Kopalnia węgla brunatnego i elektrownia w warunkach liberalizacji rynku energetycznego 1)

Dr inż. Leszek Jurdziak Instytut Górnictwa Politechniki Wrocławskiej Kopalnia węgla brunatnego i elektrownia w warunkach liberalizacji rynku energetycznego 1) Zmiany na rynku energii elektrycznej zmierzające w kierunku prywatyzacji podmiotów na nim działających oraz liberalizacji produkcji i handlu energią elektryczną zachodzące nie tylko w Polsce są konsekwencją ogólniejszej tendencji na światowym rynku paliw i energii. Zapoczątkowane zostały liberalizacją rynku gazu w USA na początku lat dziewięćdziesiątych i rynku energii elektrycznej w Skandynawii, a potem także w Anglii, Australii, USA oraz w innych krajach w Europie i na świecie. Celem zmian jest pobudzenie konkurencyjności firm na tych rynkach i obniżenie poziomu cen energii, a w konsekwencji wywołanie pobudzenia gospodarczego, gdyż tanie, łatwo dostępne paliwa i energia stanowią podstawę rozwoju gospodarczego każdego kraju. Pozytywny wpływ liberalizacji rynku gazu w USA na jego ceny, płynność dostaw i efektywność gospodarowania firm potwierdziła słuszność obranego kierunku. W przypadku rynku energii trudno jeszcze ocenić efekty, a to ze względu na jego specyfikę (brak między innymi możliwości magazynowania energii) oraz krótszy okres funkcjonowania pełnej liberalizacji. Pojawiły się bowiem również zjawiska negatywne (m.in. zakłócenia dostaw, przeciążenia sieci blackouty). Tym bardziej więc wszelkie prace zmierzające do modelowania działania firm i całych rynków są potrzebne, by odpowiednio wcześnie przewidzieć możliwość pojawienia się negatywnych zjawisk i nieefektywnych działań oraz ocenić konsekwencje przyjętych rozwiązań. 1) Artykuł powstał w ramach pracy nad projektem badawczym Nr 0882/T12/2002/ /23 Zintegrowana metoda optymalizacji kopalni odkrywkowej z systemem transportu taśmowego. Wprowadzane zmiany dotyczą również struktury rynku energii. Jeszcze kilka lat temu próby połączenia kopalni i elektrowni w jeden organizm skończyły się fiaskiem, a obecnie utworzony został holding BOT Górnictwo i Energetyka składający się z dwóch par: kopalnia węgla brunatnego i elektrownia (Bełchatów i Turów) oraz elektrowni na węgiel kamienny (Opole). Utworzono koncern PKE i planuje się tworzenie dalszych oraz rozbudowę już istniejących. Zmiany są tak szybkie i rozległe, że modele ekonomiczne funkcjonowania zliberalizowanego rynku energii oraz nowych organizmów gospodarczych tworzone są równolegle z ich powstawaniem, a często zdarza się, że decyzje organizacyjno-administracyjne i zmiany własnościowe je wyprzedzają (zwłaszcza w Polsce). Przykładowo ciągle otwarta pozostaje kwestia dołączenia do grup producentów energii (BOT, PKE) zakładów dystrybucyjnych. Nie widać jednak, by rozstrzygnięcia miały zapaść w interesie konsumentów, a więc i całej gospodarki, na podstawie rzetelnej analizy modeli rynków lub badania funkcjonowania rozwiązań strukturalnych wcześniej wprowadzonych w innych krajach. Podejmowanie decyzji w gabinetach polityków, bez otwartej dyskusji w mediach o wizji docelowej struktury tego rynku, a przede wszystkim brak głosów specjalistów od rynku energii i ekonomistów świadczą raczej o tym, że podejmowane są w interesie poszczególnych grup producenckich lub bez zastanowienia, co może doprowadzić do kartelizacji rynku podziału rynku pomiędzy 2 3 głównych, zintegrowanych pionowo graczy posiadających moc wpływania na ceny dzięki ich uwolnieniu. strona 380 www.e-energetyka.pl

Wystarczy bowiem odpowiednio sterować podażą, by przy danym popycie i braku konkurencji mogącej zwiększyć podaż z innych źródeł windować cenę w górę lub utrzymywać ją na dogodnym dla siebie poziomie. Praktyki takie znane są na rynku ropy (polityka OPEC). Przykładem może też być wolny rynek telefonii komórkowej w Polsce ograniczony jedynie do trzech operatorów, podczas gdy w zaledwie 5-milionowej Irlandii jest ich wielokrotnie więcej (łącznie 28 razem z telefonią stacjonarną). Kartelizacja rynku energii elektrycznej grozi nie tylko Polsce, lecz i Europie, gdyż tam po deregulacji rynku w ciągu ostatnich kilku lat dokonała się szybka jego konsolidacja poprzez przejęcia i wykupy. Skutki ewentualnego odtworzenia się struktur naturalnych monopoli na dużo większym rynku w warunkach uwolnienia cen energii zamiast do obniżenia mogą doprowadzić do znacznego wzrostu cen energii. Błędne decyzje w tym zakresie na lokalnym rynku również mogą mieć odwrotny skutek od zamierzonego (a może tylko publicznie deklarowanego?), gdyż swoboda przepływu energii pomiędzy Polską a resztą Europy jest ograniczona wydolnością transgranicznych sieci przesyłowych. Brak wypracowania skutecznych mechanizmów antymonopolowych i wizji przyszłej struktury rynku przy jego deregulacji może mieć bardzo poważne konsekwencje nie tylko dla poziomu cen, lecz również do tempa rozwoju całego kraju, a nawet jego bezpieczeństwa energetycznego. Przykłady oportunizmu 2 ) prywatnych właścicieli lub grup politycznych forsujących rozwiązania dogodne dla siebie są znane nie tylko z kraju ( kontrakt gazowy, afera Orlenu ) lecz również z zagranicy (przykład Enronu). Jest to tym bardziej prawdopodobne, że skala finansów zaangażowanych na rynku paliw i energii jest ogromna. Przychody takich firm, jak np. EdF lub RWE przekraczają bowiem nawet produkty krajowe brutto całych państw (np. Czech lub Węgier). Ogromne są też możliwości wywierania presji, lobbingu i korupcji przez oportunistycznych udziałowców tego rynku. Skala konsekwencji przyjęcia złych rozwiązań również jest przerażająca. Zafundowanie Polsce potężnego prywatnego już monopolu na rynku telekomunikacji, budowa potężnego lokalnego monopolu na rynku paliw (opcja połączenia Orlenu z grupą Lotos/Rafinerią Gdańską i MOLem, a