INŻYNIERÓW I TECHNIK SZY T S

Transkrypt

1 ISSN X INŻYNIERÓW STOWARZYSZENIE I TECHNIKÓW GÓRNICTWA

2

3 PRZEGLĄD Nr 5 GÓRNICZY 1 założono r. MIESIĘCZNIK STOWARZYSZENIA INŻYNIERÓW I TECHNIKÓW GÓRNICTWA Nr 5 (1098) maj 2014 Tom 70 (LXX) UKD : : 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 dr hab. inż. Lidia Gawlik * ) prof. dr hab. inż. Eugeniusz Mokrzycki* ) Treść: W artkule przedstawiono wykonane analizy dotyczące możliwych kierunków rozwoju polskiego sektora elektroenergetycznego 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 CO 2 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 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 CO 2 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. Słowa kluczowe: węgiel kamienny, węgiel brunatny, energetyka, pakiet klimatyczny UE Key words: hard coal, lignite, power engineering, EU climate package 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 wysokimi wskaźnikami emisyjności. Polska, która posiada znaczące zasoby węgla kamiennego i brunatnego i intensywnie je użytkuje, charakteryzuje się jednym z najwyższych wskaźników bezpieczeństwa energetycznego wśród państw unijnych. * ) Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN, Kraków 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 CO 2 o 95% w 2050 roku w stosunku do roku bazowego (a więc praktycznie 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.

4 2 Polityka długoterminowej redukcji emisji po 2020 roku jest w Unii konsekwentnie opracowywana, miedzy innymi w dokumentach obejmujących zamiary do roku 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 świata. Wskazują na to ostatnie długoterminowe prognozy (WEC 2013) jak i najnowsza prognoza średnioterminowa IEA [1]. W tym artykule przedstawiono kilka scenariuszy wykorzystania 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 Pakiet energetyczno-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 energetyczno-klimatycznej na 2030 r. są obecnie na etapie roboczych dyskusji [7]. KE zaproponowała m.in. redukcję emisji CO 2 o 40% w stosunku do roku 1990, 27-procentowy udział źródeł odnawialnych (OZE) w produkcji energii elektrycznej dla całej 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 strategii, która brałaby pod uwagę specyficzne cechy poszczególnych gospodarek narodowych. Jednakże, budując strategię rozwoju krajowego systemu energii, należy brać pod uwagę ewentualność wprowadzenia 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 CO 2 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 matematycznego, wykorzystując modele zaimplementowane na platformach komputerowych, dedykowane do analiz systemów paliwowo-energetycznych [5]. Model wybiera technologie wytwarzania energii elektrycznej 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 szczegółowych badań literaturowych, poziom nakładów inwestycyjnych niezbędnych do ich wybudowania. Określono również koszty operacyjne w podziale na koszty stałe i koszty zmienne funkcjonowania 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 perspektywie 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 CO 2 (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 CO 2 (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 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]

5 Nr 5 PRZEGLĄD GÓRNICZY 3 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. Rys. 1. Analizowane warianty kształtowania się cen uprawnień do emisji CO 2 Fig. 1. Analyzed options of fluctuations of prices of the titles for CO 2 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 wskaźnikowych, 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] Jednym z istotniejszych założeń było przyjęcie kształtowania 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 stałych 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 spodziewanego 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 decyzji kształtujących poziom cen uprawnień do emisji CO 2 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 CO 2 na wykorzystanie węgla w energetyce do 2050 roku Wykorzystanie węgla w energetyce wiąże się z emisją dwutlenku węgla do atmosfery. Dlatego oceny wpływu poziomu 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 poziomie wynikającym z prognoz przedstawionych w tabeli 1. 3) Nastąpi umiarkowany wzrost wymagań unijnych dotyczących 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 wariantowaniu cen uprawnień do emisji CO 2 :

6 4 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 łupkowych, 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 CO 2 : 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 CO 2 i braku rozwoju wydobycia gazu ze złóż łupkowych (scenariusz 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 w warunkach analizowanych scenariuszy, GW Table 2. Implementation of new power stations in within the analyzed scenarios, GW Paliwo/ Scenariusz technologia REF REF- GAZOWY GAZOWY- CO2WYS CO2WYS Węgiel kamienny 12,0 3,6 11,9 3,6 Węgiel kamienny 0,0 9,8 0,0 0,0 + CCS Węgiel brunatny 6,8 0,0 6,8 0,0 Węgiel brunatny 0,0 6,2 0,0 6,4 + CCS 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 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 krajowego osiągnęły niższe ceny, to w warunkach wysokich cen uprawnień do emisji CO 2 (scenariusz GAZOWY-CO2WYS) energetyka oparta na gazie byłaby rozwiązaniem optymalnym. Dla pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną powstałoby 16,6 GW jednostek mocy na to paliwo, a rozwiązanie 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 scenariuszach. 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] Źródło: opracowanie własne na podstawie: [5] Wysoki wzrost cen uprawnień do emisji CO 2, 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 ograniczeniu energetyki gazowej. W początkowym okresie analizy powstaną elektrownie na węgiel kamienny, a od 2030 roku 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]

