OCENA ŻYWOTNOŚCI ELEKTROWNI OPALANYCH WĘGLEM BRUNATNYM W KONTEKŚCIE PODAŻY PALIW I REGULACJI ŚRODOWISKOWYCH

Transkrypt

1 OCENA ŻYWOTNOŚCI ELEKTROWNI OPALANYCH WĘGLEM BRUNATNYM W KONTEKŚCIE PODAŻY PALIW I REGULACJI ŚRODOWISKOWYCH Autorzy: Marcin Malec, Jacek Kamiński, Piotr Saługa, Przemysław Kaszyński ("Rynek Energii" - kwiecień 2015) Słowa kluczowe: węgiel brunatny, wytwarzanie energii elektrycznej, regulacje środowiskowe, dyrektywa IED Streszczenie. W strukturze krajowego zużycia paliw wykorzystywanych do produkcji energii elektrycznej węgiel brunatny zajmuje od wielu lat drugą pozycję. Aktualnie około 35% energii elektrycznej w Polsce wytwarzane jest w elektrowniach opalanych tym paliwem. W perspektywie najbliższych lat, w celu zapewnienia stabilności polskiego systemu elektroenergetycznego, konieczne będzie utrzymanie wydobycia tego surowca na dotychczasowym poziomie. W kontekście powyższego, uzasadniony niepokój budzi wiek oraz stan eksploatowanych bloków. Istotne wyzwanie w tym zakresie stanowią również rozporządzenia dotyczące konieczności przestrzegania limitów emisji oraz wymagania środowiskowe. W artykule podjęto próbę oceny perspektyw funkcjonowania krajowych elektrowni opalanych węglem brunatnym, mając na względzie zasoby tego paliwa, uwarunkowania techniczne eksploatowanych kotłów oraz regulacje środowiskowe. Dokonano także przeglądu planowanych inwestycji w jednostki wytwórcze opalane węglem brunatnym. 1. WPROWADZENIE Od wielu lat węgiel brunatny plasuje się na drugim (po węglu kamiennym) miejscu w krajowym zużyciu surowców dla celów energetycznych. Aktualnie roczne zużycie węgla brunatnego kształtuje się na poziomie ponad 60 mln Mg udział tego paliwa w strukturze produkcji energii elektrycznej w Polsce wynosi około 35% [11]. Ze względu na charakterystykę jakościową i inne specyficzne uwarunkowania, węgla brunatnego nie transportuje się na znaczne odległości, a elektrownie są zlokalizowane w sąsiedztwie kopalń. Należy podkreślić, że węgiel brunatny jest paliwem znacznie tańszym od węgla kamiennego, co ma istotne znacznie dla jego wykorzystania w przyszłości [5], [6]. Koszt pozyskania tego surowca jest głównym elementem całkowitego kosztu ponoszonego przy produkcji energii elektrycznej z tego paliwa. Mimo niskiej wartości opałowej jednostkowy koszt zużytego węgla brunatnego w elektrowniach wynosi około 7 zł/gj i jest on znacząco niższy (około 20%) od analogicznego kosztu ponoszonego w jednostkach opalanych węglem kamiennym [11]. Koszty wytworzenia energii elektrycznej z węgla brunatnego są również około dwa razy niższe niż z gazu czy energii wiatrowej [16]. Oprócz aspektów ekonomicznych, zachowanie istotnej roli węgla brunatnego w krajowym bilansie paliwowym jest podyktowane względami bezpieczeństwa energetycznego, ocenianego przez pryzmat poziomu uzależnienia od zewnętrznych dostaw surowców energetycznych. Jest to ważne mając na uwadze wysokie uzależnienie polskiej gospodarki od importu ropy naftowej i gazu ziemnego [10].

