Drugie życie kopalń. Skokowy przyrost energii na gaz z węgla w polskich gniazdkach

Węgiel i energia z węgla z racji walki o klimat stały się w Unii Europejskiej niepopularne, obciążone zostały wysokimi podatkami. Ale to nie znaczy, że „czarne złoto” całkiem trzeba spisać na straty, a kopalnie zasypać. To, co jest największym zagrożeniem dla górników w kopalniach w Polsce ma jednocześnie wysoką wartość. Zrobiliśmy właśnie pierwszy krok, żeby ją wykorzystać.

• Od czerwca nastąpił skokowy wzrost produkcji energii z węglowego gazu w Polsce
• Metan z kopalń może być wykorzystywany do produkcji energii elektrycznej i cieplnej, a także do produkcji wodoru
• Elektrociepłownia Radlin z grupy JSW i Gazkop wykorzystują już metan z kopalń w produkcji energii
• Od lat przygotowywane są też projekty zgazowania węgla. Wielką inwestycję w tym zakresie rozpoczęły Indie
• Więcej informacji o biznesie znajdziesz na stronie Businessinsider.com.pl

Kopalnie na Śląsku w poszukiwaniu surowca schodziły w ostatnich latach na coraz głębsze pokłady, na których stężenie metanu jest coraz większe. Eksploruje się korytarze poniżej kilometra w głąb ziemi, ryzyko pracy górników rośnie. Skoro górnictwo mamy już do likwidacji do 2049 r. w związku z Zielonym Ładem, to logiczne są działania w kierunku nie tyle wykorzystania węgla, ile metanu, znajdującego się w kopalniach. Szansą jest też gazyfikacja węgla, która ma być wykorzystywana do produkcji wodoru. W Indiach rozpoczęto nawet niedawno wielki pilotażowy projekt w obszarze węglowym Kasta.

Wiele o tych tematach już pisano, wiele badań w Polsce przeprowadzono, ale w sprawie w końcu drgnęło i idea nie jest już tylko na kartce papieru. O ile przez lata z gazu pozyskanego z węgla produkowano w Polsce 30-50 GWh prądu miesięcznie, to nagle w czerwcu br. nastąpił skok do 100 GWh, a w lipcu do 129 GWh — wynika z danych Europejskiej Sieci Operatorów Systemów Przesyłowych. W maju z tego źródła pochodziło 0,3 proc. prądu w naszych gniazdkach, czerwcu już 0,8 proc., w lipcu 1 proc. a w sierpniu do 12. dnia miesiąca — 0,9 proc. To trzykrotny wzrost w porównaniu do tego, co było przez lata z 0,3 proc. udziału w polskiej energetyce na bazie instalacji kopalnianych.

HtmlCode

— Skuteczna eliminacja metanu z systemów wentylacji kopalnianej jest niezmiernie istotna ze względu na kilkunastokrotnie silniejszy jego wpływ na efekt cieplarniany, w porównaniu do efektu wywołanego przez CO2 — opisuje dla Business Insidera Andrzej Jagielski, kierownik biura dyrektora Państwowego Instytutu Geologicznego. W jaki sposób się metan odzyskuje?

— Metan związany z pokładami węgla kamiennego z kopalń czynnych, który emitowany jest w trakcie eksploatacji górniczej, odprowadzany jest z powietrzem wentylacyjnym oraz ujmowany częściowo systemem odmetanowania dołowego, głównie w celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy podczas eksploatacji węgla. Mieszanina gazowa, ujmowana w procesie odmetanowania, zawiera przeciętnie 30-50 proc. metanu i może być bezpośrednio stosowana jako paliwo w powszechnie używanych instalacjach energetycznych tj. kotłach gazowych, silnikach i turbinach gazowych lub do wytwarzania skojarzonej energii elektrycznej i cieplnej — tłumaczy naukowiec.

