5/2014
OW ST AR ZY SZENIE
INŻYNIERÓW I TEC HNIKÓ
W
GÓ
N R TW IC A
MIESIĘCZNIK STOWARZYSZENIA INŻYNIERÓW I TECHNIKÓW GÓRNICTWA
PRZEGLĄD GÓRNICZY
założono 01.10.1903 r.
N r 5 (1098) maj 2014 Tom 70 (LXX)
1. Wprowadzenie
Jednym z istotnych priorytetów polityki energetycznej Unii Europejskiej jest ograniczenie emisji dwutlenku węgla z sektora energetycznego. Dla Polski, której energetyka oparta jest głównie na węglu kamiennym i węglu brunatnym, zadanie to nie jest proste, gdyż paliwa stałe charakteryzują się wysoki- mi wskaźnikami emisyjności. Polska, która posiada znaczące zasoby węgla kamiennego i brunatnego i intensywnie je użyt- kuje, charakteryzuje się jednym z najwyższych wskaźników bezpieczeństwa energetycznego wśród państw unijnych.
*) Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN, Kraków
UKD 662.333: 622.332: 620.91
Treść: W artkule przedstawiono wykonane analizy dotyczące możliwych kierunków rozwoju polskiego sektora elektroenergetyczne- go w perspektywie do 2050 roku. Skupiono się na ocenie przyszłego zapotrzebowania na węgiel kamienny i węgiel brunatny.
Będzie ono zależeć od wielu uwarunkowań, wśród których bardzo ważne będą ustalenia Unii Europejskiej dotyczące rozwoju cen uprawnień do emisji CO2 oraz poziom przyszłych celów w zakresie użytkowania odnawialnych źródeł energii. Pokazano również jaki wpływ na przyszłe użytkowanie węgla w energetyce będzie miał rozwój technologii CCS oraz ewentualny rozwój wydobycia gazu z formacji łupkowych w Polsce.
Abstract: This paper presents the analyses of potential directions of development of the Polish power engineering sector up to 2050.
The assessment was aimed at the future demand for hard coal and lignite which should depend on many conditions, such as the decisions of the EU referring to the level of prices of the titles for CO2 emission and the scope of future objectives of using the renewable energy sources. Furthermore, the impact of the CCS technology and the potential development of shale gas exploitation in Poland on the future coal use in power engineering was presented.
prof. dr hab. inż. Eugeniusz Mokrzycki*) dr hab. inż. Lidia Gawlik *)
Scenariusze wykorzystania węgla w polskiej energetyce
w świetle polityki klimatycznej Unii Europejskiej
Scenarios of coal utilization in power engineering in Poland in the light
of EU climate policy
Słowa kluczowe:
węgiel kamienny, węgiel brunatny, energetyka, pakiet klimatyczny UE Key words:
hard coal, lignite, power engineering, EU climate package
Dalszy rozwój górnictwa węglowego i wykorzystanie tego surowca w energetyce jest w dłuższej perspektywie zagrożone ze względu na:
– politykę dekarbonizacji energetyki UE, ujętą w Energy Roadmap 2050 [2], gdzie zakłada się obniżenie emisji CO2 o 95% w 2050 roku w stosunku do roku bazowego (a więc prak- tycznie wyeliminowanie węgla jako surowca energetycznego), – coraz trudniejsze warunki eksploatacji węgla w polskich
kopalniach, co powoduje wzrost kosztów jego pozyskania i w konsekwencji zagrożenie brakiem konkurencyjności rodzimego surowca z węglem importowanym, a w dalszej konsekwencji wybór innych technologii generacji energii elektrycznej.
Polityka długoterminowej redukcji emisji po 2020 roku jest w Unii konsekwentnie opracowywana, miedzy innymi w dokumentach obejmujących zamiary do roku 2030.
Polityka ochrony zmian klimatu Unii wydaje się być działaniem „za wszelką cenę”, gdyż w świetle szybkiego rozwoju energetyki węglowej w krajach azjatyckich, przede wszystkim w Chinach i Indiach [7], wysiłek by ograniczyć emisje w Europie nie da oczekiwanych wyników w skali świa- ta. Wskazują na to ostatnie długoterminowe prognozy (WEC 2013) jak i najnowsza prognoza średnioterminowa IEA [1].
W tym artykule przedstawiono kilka scenariuszy wyko- rzystania węgla kamiennego i węgla brunatnego do 2050 roku. Są one podsumowaniem i rozwinięciem niektórych tez postawionych w pracy, wykonanej przez Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN na zlecenie Górniczej Izby Przemysłowo-Handlowej [5].
2. Polityka klimatyczna Unii Europejskiej
Pretendując do miana światowego lidera w działaniach na rzecz ograniczenia zmian klimatu, Unia Europejska nakłada na kraje członkowskie zobowiązania, których realizacja na razie jest obowiązującą do roku 2020. Pakiet energetycz- no-klimatyczny „3x20” zaakceptowany w grudniu 2008 r.
na unijnym szczycie wprowadził w życie cele na rok 2020 przyjęte w marcu 2007 roku przez Komisję Europejską, polegające na redukcji o 20% emisji gazów cieplarnianych, wzrost efektywności energetycznej o 20% oraz 20% udział odnawialnych źródeł energii w bilansie energetycznym.
Ambicje Unii Europejskiej nie kończą się na tym.
Dalsze, długoterminowe plany dotyczące ochrony klimatu przedstawiono w Energy Road Map 2050 [2]. Propozycje Komisji Europejskiej w sprawie celów polityki energetycz- no-klimatycznej na 2030 r. są obecnie na etapie roboczych dyskusji [7]. KE zaproponowała m.in. redukcję emisji CO2 o 40% w stosunku do roku 1990, 27-procentowy udział źródeł odnawialnych (OZE) w produkcji energii elektrycznej dla ca- łej UE oraz reformę systemu handlu uprawnieniami do emisji (ETS), zakładającą możliwość ingerowania przez Komisję w jego mechanizm rynkowy.
Decyzje co do poziomu i kierunków tych zobowiązań nie są jeszcze znane, a wiele krajów (w tym zwłaszcza Polska), nie negując szczytnego celu ograniczania emisji gazów cieplarnianych, broni się przed precyzyjnym wyznaczaniem sposobów ograniczania tej emisji. Wyznaczenie kilku celów równocześnie powoduje bowiem, że przestaje być możliwe opracowanie indywidualnej dla poszczególnych krajów stra- tegii, która brałaby pod uwagę specyficzne cechy poszczegól- nych gospodarek narodowych.
Jednakże, budując strategię rozwoju krajowego systemu energii, należy brać pod uwagę ewentualność wprowadze- nia przez Unię takich zobowiązań. Dwa elementy polityki klimatycznej Unii, które będą miały zasadniczy wpływ na możliwy kierunek rozwoju sektora energii w Polsce w perspektywie 2050 roku i koszty jakie kraj będzie musiał ponieść, to wielkość dopuszczalnej emisji CO2 do atmosfery oraz obligatoryjny poziom energii ze źródeł odnawialnych w zużyciu finalnym energii elektrycznej.
3. Metodyka badawcza i przyjęte założenia
W analizach zastosowano metody modelowania matema- tycznego, wykorzystując modele zaimplementowane na plat- formach komputerowych, dedykowane do analiz systemów paliwowo-energetycznych [5].
Model wybiera technologie wytwarzania energii elek- trycznej tak, aby możliwe było wyprodukowanie wymaganej ilości energii pokrywającej przewidywane zapotrzebowanie.
Zadaną funkcją celu jest minimalizacja łącznych kosztów systemowych w całym okresie do 2050 roku, przy zadanych ograniczeniach.
Technologie energetyczne, które są możliwe do wyboru to nowoczesne technologie oparte na paliwach kopalnych (w wersji z CCS i bez CCS), bloki jądrowe oraz technologie wykorzystujące odnawialne źródła energii.
Dla tych technologii określono, na podstawie szczegóło- wych badań literaturowych, poziom nakładów inwestycyjnych niezbędnych do ich wybudowania. Określono również koszty operacyjne w podziale na koszty stałe i koszty zmienne funk- cjonowania nowych jednostek wytwórczych. Uwzględniono koszty likwidacji. Określono sprawność netto jednostki, czas życia technologii oraz jej emisyjność.
Oprócz kosztów technologii istotnym elementem są koszty paliwa zużywanego do produkcji energii elektrycznej i ciepła.
Opracowano prognozy cen wszystkich paliw w perspek- tywie 2050 roku (tab. 1).
W prognozie tej uwzględniono zróżnicowanie cen dla węgla brunatnego z nowych i istniejących odkrywek, co jest związane z kosztami pozyskania tego surowca. Ceny węgla kamiennego importowanego określono w oparciu o światowe prognozy cen, zaś w przypadku cen węgla krajowego przyjęto, że aby mógł być on użytkowany w energetyce musi być tańszy od węgla importowanego.
