Perspektywiczne zapotrzebowanie na metanol jako paliwo okrętowe

KOMENTARZE dr Marcin Krupa, Instytut Studiów Energetycznych, Warszawa mgr inż. Marcin Moskalewicz, PERN Przyjaźń SA, Płock dr inż. Andrzej P. Sikora, Instytut Studiów Energetycznych, Warszawa, AGH w Krakowie dr hab. inż. Adam Szurlej, AGH w Krakowie Perspektywiczne zapotrzebowanie na metanol jako paliwo okrętowe DOI: 10.15199/62.2015.12.1 Metanol jest jednym z najbardziej obiecujących, a nie produkowanych w Polsce wyrobów chemicznych. Jest to, obok olefin (etylen i propylen), jeden z najważniejszych surowców chemicznych. Służy do produkcji metanalu (30% światowego zużycia metanolu), kwasu etanowego (10%), chlorometanu (3 4%), metakrylanu metylu (2,5%) i metyloamin (2%). Oprócz zastosowań czysto chemicznych coraz ważniejsza jest rola metanolu jako dodatku lub surowca do wytwarzania komponentów paliw. Jako dodatek do benzyn metanol może być stosowany w postaci czystej (12% jego światowej produkcji) lub w postaci eteru metylowo- -tert-butylowego (MTBE; 12% produkcji metanolu). Jako dodatek do benzyn jest on używany głównie w Chinach (10,8 mln t w 2014 r.), poza tym w bardzo niewielkim stopniu w USA i Meksyku, Rosji, Korei Płd. i Arabii Saudyjskiej, nie jest natomiast wykorzystywany jako bezpośredni dodatek do benzyn w Europie. Z metanolu produkuje się także eter dimetylowy (DME), który może zastępować (lub być dodawany) do oleju napędowego i LPG (7 8% produkcji) 1). Jako dodatku do oleju napędowego zużywa się 4% metanolu, a jako surowca do produkcji olefin w procesie MTO (methanol-to-olefins) 5%. W przyszłości udział zastosowań paliwowych i surowcowych istotnie wzrośnie (rys. 1), a jednym z bardziej obiecujących kierunków jest wykorzystanie metanolu jako paliwa okrętowego, zastępującego paliwa ropopochodne (ciężki olej bunkrowy oraz morski gasoil). Należy także podkreślić nowy kierunek wykorzystania metanolu. Jest nim zasilanie niskotemperaturowych ogniw paliwowych PEMFC (polimer membrane fuel cell). Metanol, oprócz etanolu oraz DME, to najczęściej proponowane paliwo do zasilania tych ogniw. Na rynku pojawiły się już ogniwa PEMFC bezpośrednio zasilane metanolem przeznaczone do urządzeń mobilnych (np. elektronika przenośna) 3, 4). W Europie (UE-27 + Norwegia) metanol jest stosowany do produkcji metanalu, MTBE, kwasu etanowego, chlorometanu i metakrylanu metylu (MMA) oraz kilku innych produktów chemicznych. Zapotrzebowanie na metanol jest zdecydowanie większe od jego produkcji (rys. 2). Inne źródła wskazują na zużycie metanolu w ilości 9,2 mln t w 2012 5). W obszarze paliwowym metanol jest stosowany jako dodatek do paliw (benzyny, biodiesel, DME), ale łączny udział tych zastosowań nie przekracza 14% całkowitego zużycia (2013 r.). Wykorzystanie metanolu na potrzeby produkcji MTBE sięga ok. 10%, lecz perspektywy wzrostu nie są dobre. Główny udział w europejskim zużyciu metanolu w obszarze tradycyjnych zastosowań stanowi metanal (ok. 52%). Zużycie metanolu do produkcji kwasu etanowego jest szacowane na 6,4%, MMA na 4,1%, a do produkcji chlorometanu na 7,3%. Pozostałe zastosowania to niespełna 7%. W Europie nie ma i nie planuje się budowy żadnych wytwórni MTO i MTG (methanol-to-gasoline). W Polsce organiczna gałąź wykorzystania gazu syntezowego do produkcji i dalszego przerobu metanolu praktycznie nie istnieje, co ogranicza też możliwości inwestycji w jego przetwórstwo (kwas etanowy, octan winylu, poli(octan winylu), polimery EVA i VAE, MMA i PMMA). Główny udział w krajowym przetwórstwie niemal w całości importowanego metanolu (300 350 /r) stanowi jedynie produkcja metanalu (tabela 1). Eliminuje to możliwość konkurencji Polski w produktach chemicznych w gałęzi przetwórstwa metanolu. Przyjmując, że różnice w zużyciu metanolu per capita pomiędzy Polską a rozwiniętymi krajami Unii Europejskiej (UE-15) oraz Norwegii powinny odpowiadać mniej więcej różnicy w poziomie produktu krajowego per capita (liczonego wg siły nabywczej), można obliczyć tzw. poziom parytetowy zużycia tego * Autor do korespondencji: AGH w Krakowie, Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu, Al. A. Mickiewicza 30, 30-059 Kraków, tel.: (12) 617-22-47, fax: (12) 634-00-52,e-mail: szua@agh.edu.pl Rys. 1. Struktura i prognoza zużycia metanolu w na rynku światowym 2) 94/12(2015) 2059

