Perspektywiczne zapotrzebowanie na metanol jako paliwo okrętowe

Transkrypt

1 KOMENTARZE dr Marcin Krupa, Instytut Studiów Energetycznych, Warszawa mgr inż. Marcin Moskalewicz, PERN Przyjaźń SA, Płock dr inż. Andrzej P. Sikora, Instytut Studiów Energetycznych, Warszawa, AGH w Krakowie dr hab. inż. Adam Szurlej, AGH w Krakowie Perspektywiczne zapotrzebowanie na metanol jako paliwo okrętowe DOI: / Metanol jest jednym z najbardziej obiecujących, a nie produkowanych w Polsce wyrobów chemicznych. Jest to, obok olefin (etylen i propylen), jeden z najważniejszych surowców chemicznych. Służy do produkcji metanalu (30% światowego zużycia metanolu), kwasu etanowego (10%), chlorometanu (3 4%), metakrylanu metylu (2,5%) i metyloamin (2%). Oprócz zastosowań czysto chemicznych coraz ważniejsza jest rola metanolu jako dodatku lub surowca do wytwarzania komponentów paliw. Jako dodatek do benzyn metanol może być stosowany w postaci czystej (12% jego światowej produkcji) lub w postaci eteru metylowo- -tert-butylowego (MTBE; 12% produkcji metanolu). Jako dodatek do benzyn jest on używany głównie w Chinach (10,8 mln t w 2014 r.), poza tym w bardzo niewielkim stopniu w USA i Meksyku, Rosji, Korei Płd. i Arabii Saudyjskiej, nie jest natomiast wykorzystywany jako bezpośredni dodatek do benzyn w Europie. Z metanolu produkuje się także eter dimetylowy (DME), który może zastępować (lub być dodawany) do oleju napędowego i LPG (7 8% produkcji) 1). Jako dodatku do oleju napędowego zużywa się 4% metanolu, a jako surowca do produkcji olefin w procesie MTO (methanol-to-olefins) 5%. W przyszłości udział zastosowań paliwowych i surowcowych istotnie wzrośnie (rys. 1), a jednym z bardziej obiecujących kierunków jest wykorzystanie metanolu jako paliwa okrętowego, zastępującego paliwa ropopochodne (ciężki olej bunkrowy oraz morski gasoil). Należy także podkreślić nowy kierunek wykorzystania metanolu. Jest nim zasilanie niskotemperaturowych ogniw paliwowych PEMFC (polimer membrane fuel cell). Metanol, oprócz etanolu oraz DME, to najczęściej proponowane paliwo do zasilania tych ogniw. Na rynku pojawiły się już ogniwa PEMFC bezpośrednio zasilane metanolem przeznaczone do urządzeń mobilnych (np. elektronika przenośna) 3, 4). W Europie (UE-27 + Norwegia) metanol jest stosowany do produkcji metanalu, MTBE, kwasu etanowego, chlorometanu i metakrylanu metylu (MMA) oraz kilku innych produktów chemicznych. Zapotrzebowanie na metanol jest zdecydowanie większe od jego produkcji (rys. 2). Inne źródła wskazują na zużycie metanolu w ilości 9,2 mln t w ). W obszarze paliwowym metanol jest stosowany jako dodatek do paliw (benzyny, biodiesel, DME), ale łączny udział tych zastosowań nie przekracza 14% całkowitego zużycia (2013 r.). Wykorzystanie metanolu na potrzeby produkcji MTBE sięga ok. 10%, lecz perspektywy wzrostu nie są dobre. Główny udział w europejskim zużyciu metanolu w obszarze tradycyjnych zastosowań stanowi metanal (ok. 52%). Zużycie metanolu do produkcji kwasu etanowego jest szacowane na 6,4%, MMA na 4,1%, a do produkcji chlorometanu na 7,3%. Pozostałe zastosowania to niespełna 7%. W Europie nie ma i nie planuje się budowy