Uwarunkowania rozwoju górnictwa węgla brunatnego w Polsce

Zdzisław Wołodkiewicz-Donimirski*

Uwarunkowania rozwoju górnictwa węgla brunatnego w Polsce

Lignite mining in Poland: The article discusses benefits, opportunities, limi‑

tations and challenges relevant to the lignite (brown coal) mining and lignite power generation in Poland. Polish lignite deposits are among the largest in Europe. The article looks at the lignite’s share in the total energy production in the country, the demand for this type of fuel and the major factors (electricity production cost, environmental concerns and new technologies) shaping the future of lignite mining in Poland.

* Doktor nauk ekonomicznych, specjalista ds. systemu gospodarczego w Biurze Analiz Sejmowych, e‑mail: zdzislaw.donimirski@sejm.gov.pl.

Wstęp

Polska ma jedne z bogatszych zasobów węgla brunatnego w Europie.

Przy obecnym poziomie wydobycia wystarczą one na ponad 200 lat. Węgiel brunatny jest drugim co do znaczenia nośnikiem energii pierwotnej¹ po-

1 „Pozyskanie” – (wydobycie) dotyczy tylko nośników energii pierwotnej pocho- dzącej z zasobów krajowych. Według definicji stosowanej przez GUS, „energia pier- wotna” jest to suma energii zawartej w pierwotnych nośnikach energii. Do nośników, które pozyskuje się bezpośrednio z natury, należą: węgiel kamienny energetyczny, wę- giel kamienny koksowy, węgiel brunatny, ropa naftowa, gaz ziemny wysokometanowy, gaz ziemny zaazotowany, torf dla celów opałowych, drewno opałowe, paliwa odpadowe stałe roślinne i zwierzęce, odpady przemysłowe stałe i ciekłe, odpady komunalne, inne surowce wykorzystywane do celów energetycznych (np. metanol, etanol), energia wody wykorzystywana do produkcji energii elektrycznej, energia wiatru wykorzystywana do produkcji energii elektrycznej, energia słoneczna wykorzystywana do produkcji energii elektrycznej lub ciepła, energia geotermalna wykorzystywana do produkcji energii elek- trycznej lub ciepła.

zyskiwanym w naszym kraju. Z węgla brunatnego wytwarza się prawie ⅓ energii elektrycznej produkowanej w Polsce.

W listopadzie 2009 r. Rada Ministrów przyjęła „Politykę energetyczną Polski do 2030 roku”². Z dokumentu tego wynika, że udział węgla brunat- nego w pokrywaniu zapotrzebowania na energię pierwotną zmniejszy się z 12,8% w 2008 r. do 8,2% w 2030 r. Prognozuje się ograniczenie wydobycia tego paliwa w 2030 r. o ponad 20% w stosunku do poziomu z 2008 r. Rów- nocześnie zakłada się wzrost roli gazu ziemnego i paliw jądrowych w po- krywaniu zapotrzebowania na energię pierwotną. W związku z tym nasuwa się pytanie, czy jest to podejście słuszne, uwzględniające w pełni przewagi konkurencyjne, które osiąga nasz kraj dzięki wykorzystywaniu węgla bru- natnego w energetyce.

Celem niniejszego artykułu jest przedstawienie z jednej strony korzyści i szans, a drugiej strony zagrożeń i przeszkód, jakie są związane z rozwojem energetyki opartej na węglu brunatnym w Polsce. W artykule omówione zostaną m.in. takie zagadnienia, jak: możliwości rozwoju wydobycia węgla w znanych złożach, koszty produkcji energii elektrycznej przy wykorzy- staniu różnych paliw, zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, wyko- rzystanie krajowego potencjału projektowo-produkcyjnego. Przedmiotem rozważań są też kwestie technologiczne wynikające z potrzeby ochrony śro- dowiska naturalnego, w szczególności związane z emisją dwutlenku węgla oraz postawa społeczności lokalnych wobec perspektyw rozwoju górnictwa odkrywkowego.

Rola węgla brunatnego w bilansie energetycznym

Polska nie jest krajem samowystarczalnym pod względem energetycz- nym. W 2008 r. zużycie energii pierwotnej przekroczyło jej pozyskanie o 38,4%. W latach 2002–2008 zużycie energii pierwotnej zwiększyło się z 3786,7 PJ³ (petadżuli) do 4126,1 PJ, czyli o 9%. Natomiast pozyskanie energii pierwotnej w tym samym okresie obniżyło się z 3349,1 PJ do 2982 PJ, tj. o 11%. Głównym nośnikiem energii pierwotnej pozyskiwanej w na- szym kraju jest węgiel kamienny. Jego udział w pozyskaniu tej energii ob-

2 Uchwała nr 202/2009 Rady Ministrów z 10 listopada 2009 r. w sprawie „Polityki energetycznej Polski do roku 2030”, http://www.mg.gov.pl/Gospodarka/Energetyka/Po- lityka+energetyczna/ [dostęp: 12 grudnia 2009 r.].

3 PJ (petadżul), czyli bilion kilodżuli, to jednostka miary energii. 1 kilodżul = 1000 dżuli (J). 1 dżul (J) jest to praca wykonana przez siłę o wartości 1 N (niutona) przy prze- sunięciu punktu przyłożenia siły o 1 m w kierunku równoległym do kierunku działania siły. 1 J = 1/3600000 kWh (kilowatogodziny), a 1 TWh (terawatogodzina) = 3,6 PJ.

niżył się z 73,9% w 2002 r. do 67,7% w 2008 r. (tabela 1). Drugim z kolei nośnikiem był węgiel brunatny, którego udział w pozyskaniu energii pier- wotnej zwiększył się w tym okresie od 15,2% do 17,9%.

Tabela 1. Struktura pozyskania energii pierwotnej w Polsce (%)

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Węgiel kamienny 73,85 73,20 71,52 71,54 70,74 69,76 67,65

Węgiel brunatny 15,16 15,47 16,43 16,24 16,21 16,47 17,87

Ropa naftowa 0,92 0,96 1,13 1,08 1,04 1,01 1,08

Gaz ziemny 4,46 4,52 4,99 4,95 4,99 5,38 5,18

Pozostałe 5,61 5,86 5,92 6,20 7,01 7,39 8,22

Energia pierwotna razem 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 Źródło: Gospodarka paliwowo‑energetyczna, różne lata, GUS; informacje uzyskane w Departamencie Produkcji GUS.

W strukturze zużycia energii pierwotnej także dominuje węgiel ka- mienny. Polska ma wystarczającą ilość własnych zasobów węgla kamienne- go, ale od kilku lat import tego paliwa systematycznie rośnie⁴. Udział węgla kamiennego w zużyciu energii pierwotnej zmniejszył się z 50,3% w 2002 r.

do 46,2% w 2008 r. (tabela 2). Kolejne miejsce zajmuje ropa naftowa, pali- wo prawie w całości importowane. Głównie za sprawą rozwoju motoryzacji udział ropy naftowej w zużyciu energii pierwotnej zwiększył się w badanym okresie z 20,1% do 21,4%. Na trzecie miejsce w strukturze zużycia energii pierwotnej wysunął się począwszy od 2004 r. gaz ziemny (paliwo w 70% im- portowane). Zdetronizował on węgiel brunatny, którego udział w zużyciu energii pierwotnej zmniejszył się w omawianym okresie z 13,4% do 12,8%.

Cały zużywany w krajowej energetyce węgiel brunatny pochodzi ze złóż krajowych. Jest to normalne zjawisko, gdyż w zasadzie paliwo to nie jest przedmiotem handlu międzynarodowego.

Praktycznie cały pozyskiwany w Polsce węgiel brunatny jest przezna- czany do produkcji energii elektrycznej i ciepła w sąsiadujących z ko- palniami elektrowniach i elektrociepłowniach⁵. Węgiel brunatny jest w naszym kraju drugim co do znaczenia paliwem, po węglu kamiennym,

4 Do 2007 r. Polska była eksporterem netto węgla. Przełom nastąpił w 2008 r., kiedy to staliśmy się importerem netto: sprowadziliśmy z zagranicy 10,1 mln ton, a sprzedaliśmy za granicę nieco ponad 6 mln ton. Węgiel importowany jest tańszy, zwłaszcza dla odbiorców znajdujących się na północy Polski (duża odległość od ko- palń śląskich).

5 W 2007 r. było 99,6%. Niewielką część węgla, po wysortowaniu, kopalnie prze- znaczają na potrzeby własne i na rynek lokalny, na podstawie: artykułu Adama Pietra-

Tabela 2. Struktura zużycia energii pierwotnej w Polsce (%)

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Węgiel kamienny 50,31 52,20 49,07 47,49 48,06 48,27 46,15

Węgiel brunatny 13,39 13,12 13,18 13,71 12,74 12,24 12,81

Ropa naftowa 20,08 18,83 19,56 19,65 20,44 20,66 21,43

Gaz ziemny 12,11 12,93 13,25 13,89 13,23 13,35 13,52

Pozostałe 4,11 2,91 4,95 5,25 5,53 5,48 6,10

Energia pierwotna razem 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 Źródło: jak pod tabelą 1.

