie Legnicy (o zasobach około 15 mld ton) i Gubina (o zasobach około 4,5 mld ton), czyli o zasobach kilkakrotnie większych niż łączne dotychczasowe wydobycie w czynnych kopalniach węgla brunatnego w Polsce.
Co robić?
Z planami dotyczącymi sektora paliwowo-energetycznego w Polsce jest przeważnie tak, że szybko kończą się one na wstępnym etapie. Zwolennicy budowy zagłębia węglowego pod Legnicą proponują konkretne działania, mające zakończyć się budową kopalni i elektrowni.
Po pierwsze, ze względu na istniejącą oraz powstającą zabudowę terenów nad udokumentowanym złożem węgla brunatnego Legnica (planowana budowa drogi ekspresowej S-3 na odcinku Lubin-Legnica) należy niezwłocznie uwzględnić budowę kopalni i elektrowni opartej na tym paliwie w planach zagospodarowania przestrzennego województwa i gmin, na terenie których będzie prowadzona inwestycja. W tym celu inwestycja ta powinna znaleźć się w zadaniu rządowym (programach) jako inwestycja celu publicznego o znaczeniu krajowym, a węgiel brunatny należy uznać za surowiec strategiczny wraz z określeniem głównych obszarów jego wydobycia.
Po drugie, należy wyznaczyć zastępczego inwestora strategicznego dla złoża Legnica. Do czasu podjęcia budowy kopalni i elektrowni przez inwestora strategicznego w tym rejonie będzie on zobowiązany chronić złoże przed zabudową kubaturową i liniową (drogi) oraz poprowadzić dalsze niezbędne prace przygotowujące złoże do udostępnienia.
Zdaniem zwolenników budowy nowego zagłębia, dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju oraz samej inwestycji, inwestorami strategicznymi budowy zagłębia Legnica powinny być polskie firmy, takie jak np. Polska Grupa Energetyczna czy KGHM Polska Miedź.
Ponadto, w Programie Operacyjnym Innowacyjna Gospodarka należy przeznaczyć odpowiednie środki finansowe na opracowanie programu dalszego uszczegółowienia rozpoznania zasobów węgla brunatnego oraz opracowania nowych ekologicznych technologii jego przetworzenia na bezemisyjną energię elektryczną, produkcji brykietu czy pyłu węglowego oraz przetwarzania na paliwa płynne i gazowe, w tym gaz syntezowy i wodór.
„Brunatni” górnicy podkreślają, że Polska powinna w sposób bardziej zdecydowany przyłączyć się do prac związanych z opracowaniem i szybkim wdrożeniem bezemisyjnej produkcji energii elektrycznej z węgla brunatnego i kamiennego. Światowe firmy energetyczne prowadzą intensywne prace w tej dziedzinie. Należy powołać pełnomocnika rządu do produkcji bezemisyjnej energii elektrycznej.
W celu wydobycia pierwszych ton węgla brunatnego ze złoża Legnica w 2020 roku trzeba już w 2008 roku rozpocząć prace studialne i projektowe. Aby to było możliwe, wpierw należy przystąpić do I etapu budowy zagłębia górniczo-energetycznego węgla brunatnego Legnica o zdolności wydobycia 25-30 mln ton na rok i produkcji energii elektrycznej w elektrowni bezemisyjnej o mocy około 4400 MW (wielkości Elektrowni Bełchatów). Po realizacji I etapu należy przystąpić do realizacji II etapu z możliwością podwojenia wydobycia węgla i produkcji energii elektrycznej ze złoża Legnica. Docelowo w rejonie Legnicy może powstać największa na świecie kopalnia węgla brunatnego o rocznym wydobyciu węgla 50-60 mln ton i elektrownia o mocy około 9000 MW. Takie wydobycie węgla brunatnego i produkcja energii elektrycznej będą porównywalne z obecnym wydobyciem i produkcją najtańszej energii elektrycznej z tego paliwa w Polsce. Następnym złożem węgla brunatnego, którego zagospodarowanie może umożliwić wydobycie i produkcję energii elektrycznej na podobnym poziomie jak w Legnicy jest złoże Gubin-Mosty.
Właścicielem węgla brunatnego, jako strategicznego paliwa dla energetyki, powinien być Skarb Państwa, a nie ten do kogo należy konkretna nieruchomość gruntowa. W związku z tym należy zmienić ustawy sankcjonujące ten stan prawny, w tym prawo geologiczno-górnicze i kodeks Cywilny. Zwolennicy budowy zagłębia pod Legnicą podkreślają, że Polska posiada wyspecjalizowane zaplecze naukowo-projektowe oraz produkcyjne w zakresie maszyn i urządzeń do eksploatacji odkrywkowej. Budową elektrowni w Legnicy zainteresowane są już międzynarodowe koncerny energetyczne, z niemieckim RWE na czele.
opracował Donald Dusek
NOWE PROPOZYCJE ENERGETYCZNE UE
KOMISJA KONTRA RZĄDY
23 stycznia br. Komisja Europejska przedstawiła tzw. pakiet energetyczno-klimatyczny, którego celem jest realizacja zobowiązań zmierzających do powstrzymania zmian klimatu, dzięki czemu będzie można osiągnąć większy wzrost gospodarczy i zwiększyć zatrudnienie. Polska i kilka innych państw już zgłosiła pierwsze uwagi krytyczne.
– Odpowiedź na wyzwanie, jakim są zmiany klimatyczne, jest najważniejszym sprawdzianem politycznym naszego pokolenia. Naszą misją, a wręcz obowiązkiem, jest dostarczenie odpowiednich ram politycznych w celu przemiany gospodarki europejskiej w gospodarkę przyjazną środowisku oraz dalsze prowadzenie działań na forum międzynarodowym w celu ochrony planety. Nasz pakiet jest nie tylko odpowiedzią na to wyzwanie, lecz zawiera również odpowiednie rozwiązanie dla wyzwań związanych z bezpieczeństwem energetycznym oraz stanowi szansę utworzenia tysięcy nowych firm i milionów nowych miejsc pracy w Europie. Jest to szansa, z której musimy skorzystać – przekonuje José Manuel Barroso, przewodniczący Komisji Europejskiej.
