NOWA STRUKTURA TECHNOLOGICZNA INWESTYCJI ENERGETYCZNYCH Rynkowa transformacja od ekonomiki energetyki WEK do finansowania projektów OZE/URE przez prosumentów 1 NEW TECHNOLOGICAL STRUCTURE OF THE ENERGY IVESTMENTS Market transformation from the old economy of utilities (economy of large scale projects) to the financing of alternative (distributed) energy projects by prosumers Jan Popczyk Streszczenie. W referacie wskazuje się na inwestycje jako główny czynnik przyspieszający zmiany strukturalne w światowej energetyce. Zmiany w Polsce (potencjalne) analizuje się w ujęciu holistycznym, w kontekście dokonującego się przewrotu technologicznego, drastycznych zmian ekonomiki i przemian społecznych (zrównoważonego rozwoju społeczeństwa wiedzy). Antycypuje się kierunki zmian regulacyjnych (kluczowych dla Polski) w UE w horyzoncie 2050 i proponuje się kierunek reformy dla Polski. Summary. The paper shows investments as the driving force for structural changes in the global energy industry. Changes in Poland (potential) are analyzed in an holistic approach in the context of a technological revolution, drastic changes of economics and social ones (sustainable development of the knowledge society). The paper anticipates the direction of regulatory changes (crucial for Poland) in the EU in the horizon of 2050 and suggests the direction of reform for Poland. Słowa kluczowe: Zmiany strukturalne. Strategia energetyczna. Holistyczne podejście. Keywords: Structural changes. Energy strategy. A holistic approach. Wprowadzenie W okresie 2004-2008 inwestycje w energetyce OZE/URE (odnawialne źródła energii/urządzenia rozproszonej energetyki) wzrosły na świecie 4-krotnie (około 40% rocznie) do poziomu 120 mld USD [1]. Czyli wartość inwestycji w 2010 roku to prawie 70 mld USD, narastająco 240 mld USD. W fotowoltaice dynamika roczna inwestycji jest znacznie większa i wynosi około 80% rocznie (według wielu źródeł nawet więcej). W szczególności w 2010 roku wyprodukowano na świecie ogniwa fotowoltaiczne o łącznej mocy około 40 GW p (Chiny 30%, Europa 25%, Japonia 15%). Roczną energię elektryczną z 1 GW p można obecnie szacować na około 1 TWh. (Równoważnik, w kontekście rocznej produkcji energii elektrycznej, dla 1 MW p wynosi: około 0,5 MW w wypadku wielkich turbin wiatrowych i około 0,15 MW w wypadku wielkich bloków węglowych oraz jądrowych). Ceny jednostkowe ogniw fotowoltaicznych zmniejszają się w trendzie długookresowym o około 9% rocznie, a w 2010 roku uległy w Niemczech obniżeniu o około 20% (według wielu źródeł ceny za 1 kw p kształtują się już poniżej 1 tys. euro). Z drugiej strony w latach 2003-2006 roczna produkcja w elektrowniach jądrowych była stała i wynosiła 2600 TWh; w tym okresie nastąpił spadek udziału w światowym rynku energii elektrycznej, z 17% do 16%. W ciągu ostatnich czterech latach (przed katastrofą Fukushima) nie uruchomiono na świecie żadnego nowego reaktora jądrowego. Po katastrofie przesądzony jest koniec energetyki jądrowej w Niemczech, gdzie trwa dyskusja o potrzebie wyłączenia wszystkich reaktorów do 2020 roku, czyli przyspieszenia terminu likwidacji energetyki jądrowej o 15 lat; na początku kwietnia podjęta została w szczególności decyzja o wyłączeniu dwóch najstarszych reaktorów w Badenii-Wirtembergii. Jeszcze ważniejsze od tego co dzieje się w Niemczech jest to, że rewizję swojego programu rozwoju energetyki jądrowej rozważają Chiny. Znaczenie chińskiego stanowiska jest wyjątkowe dlatego, bo to właśnie Chiny najdynamiczniej na świecie rozwijają przemysł OZE/URE (korzystając z naturalnych czynników przewagi konkurencyjnej swojego przemysłu OZE/URE). Jeśli chodzi o Japonię, to istotne jest, że w wyniku przeglądu bezpieczeństwa japońskich elektrowni jądrowych po katastrofie w elektrowni Fukushima podjęta została decyzja o prewencyjnym 1 W referacie stosuje się oznaczenia: OZE odnawialne źródła energii, WEK wielkoskalowa energetyka korporacyjna, URE urządzenia energetyki rozproszonej. 1
wyłączeniu z ruchu elektrowni Hamaoka (3 reaktory) zlokalizowanej w regionie, w którym w ciągu najbliższych 30 lat może wystąpić silne trzęsienie ziemi (prawdopodobieństwo takiego trzęsienia wynosi na podstawie prognoz sejsmologicznych 90%). Trzeba podkreślić, że dokonujący się przewrót technologiczny występuje równocześnie z działaniami na rzecz wyjścia świata z kryzysu finansowo-gospodarczego 2007-2010 oraz z ofensywą regulacyjną i innymi działaniami strategicznymi UE, na przykład takimi jak przebudowa struktury budżetu w perspektywie 2014-2020 (już trudno ustalić gdzie w tym skomplikowanym procesie są przyczyny, a gdzie skutki). W obszarze regulacji (i prac nad nowym budżetem unijnym) charakterystyczne są: 1 - dyrektywa 2009/28/WE dotycząca energetyki OZE (promująca takie technologie jak samochód elektryczny, pompa ciepła, paliwa drugiej generacji), 2 - dyrektywa 2010/75/WE w sprawie emisji przemysłowych (zaostrzająca wymagania w stosunku do źródeł emisji z segmentu ETS), 3 - decyzja non-ets 2009/75/WE (wprowadzająca mechanizmy zarządzania redukcją emisji CO 2 w segmencie non-ets), 4 - dyrektywa 2010/31/WE (kreująca zrównoważone budownictwo, w tym dom zero-energetyczny), 5 - Mapa Drogowa 2050 (w postaci konkluzji Rady Europejskiej z lutego 2011), dotycząca budowy konkurencyjnej gospodarki bezemisyjnej (proponująca redukcję emisji CO 2 w horyzoncie 2050 o 80%, a w przypadku elektroenergetyki w skrajnym przypadku nawet o 95%), 6 - Biała Księga Transportu (projekt Komisji Europejskiej z marca 2011), dotycząca planu utworzenia jednolitego obszaru transportowego (wyrażająca dążenie do zbudowania konkurencyjnego i zasobo-oszczędnego europejskiego systemu transportu), 7 - prace nad nowym unijnym budżetem (pokazujące dążenie dużej części krajów członkowskich do redukcji WPR Wspólna Polityka Rolna). 