Tabela 3. Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce wytwa- rzanej z poszczególnych nośników energii (%)

2005 2006 2007

Węgiel kamienny 55,3 57,7 58,2

Węgiel brunatny 34,9 33,0 32,0

Gaz ziemny 3,3 2,8 2,8

Biomasa i biogaz 0,9 1,3 1,6

Pozostałe paliwa 3,0 3,1 3,2

Woda 2,4 1,9 1,8

Wiatr 0,1 0,2 0,3

Produkcja energii elektrycznej razem 100,0 100,0 100,0

Źródło: Statystyka elektroenergetyki polskiej 2007, Agencja Rynku Energii SA, War- szawa 2008.

z którego wytwarza się energię elektryczną. W latach 2005–2007 pro- dukcja energii elektrycznej ze źródeł krajowych zwiększyła się z 156,9 TWh (terawatogodzin)⁶ do 159,3 TWh. W tym samym czasie produkcja energii elektrycznej otrzymywanej z węgla brunatnego zmniejszyła się z 54,8 TWh do 51 TWh. W rezultacie, udział węgla brunatnego jako pa- liwa wykorzystywanego do produkcji energii elektrycznej zmniejszył się z 34,9% do 32% (tabela 3).

Warto zauważyć, że Polska – na tle innych krajów – nie jest wyjątkiem, jeśli chodzi o znaczący udział energii elektrycznej wytworzonej na bazie węgla brunatnego w produkcji energii elektrycznej. W Unii Europejskiej omawiany wskaźnik był wyższy w takich krajach, jak (dane z 2006 r.⁷):

szewskiego, Polskie górnictwo węgla brunatnego w 2007 roku, „Węgiel Brunatny” 2008, nr 2(63).

6 TWh (terawatogodzina) = 1 miliard kWh (kilowatogodzin). Kilowatogodzina jest to jednostka pracy, energii oraz ciepła. 1 kWh odpowiada ilości energii, jaką zużywa przez godzinę urządzenie o mocy 1000 watów, czyli jednego kilowata.

7 http://www.ogrzewnictwo.pl/index.php?akt_cms=1426&cms=15 [dostęp: 20 paź- dziernika 2009 r.].

Czechy (69%), Grecja (59,2%), Bułgaria (35,8%). Oprócz nich, do krajów, w których ten wskaźnik był znaczący, zaliczyć trzeba: Niemcy (26,4%), Sło- wenię (25%), Węgry (24,7%), Rumunię (17%). Warto dodać, że Niemcy przodowały w wydobyciu węgla brunatnego w Europie.

Przyszłość węgla brunatnego w naszym kraju

Miejsce węgla brunatnego w programie rządowym „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”

W „Polityce energetycznej Polski do 2030 roku” jednym z sześciu pod- stawowych kierunków polskiej polityki energetycznej jest: wzrost bezpie‑

czeństwa dostaw paliw i energii.

Bezpieczeństwo dostaw paliw i energii definiuje się jako: zapewnienie stabilnych dostaw paliw i energii na poziomie gwarantującym zaspokojenie potrzeb krajowych i po akceptowanych przez gospodarkę i społeczeństwo ce‑

nach, przy założeniu optymalnego wykorzystania krajowych zasobów surow‑

ców energetycznych oraz poprzez dywersyfikację źródeł i kierunków dostaw ropy naftowej, paliw ciekłych i gazowych. Wobec wyczerpywania się zaso- bów węgla kamiennego i brunatnego w obecnie eksploatowanych złożach planuje się do 2030 r. przygotowanie i rozpoczęcie eksploatacji nowych złóż. Aby zapewnić dostęp do zasobów strategicznych węgla, przewiduje się m.in.:

 chronić obszary, w których występują zasoby węgla przed dalszą za- budową infrastrukturalną niezwiązaną z energetyką,

 uwzględnić te zasoby w koncepcji zagospodarowania przestrzenne- go kraju, miejscowych planach zagospodarowania przestrzennego i w długookresowej strategii rozwoju,

 skorelować w tych dokumentach plany eksploatacji złóż z planami inwestycyjnymi w innych sektorach, np. w zakresie infrastruktury drogowej.

W odniesieniu do węgla brunatnego chodzi tu o złoża „Legnica”, „Gu- bin” oraz złoża satelickie czynnych kopalni.

Więcej szczegółów na temat roli, jaką ma odgrywać węgiel brunatny w polskiej energetyce dostarcza „Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku”, która stanowi załącznik do dokumentu „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”. W „Prognozie” założono, że zapotrze- bowanie na energię pierwotną ogółem wzrośnie w 2030 r. o 21,2%, w porów- naniu do 2006 r. W przeliczeniu na ekwiwalent ropy naftowej (Mtoe) ozna-

czać to będzie wzrost z 97,8 mln ton w 2006 r. do 118,5 mln ton w 2030 r.

Zakładając stosunkowo niskie tempo wzrostu PKB w latach 2009–2011, przyjęto, że do 2015 r. zapotrzebowanie na energię pierwotną będzie niższe niż w 2006 r. Istotny wzrost zużycia energii pierwotnej nastąpi po 2015 r., a zwłaszcza po 2020 r.

Przyjęto, że zapotrzebowanie na energię pierwotną wytworzoną na ba- zie węgla brunatnego zmniejszy się w jednostkach naturalnych z 59,4 mln ton w 2006 r. do 57,2 mln w 2015 r. i do 44,2 mln ton w 2020 r., aby zwięk- szyć się do 52,7 mln w 2025 r. i ponownie obniżyć się do 45,7 mln ton w 2030 r.⁸. W rezultacie, udział tego paliwa jako nośnika energii pierwotnej obniży się w zapotrzebowaniu na tę energię z 12,9% w 2006 r. do 12,7%

w 2015 r., do 9,2% w 2020 r. i do 8,2% w 2030 r. (tabela 4). Oprócz węgla brunatnego, w strukturze zużycia energii pierwotnej zmniejszy się także udział węgla kamiennego. Zrekompensowane to będzie przede wszystkim wzrostem udziału energii odnawialnej i paliwa jądrowego, a w mniejszym stopniu także gazu ziemnego i ropy naftowej.

Jak już wspomniano, praktycznie cały wydobywany w Polsce węgiel brunatny jest przeznaczany do produkcji energii elektrycznej. Krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną brutto⁹ ma, zgodnie z przywoły- waną już „Prognozą zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku”, zwiększyć się o 44,3% w 2030 r. w porównaniu z 2006 r. Większość tego przyrostu ma nastąpić po 2020 r. W „Prognozie” przyjęto, że zapotrzebo- wanie na energię elektryczną zostanie w całości pokryte produkcją krajo- wą¹⁰. Produkcja energii elektrycznej netto¹¹ ma zwiększyć się ze 147,7 TWh w 2006 r. do 156,1 TWh w 2020 r. i do 201,8 TWh w 2030 r. Konsekwencją

8 W przeliczeniu na ekwiwalent ropy naftowej (Mtoe) jest to: w 2006 r. – 12,6 Mtoe, w 2015 r. – 12,16 Mtoe, w 2020 r. – 9,39 Mtoe, w 2025 r. – 11,21 Mtoe, w 2030 r. – 9,72 Mtoe.

9 Energia elektryczna brutto jest to uzysk energii elektrycznej z procesu przemiany energetycznej w postaci prądu elektrycznego zmierzony na zaciskach generatora (łącz- nie z produkcją w pomocniczych – awaryjnych agregatach, z wyłączeniem elektrowni okrętowych).

10 W „Prognozie” sformułowano to tak, że saldo wymiany energii elektrycznej z za- granicą będzie zerowe.

11 Energia elektryczna netto jest to ilość energii elektrycznej (np. w kWh lub jed- nostkach pochodnych) wytworzonej dla potrzeb rynkowych i dostarczonej do sieci elektroenergetycznej. Formułując to inaczej, jest to produkcja brutto pomniejszona o zużycie energii elektrycznej na potrzeby energetyczne przemiany (łącznie z pro- dukcją w pomocniczych – awaryjnych agregatach, z wyłączeniem elektrowni okrę- towych).

przewidywanego zmniejszenia wydobycia węgla brunatnego¹² będzie spa- dek produkcji energii elektrycznej wytwarzanej z tego paliwa. Oczekuje się więc, że produkcja energii elektrycznej na bazie węgla brunatnego obniży się z 49,9 TWh w 2006 r. do 40 TWh w 2020 r., aby nieznacznie zwiększyć się do 42,3 TWh w 2030 r. Doprowadzi to spadku udziału węgla brunatne- go w produkcji energii elektrycznej z 33,8% w 2006 r. do 25,6% w 2020 r.

i do 21% w 2030 r. (tabela 5). Łączny udział węgla kamiennego i brunatne- go w produkcji energii elektrycznej zmniejszy się odpowiednio z 92,1% do 65,8% i do 56,6%.

