nr 88
Niedziela 21.12.2014 - Tomasza, Piotra, Tomisława
szukaj na stronach > WEGIEL BRUNATNY
strona glowna

Perspektywiczne scenariusze rozwoju wydobycia i przetworzenia węgla brunatnego na energię elektryczną

Streszczenie

W artykule przedstawiono wystarczalność zasobów węgla brunatnego w złożach eksploatowanych w zagłębiach czynnych dla produkcji energii elektrycznej w elektrowniach, które w nich funkcjonują. Wskazano na możliwości zwiększenia tych zasobów przez podjęcie eksploatacji złóż satelitarnych, zalegających w tych zagłębiach i mocy wytwórczych elektrowni. Zestawiono parametry głównych złóż dla perspektyw rozwojowych przemysłu węgla brunatnego. Przedstawiono ocenę ekonomiczną udostępnienia największych złóż węgla brunatnego "Legnicy" i "Gubina" w nawiązaniu do występujących warunków geologiczno-górniczych i opracowanych scenariuszy technologicznych. Podano przewidywaną cenę wytwarzania energii elektrycznej z węgla brunatnego ze złoża "Legnica" i "Gubin" w elektrowniach konwencjonalnej i spalaniu węgla w tlenie.

Ekonomiczny rozwój lub utrzymanie dotychczasowego poziomu wydobycia węgla brunatnego łączy się w Polsce głównie z wytwarzaniem energii elektrycznej, konkurencyjnej w stosunku do produkowanej z innych paliw.

Istotne znaczenie dla strategii rozwojowej węgla brunatnego mają dwa problemowe uwarunkowania:

  • udokumentowane bilansowe zasoby węgla brunatnego, zalegające głównie poza terenami chronionymi oraz technologia ekonomicznego ich udostępnienia i eksploatacji,
  • technologia ekonomicznego przetworzenia węgla brunatnego na energię elektryczną przy minimalnej (zerowej) emisji zanieczyszczeń do atmosfery, zwłaszcza gazów cieplarnianych.

Opracowany w latach 2006-2008 Foresight [1] określający scenariusze rozwoju przemysłu węgla brunatnego wskazuje, że istnieją udokumentowane zasoby i technologie wydobycia umożliwiające w okresie najbliższych 30 lat utrzymanie wydobycia na aktualnym poziomie 60 mln Mg, a nawet znaczne jego zwiększenie.

Perspektywy wydobycia węgla brunatnego w zagłębiach czynnych z uwzględnieniem włączenia do eksploatacji złóż satelitarnych

Plany rozwoju wydobycia węgla brunatnego mają długą historię. W pierwszym dziesięcioleciu po drugiej wojnie światowej ograniczały się do znanych zagłębi: konińskiego, turoszowskiego i zielonogórskiego. Wówczas wielkość wydobycia określono na około 10 mln Mg rocznie, które osiągnięto w 1961 roku.

Po udokumentowaniu nowych zasobów w zagłębiach eksploatowanych, plany rozwoju wydobycia i eksploatację zwiększono do 40 mln Mg rocznie w latach siedemdziesiątych. Po udokumentowaniu złoża "Bełchatów-Szczerców" i określeniu docelowego wydobycia ze złoża "Bełchatów" na 38,5 mln Mg rocznie w planach rozwojowych odnotowano wydobycie na poziomie 75 mln Mg. W 1988 roku osiągnięto maksymalne wydobycie w wysokości 73,5 mln Mg. W tym okresie zakładano, że wydobycie węgla brunatnego zakończy się w roku 2020, a w Zagłębiu Konin w 2010.

W międzyczasie udokumentowano nowe zasoby w Zagłębiu Konin w złożu "Lubstów", w Zagłębiu Dolnośląskim - złoże "Legnica", a w Zagłębiu Łódzkim - złoża "Rogóźno" i "Złoczew". Zrezygnowano z równoległej eksploatacji złoża "Bełchatów" i "Szczerców" na szeregową oraz z budowy elektrowni Bełchatów II i zmniejszono wydobycie ze złoża "Turów", rezygnując z budowy elektrowni Zatonie.

Od roku 1989 stopniowo ograniczano wykorzystanie zdolności produkcyjnej poprzez ograniczanie sprzedaży węgla dla celów komunalnych i w mniejszym stopniu realizowano zapotrzebowanie na węgiel przez elektrownie. W rezultacie wydobycie węgla brunatnego zbliżyło się do 60 mln Mg rocznie w 2000 roku, przy wydłużającym się okresie eksploatacyjnym złóż w zagłębiach czynnych.

Prowadzone prace poszukiwawcze w rejonie konińskim doprowadziły do udokumentowania nowych zasobów węgla w szczególności złóż "Drzewce", "Piaski", "Tomisławice", "Ościsłowo", "Mąkoszyn-Grochowiska", "Dęby Szlacheckie" oraz złoża "Koźmin" w pobliżu Turka. Pozwalają one na wydłużenie okresu eksploatacji pod warunkiem, że uda się pokonać przeszkody związane z ochroną środowiska i występujący opór zamieszkałej na tym obszarze części ludności.