2 Wykorzystanie węgla brunatnego do produkcji energii elektrycznej w Polsce może w najbliższym czasie napotkać pewne problemy, z dwóch zasadniczych powodów. Po pierwsze konieczne jest zapewnienie wydobycia węgla brunatnego, aby jednostki wytwórcze mogły być nadal opalane tym paliwem. Po drugie, wymagane jest spełnienie coraz bardziej restrykcyjnych regulacji ukierunkowanych na redukcję emisji zanieczyszczeń, w tym dyrektywy o emisjach przemysłowych (tzw. dyrektywa IED) oraz konkluzji BAT. Biorąc pod uwagę powyższe uwarunkowania, celem niniejszego artykułu jest przeprowadzenie oceny żywotności jednostek wytwórczych opalanych węglem brunatnym z uwzględnieniem ograniczeń występujących po stronie dostaw paliwa pierwotnego oraz wymogów środowiskowych. 2. ELEKTROWNIE OPALANE WĘGLEM BRUNATNYM WSTĘPNA OCENA TECHNICZNA W Polsce znajduje się sześć elektrowni opalanych węglem brunatnym, spośród których dwie należą do spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA, a cztery wchodzą w skład ZE Pątnów-Adamów-Konin SA. Dwie z nich tworzą wspólnie zespół Pątnów-Konin. Łączna moc zainstalowana w elektrowniach wynosi ponad 9 GWe (tab. 1) [8]. Tabela 1. Moc osiągalna elektrowni opalanych węglem brunatnym Właściciel Elektrownia Moc osiągalna, MW PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA Bełchatów 5400 Turów 1488 Adamów 600 ZE Pątnów-Adamów-Konin SA Elektrownia Pątnów II SA Pątnów I Konin BIOM Pątnów II 464 Elektrownia Bełchatów jest aktualnie największą elektrownią opalaną paliwem węglowym na świecie. W elektrowni tej pracuje 13 bloków energetycznych o łącznej mocy 5400 MW - dwanaście o mocy MW oraz najnowszy, oddany do użytku w roku 2011, o mocy 858 MW. Blok nr 1 o mocy 370 MW jest przeznaczony do odstawienia w 2016 roku. Prowadzona modernizacja bloków pozwoli w najbliższym czasie na zwiększenie mocy elektrowni o kolejne 60 MW. Proces planowanego zamykania elektrowni ma się rozpocząć od 2035 r., a likwidacja ma nastąpić w 2038 r. [12] Elektrownia Turów, o łącznej mocy 1488 MW, dysponuje sześcioma blokami, z których jednostki nr 1, 2, 3 to bloki o mocy 235 MW natomiast bloki nr 4, 5, 6 mają moc 261 MW. Trzy inne jednostki zostały wyłączone z eksploatacji w latach W 2014 roku została rozpoczęta budowa nowego bloku o mocy 450 MW, którego oddanie do eksploatacji ma nastąpić na przełomie lat Zamknięcie elektrowni przewiduje się na 2044 r. [13].

3 W skład Zespołu Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin SA wchodzą cztery elektrownie: Adamów, Pątnów I, Konin, Pątnów II. Elektrownia Adamów posiada moc zainstalowaną 600 MW, a spalanym paliwem oprócz węgla brunatnego jest także (od 2006 r.) biomasa. Jej działalność planowana jest do roku W związku z niespełnieniem wymagań środowiskowych dotyczących emisji NOx przewiduje się, że elektrownia Adamów po tym okresie zostanie zamknięta. Elektrownia Pątnów I dysponuje 6 blokami o mocy 200 MW każdy. Blok nr 6, zgodnie z zapowiedziami ma zostać odstawiony z eksploatacji w sierpniu 2017 r., natomiast pozostałe bloki (nr 1-5) poddawane są procesom modernizacyjnym, co pozwoli zwiększyć moc osiągalną o około 80 MW. Modernizacja bloku nr 5 zakończyła się w 2012 r., dzięki czemu blok spełnia wymagania dyrektywy IED w zakresie emisji NOx. Prowadzone modernizacje wydłużą techniczną żywotność elektrowni do 2030 r. Elektrownia Konin to dwa bloki o łącznej mocy 193 MW, oddział w