Tabela 5. Prognozowana struktura produkcji energii elektrycznej

w podziale na paliwa (%)

2006 2010 2015 2020 2025 2030

Węgiel kamienny 58,3 53,0 44,9 40,2 32,4 35,6

Węgiel brunatny 33,8 34,7 36,5 25,6 26,8 21,0

Gaz ziemny 3,1 3,4 3,6 5,4 6,3 6,6

Produkty naftowe 1,1 1,5 1,8 1,8 1,6 1,5

Paliwo jądrowe 0,0 0,0 0,0 6,7 11,7 15,7

Energia odnawialna 2,6 6,2 12,1 19,3 20,2 18,8

Wodne pompowe

(szczytowo pompowe) 0,7 0,8 0,7 0,6 0,6 0,5

Odpady 0,4 0,5 0,4 0,4 0,4 0,3

Razem energia elektryczna 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 Źródło: jak pod tabelą 4.

12 Świadczy o tym zakładany spadek zapotrzebowania na energię pierwotną wy- tworzoną na bazie węgla brunatnego – w jednostkach naturalnych – z 59,4 mln ton w 2006 r. do 45,7 mln ton w 2030 r.

Tabela 4. Prognozowana struktura zapotrzebowania na energię pier-

wotną w podziale na nośniki (%)

2006 2010 2015 2020 2025 2030

Węgiel brunatny 12,88 12,04 12,69 9,23 10,10 8,20

Węgiel kamienny 44,79 40,67 36,85 34,02 30,63 30,97

Ropa naftowa i produkty naftowe 24,85 26,93 27,24 26,94 26,58 26,24

Gaz ziemny 12,58 12,88 13,57 14,26 14,50 14,51

Energia odnawialna 5,11 6,76 8,77 12,00 12,43 12,41

Pozostałe paliwa 0,72 0,75 0,94 1,08 1,26 1,35

Paliwo jądrowe 0,00 0,00 0,00 2,46 4,50 6,33

Razem energia pierwotna 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 Źródło: „Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku”, załącznik 2 do projektu „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, Ministerstwo Gospodarki, 2009; obliczenia własne.

Możliwości zaspokojenia zapotrzebowania na węgiel brunatny ze złóż krajowych

Zasoby węgla brunatnego występują przede wszystkim w zachodniej i środkowej Polsce. Pozyskanie (wydobycie) węgla brunatnego skupia się w zasadzie w trzech zagłębiach: bełchatowskim, konińsko-adamowskim i turoszowskim. Obecnie paliwo to jest wydobywane praktycznie w czterech kopalniach: KWB Adamów SA, BOT KWB Bełchatów SA, KWB Konin SA, BOT KWB Turów SA¹³. Zasoby złóż węgla brunatnego udokumentowanych geologicznie w tzw. zagospodarowanych złożach wyniosły w 2007 r. 1,79 mld ton. Łączne zasoby wszystkich złóż udokumentowanych geologicznie oceniano w 2007 r. na 13,59 mld ton¹⁴, co oznacza, że wystarczą one na ponad 200 lat przy obecnym poziomie produkcji. Na Polskę przypada 4,8%

światowych zasobów węgla brunatnego. Największymi zasobami dysponu- ją takie kraje, jak Rosja, Chiny i Australia.

W latach 2000–2008 wydobycie węgla brunatnego w Polsce wahało się od 58,2 mln ton do 61,6 mln ton. W 2007 r. wydobycie węgla brunatnego obniżyło się do 57,5 mln ton, co w porównaniu z rokiem poprzednim ozna- czało spadek o 5,4%. Główną przyczyną tego spadku było zmniejszenie odbioru węgla przez współpracujące z kopalniami elektrownie. W 2008 r.

zanotowano wzrost wydobycia tego paliwa do 59,7 mln ton.

W 2007 r. Polska była trzecim producentem węgla brunatnego w Unii Europejskiej, która łącznie wydobywała 441,3 mln ton tego paliwa. Przodo- wały Niemcy z produkcją 180,4 mln ton, na drugim miejscu znajdowała się Grecja (65,8 mln ton). Polska z produkcją 57,5 mln ton wyprzedała Czechy (49,3 mln ton), Rumunię (35,1 mln ton) i Bułgarię (28,4 mln ton)¹⁵. Warto podkreślić, że Niemcy były liderem w zakresie wydobycia węgla brunatne- go nie tylko w Unii Europejskiej, ale i na świecie. Drugie miejsce zajmowa- ły Chiny, a następnie Rosja, Australia, USA i Turcja i Grecja. W ostatnich latach największy wzrost wydobycia węgla brunatnego nastąpił w Azji. Po- między rokiem 2003 a rokiem 2007 Chiny zwiększyły wydobycie tego pali- wa o 63%, Turcja – o 51%, a Indie – o 17%.

W 2007 r. w Polsce najwięcej węgla brunatnego wydobywano w kopal- ni „Bełchatów” (53,8% całego wydobycia), a następnie w kopalni „Turów”

(19,8%), kopalni „Konin” (17,8%) i w kopalni „Adamów” (8,6%).

13 Czynna jest jeszcze niewielka kopalnia KWB Sieniawa, ale wydobywa ona węgiel wyłącznie na potrzeby lokalne i z uwagi na znikome znaczenie gospodarcze można ją pominąć.

14 „Rocznik Statystyczny 2008”, GUS 2009, s. 108.

15 T. Leszczyński, Węgiel nośnikiem energii w Unii Europejskiej, „Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki” 2009, nr 1.

Ocenia się, że zasoby węgla w istniejących zagłębiach zapewnią roczne wydobycie węgla brunatnego na poziomie blisko 60 mln ton do około roku 2023. Od tego roku będzie następował systematyczny spadek wydobycia.

Przewiduje się, że kopalnia „Adamów” zakończy eksploatację węgla bru- natnego w 2023 r., kopalnia „Bełchatów” – w 2038 r., kopalnia „Konin” – w 2040 r., a kopalnia „Turów” – w 2048 r.¹⁶.

W „Prognozie zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku”

założono, że: w rozpatrywanym horyzoncie czasowym rozpocznie się stop‑

niowe eksploatowanie złóż dotychczas niezagospodarowanych. Wśród tych nowych, niezagospodarowanych do tej pory złóż najbardziej obiecujące są złoża w pobliżu Legnicy i w regionie lubuskim.

W okolicach Legnicy zasoby węgla brunatnego spełniające kryteria eksploatacji odkrywkowej ocenia się na 15 mld ton. Bilansowe zasoby geologiczne węgla brunatnego w przylegających do siebie czterech zło- żach (Legnica Zachód, Legnica Wschód, Legnica Północ oraz Ścinawa) wynoszą 6 mld ton¹⁷. Ocenia się, że po uruchomieniu dwóch frontów wy- dobywczych, kopalnia Legnica mogłaby 20 lat od rozpoczęcia jej budowy wydobywać 50–60 mln ton rocznie. Oznacza to, że węgla wystarczyłoby co najmniej na 100 lat.

W regionie lubuskim występują liczne złoża, w tym szczególnie obie- cujące są dwa: „Gubin” i „Gubin–Brody”. Udokumentowane zasoby geolo- giczne węgla brunatnego w złożu „Gubin” wynoszą 952 mln ton. Przylega do niego złoże „Gubin–Brody” o zasobach prognostycznych wynoszących 2,6 mld ton¹⁸. Ponadto udokumentowane zasoby geologiczne węgla bru- natnego występują w regionie wielkopolskim (zasoby o wielkości 3,7 mld ton znajdujące się w tzw. Rowie Poznańskim¹⁹) i regionie łódzkim (zasoby o wielkości 1 mld ton w złożu „Złoczew” i „Rogóźno” – są to nowe, nieza- spodarowane złoża w zagłębiu bełchatowskim)²⁰. Przewiduje się, że tylko

16 Z. Kasztelewicz, Węgiel brunatny. Optymalna oferta energetyczna dla Polski,

„Górnictwo Odkrywkowe”, Bogatynia – Wrocław 2007, s. 328.

17 „Informacja dla Komisji Gospodarki na temat aktualnego stanu oraz prognozy na przyszłość rozwoju górnictwa węgla brunatnego w Polsce”, Ministerstwo Gospodar- ki, marzec 2009.

18 J. Bednarczyk, Perspektywiczne scenariusze rozwoju wydobycia i przetworzenia węgla brunatnego na energię elektryczną, „Węgiel Brunatny” 2008, nr 4(65).

19 Zagospodarowanie tych złóż praktycznie nie wchodzi w rachubę, gdyż występu- ją one na terenach w części gęsto zamieszkałych, w części wykorzystywanych rolniczo (wysoka klasa gleb) i w części mających walory środowiskowe (na granicy Wielkopol- skiego Parku Narodowego).

20 J. Bednarczyk, Perspektywiczne scenariusze rozwoju wydobycia, op. cit.

dzięki eksploatacji złoża Złoczew znacznemu przedłużeniu uległaby żywot- ność kopalni (do 2055 r.) i elektrowni Bełchatów (do 2047 r.)²¹.