Tabela 1. Wystarczalność zasobów złóż eksploatowanych i przewidywanych do udostępnienia w zagłębiach czynnych wg danych za rok 2006 [1, 2, 3, 4].

Kopalnia  Zasoby Średnie wydobycie roczne
mln Mg
Wystarczalność
lat/do roku
przemysłowe
mln Mg
operatywne
mln Mg
1. PGE KWB Bełchatów 1.300 1.160 33 35/2.042
- zasoby w złożu "Bełchatów" i "Szczerców" 898 800   24/2.031
- zasoby złoża "Złoczew" przewidywanym do udostępnienia 402 360   11
2. PGE KWB Turów 515 453   38/2045
- zasoby w eksploatowanym złożu "Turów" 4151) 373 12 31/2038
- zasoby złoża "Radomierzyce" przewidywanego do udostępnienia 100 80   7
3. KWB "Konin" 336 300 10 30/20.317
- zasoby w złożach eksploatowanych 101 90   9/2.016
- zasoby złóż przewidywanych do udostępnienia2) 235 210   21
4. KWB "Adamów" 163 144 4,6 31/2.038
- zasoby w złożach eksploatowanych 62 60   13/2.020
- zasoby w złożach przewidywanych do eksploatacji3) 11+90=101 90   20
5. Zasoby złóż eksploatowanych ogółem 1.476 1.323 60 22/2.029
6. Zasoby złóż satelitarnych przewidywane do udostępnienia ogółem 838 740 60 12
7. Zasoby złóż występujące w zagłębiach czynnych ogółem 2.314 2.057 60 34/2.041

1) Istnieją możliwości zwiększenia zasobów przez włącznie obszarów poza obecnym okonturowaniem.
2) Tomisławice 48,5 mln Mg, Morzyczyn 23,7 mln Mg, Ościsłowo 37,2 mln Mg, Mąkoszyn-Grochowiska 39,8 mln Mg, Dęby Szlacheckie 85,5 mln Mg.
3) Władysławów II - 11 mln Mg, Piaski 90 mln Mg.

Zestawione w tabeli 1 dane wskazują następujące okresy eksploatacji złóż w zagłębiach czynnych:

  • W Zagłębiu Bełchatów ze złóż "Bełchatów" i "Szczerców" do 2031 roku przy wydobyciu rocznym 33 mln Mg, a po udostępnieniu złoża "Złoczew" do 2042 roku.
  • W Zagłębiu Turoszów ze złoża "Turów" do 2038 roku przy wydobyciu rocznym 12 mln Mg, a po udostępnieniu złoża "Radomierzyce" do 2045 roku.
  • W Zagłębiu Konińskim ze złóż eksploatowanych do 2016 roku z wydobyciem rocznym 10 mln Mg, a po udostępnieniu nowych złóż do 2037 roku.
  • W Zagłębiu Turek ze złóż eksploatowanych do 2020 roku z wydobyciem rocznym 4,6 mln Mg, a po udostępnieniu nowych złóż, w tym głównie "Piasków", do 2038 roku.

Przedstawione powyżej wielkości świadczą, że tylko w Turowie istnieją w eksploatowanym złożu zasoby do prowadzenia wydobycia węgla do 2038 roku przy aktualnej wielkości wydobycia. W pozostałych zagłębiach utrzymanie aktualnej wielkości wydobycia wiąże się z udostępnieniem nowych złóż o znacznie gorszych parametrach geologiczno-górniczych.

Istotne trudności, obok rozwoju wydobycia, związane są z mocą współpracujących elektrowni przetwarzających węgiel na energię elektryczną.

Przeprowadzone przez zespół elektrowni PAK oraz w Foresight analizy wskazują na konieczność realizacji następujących przedsięwzięć:

  • W Elektrowni Turów zastąpienie 3 bloków o mocy zainstalowanej 3x200 MWe, jednym nowoczesnym blokiem fluidalnym CFB 500 MWe lub CFB 800 MWe przystosowanym do spalania węgla brunatnego w tlenie.
  • W Elektrowni Pątnów, obok oddanego do eksploatacji bloku 464 MWe, modernizacja 4 bloków o mocy 4x200 MWe ze zwiększeniem ich mocy do 907 MW i sprawności brutto z 33,7% do 38,3%. Można rozważyć alternatywnie zamiast modernizacji bloków 200 MW budowę dwóch nowych bloków po 464 MW z niewielkim wzrostem nakładów około 15% i osiągnąć sprawność netto do 43,5%, a przy podsuszaniu węgla jeszcze wyższe. Razem z Elektrownią Konin o mocy 193 MW sumaryczna moc docelowa elektrowni Pątnów-Konin wyniosłaby 1.564 lub 1.585 MWe przy 2800 MWe mocy pierwotnej.
  • W Elektrowni Adamów o mocy 600 MWe 5x120 MW, która jest w końcowej fazie eksploatacji występują zagrożenia związane z nadmierną emisją SO2 i trudno będzie utrzymać ją w ruchu do 2021 roku. Aby wykorzystać dogodną lokalizację zaproponowano w miejsce dotychczasowej elektrowni wybudować nowy blok o mocy 464 MW i dostarczać węgiel ze złoża "Piaski". Łatwiej będzie go dowieźć do elektrowni Adamów niż do elektrowni Pątnów.
  • W Elektrowni Bełchatów budowany jest nowy blok o mocy 858 MWe i sprawności netto 41,7% z terminem oddania do eksploatacji w 2010 roku. Razem z pozostałymi 10 blokami (dwa zostaną wycofane) elektrownia dysponować będzie mocą zainstalowaną 4.500 MWe, o 100 MW większą niż dotychczas. Udostępnienie złoża "Złoczew" powinno umożliwić odpowiednie wykorzystanie tej mocy.

