Niebezpieczna petryfikacja albo rozwój Autor: prof. dr hab. inż. Jan Popczyk - Politechnika Śląska, Katowice ( Czysta Energia nr 9/2013) Dalsze pozbawianie kraju strategicznych kompetencji energetycznych, którego ofiarą stała się w ostatnich latach polska elektroenergetyka, jest niedopuszczalne. Skalę zagrożenia obrazuje rozwój technologiczny, który ukazują codziennie NREL (Narodowe Laboratorium Energii Odnawialnej) i MIT (Massachusetts Institute of Technology) w USA oraz Fraunhofer IWES (technologie OZE) w Niemczech. Kolonizacyjno-fiskalny model polskiej energetyki Zasadniczy problem polskiej elektroenergetyki, groźny dla całej gospodarki, to jej petryfikowanie za pomocą obowiązującej polityki energetycznej oraz praktyki inwestycyjnej. W ostatnich sześciu latach (2006-2012) ustabilizował się w odniesieniu do całej energetyki kolonizacyjno-fiskalny model, którego istotą jest: kupować głównie za granicą, sprzedawać tylko na rynku wewnętrznym i pobierać podatki (w tym opłaty za uprawnienia do emisji CO 2 ). Jest to model, który Polska chce zachować i którego broni z determinacją w UE, dążącej do zmiany takiego podejścia (Unia stawia na efektywność energetyczną, na własne zasoby OZE, na inteligentną infrastrukturę, przenoszącą akcent z produkcji na zarządzanie energią). Polski model to import paliw (w tym biomasy do współspalania, a także do spalania w największych na świecie biomasowych blokach kondensacyjnych 200 MW, co stanowi ewenement na skalę światową), to import dóbr inwestycyjnych urządzeń/infrastruktury (zwłaszcza elektroenergetycznych bloków wytwórczych, infrastruktury dla sektora paliw płynnych i dla gazownictwa, kombajnów dla górnictwa), to także zakup szeroko rozumianego know-how (w tym usług konsultingowych w zakresie strategii rozwojowej). Sprzedaż na rynek wewnętrzny obejmuje: energię elektryczną czarną i zieloną (ze źródeł OZE) odbiorcom końcowym przyłączonym do systemu elektroenergetycznego (115 TWh, niezbędna produkcja potrzebna do zrealizowania tej sprzedaży wynosi 160 TWh), ciepło z sieciowych systemów ciepłowniczych (110 TWh) i paliwa (210 TWh na potrzeby transportu, ponadto 120 TWh na potrzeby wytwarzania ciepła w instalacjach wytwórczych budynkowych, w tym w piecach węglowych). W dalszej części artykułu przedstawiono oszacowanie krajowego rynku energetycznego, akcyzy i importu. Przy rocznej wartości rynku wewnętrznego wynoszącej łącznie z podatkami prawie 180 mld zł (ciepło 30, w tym akcyza 1; energia elektryczna 45, w tym akcyza ponad 3 i opłaty za uprawnienia do emisji CO 2 też ponad 3; paliwa transportowe 100, w tym akcyza 36) roczny import paliwowy szacuje się na ok. 22 mld dol., a antycypowany wypływ środków inwestycyjnych, przeznaczonych na sfinansowanie bloków wytwórczych w samej tylko elektroenergetyce do 2030 r. przewiduje się na poziomie ok 40 mld euro. Poszczególne paliwa mają następujący udział w imporcie: ropa naftowa: 22 mln ton 15 mld dol.; gaz ziemny: 11 mld m 3 5 mld dol.; węgiel saldo import-eksport: 12 mln ton 1 mld dol.; biomasa: 4 mln ton ponad 3 mld zł. W nakładach inwestycyjnych związanych z budową bloków węglowych udział importu wynosi ok. 55%, czyli 10 mld euro, a w przypadku bloków jądrowych ok. 80%, czyli 30 mld euro.