Koninie dysponuje oprócz kotłów węglowych także (od 2005 r.) kotłem na biomasę. Moc osiągalna bloku biomasowego wynosi 55 MW. W skład ZE PAK SA wchodzi także Elektrownia Pątnów II Sp. z o.o. z nowoczesnym blokiem o mocy 474 MW (sprawność energetyczna brutto 44%), który jest pierwszą w krajowym systemie elektroenergetycznym jednostką wytwórczą na parametry nadkrytyczne. Należy podkreślić, że funkcjonowanie bloku w elektrowni Pątnów II uzależnione będzie od zabezpieczenia dostaw węgla brunatnego po 2030 roku [14]. 3. PODAŻ WĘGLA BRUNATNEGO W REJONIE AKTUALNIE FUNKCJONUJĄCYCH ELEKTROWNI Wielkość wydobycia krajowego węgla brunatnego, ze względu na ograniczone możliwości transportu i magazynowania, uzależniona jest od zakresu jego wykorzystania. Produkcja węgla brunatnego w kopalniach należących do spółki PGE GiEK stanowi blisko 80% krajowego rocznego wydobycia tego surowca (KWB Bełchatów około 61%, natomiast KWB Turów 17%). Roczna produkcja węgla brunatnego w kopalni Bełchatów kształtuje się na poziomie mln Mg. Od 2009 r. prowadzone jest także wydobycie z Pola Szczerców, gdzie eksploatacja jest przewidywana do 2038 roku. Zasoby w obecnych obszarach koncesyjnych są szacowane na 1 mld Mg. Po 2030 r. nastąpi spadek możliwości wydobywczych z obecnie eksploatowanych pól, dlatego w celu zabezpieczenia dostaw do elektrowni, konieczne jest uruchomienie nowej odkrywki [12]. Zasoby przemysłowe węgla brunatnego w Zagłębiu Turoszowskim, w którym zlokalizowana jest KWB Turów, oceniane są na ponad 330 mln Mg [2]. Zakłada się, że w obecnie eksplo-

4 atowanym złożu Turów wydobycie na aktualnie uzyskiwanym poziomie (około 11 mln Mg) prowadzone będzie do roku 2039, natomiast w 2045/48 r. kopalnia zakończy swoją działalność [13]. Wydobycie węgla brunatnego w kopalniach ZE PAK SA (3-4 odkrywki) wynosi około mln Mg rocznie. W związku z wyczerpywaniem się złóż w regionie spadek wydobycia przewiduje się już po 2020 r. (zakończenie eksploatacji odkrywek Jóźwin IIB 2020 r., Adamów 2020 r., Drzewce 2018 r.), a eksploatacja ostatniej kopalni KWB Konin jest możliwa do roku 2027/30 (odkrywka Tomisławice). Wydobycie KWB Konin stanowi około 17% krajowej produkcji węgla brunatnego, natomiast KWB Adamów 7%. Choć jest ono znacznie niższe niż w kopalniach należących do PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna (PGE GiEK), wciąż jest to istotny wkład do dostaw paliw pierwotnych dla krajowej energetyki [14]. Tabela 2. Wydobycie węgla brunatnego z krajowych kopalń [4] Kopalnia Produkcja roczna, mln Mg KWB Bełchatów około 42 KWB Turów około 10 KWB Konin KWB Adamów KWB Sieniawa około 0,1 4. POTENCJAŁ EKSPLOATACJI NOWYCH ODKRYWEK A ODSTAWIENIA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH W związku z koniecznością zakończenia eksploatacji w obszarach Bełchatów i Szczerców przed rokiem 2040 i ograniczoną możliwością eksploatacji Pola Bełchatów (po 2030 r.), dla zapewnienia dalszych dostaw paliwa do elektrowni konieczne jest uruchomienie w Zagłębiu Bełchatowskim nowego pola wydobywczego. Poziom niezbędnych dostaw do elektrowni szacowany jest na poziomie mln Mg rocznie. W 2010 roku została wydana koncesja na przeprowadzenie prac rozpoznawczych i badawczych dla złoża Złoczew. Złoże to po roku 2030 mogłoby zapewnić około 20 mln Mg węgla rocznie (zasoby geologiczne bilansowe szacowane są na 600 mln Mg). Eksploatacja zasobów złoża Złoczew mogłaby być realizowana do 2055 r. Dodatkowo, PGE GiEK zapowiada również plany zagospodarowania nowej odkrywki w rejonie Gubin-Brody. Inwestycja ta ma zostać wpisana imiennie do strategii i dokumentów rządowych jako przedsięwzięcie strategiczne dla bezpieczeństwa energetycznego kraju. W roku 2016 planowane jest wystąpienie o koncesję na wydobycie. Prace nad budową kopalni (i elektrowni) miałyby się rozpocząć około 2020 r., a realny okres wydobycia i uruchomienia

