JUTRO ENERGETYKI. Autor: Janusz Lichota. ( Rynek Energii nr 5/2013) 1. WSTĘP

JUTRO ENERGETYKI Autor: Janusz Lichota ( Rynek Energii nr 5/2013) Słowa kluczowe: rynek energii w przyszłości Streszczenie. W artykule opisano prawdopodobny rozwój technologii węglowych determinujący kształt rynku energii na świecie w przyszłości. Rozważania oparto o skomercjonalizowane badania. Na znanych przykładach pokazano: ceny energii z różnych źródeł i ich emisje CO 2, wpływ cen energii na liczbę zatrudnionych i politykę państw w przeszłości, przewidywane zmiany cen węgla i gazu w przyszłości, względną konkurencyjność energetyczną wiodących gospodarek. Wywnioskowano, że jednym z nieuniknionych kierunków w energetyce jest nisko- lub niemal zeroemisyjna poligeneracja oparta o węgiel. 1. WSTĘP Współcześnie dobrze jest posiadać własne zasoby energetyczne, ponieważ komfort życia mieszkańców danego kraju jest ściśle skorelowany z ich zużyciem do wytwarzania energii elektrycznej. Dziesięciokrotny wzrost zużycia energii na mieszkańca w USA dał przyrost długości życia o 10 lat poprzez działanie na inne sfery gospodarcze. Ponadto występuje niemal stuprocentowa korelacja pomiędzy wytwarzaniem energii elektrycznej a przychodem PKB (rys. 1) [2]. Energia elektryczna wytwarzana z węgla na świecie, TWh 120 000 100 000 80 000 60 000 40 000 20 000 0 0 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 16 000 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 Światowy produkt brutto, mld S (2005) Energia elektryczna wytwarzana z węgla w USA, TWh 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 66 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Rys. 1 a wydobycie węgla i wytwarzanie energii elektrycznej na świecie, b wytwarzanie energii elektrycznej i oczekiwana długość życia w USA (opracowanie własne na podstawie [2]) 80 78 76 74 72 70 68 Oczekiwana długość życia w USA, lata

Przyrost produktu światowego brutto w sposób nieunikniony wiąże się z wytwarzaniem energii elektrycznej. Przewiduje się, że w 2050 roku produkt globalny brutto wzrośnie o 270%, co wiąże się z budową nowych elektrowni i przyrostem światowej mocy elektrycznej wynoszącym 130% [2]. 2. KONKURENCYJNOŚĆ ENERGETYCZNA EUROPY Pomimo 5 miejsca w światowym rankingu konkurencyjności gospodarek [11] USA wyprzedzają Europę w sensie średnim - poszczególne kraje europejskie zajmują miejsca od 1 (Szwajcaria) do 91 (Grecja). Kilkanaście różnych czynników wpływających na konkurencyjność [11] można sklasyfikować w oparciu o trzy zmienne: pracę, kapitał i wiedzę. Na rynku światowym wysokie koszty pracy w Europie i USA mogą być skompensowane jedynie przez pozostałe dwie zmienne. W przypadku kapitału w sensie pieniędzy budżetowych zadłużenie państw UE względem PKB ekonomiści określają jako duże. Przykładowo w roku 2011 średnie zadłużenie 17 krajów UE wynosiło 87 %; w tym: Grecja 165 %, Włochy 120 %, Irlandia 108%, Portugalia 107%, Belgia 98 %, Francja 85% Wielka Brytania 85%, Niemcy 81%, Węgry 80%, Austria 72%, Malta 72%, Cypr 71%, Hiszpania 68%, Holandia 65%, Polska 56%. Prof. Hans-Werner Sinn szacuje zadłużenie Europy na 10 bln euro. Dla przypomnienia - kanclerz Merkel poszukiwała 2 bln euro dla funduszu stabilizacyjnego. Ponadto występuje duże przesunięcie czasowe