Perspektywiczne złoża węgla brunatnego i ich podstawowe parametry geologiczno-górnicze

Perspektywiczne złoża węgla brunatnego zalegają głównie w czterech Regionach rozmieszczonych na rysunku 1.

  • W Regionie Zachodnim zalegają największe zasoby węgla brunatnego w Polsce na obszarze Legnica-Ścinawa-Głogów. Zasoby udokumentowane według obliczeń wykonanych przez PIG i Poltegor-instytut wynoszą: w złożach "Legnica-Ścinawa" około 4,722 mld Mg, w tym 3,154 mld Mg w złożu "Legnica" i 1,568 mld Mg w złożu "Ścinawa". Zasoby prognostyczne, spełniające warunki bilansowe, występujące na obszarze Ścinawa-Głogów PIG określił na około 10 mld Mg. Poniżej południowego okonturowania Pola "Legnicy Wschód", w kierunku wschodnim zalega złoże "Ruja" o zasobach szacunkowych 332 mln Mg.
  • W Regionie Lubuskim występuje szereg złóż, w tym dwa złoża "Gubin" i "Gubin-Brody". Złoże "Gubin" o udokumentowanych geologicznych zasobach bilansowych 952 mln Mg z czterema polami: "Strzegów" - 130 mln Mg, "Mielno-Brzozów" - 193 mln Mg, "Węgliny" - 344 mln Mg, "Sadzarzewice" - 283 mln Mg. Przylega do wymienionych złóż - złoże "Gubin-Brody" o zasobach prognostycznych w Polu "Zasieki-Brody" w ilości 2,6 mld Mg. W Regionie Lubuskim zalega kilka innych złóż udokumentowanych o geologicznych zasobach bilansowych od 199 do 900 mln Mg, ale uwarunkowania ekologiczne i infrastrukturalne w znacznym stopniu ograniczają ich wykorzystanie.
  • W Regionie Wielkopolskim występują trzy połączone szeregowo złoża w Rowie Poznańskim o udokumentowanych geologicznych zasobach 3.674 mln Mg, w tym "Czempiń" z zasobami 1.190 mln Mg, "Krzywiń" - 1.085 mln Mg i "Gostyń" z zasobami 1.399 mln Mg. Wyłączono z możliwości eksploatacji największe, zalegające w wymienionym Rowie złoże "Mosina" o zasobach 1.967 mln Mg, z uwagi na położenie na obszarze chronionym.
  • W Regionie Wielkopolskim występują inne mniejsze złoża, w szczególności "Trzcianka" o zasobach przemysłowych około 204 mln Mg. Zalegający węgiel w złożu "Trzcianka" ma stosunkowo niską wartość kaloryczną 7,9 MJ/kg. Występujące wymycia pokładu i przechodząca przez złoże linia kolejowa Krzyż-Trzcianka-Piła komplikują udostępnienie zasobów.
  • W Regionie Łódzkim występują dwa złoża o udokumentowanych geologicznych zasobach bilansowych 1.046 mln Mg. Złoże "Złoczew" o geologicznych zasobach bilansowych 485 mln Mg oraz złoże "Rogóźno" o geologicznych zasobach bilansowych 561 mln Mg i zasobach geologicznych o podwyższonej zawartości alkaliów i siarki w dolnym pokładzie w ilości 291 mln Mg.


Rys. 1. Główne perspektywiczne Regiony wydobycia węgla brunatnego.

Zestawione w tabeli 2 dane wskazują, że w perspektywie nie będzie brakowało zasobów węgla brunatnego do odkrywkowej eksploatacji. Wskazują na to możliwości wybrania zweryfikowanych przemysłowych zasobów węgla z wyłączeniem obszarów chronionych i zabudowanych ważną infrastrukturą w czterech omawianych głównych Regionach.

Tabela 2. Parametry geologiczno-górnicze głównych udokumentowanych złóż perspektywicznych w Regionach Zachodnim, Lubuskim, Wielkopolskim i Łódzkim z uwzględnieniem danych z Bilansu oraz z koncepcji udostępniania opracowanych w Foresight [1, 2].

