GOSPODARKA

SUROWCAMI

MINERALNYMI

Tom 24

2008

Zeszyt 3/3

ADAM SZURLEJ*

Mo¿liwoœci konkurencyjnoœci gazu ziemnego jako surowca

do wytwarzania energii elektrycznej

Wprowadzenie

Uwa¿a siê, ¿e tak jak XIX wiek by³ wiekiem wêgla, XX – ropy naftowej, to obecny

nale¿eæ bêdzie do paliw gazowych: gazu ziemnego, a w przysz³oœci do wodoru. Argumentem
przemawiaj¹cym za t¹ hipotez¹ jest wzrost zu¿ycia gazu ziemnego w ostatnich latach. W
krajowej strukturze zu¿ycia energii dominuj¹ paliwa sta³e, udzia³ gazu ziemnego – 12%, jest
oko³o dwukrotnie mniejszy ni¿ œredni udzia³ dla UE. Tak wiêc przewiduje siê rozwój rynku
gazu ziemnego w kraju (oko³o po³owy obszaru kraju jest jeszcze niezgazyfikowana). Gaz
ziemny znajduje zastosowanie w wielu ga³êziach gospodarki – jest cennym surowcem dla
potrzeb przemys³u chemicznego oraz paliwem dla przemys³u i gospodarstw domowych.
W wielu pañstwach œwiata gaz ziemny szeroko wykorzystuje siê do wytwarzania energii
elektrycznej. W Polsce, ten kierunek stosowania paliw gazowych jest stosunkowo nowy.
Jednak wydaje siê, ¿e rosn¹ce zapotrzebowanie na energiê elektryczn¹ w kraju bêdzie
sprzyjaæ rozwojowy mocy wytwórczych, tak¿e tych opartych na paliwach gazowych.

1. Gaz ziemny w strukturze zasobów surowców energetycznych

W kraju z³o¿a gazu ziemnego zlokalizowane s¹ g³ównie na Ni¿u Polskim (66% udo-

kumentowanych zasobów) i przedgórzu Karpat (30%). Niewielkie iloœci znajduj¹ siê
w polskiej strefie morskiej Ba³tyku (3,5%) oraz w Karpatach (Ministerstwo Œrodowiska
2007a).

* Dr in¿., Wydzia³ Paliw i Energii AGH, Kraków; e-mail: [e-mail]

Na Ni¿u Polskim z³o¿a gazu ziemnego obecne s¹ w regionie przedsudeckim i wielko-

polskim oraz na Pomorzu Zachodnim. Dominuje tam gaz ziemny zaazotowany, zawieraj¹cy
od 30 do ponad 80% metanu – jedynie cztery z³o¿a zawieraj¹ gaz ziemny wysokometanowy.
W przypadku z³ó¿ przedgórza Karpat, to najczêœciej wystêpuje gaz wysokometanowy,
niskoazotowy – w czterech z³o¿ach jest gaz zaazotowany. Na morzu, w polskiej strefie
morskiej Ba³tyku, gaz ziemny wystêpuje samodzielnie w z³o¿ach B4 i B6 oraz towarzyszy
ropie naftowej w z³o¿ach B3 i B8. Gaz z tych z³ó¿ jest dobrej jakoœci – do 95% metanu,
a poziom zasobów wydobywanych to 4,94 mld m

3

. W Karpatach, podobnie jak na przed-

górzu Karpat, wystêpuj¹ niewielkie iloœci gazu ziemnego wysokometanowego (70–99%
metanu) w z³o¿ach samodzielnych lub te¿ towarzysz¹c z³o¿om ropy naftowej i kondensatu.

Zasoby wydobywalne gazu ziemnego wynosz¹ 143,2 mld m

3

, przemys³owe – 72,9 mld m

3

.

Zasoby zagospodarowanych z³ó¿ to 113 mld m

3

– eksploatowanych jest 180 z³ó¿.

Rozpatruj¹c krajowe zasoby gazu ziemnego nale¿y tak¿e wymieniæ zasoby metanu

zwi¹zane ze z³o¿ami wêgla kamiennego Górnoœl¹skiego Zag³êbia Wêglowego – 48 z³ó¿
o zasobach wydobywanych na poziomie 85,9 mld m

3

(Ministerstwo Œrodowiska 2007a, b).