5 elektrowni (o mocy ~3000 MW e ) szacowany jest wstępnie na lata , choć plany PGE GiEK mówią o możliwości oddania inwestycji dopiero w 2030 roku. Drugim rozważanym do zagospodarowania w tym regionie obszarem perspektywicznym są złoża Cybinka-Sądów, Torzym i Rzepin oraz Sieniawa o zasobach bilansowych ponad 2,0 mld Mg. Łączne wydobycie z tych złóż może wynosić ponad 15 mln Mg rocznie [7]. Wyczerpujące się zasoby węgla w polach konińsko-adamowskich dla elektrowni ZE PAK SA powodują konieczność uruchomienia eksploatacji nowych złóż. W związku z powyższym ZE PAK rozpoczął starania w kierunku zagospodarowania dużego złoża Poniec-Krobia o zasobach szacunkowych około 1 mld Mg. Planowane jest zagospodarowanie złóż perspektywicznych w regionie Konina (Piaski zasoby bilansowe blisko 110 mln Mg, Ościsłowo ponad 40 mln Mg, Mąkoszyn-Grochowiska ponad 50 mln Mg, Dęby Szlacheckie ponad 90 mln Mg, Morzyczyn 26 mln Mg) oraz Adamowa (Rogóźno zasoby bilansowe 550 mln Mg, Grochowy-Siąszyce około 100 mln Mg, Uniejów ponad 40 mln Mg). Możliwość ich zagospodarowania i opłacalność tych przedsięwzięć budzi jednak w obecnych warunkach duże wątpliwości i wymaga dalszych studiów. Oczekuje się, że nowe odkrywki mogą produkować około 10 mln Mg węgla brunatnego rocznie niemniej jednak, aby nie zaistniało zakłócenie pracy elektrowni, uruchomienie eksploatacji powinno nastąpić już na początku trzeciej dekady. Wydobycie w tym rejonie będzie możliwe nawet po roku Należy podkreślić, że zagospodarowanie złóż perspektywicznych niesie ze sobą szereg czynników ryzyka. Złoża te w porównaniu z obecnie eksploatowanymi wykazują generalnie gorsze parametry jakościowe. Jedno z najistotniejszych zagrożeń wiąże się z istotnym spadkiem wartości opałowej węgla w stosunku do poziomu węgla wskaźnikowego. W szczególności, niską wartość opałową wykazują węgle złóż Morzyczyn, Tomisławice, Mąkoszyn-Grochowiska, niemniej jednak węgiel ze złóż Piaski oraz Drzewce również nie zalicza się do wydajnych energetycznie. W węglach złóż perspektywicznych występuje również znacznie podwyższona zawartość popiołu. Wszystko to ma istotne znaczenie w kontekście wymogów jakościowych elektrowni należy się liczyć z tym, że zakłady wytwórcze będą spalać węgiel gorszy jakościowo. Summa summarum należy stwierdzić, że perspektywiczna baza zasobowa rejonu konińskoadamowskiego jest bardzo ograniczona. Nie daje ona podstaw do planowania budowy nowych zespołów energetycznych (choć rozważane są ewentualnie: budowa małej elektrowni opartej na węglu ze złoża Piaski, drugiej w rejonie złóż Mąkoszyn-Grochowiska i Dęby Szlacheckie czy też powstanie bloku w sąsiedztwie złoża Oczkowice). Baza perspektywiczna umożliwia co najwyżej utrzymanie obecnych zdolności produkcyjnych ZE PAK i to pod warunkiem umożliwienia zagospodarowania kilku złóż satelickich, co wiązać się będzie niewątpliwie ze znacznymi nakładami inwestycyjnymi oraz zwiększonymi kosztami pozyskania węgla.

