Mocy przybywaj w polskiej chemii

• Strona główna
• Artykuły
• Mocy przybywaj w polskiej chemii

2014-10-16

Problemy polskiej energetyki
Polski sektor energetyczny stoi obecnie przed poważnymi wyzwaniami. W jednym z raportów Najwyższej Izby Kontroli napisano wprost, że Polska musi przygotować się na możliwe zagrożenie dostaw energii elektrycznej po 2015 r. Nie będzie ono jednak spowodowane złym stanem sieci przesyłowych, lecz koniecznością wyłączenia wielu przestarzałych bloków wytwarzających energię oraz niezbędnymi remontami.

Wysokie zapotrzebowanie na energię, nieadekwatny poziom rozwoju infrastruktury wytwórczej i transportowej paliw i energii – duża część aktywów produkcji energii (stanowiąca 44% obecnie wytwarzanej energii w Polsce) ma ponad 30 lat – a także znaczne uzależnienie od zewnętrznych dostaw gazu ziemnego i niemal pełne uzależnienie od dostaw ropy naftowej powodują konieczność podjęcia działań zapobiegających pogorszeniu się sytuacji odbiorców paliw i energii, a tymi są firmy z branży chemicznej.

Przemysł chemiczny odpowiada w naszym kraju za ok. 25% finalnego zużycia energii przypadającej na cały przemysł przetwórczy i wyprzedza w tej klasyfikacji sektor mineralny i hutniczy. Największe firmy chemiczne same zajmują się wytwarzaniem energii i również zaopatrywaniem w nią oraz gaz, parę wodną, gorącą wodę innych podmiotów gospodarczych znajdujących się w pobliskiej lokalizacji. Jako takie powinny więc aktywnie uczestniczyć w polityce energetycznej kraju.

Warto przy tym zaznaczyć, że wskaźnik energochłonności dla rodzimego przemysłu chemicznego na przestrzeni ostatnich 10 lat znacznie zmalał. Spadł z poziomu 1,563 kgoe/euro05 w 2002 r. do poziomu 1,118 kgoe/euro05 obecnie (kgoe – kilogram oleju ekwiwalentnego, euro05 - wartość euro wyrażona w kursie rynkowym w 2005 r.). Wciąż jest on jednak o prawie 20% wyższy niż średnia wartość przypadająca na państwa zachodnioeuropejskie. W ujęciu globalnym aktualnie wartość światowej produkcji chemicznej wynosi ok. 170% produkcji z 1990 r., przy czym zużycie energii zmniejszyło się w tym okresie do poziomu 80% bazowego zużycia z 1990 r. Wynik ten świadczy o ewidentnym minimalizowaniu stopnia energochłonności branży. Dalszy jej rozwój wciąż jednak musi się opierać na oddzieleniu trendu jej wzrostu od trendu wzrostu zużycia energii.

Największym wyzwaniem związanym z poprawą energochłonności jest w naszych warunkach dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej oraz modernizacja energetyki i ciepłownictwa (jednostek wytwórczych, sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, a także ich rozwój). Przykładowo w Grupie Ciech w 2012 r. zakończono pięcioletnią inwestycję polegającą na unowocześnieniu elektrociepłowni w Janikowie. W jej wyniku poprawiono efektywność kosztową oraz energetyczną produkcji sody. Zwiększono wydajność energetyczną o 25%, ulepszono sprawność energetyczną do 91% (energia cieplna stanowi najwyższy składnik kosztów produkcji sody), umożliwiono redukcję zużycia węgla w spółce o 1,65% oraz pozwolono na zmniejszenie emisji gazów. W kolejnym etapie przystąpiono do sporządzenia analizy technicznej i finansowej dalszej kompleksowej modernizacji elektrociepłowni w Sodzie Polskiej Ciech.