7 Nr 5 PRZEGLĄD GÓRNICZY 5 W pierwszej parze scenariuszy (gdy zakłada się brak rozwoju 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 powodują 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 CO 2 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 cenach uprawnień do emisji węgiel brunatny będzie miał swoje miejsce w przyszłej strukturze paliwowej energetyki, jeśli technologie CCS będą gotowe do komercjalizacji począwszy od 2030 roku. Węgiel kamienny przy wysokich cenach uprawnień do emisji CO 2 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 latach 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 przedstawiono na rys. 5, a na węgiel brunatny na rys. 6. Rys. 6. Zapotrzebowanie na węgiel brunatny przy wysokich cenach uprawnień do emisji CO 2 w warunkach dostępności 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 co 2 emission with the accessibility to CCS technology, beginning 2030 (scenario REF-CO2WYS) and without it (scenario BEZ-CCS) Źródło: opracowanie własne na podstawie [5] 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 zapotrzebowania wykazywanego w scenariuszu REF-CO2WYS. Zapotrzebowanie na węgiel brunatny obniża się, a w związku z tym, że nie powstają żadne nowe elektrownie istniejącym elektrowniom wystarczy węgla z obecnie istniejących odkrywek. Dla górnictwa węgla kamiennego wysokie ceny uprawnień do emisji CO 2 i brak dostępności technologii CCS oznacza brak perspektyw rozwoju. 5. Wpływ zmiany celów wskaźnikowych OZE na wykorzystanie węgla w energetyce do 2050 roku Rys. 5. Zapotrzebowanie na węgiel kamienny przy wysokich cenach uprawnień do emisji CO 2 w warunkach dostępności 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 CO 2 emission with the accessibility to CCS technology, beginning 2030 (scenario REF-CO2WYS) and without it (scenario BEZ-CCS) Źródło: opracowanie własne na podstawie [5] 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 CO 2 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

8 6 komercyjnego wydobycia gazu z łupków oraz, że technologia CCS będzie dostępna począwszy od 2030 roku. W scenariuszach tych różnicowano zadane cele wskaźnikowe 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 pozostanie 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 użytkowania 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 optymalizacji tych trzech scenariuszy. Tabela 3. Budowa nowych mocy w latach w zależności od poziomu wymaganych celów wskaźnikowych OZE, w GW Table 3. Implementation of new power stations in depending on the level of the required indicative programs OZE, GW Paliwo/technologia Scenariusz BEZ-OZE Scenariusz REF- CO2WYS Scenariusz OZE Węgiel kamienny 3,6 3,6 3,6 Węgiel kamienny + CCS 10,9 9,8 7,9 Węgiel brunatny IGCC+ 6,4 6,2 3,1 CCS 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 opłacalność 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 scenariuszu OZE (zakładającym wysoki wzrost celu wskaźnikowego), dla uzyskania wymaganego udziału energii ze źródeł odnawialnych budowane są również farmy wiatrowe na morzu. Udział nowych mocy opartych na odnawialnych źródłach energii w okresie 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 elektrycznej z OZE były wyższe od narzuconych celów wskaźnikowych. W scenariuszach REF-CO2WYS i OZE dotyczy to tylko lat Jeśli w wyniku optymalizacji struktury za pomocą badań modelowych występuje nadwyżka udziału ponad obligatoryjny 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 zapotrzebowania na węgiel w energetyce. Wysokie cele w zakresie 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 uzyskany nadwyżka nadwyżka nadwyżka cel cel uzyskany cel uzyskany udział OZE OZE udział OZE OZE udział OZE OZE ,81 2, ,81 0, ,89 0, ,13 8, ,2 4, ,62 3, ,42 7, ,56 1, ,16 0, ,14 6, ,75 5, ,14 8, Źródło: opracowanie własne na podstawie [5]