Nale¿y podkreœliæ, rozpatruj¹c kwestie zasobów gazu ziemnego, starania krajowych firm
(np. PGNiG SA, Grupa LOTOS SA) w zakresie pozyskania gazu ziemnego i ropy naftowej
poza granicami naszego kraju. W tym celu zosta³a powo³ana na prawie norweskim spó³ka
PGNiG Norway AS – dla celów realizacji projektu zagospodarowania i wydobycia gazu
i ropy ze z³ó¿

Skarv, Snadd i Idun na Morzu Norweskim. Firma posiada 12% udzia³

w koncesji poszukiwawczo-wydobywczej dotycz¹cych tych z³ó¿ (zasoby gazu ziemnego
tych z³ó¿ s¹ szacowane na poziomie 37,9 mld m

3

, a przewidywane rozpoczêcie wydobycia

to 2011 r.) (PGNiG 2008).

W krajowej strukturze pok³adów surowców energetycznych zdecydowanie dominuj¹

paliwa sta³e – ich ³¹czny udzia³ to przesz³o 99%. Na paliwa wêglowodorowe przypada
niespe³na 1% udzia³u; gaz ziemny – 0,40%, metan z pok³adów wêgla kamiennego – 0,35%
i ropa naftowa – 0,10% (rys. 1). W strukturze œwiatowej tak¿e dominuj¹cy udzia³ maj¹

328

Rys. 1. Struktura zasobów surowców energetycznych w Polsce

Fig. 1. The structure of energy resources in Poland

paliwa sta³e (67%), a ³¹czny udzia³ gazu ziemnego i ropy naftowej – wynosi oko³o 33%.
Szacuje siê, ¿e zasoby wêgla na œwiecie zabezpiecz¹ zapotrzebowanie na oko³o 200 lat,
podczas gdy dla gazu ziemnego czas ten jest przewidywany na 60 lat , a dla ropy naftowej –
42 lata (Klank 2007).

Dziêki posiadaniu znacznych zasobów paliw sta³ych, nasz kraj jest jednym z najmniej

uzale¿nionych od importu surowców energetycznych w UE; udzia³ importu wynosi 18,4%,
podczas gdy dla UE ten udzia³ wynosi 56,2% (Czechy – 37,6%, Szwecja – 45%. Niemcy –
65,1%, W³ochy – 86,8%) (Paszcza i in. 2007).

2. Krajowy rynek gazu ziemnego

W krajowej strukturze zu¿ycia energii pierwotnej przewa¿aj¹ paliwa sta³e. Udzia³ gazu

ziemnego w tej strukturze w 2006 r. wyniós³ 12,5% i by³ oko³o dwukrotnie ni¿szy ni¿
w przypadku struktury dla UE, czy te¿ œwiata – 21%. W ostatnich latach roœnie znaczenie
gazu ziemnego na œwiecie i UE. W ostatnich dziesiêciu latach wzros³o roczne zu¿ycie gazu
ziemnego na œwiecie o 28%, a w UE o 16% (BP 2008). W niektórych pañstwach, w tym
okresie, nast¹pi³ ponad dwukrotny wzrost zu¿ycia gazu ziemnego (Chiny – 330%, Hisz-
pania – 270%). W perspektywie do 2030 r. szacuje siê, ¿e zu¿ycie gazu wzroœnie do oko³o
4831 mld m

3

/rok, stanowiæ to bêdzie oko³o 25% globalnego zu¿ycia energii. Ze wzglêdu

na udzia³, gaz ziemny stanie siê wówczas drugim, po ropie naftowej, noœnikiem energii
(obecnie jest trzecim, a wêgiel jest drugim) (Rychlicki, Siemek 2007).

Krajowe wydobycie gazu ziemnego w ostatnich latach wynosi³o 4,3 mld m

3

na rok.

Wielkoœæ ta stanowi³a oko³o trzeciej czêœci krajowego zapotrzebowania na gaz. Prognozuje
siê zwiêkszenie wydobycia – powy¿ej 5 mld m

3

w najbli¿szych latach. Dla zaspokojenia

popytu na gaz niezbêdny jest import – g³ównie z kierunku wschodniego (tab. 1). Wschodni

329

TABELA 1

Kierunku importu gazu ziemnego do Polski w latach 2001–2007 [mln m

3

]

TABLE 1

The directions of natural gas import to Poland in 2001–2007 [mln m

3

]

Lp.

Kraj

Rok

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

1.

Norwegia

271,6

492,0

487,5

480

485,1

360,1

–

2.

Niemcy

407,7

402,0

417,5

386,2

330,5

477,5

783,6

3.

Czechy

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

4.

Rosja

6 938,5

6 692,8

6 754,9

5 757,6

6 340,3

6 839,7

6 219,2

5.

Ukraina

709,9

188,1

–

–

–

3,9

4,2

6.