6 Analizując możliwości rozwoju podaży węgla brunatnego można rozważyć dwa scenariusze. Pierwszy z nich, scenariusz stabilizacji, zakłada kontynuację stanu obecnego, bez uruchamiania nowych odkrywek. W założeniach tych po roku 2030 nastąpi gwałtowny spadek wydobycia, a także produkcji energii elektrycznej w elektrowniach zasilanych węglem brunatnym. Całkowite wyczerpanie zasobów przewidywane jest na rok W alternatywnej ścieżce rozwoju nowych odkrywek, uwzględniono rozpoczęcie wydobycia z takich złóż jak Gubin (rok 2024), Złoczew (2030), Zagłębie Konińskie i Adamowskie (już po 2022). Kształtowanie się podaży zostało zobrazowane na rys.1. Rys. 1. Prognoza podaży węgla brunatnego w analizowanych scenariuszach Ścieżka stabilizacji prowadzi do konieczności odstawień bloków i redukcji mocy dyspozycyjnych w krajowym systemie elektroenergetycznym w perspektywie 2030 roku. Część z jednostek wytwórczych może zostać odstawiona pomimo możliwości dalszej eksploatacji. Alternatywą do budowy nowych odkrywek może być modernizacja kotłów i przystosowanie ich do spalania innego paliwa, jednak działania te są obarczone istotnym ryzykiem inwestycyjnym [17],[18] oraz wysokimi kosztami związanymi zarówno z inwestycją, jak i wzrostem kosztu produkcji energii elektrycznej. Powstawanie nowych odkrywek napotyka na szereg sprzeciwów wśród lokalnych społeczności. Wśród nowych odkrywek, najbardziej rozwiniętymi projektami są Poniec-Krobia (wraz ze złożem Oczkowice) około 1 mld Mg (140 mln Mg) i Gubin ponad 3 mld Mg [2], jednak obecnie ze względu na brak akceptacji inwestycji ze strony społecznej brak jest gwarancji ich uruchomienia. Ostawienia mocy przeanalizowane na bazie wariantu rezygnacji z eksploatacji nowych odkrywek (scenariusz stabilizacji) oraz uwarunkowań technicznych aktualnie funkcjonujących elektrowni zostały przedstawione na rys. 2.

7 Rys. 2. Odstawienia mocy w elektrowniach opalanych węglem brunatnym 5. REGULACJE ŚRODOWISKOWE IED, BAT Postanowienia wprowadzonej 6 stycznia 2011 r. Dyrektywy 75/2010/EU w sprawie emisji przemysłowych (IED - Industrial Emissions Directive) regulujące dopuszczalne emisje polutantów przedstawione w tab. 3 są obecnie największym wyzwaniem postawionym przed jednostkami wytwórczymi w zakresie wypełnienia norm środowiskowych. W toku preparacji na forum Komisji Europejskiej są także konkluzje BAT (Best Available Techniques) zawierające dopuszczalne poziomy emisji - BAT AELs (Associated Emission Levels). Konkluzje te, przygotowywane na postawie dokumentów przedmiotowych dla każdego z sektorów BREF (BAT reference document), będące wkrótce kryterium przy udzielaniu pozwolenia zintegrowanego, narzucają ostrzejsze wymagania środowiskowe, co przedstawiono w tab. 4, kursywą oznaczając wymagania zapisane w Dyrektywie IED. Dokument ten miał zostać wprowadzony już na przełomie 2014 i 2015 roku, jednak wciąż trwają prace nad sformułowaniem ostatecznej wersji jego zapisów, po uwagach przygotowanych do wersji roboczej (draft) tego dokumentu z czerwca 2013 roku. W pierwszym kwartale 2015 roku mają zostać opublikowane wyniki tych prac, a przyjęcie ostatecznej wersji dokumentu i wprowadzenie w życie przepisów nastąpi po 8-12 miesiącach od opublikowania raportu końcowego przez Techniczną Grupę Roboczą (TWG), co ma nastąpić w drugim kwartale Konkluzje BAT mają zacząć obowiązywać po czterech latach od daty ich wydania (w roku 2020), będzie to czas dla jednostek wytwórczych na dostosowanie instalacji do wymogów dokumentu.

