Jeszcze więcej mamy metanu. Węgla kamiennego, którego oficjalna bilansowa ilość, czyli dostępna dla dotychczasowych metod wydobywczych, jest oceniana na 4,6 mld t, jak wykazują najnowsze badania satelitarne i elektromagnetyczne, mamy łącznie z zasobami niedostępnymi dla dotychczas znanych technologii ponad 300 mld t oraz prawdopodobnie największe zasoby węgla brunatnego na 80 proc. terytorium Polski. Pod Pogórzem Karpackim mamy z kolei udokumentowane przynajmniej 100 mln t ropy naftowej. Na znacznym obszarze Polski mamy łupki bitumiczne, w których jest uwięziony gaz w ilościach 1,5 do 3 bln m3, jak szacują amerykańskie firmy. Również metanu, nawet tylko związanego w pokładach węgla, mamy porównywalną ilość. To wszystko pozwoliłoby na zaopatrzenie w energię nie tylko Polski, ale nawet całej Europy przez dziesiątki, jeśli nie setki lat.
Już sama zamiana tych zasobów węgla brunatnego wyłącznie na energię elektryczną jest bardzo opłacalna, jeśli zastosować do jej pozyskania najnowsze technologie prof. Bohdana Żakiewicza. Mimo że umożliwia stworzenie z Polski światowego lidera w energetyce, nie jest najbardziej racjonalnym ekonomicznie działaniem.
Zdecydowanie bardziej opłaca się sięgnąć po jeszcze większe zasoby całkowicie czystej, niewyczerpywalnej i tańszej energii, a wspomniane zasoby powoli zagospodarowywać znacznie bardziej racjonalnie w rolnictwie oraz przemyśle chemicznym i farmaceutycznym, odchodząc stopniowo od spalania ich w kotłach.
Energia geotermalna
Jak wykazały prace wykonane przez profesorów W. Górskiego, A. Sokołowskiego, R. H. Kozłowskiego, A. Szczepańskiego i wielu innych hydrogeologów, posiadamy największe w Europie wykazane i wstępnie policzone zasoby energii geotermalnej, zgromadzonej w wodach termalnych znajdujących się w skałach osadowych. Jest jej ok. 150 razy więcej niż jest zużywane energii w Polsce na wszystkie potrzeby cieplne i elektryczne. Te gorące wody występują pod powierzchnią 4/5 terytorium Polski.
O rząd wielkości większe są zasoby energii cieplnej geotermicznej znajdujące się w głębokich pokładach formacji skalnych. Ciepło to jest cały czas uzupełniane z reakcji termojądrowych zachodzących w jądrze Ziemi. Najnowsze technologie wiertnicze pozwalają sięgać po tę energię nawet na głębokości rzędu 10 tys. m i pozyskiwać ją w sposób suchy, za pomocą wymienników ciepła. Temperatura skał na tej głębokości to 350 do 550 st. C. Taka temperatura pozwala na znacznie
większą sprawność zamiany pozyskiwanego ciepła na energię elektryczną i inne jej nośniki, niż w przypadku samej energii ciepłych wód. Energia geotermiczna jest dostępna w każdym miejscu. Różna jest tylko głębokość, na której temperatura zaczyna być optymalna z punktu widzenia ekonomii i sprawności urządzeń wykorzystywanych.
Jeden kilometr kwadratowy na tej głębokości może rocznie dać ilość energii, która jest równoważna 200 tys. baryłek ropy naftowej, bez uszczuplenia zasobów i bez zanieczyszczenia środowiska. Jeden taki głęboki odwiert geotermiczny ma moc energetyczną na poziomie 7 do 14 MW, w zależności od uzyskanej temperatury, co jest bezpośrednio związane z głębokością.