Spot

–

–

962,5

2 679,9

2 533,1

2 346,9

2 279,3

kierunek importu gazu ziemnego prawdopodobnie bêdzie dominowaæ w przysz³oœci (Rosja –
pañstwo o najwiêkszych zasobach gazu ziemnego na œwiecie), jednak w ramach dywer-
syfikacji dostaw gazu rozwa¿ane s¹ alternatywne kierunki: import gazu w formie LNG
(budowa gazoportu w Œwinoujœciu), gazoci¹g z Norwegii oraz udzia³ w projekcie Nabucco –
gazoci¹giem tym planuje siê dostarczaæ gaz z Bliskiego Wschodu oraz krajów Morza
Kaspijskiego (Rychlicki, Siemek 2007).

W Polsce w latach 1998–2007 zapotrzebowanie na gaz ziemny wzros³o o 33% (2007 r. –

13,7 mld m

3

). Je¿eli weŸmie siê pod uwagê wielkoœæ zu¿ycia gazu na mieszkañca w ci¹gu

roku, to widaæ wyraŸnie zasadnicze ró¿nice pomiêdzy stopniem rozwoju rynku gazu ziem-
nego w Polsce, a rynkami gazu w wybranych krajach UE (rys. 2).

Na podstawie rysunku 2 mo¿na zauwa¿yæ, ¿e krajowy rynek gazu ziemnego, charak-

teryzowany przez jednostkowe zu¿ycie gazu oraz jego udzia³ w strukturze zu¿ycia energii
pierwotnej, zdecydowanie odbiega od wiêkszoœci gazowych rynków unijnych; zarówno
pañstw Europy Zachodniej (Niemcy, Wielka Brytania), jak równie¿ naszych s¹siadów
(Litwa, S³owacja, Czechy). Udzia³ gazu ziemnego w strukturze zu¿ycia energii pierwotnej
dla pañstw UE (27) w 2007 r. wyniós³ 24,9% (BP 2008; Kaliski, Szurlej 2008).

Jak ju¿ wspomniano wczeœniej zu¿ycie gazu ziemnego w 2007 r. wynios³o 13,7 mld m

3

(praktycznie siê nie zmieni³o w odniesieniu do 2006 r.). Najliczniejsz¹ grupê odbiorców
stanowili klienci indywidualni – 99,6%. Najwiêkszy udzia³ zaœ w sprzeda¿y gazu mieli
odbiorcy przemys³owi (60,5%). Najwiêcej gazu trafi³o do zak³adów azotowych i szeroko
rozumianej energetyki – tabela 2.

Udzia³ sektora wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w zu¿yciu gazu ziemnego

w 2007 r. to oko³o 6%. Na poziomie UE ten udzia³ jest zdecydowanie wiêkszy: w 2005 r.
wynosi³ 28%, a do 2030 r. na wzrosn¹æ do oko³o 38% (rys. 3) (Eurogas 2007).

330

Rys. 2. Udzia³ gazu ziemnego w strukturze energii pierwotnej [%] oraz jednostkowe zu¿ycie gazu ziemnego

w ci¹gu roku [m

3

/osoba·rok] dla wybranych pañstw UE

Fig. 2. Participation of the natural gas in the structure of primary energy [%] and unitary natural gas

consumption by year [m

3

/person·year] for selected EU countries

Widaæ zatem, ¿e spodziewany jest wzrost wykorzystania gazu ziemnego do wytwarzania

energii elektrycznej. Takie rozwi¹zanie charakteryzuje siê niskimi nak³adami inwestycyj-
nymi, wysokim stopniem elastycznoœci pracy uk³adu wytwórczego, stosunkowo niskimi
emisjami zanieczyszczeñ (brak odpadów sta³ych) oraz krótkim okresem budowy. Barier¹ dla
szerszego wykorzystania paliwa gazowego w elektroenergetyce s¹ jego wysokie koszty
(ceny gazu ziemnego s¹ uzale¿nione od cen ropy naftowej na gie³dach œwiatowych, a te s¹
rekordowo wysokie w ostatnich miesi¹cach, rekord cenowy – 147,27 dolarów za bary³kê –
lipiec 2008).

331

TABELA 2

Struktura sprzeda¿y gazu ziemnego wœród odbiorców przemys³owych PGNiG w 2007 r.

TABLE 2

The structure of natural gas sales among industrial PGNiG’s recipients in 2007

Lp.

Wyszczególnienie

Udzia³ w strukturze odbiorców

przemys³owych [%]

1.

Zak³ady azotowe

29,5

2.

Elektrownie i elektrociep³ownie

7,0

3.

Ciep³ownie

3,0

4.

Przemys³ rafineryjny i petrochemiczny

10,4

5.