Czynniki określające przyszłość węgla brunatnego jako źródła energii pierwotnej

Koszt produkcji energii elektrycznej z węgla brunatnego i innych źródeł

Węgiel brunatny jest od lat najtańszym nośnikiem energii pierwotnej stosowanym do produkcji energii elektrycznej w polskiej elektroenergety- ce. Najtańszy prąd elektryczny dostarcza elektrownia w Bełchatowie, wyko- rzystująca węgiel brunatny.

Według informacji uzyskanych w Agencji Rynku Energii SA²² w 2008 r.

koszty wytwarzania energii elektrycznej w podziale na różne typy elektrow- ni wyniosły:

 w elektrowniach zawodowych²³ na węglu brunatnym – 131,44 zł za 1 MWh (megawatogodziny),

 w elektrowniach zawodowych na węglu kamiennym – 166,48 zł za 1 MWh,

 w elektrociepłowniach zawodowych na węglu kamiennym – 140,42 zł za 1 MWh,

 w elektrociepłowniach zawodowych wykorzystujących jako paliwo gaz (w większości) i węgiel kamienny – 221,45 zł za 1 MWh,

 w elektrociepłowniach zawodowych opalanych wyłącznie gazem – 251,18 zł za 1 MWh,

 w elektrowniach zawodowych wodnych przepływowych – 154,9 zł za 1 MWh,

 w elektrowniach wiatrowych dużych (o mocy powyżej 10 MW) – 216,5 zł za 1 MWh.

21 O czystych technologiach węglowych w Łodzi, http://www.gigawat.info/archiwum [dostęp: 22 października 2009 r.].

22 Agencja Rynku Energii SA (ARE) dostarcza agendom rządowym i przedsiębior- stwom energetycznym dane na temat funkcjonowania sektora paliwowo-energetyczne- go, jego poszczególnych podsektorów oraz przedsiębiorstw energetycznych działających w warunkach gospodarki rynkowej, a także informacje o oddziaływaniu energetyki na środowisko.

23 Elektrownie i elektrociepłownie zawodowe są to jednostki dostarczające energię elektryczną do ogólnej sieci elektroenergetycznej, a za jej pośrednictwem na potrzeby wszystkich odbiorców. Natomiast elektrownie i elektrociepłownie przemysłowe produ- kują energię głównie na potrzeby macierzystego zakładu.

To, że energia elektryczna produkowana z węgla brunatnego w istnieją- cych w Polsce elektrowniach jest najtańsza, nie jest przez nikogo kwestiono- wane. Istnieją jednak różne opinie na temat wysokości kosztów produkcji energii elektrycznej w elektrowniach nowych, tj. tych których budowa jest dopiero planowana. Z reguły szacując koszty produkcji energii elektrycznej w tych elektrowniach, bierze się pod uwagę względy ekologiczne, a w szcze- gólności konieczność zakupu praw do emisji CO224. Szerzej kwestia ta jest omówiona w następnym rozdziale.

W 2006 r. analizę kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrow- niach stosujących różne paliwa wykonał BSiPE Energoprojekt Warszawa²⁵. Według tej analizy jednostkowy hipotetyczny koszt wytworzenia energii elektrycznej dla siódmego roku eksploatacji w nowo wybudowanych elek- trowniach wynosił (w przybliżeniu):

 w elektrowniach jądrowych 168 zł za 1 MWh,

 w elektrowniach na węgiel brunatny 176 zł za 1 MWh,

 w elektrowniach na węgiel kamienny 194 zł za 1 MWh,

 w elektrowniach gazowych 215 zł za 1 MWh.

Sprawa opłacalności produkcji energii elektrycznej z elektrowni wy- korzystujących różne paliwa stała się bardzo istotna, kiedy w styczniu 2009 r. zapadła decyzja o budowie w Polsce trzech elektrowni jądrowych do roku 2030 r. (pierwsza ma być oddana do użytku w 2020 r.). Z analizy opracowanej na zlecenie Polskiej Grupy Energetycznej, tj. koncernu, któ- ry będzie odpowiedzialny za inwestycje w energetykę atomową, wynika, że koszt wytworzenia 1 MWh w tych elektrowniach wyniesie 550–690 zł.

Natomiast energia elektryczna w nowych elektrowniach węglowych kosz- towałaby 200–240 zł za 1 MWh, a w nowych elektrowniach gazowych blisko 285 zł 1 MWh. Gdyby uwzględnić wymagania ekologiczne, tzn.

obowiązek zakupu prawa do emisji CO2, to okaże się, że i tak elektrownie węglowe i gazowe będą bardziej konkurencyjne niż elektrownie jądrowe.

Koszt wytworzenia 1 MWh będzie w tych elektrowniach następujący: 375 zł w elektrowniach na węglu kamiennym (w tym 139 zł koszt zakupu pra- wa do emisji CO2), 372 zł w elektrowniach gazowych (prawa do emisji CO2

– 87 zł) i 365 zł w elektrowniach na węglu brunatnym (prawa do emisji CO2 – 165 zł)²⁶. Odmienne dane przedstawiło Ministerstwo Gospodarki.

24 Konieczność zakupu praw do emisji CO2 będzie oczywiście wpływać także i na koszty produkcji energii elektrycznej w „starych” elektrowniach.

25 http://www.atom.edu.pl/index.php?option=com_content&view=article&i- d=225&Itemid=87 [dostęp: 23 października 2009 r.].

26 A. Łakoma, Pieniądze są największą barierą, „Rzeczpospolita” z dn. 6 lipca 2009 r.

Według nich koszt wytworzenia energii elektrycznej w elektrowni jądro- wej będzie o 20% niższy niż w elektrowni węglowej i o 50% niższy niż w elektrowni gazowej²⁷.

O tym, że energia z elektrowni atomowej będzie najtańsza jest także przekonany Wojciech Topolnicki, wiceprezes Polskiej Grupy Energetycz- nej. Jego zdaniem koszty budowy elektrowni jądrowej wynosić będą około 3 mln euro za 1 MW mocy. Natomiast według Władysława Mielczarskiego, zwolennicy energetyki jądrowej w swoich rachunkach znacznie zaniżają koszty kapitałowe i często powołują się bądź na informacje zawierające tyl- ko część kosztów, np. tzw. engineereering procurement & construction cost, nazywane w uproszczeniu kosztami ofertowymi, bądź na przestarzałe dane.

Tymczasem całkowity koszt uruchomienia elektrowni jądrowej, nazywany turn‑key cost, szacowany jest obecnie na 4,5 mln euro/MW²⁸.

W. Mielczarski podaje przykłady kosztów budowy elektrowni w po- szczególnych krajach. Według Departamentu Energii USA całkowity koszt budowy bloku 1600 MW w elektrowni w Calvert Cliv 3 został okre- ślony na okoła 4,3 mln euro/ MW. W październiku 2009 r. zaprezentowa- no plany budowy elektrowni atomowej w Kaliningradzie. Jej planowana moc to 2300 MW, a jej koszt szacuje się na 14 mld dolarów. W przeli- czeniu wynosi to 4,1 mln euro na 1 MW (licząc po kursie 1 euro =1,48 dolara). Z kolei agencja ratingowa Moodys przyjmuje dla obliczeń mode- lowych koszt budowy elektrowni w wysokości 5,4 mln euro/MW. Bardzo często koszty budowy elektrowni jądrowej okazują się być wyższe niż pla- nowane²⁹. Fińska elektrownia w Olkiluoto miała kosztować 3 mld euro, a ostatnio mówi się o 5,5 mld euro i nie wiadomo, czy kwota ta jeszcze nie wzrośnie³⁰.

Zdaniem W. Mielczarskiego koszt produkcji energii elektrycznej w elek- trowniach jądrowych wyniesie ponad 500 zł za 1 MWh, w elektrowniach korzystających ze źródeł odnawialnych ponad 400 zł za 1 MWh, a w elek- trowniach węglowych licząc z opłatami z tytułu emisji CO2 – ponad 300 zł za 1 MWh. We wszystkich tych przypadkach założono zaciągnięcie 20-let- niego kredytu i opłaty za emisję CO2 w wysokości 30 euro za tonę. Wyso-

27 Ibidem.

28 Ile tak naprawdę, będzie kosztować energia z elektrowni atomowych, http://www.chronmyklimat.pl [dostęp: 2 listopada 2009 r.].

29 W. Mielczarski, Atomowe za i przeciw, cz. 2, „INFOS. Zagadnienia społeczno-go- spodarcze” 2009, nr 21 oraz Ile tak naprawdę, będzie kosztować energia z elektrowni ato‑

mowych, op. cit.

30 Czy Polsce jest potrzebna elektrownia atomowa?, http://www.chronmyklimat.pl [dostęp: 2 listopada 2009 r.].

ka cena prądu uzyskiwanego w elektrowniach jądrowych wynika głównie z wysokich kosztów kapitałowych³¹.

Wymogi związane z ochroną środowiska a kwestie technologiczne

Przy spalaniu różnych rodzajów węgla powstają zanieczyszczenia, które uwalniają się do biosfery. Niektóre z tych zanieczyszczeń zaliczamy do gazo- wych (dwutlenek siarki, tlenki azotu, węglowodory) inne do stałych (żużle, pyły lotne). Proces akcesji do Unii Europejskiej sprawił, że na krajową energe- tykę nakładano coraz to bardziej wymagające standardy emisji pyłu, tlenków siarki i tlenków azotu. Świadczą o tym rozporządzenia Ministra Środowiska w sprawie standardów emisyjnych z instalacji spalania paliw wydawane kolejno w latach 1990, 1998, 2001, 2003 i 2005³². W konsekwencji zaostrzania przepi- sów udało się doprowadzić do redukcji niektórych zanieczyszczeń. I tak np.

w elektrowniach zawodowych na węglu brunatnym emisja popiołu obniżyła się z 19,4 tys. ton w 2000 r. do 9,9 tys. ton w 2005 r. i do 9,6 w 2007 r., emisja dwu- tlenku siarki odpowiednio – z 358 tys. ton do 292 tys. ton i do 287,6 tys. ton, a emisja tlenku węgla z 16 tys. ton do 12 tys. ton i 10,1 tys. ton. Jedynie emisja tlenków azotu praktycznie nie zmieniła się, wahając się wokół 75 tys. ton³³. Aby dotrzymać zobowiązań podjętych w Traktacie akcesyjnym, w najbliższych la- tach Polska będzie musiała w dalszym ciągu ograniczać emisję zanieczyszczeń.

Jednak najważniejszą kwestią z punktu widzenia opłacalności produkcji energii elektrycznej na bazie węgla brunatnego będzie w nadchodzących latach emisja dwutlenku węgla. Spośród paliw kopalnych, spalanie węgla brunatnego powoduje największą emisję CO2 (tabela 6).

Zawartość CO2 w atmosferze nie wywołuje bezpośrednich, ujemnych skutków zdrowotnych, ale zdaniem większości naukowców nadmierna emisja tego gazu przyczynia się do globalnych zmian klimatu³⁴. Aby prze- ciwdziałać tym niekorzystnym procesom, wiele krajów podpisało w 1997 r.

Protokół z Kioto, w którym zobowiązało się ograniczyć w latach 2008–2012 emisję CO2 o około 5% w porównaniu do 1990 r.³⁵. W celu umożliwienia

31 Ibidem.

32 K. Badyda, J. Lewandowski, Uwarunkowania rozwoju w Polsce energetyki wyko‑

rzystującej węgiel, „Energetyka” 2008, nr 3.

33 Z. Grudziński, U. Lorenz, T. Olkuski, Stan górnictwa węgla brunatnego w Polsce w 2007 roku, http://www.min-pan.krakow.pl [dostęp: 12 listopada 2009 r.] oraz Statysty‑

ka elektroenergetyki polskiej 2007, Agencja Rynku Energii SA, Warszawa 2008.

34 Obok CO₂ do głównych gazów cieplarnianych należą także metan i podtlenek azotu.

35 Polska zobowiązała się do redukcji emisji o 6% i można oceniać, że cel ten z nad- wyżką wykonała: od 1988 r. (dla Polski jako rok bazowy przyjęto rok 1988) do 2005 r.

efektywnych działań w zakresie redukcji wprowadzono tzw. elastyczne me- chanizmy rynkowe, w tym m.in. handel uprawnieniami do emisji zanie- czyszczeń.

Sprawa redukcji CO2 stała się w ostatnich kilkunastu latach priorytetem dla Unii Europejskiej. Podczas wiosennego szczytu UE w marcu 2007 r.

Unia Europejska przyjęła wspólne cele dla polityki energetycznej i klima- tycznej zwane potocznie jako „3x20”. Jednym z tych celów jest zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych o co najmniej 20%, dla Unii jako całości, w po- równaniu do 1990 r.

Unia Europejska przykłada szczególnie dużą wagę do zmniejszenia emi- sji CO2 przez przemysł. Ustalono system obowiązujący w latach 2008–2012.

Komisja Europejska zatwierdza krajowe limity emisji, a rządy poszczegól- nych krajów rozdzielają je pomiędzy przedsiębiorstwa. Jeśli jakiś zakład przemysłowy przekroczy przyznany mu limit emisji (tzw. darmowe prawa do emisji), to będzie zmuszony do zakupu praw do emisji na wolnym rynku od firm, które dysponują nadwyżkami w zakresie tych pozwoleń. Zgod- nie z decyzją Komisji Europejskiej z 2007 r. Polska będzie miała w latach 2008–2012 prawo do emisji 208,5 mln ton CO₂ rocznie (chodzi tu wyłącz- nie o emisję w wybranych zakładach przemysłowych, w których istnieją instalacje objęte handlem emisjami). Jednak sprawa ta nie jest jeszcze osta- tecznie rozstrzygnięta, gdyż Polska odwołała się od powyższej decyzji i we wrześniu 2009 r. unijny Sąd Pierwszej Instancji unieważnił ją, uznając, że Komisja przekroczyła swoje uprawnienia, narzucając Polsce własną meto- nastąpiła blisko 32% redukcja emisji gazów cieplarniach w naszym kraju. Natomiast Unia Europejska, tzw. UE-15, będzie miała duże trudności z wykonaniem swojego zo- bowiązania, wynoszącego 8%.

Tabela 6. Jednostkowa emisja CO2 przy spalaniu paliw kopalnych

Paliwo Jednostkowa emisja (kg CO2/1 GJ)

Węgiel kamienny 94,60

Węgiel brunatny 101,20

Ropa naftowa 74,07

Benzyna 66,00

Nafta 71,50

Olej napędowy 74,07

Olej opałowy 77,37

Gaz ziemny 56,10

Źródło: Z. Kasztelewicz, Węgiel brunatny. Optymalna oferta energetyczna dla Polski,

„Górnictwo Odkrywkowe”, Bogatynia–Wrocław 2007, s. 61.

dę liczenia emisji CO₂ i nie odnosząc się do metody zastosowanej przez Polskę.

Przewiduje się, że po roku 2012 w odniesieniu do obiektów produku- jących energię elektryczną najważniejsze postanowienia Komisji Europej- skiej będą następujące:

 dla źródeł energii elektrycznej istniejących i tych, których budowę rozpoczęto przed końcem 2008 r., wystąpi stopniowo zwiększający się obowiązek zakupu uprawnień do emisji CO2 od poziomu 30%

w 2013 r. do 100% w 2020 r.

 dla nowych źródeł energii elektrycznej wystąpi obowiązek zakupu uprawnień na 100% emisji CO₂.

Konieczność zakupu uprawnień do emisji CO2 przez elektrownie spo- woduje wzrost kosztów wytwarzania energii elektrycznej. Najboleśniej mogą to odczuć elektrownie pracujące na węglu brunatnym, które emitują najwięcej CO₂. W „Prognozie zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku” założono, że cena uprawnień do emisji CO2 będzie wynosi 60 euro za 1 tonę CO2. Według niektórych specjalistów cena ta wydaje się dość wy- górowana. Zdaniem W. Mielczarskiego na ogół przyjmuje się, że ceny po- zwoleń będą maksymalnie na poziomie 40 euro za 1 tonę CO236. Pod koniec 2009 r. opłaty za emisję 1 tony CO₂ wynosiły blisko 15 euro za tonę.

Wzrost kosztów związanych z emisją CO2 przyśpieszy wdrożenie tzw.

czystych technologii węglowych (clean coal technologies). W pierwszej ko- lejności w elektrowniach należy spodziewać się wprowadzenia nowych blo- ków o wyższej sprawności energetycznej i zmniejszonej emisji. W Polsce przykładem takich rozwiązań jest ukończony w 2008 r. nowy blok w Pąt- nowie II (o mocy 460 MW) i budowany obecnie nowy blok w Bełchatowie (o mocy 858 MW). Charakteryzują się one nadkrytycznymi parametrami pary, co umożliwia osiągnięcie sprawności około 45% i obniżenie emisji CO2 o prawie 20%³⁷. Na świecie w pilotażowych instalacjach wytwarza się już energię elektryczną w układach gazowo-parowych zintegrowanych ze zgazowaniem węgla (IGCC). Ocenia się, że potencjalna sprawność energe- tyczna takiej instalacji może osiągnąć 60%³⁸.

Wprowadzenie bardziej zaawansowanych technologii przyczynia się do wzrostu kosztów wytwarzania energii. Według Janusza Rakowskiego przy-

36 W. Mielczarski, Elektrownie atomowe – obliczenia kosztów, „Elektroenergetyka”

2009, nr 10.

37 L. Gawlik, Z. Grudziński, Węgiel ma przyszłość, „Akademia” 2009, nr 1(17).

38 Z. Kasztelewicz, K. Polak, M. Zajączkowski, Możliwości wdrażania czystych tech‑

nologii węglowych w branży węgla brunatnego w Polsce, AGH, Kraków 2009.

rost kosztów produkcji energii elektrycznej spowodowany wprowadzeniem obowiązku redukcji emisji CO2 wyniesie od 30 do 40% w przypadku bloków IGCC, do ponad 80% w przypadku tradycyjnych bloków kocioł-turbina³⁹.

W przyszłości technologią, która da szansę znacznej redukcji emisji CO2

w elektrowniach pracujących na węglu, będą instalacje do wychwytywania i składowania CO₂ (CCS – carbon capture and storage). Technologia ta jest znana, ale na razie na skalę przemysłową nie jest wykorzystywana. Projekty pilotażowe wykorzystania CCS prowadzone są już w UE, Chinach i Norwe- gii. We wrześniu 2009 r. koncern Vattenfall uruchomił pilotażową instalację CCS w Brandenburgii. Koncern użytkuje tam zbudowaną w 1997 r. jedną z najnowocześniejszych elektrowni europejskich, o mocy 1600 MW, pracu- jącą na węglu brunatnym. Opisywana instalacja CCS ma moc 30 MW⁴⁰.

Szansę na dofinansowanie inwestycji w budowę CCS ze środków unij- nych mają dwa polskie projekty: w Bełchatowie (elektrownia na węglu bru- natnym) i Kędzierzynie (wspólnie Zakłady Azotowe i Elektrociepłownia Blachownia). Zostały one zgłoszone przez polski rząd do tzw. programu flagowego, w którym 12 przedsięwzięć w Europie otrzyma środki unijne na dofinansowanie budowy CCS. Do podziału ma być 12 mld euro, tj. mniej więcej po 1 mld na każdy projekt. Elektrownia w Bełchatowie wchodzi w skład Polskiej Grupy Energetycznej (PGE). Instalacja w Bełchatowie ma być zintegrowana z nowo budowanym blokiem o mocy 858 MW. Ma ona wychwytywać – powstający podczas spalania węgla brunatnego – dwutle- nek węgla, który następnie w formie skroplonej będzie transportowany do miejsc podziemnego składowania.

Przykładem kraju, który przywiązuje dużą wagę do ochrony środowiska naturalnego, a jednocześnie inwestuje w energetykę bazującą na węglu bru- natnym i kamiennym – wykorzystując nowoczesne technologie – są Niem- cy. Budowane są tam kolejne kopalnie odkrywkowe węgla brunatnego, w tym zakład w Garzweiler z wydobyciem 40 mln ton na rok⁴¹. U naszych zachodnich sąsiadów realizowany jest długofalowy program wydobycia i przetwarzania węgla na najbliższe 40–50 lat⁴². W latach 2010–2015 plano-

39 J. Rakowski, Obecne możliwości technologiczne ograniczenia emisji z elektrowni węglowych, „Energetyka” 2008, nr 6.

40 Uruchomienie pierwszej pilotażowej instalacji technologii CCS w RFN, http://berlin.trade.gov.pl/pl/publikacje/article [dostęp: z 27 października 2009 r.].

41 T. Leszczyński, Węgiel nośnikiem energii w Unii Europejskiej, „Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki” 2009, nr 1; A. Tajduś, Węgiel brunatny to bezpieczeństwo energe‑

tyczne Polski, „Węgiel Brunatny” 2008, nr 1(165).

42 A.Tajduś, Węgiel brunatny to bezpieczeństwo energetyczne Polski, op. cit.; Z. Kasz- telewicz, A. Tajduś, Węgiel brunatny optymalnym paliwem dla polskiej energetyki w I po‑

wane jest w tym kraju uruchomienie bloków energetycznych pracujących na węglu brunatnym o łącznej mocy 3375 MW. Sprawność energetyczna netto tych instalacji jest stosunkowo wysoka i wynosi się od 43 do 47%

(tabela 7).

Tabela 7. Planowane inwestycje w elektrowniach pracujących na wę- glu brunatnym w Niemczech w latach 2010–2015

Nazwa bloku energetycznego,

miejsce planowanej inwestycji Rok

uruchomienia Moc brutto w MW Sprawność energetyczna

netto

Boxberg R 2010 675 43,6%

Neurath 2010 1100 43,0%

Westfalen D 2011 800 46,8%

Westfalen E 2012 800 ponad 46%

Źródło: opracowanie Herberta Leopolda Gabrysia, w posiadaniu autora artykułu.

Postawa społeczności lokalnych

Rozwój wydobycia węgla brunatnego w Polsce mogą utrudnić protesty lokalnych społeczności. Odkrywkowa eksploatacja węgla brunatnego wią- że się z degradacją dużych powierzchni terenu. Z reguły odkrywki mają powierzchnię od 6 do 20 km². W konsekwencji usunięcia ogromnych mas tzw. nadkładu powstaje wyrobisko wgłębne i często towarzyszące mu zwa- łowisko zewnętrzne. Skutkiem tego pierwszego zjawiska jest drenaż wody z okolicznych warstw wodonośnych. To właśnie jest przyczyną protestów ekologów i miejscowej ludności. Sytuacja zmienia się wraz z zakończeniem eksploatacji. Tereny pokopalniane są starannie rekultywowane. Z czasem mogą one być wykorzystywane na cele rolnicze, leśne lub rekreacyjne.

Temu ostatniemu sprzyja duży zbiornik wodny, który jest efektem końco- wym eksploatacji złóż węgla brunatnego.

Pod Gubinem i Brodami znajdują się złoża węgla brunatnego uważane za jedne z najbardziej perspektywicznych wśród niezagospodarowanych złóż tego minerału w naszym kraju. Bardzo blisko Gubina, po drugiej stronie Nysy Łużyckiej (w Niemczech) funkcjonuje ogromna kopalnia odkrywkowa nale- żąca do koncernu Vattenfall. Po stronie polskiej znajduje się większość tego złoża. Zagospodarowanie tych złóż stanęło jednak pod znakiem zapytania.

W czerwcu 2009 r. mieszkańcy Brodów – niewielkiej lubuskiej gminy poło- żonej blisko granicy z Niemcami – wypowiedzieli się w referendum przeciw- łowie XXI wieku, referat na konferencję „Bezpieczeństwo energetyczno-klimatyczne”, listopad 2009 r., AGH.

ko budowie kopalni węgla brunatnego na ich terenie. Przeciw inwestycji było 900 mieszkańców, a za – 500. Frekwencja wyniosła 53%. W gminie Gubin referendum odbyło się w listopadzie 2009 r. Przy 47% frekwencji większość wypowiedziała się także przeciwko odkrywce (1855 na „nie” wobec 874 na

„tak”). Według doniesień prasowych mieszkańcy tej gminy – w odróżnieniu od Brodów – obawiali się nie tyle zniszczeń ekologicznych, ile braku jasnych gwarancji, co do zatrudnienia i zadowalających cen wykupu ziemi. Ponadto ludzie domagali się zapewnienia, że na terenie ich gminy powstanie nie tylko kopalnia, ale także i elektrownia⁴³. Brak elektrowni mógłby oznaczać, że wę- giel brunatny będzie wywożony do elektrowni znajdującej się w pobliżu, po niemieckiej stronie granicy. Warto dodać, że w grudniu 2008 r. radni gminy Gubin dali zielone światło inwestycji, popierając uchwałę o przystąpieniu do zmiany studium kierunków i uwarunkowań zagospodarowania przestrzen- nego gminy⁴⁴. Wśród władz samorządowych województwa lubuskiego także jest wielu zwolenników eksploatacji złóż węgla brunatnego⁴⁵.

Największe z niezagospodarowanych złóż węgla brunatnego znajdują się pod Legnicą. Mieszkańcy z gmin położonych niedaleko Legnicy nie zgodzi- li się na budowę kopalni odkrywkowej węgla brunatnego. W referendum, które odbyło się 27 września 2009 r., 94% głosujących, przy 51,5% frekwen- cji, opowiedziało się przeciwko budowie kopalni⁴⁶. Zdaniem mieszkańców, realizacja inwestycji może spowodować wysiedlenie 3,3 tys. rodzin, a nie 1 tysiąca, jak wynika z badań Instytutu Górnictwa Odkrywkowego Polte- gor, który opracował projekt zagospodarowania złóż. Natomiast zwolenni- kiem budowy kopalni pod Legnicą jest prezydent Lubina. Obawia się on, że w latach 2025–2030 spadnie zatrudnienie w KGHM Polska Miedź, w rezul- tacie wyczerpywania się złóż miedzi. Górnicy zwalniani z kopalni miedzi znaleźliby pracę w kopalni węgla brunatnego⁴⁷.

Postawa mieszkańców wobec eksploatacji węgla brunatnego jest znacz- nie przychylniejsza w miejscach, w których wydobycie prowadzone jest od

43 Obawy budziło sformułowanie pytania w referendum: czy jesteś za budową ko- palni odkrywkowej węgla brunatnego na terenie gminy Gubin? Referendum zostało zorganizowane przez Inicjatywę Obywatelską „Stop Kopalni”, której działacze dotarli niemal do każdego mieszkańca gminy i przekonywali do swoich racji.

44 M. Sałacka, Dwa razy „nie” dla kopalni w woj. lubuskim, „Gazeta Wyborcza”, Zie- lona Góra, z dn. 10–11 listopada 2009 r.

45 A. Łukaszewicz, Małe Brody nie chciały węgla brunatnego, „Gazeta Wyborcza”

z dn. 25 czerwca 2009 r.

46 http://stop-odkrywce.pl/ [dostęp: 29 października 2009 r.].

47 M. Nowaczyk, Polsko‑polska wojna o węgiel brunatny, „Gazeta Wyborcza”

z dn. 14 lipca 2009 r.

lat. I tak np. mieszkańcy gminy Złoczew położonej w powiecie sieradzkim (zagłębie bełchatowskie) są zainteresowani wydobyciem węgla brunatnego na ich terenie. Nie bez znaczenia jest fakt, że kopalnie węgla brunatnego płacą dobre ceny za wykupywane działki. Proponuje się tzw. ceny odtworze- niowe, które pozwalają gospodarzom odtworzyć gospodarstwa o znacznie wyższym standardzie niż w przypadku dotychczasowych nieruchomości⁴⁸. Żadnych trudności z nabywaniem terenów pod eksploatację węgla bru- natnego nie miała, jak do tej pory kopalnia „Konin”. Wynika to z danych przedstawionych na posiedzeniu sejmowej Komisji Gospodarki w kwiet- niu 2009 r. W okresie ostatnich 10 lat kopalnia nabyła 2,5 tys. ha pod róż- ne odkrywki od prawie 800 właścicieli. Tylko w przypadku trzech z nich pozyskano działki w drodze ograniczenia własności, w przypadku pięciu w drodze wywłaszczenia przez starostwo. Obecnie kopalnia „Konin” na- bywa grunty pod budowę kopalni „Tomisławice”. Do tej pory wykupiono 400 ha – nie było żadnych problemów z wykupem⁴⁹.

Niekiedy protesty społeczne przeciwko kopalniom węgla brunatnego są organizowane przez organizacje ekologiczne⁵⁰. Wiosną 2008 r. w Kruszwi- cy odbył się happening, w którym domagano się zaniechania planów bu- dowy kopalni w Tomisławicach. Zdaniem prezesa zarządu kopalni „Konin”, który opiera się na relacjach naocznych świadków, w manifestacji tej wzięło udział około 5 tys. osób, w tym 200 dorosłych, a resztę stanowiły dzieci przywiezione autokarami z okolicznych szkół.

Podsumowanie

W ostatnich latach jednym z priorytetowych celów polskiej polity- ki gospodarczej jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego. Węgiel brunatny jest paliwem, który w najwyższym stopniu spełnia ten cel. Polska posiada bogate zasoby węgla brunatnego. Oceniane są one na 13,6 mld ton, co oznacza, że wystarczą na ponad 200 lat przy obecnym poziomie produk- cji. Oparcie energetyki na węglu brunatnym pozwoli uniezależnić się od importu, który jest niezbędny w przypadku takich paliw, jak ropa naftowa, gaz ziemny czy uran. Zwiększając udział węgla brunatnego czy kamienne- go w pozyskaniu i zużyciu energii pierwotnej, zwiększamy więc w sposób oczywisty bezpieczeństwo energetyczne Polski. W porównaniu z węglem

48 Brunatne złoto pod Złoczewem, „Węgiel Brunatny” 2009, nr 2(67).

49 Biuletyn nr 2179/VI, Komisja Gospodarki, 23 kwietnia 2009 r.

50 Według ekologów budowa kopalni zagraża jezioru Gopło. Ministerstwo Środo- wiska, które wydało koncesję na wydobywanie, twierdzi, że takich zagrożeń nie ma.

kamiennym węgiel brunatny ma tę przewagę, że warunki geologiczno-gór- nicze jego występowania w naszym kraju pogarszają się znacznie wolniej niż w przypadku węgla kamiennego.

O poziomie konkurencyjności gospodarczej danego kraju decyduje m.in. dostęp do taniej energii. Dlatego jednym z celów polityki gospodar- czej powinno być zapewnienie krajowym przedsiębiorcom energii elek- trycznej po konkurencyjnych cenach. Postulat taki jest w pewnym stop- niu zawarty w dokumencie „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, gdzie bezpieczeństwo dostaw paliw i energii definiuje się jako: zapewnienie stabilnych dostaw paliw i energii na poziomie gwarantującym zaspokojenie potrzeb krajowych i po akceptowanych przez gospodarkę i społeczeństwo ce‑

nach. Jak do tej pory, w polskiej elektroenergetyce zdecydowanie najtańszą energię elektryczną produkuje się z węgla brunatnego. Konieczność zaku- pu uprawnień do emisji CO2 spowodować może zmianę tego układu, gdyż elektrownie pracujące na węglu brunatnym emitują najwięcej CO2. Czyn- nikiem hamującym wzrost kosztów produkcji energii z tego paliwa będzie zwiększenie sprawności bloków energetycznych oraz zastosowanie nowych mniej emisyjnych technologii (np. CCS).

Na razie jest zbyt wcześnie, aby jednoznacznie przesądzać kwestię opła- calności produkcji energii elektrycznej z tego paliwa w przyszłości. Może się okazać, że po wdrożeniu nowych technologii w energetyce węglowej i przy uwzględnieniu konieczności zakupu uprawnień do emisji CO2 koszt pro- dukcji energii elektrycznej z elektrowni spalających węgiel brunatny będzie w warunkach polskich i tak niższy niż np. koszt energii z elektrowni gazo- wych czy jądrowych. Formułowanie ostatecznych ocen jest przedwczesne, gdyż istnieje wiele niewiadomych w tej materii. Wymieńmy tylko niektóre z nich. Po pierwsze, nie wiadomo, jaka będzie decyzja Komisji Europejskiej po korzystnym dla Polski wyroku unijnego Sądu Pierwszej Instancji w Luk- semburgu z 23 września 2009 r.⁵¹ w sprawie naszych limitów emisji CO2. Po drugie, nie wiadomo, jakie bloki energetyczne Komisja Europejska uzna za te, których budowę rozpoczęto do końca 2008 r. Przypomnijmy, że zgodnie z propozycjami Unii Europejskiej, takie źródła energii będą ulgowo potrak- towane – jeśli chodzi o emisję CO2– w latach 2013–2020. Wreszcie zupełną niewiadomą jest, jaki będzie ostateczny kształt walki z ociepleniem klima- tu (emisją CO2) w skali międzynarodowej. W szczególności wydaje się, że bardzo trudno będzie przekonać do znaczącej redukcji emisji CO2 takie

51 Sąd Pierwszej Instancji unieważnił decyzję Komisji Europejskiej z 2007 r. o przy- dziale limitów emisji dla polskich firm na lata 2008–2012. Rząd starał się o prawa do emisji 284 mln ton CO2, a Bruksela obcięła ten limit do 208,5 mln ton.

kraje, jak USA, Chiny i Indie. Przebieg negocjacji klimatycznych na szczy- cie w Kopenhadze, na którym nie osiągnięto głównych celów tego spotka- nia, potwierdził te obawy. Wiele wskazuje na to, że w najbliższej przyszło- ści głównym krajom rozwiniętym i rozwijającym się będzie bardzo trudno osiągnąć wiążące ustalenia w kwestii redukcji CO2, szczególnie po 2012 r.

Ważnym argumentem przemawiającym za stosowaniem węgla brunat- nego do wytwarzania energii elektrycznej jest fakt, że rozwijanie górnictwa opartego na tym paliwie przyniesie zamówienia dla krajowych podmiotów, w tym wielu przedsiębiorstw i placówek badawczo-projektowych. Polska ma 60-letnie doświadczenia w eksploatacji odkrywkowej. Stworzono wy- specjalizowane zaplecze naukowo-projektowe i produkcyjne w zakresie projektowania, budowy i eksploatacji kopalń węgla brunatnego oraz pro- jektowania i budowy maszyn i urządzeń do eksploatacji odkrywkowej.

Polska gospodarka może praktycznie własnymi siłami zbudować nowe za- głębie górniczo-energetyczne w Legnicy czy w Gubinie. O naszych możli- wościach w tej dziedzinie świadczy fakt, że polskie projekty i urządzenia są stosowane w wielu krajach świata, np. w Grecji i Indiach.

Rozwijanie górnictwa węgla brunatnego oznacza więc korzystanie z kra- jowej myśli technicznej, krajowej technologii i konkretne zamówienia dla krajowych producentów maszyn, urządzeń oraz firm wytwarzających części i podzespoły. Zupełnie inna sytuacja jest np. w przypadku rozwijania ener- getyki jądrowej. Wówczas trzeba korzystać z importowanej technologii, a za- mówienia powędrują do zagranicznych dostawców. W ten sposób będziemy popierać tworzenie nowych miejsc pracy nie w kraju, lecz za granicą.