— Metan pochodzący z zamkniętych kopalń węgla kamiennego jest zazwyczaj pozyskiwany otworami wierconymi do zrobów i wyrobisk poeksploatacyjnych. Wielkość wydobycia metanu z kopalń nieczynnych jest niewielka w porównaniu z ilością metanu ujmowanego z kopalń czynnych. […] Obecnie eksploatację metanu z kopalń nieczynnych (tj. ze zrobów zlikwidowanych kopalń) prowadzi spółka Gazkop w ramach koncesji na eksploatację metanu z pokładów węgla ze złóż: Wilchwy, Mszana, Jankowice-Wschód, Żory 1. Metan z kopalni zamkniętej Krupiński ma w przyszłości pozyskiwać także PGNIG Termika Energetyka Przemysłowa — wymienia Andrzej Jagielski.

Jak sprawdziliśmy w KRS, Gazkop przy przychodach 4,8 mln zł miał w ub.r. zysk netto 3 mln zł przy zaangażowaniu 13,3 mln zł kapitału własnego i 4,3 mln zł zobowiązań. Działalność ma, jak widać wysoką rentowność.

Metan z koksu

Kto oprócz Gazkopu ruszył z produkcją energii z węglowego gazu, którą widać w statystykach? Jednym z największych w kraju przedsięwzięć mających na celu wykorzystanie metanu z węgla była w ostatnich latach Elektrociepłownia Radlin, która powstała przy koksowni JSW Koks. Jej rozruch trwał przez trzy tygodnie od połowy maja br.

Zamiast bezproduktywnie spalać gaz koksowniczy w „pochodni bezpieczeństwa” może on być wykorzystywany do produkcji ciepła i energii elektrycznej. W elektrociepłowni zużywany będzie cały nadmiarowy gaz w ilości 180 mln m sześc. rocznie na potrzeby bloku kogeneracyjnego elektrowni o mocy 32 MW energii elektrycznej i 37 MW energii cieplnej.

Dalszy ciąg tekstu pod materiałem wideo

Krowy ze zbiornikami na metan mogą pomóc w ograniczeniu emisji

Elektrociepłownia ma zasilać kopalnię Marcel należącą do PGG, ma zaopatrywać w ciepło mieszkańców Radlina i okolic, a docelowo pomoże w osiągnięciu samowystarczalności energetycznej w JSW z planami sprzedaży nadwyżek prądu do Krajowego Systemu Energetycznego. Do końca ub.r. JSW Koks z grupy JSW zainwestowała w elektrociepłownię 377 mln zł, a w 2024 r. miała na nią jeszcze przeznaczyć 113 mln zł. Łącznie, inwestycja pochłonie 490 mln zł.

Pierwotnie zakładano w 2019 r., że nakłady wyniosą 289 mln zł, a finansowały je m.in. Polski Fundusz Rozwoju, PKO BP, Pekao SA, BGK oraz Europejski Bank Inwestycyjny. Przedsięwzięcie pozyskało początkowo 134 mln zł środków unijnych, rozdzielanych przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Rok temu NFOŚiGW dorzucił jeszcze 150 mln zł pożyczki na dokończenie i uruchomienie inwestycji. Budowa miała wielomiesięczne opóźnienie.

Spółka zakłada roczną produkcję ok. 486 tys. gigadżuli pary technologicznej, 209 tys. gigadżuli wody grzewczej oraz 196 GWh energii elektrycznej. Ceny energii elektrycznej na TGE z ostatniego miesiąca oscylują wokół 400 zł za MWh, a ceny referencyjne ciepła 174 zł za GJ, więc wyszłoby niecałe 200 mln zł przychodów rocznie.

Wyniki testu wykazały, że elektrociepłownia wygeneruje dodatnie przepływy pieniężne, a „wartość odzyskiwalna” majątku EC Radlin wynosi 408,5 mln zł, czyli o ponad 80 mln zł mniej, niż zainwestowano. Elektrociepłownia ma być użytkowana przez 25 lat. Energię elektryczną zacznie sprzedawać wkrótce, a początek sprzedaży ciepła do odbiorców zewnętrznych nastąpi dopiero od sezonu grzewczego 2025/2026 — podano w sprawozdaniu finansowym JSW Koks.

Ratunkowy plan naprawczy

Problem w tym, że JSW Koks ma kłopoty finansowe. Ubiegły rok spółka zakończyła stratą 676 mln zł. Po dwóch latach tłustych (łącznie 1,32 mld zł zysku netto w latach 2021-2022) nastąpił rok chudy. Przy wysokich nakładach inwestycyjnych 463 mln zł ze spółki odpłynęło w 2023 r. 422 mln zł środków pieniężnych.