Przemys³ spo¿ywczy

8,4

6.

Hutnictwo ¿elaza i stali

7,8

7.

Hutnictwo szk³a

8,0

8.

Producenci materia³ów budowlanych i ceramicznych

7,9

9.

Pozostali odbiorcy przemys³owi

17,9

Rys. 3. Prognoza zapotrzebowania na gaz w UE do 2030 r. oraz struktura jego zu¿ycia [Mtoe]

Fig. 3. The forecast of gas demand in EU till 2030 and the structure of its consumption [Mtoe]

3. G³ówne uwarunkowania sektora wytwarzania

energii elektrycznej w Polsce

Sektor wytwarzania energii elektrycznej w Polsce oparty jest na paliwach sta³ych (rys. 4).

£¹czny udzia³ wêgla to oko³o 94%. W œwiatowej strukturze wêgiel tak¿e plasuje siê na
pierwszym miejscu z udzia³em na poziomie 40% (wysoki udzia³ wêgla, oprócz naszego
kraju, jest w RPA – 93%, Australii – 80% i Chinach – 78%). Udzia³ gazu ziemnego w 2007 r.
wyniós³ 2,8%. Wiêksze gazowe jednostki wytwórcze (moc powy¿ej 50 MW) s¹ eksplo-
atowane w Gorzowie, Lublinie, Nowej Sarzynie, Zielonej Górze i Rzeszowie (Szurlej 2007).
Wykorzystanie paliwa gazowego w krajowym sektorze wytwarzania energii elektrycznej
to jedna z nielicznych zmian w tym sektorze w ostatnich latach (druga to stopniowo
wzrastaj¹cy udzia³ energii elektrycznej wytwarzanej w oparciu o odnawialne Ÿród³a energii).
Obecnie trwaj¹ rozmowy na temat inwestycji w nowe bloki energetyczne oparte na gazie
ziemnym – dwa bloki po 400 MW ka¿dy.

W 2007 r. wielkoœæ produkcji energii elektrycznej (brutto) to 159 453 GW·h, w sto-

sunku do 2006 r. zmniejszy³a siê o 2,5%. Natomiast wartoœæ zu¿ycia energii elektrycznej to
154 170 GW·h i w ci¹gu ostatnich 10 latach zu¿ycie wzros³o o 11% (w odniesieniu do 2006 r.
wzros³o o niespe³na 3%) (URE 2008; PSE – Operator SA 2008).

Przewiduje siê dalszy wzrost zapotrzebowania na energiê elektryczn¹. Szacuje siê,

¿e do 2030 r. zapotrzebowanie to wynosiæ bêdzie 279 800 GW·h (Polityka energetyczna...
2007).

Do jednych z najwa¿niejszych obecnie wyzwañ dla krajowego sektora wytwórczego

nale¿y zaliczyæ: niekorzystn¹ strukturê wiekow¹ obiektów, wysokoœæ limitów CO

2

na

lata 2008–2012. Dla sprostania tym wyzwaniom niezbêdne bêd¹ podwy¿ki cen energii
elektrycznej.

332

Rys. 4. Struktura wytwarzania energii elektrycznej wed³ug paliw

Fig. 4. The structure of electricity generation from particular fuels

4. Koszty wytarzania energii elektrycznej

Koszty wytwarzania energii elektrycznej z wêgla mo¿na podzieliæ na koszty zmienne

(koszty energii) oraz koszty sta³e (koszty mocy). W kosztach zmiennych dominuj¹cy
udzia³ maj¹ koszty paliwa, pozosta³e pozycje kalkulacyjne to koszty transportu paliwa do
elektrowni oraz koszty gospodarczego korzystania ze œrodowiska. Do kosztów sta³ych
zalicza siê koszty remontów, amortyzacji oraz wynagrodzeñ (Gawlik, red., 2006).

Wêgiel kamienny

Jak ju¿ wspomniano z wêgla kamiennego wytwarza siê najwiêcej energii elektrycznej

zarówno w kraju, jak i na œwiecie.