W opracowanych scenariuszach rozważano dwa warianty ewolucji cen uprawnień do emisji CO2 (rys. 1):
– wariant CO2WYS zakłada kształtowanie się tych cen na poziomach zbliżonych do postulowanych w scenariuszu Current Policy Initiatives zaprezentowanym w Road Map 2050, gdzie ceny uprawnień do emisji przekroczą 200 PLN za tonę emitowanego CO2 (licząc w cenach stałych z roku 2011), Tabela 1. Kształtowanie się cen paliw możliwych do wykorzystania przy produkcji
energii elektrycznej w perspektywie do 2050 r., PLN’2011/GJ
Table 1. Fluctuation of prices of fuel possible to use by electric energy production up to 2050, PLN’2011/GJ
Paliwo 2011 2020 2030 2040 2050
Paliwo jądrowe 1,94 1,94 2,10 2,24 3,01
Węgiel brunatny 7,11 6,19 5,93 5,77 5,60
Węgiel brunatny (nowe odkrywki) 8,10 7,76 7,55 7,32
Węgiel kamienny (krajowy) 12,04 11,30 11,08 11,04 10,99
Węgiel kamienny (import) 13,49 11,92 11,72 11,70 11,67
Biomasa 27,80 25,00 25,00 25,90 26,80
Gaz ziemny 28,00 33,43 31,91 30,55 29,78
Biogaz 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00
Źródło: Gawlik [5]
– wariant REF – jest wariantem umiarkowanego wzrostu, który zakłada, że ceny za uprawnienia do emisji będą rosły, ale wolniej i osiągną 87 PLN w 2050 roku.
Jednym z istotniejszych założeń było przyjęcie kształto- wania się popytu na energię elektryczną. W przedstawionych w tym artykule scenariuszach przyjęto, że zapotrzebowanie to wzrośnie z poziomu 122 TWh (netto) w 2011 roku do 204 TWh w 2050 roku.
Struktura paliwowa produkcji energii elektrycznej Polski to obecnie typowa monokultura węglowa, co wynika zarówno z uwarunkowań historycznych, jak również z posiadanych zasobów. Energetyka zawodowa w 2013 r. wyprodukowała 147,4 TWh energii elektrycznej (brutto), z czego 55,2%
pochodziło z elektrowni na węglu kamiennym, a 37,1%
z elektrowni na węglu brunatnym [10]. W ostatnich latach obserwuje się niewielki spadek udziału kopalnych paliw sta- łych w produkcji energii elektrycznej, na rzecz zwiększenia produkcji w elektrowniach wiatrowych [6], która w 2013 roku stanowiła 3,8% produkcji energetyki zawodowej. Obserwuje się również trend zwiększania udziału węgla brunatnego jako paliwa w energetyce, przy spadku zużycia węgla kamiennego.
Są to jednak zmiany, które w sposób zasadniczy nie zmieniają struktury wytwarzania w Polsce.
Polska energetyka, obecnie zdominowana przez mocno wyeksploatowane elektrownie węglowe, musi – w najbliższej perspektywie – podjąć decyzje związane z budową nowych jednostek produkcyjnych zarówno dla zaspokojenia spodzie- wanego wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną, jak również dla zastąpienia wyeksploatowanych już mocy [3]. Decyzje dotyczące tego jakie to mają być elektrownie związane są z możliwościami ich finansowania oraz zależą od kierunków polityki Unii Europejskiej, które będą następnie transponowane do warunków Polski. Analizy przedstawione w dalszej części artykułu dotyczą wpływu założonych przez Unię celów długoterminowych w zakresie OZE oraz decy- zji kształtujących poziom cen uprawnień do emisji CO2 na wykorzystanie węgla kamiennego i brunatnego w polskim sektorze elektroenergetycznym w perspektywie 2050 roku.
Rozważane są również możliwości szerszego wykorzystania w energetyce gazu ziemnego, co byłoby możliwe gdyby w najbliższych latach udostępniono rodzimy gaz ze złóż w formacjach łupkowych [11].
4. Wpływ poziomu cen uprawnień do emisji CO2 na wykorzystanie węgla w energetyce do 2050 roku Wykorzystanie węgla w energetyce wiąże się z emisją dwutlenku węgla do atmosfery. Dlatego oceny wpływu po- ziomu cen uprawnień do emisji na przyszłe wykorzystanie węgla wykonano poprzez porównywanie parami scenariuszy, w których jedynym różniącym je założeniem był właśnie ten element.
Pierwszą taką parę stanowią REF i REF-CO2WYS.
Wspólne dla obu scenariuszy założenia są następujące:
1) Istnieje możliwość budowy 3 bloków energetyki jądrowej – po 1,5 GW każdy w latach 2025, 2030 i 2035, przy czym model dokona wyboru energetyki jądrowej spośród wielu innych technologii w oparciu o optymalizację kosztów.
2) Nie przewiduje się rozwoju wydobycia gazu z formacji łupkowych w Polsce, zatem ceny gazu pozostaną na po- ziomie wynikającym z prognoz przedstawionych w tabeli 3) Nastąpi umiarkowany wzrost wymagań unijnych dotyczą-1.
cych celów OZE (wariant REF- rys. 2).
4) Technologie CCS będą się rozwijać i osiągną dojrzałość komercyjną pozwalającą na ich zastosowanie w energetyce w elektrowniach budowanych po 2030 roku.
Jedyna różnica w przyjętych założeniach polega na wa- riantowaniu cen uprawnień do emisji CO2:
Rys. 1. Analizowane warianty kształtowania się cen uprawnień do emisji CO2
Fig. 1. Analyzed options of fluctuations of prices of the titles for CO2 emission
Źródło: Gawlik [5]
Rozważano również 3 poziomy wymaganego udziału energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w finalnym zużyciu energii elektrycznej netto (rys. 2):
– wariant BEZ-OZE zakłada, że po osiągnięciu celów wskaźnikowych przewidzianych w dyrektywie OZE w 2020 roku, nie zostaną one podniesione, co oznacza, że dalszy wzrost ich wykorzystania następował będzie na warunkach wolnej konkurencji z innymi źródłami energii (bez dedykowanych systemów wsparcia) – cel ogólny tj.
osiągnięcie 19,13% udziału energii elektrycznej z OZE w zużyciu energii finalnej brutto w 2020 r., który przekłada się na 23-procentowy udział energii z OZE w zużyciu energii finalnej netto – pozostanie na tym samym poziomie do roku 2050;
– wariant REF – zakłada umiarkowany wzrost celów wskaź- nikowych, z poziomu 23% dla roku 2020 do 35% w 2050 roku;
– wariant WYSOKI – reprezentuje nacisk UE na wzrost użytkowania energii odnawialnej. Założono w nim, że cele wskaźnikowe do 2050 roku ulegną znacznemu wzrostowi, osiągając 50% udziału energii z OZE w zużyciu finalnym energii elektrycznej netto.
Rys. 2. Analizowane warianty kształtowania się wymaganego udziału energii elektrycznej z OZE w finalnym zużyciu energii elektrycznej netto, %
Fig. 2. Analyzed options of the required portion of electricity from OZE in the total use of net electric energy, % Źródło: Gawlik [5]
– scenariusz REF zakłada umiarkowany wzrost tych cen (wariant REF – rys. 1),
– scenariusz REF-CO2WYS zakłada wysoki wzrost tych cen (wariant CO2WYS – rys. 1).
Drugą parę analizowanych scenariuszy stanowią:
GAZOWY i GAZOWY-CO2WYS, w których założono, że w Polsce nastąpi rozwój wydobycia gazu z formacji łupko- wych, co znajdzie odzwierciedlenie w większej podaży gazu dla energetyki i niższej jego cenie. Znów jedyną różnicą między tymi scenariuszami jest poziom cen uprawnień do emisji CO2:
– scenariusz GAZOWY zakłada umiarkowany wzrost tych cen (wariant REF – rys. 1),
– scenariusz GAZOWY-CO2WYS – zakłada wysoki wzrost tych cen (wariant CO2WYS – rys. 1).
Pozostałe założenia są identyczne jak w poprzedniej parze scenariuszy.
Poniżej przedstawiono wyniki uzyskane przez model optymalizujący rozwój sektora energetycznego w warunkach minimalizacji zdyskontowanych kosztów systemowych.
Tabela 2 przedstawia wyniki modelowania w zakresie budowy nowych mocy energetyki w podziale na paliwa.
Dla pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną sektor energetyki musi wybudować około 62 GW nowych mocy.