produktu w Polsce i związaną z tym ewentualną lukę w wielkości zużycia do zagospodarowania w stosunku do obecnego poziomu. Zakładając, iż produkcja metanolu w Polsce nie zostanie uruchomiona na szerszą skalę w najbliższych 5 10 latach, wyliczona luka definiuje też dodatkowy potencjał importowy metanolu, głównie do zastosowań chemicznych. Uzyskane wyniki zaprezentowano na rys. 3. Jeszcze 5 7 lat temu zużycie metanolu w Polsce było na poziomie równoważnym parytetowi PKB. Obecnie istniejąca luka wynosi już ponad 100 /r, a w perspektywie 2020 r. wzrośnie do prawie 200. Przy odpowiednio konkurencyjnych cenach metanolu możliwe będzie także przejęcie części istniejącego importu realizowanego dostawami kolejowymi z Rosji i Niemiec (ok. 300 ). Obecne dostawy poprzez port w Świnoujściu-Szczecinie (60 80 ) są raczej trudne do przekierowania, z uwagi na lokalizacje głównych odbiorców tego surowca (Krono-Chem i ZCh Baltchem) w pobliżu tamtejszych terminali przeładunkowych. Wykorzystanie metanolu jako paliwa okrętowego nie jest uwzględniane w dokonanych szacunkach i wymaga oddzielnej analizy. Zgodnie z załącznikiem VI Międzynarodowej Konwencji o Zapobieganiu Zanieczyszczaniu Morza przez Statki (MARPOL) wprowadzono nowe przepisy, mające na celu zmniejszenie zanieczyszczenia powietrza przez statki spalinami, oparami ładunku i substancjami niszczącymi warstwę ozonową (rys. 4). Dla wyznaczonych specjalnych obszarów kontroli emisji siarki SECA (sulfur emission control areas), które obejmują Morze Bałtyckie, Morze Północne i obszar morski rozciągający się na ok. 24 mile morskie od wybrzeża Kalifornii ustalono bardzo rygorystyczne wartości dopuszczalnej zawartości siarki w paliwie okrętowym, która od 2015 r. nie może przekraczać wartości granicznej 0,1% (rys. 5). Tabela 1. Rynek metanolu w Polsce 6), Rok 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Produkcja krajowa 0,2 0,1 0,2 0,3 0,3 0,3 0,4 0,4 0,3 b.d. Import 309 336 355 434 397 438 325 378 361 381 Eksport 0 10 5 85 60 58 67 54 48 66 Import netto 308 327 350 349 337 380 258 324 314 316 Zużycie krajowe 309 327 351 349 337 380 258 325 314 316 Zużycie krajowe, kg/osobę 8,1 8,6 9,2 9,2 8,8 10,0 6,8 8,5 8,2 8,3 Produkcja krajowa, kg/osobę 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Źródło: Obliczenia własne na podstawie danych Eurostat i GUS b.d. brak danych Aby sprostać nowym wymogom co do emisji, właściciele statków pływających po obszarach SECA mają kilka opcji do wyboru. Mogą oni dalej korzystać z ciężkiego oleju bunkrowego po zainstalowaniu instalacji do odsiarczania spalin w układzie wydechowym statku, wspomaganej układem selektywnej redukcji katalitycznej tlenków azotu SCR (selective Rys. 3. Historyczny i prognozowany potencjał importu metanolu do Polski oszacowany na podstawie wskaźnika parytetu PKB do wielkości zużycia w Europie Zachodniej Rys. 2. Bilans metanolu w Europie (także kraje poza UE, łącznie z Ukrainą i Białorusią) catalytic reduction). Mogą też wykorzystywać dużo droższe średnie destylaty MGO (tzw. morski gasoil 0,1%), wspomagając się układem SCR w niskoemisyjnych silnikach diesla, zapewniających poziom emisji NO x z tzw. tier III wg regulacji Międzynarodowej Organizacji Morskiej (rys. 6), mogą wykorzystywać skroplony gaz ziemny (LNG) jako paliwo, co jednak wymaga całkowitej zmiany konstrukcji układu napędowego i zbiorników na paliwo, lub wykorzystywać DME jako paliwo w silnikach diesla, które wówczas wymagają pewnych przeróbek. Alternatywę stanowi wykorzystanie metanolu w silnikach dwupaliwowych (olej napędowy jako paliwo startowe). Aby wyznaczyć poziom potencjalnego popytu na nowe paliwa, należy najpierw oszacować wielkość zużycia ciężkiego oleju bunkrowego oraz MGO na obszarze SECA oraz samym Morzu Bałtyckim. O ile restrykcyjne przepisy obowiązujące na obszarze SECA są problemem, który pojawił się w ostatnim czasie, to szerokie 2060 94/12(2015)