9 Nr 5 PRZEGLĄD GÓRNICZY 7 Rys. 7. Zapotrzebowanie na węgiel kamienny przy różnych 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 wariantach kształtowania się celów wskaźnikowych w zakresie użytkowania OZE, mln Mg Fig. 8. Demand for lignite by assuming various options of indicative program within the use of OZE, mln Mg 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 CO 2 będzie powodowało wzrost kosztów wytwarzania energii elektrycznej, obniżając tym samym konkurencyjność gospodarki krajowej, a także droższe inwestycyjnie rozwiązania. Przy niskim poziome cen uprawnień do emisji CO 2 (scenariusze 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), wykorzystanie węgla uwarunkowane jest rozwojem technologii CCS. Opóźnienia w komercjalizacji tej technologii spowodują brak opłacalności wykorzystania węgla w energetyce (scenariusz BEZ-CCS). Na uwagę zasługuje również fakt, że energetyka jądrowa staje się rozwiązaniem efektywnym, jeśli nie rozwinie się wydobycie krajowego gazu z formacji łupkowych. Jeśli dostępny będzie gaz ze źródeł krajowych energetyka jądrowa staje się rozwiązaniem nieoptymalnym. Przedstawione badania scenariuszowe wykazują, że narzucenie wysokich celów w zakresie OZE jest nieracjonalne, ponieważ: powoduje konieczność poniesienia bardzo wysokich nakładów inwestycyjnych na budowę energetyki odnawialnej, 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 CO 2 przy znacząco niższych nakładach i niższych kosztach wytwarzania energii elektrycznej, pozostawia niepewność co do możliwości wykorzystania 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 technologiami 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 zakresie 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 powinny 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 Coal. Medium-Term Market Report Market Trends and Projections to International Energy Agency. Prezentacja, Katowice, 28.03, EC 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] [dostęp: ] 3. Gawlik, L.: Węgiel kamienny energetyczny. Perspektywy rozwoju w świetle priorytetów środowiskowych. Polski Komitet Światowej Rady Energetycznej. Wyd. IGSMiE PAN, Kraków [online] [dostęp: ] 4. Gawlik, L.: Gaz ziemny z łupków w Polsce raport. Polski Komitet Światowej Rady Energetycznej. Wyd. IGSMiE PAN, Warszawa 2013, [online] -z-lupkow.pdf [dostęp: ] 5. Gawlik, L. (red.). Węgiel dla polskiej energetyki w perspektywie 2050 roku analizy scenariuszowe. Górnicza Izba Przemysłowo-Handlowa.

10 8 Wyd. IGSMiE PAN, Katowice 2013, [online] MINPAN.pdf [dostęp: ] 6. Grudziński, Z.: Konkurencyjność paliw w wytwarzaniu energii elektrycznej. Polityka Energetyczna Energy Policy Journal nr 16 (4). 7. KE Zielona Księga. Ramy polityki w zakresie klimatu i energii do roku Komisja Europejska, Bruksela 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 CO 2. Energy and Environment Science, 5, PSE, Miesięczne raporty z funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i Rynku Bilansującego. Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., [online] [dostęp ]. 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, WEC World Energy Scenarios. Composing energy futures to World Energy Council, London. 281 s. [online] worldenergy.org/publications/2013/world-energy-scenarios-composingenergy-futures-to-2050/ [dostęp: ] 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!!!

11 Nr 5 PRZEGLĄD GÓRNICZY 9 UKD : : Metody oceny konkurencyjności paliw do wytwarzania energii elektrycznej Methods of assessment of competitiveness of fuels for the production of electricity Dr inż. Zbigniew Grudziński*) 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 większym 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. 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 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 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 Coraz więcej energii produkowane jest z OZE (10,4% w 2012 roku), gdzie dominuje zużycie biomasy w procesie 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. * ) Instytut GSMiE PAN, Kraków Ta struktura wytwarzania energii elektrycznej w Polsce zdeterminowana jest wielkością bazy zasobowej i wynikającą z niej infrastrukturą systemu wytwarzania energii. W celu utrzymania znaczącej roli węgla krajowego w produkcji energii, konieczne będzie sprostanie konkurencji międzynarodowych 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 importowanego 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

12 10 wyższy od cen węgla importowanego z rynków międzynarodowych. W etapie drugim wyznaczono maksymalne ceny węgla wynikające z konkurencji pomiędzy innymi paliwami na rynku energii elektrycznej. 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 ocenić porównując ich ceny sprowadzone do porównywalnych jednostek (przedstawione porównanie nie uwzględnia sprawności przetwarzania poszczególnych paliw). W zestawieniu w tabeli 1 pokazano ceny wybranych nośników energii w przeliczeniu na zł/gj w latach W tabeli pokazano także relacje cen między poszczególnymi nośnikami w stosunku do cen węgla kamiennego energetycznego przeznaczonego do wytwarzania energii elektrycznej. Ceny węgla energetycz- nego w tym porównaniu równają się 1. Porównanie dobrze obrazuje jaka jest pozycja cenowa węgla energetycznego w stosunku do innych nośników energii. Relacje cen pomiędzy 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 Spadły także ceny energii elektrycznej w granicach 5-11% (w zależności od grupy odbiorców). Ceny węgla brunatnego w tym zestawieniu wzrosły zarówno w porównaniu z rokiem 2011, jak i Największe wzrosty cen dotyczyły gazu ziemnego zużywanego przez elektrociepłownie 24% w stosunku do roku 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 logistycznych w imporcie węgla. Natomiast ceny w imporcie wynikają wprost z relacji na rynkach międzynarodowych, co 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