I ta sytuacja trwa. W drugim kwartale br. sprzedaż koksu w grupie JSW spadła o 14 proc. rok do roku i o 23 proc. w porównaniu z pierwszym kwartałem br. Ceny koksu były na porównywalnym jak w ub.r. poziomach.

— Spółka jest w bardzo trudnej sytuacji, w krótkim okresie konieczne jest przeprowadzenie szeregu działań takich jak poprawa płynności oraz zwiększenie efektywności i procesy optymalizacyjne we wszystkich obszarach funkcjonowania — powiedziała w sierpniu Joanna Schmid, prezes zarządu JSW Koks.

— Mam również nadzieję, że partnerzy społeczni włączą się w realizację ratunkowego programu naprawczego spółki, dzięki czemu będziemy mogli wspólnie zmierzyć się z czekającymi nas bardzo trudnymi wyzwaniami. Ta współpraca może być kluczowa w obecnej sytuacji finansowej spółki, by uratować obecne miejsca pracy — dodała.

PGNiG zrezygnowało

Testowe instalacje produkujące energię elektryczną z metanu kopalnianego miało też PGNiG z otworu Gilowice-1 na Górnym Śląsku.

— Pozyskiwanie gazu z kopalń węgla odbywało się w ramach projektu Geo-Metan, który został uruchomiony przez PGNiG w 2016 r. […] Jeszcze w pierwszym półroczu 2020 r. zapadła decyzja dotycząca projektu Geo-Metan o zamknięciu strumienia Bielszowice i skupieniu się na pracach w KWK Budryk — podaje Business Insiderowi zespół prasowy Orlenu.

— Zapowiadane w przeszłości możliwości wydobycia metanu z pokładów węgla o wolumenie 1-1,5 mld m sześc. rocznie opierały się na szacunkach prezentowanych przez Państwowy Instytut Geologiczny i dotyczyły sytuacji, w której eksploatacja byłaby prowadzona na skalę przemysłową, co z kolei uwarunkowane byłoby posiadaniem efektywnej technologii wydobycia i prowadzeniem prac wydobywczych na odpowiednio dużą skalę. Analiza przeprowadzona przez PGNiG wykazała, że aby osiągnąć efekt odpowiedniej skali, należałoby wykonać kilkaset odwiertów, co w rejonie tak mocno zurbanizowanym okazało się niemożliwe [protesty mieszkańców — red.]. Ponadto plany realizacji odwiertów na terenie jednej z gmin [Gierałtowice, KWK Budryk] kolidowały z projektowanymi lokalnymi planami zagospodarowania przestrzennego — dodano.

W toku prac na terenie KWK Budryk należącej do JSW „zidentyfikowano ryzyka projektowe”. Zapadła decyzja o zaprzestaniu prac i rozpoczęciu działań zmierzających do zamknięcia całego projektu. W lipcu 2020 r. zarząd PGNiG zdecydował o niepodejmowaniu dalszych działań w projekcie Geo-Metan.

Jak podaje Orlen, zgodnie z pierwotnymi założeniami projekt Geo-Metan miał charakter badawczo-innowacyjny i miał być realizowany od grudnia 2016 r. do września 2025 r., z możliwością przejścia do fazy komercjalizacji na początku 2029 r. w oparciu o analizy opłacalności docelowego przedsięwzięcia możliwe do przygotowania dopiero w 2028 r. Analiza ekonomiczna poprzedzająca decyzję o zamknięciu projektu wskazała na wysokie ryzyko braku jego rentowności m.in. ze względu na brak perspektyw otrzymania opłat za odmetanowanie.

Ryzykiem była także niepewność prawna związana z pozyskaniem przez PGNiG koncesji na poszukiwanie i eksploatację metanu, co z kolei determinowało przyszłe możliwości długoterminowej eksploatacji metanu przez PGNiG.