żadnych wytwórni MTO i MTG (methanol-to-gasoline). W Polsce organiczna gałąź wykorzystania gazu syntezowego do produkcji i dalszego przerobu metanolu praktycznie nie istnieje, co ogranicza też możliwości inwestycji w jego przetwórstwo (kwas etanowy, octan winylu, poli(octan winylu), polimery EVA i VAE, MMA i PMMA). Główny udział w krajowym przetwórstwie niemal w całości importowanego metanolu ( /r) stanowi jedynie produkcja metanalu (tabela 1). Eliminuje to możliwość konkurencji Polski w produktach chemicznych w gałęzi przetwórstwa metanolu. Przyjmując, że różnice w zużyciu metanolu per capita pomiędzy Polską a rozwiniętymi krajami Unii Europejskiej (UE-15) oraz Norwegii powinny odpowiadać mniej więcej różnicy w poziomie produktu krajowego per capita (liczonego wg siły nabywczej), można obliczyć tzw. poziom parytetowy zużycia tego * Autor do korespondencji: AGH w Krakowie, Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu, Al. A. Mickiewicza 30, Kraków, tel.: (12) , fax: (12) , szua@agh.edu.pl Rys. 1. Struktura i prognoza zużycia metanolu w na rynku światowym 2) 94/12(2015) 2059

2 produktu w Polsce i związaną z tym ewentualną lukę w wielkości zużycia do zagospodarowania w stosunku do obecnego poziomu. Zakładając, iż produkcja metanolu w Polsce nie zostanie uruchomiona na szerszą skalę w najbliższych 5 10 latach, wyliczona luka definiuje też dodatkowy potencjał importowy metanolu, głównie do zastosowań chemicznych. Uzyskane wyniki zaprezentowano na rys. 3. Jeszcze 5 7 lat temu zużycie metanolu w Polsce było na poziomie równoważnym parytetowi PKB. Obecnie istniejąca luka wynosi już ponad 100 /r, a w perspektywie 2020 r. wzrośnie do prawie 200. Przy odpowiednio konkurencyjnych cenach metanolu możliwe będzie także przejęcie części istniejącego importu realizowanego dostawami kolejowymi z Rosji i Niemiec (ok. 300 ). Obecne dostawy poprzez port w Świnoujściu-Szczecinie (60 80 ) są raczej trudne do przekierowania, z uwagi na lokalizacje głównych odbiorców tego surowca (Krono-Chem i ZCh Baltchem) w pobliżu tamtejszych terminali przeładunkowych. Wykorzystanie metanolu jako paliwa okrętowego nie jest uwzględniane w dokonanych szacunkach i wymaga oddzielnej analizy. Zgodnie z załącznikiem VI Międzynarodowej Konwencji o Zapobieganiu Zanieczyszczaniu Morza przez Statki (MARPOL) wprowadzono nowe przepisy, mające na celu zmniejszenie zanieczyszczenia powietrza przez statki spalinami, oparami ładunku i substancjami niszczącymi warstwę ozonową (rys. 4). Dla wyznaczonych specjalnych obszarów kontroli emisji siarki SECA (sulfur emission control areas), które obejmują Morze Bałtyckie, Morze Północne i obszar morski rozciągający się na ok. 24 mile morskie od wybrzeża Kalifornii ustalono bardzo rygorystyczne wartości dopuszczalnej zawartości siarki w paliwie okrętowym, która od 2015 r. nie może przekraczać wartości granicznej 0,1% (rys. 5). Tabela 1. Rynek metanolu w Polsce 6), Rok Produkcja krajowa 0,2 0,1 0,2 0,3 0,3 0,3 0,4 0,4 0,3 b.d. Import Eksport Import netto Zużycie krajowe Zużycie krajowe, kg/osobę 8,1 8,6 9,2 9,2 8,8 10,0 6,8 8,5 8,2 8,3 Produkcja krajowa, kg/osobę 