ostatnio nawet pomysły przejęcia znaczących udziałów PGNiG przez ORLEN, ciągle nienaruszony monopol państwowy na rynku gazu wraz z jednostronnym uzależnieniem od jedynego dostawcy, a teraz może i kartelizacja tworzącego się prywatnego rynku energii może stworzyć poważne zagrożenie bezpieczeństwa energetycznego kraju i na długie lata opóźnić jego rozwój w imię doraźnych interesów grup politycznych i zainteresowanych firm. Z punktu widzenia przedsiębiorcy zakładającego nową lub prowadzącego firmę korzystającą z energii, czy zwykłego konsumenta, monopol pozostanie monopolem, niezależnie od tego czy będzie nasz, czy w rękach obcych. Nie bez kozery Polska ma ceny paliw i energii oraz połączeń telefonicznych i Internetu wyższe niż w wielu dużo bogatszych europejskich krajach, co z pewnością odbija się na tempie naszego rozwoju i poziomie życia mieszkańców, a także wskaźniku bezrobocia, najwyższym pośród krajów Unii Europejskiej. Nie tylko w środkach masowego przekazu, lecz przede wszystkim w specjalistycznych czasopismach 2) Oportunizm przebiegłe dążenie do realizacji własnego interesu... mieszczą się tu także jego bardziej rażące formy jak kłamstwo, kradzież i oszustwo (Williamson, 1998). brakuje rzetelnej dyskusji i analiz różnych rozwiązań, zwłaszcza w zakresie docelowej struktury rynku i jego ochrony przed monopolizacją i kartelizacją. Niestety w Polsce nawet nakładanie tego typu ograniczeń nie jest wolne od oportunizmu, o czym świadczy afera Rywina przedmiotem targu były właśnie zapisy wyznaczające granice działalności (udziałów w rynku) firm na rynku medialnym. Czyż równie ważne nie jest wyznaczenie takich granic na rynkach energii nim nie będzie za późno i póki większość rynku należy do spółek Skarbu Państwa? W zakresie tak kluczowej dla gospodarki dziedziny jak energetyka dużo lepiej, taniej i bezpieczniej jest przewidywać i zapobiegać ex ante niż ratować sytuację ex post, gdyż wysokość odszkodowań za złamanie umów prywatyzacyjnych może być bardzo wysoka (np. sprawa 1 mld zł dla konsorcjum Eureko za nieprzemyślaną prywatyzację PZU). Niniejszy artykuł włącza się w ten nikły nurt dyskusji nad kształtem i efektywnością rozwiązań strukturalnych na rynku energii przedstawiając model funkcjonowania jednego z elementów rynku energii elektrycznej (kopalni odkrywkowej węgla brunatnego i współpracującej z nią elektrowni) oraz sygnalizując szanse i zagrożenia przyjęcia różnych rozwiązań organizacyjnych w warunkach gospodarki rynkowej. Zmiany warunków działania kopalń i elektrowni W przeszłości ceny węgla brunatnego były regulowane. Najpierw były ustalane przez ministra gospodarki i publikowane w Zasadach hurtowego handlu energią w postaci stabelaryzowanych cenników dla każdej z kopalń osobno (poza KWB Turów, która posługiwała się specjalną formułą cenową). Stosowane w latach 90. cenniki, będące jedynie mnożnikami cenników z lat 80., nie satysfakcjonowały zarówno kopalń jak i elektrowni. Ustawa Prawo energetyczne, uchwalona 10 kwietnia 1997 r., uregulowała problematykę cen węgla brunatnego dla energetyki. Odtąd ceny zatwierdzał Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE), jednak ich ustalenie nie było swobodne, gdyż umożliwiało pokrycie jedynie uzasadnionych kosztów kopalni, które szczegółowo zdefiniowano w rozporządzeniu Ministra Gospodarki (Ustawa z dnia 15.10.1998). Dopiero z dniem 1 stycznia 2003 r. w pełni uwolniono ceny węgla pozostawiając je do swobodnych negocjacji pomiędzy kopalnią a elektrownią. Decyzja ta może wywrzeć daleko idące skutki dla samych kopalń, dla elektrowni, a także w dalszej kolejności dla odbiorców energii elektrycznej, co podkreślono w pracy [27]. W przypadku rynku energii elektrycznej kontrakty długoterminowe z PSE gwarantowały elektrowniom odbiór energii elektrycznej po z góry ustalonej cenie. Dla jednych elektrowni ceny były bardzo korzystne, dla innych mniej. Na zróżnicowanie cen miały wpływ nie tylko czynniki merytoryczne, takie jak: prowadzone inwestycje, różnice w kosztach wydobycia węgla i jego przetworzenia, ale również czynniki polityczne. Uwolnienie cen węgla dla jednych kopalń może więc oznaczać możliwość podniesienia cen, dla drugich może stanowić koniec dobrego okresu i konieczność ich obniżenia. Decyzja ta, przy coraz swobodniejszym kształtowaniu się cen energii oznacza konieczność dostosowania polityki rozwoju kopalń i elektrowni do wymagań rynku i zwiększa ryzyko związane z fluktuacją cen. www.e-energetyka.pl strona 381

Liberalizacja rynku energetycznego dokonująca się w Polsce i na świecie stawia przed kopalniami węgla brunatnego nowe wyzwania. Zaostrzona konkurencja na rynku dostawców energii elektrycznej, w tym również realne pojawienie się konkurencji zagranicznej i odejście od kontraktów długoterminowych (KDT) prowadzić może do obniżenia cen energii elektrycznej w Polsce. Elektrownie na węgiel brunatny zmuszone będą do znacznych oszczędności, by sprostać tym wyzwaniom. W związku z tym, że koszt paliwa (węgla brunatnego) stanowi nawet do 60% kosztów wytwarzania energii elektrycznej [23], konieczne może okazać się obniżenie jego ceny. Kopalnie chcąc sprostać tym oczekiwaniom będą musiały zredukować swoje koszty (m.in. poprzez redukcję zatrudnienia) i lepiej zarządzać eksploatacją, by niższy poziom cen węgla zrekompensować możliwością ich podniesienia z uwagi na wyższą i stabilną jakość, terminowość dostaw i lepsze wykorzystanie złoża. Celów tych nie można osiągnąć korzystając jedynie z tradycyjnych metod projektowania eksploatacji pozwalających na przygotowanie zaledwie kilku wariantów rozwoju kopalni. Konieczne jest sięgnięcie po komputerowo wspomagane przestrzenne modelowanie struktury i jakości złóż [20, 26] oraz modelowanie rozkładu wartości i kosztów ich eksploatacji [11], wykorzystanie