Górnictwo nie musi być państwowe. "Konieczne uproszczenie procedur"

Skoro większość kopalni na Śląsku jest stara, trudna i nierentowna, to może czas zainwestować w nowe zwłaszcza, że kolejka chętnych do takiego pomysłu jest coraz dłuższa? Sęk w tym, że Śląsk broni istniejących kopalń, a o nowych niekoniecznie chce słyszeć. Np. moje rodzinne Jaworzno, gdzie dzisiaj działa już tylko jedna kopalnia (ZG Sobieski, grupa Tauron) średnio zapatruje się na projekt australijskiej Balamary o wdzięcznej nazwie Mariola. Zupełnie inaczej na projekt tej samej firmy w Nowej Rudzie patrzy dolnośląski samorząd. Być może tam po likwidacji wszystkich kopalń w zagłębiu wałbrzyskim podejście do tematu jest trochę inne? Na górnym Śląsku bowiem sporo mówi się o konieczności zamknięcia/likwidacji/wyciszenia/wygaszenia (proszę wybrać słowo najlepiej pasujące) nierentownych kopalń, ale nie za wiele w tym kierunku się robi, czego przykładem jest powstanie Polskiej Grupy Górniczej, która przejęła majątek i długi Kompanii Węglowej z całym „dobrodziejstwem inwentarza”. 

Kolejnym chętnym do budowy kopalni, tym razem w Orzeszu, jest niemiecka firma HMS Bergbau AG, a konkretnie jej polska spółka Silesian Coal, na której czele stoi Jerzy Markowski, były wiceminister gospodarki ds. górnictwa, były senator i budowniczy kopalni Budryk. „Pamiętam czasy eksportu węgla z Polski na poziomie 100 mln ton rocznie. Ciągle widzimy tu potencjał, dlatego właśnie w Polsce chcemy zbudować nową kopalnię” – mówił w Krakowie podczas konferencji Coaltrans Heinz Schernikau, szef HMS Bergbau AG. „Energetyka wciąż w dużej mierze opiera się na węglu i tak będzie w najbliższych 20 latach. Udział węgla w produkcji energii wciąż będzie znaczący. OZE (odnawialne źródła energii – red.) są dotowane miliardami dolarów i nie każdego na to stać. Dla węgla jest na świecie miejsce” – przekonywał. Według prognoz MAE wzrost użycia węgla będzie rósł rocznie o 0,8 proc. (MAE trzeci rok z rzędu obniżyła tę prognozę).

HMS Bergbau AG planuje budowę kopalni na północ od kopalni Krupiński należącej do Jastrzębskiej Spółki Węglowej. Chodzi o obszar ok. 20 km kw., niezabudowany, gdzie mówimy o zasobach 670 mln ton węgla typu 31,2-36 (koksujący). Spółka nie wyklucza współpracy z Krupińskim (chodzi o wykorzystanie już istniejącej kopalnianej infrastruktury) – trwają rozmowy w tej sprawie. Dla kopalni mogłaby być to pewna szansa na przedłużenie działania – nie jest bowiem tajemnicą, że JSW rozważała jej przeniesienie do Spółki Restrukturyzacji Kopalń (to oznacza docelowo zamknięcie chyba, że zajdzie się inwestor, który kupi taki zakład od SRK).

„W kopalni Krupiński koļczy się złoże. Moglibyśmy więc korzystać z załogi tej kopalni” – tłumaczył Schernikau. Chodzi jednak o część załogi, bo Niemcy chcieliby zwiększyć wydajność wydobycia, by obniżyć koszty. Nowa kopalnia miałaby zatrudniać ok. 700 osób do produkcji ok. 3,5 mln ton węgla rocznie. Jeśli nie uda się porozumieć z JSW w tej sprawie – spółka nie wyklucza budowy nowych upadowych, które są tańsze i szybsze w budowie niż nowy szyb. „Niemieccy podatnicy dopłacili 21 mld euro do energii z OZE, która jest droga i mniej efektywna. Nikogo innego na to nie stać” – uważa Schernikau.