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Źródło: Obliczenia własne na podstawie danych Eurostat i GUS b.d. brak danych Aby sprostać nowym wymogom co do emisji, właściciele statków pływających po obszarach SECA mają kilka opcji do wyboru. Mogą oni dalej korzystać z ciężkiego oleju bunkrowego po zainstalowaniu instalacji do odsiarczania spalin w układzie wydechowym statku, wspomaganej układem selektywnej redukcji katalitycznej tlenków azotu SCR (selective Rys. 3. Historyczny i prognozowany potencjał importu metanolu do Polski oszacowany na podstawie wskaźnika parytetu PKB do wielkości zużycia w Europie Zachodniej Rys. 2. Bilans metanolu w Europie (także kraje poza UE, łącznie z Ukrainą i Białorusią) catalytic reduction). Mogą też wykorzystywać dużo droższe średnie destylaty MGO (tzw. morski gasoil 0,1%), wspomagając się układem SCR w niskoemisyjnych silnikach diesla, zapewniających poziom emisji NO x z tzw. tier III wg regulacji Międzynarodowej Organizacji Morskiej (rys. 6), mogą wykorzystywać skroplony gaz ziemny (LNG) jako paliwo, co jednak wymaga całkowitej zmiany konstrukcji układu napędowego i zbiorników na paliwo, lub wykorzystywać DME jako paliwo w silnikach diesla, które wówczas wymagają pewnych przeróbek. Alternatywę stanowi wykorzystanie metanolu w silnikach dwupaliwowych (olej napędowy jako paliwo startowe). Aby wyznaczyć poziom potencjalnego popytu na nowe paliwa, należy najpierw oszacować wielkość zużycia ciężkiego oleju bunkrowego oraz MGO na obszarze SECA oraz samym Morzu Bałtyckim. O ile restrykcyjne przepisy obowiązujące na obszarze SECA są problemem, który pojawił się w ostatnim czasie, to szerokie /12(2015)

3 ,% Rys. 4. Dopuszczalna zawartość siarki w paliwie okrętowym wg załącznika VI konwencji MARPOL wykorzystanie paliw stałych w krajowym sektorze paliwowo-energetycznym, któremu towarzyszy emisja związków siarki jest poważnym problemem znanym od dziesięcioleci. W ostatnich kilkunastu latach udało się istotnie obniżyć emisję SO 2, dostosowując elektrownie do obowiązujących norm 9). Nadal prowadzone są prace nad zwiększeniem efektywności technologii ograniczających emisję SO 2 z sektora energetycznego 10, 11). Dostępne dane dotyczą globalnego zużycia ciężkiego oleju opałowego oraz MGO jako paliwa dla statków w danym kraju, dlatego do obliczeń dla krajów, których wybrzeże jest tylko częściowo objęte nowymi limitami (Norwegia, Wielka Brytania, Francja, Rosja) lub tylko częściowo odnosi się do Morza Bałtyckiego konieczne będzie oszacowanie udziału zużycia w ramach obszaru SECA (lub Morza Bałtyckiego) w całości zużycia. Za podstawę do tego typu eksperckich szacunków przyjęto orientacyjną długość wybrzeża oraz potencjalne natężenie ruchu morskiego w danym rejonie. Do wyliczeń założono średnią gęstość ciężkiego oleju opałowego 980 kg/m 3 (współczynnik przeliczenia 6,42 bbl/t) 12), średnią wartość opałową 43,68 GJ/t, ciężar właściwy MGO 840 kg/m 3 (współczynnik przeliczenia 7,64 bbl/t) oraz wartość opałową 43,3 GJ/t 13). Wartość opałowa dla DME i metanolu wynosi odpowiednio 28,8 i 21,1 GJ/t. Wyniki obliczeń dla obszaru SECA podano w tabelach 2 i 3, a dla samego Morza Bałtyckiego