,% Rys. 4. Dopuszczalna zawartość siarki w paliwie okrętowym wg załącznika VI konwencji MARPOL wykorzystanie paliw stałych w krajowym sektorze paliwowo-energetycznym, któremu towarzyszy emisja związków siarki jest poważnym problemem znanym od dziesięcioleci. W ostatnich kilkunastu latach udało się istotnie obniżyć emisję SO 2, dostosowując elektrownie do obowiązujących norm 9). Nadal prowadzone są prace nad zwiększeniem efektywności technologii ograniczających emisję SO 2 z sektora energetycznego 10, 11). Dostępne dane dotyczą globalnego zużycia ciężkiego oleju opałowego oraz MGO jako paliwa dla statków w danym kraju, dlatego do obliczeń dla krajów, których wybrzeże jest tylko częściowo objęte nowymi limitami (Norwegia, Wielka Brytania, Francja, Rosja) lub tylko częściowo odnosi się do Morza Bałtyckiego konieczne będzie oszacowanie udziału zużycia w ramach obszaru SECA (lub Morza Bałtyckiego) w całości zużycia. Za podstawę do tego typu eksperckich szacunków przyjęto orientacyjną długość wybrzeża oraz potencjalne natężenie ruchu morskiego w danym rejonie. Do wyliczeń założono średnią gęstość ciężkiego oleju opałowego 980 kg/m 3 (współczynnik przeliczenia 6,42 bbl/t) 12), średnią wartość opałową 43,68 GJ/t, ciężar właściwy MGO 840 kg/m 3 (współczynnik przeliczenia 7,64 bbl/t) oraz wartość opałową 43,3 GJ/t 13). Wartość opałowa dla DME i metanolu wynosi odpowiednio 28,8 i 21,1 GJ/t. Wyniki obliczeń dla obszaru SECA podano w tabelach 2 i 3, a dla samego Morza Bałtyckiego w tabelach 4 i 5. Całkowite zużycie olejów bunkrowych (łącznie HFO i MGO) dla analizowanych rejonów (SECA i Morze Bałtyckie), a także dla Polski (zakładając utrzymywanie się obecnego trendu w zużyciu paliw okrętowych) podano w tabeli 6. Całość zużycia ciężkich olejów opałowych w obszarze SECA w latach 2013 2014 wynosiła 23 24 mln t/r, z czego 3,8 4,0 mln t/r przypadało na Morze Bałtyckie. Biorąc pod uwagę wartości opałowe odpowiadało to równowartości 48 50 mln t/r metanolu (lub 35 37,5 mln t/r DME) dla całego rejonu SECA oraz ok. 8 mln t/r metanolu (lub 6 mln t/r DME) w rejonie Bałtyku. W tym samym czasie w obszarze SECA zużywano ok. 4,1 mln t/r MGO, z czego ok. 1,3 mln t/r przypadało na rejon Bałtyku, co daje ok. 8,3 mln t/r metanolu (lub 6,1 mln t/r DME) w obszarze SECA i 2,7 mln t/r metanolu (lub 2 mln t/r DME) dla basenu Morza Bałtyckiego. Przytaczane prognozy zakładają, że w 2015 r. ekwiwalent ok. 5,7 mln t ciężkiego oleju opałowego zostanie zastąpiony przez paliwa niskosiarkowe (z czego na obszarze SECA na gasoil 0,1% przypadnie ponad 5 mln t, co odpowiada 12 mln t metanolu lub 8,7 mln t DME). Pozostałe 700 to albo inne paliwa, albo zmniejszenia zużycia. Na Bałtyku ten wolumen wynosi 1,3 mln t HFO, z czego na MGO przypada ok. 1 mln t, co daje 2,6 mln t metanolu (lub 1,9 mln t DME) rocznie. Przyjmując zatem, że metanol lub DME mogą stać się substytutami ciężkiego oleju bunkrowego oraz MGO, potencjał całego rynku SECA wynosi obecnie ok. 55 mln t metanolu (lub 41 mln t DME) z tendencją wzrostu do prawie 60 mln t metanolu w 2020 r. i 65 66 mln t w 2025 r. Dla samego Bałtyku wielkości te to 10 mln t metanolu (lub 7,4 mln t DME) obecnie, 10,5 mln t metanolu w 2020 r. i prawie 11,6 mln t w 2025 r. Przy założeniu, że trendy w zużyciu paliw okrętowych w Polsce nie ulegną zmianie (czyli pozostaną na poziomach niezmiernie niskich w stosunku do potencjału przewozów) potencjał substytucji dla polskich portów wynosi obecnie 180 metanolu (lub 130 DME), 190 metanolu w 2020 r. i 210 w 2025 r. Dane te to oczywiście tylko abstrakcyjne maksimum wyznaczające granicę zużycia metanolu jako paliwa okrętowego. Rzeczywiste zużycia będą, zwłaszcza w początkowej fazie, minimalne (o ile się pojawią) i dopiero ukształtowanie się odpowiedniej podaży surowca wraz z infrastrukturą logistyczną, a