Energia XXII – Ciepło, Elektroenergetyka, Gaz
Dodatek reklamowy do RZECZPOSPOLITEJ.
nr 86 (5556) 11 kwietnia 2000 r.
Analiza konkurencyjności gazu względem innych paliw i nośników energii
Wypowiedź prof. dr hab. inż. Stanisława Rychlickiego i prof. dr hab. inż. Jakuba Siemka z Akademii Górniczo-Hutniczej, Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu – Kraków
Gospodarka polska wykorzystuje aktualnie trzy nośniki energii: węgiel kamienny i brunatny, gaz ziemny i ropę naftową, zarówno dla potrzeb komunalno-bytowych, jak i przemysłowych, w tym w wytwarzaniu energii elektrycznej. Pozostałe źródła energii, to znaczy hydroenergia, drewno, wody termalne, mają marginalne znaczenie. Spośród nośników energii dominującą rolę odgrywają obydwa rodzaje węgli, głównie w energetyce.
Ta uprzywilejowana pozycja węgla wynika z dwóch przyczyn:
- z znacznych nadal zasobów węgla kamiennego i brunatnego (rys.1). W tym ostatnim przypadku niepodważalnym atutem jest korzystne sprzężenie górniczej eksploatacji odkrywkowej z usytuowaniem elektrowni,Rys. 1. Zasoby wydobywalne surówców energetycznych w Polsce (1997 r.)
Rys. 2. Zużycie energii w świecie z uwzględnieniem poszczególnych surowców energetycznych
- z potencjału istniejących już zakładów energetyki zawodowej i przemysłowej, tzn. elektrociepłowni przemysłowych, elektrowni cieplnych i ciepłowni zawodowych oraz komunalnych spalających węgiel kamienny i brunatny.
Uzasadnione jest więc sformułowanie tezy, że węgiel będzie posiadał jeszcze długo, a na pewno do połowy przyszłego wieku, istotne znaczenie w gospodarce kraju. Istnieje jednak inny poważny czynnik ograniczający udział węgla w bilansie energetycznym kraju. Jest to wymóg redukcji emisji produktów spalania do atmosfery tzn.: popiołów, dwutlenku węgla (CO2), dwutlenku siarki (SO2), tlenków azotu (NOx) i innych. Polska zobowiązała się zmniejszyć o 6% emisję gazów ciepłowniczych w odniesieniu do stanu z 1990 roku.
Generalnie zauważa się w zakresie ochrony środowiska znaczący postęp w ograniczeniu emisji zanieczyszczeń atmosfery. Według danych PSE S.A. (tab.1) zanieczyszczenia związane z emisją poszczególnych produktów spalania uległy dosyć wyraźnemu zmniejszeniu. Wartości dotyczące CO2 w tab.1 odniesione są do roku 1988 będącego bazowym dla Polski w związku z Ramową Konwencją NZ dotyczącą zmian klimatu.
W związku ze zobowiązaniami międzynarodowymi dużym wyzwaniem dla polskiej polityki energetycznej po roku 2000 będą problemy związane z dalszą redukcją SO2 i NOx oraz ograniczeniem emisji CO2 i zasolenia wód powierzchniowych wodami kopalnianymi.
Przy porównywaniu wykorzystania węgla i gazu w elektroenergetyce należy zauważyć, że elektrociepłownie węglowe osiągają niższe sprawności energetyczne niż współczesne cykle skojarzone, stosujące turbiny gazowe i turbiny parowe oraz głęboki odbiór ciepła ze spalin. I tu jest miejsce dla gazu w energetyce. Gaz jest paliwem stwarzającym znacznie większy komfort użytkowania w sektorze komunalno-bytowym, nośnikiem energii czystym, zanieczyszczającym produktami spalania atmosferę w znacznie mniejszym stopniu niż paliwa stałe (tab. 2), łatwym w rozprowadzaniu a nawet w magazynowaniu. Udział gazu, a ogólniej paliw płynnych w strukturze energetycznej kraju jest więc poniekąd miarą poziomu cywilizacyjnego państwa.
Na rys. 2 pokazano zużycie energii w świecie z uwzględnieniem poszczególnych surowców energetycznych w mln toe na przestrzeni ostatnich 10 lat. Z wykresów wynika, że zużycie poszczególnych nośników energii wzrosło w tym czasie o 2,1% dla węgla, 11,8% w odniesieniu do ropy naftowej, 19,1% dla gazu oraz 37,4% dla energii jądrowej. W tabeli 3 przedstawiono strukturę zużycia energii pierwotnej w Polsce, Unii Europejskiej i świecie w okresie od 1987 r. do 1998 r.