dostępnych narzędzi do automatycznego sporządzania harmonogramów rozwoju [16, 17], w tym zastosowanie metod przestrzennej optymalizacji kopalń odkrywkowych [11, 12, 20, 26] dla różnych horyzontów czasowych od planów na całe życie kopalni po planowanie zabierek, a nawet bieżące sterowanie jakością [19]. Niezbędna jest też znacznie bliższa współpraca pomiędzy kopalnią i elektrownią, by dzięki niej móc wspólnie zmaksymalizować łączny zysk bilateralnego monopolu i racjonalnie go podzielić [13, 14, 15]. Warto więc i w Polsce poświęcić środki na badanie rynku energetycznego, analizę jego funkcjonowania oraz prognozowanie i optymalizację działania podmiotów w nim uczestniczących, w tym dopasowanie strategii rozwoju kopalń do potrzeb producentów energii i wymagań rynku energetycznego. Na Politechnice Wrocławskiej w Instytucie Górnictwa Politechniki Wrocławskiej opracowany i rozwijany jest model kopalni i elektrowni jako bilateralnego monopolu [13, 14, 15, 18]. Prowadzi się też prace nad wykorzystaniem metod optymalizacji w projektowaniu i eksploatacji kopalń odkrywkowych węgla brunatnego oraz aktywnym sterowaniem jakością strugi urobku [9, 12, 16, 17, 19, 20, 26]. Tandem odkrywkowej kopalni węgla brunatnego i elektrowni typu mine-mouth jako bilateralny monopol Lokalizacja elektrowni tuż przy wylocie z kopalni (mine-mouth power plant) przynosi wiele korzyści wynikających m.in. z niskich kosztów transportu oraz pewności dostaw. Rozwiązania tego typu były szczególnie popularne w latach 60. i 70. Obecnie szacuje się, że udział węgla z pobliskiej kopalni w elektrowniach tego typu na świecie zmniejszył się z 78% do 22% [7]. Jest to konsekwencja wyczerpywania się blisko położonych zasobów i wzrostu kosztów wydobycia, szukania węgla o wyższej jakości z uwagi na zaostrzone przepisy ochrony środowiska oraz liberalizacji rynku energetycznego ucieczki elektrowni od klinczowego układu z kopalnią skazania na jedynego dostawcę. Pomimo tych niedogodności w zaleceniach Banku Światowego dla chińskiego górnictwa węglowego dwie naczelne z 15 kluczowych strategii ochrony środowiska w sektorze energetyki dotyczą właśnie budowy dużych, efektywnych elektrowni typu mine-mouth [21]. Struktury tego typu tworzone są również w Polsce w celu poprawy rentowności wybranych kopalń i elektrowni (np. Zakład Górniczo-Energetyczny Sobieski Jaworzno III ). Planowano również dołączenie do BOTu jednej z kopalń węgla kamiennego, która miałaby zasilać elektrownię Opole. Pomysłodawcy spodziewają się, że taki układ byłby korzystny dla obu stron, pomimo że elektrownia nie byłaby położona w pobliżu kopalni. Ze względu na lokalizację elektrowni poza Górnym Śląskiem, każda kopalnia jest od niej odległa, dlatego ograniczenie kręgu dostawców tylko do jednej kopalni (nawet przy zwiększonej pewności dostaw i stabilnej jakości paliwa) może okazać się nie tak korzystne, jak się oczekuje. Przy ograniczonym popycie na węgiel kamienny pewność jego zbytu będzie korzystna dla kopalni, jednak brak konkurencji w staraniu się o klienta w dłuższym okresie może przyczynić się do wzrostu kosztów wydobycia węgla. O ile dla kopalń węgla kamiennego układ z pobliską elektrownią może być rozwiązany, gdyż węgiel kamienny jest towarem rynkowym, dostępnym z wielu źródeł krajowych i zagranicznych, to w przypadku kopalń węgla brunatnego jest to praktycznie niemożliwe. Obie strony tego układu rzeczywiście są na siebie skazane, gdyż przy niskiej wartości opałowej i dużej wilgotności (nawet powyżej 50%) koszty transportu węgla brunatnego praktycznie wykluczają opłacalny transport na większe odległości. Pomimo popularności tego układu w energetyce opartej na węglu kamiennym i jego powszechności w energetyce korzystającej z węgla brunatnego do tej pory nie analizowano tego układu jako bilateralnego monopolu, przynajmniej autorowi nie są znane żadne publikacje prezentujące takie podejście, choć wprost idealnie się do tego nadaje, gdyż spełnia wszystkie kryteria zawarte w jego definicji 3). Pierwsze rozwiązanie dla bilateralnego monopolu opublikowane zostało już w 1928 r. [4]. Od tego czasu ukazało się sporo publikacji poświęconych analizie różnych przykładów i aspektów funkcjonowania tego układu. Żadna z nich, spośród znanych autorowi, nie odnosiła się jednak do tandemu kopalni i elektrowni. Obecnie najczęściej jako realny przykład bilateralnego monopolu przedstawia się w podręcznikach ekonomii i literaturze specjalistycznej sytuację pomiędzy związkiem zawodowym a jedynym pracodawcą. Jeśli chodzi o górnictwo, to model bilateralnego monopolu wykorzystywano od początku, gdyż omówienie tego typu układu Bowley przedstawił właśnie na przykładzie kopalni rudy żelaza i huty stali. Model ten był również wykorzystywany do analizy handlu węglem pomiędzy Australią a Japonią, a w pracy [22] omawiano ten układ na przykładzie kopalń rudy żelaza i hut stali, jednak bardziej w kontekście całych branż niż poszczególnych firm, gdyż zarówno kopalnia rudy może sprzedać surowiec innej hucie jak i huta może kupić rudę z innego źródła. Dopiero w pracy [14] zwrócono uwagę na adekwatność i przydatność modelu bilateralnego-monopolu do opisu funkcjonowania układu: kopalnia-elektrownia. Wskazano w niej konieczność zastosowania metod optymalizacji z uwagi na specyfikę kopalni jako jedynego dostawcy produktu pośredniego. 3) Bilateralny monopol (czasami nazywany również monopolem dwustronnym) jest rynkiem, na którym pojedynczy sprzedawca (monopol) styka się z pojedynczym kupującym (monopsomem) [1]. strona 382 www.e-energetyka.pl