przede wszystkim atrakcyjnej ekonomiki opartej na konkurencyjnych cenach, może doprowadzić do rzeczywistego wzrostu popytu na metanol (lub DME) jako paliwo okrętowe. Aby ocenić ekonomikę przestawienia się z paliw ropopochodnych (głównie MGO), należy wpierw spojrzeć na ceny wszystkich substytutów przeliczone na jednostki energii (GJ). Zestawiając notowania paliw ropopochodnych (gasoil 0,1% i ciężki olej opałowy 1% S) z regionu północno-zachodniej Europy (CIF NWE) z kwotowaniami metanolu dla kontraktów europejskich publikowanymi przez firmę Methanex, Rys. 5. Obszar SECA w Europie 7) Rys. 6. Dopuszczalny poziom emisji NO x wg załącznika VI konwencji MARPOL 8) 94/12(2015) 2061

Tabela 2. Szacunkowa wielkość zużycia ciężkiego oleju opałowego jako paliwa okrętowego w obszarze SECA w latach 2010 2025 oraz odpowiadający im ekwiwalent tonażowy DME lub metanolu 14), /r Kraj Udział, % 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Szwecja 100 1 905 1 623 1 555 1 452 1 321 783 810 847 872 941 712 805 902 1 006 1 103 943 Dania 100 446 483 287 400 527 221 229 242 249 275 184 218 256 300 343 330 Finlandia 100 158 147 85 85 83 118 122 127 131 140 118 129 140 151 163 135 Estonia 100 213 175 68 335 72 65 67 70 72 77 65 71 77 83 89 74 Łotwa 100 194 148 163 159 171 82 85 89 91 95 70 81 92 104 117 115 Litwa 100 132 131 109 107 115 89 91 95 98 105 89 96 105 113 122 101 Polska 100 173 110 83 62 78 14 15 16 16 15 9 11 13 16 18 17 Niemcy 100 2 393 2 383 2 255 2 097 2 073 1 382 1 440 1 489 1 523 1 488 1 202 1 365 1 501 1 637 1 775 1 565 Norwegia 50 106 101 77 97 96 40 41 44 45 50 36 42 48 56 63 64 Holandia 100 13 140 14 253 12 803 11 589 11 255 8 820 8 838 9 055 9 294 9 836 7 799 8 584 9 380 10 217 10 990 8 683 Belgia 100 7 703 6 853 6 013 5 991 5 348 4 342 4 433 4 594 4 715 4 972 4 545 4 817 5 108 5 418 5 711 5 240 Francja 20 468 508 481 440 398 347 351 355 359 367 324 335 348 361 372 295 Wlk. Brytania 25 459 528 385 321 272 174 182 192 198 220 160 186 214 247 281 282 Rosja 20 1 046 1 183 1 319 1 456 1 592 1 171 1 165 1 135 1 059 1 048 794 830 866 937 986 719 Łącznie obszar SECA 28 537 28 626 25 683 24 591 23 401 17 647 17 869 18 349 18 720 19 629 16 107 17 570 19 049 20 646 22 134 18 564 W całym obszarze SECA Wartość energetyczna, GJ 1 246 533 1 250 438 1 121 894 1 074 191 1 022 220 770 861 780 548 801 536 817 740 857 438 703 589 767 476 832 093 901 840 966 846 810 929 Ekwiwalent DME, 43 282 43 418 38 955 37 298 35 494 26 766 27 102 27 831 28 394 29 772 24 430 26 648 28 892 31 314 33 571 28 157 Ekwiwalent metanolu, 59 077 59 262 53 170 50 910 48 446 36 534 36 993 37 987 38 755 40 637 33 345 36 373 39 436 42 741 45 822 38 433 Tabela 3. Szacunkowa wielkość zużycia średnich destylatów (MGO) jako paliwa okrętowego w obszarze SECA w latach 2010 2025 oraz odpowiadający im ekwiwalent tonażowy DME lub metanolu 14), /r Kraj Udział, % 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Szwecja 100 175 198 231 234 236 654 645 644 650 617 853 801 745 684 628 816 Dania 100 263 238 238 257 271 441 442 449 456 453 520 513 504 492 480 505 Finlandia 100 62 60 41 41 92 61 60 59 59 54 78 72 66 60 54 84 Estonia 100 21 23 25 25 26 33 33 33 33 30 43 40 36 33 29 46 Łotwa 100 67 73 85 85 88 169 169 171 174 176 203 200 196 190 184 194 Litwa 100 18 20 20 20 20 44 43 43 43 39 56 53 48 43 39 61 Polska 100 53 65 64 64 24 72 72 73 75 77 84 84 84 83 82 85 Niemcy 100 511 478 423 337 335 943 915 917 927 1 002 1 303 1 198 1 115 1 032 942 1 178 Norwegia 50 92 91 72 75 91 145 145 148 150 150 166 165 163 161 158 163 Holandia 100 1 501 1 497 1 530 1 278 1 211 3 546 3 657 3 746 3 765 3 522 5 623 5 182 4 725 4 243 3 819 6 278 Belgia 100 480 423 488 512 524 1 442 1 418 1 405 1 405 1 288 1 790 1 670 1 530 1 379 1 243 1 838 Francja 20 23 20 18 14 15 64 62 60 60 54 96 87 78 68 59 131 Wlk. Brytania 25 386 382 401 445 435 522 523 530 539 534 601 594 585 572 558 578 Rosja 20 653 702 727 720 713 1 041 1 048 1 091 1 171 1 193 1 439 1 430 1 419 1 382 1 368 1 655 Łącznie obszar SECA 4 303 4 271 4 365 4 107 4 080 9 177 9 232 9 371 9 507 9 190 12 854 12 089 11 294 10 421 9 643 13 611 W całym obszarze SECA Wartość energetyczna, GJ 186 193 184 809 188 865 177 715 176 551 397 127 399 502 405 496 411 407 397 661 556 233 523 111 488 731 450 943 417 295 589 003 Ekwiwalent DME, 6 465 6 417 6 558 6 171 6 130 13 789 13 872 14 080 14 285 13 808 19 314 18 164 16 970 15 658 14 489 20 451 Ekwiwalent metanolu, 8 824 8 759 8 951 8 422 8 367 18 821 18 934 19 218 19 498 18 846 26 362 24 792 23 163 21 372 19 777 27 915 2062 94/12(2015)