Ponieważ możliwa jest trójgeneracja, a nawet czwórgeneracja i system ma niską stałą czasową, można go korzystnie sprzęgać z innymi źródłami energii, na przykład z pozyskiwaną nieliniowo znacznie droższą energią elektryczną (generatory) i cieplną (pompy hydrosoniczne) pozyskiwaną z turbin wiatrowych, czy też chimeryczną energią z farm solarnych. Rozwiązania takie mogą być stosowane praktycznie w każdym miejscu, ponieważ zakład nawet o dużej mocy, przetwarzający uzyskaną energię na inne jej nośniki, zajmuje mniej niż 1 ha powierzchni. Dzięki możliwości postawienia zakładu w pobliżu odbiorników energii oraz wprowadzeniu przesyłu energii podziemnymi, stosunkowo krótkimi kablami, praktycznie nie ma strat na przesyłach dla zaopatrzenia lokalnego. W sytuacji, gdy większość tradycyjnych linii jest w fatalnym stanie, co narusza strategiczne bezpieczeństwo zaopatrzenia w energię, takie rozwiązania są tym bardziej interesujące.
Koszty i moce
Koszt uruchomienia zakładu pozyskującego i przetwarzającego tę energię jest na poziomie 2 tys. euro za 1 kWh. Natomiast późniejsza jego działalność już nie zależy od dostarczania jakichkolwiek surowców, powiewu wiatru czy działalności Słońca. Może działać cały czas z pełną mocą, a nie na poziomie kilkunastu procent, jak jest to w przypadku elektrowni wiatrowych.
Bieżący koszt produkcji energii w tej technologii, bez uwzględnienia kosztu pieniądza wydanego na inwestycję, jest na poziomie poniżej 2 gr za 1 kWh, a cieplnej znacznie mniej, czym bije na głowę wszelkie inne metody. Powyższy koszt oznacza wielką możliwość przyjęcia ceny sprzedaży, w warunkach lokalnych, dużo niższej od cen wielkoprzemysłowych. Na tej bazie możliwy będzie również rozwój lokalnych, małych przemysłów energochłonnych, które przy wysokich i niestabilnych kosztach „dużej energetyki” nie byłyby możliwe.
W sytuacji narzuconego przez UE znacznego ograniczenia ilości emitowanego CO2 na 1 MWh wytworzonej energii, przy wielokrotnie wyższym współczynniku naszych elektrowni węglowych, jest to rozwiązanie, które ratuje Polskę przed ogromnymi karami.
Jest to również praktycznie jedyna szansa na zastąpienie wypadających z obiegu elektrowni węglowych w rozsądnym czasie. W Polsce powinno być uruchamianych co roku 1000 do 1200 MW samej tylko mocy odtworzeniowej, a aktualne rozwiązania mają wielokrotnie dłuższy czas realizacji. W przypadku tej technologii całkowity czas od rozpoczęcia pierwszego wiercenia jedną maszyną wiertniczą najnowszej generacji do pełnego uruchomienia zakładu 100 MWe to 545 dni. Liczba budowanych zakładów zależy od liczby zatrudnionych maszyn.
Łączna zaangażowana moc elektrowni węglowych w Polsce to nieco ponad 16 500 MW. Większość z nich ma już kilkadziesiąt lat, żadna nie spełnia wymagań unijnych, a prawie 40 proc. nadaje się do natychmiastowego wyłączenia ze względów bezpieczeństwa i ekonomii. Stopniowe uruchomienie rozproszonych elektrowni, opartych o suchą wysokotemperaturową energię z głębokich pokładów skalnych, o takiej mocy, jaką mają wszystkie polskie elektrownie łącznie, to koszt około 30 mld euro (przy obecnych cenach), a nie 90 mld euro. A tyle wynosi sama adaptacja działających hiArchiwumcznych technologii do narzuconych przez UE wymagań. W dodatku, ponieważ ta produkcja energii emituje tylko tyle dwutlenku węgla, ile wydychają zatrudnieni przy niej ludzie, to można jeszcze bardzo dużo zarobić na prawach do emisji.