w tabelach 4 i 5. Całkowite zużycie olejów bunkrowych (łącznie HFO i MGO) dla analizowanych rejonów (SECA i Morze Bałtyckie), a także dla Polski (zakładając utrzymywanie się obecnego trendu w zużyciu paliw okrętowych) podano w tabeli 6. Całość zużycia ciężkich olejów opałowych w obszarze SECA w latach wynosiła mln t/r, z czego 3,8 4,0 mln t/r przypadało na Morze Bałtyckie. Biorąc pod uwagę wartości opałowe odpowiadało to równowartości mln t/r metanolu (lub 35 37,5 mln t/r DME) dla całego rejonu SECA oraz ok. 8 mln t/r metanolu (lub 6 mln t/r DME) w rejonie Bałtyku. W tym samym czasie w obszarze SECA zużywano ok. 4,1 mln t/r MGO, z czego ok. 1,3 mln t/r przypadało na rejon Bałtyku, co daje ok. 8,3 mln t/r metanolu (lub 6,1 mln t/r DME) w obszarze SECA i 2,7 mln t/r metanolu (lub 2 mln t/r DME) dla basenu Morza Bałtyckiego. Przytaczane prognozy zakładają, że w 2015 r. ekwiwalent ok. 5,7 mln t ciężkiego oleju opałowego zostanie zastąpiony przez paliwa niskosiarkowe (z czego na obszarze SECA na gasoil 0,1% przypadnie ponad 5 mln t, co odpowiada 12 mln t metanolu lub 8,7 mln t DME). Pozostałe 700 to albo inne paliwa, albo zmniejszenia zużycia. Na Bałtyku ten wolumen wynosi 1,3 mln t HFO, z czego na MGO przypada ok. 1 mln t, co daje 2,6 mln t metanolu (lub 1,9 mln t DME) rocznie. Przyjmując zatem, że metanol lub DME mogą stać się substytutami ciężkiego oleju bunkrowego oraz MGO, potencjał całego rynku SECA wynosi obecnie ok. 55 mln t metanolu (lub 41 mln t DME) z tendencją wzrostu do prawie 60 mln t metanolu w 2020 r. i mln t w 2025 r. Dla samego Bałtyku wielkości te to 10 mln t metanolu (lub 7,4 mln t DME) obecnie, 10,5 mln t metanolu w 2020 r. i prawie 11,6 mln t w 2025 r. Przy założeniu, że trendy w zużyciu paliw okrętowych w Polsce nie ulegną zmianie (czyli pozostaną na poziomach niezmiernie niskich w stosunku do potencjału przewozów) potencjał substytucji dla polskich portów wynosi obecnie 180 metanolu (lub 130 DME), 190 metanolu w 2020 r. i 210 w 2025 r. Dane te to oczywiście tylko abstrakcyjne maksimum wyznaczające granicę zużycia metanolu jako paliwa okrętowego. Rzeczywiste zużycia będą, zwłaszcza w początkowej fazie, minimalne (o ile się pojawią) i dopiero ukształtowanie się odpowiedniej podaży surowca wraz z infrastrukturą logistyczną, a przede wszystkim atrakcyjnej ekonomiki opartej na konkurencyjnych cenach, może doprowadzić do rzeczywistego wzrostu popytu na metanol (lub DME) jako paliwo okrętowe. Aby ocenić ekonomikę przestawienia się z paliw ropopochodnych (głównie MGO), należy wpierw spojrzeć na ceny wszystkich substytutów przeliczone na jednostki energii (GJ). Zestawiając notowania paliw ropopochodnych (gasoil 0,1% i ciężki olej opałowy 1% S) z regionu północno-zachodniej Europy (CIF NWE) z kwotowaniami metanolu dla kontraktów europejskich publikowanymi przez firmę Methanex, Rys. 5. Obszar SECA w Europie 7) Rys. 6. Dopuszczalny poziom emisji NO x wg załącznika VI konwencji MARPOL 8) 94/12(2015) 2061