Odniesieniem dla przedstawionych danych może być z jednej strony polski PKB, ok. 1,4 bln zł, a z drugiej roczne rozporządzalne dochody ludności, wynoszące ok. 600 mld zł i budżet państwa, łącznie z częścią sfinansowaną za pomocą deficytu, a więc ok. 330 mld zł. Spadek wartości przedsiębiorstw Energetyka sektorowa bardzo intensywnie konsolidowana przez ostatnie 15 lat pod hasłami budowania europejskich graczy energetycznych zaczyna się uginać pod ciężarem własnej nieefektywności i nadprodukcji (górnictwo), spadku wartości giełdowej i nieadekwatności strategii inwestycyjnej do potrzeb (elektroenergetyka) i niewydolności w zakresie koordynacji decyzji (gazownictwo). Zerwanie umowy PGE-Rafako na budowę w Elektrowni Opole dwóch bloków 900 MW każdy (nakłady inwestycyjne 12 mld zł), powrót do działań na rzecz realizacji inwestycji (koniec czerwca) i znowu odwlekanie decyzji jest odzwierciedleniem kryzysu zarządzania polską elektroenergetyką. Jedna decyzja dotycząca powrotu do budowy spowodowała spadek wartości firmy o 3 mld zł (ceny akcji PGE obniżyły się o ponad 8%, wartość rynkowa spadła do 28 mld zł). Tak nowoczesność bloków węglowych, wiarygodność listu intencyjnego PGE i Kompani Węglowej oraz wiarygodność polityki energetycznej rządu wyceniły rynki kapitałowe. Opisany incydent wpisuje się, niestety, w trwały, dramatyczny spadek wartości giełdowej firm elektroenergetycznych po ich wejściu na giełdę. Mianowicie od debiutu na giełdzie (Enea listopad 2008 r., PGE listopad 2009 r., Tauron czerwiec 2010 r.) do połowy 2013 r. spadek, unormowany względem wartości głównego indeksu (WIG 20) wyniósł w przypadku przedsiębiorstw: Enea 67%, PGE 40%, Tauron 22% (jeśli chodzi o Tauron, to trzeba pamiętać o obniżeniu wartości spółki przez ministra skarbu w celu pozyskania inwestorów z ok. 14 mld zł do ok. 8 mld zł, zatem spadek w stosunku do wartości spółki 14 mld zł wyniósł ok. 55%). Dalsza weryfikacja inwestycji, takich jak bloki w Opolu, przez rynki kapitałowe będzie determinowana za pomocą fundamentalnych czynników, których rynki jeszcze nie uwzględniły. Dlatego też bloki w Opolu (i im podobne) są za duże dla polskiego systemu elektroenergetycznego. Chodzi tu o uwarunkowania systemowe, na które składają się zarówno obecna wielkość systemu (obciążenie szczytowe ok. 25 GW, obciążenie nocne spadające nawet poniżej 12 GW), i o małe roczne przyrosty rynku (rzędu 1%, przekładające się na roczny przyrost mocy szczytowej nie większy niż 250 MW). Ranking polskich przedsiębiorstw Wśród największych polskich przedsiębiorstw dominują te energetyczne (podobnie jest tylko w Rosji). W pierwszej dziesiątce 1 jest ich w Polsce aż pięć. Są to: PKN Orlen (1), Lotos (2), PGE (3), PGNiG (5) i Tauron (7). W drugiej dziesiątce znajdują się jeszcze cztery: BP Europe (14), Energa (18), Kompania Węglowa (19) i Enea (20). W pierwszej dwudziestce nie ma ani jednej firmy technologicznej, są natomiast firmy surowcowe KGHM (6) i ArcelorMittal (15). W pierwszej dwudziestce są także cztery firmy handlowe, dwa banki, jedna firma ubezpieczeniowa, jedno przedsiębiorstwo infrastrukturalne/telekomunikacyjne i jedna montownia samochodów. Pierwsza firma produkcyjno-montażowa w przemyśle ICT pojawia