Klasyczne rozwiązanie dla układu kopalnia i elektrownia zaprezentowano w pracy [13], a jego modyfikację uwzględniającą wyniki optymalizacji dla długiego okresu przedstawiono w [15]. Klasyczne rozwiązanie bilateralnego monopolu Adaptując klasyczne rozwiązanie bilateralnego monopolu dla kopalni i elektrowni trzeba właściwie rozdzielić role poszczególnym stronom układu. Za monopolistę dostarczającego pośredni produkt dla monopolisty należy przyjąć kopalnię węgla brunatnego dostarczającą węgiel brunatny dla elektrowni. Elektrownię z racji liberalizacji rynku można potraktować zarówno jako firmę konkurującą na rynku doskonałym ze stałą ceną rynkową jak i na rynku niedoskonałym, na którym elektrownia styka się z odwrotnie nachylonym popytem na energię elektryczną będącą finalnym produktem bilateralnego monopolu. Chcąc sprzedać więcej energii na tym rynku elektrownia musi liczyć się z koniecznością obniżenia jej ceny. Rys. 1. Graficzne rozwiązanie dla bilateralnego monopolu kopalnia & elektrownia, maksymalizujące łączne zyski układu przy zużyciu x bm węgla brunatnego [13] Ze względu na to, że na rynku energii elektrownia będzie musiała zachowywać się konkurencyjnie popyt na węgiel brunatny D W, jako popyt pochodny popytu na energię elektryczną D E (rys. 1), będzie stanowił różnicę D E C T, gdzie C T jest kosztem transformacji 1 jednostki węgla brunatnego na 1 jednostkę energii elektrycznej. Krzywa D W = D E C T będzie wtedy przedstawiać przeciętny przychód netto elektrowni jako funkcję zaangażowanej ilości węgla X. Na rysunku 1 przedstawiono graficzne rozwiązanie dla bilateralnego monopolu. Łączne zyski kopalni i elektrowni będą zmaksymalizowane w punkcie przecięcia przychodowej produktywności krańcowej MRPx 4 z kosztem krańcowym MC X (punkt bm na rys. 1). Odpowiada to wielkości produkcji węgla x bm i tylko dla tej wielkości produkcji łączne zyski kopalni i elektrowni będą maksymalne, przy danym popycie D E na energię elektryczną. W pracy [2] wykazano, że maksymalizacja łącznych zysków jest najlepszym rozwiązaniem niezależnie od tego czy bilateralny 4) Przychodowa produkcyjność krańcowa netto węgla MRP X to dodatkowy przychód netto elektrowni wygenerowany przez zaangażowanie dodatkowej jednostki węgla przy jego zużyciu na poziomie x, przy założeniu, że pozostałe zasoby niezbędne do transformacji węgla w energię są optymalnie dostosowane. monopol działa jako zintegrowana pionowo firma (o dwóch etapach produkcji), czy też dwa odrębne podmioty gospodarcze kierujące się maksymalizacją własnych zysków. Pionowa linia pomiędzy punktami E i K reprezentuje krzywą kontraktu, czyli zbiór wszystkich punktów (układów cen i wielkości produkcji), poza którymi nie można uzyskać wzajemnie korzystnej wymiany [5]. Krzywa kontraktu dla bilateralnego monopolu jest pionowa i ograniczona jest cenami węgla P E i P K. Przy cenie P E zmaksymalizowane zyski przejmuje w całości elektrownia (kupujący), a przy cenie P K wszystkie zyski przechodzą dla kopalni (sprzedającego). Każda cena z przedziału (P E, P K ) reprezentuje mniej lub bardziej akceptowalny kompromis i determinuje podział łącznych zysków pomiędzy uczestników bilateralnego monopolu odzwierciedla w ten sposób siłę przetargową uczestników negocjacji. Cena produktu pośredniego (węgla) nie ma wpływu na wybór wielkości produkcji, którą ustala się na podstawie znajomości krzywej kosztu krańcowego produkcji węgla MC X (dane znane kopalni) i krzywej produktywności krańcowej węgla MRP X (dane znane elektrowni). Chcąc wyznaczyć optymalną dla obu stron wielkość dostaw węgla konieczne jest więc wzajemna współpraca i zaufanie wymagające ujawnienia swoich danych kosztowych. Bez wzajemnego współdziałania i uczciwości obu stronom grozi podjęcie nieoptymalnych decyzji, a więc mniejsze zyski, a może i nawet straty. Z tego też względu podjęcie optymalnych decyzji w warunkach integracji pionowej (wspólnota celów i pełna jawność danych o kosztach) jest bardziej prawdopodobne. W pracy [3] zaproponowano alternatywne rozwiązanie dla integracji pionowej w przypadku braku zgody obu stron na takie działanie. Korzystają one z kontraktów pomiędzy obu stronami opartych na formułach cenowych uwzględniających z góry zadany podział zysków. Przedmiotem negocjacji jest wtedy nie sama cena, lecz parametr decydujący o podziale zysków. Raz zaakceptowany podział zysków może być mechanicznie korygowany po każdorazowej zmianie istotnych kosztów w kopalni i elektrowni. Ujawnienie własnych kosztów i wzajemna ich kontrola są niezbędne, by kontrakty cenowe mogły funkcjonować prawidłowo wskazując optymalną wielkość produkcji i dbając, by zaakceptowany podział zysków został utrzymany. Modyfikacja klasycznego rozwiązania dla kopalni i elektrowni Klasyczny model bilateralnego monopolu musi być zmodyfikowany by uwzględnić specyfikę wynikającą z faktu, że sprzedawcą jest odkrywkowa kopalnią węgla brunatnego, a kupującym elektrownia zmuszona do konkurencji na właśnie tworzonym rynku energii elektrycznej. Specyfika tego układu wynika m.in. z: unikalności złoża wpływającej na: ograniczenie ilości węgla w złożu determinującej maksymalną wielkość wydobycia w długim okresie (ograniczenie wielkości produkcji), związek ceny węgla (pomiędzy ceną wyznaczającą próg rentowności a ceną maksymalizującą wydobycie najniższą ceną węgla zapewniającą opłacalne wydobycie całego węgla nadającego się do wykorzystania przez elektrownię) z optymalną wielkością łącznego wydobycia (produkcji) w długim okresie, www.e-energetyka.pl strona 383