We wszystkich scenariuszach następuje znacząca rozbudowa energetyki w oparciu o odnawialne źródła energii, co wynika z założonych celów wskaźnikowych w zakresie stosowania OZE.
Przy niskim poziomie cen uprawnień do emisji CO2 i braku rozwoju wydobycia gazu ze złóż łupkowych (scena- riusz REF) najefektywniejszym rozwiązaniem dla pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną jest budowa około 12 GW energetyki opartej na węglu kamiennym, 6,8 GW opartej na węglu brunatnym i 7,3 GW w oparciu o importowany gaz.
W przypadku gdyby nastąpił rozwój krajowego wydobycia gazu (scenariusz GAZOWY), optymalnym byłoby wybudowanie o 0,6 GW więcej elektrowni i elektrociepłowni gazowych.
Tabela 2. Budowa nowych mocy w latach 2015 – 2050 w wa- runkach analizowanych scenariuszy, GW
Table 2. Implementation of new power stations in 2015-2050 within the analyzed scenarios, GW
Paliwo/
technologia Scenariusz
REF REF-
CO2WYS GAZOWY GAZOWY-
CO2WYS
Węgiel kamienny 12,0 3,6 11,9 3,6
Węgiel kamienny
+ CCS 0,0 9,8 0,0 0,0
Węgiel brunatny 6,8 0,0 6,8 0,0
Węgiel brunatny
+ CCS 0,0 6,2 0,0 6,4
Gaz ziemny 7,3 3,4 7,9 16,6
Energia jądrowa 0,0 3,0 0,0 0,0
Energia wodna 0,3 0,3 0,3 0,2
Biomasa 2,9 3,3 2,9 3,3
Biogaz 1,2 1,3 1,2 1,3
Energia wiatru 21,8 21,8 21,8 21,9
Energia słońca 9,6 9,6 9,6 9,6
Źródło: opracowanie własne na podstawie: [5]
Wysoki wzrost cen uprawnień do emisji CO2, analizowany w scenariuszu REF-CO2WYS powoduje, że optymalnym rozwiązaniem staje się budowa dwóch bloków energetyki jądrowej po 1,5 GW w latach 2030 i 2035, przy ogranicze- niu energetyki gazowej. W początkowym okresie analizy powstaną elektrownie na węgiel kamienny, a od 2030 roku
– gdy technologia CCS osiągnie dojrzałość komercyjną – w energetyce opartej na węglu kamiennym technologia ta staje się rozwiązaniem efektywnym ekonomicznie. Później – od 2045 roku – powstawać powinny również elektrownie IGCC z technologią CCS na węgiel brunatny.
Gdyby ceny gazu – za sprawą rozwoju wydobycia krajo- wego – osiągnęły niższe ceny, to w warunkach wysokich cen uprawnień do emisji CO2 (scenariusz GAZOWY-CO2WYS) energetyka oparta na gazie byłaby rozwiązaniem optymal- nym. Dla pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną powstałoby 16,6 GW jednostek mocy na to paliwo, a rozwią- zanie to byłoby tańsze od budowy energetyki jądrowej. Gaz wyparłby w znacznym stopniu węgiel kamienny. Energetyka na węglu brunatnym – dzięki technologii CCS – mogłaby liczyć na rozwój.
Na rysunkach 3 i 4 przedstawiono zapotrzebowanie na węgiel kamienny i węgiel brunatny w poszczególnych sce- nariuszach.
Do roku 2020 zapotrzebowanie na węgiel kamienny jest identyczne (rys. 3). Zmiana poziomu cen uprawnień do emisji nie ma wpływu na wykorzystanie węgla brunatnego do roku 2030 (rys. 4). Różnice są widoczne dopiero w latach późniejszych.
Rys. 3. Zapotrzebowanie sektora paliwowo-energetycznego na węgiel kamienny w analizowanych scenariuszach, mln Mg Fig. 3. Demand for hard coal in the fuel-energy sector within
the analyzed scenarios, mln Mg Źródło: opracowanie własne na podstawie [5]
Rys. 4. Zapotrzebowanie sektora paliwowo-energetycznego na węgiel brunatny w analizowanych scenariuszach, mln Mg Fig. 4. Demand for lignite in the fuel-energy sector within the
analyzed scenarios, mln Mg Źródło: opracowanie własne na podstawie [5]
W pierwszej parze scenariuszy (gdy zakłada się brak roz- woju gazu z formacji łupkowych w Polsce), zapotrzebowanie na węgiel kamienny w latach 2030 i 2035 jest niższe, gdy przewidywana jest ścieżka wysokiego wzrostu cen uprawnień do emisji, ale potem (w latach 2040 i 2045), budowane są nowe elektrownie wyposażone w technologię CCS, wykorzystanie węgla kamiennego jest wyższe w scenariuszu REF-CO2WYS niż w scenariuszu REF (przy niższych cenach uprawnień do emisji).
W scenariuszu GAZOWY – niższe ceny gazu nie po- wodują dużego przyrostu nowych mocy opartych na gazie (tylko o 0,6 GW więcej niż w scenariuszu REF), a zatem tylko w niewielkim stopniu eliminują zapotrzebowanie na węgiel kamienny i wcale nie redukują zapotrzebowania na węgiel brunatny. Dopiero wzrost cen uprawnień do emisji CO2 do poziomu jak w wariancie CO2WYS powoduje, że przy większej dostępności gazu opłacalna staje się budowa energetyki opartej na tym paliwie (scenariusz GAZOWY- CO2WYS). To powoduje bardzo znaczące ograniczenie zapotrzebowania na węgiel kamienny – gdyż nowe moce na węglu kamiennym z technologią CCS są niekonkurencyjne w stosunku do technologii opartych na gazie. Następują również ograniczenia w zapotrzebowaniu na węgiel brunatny (choć tylko w niewielkim stopniu).
Przedstawione badania pokazują, że przy wysokich ce- nach uprawnień do emisji węgiel brunatny będzie miał swoje miejsce w przyszłej strukturze paliwowej energetyki, jeśli technologie CCS będą gotowe do komercjalizacji począw- szy od 2030 roku. Węgiel kamienny przy wysokich cenach uprawnień do emisji CO2 będzie miał ograniczoną rolę, jeśli dostępny będzie gaz z formacji łupkowych.
Kluczowym dla rozwoju górnictwa węglowego okazuje się być rozwój technologii CCS, który uległ w ostatnich la- tach zahamowaniu [9]. Dla oceny roli jaką ma do spełnienia technologia CCS przebadano również scenariusz BEZ-CCS, w którym jedyną różnicą w stosunku do scenariusza REF- CO2WYS było założenie, że technologia CCS nie osiągnie dojrzałości komercyjnej do 2050 roku – nie będzie więc dostępna.
Porównanie zapotrzebowania na węgiel kamienny przed- stawiono na rys. 5, a na węgiel brunatny na rys. 6.
Poza rozwojem energetyki opartej na odnawialnych źródłach energii (takich samych jak w scenariuszu REF- CO2WYS), w scenariuszu BEZ-CCS model wybiera do budowy:
– 3,6 GW elektrowni na węglu kamiennym – w pierwszych latach analizy (identycznie jak w scenariuszu REF- CO2WYS),
– 3 GW bloków energetyki jądrowej (tak jak w scenariuszu REF-CO2WYS),
– 19,4 GW elektrowni na gazie ziemnym (o 16 GW więcej jak w scenariuszu REF-CO2WYS).
Wybór optymalnych mocy wytwórczych dla energetyki w scenariuszu BEZ-CCS polega na zastąpieniu technologii opartych na węglu – technologiami gazowymi. Górnictwo węgla kamiennego traci jako odbiorcę 9,8 GW nowych mocy, a górnictwo węgla brunatnego – 6,2 GW w nowych elektrowniach.
Zapotrzebowanie na węgiel kamienny po 2030 roku obniża się znacząco, stanowiąc mniej niż połowę zapotrze- bowania wykazywanego w scenariuszu REF-CO2WYS.
Zapotrzebowanie na węgiel brunatny obniża się, a w związku z tym, że nie powstają żadne nowe elektrownie – istnieją- cym elektrowniom wystarczy węgla z obecnie istniejących odkrywek. Dla górnictwa węgla kamiennego wysokie ceny uprawnień do emisji CO2 i brak dostępności technologii CCS oznacza brak perspektyw rozwoju.