pomiędzy wolą polityków, a przebudową poszczególnych gospodarek. I to nawet po wynegocjowaniu strefy wolnego handlu z USA (zadłużenie około 56%, 14 bln $) około 2016 roku. Czas skróci się, ale nadal to będzie czas liczony na minimum 10+ lat, co będzie stanowiło przeszkodę w rozwoju gospodarczym. Pozostają jeszcze inne zmienne stanowiące kapitał np. takie jak zasoby naturalne. Pozostaje ostatnia zmienna: wiedza. Przewiduje się, że na świecie ma być zbudowanych około 1400 nowych elektrowni, z czego około 1000 przypada na Chiny i Indie [2]. Można się spodziewać, że będą to wysokosprawne elektrownie węglowe o sprawności rzędu 45% lub większej. W chwili obecnej Chiny posiadają już najlepsze technologie energetyczne w dużej mierze rozwijane w oparciu o własne ośrodki naukowe. To sprawiło, że w połączeniu z niską ceną chińskie firmy nie tylko wyparły firmy niemieckie na rynku niemieckim w dziedzinie fotowoltaiki, ale na przykład oferują technologię suszenia węgla brunatnego bardzo zbliżoną do technologii WTA firmy RWE, lecz zdecydowanie tańszą. Innym przykładem postępu w energetyce chińskiej jest blok GreenGen o mocy 250 MW e umieszczony w Tianjin o emisji zanieczyszczeń bliskiej zero. Kolejnym przykładem jest projekt poligeneracji z węgla brunatnego w Hulunbeier, wewnętrzna Mongolia (Huadian Corporation), przetwarzający 12 Mt/a węgla brunatnego m.in. na wzbogacony węgiel, paliwo dieslowskie o niskim punkcie zamarzania, naftę i płynny gaz ziemny. Jest tylko kwestią czasu, aby te technologie rozprzestrzeniły się po całej gospodarce chińskiej, którą napędza silnik zasilany w 80% przez węgiel. Do roku 2017 Chiny zbudują elektrownie o mocy 250 GW. Tymczasem na Indie przypada 70 GW, a na Europę 25 GW [2]. W Europie planowana jest budowa 80 nowych bloków w latach 2012-2020 [4]. Szczegółowe zestawienie chińskich projektów poligeneracyjnych pokazano w tab.1.

Tab. 1. Główne projekty zgazowania węgla w Chinach [9]; firma, zużycie węgla lub wydajność i rok uruchomienia Węgiel na ropę Węgiel na glikol etylenowy Węgiel na SNG Uruchomione w 2009 r.: -Shenhua Erdos: 1 mln t/a -Yitai Group: 160,000 t/a -Luan Group: 210,000 t/a Planowane: -Shenhua Wulumuqi : 3 mln t/a -Shenhua Ningmei: 4 mln t/a -Guanghui Xinjiang: 3.6 mln t/a -Luan Group: 5,4 mln t/a ropy i produktów chemicznych Uruchomiona: Tongliao Jin Coal Group: 200,000 t/a Planowana: Henan Coal/chemical Group: 1 mln t/a Obiekty budowane -Datang Inner Mongolia Chifeng: 4 mld m 3 /a -Datang Liaoning Fuxin: 4 mld m 3 /a -Huineng Inner Mongolia Erdos : 1.6 mld m 3 /a -Qinhua Xinjiang Yili: 5.5 mld m 3 /a Ponad 30 obiektów planowanych m.in. -Xinjiang Guanghui : 5 mld m 3 /a -Guodiang Inner Mongolia Wulanhaote: 2 mld m 3 /a -Shenhua Hangmian Erdos : 2 mld m 3 /a -Yunnan Guoneng Coal/power: 2.5 mld m 3 /a Warto zwrócić uwagę na to, że suma gazu SNG wytwarzanego z węgla brunatnego w Chinach wynosi 15.1 mld m 3 rocznie, co przekracza roczne zapotrzebowanie Polski wynoszące około 14 mld m 3. Ponadto przetwarzanie węgla brunatnego na gaz ziemny i inne produkty ma stabilne ceny w porównaniu do gazu łupkowego, który wnosi na rynek energii zmienność ceny ze względu na technologię wydobycia wymagającą wykonywania nowych otworów i zmienny strumień pozyskiwanego gazu (rys. 2). Cena gazu i węgla $ (2011)/mln BTU 12 10 8 6 4 2 0 1990 2000 2010 2020 2030 2040 Rys. 2 Przewidywana cena gazu łupkowego i węgla w kopalniach należących do elektrowni w USA według EIA [13] Instalacje zgazowujące węgiel w SNG zawierają więcej gospodarczo interesujących węglowodorów niż gaz ziemny pochodzący z Rosji. Z SNG, po procesie pirolizy, w zależności od frakcji procesu, można uzyskać m.in.:

