Świat „uzależnił się” od energii elektrycznej. Elektryczność stała się nieodzowna w sterowaniu i napędach przemysłowych, w transporcie, telekomunikacji, dla funkcjonowania aglomeracji miejskich i każdego gospodarstwa domowego z osobna. Ze względu na rolę, jaką odgrywa w życiu społeczeństw, porównywana jest do krwioobiegu u człowieka.
Wykorzystanie energii elektrycznej rośnie na świecie w tempie ponad 2,5 proc. rocznie. W krajach Unii Europejskiej tempo to określane jest na poziomie 1,5 proc.
Tendencja wzrostowa występuje także w Polsce.

Zapotrzebowanie na energię elektryczną w naszym kraju będzie rosło szybciej niż w państwach dzisiejszej „piętnastki”. Po wstąpieniu do Unii Europejskiej naturalne stanie się dążenie do zrównania poziomu życia mieszkańców Polski z mieszkańcami Unii. Poziom życia społeczeństwa wyznacza poziom wykorzystania energii elektrycznej na mieszkańca tego społeczeństwa. Dlatego opierając się na doświadczeniach krajów przyjętych do Wspólnoty w latach 80., można spodziewać się co najmniej 3 proc. rocznego przyrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce po 2010 r.
Według przewidywań, w skali globu zapotrzebowanie to wzrośnie z 14500 TWh w 2000 r. do 24600 TWh w 2020 r. i 32000 w roku 2030. Energia elektryczna pochodzić będzie głównie z elektrowni cieplnych i jądrowych. Wymóg efektywności przemiany energii cieplnej w elektryczną oraz zaostrzające się normy ochrony środowiska spowodują konieczność wyłączenia z eksploatacji przestarzałych bloków energetycznych zasilanych paliwami stałymi (węglem kamiennym i węglem brunatnym). W latach 1997-2020 zostanie na świecie oddane do użytku ponad 2900 GW nowych mocy. Ponad jedna trzecia tego potencjału (ponad 1000 GW) będzie zbudowana w krajach wysoko rozwiniętych. Ok. 330 GW nowych mocy przeznaczy się na skompensowanie wycofywanych z ruchu starych elektrowni węglowych i jądrowych.
W Europie w 2000 r. wydobycie paliw stałych i gazowych osiągnęło poziom 496 Mtoe surowców energetycznych, w tym 268 Mtoe paliw stałych i 229 Mtoe paliw gazowych. Wydobycie gazu utrzymuje się na stałym poziomie, natomiast gwałtownie maleje wydobycie paliw stałych (w 1991 r. – 378 Mtoe, w 2000 – 221 Mtoe). Największy, bo prawie dwukrotny spadek wydobycia paliw stałych, notuje się w krajach UE (z ok. 200 Mtoe w 1999 r. do ok. 100 Mtoe w 2000 r.).Trudne warunki geologiczne oraz rosnąca zamożność obywateli powodują, iż węgiel w krajach Unii jest coraz droższy. Poziom wydobycia uzależniony jest od wysokości dotacji państwowych do przemysłu wydobywczego, m.in. w Niemczech i Hiszpanii. Unia Europejska staje się coraz bardziej zależna od importu surowców energetycznych.
Polska w niedługim czasie osiągnie obecny, średni poziom ekonomiczny krajów Unii przy wykorzystaniu energii elektrycznej na poziomie 6-7 MWh na mieszkańca rocznie. Oznacza to, że zapotrzebowanie netto wyniesie 230-265 TWh. Do wytworzenia takiej ilości energii (wyłączając energię wodną dostarczającą ok. 4 TWh rocznie) potrzeba elektrowni cieplnych o łącznej mocy 42 do 48 GW przy założeniu 40 proc. efektywności przetwarzania energii cieplnej w elektryczną od 51 do 56,6 Mtoe surowców energetycznych rocznie.
Po 2010 r. nastąpi wycofywanie z ruchu przestarzałych elektrowni i zastępowanie ich nowymi mocami wytwórczymi. Przewiduje się, iż w latach 2010-40 niezbędne będzie wprowadzenie do polskiego systemu elektroenergetycznego od 25 do 30 GW mocy w nowych elektrowniach. Będą one pracować przez 40-50 lat (tyle wynosi średnia żywotność elektrowni konwencjonalnych) i w takim horyzoncie czasowym należy analizować dostępność i ceny stosowanych surowców energetycznych.