1. Od autonomicznych elektrowni w latach 1890. poprzez system elektroenergetyczny i monopol do autonomicznych inteligentnych domów zero-energetycznych po 2018 roku Przyszłe zmiany w elektroenergetyce, z wyjściem na energetykę OZE/URE, trzeba rozpatrywać w kontekście zmian historycznych w całej energetyce, na pewno też w optyce zmian w transporcie i w rolnictwie, a także w budownictwie. A te nigdy nie przebiegały bezkonfliktowo i zawsze były długotrwałe [2, 3]. Energetyka. Doskonalenie maszyny parowej (do wprowadzenia regulatora Watta) trwało ponad 70 lat (1705-1780). Praktycznie tyle samo trwała restrukturyzacja górnictwa brytyjskiego (od szczytu do upadku), która miała miejsce 200 lat później (1913 maksymalne wydobycie, wynoszące 290 mln ton, 1920 maksymalne zatrudnienie, wynoszące 1,25 mln zatrudnionych, 1985 największy strajk w historii, wygrany przez premier M. Thatcher). Transport. W transporcie morskim rozwój napędu statków od maszyny parowej tłokowej do turbiny parowej trwał prawie 100 lat (1802-1897). W transporcie kolejowym minęło 180 lat od jego początków (1825-1830) do obecnego stanu, charakteryzującego się w Europie połową linii zelektryfikowanych. W transporcie drogowym charakterystyczne etapy były następujące: lata 1880. wynalezienie silnika spalinowego, a upowszechnienie samochodu dopiero w latach 1920. USA, 1950. Europa, 1960. Japonia. Wreszcie transport lotniczy: od wynalezienia turbiny gazowej (napędu odrzutowego) w latach 1930. do upowszechnienia transportu lotniczego (lata 1980.) minęło 50 lat [4]. Rolnictwo. Wzrost wydajności w rolnictwie, zapoczątkowany w 1904 opracowaniem syntezy amoniaku na skalę przemysłową, nie był dostatecznym argumentem, aby po 50 latach jego trwania uchronić Europę i świat przed ustanowieniem (Traktaty Rzymskie, 1957) bardzo kosztownej polityki WPR, która powoduje od 50 lat przysypywanie Europy górami zboża i podtapianie jeziorami mleka i wina. Te fakty nie są z kolei wystarczające, aby zapewnić postęp Rundy Doha (runda negocjacyjna WTO, zapoczątkowana w 2001 roku, w której główne trudności związane z liberalizacją handlu są związane z rynkiem produktów rolnych). 2
Z kolei trudności w zapewnieniu postępu Rundzie Doha wcale nie hamują rozwoju technologii GMO (gwałtowny wzrost zastosowań GMO przypada właśnie na ostatnią dekadę). Rys. 1. Etapy procesu przemian technicznych w elektroenergetyce (opracowanie własne) a) autonomiczna elektrownia i monopol lokalny (lata 1890.-1940.), b) systemy i monopole krajowe (lata 1950.-1970.), c) początek rozwoju segmentu Independent Power Producer (USA, ustawa PURPA 1978/1982), d) początek działania zasady TPA w USA (ustawa Energy Act 1992), e) od monopolu do III Pakietu liberalizacyjnego w UE, w tym od projektu dyrektywy 96/92/WE do OSD według dyrektywy 2003/54/WE (1992-2007), f) od Pakietu 3x20 (w tym dyrektywy 2009/28/WE) do dyrektywy 2010/31/WE (2007/2010-2020 i dalej) 3
Budownictwo. Udział budownictwa w całkowitym zużyciu energii pierwotnej na świecie szacuje się obecnie na około 40%. Mimo to, działania na rzecz istotnej obniżki energochłonności budownictwa (eksploatacyjnej, ale nie tylko) dopiero rozpoczynają się. Efekty pokazują następujące dane. Zużycie ciepła do ogrzewania budynków, w kwh/(m 2 rok) wynosi przeciętne dla starej (15) UE 85, a standard (austriacko-niemiecki) dla wykreowanego w ostatnich kilku latach domu pasywnego wynosi 15; przeciętne zużycie w Polsce wynosi 180, ale dla budownictwa z lat 1970. jest to 300 i więcej. Rysunek 1 pokazuje, że elektroenergetyka przez 90 lat szła od autonomicznych małych ( kilowatowych źródeł wytwórczych, głównie wodnych i silnikowych na paliwa ropopochodne) do wielkich systemów elektroenergetycznych (o łącznej mocy rzędu 700 GW) z super-blokami (węglowymi/gazowymi 800 MW i jądrowymi 1500 MW), z elektrowniami o mocach do 6 GW, z napięciami przesyłowymi 750 kv (a nawet 1200 kv, ZSRR). Od 30 lat (od ustawy PURPA) idzie natomiast konsekwentnie w przeciwną stronę. Doszła już na tej drodze do małych źródeł ( kilowatowych ) przyłączanych do sieci nn na podstawie zasady TPA. W najbliższej dekadzie dojdzie do domu zero-energetycznego (autonomicznego, offthe-grid ), albo plus-energetycznego, ze źródłami OZE/URE. 50-cio letnia retrospekcja i horyzont 2050 w modelowaniu współzależności rynku paliw/energii oraz PKB. Przez sto lat zużycie energii elektrycznej, produkowanej w elektrowniach, było zmienną, która objaśniała poziom rozwoju poszczególnych krajów. Przyszedł jednak czas na zmianę. We współczesnym świecie (wiedzy), z nową rolą Chin, najważniejszą zmienną objaśniającą (egzogeniczną), staje się liczba ludności, a następnie PKB/GDP. Rys. 2. Poglądowy model współzależności rynku energii elektrycznej oraz PKB dla krajów OECD (opracowanie własne). Charakterystyczne wydarzenia: 1965 black out w USA, 1973 arabskie embargo naftowe, 1992 amerykańska ustawa Energy Act (wprowadzenie zasady TPA w obszarze sieci przesyłowej), 2007 początek światowego kryzysu, 2050 horyzont deklaracji politycznych w odniesieniu do energetyki (Mapa Drogowa 2050 dla UE) W poglądowym modelu rozwojowym przedstawionym na rys. 2 antycypuje się stopniowe równoważenie zużycia energii i wykorzystania zasobów środowiska naturalnego z jednej 4