- ciężkie frakcje (smoła): produkty chemiczne (np. fenole), - lekkie frakcje (gaz): gaz hutniczy, wodór, - pośrednie frakcje: elektryczność, ciepło, metanol, DME, węgiel o większej wartości opałowej, węgiel aktywny, składnik redukcyjny do rud, spieki węglowe. Z kolei po suszeniu węgla brutnatnego można uzyskać m.in. brykiety, paliwo do kotłów pyłowych i fluidalnych, koks, nawozy, paliwa transportowe. Zgazowanie daje syngaz i dalej np. LNG, amoniak i mocznik. W szczególności nowymi zastosowaniami [16] jest wytwarzanie koksu dla przemysłu metalurgicznego, węgiel użyźniający ziemię, ogniwo paliwowe z bezpośrednim zasilaniem węglem oraz silnik z bezpośrednim wtryskiem węgla brunatnego oparty o pomysł Pawlikowskiego [15] z lat 70-tych badany w Australii i USA. Dodatkowe produkty zgazowania oprócz energii elektrycznej i ciepła takie jak nawozy i paliwa dają narzędzie przemysłowi energetycznemu do utrzymania poziomu zysków poprzez korzystanie z poszczególnych produktów poligeneracji i zastosowania finansowania skrośnego. W przypadku Chin w perspektywie 20-30 lat coraz większym problemem będzie stanowiło szybkie wyczerpywanie się własnych złóż i rosnący import węgla, głównie z Australii (rys. 3). Rys. 3 Możliwe krzywe Hubberta wydobycia węgla na świecie [17] Z rysunku wynika, że globalna przyszłość węgla zależy tylko od sześciu państw USA, Rosji, Chin, Indii, Australii i RPA mających około 85% rezerw węgla. Obecnie wydobywa się około 10 mld t węgla. Niezależnie od dużej rozbieżności pomiędzy danymi ze źródła [2] podającego światowe roczne zużycie 16 mld ton i źródła [17] podającego w szczycie 8 mld ton można się spodziewać, że zostanie zachowany charakter jakościowy rysunku tj. Chiny będą miały problem z węglem około 2040 roku. Australia jest dobrym przykładem wpływu cen energii na politykę. Ceny energii elektrycznej dla domostw wzrosły o 40% od 2007 roku i przewidywano dalszy 30%-wy wzrost na przełomie lat 2013/14. Z kolei firmy australijskie odczuły wzrost ceny energii elektrycznej wynoszący 80%-130% w porównaniu do roku 2005 (rys. 4).

600 Zmiana ceny energii elektrycznej w Australii, % 500Przemysł 400 300 200 Gospodarstwa 100domowe 0 1981 1986 1991 1996 2001 2006 2011 Rys. 4 Ceny energii elektrycznej w Australii ([2]) Skokowe wprowadzenie opłat za emisję CO 2 do 23$/t CO 2 w 2012 roku doprowadziło do zmiany rządu, ustąpienia premier Julii Gillard oraz przegranych wyborów parlamentarnych przez jej partię pomimo 4-krotnego zmniejszenia opłat za emisję CO 2 w lipcu 2013. Z kolei założeniem polityki Europy jest dojście do systemu aukcyjnego CO 2 do 2027 roku, co powoli doprowadzi do tego samego skutku tj. spadku konkurencyjności. W Bułgarii przy 9% udziale wydatków gospodarstw domowych na nośniki energii w lutym 2013 roku po podwyżkach cen energii pod wpływem społecznych protestów ustąpił rząd, obniżono ceny