13 Nr 5 PRZEGLĄD GÓRNICZY 11 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 międzynarodowymi. 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 długoterminowych. Wynikiem tego jest wzrost roli międzynarodowych 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 stymulowane 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 użytkownika (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 konkurencyjnych 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 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 zakresie 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 przyjęto wg taryf PKP Cargo i zastosowano rabat w wysokości 75%. Taką wielkość rabatu w transporcie kolejowym przyjęto w wyniku analizy informacji prasowych, internetowych w których pojawiała się informacja o zawieranych kontraktach na transport węgla. Znając wielkość kontraktu na dostawę 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 pozostała na poziomie cen z 2013 roku. Kolej jest najczęstszym rodzajem transportu wykorzystywanym w imporcie węgla do Polski [13,14,12,15]. Tabela 2. Table 2. Cena węgla loco producenta konkurencyjna w dostawie do elektrowni w stosunku do cen węgla importowanego, zł/gj Coal price of loco producer competitive in the supply to power stations in relation to the prices of import coal, zl/gj

14 12 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 użytkownik 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 przykładów jest następująca: przykład P1 odległość kopalni od elektrowni jest taka sama jak odległość elektrowni od portu. Wówczas cena maksymalna węgla w kopalni zapewniająca konkurencyjny 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 mniejsza od odległości elektrowni od portów i wynosi 150 km. Wówczas maksymalna cena węgla w kopalni (konkurencyjna 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 zakłada, 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 krajowego 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 przeprowadzono obliczenia C wk = (C DDP +(Kt EP KT EK ))* W K USD/tonę (1) C wk = (C DDP /Q I +(Kt EP /Q I KT EK /Q K ))* W K USD/tonę (2) gdzie: C WK cena węgla loco kopalnia (konkurencyjna w stosunku do węgla importowanego), C DDP średnia cena węgla importowanego, określana na granicy kraju Kt EP koszt transportu odbiorca granica (elektrownia port), KT EK koszt transportu odbiorca kopalnia (elektrownia producent), W K współczynnik konkurencyjności, Q I wartość opałowa węgli importowanych (około 25 MJ/kg), Q K wartość opałowa węgla z kopalni krajowej, MJ/kg. [5] Bazą dla przedstawionych obliczeń były ceny węgla na międzynarodowych rynkach. Przedstawiono procedurę 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

15 Nr 5 PRZEGLĄD GÓRNICZY 13 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 średnich 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 portów 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 kwartału 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 roku spadły z poziomu 131 USD/tonę do poziomu 92 USD/tonę w I kw roku. Natomiast ceny minimalne w imporcie na początku 2014 r. na warunkach CIF to tylko 74 USD/tonę. Obecne tendencje cenowe na rynku międzynarodowym są bardzo niekorzystne dla krajowych producentów węgla kamiennego. Tabela 3. Porównanie obliczonych cen minimalnych i maksymalnych węgla energetycznego w dostawach do Europy z średnim indeksem cen CIF ARA, USD/tonę Table 3. Comparison of the calculated minimum and maximum prices of energy coal in the supplies to Europe with an average price index of CIF ARA, USD/ton Cena węgla w dostawach Rok Kwartał do Europy Indeks cen CIF ARA max. min. różnica cena % maks. % min. I % -3% 2012 II % -2% III % -6% IV % -4% I % -4% 2013 II % -2% III % -2% IV % -5% 2014 I % -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 zmuszających 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 ) paliw dostarczanych do elektrowni na węglu brunatnym (WB) i kamiennym (WK). Ceny te obejmują także Rys. 3 Poziom cen (minimalny i maksymalny) głównych eksporterów węgla na rynki europejskie na tle cen indeksów 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 kamiennego i brunatnego na tle cen energii ogółem Fig. 4. Comparison of prices of energy from hard coal and lignite in the light of the energy total

16 14 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 wskaźnik 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 wytworzenia energii w elektrowniach na węgiel kamienny i energetyczny przedstawiono na rys. 5 i 6. Różnica pomiędzy 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 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 przekroczyły 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 elektrowniach 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 wykorzystania 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 m 3 [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 największym 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 bardzo 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 uwarunkowaniach 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 przedsiębiorstw 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