Problem wystarczalności udokumentowanych zasobów surowców energetycznych znacznie się różnicuje w odniesieniu do poszczególnych surowców.
W Europie Zachodniej, która jest najbardziej interesującym regionem ze względu na dążność Polski do uzyskania statusu członkowskiego Unii Europejskiej już w 2003 roku, proporcje w profilu energii pierwotnej według materiałów 20. Światowego Kongresu Gazowniczego będą najprawdopodobniej następujące:
- gaz ziemny – 20%
- ropa naftowa – 42%
- paliwa stałe – 21,5%
- pierwotna energia elektryczna (inna niż z elektrowni zawodowych np. z elektrowni płynowych, wiatrowych itp.) i inne – 16,5%.
Tabela 1
| Rok | 1996 | 1996 | 1998 |
| Polska | Energetyka zawodowa | ||
| Zanieczyszczenie | % | ||
| SO2 | 60,6 | 59,7 | 51,8 |
| NOx | 77,9 | 78,1 | 57,7 |
| CO2 | 77,9 | 98,8 | 90,2 |
| pyły | 52,1 | 21,5 | 12,7 |
Tabela 2
Porównanie emisji zanieczyszczeń powstałych przy spalaniu gazu i węgla
| SOx | NOx | CO2 | |
| Gaz ziemny | 0% | 40% | 60% |
| Węgiel | 100% | 100% | 100% |
Tabela 3
Struktura zużycia energii pierwotnej w Polsce i w georegionach świata w latach 1988 i 19971) [%]
| Obszar | 1988 | 1997 | ||||||||
| paliwa stałe (węgiel) | ropa | gaz | energia jądrowa | energia wodna | paliwa stałe (węgiel) | ropa | gaz | energia jądrowa | energia wodna | |
| Polska | 78,9 | 13,4 | 7,4 | – | 0,3 | 72,7 | 17,3 | 9,7 | – | 0,3 |
| Świat | 29,5 | 39,9 | 21,8 | 6,4 | 2,4 | 26,9 | 39,9 | 23,2 | 7,3 | 2,7 |
| Unia Europejska | 23,5 | 44,2 | 16,3 | 13,8 | 2,2 | 15,4 | 44,9 | 21,8 | 15,9 | 2,0 |
1) Obliczenia R. Neya na podstawie Statistical Review of World Energy 1998
Tabela 4
Prognoza zapotrzebowania na nośniki energii pierwotnej
| Nośnik | Jednostka | 1997 | 2010 | 2020 |
| Węgiel kamienny* | mln ton | 104,5 | 80,3-82,8 | 72,1-83,8 |
| Węgiel brunatny | mln ton | 65,4 | 66,7-67,3 | 65,2-65,5 |
| Ropa naftowa* | mln ton | 18,6 | 19,7-21,6 | 20,8-26,7 |
| Gaz ziemny | mld m3 | 12,0 | 21,7-26,2 | 25,4-33,5 |
| Energia jądrowa | Mtoe | 0,0 | 0,0 | 0-11,9 |
| Energia odnawialna** | Mtoe | 5,5 | 5,4-5,9 | 5,6-7,0 |
| Zużycie krajowe | Mtoe | 107,3 | 106,4-112,0 | 111,2-129,8 |
*) wraz z saldem importowo-eksportowym nośników pochodnych
**) energia wodna, wiatrowa, słoneczna, geotermalna, biomasa (z uwzględnieniem niekomercyjnej), olej rzepakowy, etanol, energia z odpadów
Tabela 5
Struktura wytwarzania energii elektrycznej, w [TWh]
| Lp. | Wyszczególnienie | 1995 | 2000 | 2010 | 2020 |
| I. | Elektrownie cieplne systemowe | ||||
| 1. | – opalane węglem kamiennym | 55,0 | 57,8 | 75,3 | 29,2 |
| 2. | – opalane węglem brunatnym | 52,8 | 48,3 | 49,9 | 42,6 |
| 3. | – elektrownie jądrowe | – | – | – | 55,8 |
| 4. | – elektrownie gazowe z cyklem kombinowanym | – | – | 10,7 | 36,7 |
| 5. | – elektrownie gazowe szczytowe | – | – | 1,1 | 2,4 |
| II. | Elektrociepłownie: | ||||
| 1. | – zawodowe | 18,0 | 26,8 | 35,8 | 44,3 |
| 2. | – przemysłowe | 9,0 | 10,1 | 12,1 | 12,9 |
| III. | Elektrownie wodne: | ||||
| 1. | – przepływowe | 1,8 | 2,0 | 2,1 | 2,2 |
| 2. | – szczytowo-pompowe | 0,9 | 1,6 | 1,8 | 2,3 |
| IV. | Razem | 137,5 | 146,6 | 188,7 | 228,3 |