8 Tabela 3. Limity emisji wyznaczone przez dyrektywę IED dla instalacji spalających węgiel brunatny [9] Nominalna moc cieplna instalacji spalania, MW < >300 PC, FBB SOx, mg/nm NOx, mg/nm pył, mg/nm Termin dostosowania się do zapisów Dyrektywy IED został ustalony na 1 stycznia 2016 r., jednak uwzględniono w niej możliwości uzyskania dodatkowego czasu na dostosowanie do nałożonych wymagań. Mechanizmy derogacyjne, które mogą być stosowane przez jednostki wytwórcze to: Przejściowy Plan Krajowy, Naturalna Derogacja (17500h), Derogacja dla systemów ciepłowniczych, oraz Derogacja dla jednostek szczytowych. Założenia Przejściowego Planu Krajowego (PPK) dają możliwość zmniejszania limitów emisji w okresie czteroletnim - stopniowo dochodząc do wymaganego poziomu emisji. Tabela 4. Limity emisji wyznaczone przez konkluzje BAT i dyrektywę IED dla instalacji spalających węgiel brunatny [6] Nominalna moc cieplna instalacji spalania, MW < >300 PC >300 FBB SOx, mg/nm (400) (250) (200) (200) NOx, mg/nm ( ) (200) (200) (200) pył, mg/nm (25-30) 1-15 (<1-10)* (20) N 2 O,mg/Nm HCl, mg/nm 3 <1-5 HF, mg/nm 3 <0,1-2 CO, mg/nm NH 3, mg/nm 3 <5 <1-3,5 Hg, mg/nm ,5-10 *Moc powyżej 1000MW th

9 Tabela 5. Jednostki wytwórcze zasilane węglem brunatnym zgłoszone do PPK [9] Nazwa obiektu PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA Oddział Elektrownia Bełchatów (K1, K2, K3, K4, K5, K6) PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA Oddział Elektrownia Bełchatów (K7, K8, K9, K10, K11, K12) PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA Oddział Elektrownia Turów (K1, K2, K3, K4, K5, K6) PAK - Elektrownia Pątnów (K1, K2, K3, K4, K5, K6) ZE PAK SA - Elektrownia Konin - (K85, K86, K111, K112) ZE PAK SA - Elektrownia Adamów - (K1, K2, K3, K4, K5) Planowane /modernizacje r. inwestycje do IOS, DeNOx, modernizacja kotła IOS, modernizacja kotłów IOS, DeNOx DeNOx brak inwestycji/ modernizacji brak inwestycji/ modernizacji Plany funkcjonowania jednostki po r. dalsza eksploatacja po zakończeniu PPK dalsza eksploatacja po zakończeniu PPK dalsza eksploatacja po zakończeniu PPK dalsza eksploatacja po zakończeniu PPK wyłączenie obiektu do dnia r. wyłączenie obiektu do dnia r. Jednostki uczestniczące w krajowym PPK zostały zgłoszone Komisji Europejskiej w 2013r., wśród nich elektrownie wykorzystujące jako paliwo węgiel brunatny: Elektrownia Bełchatów, Elektrownia Turów, Elektrownia Pątnów, Elektrownia Konin oraz Elektrownia Adamów. Wśród nich znalazły się zarówno takie, które w wymaganym terminie dokonają odpowiednich modernizacji, jak i te które zostaną odstawione po zakończeniu obowiązywania mechanizmu. Szczegółowe informacje zostały przedstawione w tabeli WNIOSKI I PODSUMOWANIE Analiza przeprowadzona w niniejszym artykule prowadzi do następujących wniosków: W krajowym systemie liczba lat eksploatacji poszczególnych jednostek wytwórczych jest bardzo zróżnicowana. Istnieje kilka nowych bloków mogących funkcjonować nawet do 2050 roku. Jeśli węgiel brunatny ma wciąż stanowić istotny udział w strukturze wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, konieczne jest uruchamianie nowych odkrywek. Niezbędna jest również budowa nowych elektrowni przy planowanych do eksploatacji odkrywkach. W przypadku rezygnacji z rozpoczęcia eksploatacji ze złóż Złoczew i odkrywek w Zagłębiu Konińskim od 2020 roku udział produkcji energii elektrycznej z węgla brunatnego będzie znacząco malał, co może doprowadzić do istotnego spadku poziomu mocy dyspo-

