Subskrybuj nas na Youtube
O sektorze węgla brunatnego mówi się znacznie mniej i rzadziej niż o sektorze węgla kamiennego. Po pierwsze dlatego, że mamy z niego mniej energii. Po drugie jest mniej kopalń, a zatrudnienie w nich jest dziewięć razy niższe. Po trzecie zaś cena surowca od lat jest stabilna i nie importujemy go z zagranicy. Węgiel brunatny nie nadaje się do transportu na większe odległości, bo traci właściwości i jakość (w ponad 50 proc. składa się z wody). Ale jest i czwarty powód: brunatny surowiec jest paliwem najbardziej emisyjnym, a więc najbrudniejszym. Nie dziwne więc, że w UE cieszy się jeszcze mniejszą popularnością niż jego kamienny odpowiednik.
To, że udostępnione złoża węgla brunatnego się kończą, nie znaczy, że sam surowiec również. Jego zasoby w Polsce szacowane są na 40 mld ton. Zważywszy, że średnie roczne wydobycie to 60 mln ton, zapasy wydają się ogromne. Jednak większości z nich nie wydobędziemy przy użyciu dostępnych dzisiaj technologii – bo znajdują się za głęboko. Tymczasem paliwo to jest tanie przede wszystkim dlatego, że wydobywa się je metodą odkrywkową (to oznacza mniejsze zatrudnienie, łatwiejszą obsługę itd.). A skoro nie da się go zbyt daleko transportować, jest spalane w blokach energetycznych usytuowanych w niedalekim sąsiedztwie kopalń. Dlatego budowa nowej kopalni wiązałaby się z koniecznością budowy obok nowej elektrowni. A to są już koszty liczone w dziesiątkach miliardów złotych.
Głównymi graczami na rynku węgla brunatnego są dzisiaj Polska Grupa Energetyczna i ZE PAK. W skład PGE wchodzą największe elektrownie opalane węglem brunatnym: Bełchatów (5400 MW) i Turów (1600 MW, blok 450 MW w budowie). Ta firma jest też największym producentem surowca. Jej kopalnie odkrywkowe Bełchatów i Turów wyprodukowały w ubiegłym roku 49,4 mln ton paliwa. ZE PAK ma obecnie dwie kopalnie: Adamów i Konin. Surowiec trafia z nich do elektrowni Pątnów I (1244 MW), Adamów (600 MW), Pątnów II (474 MW) i Konin (198 MW).
Jednak już w przyszłym roku kopalnia i elektrownia Adamów zakończą pracę. Zgodnie z unijną dyrektywą o emisjach przemysłowych (IED) od 2016 r. elektrownie i elektrociepłownie muszą spełniać zaostrzone normy emisji, zwłaszcza związków siarki i azotu (NOx i SOx). Te, które ich nie spełniają, zostały podzielone na dwie kategorie. Większość z nich umieszczono w Przejściowym Planie Krajowym i mają czas do 2020 r., aby dostosować się do dyrektywy IED. Pozostałe, w tym elektrownia Adamów, są objęte derogacją naturalną – mogą pracować od 1 stycznia 2016 r. do 31 grudnia 2023 r., ale w tym czasie nie mogą przepracować więcej niż 17,5 tys. godzin. Dlatego elektrownia Adamów zakończy pracę już w 2017 r., a wraz z nią kopalnia (jej i tak kończące się paliwo nie miałoby już odbiorcy). Z kolei pracująca obecnie na trzech odkrywkach kopalnia Konin będzie szukać możliwości przedłużenia żywotności. Odkrywki Drzewce i Jóźwin II B popracują bowiem tylko do 2020 r., a Tomisławice do 2030 r.
– W związku z tym spółka poszerza obszar swojej działalności i prowadzi inwestycje na terenie kilku gmin województwa wielkopolskiego. Proces związany z budową nowych odkrywek węgla brunatnego jest długotrwały, a tempo, w jakim przebiega, jest ściśle określone ramami obowiązujących przepisów prawa. Ogromny wpływ na niego mają procedury uchwalania miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego, a także procedury związane z uzyskiwaniem decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach realizacji przedsięwzięcia – wyjaśnia Ewa Galantkiewicz z kopalni Konin. I przyznaje, że rozpoznano już złoża węgla brunatnego położone w rejonie działalności kopalni i podjęto działania zmierzające do ich zagospodarowania.