Zaproponowany przez KE pakiet stanowi realizację przyjętego przez Radę Europejską zobowiązania dotyczącego przeciwdziałania zmianom klimatycznym i promowania energii odnawialnej. Wnioski wykazują, że cele uzgodnione (słynne 3×20) w ubiegłym roku są wykonalne z technologicznego i ekonomicznego punktu widzenia, a ich realizacja otwiera niepowtarzalne możliwości gospodarcze dla tysięcy europejskich przedsiębiorstw. Środki te doprowadzą do znaczącego zwiększenia udziału energii ze źródeł odnawialnych w łącznym zużyciu energii we wszystkich krajach oraz nałożą na rządy zobowiązanie, wzmocnione groźbą sankcji, do osiągnięcia założonych celów. Dzięki dogłębnej reformie systemu handlu emisjami (ETS), narzucającej limity emisji na całym obszarze UE, główne podmioty odpowiedzialne za emisje CO2 zostaną nakłonione do opracowania czystych technologii produkcji. Celem pakietu, zgodnie z ustaleniami przywódców UE z marca 2007 r., jest obniżenie emisji gazów cieplarnianych w Europie o co najmniej 20 proc. oraz wzrost udziału energii ze źródeł odnawialnych w łącznym zużyciu energii do 20 proc. do 2020 r. Poziom redukcji emisji zostanie zwiększony do 30 proc. do 2020 r. w momencie zawarcia nowego (obejmującego także kraje spoza UE) porozumienia międzynarodowego w sprawie zmian klimatycznych.
– Pakiet ten, bazujący na pionierskim europejskim systemie handlu emisjami, ukazuje naszym globalnym partnerom, że zdecydowane działanie mające na celu zapobieżenie zmianom klimatycznym jest do pogodzenia z trwałym wzrostem gospodarczym i dobrobytem. Zapewnia ono Europie znaczącą przewagę w wyścigu do stworzenia globalnej gospodarki charakteryzującej się niskimi emisjami dwutlenku węgla, która uwolni falę innowacji i spowoduje powstanie nowych miejsc pracy w sektorze czystych technologii. Wnioski są wypełnieniem zobowiązań przyjętych w zeszłym roku przez przywódców UE i zakładają sprawiedliwy podział zadań. Nadszedł czas, by wszystkie państwa członkowskie w pełni uczestniczyły w tym systemie – ocenia Stavros Dilmas, unijny komisarz ds. środowiska.
Komisarz ds. polityki energetycznej Andris Piebalgs przekonuje, że w czasach rosnących cen ropy naftowej oraz obaw dotyczących zmian klimatycznych odnawialne źródła energii są szansą, z której nie możemy nie skorzystać. Pomogą nam one zmniejszyć emisje CO2, zwiększyć bezpieczeństwo zaopatrzenia w surowce energetyczne oraz wpłyną na zwiększenie zatrudnienia oraz wzrost sektora zaawansowanych technologii. Jeśli podejmiemy ten wysiłek teraz, Europa stanie się liderem w wyścigu do stworzenia gospodarki charakteryzującej się niskimi emisjami dwutlenku węgla, której tak bardzo potrzebuje nasza planeta.
Czego chce Komisja?
Komisja Europejska proponuje wzmocnienie, na podstawie europejskiego systemu handlu uprawnieniami do emisji (ETS), jednolitego rynku handlu emisjami CO2, obejmującego cały obszar UE, w którego zakres weszłyby również inne gazy cieplarniane (obecny system obejmuje jedynie CO2). Obejmowałby on wszystkie wielkie obiekty przemysłowe emitujące największe ilości tych gazów. Kwota uprawnień do emisji dopuszczonych do obrotu na rynku będzie redukowana z roku na rok tak, by wolumen emisji objętych systemem handlu uprawnieniami do emisji został zmniejszony w 2020 r. o 21 proc. w stosunku do poziomów z 2005 r.
W sektorze energetycznym, będącym głównym źródłem emisji w UE, wszystkie uprawnienia do emisji będą przyznawane w drodze licytacji od samego początku funkcjonowania nowego systemu, czyli od 2013 r. Inne sektory przemysłowe, jak również lotnictwo, będą przechodziły na system przyznawania wszystkich uprawnień w drodze licytacji stopniowo, chociaż możliwe będzie zastosowanie wyjątków w przypadku sektorów szczególnie narażonych na konkurencję ze strony producentów z krajów nie podlegających porównywalnym ograniczeniom w zakresie emisji CO2. Ponadto licytacje będą miały charakter otwarty: każdy europejski podmiot gospodarczy będzie mógł kupować uprawnienia w dowolnym państwie członkowskim. Dochody z systemu handlu uprawnieniami do emisji powiększą wpływy państw członkowskich, przy czym powinny one zostać przeznaczone na wsparcie UE w wysiłkach na rzecz wdrożenia gospodarki przyjaznej środowisku przez wspieranie innowacji w obszarach takich jak odnawialne źródła energii, wychwytywanie dwutlenku węgla i jego składowanie, jak również badania i rozwój. Część dochodów powinna zostać przeznaczona na wsparcie krajów rozwijających się w dostosowaniu się do zmian klimatycznych. Komisja ocenia, że do 2020 r. dochody z licytacji powinny sięgnąć 50 mld euro rocznie.
W czwartym roku funkcjonowania europejski system handlu emisjami okazuje się być efektywnym instrumentem umożliwiającym stworzenie rozwiązania opierającego się na zasadach rynkowych, tj. dostarczającego zachęt do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. System obejmuje obecnie 10 tys. zakładów przemysłowych na terenie UE – w tym elektrownie, rafinerie ropy naftowej oraz huty – odpowiedzialnych za prawie połowę emisji CO2 na terenie UE. W ramach nowego rozwiązania, system handlu uprawnieniami do emisji obejmie ponad 40 proc. całkowitej wielkości emisji. Zakłady przemysłowe emitujące mniej niż 10 tys. ton CO2 nie będą musiały uczestniczyć w systemie handlu emisjami – celem jest zmniejszenie obciążeń administracyjnych.