Aktualnie w krajowym przemyśle chemicznym realizowanych jest też kilka innych projektów energetycznych, a na ich przykładzie można dostrzec coraz lepszy klimat dla energetyki opartej na gazie, choć trzeba pamiętać, że to dalsze wykorzystanie węgla, jako głównego paliwa dla elektroenergetyki zakłada polityka energetyczna naszego państwa. Dostępne analizy wskazują, że jedynie pojawienie się w Polsce energii z atomu, do czego z oczywistych względów daleko, obniży zapotrzebowanie na węgiel kamienny oraz na nowe moce korzystające z tego surowca. Z kolei pojawienie się dużych ilości gazu z łupków nie doprowadzi do masowego rozwoju energetyki gazowej, bo dalej będzie ona droższa od węglowej. Węgiel wciąż będzie zatem surowcem stosunkowo tanim, ale już jego zastosowanie może skutkować wysokimi opłatami z tytułu emisji dwutlenku węgla.

Pomimo świadomości tego typu ryzyka, lider krajowej chemii, czyli Grupa Azoty, już zapowiedziała, że przynajmniej do 2020 r. głównym źródłem energii cieplnej i elektrycznej dla kompleksów produkcyjnych w Tarnowie i Policach pozostaną istniejące elektrociepłownie węglowe.

Zamiast węgla w kierunku gazu?
Wprawdzie obecnie źródła wytwórcze wykorzystujące gaz ziemny odpowiadają w Polsce za jedynie kilka procent produkcji energii elektrycznej, to jednak wiadomo, że ten dotychczas niewielki udział gazu w strukturze paliwowej jest konsekwencją braku uzasadnienia ekonomicznego dla budowania w przeszłości jednostek gazowych. Przez lata taki stan wiązał się z jednej strony z wysokimi cenami gazu, zwłaszcza w porównaniu z cenami węgla, a z drugiej wypływał z nieistniejącego dawniej zagrożenia w postaci kosztów emisji CO₂. Przez całe lata brakowało zatem wystarczająco realnych zachęt, by przedsiębiorstwa znajdowały uzasadnienie do przestawiania się na gaz. Dzisiaj jednak z uwagi na fakt, że emisyjność jednostek gazowych w stosunku do węglowych jest znacząco niższa, a ceny uprawnień do emisji CO₂ mogą w przyszłości rosnąć, pytanie o opłacalność inwestycji w energetykę gazową staje się istotne.

Tym bardziej, że jak wskazuje opracowanie firmy PwC na temat relacji sektora gazowego i energetyki, nakłady inwestycyjne na źródła gazowe są niższe niż nakłady na jednostki węglowe. Jednostkowe nakłady na budowę bloku gazowo-parowego kształtują się na poziomie 0,80–0,95 mln euro/MWe, podczas gdy jednostkowe nakłady na budowę bloku węglowego wynoszą około 1,5–1,6 mln euro/MWe. Analizując wysokość nakładów na oba rodzaje źródeł, należy mieć jednak na uwadze znacznie krótszy okres eksploatacji jednostki gazowej (ok. 25 lat) w porównaniu do jednostki węglowej (nawet 35 lat), co częściowo niweluje efekt niższych nakładów. Blok gazowo-parowy klasy 450 MWe można wybudować w trzy lata. Tymczasem okres budowy porównywalnego bloku węglowego to minimum pięć lat.

Produkcja energii elektrycznej w Polsce według rodzajów nośników przedstawia się obecnie następująco: węgiel brunatny – 33,5%, węgiel kamienny – 50,6%, gaz ziemny – 3,3%, energia odnawialna w postaci biomasy, biogazu, wody i wiatru – 10,4%, pozostałe paliwa – 2%.

Zaznaczyć w tym miejscu trzeba, że co prawda zużycie węgla energetycznego w polskim przemyśle sukcesywnie maleje: w 2002 r. było to jeszcze 14,2 mln ton, a obecnie już tylko 7,6 mln ton, to jednak przemysł chemiczny jest jego bardzo stabilnym odbiorcą. W 2002 r. wykorzystywał 2,2 mln ton i po lekkim spadku do poziomu 1,8 mln ton w 2008 r., powrócił w 2013 r. do wyniku ok. 2,2 mln ton rocznie.