strony, ale również równoważenie konsumpcji każdego pokolenia do poziomu wynikającego z realnego PKB. W szczególności w modelu tym 3% roczna dynamika PKB w okresie 2011-2050 została skorygowana o spłatę obecnego zadłużenia, wynoszącego w krajach OECD około 80%, czyli o około 2 punkty procentowe rocznie. Przy skorygowanym 1% PKB antycypuje się 1% roczny wzrost rynku energii elektrycznej. Wzrost ten uwzględnia dwie bardzo rozwojowe technologie, mianowicie pompę ciepła i samochód elektryczny, które przyspieszą zapotrzebowanie na energię elektryczną ze źródeł OZE, ale też uwolnią wielkie ilości paliw kopalnych na rynkach ciepła i transportu. 2. Wielkie pułapki, w których znalazła się polska energetyka Tabela 1. Konfrontacja tego co w elektroenergetyce miały przynieść charakterystyczne działania/strategie/polityki rządowo-korporacyjne i co przyniosły (opracowanie własne) Działanie Co miało być Co jest Przedsiębiorstwa dominujące na rynku Unijni czempioni. Zdolność do krajowym. Czarny rok (2010) weryfikacji Konsolidacja mobilizacji kapitału na wielo-icmiliardowe wartości na GPW. Zablokowany jednostkowe inwestycje dopływ innowacyjnych kadr przez układy socjalne Redukowanie obciążenia bloków w Nowe bloki Wysoka sprawność pracy bloków w dolinie nocnej przez PSE-Operator ze węglowe podstawie względu na małe obciążenie systemu. Wielki spadek ich sprawności ruchowej Derogacja Rozwój technologii CCS, IGCC Dwa przykłady dramatycznej weryfikacji: CCS Bełchatów, IGCC Kędzierzyn- Koźle Ujawniające się narastające ryzyka: brak możliwości zmieszczenia bloków w Energetyka krajowym systemie, nowa dyrektywa jądrowa, o obowiązku składowania odpadów na Niskie ceny z blokami terenie własnego kraju, ryzyko braku 1600 MW możliwości sfinansowania inwestycji, katastrofa japońska, 100-letni czas wyjścia z biznesu Współspalanie. Dofinansowywanie OZE energetyki WEK, celem pokrycia Innowacyjne technologie (polskie kosztów, które rosną w tej energetyce specjalności) mimo, że nie ma w niej istotnych inwestycji Korzyści. Intensyfikacja wykorzystania istniejących zasobów Smart Grid (DSM u odbiorców przemysłowych, Koszt 1. AMI (Advanced metering sieciowych OSD, a także GR w infrastructures) tylko na rynku energii segmencie usług publicznych ) elektrycznej, do celów billingowych oraz pobudzenie rozwoju segmentu prosumenckiego (energetyki OZE/URE, w tym przemysłu ICT) 1 Na razie występuje potencjalne ryzyko kosztu bez korzyści (istnieje jeszcze czas na działania zmniejszające to ryzyko). 5
Ostatnie lata przyniosły wiele przykładów całkowitego rozmijania się propagandy grup interesów działających na rzecz szkodliwych rozwiązań w elektroenergetyce i rzeczywistych skutków tych działań. W tabeli 1 podano tylko wybrane z nich. Są to jednak przykłady dostatecznie wymowne w aspekcie ryzyka, jakie one pociągają za sobą dla Polski z punktu widzenia współczesnych trendów rozwojowych w energetyce światowej, i europejskiej w szczególności. Poniżej przedstawiono dodatkowo cztery zagrożenia, o szczególnej wadze na przyszłość. Należą do nich: 1. Giełdowa weryfikacja wartości skonsolidowanych polskich firm elektroenergetycznych, która się dokonała w 2010 roku i trwa nadal. 2. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku. W tym wypadku chodzi o błędną antycypację rozwoju krajowej gospodarki (błędne prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię, błędna struktura inwestycji energetycznych, nieracjonalne nakłady na ich realizację). 3. Projektowane zmiany prawa energetycznego cofające Polskę o kilkadziesiąt lat (wydzielenie odrębnych praw: elektroenergetycznego, gazowego, biopaliw i komponentów biopaliwowych, OZE; tworzenie rynku mocy wytwórczych w elektroenergetyce). 4. Uwiąd zdolności inwestycyjnych w energetyce korporacyjnej (szczególnie w elektroenergetyce, w górnictwie, w gazownictwie). Sprawa dotyczy obszaru energetyki WEK (inwestycje takie jak Bełchatów II i Gazoport nie zmieniają istoty tej oceny). Jest to jednak przede wszystkim niezdolność do inwestycji w obszarze energetyki innowacyjnej, o bardzo wysokim rocznym tempie wzrostu inwestowania na świecie (Wprowadzenie). 5. Brak państwowego centrum myśli strategicznej w zakresie przyszłości polskiej energetyki. Rezygnacja polskiej energetyki korporacyjnej z kompetencji polskich środowisk badawczych na rzecz wyłącznego korzystania z usług oddziałów firm zagranicznych (wykonywanych pod marką/logo globalnych firm konsultingowych). Dramatyczna weryfikacja (rok 2010 i dalej) wartości przedsiębiorstw elektroenergetycznych na GPW. Z bardzo dużym prawdopodobieństwem 2010 rok zapisze się w historii polskiej elektroenergetyki jako czarny rok weryfikacji wartości przedsiębiorstw elektroenergetycznych przez inwestorów, takiej jaką amerykańskie przedsiębiorstwa przeszły w 1974 roku [5]. Wówczas była to weryfikacja przedsiębiorstw na giełdzie nowojorskiej zapoczątkowana przez inwestorów, którym przedsiębiorstwo Consolidated Edison nie wypłaciło w kwietniu dywidendy, bo nie miało pieniędzy. A nie miało, bo uwikłało się wcześniej w nietrafione (zbyt duże) inwestycje. Mianowicie, po alokacji w wyniku kryzysu energetycznego 1973 zasobów przez amerykańską gospodarkę na stronę popytową, czyli w obszar działań ukierunkowanych na obniżenie elektrochłonności gospodarki, inwestycje te okazały się niepotrzebne. Skutek był taki, że inwestorzy odwrócili się od przedsiębiorstwa, a jego wartość spadła o 18%. Dalej sprawy potoczyły się jak najgorzej. Instytucje z Wall Street, zaniepokojone sytuacją, zbadały kondycję wszystkich amerykańskich przedsiębiorstw elektroenergetycznych i ogłosiły raport obnażający niską jakość zarządzania tymi przedsiębiorstwami. W rezultacie, w okresie do września wartość amerykańskich przedsiębiorstw elektroenergetycznych spadła o 36%. Podcięte zostały w ten sposób podstawy finansowania nieefektywności organizacyjnej i technologicznej starej amerykańskiej elektroenergetyki i rozpoczął się długi proces naprawczy, w którym główną rolę odegrały dwie ustawy. Pierwszą była ustawa PURPA (1978/1982), tworząca podstawy pod rozwój sektora niezależnych wytwórców (pod rozwój konkurencji w wytwarzaniu, pod wzrost efektywności energetycznej wynikający z kogeneracji i pod ochronę środowiska wtedy redukcję pyłów i SO 2 ). Drugą była ustawa Energy Act (1992), tworząca podstawy pod konkurencję kreowaną za pomocą zasady TPA wtedy wprowadzoną w obszarze sieci przesyłowych (podlegających regulacjom federalnym). 6
