– Działania administracyjne, np. zakaz importu węgla do Polski, niewiele zmienią; mogą co najwyżej pogłębić zamieszanie. Z rynkiem należy walczyć rynkowo, a nie administracyjnie – pisze Andrzej Laskowski, współpracownik BiznesAlert.pl.
Myślę, że to pytanie nurtuje obecnie wielu naszych rodaków i to nie tylko związanych z sektorem wydobywczym. Bezpieczeństwo i przyszłość naszej gospodarki, w tym górnictwa, leży przecież na sercu wszystkich z nas. Także skala emocji debaty publicznej w relacji polityka klimatyczna i bezpieczeństwo energetyczne osiąga coraz większą temperaturę.
Tymczasem import węgla doprowadził do stanu wręcz absurdalnego. Kraj o największych zasobach węgla w Unii Europejskiej jest największym jego importerem. Można powiedzieć, że jesteśmy uzależnieni od importu węgla. Co więcej w kopalniach na zwałach zalegają miliony ton niesprzedanego węgla co w środowisku górniczym doprowadziło do skrajnego niezadowolenia grożąc strajkiem o wielkiej skali. Czy takie nabrzmienie problemów można rozwiązać? Oczywiście, że tak, ale zanim zostaną podjęte działania należy poznać przyczyny problemu, aby podjąć właściwe kroki. Inaczej ryzyko błędu jest zbyt duże, a na kolejne błędy po prostu nas nie stać.
Warto przystąpić więc do analizy. Produkcja i sprzedaż węgla w skali światowej to gra wielkich potentatów, bezwzględnych wobec słabszych konkurentów. Nasze górnictwo, niestety, należy do tych drugich. A rynek zapotrzebowania na węgiel zbyt atrakcyjny i duży, aby rekiny go ot tak pozostawiły. Los polskich kopalń ich nie interesuje, a najchętniej widzieliby je w zgliszczach. Rozwijająca się gospodarka, rosnący wzrost zapotrzebowania na energię, brak alternatywnych źródeł nośników pierwotnych (gaz czy ropa) i rosnące koszty wydobycia powodują, że światowi producenci przykładają wiele uwagi do podgryzania polskiego sektora górniczego na naszym krajowym rynku. Stałe koniunktury i dekoniunktury destabilizują ceny uniemożliwiając podjęcie skutecznych przeciwdziałań czy długofalowej polityki dla sektora. Jeszcze przed rokiem ceny ARA wynosiły ponad 100 dolarów za tonę, aby po trzech miesiącach spaść do 60 i następnie ustabilizować się na poziomie 50-60 dolarów. Trudno więc obwiniać krajowe górnictwo, że nie mogło podjąć przeciwdziałań. Nie miało na to czasu. Skutek to wysoki import taniego surowca i zaleganie na zwałach krajowego węgla. Jak uniezależnić się od takich huśtawek cenowych? Działania administracyjne, np. zakaz importu, niewiele zmienią; mogą co najwyżej pogłębić zamieszanie. Z rynkiem należy walczyć rynkowo, a nie administracyjnie. Ponadto pamiętajmy, że większość importu trafia do energetyki i ciepłownictwa i jest to sortyment największy w skali produkcji czyli miały. I to jest kluczowy problem do rozwiązania.
Czym są te miały? Sortyment węgla kamiennego o uziarnieniu 0-20 mm, relatywnie wysokim popiele 15-20%, siarce najczęściej od 0,8%. Nic szczególnego. Typowa masówka. Decyduje cena. Obecnie ceny transakcyjne nie przekraczają 10 zł/GJ. Tymczasem przed kilku laty prowadziłem badania nad wytłaczaniem mieszanek węgla kamiennego i brunatnego. Celem było wyprodukowanie peletu przemysłowego dla energetyki i ciepłownictwa o możliwie niskiej cenie. Pierwsze próby wydały się niewiarygodne, zbyt dobre, aby były prawdziwe. Dlatego zostały powtórzone i ponownie sprawdzone od podstaw. Wyniki się potwierdziły. Połową wsadu była frakcja węgla kamiennego o uziarnieniu 0-8 mm, a drugą węgiel brunatny z Bogatyni. Podczas kruszenia i następnie mieszania ostre ziarna węgla kamiennego przebijały strukturę ziaren węgla brunatnego uwalniając wilgoć wewnętrzną do postaci wilgoci zewnętrznej. W tym miejscu należy wyjaśnić, że węgiel brunatny w połowie to wilgoć, której usuniecie jest bardzo trudne i stąd jego niska wartość opałowa. Jednak naruszenie struktury ziarnowej tak zmieniło właściwości, że wilgoć łatwo wychodziła na zewnątrz. Ponadto wytłaczanie w technologii ekstrudacji próżniowej dodatkowo ułatwia redukcję wilgoci. Jeżeli wykorzystać ciepło po procesowe wychodzące do komina elektrowni czy ciepłowni to wysuszenia takiego peletu do 15 procent nie jest trudne. Ubytek na masie wilgoci w mieszance wyniósł jedną trzecią i okazał się standardowym dla wielu prób, ale pelet miał wartość opałową 20-22 MJ/kg przy popiele 14-18 procent i siarce poniżej 0,8 procent. Przy obecnych cenach węgli kamiennych i brunatnych koszt produkcji tony peletu nie przekracza 200 zł. Nota bene podobnie można przetworzyć muły poflotacyjne uzyskując jeszcze niższe koszty. Takiej ceny żaden importer węgla do Polski nie jest w stanie udźwignąć. Być może byłby w stanie przez krótki czas dampingować ceny, ale w dłuższej perspektywie przegra. Z kolei polskie górnictwo przejęłoby kontrolę nad własnym rynkiem. Jednak konieczne są działania.