energii oraz odebrano koncesję firmie CEZ. Dla równowagi warto dodać, że przez skierowanie gospodarki niemieckiej w stronę elektrowni wiatrowych i fotowoltaiki cena energii elektrycznej w Niemczech wzrosła o 90% od roku 2000, a mimo to gospodarka niemiecka ma 4 pozycję na 148 państw w rankingu konkurencyjności gospodarek [11], dlatego, że jest oparta o wiedzę i była możliwość kompensacji tego wzrostu obciążenia poprzez przychody z innych źródeł. Ponadto wydatki na nośniki energii stanowią około 5% budżetu domowego w Niemczech, stąd nie było istotnej zmiany sceny politycznej w Niemczech (tab. 2). Tab. 2. Ceny energii elektrycznej w Niemczech [10] 2000 2007 2012 eurocentów/kwh 13.9 20.6 26.5 Jednym z istotnych czynników spadku energetycznej konkurencyjności Europy jest, zdaniem autora, nadmierna koncentracja uwagi na emisji CO 2 i to tylko w wybranym aspekcie związanym z elektrowniami węglowymi, które według danych Komisji Europejskiej z 2011 roku w mixie energetycznym mają udział w emisji CO 2 wynoszący 18%. Wpływ Unii Europejskiej na klimat można łatwo oszacować mnożąc kilka liczb: abcd = 0.00042% a - wpływ CO 2 na ocieplenie, co najwyżej 5% wg prof. Jaworowskiego, b - udział całkowitej antropogenicznej emisji w całkowitej emisji CO 2, 0.3%,

c - udział UE w antropogenicznej emisji, 11%-14%, d - planowana redukcja emisji przez UE, 20%. Doprowadziło to do wytwarzania drogiej energii wiatrowej 160$/MWh i fotowoltaicznej 240 $/MWh, w porównaniu do energii wytwarzanej z węgla brunatnego 45$/MWh [3]. Choć niektóre ośrodki badawcze przewidują spadek cen na energię elektryczną wytwarzanej z fotowoltaiki i wiatru pod warunkiem wzrostu ceny CO 2 do 90$/t ([5]) oraz po zastosowaniu parametrów nadkrytycznych pary wodnej, co w tym przypadku jest naturalne ze względu na wzrost ilości wytwarzanych źródeł odnawialnych z jednej strony oraz wzrostu cen CO 2 dyskryminujących elektrownie węglowe z drugiej strony oraz ceny materiałów wytrzymujących 700 ºC. Istotą obecnej polityki europejskiej jest zbliżenie emisji CO 2 do emisji CO 2 ze spalania z gazu ziemnego (rys. 5). Obecnie jednak ten kierunek polityki wywołał naturalne uzależnienie wielu państw od dostaw gazu z Rosji lub złóż północnoafrykańskich [14]. Hydroelektrownie Wiatr Energia jądrowa Fotowoltaika IGCC Gaz ziemny Ropa Węgiel kamienny Węgiel brunatny 13 4 16 8 23 16 160 80 430 410 640 640 890 890 1080 790 1230 980 Rys. 5 Emisja CO 2 z różnych źródeł, g CO 2 /kwh, obliczenia dla całego czasu życia elektrowni [3] Zastosowanie współspalania węgla i dużej ilości biomasy tj. 40% wagowo, powoduje zbliżenie emisji CO 2 do emisji znanej z gazu różnica wynosi około 20% - lecz wywołuje wiele innych negatywnych efektów dla pracy kotła (rys. 6). Bloki z lat 70-80-tych Emisja ze źródeł gazowych Bloki z lat 90-tych Rys. 6 Emisja CO 2 w różnych elektrowniach holenderskich współspalających węgiel i biomasę [4]