4 Tabela 2. Szacunkowa wielkość zużycia ciężkiego oleju opałowego jako paliwa okrętowego w obszarze SECA w latach oraz odpowiadający im ekwiwalent tonażowy DME lub metanolu 14), /r Kraj Udział, % Szwecja Dania Finlandia Estonia Łotwa Litwa Polska Niemcy Norwegia Holandia Belgia Francja Wlk. Brytania Rosja Łącznie obszar SECA W całym obszarze SECA Wartość energetyczna, GJ Ekwiwalent DME, Ekwiwalent metanolu, Tabela 3. Szacunkowa wielkość zużycia średnich destylatów (MGO) jako paliwa okrętowego w obszarze SECA w latach oraz odpowiadający im ekwiwalent tonażowy DME lub metanolu 14), /r Kraj Udział, % Szwecja Dania Finlandia Estonia Łotwa Litwa Polska Niemcy Norwegia Holandia Belgia Francja Wlk. Brytania Rosja Łącznie obszar SECA W całym obszarze SECA Wartość energetyczna, GJ Ekwiwalent DME, Ekwiwalent metanolu, /12(2015)

5 największego producenta metanolu, oraz wyznaczając hipotetyczną cenę opłacalnej substytucji MGO przez metanol (przyjęto 10% poniżej ceny średnich destylatów przeliczonych na wartości energetyczne, GJ), uzyskuje się pierwszy przybliżony obraz opłacalności importu metanolu do celów paliwowych (rys. 7). Notowania z tego rynku stanowią parytet importowy dla polskich rafinerii, są zatem najlepszym benchmarkiem dla cen w Polsce oraz generalnie w rejonie Bałtyku i Morza Północnego. Bez specjalnie pogłębionej analizy widać, iż substytucja MGO dostawami metanolu wycenianymi wg średnich cen kontraktowych Methaneksu dla Europy w latach 2009 i nie byłaby zanadto opłacalna, poza nielicznymi wyjątkami. Nie jest to jednak dziwne, gdyż metanol kierowany na rynek europejski jest przeznaczony głównie do celów chemicznych (i nie musi konkurować z paliwami), a w prezentowanych oficjalnych cenach firmy Methanex zawarta jest pokaźna marża producenta, która może być skutecznie obniżana w indywidualnych negocjacjach. Opłacalność substytucji powinno się zatem wyznaczyć, wychodząc od kosztów stałych (wraz z kosztami transportu) i rentowności produkcji metanolu, z których będzie wynikać dopuszczalny koszt surowca wsadowego (dla basenu atlantyckiego jest to prawie zawsze gaz ziemny) i porównać ją z cenami rynkowymi tegoż surowca na najbardziej konkurencyjnym pod tym względem rynku północnoamerykańskim. Do obliczeń posłużono się analizą opłacalności produkcji metanolu zawartą w pracy 15). Podano w niej wyniki obliczeń dla cen z 2011 r., które indeksowano (koszty stałe i koszt transportu) do poziomu cen nominalnych, wykorzystując indeks kosztów przemysłu petrochemicznego 14) (tabela 7). Ceną bazową metanolu na potrzeby analizy była cena opłacalnej substytucji GMO przez metanol, przyjęta na poziomie 10% poniżej ceny MGO przeliczonej na wartości energetyczne 14). Od tej ceny odjęto zindeksowane do wartości bieżących koszty stałe (wraz z kosztami dostawy), co określiło dopuszczalny koszt surowca wsadowego (gazu ziemnego) zużywanego do wyprodukowania 1 t metanolu. Z drugiej strony wyliczo- Tabela 4. Szacunkowa wielkość zużycia ciężkiego oleju opałowego jako paliwa okrętowego w obszarze Morza Bałtyckiego w latach oraz odpowiadający im ekwiwalent tonażowy DME lub metanolu 14), /r Kraj Udział, % Szwecja Dania Finlandia Estonia Łotwa Litwa Polska Niemcy Rosja Łącznie Bałtyk W całym obszarze Morza Bałtyckiego Wartość energetyczna, GJ Ekwiwalent DME, Ekwiwalent metanolu, Tabela 5. Szacunkowa wielkość zużycia średnich destylatów (MGO) jako paliwa okrętowego w obszarze Morza Bałtyckiego w latach oraz odpowiadający im ekwiwalent tonażowy DME lub metanolu 14), /r Kraj Udział, % Szwecja Dania Finlandia Estonia Łotwa Litwa Polska Niemcy Rosja Łącznie Bałtyk W całym obszarze Morza Bałtyckiego Wartość energetyczna, GJ Ekwiwalent DME, Ekwiwalent metanolu, /12(2015) 2063

