GOSPODARKA SUROWCAMI MINERALNYMI
Tom 24 2008 Zeszyt 3/3
ADAM SZURLEJ*
MożliwoS
ci konkurencyjnoS
ci gazu ziemnego jako surowca
do wytwarzania energii elektrycznej
Wprowadzenie
Uważa się, że tak jak XIX wiek był wiekiem węgla, XX  ropy naftowej, to obecny
należeć będzie do paliw gazowych: gazu ziemnego, a w przyszłoS
ci do wodoru. Argumentem
przemawiającym za tą hipotezą jest wzrost zużycia gazu ziemnego w ostatnich latach. W
krajowej strukturze zużycia energii dominują paliwa stałe, udział gazu ziemnego  12%, jest
około dwukrotnie mniejszy niż S
redni udział dla UE. Tak więc przewiduje się rozwój rynku
gazu ziemnego w kraju (około połowy obszaru kraju jest jeszcze niezgazyfikowana). Gaz
ziemny znajduje zastosowanie w wielu gałęziach gospodarki  jest cennym surowcem dla
potrzeb przemysłu chemicznego oraz paliwem dla przemysłu i gospodarstw domowych.
W wielu państwach S
wiata gaz ziemny szeroko wykorzystuje się do wytwarzania energii
elektrycznej. W Polsce, ten kierunek stosowania paliw gazowych jest stosunkowo nowy.
Jednak wydaje się, że rosnące zapotrzebowanie na energię elektryczną w kraju będzie
sprzyjać rozwojowy mocy wytwórczych, także tych opartych na paliwach gazowych.
1. Gaz ziemny w strukturze zasobów surowców energetycznych
W kraju złoża gazu ziemnego zlokalizowane są głównie na Niżu Polskim (66% udo-
kumentowanych zasobów) i przedgórzu Karpat (30%). Niewielkie iloS
ci znajdują się
w polskiej strefie morskiej Bałtyku (3,5%) oraz w Karpatach (Ministerstwo R
rodowiska
2007a).
* Dr inż., Wydział Paliw i Energii AGH, Kraków; e-mail: [e-mail]
328
Na Niżu Polskim złoża gazu ziemnego obecne są w regionie przedsudeckim i wielko-
polskim oraz na Pomorzu Zachodnim. Dominuje tam gaz ziemny zaazotowany, zawierający
od 30 do ponad 80% metanu  jedynie cztery złoża zawierają gaz ziemny wysokometanowy.
W przypadku złóż przedgórza Karpat, to najczęS
ciej występuje gaz wysokometanowy,
niskoazotowy  w czterech złożach jest gaz zaazotowany. Na morzu, w polskiej strefie
morskiej Bałtyku, gaz ziemny występuje samodzielnie w złożach B4 i B6 oraz towarzyszy
ropie naftowej w złożach B3 i B8. Gaz z tych złóż jest dobrej jakoS
ci  do 95% metanu,
a poziom zasobów wydobywanych to 4,94 mld m3. W Karpatach, podobnie jak na przed-
górzu Karpat, występują niewielkie iloS
ci gazu ziemnego wysokometanowego (70 99%
metanu) w złożach samodzielnych lub też towarzysząc złożom ropy naftowej i kondensatu.
Zasoby wydobywalne gazu ziemnego wynoszą 143,2 mld m3, przemysłowe  72,9 mld m3.
Zasoby zagospodarowanych złóż to 113 mld m3  eksploatowanych jest 180 złóż.
Rozpatrując krajowe zasoby gazu ziemnego należy także wymienić zasoby metanu
związane ze złożami węgla kamiennego GórnoS
ląskiego Zagłębia Węglowego  48 złóż
o zasobach wydobywanych na poziomie 85,9 mld m3 (Ministerstwo R
rodowiska 2007a, b).
Należy podkreS
lić, rozpatrując 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 została powołana na prawie norweskim spółka
PGNiG Norway AS  dla celów realizacji projektu zagospodarowania i wydobycia gazu
i ropy ze złóż Skarv, Snadd i Idun na Morzu Norweskim. Firma posiada 12% udział
w koncesji poszukiwawczo-wydobywczej dotyczących tych złóż (zasoby gazu ziemnego
tych złóż są szacowane na poziomie 37,9 mld m3, a przewidywane rozpoczęcie wydobycia
to 2011 r.) (PGNiG 2008).
W krajowej strukturze pokładów surowców energetycznych zdecydowanie dominują
paliwa stałe  ich łączny udział to przeszło 99%. Na paliwa węglowodorowe przypada
niespełna 1% udziału; gaz ziemny  0,40%, metan z pokładów węgla kamiennego  0,35%
i ropa naftowa  0,10% (rys. 1). W strukturze S
wiatowej także dominujący udział mają
Rys. 1. Struktura zasobów surowców energetycznych w Polsce
Fig. 1. The structure of energy resources in Poland
329
paliwa stałe (67%), a łączny udział gazu ziemnego i ropy naftowej  wynosi około 33%.
Szacuje się, że zasoby węgla na S
wiecie zabezpieczą zapotrzebowanie na około 200 lat,
podczas gdy dla gazu ziemnego czas ten jest przewidywany na 60 lat , a dla ropy naftowej 
42 lata (Klank 2007).
Dzięki posiadaniu znacznych zasobów paliw stałych, nasz kraj jest jednym z najmniej
uzależnionych od importu surowców energetycznych w UE; udział importu wynosi 18,4%,
podczas gdy dla UE ten udział wynosi 56,2% (Czechy  37,6%, Szwecja  45%. Niemcy 
65,1%, Włochy  86,8%) (Paszcza i in. 2007).
2. Krajowy rynek gazu ziemnego
W krajowej strukturze zużycia energii pierwotnej przeważają paliwa stałe. Udział gazu
ziemnego w tej strukturze w 2006 r. wyniósł 12,5% i był około dwukrotnie niższy niż
w przypadku struktury dla UE, czy też S
wiata  21%. W ostatnich latach roS
nie znaczenie
gazu ziemnego na S
wiecie i UE. W ostatnich dziesięciu latach wzrosło roczne zużycie gazu
ziemnego na S
wiecie o 28%, a w UE o 16% (BP 2008). W niektórych państwach, w tym
okresie, nastąpił ponad dwukrotny wzrost zużycia gazu ziemnego (Chiny  330%, Hisz-
pania  270%). W perspektywie do 2030 r. szacuje się, że zużycie gazu wzroS
nie do około
4831 mld m3/rok, stanowić to będzie około 25% globalnego zużycia energii. Ze względu
na udział, gaz ziemny stanie się wówczas drugim, po ropie naftowej, noS
nikiem energii
(obecnie jest trzecim, a węgiel jest drugim) (Rychlicki, Siemek 2007).
Krajowe wydobycie gazu ziemnego w ostatnich latach wynosiło 4,3 mld m3 na rok.
WielkoS
ć ta stanowiła około trzeciej częS
ci krajowego zapotrzebowania na gaz. Prognozuje
się zwiększenie wydobycia  powyżej 5 mld m3 w najbliższych latach. Dla zaspokojenia
popytu na gaz niezbędny jest import  głównie z kierunku wschodniego (tab. 1). Wschodni
TABELA 1
Kierunku importu gazu ziemnego do Polski w latach 2001 2007 [mln m3]
TABLE 1
The directions of natural gas import to Poland in 2001 2007 [mln m3]
Rok
Lp. Kraj
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
330
kierunek importu gazu ziemnego prawdopodobnie będzie dominować w przyszłoS
ci (Rosja 
państwo o największych zasobach gazu ziemnego na S
wiecie), jednak w ramach dywer-
syfikacji dostaw gazu rozważane są alternatywne kierunki: import gazu w formie LNG
(budowa gazoportu w R
winoujS
ciu), gazociąg z Norwegii oraz udział w projekcie Nabucco 
gazociągiem tym planuje się dostarczać gaz z Bliskiego Wschodu oraz krajów Morza
Kaspijskiego (Rychlicki, Siemek 2007).
W Polsce w latach 1998 2007 zapotrzebowanie na gaz ziemny wzrosło o 33% (2007 r. 
13,7 mld m3). Jeżeli wex
mie się pod uwagę wielkoS
ć zużycia gazu na mieszkańca w ciągu
roku, to widać wyrax
nie zasadnicze różnice pomiędzy stopniem rozwoju rynku gazu ziem-
nego w Polsce, a rynkami gazu w wybranych krajach UE (rys. 2).
Na podstawie rysunku 2 można zauważyć, że krajowy rynek gazu ziemnego, charak-
teryzowany przez jednostkowe zużycie gazu oraz jego udział w strukturze zużycia energii
pierwotnej, zdecydowanie odbiega od większoS
ci gazowych rynków unijnych; zarówno
państw Europy Zachodniej (Niemcy, Wielka Brytania), jak również naszych sąsiadów
(Litwa, Słowacja, Czechy). Udział gazu ziemnego w strukturze zużycia energii pierwotnej
dla państw UE (27) w 2007 r. wyniósł 24,9% (BP 2008; Kaliski, Szurlej 2008).
Jak już wspomniano wczeS
niej zużycie gazu ziemnego w 2007 r. wyniosło 13,7 mld m3
(praktycznie się nie zmieniło w odniesieniu do 2006 r.). Najliczniejszą grupę odbiorców
stanowili klienci indywidualni  99,6%. Największy udział zaS
w sprzedaży gazu mieli
odbiorcy przemysłowi (60,5%). Najwięcej gazu trafiło do zakładów azotowych i szeroko
rozumianej energetyki  tabela 2.
Udział sektora wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w zużyciu gazu ziemnego
w 2007 r. to około 6%. Na poziomie UE ten udział jest zdecydowanie większy: w 2005 r.
wynosił 28%, a do 2030 r. na wzrosnąć do około 38% (rys. 3) (Eurogas 2007).
Rys. 2. Udział gazu ziemnego w strukturze energii pierwotnej [%] oraz jednostkowe zużycie gazu ziemnego
w ciągu roku [m3/osoba�rok] dla wybranych państw UE
Fig. 2. Participation of the natural gas in the structure of primary energy [%] and unitary natural gas
consumption by year [m3/person�year] for selected EU countries
331
TABELA 2
Struktura sprzedaży gazu ziemnego wS
ród odbiorców przemysłowych PGNiG w 2007 r.
TABLE 2
The structure of natural gas sales among industrial PGNiG s recipients in 2007
Udział w strukturze odbiorców
Lp. Wyszczególnienie
przemysłowych [%]
1. Zakłady azotowe 29,5
2. Elektrownie i elektrociepłownie 7,0
3. Ciepłownie 3,0
4. Przemysł rafineryjny i petrochemiczny 10,4
5. Przemysł spożywczy 8,4
6. Hutnictwo żelaza i stali 7,8
7. Hutnictwo szkła 8,0
8. Producenci materiałów budowlanych i ceramicznych 7,9
9. Pozostali odbiorcy przemysłowi 17,9
Widać zatem, że spodziewany jest wzrost wykorzystania gazu ziemnego do wytwarzania
energii elektrycznej. Takie rozwiązanie charakteryzuje się niskimi nakładami inwestycyj-
nymi, wysokim stopniem elastycznoS
ci pracy układu wytwórczego, stosunkowo niskimi
emisjami zanieczyszczeń (brak odpadów stałych) oraz krótkim okresem budowy. Barierą dla
szerszego wykorzystania paliwa gazowego w elektroenergetyce są jego wysokie koszty
(ceny gazu ziemnego są uzależnione od cen ropy naftowej na giełdach S
wiatowych, a te są
rekordowo wysokie w ostatnich miesiącach, rekord cenowy  147,27 dolarów za baryłkę 
lipiec 2008).
Rys. 3. Prognoza zapotrzebowania na gaz w UE do 2030 r. oraz struktura jego zużycia [Mtoe]
Fig. 3. The forecast of gas demand in EU till 2030 and the structure of its consumption [Mtoe]
332
3. Główne uwarunkowania sektora wytwarzania
energii elektrycznej w Polsce
Sektor wytwarzania energii elektrycznej w Polsce oparty jest na paliwach stałych (rys. 4).
Łączny udział węgla to około 94%. W S
wiatowej strukturze węgiel także plasuje się na
pierwszym miejscu z udziałem na poziomie 40% (wysoki udział węgla, oprócz naszego
kraju, jest w RPA  93%, Australii  80% i Chinach  78%). Udział gazu ziemnego w 2007 r.
wyniósł 2,8%. Większe gazowe jednostki wytwórcze (moc powyżej 50 MW) są 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
wzrastający udział energii elektrycznej wytwarzanej w oparciu o odnawialne x
ródła energii).
Obecnie trwają rozmowy na temat inwestycji w nowe bloki energetyczne oparte na gazie
ziemnym  dwa bloki po 400 MW każdy.
Rys. 4. Struktura wytwarzania energii elektrycznej według paliw
Fig. 4. The structure of electricity generation from particular fuels
W 2007 r. wielkoS
ć produkcji energii elektrycznej (brutto) to 159 453 GW�h, w sto-
sunku do 2006 r. zmniejszyła się o 2,5%. Natomiast wartoS
ć zużycia energii elektrycznej to
154 170 GW�h i w ciągu ostatnich 10 latach zużycie wzrosło o 11% (w odniesieniu do 2006 r.
wzrosło o niespełna 3%) (URE 2008; PSE  Operator SA 2008).
Przewiduje się dalszy wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną. Szacuje się,
że do 2030 r. zapotrzebowanie to wynosić będzie 279 800 GW�h (Polityka energetyczna...
2007).
Do jednych z najważniejszych obecnie wyzwań dla krajowego sektora wytwórczego
należy zaliczyć: niekorzystną strukturę wiekową obiektów, wysokoS
ć limitów CO2 na
lata 2008 2012. Dla sprostania tym wyzwaniom niezbędne będą podwyżki cen energii
elektrycznej.
333
4. Koszty wytarzania energii elektrycznej
Koszty wytwarzania energii elektrycznej z węgla można podzielić na koszty zmienne
(koszty energii) oraz koszty stałe (koszty mocy). W kosztach zmiennych dominujący
udział mają koszty paliwa, pozostałe pozycje kalkulacyjne to koszty transportu paliwa do
elektrowni oraz koszty gospodarczego korzystania ze S
rodowiska. Do kosztów stałych
zalicza się koszty remontów, amortyzacji oraz wynagrodzeń (Gawlik, red., 2006).
Węgiel kamienny
Jak już wspomniano z węgla kamiennego wytwarza się najwięcej energii elektrycznej
zarówno w kraju, jak i na S
wiecie.
Koszty wytwarzania energii elektrycznej wyznaczono opierając się na równaniu (1):
(1)
KE =3,6 � [(KW+ES +EP+OS +T+EC+EN) � ( ) 1 + KS]
gdzie:
KE  koszty wytworzenia energii elektrycznej z węgla kamiennego [zł/MW�h],
KW  koszty węgla kamiennego [zł/GJ],
ES  koszty emisji SO2 powodowanej spalaniem węgla kamiennego [zł/GJ],
EP  koszty emisji pyłu powodowanej spalaniem węgla kamiennego [zł/GJ],
OS  koszty składowania odpadów stałych ze spalania węgla kamiennego [zł/GJ],
T  koszty transportu węgla o parametrach gwarancyjnych [zł/GJ],
EC  koszty emisji tlenków węgla powodowanej spalaniem węgla kamiennego
[zł/GJ],
EC ECCO2 ECCO
EN  koszty emisji tlenków azotu powodowanej spalaniem węgla kamiennego
[zł/GJ],
 sprawnoS
ć netto wytwarzania energii elektrycznej [%],
KS  suma kosztów stałych [zł/GJ].
Dla wyznaczenia kosztów wytwarzania energii elektrycznej z węgla kamiennego przy-
jęto S
rednie parametry jakoS
ciowe węgla w dostawach do energetyki zawodowej w 2006 r.;
Q = 21,6 MJ/kg, A = 20,1% i S = 0,83%. Koszty węgla kamiennego przyjęto jako S
rednie
koszty zakupu węgla energetycznego od czołowych krajowych producentów  Kompanii
Węglowej oraz Katowickiego Holdingu Węglowego (9,4 zł/GJ). Koszty transportu węgla
(4,7 zł/GJ) wyznaczono na podstawie następujących założeń: odległoS
ć transportu węgla 
300 km, obowiązująca taryfa PKP Cargo oraz informacja o 15% podwyżce od 1 wrzeS
nia
2008 r. Koszty związane z gospodarczym korzystania ze S
rodowiska, a więc koszty emisji:
SO2, pyłu, NOx, i tlenków węgla (EC ECCO2 ECCO ) wyznaczono zgodnie z metodyką
przedstawioną w publikacji (Lorenz 1999) oraz obowiązującymi stawkami opłat za
korzystanie ze S
ro- dowiska na 2008 roku wynoszą w sumie 0,3 zł/GJ (tab. 3).
334
TABELA 3
Koszty gospodarczego korzystania ze S
rodowiska przy produkcji energii elektrycznej z węgla kamiennego
TABLE 3
The costs of economic using of environment in the electricity generation from coal
Koszty gospodarczego korzystania
Lp. Wyszczególnienie Stawka opłat [zł/kg]
ze S
rodowiska [zł/GJ]
1. Tlenki węgla (CO + CO2) CO  0,11, CO2  0,23* 0,02
2. Ditlenek siarki SO2 0,43 0,31
3. Tlenki azotu NOx 043 0,13
4. Pyły 0,29 0,01
5. Odpady stałe 15,39 0,14
6. Razem  0,61
* Dla CO2 stawka jest podana w [zł/Mg]
SprawnoS
ć netto wytwarzania energii elektrycznej przyjęto na poziomie 37%, zaS
koszty
stałe uwzględniono poprzez relację w stosunku do ceny paliwa  63%. Ta relacja wynika
z danych struktury kosztów w elektroenergetyce opartej na węglu kamiennym. Zatem koszty
stałe przyjęto na poziomie 16,45 zł/GJ. Po wstawieniu do równania (1) poszczególnych
wielkoS
ci liczbowych otrzymuje się, że koszty wytwarzania energii elektrycznej z węgla
kamiennego to 202,16 zł/MW�h. OczywiS
cie, otrzymany wynik odpowiada przyjętym
wczeS
niej założeniom i nie może być utożsamiany jako np. S
rednie koszty wytwarzania
energii elektrycznej z węgla kamiennego. Przy założeniu, że nie uwzględnia się kosztów
transportu kolejowego (bezpoS
rednie sąsiedztwo) kopalnia  elektrownia; wówczas koszty
będą na poziomie 156,43 zł/MW�h.
Węgiel brunatny
Węgiel brunatny to najtańszy noS
nik energii pierwotnej do wytwarzania energii elek-
trycznej w krajowym sektorze elektroenergetycznym. Koszty wytwarzania energii elek-
trycznej z węgla brunatnego są około 30% niższe niż te z węgla kamiennego (Kasztelewicz
i in. 2007). Koszty wytwarzania energii elektrycznej z węgla brunatnego wyznaczono
analogicznie jak dla węgla kamiennego, korzystając ze wzoru (1). W przypadku węgla
brunatnego  z uwagi na bezpoS
rednie sąsiedztwo kopalnia  elektrownia nie uwzględnia się
kosztów transportu (T). Do analizy kosztów energii elektrycznej z węgla brunatnego wzięto
pod uwagę węgiel o parametrach: Q = 8,7 MJ/kg, A = 10,0%, S = 0,62%. Koszty paliwa
przyjęto na poziomie 5,4 zł/GJ. Koszty gospodarczego korzystania ze S
rodowiska wyno-
szą łącznie 0,26 zł/GJ (przy przyjętych założeniach: mokre odsiarczanie spalin  92%
sprawnoS
ć, S
rednia sprawnoS
ć odpylania  99,7%), sprawnoS
ć netto elektrowni  36%.
Koszty stałe przyjęto na poziomie 12,2 zł/GJ. Po uwzględnieniu powyższych założeń
obliczono koszty wytwarzania energii elektrycznej z węgla brunatnego  27,92 zł/GJ to
jest 100,52 zł/MW�h.
335
Gaz ziemny
Wytwarzanie energii elektrycznej na bazie gazu ziemnego może być realizowane w sil-
nikach gazowych i turbinach gazowych (na mniejszą skalę  z reguły do kilkunastu MW)
oraz w blokach gazowo-parowych (na większą skalę  od kilkudziesięciu do kilkuset MW).
Ważną zaletą gazowych technologii wytwórczych jest możliwoS
ć produkcji energii elek-
trycznej i ciepła w skojarzeniu, dzięki temu wzrasta sprawnoS
ć całkowita tego procesu.
Analizując koszty wytwarzania energii elektrycznej z gazu ziemnego w poszczególnych
technologiach gazowych (silnik gazowy, turbina, blok gazowo-parowy) należy uwzględnić
założenia wynikające z reżimu ich pracy. Dla analizy kosztów energii elektrycznej wzięto
pod uwagę wytwarzanie energii elektrycznej z gazu ziemnego wysokomentanowego
w bloku gazowo-parowym. Koszty te można zapisać za pomocą równania (2):
(2)
KE =3,6 � [(GZ + SR) � ( ) 1 + KS]
KE  koszty wytworzenia energii elektrycznej z gazu ziemnego [zł/GJ],
GZ  koszty gazu ziemnego [zł/GJ],
SR  koszty gospodarczego korzystania ze S
rodowiska powodowane spalaniem gazu;
suma kosztów emisji tlenków węgla, tlenków azotu oraz tlenków siarki [zł/GJ],
 sprawnoS
ć gazowej jednostki wytwórczej,
KS  suma kosztów stałych [zł/GJ].
W przypadku technologii gazowych koszty gospodarczego korzystania ze S
rodowiska
mają niską wartoS
ć  przyjęto 0,03 zł/GJ, koszty serwisu przyjęto na poziomie 1,83 zł/GJ
(analogicznie jak w jednej z elektrociepłowni gazowych). Koszty gazu ziemnego obliczono
według obowiązujące taryfy Karpackiego Operatora Systemu Dystrybucyjnego z siedzibą
w Tarnowie (Taryfa dla usług dystrybucji paliwa gazowego nr 1) i wynoszą one 21,80 zł/GJ,
koszty stałe przyjęto na poziomie 17,26 zł/GJ. Po wstawieniu do (2) otrzymano wynik
62,72 zł/GJ  to jest 225,9 zł/kWh energii elektrycznej. Otrzymany wynik uwzględnia
podział kosztów paliwa  gazu ziemnego  na te kwalifikujące się do wytarzania energii
elektrycznej i ciepło. W przeciwnym razie (bez uwzględnienia kosztów paliwa przez-
naczonych do wytwarzania ciepła) wynik obliczeń byłby o około 20% większy.
Podsumowanie
Wyniki obliczeń potwierdzają tezę, że najniższe koszty wytwarzania energii elektrycznej
w krajowym sektorze wytwarzania energii elektrycznej, obserwuje się w przypadku węgla
brunatnego. Dla węgla kamiennego te koszty są znacznie wyższe (uwzględniono obowiązu-
jące w cennikach bieżące ceny producentów  w ostatnim roku wzrosły o około 25%). W przy-
padku wytwarzania energii elektrycznej z gazu ziemnego obserwuje się najwyższe ceny, gdyż
w strukturze wytwarzania energii elektrycznej dominujący udział mają koszty paliwa.
336
Należy podkreS
lić, że w obliczeniach nie uwzględniano dodatkowych kosztów zwią-
zanych z zakupem brakujących emisji CO2, a faktem jest, że przydział limitów CO2 dla
branży energetycznej na lata 2008 2012 nie pokryje się z wielkoS
cią emisji i zakup
będzie nieunikniony. WielkoS
ć emisji ditlenku węgla, w przypadku gazowych technologii
wytwór- czych, jest niższy niż dla węglowych, zatem w takim przypadku należy oczekiwać
wzrostu konkurencyjnoS
ci technologii gazowych. Wysokie koszty wytwarzania energii
elektrycznej z gazu wynikają głównie z wysokich kosztów gazu ziemnego  tak więc
współpraca PGNiG S.A. z firmami energetycznymi mająca na celu budowę bloków
gazowo-parowych na bazie gazu ziemnego ze złóż krajowych może spowodować, że
gaz ziemny będzie konkurencyjnym (dla węgla kamiennego) noS
nikiem do wytwarzania
energii elektrycznej.
Praca wykonana w ramach badań 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 węgla kamiennego i brunatnego w celu okreS
lenia
optymalnej struktury paliwowej produkcji energii elektrycznej. Wyd. IGSMiE PAN, Kraków.
Karpacki Operator Systemu Dystrybucyjnego z siedzibą w Tarnowie, 2008  Taryfa dla usług 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, półrocznik 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 ł W., K o z i o ł K., K l i c h J., 2007  Energetyka na węglu brunatnym  perspektywy
rozwoju. Polityka Energetyczna, 10 z. spec. 1 s. 163 183.
K l a n k M., 2007  Węgiel kamienny jako gwarant bezpieczeństwa energetycznego Polski i jego szanse
w Europie. Polityka Energetyczna, 10 z. spec. 1 s. 33 46.
Bilans Gospodarki Surowcami Mineralnymi Polski i R
wiata 2001 2005. Ministerstwo R
rodowiska 2007a
(praca pod redakcją 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 R
rodowiska 2007b
(Państwowy Instytut Geologiczny).
L o r e n z U., 1999 Metoda oceny wartoS
ci węgla kamiennego energetycznego uwzględniająca skutki
jego spalania dla S
rodowiska przyrodniczego. Studia Rozprawy Monografie nr 64. Wyd. IGSMiE PAN.
Kraków.
Obwieszczenie Ministra R
rodowiska z dnia 20 wrzeS
nia 2007 r. w sprawie wysokoS
ci stawek opłat za korzystanie
ze S
rodowiska na rok 2008 (M.P. z dnia 3 pax
dziernika 2007).
Paszcza H. , Sobczyk E. J. , St achurski 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. (obowiązuje 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.
337
PSE  Operator S.A. 2008  Operator Systemu Przesyłowego-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 bezpieczeństwa 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-
zględnieniem energetyki, w aspekcie wymogów ochrony S
rodowiska. Praca doktorska (niepublikowana).
Biblioteka Główna AGH.
Urząd Regulacji Energetyki  URE 2008  Biuletyny URE, Nr 3, maj 2008  Sprawozdanie z działalnoS
ci Prezesa
URE  2007.
MOŻLIWOR
CI KONKURENCYJNOR
CI GAZU ZIEMNEGO JAKO SUROWCA
DO WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ
Sł owa kl uczowe
Gaz ziemny, węgiel kamienny, węgiel brunatny, energia elektryczna
St reszczeni e
W artykule przedstawiono analizę kosztów wytwarzania energii elektrycznej z węgla brunatnego, węgla
kamiennego oraz gazu ziemnego, w ten sposób podjęto próbę oceny możliwoS
ci konkurencyjnoS
ci gazu ziemnego
jako surowca do wytwarzania energii elektrycznej. Przybliżono rolę gazu ziemnego w strukturze zasobów
surowców energetycznych Polski i S
wiata. Gaz ziemny i ropa naftowa mają bardzo niski udział w strukturze za-
sobów surowców energetycznych  około 1%. Przedstawiono wielkoS
ć oraz rozmieszczenie krajowych zasobów
gazu ziemnego. Uwzględniono podział na złoża lądowe i złoża zlokalizowane w polskiej strefie ekonomicznej
Morza Bałtyckiego. Scharakteryzowano uwarunkowania rozwoju rynku gazu ziemnego w Polsce (relacja po-
między wydobyciem, zużyciem i importem, obecne kierunki importu oraz plany dywersyfikacji dostaw gazu,
a także jednostkowe zużycie gazu ziemnego w Polsce na tle innych państw UE). Przybliżono krajowy sektor
wytwarzania energii elektrycznej (struktura wytwarzania, produkcja i zużycie energii elektrycznej). Następnie
przeprowadzono (przy odpowiednich założeniach) analizę kosztów wytwarzania energii elektrycznej z węgla
brunatnego, kamiennego i gazu ziemnego. Wyniki analizy ukazują, że obecnie w kraju najniższe koszty wy-
twarzania energii elektrycznej są w przypadku węgla brunatnego, wyższe dla węgla kamiennego i gazu ziemnego.
Wskazano na szanse rozwoju energetyki gazowej.
THE COMPETITIVENESS OF NATURAL GAS AS A RAW MATERIAL
FOR ELECTRICITY GENERATION
Key words
Natural gas, coal, lignite, electricity
Abst ract
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%.
338
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.