Regiony
Główne złoża udokumentowane
Zasoby Średni stosunek nadkładu węgla Średnia głębokość spągu węgla
m
Średnia wartość opałowa węgla
MJ/kg
geologiczne
mln Mg
przemysłowe
mln Mg
geologiczny
m/m
przemysłowy
m3/Mg
1. Region Zachodni 4.7221) 3.737,01) 8,03:1 8,74:1 187,3 9,61
1.1. Złoże "Legnica" 3.1541) 2.483,01) 7,55:1 8,31:1 173,6 9,44
w tym: Pole "Zachód" 864 547,8 6,6:1 7,25:1 158,8 10,11
Pole "Wschód" 839 652,4 7,6:1 8,07:1 136,3 9,03
Pole "Północ" 1.4511) 1.325,41) 8,1:1 8,60:1 193,2 9,05
1.2. Złoże "Sieniawa" 1.5681) 1.254,01) 9,0:1 9,6:1(s) 214,6 9,96
2. Region Lubuski 952 771,0 8,88:1 9,5:1 90,0 9,11
2.1. Złoże "Gubin" 952 771,0 8,88:1 9,5:1 90,0 9,11
w tym: Pole "Strzegów" 130 106,0 7,76:1 8,67:1 81,6 8,94
Pole "Mielno-Brzozów" 193 177,1 10,00:1 9,82:1 94,4 9,23
Pole "Węgliny" 344 288,4 8,07:1 7,65:1 88,1 9,16
Pole "Sadzarzewice" 283 199,5 9,63:1 10,29:1 95,3 9,5
3. Region Wielkopolski 3.674 3.122 6,49:1 8,28:1 252,7 9,99
3.1. Złoże "Czempiń" 1.190 1.011 5,81:1 7,1:1 237 9,92
3.2. Złoże "Krzywiń" 1.085 922 6,81:1 8,78:1 267 10,20
3.3. Złoże "Gostyń" 1.399 1.189 6,81:1 8,89:1 255 9,88
4. Region Łódzki 1.337 1.102 4,37:1 6,22:1 199,7 9,19
4.1. Złoże "Złoczew" 485 402 4,5:1 7,65:1 259 8,45
4.2. Złoże "Rogóźno" 8522) 700 4,3:1 5,4:1 140 9,60
Pokład górny 408 406 5,9:1 6,3:1 104,8 9,1
Pokład dolny 399 294 4,7:1 5,4:1 188,5 10,3
5. Razem 10.685 8.732 4,37:1
do 8,88:1
8,32:1 203,6 9,64

1) Zasoby obliczone przez Poltegor-instytut i PIG większe od podanych w Bilansie.
2) Razem z zasobami o podwyższonej zawartości alkalii.

Zasoby przemysłowe, które można udostępnić z dużych złóż perspektywicznych wynoszą:

  • zasoby bilansowe - 10.685 mln Mg
  • zasoby przemysłowe - 8.732 mln Mg

Zasoby przemysłowe węgla w złożach eksploatowanych i aktualnie udostępnianych wynoszą:

  • zasoby przemysłowe - około 1.476 mln Mg ze średnim wskaźnikiem N:W = 5:1

Łączne zasoby przemysłowe dużych udokumentowanych złóż perspektywicznych oraz złóż aktualnie eksploatowanych i udostępnianych w ilości 10.250 mln Mg pozwalają na docelowe wydobycie węgla w ilości 100 mln Mg rocznie w okresie około 100 lat.

Trudniejsze warunki eksploatacji złóż perspektywicznych z wyższym wskaźnikiem nadkładu węgla będzie można pokonać zastosowaniem układów KTZ o większej wydajności i zautomatyzowanym sterowaniem systemem procesów technologicznych, wykorzystując doświadczenie krajowego przemysłu oraz jednostek badawczo-rozwojowych.

Uwarunkowania geologiczno-górnicze dla wyboru priorytetu udostępnienia zasobów węgla brunatnego dużych kompleksów złożowych "Legnicy" i "Gubina"

Przeprowadzone analizy perspektywicznych złóż węgla brunatnego doprowadziły do wyłonienia trzech największych kompleksów złożowych zalegających w Regionach: Dolnośląskim, Lubuskim i Wielkopolskim. Są to złoża "Legnicy", złoża "Gubina" i złoża Rowu Poznańskiego, których parametry geologiczno-górnicze umożliwią budowę dużych zespołów górniczo-energetycznych stanowiących podstawowe źródła energii krajowego systemu elektro-energetycznego. Wymienione kompleksy cechują się zbliżonymi parametrami geologiczno-górniczymi.


Rys. 2. Udostępnienie złoża węgla brunatnego "Legnica" od Pola "Zachodniego".

Z uwagi na podjętą jeszcze w latach siedemdziesiątych Uchwałę Sejmu zakazującą udostępnianie złóż zalegających w Rowie Poznańskim, w najbliższej perspektywie predysponowane są do eksploatacji dwa kompleksy złożowe - legnicki i gubiński. Istotnym będzie nadanie priorytetu udostępnienia jednemu z wymienionych dwóch kompleksów. W tym aspekcie zestawiono geologiczno-górnicze parametry przynależne każdemu kompleksowi, wynikające z dokumentacji złożowej i technologicznych badań modelowych (tab. 3). Dla obu kompleksów opracowano w Foresight wielowariantowe scenariusze udostępnienia zasobów przy zbliżonym docelowym wydobyciu 24 mln Mg rocznie.