6 Tabela 6. Szacunkowe wielkości zużycia (w jednostkach energetycznych) łącznie ciężkiego oleju opałowego (HFO) i średnich destylatów (MGO) jako paliwa okrętowego w obszarach SECA, Morza Bałtyckiego oraz Polski* w latach oraz odpowiadający im ekwiwalent tonażowy DME lub metanolu 14) Rok Obszar SECA Wartość energetyczna, GJ Ekwiwalent DME, Ekwiwalent metanolu, Obszar Morza Bałtyckiego Wartość energetyczna, GJ Ekwiwalent DME, Ekwiwalent metanolu, Polska Wartość energetyczna, GJ Ekwiwalent DME, Ekwiwalent metanolu, *dla Polski przyjęto kontynuację obecnych trendów w wielkości zużycia paliw okrętowych no ten sam koszt surowca (na 1 t metanolu) na podstawie kwotowania gazu dla obszaru Henry Hub. Różnica tych wartości stanowiła hipotetyczną dodatkową marżę na surowcu (na 1 t metanolu), która wyznacza de facto opłacalność produkcji metanolu w Ameryce Północnej (USA, Trynidad i Tobago) przeznaczonego do substytucji MGO jako paliwa okrętowego na rynku europejskim. Uzyskane wyniki zaprezentowano na rys. 8. Początkowo w analizowanym okresie historycznym (w latach od 2006 r. do pierwszej połowy 2010 r.) opłacalność produkcji metanolu do substytucji średnich destylatów jako olejów bunkrowych na rynku europejskim była Rys. 7. Ceny średnich destylatów, ciężkiego oleju opałowego (1% S), metanolu oraz maksymalnej ceny metanolu wyznaczającej opłacalność substytucji, przeliczone na jednostki energii (GJ) 14) /12(2015)

7 ujemna, jakkolwiek z tendencją wzrostową. Od drugiej połowy 2010 r. opłacalność ta stała się dodatnia i utrzymywała się powyżej zera aż do końca 2014 r. Zmianę tę należy wiązać z istotną obniżką cen gazu ziemnego na rynku północnoamerykańskim w wyniku rewolucji łupkowej 16 18), nie bez znaczenia są w tym kontekście również różnice pomiędzy stopniem liberalizacji rynków paliw i energii w USA oraz krajach UE, w szczególności gazu ziemnego, które mają przełożenie na kształtowanie się cen gazu na tych rynkach 19, 20). Obecnie opłacalność ta spadła ponownie do ujemnych wartości, co wg przygotowanej prognozy może potrwać mniej więcej do końca 2016 r. Od 2017 r. wyznaczająca opłacalność substytucji dodatkowa marża na surowcu będzie wzrastać (wg prognoz) dość dynamicznie, osiągając na przestrzeni kolejnych 5 lat ponownie wyraźnie dodatnie wartości, równe wartościom z lat Ceną graniczną paliwa gasoil 0,1% (w ujęciu nominalnym), która pozwalałaby uzyskać dodatnią opłacalność produkcji metanolu na cele substytucji jest kwota USD/t (CIF NWE). Firmy produkujące (lub zamierzające produkować) metanol w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie to m.in. OCI Partners LP, Zero Emission Energy Plant Ltd, G2X Energy, Southern Chemical, Celanese Corporation, Methanex. W Trynidadzie i Tobago właścicielami