Brunatnego - na 400 lat!
Energia elektryczna w Polsce w 97 proc. produkowana jest na bazie paliw stałych. Udział energii wytwarzanej w oparciu o węgiel kamienny stanowi przy tym ok. 63 proc. Taka struktura zużycia energii pierwotnej jest swoistym unikatem w skali europejskiej.
Uprzywilejowana pozycja węgla wynika z dwóch przyczyn:
· nadal znacznych zasobów węgli opałowych; w przypadku węgla brunatnego niepodważalnym atutem jest korzystne sprzężenie górniczej eksploatacji odkrywkowej z usytuowaniem elektrowni;
· z potencjału już istniejących zakładów energetyki zawodowej i przemysłowej, tzn. elektrociepłowni przemysłowych, elektrowni cieplnych i ciepłowni zawodowych oraz komunalnych spalających węgiel kamienny i brunatny.
W okresie ostatnich kilkunastu lat, tj. od transformacji ustrojowej w 1989 r., w Polsce nastąpił bardzo znaczny ubytek zasobów węgla kamiennego. Wpływ na to miała likwidacja kopalń (od 1991 r. ich liczba zmalała z 71 do 41) i związane z tym przekwalifikowanie bilansowych zasobów tych kopalń na pozabilansowe. Ponadto w 1994 r. wprowadzono nowe kryteria bilansowości zasobów węgla kamiennego i od tego czasu prowadzi się weryfikację zasobów w złożach czynnych i złożach niezagospodarowanych. Przewiduje się, że po zakończeniu prac weryfikacyjnych stan zasobów bilansowych zmniejszy się o ok. 50 proc. w stosunku do 1991 r.
Obecnie udokumentowane przemysłowe zasoby węgla kamiennego wynoszą 4596 mln t. Po uwzględnieniu strat związanych z eliminacją pokładów, a także partii złoża, które nie spełniają kryteriów ekonomicznej opłacalności - tak, aby można było zaliczyć je do zasobów operatywnych, ilość zasobów przemysłowych szacuje się na 3117 mln t. Wystarczalność zasobów węgla kamiennego można określić według zasobów udostępnionych w czynnych kopalniach na 28 lat, według zasobów udostępnionych i możliwych do udostępnienia w czynnych kopalniach - na 38 lat; według zasobów bilansowych złóż niezagospodarowanych, eksploatację można przedłużyć do 72 lat.
Pod względem posiadanych i nadających się do wykorzystania zasobów węgla brunatnego Polska należy do ścisłej czołówki światowej. Świadczy o tym posiadanie prawie 14 mld t zasobów bilansowych i 58 mld t zasobów w złożach perspektywicznych. Przy utrzymaniu wydobycia węgla na aktualnym poziomie ok. 60 mln t rocznie, zasobów w udokumentowanych złożach starczy na ponad 400 lat. Jednakże mankamentem zalegania krajowych złóż węgla brunatnego jest fakt, iż zasoby w czynnych obecnie czterech kopalniach stanowią niespełna 15 proc. udokumentowanych bilansowych zasobów tego paliwa. Pełne wykorzystanie tych zasobów może zapewnić utrzymanie wydobycia węgla na obecnym poziomie przez zaledwie ok. 20 lat, natomiast przez następne 20-25 lat następowałoby sukcesywne zmniejszanie jego wydobycia aż do całkowitego jego zaniku. Jednym z rozwiązań mających na celu utrzymanie znaczącego wydobycia węgla brunatnego w przyszłości jest uruchomienie nowego zagłębia górniczo-energetycznego opierającego się na złożu Legnica.

Udział węgla brunatnego w wytworzeniu energii elektrycznej ogółem w kraju, oscyluje wokół 30 proc. Węgiel spalany jest w elektrowniach o łącznej mocy 8833 MW(25,4 proc. mocy zainstalowanej w polskich elektrowniach).
Przyjmując poziom krajowej produkcji węgla kamiennego na poziomie 100 mln t (wartość opałowa 21 500 MJ/kg) oraz węgla brunatnego na poziomie 65 mln t (wartość opałowa 8500 MJ/kg), łączna produkcja tych surowców energetycznych osiągnie poziom 64 Mtoe. W przypadku osiągnięcia średniego poziomu wykorzystania energii w krajach Unii Europejskiej, zapotrzebowanie źródeł energii elektrycznej na krajowe surowce energetyczne zbliży się do poziomu wydobycia.

Polska - importerem…
Polska już obecnie jest importerem surowców energetycznych. Rozwój gospodarczy kraju pogłębi ten deficyt. Coraz trudniejsze warunki geologiczne wydobycia oraz wzrost zamożności społeczeństwa spowodują nieopłacalność wydobycia rodzimych zasobów węgla kamiennego. Alternatywą jest import tzw. taniego węgla z Rosji, Kazachstanu, RPA. Wymogi ochrony środowiska i lokalne koszty wymuszą także ograniczenie wydobycia węgla brunatnego. Jego spalaniu towarzyszy największa emisja CO2, który jest głównym sprawcą efektu cieplarnianego. Aż o połowę niższa emisja CO2 towarzyszy spalaniu gazu ziemnego, nazywanego paliwem XXI wieku. Polska należy jednak do krajów średnio lub nawet mało zasobnych w ten surowiec. Stan zasobów prognostycznych oceniany jest na poziomie od 400 do 600 mld m sześc. Stan zasobów wydobywalnych w 2001 r. oszacowano na 138654 mln m sześc. Eksploatowanych jest 180 z 244 złóż gazu ziemnego.

Niskie rezerwy mocy
W Polsce wciąż najbardziej opłacalne jest wykorzystywanie paliw stałych. Koszt pozyskania energii z różnych paliw w 2000 r. kształtował się następująco (zł/GJ): węgiel brunatny – 4,16, miał węglowy z węgla kamiennego – 7,41; węgiel kamienny gruby – 13,44; gaz ziemny - 24,55; olej opałowy –33,50. Uwzględniając całkowity koszt wytwarzania energii elektrycznej w nowoczesnych jednostkach wytwórczych, w elektrowni węglowej wynosi on 135-150 zł/MWh, podczas gdy w elektrowni gazowo-parowej od 145 do 160 zł/MWh.
W przyszłości jednak te relacje będą się zmieniać na korzyść paliw gazowych ze względu na wzrost opłat za korzystanie ze środowiska w przypadku węgla. Nadal jednak głównym nośnikiem energii pozostanie węgiel kamienny i brunatny. Węglowo-gazowy model gospodarki energetycznej, który eksperci oceniają jako najwłaściwszy dla Polski, zakłada iż w podstawie krajowego systemu elektroenergetycznego znajdzie się węgiel, zaś wzrost zużycia gazu ziemnego nastąpi w energetyce tzw. rozproszonej i w sektorze komunalnym.
W 2002 r. polskie górnictwo węgla kamiennego wydobyło 102 mln t, z czego do energetyki zawodowej trafiło ok. 41 mln t. Wyeksportowano ponad 22,6 mln t tego surowca. Udział polskiego węgla kamiennego na rynkach europejskich w ostatnich latach mieścił się w przedziale 10-13 proc.

Rezerwy mocy niższe od spodziewanych
Aktualne koszty produkcji energii elektrycznej z wykorzystaniem węgla kamiennego w Polsce należą do jednych z wyższych w Europie (poza Hiszpanią i Portugalią). Decyduje o tym głównie niższa sprawność wytwarzania w urządzeniach bazujących na węglu oraz jego koszt wynoszący ok. 43-65 proc. (w zależności od odległości od elektrowni od źródeł tego paliwa) w całości kosztów ponoszonych w procesie produkcji energii.
Na relatywnie wysoki koszt wytworzenia jednostki energii ma wpływ stan techniczny urządzeń wytwórczych - w dużej mierze wyeksploatowanych i przestarzałych. Ok. 50 proc. całkowitej zainstalowanej mocy elektrycznej pochodzi z kotłów mających ponad 20 lat, a 10 proc. z nich liczy ponad 30 lat. Z tego powodu uważa się, że rezerwy mocy w Polsce są dużo niższe od spodziewanych i publikowanych. Moc zainstalowana polskich elektrowni wynosi 34 GW. W szczycie zapotrzebowanie rośnie do 22,8 GW. Ubytek mocy spowodowany potrzebami własnymi elektrowni, awaryjnością, bieżącymi remontami i remontami trwałymi oraz częścią mocy w trwałej rezerwie - wynosi ok. 25,8-29,8 proc., bez uwzględnienia strat przesyłowych szacowanych na 15-20 proc. Rzeczywiste rezerwy mocy w polskim systemie wynoszą zatem jedynie 2,3-8 proc.
Nowo budowane jednostki mają być oparte o najnowocześniejsze technologie, gwarantujące uzyskanie sprawności wytwarzania na poziomie nie niższym niż 46 proc. z dotrzymaniem wszystkich norm ekologicznych. Przykładem jest budowany w Elektrowni Łagisza w Będzinie (własność Południowego Koncernu Energetycznego SA) blok energetyczny CFB 460 MW na parametry nadkrytyczne, uzyskującego sprawność 46 proc., z kotłem fluidalnym o takiej mocy. Będzie to największy kocioł fluidalny na świecie.