Chodzi o dwa złoża, a więc o dwie potencjalne nowe odkrywki, które pozwoliłyby dłużej pracować elektrowniom z grupy: Ościsłowo i Dęby Szlacheckie. Pierwsze z nich to naturalna kontynuacja odkrywki Jóźwin, co pozwoliłoby na wykorzystanie tamtejszej infrastruktury i maszyn. A żywotność tej odkrywki szacowana jest na 15 lat. Z kolei Dęby Szlacheckie miałyby ruszyć po zakończeniu pracy odkrywki Drzewce, a ich eksploatacja jest szacowana na 22 lata. Gdyby oba projekty zostały zrealizowane, kopalnia Konin pracowałaby nawet do 2042 r. Jednak na razie spółka musi poczekać na decyzje samorządów i koncesje.
Z kolei w Polskiej Grupie Górniczej kluczowe będą najbliższe dwa, trzy lata. W tym czasie powinniśmy się dowiedzieć, czy kopalnia Bełchatów, a co za tym idzie także elektrownia, będzie pracować tylko do 2040 r., czy jednak w sąsiedztwie powstanie nowa odkrywka. A może PGE wybuduje nowy kompleks węglowo-energetyczny w innej części kraju? Dziś kopalnia pracuje na dwóch polach wydobywczych – Bełchatów i Szczerców. To pierwsze skończy się w 2020 r., drugie w 2040. – Prowadzimy analizy dotyczące możliwości wydobycia dodatkowych zasobów nieprzemysłowych z pola Bełchatów, co wymagałoby wydłużenia koncesji o blisko trzy lata – mówi DGP rzecznik PGE Maciej Szczepaniuk. – Prowadzimy też analizy związane z zagospodarowaniem złoża Złoczew zarówno w zakresie transportu węgla do lokalizacji Bełchatów, jak i budowy jednostek wytwórczych w lokalizacji Złoczew – dodaje.
Złoczew jest oddalony od elektrowni o prawie 60 km. Transport węgla stamtąd (o ile okazałby się możliwy) do istniejących bloków zwiększałby jego koszt, ale umożliwiłby pracę istniejących już bloków energetycznych (w tym otwartego w 2014 r. o mocy 858 MW). Za tym rozwiązaniem optuje specjalny zespół parlamentarny ds. Złoczewa, w którym jest m.in. minister obrony Antoni Macierewicz (poseł PiS z tego regionu). Z kolei gdyby transport paliwa na taką odległość do istniejącej elektrowni nie był możliwy, przy Złoczewie musiałby powstać nowy obiekt. Mówiło się o dwóch blokach po 1000 MW, jednak na razie nie ma żadnych decyzji PGE w tej sprawie. Zwłaszcza że w grę wchodzi też inny scenariusz – budowa kopalni i elektrowni na bazie złoża Gubin-2 na zachodzie Polski. Tam zasoby szacowane są na 860 mln ton, z kolei w Złoczewie to 530 mln ton.
– Decyzje dotyczące inwestycji w Złoczewie będą uzależnione od ostatecznego kształtu polityki energetycznej państwa, miksu paliwowego, jaki zostanie dookreślony w perspektywie 2050 r., oraz mechanizmów, które będą wspierać realizację wytyczonych celów – wylicza Maciej Szczepaniuk z PGE.
– Węgiel brunatny odgrywa od lat rolę strategiczną w polskiej energetyce. Moc zasilanych nim elektrowni wynosi ponad 9 GW, co stanowi około 25 proc. mocy zainstalowanej w krajowym systemie elektroenergetycznym. Zasoby oraz infrastruktura w obecnie eksploatowanych złożach umożliwiają zachowanie stabilnego poziomu wydobycia w perspektywie do 2030 r. Bez udostępniania nowych złóż węgla brunatnego i budowy nowych kompleksów opartych na tym paliwie w latach 2040–2045 nastąpi całkowity zanik mocy wytwórczych opartych na węglu brunatnym – dodaje rzecznik największej spółki energetycznej w kraju.