Przyszła rola węgla w Europie

Wstęp

Niniejszy artykuł opracowany został na podstawie opracowania "Przyszła rola węgla w Europie" wykonanego na zlecenie EURACOAL przez firmę PROGNOS AG.

Główną rolę w strukturze przyszłego europejskiego rynku produkcji energii elektrycznej będą miały decyzje polityczne zapadające w Unii Europejskiej. Ramowe założenia polityki energetycznej Unii Europejskiej zostały określone przez Radę Europy w marcu 2007 roku w tzw. Planie Działań Rady Europejskiej dotyczącym Europejskiej Polityki Energetycznej (1), w Komunikacie Komisji Europejskiej pt. "Zrównoważona produkcja energii z paliw kopalnych: cel - niemal zerowa emisja ze spalania węgla po 2020 roku" ze stycznia 2007 roku (2) oraz w dokumencie Komisji Europejskiej "Zielona Księga - Europejska strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii" z marca 2006 roku (3). Poza ambitnymi celami dotyczącymi ochrony klimatu, przyspieszonym rozwojem wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych oraz wzrostem sprawności energetycznej, w dokumentach tych wskazano na konieczność uzupełnienia wewnętrznych rynków gazu i energii elektrycznej oraz zapewnienia wolnego dostępu do sieci energetycznych i gazowych.

Działanie Europejskiego Systemu Handlu Emisjami (EU ETS) oraz wprowadzanie przydziałów na emisję CO₂, stawiają jednak pytania o przyszłe koszty pozyskiwania energii. W następnych latach gaz i węgiel będą musiały wypełnić lukę w zapotrzebowaniu na energię elektryczna, której nie będą w stanie sprostać energia nuklearna i energia odnawialna, a podstawowym czynnikiem determinującym wybór paliwa będą ceny węgla, gazu oraz CO₂.

Mając na uwadze powyższe zagadnienia europejski przemysł węglowy zrzeszony w EURACOAL podjął próbę kompleksowej analizy, która umożliwiłaby odpowiedź na pytania dotyczące przyszłej roli węgla w Europie. W czerwcu 2007 roku na zlecenie EURACOAL oraz zrzeszonych w nim firm i organizacji związanych z przemysłem węglowym w Europie, w tym Porozumienia Producentów Węgla Brunatnego, wykonane zostało studium, którego celem było określenie roli węgla w elektroenergetyce Europy do 2030 roku. Opracowanie wykonała firma Prognos AG z Niemiec i Szwajcarii (4) przy współudziale organizacji reprezentujących europejski przemysł paliw stałych.

Znaczenie węgla w Europie

Węgiel kamienny i brunatny stanowi dla Europy znaczące źródło energii. W ostatnich pięciu latach konsumpcja węgla w krajach dawnej Unii Europejskiej (EU-15) wzrastała o około 1% rocznie, osiągając obecnie około 314 milionów ton węgla ekwiwalentnego* (Mtce). W nowych krajach członkowskich (EU-12) nastąpił przyrost konsumpcji węgla do 145 Mtce. Kolejne 60 Mtce zużywane jest przez kraje sąsiedzkie Unii Europejskiej, nie wliczając w to krajów byłego Związku Radzieckiego, w których zużycie węgla wynosi około 250 Mtce. Z około 750 Mtce Europa (wraz z Rosją) jest trzecim konsumentem węgla w świecie, po Ameryce Północnej i Chinach. Zużycie węgla w Europie stanowi około 15% jego całkowitego światowego wykorzystania.

Największymi konsumentami węgla w UE są Niemcy i Polska. Europa jest w stanie pokryć znaczącą część zapotrzebowania na węgiel z własnych zasobów. Na Europę (bez byłych państw Związku Radzieckiego) przypada obecnie około 315 Mtce rocznej produkcji węgla, co stanowi 12% światowej produkcji. Liderami w produkcji węgla w UE są Niemcy i Polska. Razem produkują one 2/3 całkowitej ilości węgla eksploatowanego w UE. Pośród pozostałych państw dużymi producentami węgla są Grecja, Republika Czeska oraz Hiszpania i Wielka Brytania. W południowo-wschodniej części UE węgiel produkowany jest na Węgrzech, w Rumunii i Bułgarii. Węgiel produkowany jest także w innych krajach poza UE. W Europie istnieją zarówno duże rezerwy węgla kamiennego jak i węgla podbitumicznego i brunatnego, które są rozproszone regionalnie.