wariant dolny określa wielkość energii elektrycznej w 2020 na 191,5 TWh
Tabela 6
Systemy skojarzone (kogeneracyjne) i ich własności
| Technologia | Moc elektryczna | Sprawność | Temperatura spalin wylotowych [oC] | ||
| całkowita [%] | elektryczna [%] | ||||
| S y s t e m y e |
Silnik gazowy | < 50 kW | 80-90 | 23-30 | |
| 50-500 kW | 80-90 | 30-34 | 90-130 | ||
| 500-2000 kW | 80-90 | 32-37 | |||
| Silnik dieslowski | 50-500 kW | 80-90 | 35-40 | 50 | |
| 2-10 MW | 80-90 | cca 42 | 90-180 | ||
| Turbina gazowa | 1-3 MW | 80-85 | 20-23 | ||
| 3-10 MW | 80-85 | 25-30 | 100-450 | ||
| 10-100 MW | 80-85 | cca 33 | |||
| Turbina parowa | 3-20 MW | 80-90 | 10-20 | ||
| 20-100 MW | 80-90 | 20-30 | 100-300 | ||
| 100-300 MW | 80-90 | 30-35 | |||
| z kondensacją | 100-300 MW | 80-90 | 30-35 | ||
| Turbina gazowa z parową | 10-100 MW | 80-90 | cca 42 | ||
| 100-300 MW | 80-90 | 45-48 | 100-300 | ||
| z kondensacją | 100-300 MW | 80-90 | 45-48 | ||
| N o w e s |
Silnik Stirlinga | 10 kW | cca 85 | 30-35 | 90 |
| Ogniwa paliwowe Siemens/Shell (SOFC) – gaz ziemny, wodór, metanol |
250 kW – 10 MW | 70 | cca 40 | – | |
Tabela 7
Parametry eksploatacyjne najnowocześniejszych turbin gazowych
| Firma | Model | Moc [MW] |
Stosunek sprężania P2/P1 |
Temperatura gazów wylotowych [oC] |
Sprawność elektryczna [%] |
| Siemens AG | V84.3A | 180 | 17 | 1190 | 58 |
| KWU | V94.3A | 255 | 17 | 1190 | 58 |
| ABB | GT24 | 183 | 30.0 | 1260 | 58 |
| GT26 | 265 | 30.0 | 1260 | 58 | |
| GE | MS7001FA | 180 | 15.4 | 1288 | 56.5 |
| MS9001FA | 255 | 15.4 | 1288 | 57.1 | |
| MS7001H | 265 | 23 | 1430 | 60.0 | |
| MS9001H | 330 | 23 | 1430 | 60.0 | |
| Siemens | 501 F | 185 | 14 | 1350 | 56.6 |
| Westinghouse | 701 F | 270 | 17 | 1350 | 56.6 |
| 501 G | 254 | 20 | 1430 | 58.2 | |
| 701 G | 334 | 21 | 1430 | 58.2 | |
| 501 ATS | 280 | 27 | 1510 | 60.0 |
Wystarczy zwrócić uwagę na dwa wskaźniki obrazujące sytuacje energetyczną Polski w 1997 r.: udział paliw stałych 72,7%, oraz udział gazu – 9,7% (9,3% wg PGNiG S.A.). Ropa naftowa oraz jej pochodne są zużywane głównie w sektorze transportowym, przemyśle, rolnictwie, a tylko w niewielkiej mierze w sektorze komunalno-bytowym i handlowym – lokalne ciepłownictwo, budownictwo rozproszone. Zapotrzebowanie na ropę naftową dyktuje popyt rynkowy i ten nośnik energii nie może być zastąpiony przez gaz ziemny lub węgiel. Obszary wykorzystania są tu prawie rozłączne i w Polsce stan taki będzie się utrzymywał przez następnych 20-30 lat. W konkluzji dochodzi się do wyraźnego wniosku o „węglowo-gazowym” modelu Polski w I połowie XXI wieku, i o konieczności zdecydowanego poprawienia spektrum energii pierwotnej w Polsce z przesunięciem w stronę gazu ziemnego. Ze względu na przewidywany wzrost zapotrzebowania na energię budowa elektrowni jądrowych będzie chyba nieunikniona, jednak jej wejście na rynek Polski przed rokiem 2020 jest raczej mało prawdopodobne ze względu na wyraźnie obserwowalną obecnie w świecie tendencję do wycofywania się z dalszego rozwijania energetyki jądrowej na korzyść szerszego wykorzystywania gazu.