Pokonanie granicy emisji CO 2 dla gazu przez istniejące elektrownie węglowe przez zastosowanie instalacji wychwytu CO 2 (CCS) oznacza 11% utraty sprawności i cofnięcie do sprawności znanych z lat 50-tych XX wieku (rys. 7). IGFC IGCC S.C./USC (PC) 7.4% 11.9% Rys. 7 Spadek sprawności różnych typów elektrowni węglowych w wyniku wychwytu CO 2 [4], skróty angielskie : IGFC - integrated gasification fuel cell, IGCC - integrated gasification combined cycle, S.C.-supercritical, USC ultrasupecritical, PC - pulverized coal Cena energii elektrycznej w USA, /kwh 7.0 6.5 6.0 5.5 5.0 4.5 Cena energii Zatrudnienie 4.0 11 2000 2002 2004 2006 2008 2010 18 17 16 15 14 13 12 Zatrudnienie w sferze wytwarzania, mln osób Rys. 8 Wzrost bezrobocia w USA po podniesieniu cen energii elektrycznej (opracowanie własne na podstawie [2]) Na rysunku widoczne jest również, że podniesienie parametrów pary oraz zmiana technologii z kotłów pyłowych (PC) na ogniwa paliwowe uzyskujące energię ze zgazowania węgla (IGFC) powoduje zejście poniżej limitu emisji CO 2 dla gazu przy wychwycie wynoszącym 30% CO 2 i 2% spadku sprawności. Cena energii ma znaczenie. Skutkiem ceny jest m.in. przeniesienie części przemysłu do krajów tzw. trzeciego świata nie stosujących polityki redukcji emisji CO 2, co spowodowało ogólnie globalne przyspieszenie emisji CO 2, a nie jego spadek. Choć i tutaj zaczyna się zmieniać prawo. Chiny w 2012 wprowadziły nowe standardy dotyczące emisji NO x i SO x wynoszące 100 mg/nm 3, które są ostrzejsze od europejskich. Europa będzie się stosowała do IED (Industrial Emissions Directive) : emisja NO x 150 mg/nm 3, emisja SO x 150 mg/nm 3, PM 10 mg/nm 3 [6]. Przykład

wzrostu bezrobocia w USA w sektorze wytwórczym po podniesieniu cen energii elektrycznej jest dla Europy znamienny (rys. 8). W latach 2000-2010 - liniowemu wzrostowi ceny z 4.64 /kwh do 6.85 /kwh (50% wzrostu) towarzyszył niemal liniowy spadek zatrudnienia w sektorze przemysłowym z 17.3 mln do 11.7 mln ludzi (35% spadek) [2]. W krajach europejskich należących do OECD ceny energii elektrycznej w latach 2005-2012 wzrosły o 40%. Szczególnie dobrze to widać na przykładzie Niemiec (tab. 2). Obecny udział źródeł odnawialnych w Niemczech wynoszący 22% wzrośnie do 35% w 2020 roku, co będzie tam oznaczało dalszy wzrost cen, pogorszenie stabilności systemu elektroenergetycznego oraz pogorszenie sprawności elektrowni węglowych pozbawionych priorytetu dostępu do sieci. Stąd koszt energii elektrycznej w Europie średnio jest o 37% wyższy niż USA oraz 20% wyższy niż Japonii (rys. 9). Musi to mieć w sposób naturalny przełożenie na wzrost bezrobocia w tych grupach społecznych, które nie opierają swojej pracy na wiedzy. Na to nałożyły się również inne czynniki i w 2009 roku zaczął się kryzys oraz powstało utrzymujące się bardzo wysokie bezrobocie w niektórych krajach europejskich. 160 Zmiany cen energii elektrycznej w Europie, USA i Japonii, % 150 140 UE 130 120 JPN 110 100 USA 90 80 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Rys. 9 Przyrost cen energii elektrycznej w Europie, USA i Japonii (opracowanie własne na podstawie [2]) 3. NATURALNE MIEJSCE POLSKI Przykładanie tej samej miary energetycznej do rynków posiadających różne zasoby i technologie sprawia, że miara ta będzie preferowała jeden rynek kosztem drugiego, a to się dokonuje w europejskiej polityce polegającej na próbie zredukowania udziału węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej i zastąpieniu go przez gaz ziemny. Ze względu na posiadane zasoby (węgiel kamienny wystarczy na kilkadziesiąt lat, węgiel brunatny na kilkaset lat przy obecnym zużyciu) oraz