się dopiero w trzeciej dziesiątce i jest to LG Electronics (22), przy czym podkreśla się, że nie jest to jeszcze firma technologiczna. Taka struktura występuje w czasie, kiedy potrzebna jest głęboka przebudowa energetyki. Chodzi o przebudowę wywołującą zmiany w całej gospodarce, zgodną z trendem, którego symbolem w elektroenergetyce jest przełom niemiecki czwarty i zarazem najsilniejszy przełom w całej dotychczasowej historii elektroenergetyki. Istnieją przesłanki, aby szacować, że w ciągu dwóch lat prosumenci niemieccy zainstalowali ponad 2 mln ogniw PV o przeciętnej mocy 7 kw każde. Pierwszym przełomem była nacjonalizacja i centralizacja elektroenergetyki po II wojnie światowej, czyli stworzenie w Europie Zachodniej formuły monopolu narodowego. Drugi przełom to wykreowanie sektora niezależnych wytwórców w USA za pomocą ustawy PURPA (lata 1978-1982) i pierwszy etap konkurencji w historii elektroenergetyki, rozpoczynającej się pod koniec XIX w. Trzecim przełomem była brytyjska reforma prywatyzacyjno-liberalizacyjna w latach 1989-1990, czyli wykreowanie drugiego etapu konkurencji za pomocą zasady TPA. Konieczność przebudowy energetyki w Polsce trzeba przeanalizować w świetle dokonującej się zmiany amerykańskiej polityki energetycznej. Zgodnie z nią następuje przyspieszanie eliminacji elektroenergetyki węglowej 1. Jej udział w produkcji energii elektrycznej w 2005 r. wynosił 50%, obecnie tylko 40%. Ponadto firmy elektroenergetyczne podjęły decyzje biznesowe o wycofaniu z eksploatacji 25% źródeł węglowych, a prezydent Obama zapowiedział działania na rzecz redukcji emisji CO 2. Zmiana amerykańskiej polityki energetycznej oznaczająca w istocie nawiązanie do polityki unijnej, a szczególnie niemieckiej jest przeniesieniem postępu technologicznego w obszar energetyki rozproszonej (gazowej, OZE), z którego Polska nie skorzysta. Będzie natomiast mogła importować amerykański węgiel. Inwestycja nr 1 vs. inwestycja nr 2 W tej części artykułu skonfrontowano inwestycję nr 1 (w dwa bloki w Opolu) z inwestycją nr 2 o strategicznym znaczeniu, polegającą na realizacji programu rozwojowego, obejmującego rewitalizację zasobów mieszkaniowych (w miastach i na terenach wiejskich) oraz modernizację rolnictwa. Za 12 mld zł (koszt bloków) można zrewitalizować już na początku 200 tys. domów jednorodzinnych, czyli 3% ogółu, a ponadto zmodernizować ok. 10 tys. gospodarstw rolnych mało- i średniotowarowych o powierzchni 10-50 ha (3% gospodarstw) oraz 500 gospodarstw rolnych wielkotowarowych o powierzchni 50-100 ha (ponownie 3% ogółu). Rewitalizacja domu obejmuje jego głęboką termomodernizację wraz z instalacją układu hybrydowego o mocy jednostkowej ogniwa PV i mikrowiatraka (3+3) kw. Modernizacja gospodarstwa mało- i średniotowarowego polega na zainstalowaniu w nim mikrobiogazowni o mocy elektrycznej 10 kw, a gospodarstwa wielkotowarowego biogazowni o mocy elektrycznej 100 kw. Do oszacowań związanych z przedmiotową konfrontacją przyjęto wiele upraszczających założeń. Oczywiście uwzględniono nowe technologie, ale tylko takie, które są już w pełni skomercjalizowane na świecie. Z drugiej strony wycofanie bloków, które będą miały bardzo ograniczony (do ok. 4500 h rocznie) czas wykorzystania mocy znamionowej ze względu na konieczności zaniżania mocy w dolinie obciążenia KSE nastąpi dopiero po 2070 r. (5 lat budowy i 55 lat eksploatacji, do wyczerpania resursu technicznego bloków, wynoszącego 250 tys. godzin). W tym czasie inwestycja nr 1 będzie statyczna. Inaczej jest z dynamiczną inwestycją nr 2, która ma wielki potencjał innowacyjności, związany w szczególności z działaniem trzech czynników. Są to: mała skala inwestycji jednostkowych (rewitalizacja pojedynczego domu jednorodzinnego lub pojedynczego gospodarstwa rolnego), dwukrotnie krótszy czas życia instalacji MOA (25 lat), co tworzy możliwość wykorzystania postępu