Partycypacja poszczególnych składników w bilansie energii pierwotnej w Polsce, od kilku lat zmienia się w niewielkim stopniu. Jest to raczej obraz bardziej stagnacji niż ofensywnej dynamiki ewolucji. Niemniej można zauważyć powolny wzrost udziału energetycznych surowców płynnych, w tym gazu ziemnego. Według jednego z raportów za rok 1997 zużycie energii pierwotnej w Polsce wynosiło 4303 PJ, w tym na paliwa stałe przypadało 72,8%, ropę naftową 17,9%, gaz ziemny 9,3%. W bilansie energii finalnej, ciekłe i gazowe nośniki energii mają udział 35%, paliwa stałe 31,7% (bez drewna), w tym węgiel 26,3%. Jest to dokładnie odwrotna relacja niż w państwach Unii Europejskiej, gdzie ropa naftowa i gaz ziemny dominują w wysokości 68,8%, a węgiel partycypuje w ilości tylko 6,6%. W konsekwencji energochłonność produktu krajowego brutto (PKB) jest ponad dwukrotnie wyższa niż średnia Unii Europejskiej i w 1997 roku wynosiła 0,382 toe/1000 USD PKB. Równocześnie jednostkowa konsumpcja energii utrzymuje się na względnie niskim poziomie, i oscyluje wokół liczby 2,5 toe/mieszkańca co stanowi ok. 60% tego, co może otrzymać mieszkaniec kraju Unii Europejskiej. Ta ostatnia wielkość wskazuje na stopień zamożności społeczeństwa i siły ekonomicznej państwa.
W dyskutowanych w Polsce scenariuszach makroekonomicznych uważa się, że Polska w nadchodzących kilku latach utrzyma względnie wysoki poziom wzrostu gospodarczego. Towarzyszyć temu powinien umiarkowany przyrost zapotrzebowania na paliwa i energie, zwłaszcza węglowodory i energię elektryczną. W tab. 4 przedstawiono prognozę krajowego zapotrzebowania na podstawowe nośniki energii do roku 2020.
Podane w tab. 4 przedziały dla poszczególnych nośników energii związane są z różnymi scenariuszami rozwoju makroekonomicznego Polski. Można zauważyć, że w nadchodzących latach przewiduje się wyraźny spadek zużycia węgla, przy niewielkim wzroście zużycia ropy naftowej i dużej dynamice przyrostu zużycia gazu. Wielokrotnie przytaczany w publikacjach program rozwoju gazownictwa polskiego szacujący w pesymistycznym wariancie wzrost zużycia gazu ziemnego w Polsce do 2010 r. liczbą 22,1 mld m3/rok uwzględnia tendencje związane z rozwojem energetyki zawodowej, w szczególności zaś energetyki gazowej. Ponieważ to właśnie energetyka zawodowa jest w głównej mierze odpowiedzialna za zanieczyszczenia środowiska naturalnego, a za tym do niej należy ograniczenie emisji gazów cieplarnianych i zanieczyszczeń stałych. Jest to również kwestia kar płaconych przez przemysł energetyczny za negatywne oddziaływanie na środowisko. W Polsce energetyka zawodowa i komunalna jest największym odbiorcą paliw stałych i w 1997 r. zużyła 54,9 mln ton węgla kamiennego i 62,30 mln ton węgla brunatnego, tzn. 98% całkowitego wydobycia kopalń odkrywkowych węgla brunatnego. W jakim kierunku wobec tego podążają prognozy i planowanie energetyki zawodowej? Według jednej z prognoz (tzn. ZPR-2) dotyczącej zużycia paliw na wytwarzanie energii elektrycznej, a wykonanej w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych S.A. (PSE S.A.), jako założenia przyjęto średnioroczny wzrost PKB w wysokości 4,43%, liczbę ludności w 2020 r. równą 42 mln, wzrost zużycia energii elektrycznej w okresie rocznym – 2,11%. W rezultacie powstał program produkcji energii elektrycznej z zastosowaniem różnych rodzajów elektrowni, w tym elektrowni gazowych (tab. 5 – wariant górny).