europejską politykę rozwiązaniem w chwili obecnej wydaje się być zgazowanie węgla ze względu na łatwość kompensacji różnych oddziaływań rynkowych i możliwość wytwarzania różnych produktów: elektryczności, ciepła, gazu do celów przemysłowych, gazu SNG do sieci gazowych, etanolu, paliwa do silników diesla i samolotowych, wodoru, DME, nawozów. Trochę przestarzały system elektroenergetyczny w Polsce, w którym prawie 40% sieci nadaje się do natychmiastowej wymiany [12], a tylko 20% jest względnie nowa oraz planowane wyłączenie około 6000 MW e po wprowadzeniu dyrektywy w sprawie emisji środowiskowych (IED) sprzyja podjęciu decyzji o

budowie nowego systemu w oparciu o najlepsze dostępne technologie. Ponadto pobudzana jest własna gospodarka tworząc wewnętrzne przepływy pieniędzy w obrębie nośników energii. Obecnie węgiel jest dość czystym paliwem w porównaniu do lat 60-tych XX wieku. Wiele zrobiono, aby uczynić źródła węglowe źródłami ekologicznymi. Na przykład w Elektrowni Turów emisja SO 2 od roku 1990 do chwili obecnej spadła około 10 razy, a do roku 2020 spadnie około 18,5 razy, emisja NO 2 w latach 1994-2020 będzie musiała spaść 3.7 raza, pyłu 57 razy. Podobnie dzieje się we wszystkich rozwiniętych gospodarkach. Obecne elektrownie emitują 89% mniej SO 2, 93% mniej NO x, 99.9% mniej pyłów i 30% mniej CO 2 niż w latach 50-tych XX wieku pomimo wzrostu mocy (rys. 10). 150% Wzrost mocy z elektrowni węglowych : 170% Wzrost wytwarzanej energii : 230% Wzrost PKB na mieszkańca i spadek emisji z elektrowni węglowych 100% 50% 0% 1970 1980 1990 2000 2010 2020-50% -100% Rys. 10 Spadek emisji zanieczyszczeń z elektrowni węglowych w USA na tle wzrostu zapotrzebowania na moc elektryczną i wzrostu PKB w USA [2] Która węglowa technologia energetyczna spośród badanych obecnie technologii: oxyspalania, wychwytu CO 2 w pętli chemicznej (ang. chemical looping), CCS-u dla istniejących elektrowni [18] czy zgazowania będzie dominowała na rynku w przyszłości? Projekt oxy-spalania firmy Vattenfall o wartości 1.5 mld euro został zawieszony ze względu na brak miejsc zatłaczania CO 2, instalacje CCS przeznaczone do istniejących bloków powodują bardzo duży spadek sprawności. Wykorzystanie pętli chemicznej do wychwytywania CO 2 ma tę przewagę nad oxyspalaniem, że nie występuje wieloprocentowa utrata sprawności (6%-7%, [8]) ze względu na metody separacji tlenu [7], natomiast jest to technika zademonstrowana w małej skali pilotowej. Programy amerykańskie prowadzone w latach 1985-2015 (CCTDP, PPII, CCPI, ICCS) prowadzą do jednego rozwiązania: technologii bloku gazowo-parowego ze zintegrowanym zgazowaniem paliwa (IGCC) i/lub z dodatkowym wychwytem CO 2. Na tego typu projekty jak FutureGen 2.0 tj. blok zgazowania węgla o mocy 275 MW e oraz inne prowadzone przez firmy HECA, Summit TX Clean Energy, NRG, Air Products, Leucadia Energy, Southern Company, Archer Daniels Midland wydano łącznie ponad 12 mld $ [1]. Wychwyt zanieczyszczeń z bloku FutureGen ma być na następujących poziomach: dwutlenek siarki SO 2-99%, rtęć Hg - 90% (2010 rok), 95%, (2020 rok); wychwyt dwutlenku węgla CO 2-100%, emisja tlenków azotu NO x : 2 ppm. Podobne konkurencyjne programy badawcze istnieją w Chinach (blok GreenGen), Japonii (np. projekt EAGLE) i Indiach.