przestrzenną zmienność rozkładu parametrów jakościowych węgla w złożu i jej wpływ na wartość węgla dla elektrowni i jego cenę; specyfiki rynku energii elektrycznej wynikającej z: bardzo dużej zmienności ceny energii (100-500% i więcej), braku możliwości przechowywania energii (rynek musi być zbilansowany), wysokiego ryzyka handlu energią elektryczną i trudności prognozowania jego cen z uwagi na deregulację i liberalizację tego sektora gospodarki. W klasycznym rozwiązaniu bilateralnego monopolu dochodząc do rozwiązania zakłada się, że cena dobra pośredniego nie ma wpływu na zyski układu i rozwiązanie [2, 25]. W przeciwieństwie do rozwiązania klasycznego, cena surowca będąca przedmiotem negocjacji pomiędzy kopalnią a elektrownią ma podstawowe znaczenie dla określenia wielkości zasobów węgla opłacalnych do eksploatacji wyznaczenie zasobów przemysłowych. Cena surowca determinuje bowiem kształt i wielkość wyrobiska docelowego wyznaczając w przestrzeni obszar złoża opłacalny do wydobycia [29]. Jego określenie jest możliwe dzięki zastosowaniu algorytmów optymalizacyjnych. Obecnie na świecie nie rozpoczyna się bowiem budowy prawie żadnej kopalni odkrywkowej bez przeprowadzenia swoistej analizy wrażliwości kształtu optymalnego wyrobiska docelowego na zmianę ceny surowca (proces parametryzacji), co prowadzi do określenia optymalnej podaży w długim okresie. Najczęściej do optymalizacji kopalń odkrywkowych stosowany jest algorytm Lerchsa-Grossmanna, który powstał w połowie lat 60. Oparty jest na teorii grafów i jest wykorzystywany m.in. w programie Four-X firmy Whittley Programming (należącej do Gemcom Corp.) oraz w rodzinie programów NPV Scheduler firmy Earthworks Corp. (należącej do grupy DATA- MINE) [9]. Oprócz niego w rodzinie tych programów zastosowano algorytm programowania dynamicznego prof. Tołwińskiego [28, 30] umożliwiający nie tylko tworzenie harmonogramu wydobycia maksymalizujacego wartość bieżącą kopalni do końca eksploatacji, lecz również zapewniającego stabilną jakość urobku poprzez jego mieszanie, co zapewnia maksymalne wykorzystanie złoża. W Instytucie Górnictwa Politechniki Wrocławskiej od kilku lat trwają prace nad efektywnym wykorzystaniem tego programu w górnictwie węgla brunatnego przy użyciu koparek kołowych i transportu taśmowego 5 ). Jednym z kierunków tych prac było stworzenie modelu bilateralnego monopolu: kopalnia i elektrownia. Nie da się bowiem optymalizować wydzielonego fragmentu działalności kopalni bez uwzględnienia jej otoczenia (elektrowni i rynku na którym ona działa). Algorytm Lerchsa-Grossmanna gwarantuje znalezienie wyrobiska o maksymalnej, niezdyskontowanej wartości netto przepływów finansowych z eksploatacji złoża oraz różnicy przychodów ze sprzedaży kopaliny użytecznej oraz kosztów zdjęcia nadkładu, wydobycia kopaliny oraz jej przeróbki i sprzedaży, przy uwzględnieniu wszelkich ograniczeń, co do jego przyszłej geometrii, a wynikających z wymagań technologicznych i prawnych związanych z granicami obszaru górniczego, kształtem filarów 5) Grant badawczy Nr 0882/T12/2002/23 w zespole T12 poświęcony integracji nowoczesnych metod projektowania i optymalizacji kopalń odkrywkowych węgla brunatnego ze stosowanym w nich systemem transportu ciągłego przy użyciu przenośników taśmowych. ochronnych, frontów roboczych oraz dopuszczalnej głębokości i nachyleniem skarp zdeterminowanych wymaganiami geologicznymi i geotechnicznymi. Podstawą do prowadzenia analiz finansowych w programie optymalizacyjnym jest trójwymiarowy model ekonomiczno-jakościowy złoża [11], który można utworzyć w zintegrowanych programach geologiczno-górniczych pozwalających na przestrzenne modelowanie struktury i jakości złoża, takich jak np. system DATAMINE Studio, używany w Instytucie Górnictwa Politechniki Wrocławskiej [20]. Dzięki temu algorytmowi i wykorzystującym go programom powszechną praktyką przy sporządzaniu projektów nowych kopalń odkrywkowych i analizie rozwoju już istniejących stała się optymalizacja ekonomiczna. Niektóre kopalnie rud metali szlachetnych i kolorowych z uwagi na dużą zmienność cen surowców dla działających kopalń przeprowadzają optymalizację kształtu i rozmiaru docelowego wyrobiska zawierającego pozostałą do wybrania części złoża nawet dwukrotnie w ciągu roku. Dzięki temu eksploatowane jest zawsze optymalne wyrobisko, a nie optymalne przed kilkoma laty gdy panowały zupełnie inne warunki ekonomiczne (układ cen i kosztów był zupełnie inny). Oprócz wyznaczenia optymalnego wyrobiska docelowego programy optymalizacyjne umożliwiają analizę wrażliwości kształtu i wielkości docelowego wyrobiska na zmianę ceny surowca, czyli przeprowadzenie tzw. procesu parametryzacji. W jego wyniku uzyskuje się zbiór zagnieżdżonych wyrobisk (nawet do kilkudziesięciu) nazywanych czasami fazami z których każde jest optymalne (!) dla danego poziomu ceny kopaliny. Najmniejsze z nich odpowiada najniższej cenie surowca, a największe najwyższej. Na rysunku 2 przedstawiono wynik takiej analizy dla studialnego modelu złoża węgla brunatnego Szczerców zależność wielkości wyrobiska od ceny węgla. W wyniku procesu parametryzacji uzyskano serię 35 wyrobisk. Każde z tych wyrobisk charakteryzuje się indywidualnymi parametrami, takimi jak: kształt i wielkość, stosunek nadkładu do węgla, uśrednione parametry jakościowe węgla w wyrobisku (wartość opałowa, zawartość siarki i popiołu) oraz jego ilość itp. Można więc przedstawić zmiany tych parametrów w funkcji ceny surowca, co umożliwia zbadanie wpływu ceny węgla na przychody i koszty elektrowni i kopalni. Ilość i kaloryczność węgla wpływa bowiem na ilość wyprodukowanej energii, co determinuje przychody elektrowni przy znanym popycie na energię (lub jej cenie). Wysokość kosztów elektrowni zależy m.in. od zawartości popiołu (koszty utylizacji odpadów) i zawartości siarki (koszty odsiarczania i ewentualne kary za przekroczenie norm). Ilość i cena węgla wpływa na wielkość przychodów kopalni, przy czym cena węgla zależy zarówno od poziomu ceny, który jest przedmiotem negocjacji jak i jego jakości (funkcji trzech parametrów: wartości opałowej oraz zawartości siarki i popiołu). Kopalnie i elektrownie w Polsce od kilku lat stosują tego typu ceny, które opracowano w Instytucie Gospodarki Surowców Mineralnych PAN [6]. Ceny te jednak w zbyt małym stopniu odzwierciedlają potrzeby elektrowni. Kotły w elektrowni przygotowane są na węgiel o określonych parametrach jakościowych i odchylenia jakości węgla (zarówno w górę jak i w dół) odbijają się na efektywności transformacji węgla na energię. Badania przeprowadzone w Grecji [24] wskazują, że wpływ kaloryczności węgla na opracowany przez autorów współczynnik opłacalności strona 384 www.e-energetyka.pl