W sektorach nie objętych europejskim systemem handlu emisjami, takich jak budownictwo, transport, rolnictwo czy sektor odpadów, do 2020 r. emisje w Unii Europejskiej zostaną zredukowane o 10 proc. poniżej poziomów z 2005 r. Komisja proponuje dla każdego państwa członkowskiego specjalny poziom docelowy zmniejszenia, a w przypadku nowych państw członkowskich, możliwego zwiększenia emisji do 2020 r. Zmiany te wahają się w przedziale od -20 proc. do +20 proc. Oprócz zapewnienia prawidłowego funkcjonowania rynku emisji zanieczyszczeń wszystkie państwa członkowskie muszą jak najszybciej zacząć zmieniać strukturę zużycia energii w ramach swoich rynków. Obecnie udział energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych w zużyciu końcowym w UE wynosi 8,5 proc., co oznacza, że dla osiągnięcia zakładanego poziomu 20 proc. do 2020 r. niezbędny będzie średni wzrost jej udziału o 11,5 proc.
W tym celu Komisja zaproponowała indywidualnie dla każdego państwa członkowskiego określone cele do osiągnięcia pod groźbą sankcji. W poszczególnych państwach członkowskich stosowane są różne sposoby wprowadzania energii ze źródeł odnawialnych; długi jest też okres oczekiwania na rozpoczęcie dostaw energii odnawialnej. Istotne jest zatem, by państwa członkowskie wiedziały dokładnie, w jakich obszarach pragną działać. Krajowe plany działania, przygotowane przez poszczególne państwa członkowskie, określą w jaki sposób zamierzają one osiągnąć wyznaczone cele i w jaki sposób będą monitorowane postępy w ich realizacji.
Pod warunkiem, że spełniony będzie ogólny cel UE, państwa członkowskie będą mogły uczestniczyć, również poza swoimi granicami, we wspieraniu europejskich wysiłków zmierzających do zwiększenia udziału energii ze źródeł odnawialnych. Spowoduje to przeniesienie inwestycji w miejsca, gdzie energia odnawialna może być produkowana najefektywniej, co mogłoby zmniejszyć koszt realizacji celu o kwotę od 1,8 mld euro.
Komisja zajmuje się także kwestią docelowego minimalnego udziału biopaliw w transporcie na terenie UE, który ma wynieść 10 proc. do 2020 r. Cel ten jest taki sam dla wszystkich państw członkowskich. Istotne znaczenie ma zrealizowanie tego celu w sposób zrównoważony i trwały – dyrektywa wprowadza jasne kryteria w tym zakresie.
Komisja przyjęła również nowe wytyczne w sprawie pomocy państwa w dziedzinie ochrony środowiska, które powinny pomóc państwom członkowskim w prowadzeniu trwałej i zrównoważonej europejskiej polityki klimatycznej i energetycznej. W porównaniu z wytycznymi z 2001 r. nowe wytyczne rozszerzają zakres projektów pomocy oraz zwiększają intensywność pomocy. Wytyczne określają nowe warunki dla środków pomocy państwa mających na celu ochronę środowiska oraz, co bardzo istotne, zapewniają równowagę pomiędzy dążeniem do poprawy ochrony środowiska a potrzebą zminimalizowania zakłóceń konkurencji.
Źle ukierunkowana pomoc może nie mieć wpływu na środowisko a istnieje ryzyko, że zakłóci konkurencję, co z kolei doprowadzi do obniżenia tempa wzrostu gospodarczego w Unii Europejskiej.
Jakie koszty pociągną za sobą te działania? Z szacunków wynika, że szybkie podjęcie odpowiednich kroków pozwoli na obniżenie nieuniknionych kosztów ograniczania zmian klimatu do poziomu poniżej 1 proc. PKB – dla porównania w przypadku niepodjęcia żadnych kroków będzie to 5-20 proc. PKB (raport Sterna). Oznacza to w praktyce około 150 euro na osobę co roku aż do roku 2020. Co więcej, w miarę zwiększania przez UE bezpieczeństwa dostaw energii oszczędności na imporcie samej ropy i gazu mogłyby wynieść nawet 50 mld euro rocznie.
Komisja ma nadzieję, że proponowany pakiet zostanie przyjęty przed końcem 2008 r
Polska ma zastrzeżenia
Ministerstwo Gospodarki już zapowiedziało, że Polska będzie aktywnie uczestniczyć w pracach nad ostatecznym kształtem unijnych propozycji i przyznało, że nasz rząd ma uwagi i poważne zastrzeżenia co do niektórych propozycji zawartych w pakiecie. Wstępne konsultacje z niektórymi państwami wskazują, że wypracowywanie wspólnych działań na rzecz osiągnięcia celów Rady Europejskiej z marca 2007 r. (3 x 20 proc.) może okazać się długotrwałe.
W ocenie resortu gospodarki, zwiększenie udziału energii ze źródeł odnawialnych w UE nie powinno opierać się na imporcie biomasy, w tym biopaliw transportowych spoza Wspólnoty, ale bazować na wykorzystaniu surowców znajdujących się na terenie Unii. Według Polski, wewnątrzwspólnotowy handel zielonymi certyfikatami (świadectwami z OZE) powinien być dozwolony w danym państwie dopiero po przekroczeniu poziomu produkcji energii z OZE w danym państwie, wyznaczonego na 2020 r.
MG zapowiada, że Polska zgłosi także zastrzeżenia do propozycji zmian dofinansowania upraw roślin energetycznych, które są głównym źródłem zaspokajania zwiększonego zapotrzebowania na surowce bioenergetyczne. Tymczasem Komisja Europejska rozważa zlikwidowanie płatności specyficznej do upraw roślin energetycznych.