Znaczenie węgla dla systemu energetycznego Europy obrazuje także rozwój importu węgla. W celu pokrycia zapotrzebowania każdego roku importowane jest około 200 Mtce węgla głównie z Południowej Afryki, Australii, Kolumbii, Rosji i Ukrainy (rys. 1).

Rys. 1. Produkcja, import i konsumpcja węgla w EU-27 [Mtce]
(źródło: Przyszła Rola Węgla w Europie 2005-2030, Prognos 07).

Węgiel odgrywa znaczącą rolę przede wszystkim dla bezpiecznego i konkurencyjnego wytwarzania energii w UE. Na węglu bazuje ponad jedna czwarta produkcji energii elektrycznej w Europie, przy szacowanym wzroście na jej zapotrzebowanie na poziomie około 2% każdego roku.

Integracja europejskiego rynku energetycznego wyzwala konieczność wypracowania wspólnej strategii bezpiecznego zaopatrzenia w energię elektryczną, na bazie pewnego i dostępnego źródła energii, jakim w UE pozostaje węgiel.

Ponadto modernizacji wymagają europejskie elektrownie. Około 400.000 MW mocy zainstalowanych będzie musiało zostać zastąpionych przez nowe instalacje (rys 2). W okresie następnych 40 lat, co najmniej 2,5% z instalacji obecnie istniejących będzie musiało być każdego roku zastąpionych przez instalacje nowe.

Rys. 2. Odnawianie mocy zainstalowanych (baza danych Siemens/szacunki Prognos)
(źródło: Przyszła Rola Węgla w Europie 2005-2030, Prognos 07).

Rys. 3. Ceny jednostki przydziału emisji CO₂ oraz wolumen handlowy w pierwszych latach funkcjonowania ETS
(źródło: Przyszła Rola Węgla w Europie, 2005-2030, Prognos 07).

Zakres opracowania

Surowe restrykcje w ramach polityki ochrony środowiska połączone z Europejskim Systemem Handlu Emisjami mogą doprowadzić do wysokich cen emisji CO₂ i zmienić znaczenie węgla w Europie dla elektroenergetyki. Mając to na uwadze, omawiane opracowanie miało za cel ocenić bieżącą sytuację na rynku węgla, jak również określić przyszłe perspektywy dla węgla w Europie.

Głównym obiektem zainteresowania były kluczowe czynniki i determinanty europejskiego rynku energii elektrycznej, na przykład takie jak paliwo w procesie wytwarzania energii. W ujęciu regionalnym głównym obiektem zainteresowania były kraje będące głównymi producentami węgla (Polska, Niemcy, Wielka Brytania, Hiszpania, Grecja, Czechy, Węgry, Bułgaria i Rumunia) oraz główne rynki konsumenckie węgla (wyżej wymienione kraje oraz Francja, Włochy i Holandia). Ponadto wyniki studium przedstawiono łącznie dla wszystkich 27 krajów UE.

Dla określenia przyszłej roli węgla w metodyce analizy przyjęto różne scenariusze rozwoju rynku elektroenergetycznego, biorąc pod uwagę wielorakie czynniki wpływające na ten rynek, a przede wszystkim na wykorzystanie węgla. W opracowaniu przedstawione i wyjaśnione zostały wzajemne oddziaływania na siebie różnych czynników, również w kontekście decyzji dotyczących polityki energetycznej oraz zmian na międzynarodowym rynku energii elektrycznej. Wszystkie scenariusze zostały przeanalizowane i udokumentowane oddzielnie dla każdego z ww. krajów UE.

Analiza ta będzie w przyszłości bazą dla dyskusji i konsultacji dotyczących znaczenia węgla w elektroenergetyce europejskiej.