technologicznego, który będzie się dokonywał w obrębie instalacji MOA, odradzający się fundusz inwestycyjny równy kosztom unikniętym z tytułu wypierania węgla wskutek termomodernizacji (trwałość efektu termomodernizacji jest adekwatna do czasu życia bloków węglowych). W efekcie inwestycja nr 1 spowoduje zapotrzebowanie na 125 mln ton węgla (to zwiększy jego import). Alternatywna inwestycja nr 2 zapewni produkcję energii elektrycznej już w czasie budowy bloków węglowych 8,2 TWh. W 2035 r. roczna produkcja energii elektrycznej w inwestycjach nr 1 i nr 2 zrówna się. W 2070 r. roczna produkcja energii elektrycznej z inwestycji nr 2 wyniesie ok. 30 TWh i będzie prawie 3,5-krotnie większa niż w inwestycji nr 1. Produkcja liczona w okresie 55 lat narastająco wyniesie ok. 650 TWh i jest o 60% większa niż w przypadku inwestycji nr 1. Główny rezultat inwestycji nr 2 wiąże się ze zmniejszeniem zużycia węgla i gazu ziemnego. W przeliczeniu na węgiel jest to wyparcie ok. 400 mln ton z rynku produkcji ciepła i 260 mln ton z rynku produkcji energii elektrycznej. W zakresie emisji CO 2 inwestycja nr 1 jest źródłem rocznej emisji CO 2 wynoszącej 5,5 mln t i emisji łącznej na poziomie 275 mln ton. Natomiast inwestycja nr 2 zapewnia redukcję emisji CO 2 o ok. 1,5 mld ton. W wyniku działania mechanizmu odradzającego się w obszarze inwestycji nr 2 (w całej gospodarce) funduszu inwestycyjnego osiągalne jest zrewitalizowanie 40% domów jednorodzinnych (do standardu domu inteligentnego, plusenergetycznego) oraz zmodernizowanie w istotny (jakościowo) sposób 40% gospodarstw rolnych. Bez wątpienia byłyby to efekt cywilizacyjny daleko wykraczający poza bezpośrednie korzyści związane z zachowaniem bezpieczeństwa energetycznego. Konieczność przebudowy regulacji Przekształcenie polskiej energetyki z sektorowej w prosumencką wymaga przebudowy polskiej polityki energetycznej (obowiązująca polityka z horyzontem do 2030 r. zupełnie nie przystaje do dokonującej się rewolucji energetycznej na świecie). Ale jest już za późno na modyfikacje. Potrzeba radykalnej zmiany. Konieczne jest zastąpienie polityki doktryną bezpieczeństwa energetycznego, adekwatną do globalnych trendów. Potrzebne są regulacje prawne wywołujące pożądane przemiany. Istnieją dwie propozycje. Pierwsza to propozycja doktryny. Horyzont 2020 r. (koniec rozpoczynającego się w 2014 r. unijnego okresu budżetowego, dedykowanego w istotnym stopniu przebudowie energetyki) jest granicznym terminem dostępności ulg (w zakresie ponoszenia kosztów zewnętrznych) dla energetyki WEK i wsparcia dla energetyki OZE. Zatem na przełomie obecnej dekady następuje zgodnie z doktryną wyłączenie energetyki ze sfery specjalnych wpływów politycznych. Natomiast druga propozycja dotyczy trzech szczegółowych regulacji prawnych. Aby ogólna doktryna mogła być zrealizowana, potrzebne jest zerwanie z już całkowicie nieskutecznymi modyfikacjami ustawy Prawo energetyczne. Konieczne są regulacje prawne nowej generacji. Jako siły sprawcze, zapewniające stworzenie nowego układu sił, zdolnego do realizacji doktryny bezpieczeństwa energetycznego, proponuje się następujące ustawy: Ustawa o odpowiedzialności gmin za bezpieczeństwo energetyczne. W ustawie tej centralnym zagadnieniem jest włączenie rozwoju energetyki w zakres planowania przestrzennego gmin, a także powiązanie rozwoju energetyki z odpowiedzialnością gmin