Zdaniem MG przydział uprawnień w formie aukcji dla producentów energii elektrycznej wywoła negatywne skutki w postaci dużego wzrostu cen energii. Szerokie zastosowanie systemu aukcyjnego spowoduje, że duże podmioty będą uprzywilejowane podczas zakupu uprawnień. Może to spowodować zakłócenia konkurencji wśród wytwórców energii elektrycznej.
Zastrzeżenia budzi przyjęcie roku bazowego dla celów określenia stopnia ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. Polska stoi na stanowisku, że powinien być to rok 1988 (jako rok przyjęty dla Polski w pierwszym okresie protokołu z Kioto). Natomiast propozycje Komisji nie zawierają jednoznacznych zapisów w tej kwestii.
Polska nie jest osamotniona w krytyce propozycji Komisji Europejskiej, głosy krytyczne wobec nich padały już m.in. ze strony rządów Niemiec i Francji. Bez wątpienia nad propozycjami Komisji będzie toczyła się jeszcze długa dyskusja, ponieważ na pierwszy rzut oka wydaje się, że z przedstawionych propozycji zadowolona jest tylko sama Komisja Europejska a kolejne rządy państw Unii zgłaszają swoje zastrzeżenia.
opracował Dariusz Czarnecki
POLSKIE GÓRNICTWO NA ZAKRĘCIE
PIENIĄDZE ALBO… ŻYCIE
Bez znaczącego zwiększenia inwestycji w polskie górnictwo węgla kamiennego, produkcja węgla będzie możliwa jeszcze tylko przez ok. 12-15 lat.
– Zasobów węgla, jakie są obecnie objęte infrastrukturą kopalń i zasobów, które potrafimy ekonomicznie wybrać, starczy nam na ok. 12-15 lat – alarmuje prof. Jan Palarski z Politechniki Śląskiej w Gliwicach.
Jeżeli polskie kopalnie mają produkować węgiel w dłuższym okresie, niezbędne jest znaczące zwiększenie inwestycji w rozwój niektórych kopalń. Część kopalń, w ocenie prof. Palarskiego, skazana jest na zamknięcie. Zwraca on uwagę, że w Polsce wciąż popularna jest opinia, iż polskie górnictwo węgla kamiennego odgrywa znaczącą rolę na świecie. Tak jednak nie jest.
– Polskie górnictwo węglowe przestało odgrywać znaczącą rolę w skali światowej, wciąż jeszcze posiada znaczącą pozycję w Unii Europejskiej, gdzie nadal jesteśmy największym producentem węgla oraz jego dużym eksporterem – mówi prof. Palarski. W roku 2006 Polska, z produkcją ok. 95 mln ton, zajmowała dopiero 8 miejsce wśród największych producentów węgla kamiennego na świecie. Pierwsze były Chiny z produkcją ponad 2,4 mld ton, drugie Stany Zjednoczone z 990 mln ton., następnie Indie, Australia, RPA, Rosja oraz Indonezja.
Przez cały okres po przemianach społeczno-politycznych z lat 1989/90 trwała restrukturyzacja polskiego górnictwa. Po roku 2001 w procesie tym pomogły wysokie ceny węgla na rynkach światowych. W ostatnich miesiącach okazało się jednak, że wskutek zaniedbań inwestycyjnych w poprzednich latach, polscy producenci węgla nie mogą w pełni korzystać ze światowej koniunktury ponieważ zmniejszyły się ich zdolności wydobywcze, czego efektem był spadek eksportu.
Wysokie koszty powodują wysoki import
Jako jedną z przyczyn kłopotów polskiego górnictwa, prof. Palarski postrzega wysoki udział płac w kosztach funkcjonowania spółek węglowych. W roku 2006 średnio płace stanowiły 51,2 proc. kosztów działalności spółek węglowych i kopalń. Wskaźnik ten jest znacząco wyższy niż w większości krajów świata, co spowodowane jest głównie warunkami geologicznymi. Węgiel w Polsce wydobywa się ze znacznie niższych poziomów niż w innych krajach. W Polsce średnia głębokość eksploatowanych pokładów wynosi ok. 800 metrów, gdy na Ukrainie (Donbas) średnio jest to 717 metrów, w Stanach Zjednoczonych 418 metrów. Głębiej niż w Polsce kopie się w Niemczech, gdzie średnia eksploatowanych pokładów wynosi 1059 metrów.
Prof. Antoni Tajduś, rektor Akademii Górniczo-Hutniczej, podkreśla, że w Polsce są kopalnie mogące z powodu kończących się złóż pracować jeszcze tylko 3-4 lata, ale są także kopalnie mające węgla na 40 lat. To czy będą one w stanie tak długo pracować zależeć będzie od inwestycji, m.in. w nowe szyby. Prof. Tajduś przypomina, że jeżeli będzie za mało szybów, to węgla po prostu nie da się więcej wydobyć.
Rektor AGH zauważa także, że bardzo szybko rośnie import węgla do Polski, który w roku 2007 wyniósł ok. 7 mln ton, z czego z Rosji sprowadzono prawie 6 mln. Import ten będzie nadal rósł.
– Nie mamy żadnych narzędzi aby chronić się przed importem węgla, z punktu widzenia polskiej gospodarki byłoby to zresztą nieracjonalne. Pamiętajmy, że o imporcie węgla z Rosji będą decydowały koszty, w tym koszty frachtów i koszty polskiego górnictwa. Działamy w warunkach otwartego rynku Unii Europejskiej na którym jest pełna konkurencja – komentuje Janusz Steinhoff, były wicepremier i minister gospodarki.
Prywatyzacja z przeszkodami
Mówiąc o potrzebie inwestycji pojawia się pytanie o źródło pieniędzy. Coraz częstszą odpowiedzią jest prywatyzacja. Edward Nowak, przewodniczący Rady Nadzorczej Kompanii Węglowej, przekonuje, że wszystkie spółki węglowe: Jastrzębska Spółka Węglowa, Katowicki Holding Węglowy, a także Kompania Węglowa, powinny zostać sprywatyzowane.