Przewidywane zużycie surowców energetycznych wynikające z ww. programu będzie się kształtowało w sposób następujący:
| Elektrownie cieplne zawodowe: | 1995 | 2000 | 2010 | 2020 |
| – węgiel kamienny [mln t] | 32,4 | 36,2 | 42,1 | 23,5 |
| – węgiel brunatny [mln t] | 61,4 | 58,2 | 60,0 | 46,0 |
| – gaz ziemny [mld m3] | 0 | 1,0 | 4,5 | 10,4 |
| – paliwo jądrowe [PJ] | 0 | 0 | 0 | 569,1 |
| Elektrociepłownie przemysłowe: | ||||
| – węgiel kamienny [mln t] | 2 | 2 | 2 | 2 |
| – gaz ziemny [mld m3] | 0 | 0,2 | 0,4 | 0,6 |
Podane ilości surowców energetycznych mogą zapewnić wytwarzanie energii elektrycznej, ale nie ciepła. Po uwzględnieniu niezbędnych ilości paliw dla generacji ciepła, zapotrzebowanie na węgiel brunatny zmieni się tylko w niewielkim stopniu, natomiast znacznemu skorygowaniu ulegną liczby odnoszące się do węgla kamiennego. Ostatecznie, całkowite zużycie węgla kamiennego w 2020 r. zostałoby obniżone do 74,3 mln t/rok, w tym odbiorcy komunalno-bytowi zużywaliby 5 mln (w 2000 r. – 14 mln t/rok), pozostały poza energetyką przemysł 10 mln t/rok (w 2000 r. – 15 mln t/rok), a energetyka i ciepłownictwo 50,5 mln t/rok (w 2000 r. – 60,8 mln t/rok). Przewidywane zużycie węgla planuje się w przedziale podanym w tab. 4, bliżej jego dolnej granicy. Prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną aż do roku 2050 przedstawiono też na rys. 3.
Zarysowany obraz polskiej energetyki aż do 2020 r. i dalej, implikuje następujące konstatacje:
- energetyka zawodowa nadal będzie wykorzystywała węgiel jako podstawowy surowiec energetyczny. W okresie nadchodzącego 20-lecia zużycie węgla kamiennego w kraju zostanie obniżone o ok. 20-30% w stosunku do poziomu z 2000 roku, natomiast węgla brunatnego zostanie utrzymane prawdopodobnie na obecnym poziomie lub minimalnie mniejszym;
- gaz ziemny jest wprowadzany do energetyki w bardzo umiarkowanym tempie i jego udział w wytwarzaniu energii elektrycznej w 2020 r. będzie wynosił ok. 17%. Gaz ziemny jako paliwo dla energetyki będzie wykorzystywany w nowo instalowanych jednostkach opartych o technologie cykli skojarzonych, w miarę wzrostu popytu na energię elektryczną;
- ewentualnej, bardziej dynamicznej ekspansji gazu ziemnego należy się spodziewać w sektorze przemysłowym i komunalno-bytowym, to znaczy tam gdzie odbiór węgla będzie malał. Ażeby to jednak nastąpiło, ceny gazu muszą być konkurencyjne w stosunku do cen węgla, a bardziej dokładnie, cena gazu w stosunku do niższej ceny węgla powinna być taka, żeby sprawność, komfort wykorzystania gazu dla celów grzewczych oraz wymogi ochrony środowiska naturalnego rekompensowały różnicę ceny obydwu nośników energii;
Rys. 3. Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce do 2050 r.
- ochrona środowiska naturalnego przed negatywnymi skutkami oddziaływania procesów energetycznych.
Ceny gazu były, są i nadal będą – przynajmniej przez kilkanaście następnych lat – dość ściśle powiązane z cenami ropy naftowej. W Europie ceny kształtują się na poziomie 80-90% cen ropy naftowej w odniesieniu do jednostki energetycznej surowca.
Wydobycie ropy naftowej już obecnie koncentruje się w niewielu krajach, i tendencja ta będzie się nadal utrzymywać. Nowe odkrycia złóż ropy naftowej to złoża o raczej małych zasobach, położone na odległych i trudno dostępnych obszarach, a więc trudne do zagospodarowania. Ceny ropy naftowej i gazu będą wzrastać, choć z wahaniami i w różnym tempie. To samo można powiedzieć o trendach cenowych gazu ziemnego. Odkrywane złoża są małe lub wręcz marginalne, głęboko zalegające, o trudnych warunkach eksploatacyjnych, np. złoża podmorskie. Ostatnio pojawiły się możliwości odkrycia i udokumentowania większych złóż gazu w rejonie Morza Kaspijskiego i w Kazachstanie. Wiele złóż jest odkrywanych na obszarach odległych od potencjalnych rynków gazu. Są to fizyczne przyczyny stymulujące wzrost cen gazu ziemnego. Dodatkowym bodźcem wzrostu cen są surowe rygory w zakresie ekologii oraz kontroli operacji technologicznych. Nowe projekty dostaw gazu podają już wyższe ceny. Obserwuje się jednak motywacje na rzecz stabilizacji cen gazu przez:
- łatwość dostosowania technologii gazu ziemnego do rygorów narzucanych przez warunki ochrony środowiska;
- wprowadzanie nowych rozwiązań technologicznych w każdym stadium procesowym;
- współpracę firm i organizacji przemysłu gazowniczego zwłaszcza w zakresie transportu, magazynowania i dostaw gazu ziemnego;
- konkurencję gazu z innymi nośnikami energii oraz pomiędzy różnymi dostawcami gazu w ramach rynku gazowniczego.