6. PODSUMOWANIE Obecnie nie widać alternatywy dla wytwarzania energii elektrycznej z węgla w skali światowej. Nowe technologie jak fuzja jądrowa badana w Cardache we Francji, które realnie mogą zastąpić węgiel jako źródło energii, będą zbadane i dostępne komercyjnie najwcześniej po roku 2045. Elektrownie poligeneracyjne zaczynają być dominujące na rynku dużych projektów badawczych w porównaniu do innych technologii spalania węgla. LITERATURA [1] Giove J., Update on US Clean Coal Research, Development, and Demonstration Programs, Proceedings of the 38th International Technical Conference on Clean Coal & Fuel Systems, Clearwater, USA [2] Palmer F.D., Coal is the World s Future Fuel: Good for People, Good for the Environment, Proceedings of the 38th International Technical Conference on Clean Coal & Fuel Systems, Clearwater, USA [3] Theis K.A., Status, perspectives and strategies for the european electricity market, Clearwater Clean Coal Conference 5 to 9 June 2011, USA [4] Cieplik M., Kiel J., Coal-fired power plants in transition is upgraded biomass still relevant? Proceedings of the 38th International Technical Conference on Clean Coal & Fuel Systems, Clearwater, USA [5] Gurney P., Low Rank Coal Markets and Utilization An Australian Perspective Progress in uncertain times, Proceedings of the 38th International Technical Conference on Clean Coal & Fuel Systems, Clearwater, USA [6] Hack H., Giglio R., Graf R., Application of Circulating Fluidized Bed Scrubbing Technology For Multi-Pollutant Removal, The 38th International Technical Conference on Clean Coal & Fuel Systems, June 2-6, 2013 Clearwater, USA [7] Normann F, wypowiedź ustna, Clearwater clean coal conference 2013, USA [8] Sasatsu H., Evaluation of Efficiency Penalty Impact of CCS in IGCC System, Proceedings of the 38th International Technical Conference on Clean Coal & Fuel Systems, Clearwater, USA [9] Zhang J., High value products from low rank coals, Proceedings of the 38th International Technical Conference on Clean Coal & Fuel Systems, Clearwater, USA [10] Die Welt, Warum brauchen wir diese neuen Stromtrassen?, 31 maja 2013 [11] Schwab K., The Global Competitiveness Report 2013 2014, World Economic Forum, Genewa 2013 [12] Kasprzyk S., Sieci elektroenergetyczne w Polsce. Główne zadania i stan, Konferencja Polska na tle światowego zapotrzebowania na energię, 6 XI 2009, Warszawa [13] dane Energy Information Administration (EIA) ze stron internetowych http://www.eia.gov/forecasts/aeo/mt_naturalgas.cfm#natgas_prices?src=natural-b5 http://www.eia.gov/forecasts/aeo/mt_coal.cfm [14] Kaproń H., Wasilewski A., Gaz ziemny paliwem XXI wieku, Kaprint 2012

[15] Wibberley J. L., High efficiency power using micronised refined coal in low speed diesel engines, Clearwater clean coal conference 2011. Proceedings of the 36th International Technical Conference on Clean Coal & Fuel Systems, Clearwater, USA [16] Hein K., High value products from low rank coals, Clearwater clean coal conference 2013. Proceedings of the 38th International Technical Conference on Clean Coal & Fuel Systems, Clearwater, USA [17] Höök M., Coal future of China and the World, Uppsala University, Sweden, prezentacja [18] Malko J., Technologie ma europejskim rynku energii, Rynek Energii, październik 2011 [19] Budzianowski W., Indicators for the monitoring of low-carbon energy policy of Poland, Rynek Energii. 2012, nr 3, s. 121-126. Tomorrow of power engineering Key words: energy market in the future Summary. This paper describes likely development of the coal technologies determining the shape of the energy market in the world in the future. Discussion was based on the commercialized research. On known examples were shown: energy prices from a variety of sources and their CO 2 emissions, the impact of energy prices on the number of employees in manufacturing sector and on a policy in the past, predicted changes in the price of coal and shale gas in the future, the relative competitiveness of the leading energy economies. It was concluded that one of the inevitable key-drivers in the energy sector is a low- or almost zero-emission polygeneration based on coal. Dr inż. Janusz Lichota jest adiunktem naukowo-dydaktycznym w Instytucie Inżynierii Lotniczej, Procesowej i Maszyn Energetycznych Politechniki Wrocławskiej. Specjalizuje się w systemach energetycznych i sterowaniu. Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego w ramach Programu Operacyjnego Innowacyjna Gospodarka", numer projektu WND-POIG.01.03.01-00-040/08 Badania sfinansowano ze zlecenia statutowego Politechniki Wrocławskiej S 20010/I-22 pt. Modelowanie i badania przepływów w złożonych strukturach i urządzeniach