– Obecnie nie ma przesłanek przemawiających przeciwko prywatyzacji spółek węglowych, zwłaszcza KHW i JSW. Mam nadzieję, że prywatyzacja JSW będzie powiązana z jak najszybszym stworzeniem koncernu węglowo-koksowego, o potrzebie powstania takiego podmiotu mówi się przecież od kilku lat – ocenia Janusz Steinhoff.
Zwolennikiem prywatyzacji spółek węglowych jest także Janusz Olszowski, prezes Górniczej Izby Przemysłowo-Handlowej, zdaniem którego nigdy w górnictwie węglowym nie będzie dobrze, jeśli Walnym Zgromadzeniem Akcjonariuszy będzie jedna osoba i to w dodatku polityk, niezależnie od opcji politycznej. Prezes Olszowski zwraca jednak uwagę, że prywatyzacja wiąże się z koniecznością pokonania znaczących barier.
– Aby spółki węglowe mogły np. wejść na giełdę trzeba mieć przyzwolenie związków zawodowych, a to jest poważna bariera. Nie jestem przeciwnikiem związków zawodowych, powinien być taki partner społeczny, ale nie może być tak, aby związki paraliżowały proces decyzyjny w spółkach węglowych, a taka sytuacja ma miejsce od wielu lat – przekonuje Janusz Olszowski. Zdaniem prezesa GIPH, aby pomóc spółkom węglowym należy przeanalizować i zmienić przepisy m.in. ustawy o związkach zawodowych i Komisji Trójstronnej. Nie wszyscy jednak widzą w związkowcach główne źródło przeszkód w przeprowadzaniu niezbędnych zmian.
– W Południowym Koncernie Energetycznym działa dużo związków zawodowych i jakoś firma może funkcjonować, nie zwalajmy wszystkiego na stronę społeczną. Przy wielkich reformach, jakie czekają górnictwo, trzeba posiadać akceptację strony społecznej, trzeba z nimi pracować i rozmawiać. Należy to jednak robić przed a nie po fakcie – wskazuje Jan Kurp, prezes Południowego Koncernu Energetycznego.
Prezes Kurp przypomina, że w Południowym Koncernie Węglowym, kontrolowanym przez PKE, także działa wiele związków zawodowych i nie ma z nimi poważniejszych problemów.
Groźna Unia
Poważnym zagrożeniem dla przyszłości węgla nie tylko w Polsce ale w całej Unii Europejskiej, może być ekologiczna polityka Komisji Europejskiej (o ostatnich propozycjach Komisji z 23 stycznia br. piszemy szerzej w oddzielnym materiale – przyp. red.).
Prezes Janusz Olszowski przypomina, że działania samej tylko Unii będą miały niewielki wpływ na zmniejszenie światowej emisji dwutlenku węgla, ponieważ kraje UE odpowiadają tylko za 14 proc. światowej emisji CO2. Jeśli Stany Zjednoczone, Chiny, Indie oraz inni duzi emitenci nie zrobią nic lub zrobią niewiele w zakresie obniżania emisji CO2 to unijne działania nie będą miały żadnego wpływu na zachowanie klimatu na świecie ale znacząco wpłyną na ograniczenie konkurencyjności unijnej gospodarki.
– Dlatego konieczny jest lobbing na wszystkich możliwych szczeblach, od polityków do organizacji branżowych, aby nie dopuścić do wprowadzenia tak drastycznej polityki Unii Europejskiej. Wcześniej czy później polityka Unii przełoży się na polskie firmy, w tym i na górnictwo – podkreśla Janusz Olszowski.
Jan Kurp, prezes PKE, wskazuje na poważne zaniechania polskiego sektora paliwowo-energetycznego i polskich rządów w zakresie kreowania polityki unijnej.
– W Komisji Europejskiej nad przygotowaniem dokumentów i dyrektyw pracują ogromne sztaby ludzi. Kto z Polski uczestniczy w procesie przygotowania unijnych regulacji? Przygotowane w KE projekty dostajemy jedynie do opiniowania, a wtedy jest już za późno aby dokonać poważnych korekt w dokumentach. Energetycy i górnicy powinni wspólnie wymuszać na politykach szersze działania w Unii – podkreśla Kurp.
Czystość przede wszystkim
Nie wiadomo czy ekologiczna polityka Komisji Europejskiej ulegnie znaczącemu złagodzeniu, ale można być pewnym, że na kwestie ochrony środowiska będzie nadal kładziony w Unii bardzo duży nacisk. Dlatego jeśli węgiel kamienny i brunatny mają mieć swoją przyszłość w Unii to muszą być wykorzystywane w czystszy niż dotychczas sposób.
– O przyszłości węgla będzie decydowało to, w jaki sposób będzie on wykorzystywany. Powinien on być wykorzystywany nie tylko do celów energetycznych ale także chemicznych, jak wiadomo w węgla można produkować wiele produktów chemicznych – mówi prof. Józef Dubiński, dyrektor Głównego Instytutu Górnictwa.
Prof. Dubiński przypomina, że już przed II wojną światową węgiel kamienny był upłynniany. Podczas II wojny światowej, w zakładach w Oświęcimiu Niemcy wytwarzali z węgla kilkanaście mln ton paliwa rocznie, używanego m.in. do silników czołgowych.
Projekty związane z produkcją z węgla ropy i metanolu były prowadzone także w GIG. Został opracowany projekt na przerób 200 ton węgla na dobę. Ceny ropy z początku lat 90 XX wieku oraz zmiany zasad finansowania instytucji naukowych spowodowały, że ten proces badawczy został przerwany a dokumentacja trafiła do archiwum. Prof. Józef Dubiński przypomina jednak, że niedawno zostało wykonane na zlecenie PKN Orlen feasibility study instalacji produkcji paliw płynnych z węgla. Ze wstępnych wyliczeń wynika, że aby taka instalacja była opłacalna cena baryłki ropy powinna wahać się w granicach 100 dolarów. Rocznie, w takim obiekcie mogłoby być przerabianych na paliwa płynne ok. 3-4 mln ton węgla.