Kolejnym argumentem przemawiającym na korzyść węgla brunatnego jest to, że rozwijanie energetyki na bazie węgla kamiennego, brunatnego czy gazu ziemnego pozostaje przedsięwzięciem znacznie mniej kapitało- chłonnym niż np. budowa energetyki jądrowej. Polska, jako kraj relatywnie ubogi w kapitał, powinna tylko w ostateczności realizować inwestycje tak kapitałochłonne jak budowa elektrowni atomowych. W warunkach świato- wego kryzysu i długiego okresu stagnacji, który prawdopodobnie nastąpi po kryzysie, pozyskanie dużych kapitałów może okazać się bardzo kosztowne (rosnące deficyty budżetowe wielu krajów stwarzają ogromne potrzeby po- życzkowe). Zwiększą się koszty kapitałowe, a co za tym idzie koszty budowy i eksploatacji elektrowni jądrowych. Oznacza to odpowiednio wysoki koszt energii elektrycznej produkowanej w tych elektrowniach.

Trzeba jednak szczerze przyznać, że rozwijanie energetyki korzystającej z węgla brunatnego napotyka także i na poważne przeszkody. Jedną z nich może być sprzeciw społeczności lokalnych wobec górnictwa odkrywkowe- go. Wymownym tego przykładem jest wynik referendów w gminach w po-

bliżu Legnicy, tam gdzie znajdują się największe, niezagospodarowane złoża węgla brunatnego w Polsce. Wynik ten okazał się bardzo niekorzystny dla zwolenników odkrywki. Również w gminach Brody i Gubin położonych na granicy z Niemcami w województwie lubuskim mieszkańcy opowiedzieli się w czerwcu i listopadzie 2009 r. przeciwko kopalni odkrywkowej węgla brunatnego. Taka nieprzychylna postawa miejscowej ludności z reguły to- warzyszy inwestycjom w nowych miejscach eksploatacji. Natomiast miesz- kańcy miejscowości znajdujących się w pobliżu miejsc, w których wydo- bycie prowadzone jest od lat (np. okolice Bełchatowa czy Konina), mają znacznie mniejsze opory. Na różnice postaw wpływa to, że kopalnie węgla brunatnego płacą dobre ceny za wykupywane działki oraz tworzą miejsca pracy dla okolicznej ludności. Nie bez znaczenia jest fakt, że przedsiębior- stwa eksploatujące złoża węgla brunatnego bardzo starannie rekultywują i zagospodarowują tereny pokopalniane.

Najpoważniejszą jednak przeszkodą dla rozwoju energetyki węglowej stały się w ostatnich latach względy ekologiczne, a w szczególności fakt, że produkcja energii elektrycznej z elektrowni wykorzystujących węgiel bru- natny powoduje relatywnie dużą emisję CO2. Należy pokreślić, że walkę z ociepleniem klimatu Unia Europejska włączyła ostatnio do swoich prio- rytetów. Jednym z celów, jaki przyjęła Unia w swojej polityce energetycz- no-klimatycznej, jest zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych w 2020 r.

o co najmniej 20% w porównaniu do 1990 r. (zobowiązanie to podjęto dla całej Wspólnoty). Dalsze zaostrzanie tej polityki może w przyszłości zagro- zić pozycji węgla kamiennego i brunatnego, jako paliw wykorzystywanych w energetyce. Byłoby to rozwiązanie wysoce niekorzystne dla Polski, któ- rej sektor energetyczny opiera się na tych dwóch paliwach. Pozbawiłoby to nasz kraj tych atutów związanych z energetyką węglową, które były omó- wione powyżej. Szczególnie niebezpieczne w tej perspektywie może okazać się wprowadzenie do ustawodawstwa europejskiego standardów technicz- nych typu emission performance standard, określających dopuszczalną emi- sję CO2/MWh. Nasz kraj powinien przeciwstawić się tej polityce, wykorzy- stując wszelkie dostępne środki, włącznie z prawem veta.

O tym, że ostre wymogi w zakresie ochrony środowiska naturalnego można połączyć z rozwojem energetyki bazującej na węglu brunatnym, świadczy przykład Niemiec – światowego lidera w zakresie produkcji tego paliwa. Kraj ten wydobywa rokrocznie około 180 mln ton tego węgla bru- natnego, tj. trzy razy więcej niż Polska. W Niemczech budowana jest kolejna kopalnia odkrywkowa w Garzweiler, w której projektowane wydobycie ma wynosić 40 mln ton rocznie. Chociaż unijny pakiet klimatyczny obowiązu- je nie tylko Polskę, ale i Niemcy, stratedzy od planów energetycznych u na-

szych zachodnich sąsiadów planują utrzymać wydobycie węgla brunatne- go na poziomie 180 mln ton w okresie najbliższych 40–50 lat. Tymczasem w „Polityce energetycznej Polski do 2030 roku” zakłada się, że w strukturze nośników energii pierwotnej nastąpi spadek zużycia tego paliwa o 23%, do poziomu 45,7 mln ton. Oznacza to znaczny regres w porównaniu z bieżą- cym wydobyciem. Problemy z emisją CO2 Niemcy rozwiązują w ten sposób, że zwiększają sprawność bloków energetycznych oraz wdrażają technologie ograniczające emisję CO2. Taką samą drogą powinna podążać i Polska, któ- ra ma jedne z większych zasobów węgla brunatnego w Europie.

Bibliografia

Bilans gospodarki surowcami mineralnymi Polski i świata 2007, Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią, PAN, Kraków 2009.

Gospodarka paliwowo‑energetyczna, różne lata, GUS.

Z. Kasztelewicz, K. Polak, M. Zajączkowski, Możliwości wdrażania czy‑

stych technologii węglowych w branży węgla brunatnego w Polsce, AGH, Kra- ków 2009.

Z. Kasztelewicz, Węgiel brunatny. Optymalna oferta energetyczna dla Polski, „Górnictwo Odkrywkowe”, Bogatynia-Wrocław 2007.

R. Ney, K. Galos, Bilans polskich surowców mineralnych. Kierunki polity‑

ki przestrzennej w zakresie wykorzystania złóż, problemy ochrony złóż i tere‑

nów eksploatacyjnych – rekomendacje dla KPZK [w:] Ekspertyzy do koncepcji przestrzennego zagospodarowania kraju 2008–2012, t. IV, Warszawa 2008

Statystyka elektroenergetyki Polskiej 2007, Agencja Rynku Energii SA, Warszawa 2008.

K. Badyda, J. Lewandowski, Uwarunkowania rozwoju w Polsce energety‑

ki wykorzystującej węgiel, „Energetyka” 2008 nr 3.

J. Bednarczyk, Perspektywiczne scenariusze rozwoju wydobycia i prze‑

tworzenia węgla brunatnego na energię elektryczną, „Węgiel Brunatny”

2008, nr 4(65).

Z. Celiński, Dlaczego energetyka jądrowa w Polsce, „Energetyka” 2009, nr 8.

H.L. Gabryś, Elektroenergetyka polska na progu 2009 roku, „Energetyka”

2009, nr 1.

L. Gawlik, Z. Grudziński, Węgiel ma przyszłość, „Akademia” 2009, nr 1(17).

T. Leszczyński, Węgiel nośnikiem energii w Unii Europejskiej, „Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki” 2009, nr 1.

W. Mielczarski, Atomowe za i przeciw, cz. 2, „INFOS. Zagadnienia spo- łeczno-gospodarcze” 2009, nr 21.

W. Mielczarski, Elektrownie atomowe – obliczenia kosztów, „Elektro- energetyka” 2009, nr 10.

A. Pietraszewski, Polskie górnictwo węgla brunatnego w 2007 roku, „Wę- giel Brunatny” 2008, nr 2(63).

J. Rakowski, Obecne możliwości technologiczne ograniczania emisji CO2

z elektrowni węglowych, „Energetyka” 2008, nr 6.

„Rocznik Statystyczny”, GUS, lata 2003–2008.

A. Tajduś, Węgiel brunatny to bezpieczeństwo energetyczne Polski, „Wę- giel Brunatny” 2008, nr 1(62).

Z. Kasztelewicz, A. Tajduś, Węgiel brunatny optymalnym paliwem dla polskiej energetyki w I połowie XXI wieku, referat na konferencję „Bezpie- czeństwo energetyczno-klimatyczne”, listopad 2009, AGH.

C. Wojciechowski, Węgiel brunatny w Polsce – stan dzisiejszy i przyszłość, http://www.cire.pl.

Z. Grudziński, U. Lorenz, T. Olkuski, Stan górnictwa węgla brunatnego w Polsce w 2007 roku”, http://www.min-pan.krakow.pl/zaklady.

„Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, Ministerstwo Gospodarki, 2009.

„Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku”, załącz- nik do projektu „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, Ministerstwo Gospodarki, 2009.