Scenariusze dla Przyszłej Roli Węgla w Europie

Dla wykonania studium opracowany i zbudowany został specjalny model obliczeniowy. W oparciu o końcowe zapotrzebowanie na energię, cenę paliw oraz założenia polityki energetycznej, model pozwala na obliczenie niezbędnych inwestycji oraz umożliwia podjęcie decyzji operacyjnych dla rynkowo zorientowanych prywatnych przedsiębiorstw działających na zliberalizowanych rynkach. Obliczenia wykonano dla wyżej wymienionych państw, w tym Polski, oraz łącznie dla wszystkich krajów UE.

Ogólne założenia wzrostu ekonomicznego, populacji oraz końcowego zapotrzebowania na energię zostały przyjęte na podstawie opracowania Komisji Europejskiej DG TREN "Energia i transport w Europie - trendy do 2030 roku (aktualizacja 2005 r.)" [DG TREN/NTUA 2006] (5).

W opracowaniu przyjęto i przeanalizowano następujące scenariusze:

• Base 5 Scenario. Opiera się o założenia ekonomiczne przedstawione w opracowaniu DG TREN/NTUA 2006 (5) i przyjmuje wysokie ceny paliw (tab. 1) przy stałej cenie CO₂ wynoszącej 5 Euro/t (cena pozwolenia na emisję w UE).
• Policy 15, 30, 45 Scenario. Bazując na tych samych (wysokich) cenach paliwa jak w scenariuszu poprzednim, przedstawia różne poziomy polityki ochrony środowiska, dla cen CO₂ wynoszących odpowiednio 15, 30 lub 45 Euro/t.
• Low Price Policy 15, 30 Scenario. W tym scenariuszu analizowane są dwie różne polityki ochrony klimatu przy umiarkowanych cenach paliw opartych na niemieckim Raporcie Energetycznym IV (6) (tab. 2) i cenach CO₂ wynoszących 15 Euro/t i 30 Euro/t.
• Tech 30 Scenario. Przedstawia przyspieszony postęp technologiczny bazujący na wysokich cenach paliw ze specjalnym naciskiem na wprowadzenie technologii wychwytywania i składowania węgla (CCS) przy cenie CO₂ wynoszącej 30 Euro/t.
• Tech 45 Scenario. Przedstawia ambitne strategie wprowadzania technologii wychwytywania i składowania węgla (CCS) i/lub rozszerzonych opcji energii nuklearnej przy wysokiej cenie CO₂ na poziomie 45 Euro/t i wysokich cenach paliw.

Tabela 1. Prognozowane ceny paliw w elektrowniach dla scenariusza podstawowego - Base [założenia oparte o trendy dla Unii Europejskiej 2005] (5).

Ceny paliw (elektrownie) (Trendy dla Unii Europejskiej 2006)		2010	2020	2030
Olej paliwowy	[Euro/MWh]	39	44,08	49,16
Ciężki olej paliwowy	[Euro/MWh]	21,28	24,93	29,05
Gaz	[Euro/MWh]	19,42	22,76	26,89
Węgiel kamienny	[Euro/MWh]	6,68	8,15	8,59
Węgiel brunatny	[Euro/MWh]	3,7	3,9	4,1
Energia nuklearna	[Euro/MWh]	3,13	3,18	3,3

Tabela 2. Prognozowane ceny paliw w elektrowniach dla scenariusza niskich cen - Low Prices [POGNOS/EWI 2005](6).

Ceny paliw (elektrownie) (ER IV)		2010	2020	2030
Olej paliwowy	[Euro/MWh]	29,06	32,65	36,27
Ciężki olej paliwowy	[Euro/MWh]	14,24	15,97	17,3
Gaz	[Euro/MWh]	13	14,58	16,02
Węgiel kamienny	[Euro/MWh]	6,19	6,55	6,7
Węgiel brunatny	[Euro/MWh]	3,6	3,6	3,6
Energia nuklearna	[Euro/MWh]	3,13	3,18	3,3

Założenia dotyczące technologii CCS i jej kosztów

Technologia CCS polegać ma na wychwytywaniu CO₂ ze spalin oraz jego wtłaczaniu pod ziemię do porowatych lub spękanych formacji geologicznych.