5. Wpływ zmiany celów wskaźnikowych OZE
na wykorzystanie węgla w energetyce do 2050 roku Ocena wpływu ustalenia przez UE celów wskaźnikowych w zakresie odnawialnych źródeł energii została zbadana poprzez porównanie trzech scenariuszy: BEZ-OZE, REF- CO2WYS, i BEZ-OZE. We wszystkich tych scenariuszach założono wysoki wzrost cen uprawnień do emisji CO2 w perspektywie 2050 roku (rys. 1), dopuszczono możliwość budowy 3 bloków energetyki jądrowej – po 1,5 GW każdy w latach 2025, 2030 i 2035 pod warunkiem, że technologia ta będzie konkurencyjna z innymi. Założono, że nie dojdzie do Rys. 5. Zapotrzebowanie na węgiel kamienny przy wysokich
cenach uprawnień do emisji CO2 w warunkach dostęp- ności technologii CCS od 2030 roku (scenariusz REF- -CO2WYS) i jej braku (scenariusz BEZ-CCS)
Fig. 5. Demand for hard coal by high costs of titles for CO2 emission with the accessibility to CCS technology, be- ginning 2030 (scenario REF-CO2WYS) and without it (scenario BEZ-CCS)
Źródło: opracowanie własne na podstawie [5]
Rys. 6. Zapotrzebowanie na węgiel brunatny przy wysokich cenach uprawnień do emisji CO2 w warunkach dostęp- ności technologii CCS od 2030 roku (scenariusz REF- -CO2WYS) i jej braku (scenariusz BEZ-CCS)
Fig. 6. Demand for lignite by high costs of titles for CO2 emis- sion with the accessibility to CCS technology, beginning 2030 (scenario REF-CO2WYS) and without it (scenario BEZ-CCS)
Źródło: opracowanie własne na podstawie [5]
komercyjnego wydobycia gazu z łupków oraz, że technologia CCS będzie dostępna począwszy od 2030 roku.
W scenariuszach tych różnicowano zadane cele wskaź- nikowe OZE według wariantów przedstawionych na rys. 2:
– w scenariuszu BEZ-OZE przyjęto, że po osiągnięciu celów wskaźnikowych w 2020 roku Unia nie będzie nakładała nowych zobowiązań, a wiec dla Polski do 2050 roku po- zostanie jako obowiązujący cel wskaźnikowy w wysokości 23% tego udziału,
– w scenariuszu REF-CO2WYS założono umiarkowany wzrost celów wskaźnikowych, z poziomu 23% dla 2020 roku do 35% w 2050 roku,
– w scenariuszu OZE przyjęto, że cele wskaźnikowe użyt- kowania odnawialnych źródeł energii wzrosną do 50%
obligatoryjnego udziału energii z OZE w zużyciu finalnym energii elektrycznej netto w 2050 roku.
W tabeli 3 oraz na rys. 7 i 8 przedstawiono wyniki opty- malizacji tych trzech scenariuszy.
Tabela 3. Budowa nowych mocy w latach 2015 – 2050 w zależ- ności od poziomu wymaganych celów wskaźnikowych OZE, w GW
Table 3. Implementation of new power stations in 2015-2050 depending on the level of the required indicative programs OZE, GW
Paliwo/technologia Scenariusz
BEZ-OZE Scenariusz CO2WYSREF-
Scenariusz OZE
Węgiel kamienny 3,6 3,6 3,6
Węgiel kamienny + CCS 10,9 9,8 7,9
Węgiel brunatny IGCC+
CCS 6,4 6,2 3,1
Gaz ziemny 3,6 3,4 3,4
Energia jądrowa 3,0 3,0 3,0
Energia wodna 0,1 0,3 0,3
Biomasa 3,3 3,3 4,0
Biogaz 1,3 1,3 2,0
Energia wiatru 21,0 21,8 25,1
Energia słońca 4,5 9,6 21,5
Źródło: opracowanie własne na podstawie [5]
Wysoki poziom cen uprawnień do emisji oznacza opła- calność budowy dwóch elektrowni jądrowych (razem 3 GW), bez względu na poziom założonych celów wskaźnikowych w zakresie OZE.
W miarę wzrostu celów wskaźnikowych OZE model, optymalizując strukturę produkcji energii elektrycznej, w coraz większym stopniu eliminuje inwestycje w energetykę na węglu kamiennym i brunatnym z technologią CCS.
Wymagany poziom energii z OZE wymusza budowę farm wiatrowych na lądzie i ogniw fotowoltaicznych. W scenariu- szu OZE (zakładającym wysoki wzrost celu wskaźnikowego), dla uzyskania wymaganego udziału energii ze źródeł odna- wialnych budowane są również farmy wiatrowe na morzu.
Udział nowych mocy opartych na odnawialnych źródłach energii w okresie 2015 – 2050 we wszystkich wymaganych inwestycjach w sektorze energii wynosi:
– w scenariuszu BEZ-OZE (niski wskaźnik) – 52,4%, – w scenariuszu REF-CO2WYS (referencyjny wskaźnik) –
58,2%,
– w scenariuszu OZE (wysoki wskaźnik) – 71,6%.
Uzyskane udziały energii elektrycznej z OZE w finalnym zużyciu energii elektrycznej przedstawia tabela 4.
W scenariuszu BEZ-OZE – w którym cele OZE po 2020 roku nie były podnoszone, uzyskane udziały energii elek- trycznej z OZE były wyższe od narzuconych celów wskaź- nikowych. W scenariuszach REF-CO2WYS i OZE dotyczy to tylko lat 2025 – 2030.
Jeśli w wyniku optymalizacji struktury za pomocą badań modelowych występuje nadwyżka udziału ponad obligato- ryjny cel, oznacza to, że technologie wybrane przez model są konkurencyjne w porównaniu do technologii opartych na paliwach kopalnych. Zatem uzyskane w scenariuszu BEZ- OZE poziomy udziałów energii z OZE są optymalne.
Na rys. 7 przedstawiono zapotrzebowanie na węgiel kamienny w trzech analizowanych scenariuszach. W miarę wzrostu celów wskaźnikowych następuje obniżenie zapo- trzebowania na węgiel w energetyce. Wysokie cele w za- kresie użytkowania OZE będą miały wpływ na ograniczenie użytkowania węgla począwszy od 2030 roku, a zwłaszcza od 2040 roku. Podobną zależność można zaobserwować w użytkowaniu węgla brunatnego w energetyce (rys. 8), z tym że efekty są widoczne od 2040 roku.
Wyższe cele wskaźnikowe powodują konieczność budowy odnawialnej energetyki mimo jej niedojrzałości ekonomicznej i niekonkurencyjnych kosztów. Wymuszenie zbyt wysokich celów wskaźnikowych OZE powoduje wzrost niezbędnych nakładów inwestycyjnych na realizację nowych mocy z poziomu 446 mld PLN w scenariuszu BEZ-OZE do 463 mld PLN w scenariuszu REF-CO2WYS i prawie 510 mld PLN w scenariuszu OZE.
Tabela 4. Uzyskane udziały energii elektrycznej z OZE w finalnym zużyciu energii elektrycznej w poszczególnych scenariuszach, na tle założonych celów wskaźnikowych na poszczególne lata, %
Table 4. Share of OZE electricity in the total energy use within particular scenarios in the light of the assumed indicative programs in particular periods
Rok Scenariusz BEZ-OZE Scenariusz REF-CO2WYS Scenariusz OZE
OZEcel
uzyskany udział
OZE
nadwyżka cel
OZE uzyskany udział OZE
nadwyżka cel
OZE uzyskany udział OZE
nadwyżka
2015 15 15 0 15 15 0 15 15
2020 23 23 0 23 23 0 23 23
2025 23 25,81 2,81 25 25,81 0,81 25 25,89 0,89
2030 23 31,13 8,13 27 31,2 4,2 30 33,62 3,62
2035 23 30,42 7,42 29 30,56 1,56 35 35,16 0,16
2040 23 29,14 6,14 31 31 0 40 40 0
2045 23 28,75 5,75 33 33 0 45 45 0
2050 23 31,14 8,14 35 35 0 50 50 0
Źródło: opracowanie własne na podstawie [5]
6. Wnioski
Konieczność ochrony klimatu w długiej perspektywie deklarowana przez Unię Europejską jest niezaprzeczalną potrzebą dla zapewnienia zrównoważonego rozwoju w skali światowej. Jednakże należy rozważyć czy przyjęte cele są najlepszym rozwiązaniem.
Narzucenie wysokiego poziomu cen uprawnień do emisji CO2 będzie powodowało wzrost kosztów wytwarzania energii elektrycznej, obniżając tym samym konkurencyjność gospo- darki krajowej, a także droższe inwestycyjnie rozwiązania.
Przy niskim poziome cen uprawnień do emisji CO2 (sce- nariusze REF i GAZOWY) sektor energii będzie w dużym stopniu wykorzystywał rodzimy węgiel kamienny i brunatny.