wytwórni są Methanol Holdings (Trynidad) Ltd oraz Methanex. Powstaje pytanie dlaczego producenci z Ameryki Północnej byliby skłonni Tabela 7. Założenia bazowe do obliczeń opłacalności produkcji metanolu z gazu ziemnego na obszarze Ameryki Północnej 15) Parametr Jednostka Produkcja metanolu z gazu ziemnego Moc zakładu /r 1800 Nakłady kapitałowe mln USD 1350 Zużycie gazu (LHV) mln BTU/t 27,8 Efektywność energetyczna zakładu (LHV) % 68 Pozostałe koszty operacyjne Capex %/r 6 Koszt kapitału przy 12-proc. stopie dyskonta Capex %/r 20 Dostępność operacyjna zakładów % 94 Produkcja roczna /r 1716 Stałe koszty operacyjne (2011 r.) USD/t 36,0 Koszty kapitału (2011 r.) USD/t 120,1 Koszty dostawy na rynek europejski (5000 mil, 2011 r.) USD/t 38,5 Łączny koszt stały (2011 r.) USD/t 194,6 wejść z tak dużymi wolumenami na rynek europejski i oferować je po cenach niższych (ale wciąż opłacalnych) od dotychczasowych kwotowań metanolu na cele chemiczne. Najlepiej wyjaśnia to rys. 9, będący kopią slajdu z prezentacji jednego z menedżerów firmy Methanex, przedstawiający bilans podaży i popytu na metanol w basenach Atlantyku (Ameryka Północna-Europa) i Pacyfiku (południowo-wschodnia Azja-Środkowy Wschód) w latach 2013 i O ile 2 lata temu oba rynki pozostawały we względnej równowadze, o tyle już za 2 lata nadwyżka podaży nad popytem w regionie atlantyckim będzie wynosiła ok. 6 mln t, które producenci metanolu będą starali się uplasować z możliwie jak największym zyskiem. A najbardziej obiecującym segmentem wydaje się właśnie metanol na cele paliwowe, głównie jako paliwo okrętowe dla strefy SECA, skazanej przez względy ekologiczne na kosztowny MGO. Temu procesowi sprzyjać będzie także negocjowana właśnie umowa TTIP (Transatlantic Trade and Investment Partnership), która docelowo ma znieść wszelkie bariery i ograniczenia w przepływach towarów i usług pomiędzy USA a Unią Europejską. Rys. 8. Opłacalność produkcji metanolu w Ameryce Północnej przeznaczonego do substytucji średnich destylatów jako olejów bunkrowych na rynku europejskim 94/12(2015) 2065

8 Podsumowanie Na bazie przeprowadzonych analiz można pokusić się o przygotowanie potencjalnych scenariuszy substytucji olejów bunkrowych przez metanol, zarówno na obszarze SECA, jak i Morzu Bałtyckim, w tym także dla polskich portów, przy czym dla tych ostatnich zaproponowano dwa warianty: bazowy, oparty na kontynuacji doczasowych trendów w sprzedaży olejów bunkrowych (ale z podwyższonymi współczynnikami substytucji) oraz wariant rozszerzony, w którym polski operator logistyczny (np. PERN) wszedłby w alians strategiczny z producentem (producentami) metanolu w Ameryce Północnej i utworzył w Polsce centrum logistyczne do dystrybucji metanolu jako paliwa okrętowego na obszar Bałtyku. Wyniki przeprowadzonej analizy przedstawiono w tabeli 8. W wariancie bazowym wolumen metanolu jako paliwa okrętowego dostarczanego w polskich portach wynosi docelowo ok. 100 /r. Jest to jednak scenariusz stagnacyjny, zakładający kontynuację obecnego trendu niskiego wykorzystania potencjału ruchu statków w polskich portach dla dostaw paliw okrętowych. Scenariusz rozszerzony, którego