Wychwytywanie oraz wymagana kompresja CO₂ wymaga dużej ilości energii, co znacznie podnosi koszta operacyjne elektrowni wyposażonych w technologię CCS. Ponadto, nowe inwestycje związane są ze wzrostem kosztów kapitałowych. Koszty składowania oraz inne z tym związane wydatki podnoszą koszt produkcji energii elektrycznej o 40-80%.

Koszty technologii CCS zdominowane są przez koszty wychwytywania CO₂, podczas gdy koszty składowania oraz transportu są relatywnie niskie. Tabela 3 przedstawia koszty inwestycyjne elektrowni wyposażonych w technologię CCS. W porównaniu z odpowiednią elektrownią bez technologii CCS, są one od 50% (węgiel kamienny, węgiel brunatny) do 100% (gaz) wyższe.

W celu ukazania wpływu wprowadzenia technologii wychwytywania oraz składowania CO₂ na produkcję energii elektrycznej, opracowanie zawiera obliczenia dotyczące zarówno scenariusza przy cenie CO₂ wynoszącej 30 Euro/t (Tech 30), jak i scenariusza przy cenie CO₂ wynoszącej 45 Euro/t (Tech 45).

• Scenariusz Tech 45 oparty jest na idei "obowiązkowego wprowadzenia". Obniżenie kosztów instalacji jest identyczne jak pokazano to w tabeli 3. Począwszy od roku 2020, wszystkie rodzaje energetyki konwencjonalnej cieplnej wymagają wyposażenia w CCS.
• Scenariusz Tech 30 oparty jest na idei "przyspieszonego postępu technologicznego". W tym wypadku, począwszy od 2020 roku, obniżenie kosztów, jakie przedstawiono w tabeli 3, jest większe o 100 Euro/kW.

Po wychwyceniu skompresowany CO₂ musi zostać przetransportowany do odpowiednich miejsc składowania. Odbywa się to poprzez rurociąg, (co jest zazwyczaj najtańszą formą transportu) lub statkiem, kiedy nie są dostępne rurociągi. Obydwie metody są obecnie stosowane do transportu CO₂ dla innych zastosowań. Dla potrzeb opracowania przyjęto średnie koszta transportu na poziomie 4-6 Euro/t.

Dwutlenek węgla będzie wprowadzany bezpośrednio do podziemnych formacji geologicznych. Koszty składowania CO₂ są uzależnione od miejsca, jego położenia oraz wybranej metody jego wtłaczania. Jako odpowiednie miejsca jego składowania wskazywane są pola naftowe, pola gazowe, formacje solonośne oraz formacje bazaltowe wypełnione solą. Dla potrzeb opracowania przyjęto średnie koszty składowania na poziomie 2-4 Euro/t. Tak więc przyjęty dla niniejszego opracowania model zakładał średnie koszty transportu i składowania CO₂ na poziomie 10 Euro/t, które w przypadku Tech 30 obniżone zostały do 6 Euro/t.

Tabela 3. Prognoza kosztów inwestycyjnych dla elektrowni wyposażonych w technologię CCS [źródło: Przyszła Rola Węgla w Europie 2005-2030, Prognos 07].

Przyszłe technologie wychwytywania: koszty instalacji [Euro/kW]
Horyzont czasowy	2005	2010	2020	2030
Gaz
NGCC Post	1.200	1.140	1.020	900
Węgiel kamienny
IGCC	1.400	1.360	1.280	1.200
IGCC Pre	1.800	1.740	1.620	1.500
PC Post	1.700	1.650	1.550	1.400
PC Oxy	1.800	1.740	1.620	1.500
Węgiel brunatny
IGCC	1.500	1.460	1.380	1.300
IGCC Pre	1.900	1.840	1.720	1.600
PC Post	1.800	1.750	1.650	1.500
PC Oxy	1.900	1.840	1.720	1.600

• IGCC - Integrated Coal Gasification Cycle (technologia bloku gazowo-parowego ze zintegrowanym zgazowaniem paliwa)
• NGCC - Natural Gaz Combined Cycle (technologia bloku gazowo-parowego na gaz ziemny)
• PC - kotły pyłowe
• Pre - technologia wychwytywania przed spalaniem
• Post - technologia wychwytywania po spalaniu
• Oxy - echnologia "oxyfuel", spalania tlenem