17 Nr 5 PRZEGLĄD GÓRNICZY 15 Parytet gazowy jest to taka cena węgla energetycznego (wyrażona w zł/gj loco odbiorca), która daje koszty wytworzenia energii z węgla na poziomie równym kosztom wytworzenia energii z gazu (z uwzględnieniem sprawności spalania, kosztów emisyjnych, kosztów utylizacji odpadów, itp.). W artykule oparto się na metodyce wyliczenia parytetu gazowego szczegółowo omówionej w pracy [5]. Obliczenia parytetu gazowego przedstawiono w tabeli 4. Wyniki pokazują jaki jest poziom konkurencyjnych cen węgla w przeliczeniu na zł/gj (obliczenia dla węgla o parametrach międzynarodowych 25 MJ/kg, 12% popiołu, 1% siarki). Przyjęte założenia były następujące: rozpatrzono dwie elektrownie na węgiel energetyczny o sprawności 36 i 45%, elektrownia na gaz ziemny miała sprawność 55%, ceny uprawnień do emisji CO 2 przyjęto na trzech poziomach 5, 15, 30 EUR, ceny rynkowe gazu przyjęto w granicach 100 (0,32 zł/ m 3 ) 550 (1,70 zł/m 3 ) USD/1000 m 3, przeliczniki walut przejęto na poziomie 1 EUR 4,2 zł, 1 USD 3,2 zł. Pola szare w tabeli 4 to cena 1 GJ węgla wyższa od 11 zł/ GJ (średnia zbliżona do cen węgla w dostawach do energetyki w 2013 r.). Wyróżnione zakresy wyników pokazują jaka mogłaby być maksymalna cena węgla w elektrowni, aby koszty produkcji energii elektrycznej z tych porównywanych paliw były równe. Pola puste to zakres parametrów, dla których wyliczona cena węgla byłaby ujemna czyli nawet minimalna cena węgla nie zapewniałaby konkurencji w stosunku do cen gazu. W obecnej sytuacji rynkowej (cena węgla ok. 11 zł/ GJ, uprawnienia 5 EUR) w elektrowni o sprawności 36% konkurencyjna cena gazu byłaby poniżej 250 USD/1000m 3. Wyniki w tabeli 4 pokazują jaka może być maksymalna cena węgla, aby przy danych cenach gazu, cenach uprawnień do emisji i określonej sprawności elektrowni, spełniała warunki konkurencyjności w stosunku do gazu ziemnego. Z przedstawionych rachunków wynika, że przy cenach uprawnień na poziomie 5 EUR/tonę, cena gazu zapewniająca minimalną konkurencyjność węgla wynosi 250 USD/1000 m 3, a przy 30 EUR/tonę CO 2 cena gazu zapewniająca minimalną konkurencyjność węgla wynosi 350 USD/1000 m 3 (dla elektrowni o sprawności 36%). Natomiast przy obecnych cenach uprawnień i cenach gazu ziemnego LNG (ceny w granicach USD spodziewane ceny dostaw gazu LNG do gazoportu w Świnoujściu)) na rynku krajowym poziom parytetu gazowego można szacować w granicach zł/ GJ, czyli dwukrotnie więcej niż obecna średnia cena węgla energetycznego w dostawach do elektrowni. Na rys. 7 przedstawiono porównanie cen gazu ziemnego na najważniejszych rynkach międzynarodowych. gaz USA ceny spotowe Henry Hub, gaz UE - ceny spotowe gazu importowanego do Wielkiej Brytanii łącznie z gazem krajowym, gaz LNG ceny gazu w imporcie do Japonii (największy importer gazu LNG na świecie import w ostatnich latach w granicach mld m 3 ). Jak można zauważyć, ceny gazu na rynku europejskim są ponaddwukrotnie wyższe od cen na rynku amerykańskim. Wpływ na tę sytuację ma dynamiczny wzrost wydobycia gazu ze złóż niekonwencjonalnych przy stosunkowo niskich kosztach. Za przełomowy w eksploatacji gazu z formacji łupkowych w Stanach Zjednoczonych uważa się rok 2007 od tego czasu datuje się gwałtowny wzrost wydobycia tego surowca [1]. Dzięki temu ceny gazu kształtują się tam na poziomie około 100 USD/1000 m 3 (okresowe ceny gazu na rynku amerykańskim w przeliczeniu na GJ są niższe od cen węgla energetycznego). Na początku roku 2014 ceny gazu w USA w wyniku ciężkiej zimy wzrosły nawet do poziomu 180 USD/1000m3 (ceny najwyższe od 2010 roku). Najwyżej w tym zestawieniu są ceny gazu LNG w dostawach do Japonii. Rys. 7. Porównanie cen gazu na rynku amerykański, europejskim z cenami gazu LNG w dostawach do Japonii Fig. 7. Comparison of gas prices on American and European markets with the prices of LNG gas in the supplies to Japan Źródło: opracowanie własne na podstawie Bank Światowy Tabela 4. Poziom cen węgla kamiennego konkurencyjny w stosunku do cen gazu ziemnego, zł/gj Table 4. Price of hard coal competitive withthe prices of natura gas, zl/gj Cena gazu Sprawność elektrowni 36% Sprawność elektrowni 45% ceny uprawnień do emisji CO 2, EUR/tonę USD/1000m 3 zł/m