– Zbliżamy się do etapu, kiedy decyzje o budowie takich instalacji powinny zostać podjęte – twierdzi dyrektor Dubiński.
Dyrektor GIG zaznacza, że do produkcji paliw płynnych z węgla nie muszą być stosowane węgle wysokiej jakości, mogą to być węgle gorsze, pochodzące np. z kopalń byłej Nadwiślańskiej Spółki: Ziemowit i Piast. W kalkulacji przygotowanej dla PKN Orlen założono cenę tony węgla na poziomie 50 dol. Węgiel z kopalń nadwiślańskich kosztuje około 120 zł. za tonę. Wstępnie ocenia się, że stosunek ilości węgla do wyprodukowanego paliwa wynosi ok. 3-3,5 do 1: aby uzyskać 1 mln ton paliwa trzeba przerobić 3 mln ton węgla.
Poza paliwami płynnymi, jak podkreśla dyrektor GIG, węgiel można poddawać zgazowaniu, podczas którego oprócz gazu syntezowego można również pozyskiwać surowce chemiczne.
– Węgiel posiada duże możliwości. Trzeba tylko pamiętać, aby węgla starczyło dla wszystkich: dla energetyki, koksownictwa oraz do chemii – przypomina Józef Dubiński.
W ocenie dyrektora Dubińskiego, za ok. 5-10 lat w Polsce będzie można wdrożyć technologię podziemnego zgazowania węgla, która przez wiele koncernów i instytucji badawczych, także w Polsce, jest rozwijana i udoskonalana.
Prace nad nowymi metodami wykorzystywania węgla prowadzone są m.in. w Akademii Górniczo-Hutniczej. Naukowcy z krakowskiej uczelni, wspólnie z naukowcami ze Stanów Zjednoczonych, pracują nad wykorzystywaniem energetyki jądrowej do czystych technologii węglowych.
Przedstawiciele spółek węglowych, przedsiębiorstw energetycznych oraz naukowcy są mniej więcej ze sobą zgodni co do tego, co należy zrobić aby poprawić sytuację sektora paliwowo-energetycznego. Problem w tym, że wiele decyzji jest od nich niezależnych. Natomiast ci, którzy decyzje powinni podejmować, ciągle z nimi zwlekają. Dlatego zapewne szefowie rosyjskich i ukraińskich spółek węglowych od dawna przygotowują prognozy zwiększenia eksportu węgla do Polski. Dyskusja jaka zrelacjonowaliśmy w tym artykule odbyła się podczas niedawnego Forum Zmieniamy Polski Przemysł. Energetyka / Górnictwo: Czysty węgiel – szansa i wyzwanie, zorganizowanego przez Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości, wydawcę miesięcznika „Nowy Przemysł” i portalu wnp.pl.
opracował Donald Dusek
CZYSTE TECHNOLOGIE WĘGLOWE
SZANSA PRZED POLSKĄ
W ostatnich latach obserwowany jest niebywały wzrost zainteresowania węglem kamiennym jako źródłem zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Jego światowe zasoby, obliczane na 200 lat, znacznie przekraczają zasoby innych paliw kopalnych. Stawia to węgiel w XXI wieku przed szansą nowego, nie tylko energetycznego wykorzystania. Polska, której udokumentowane złoża stanowią znaczną część zasobów paliw kopalnych Europy, mogłaby w przyszłości stanowić jej bazę, przyczyniając się w dużej mierze do wzrostu poziomu bezpieczeństwa całego kontynentu.
Współczesne tzw. czyste technologie węglowe pozwalają na istotne zmniejszenie negatywnego oddziaływania na środowisko naturalne procesów związanych z wykorzystaniem węgla w różnych dziedzinach gospodarki. Prace nad ich rozwojem i wdrożeniem prowadzą przede wszystkim takie kraje jak USA, Chiny, Australia, Japonia. Aktywnie uczestniczy w ich Unia Europejska, o czym świadczy powołanie Europejskiej Platformy Technologicznej, zajmującą się zero emisyjnym wytwarzanie energii elektrycznej z paliw kopalnych.
Doc. dr hab. inż. Krzysztof Stańczyk, kierownik Zakładu Oszczędności Energii i Ochrony Powietrza Głównego Instytutu Górnictwa w Katowicach, podkreśla duże dotychczasowe zaangażowanie Polski w badania różnych technologii przetwórstwa i wykorzystania węgla. Istnieją cztery podstawowe sposoby wykorzystania węgla, którym towarzyszy rozwój nowych i czystszych, niż znane dotychczas, technologii. Należą do nich:
Obecna struktura użytkowania paliw, w której paliwa kopalne w 80% zaspokajają potrzeby energetyczne świata, powoduje emisję około 25 mld ton dwutlenku węgla rocznie i stopniowy wzrost jego stężenia w atmosferze, co z kolei uznaje się za główną przyczynę ocieplania się klimatu ze wszystkimi ujemnymi skutkami tego procesu. Aby temu zapobiec, a jednocześnie móc dalej stosować paliwa kopalne, należy stworzyć nowoczesny, bezemisyjny system wytwarzania energii z paliw kopalnych, w tym tzw. zero emisyjną elektrownię węglową.