Wyniki opracowania

Analiza wszystkich scenariuszy prowadzi do konkluzji, że produkcja energii elektrycznej w Europie bazować będzie głównie na wykorzystaniu paliw kopalnych, a koszty paliwa i bezpieczeństwo dostaw wskazują na potrzebę wykorzystania wszystkich rodzajów źródeł energii. O wiodącej roli w europejskim systemie wytwarzania energii elektrycznej decydować będzie różnica cen pomiędzy gazem i węglem, a także cena emisji CO₂, związana z przyjętymi zobowiązaniami w sprawie ochrony klimatycznej.

Relatywnie wysokie ceny energii, przyjmowane w scenariuszu Base 5 w połączeniu z niskimi cenami emisji CO₂ wynoszącymi 5 Euro/t, prowadzić będą do wzrastającego udziału węgla w produkcji energii elektrycznej i związanego z tym wzrostu emisji CO₂. Scenariusz ten należy jednak uznać za mało prawdopodobny.

Przy wysokich cenach gazu wykorzystanie tego paliwa na zliberalizowanym rynku energii elektrycznej jest konkurencyjne jedynie w przypadku, gdy cena emisji CO₂ wynosi powyżej 30 Euro/t.

Przy umiarkowanych cenach gazu elektrownie pracujące na węglu pozostawałyby konkurencyjne już przy cenie emisji CO₂ na poziomie 15 Euro/t. Wraz ze wzrostem cen CO₂ węgiel traci udział w rynku w stosunku do gazu. Przy cenach CO₂ powyżej 30 Euro/t zasadniczo wzrasta atrakcyjność wykorzystania gazu jako paliwa. Jednak podwojenie zapotrzebowania na gaz ze strony energetyki spowodowałoby z kolei szybki wzrost cen tego nośnika energii.

Znacząca redukcja emisji CO₂ możliwa byłaby w przypadku wykorzystania technologii jego przechwytywania i składowania (tzw. technologia CCS). Studium wskazuje, że już przy cenach CO₂ nieznacznie poniżej 30 Euro/t, wysoko sprawne elektrownie węglowe wyposażone w technologię CCS byłyby konkurencyjne na zliberalizowanym rynku energii elektrycznej po 2020 roku. Do tego potrzebne byłyby jednak odpowiednie bodźce motywacyjne. Jeżeli CCS byłby szeroko wykorzystany we wszystkich elektrowniach spalających paliwa kopalne po 2020, elektrownie opalane węglem kamiennym i brunatnym mogłyby mieć większy udział w wytwarzaniu energii elektrycznej. Istotnym jednak czynnikiem byłyby tu koszty CCS.

Szczególnie korzystne wydaje się stosowanie technologii CCS w przypadku elektrowni pracujących na węglu brunatnym. Pomimo niższej sprawności energetycznej, dzięki zastosowaniu technologii CCS, elektrownie pracujące na węglu brunatnym są szczególnie efektywne kosztowo, przy mniejszym koszcie paliwa. Zgodnie z założeniami scenariusza Tech 30, w przypadku węgla brunatnego krzywe kosztów dla konwencjonalnych technologii węglowych i technologii CCS są równorzędne już w 2018 roku, a w przypadku węgla kamiennego w 2030 roku. Zgodnie z założeniami scenariusza Tech 30 nie istnieje taki punkt przecięcia dla technologii CCS opartych na wykorzystaniu gazu (rys. 4).

Rys.4. Koszty całkowite wytwarzania energii przez nowe elektrownie przy 7.500 h/a dla scenariusza Tech 30 (Niemcy)
[źródło: Przyszła Rola Węgla w Europie 2005-2030, Prognos 07].