W scenariuszach zakładających wysoki wzrost cen uprawnień (scenariusze REF-CO2WYS i GAZOWY-CO2WYS), wy- korzystanie węgla uwarunkowane jest rozwojem technologii CCS. Opóźnienia w komercjalizacji tej technologii spowodują brak opłacalności wykorzystania węgla w energetyce (scena- riusz BEZ-CCS).
Rys. 7. Zapotrzebowanie na węgiel kamienny przy róż- nych wariantach kształtowania się celów wskaźnikowych w zakresie użytkowania OZE, mln Mg
Fig. 7. Demand for hard coal by assuming various options of indicative programs within the use of OZE, mln Mg Źródło: opracowanie własne na podstawie [5]
Rys. 8. Zapotrzebowanie na węgiel brunatny przy różnych wa- riantach kształtowania się celów wskaźnikowych w za- kresie użytkowania OZE, mln Mg
Fig. 8. Demand for lignite by assuming various options of indi- cative program within the use of OZE, mln Mg Źródło: opracowanie własne na podstawie [5]
Na uwagę zasługuje również fakt, że energetyka jądrowa staje się rozwiązaniem efektywnym, jeśli nie rozwinie się wydobycie krajowego gazu z formacji łupkowych. Jeśli do- stępny będzie gaz ze źródeł krajowych – energetyka jądrowa staje się rozwiązaniem nieoptymalnym.
Przedstawione badania scenariuszowe wykazują, że na- rzucenie wysokich celów w zakresie OZE jest nieracjonalne, ponieważ:
– powoduje konieczność poniesienia bardzo wysokich nakładów inwestycyjnych na budowę energetyki odna- wialnej,
– powoduje bardzo wysoki wzrost kosztów wytwarzania energii elektrycznej,
– ogranicza możliwość użytkowania rodzimych zasobów węgla kamiennego i brunatnego, które, w przypadku rozwoju technologii CCS, pozwoliłoby na osiągnięcie dobrego efektu w zakresie redukcji CO2 przy znacząco niższych nakładach i niższych kosztach wytwarzania energii elektrycznej,
– pozostawia niepewność co do możliwości wykorzysta- nia w energetyce gazu ziemnego z formacji łupkowych, w przypadku ich udokumentowania i rozwoju wydobycia, – po 2025 roku część technologii opartych na odnawialnych
źródłach energii będzie mogła konkurować z innymi tech- nologiami energetycznymi, więc ich udział w produkcji energii elektrycznej będzie wzrastał, pomimo rezygnacji z narzucania obligatoryjnych celów.
Obecnie obowiązujący dokument „Polityka energetyczna Polski do roku 2030” uległ w znacznym stopniu dezaktualizacji w wyniku wpływu wielu czynników, z których najistotniejsze są rezultatem długofalowych planów Unii Europejskiej w za- kresie funkcjonowania pakietu klimatycznego. Przedstawione scenariusze pokazują, że nowa polityka energetyczna Polski stawia przed rządem konieczność podjęcia ważnych decyzji, które ukierunkują sektor energii na długie lata. Badania po- winny zostać wykorzystane podczas jej opracowywania, by wyważyć kilka elementów zrównoważonego rozwoju, do których oprócz celów środowiskowych należy dostępność do energii po rozsądnej cenie oraz bezpieczeństwo energetyczne państwa i obywateli.
Praca zrealizowana w ramach badań statutowych Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią Polskiej Akademii Nauk.
Literatura
1. Alvares, C. P. 2014. Coal. Medium-Term Market Report 2013.
Market Trends and Projections to 2018. International Energy Agency.
Prezentacja, Katowice, 28.03,2014.
2. EC 2011. Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the Economic and Social Committee and the Committee of the Regions. Energy Roadmap 2050, COM(2011) 885 final. European Commission (EC). [online] http://eur-lex.eu- ropa.eu/LexUriServ.do?uri=COM:2011:0885:FIN:FIN:PDF [dostęp:
13.03.2014]
3. Gawlik, L.: Węgiel kamienny energetyczny. Perspektywy rozwoju w świetle priorytetów środowiskowych. Polski Komitet Światowej Rady Energetycznej. Wyd. IGSMiE PAN, Kraków 2011. [online] http://
www.wec-pksre.pl/img_in/publikacje/pdf/wegielkamienny.pdf [dostęp:
14.04.2014]
4. Gawlik, L.: Gaz ziemny z łupków w Polsce – raport. Polski Komitet Światowej Rady Energetycznej. Wyd. IGSMiE PAN, Warszawa 2013, [online] http://www.wec-pksre.pl/img_in/publikacje/pdf/gaz-ziemny- -z-lupkow.pdf [dostęp: 14.04.2014]
5. Gawlik, L. (red.) . Węgiel dla polskiej energetyki w perspektywie 2050 roku – analizy scenariuszowe. Górnicza Izba Przemysłowo-Handlowa.
Wyd. IGSMiE PAN, Katowice 2013, [online] www.giph.com.pl/atta- chements/article/278/Wegiel_dla_polskiej_energetyki_2050_GIPH_
MINPAN.pdf [dostęp: 13.03.2014]
6. Grudziński, Z.: Konkurencyjność paliw w wytwarzaniu energii elek- trycznej. „Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal” 2013. nr 16 (4).
7. KE 2013. Zielona Księga. Ramy polityki w zakresie klimatu i energii do roku 2030. Komisja Europejska, Bruksela 27.03.2013.COM(2013) 169 final.
8. Lorenz, U.: Węgiel energetyczny na świecie – sytuacja w 2012 r.
i perspektywy. „Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal”, 2013, nr 16 (4).
9. Markewitz, P. i in.: Worldwide innovations in the development of carbon
capture technologies and the utilization of CO2. Energy and Environment Science, 5, 2011. 7281-7305.
10. PSE, 2014. Miesięczne raporty z funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i Rynku Bilansującego. Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., [online] www.pse.pl [dostęp 19.03.2014].
11. Rychlicki, S., Siemek, J.: Stan aktualny i prognozy wykorzystania gazu ziemnego do produkcji energii elektrycznej w Polsce. „Gospodarka Surowcami Mineralnymi – Mineral Resources Management” 2013, nr 29, 1.
12. WEC 2013. World Energy Scenarios. Composing energy futures to 2050. World Energy Council, London. 281 s. [online] http://www.
worldenergy.org/publications/2013/world-energy-scenarios-composing- energy-futures-to-2050/ [dostęp: 10.04.2014]
NACZELNY REDAKTOR
w zeszycie 1-2/2010 Przeglądu Górniczego, zwrócił się do kadr
górniczych z zachętą do publikowania artykułów ukierunkowanych
na wywołanie
POLEMIKI – DYSKUSJI.
Trudnych problemów, które czekają na rzetelną, merytoryczną
wymianę poglądów – jest wiele! Od niej – w znaczącej mierze –
zależy skuteczność praktyki i nauki górniczej w działaniach na rzecz
bezpieczeństwa górniczego oraz postępu technicznego
i ekonomicznej efektywności eksploatacji złóż.
Od naszego wysiłku w poszukiwaniu najlepszych rozwiązań
– zależy przyszłość polskiego górnictwa!!!
*) Instytut GSMiE PAN, Kraków
Treść: W artykule przedstawiono metodykę określania poziomu konkurencyjnej ceny węgla w stosunku do węgla importowanego oraz do innych paliw na rynku energii elektrycznej. O poziomie konkurencyjności węgla w stosunku do innych paliw świadczą także relacje cenowe pomiędzy nimi. Ceny węgla brunatnego są około 40% niższe od cen węgla energetycznego, natomiast gaz ziemny jest około trzykrotnie droższy od węgla przeznaczonego do wytwarzania energii elektrycznej. W związku z coraz więk- szym importem węgla, ceny w dostawach do dużych odbiorców są stymulowane zmianami cen z rynków międzynarodowych.
W wyniku obliczeń przedstawiono symulacje maksymalnych cen węgla u producenta (loco kopalnia), które są konkurencyjne (równe cenom węgla z importu) u użytkownika (elektrowni). Biorąc pod uwagę, że w przyszłości głównym konkurentem węgla przeznaczonego do produkcji energii elektrycznej będzie prawdopodobnie gaz ziemny, omówiono zagadnienie tzw. „parytetu gazowego”. Otrzymane wyniki pokazują, jakie mogą być maksymalne ceny węgla w stosunku do cen gazu ziemnego, aby cena energii elektrycznej z tych dwóch paliw była identyczna.