Aby gaz ziemny był surowcem konkurencyjnym, jego ceny winny stosować się, lub lepiej podążać, za cenami tzw. scenariusza umiarkowanego wzrostu cen ropy naftowej. Dotychczas w negocjacjach kontraktów bazowe ceny gazu ziemnego są indeksowane w stosunku do paliw alternatywnych na rynkach energetycznych, zwykle w stosunku do ciężkich olejów pędnych lub olejów opałowych. Ekspansja gazu na rynki europejskie spowodowała pojawienie się precedensowej indeksacji cen w oparciu o stabilne ceny węgla, i to jest również argument na rzecz przemysłu węglowego. W ten sposób włoska firma ENEL zaakceptowała wyższe ceny skroplonego gazu ziemnego 165 USD/tLNG w kontrakcie z Nigerią, indeksowane w stosunku do cen węgla – gwarantuje to lepszą stabilność cen. Inny kontrakt, pomiędzy Norwegią a holenderską firmą SEP wytwarzającą elektryczność, również zawiera formułę o indeksacji cen w oparciu o ceny węgla. Przykładów takich jest więcej. Są to dowody na to, że procesy segmentacji rynku energetycznego oraz dążność do stabilizacji cen zaczynają odgrywać coraz bardziej znaczącą rolę. Nowe formuły kontraktów, włączające zmiany cen w sposób odpowiadający wykresom graficznym litery „S”, lub opierające się na formułach cen bazowych, stanowią ochronę przed niskimi lub wysokimi cenami ropy naftowej.
Analizując wszystkie rodzaje nośników energii należy spodziewać się, że ich ceny będą wzrastać, co wymusi dalsze doskonalenie technologii procesów przetwarzania energii w aspekcie zwiększenia ich sprawności. Przewiduje się, według prognoz Światowego Kongresu Gazowniczego, że w przyszłości, wzrost zużycia energii w świecie nie będzie wyższy od 1,3%/rok. Przy średnim rocznym wzroście zużycia energii równym 1,7-1,8%, w 2015 r., wzrost zużycia energii w stosunku do roku 1995 osiągnąłby wartość 40%. W tym samym okresie roczny wzrost zużycia gazu będzie wynosił około 2,3%/rok, co da 57-procentowy wzrost zużycia gazu w 2015 r. w stosunku do roku 1995.
Unormowanie ekonomiki górnictwa węglowego zmieni relacje cen węgiel-gaz ziemny na korzyść gazu. Sytuacja gazu powinna się też poprawić po wprowadzeniu ograniczeń i egzekucji związanych z wymogami ekologicznymi. Inną drogą są tzw. cykle skojarzone lub cykle (systemy) kogeneracyjne. Idea tych systemów leży w jednoczesnym wytwarzaniu energii elektrycznej oraz ciepła.
Porównanie klasycznych technologii, czyli oddzielnej generacji energii elektrycznej i ciepła z kogeneracją można przedstawić następująco:
W tabeli 6 przedstawiono eksploatowane obecnie w świecie różne rodzaje systemów skojarzonych wraz z ich charakterystykami. Im większa jest moc elektryczna jednostki kogeneracyjnej, tym wyższa jest jej sprawność elektryczna, dochodząca do 45-48%. Systemy skojarzone emitują znacznie mniej dwutlenku węgla (o 60%) i tlenków azotu NOx (o 25%) w porównaniu z elektrowniami węglowymi. Eliminuje się całkowicie zagrożenie środowiska dwutlenkiem siarki SO2 oraz popiołami i pyłami. Dalsze przewidywane możliwości systemów skojarzonych to osiągnięcie sprawności elektrycznej w granicach 45-60%. W tab. 7 pokazano parametry eksploatacyjne najnowszych generacji turbin gazowych eksploatowanych w cyklach kogeneracyjnych. W związku z tym należy sądzić, że w systemach skojarzonych wytwarzania energii elektrycznej oraz ciepła, a także w elektrowniach gazowych szczytowych o mocy ok. 150 MW leży przyszłość gazu ziemnego.