Przewagę węgla dobrze też widać, przywołując strukturę paliw i innych nośników energii pierwotnej zużywanych do wytworzenia energii elektrycznej w największych polskich spółkach chemicznych. Zestawienie przynosi takie oto wyniki:

• PKN Orlen: ciężki olej opałowy, tzw. gudron (30,02%), węgiel kamienny (25,52%), węgiel brunatny (15,06%), gaz ziemny (15,56%), odnawialne źródła energii (7,86%).
• Synthos: węgiel kamienny (89,10%), gaz z odmetanowania kopalń (10,80%).
• Grupa Azoty (jednostka w Tarnowie): węgiel kamienny (71,60%), węgiel brunatny (18,86%), OZE (6,16%), gaz ziemny (1,75%).
• Grupa Azoty Zakłady Azotowe Puławy: węgiel kamienny (51,73%), węgiel brunatny (35,13%), OZE (8,96%), gaz ziemny (4,18%).
• Grupa Azoty Zakłady Chemiczne Police (2011 r.): węgiel kamienny (54,7%), węgiel brunatny (28,3%), OZE (11,5%), gaz ziemny (3,3%).
• Grupa Azoty ZAK (2011 r.): węgiel kamienny (56,6%), węgiel brunatny (29,3%), gaz ziemny (7,6%), OZE (5,8%).

Kto i w jaki sposób inwestuje?
Jednym z ważniejszych na przestrzeni ostatnich kilku lat projektem w krajowej chemii związanym z rozwojem energetyki bazującej na węglu jest budowana w Grupie Azoty Zakłady Azotowe Kędzierzyn elektrociepłownia.

– Decyzja o wykorzystaniu węgla jako paliwa dla nowej elektrociepłowni opiera się głównie na wskaźnikach ekonomicznych i zasadności biznesowej, jak również kwestii logistyki. Koszt węgla jest niższy niż koszt gazu, dodatkowo spółka posiada infrastrukturę kolejową, co definiuje efektywną i nieograniczoną w mocach logistykę. Potencjał ilościowy w górnictwie pozwala zakładać bezpieczeństwo przyszłościowego pokrywania zapotrzebowania ZAK na ten surowiec. Analizując wahania cen węgla na rynkach światowych, notujemy względną stabilizację cenową. Dodatkowo, opłaty za emisję CO₂ oscylują na racjonalnym poziomie, nie wpływając znacząco na koszty wytwarzania ciepła – tłumaczy Adam Leszkiewicz, prezes zarządu Grupy Azoty ZAK.

Realizacja projektu elektrociepłowni w Kędzierzynie – Koźlu odbywa się etapowo. Uruchomienie obiektów objętych zakresem inwestycji o wartości ok. 300 mln zł planowane jest na pierwszy kwartał 2016 r. W tym kontekście dopowiedzieć należy, że ceny energii elektrycznej są rzecz jasna wypadkową cen węgla, uprawnień do emisji CO₂, zdolności transgranicznych oraz zapotrzebowania na nią. W minionym roku polskie firmy energetyczne zakładały wprawdzie wzrost opłat, ale wbrew tym przewidywaniom ceny zanotowały znaczący spadek. Również w 2014 r. spora produkcja węgla i koksu, a także znaczne ich zapasy utrzymują cenę węgla na stosunkowo niskim poziomie.

Z kolei kluczowym projektem z dziedziny energetyki gazowej jest aktualnie ten autorstwa PKN Orlen. Planuje on w latach 2013-2017 wydać 22,5 mld zł na inwestycje, w tym 4,2 mld zł na energetykę. Już teraz w Płocku działa największa nad Wisłą przemysłowa elektrociepłownia z zainstalowaną mocą rzędu 345 MWe.

CAŁY ARTYKUŁ ZNAJDĄ PAŃSTWO W NR 5/2014 "CHEMII I BIZNESU". ZAPRASZAMY.

CIECHZAKprzemysł chemicznyAnwilPKN OrlenenergiaSoda Polska Ciech