Instalacja do produkcji peletu o wydajności 500-700 tysięcy ton rocznie kosztuje około 20 mln złotych. W skali elektrowni czy elektrociepłowni to ułamek procenta środków trwałych, ale gwarancja stabilności cen produktu długofalowa. Jeżeli górnictwo byłoby właścicielem takiej instalacji w warunkach nadwyżki węgla na rynku sprzedaje miały węgla kamiennego, gdy pojawia się deficyt produkuje mieszanki dodając węgiel brunatny. Import staje się zbędny. Pozyskanie węgla brunatnego jest łatwe ponieważ odkrywki, które go wydobywają mogą szybko zwiększać wydobycie. Tak szybko, że importerzy nie mają czasu na wykorzystanie zmiennej w koniunkturze tj. kontrreakcja wyprzedza reakcję. Warunkiem jest jednak współpraca sektorów węgla kamiennego i brunatnego, a jak uczy doświadczenie to bardzo trudne.
Przedstawione rozwiązanie jest dedykowane elektrowniom i elektrociepłowniom, czyli energetyce zawodowej dużych mocy. O wiele łatwiej jest zbudować niezależność i stabilność obrotu węglem w ciepłownictwie, z więc zakładach małych mocy. Pierwsza modyfikacja wpisuje się w regiony bliskie Śląska i występowania złóż węgla brunatnego. Zastosowanie reaktorów toroidalnych w funkcji spalania pozwala użyć muły i drobnoziarnisty węgiel brunatny jako pełnowartościowe paliwo w tamtejszych ciepłowniach. Zakład korzystający obecnie z miału można łatwo przestawić na muł lub najmniej atrakcyjne frakcje węgla brunatnego. Koszt produkcji GJ ciepła spadłby poniżej kilku złotych co bezpośrednio eliminuje importowane węgle. Ich miały stałyby się nie konkurencyjne cenowo. W tym modus operandi ograniczeniem jest odległość między miejscem pozyskania surowca, a lokalizacją ciepłowni. Nie powinna przekroczyć 50 km. Inaczej koszt transportu będzie miał wpływ na koszt produkcji ciepła.
Inaczej prezentuje się wykorzystanie reaktorów toroidalnych przy węglach nisko popiołowych. Ich transport na duże odległości nie stanowi problemu. Na ciepłowni nie są spalane ale odgazowane do postaci karbonizatu. W zależności od typologii wsadu produktem jest ciepło i węgiel bezdymny albo koksik (brykiet koksu). Wykreowana wartość dodana pozwala tak kształtować ceny ciepła i karbonizatów, że spalanie importowanych miałów węglowych przestaje się opłacać. W tym modus operandi zapotrzebowanie na węgiel tak wzrasta, że krajowe górnictwo uzyskuje rynek o zapotrzebowaniu na maksymalnych wydajnościach produkcyjnych. Jednakże warunkiem jest, aby to sektor górniczy był właścicielem infrastruktury przetwórczej jaką są reaktory odgazowujące. Ciepłownia obsługuję reaktor, który odgazowuje węgiel będący własnością górnictwa dostarczającego swój węgiel. Po odgazowaniu karbonizat pozostaje jego własnością, a ciepłownia uiszcza opłatę za pozyskane ciepło. Rozwiązanie jest opłacalne dla obu stron. Natomiast importerzy tracą rynek zbytu na miały z których obecnie korzystają ciepłownie. I praktycznie tracą go bezpowrotnie bo ciepłowniom już nigdy nie będzie opłacać się spalanie węgla. Odgazowanie zawsze obniża koszt ciepła, a ponadto redukuje opłaty za emisje CO2.
Jak widać z przedstawionych modeli operacyjnych z wykorzystaniem zaawansowanych technologii jest możliwe wyeliminowanie importowanych węgli i zastąpienie krajowymi. Musimy natomiast pamiętać, że konieczne jest połączenie ekonomiki procesu produkcyjnego z odpowiednimi inwestycjami. Pozostaje pytanie czy nasze górnictwo, energetyka i ciepłownictwo są na to przygotowane?