Tabela 3. Zestawienie parametrów geologicznych i górniczych udostępnienia złoża "Legnica" i złoża "Gubin".

Lp. Parametry Jednostka Złoże "Legnica" Złoże "Gubin" Złoże "Zasieki-Brody" rozpoznane w D1 przyległe do złoża "Gubin"
1. Zasoby przemysłowe węgla udostępnione mln Mg 2.102 771 Około 2.000 mln Mg obliczone na modelu

Pokłady:
- górny około 900 mln Mg
- dolny około 1.000 mln Mg

2. Stosunek N:W dla zasobów przemysłowych m3/Mg    
- średni 8,31 9,5
- przedział 7,25 - 8,6 7,65 - 10,29
3. Miąższość węgla

- średnia

m 22 8,79 16,31 m
- przedział 23 - 20 7,7 - 10,0 pokład górny około 7,3 m

pokład dolny około 9,0 m

4. Wartość opałowa

- średnia

MJ/kg 9,44 9,11 9,5 MJ/kg
- przedział 10,11 - 9,03 8,94 - 9,50 pokład górny 9,3 MJ/kg

pokład dolny 9,8 MJ/kg

5. Zawartość siarki całkowitej Std

- średnia

% 1,23 1,4 2,7 %

pokład górny 1,56%

pokład dolny 4,09%

6. Głębokość zalegania spągu węgla

- średnia

m 173 90 160 m głębokość spągu węgla
- przedział 136 - 193 81,6 - 95,3
7. Objętość wkopu udostępniającego tys. m3 186,3 dwa wkopy
87+110=197
 
8. Cykl budowy wkopu

- do pierwszego węgla

lat  

4

 

3

- do docelowego wydobycia 8 10
9. - Docelowe roczne wydobycie węgla mln/Mg 24 24
10. - Średnioroczne zbieranie nadkładu mln/m3 176 192
11.

Objętość zwałowiska zewnętrznego

mln/m3 940 640
12. - Prognozowany drenaż wód podziemnych m3/min. 40 150

Ich porównanie ograniczono tylko do scenariuszy najlepszych pod względem ekonomicznym i korzystnych z punktu widzenia ochrony środowiska, w szczególności:

  • udostępnienie złoża "Legnica" od Pola "Zachód" przedstawiono w Scenariuszu I (Rys. 2), który charakteryzuje najmniejsza objętość wkopu otwierającego, najwyższa wartość opałowa węgla i najmniejsze bariery środowiskowe w stosunku do pozostałych czterech Scenariuszy udostępnienia wykonanych w Polach "Wschodnim" i "Północnym";
  • udostępnienie złoża "Gubin" dwoma wkopami od południowego-zachodu i północy według Scenariusza I (Rys. 3), w celu zwiększenia pewności wydobycia węgla w stosunkowo dużej ilości w rozczłonkowanym i przedzielonym obszarami bezwęglowymi złożu oraz przejściem do eksploatacji przyległego do złoża "Gubin" złoża "Gubin-Brody" bez budowy nowego wkopu otwarcia.


Rys. 3. Udostępnienie złoża "Gubin".

Zestawione w tabeli 3 wskaźniki obrazują złożowe warunki zalegania węgla, zarówno w złożu "Legnica" jak i "Gubin". Należą do nich:

  • stosunkowo wysoki stosunek nadkładu do węgla, wyższy w złożu "Gubin",
  • rozczłonkowanie pokładów węgla, większe w złożu "Gubin",
  • duża głębokość zalegania spągu węgla, znacznie większa w złożu "Legnica",
  • częste i rozległe wymycia węgla w obszarze zalegania złoża "Gubin".

Do korzystnych cech złóż "Legnicy" i "Gubina" można wymienić następujące:

  • duże zasoby węgla brunatnego zalegające w polach przyległych możliwe do udostępnienia,
  • stosunkowo wysoka wartość opałowa węgla i niewielkie zawartości siarki, z wyjątkiem dolnego pokładu złoża "Gubin-Brody",
  • stosunkowo płytkie zaleganie węgla w złożu "Gubin", umożliwiające budowę wkopu otwierającego w cyklu trzyletnim i mniejszą kubaturę zwałowiska zewnętrznego,
  • niewielki prognozowany dopływ wód wgłębnych przy eksploatacji złoża "Legnica".

Ocena ekonomiczna wytwarzania energii elektrycznej z węgla brunatnego ze złóż "Legnicy" i "Gubina"

Ekonomiczna opłacalność zagospodarowania złoża stanowi najważniejsze kryterium oceny inwestycji. Do jej sporządzenia w Foresight wykorzystano program COMFAR III Expert i jego wyniki w tej publikacji przedstawiono w skrótowej formie. Do obliczeń przyjęto następujące założenia: udział kapitału obcego poniżej 50%, stopa oprocentowania kapitału obcego - 6%, rentowność kapitału własnego - 11%, inflacja (przyjęta na podstawie celu inflacyjnego NBP) - 2,5%, stopa dyskonta (uwzględniająca inflację) - 11%, okres spłaty kredytu (od roku osiągnięcia poziomu pełnej eksploatacji) - 15 lat, analizowany okres przedsięwzięcia (w tym 5 lat prac przygotowawczych) - 45 lat.