Rys. 2. Seria zagnieżdżonych wyrobisk (faz) wygenerowanych dla różnych cen węgla (lewa strona) wraz z wykresem zależności ilości węgla w fazach od ceny bazowej węgla przedstawionej jako część ceny odniesienia (prawa strona). Seria dyskretnych punktów aproksymowana jest wielomianem 3-stopnia. Zależność tę można traktować jako krzywą podaży węgla z danego wyrobiska do elektrowni w długim okresie Rys. 3. Asymptotyczna zmiana współczynnika opłacalności eksploatacji Z w funkcji kaloryczności węgla brunatnego H. Współczynniki α 3 i α 4 są estymowane [24] eksploatacji nie jest liniowy, lecz asymptotycznie zmierza do stałej wartości (rys. 3). Oznacza to, że poprawa kaloryczności powyżej pewnej granicy nie ma już wpływu na poprawę opłacalności wydobycia węgla. Rys. 4. Zmiany stosunku nadkładu do węgla w fazach jako konsekwencja wzrostu ceny bazowej węgla [18] Dodatkowo stwierdzono, że istotniejsze dla opłacalności wydobycia niż kaloryczność jest stosunek nadkładu do węgla, który wprost proporcjonalnie wpływa na koszty eksploatacji. Koszty kopalni są więc również pośrednio zależne od ceny węgla (rys. 4). Wyniki optymalizacji i proces parametryzacji dostarczają więc danych niezbędnych do określenia wszystkich tych zależności. Podstawową informacją jest ilość węgla w zagnieżdżonych wyrobiskach. Dzięki niej można zbadać zależność ilości węgla od ceny w długim okresie okresie pozwalającym na swobodną decyzję o wielkości kopalni. Zależność ta może być potraktowana jako krzywa podaży węgla z kopalni do elektrowni w długim okresie (rys. 2). Oczywiście zależność ta nie jest ciągła stanowi bowiem serię par (cena, ilość węgla), które zmieniają się skokowo. Można jednak z wystarczającą dokładnością (wartość R 2 na wykresie) aproksymować te zależności wielomianami różnych stopni najczęściej trzeciego jedynie dla stosunku nadkładu do węgla konieczne było posłużenie się wielomianem stopnia szóstego, by z dostateczną precyzją dobrać wielomian (rys. 4). Obecnie dostosowanie działań kopalni do potrzeb elektrowni odbywa się w obrębie co najwyżej kilku wersji planów rozwoju kopalni sporządzanych tradycyjnymi metodami (zazwyczaj wspomaganych komputerowo z wykorzystaniem map cyfrowych i baz geologicznych) bez uwzględnienia współczesnych możliwości optymalizacji wspomnianych powyżej. Różnice w wartości kopalni zaprojektowanej tradycyjnie oraz uzyskanych w wyniku przestrzennej optymalizacji ekonomicznej mogą sięgać nawet kilkudziesięciu procent [26]. Brak uwzględnienia tych współczesnych możliwości analiz numerycznych, zarówno przy projektowaniu nowych wyrobisk jak i planowaniu dalszego rozwoju już istniejących, może więc prowadzić do nieoptymalnych decyzji i w konsekwencji do: żądania przez kopalnie wyższych cen za węgiel, by pokryć koszty zdejmowania większej ilości nadkładu niż potrzeba dla wyrobisk optymalnych ekonomicznie (w układzie dwóch organizmów gospodarczych) lub wzrostu kosztów przez realizację nieoptymalnych projektów (w przypadku połączenia kopalni i elektrowni w jeden organizm integracja pionowa). www.e-energetyka.pl strona 385

Zastosowanie opisanego w pracy [15] zmodyfikowanego modelu bilateralnego modelu odkrywkowa kopalnia węgla brunatnego i elektrownia z uwzględnieniem omówionych tu zależności i wykorzystaniem metod optymalizacji pozwala zmaksymalizować łączne zyski tego układu w długim okresie. Z uwagi na to, że w pobliżu maksimum krzywa łącznych zysków jest prawie płaska, obie strony układu mogą nieco zmienić cenę bez znaczącego obniżenia łącznych zysków. Wprawdzie margines negocjacji ceny nie jest duży (34% 40%), to jego przełożenie na wielkość kopalni sprawia, że opłacalna do wydobycia ilość węgla mieści się w granicach 795 907 mln ton (nowa krzywa kontraktu). Znacznej zmianie mogą też podlegać proporcje podziału zysków pomiędzy elektrownię a kopalnię. Od prawie 72% przewagi elektrowni (63% łącznych zysków dla elektrowni) po 20% przewagę kopalni (55% łącznych zysków dla kopalni). Należy jednak wyraźnie podkreślić, że wszystkie przedstawione zależności są całkowicie hipotetyczne, gdyż sporządzono je jedynie dla zademonstrowania metodologii dochodzenia do rozwiązania. Przebieg zależności dla wyrobiska Szczerców przy aktualnych cenach energii i kosztach wydobycia węgla oraz jego transformacji na energię mogą znacznie różnić się od tu przedstawionych. Podobnie inny będą przebiegi krzywych dla innych złóż. Każde złoże jest bowiem unikalne i unikalne będą omówione tu zależności. Podsumowanie i plany dalszych badań Rys. 5. Hipotetyczne rozwiązanie zmodyfikowanego modelu bilateralnego monopolu na przykładzie studialnego modelu złoża Szczerców. Wyznaczenie optymalnej ceny węgla pozwala zmaksymalizować łączne zyski tego układu oraz determinuje podział zysków. Jednoznacznie identyfikuje też optymalne wyrobisko docelowe (jego kształt i rozmiary) Na rysunku 5 przedstawiono hipotetyczne rozwiązanie dla wyrobiska na złożu Szczerców przy stałej cenie energii elektrycznej wynoszącej 12 groszy/kwh, by zademonstrować metodologię poszukiwania rozwiązania dla bilateralnego monopolu działającego na rynku doskonałej konkurencji. Jak można zauważyć bilateralny monopol może osiągnąć maksymalne zyski eksploatując wyrobisko docelowe wygenerowane dla ceny węgla stanowiącej 34% ceny odniesienia. Za cenę odniesienia