Abstract: This paper presents the methodology of determining the level of competitive price of coal in relation to the import coal and other fuels on energy markets. The level of competitiveness of coal in relation to other fuels is also determined by their price relationships. Lignite prices, for instance, are 40% lower than those of energy coal. Alternatively, the natural gas price is about three times higher than of coal for electricity production. Along with the increasing level of import of coal, the prices of supplies for the major buyers are stimulated by price changes on the international markets. The performed calculations allowed to present a simulation of maximum prices of coal from the producer (loco mine) which are competitive for (equal to import prices) the user (power station). Taking that the natural gas is the future major competitor for energy coal, the paper discusses the issue of “gas parity”. The obtained results show the possible maximum coal prices in relation to the natural gas prices to ensure that both of the prices are equal in terms of supplying electricity.
UKD 622.333: 338.516.22: 622.339.13
Słowa kluczowe:
ceny maksymalne węgla, konkurencyjność paliw, relacje cen nośników energii, parytet gazowy Key words:
maximum prices of coal, fuel competitiveness, relations of energy carrier prices, gas parity
Dr inż. Zbigniew Grudziński*)
Metody oceny konkurencyjności paliw
do wytwarzania energii elektrycznej
Methods of assessment of competitiveness of fuels
for the production of electricity
1. Wprowadzenie
W Polsce głównymi nośnikami w sektorze wytwarzania energii elektrycznej jest węgiel kamienny i brunatny. Strukturę produkcji energii elektrycznej w roku 2012 według nośników przedstawiono na rys. 1. Z tych dwóch paliw produkuje się około 83% energii elektrycznej, ale udział ten obniżył się o 6,1% w stosunku do roku 2005. Udział gazu ziemnego w produkcji energii elektrycznej jest na poziomie 3,9%
i udział ten wzrósł w niewielkim stopniu o 0,5% w porównaniu z rokiem 2005. Coraz więcej energii produkowane jest z OZE (10,4% w 2012 roku), gdzie dominuje zużycie biomasy w pro- cesie współspalania. Także dynamicznie rozwija się produkcja energii z wiatru (udział 2%). W 2005 roku produkcja wyniosła zaledwie 0,1 TWh, by w roku 2012 osiągnąć poziom 3,2 TWh.
Ta struktura wytwarzania energii elektrycznej w Polsce zdeterminowana jest wielkością bazy zasobowej i wyni- kającą z niej infrastrukturą systemu wytwarzania energii.
W celu utrzymania znaczącej roli węgla krajowego w produk- cji energii, konieczne będzie sprostanie konkurencji między- narodowych rynków, nie tylko węgla i energii, ale także innych paliw, których zwiększający się udział bardzo często będzie wynikać jedynie z uwarunkowań ekologicznych, będących efektem prowadzonej określonej polityki klimatycznej w UE.
W artykule przedstawiono metodykę określania poziomu konkurencyjnej ceny węgla w stosunku do węgla importo- wanego oraz do innych paliw na rynku energii elektrycznej [5]. W pierwszym etapie obliczeń określono jakie warunki cenowe musi spełnić węgiel krajowy, by móc konkurować z węglem importowanym. Jest to więc wyznaczenie takiej maksymalnej ceny węgla u producenta, którego poziom w elektrowni (użytkownika – odbiorcy węgla) nie byłby
wyższy od cen węgla importowanego z rynków międzyna- rodowych. W etapie drugim wyznaczono maksymalne ceny węgla wynikające z konkurencji pomiędzy innymi paliwami na rynku energii elektrycznej.
nego w tym porównaniu równają się 1. Porównanie dobrze obrazuje jaka jest pozycja cenowa węgla energetycznego w stosunku do innych nośników energii. Relacje cen pomię- dzy nośnikami są stosunkowo stabilne. Z przedstawionego porównania wynika że:
– najniższe ceny ma węgiel brunatny. Jest tańszy od węgla kamiennego o około 40%,
– relacje cen pomiędzy węglami kierowanymi do różnych użytkowników są stabilne. Ceny węgla zużywanego w gospodarstwach domowych są dwukrotnie wyższe od cen węgla przeznaczonego do wytwarzania energii elektrycznej, natomiast węgiel zużywany przez średni przemysł jest droższy o średnio około 20%,
– ceny gazu ziemnego zużywanego przez elektrociepłownie cały czas rosną także w relacji do węgla. W 2011 relacja wyniosła 2,6, by w 2013 roku wzrosnąć do 3,3. Tak więc ceny gazu są ponad 3-krotnie większe od cen węgla.
Ceny węgla energetycznego w przedstawionym okresie spadły o 5% w stosunku do roku 2011 i aż o 12% w stosunku do roku 2012. Spadły także ceny energii elektrycznej w gra- nicach 5- 11% (w zależności od grupy odbiorców).
Ceny węgla brunatnego w tym zestawieniu wzrosły za- równo w porównaniu z rokiem 2011, jak i 2012. Największe wzrosty cen dotyczyły gazu ziemnego zużywanego przez elektrociepłownie – 24% w stosunku do roku 2011.
3. Analiza konkurencyjności cenowej węgla krajowego w stosunku do węgla importowanego
Czynnikiem, który w coraz większym stopniu oddziałuje na poziom cen na rynku krajowym i na tryb zawierania umów jest wielkość importu węgla oraz brak barier prawnych i lo- gistycznych w imporcie węgla. Natomiast ceny w imporcie wynikają wprost z relacji na rynkach międzynarodowych, co Rys. 1. Struktura produkcji energii elektrycznej w 2012 roku
według nośników
Fig. 1. Structure of electricity production in 2012 acc. to the carriers
Źródło: ARE – Statystyka elektroenergetyki …
2. Porównanie cen głównych nośników energii w Polsce Poziom konkurencyjności między nośnikami można oce- nić porównując ich ceny sprowadzone do porównywalnych jednostek (przedstawione porównanie nie uwzględnia spraw- ności przetwarzania poszczególnych paliw). W zestawieniu w tabeli 1 pokazano ceny wybranych nośników energii w prze- liczeniu na zł/GJ w latach 2011-2013. W tabeli pokazano także relacje cen między poszczególnymi nośnikami w stosunku do cen węgla kamiennego energetycznego przeznaczonego do wytwarzania energii elektrycznej. Ceny węgla energetycz-
Tabela 1. Porównanie cen wybranych nośników energii na rynku krajowym Table 1. Comparison of prices of selected types of carriers on domestic market
*Energia WN – wysokie napięcie, SN – średnie napięcie
Źródło: obliczenia własne na podstawie ARE – Europejski Biuletyn …, ARE – Sytuacja techniczno – ekonomiczna
*Energy WN - high voltage, SN - medium voltage
powoduje konieczność ciągłej analizy tych cen i znajomości panujących tam reguł [9, 10].
W ostatnich latach można zaobserwować tendencję wiązania cen węgla w kontraktach krajowych z cenami mię- dzynarodowymi. W handlu międzynarodowym tendencja ta staje się obowiązującą regułą, gdyż coraz więcej transakcji zawieranych jest na rynku natychmiastowym (ceny spot).
Ponadto ceny spot kreują ceny referencyjne, które są często wykorzystywane jako baza w kontraktach średnio i długo- terminowych. Wynikiem tego jest wzrost roli międzynarodo- wych indeksów cenowych, opracowywanych dla wszystkich ważniejszych producentów i rynków odbiorców węgla [5, 6].
Na polskim rynku węgla w związku z coraz większym importem, ceny w dostawach do dużych odbiorców są sty- mulowane zmianami cen z rynków międzynarodowych. Ceny w kontraktach są indywidualnie ustalane z każdym odbiorcą.
Ustalenie ceny przez producenta polega na wyznaczeniu maksymalnej ceny węgla u danego odbiorcy, która byłaby konkurencyjna (u tego odbiorcy) w stosunku do ceny węgla z importu. Decydującym czynnikiem poziomu cen jest wiec – oprócz ceny węgla importowanego – różnica odległości między kopalnią a elektrownią i elektrownią a granicą Polski.
Mechanizm tak obliczanych cen pokazano w tabeli 2.
W wyniku obliczeń w tabeli 2 przedstawiono symulacje maksymalnych cen węgla u producenta (loco kopalnia), które są konkurencyjne (równe cenom węgla z importu) u użytkow- nika (elektrowni) w stosunku do cen węgla importowanego (w Polsce w przypadku zawieraniu kontraktu na dostawę węgla z kopalni do elektrowni, cena jest ustalana w większości kontraktów na bramie kopalni, gdyż koszty transportu węgla do elektrowni są na ogół po stronie odbiorcy).