W opinii przemysłu węglowego polityka UE powinna zmierzać bardziej w kierunku wykorzystania technologii CCS, aniżeli przestawiania się na gaz. W takim bowiem wypadku będziemy mieli do czynienia nie tylko z ciągłym wzrostem cen gazu, ale również ze wzrostem kosztów produkcji energii elektrycznej, a przede wszystkim z uzależnieniem się od importu, a więc wzrostem ryzyka związanego z zaopatrzeniem UE w podstawowe źródła energii.

Z przeprowadzonych obliczeń wynika, że ograniczenie emisji CO₂ uzyskać można nie tylko przez proste przestawienie się na inne paliwa, ale również dzięki zastosowaniu technologii CCS.

Ze względu na większy popyt, wyższe ceny paliwa oraz kapitałochłonne technologie, do 2030 roku w UE będą wzrastać ceny energii elektrycznej. W zależności od różnych czynników przewiduje się wzrost cen od 0,4 do 1% w ciągu roku. W 2030 roku przewidywany koszt wytworzenia energii elektrycznej wyniesie między 58-73 Euro/MWh, z czego od 2-12 Euro przeznaczone zostanie na koszty pozwoleń. Należy przy tym zauważyć, że dla scenariusza Tech 30, wdrożenie technologii CCS nie oznacza wyższych kosztów energii elektrycznej. To dowodzi, że w UE możliwa jest redukcja emisji z relatywnie umiarkowanymi cenami energii elektrycznej, bez pozbycia się bezpieczeństwa dostaw i potencjału węgla.

Zarys prognozy dotyczącej roli węgla brunatnego w Polsce

Szczegółowa analiza dotycząca roli węgla w elektroenergetyce została przeprowadzona również dla Polski i objęła lata: 2005, 2010, 2015, 2020, 2025 i 2030. W opracowaniu przyjęto, że w roku 2030 produkcja energii elektrycznej w Polsce wyniesie około 289 tys. GWh, a z węgla brunatnego w zależności od przyjętego scenariusza produkowane będzie od ok. 21.000 GWh (Low 30) do ok. 81.000 GWh (Low 15) energii elektrycznej (rys. 5).

Rys. 5. Prognoza produkcji energii elektrycznej w Polsce w 2030 roku [GWh]
(źródło: Przyszła Rola Węgla w Europie 2005-2030, Prognos 07).

Całkowity koszt wytwarzania energii wyniesie od 12.215 mln Euro (Base 5) do 17.432 mln Euro (Policy 45), przy czym koszt wytwarzania energii z węgla brunatnego wyniesie od 1.309 mln Euro (Low 30) do 4.082 mln Euro (Tech 45) (rys. 6). Cena wyprodukowania 1 MWh z węgla brunatnego wyniesie od 28,9 Euro/MWh (Base 5) do 62 Euro/MWh (Low 30 i Policy 45). W przypadku scenariusza Tech 30 wyniesie ona 44,7 Euro/MWh.

Rys. 6. Prognoza kosztów produkcji energii elektrycznej w Polsce w 2030 roku [mln euro]
(źródło: Przyszła Rola Węgla w Europie 2005-2030, Prognos 07).

Biorąc pod uwagę emisję CO₂ najbardziej niekorzystne są scenariusze Base 5, Policy 15 i Low 15 z emisją około 65.000 kt CO₂, natomiast najniższa emisja występuje w przypadku scenariusza Low 30 (18.162 kt CO₂). W scenariuszach Policy 45, Tech 30 i Tech 45 emisja wynosi około 30.000 kt CO₂ (rys. 7).

Rys. 7. Prognoza emisji CO₂ w Polsce w 2030 roku w [kt CO₂]
(źródło: Przyszła Rola Węgla w Europie 2005-2030, Prognos 07).

Wydaje się, że z punktu widzenia przemysłu węgla brunatnego najmniej korzystne są scenariusze Policy 30, Policy 45, Low 30. Bardziej korzystne Base 5, Policy 15 i Low 15 wiążą się jednak z dużą emisją CO₂. Biorąc pod uwagę rozwój technologii CCS oraz wielkość emisji CO₂, korzystnym może być scenariusz Tech 30.