Spadek wartości giełdowej polskich przedsiębiorstw elektroenergetycznych w 2010 roku (i trwający nadal) powinien zapoczątkować terapię wstrząsową podobną do tej, którą przeszły amerykańskie przedsiębiorstwa. Oczywiście, polski przypadek, to inny czas, inne uwarunkowania globalne (stawiające zresztą znacznie wyższe wymagania przedsiębiorstwom). Główna przyczyna jest natomiast podobna. Mianowicie jest to arogancja. W takim sensie giełdowa weryfikacja wartości polskich przedsiębiorstw jest niczym innym jak tylko weryfikacją z jednej strony odwlekania w czasie ich prywatyzacji, a z drugiej strony ich konsolidowania. W tabeli 2 przedstawiono zmianę giełdowej wartości Enei, PGE i Taurona po ich prywatyzacji. Oczywiście, prywatyzacja była potrzebna i powinna być przeprowadzona 15 lat temu (1995 rok). Wówczas prywatyzacja mogła być realizowana jako strategia (a nie jako przymus), z korzyścią dla samej elektroenergetyki, dla odbiorców i dla całej gospodarki (z rentą pierwszeństwa w Europie Środkowej). Prywatyzacja, która obecnie jest realizowana pod presją potrzeb wynikających z konieczności ratowania budżetu państwa jest natomiast zapowiedzią wielkich kłopotów. Będą one związane ze zmianami trendów rozwojowych w energetyce. Tu się podkreśla, że tym światem który przestawił zwrotnicę rozwojową (inwestycyjną) w energetyce z energetyki wielkoskalowej (zwłaszcza węglowej) na energetykę OZE/URE jest Europa (szczególnie kraje skandynawskie, Niemcy, Austria), także USA, ale najważniejsze, że są to Chiny (bardzo intensywnie rozwijające technologie OZE/URE, budujące ze strategią ekspansji na świat przemysł OZE/URE, budujące pierwsze chińskie miasta zeroenergetyczne). W tym samym czasie odbiorcy (przemysł, miasta, gminy wiejskie, ludność) zaczynają się budzić w Polsce do odpowiedzialności za swoje zasilanie w energię i wykorzystanie szans tworzonych przez świat w obszarze energetyki OZE/URE. Tabela 2. Dane obrazujące rynkową weryfikację wartości przedsiębiorstw elektroenergetycznych, jako bezpośredni skutek polityki energetycznej i realizowanej strategii prywatyzacyjnej (opracowanie własne) Enea PGE Tauron GPW Data debiutu 17.11.2008 9.11.2009 30.06.2010 9.11.2010 GPW, indeks WIG 20 1584 2225 2335 2760 Wartość akcji spółki, zł nominalna 15,2 23 5,13 46/43 1 otwarcia 2 15,6 26 5,03 54 3.01.2011 Data oszacowania (1) GPW, indeks WIG 20 2780 Wartość akcji spółki, zł 23,5 22,7 6,6 49,5 Zmiana indeksu WIG 20, % 76 25 19 1 Zmiana wartości akcji 3, % 51-13 31-8 7
Unormowana zmiana wartości akcji 4, % - 25-38 12 5-9 Data oszacowania (2) 21.01.2011 GPW, indeks WIG 20 2733 Wartość akcji spółki, zł 22,3 22,7 6,4 48,4 Unormowana zmiana wartości akcji 4, % - 30-36 11 5-11 Data oszacowania (4) 28.02.2011 GPW, indeks WIG 20 2717 Wartość akcji spółki, zł 21,9 22,6 6,2 47,2 Unormowana zmiana wartości akcji 4, % - 28-37 4 5-12 Data oszacowania (4) 8.04.2011 GPW, indeks WIG 20 2897 Wartość akcji spółki, zł 19,5 23,2 6,3 48,3 Unormowana zmiana wartości akcji 4, % - 49-41 - 3 5-16 1 Inwestorzy: instytucjonalni/indywidualni. 2 Zakończenie notowań w pierwszym dniu. 3 W stosunku do wartości otwarcia. 4 Różnica między zmianą procentowych wartości akcji spółki i indeksu GPW 20. 5 W rzeczywistości jest to wzrost zredukowanej wartości spółki (z około 14 do około 8 mld zł), której dokonał minister skarbu po to, aby ratować prywatyzację (i dochody budżetowe) za wszelką cenę. Polski rząd prywatyzując przedsiębiorstwa elektroenergetyczne przez giełdę obnażył (w sposób niezamierzony) ich prawdziwą sytuację. Od 2010 roku inwestorzy (instytucjonalni, ale także indywidualni) mają możliwość bezpośrednio/publicznie, i w sposób ciągły, weryfikować programy inwestycyjne przedsiębiorstw elektroenergetycznych zdominowane przez stare technologie: sieciowe (Enea), wytwórcze jądrowe i węglowe (PGE) oraz wytwórcze węglowe (Turon). Dane przedstawione w tabeli 2 nie pozostawiają złudzeń, że inwestorzy odwrócili się od takich przedsiębiorstw. Mianowicie, wartość Enei obniżyła się w ciągu dwóch i pól lat praktycznie o 50% w stosunku do indeksu WIG 20. Wartość PGE w ciągu półtora roku obniżyła się o ponad 40% w stosunku do tego indeksu. Wartość Turonu w ciągu niecałego roku obniżyła się o 3%, ale trzeba pamiętać o wielkiej obniżce wyceny tej Grupy przez ministra skarbu (z około 14 do około 8 mld zł) przed jej zaoferowaniem inwestorom. To oznacza, że inwestorzy nie widzą już przyszłości w starych technologiach (wstępna decyzja o wycofaniu się z Polski firmy Vattenfall potwierdza taką tezę w sposób dosłowny). Dlatego czas najwyższy, aby rząd dojrzał tę sytuację, bardzo groźną dla Polski. Jeśli Europa ma wskaźnik emisji CO 2 na rynku energii elektrycznej wynoszący 0,36 t/mwh i zmierza do wskaźnika 0,30 t/mwh w 2020 roku, głównie poprzez wzrost produkcji w źródłach OZE, to Polska, mająca w elektrowniach węglowych wskaźnik 1 t/mwh nie może koncentrować swoich sił tylko na derogacji. Najlepsze technologie węglowe, w postaci super bloków (nadkrytycznych, fluidalnych) zapewnią eksploatacyjną redukcję emisji CO 2 do poziomu 0,9 t/mwh (na dalszą redukcję, za pomocą technologii CCS nie można liczyć, ze względu na ekonomikę: wielkie nakłady inwestycyjne i wielka utrata sprawności, rzędu 7 punktów procentowych). Na energetykę jądrową także nie można liczyć, przy zdolności mobilizacji kapitału przez skonsolidowane przedsiębiorstwa elektroenergetyczne takiej jaka wynika z tabeli 2. 3. Zmiana struktury grup interesów w energetyce, zwłaszcza w elektroenergetyce, wywołana technologiami Smart Grid i pojawieniem się nowych graczy Poniżej przedstawia się bardzo grube oszacowania rynku paliw pierwotnych i rynków końcowych. Podkreśla się, że grube oszacowania, uwzględniające perspektywę zachodzących 8