W przedstawionych wynikach o poziomie cen konkuren- cyjnych u producenta węgla decyduje różnica odległości (renta geograficzna) między kopalnią i elektrownią oraz elektrownią i granicą Polski. Jeśli różnica odległości wynosi „0” – oznacza to, że przykładowa elektrownia znajduje się w odległości takiej samej od granicy i od krajowego producenta. Wówczas koszty transportu węgla są identyczne (zakładając, że uda się wynegocjować identyczne stawki za transport kolejowy
na taką samą odległość, ale z różnych kierunków), a cena konkurencyjna węgla będzie uzależniona tylko od poziomu cen węgla w imporcie. Jeżeli różnica odległości jest dodatnia – oznacza to, że elektrownia położona jest bliżej kopalni niż granicy. Wówczas i kopalnia może zaproponować wyższą cenę za swój węgiel. W odwrotnej sytuacji – gdy różnica jest ujemna – cena węgla zaoferowanego przez krajowego producenta musi być niższa o koszty transportu wynikające z różnicy odległości. W tabeli wyróżniono wyniki obliczeń dla ceny węgla importowanego na poziomie 80 USD (poziom zbliżony do obecnej sytuacji cenowej), których interpretację graficzną przedstawiono na rys. 2.
W obliczeniach cena węgla importowanego zmienia się w granicach 70 – 110 USD/tonę. Wielkości przeliczono także na zł/GJ (kurs przeliczeniowy przyjęto w wysokości 3,2 zł za 1USD). Zakres zmienności tych cen to: 9 zł/GJ – 14,1 zł/
GJ. Parametry jakościowe węgla importowanego to standard międzynarodowy: wartość opałowa 25 MJ/kg (6000 kcal/
kg) i zawartość siarki poniżej 1% dla parametrów w stanie roboczym. W tych cenach węgla importowanego zawierają się także koszty portowe, które obecnie można szacować w granicach 4-6 USD/tonę. Tak więc symulowane ceny w zakre- sie 70 – 110 USD/tonę zawierają wszystkie koszty związane z importem węgla. Jest to cena w porcie polskim na warunkach DAP (formuła handlowa - Delivered at Place – dostarczony do miejsca).
Koszty transportu węgla koleją do użytkowników przy- jęto wg taryf PKP Cargo i zastosowano rabat w wysokości 75%. Taką wielkość rabatu w transporcie kolejowym przy- jęto w wyniku analizy informacji prasowych, internetowych w których pojawiała się informacja o zawieranych kontrak- tach na transport węgla. Znając wielkość kontraktu na do- stawę węgla i globalną ceną i porównując to z taryfami PKP Cargo, można było oszacować wielkość upustów cenowych w stosunku do publikowanych taryf przewozowych. W roku 2013 wysokość taryfy towarowej za przewóz towarów pozo- stała na poziomie cen z 2013 roku. Kolej jest najczęstszym rodzajem transportu wykorzystywanym w imporcie węgla do Polski [13,14,12,15].
Tabela 2. Cena węgla loco producenta konkurencyjna w dostawie do elektrowni w stosunku do cen węgla importowanego, zł/GJ Table 2. Coal price of loco producer competitive in the supply to power stations in relation to the prices of import coal, zl/GJ
Dla zilustrowania przeprowadzonych obliczeń na rys. 2 sporządzono nomogram, który pokazuje symulację zmian cen węgla loco kopalnia przy założonych poziomach cen węgla z importu w zależności od różnicy odległości kopalnia – użyt- kownik – port.
Na wykresie zaznaczono trzy przypadki (P1, P2 i P3), określające cenę loco producent przy cenach w imporcie na poziomie 80 USD/tonę (10,2 zł/GJ). Interpretacja tych przy- kładów jest następująca:
– przykład P1 – odległość kopalni od elektrowni jest taka sama jak odległość elektrowni od portu. Wówczas cena maksymalna węgla w kopalni zapewniająca konkurencyj- ny poziom jest równa cenie importowej, czyli 10,2 zł/GJ (80 USD/tonę),
– przykład P2 - odległość kopalni od elektrowni jest większa od odległości elektrowni od portów: różnica ta wynosi -200 km. W takim przypadku maksymalna cena węgla w kopalni zapewniająca konkurencyjny poziom (w stosunku do węgla importowanego) to 9,3 zł/GJ,
– przykład P3 - odległość kopalni od elektrowni jest mniej- sza od odległości elektrowni od portów i wynosi 150 km.
Wówczas maksymalna cena węgla w kopalni (konkuren- cyjna wobec importu) to poziom 11 zł/GJ.
– Przypadek P3’ obrazuje sytuację innego krajowego producenta węgla, który dostarcza węgiel do tej samej elektrowni jak w przypadku P3, ale znajdującego się w innej odległości od odbiorcy. Wówczas - przy takie samej cenie węgla z importu - konkurencyjna cena może wynieść 11,3 zł/GJ.
Przedstawiony (w tab. 2 i rys. 2) sposób wyliczenia za- kłada, że dostawca krajowy dostarcza węgiel o takiej samej kaloryczności jak węgiel importowany– i wówczas wystarczy skorygować różnicę stawek frachtu kolejowego na odległość
„granica – odbiorca” i „kopalnia – odbiorca” (w przeliczeniu na zł/GJ) – wzór 1. Jeśli jednak kaloryczność węgla krajowe- go jest inna – to stawkę transportu kolejowego z kopalni do
elektrowni (w zł/tonę) należy podzielić przez tę inną wartość opałową – wzór 2.
Poniżej przedstawiono wzory, według których przepro- wadzono obliczenia
Cwk= (CDDP +(KtEP – KTEK))* WK USD/tonę (1) Cwk= (CDDP/QI +(KtEP/QI – KTEK/QK))* WK USD/tonę (2) gdzie:
CWK– cena węgla loco kopalnia (konkurencyjna w sto- sunku do węgla importowanego),
CDDP– średnia cena węgla importowanego, określana na granicy kraju
KtEP– koszt transportu odbiorca – granica (elektrownia – port),
KTEK– koszt transportu odbiorca – kopalnia (elektrownia – producent),
WK – współczynnik konkurencyjności,
QI – wartość opałowa węgli importowanych (około 25 MJ/kg),
QK – wartość opałowa węgla z kopalni krajowej, MJ/kg.
[5]
Bazą dla przedstawionych obliczeń były ceny węgla na międzynarodowych rynkach. Przedstawiono procedu- rę wyznaczania zakresu zmienności cen w imporcie od najważniejszych eksporterów węgla na rynki europejskie.
Zaproponowano następujący schemat obliczeniowy cen węgla w dostawach do Europy:
– wybrano pięciu największych dostawców węgla na rynki europejskie (RPA – port Richards Bay, Kolumbia – port Bolivar, Rosja – porty bałtyckie, Indonezja – port Kalimantan i Australia – port Newcastle) i dla węgli z tych krajów w układzie miesięcznym wyznaczono przedział minimalnych i maksymalnych cen importowych na rynku europejskim;
Rys. 2. Symulacja zmian cen węgla (konkurencyjnego) loco kopalnia w dostawach do elektrowni przy założonych poziomach cen węgla z importu
Fig. 2. Simulation of changes in prices of coal of loco mine (competitive) in the supplies to power stations by the assumed prices of import coal
– ceny węgli w imporcie to w tych obliczeniach ceny na warunkach CIF. Na ceny te składają się takie elementy jak: cena węgla FOB w porcie eksportera, koszt frachtu do portów Europy Zachodniej oraz ubezpieczenie ładunku;
– ceny FOB i frachty do portów ARA zostały obliczone na podstawie danych tygodniowych uśrednionych do śred- nich kwartalnych;
– informacje o cenach FOB pochodziły z trzech źródeł informacji: Platts, Argus, globalCoal. Są to ceny średnie (średnia arytmetyczna) w zależności od okresu z minimum dwóch źródeł informacji, przeliczone na węgiel 6000 kJ/
kg NAR (parametry w stanie roboczym);
– frachty morskie to średnie z dwóch źródeł Platts i Argus.
Większość transportu morskiego realizowana jest statkami typu capesize i panamax, dlatego dla potrzeb tej analizy opracowano indeks frachtowy dla przewozu węgla z por- tów producentów na rynek europejski. Frachty te zważono udziałem 70% statki capesize i 30% statki typu panamax;
[5, 7]
Wyniki obliczeń zademonstrowano na rys. 3. Są to maksymalne i minimalne ceny węgla eksportowanego (na poziomie CIF) przez największych producentów na rynki europejskie (dane miesięczne od początku roku 2010). Zakres zmian pokazuje z jak dużymi wahaniami cen musi się liczyć potencjalny importer węgla. Wyliczone ceny pokazano na tle cen indeksu CIF ARA (ceny w portach Amsterdam- Rotterdam-Anwerpia) i cen CIF Azja (ceny w imporcie na rynki azjatyckie). Wskaźnik cen azjatyckich został obliczony jako średnia z dwóch indeksów opracowywanych dla rynku japońskiego i koreańskiego – przeliczony na parametry 6000 kJ/kg na podstawie informacji pochodzących z dwóch źródeł Platts oraz Argus i zważony udziałem 60% Japonia, 40%
Korea, wynikających z wielkości importu węgla przez te kraje.