przyjęto 2,5-krotną wartość realnej ceny węgla brunatnego w KWB Bełchatów z 1998 roku. Cena optymalna p bm (górna część rys. 5) determinuje podział zysku pomiędzy obie strony tego układu. Z uwagi na ścisły związek ceny kopaliny i optymalnego wyrobiska docelowego optymalna cena węgla determinuje również kształt i wielkość wyrobiska docelowego (x bm = ok. 807 mln ton węgla). Tandem odkrywkowej kopalni węgla brunatnego i elektrowni w przeciwieństwie do klasycznego bilateralnego monopolu posiada zdeterminowane rozwiązanie nie tylko w zakresie ilości produktu pośredniego (węgla), lecz również jego ceny (rys. 5). Oznacza to, że i podział zysków pomiędzy kopalnię a elektrownię jest zdeterminowany i praktycznie nie ma miejsca na negocjacje, chyba że: obszar wokół maksimum zysków jest stosunkowo płaski lub z uwagi na charakter zmian występuje kilka lokalnych maksimów na zbliżonym poziomie i można wskazać nową krzywą kontraktu (rys. 5) oraz w trakcie negocjacji zdecydowano o innym podziale zysków np. poprzez realizację wypłat ubocznych (by zniwelować różnice w zyskach lub zrealizować przyjęty ich podział) lub przyjęcie innej rozrachunkowej (transferowej) ceny węgla do wzajemnych wewnętrznych rozliczeń (w takiej sytuacji jednak zarówno wybór wyrobiska docelowego, jak i inne decyzje o zmianie jego kształtu i wielkości powinny się odbywać z wykorzystaniem ceny rynkowej wyznaczonej ze zmodyfikowanego modelu bilateralnego monopolu by zachować racjonalność i efektywność ekonomiczną); stosowanie cen rozrachunkowych (transferowych) innych niż wyznaczone z modelu wymaga jednak daleko idącej i ścisłej współpracy, dlatego jest raczej możliwe w holdingu lub przy pełnej pionowej integracji. Niezależnie jednak od faktycznej struktury organizacyjne osiągnięcie porozumienia zapewniającego maksymalizację łącznych zysków wymaga wzajemnego zaufania i współpracy pomiędzy stronami bilateralnego monopolu. Przy wyznaczaniu optymalnej ceny bazowej p bm maksymalizującej łączne zyski układu niezbędne jest korzystanie z wiarygodnych danych o kosztach kopalni i elektrowni. Z uwagi na wspólnotę interesów w zintegrowanym pionowo koncernie energetycznym prawdopodobieństwo osiągnięcia optymalnego rozwiązania jest więc wyższe. strona 386 www.e-energetyka.pl

Bez współpracy i zaufania w przypadku zachowań niekooperacyjnych i oportunistycznych jest wysoce prawdopodobne, że obie strony mogą realizować suboptymalny wariant rozwoju kopalni, który będzie nieefektywny w sensie Pareto, tzn. przynajmniej jedna ze stron będzie miała niższe zyski niż by mogła osiągnąć przy pełnej współpracy. Można zamodelować zachowania niekooperacyjne i oportunizm oraz zbadać wpływ sprzyjających im czynników, w tym m.in.: struktury organizacyjnej bilateralnego monopolu (od dwóch osobnych firm, poprzez holding, po pełną pionową integrację), istnienia asymetrii informacji (dotyczącej kosztów działalności, jakości i ilości węgla w złożu, ryzyka i efektywności działań itp.), a nawet złej woli jednej lub obu stron, by zademonstrować skalę potencjalnych konsekwencji takich zachowań dla wyniku ekonomicznego. Warunkiem koniecznym dla znalezienie optymalnego rozwiązania dla bilateralnego monopolu jest przeprowadzenie optymalizacji kopalni odkrywkowej i procesu parametryzacji. Ta analiza wrażliwości wielkości i kształtu wyrobiska docelowego na zmianę ceny bazowej węgla jest niezbędna, by określić wpływ tej ceny na długoterminową podaż węgla z kopalni do elektrowni, zmiany uśrednionych parametrów węgla oraz kosztów kopalni i elektrowni [18]. Do wyznaczenia tego rozwiązania potrzebne jest również uwzględnienie wpływu rynku energii poprzez wykorzystanie długoterminowych prognoz popytu na energię. Przeprowadzenie optymalizacji kopalń odkrywkowych nie jest możliwe bez uprzedniego utworzenia przestrzennego modelu struktury i jakości złoża stanowiącego podstawę do utworzenia modelu blokowego wartości złoża. Modelowanie geologiczne może być wykonane w zintegrowanych programach geologiczno- -górniczych, takich jak np. system DATAMINE Studio, podobnie jak można w nim utworzyć model ekonomiczny. Niektóre programy optymalizacyjne, jak np. NPV Scheduler, umożliwiają budowę własnego modelu ekonomicznego bezpośrednio w tych programach podstawę stanowi wtedy model blokowy rozkładu jakości złoża importowany z innych pakietów. Przedstawiony model bilateralnego monopolu można nadal rozwijać wzbogacając go o kolejne elementy. Jednym z kierunków dalszej jego rozbudowy jest uwzględnienie ryzyka związanego zarówno z fluktuacją cen energii elektrycznej jak i ryzyka geologicznego (niedokładność rozpoznania złoża, zmienność parametrów jakościowych itp.). Można tu wykorzystać techniki i metody zarządzania ryzykiem stosowane na rynkach innych surowców np. metali kolorowych [10] lub na rynkach stóp procentowych [31] jak i symulację warunkową równie prawdopodobnych modeli złóż niezbędną do oceny realnej zmienności parametrów jakościowych. Potrzebne są dalsze prace nad modelem bilateralnego monopolu: kopalnia i elektrownia, by znaleźć nie tylko optymalne rozwiązanie w długim okresie zapewniające wskazanie wyrobiska docelowego maksymalizującego łączne, niezdyskontowane zyski układu i optymalną cenę węgla w danych warunkach ekonomicznych, lecz również: optymalną wielkość rocznego wydobycia/produkcji kopalni i elektrowni (zagadnienie ważne przy planowaniu eksploatacji złoża Legnica ), optymalne harmonogramy eksploatacji złoża dla różnych horyzontów czasowych zapewniające stabilną jakość węgla odpowiadającą wymaganiom elektrowni i/lub maksymalizujący wartość NPV całego przedsięwzięcia (dotychczas w modelu analizy prowadzone były bez dyskontowania); w tym celu konieczne jest zastosowanie metod rachunku dyskontowego dla przepływów finansowych [8] oraz