— Warunki pandemii również negatywnie wpływały na harmonogram działań, co stwarzało kolejne ryzyko opóźnienia prac, a to z kolei mogło skutkować rozwiązaniem umowy z JSW i roszczeniami odszkodowawczymi. Jednocześnie, biorąc pod uwagę wymienione wcześniej ryzyka, PGNiG zrezygnowało z zawarcia umowy ze spółką Tauron Wydobycie, której celem miało być poszukiwanie i wydobycie oraz sprzedaż metanu na KWK Brzeszcze — informuje Orlen.

Współpraca ze spółkami węglowymi została zakończona za porozumieniem stron.

Zgazowanie węgla

Pozyskiwanie metanu z kopalń to niejedyny plan na wykorzystanie gazu z węgla. „W przemyśle nawozów azotowych zużywa się ok. 2,5 mld m sześc. gazu ziemnego do produkcji wodoru metodą reformingu parowego. Pokrewną ilość wodoru można wyprodukować zgazowując 6-7 mln ton węgla rocznie” — czytamy na stronach Solidarności 80 w artykule z kwietnia br., bazującym na pracach naukowych.

Do projektu zgazowania przymierzały się Tauron wspólnie z Grupą Azoty, ale także Enea, właściciel wydobywającej węgiel kamienny metodą odkrywkową Bogdanki. Z tym że w ub.r. Skarb Państwa podpisał jednak umowę na odkup LW Bogdanka od Enei za 988 mln zł za pośrednictwem Funduszu Reprywatyzacji poprzez emisję obligacji.

— Projekt związany z technologią IGCC w okolicach Łęcznej był analizowany przez Grupę Enea, nie wszedł jednak w fazę realizacji, a rola Bogdanki w projekcie miała ograniczać się wyłącznie do dostaw paliwa. Nasze plany strategiczne nie zakładają wykorzystania technologii IGCC, dlatego nie planujemy realizacji tego projektu. Zgodnie z zapowiedziami i naszymi deklaracjami skupiamy się na projektach związanych z transformacją energetyczną, czyli wspierających rozwój OZE — podaje Business Insiderowi Berenika Ratajczyk, rzecznik prasowy Enei.

Minusem instalacji energetycznych zgazowania węgla jest to, że nie działają elastycznie, a w energetyce z dużym udziałem nieelastycznych fotowoltaiki i wiatraków to kluczowa zaleta. W obecnych instalacjach węglowych można zmniejszyć moc do 40 proc., ale jak wskazywał w rozmowie z „Trybuną Górniczą” prof. nadzw. Marek Ściążko, sekretarz naukowy w Instytucie Chemicznej Przeróbki Węgla nie dotyczy to instalacji zgazowania węgla.

Do tego z praktyki z Japonii z doświadczalnej instalacji wynika, że może mieć moc maksymalnie 250 MW, podczas gdy bloki węglowe mogą dysponować mocą 1000 MW. W przypadku Japonii osiągnięto jednak wysoką sprawność 60 proc., podczas gdy w energetyce konwencjonalnej dochodzi ona do 50 proc.

Perspektywy na rozwój technologii zgazowania węgla jednak są. W tym roku Ministerstwo Węgla Indii ogłosiło projekt pilotażowy dotyczący podziemnego zgazowania węgla we wschodnim stanie kraju — Jharkhand. Na ten cel hinduski rząd przeznaczył aż miliard dolarów, więc sprawa jest poważna.

Zgazowanie węgla to proces całkowitej przemiany węgla w gaz przy użyciu tlenu (powietrza) oraz pary wodnej, następujący przy temperaturze 800–2000 st. C i ciśnieniu atmosferycznym lub nadciśnieniu (ok. 2,5 MPa). Ciepło potrzebne do zgazowania węgla otrzymywane jest przez spalenie ok. 30 proc. wsadu węglowego — czytamy w wikipedii. Ze zgazowania węgla do celów energetycznych pozyskuje się wodór, który coraz częściej z racji środowiskowych wykorzystywany jest przez stalownie, ale są też duże perspektywy wykorzystania w transporcie. Pojazdy wodorowe już jeżdżą po Polsce, są też stacje do jego tankowania.

Autor: Jacek Frączyk, redaktor Business Insider Polska

Dziękujemy, że przeczytałaś/eś nasz artykuł do końca. Bądź na bieżąco! Obserwuj nas w Wiadomościach Google.

Źródło