18 16 6. Podsumowanie W Polsce głównymi nośnikami w sektorze wytwarzania energii elektrycznej jest węgiel kamienny i brunatny. Z tych dwóch paliw produkuje się około 83% energii elektrycznej, ale udział ten obniżył się o 6,1% w stosunku do roku Z przedstawionych porównań wynika że 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. Ceny węgla energetycznego w latach spadły o 5% w stosunku do roku 2011 i aż 12% w stosunku do roku Spadły także ceny energii elektrycznej w granicach 5-11% (w zależności od grupy odbiorców). Cen węgla brunatnego w tym zestawieniu wzrosły zarówno w porównaniu z rokiem 2011, jak i Największe wzrosty cen dotyczyły gazu ziemnego zużywanego przez elektrociepłownie 24% w stosunku do roku Także na rynku polskim w związku z coraz większym importem węgla, ceny w dostawach do dużych odbiorców są stymulowane zmianami cen z rynków międzynarodowych. Ceny w kontraktach są indywidualnie ustalane z każdym odbiorcą. W wyniku obliczeń przedstawiono symulacje maksymalnych cen węgla u producenta (loco kopalnia), które są konkurencyjne (równe cenom węgla z importu) u użytkownika (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). Bazą dla przedstawionych obliczeń były ceny węgla na międzynarodowych rynkach. Przedstawiono procedurę wyznaczania zakresu zmienności cen w imporcie od najważniejszych eksporterów węgla na rynki europejskie. W okresie od I kw roku ceny maksymalne węgla w imporcie do Europy spadły z poziomu 131 USD/tonę do poziomu 92 USD/tonę w I kw roku. Natomiast ceny minimalne w imporcie na początku 2014 r. na warunkach CIF to tylko 74 USD/tonę. Obecne tendencje cenowe na rynku międzynarodowym są bardzo niekorzystne dla krajowych producentów węgla kamiennego. W kolejnych obliczeniach celem było wyznaczenie maksymalnej ceny węgla (parytetu gazowego) równoważnego z cenami gazu ziemnego zużywanego do produkcji energii elektrycznej. W obliczeniach wykorzystano metodykę wyznaczania tego parytetu przedstawioną w pracy (Grudziński 2012b). Parytet gazowy jest to taka cena węgla energetycznego (wyrażona w zł/gj loco odbiorca), która daje koszty wytworzenia energii z węgla na poziomie równym kosztom wytworzenia energii z gazu. Wykorzystując zaproponowaną metodykę obliczania parytetu gazowego w kolejnych obliczeniach przeprowadzono symulacje zmian poziomu parytetu w zależności od zmian cen gazu ziemnego i zmiennej wartości opałowej węgla. Z obliczeń wynika, że przy cenach uprawnień na poziomie 5 EUR/ tonę, cena gazu zapewniająca minimalną konkurencyjność węgla wynosi 250 USD/1000 m 3, a przy 30 EUR/tonę CO 2 cena gazu zapewniająca minimalną konkurencyjność węgla wynosi 350 USD/1000 m 3 (dla elektrowni o sprawności 36%). Obecnie można szacować, że przy cenach gazu na poziomie 400 USD/1000m 3 cena węgla zapeniająca taka samą cene energii elektrycznej to poziom w granicach zł/gj przy cenach uprawnień do emisji w granicach 5-30 EUR/1 t CO 2. Literatura 1. Gawlik L.: Gaz ziemny z łupków w Polsce raport. Wydawnictwo IGSMiE PAN, Warszawa Janusz P.: Aktualna sytuacja na rynku gazu ziemnego perspektywy rozwoju. Polityka Energetyczna 2013, t. 16, z Grudziński Z.: Konkurencyjność wytwarzania energii elektrycznej z węgla brunatnego i kamiennego. Polityka Energetyczna 2010, t. 13, z Grudziński Z.: Ceny energii elektrycznej w kontekście wdrożenia obligatoryjnego handlu na giełdzie energii. Polityka Energetyczna 2011, t. 14, z. 2,. 5. Grudziński Z.: Metody oceny konkurencyjności krajowego wegla kamiennego do produkcji energii elektrycznej. Studia Rozprawy Monografie Nr 180. Wyd. Instytutu GSMiE PAN, Kraków Grudziński Z.: Konkurencyjność paliw w wytwarzaniu energii elektrycznej w Polsce. Polityka Energetyczna 2013, t. 16, z Kaliski M., Szurlej A., Grudziński Z.: Węgiel i gaz ziemny w produkcji energii elektrycznej Polski i UE. Polityka Energetyczna 2012, t. 15, z Kamiński J.: Wpływ kosztów paliwowych oraz cen pozwoleń na emisję CO 2 na ceny rynkowe energii elektrycznej: zastosowanie modelu WILMAR. Polityka Energetyczna 2010, t. 13, z Lorenz U., Ozga-Blaschke U., Stala-Szlugaj K., Grudziński Z.: Węgiel kamienny w kraju i na świecie w latach Studia Rozprawy Monografie Nr 183. Wyd. Instytutu GSMiE PAN, Kraków Lorenz U.: Węgiel energetyczny na świecie sytuacja w 2012 r. i perspektywy. Polityka Energetyczna 2013, t. 16, z Rychlicki S., Siemek J.: Stan aktualny i prognozy wykorzystania gazu ziemnego do produkcji energii elektrycznej w Polsce. Gospodarka Surowcami Mineralnymi 2013, t. 29, z Stala-Szlugaj K.: Import węgla do Polski - uwarunkowania logistyczne. Polityka Energetyczna 2013, t. 16, z Stala-Szlugaj K.: Import węgla koleją zza wschodniej granicy uwarunkowania logistyczne. Przegląd Górniczy 2010, nr Stala-Szlugaj K., 2012 Polish imports of steam coal from the east (CIS) in the year Studia Rozprawy Monografie Nr 179. Wyd. Instytutu GSMiE PAN, Kraków, Stala-Szlugaj K., Klim A., Rosyjski i kazachski węgiel energetyczny na rynku polskim. Polityka Energetyczna t. 15, z Szurlej A., Mirowski T., Kamiński J.: Analiza zmian struktury wytwarzania energii elektrycznej w kontekście założeń polityki energetycznej. Rynek Energii 2013, nr 1 (104). 17. Szurlej A., Kamiński J, Suwała W.: Liberalizacja rynku gazu ziemnego w Polsce wybrane zagadnienia. Rynek Energii 2014, nr 2 (111). 18. ARE Europejski Biuletyn Cenowy Nośników Energii (miesięcznik), numery z lat ARE Informacja statystyczna o energii elektrycznej (miesięcznik), numery z lat ARE Statystyka elektroenergetyki polskiej (rocznik), numery z lat ARE Sytuacja techniczno ekonomiczna sektora elektroenergetycznego (kwartalnik), numery z lat ARE Sytuacja w elektroenergetyce (kwartalnik), numery z lat Argus Coal Daily International. Wyd Argus Media Ltd. 24. Coal Information 2013 with 2012 data. Wyd. IEA Paryż 2013, 626 s. 25. Bank Światowy - Global Commodity Markets ( 26. Platts CTI Coal Trader International. Wyd. Platts - McGraw Hill Financial, England. 27. Platts ICR Coal Statistics Monthly. Wyd. Platts - McGraw Hill Financial, England.