– Znane są trzy sposoby pozwalające na zmniejszenie emisji dwutlenku węgla w procesach wytwarzania energii – wyjaśnia doc. Stańczyk. – Można to osiągnąć poprzez poprawienie sprawności w produkcji energii, wyłapywanie, magazynowanie i ewentualnie utylizowanie dwutlenku węgla. Istnieje możliwość zmiany paliw kopalnych nie powodujących emisji CO2 na takie jak, paliwa jądrowe czy odnawialne źródła energii. Koncepcja wzrostu sprawności znajduje powszechne uznanie i akceptację, gdyż dąży do oszczędności paliwa, a jednocześnie opiera się na wykorzystaniu i doskonaleniu znanych i dojrzałych technologii energetycznych. Na przykład obecnie sprawność wytwarzania energii elektrycznej w zależności od nośnika energii i źródła wytwarzania wynosi od 25 do 48%. Jak z tego wynika – zwiększenie sprawności wytwarzania energii elektrycznej w źródłach o niskiej sprawności może doprowadzić do wielkich oszczędności w zużyciu paliwa, a co za tym idzie do znacznej redukcji emisji dwutlenku węgla. Nowe technologie spalania węgla pozwalają na osiągnięcie wyższej sprawności wytwarzania energii i zmniejszenie emisji dwutlenku węgla. Jest to nowoczesne spalanie pyłowe i fluidalne, spalanie w tlenie czy spalanie wykorzystujące tzw. pętlę chemiczną. Drugim sposobem jest jego sekwestracja, czyli wychwytywanie i bezpieczne składowanie dwutlenku węgla, które jest możliwe pod warunkiem opanowania technologii efektywnego wydzielania tego gazu ze strumienia gazów powstających w procesie spalania.
Obecnie realizuje się takie procesy opierając się na ciągle doskonalonych technikach membranowych i na technikach z użyciem stałych adsorbentów. Technologie zgazowania węgla opierają się na zespole wielokierunkowych przemian termicznych i chemicznych, które zachodzą w podwyższonej temperaturze głównie między częścią organiczną substancji węglowej i czynnikami zgazowującymi, najczęściej tlenem i parą wodną. Proces zgazowania paliw stałych jest znany i opanowany od kilkudziesięciu lat. Obecnie działa 128 zakładów zgazowania paliw stałych, w których pracuje 366 gazogeneratorów różnej konstrukcji. Moc zainstalowana w instalacjach wytwarzających gaz z paliw stałych wynosi około 40 GW (w przeliczeniu na energię chemiczną zawartą w gazie), a do roku 2010 ma nastąpić podwojenie zainstalowanej mocy gazogeneratorów. W wyniku zgazowania stałego surowca węglowodorowego powstaje gaz syntezowy (syngas), którego skład uzależniony jest od technologii zgazowania obejmującej również reakcje konwersji tlenku węgla do dwutlenku węgla z produkcją wodoru. Zainteresowanie zgazowaniem węgla, połączonym z produkcją energii elektrycznej (instalacja IGCC), związane jest z rozwojem turbin gazowych umożliwiających efektywne wykorzystanie średniokalorycznego gazu wytwarzanego w generatorach parowo-tlenowych. Nowoczesne zintegrowane układy gazowo-parowe posiadają możliwość osiągnięcia wysokiej sprawności termodynamicznej przemiany węgla na energię elektryczną oraz charakteryzują się niską emisją zanieczyszczeń do otoczenia (<10 mg SO2/m3, <60 mg NOx/m3, < 3 mg pyłu/m3).
Technologie upłynniania węgla realizowane są w chwili obecnej w świecie dwoma podstawowymi grupami metod: metodą pośrednią poprzez zgazowanie węgla i następnie syntezę z gazu syntezowego produktów końcowych oraz metodą bezpośrednią uwodornienia węgla. Bezpośrednie uwodornianie węgla polega na zwiększeniu udziału wodoru w stosunku do węgla pierwiastkowego w produktach ciekłych w porównaniu do surowca w warunkach podwyższonych temperatur i pod wysokim ciśnieniem. Zawartość wodoru w węglu kamiennym wynosi ok. 5 %, w benzynie i oleju napędowym odpowiednio 16,5 i 13 %. Wodór w procesie zużywany jest również w reakcjach uwodornienia zawartych w substancji węglowej tlenu, azotu i siarki z wytworzeniem wody, amoniaku i siarkowodoru.
Technologią przyszłości, wręcz futurystyczną, jest technologia podziemnego zgazowania węgla. To obiecująca alternatywa w stosunku do tradycyjnych metod eksploatacji surowca, szczególnie w pokładach na różnych głębokościach, których aktualna eksploatacja jest nieuzasadniona względami bezpieczeństwa bądź rachunkiem ekonomicznym. Podziemne zgazowanie węgla ( Underground Coal Gasification – UCG) jest metodą konwersji węgla do gazu syntezowego in-situ, będącą odpowiednikiem procesów zgazowania prowadzonych w reaktorach powierzchniowych. Podczas procesu UCG węgiel reaguje w podwyższonej temperaturze z czynnikiem zgazowującym, którym najczęściej jest powietrze, tlen, para wodna lub ich mieszanina. Produktem końcowym jest mieszanina gazów składająca się głównie z H2, CO, CO2 oraz CH4.
Pierwszym etapem prowadzenia podziemnego zgazowania węgla jest tworzenie tzw. reaktora podziemnego. W zależności od sposobu udostępnienia pokładu węgla, wyróżnia się dwie metody przygotowania reaktora: metodę szybową i metodę bezszybową. Metoda szybowa, choć historycznie pierwsza, obecnie uważana jest za nieekonomiczną i mało perspektywiczną, choć przydatną w zamykanych kopalniach.
Większość aktualnie prowadzonych w świecie badań w zakresie UCG skupia się na metodzie bezszybowej, której rozwój w ostatnich latach był możliwy dzięki postępowi w dziedzinie wierceń kierunkowych. W metodzie bezszybowej, przygotowanie reaktorów polega na wykonaniu wierceń kanałów zasilających i produkcyjnych z powierzchni, a następnie połączeniu ich kanałami łączącymi. Obecnie w świecie znaczenie mają dwie technologie prowadzenia procesu podziemnego zgazowania węgla, tj. technologia CRIP (Continuous Retraction Injection Point) oraz εUCG.
Pierwsze doświadczenia z UCG pokazały, że po pewnym czasie od zainicjowania procesu, w miarę wzrostu średnicy ubytku po zgazowanym surowcu, stopniowo spada jakość produkowanego gazu (spadek wartości kalorycznej). Metoda CRIP pozwoliła rozwiązać problem spadku jakości gazu poprzez zasilanie generatora czynnikiem zgazowującym w ściśle określonym punkcie pokładu, za pomocą giętkiego przewodu stalowego. Spadek parametrów gazu jest sygnałem do przesunięcia centrum zasilania i zainicjowania nowego reaktora o stabilnych parametrach gazu.