10 zycyjnych w KSE już w 2030 roku. Konieczne byłoby zapewnienie odpowiednio większego poziomu mocy dyspozycyjnej na innych paliwach. Po zakończeniu modernizacji prowadzonych obecnie w sektorze energetycznym wymagania środowiskowe dyrektywy IED będą spełnione. Część obiektów zostanie wyłączona (Adamów, Konin). Przeprowadzane modernizacje i budowa niezbędnych instalacji powinny uwzględniać konieczność dostosowania jednostek wytwórczych do wymagań konkluzji BAT po 2020 roku. Wypełnienie tych postanowień jest obligatoryjne, ze względu na odmowę wydania pozwolenia zintegrowanego na dalszą eksploatację elektrowni LITERATURA [1] Best Available Techniques (BAT) Reference Document for the Large Combustion Plants - Draft 1 [2] Bilans zasobów złóż kopalin w Polsce wg stanu na 31 XII 2013 r., Państwowy Instytut Geologiczny, Warszawa [3] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola). [4] Gawlik L. (red.): Węgiel dla polskiej energetyki w perspektywie 2050 roku analizy scenariuszowe, GIPH, [5] Kamiński J., The impact of liberalisation of the electricity market on the hard coal mining sector in Poland. Energy Policy 37, Issue 3. [6] Kamiński J., Kudełko M., The prospects for hard coal as a fuel for the Polish power sector. Energy Policy 38, Issue 12. [7] Kasztelewicz Z., Sikora M., Zajączkowski M.: Złoże Poniec-Krobia w bilansie konińskiego zagłębia górniczo-energetycznego węgla brunatnego. Polityka Energetyczna 2012, t.15, z.3, s [8] Katalog elektrowni i elektrociepłowni zawodowych ARE, Warszawa [9] Projekt Przejściowego Planu Krajowego, Warszawa 2012 wraz z załącznikami. [10] Siemek J., Rychlicki S., Kaliski M., Szurlej A., Janusz P.: Rola sektora gazowego w zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego Polski na tle wybranych państw Unii Europejskiej. Rynek Energii, 2010, nr 3, s [11] Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2013, ARE, Warszawa [12] Strona internetowa GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów [13] Strona internetowa GiEK S.A. Oddział Elektrownia Turów

11 [14] Strona internetowa ZE PAK SA [15] Sytuacja Techniczno-Ekonomiczna Sektora Elektroenergetycznego, ARE, Warszawa [16] Szurlej A.: Możliwości konkurencyjności gazu ziemnego jako surowca do wytwarzania energii elektrycznej. Gospodarka Surowcami Mineralnymi, 2008, t. 24, z. 3/3, s [17] Zamasz, K.: Metoda drzew decyzyjnych a analiza opcji rzeczowych w procesach oceny efektywności ekonomicznej przedsięwzięć energetycznych. Rynek Energii, 2011, nr 93(2), s.141. [18] Zamasz, K. i Saługa, P.: Ocena efektywności ekonomicznej projektu rozbudowy mocy elektrociepłowni z wykorzystaniem analizy drzew decyzyjnych. Rynek Energii, 2010, nr 87( 2), s AN ANALYSIS OF THE LIFETIME OF LIGNITE POWER PLANTS IN THE CONTEXT OF FUEL SUPPLIES POTENTIAL AND ENVIRONMENTAL REGULATIONS Key words: brown coal, power generation, environmental regulations, Industrial Emissions Directive (IED) Summary. Since many years, brown coal (lignite) has been the second most important fuel used for power generation in Poland. Currently approximately 35% of electricity in Poland is produced by brown coal-fired power plants. In order to ensure reliability of the Polish power generation system in the long-run, domestic brown coal production needs to be maintained at the current level. Therefore, in this respect, one of the most important concerns should be the current state of power generation units (age and technical conditions). Also, the EU environmental regulations imposed on the Polish power sector through emission standards remain a significant challenge for power companies. In this context, the main aim of this paper is to evaluate the prospects of the long-run functioning of the domestic brown coal-based power generation sector, taking into account potential of fuel supplies, technical conditions of existing brown coal-fired units as well as environmental regulations. Furthermore, planned investments in new brown coal power plants are discussed. Marcin Malec, mgr inż., asystent, Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN, Pracownia Ekonomiki Energetyki, ul. Wybickiego 7, Kraków, malec@min-pan.krakow.pl. Jacek Kamiński, dr hab. inż., profesor Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN, kierownik Pracowni Ekonomiki Energetyki, ul. Wybickiego 7, Kraków, kaminski@min-pan.krakow.pl. Piotr Saługa, dr hab. inż., profesor nadzwyczajny, AGH w Krakowie, Wydział Zarządzania, Katedra Zarządzania w Energetyce, psaluga@agh.edu.pl. Przemysław Kaszyński, mgr inż., asystent, Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN, Pracownia Ekonomiki Energetyki, ul. Wybickiego 7, Kraków, kaszynski@min-pan.krakow.pl.