19 Nr 5 PRZEGLĄD GÓRNICZY 17 UKD : : Węgiel energetyczny na świecie sytuacja w 2013 roku i perspektywy Energy coal in the world state on 2013 and prognoses dr inż. Urszula Lorenz*) Treść: W roku 2013 ceny węgla energetycznego w handlu międzynarodowym utrzymywały się na niskim poziomie, głównie z powodu nadpodaży tego surowca. Globalna nadpodaż będzie się prawdopodobnie utrzymywać jeszcze w 2014, a nawet w 2015 roku pomimo prognozowanego wzrostu zużycia węgla na świecie. Można się więc spodziewać, że ceny pozostaną niskie także w przyszłym roku. W artykule przedstawiono przewidywany rozwój rynków międzynarodowych węgla energetycznego, wynikający z prognozowanego zapotrzebowania ze strony głównych importerów i planów rozwoju produkcji w krajach głównych eksporterów. Przedstawiono również przegląd ostatnio opublikowanych prognoz cen węgla. Abstract: In 2013 the prices of energy coal in the international trade were at a low level mainly due to its oversupply. Despite the anticipated growth in the global use of coal, the oversupply will probably be present in 2014 and It is then possible that the prices will still be low in the following year. This paper presents the predicted development of international markets of energy coal deriving from the anticipated demand of major importers and the plans of production development in the countries of major exporters. Finally, a review of recently published prognoses of coal prices was presented. Słowa kluczowe: węgiel energetyczny, rynki międzynarodowe, prognozy cen Key words: energy coal, international markets, prognoses of prices 1. Wprowadzenie Rok 2013 był okresem niskich cen na międzynarodowych rynkach spot węgla energetycznego najniższych od 2009 r. Historycznie najwyższe ceny były w 2008 roku, kiedy na świecie nastąpiła kulminacja cen na rynkach praktycznie wszystkich surowców, które następnie wskutek globalnego kryzysu gospodarczego doznały kilkudziesięcioprocentowych spadków. W pierwszej połowie 2013 roku na międzynarodowych rynkach spot węgla energetycznego panowała wyraźnie spadkowa tendencja cen. Głównym jej powodem była utrzymująca się zdecydowana nadpodaż węgla na świecie rozwijanie produkcji, zwłaszcza przez wiodących światowych eksporterów, przy równoczesnym umiarkowanym lub niskim zapotrzebowaniu użytkowników tego surowca. Trend spadkowy zaczął się powoli odwracać pod koniec trzeciego kwartału, a czwarty kwartał przyniósł pewne wzrosty cen, aczkolwiek nie wszyscy eksporterzy odnotowali je w równym stopniu. W dostawie na rynki importerów wyższe ceny wynikały wówczas także ze wzrostów stawek frachtowych w transporcie morskim. Mimo tych wzrostów ceny na koniec roku 2013 na wszystkich rynkach wciąż były niższe, niż na jego początku. * ) Instytut GSMiE PAN, Kraków Należy odnotować, że rok 2013 oceniany z perspektywy kilkuletniej był okresem relatywnie stabilnych cen: różnice między najwyższymi i najniższymi wartościami średnich miesięcznych cen na poszczególnych rynkach wynosiły tylko kilkanaście USD/tonę, podczas gdy w poprzednich latach bywało to dolarów, a w szczególnym roku 2008 nawet ponad 100 USD/tonę. Na mapce, zamieszczonej na rys. 1, naniesiono informacje o średnich rocznych cenach węgla energetycznego na głównych rynkach tego surowca w latach , a także stosowne wielkości eksportu i importu węgla w handlu międzynarodowym. Dane o cenach odnoszą się do rynku spot, który dla większości uczestników rynków węglowych stanowi źródło uzupełniających zakupów paliwa (w stosunku do dostaw zapewnionych w kontraktach). W podziale geograficznym wyróżnia się najczęściej rynek Atlantyku (do którego zalicza się rynek europejski) oraz rynek Pacyfiku (określający rynek azjatycki). Fizyczne odległości pomiędzy regionami produkcji i zbytu węgla w dużym stopniu warunkują kierunek dostaw na dany rynek (ze względu na koszty transportu). Na rynku europejskim głównymi dostawcami węgla energetycznego są Rosja, Kolumbia i RPA oraz (ostatnio) USA, a najważniejszym odbiorcą kraje Unii Europejskiej. Na rynku azjatyckim głównymi odbiorcami są obecnie Chiny, Japonia, Indie i Korea Płd., a głównymi eksporterami na ten rynek są Australia i Indonezja, a także RPA i Rosja.