zmian strukturalnych, mają znacznie większy sens niż dokładne statystyki z przeszłości, obejmujące istniejące rynki paliw (węgiel, gaz ziemny, paliwa ropopochodne, OZE) oraz rynki końcowe (energia elektryczna, ciepło, paliwa transportowe), także emisję CO 2 i inne ważne wielkości. Strukturę zużycia energii pierwotnej w krajach OECD standardowo określa się następująco: budownictwo 20%, transport 20%, przemysł 20%, energia elektryczna 40%. W Polsce struktura ta jest podobna (przy łącznym zużyciu energii pierwotnej wynoszącym około 1100 TWh) [7,8]. Zasadnicza różnica polega natomiast na tym, że w krajach OECD jest większa uniwersalizacja paliw (wiąże się to z dużym udziałem gazu ziemnego). Polska struktura paliw jest natomiast strukturą bardzo mocno dedykowaną (wiąże się to z dominacją węgla w strukturze paliw pierwotnych). Praktycznie jedynie w wypadku gazu płynnego LPG ukształtowała się nowoczesna infrastruktura rynkowa ukierunkowana na uniwersalne zastosowanie tego paliwa. Podkreśla się tu, że podatność paliw na konkurencję w nadchodzących latach będzie miała szczególne znaczenie w rozpoczynającym się procesie zmiany układu sił między energetyką WEK i OZE/URE. Oczywiście, podatne na konkurencję są paliwa łatwo transportowalne, o strukturze cen charakterystycznej ogólnie na rynkach konkurencyjnych (o niskich kosztach stałych, czyli tych, które eliminują każdy biznes z realnej konkurencji). Także o dużym potencjale substytucyjności technologicznej (o dużym potencjale zastosowań w zróżnicowanych technologiach energetycznych). W tabeli 3 przedstawiono perspektywę rynków końcowych. Polskie rynki końcowe (rozumiane zgodnie z dyrektywą 2009/28/WE) mają wielkość: energia elektryczna 150 TWh (jest to rynek produkcji brutto, sprzedaż do odbiorców końcowych jest znacznie niższa i wynosi około 115 TWh), ciepło 240 TWh (z tego około 50% to ciepło sieciowe, a drugie 50% to ciepło ze źródeł indywidualnych), transport 220 TWh [7, 8]. Podkreśla się, że perspektywa rynków końcowych, która w nowej sytuacji technologicznej (energetyka rozproszona) staje się na świecie dominująca, musi być w UE dalej modyfikowana. Mianowicie, musi to być perspektywa odbiorców końcowych, a nie wytwórców WEK. Do takiej tezy uprawnia zwłaszcza koncepcja kosztów zewnętrznych przyjęta w USA, gdzie do tych kosztów wlicza się koszty przesyłu [1]. (Koncepcja kosztów referencyjnych rozwijana z wielkim trudem w Polsce [7] jest zgodna z koncepcją kosztów zewnętrznych przyjętą w USA. Zgodnie z tymi koncepcjami obecny rynek końcowy energii elektrycznej w Polsce wynosiłby około 115 TWh, a nie 150 TWh). Tabela 3 Udziały energetyki WEK (łącznie ze źródłami OZE mającymi w rynku energii elektrycznej udział wynoszący 8%, w tym: współspalanie 4%, wiatr 2%, woda 2% ) w dostawach na rynki końcowe oraz produkcja własna budownictwa i przemysłu (opracowanie własne) Energia elektryczna Ciepło Transport Dostawy energetyka WEK 80% 1 50% 100% budownictwo 50/0% 45/40% - Zużycie z dostaw transport 4/0% - 100%/0% WEK/dostawy własne przemysł 26/20% 5/10% - W tabeli 4 przedstawiono nowych graczy (interesariuszy), zainteresowanych uczestnictwem w transformacji energetyki. Poglądowo przedstawiono ich udział (łączny) w dostawach energii na rynki końcowe, od 20% w 2020 roku (horyzont Pakietu 3x20) do 80% w 2050 roku (w duchu Mapy Drogowej 2050 dla UE). Tabela 4 9
Nowi gracze energetyczni wynik uniwersalizacji technologicznej i konwergencji w sferze organizacji i zarządzania. Ich udział w rynku w horyzontach: 2020 20%, 2030 40%, 2050-80% (opracowanie własne). Objaśnienia: M-B mikrobiogazownia, B biogazownia, M-R minirafineria rolnicza, K kolektor słoneczny, PC pompa ciepła, M-W mikrowiatrak, OF ogniwo fotowoltaiczne W tabeli 5 przedstawiono jeszcze inne ujęcie czynników, które będą bardzo istotnie wpływać na zmiany w energetyce w kolejnych latach. Są to czynniki związane z infrastrukturą Smart Grid. Przy tym tabela przedstawia Smart Grid jako infrastrukturę przyspieszającą uniwersalizację technologii wytwórczych w obszarze energetyki OZE/URE i nową konsolidację szerokiego otoczenia działającego na rzecz tej energetyki. Jest to zatem koncepcja, która odstaje od tej, która Smart Grid łączy głównie z infrastrukturą Smart Meatering, obejmującą (wszystkich) odbiorców na rynku energii elektrycznej. Nowy układ sił: energetyka OZE/URE vs energetyka WEK. Energetyka WEK ukształtowała swoją siłę w ciągu 300 lat. We współczesnej Polsce energetyka ta kojarzy się z takimi przedsiębiorstwami jak: PSE-Operator, PGE (+ Energa), Tauron, Enea, Vattenfall, RWE, EdF, GdFSUEZ EP w elektroenergetyce; SPEC, Dalkia, Fortum, ECO (i wiele innych) w ciepłownictwie; GAZ-System i PGNiG w gazownictwie; PERN Przyjaźń, PKN Orlen, Lotos, Naftobazy w przemyśle paliw płynnych; Kompania Węglowa, Katowicki Holding Węglowy, Jastrzębska Spółka Węglowa, Bogdanka w górnictwie. Dobra inwestycyjne dla energetyki WEK produkuje światowy przemysł WEK (GE, Westinghouse, Foster