Koszty wytwarzania energii elektrycznej wyznaczono opieraj¹c siê na równaniu (1):

KE = 3,6 · [(KW + ES + EP + OS + T + EC + EN) · (h)

–1

+ KS]

(1)

gdzie:

KE

–

koszty wytworzenia energii elektrycznej z wêgla kamiennego [z³/MW·h],

KW

–

koszty wêgla kamiennego [z³/GJ],

ES

–

koszty emisji SO

2

powodowanej spalaniem wêgla kamiennego [z³/GJ],

EP

–

koszty emisji py³u powodowanej spalaniem wêgla kamiennego [z³/GJ],

OS

–

koszty sk³adowania odpadów sta³ych ze spalania wêgla kamiennego [z³/GJ],

T

–

koszty transportu wêgla o parametrach gwarancyjnych [z³/GJ],

EC

–

koszty emisji tlenków wêgla powodowanej spalaniem wêgla kamiennego
[z³/GJ],

EC

EC

EC

CO

CO

=

+

2

EN

–

koszty emisji tlenków azotu powodowanej spalaniem wêgla kamiennego
[z³/GJ],

h

–

sprawnoϾ netto wytwarzania energii elektrycznej [%],

KS

–

suma kosztów sta³ych [z³/GJ].

Dla wyznaczenia kosztów wytwarzania energii elektrycznej z wêgla kamiennego przy-

jêto œrednie parametry jakoœciowe wêgla w dostawach do energetyki zawodowej w 2006 r.;
Q = 21,6 MJ/kg, A = 20,1% i S = 0,83%. Koszty wêgla kamiennego przyjêto jako œrednie
koszty zakupu wêgla energetycznego od czo³owych krajowych producentów – Kompanii
Wêglowej oraz Katowickiego Holdingu Wêglowego (9,4 z³/GJ). Koszty transportu wêgla
(4,7 z³/GJ) wyznaczono na podstawie nastêpuj¹cych za³o¿eñ: odleg³oœæ transportu wêgla –
300 km, obowi¹zuj¹ca taryfa PKP Cargo oraz informacja o 15% podwy¿ce od 1 wrzeœnia
2008 r. Koszty zwi¹zane z gospodarczym korzystania ze œrodowiska, a wiêc koszty emisji:
SO

2

, py³u, NO

x

, i tlenków wêgla (EC

EC

EC

CO

CO

=

+

2

) wyznaczono zgodnie z metodyk¹

przedstawion¹ w publikacji (Lorenz 1999) oraz obowi¹zuj¹cymi stawkami op³at za
korzystanie ze œro- dowiska na 2008 roku wynosz¹ w sumie 0,3 z³/GJ (tab. 3).

333

Sprawnoœæ netto wytwarzania energii elektrycznej przyjêto na poziomie 37%, zaœ koszty

sta³e uwzglêdniono poprzez relacjê w stosunku do ceny paliwa – 63%. Ta relacja wynika
z danych struktury kosztów w elektroenergetyce opartej na wêglu kamiennym. Zatem koszty
sta³e przyjêto na poziomie 16,45 z³/GJ. Po wstawieniu do równania (1) poszczególnych
wielkoœci liczbowych otrzymuje siê, ¿e koszty wytwarzania energii elektrycznej z wêgla
kamiennego to 202,16 z³/MW·h. Oczywiœcie, otrzymany wynik odpowiada przyjêtym
wczeœniej za³o¿eniom i nie mo¿e byæ uto¿samiany jako np. œrednie koszty wytwarzania
energii elektrycznej z wêgla kamiennego. Przy za³o¿eniu, ¿e nie uwzglêdnia siê kosztów
transportu kolejowego (bezpoœrednie s¹siedztwo) kopalnia – elektrownia; wówczas koszty
bêd¹ na poziomie 156,43 z³/MW·h.

Wêgiel brunatny

Wêgiel brunatny to najtañszy noœnik energii pierwotnej do wytwarzania energii elek-

trycznej w krajowym sektorze elektroenergetycznym. Koszty wytwarzania energii elek-
trycznej z wêgla brunatnego s¹ oko³o 30% ni¿sze ni¿ te z wêgla kamiennego (Kasztelewicz
i in. 2007). Koszty wytwarzania energii elektrycznej z wêgla brunatnego wyznaczono
analogicznie jak dla wêgla kamiennego, korzystaj¹c ze wzoru (1). W przypadku wêgla
brunatnego – z uwagi na bezpoœrednie s¹siedztwo kopalnia – elektrownia nie uwzglêdnia siê
kosztów transportu (T). Do analizy kosztów energii elektrycznej z wêgla brunatnego wziêto
pod uwagê wêgiel o parametrach: Q = 8,7 MJ/kg, A = 10,0%, S = 0,62%. Koszty paliwa
przyjêto na poziomie 5,4 z³/GJ. Koszty gospodarczego korzystania ze œrodowiska wyno-
sz¹ ³¹cznie 0,26 z³/GJ (przy przyjêtych za³o¿eniach: mokre odsiarczanie spalin – 92%
sprawnoœæ, œrednia sprawnoœæ odpylania – 99,7%), sprawnoœæ netto elektrowni – 36%.
Koszty sta³e przyjêto na poziomie 12,2 z³/GJ. Po uwzglêdnieniu powy¿szych za³o¿eñ
obliczono koszty wytwarzania energii elektrycznej z wêgla brunatnego – 27,92 z³/GJ to
jest 100,52 z³/MW·h.