Badania nad podziemnym zgazowaniem węgla prowadzone są w świecie od początku XX wieku. Do dnia dzisiejszego przeprowadzono ponad 50 eksperymentów UCG, w tym ponad 30 w USA. W Europie eksperymenty te prowadzono w latach 1982 – 1999. Do najważniejszych zaliczyć należy próbę przeprowadzoną w Hiszpanii w latach 1992 – 1999 przez konsorcjum belgijsko – hiszpańsko – brytyjskie, a finansowane przez Komisję Europejską. Zakończony sukcesem eksperyment prowadzony na głębokości 550 m, dowiódł wykonalności procesu UCG na dużych głębokościach. Eksperymenty UCG prowadzono również we Francji, Belgii oraz Polsce (w Głównym Instytucie Górnictwa od lat pięćdziesiątych do siedemdziesiątych XX w.). W Związku Radzieckim pierwsze próby UCG przeprowadzono w roku 1933. W latach 1960 – 1980 prowadzono eksploatację w skali przemysłowej, produkując rocznie ok. 1,5 mld m3 gazu. W próbie zainicjowanej w Uzbekistanie (Angren) w roku 1955 i trwającej do dnia dzisiejszego, zgazowano łącznie już ponad milion ton węgla. Próby te dotyczyły pokładów płytko zalegających. Nie bez znaczenia pozostają również doświadczenia prowadzone w Chińskiej Republice Ludowej, gdzie od roku 1980 wykonano łącznie 16 prób. W ramach projektu Chinchilla biegnącego w Australii od roku 1990 przeprowadzono pomyślną próbę zgazowania podziemnego prowadzonego technologią UCG.
Wyniki najnowszych badań prowadzonych w ramach projektów doświadczalnych w Australii, Kanadzie i Uzbekistanie sugerują, że nakłady inwestycyjne związane z budową instalacji UCG – IGCC mogą zostać zredukowane nawet o ponad 50% w stosunku do elektrowni opartych na kotłach pyłowych na nadkrytyczne parametry pary – SCPC ( Supercritical Pulverized Coal) oraz układów IGCC wykorzystujących proces zgazowania w reaktorze powierzchniowym. Oszacowano, że koszty wytworzenia jednostki energii elektrycznej w układzie UCG – IGCC mogą zostać zredukowane o ponad 70% w stosunku do klasycznych układów.
O atrakcyjności ekonomicznej procesu UCG decydują następujące czynniki: obniżenie nakładów inwestycyjnych i kosztów eksploatacyjnych ( w odróżnieniu od tradycyjnych elektrowni, nie istnieje potrzeba zakupu, transportu, magazynowania oraz przygotowania węgla oraz utrzymania reaktora). Z uwagi na ciągłość strumienia gazu, instalacje cechuje wysoka wydajność, porównywalna do aktualnie eksploatowanych elektrowni o kotłach pyłowych lub gazowych). Ze względu na prowadzenie procesu zgazowania pod ziemią, nie występuje emisja tlenków siarki i azotu. Strumień pyłu stanowi około połowę strumienia wytwarzanego w tradycyjnych reaktorach powierzchniowych, nie występuje również produkcja popiołów, uwolnione zostaje niecałe 50 % ilości rtęci emitowanej przez tradycyjne elektrownie. W wyniku podziemnego zgazowania następuje sekwestracja, czyli deponowanie dwutlenku węgla pod ziemią szacowane na setki lat. Produkcja gazu syntezowego pochodzącego z UCG ma wymiar lokalny i cechuje ją ciągłość strumienia gazu, stąd wyeliminowanie ryzyka związanego z dostępnością oraz przerwami w dostawie surowca oraz wzrostu kosztów dostawy.
– Drogą do wykorzystania technologii UCG w Polsce w skali przemysłowej powinny być eksperymenty w skali półprzemysłowej, prowadzone w ramach projektów badawczych oraz towarzyszące im opracowania teoretyczne i koncepcyjne – konkluduje doc. Krzysztof Stańczyk. – Polska, dzięki badaniom prowadzonym w połowie ubiegłego wieku w GIG -u, wniosła już pewien wkład w rozwiązanie wielu istotnych problemów związanych z procesem zgazowania podziemnego. Aktualnie Instytut realizuje projekt Hydrogen Oriented Underground Coal Gasification for Europe (HUGE) finansowany ze środków Funduszu Badawczego Węgla i Stali (RFCS). Projekt dotyczy uzyskiwania wodoru drogą podziemnego zgazowania węgla z jednoczesną sekwestracją dwutlenku węgla. W ramach projektu przeprowadzona zostanie próba podziemnego zgazowania w skali półtechnicznej, w pokładzie zalęgającym na głębokości ok. 30 m. Przedsięwzięcie jest realizowane przez konsorcjum międzynarodowe, w skład którego wejdą partnerzy z Holandii, Wielkiej Brytanii, Czech, Belgii, Ukrainy oraz krajowe firmy sektora paliwowo – energetycznego, tj. Kompania Węglowa S.A. oraz BOT S.A. Wyniki projektu HUGE powinny dostarczyć wiedzy niezbędnej do prowadzenia procesu UCG w pokładach krajowych oraz otworzyć drogę do kolejnych projektów prowadzonych w większej skali. Bazując na dotychczasowych doświadczeniach w UCG oraz doświadczeniach płynących z realizowanych w przyszłości projektów, komercyjne zastosowanie procesu podziemnego zgazowania do eksploatacji krajowych pokładów węgla kamiennego mogłoby mieć miejsce najwcześniej za 8 -10 lat.
opracowała Mira Borkiewicz
Kolumna dofinansowana ze środków Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska
i Gospodarki Wodnej w Katowicach