Polska w niedalekiej przyszłości ma się stać krajem członkowskim Unii Europejskiej, a zatem będą ją obowiązywać regulacje prawne Unii. Dotyczy to również rynku energii, w tym i rynku gazu ziemnego. Udział gazu ziemnego w zapotrzebowaniu na energię pierwotną w Europie w latach 2020 i 2030 ma osiągnąć poziom odpowiednio 25% i 27%. Jest to poważny i dojrzały już rynek gazowy o dalszych dużych perspektywach rozwoju, biorąc pod uwagę zamożność krajów europejskich. Jednym z elementów zasad konstrukcji wspólnego rynku energetycznego, w tym rynku gazu ziemnego jest Europejska Dyrektywa Gazowa lub dokładniej Dyrektywa 98/30/EC Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej z dnia 22 czerwca 1998 roku. Wiodące cele polityki Unii w zakresie energii to:
- utrzymanie wystarczającego stopnia bezpieczeństwa energetycznego, również dostaw gazu. Jest to istotny postulat, biorąc pod uwagę fakt, że w 2020 r. kraje Unii będą importowały gaz ziemny w ilości 70% potrzeb;
- utworzenie wspólnego jednolitego rynku energii;
- ograniczenie emisji produktów spalania różnych nośników energii do środowiska naturalnego, zdecydowane poprawienie warunków ekologicznych obszarów Unii.
Dyrektywa Gazowa wyraża dążność Unii do obniżenia cen gazu ziemnego dla odbiorców, oraz do koherentnego z cenami obniżenia kosztów własnych działalności przedsiębiorstw gazowniczych. Poszczególne rozdziały obejmują między innymi takie zagadnienia, jak: otwieranie rynku gazowego i dostęp stron trzecich do systemu przesyłowego gazu (tzw. Third Part Access – TPA), obowiązki przedsiębiorstw gazowniczych w zakresie usług użyteczności publicznej, harmonogram (10-letni) udostępniania rynku gazowego ze względu na procent otwarcia oraz ilości gazu dla uprawnionych odbiorców (w tym elektrownie i elektrociepłownie bez ograniczeń zużycia). Uprawnieni odbiorcy będą mogli korzystać z dostępu do systemu zintegrowanego lub też uzyskać zezwolenia na budowę gazociągów. Po wprowadzeniu dyrektywy w życie w pełnym zakresie, przemysły gazownicze, już teraz sprzężone nie z indywidualnymi rynkami krajów członkowskich, ale z jednolitym zintegrowanym rynkiem, będą musiały podjąć działanie skierowane w stronę odbiorcy i usług. Przemysł i odbiorcy uważnie będą analizować koszty, a ci ostatni będą wymagać większych udogodnień i korzyści. Należy jednak zaznaczyć, że niektóre kraje Unii, a zwłaszcza Francja, optują za opóźnieniem wprowadzania u siebie ustaleń powyżej wymienionej dyrektywy.
Unia Europejska dużą wagę przykłada do bezpieczeństwa energetycznego. Prowadzone są symulacje scenariuszy zagrożeń oraz działań krajów w sytuacjach kryzysowych czy też wręcz krytycznych. W odniesieniu do dostaw gazu ziemnego, przewidywane są następujące środki i metody:
- możliwie duża dywersyfikacja dostaw z importu.
- alokacja zapasów w podziemnych magazynach gazu, w ogóle rozbudowa systemu magazynów gazu. Jest to interesująca szansa dla Polski, którą należy bezwzględnie wykorzystać.
- rezerwowe złoża gazu ziemnego nie eksploatowane lub częściowo sczerpane, a włączane do eksploatacji w koniecznych przypadkach. Przykładem może być złoże gazu w Groningen (Holandia) oraz niektóre złoża w Niemczech i Francji.
- inne źródła pozyskiwania gazu, dostawy uzupełniające.
- koegzystencja dwu lub więcej paliw, odbiorcy dwupaliwowi.