za infrastrukturę krytyczną (ustawa o infrastrukturze krytycznej), za ochronę środowiska (ustawa śmieciowa ) i ogólnie za dobrostan ludności zamieszkującej gminę. Ustawa o operatorach OSD. W tej ustawie kluczowym zagadnieniem jest przebudowa odpowiedzialności za bezpieczeństwo SEE: jej szybka procesowa alokacja z poziomu przesyłu na poziom dystrybucji. Jest ona niezbędna do wytworzenia nowej równowagi (operator przesyłowy odpowiada za intensyfikację wykorzystania istniejących zasobów energetyki WEK, operatorzy dystrybucyjni ponoszą odpowiedzialność za rozwój energetyki prosumenckiej). Zwłaszcza operatorzy dystrybucyjni powinni być zobowiązani do pokrycia w horyzoncie 2020 r. swoich strat sieciowych energią elektryczną z prosumenckich źródeł OZE. Ustawa o prosumentach najważniejsza. Powinna być ona ośrodkiem integracji rozwiązań wymaganych z punktu widzenia celów kilku dyrektyw, np. kluczowych dyrektyw 2009/28 oraz 2010/31, których termin harmonizacji już dawno minął. Ponadto ustawa ta powinna być dokumentem, w którym zagadnienia (bilansowe, termodynamiczne/fizyczne) energetyki budynkowej i przemysłowej są powiązane z infrastrukturą Smart Grid (rozumianą szeroko jako inteligentna infrastruktura energetyki prosumenckiej, czyli rynku usług energetycznych lub inaczej rynku energetycznych łańcuchów wartości ). Stworzenie, poprzez wsparcie regulacyjne, rynku wewnętrznego dla energetyki prosumenckiej spowodowałoby w Polsce zahamowanie importu paliw kopalnych, dóbr inwestycyjnych, knowhow, usług konsultingowych na rzecz energetyki WEK, a także uruchomiłoby wielki potencjał przemysłu OZE/URE w szeroko rozumianym przemyśle ICT oraz w usługach potrzebnych na rynku inteligentnej infrastruktury. Przykłady realizacji energetyki prosumenckiej Energetyka budynkowa: ogniwa PV, projekty w toku i przewidziane do realizacji w 2013 r.: 24 MW (25 GWh/a), mikrowiatraki, projekty w toku i przewidziane do realizacji w 2013 r.: 5 MW (5 GWh/a), kogeneracja gazowa, dwie przykładowe realizacje z kwietnia 2013 r.: szpital w Głuchołazach (kogeneracja na gaz ziemny) 40+60 kw (produkcja elektryczna 250 MWh/a), rozlewnia gazu LPG w Pleszewie (kogeneracja na gaz LPG) 20+40 kw (produkcja elektryczna 100 MWh/a), mikrobiogazownie rolniczo-utylizacyjne (w towarowych gospodarstwach rolnych): do 2010 r. został zbudowany potencjał dostaw rynkowych mikrobiogazowni o mocy elektrycznej w przedziale od 10 do 20 kw. Kogeneracja biogazowa*: składowiska odpadów: 91 źródeł, łączna moc elektryczna 36 MW (produkcja elektryczna 0,2 TWh/a),
oczyszczalnie ścieków: 75 źródeł, łączna moc elektryczna 65 MW (produkcja elektryczna 0,4 TWh/a), istniejące biogazownie rolniczo-utylizacyjne: 32 biogazownie, łączna moc elektryczna 38 MW (produkcja elektryczna 0,3 TWh/a), biogazownie rolniczo-utylizacyjne w trakcie realizacji (rozruch technologiczny, budowa): 31, łączna moc elektryczna 38 MW (produkcja elektryczna 0,3 TWh/a), biogazownie rolniczo-utylizacyjne posiadające decyzje środowiskowe 120, łączna moc elektryczna 145 MW (produkcja elektryczna 1,2 TWh/a), biogazownie rolniczo-utylizacyjne w postaci planowanych projektów (złożony wniosek o wydanie decyzji środowiskowej) 350, łączna moc elektryczna 420 MW (produkcja elektryczna 3,4 TWh/a), łączna osiągana moc po 2015 r. to ok. 750 MW (produkcja elektryczna 6 TWh, budowa biogazowni w przypadku pkt. 5 i 6 jest uwarunkowana regulacjami w zakresie OZE). Rezerwa mocy (w układach gwarantowanego zasilania): możliwość dostawy ok. 1300 agregatów prądotwórczych dla budynkowych układów gwarantowanego zasilania (firma Horus Energia) na rynek polski, o łącznej mocy elektrycznej ponad 300 MW potencjał usługi systemowej w postaci rezerwy mocy (dane pozyskane od Horus-Energia), szacunkowa moc agregatów prądotwórczych w budynkowych układach gwarantowanego zasilania (telekomunikacja, banki, szpitale, markety, obiekty wojskowe) ponad 1 GW. DSM (demand side management): PSE, pierwsze