334

TABELA 3

Koszty gospodarczego korzystania ze œrodowiska przy produkcji energii elektrycznej z wêgla kamiennego

TABLE 3

The costs of economic using of environment in the electricity generation from coal

Lp.

Wyszczególnienie

Stawka op³at [z³/kg]

Koszty gospodarczego korzystania

ze œrodowiska [z³/GJ]

1.

Tlenki wêgla (CO + CO

2

)

CO – 0,11, CO

2

– 0,23*

0,02

2.

Ditlenek siarki SO

2

0,43

0,31

3.

Tlenki azotu NO

x

043

0,13

4.

Py³y

0,29

0,01

5.

Odpady sta³e

15,39

0,14

6.

Razem

–

0,61

* Dla CO

2

stawka jest podana w [z³/Mg]

Gaz ziemny

Wytwarzanie energii elektrycznej na bazie gazu ziemnego mo¿e byæ realizowane w sil-

nikach gazowych i turbinach gazowych (na mniejsz¹ skalê – z regu³y do kilkunastu MW)
oraz w blokach gazowo-parowych (na wiêksz¹ skalê – od kilkudziesiêciu do kilkuset MW).
Wa¿n¹ zalet¹ gazowych technologii wytwórczych jest mo¿liwoœæ produkcji energii elek-
trycznej i ciep³a w skojarzeniu, dziêki temu wzrasta sprawnoœæ ca³kowita tego procesu.
Analizuj¹c koszty wytwarzania energii elektrycznej z gazu ziemnego w poszczególnych
technologiach gazowych (silnik gazowy, turbina, blok gazowo-parowy) nale¿y uwzglêdniæ
za³o¿enia wynikaj¹ce z re¿imu ich pracy. Dla analizy kosztów energii elektrycznej wziêto
pod uwagê wytwarzanie energii elektrycznej z gazu ziemnego wysokomentanowego
w bloku gazowo-parowym. Koszty te mo¿na zapisaæ za pomoc¹ równania (2):

KE = 3,6 · [(GZ + SR) · (h)

–1

+ KS]

(2)

KE – koszty wytworzenia energii elektrycznej z gazu ziemnego [z³/GJ],
GZ – koszty gazu ziemnego [z³/GJ],
SR – koszty gospodarczego korzystania ze œrodowiska powodowane spalaniem gazu;

suma kosztów emisji tlenków wêgla, tlenków azotu oraz tlenków siarki [z³/GJ],

h – sprawnoœæ gazowej jednostki wytwórczej,
KS – suma kosztów sta³ych [z³/GJ].

W przypadku technologii gazowych koszty gospodarczego korzystania ze œrodowiska

maj¹ nisk¹ wartoœæ – przyjêto 0,03 z³/GJ, koszty serwisu przyjêto na poziomie 1,83 z³/GJ
(analogicznie jak w jednej z elektrociep³owni gazowych). Koszty gazu ziemnego obliczono
wed³ug obowi¹zuj¹ce taryfy Karpackiego Operatora Systemu Dystrybucyjnego z siedzib¹
w Tarnowie (Taryfa dla us³ug dystrybucji paliwa gazowego nr 1) i wynosz¹ one 21,80 z³/GJ,
koszty sta³e przyjêto na poziomie 17,26 z³/GJ. Po wstawieniu do (2) otrzymano wynik
62,72 z³/GJ – to jest 225,9 z³/kWh energii elektrycznej. Otrzymany wynik uwzglêdnia
podzia³ kosztów paliwa – gazu ziemnego – na te kwalifikuj¹ce siê do wytarzania energii
elektrycznej i ciep³o. W przeciwnym razie (bez uwzglêdnienia kosztów paliwa przez-
naczonych do wytwarzania ciep³a) wynik obliczeñ by³by o oko³o 20% wiêkszy.

Podsumowanie

Wyniki obliczeñ potwierdzaj¹ tezê, ¿e najni¿sze koszty wytwarzania energii elektrycznej

w krajowym sektorze wytwarzania energii elektrycznej, obserwuje siê w przypadku wêgla
brunatnego. Dla wêgla kamiennego te koszty s¹ znacznie wy¿sze (uwzglêdniono obowi¹zu-
j¹ce w cennikach bie¿¹ce ceny producentów – w ostatnim roku wzros³y o oko³o 25%). W przy-
padku wytwarzania energii elektrycznej z gazu ziemnego obserwuje siê najwy¿sze ceny, gdy¿
w strukturze wytwarzania energii elektrycznej dominuj¹cy udzia³ maj¹ koszty paliwa.