W kontekście zjednoczonego rynku gazowego, inną staje się pozycja gazociągu Jamał – Europa Zachodnia. Będzie on jedną z co najmniej kilku dróg importu gazu do Unii, i jego normalne funkcjonowanie będzie też tylko jednym z elementów bezpieczeństwa energetycznego Unii. Zmienia się w ten sposób odpowiedzialność eksportera za wielkość i ciągłość dostaw, a system gazowniczy Polski staje się fragmentem połączonego systemu gazowniczego Unii, co implikuje wzrost bezpieczeństwa energetycznego kraju. I jeszcze jeden wniosek – polski system gazowniczy powinien i musi być połączony z siecią unijną jeszcze innymi gazociągami. Mógłby to być np. gazociąg ze złóż Norwegii via Niemcy lub Dania. Za dostosowanie polskiego przemysłu gazowniczego do wymogów Unii Europejskiej jest oczywiście odpowiedzialne PGNiG S.A., które już wcześniej podjęło stosowne prace.
Rynek gazowy UE, chociaż zwiększający popyt na gaz do 2020 r. głównie w sektorze energetycznym o ok. 60%, (a globalnie o ok. 30%), jest dość daleki od końcowego swego etapu tzn. dynamicznej konkurencji (2008 rok). Większość krajów w łańcuchu transformacji: monopol stabilny – początek reform – potrzeba zmian – zmiana podejścia – dynamiczna konkurencja, znajduje się na drugim etapie restrukturyzacji, a nawet na pierwszym (np. Portugalia, Grecja, Francja). Etapy można określić ich pozycjami od stanu regulowanego rynku do pełnej konkurencji oraz od kontroli państwa do swobodnego podejmowania decyzji przez przedsiębiorstwa gazownicze. Miejsce Polski znajduje się na drugim etapie. Atuty polskiego rynku gazowniczego to:
- generalnie wysoki poziom stosowanych technologii w wydobyciu, transporcie i dystrybucji gazu,
- dobrze przygotowane kadry inżynierskie i techniczne,
- dogodne położenie tranzytowe Polski oraz budowa jednej z magistral transportowych gazu do krajów UE,
- rozbudowa pojemności podziemnych magazynów gazu z obecnej ok. 1 mld m3 do ponad 4 mld m3 w 2010 r.,
- dostawy względnie taniego gazu rosyjskiego (w 1998 r. 66,6-71,6 USD/1000 m3 tj. 1,93 USD/GJ przy średniej cenie z Niemiec 87,5 USD/1000 m3, tzn. 2,36 USD/GJ),
- dobre perspektywy na restrukturyzację i reorganizację PGNiG oraz obniżkę kosztów z tymi działaniami połączoną.
Na zakończenie należy stwierdzić, że ideą przewijającą się w przedstawionej publikacji jest budowa racjonalnego, ekonomicznie uzasadnionego modelu gospodarki surowcami energetycznymi w Polsce. Podkreślono konieczność doprowadzenia do koegzystencji węgla i gazu ziemnego, a zatem do modelu „węgiel – gaz ziemny” i wprowadzenia gazu wszędzie tam, gdzie występuje nadmierne zagrożenie środowiska naturalnego i gdzie może on konkurować z węglem sprawnością energetyczną i efektywnością przetwarzania, a zatem w sektorze komunalno-bytowym i w energetyce, w cyklach skojarzonych. Podstawowym kryterium sukcesu dla gazu ziemnego jest jego cena. Węgiel jak dotąd ma tu przewagę i chyba ją jeszcze przez pewien okres zachowa. Jest to bariera dla ekspansji gazu na polski rynek energetyczny. Gdy jednak policzy się ciągnione koszty pozyskiwania gazu i węgla, uwzględni się koszty ekologiczne spalania gazu i węgla, to już dziś można określić, że z ekonomicznego punktu widzenia korzystniejszy jest w energetyce gaz niż węgiel. Jednakże przestawienie polskiej energetyki na gaz wymaga znacznych środków i czasu. Wiążą się z tym również problemy bezpieczeństwa energetycznego, a także kumulujące się na Śląsku zagadnienia socjalne. Wreszcie sprawą istotną jest rozpoznanie rzeczywistego zapotrzebowania na gaz w Polsce, sprawne włączenie się w zintegrowany europejski rynek gazowy. Nieodzowny jest ciągły, systematyczny monitoring i studia analityczne nad ewolucją rynków gazowniczych, cen gazu, cen konkurencyjnych nośników energii. A więc droga polskiego gazownictwa nie będzie łatwa, będzie wymagała dużej realności i uwagi w ocenach i wyważonych decyzjach. Ale miejmy nadzieję, że PGNiG S.A. ustabilizuje na dobrym poziomie polskie gazownictwo, z pożytkiem dla kraju.
prof. dr hab. inż. Stanisław Rychlicki
prof. dr hab. inż. Jakub Siemek
Akademia Górniczo-Hutnicza,
Wydział Wiertnictwa,
Nafty i Gazu – Kraków
- Informacje o Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie