Jak „stworzyć przyszłość” w górnictwie cz 2

Ministerstwo Energii przedstawiło trzy scenariusze rozwoju górnictwa. Naszym zdaniem tylko jeden z nich jest realistyczny, ale właśnie tego wariantu resort chciałby uniknąć.

Kierownictwo resortu energii wciąż negocjuje ze związkami zawodowymi warunki połączenia Polskiej Grupy Górniczej i Katowickiego Holdingu Węglowego. Nie wiadomo co  ostatecznie zostanie podpisane, mamy nadzieję, że u związkowców zwycięży poczucie realizmu. Jeśli skupią się zarówno na próbie wynegocjowania zarówno wyższych płac jak obietnicy niezamykania wskazanych do likwidacji kopalń – „Sośnicy”, „Rydułtów” i „Śląska”, to skończy się to bardzo źle.

Fuzja PGG i KHW jest przewidziana w projekcie „Strategii dla górnictwa” (wersja z grudnia), którą przedstawiamy od wczoraj. W drugim odcinku zajmiemy się scenariuszami rozwoju górnictwa, a po części też energetyki, które w projekcie strategii się znalazły.

Scenariusz niski

W tym wariancie:

„opóźni się ukończenie budowanych nowych bloków w Jaworznie, Kozienicach i Opolu, nie ma programu modernizacji starych bloków o mocy 200 MW, a  zastąpią je jednostki nie zużywające węgla. Popyt spada o 4,3 mln ton.”

Także w elektrociepłowniach nastąpi zmiana paliwa. Z kolei w ciepłownictwie:

• „spadek zużycia węgla występuje w całym okresie prognozy, jednak najbardziej intensywny staje się po 2025 roku. Moc zainstalowana jednostek węglowych w ciepłowniach zostanie zredukowana o 60% i zastąpiona jednostkami wysokosprawnej kogeneracji zasilanymi paliwami innymi niż węgiel kamienny.
•  W latach 2016-2020 przewiduje się pozostawienie obecnej struktury mocy zainstalowanej w ciepłownictwie zawodowym i niezawodowym bez zmian (brak inwestycji), a wzrost zapotrzebowania na ciepło sieciowe będzie pokrywany z rezerw mocy i nowych źródeł.
•  Przyczyną redukcji mocy po 2025r. będą wymogi w zakresie dopuszczalnych emisji spalin z kotłów, zły stan jednostek wytwórczych oraz przejęcie produkcji ciepła przez konkurencyjne technologie wytwarzania ciepła w systemach ciepłowniczych (źródła opalane biomasą, ciepłownie geotermalne, gaz ziemny). Popyt w tym sektorze spada o 1 mln ton.

W gospodarstwach domowych popyt spadnie aż o 7,4 mln ton.

•  W latach 2016 – 2018 zmniejszenie popytu na węgiel o 5%/rok, co wynika z przyjętego założenia, że będą środki (RPO, NFOŚiGW) na dofinansowanie termomodernizacji budynków i wymianę kotłów.
•  W latach 2019-2024, z powodu zaostrzonych regulacji co do jakości paliw stałych dla rynku detalicznego, redukcja popytu wyniesie średnio 11%/rok (wymaga to wsparcia gospodarstw domowych środkami dotacyjnymi).
•  W latach 2025-2030 nastąpi spadek tempa redukcji popytu do średnio 9%/rok.

W sumie popyt spadnie więc o prawie 13 mln ton.

„W scenariuszu niskim przewiduje się ograniczenie użytkowania węgla kamiennego ogółem w gospodarce krajowej do 2030 r. o blisko ¼ w stosunku do roku 2015. (z 71,3 mln ton do 56,5 mln ton, w tym energetycznego do 49,5 mln ton, przy utrzymaniu zużycia węgla koksowego na poziomie 13,0 mln ton). Na łączny spadek zużycia 14,8 mln ponad połowa redukcji przypadnie na gospodarstwa domowe (7,5 mln ton), a na energetykę zawodową 4,2 mln ton. Jest to scenariusz najmniej kosztowny, pozostawiający siłom rynkowym rozwiązywanie problemów związanych z ewentualnymi inwestycjami w sektorze energetyki zawodowej, ale rodzący problemy dla górnictwa węgla kamiennego, które do 2030 r. straci znaczącą cześć rynku dla swej produkcji” – czytamy w projekcie „Strategii”.
 
Wydaje się, że jest to scenariusz najbardziej realistyczny, uwzględniający to co dzieje się z popytem na węgiel kamienny do tej pory, uwzględniający realne możliwości inwestycyjne sektora oraz rozwój odnawialnych źródeł energii.

Scenariusz pośredni, tzw. referencyjny

W energetyce nastąpi:

• „wdrożenie odpowiednich instrumentów polityki energetycznej ukierunkowanych na utrzymanie kluczowej roli węgla kamiennego w miksie energetycznym Polski. W tym celu przyjęty i wdrożony powinien zostać program modernizacji wszystkich bloków klasy 200 MW (tzw. Program 200+). Ponadto nastąpić powinno terminowe oddanie do eksploatacji budowanych bloków na węglu kamiennym (w El. Jaworzno, El. Kozienice oraz El. Opole).
• Pokrywanie rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną (wariant referencyjny prognozy popytu) przez nowe i istniejące jednostki na węglu kamiennym w nie więcej niż 50%.
•  Realizacja inwestycji odtworzeniowych dla odbudowy mocy kogeneracyjnych na węglu kamiennym. Realizacja tego zadania wymagać będzie wdrożenia odpowiednich narzędzi polityki energetycznej ukierunkowanych na wsparcie wysokosprawnej kogeneracji.

Z kolei ciepłownictwo czeka:

•  „spadek zużycia węgla w dwóch okresach: od 2016 do 2020 roku w najmniejszych jednostkach ciepłowniczych oraz 2020-2030 zarówno w małych jak i dużych ciepłowniach, które nie będą spełniać standardów emisji i nie mają potencjału dla poprawy efektywności energetycznej.
• – Realizacja pierwszego etapu jest związana z nowymi inwestycjami w infrastrukturę sieci ciepłowniczych miast oraz budowę nowych jednostek wytwórczych o wyższej sprawności.
• – Drugi etap będzie polegał na zastąpieniu mocy bloków ciepłowniczych wysokosprawną kogeneracją (migracja jednostek wytwórczych ciepła do energetyki zawodowej) opartą na węglu kamiennym (50%) i innych paliwach (50%).
• – Część przedsiębiorstw energetycznych wytwarzających ciepło posiada zdolności w zakresie realizacji kosztownych inwestycji w nowe moce bądź głębokie modernizacje posiadanych jednostek wytwórczych.
• – Alternatywnie powinien zostać wdrożony mechanizm rynku mocy, w którym dozwolony będzie udział w aukcjach mocy również dla jednostek kogeneracyjnych.
• – W tym kontekście, konieczne będzie wdrożenie instrumentów o długoterminowym horyzoncie funkcjonowania, ponieważ krótkoterminowe rozwiązania nie intensyfikują inwestycji w kapitałochłonne jednostki wytwórcze, w tym na węglu kamiennym.
• Spadek zużycia węgla w dwóch okresach: od 2016 do 2020 roku w najmniejszych jednostkach ciepłowniczych oraz 2020-2030 zarówno w małych jak i dużych ciepłowniach, które nie będą spełniać standardów emisji i nie mają potencjału dla poprawy efektywności energetycznej.
• – Realizacja pierwszego etapu jest związana z nowymi inwestycjami w infrastrukturę sieci ciepłowniczych miast oraz budowę nowych jednostek wytwórczych o wyższej sprawności.
• – Drugi etap będzie polegał na zastąpieniu mocy bloków ciepłowniczych wysokosprawną kogeneracją (migracja jednostek wytwórczych ciepła do energetyki zawodowej) opartą na węglu kamiennym (50%) i innych paliwach (50%).
• – Część przedsiębiorstw energetycznych wytwarzających ciepło posiada zdolności w zakresie realizacji kosztownych inwestycji w nowe moce bądź głębokie modernizacje posiadanych jednostek wytwórczych.

W gospodarstwach domowych spadek zużycia węgla także ma być mniejszy, wyniesie 4,7 mln ton, bo normy środowiskowe będą zaostrzane wolniej.

Co resort energii napisał o tym scenariuszu?
„Nastąpi utrzymanie aktualnego poziomu zapotrzebowania na węgiel kamienny ogółem (ok. 70 – 71 mln ton rocznie, w tym energetyczny 57 – 58 mln ton, a koksowy 13,0 mln ton). Zmianie ulegnie jednak struktura zużycia – wzrost w energetyce zawodowej o 5,7 mln ton zostanie zredukowany spadkiem w gospodarstwach domowych o 4,7 mln ton. Realizacja scenariusza będzie wymagała wsparcia rządu. Można w nim dochować wymagań dyrektyw IED i MCP w ciepłownictwie poprzez stworzenie perspektywy na ich dalsze funkcjonowanie, co uruchomi środki własne przedsiębiorstw ciepłowniczych do inwestycji modernizacyjnych, dostosowujących je do wymogów funkcjonowania. Te działania mogą prowadzić do zmiany struktury wykorzystywanych paliw poprzez wykorzystanie zasobów lokalnych: gazu, odpadów komunalnych lub zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii do produkcji ciepła.
W drugim etapie nastąpi likwidacja części ciepłowni i zastąpienie ich produkcji wysokosprawną kogeneracją realizowaną w energetyce zawodowej. To z kolei wiąże się z koniecznością realizacji inwestycji odtworzeniowych dla odbudowy mocy kogeneracyjnych na węglu kamiennym w podmiotach energetyki zawodowej. Realizacja tego zadania wymagać będzie wdrożenia odpowiednich narzędzi polityki energetycznej ukierunkowanych na wsparcie wysokosprawnej kogeneracji.
Alternatywnie, wdrożony powinien zostać mechanizm rynku mocy, w którym dozwolony będzie udział w aukcjach mocy również przez jednostki kogeneracyjne. W tym kontekście, konieczne będzie wdrożenie instrumentów o długoterminowym horyzoncie funkcjonowania, ponieważ krótkoterminowe rozwiązania nie intensyfikują inwestycji w kapitałochłonne jednostki wytwórcze, w tym na węglu kamiennym.

Dodatkowo uruchomiona zostanie instalacja zgazowania węgla, zapewne w kędzierzyńskich Azotach.

Żeby ocenić czy ten scenariusz jest realny należałoby sprawdzić jak się on ma do zapotrzebowania na energię.  – W dokumencie nie podaje się konkretnych wartości prognozowanego zużycia i produkcji energii elektrycznej, jest jedynie informacja, iż „do sporządzenia bilansu mocy wykorzystano” m.in. dane PSE i „informacje branżowe” – wyjaśnia Paweł Skowroński z Instytutu Techniki Cieplnej Politechniki Warszawskiej.
Brak jest między innymi informacji, co do założeń o rozwoju OZE oraz wielkości produkcji energii elektrycznej w oparciu o węgiel brunatny, zwłaszcza w Elektrowni Turów i w PAK.
Dokument nie odnosi się do kwestii ewentualnie wymaganego udziału energii elektrycznej wytwarzanej w OZE w łącznej ilości wytwarzanej energii elektrycznej w 2030 r. (potencjalnie 30%).
 
Dla oceny na ile planowany przez ME wzrost zużycia węgla przełoży się na zużycie prądu, Paweł Skowroński poczynił następujące założenia:

•        nie więcej niż 50% wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną miałoby być pokryte przez     dodatkową produkcję w elektrowniach opalanych węglem kamiennym – jak to przyjęto w omawianym dokumencie, w założeniach do scenariusza referencyjnego,
•    pomija się zmiany produkcji energii elektrycznej na węglu brunatnym i na gazie ziemnym, poza to ewentualnie służyłoby pokryciu drugich 50% wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną,
• –        bloki nadkrytyczne powinny mieć niemniejszy roczny czas wykorzystania mocy zainstalowanej co bloki podkrytyczne (a w zasadzie przecież – dużo większy, bo będą bardziej konkurencyjne)
•        nie powstaną inne bloki nadkrytyczne na węglu kamiennym poza Opolem, Jaworznem i Kozienicami,   to można oszacować, że podana w scenariuszu referencyjnym prognoza wzrostu zużycia węgla energetycznego do produkcji energii elektrycznej (o 5,7 mln t rocznie w 2030 r.) odpowiada wzrostowi energii elektrycznej brutto w latach 2015-2030 o ponad 23%.