Zakładając, że w przyszłości uprawnienia będą nadal obowiązywały i będą na nie nabywcy po cenie nie niższej niż obecnie, to nawet bez żadnych dotacji, a tylko przyjmując, że na tak innowacyjne, strategiczne i ekologiczne projekty można uzyskać preferencyjny kredyt z Europejskiego Banku Inwestycyjnego (którego Polska nie wykorzystuje), cała inwestycja może spłacić się tylko z tego powodu, bez uwzględnienia przychodów z wielokrotnie niższych kosztów wytwarzania energii.
Gospodarka wodami geotermalnymi
Jeszcze korzystniejsze jest synergiczne połączenie wspomnianej technologii z zagospodarowaniem wszelkich podziemnych bogactw naturalnych, przez które przechodzi głęboki odwiert. Z tego samego otworu, a więc znacznie taniej, można wszechstronnie zagospodarować wyjątkowo cenne, balneologiczne wody geotermalne. Unikalne technologie pozwalające na realizację tych projektów zostały opracowane i opatentowane przez polskich profesorów Bohdana Żakiewicza i Ryszarda Kozłowskiego.
Podobnie jest z projektem łącznego zagospodarowania wspomnianej technologii z podziemnym pozyskiwaniem kwasu huminowego bezpośrednio z pokładów węgla brunatnego albo do kompleksowego podziemnego procesowania węgla kamiennego w celu pozyskania ciepła i gazu syntezowego. Wyjątkowo tanie okazuje się pozyskiwanie siarki w synergii z pozyskiwaniem energii geotermicznej. Możliwe i bardzo opłacalne staje się otrzymywanie metali ziem rzadkich.
Do niektórych z tych technologii niezbędnym przy wielu operacjach surowcem jest tak zwalczane CO2. Jego zastosowanie umożliwia m.in. produkcję metanolu, mobilizację ciężkich węglowodorów z łupków czy z opróżnionych z lekkiej ropy i porzuconych pokładów zawierających znacznie większe ilości ciężkiej zestalonej ropy, niedostępnej dla dotychczasowych rozwiązań. Technologie takie umożliwiają zaoszczędzenie funduszy przeznaczanych lub planowanych dla zatłaczania tego gazu pod ziemię. Oznacza to nie tylko możliwość utraty najcenniejszych zasobów solanek jurajskich i brak dostępu do bogactw znajdujących się na tych terenach. A dotyczy to znacznej części Polski, jeśli zgodnie ze wstępnymi ustaleniami przyjmiemy całe CO2 z Europy.
Dwutlenek węgla wtłoczony pod ciśnieniem powoduje upłynnianie zestalonych ciężkich węglowodorów (ciężkiej ropy), zwiększa rozpuszczalność minerałów i metali w solankach (słynna metoda pozyskiwania litu), co może powodować rozszczelnianie podziemnych zbiorników i penetrację w niewiadomych kierunkach. W związku z tym zatłoczenie pod ziemię polską tak ogromnych ilości dwutlenku węgla, jakie planuje UE, grozi tragicznymi w skutkach możliwymi erupcjami tego gazu w różnych nieprzewidywalnych miejscach.
Jak udowodniły słynne wypadki w Kamerunie w pobliżu jezior, erupcja CO2 była całkowicie nieprzewidywalna i zabójcza. W nocy 1986 r. doszło do uwolnienia się z formacji dna jeziora prawie 1,6 mln t CO2. Gaz ten, o 60 proc. cięższy od powietrza, ścieląc się przy ziemi, wyparł powietrze z pobliskich dwóch dolin i w ciągu kilku minut udusił prawie 2 tys. ludzi i mnóstwo zwierząt w promieniu 25-30 km od jeziora. A w Polsce planuje się zatłoczyć dziesiątki miliardów ton!
PIOTR WAYDEL
źródło: Eurogospodarka 6/2010