Wheeler, Alstom, Siemens, ABB, Areva, ). Najsłabszym ogniwem w energetyce WEK jest odbiorca energii (i nabywca paliw). Tabela 5 Miejsce i rola Smart Grid (opracowanie własne) Objaśnienia: DSM - Demand Side Management, DG Distributed Generation, DER Demand Side Response Ujęcie podmiotowe Ujęcie przedmiotowe prosument samorząd DSM DG DER Zasoby sieciowe Rolnictwo Technologie: M-B, B, M-R Budownictwo Inteligentny dom plus-energetyczny Transport Samochód elektryczny Przemysł (odbiorcy) Kogeneracja gazowa Paliwa LPG, LNG Przemysły URE, ICT Technologie: K, PC, M-W, OF indywidualne bezpieczeństwo, komfort, ekonomika konsumencka infrastruktura krytyczna, zrównoważony rozwój - - - energetyka OZE/URE, przemysł ICT OSD produkcja urządzeń, projektowanie, rynek usług systemowych na instalatorstwo, siecipoziomie OSD franczyzowe intensyfikacja wykorzystania (biznes podstawowy OSD) Konsolidacja know how w obszarze energetyki OZE/URE dopiero rozpoczyna się. Ale tempo tej konsolidacji jest zawrotne. W ciągu dwóch lat dojrzała formuła funkcjonowania Polskiej Rady Koordynacyjnej OZE (skupiającej kilkanaście stowarzyszeń, takich jak: PIGEO, SEO, SNWES, PIB, KIB, PSG, PTES, PTEW, TEW, TRMEW, PSPC, PTF,, 10
reprezentujących ponad 600 przedsiębiorstw). Urządzenia dla energetyki OZE/URE dostarcza przemysł OZE/URE (Viessmann, Watt, ). Także przemysł ICT (Information and Communication Technology (Jabil Kwidzyn ogniwa fotowoltaiczne, ). Paliwa dla energetyki OZE/URE dostarcza przemysł LPG (przedsiębiorstwa skupione w Polskiej Organizacji Gazu Płynnego, które w ciągu kilkunastu lat stworzyły trzeci na świecie rynek autogazu, ale oferują także kogenerację rozproszoną i gazowe pompy ciepła dla terenów wiejskich). O ile w energetyce WEK odbiorca jest najsłabszym ogniwem, to w energetyce OZE/URE sieci sprzedaży (urządzeń) URE i prosumenci są jej najsilniejszymi ogniwami. 4. Antycypowanie przyszłości w energetyce. Rekomendacje Punktem wyjścia do antycypowania przyszłości są bardzo grube, ale szokujące szacunki przedstawione w tabeli 6. Szacunki te uwzględniają nakłady na rozbudowę sieci (potrzebną do zapewnienia bezpieczeństwa wyprowadzenia mocy z bloku jądrowego w Żarnowcu, do wyprowadzenia mocy z dwóch bloków węglowych w nowych lokalizacjach, oraz do przyłączenia 40 farm do węzłów sieci NN/110 kv). Do wykonania szacunków przedstawionych w tabeli 6 przyjęto stosunkowo stabilne w ostatnich latach ceny turbin wiatrowych (1,8 mln euro/mw). W przypadku ogniw fotowoltaicznych przyjęto ceny, które uwzględniają ich wielki spadek w 2010 roku (do poziomu około 1 tys. euro/kw). Podstawowe nakłady inwestycyjne dla bloku jądrowego przyjęto na poziomie 4,5 mln euro/mw i zwiększono je o około 30% z tytułu tego, że jest to pierwszy blok budowany w Polsce (tu zakłada się, że będzie to jedyny blok w kraju). Ponadto zwiększono je o 20% ze względu na nowe wymagania bezpieczeństwa jądrowego po katastrofie w Elektrowni Fukushima [9, 10]. Nakłady na bloki węglowe uwzględniają budowę instalacji CCS praktycznie bez nakładów na rurociągi transportowe i magazyny CO 2, zgodnie z doświadczeniami dla bloku Bełchatów II (0,6 mld euro za separację i wychwyt 30 % CO 2 z bloku o mocy 850 MW przed instalacją CCS). Tabela 6 Porównanie nakładów inwestycyjnych, równoważnych w aspekcie rocznej sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych (11 TWh) i uwzględniających konieczną rozbudowę sieci, dla czterech technologii wytwórczych charakterystycznych z punktu widzenia rządowej polityki energetycznej Polski do 2030 roku (opracowanie własne) Technologia Pojedynczy blok jądrowy, po Fukushimie 2 bloki węglowe, z instalacjami CCS 40 farm wiatrowych, po 50 turbin o mocy 2,5 MW każda 160 tys. mikrobiogazowni, po 10 kw el każda 2 mln instalacji fotowoltaicznych, po 4 kw p każda Moc Nakłady inwestycyjne [euro] łączne jednostkowe 1,6 GW 12 mld 12 mld 15 lat 1,7GW 8 mld 4 mld 10 lat 5 GW 10 mld 250 mln 2 lata Czas do efektu z pojedynczego projektu 1,6 GW 7 mld 44 tys. 6 miesięcy 11 GW p 11 mld 5,5 tys. 3 miesiące W tabeli 6 nie dokonano oszacowania cen energii elektrycznej z poszczególnych technologii ze względu na zbyt duże ryzyko, nieporównanie większe od ryzyka oszacowania nakładów inwestycyjnych. Mianowicie, ryzyko szacowania cen energii elektrycznej jest związane z okresem, w którym ceny te musza być szacowane. Jest to okres 100 lat, bo taki 11
jest okres wyjścia z biznesu w postaci energetyki jądrowej, której jeszcze nie ma (trzeba ją dopiero zbudować w ciągu najbliższych 20 lat). Mimo, że tabela 6 nie zawiera oszacowania cen energii elektrycznej, to przesądza o perspektywach energetyki WEK i OZE/URE na korzyść tej drugiej. Technologie słoneczne (zwłaszcza hybrydowe, łączące ogniwa fotowoltaiczne i kolektory słoneczne), mikrowiatrowe, geotermalne (pompy ciepła), a także z obszaru rolnictwa energetycznego mają wielki potencjał redukcji kosztów i są właściwe dla prosumentów [1, 2, 3, 7, 8, 11]. Technologie WEK nie maja takiego potencjału, a z punktu widzenia inwestorów są obciążone zbyt wielkimi ryzykami (dla technologii węglowych bez instalacji CCS ryzyko jest związane z unijnymi regulacjami dotyczącymi uprawnień do emisji CO 2 ). Dodatkowo, z punkt widzenia przyszłości energetyki OZE/URE ważne jest również to, że jej potencjał rozwojowy będą wzmacniały paliwa, których nadpodaż pojawi się za przyczyną samochodu elektrycznego i będą transferowane z rynku transportowego na rynek rozproszonego wywarzania energii elektrycznej. Ponadto paliwa takie jak LPG, a potencjalnie także gaz łupkowy. Rekomendacje. Rozejście się rządowej polityki energetycznej Polski do 2030 roku (w sferze zapisów, a jeszcze bardziej w sferze praktyki realizacyjnej) z tym, co w energetyce dzieje się na świecie uprawnia postawienie tezy, że potrzebna jest radykalna reforma polskiej energetyki, o głębokości takiej jak w przypadku reformy elektroenergetyki z lat 1990-1995. Wówczas chodziło o reformę rynkową (demonopolizacyjną), której jądro stanowiła zasada TPA. Obecnie chodzi o transformację całej energetyki WEK do energetyki OZE/URE i wywołanie rzeczywistej konkurencji, której podstawą jest przewrót technologiczny. Punktem startu do nowej reformy energetyki w Polsce powinno być polsko-unijne trade-off dotyczące derogacji. Poniżej przedstawia się jego istotę. 