Moim zdaniem założenie, że w okresie od 2015 do 2030 produkcja brutto wzrośnie o 23% (zatem podobnie wzrośnie zapotrzebowanie) jest ryzykowne. Przy obecnym sposobie i celach użytkowania energii elektrycznej spodziewałbym się raczej wzrostu nie przekraczającego 10-12 proc.
Z drugiej strony, taki wzrost zużycia energii elektrycznej byłby możliwy, jeśli w powszechne użycie weszłyby samochody elektryczne. Wówczas jednak, zwiększając zużycie energii elektrycznej w transporcie i jej produkcję w oparciu o węgiel, i jednocześnie zmniejszając zużycie paliw silnikowych (benzyn i  oleju napędowego) zwiększymy emisję CO2 – puentuje Skowroński.

Kwestię samochodów elektrycznych zużywających prąd pochodzący w większości z węgla WysokieNapiecie.pl opisywało tutaj. Co gorsza, przenosimy wówczas emisję z transportu ( nieobjętego koniecznością kupowania uprawnień do emisji) do energetyki, obciążonej kosztami systemu ETS.
A trzeba tu dodać, że od 2006 r. zapotrzebowanie na prąd stoi w miejscu albo wzrasta minimalnie wbrew bardzo entuzjastycznym prognozom sprzed kilkunastu lat.

Narzędzia zrobią wszystko?

Ministerstwo Energii przedstawiło również scenariusz wzrostu zużycia węgla. Zakłada on oddanie nowego bloku w Ostrołęce, a w sumie wzrost zużycia węgla w energetyce o 15,5 mln ton. Kto chce, niech wierzy…

Projekt strategii zakłada, że wszystkie scenariusze są możliwe do realizacji, jest to wyłącznie kwestia narzędzi. To chyba zbyt optymistyczne założenie, zważywszy, że przyszłość energetyki rozstrzyga się w ogromnym stopniu na szczeblu unijnym, nie krajowym. Projekt strategii nie przewiduje też, żeby jakakolwiek rewolucja technologiczna w energetyce dotarła do Polski.

Ale najciekawsze jest to, że autorzy strategii zakładają, że polski węgiel energetyczny w ogóle nie będzie eksportowany. Nie ma tam ani słowa o możliwościach zwiększenia sprzedaży surowca na rynki zagraniczne. To z jednej strony dowód realizmu – polski węgiel energetyczny jest kiepskiej jakości, bardzo zasiarczony i ma niższą wartość opałową, przez lata za granicą był sprzedawany poniżej cen krajowych, de facto ze stratą dla kopalń.

 Z drugiej strony ciśnie się na usta pytanie – ile można inwestować w produkt, który ma minimalną wartość eksportową? Niemcy włożyli 100 mld euro w swoją Energiewende, ale eksport technologii z nimi związanych wynosi co roku ok. 10 mld euro. Spośród  371 tys. ludzi zatrudnionych nad Renem i Łabą w sektorze OZE, 100 tys. związanych jest z produkcją na eksport. Ze 120 tys. pomp ciepła wyprodukowanych w Niemczech w 2014 r.  aż 80 tys. sprzedano za granicą. Dla porównania: równie wysokie  wskaźniki eksportowe powyżej 60 proc. produkcji mają niemieckie fabryki motoryzacyjne. Podobną strategię stosują Chińczycy.

Czy pompowanie coraz większych publicznych pieniędzy w surowiec, które ma szanse zaistnieć tylko na krajowym rynku, jest sensowne? Projekt strategii w obecnej wersji nie daje niestety odpowiedzi na to pytanie, zakłada bowiem, że utrzymywanie obecnej roli węgla w energetyce to kwestia bezpieczeństwa energetycznego Polski. To jest oczywiście poważny argument, tyle, że Polska już jest importerem węgla netto, a nie ma żadnej gwarancji, że za 15 lat sytuacja się zmieni. Jeśli ceny tego surowca spadną znowu do 40-50 dol. za tonę, to śląskie górnictwo tego nie wytrzyma. Jeśli zaś ceny węgla będą rosnąć, to taniejące i częściowo wciąż dotowane nowe technologie będą coraz bardziej konkurencyjne i będą wypierać węgiel.

Dobry program dla górnictwa powinien jakoś odpowiedzieć na te dylematy.