największego producenta metanolu, oraz wyznaczając hipotetyczną cenę opłacalnej substytucji MGO przez metanol (przyjęto 10% poniżej ceny średnich destylatów przeliczonych na wartości energetyczne, GJ), uzyskuje się pierwszy przybliżony obraz opłacalności importu metanolu do celów paliwowych (rys. 7). Notowania z tego rynku stanowią parytet importowy dla polskich rafinerii, są zatem najlepszym benchmarkiem dla cen w Polsce oraz generalnie w rejonie Bałtyku i Morza Północnego. Bez specjalnie pogłębionej analizy widać, iż substytucja MGO dostawami metanolu wycenianymi wg średnich cen kontraktowych Methaneksu dla Europy w latach 2009 i 2011 2012 nie byłaby zanadto opłacalna, poza nielicznymi wyjątkami. Nie jest to jednak dziwne, gdyż metanol kierowany na rynek europejski jest przeznaczony głównie do celów chemicznych (i nie musi konkurować z paliwami), a w prezentowanych oficjalnych cenach firmy Methanex zawarta jest pokaźna marża producenta, która może być skutecznie obniżana w indywidualnych negocjacjach. Opłacalność substytucji powinno się zatem wyznaczyć, wychodząc od kosztów stałych (wraz z kosztami transportu) i rentowności produkcji metanolu, z których będzie wynikać dopuszczalny koszt surowca wsadowego (dla basenu atlantyckiego jest to prawie zawsze gaz ziemny) i porównać ją z cenami rynkowymi tegoż surowca na najbardziej konkurencyjnym pod tym względem rynku północnoamerykańskim. Do obliczeń posłużono się analizą opłacalności produkcji metanolu zawartą w pracy 15). Podano w niej wyniki obliczeń dla cen z 2011 r., które indeksowano (koszty stałe i koszt transportu) do poziomu cen nominalnych, wykorzystując indeks kosztów przemysłu petrochemicznego 14) (tabela 7). Ceną bazową metanolu na potrzeby analizy była cena opłacalnej substytucji GMO przez metanol, przyjęta na poziomie 10% poniżej ceny MGO przeliczonej na wartości energetyczne 14). Od tej ceny odjęto zindeksowane do wartości bieżących koszty stałe (wraz z kosztami dostawy), co określiło dopuszczalny koszt surowca wsadowego (gazu ziemnego) zużywanego do wyprodukowania 1 t metanolu. Z drugiej strony wyliczo- Tabela 4. Szacunkowa wielkość zużycia ciężkiego oleju opałowego jako paliwa okrętowego w obszarze Morza Bałtyckiego w latach 2010 2025 oraz odpowiadający im ekwiwalent tonażowy DME lub metanolu 14), /r Kraj Udział, % 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Szwecja 80 1524 1298 1244 1161 1057 627 648 678 697 753 570 644 721 805 882 755 Dania 30 134 145 86 120 158 66 69 73 75 83 55 65 77 90 103 99 Finlandia 100 158 147 85 85 83 118 122 127 131 140 118 129 140 151 163 135 Estonia 100 213 175 68 335 72 65 67 70 72 77 65 71 77 83 89 74 Łotwa 100 194 148 163 159 171 82 85 89 91 95 70 81 92 104 117 115 Litwa 100 132 131 109 107 115 89 91 95 98 105 89 96 105 113 122 101 Polska 100 173 110 83 62 78 14 15 16 16 15 9 11 13 16 18 17 Niemcy 25 598 596 564 524 518 345 360 372 381 372 301 341 375 409 444 391 Rosja 20 1 046 1 183 1 319 1 456 1 592 1 171 1 165 1 135 1 059 1 048 794 830 866 937 986 719 Łącznie Bałtyk 4 173 3 934 3 722 4 010 3 845 2 577 2 622 2 654 2 619 2 688 2 071 2 268 2 466 2 709 2 924 2 407 W całym obszarze Morza Bałtyckiego Wartość energetyczna, GJ 182 265 171 835 162 569 175 167 167 936 112 579 114 515 115 928 114 382 117 400 90 451 99 076 107 699 118 327 127 726 105 121 Ekwiwalent DME, 6 329 5 966 5 645 6 082 5 831 3 909 3 976 4 025 3 972 4 076 3 141 3 440 3 740 4 109 4 435 3 650 Ekwiwalent metanolu, 