optymalnych harmonogramów rozwoju kopalni z wykorzystaniem homogenizacji (mieszania) urobku [16, 17]. Istnieją gotowe narzędzia i opracowano już procedury pozwalające na prognozowanie, a nawet optymalne sterowanie uśrednianiem jakości strugi urobku [19]. Osobną sprawą jest sprawiedliwy podział zmaksymalizowanych zysków (wartości NPV projektu). Również i w tym zakresie można posłużyć się metodami teorii gier korzystając z rozwiązań przetargowych Nasha oraz wykorzystując tradycyjne i specjalnie opracowane na potrzeby tego modelu procedury podziału uwzględniające specyficzny kontekst negocjacji, strukturę organizacyjną bilateralnego monopolu, poniesione koszty i nakłady inwestycyjne oraz inne czynniki i zagrożenia mogące wpływać na podział zysków. LITERATURA [1] Bannock G., Baxter R.E., Davis E., 1987: The Penguin Dictionary of Economics. Penguin Books [2] Blair R.D., Kaserman, D.L. & Romano, R.E. 1989: A Pedagogical Treatment of Bilateral Monopoly. Southern Economic Journal 55, 831 841 [3] Blair R.D., Kaserman, D.L., 1987: A Note on Bilateral Monopoly and Formula Price Contracts. The American Economic Review; June 77;3 [4] Bowley A., 1928: Bilateral Monopoly. Economic Journal, December [5] Friedman D.D., 1986: Price Theory. South-Western Publishing Co. [6] Grudziński Z., 1997: Koncepcja systemu cen dla węgla brunatnego. Gospodarka Surowcami Mineralnymi 113 z. 3 [7] Heidrich K., 2003: Mine-Mouth Power Plants: Conventional Coal Not Always a Simple Solution. Coal Age, June [8] Jurdziak L., 1999: Wartość bieżąca netto w projektowaniu kopalń odkrywkowych możliwości programu MaxiPit i NPV Scheduler. Materiały konferencyjne Ekonomika, organizacja i zarządzanie w górnictwie 99, Ustroń-Jaszowiec [9] Jurdziak L., 2000: Na czym polega ekonomiczna optymalizacja kopalń odkrywkowych, VII Krajowy Zjazd Górnictwa Odkrywkowego, Wrocław [10] Jurdziak L., 2000: Uwzględnienie ryzyka zmiany ceny surowców przy sporządzaniu optymalnego harmonogramu rozwoju kopalni i ocenie jej opłacalności, Konferencja Zarządzanie ryzykiem finansowym, Wrocław [11] Jurdziak L., 2000: Zasady tworzenia przestrzennych modeli rozkładu wartości złoża i kosztów eksploatacji na potrzeby programów optymalizacyjnych. Górnictwo Odkrywkowe Nr 5 6, Wrocław [12] Jurdziak L., 2004: Co należy wiedzieć projektując kopalnię? Sposób na trafne decyzje. Gigawat Energia Nr 2 [13] Jurdziak L., 2004: Kopalnia odkrywkowa węgla brunatnego i elektrownia jako bilateralny monopol w klasycznym ujęciu. Górnictwo i Geologia VII. Prace Naukowe Instytutu Górnictwa Politechniki Wrocławskiej Nr 106, Seria: Studia i Materiały: nr 30, Wrocław 2004 [14] Jurdziak L., 2004: O potrzebie szczegółowego sterowania jakością węgla brunatnego na zliberalizowanym rynku energii propozycja utworzenia modelu bilateralnego monopolu: kopalnia elektrownia, Górnictwo Odkrywkowe Nr 1 www.e-energetyka.pl strona 387

[15] Jurdziak L., 2004: Tandem: lignite opencast mine & power plant as a bilateral monopoly. Mine Planning and Equipment Selection Wrocław, Balkema [16] Jurdziak L., Kawalec W., 2000: Optymalizacja rozwoju odkrywki w oparciu o cenę kopaliny i wymagania jakościowe na przykładzie złoża Szczerców, VII Konferencja Wykorzystanie zasobów złóż kopalin użytecznych, Zakopane [17] Jurdziak L., Kawalec W., 2000: Wykorzystanie lokalnie aktualizowanego modelu przestrzennego złoża dla szczegółowego sterowania jakością węgla brunatnego, VII Konferencja Wykorzystanie zasobów złóż kopalin użytecznych, Zakopane [18] Jurdziak L., Kawalec W., 2004: Analiza wrażliwości wielkości wyrobiska docelowego i jego parametrów na zmianę ceny bazowej węgla brunatnego. Górnictwo i Geologia VI., Górnictwo i Geologia VII. Prace Naukowe Instytutu Górnictwa Politechniki Wrocławskiej Nr 106, Seria: Studia i Materiały: nr 30, Wrocław [19] Kawalec W., 2004: Short-term scheduling and blending in lignite open-pit mine with BWEs. Mine Planning and Equipment Selection Wrocław, Balkema [20] Kawalec W., Specylak J., 2000: Open pit optimisation of a lignite deposit. Mine Planning and Equipment Selection Ateny, Balkema [21] Martinot E., 2001: World bank energy projects in China: influences on environmental protection. Energy Policy 29 (2001) 581 594 [22] Morgan J.N., 1949: Bilateral Monopoly and the Competitive Output. Quarterly Journal of Economics, August [23] Muras Z., 2002: Zwolnienie z obowiązku zatwierdzania ceny węgla brunatnego. Biuletyn URE 2 [24] Roumpos C., Akylas N., Terezopoulos N., A decision making model for lignite deposits exploitability, Mine Planning and Equipment Selection, Wrocław, Balkema [25] Simon H., 1996: Zarządzanie cenami, Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa [26] Specylak J., Kawalec W., 1998: Modelowanie geometrii odkrywki węgla brunatnego z zastosowaniem algorytmu optymalizacji Lerchs a-grossmann a, Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN, VI Konferencja Wykorzystanie zasobów złóż kopalin użytecznych, Zakopane [27] Taradejna R., 2002: Ustalanie cen węgla brunatnego po uchyleniu art. 48 Prawa energetycznego. Biuletyn URE, nr 6 [28] Tołwiński B., Golosinski T.S., 1995: Long term open pit scheduler, Mine Planning and Equipment Selection, Balkema, Rotterdam [29] Uberman R., Mazurek S., 1997: Wyznaczenie zasobów przemysłowych węgla brunatnego w oparciu o kryteria ekonomiczne. Węgiel Brunatny 1 (18) [30] Underwood R., Tolwiński B., 1998: A mathematical programming viewpoint for solving the ultimate pit problem. European Journal of Operational Research, 107 [31] Weron R., 2000: Energy price risk management. Physica A 285 (2000) 127 134 [32] Williamson O., 1998: Ekonomiczne instytucje kapitalizmu. Firmy, rynki, relacje kontraktowe. Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa strona 388 www.e-energetyka.pl