Natomiast wahania cen w układzie kwartalnym od I kwar- tału 2012 r. i ich relacje do cen indeksu CIF ARA pokazano w tabeli 3. Przedstawione dane pokazują jak duży spadek cen wystąpił na rynku międzynarodowym. Ceny maksymalne od I kw. 2012 roku spadły z poziomu 131 USD/tonę do poziomu 92 USD/tonę w I kw. 2014 roku. Natomiast ceny minimalne w imporcie na początku 2014 r. na warunkach CIF to tylko 74 USD/tonę. Obecne tendencje cenowe na rynku międzyna- rodowym są bardzo niekorzystne dla krajowych producentów węgla kamiennego.
Tabela 3. Porównanie obliczonych cen minimalnych i mak- symalnych węgla energetycznego w dostawach do Europy z średnim indeksem cen CIF ARA, USD/tonę Table 3. Comparison of the calculated minimum and maxi- mum prices of energy coal in the supplies to Europe with an average price index of CIF ARA, USD/ton Rok Kwartał Cena węgla w dostawach
do Europy Indeks cen CIF ARA max. min. różnica cena % maks. % min.
2012
I 131 98 33 101 30% -3%
II 112 88 24 90 25% -2%
III 102 86 17 91 13% -6%
IV 102 85 17 89 15% -4%
2013
I 108 83 25 86 25% -4%
II 102 78 24 80 27% -2%
III 95 75 20 76 25% -2%
IV 102 80 22 84 21% -5%
2014 I 92 74 18 79 17% -5%
4. Porównanie kosztów paliwa w elektrowniach na węgiel kamienny i brunatny
Węgiel kamienny konkuruje z węglem brunatnym poprzez cenę energii. Obecnie na rynku krajowym jest to konkurencja bezpośrednia w wyniku wprowadzonych rygorów zmusza- jących grupy energetyczne do sprzedawania energii poprzez giełdę. Dlatego relacje cen miedzy tymi paliwami decydują o popycie na dany surowiec, zwłaszcza w sytuacji lekkiej nadpodaży mocy wytwórczej na rynku energii elektrycznej w wyniku spowolnienia gospodarczego i znacznego importu energii [3]. Poniżej przedstawiono porównanie cen paliw dostarczanych do tych dwóch typów elektrowni w zł/GJ oraz zł/MW, oraz kosztów produkcji energii elektrycznej w tych elektrowniach.
Na rys 4 przedstawiono porównanie cen (w latach 2007 – 2013) paliw dostarczanych do elektrowni na węglu bru- natnym (WB) i kamiennym (WK). Ceny te obejmują także
Rys. 3 Poziom cen (minimalny i maksymalny) głównych eks- porterów węgla na rynki europejskie na tle cen indek- sów CIF ARA i CIF Azja
Fig. 3. Level of prices (minimum and maximum) of the leading exporters of coal on the European markets in the light of CIF ARA and CIF Azja indexes
Źródło: obliczenia własne na podstawie Argus, Platts, Bank Światowy
Rys. 4. Porównanie cen energii w elektrowniach z węgla ka- miennego i brunatnego na tle cen energii ogółem Fig. 4. Comparison of prices of energy from hard coal and li-
gnite in the light of the energy total
koszty dostaw do elektrowni. Przedstawione wielkości można scharakteryzować w następujący sposób:
– W 2013 r. ceny WB w dostawie do energetyki kształtowały się na poziomie 7,5 zł/GJ, a WK 11,7 zł/GJ.
– Od roku 2007 ceny węgla brunatnego wzrosły 39%, a węgla kamiennego 72%. Ceny węgla brunatnego cały czas rosną, natomiast ceny węgla kamiennego w ostatnim okresie spadły. W węglu brunatnym koszty dostawy są po stronie kopalni, a w przypadku elektrowni na węgiel kamienny (w większości kontraktów) wchodzą w skład kosztów elektrowni,
– Ceny WK są w 2013 r. o 56% wyższe od cen WB i wskaź- nik ten spadł do wielkości z roku 2010 i od 2007 r. cały czas rośnie. W 2007 roku wskaźnik ten wynosił tylko 26%.
Koszty paliw (w przeliczeniu na zł/MW) i koszty wy- tworzenia energii w elektrowniach na węgiel kamienny i energetyczny przedstawiono na rys. 5 i 6. Różnica pomię- dzy jednostkowymi kosztami paliwa z węgla kamiennego i brunatnego cały czas ma tendencje rosnącą od poziomu 15 zł/
MWh w 2007 roku do 49 zł/MWh w roku 2013. Wpływa to na jednostkowe koszty ogółem, które wykazują prawie taką samą tendencję wzrostową. Jest to spowodowane wzrostem kosztów paliwa. Jednostkowe koszty produkcji energii elektrycznej ogółem w 2012 roku są już wyższe o 67 zł/MWh od cen na węglu brunatnym. Koszty produkcji energii elektrycznej prze- kroczyły ceny spotowe na giełdzie energii. Omawiane zmiany można scharakteryzować w następujący sposób:
– koszty paliwa w 2013 w elektrowniach dla WB wyniosły 83 zł/MWh, a dla WK 131 zł/MW,
– spread (różnica – WB-WK) osiągnęła poziom 49 zł/MW (w 2013 r.), gdy w 2007 r. było to tylko 15 zł,
– w 2013 r. produkcja energii z WK jest droższa o 67 zł/
MW, w 2012 roku było to 97zł/MW),
– wzrost kosztów paliwowych od 2007 roku, elektrownie:
WB – 40%, WK – 79%,
– różnice w kosztach paliwowych przekładają się na wyniki ekonomiczne: wskaźnik rentowności ogółem w elektrow- niach na WB – 16% (2013), a w elektrowniach na WK był ujemny -5.2% (2013),
Stosunkowo niska cena paliwa i koszt produkcji energii z węgla brunatnego powoduje z jednej strony wzrost wyko- rzystania zdolności wydobywczej kopalń, z drugiej strony wpływa na spadek cen na rynku energii przy niekorzystnej sytuacji popytowej energii elektrycznej. Ta sytuacja ma duży wpływ na wyniki finansowe w sektorze wytwarzania energii elektrycznej. Przenosi się to wszystko na producentów węgla kamiennego, którzy muszą konkurować cenowo ze swoim produktem, także z węglem importowanym.
5. Ocena konkurencyjności węgla energetycznego z gazem ziemnym do produkcji energii elektrycznej
W Polsce w najbliższych latach przewiduje się rozwój energetyki opartej o gaz ziemny. W takim przypadku krajowe zużycie gazu w skali roku musiałoby wzrosnąć nawet o kilka miliardów m3 [11]. Problemem kluczowym staje się więc zagwarantowanie stabilności i ciągłości dostaw dużych ilości tego paliwa przy konkurencyjnych cenach [5, 17].
Potencjalnie w przyszłości gaz ziemny może być naj- większym konkurentem węgla w energetyce. W perspektywie najbliższych lat będzie dodatkowa podaż gazu z terminalu LNG oraz nowych połączeń międzysystemowych [2]. Istnieją także potencjalne możliwości wydobycia gazu z formacji łupkowych. W wielu krajach UE, najważniejszym paliwem do produkcji energii elektrycznej jest gaz ziemny. Ta sytuacja wynika głównie z uwarunkowań ekologicznych. W Polsce bar- dzo wysokie ceny gazu ograniczają znacznie wykorzystanie tego paliwa do produkcji energii elektrycznej (rys. 1). Obecnie ceny gazu ziemnego w dostawach do elektrociepłowni (tabela 1) ponad trzykrotnie przekraczają ceny węgla energetycznego.
W wyniku obliczeń przedstawiono przy jakich uwa- runkowaniach rynkowych węgiel będzie konkurencyjny w stosunku do gazu. Zaproponowano obliczenia pozwalające na oszacowanie konkurencyjnej ceny węgla w stosunku do gazu ziemnego. Celem jest więc wyznaczenie maksymalnej ceny węgla (parytetu gazowego) równoważnego z cenami gazu ziemnego zużywanego do produkcji energii elektrycznej.
Rys. 5. Porównanie kosztów zużytego węgla w elektrowniach na węglu brunatnym i kamiennym w zł/MWh
Fig. 5. Comparison of costs of the utilized coal between hard coal and lignite, zl/MWh
Rys. 6. Porównanie kosztów wytworzenia energii elektrycznej z węgla brunatnego i kamiennego z cenami przedsię- biorstw wytwórczych ogółem w zł/MWh
Fig. 6. Comparison of costs of electricity production from hard coal and lignite with the prices of manufacturing plants in total, zl/MWh
