Perspektywiczne scenariusze rozwoju wydobycia i przetworzenia węgla brunatnego na energię elektryczną

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".

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".

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.

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

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].

Tabela 8. Wyniki obliczeń ekonomicznych.

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 29^th International Conference on Coal Utilization and Fuel Systems, Cleanwater Fl (USA).