20 18 Chiny, Stany Zjednoczone i Indie są największymi producentami i konsumentami węgla energetycznego na świecie. Czołówkę światowych eksporterów tego surowca stanowią: Indonezja, Australia, Rosja, Kolumbia, RPA oraz USA. Wiodącymi importerami są: Chiny, Unia Europejska (UE 27), Japonia, Indie i Korea Południowa [10]. W artykule przedstawiono w syntetycznym ujęciu informacje o sytuacji na międzynarodowych rynkach węgla energetycznego w 2013 roku oraz o przewidywanym rozwoju tych rynków w ujęciu głównych importerów i eksporterów. Zaprezentowano także kilka najnowszych prognoz cen węgla energetycznego. 2. Rok 2013 i perspektywa krótkoterminowa Ogólną sytuację cenową na międzynarodowych rynkach węgla energetycznego na przykładzie najważniejszych wskaźników cen ilustruje wykres na rysunku 2. Przedstawia on kształtowanie się trzech głównych wskaźników spot w latach 2012 i 2013 oraz w I kwartale 2014 roku. Wskaźniki (indeksy) cen wyrażają ceny rynkowe odniesione do standaryzowanej jakości. Dla węgla energetycznego za taki wzorzec jakościowy uważa się najczęściej węgiel o kaloryczności 25 MJ/kg (6000 kcal/kg) i zawartości siarki poniżej 1%. Należy jednakże odnotować, że w ostatnich 2 3 latach nastąpił dynamiczny rozwój indeksów dla węgli o niższej wartości opałowej (funkcjonują one na rynku azjatyckim). Indeksy cen są powszechnie stosowane w handlu węglem energetycznym na świecie. Ceny producentów/eksporterów, podawane są na warunkach FOB (free-on-board) port w kraju eksportera, natomiast ceny na rynku odbiorców/importerów podawane są na warunkach CIF (cost-insurance-freight) lub CFR (cost-and-freight) w porcie dostarczenia ładunku. Wskaźnik CIF ARA odzwierciedla warunki cenowe w imporcie morskim węgla do portów Europy Zachodniej (Amsterdam Rotterdam Antwerpia). Dwa pozostałe wskaźniki obrazują ceny w eksporcie z Australii i RPA. FOB Newcastle jest podstawowym indeksem dla rynków Azji i Pacyfiku, natomiast indeks FOB RB (Richards Bay) jest tradycyjnym miernikiem cen dla rynku europejskiego, ale istotnym także dla rynku azjatyckiego (szczególnie indyjskiego). Z wykresów rys. 2 wynika, że nadzieje producentów i eksporterów węgla energetycznego na świecie na trwałe odwrócenie spadkowej tendencji cen nie trwały długo. Choć jak wspomniano pod koniec 2013 roku ceny w handlu światowym nieco wzrosły, lecz pierwszy kwartał 2014 roku przyniósł dalsze spadki cen. W marcu średnie ceny na wszystkich pokazanych tu rynkach kształtowały się na poziomie około 75 USD/tonę, podczas gdy na początku 2013 roku były o około 10 dolarów wyższe, a na początku 2012 r. przekraczały 100 USD/tonę. Głównym powodem utrzymywania się tendencji spadkowej cen węgla na świecie jest wciąż rosnąca produkcja oraz podaż węgla w eksporcie, podczas gdy wzrost popytu zwłaszcza w gospodarkach wschodzących jest słabszy niż oczekiwano. Co prawda niskie ceny rynkowe zmusiły nie- Rys. 1. Średnie ceny spot i obroty na głównych rynkach węgla energetycznego na świecie w latach Fig. 1. Average spot prices and turnover on the leading markets of energy coal in the world in Źródło: opracowanie własne (dane o cenach: Argus, Platts, globalcoal; dane o imporcie i eksporcie: Coal Information 2013, BREE 2013 i 2014; rok 2013 dane wstępne wg BREE 2014)