8 638 8 144 7 705 8 302 7 959 5 335 5 427 5 494 5 421 5 564 4 287 4 696 5 104 5 608 6 053 4 982 Tabela 5. Szacunkowa wielkość zużycia średnich destylatów (MGO) jako paliwa okrętowego w obszarze Morza Bałtyckiego w latach 2010 2025 oraz odpowiadający im ekwiwalent tonażowy DME lub metanolu 14), /r Kraj Udział, % 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Szwecja 80 140 159 185 187 189 523 516 516 520 493 683 641 596 547 503 653 Dania 30 79 71 71 77 81 132 133 135 137 136 156 154 151 147 144 151 Finlandia 100 62 60 41 41 92 61 60 59 59 54 78 72 66 60 54 84 Estonia 100 21 23 25 25 26 33 33 33 33 30 43 40 36 33 29 46 Łotwa 100 67 73 85 85 88 169 169 171 174 176 203 200 196 190 184 194 Litwa 100 18 20 20 20 20 44 43 43 43 39 56 53 48 43 39 61 Polska 100 53 65 64 64 24 72 72 73 75 77 84 84 84 83 82 85 Niemcy 25 128 120 106 84 84 236 229 229 232 250 326 299 279 258 235 294 Rosja 20 653 702 727 720 713 1 041 1 048 1 091 1 171 1 193 1 439 1 430 1 419 1 382 1 368 1 655 Łącznie Bałtyk 1219 1293 1325 1304 1316 2312 2302 2350 2444 2450 3067 2972 2875 2744 2639 3223 W całym obszarze Morza Bałtyckiego Wartość energetyczna, GJ 52 745 55 942 57 326 56 412 56 927 100 046 99 625 101 697 105 749 106 029 132 734 128 615 124 411 118 733 114 180 139 450 Ekwiwalent DME, 1 831 1 942 1 990 1 959 1 977 3 474 3 459 3 531 3 672 3 682 4 609 4 466 4 320 4 123 3 965 4 842 Ekwiwalent metanolu, 2 500 2 651 2 717 2 674 2 698 4 742 4 722 4 820 5 012 5 025 6 291 6 096 5 896 5 627 5 411 6 609 94/12(2015) 2063

Tabela 6. Szacunkowe wielkości zużycia (w jednostkach energetycznych) łącznie ciężkiego oleju opałowego (HFO) i średnich destylatów (MGO) jako paliwa okrętowego w obszarach SECA, Morza Bałtyckiego oraz Polski* w latach 2010 2025 oraz odpowiadający im ekwiwalent tonażowy DME lub metanolu 14) Rok 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Obszar SECA Wartość energetyczna, GJ 1 432 726 1 435 247 1 310 759 1 251 905 1 198 770 1 167 988 1 180 050 1 207 032 1 229 148 1 255 098 1 259 822 1 290 587 1 320 825 1 352 783 1 384 141 1 399 932 Ekwiwalent DME, 49 747 49 835 45 512 43 469 41 624 40 555 40 974 41 911 42 679 43 580 43 744 44 812 45 862 46 972 48 060 48 609 Ekwiwalent metanolu, 67 902 68 021 62 121 59 332 56 814 55 355 55 927 57 205 58 253 59 483 59 707 61 165 62 598 64 113 65 599 66 347 Obszar Morza Bałtyckiego Wartość energetyczna, GJ 235 010 227 777 219 894 231 579 224 863 212 624 214 140 217 625 220 131 223 429 223 184 227 691 232 110 237 061 241 905 244 571 Ekwiwalent DME, 8 160 7 909 7 635 8 041 7 808 7 383 7 435 7 556 7 643 7 758 7 749 7 906 8 059 8 231 8 399 8 492 Ekwiwalent metanolu, 11 138 10 795 10 422 10 975 10 657 10 077 10 149 10 314 10 433 10 589 10 577 10 791 11 000 11 235 11 465 11 591 Polska Wartość energetyczna, GJ 9 852 7 636 6 415 5 509 4 416 3 742 3 786 3 867 3 935 4 005 4 046 4 128 4 205 4 282 4 353 4 424 Ekwiwalent DME, 342 265 223 191 153 130 131 134 137 139 140 143 146 149 151 154 Ekwiwalent metanolu, 467 362 304 261 209 177 179 183 186 190 192 196 199 203 206 210 *dla Polski przyjęto kontynuację obecnych trendów w wielkości zużycia paliw okrętowych no ten sam koszt surowca (na 1 t metanolu) na podstawie kwotowania gazu dla obszaru Henry Hub. Różnica tych wartości stanowiła hipotetyczną dodatkową marżę na surowcu (na 1 t metanolu), która wyznacza de facto opłacalność produkcji metanolu w Ameryce Północnej (USA, Trynidad i Tobago) przeznaczonego do substytucji MGO jako paliwa okrętowego na rynku europejskim. Uzyskane wyniki zaprezentowano na rys. 8. Początkowo w analizowanym okresie historycznym (w latach od 2006 r. do pierwszej połowy 2010 r.) opłacalność produkcji metanolu do substytucji średnich destylatów jako olejów bunkrowych na rynku europejskim była Rys. 7. Ceny średnich destylatów, ciężkiego oleju opałowego (1% S), metanolu oraz maksymalnej ceny metanolu wyznaczającej opłacalność substytucji, przeliczone na jednostki energii (GJ) 14) 2064 94/12(2015)