Przyjęcie scenariusza Tech 30 zakładającego uruchomienie technologii CCS, umożliwiłoby od 2025 roku stopniowy przyrost produkcji energii wytwarzanej z węgla brunatnego od 39.581 GWh w 2025 roku do 76.833 GWh w 2030 roku (rys. 8). Należy przy tym zauważyć, że w przypadku zastosowania technologii CCS produkcja energii elektrycznej w 2030 roku z wykorzystaniem technologii CCS byłaby wyższa (42.446 GWh), aniżeli z zastosowaniem konwencjonalnych technologii węglowych (34.387 GWh), a koszt jednostkowy produkcji energii z węgla brunatnego w elektrowniach konwencjonalnych (z uwzględnieniem kogeneracji) wyniósłby 52,6 Euro/MWh i byłby wyższy, niż w przypadku elektrowni wyposażonych w technologię CCS (38 Euro/MWh).

Rys. 8. Prognoza produkcji energii elektrycznej według nośników w latach 2005-2030 w Polsce [GWh]
(źródło: Przyszła Rola Węgla w Europie 2005-2030, Prognos 07).

Wnioski

Światowe rezerwy węgla są duże, a Europa posiada znaczną ich część. Węgiel jest ważnym paliwem pozyskiwanym w krajach Unii Europejskiej, które w istotny sposób przyczynia się do zredukowania uzależnienia od importu nośników energii.

W zależności od cen paliwa i emisji CO₂ węgiel ma więc dobre długoterminowe perspektywy oraz znakomitą pozycję konkurencyjną w wytwarzaniu energii elektrycznej w Unii Europejskiej. Zwłaszcza, przy założeniu wysokich cen paliw, węgiel może wyprzeć opcje energetyczne wykorzystujące gaz. Nawet przy umiarkowanych cenach gazu paliwa stałe pozostają konkurencyjne przy cenach CO₂ na poziomie 15 Euro/t.

Niemniej jednak, węgiel musi sprostać wyzwaniom związanym z ochroną środowiska. Dla średnio- i długookresowego wykorzystania węgla w sektorze elektroenergetycznym, zasadnicze znaczenie ma wdrożenie oraz systematyczny rozwój opcji CCS, celem wskazania ścieżek dla wytwarzania energii o zredukowanej ilości CO₂, przy opłacalnych kosztach produkcji.

Wdrożenie CCS wymaga jednak strategicznego oraz systematycznego podejścia zarówno ze strony sektora elektroenergetycznego, jak i instytucji państwowych. Podmioty sektora elektroenergetycznego winny podjąć poważne wysiłki celem uruchomienia zakładów pilotażowych i demonstracyjnych na dużą skalę już w połowie przyszłej dekady. Jednakże liczyć się należy z tym, że dla szerokiego rynkowego wdrożenia, technologia CCS nie będzie w dużych elektrowniach dostępna przed rokiem 2020.

Pełny tekst Raportu "Przyszła rola węgla w Europie (2007)" przygotowanego na zamówienie EURACOAL przez firmę Prognos AG, dostępny jest w języku angielskim na stronie internetowej EURACOAL: www.euracoal.org

dr Jacek Libicki

dr Jacek Szczepiński
PPWB

Materiały związane:

1. Plan Działań Rady Europejskiej (2007-2009). Europejska Polityka Energetyczna. (2007), 7224/1/07 REV1.
2. Komunikat Komisji Europejskiej "Zrównoważona produkcja energii z paliw kopalnych: cel - niemal zerowa emisja ze spalania węgla po 2020 roku" (2007), (KOM (2006) 843).
3. Komunikat Komisji Europejskiej "ZIELONA KSIĘGA - Europejska strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii" (2006), (KOM (2006) 105).
4. PROGNOS AG. "The Future Role of Coal in Europe (2007)".
5. DG TREN/NTUA. Mantzos, L.; Capros, P. i in. (2006) "Energia i transport w Europie - trendy do 2030 roku (aktualizacja 2005)". DG TREN.
6. PROGNOS/EWI. Schlesinger, Hofer, P. i in. (2005) Raport energetyczny IV, Basel, Kolonia: Prognos/EWI.

---

* Mtce: miliony ton węgla ekwiwalentnego, gdzie 1 tona = 29,3 GJ