Opracowane koncepcje i badania modelowe udostępnienia złóż i ich eksploatacji umożliwiły zestawienie niezbędnych nakładów inwestycyjnych, które zestawiono w tabeli 4, z wyodrębnieniem trzech faz budowy kopalni, obejmują one: prace przygotowawcze, budowę wkopów i rozwój do wydobycia docelowego.

Tabela 4. Zestawienie nakładów inwestycyjnych dla poszczególnych Scenariuszy Technologicznych udostępnienia złoża "Legnicy" i "Gubina".

Złoża
i Scenariusze
Prace przygotowawcze Budowa wkopu Rozwój wydobycia docelowego Razem
lata Nakłady [tys. zł] lata Nakłady [tys. zł] lata Nakłady [tys. zł] lata Nakłady [tys. zł]
"Legnica"

Scenariusz I

-5 do -1 1.268.750 1 do 4 3.016.465 5 do 7 3.193.891 -5 do 7 7.479.106
"Gubin"

Scenariusz I

-5 do -1 1.709.332 1 do 3 1.524.850 4 do 10 7.016.300 -5 do 10 10.250.482

Zróżnicowane wielkości nakładów inwestycyjnych w poszczególnych fazach budowy obydwu kopalń oraz różne przedziały czasowe ich wydatkowania wiążą się z zaleganiem złóż i dostosowaną do nich technologią udostępniania węgla.

Dla udostępnienia złoża "Legnica" znacznie większe nakłady w stosunku do udostępnienia złoża "Gubin" występują:

  • w pracach przygotowawczych większe około 40,6%, związane z konieczną koncentracją tych prac oraz większym zakresem przebudowy infrastruktury,
  • w budowie wkopu udostępniającego "Legnicy" nakłady inwestycyjne są większe o 71%, gdyż w złożu "Gubin" wkopy mają mniejszą kubaturę i są płytsze.

W udostępnieniu złoża "Gubin" znacznie większe nakłady inwestycyjne niż w złożu Legnicy występują w fazie rozwoju wydobycia do wielkości docelowej i przekraczają 2,44 razy przewidziane dla tej fazy dla złoża "Legnica". Łączy się to z wydłużeniem czasowym tej fazy budowy w złożu "Gubin" do 7 lat podczas, gdy dla złoża "Legnica" obejmowała ona okres 3 lat.

Do oceny Scenariuszy przyjęto metodę zdyskontowanych przepływów pieniężnych ze względu na długi horyzont czasowy oraz zmieniające się wielkości wydobycia. Dla oceny przedsięwzięcia podstawowe znaczenie mają dwa wskaźniki NPV i IRR.

  • NPV - zaktualizowana wartość netto kapitału inwestycyjnego, jest obliczona przez dyskontowanie stałą stopą dyskontową, oddzielnie dla każdego roku różnic między wpływami i wydatkami pieniężnymi powstającymi podczas trwania przedsięwzięcia. Projekt z dodatnią stopą procentową posiada cechę realizacyjną.
  • IRR - zwane wewnętrzną stopą zwrotu, interpretuje się jako roczną pieniężną stopę zwrotu netto zainwestowanego kapitału albo jako najwyższą stopę oprocentowania kredytów po opodatkowaniu.

W tabeli 5 i 6 zestawiono wskaźniki przyjęte do obliczeń ekonomicznych oraz ich wyniki. Odzwierciedlają one warunki eksploatacji złóż "Legnicy" i "Gubina".

Tabela 5. Wskaźniki przyjęte do obliczeń ekonomicznych.

L.p. Wyszczególnienie Złoże "Legnica" Złoże "Gubin"
1. Wydobycie węgla do 40 roku od początku budowy wkopu [mln Mg] 886,7 810,6
2. Wydobycie średnie roczne węgla od początku budowy wkopu [mln Mg] 22,2 21,3
3. Zbierany nadkład od 1 do 40 roku [mln m3] 7.068,8 7.293,6
4. Średnioroczne zbieranie nadkładu [mln m3] 176,72 191,9

Tabela 6. Wyniki analizy ekonomicznej budowy i eksploatacji kopalni na złożach "Legnica" i "Gubin".