ujemna, jakkolwiek z tendencją wzrostową. Od drugiej połowy 2010 r. opłacalność ta stała się dodatnia i utrzymywała się powyżej zera aż do końca 2014 r. Zmianę tę należy wiązać z istotną obniżką cen gazu ziemnego na rynku północnoamerykańskim w wyniku rewolucji łupkowej 16 18), nie bez znaczenia są w tym kontekście również różnice pomiędzy stopniem liberalizacji rynków paliw i energii w USA oraz krajach UE, w szczególności gazu ziemnego, które mają przełożenie na kształtowanie się cen gazu na tych rynkach 19, 20). Obecnie opłacalność ta spadła ponownie do ujemnych wartości, co wg przygotowanej prognozy może potrwać mniej więcej do końca 2016 r. Od 2017 r. wyznaczająca opłacalność substytucji dodatkowa marża na surowcu będzie wzrastać (wg prognoz) dość dynamicznie, osiągając na przestrzeni kolejnych 5 lat ponownie wyraźnie dodatnie wartości, równe wartościom z lat 2011 2013. Ceną graniczną paliwa gasoil 0,1% (w ujęciu nominalnym), która pozwalałaby uzyskać dodatnią opłacalność produkcji metanolu na cele substytucji jest kwota 650 660 USD/t (CIF NWE). Firmy produkujące (lub zamierzające produkować) metanol w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie to m.in. OCI Partners LP, Zero Emission Energy Plant Ltd, G2X Energy, Southern Chemical, Celanese Corporation, Methanex. W Trynidadzie i Tobago właścicielami wytwórni są Methanol Holdings (Trynidad) Ltd oraz Methanex. Powstaje pytanie dlaczego producenci z Ameryki Północnej byliby skłonni Tabela 7. Założenia bazowe do obliczeń opłacalności produkcji metanolu z gazu ziemnego na obszarze Ameryki Północnej 15) Parametr Jednostka Produkcja metanolu z gazu ziemnego Moc zakładu /r 1800 Nakłady kapitałowe mln USD 1350 Zużycie gazu (LHV) mln BTU/t 27,8 Efektywność energetyczna zakładu (LHV) % 68 Pozostałe koszty operacyjne Capex %/r 6 Koszt kapitału przy 12-proc. stopie dyskonta Capex %/r 20 Dostępność operacyjna zakładów % 94 Produkcja roczna /r 1716 Stałe koszty operacyjne (2011 r.) USD/t 36,0 Koszty kapitału (2011 r.) USD/t 120,1 Koszty dostawy na rynek europejski (5000 mil, 2011 r.) USD/t 38,5 Łączny koszt stały (2011 r.) USD/t 194,6 wejść z tak dużymi wolumenami na rynek europejski i oferować je po cenach niższych (ale wciąż opłacalnych) od dotychczasowych kwotowań metanolu na cele chemiczne. Najlepiej wyjaśnia to rys. 9, będący kopią slajdu z prezentacji jednego z menedżerów firmy Methanex, przedstawiający bilans podaży i popytu na metanol w basenach Atlantyku (Ameryka Północna-Europa) i Pacyfiku (południowo-wschodnia Azja-Środkowy Wschód) w latach 2013 i 2017. O ile 2 lata temu oba rynki pozostawały we względnej równowadze, o tyle już za 2 lata nadwyżka podaży nad popytem w regionie atlantyckim będzie wynosiła ok. 6 mln t, które producenci metanolu będą starali się uplasować z możliwie jak największym zyskiem. A najbardziej obiecującym segmentem wydaje się właśnie metanol na cele paliwowe, głównie jako paliwo okrętowe dla strefy SECA, skazanej przez względy ekologiczne na kosztowny MGO. Temu procesowi sprzyjać będzie także negocjowana właśnie umowa TTIP (Transatlantic Trade and Investment Partnership), która docelowo ma znieść wszelkie bariery i ograniczenia w przepływach towarów i usług pomiędzy USA a Unią Europejską. Rys. 8. Opłacalność produkcji metanolu w Ameryce Północnej przeznaczonego do substytucji średnich destylatów jako olejów bunkrowych na rynku europejskim 94/12(2015) 2065

Podsumowanie Na bazie przeprowadzonych analiz można pokusić się o przygotowanie potencjalnych scenariuszy substytucji olejów bunkrowych przez metanol, zarówno na obszarze SECA, jak i Morzu Bałtyckim, w tym także dla polskich portów, przy czym dla tych ostatnich zaproponowano dwa warianty: bazowy, oparty na kontynuacji doczasowych trendów w sprzedaży olejów bunkrowych (ale z podwyższonymi współczynnikami substytucji) oraz wariant rozszerzony, w którym polski operator logistyczny (np. PERN) wszedłby w alians strategiczny z producentem (producentami) metanolu w Ameryce Północnej i utworzył w Polsce centrum logistyczne do