Dla węgla alternatywy brak!
Program odtworzenia mocy realizowany jest w krajach Unii Europejskiej. Po 2010 r. przewiduje się powstanie nowych bloków energetycznych pracujących ze sprawnością przekraczającą 50 proc. i temperaturach pracy powyżej 700 st. C. Alternatywy dla paliwa węglowego długo bowiem jeszcze nie będzie. Dla zastąpienia produkcji energii z jednego bloku o mocy 750 MW na parametry nadkrytyczne należałoby ustawić 2000 wirników elektrowni wiatrowych i przeznaczyć na ten cel coroczną subwencję w kwocie 500 mln euro.

Do odbudowy 50% mocy!
Rozwój sektora elektroenergetycznego determinują dziś dwa główne czynniki: liberalizacja rynku oraz wymogi ochrony środowiska. Spośród regulacji środowiskowych kluczowe znaczenie ma obecnie unijna dyrektywa 2001/80/WE w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych źródeł spalania paliw o mocy cieplnej wprowadzanej do paleniska z paliwem większej od 50 MWt.
Dyrektywa przewiduje stopniowe zaostrzanie norm emisji SO2, NOx oraz pyłu w dwóch progach czasowych, tzn. od 2008 r. i od 2016 r. oraz docelowe zrównanie wymagań dla nowych i istniejących źródeł. Wymagania dotyczą wszystkich członków Unii Europejskiej i krajów kandydujących, jednak polski sektor dużych źródeł spalania jest drugim pod względem wielkości produkcji energii elektrycznej z paliw stałych w Europie, za niemieckim i przed brytyjskim. Jednocześnie z paliw stałych wytwarza dwukrotnie więcej energii elektrycznej niż wszystkie pozostałe kraje kandydujące do Unii Europejskiej razem wzięte.
Wskutek wdrożenia dyrektywy, niezbędne będzie w latach 2012-2020 odtworzenie ok. 53 proc. mocy systemu elektroenergetycznego, z tego ok. 14 proc. jako naturalne odtworzenia, a 39 proc. jako przedwczesne, wymuszone dyrektywą. Bez jej implementacji, pierwsze istotne odtworzenia mocy elektrycznej źródeł cieplnych byłyby potrzebne dopiero ok. 2018 r.
Nakłady inwestycyjne na odtworzenie mocy źródeł wytwarzania, które w sposób wymuszony trzeba będzie wycofać z eksploatacji nawet ponad 10 lat wcześniej niż wynika to z ich żywotności, szacowane są na kwotę ok. 12 mld euro. Są więc przeszło dwa razy wyższe od już poniesionych w latach 90., kiedy dokonano istotnego ograniczenia emisji poprzez stosowanie lepszej jakości węgla, budowę instalacji odsiarczających i kotłów fluidalnych na największych blokach energetycznych w Polsce.
W wyniku wdrożenia dyrektywy, a więc i zmniejszenia mocy wytwórczych, wynikającego z konieczności ich odtworzenia pod kątem dostosowania do obniżonych standardów emisji NOx (dotyczy to ponad 10000 MW mocy osiągalnej netto), zmieni się wielkość zużycia paliw stałych. Ok. 2018 r. nastąpi załamanie wykorzystania węgla kamiennego do produkcji energii elektrycznej. Wielkość spadku określa się na ok. 40 proc.
Jako opcję zastępującą wycofywane z eksploatacji bloki węglowe, przyjęto technologie gazowe (głównie cykl kombinowany parowo-gazowy). Skutki zmniejszenia mocy wytwórczych w wyniku ich wycofań mogą być uzupełnione w całości lub w części np. importem energii elektrycznej, przyspieszonym rozwojem energetyki odnawialnej lub wcześniejszym odtworzeniem źródeł, w tym opalanych paliwami stałymi. W przypadku tego ostatniego wariantu, ze względu na wieloletni cykl przygotowania i budowy, a także konieczność rozłożenia w czasie wysiłku inwestycyjnego wymagane jest podjęcie natychmiastowych działań.
Instrumentem łagodzącym w pewnym stopniu skutki implementacji dyrektywy 2001/80/EW jest wdrożenie tzw. Krajowego Planu Redukcji Emisji (KPRE) z wykorzystaniem systemu handlu pozwoleniami na emisję SO2 i NOx – razem lub dla pierwszego z tych zanieczyszczeń.

W artykule korzystano z materiałów zamieszczonych w „Polityce energetycznej”, t. 6, zeszyt specjalny pod red. prof. dr. hab. inż. Romana Neya, wydany przez Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN, Kraków 2003.