O sensowności i potrzebie istnienia prywatnych kopalń przypomniał również Michal Herman, szef PG Silesia, którą w 2010 r. od Kompanii Węglowej kupił czeski koncern EPH. „Zainwestowaliśmy ponad 1 mld zł w 5 lat w tej kopalni. Dzisiaj nasza efektywność wynosi ponad 1000 ton na osobę rocznie. To dobry wynik w porównaniu do PGG, gdzie jest to ok. 650 ton. A chcemy być jeszcze bardziej wydajni, bo to obniża koszty – mówił Herman. Dodał, że przetrwanie trudnych lat na rynku węgla, nawet gdy cena tony nie przekracza 45 dolarów jest możliwe, ale trzeba potrafić dopasować koszty do rynku (PG Silesia w przeciwieństwie do państwowych kopalń pracuje w systemie 24/7, poza tym wypłata dodatkowych nagród i świadczeń jest uzależniona od wyniku firmy, a nie jak w państwowych kopalniach np. czternastka, która powinna być nagrodą z zysku, a jest wypłacana nawet przy stratach górnictwa liczonych w miliardach złotych).

Jednak zdaniem profesora Zbigniewa Kasztelewicza z AGH uzyskanie koncesji wydobywczej to droga przez mękę, która trwa latami, co nie zawsze musi się podobać inwestorom. A warto dodać, że wszystkie firmy zainteresowane budową nowych kopalń w Polsce (także australijska PD Co., która na Lubelszczyźnie w sąsiedztwie Bogdanki zapowiada budowę kopalni Jan Karski) mają jak na razie koncesje poszukiwawcze.

Michael Hale, dyrektor w Balamara Resources Ltd. Jest jednak dobrej myśli. „Nie ma powodu, by polski węgiel wciąż nie odgrywał znaczącej roli. My mamy kapitał i fachową wiedzę, a to po prostu może zwiększyć polski PKB” – uważa Hale. „Ale ważne jest otoczenie regulacyjne dla takich inwestycji, dlatego ważne będą rozmowy z polskim rządem – podkreślił. Jego zdaniem nowe kopalnie ze znacznie niższymi kosztami wydobycia to szansa dla Polski, która może być w kolejnych 25-35 latach znaczącym dostawcą węgla na rynkach europejskich, na których będą niedobory tego paliwa (dzisiaj import węgla do UE to ok. 180 mln ton rocznie). 

Zważywszy na to, że obecna produkcja węgla kamiennego w Polsce na poziomie ok. 70 mln ton powoduje nadwyżki ok. 8-10 mln ton węgla energetycznego, szukanie nowych rynków zbytu będzie konieczne. Ale czy tylko za granicą?

Zdaniem dr Aleksandra Sobolewskiego, dyrektora Instytutu Chemicznej Przeróbki Węgla, szansą na zbycie części paliwa jest jego zgazowanie. Chodzi o zgazowanie węgla na powierzchni, a nie pod ziemią – to ostatnie na razie nie ma szansy rozwoju na skalę przemysłową. „Jeśli mówimy o zgazowaniu 1 mln ton węgla, to jednocześnie mówimy o 0,4 mld m3 gazu. Czyli tyle mniej gazu można by importować do Polski” – tłumaczył Sobolewski. Jednak „na już” należałoby skorzystać z technologii zagranicznych, które już na świecie funkcjonują (np. Shell czy Siemens), bo stricte polska technologia jest na razie na etapie pilotażu, a kolejnym etapem jest dopiero instalacja demonstracyjna. O skali przemysłowej można by więc mówić w perspektywie 2030 r.

Co można uzyskać ze zgazowania węgla? Wodór, metanol albo propylen. W zależności od tego, czego się oczekuje, koszt instalacji to 2-3 mld zł. Jak wylicza IchPW np. w przypadku metanolu inwestycja mogłaby się zwrócić w 9 lat. „A w przypadku sektora chemicznego mniej niż 10 lat to naprawdę dobry wynik” – tłumaczył Sobolewski. „Zważywszy na to, że przemysł chemiczny zużywa 2,5 mld m3 gazu, moglibyśmy zgazowywać docelowo 7-8 mln ton węgla rocznie Problem nadprodukcji się rozwiązuje, a i nie importujemy gazu dla chemii” – wyliczał.

Konsorcjum Grupy Azoty, Tauronu i KGHM zleciło przygotowanie studium wykonalności dla pierwszej instalacji zgazowania w Kędzierzynie. Kosztowało ok. 1 mln zł. Przygotowała je firma Foster Wheeler Italiana. Jest gotowe od lutego, jednak wciąż nie zostało zaprezentowane. „To decyzja polityczna. Jeśli w 2016 r. nie zostanie podjęta decyzja o budowie pierwszej instalacji naziemnego zgazowania węgla w Polsce, to nie zapadnie ona przez 10 kolejnych lat” – ocenił Sobolewski.

Zobacz także: Górnictwo: zatrudnienie spada, a wydobycie rośnie

Zobacz także: Grupa Tauron bliska finalizacji kolejnej inwestycji