dystrybucji metanolu jako paliwa okrętowego na obszar Bałtyku. Wyniki przeprowadzonej analizy przedstawiono w tabeli 8. W wariancie bazowym wolumen metanolu jako paliwa okrętowego dostarczanego w polskich portach wynosi docelowo ok. 100 /r. Jest to jednak scenariusz stagnacyjny, zakładający kontynuację obecnego trendu niskiego wykorzystania potencjału ruchu statków w polskich portach dla dostaw paliw okrętowych. Scenariusz rozszerzony, którego podstawą jest rekomendowane przez autorów wejście przez PERN w alians strategiczny z jednym (lub kilkoma) producentami metanolu (lub znalezienie polskiego partnera dla producentów metanolu, w którym to procesie PERN powinien odegrać rolę swoistego katalizatora takiej współpracy) i utworzenie, na bazie posiadanych lub projektowanych aktywów, centrum logistycznego na potrzeby dystrybucji metanolu w regionie Bałtyku, oferuje znacznie większe możliwości, docelowo nawet do 500 /r. Jeżeli uwzględnić dodatkowe 150 200 metanolu na cele produkcji chemicznej, to łączny potencjał rozwoju obrotu towarowego tym produktem poprzez infrastrukturę PERN może wynieść 650 700 /r w perspektywie 8 10 lat. Otrzymano: 14-07-2015 LITERATURA 1. M. Krupa, M. Moskalewicz, A. Sikora, A. Szurlej, Przem. Chem. 2014, 93, nr 9, 1621. 2. Methanex Investor Presentation, March 2015. 3. A. Raźniak, M. Dudek, Gosp. Surowcami Mineralnymi. Mineral Resources Manage. 2008, 24, nr 3/3, 285. 4. M. Dudek, P. Tomczyk, Przem. Chem. 2014, 93, nr 5, 742. Rys. 9. Globalny bilans podaży i popytu na metanol w 2013 r. i w 2017 r. (bez instalacji MTO) Tabela 8. Prognoza substytucji ropopochodnych paliw okrętowych przez metanol w obszarach SECA, Morza Bałtyckiego oraz polskich portów Parametr Jednostka 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Substytucja metanolem (SECA, % 0,0 0,0 1,0 3,0 5,0 7,5 11,3 16,9 25,3 30,0 Bałtyk) Substytucja metanolem (Polska), wariant % 0,0 0,0 5,0 15,0 25,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 bazowy Udział Polski w obrocie metanolem % 20,0 20,0 20,0 20,0 18,0 17,0 16,0 15,0 w regionie Bałtyku, wariant rozszerzony Metanol jako paliwo okrętowe 0 0 583 1 784 2 985 4 587 7 042 10 819 16 605 19 904 SECA Metanol jako epaliwo okrętowe 0 0 104 318 529 809 1 238 1 896 2 902 3 477 Bałtyk Metanol jako paliwo okrętowe Polska, wariant 0 0 9 28 48 98 100 101 103 105 bazowy Metanol jako paliwo okrętowe Polska, wariant rozszerzony 0 0 21 64 106 162 223 322 464 522 Źródło: obliczenia własne na podstawie wykonanych analiz i przyjętych założeń 5. W. Seuser (Jim Jordan & Associates), Methanol Europe, 16th IMPCA Asian Methanol Conference 2013, 30 października 1 listopada 2013 r. 6. J. Chesko, Methanol Industry Outlook, Methanex Corporation, maj 2014. 7. B. Iosefa (Methanex), Methanol fuels. Igniting global growth, marzec 2013. 8. J. Herdzik, J. KONES Powertrain Transport 2011, 18, nr 2, 161. 9. J. Kamiński, App. Energy 2003, 75, nr 3, 165. 10. A. Pajdak, K. Zarębska, B. Walawska, A. Szymanek, Przem. Chem. 2015, 94, nr 3, 382. 11. J. Walendziewski, M. Kałużyński, R. Łużny, B. Solich, J. Trawczyński, Przem. Chem. 2015, 94, nr 7, 1175. 12. M.B. Vermeire, Everything you need to know about marine fuels, Chevron Global Marine Products, czerwiec 2007. 13. Fuel Oil and Combustion Values; http://www. engineeringtoolbox.com/fuel-oil-combustion- -values-d_509.html, dostęp 15 maja 2015 r. 14. IHS Energy, Europe CIS Africa Refining and Product Markets Long-Term Outlook-First Quarter 2015, kwiecień 2015. 15. T.H. Fleisch, A. Basu, R.A. Sills, J. Natural Gas Sci. Eng. 2012, nr 9, 94. 16. M. Kaliski, M. Krupa, A. Sikora, A. Szurlej, Rynek Energii 2014, nr 1, 151. 17. A. Szurlej, P. Janusz, Gosp. Surowcami Mineralnymi. Mineral Resources Manage. 2013, 29, nr 4, 77. 18. A. Szurlej, T. Olkuski, A. Sikora, Przem. Chem. 2015, 94, nr 1, 5. 19. J. Kamiński, Energy Policy 2009, 37, nr 3, 925. 20. E. Gross-Gołacka, W. Lubiewa-Wieleżyński, A.P. Sikora, A. Szurlej, R. Biały, Przem. Chem. 2013, 92, nr 8, 1393. 2066 94/12(2015)