1. Uwarunkowania, które były podstawą starań Polski w 2008 roku o uzyskanie derogacji uległy całkowitej zmianie. Dlatego kluczowe znaczenie z punktu widzenia dalszych negocjacji w sprawie derogacji ma dla Polski sposób dysponowania środkami pochodzącymi z opłat za uprawnienia do emisji CO 2 w okresie do 2020 i potem. Otóż, do 2020 roku właścicielami uprawnień do emisji są kraje członkowskie i ich rządy decydują w sposób niezawisły o przeznaczeniu środków ze sprzedaży uprawnień. Po 2020 roku środki z zakupu uprawnień do emisji przez emitentów będą natomiast trafiać do UE i będą wykorzystywane na cele określone przez UE. W takiej sytuacji dla Polski ważniejsze od derogacji na okres do 2020, zapewniającej wytwórcom przydział darmowych uprawnień, jest utrzymanie po 2020 roku zasady, że środki z opłat za uprawnienia do emisji pozostaną w kraju. 2. Uwzględniając nowe uwarunkowania (p. 1) uznaje się, że w dalszych negocjacjach Polski z Komisją Europejską korzystne jest trade-off polegające na rezygnacji z derogacji w zamian za utrzymanie po 2020 roku zasady, że środki z opłat za uprawnienia do emisji pozostaną w kraju. W wyniku zastosowania takiego trade-off koszty energii elektrycznej w całym okresie 2013-2020 wzrosną maksymalnie o 50 mld zł (przy przeciętnej cenie rynkowej uprawnień do 2020 roku wynoszącej 20 euro/t). Taki wzrost kosztu u wytwórców może się przełożyć na wzrost cen energii elektrycznej u odbiorców końcowych wynoszący maksymalnie 15%, i to jedynie wtedy, gdyby rząd w całości przeznaczył środki z opłat wytwórców za uprawnienia na pokrycie deficytu budżetowego (p. 3) oraz gdyby nie zadziałały mechanizmy konkurencji wywołanej przez rozwój energetyki OZE/URE (p. 4). 3. Podkreśla się, że oprócz wielkich korzyści po 2020 roku odstąpienie od derogacji umożliwiłoby rządowi realizację, za pomocą 50 mld zł pochodzących z opłat wytwórców za uprawnienia do emisji (p. 3) bardzo ważnych celów w okresie do 2020 roku. Cztery z tych celów są kluczowe. Po pierwsze, możliwe byłoby pobudzenie rynku inwestycyjnego w źródła wytwórcze energii elektrycznej (pobudzenie byłoby między innymi skutkiem zmniejszenia ryzyka regulacyjnego, a także poprawy konkurencyjności nowych bloków względem starych, 12
o niskiej sprawności energetycznej i wysokiej emisyjności). Po drugie, możliwa byłaby, bez obniżenia przychodów budżetowych, racjonalizacja niespójnych obecnie systemów: podatku akcyzowego, wspomagania OZE oraz ulg podatkowych dla biopaliw. Po trzecie, możliwa byłaby racjonalizacja taryf dla odbiorców w elektrochłonnych przemysłach, najbardziej obecnie dotkniętych skutkami wysokich cen, jednocześnie subsydiujących skrośnie (głównie poprzez nieracjonalny system opłat przesyłowych) inne grupy odbiorców. Po czwarte, możliwe byłoby uwolnienie taryfy G spod obecnej regulacji, przy jednoczesnym wyeliminowaniu wzrostu cen dla odbiorców wrażliwych (dla biednej ludności). 4. Działania wymienione w p. 3 oznaczają wzrost konkurencji na rynku energii elektrycznej do 2020 roku. Tym samym działania te co najmniej osłabią w dużym stopniu, a z istotnym prawdopodobieństwem wyeliminują, ewentualne negatywne skutki niewielkiego wzrostu cen energii elektrycznej (p. 2) spowodowanego odstąpieniem od derogacji. Trzeba bowiem uwzględnić, ze rośnie gwałtownie skuteczność wypierania CO 2, i to w segmencie ETS, ale przede wszystkim w segmencie non-ets, za pomocą energetyki OZE/URE, w tym za pomocą produktów przemysłu ICT (energetyka słoneczna, infrastruktura Smart Grid). Dlatego, bo przekraczana jest na świecie (w tym przede wszystkim w Chinach) masa krytyczna w obszarze zastosowań technologii OZE/URE. Zatem redukcja limitów (kategoria z globalnej polityki klimatycznej), powodująca wzrost cen uprawnień do emisji CO 2, staje się siłą napędową rozwoju technologii OZE/URE. (To dzięki energetyce odnawialnej Niemcy już w 2008 roku wyparły z rynku 110 mln ton CO 2. Polska ma do wyparcia w 2020 roku, zgodnie z Pakietem 3x20, około 60 mln ton w całej gospodarce, a w segmencie ETS nie więcej niż 40 mln ton). 5. Główną korzyścią wynikającą z trade-off byłoby dla Polski oczywiście zatrzymanie po 2020 roku wielkich środków z opłat wytwórców za uprawnienia do emisji i wprowadzenie tych środków w obieg krajowej gospodarki. Teza, że będą to wielkie środki ma bardzo silne uzasadnienie. Mianowicie, po 2020 roku UE będzie windować ceny uprawnień do emisji, bo będzie to w interesie najsilniejszych krajów członkowskich. A z drugiej strony technologie CCS (również IGCC), o których rząd zakładał na etapie starań o derogację w 2008 roku, że umożliwią redukcję emisji CO 2 z elektrowni węglowych wybudowanych w Polsce do 2020 roku, nie mają perspektyw implementacyjnych. Zakończenie W ślad za rezygnacją z derogacji (p. 2 rekomendacji) proponuje się tu zdefiniowanie, w horyzoncie 2050: 1 - technologii pomostowych, do których kwalifikują się: technologie wytwórcze WEK w elektroenergetyce, rafinerie, kopalnie, sieciowe systemy przesyłowe: elektroenergetyczny