L.p. Wskaźniki Kopalnie
"Legnica" "Gubin"
1. Nakłady inwestycyjne [mln zł] 7.479 10.250
2. Wysokość kredytu i wielkość kapitału własnego [mln zł] 3.550 3.185
3. Zaktualizowanie wartości netto NPV [mln zł] 83,492 12,033
4. Wewnętrzna stopa zwrotu IRR (%) 11,2 11,02
5. Okres zwrotu w latach    
- prosty 18 18
- dynamiczny 43 45
6. Cena węgla [zł/Mg] 70 89
7. Roczne koszty wydobycia węgla [mln zł] 1.165,06 1.299,30
8. Koszty wydobycia węgla ogółem [mln zł] 43.749,50 49.373,50
9. Wartość roczna sprzedaży węgla [mln zł] 1.677,5 1.898,5
10. Wartość sprzedaży węgla ogółem [mln zł] 62.067,6 72.143,4

Najniższe ceny węgla, które zapewniają stopę zwrotu zestawionych nakładów inwestycyjnych wynoszą:

  • 70 zł/Mg dla złoża "Legnica",
  • 89 zł/Mg dla złoża "Gubin".

Dla obu udostępnionych złóż "Legnicy" i "Gubina" wewnętrzna stopa zwrotu jest większa od stopy dyskonta wynoszącej 11%. Okres zwrotu w latach odpowiada odzyskowi wydatków inwestycyjnych w postaci zwrotu skumulowanych sald pieniężnych netto niezdyskontowanych (prosty) i zdyskontowanych (dynamiczny).

W Foresight przeanalizowano możliwości budowy elektrowni zapewniającej najlepsze wykorzystanie węgla brunatnego ze złóż perspektywicznych.

Dla wydobycia docelowego węgla w ilości 24 mln Mg ze złoża "Legnicy" i "Gubina" przeanalizowano następujące technologie przetwarzania węgla:

  • technologia konwencjonalna ze spalaniem pyłów węgla w powietrzu (PC),
  • technologiczne spalanie węgla w powietrzu (Oxy-fuel),
  • technologia fluidalna spalania węgla w powietrzu i tlenie.

W technologii pyłowej stwierdzono możliwość zabudowy zespołów energetycznych o mocy zainstalowanej 1.150 MW zarówno dla spalania węgla w powietrzu, jak i w tlenie. W technologii fluidalnej w jej obecnym i najbliższym rozwoju moce zainstalowanych zespołów energetycznych określono na 800 MW zarówno dla spalania węgla w powietrzu, jak i w tlenie. Dla przetwarzania węgla brunatnego na energię elektryczną lub gaz korzystniejsza jest technologia fluidalna. Wskazuje na to praktyka fluidalnego spalania węgla w Elektrowni Turów oraz opracowana przez RWE fluidalna ciśnieniowa technologia zgazowania węgla brunatnego HTW Winklera.

Po przeprowadzonej analizie przyjęto budowę elektrowni z 4 blokami o mocy zainstalowanej 4x1.150 MW w technologii konwencjonalnej spalania węgla w powietrzu i w tlenie.

Wyniki analizy ekonomicznej zestawiono w tabeli 7 i 8. Przedstawiono je z dwóch różniących się opracowań wykonywanych w Poltegor-instytut i IASE.

Tabela 7. Założenia przyjęte do obliczeń [3, 5, 6].

L.p. Wyszczególnienie Elektrownia konwencjonalna Elektrownia Oxy-fuel z sekwestracją i lokowaniem CO2 pod ziemią
w Legnicy w Gubinie w Legnicy w Gubinie
1. Moc bloku [MW] 1.150 1.150
2. Paliwo - węgiel brunatny o wartości opałowej [MJ/kg] 9,4-9,1 9,4 - 9,1
3. Zużycie węgla brunatnego [Mg/h] 886,7 810,6 886,6 810,6
4. Cena węgla [zł/Mg] 70 89 70 89
5. Sprawność netto [%] 48,5 39
6. Nakłady inwestycyjne [mln zł] 18.216,0 23.680,80
7. Okres budowy bloku [lat] 3 do 4
8. Dyspozycyjność w roku [h] 7.500
9. Stopa dyskonta [%] 11
10. Emisja CO2 [Mg CO2/Mg węgla] 0,7/1,0

Tabela 8. Wyniki obliczeń ekonomicznych.

L.p. Wyszczególnienie Elektrownia konwencjonalna Elektrownia Oxy-fuel z sekwestracją i lokowaniem CO2 podziemnym
w Legnicy w Gubinie w Legnicy w Gubinie
1. Wysokość kredytu [mln zł] 10.410 13.551
2. Zaktualizowana wartość netto kapitału NPV [mln zł] 72,52 91,81
3. Wewnętrzna stopa zwrotu inwestycji IRR [%] 11,06 11,06
4. Prosty okres zwrotu [lata] 17 17
5. Cena energii elektrycznej w elektrowni [zł/MWh] 160 183 według Poltegoru
234 265
według IASE
293 314
6. Roczna produkcja energii elektrycznej średnio [TWh/rok] 32 30 25,7 24,1

Nakłady inwestycyjne na budowę elektrowni spalającej węgiel brunatny w tlenie wraz z sekwestracją CO2 i lokowaniem podziemnym wzrastają w stosunku do elektrowni konwencjonalnej o około 30% [7]. Jednostkowy koszt produkcji energii w spalaniu tlenowym węgla wzrasta od 46 do 83% [3, 5, 6, 7].