dwie umowy na usługę Praca interwencyjna: redukcja zapotrzebowania na polecenie OSP zawarte (w marcu 2013 r.) z PGE GiEK: w okresie zimowym (od października do marca) na 25 MW oraz w okresie letnim (od kwietnia do września) na 30 MW dane pozyskane z PSE (publikacje), PSE, plan podpisania do końca 2013 r. umów (takich jak opisana wcześniej) na łączną redukcję mocy wynoszącą 200 MW dane pozyskane z PSE (publikacje), odbiorcy Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu, szacuje potencjał usługi DSM dla operatorów (OSP, OSD) na ok. 2 GW dane pozyskane z FOEEiG (konferencje). Wysokosprawna kogeneracja w przedsiębiorstwach ciepłowniczych: ECO (Energetyka Cieplna Opolszczyzny), dane pozyskane bezpośrednio od inwestora. Razem: 45+134 MW, produkcja elektryczna 0,2 TWh/a, w tym: Opole: blok gazowy 7,4+14,2 MW; blok węglowy 11+28 MW (2012 r.); Kutno: trzy agregaty kogeneracyjne
2+2 MW (2012 r.); Olesno: agregat kogeneracyjny 0,25+0,3 MW (2012 r.); Jelenia Góra: trzy bloki kogeneracyjne węglowe o mocach elektrycznych 8+5,5+0,9 MW, łączna moc cieplna 80 MW; województwo lubuskie, projekty w toku agregaty kogeneracyjne gazowe realizacja do 2015 r.: Żagań 2+2 MW, Żary 2+2 MW, Nowa Sól 2+2 MW; Malbork: 2+2 MW, projekt w toku agregat kogeneracyjny gazowy, realizacja do 2015 r.; Kęty: 2+2 MW, projekt w toku agregat kogeneracyjny gazowy, realizacja do 2015 r., PEC Siedlce (źródła z turbinami gazowymi) dane pozyskane bezpośrednio u inwestora. Razem: 51+56 MW, produkcja elektryczna 0,2 TWh/a, w tym: pierwszy etap inwestycyjny: dwie turbiny, moc łączna: 15+22 MW i drugi etap inwestycyjny (2012): trzy turbiny, moc elektryczna 2x14+8 MW, moc cieplna 2x17 MW. Energetyczne łańcuchy wartości w przemyśle: KGHM, łańcuch wartości obejmujący inwestycje w użytkowanie i wytwarzanie energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji: zużycie 2,5 TWh/a (2012 r.) vs. 4 TWh/a w wariancie bussines as usual oraz bloki combi 2x45 MW, uruchomienie w 2013 r. (produkcja energii elektrycznej 0,7 TWh) (dane pozyskane od inwestora), Stora Enso (Ostrołęka, producent wyrobów drzewnych i papierniczych), łańcuch wartości obejmujący produkcję energii elektrycznej i ciepła w wysokosprawnej kogeneracji oraz utylizację odpadów (własnych i z rynku) w procesie współspalania z węglem: blok kogeneracyjny wielopaliwowy 36+164 MW, ruch gwarancyjny bloku (roczna produkcja energii elektrycznej 0,3 TWh), wykorzystanie własnych odpadów (kora plus biogaz i osady włókniste z przemysłowej oczyszczalni ścieków) i z rynku w procesie współspalania z węglem ze sprawnością 17%+70% odpowiednio dla energii elektrycznej i ciepła (dane pozyskane od inwestora), Koksownia Przyjaźń, łańcuch wartości obejmujący bloki kogeneracyjne opalane gazem koksowniczym (istnieją trzy bloki o łącznej mocy elektrycznej 39 MW). W budowie (od grudnia 2011 r. do czerwca 2014 r.) jest blok o mocy elektrycznej 71 MW (wykorzystanie produkcji gazu koksowniczego 40 tys. m 3 /h, dane pozyskane od inwestora). *Liczby źródeł zweryfikowano w oparciu o raport Firmy BioAlians. Wybrane przykłady dotyczące istoty energetyki prosumenckiej pokazują, że bezpieczeństwo energetyczne przestaje być domeną korporacji, a staje się zależne od prosumentów. Intensywność działań prosumenckich upoważnia do stwierdzenia, że bliskie jest osiągnięcie masy krytycznej w tym obszarze. Źródła 1. Forbes www.forbes.pl. 2. Popczyk J.: Przebudowa energetyki: dynamiczna równowaga sektorowej energetyki wielkoskalowej i prosumenckiej w horyzontach 2020, 2030 i 2050. Materiały XVIII Konferencji Energetyki. TurboCare. Wrzesień 2013.