podstawą jest rekomendowane przez autorów wejście przez PERN w alians strategiczny z jednym (lub kilkoma) producentami metanolu (lub znalezienie polskiego partnera dla producentów metanolu, w którym to procesie PERN powinien odegrać rolę swoistego katalizatora takiej współpracy) i utworzenie, na bazie posiadanych lub projektowanych aktywów, centrum logistycznego na potrzeby dystrybucji metanolu w regionie Bałtyku, oferuje znacznie większe możliwości, docelowo nawet do 500 /r. Jeżeli uwzględnić dodatkowe metanolu na cele produkcji chemicznej, to łączny potencjał rozwoju obrotu towarowego tym produktem poprzez infrastrukturę PERN może wynieść /r w perspektywie 8 10 lat. Otrzymano: LITERATURA 1. M. Krupa, M. Moskalewicz, A. Sikora, A. Szurlej, Przem. Chem. 2014, 93, nr 9, Methanex Investor Presentation, March A. Raźniak, M. Dudek, Gosp. Surowcami Mineralnymi. Mineral Resources Manage. 2008, 24, nr 3/3, M. Dudek, P. Tomczyk, Przem. Chem. 2014, 93, nr 5, 742. Rys. 9. Globalny bilans podaży i popytu na metanol w 2013 r. i w 2017 r. (bez instalacji MTO) Tabela 8. Prognoza substytucji ropopochodnych paliw okrętowych przez metanol w obszarach SECA, Morza Bałtyckiego oraz polskich portów Parametr Jednostka Substytucja metanolem (SECA, % 0,0 0,0 1,0 3,0 5,0 7,5 11,3 16,9 25,3 30,0 Bałtyk) Substytucja metanolem (Polska), wariant % 0,0 0,0 5,0 15,0 25,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 bazowy Udział Polski w obrocie metanolem % 20,0 20,0 20,0 20,0 18,0 17,0 16,0 15,0 w regionie Bałtyku, wariant rozszerzony Metanol jako paliwo okrętowe SECA Metanol jako epaliwo okrętowe Bałtyk Metanol jako paliwo okrętowe Polska, wariant bazowy Metanol jako paliwo okrętowe Polska, wariant rozszerzony Źródło: obliczenia własne na podstawie wykonanych analiz i przyjętych założeń 5. W. Seuser (Jim Jordan & Associates), Methanol Europe, 16th IMPCA Asian Methanol Conference 2013, 30 października 1 listopada 2013 r. 6. J. Chesko, Methanol Industry Outlook, Methanex Corporation, maj B. Iosefa (Methanex), Methanol fuels. Igniting global growth, marzec J. Herdzik, J. KONES Powertrain Transport 2011, 18, nr 2, J. Kamiński, App. Energy 2003, 75, nr 3, A. Pajdak, K. Zarębska, B. Walawska, A. Szymanek, Przem. Chem. 2015, 94, nr 3, J. Walendziewski, M. Kałużyński, R. Łużny, B. Solich, J. Trawczyński, Przem. Chem. 2015, 94, nr 7, M.B. Vermeire, Everything you need to know about marine fuels, Chevron Global Marine Products, czerwiec Fuel Oil and Combustion Values; engineeringtoolbox.com/fuel-oil-combustion- -values-d_509.html, dostęp 15 maja 2015 r. 14. IHS Energy, Europe CIS Africa Refining and Product Markets Long-Term Outlook-First Quarter 2015, kwiecień T.H. Fleisch, A. Basu, R.A. Sills, J. Natural Gas Sci. Eng. 2012, nr 9, M. Kaliski, M. Krupa, A. Sikora, A. Szurlej, Rynek Energii 2014, nr 1, A. Szurlej, P. Janusz, Gosp. Surowcami Mineralnymi. Mineral Resources Manage. 2013, 29, nr 4, A. Szurlej, T. Olkuski, A. Sikora, Przem. Chem. 2015, 94, nr 1, J. Kamiński, Energy Policy 2009, 37, nr 3, E. Gross-Gołacka, W. Lubiewa-Wieleżyński, A.P. Sikora, A. Szurlej, R. Biały, Przem. Chem. 2013, 92, nr 8, /12(2015)