Nakłady na budowę elektrowni przyjęto według danych z roku 2006 [5] aktualne są znacznie wyższe.

Podsumowanie

  1. Zasoby węgla brunatnego w złożach eksploatowanych, satelitarnych w zagłębiach czynnych i w złożach perspektywicznych w Regionach Dolnośląskim, Łódzkim i Lubuskim pozwalają na utrzymanie i zwiększenie dotychczasowego poziomu wydobycia i produkcji energii elektrycznej.
  2. Analiza porównawcza ekonomicznego udostępnienia węgla brunatnego i produkcji energii elektrycznej z największych złóż "Legnicy" i "Gubina" wykazała lepsze wskaźniki ekonomiczne dla zagospodarowania złoża "Legnica". Złoże "Gubin" powinno być zagospodarowywane w warunkach etapowego rozwoju i mniejszego wydobycia docelowego niż w "Legnicy".
  3. Koszty wydobycia węgla brunatnego będą stopniowo wzrastać w związku z pogarszaniem się warunków geologiczno-górniczych złóż, ale w znacząco niższym stopniu niż węgla kamiennego. Zahamowanie wzrostu kosztów spowoduje koncentracja wydobycia węgla i produkcji energii z zastosowaniem układów wydobywczych o dużej wydajności.
  4. Do wytwarzania energii elektrycznej z węgla brunatnego z zerową emisją CO2 najlepszą technologią będzie spalanie węgla w tlenie Oxy-fuel, z sekwestracją CO2 i podziemnym jego składowaniem CCS. Złoża węgla brunatnego zalegają w pobliżu głębokich struktur geologicznych z wodami solankowymi oraz w rejonach, w których są zbiorniki po wydobyciu gazu ziemnego na Niżu Polskim, do których można będzie wprowadzać CO2.
  5. W perspektywie 2020 roku przewiduje się możliwość budowy dużych bloków energoelektrycznych o mocy 1.000 MW i więcej w technologii Oxy-fuel. Wcześniej budowane bloki konwencjonalne powinny cechować się wysoką sprawnością netto powyżej 46,5% oraz możliwością dostosowania do technologii spalania węgla w tlenie. Wymaga to zabudowy podsuszania węgla brunatnego, które pozwalają nie tylko zwiększyć sprawność przetwarzania, ale także ograniczyć emisję CO2 o około 20%.
  6. Wytwarzanie energii elektrycznej z węgla brunatnego w technologii gazowo-parowej IGCC jest procesem złożonym, realizowanym w rozbudowanych ciągach technologicznych zgazowania węgla, oczyszczania gazu i w złożonych układach prądotwórczych z turbinami gazowymi i parowymi. Złożoność tej technologii nie zapewnia wysokiego poziomu dyspozycyjności prowadzenia produkcji.
  7. Od ponad dwudziestu lat zaprzestano prac poszukiwawczych i dokumentacyjnych za węglem brunatnym i opracowywania planów rozwoju przemysłu węgla brunatnego oraz technologii przetwarzania chemicznego węgla. Rozwiązano i zmniejszono do minimum zespoły zajmujące się tematyką badawczą i pracami rozwojowymi w PIG, Instytutach PAN i Przemysłowych, Uczelniach i Przedsiębiorstwach Usługowych. Zarysowujące się ekonomiczne perspektywy wykorzystania węgla brunatnego do produkcji wodoru, gazu syntezowego i ropy węglowej wymagają intensyfikacji badań w tej problematyce.

prof. dr hab. inż. Jerzy Bednarczyk
"Poltegor-instytut"
Instytut Górnictwa Odkrywkowego we Wrocławiu

Literatura

  • [1] Praca zbiorowa. 2008: Scenariusze Rozwoju Technologicznego Przemysłu Wydobycia i Przetwórstwa Węgla Brunatnego. Projekt celowy - Foresight. Raport i Sprawozdanie Końcowe z Realizacji Projektu - opracowany przez Poltegor-instytut.
  • [2] PIG. 2007: Bilans Zasobów Kopalin i Wód Podziemnych w Polsce.
  • [3] Bednarczyk J. 2007: Perspektywiczne strategie technologii wykorzystania energetycznego węgla brunatnego w warunkach dużego ograniczenia emisji dwutlenku węgla. Górnictwo Odkrywkowe, nr 5-6.
  • [4] Kasztelewicz Z. 2007: Węgiel brunatny optymalna oferta dla Polski. Redakcja "Górnictwa Odkrywkowego".
  • [5] The European Technology Platform for Zero Emission Fossil Power Plants (ZEP). 13 October 2006: Final Raport from Working Group I, Power Plant and Carbon Dioxide Capture.
  • [6] Rakowski J. 2006: Czy elektrownie węglowe będą w stanie ograniczyć emisję CO2. Energetyka, nr 3.
  • [7] Dillon D. J. and others. 2004: Oxycombustion Process in Pulverised Coal - Fired Boilers; a Promising Technology for CO2. The 29th International Conference on Coal Utilization and Fuel Systems, Cleanwater Fl (USA).



copyrights PPWB 2008