335

Nale¿y podkreœliæ, ¿e w obliczeniach nie uwzglêdniano dodatkowych kosztów zwi¹-

zanych z zakupem brakuj¹cych emisji CO

2

, a faktem jest, ¿e przydzia³ limitów CO

2

dla

bran¿y energetycznej na lata 2008–2012 nie pokryje siê z wielkoœci¹ emisji i zakup
bêdzie nieunikniony. Wielkoœæ emisji ditlenku wêgla, w przypadku gazowych technologii
wytwór- czych, jest ni¿szy ni¿ dla wêglowych, zatem w takim przypadku nale¿y oczekiwaæ
wzrostu konkurencyjnoœci technologii gazowych. Wysokie koszty wytwarzania energii
elektrycznej z gazu wynikaj¹ g³ównie z wysokich kosztów gazu ziemnego – tak wiêc
wspó³praca PGNiG S.A. z firmami energetycznymi maj¹ca na celu budowê bloków
gazowo-parowych na bazie gazu ziemnego ze z³ó¿ krajowych mo¿e spowodowaæ, ¿e
gaz ziemny bêdzie konkurencyjnym (dla wêgla kamiennego) noœnikiem do wytwarzania
energii elektrycznej.

Praca wykonana w ramach badañ statutowych AGH nr 11.11.210.126

LITERATURA

BP 2008: BP Statistical Review of World Energy. June 2008; www.bp.com
The European Union of the Natural Gas Industry%Eurogas, 2007 – Natural Gas Demand and Supply. Long Term

Outlook to 2030. 16.11.2007.

G a w l i k L., red., 2006 – Badania kosztów pozyskania wêgla kamiennego i brunatnego w celu okreœlenia

optymalnej struktury paliwowej produkcji energii elektrycznej. Wyd. IGSMiE PAN, Kraków.

Karpacki Operator Systemu Dystrybucyjnego z siedzib¹ w Tarnowie, 2008 – Taryfa dla us³ug dystrybucji paliwa

gazowego nr 1.

K a l i s k i M., S z u r l e j A., 2008 – Perspektywiczne segmenty krajowego rynku gazu ziemnego. Wiertnictwo –

Nafta – Gaz, pó³rocznik AGH, tom 25, zeszyt 2, Uczelniane Wydawnictwo Naukowo-Dydaktyczne,
Kraków.

K a s z t e l e w i c z Z., K o z i o ³ W., K o z i o ³ K., K l i c h J., 2007 – Energetyka na wêglu brunatnym – perspektywy

rozwoju. Polityka Energetyczna, 10 z. spec. 1 s. 163–183.

K l a n k M., 2007 – Wêgiel kamienny jako gwarant bezpieczeñstwa energetycznego Polski i jego szanse

w Europie. Polityka Energetyczna, 10 z. spec. 1 s. 33–46.

Bilans Gospodarki Surowcami Mineralnymi Polski i Œwiata 2001–2005. Ministerstwo Œrodowiska 2007a

(praca pod redakcj¹ Romana Neya i Tadeusza Smakowskiego, IGSMiE PAN, Pracownia Polityki
Surowcowej).

Bilans Zasobów Kopalin i Wód Podziemnych w Polsce wg stanu na 31 XII 2006. Ministerstwo Œrodowiska 2007b

(Pañstwowy Instytut Geologiczny).

L o r e n z U., 1999– Metoda oceny wartoœci wêgla kamiennego energetycznego uwzglêdniaj¹ca skutki

jego spalania dla œrodowiska przyrodniczego. Studia Rozprawy Monografie nr 64. Wyd. IGSMiE PAN.
Kraków.

Obwieszczenie Ministra Œrodowiska z dnia 20 wrzeœnia 2007 r. w sprawie wysokoœci stawek op³at za korzystanie

ze œrodowiska na rok 2008 (M.P. z dnia 3 paŸdziernika 2007).

P a s z c z a H . , S o b c z y k E . J . , S t a c h u r s k i K., 2007 – Hard coal industry in Poland – Restructuring and

Prospects. XXVII International Mining Congress and Exhibit, Veracruz, Mexico.

PKP Cargo SA 2008 – Taryfa towarowa PKP Cargo S.A. (obowi¹zuje od 1 stycznia 2008).
Polityka energetyczna Polski do roku 2030 – Projekt , wersja 3.2 z dnia 10.09.2007.
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A., (PGNiG) 2008–2003 – Raporty Roczne z lat 2002–2007.