i gazowy, 2 - technologii rozwojowych w postaci technologii OZE/URE (takich jak np. dom plus-energtyczny ze Smart Gridem Mikro, oddolnym, a nie odgórnym, z układem hybrydowym MW/OF/A 2 i samochodem elektrycznym), także w postaci całego rolnictwa energetycznego, a potencjalnie także w postaci gazu łupkowego oraz 3 - technologii ubezpieczających (intensyfikujących wykorzystanie istniejącej infrastruktury gazu ziemnego i LPG, konsumujących wzrost konkurencji na rynku paliw kopalnych wynikający z szybkiego zmniejszania się zapotrzebowania ciepłownictwa na paliwa kopalne i ze stabilizacji zapotrzebowania transportu na takie paliwa). Podkreśla się, że przesłanki na rzecz zdefiniowania technologii pomostowych, rozwojowych i ubezpieczających pojawiają się w bardzo szerokim otoczeniu (wykraczającym poza koncepcję domu plus-energtycznego). W szczególności firmy ciepłownicze wchodzą już intensywnie na drogę wykorzystania swojego potencjału kogeneracji (opartej na razie głównie na gazie ziemnym). Podobnie przemysł (przedsiębiorstwa z tej części gospodarki) zdecydował już o wejściu na drogę 2 Mikrowiatrak/ogniwo fotowoltaiczne/akumulator. 13
wykorzystania swojego potencjału autoproducenckiego (rozwoju kogeneracji opartego również na gazie ziemnym). Wyniki przedstawione w tabelach 2 i 6 uzasadniają potrzebę zdefiniowania technologii pomostowych, rozwojowych i ubezpieczających, bo energetyka WEK systematycznie traci wiarygodność 3, energetyka OZE/URE nabiera natomiast sił. Wkraczając na drogę energetyki konkurencyjnej, z zasadniczym udziałem prosumentów (z ich ekonomiką konsumencką, zastępującą dotychczasową ekonomikę kliencką odbiorców) i przemysłu URE (w tym ICT) dostarczającego prosumentom artykuły (kolektory słoneczne, mikrowiatraki, pompy ciepła, ogniwa fotowoltaiczne, mikrobiogazownie, samochody elektryczne, przekształtniki DC/AC i inne, interfejsy do łączenia źródeł rozproszonych z siecią OSD, sterowniki i mikrokontrolery dla prosumenckich mikro-sieci energtycznych) produkowane na zautomatyzowanych liniach produkcyjnych, warto przypomnieć historyczne sukcesy zastosowania fabrycznej produkcji taśmowej. W wypadku mikrobiogazowni zasadny jest powrót do pierwszego w historii zastosowania fabrycznej produkcji taśmowej w przemyśle samochodowym (przypadającego zresztą na okres, kiedy powstawały zręby energetyki WEK). Mianowicie, rozpoczynając w 1908 roku produkcję modelu T swojego samochodu na taśmach produkcyjnych i sprzedając go na rynku za 825 dolary Henry Ford zdeklasował swoich europejskich konkurentów (produkujących bardzo drogie samochody w warunkach, które bliższe były placu budowy niż fabryki, czyli takich w jakich buduje się elektrownie i sieci). Przy tym zadziwiające było to co się stało w kolejnych latach. Otóż w 1916 roku Ford T kosztował tylko 290 dolarów (była to jego minimalna cena w historii) [12]. Korzystny efekt cenowy masowej produkcji bez wątpienia wystąpi także na rynku energetyki OZE/URE, zwłaszcza w przemyśle ICT. Na przykład w wypadku ogniw fotowoltaicznych zasadne jest nawiązanie do przemysłu elektronicznego. W 1965 roku Gordon Moor, założyciel Intela, prognozował, że złożoność obwodów scalonych w stosunku do ich ceny będzie się podwajała co roku (w okresie 1965-1975 prognoza ta praktycznie spełniła się prawie dokładnie, a istota procesu opisanego tą prognozą obowiązuje w gruncie rzeczy nadal). Literatura [1] Renewable Energy. Volume I: Renewable Energy Origins and Flows. Volume II: Renewable Energy Technologies I, Volume III: Renewable Energy Technologies II, Volume IV: Renewable Energy in Society. Edited by Bent Sørensen. Earthscan 2011. [2] Popczyk J. Energetyka postprzemysłowa piąta fala innowacyjności. Wykład inaugurujący rok akademicki 2009/2010 w Politechnice Śląskiej. (Wewnętrzne wydawnictwo Politechniki Śląskiej. Gliwice, wrzesień 2009). [3] Popczyk J. Synergetyka. Przegląd Elektrotechniczny. (Artykuł w druku). [4] Time. March 22, 2010 (Annual Special Issue: 10 Ideas for the Next 10 Years). [5] Leonard S. Hyman. America's Electric Utilities: Past, Present and Future. Public Utilities Reports, Inc., Publisher. Fourth Edition, May 1992. [6] Energy for Tomorrow s Word the Realities, the Real Options and the Agenda for Achievement. WEC Commisson, 1993. 3 Erozję wiarygodności tej energetyki zapoczątkowało przedsiębiorstwo Consolidated Edison (1974), p. 2. Bankructwo Enronu (2001/2002) spowodowane przez oszustwa zarządu znacznie ją pogłębiło. A przejęcie władzy w TEPCO po katastrofie w Elektrowni Fukushima przez japońskie sądy jest nowym etapem jakościowym erozji. 14
[7] Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w społeczeństwie postprzemysłowym na przykładzie Polski. Monografia pod redakcją J. Popczyka. Wydawnictwa Politechniki Śląskiej. Gliwice 2009. [8] Popczyk J. Energetyka rozproszona jako odpowiedź na potrzeby rynku (prosumenta) i Pakietu energetyczno-klimatycznego. Wydawnictwa Instytutu na rzecz Ekorozwoju, Warszawa 2010. [9] Jeffrey Kluger. Fear Goes Nuclear (Special Report). Time. March 28, 2011. [10] Michael Grunwald. The Real Cost of Nuclear Power. Time. March 28, 2011. [11] Hodge B. K. Alternative Energy Systems and Applications. Wiley 2010. [12] Michael Hart. 100 postaci, które miały największy wpływ na dzieje ludzkości. Świat Książki. 1995. Nota biograficzna. Jan Popczyk, profesor, Politechnika Śląska. Obszar działalności badawczej, dydaktycznej, gospodarczej publicystycznej: energetyka (synergetyka). e-mail: jan.popczyk@polsl.pl Bio. Jan Popczyk, professor, Silesian Technical University. Areas of interest and research: energy sector (synergetics). E-mail: jan.popczyk@polsl.pl 15