Warszawa.

336

PSE – Operator S.A. 2008 – Operator Systemu Przesy³owego-Raport z funkcjonowania Krajowego Systemu

Elektroenergetycznego w 2007 roku; www.pse-operator.pl

R y c h l i c k i S., S i e m e k J., 2007 – Gaz ziemny w strategii bezpieczeñstwa energetycznego Polski i jego szanse

w Europie. Polityka Energetyczna, 10 z. spec. 1 s. 47–70.

S z u r l e j A., 2007 – Rola gazu ziemnego w bilansie paliwowo-energetycznym kraju ze szczególnym uw-

zglêdnieniem energetyki, w aspekcie wymogów ochrony œrodowiska. Praca doktorska (niepublikowana).
Biblioteka G³ówna AGH.

Urz¹d Regulacji Energetyki – URE 2008 – Biuletyny URE, Nr 3, maj 2008 – Sprawozdanie z dzia³alnoœci Prezesa

URE – 2007.

MO¯LIWOŒCI KONKURENCYJNOŒCI GAZU ZIEMNEGO JAKO SUROWCA

DO WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ

S ³ o w a k l u c z o w e

Gaz ziemny, wêgiel kamienny, wêgiel brunatny, energia elektryczna

S t r e s z c z e n i e

W artykule przedstawiono analizê kosztów wytwarzania energii elektrycznej z wêgla brunatnego, wêgla

kamiennego oraz gazu ziemnego, w ten sposób podjêto próbê oceny mo¿liwoœci konkurencyjnoœci gazu ziemnego
jako surowca do wytwarzania energii elektrycznej. Przybli¿ono rolê gazu ziemnego w strukturze zasobów
surowców energetycznych Polski i œwiata. Gaz ziemny i ropa naftowa maj¹ bardzo niski udzia³ w strukturze za-
sobów surowców energetycznych – oko³o 1%. Przedstawiono wielkoœæ oraz rozmieszczenie krajowych zasobów
gazu ziemnego. Uwzglêdniono podzia³ na z³o¿a l¹dowe i z³o¿a zlokalizowane w polskiej strefie ekonomicznej
Morza Ba³tyckiego. Scharakteryzowano uwarunkowania rozwoju rynku gazu ziemnego w Polsce (relacja po-
miêdzy wydobyciem, zu¿yciem i importem, obecne kierunki importu oraz plany dywersyfikacji dostaw gazu,
a tak¿e jednostkowe zu¿ycie gazu ziemnego w Polsce na tle innych pañstw UE). Przybli¿ono krajowy sektor
wytwarzania energii elektrycznej (struktura wytwarzania, produkcja i zu¿ycie energii elektrycznej). Nastêpnie
przeprowadzono (przy odpowiednich za³o¿eniach) analizê kosztów wytwarzania energii elektrycznej z wêgla
brunatnego, kamiennego i gazu ziemnego. Wyniki analizy ukazuj¹, ¿e obecnie w kraju najni¿sze koszty wy-
twarzania energii elektrycznej s¹ w przypadku wêgla brunatnego, wy¿sze dla wêgla kamiennego i gazu ziemnego.
Wskazano na szanse rozwoju energetyki gazowej.

THE COMPETITIVENESS OF NATURAL GAS AS A RAW MATERIAL

FOR ELECTRICITY GENERATION

K e y w o r d s

Natural gas, coal, lignite, electricity

A b s t r a c t

The article presents the analysis of the costs of electricity generation from lignite, coal and natural gas. An

attempt was taken to assess the possibilities of the competitiveness of natural gas as a raw material for electricity
generation. In the introduction the role of natural gas in the structure of fuel resources in Poland and the world was
presented. Natural gas and petroleum hold a very low share in the structure of fuel resources – about 1%.

337

Additionally the volume of domestic natural gas reserves with the division into land deposits and ones localised in
the Polish economic zone of the Baltic Sea was taken into consideration. The article characterises the conditions of
natural gas market development in Poland (the relation between production, consumption and import; current
import directions and the plans of gas supplies diversification, as well as unitary natural gas consumption in
Poland against the background of the other EU countries). A domestic sector of electricity generation was also
characterised (production structure, electricity generation and consumption). Subsequently (with appropriate
assumptions) the analysis of electricity generation costs from lignite, coal and natural gas was carried out.
The results indicate that at the present the costs of electricity generation from lignite are the lowest in the country,
and they are higher for coal and natural gas. In the conclusion the chances of gas power industry development
were indicated.

338