Trzy siły sprawcze zmiany krajowej elektroenergetyki.

Trzy siły sprawcze zmiany krajowej elektroenergetyki. Antycypacja Prof. Jan Popczyk Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny 1. Uwarunkowania Teza. Jeszcze nigdy w historii ryzyko złych wyborów w polityce energetycznej i ich skutków nie było tak wielkie jak obecnie. Najważniejszymi czynnikami, które powodują to ryzyko, są: 1 przewrót technologiczny w energetyce odnawialnej/rozproszonej, w tym rozwój technologii słonecznych (elektronika, nanotechnologie), biomasowych (rolnictwo energetyczne, biotechnologie), technologii ochrony środowiska (biotechnologie środowiskowe, technologie plazmowe), mikrowiatrowych, budowlanych (domy niskoenergetyczne), odzysku energii z otoczenia (pompa ciepła), transportowych (samochód elektryczny), 2 transformacja, w tym za pomocą infrastruktury smart grid, społeczeństwa postindustrialnego w społeczeństwo wiedzy (zmiana stylu życia, rozwój zrównoważony, energetyka zdemokratyzowana, urynkowiona), 3 rewolucja spowodowana komercjalizacją technologii wydobycia gazu łupkowego w USA w latach 2008 2010 i światowe zasoby tego gazu wystarczające na setki lat, 4 katastrofa w elektrowni Fukushima (skala ryzyka technologicznego i niewydolność korporacyjnych struktur zarządczo organizacyjnych, monopolistycznych w ogóle i w szczególności w kontekście likwidacji skutków katastrofy). Kilka wybranych liczb/informacji. W 2009 roku Niemcy wyparły z rynku 110 mln ton CO 2 za pomocą energetyki OZE/URE. W latach 2004 2008 inwestycje w energetyce OZE/URE wzrosły na świecie czterokrotnie (o około 40% rocznie) do poziomu 120 mld USD [1], a kryzys nie tylko nie zahamował tego wzrostu, ale nawet go przyspieszył. Zatem roczna wartość inwestycji w 2010 roku prawdopodobnie przekroczyła 70 mld USD. W fotowoltaice dynamika inwestycji jest znacznie większa i wynosi około 80% rocznie. W 2010 roku wyprodukowano na świecie ogniwa fotowoltaiczne o łącznej mocy około 40 GW p (Chiny 30%, Europa 25%, Japonia 15%). Roczną produkcję energii elektrycznej z 1 GW p można obecnie szacować na nieco ponad 1 TWh. Wynika to między innymi z faktu, że największą dynamikę inwestycji w energetykę fotowoltaiczną notują Niemcy, gdzie w 2010 roku moc zainstalowana w tym segmencie wzrosła o około 7 GW p, a roczna produkcja energii elektrycznej z 1 GW p kształtuje się (odpowiednio do nasłonecznienia) nieco poniżej 1 TWh. Ceny jednostkowe ogniw fotowoltaicznych obniżają się na świecie w trendzie długookresowym o około 9% rocznie, w 2010 roku ule- 44

gły w Niemczech obniżeniu o kilkanaście procent (według niektórych źródeł ceny 1 kw p zbliżają się już do 1 tys. EUR). Jednocześnie w latach 2003 2006 roczna produkcja w elektrowniach jądrowych była stała i wynosiła 2600 TWh (dostępne dane World Nuclear Association, 2009) i właśnie w tym okresie nastąpił spadek jej procentowego udziału w światowym rynku energii elektrycznej, z 17% do 16%. W ostatnich czterech latach (przed katastrofą w elektrowni Fukushima) nie uruchomiono na świecie żadnego nowego reaktora jądrowego. Po katastrofie praktycznie przesądzony jest koniec energetyki jądrowej w Niemczech, gdzie trwa dyskusja o potrzebie wyłączenia wszystkich reaktorów do 2020 roku, czyli przyspieszenia obecnie obowiązującego terminu likwidacji energetyki jądrowej o 15 lat. Na początku kwietnia podjęta została decyzja o wyłączeniu dwóch najstarszych reaktorów w Badenii Wirtembergii. Jeszcze ważniejsze od wydarzeń w Niemczech jest to, że rewizję swojego programu rozwoju energetyki jądrowej rozważają Chiny. Znaczenie chińskiego stanowiska jest wyjątkowe, ponieważ to właśnie Chiny najdynamiczniej na świecie rozwijają przemysł OZE/URE (korzystając z naturalnych czynników przewagi konkurencyjnej chińskiego przemysłu OZE/URE). Jeśli chodzi o Japonię, to w wyniku trwającego przeglądu bezpieczeństwa japońskich elektrowni jądrowych po katastrofie w elektrowni Fukushima podjęta została decyzja o prewencyjnym wyłączeniu z ruchu elektrowni Hamaoka (trzy reaktory) zlokalizowanej w regionie, w którym w ciągu najbliższych 30 lat może wystąpić silne trzęsienie ziemi (prawdopodobieństwo takiego trzęsienia wynosi 90% na podstawie prognoz sejsmologicznych). W odwrocie są również technologie CCS i IGCC. Założenia przyjmowane przez polski rząd do 2009 roku (na potrzeby uzasadnienia derogacji) odnośnie do komercjalizacji tych technologii okazały się nadmiernie optymistyczne. Mianowicie, ani technologie CCS i IGCC nie są tak tanie, jak zakładano (nie da się na przykład technologii CCS sfinansować przy koszcie referencyjnym emisji CO 2 określanym dotychczas przez Komisję Europejską na poziomie 40 EUR/t), ani nie jest możliwe ich wdrożenie w bliskiej przyszłości ze względu na trudności techniczne i związane z ochroną środowiska (problemy z przesyłem i magazynowaniem CO 2 ). Projekt demonstracyjny CCS Bełchatów stał się już źródłem bardzo negatywnych doświadczeń. Potencjalni inwestorzy wycofują się także z projektu demonstracyjnego IGCC Kędzierzyn Koźle. A wyniki projektu strategicznego finansowanego od roku przez NCBiR (projektu flagowego w zakresie czystych technologii węglowych, funkcjonującego w polskich badaniach naukowych od trzech lat) nie dają podstaw do optymizmu. W czym tkwi siła nowych technologii (energetyki odnawialnej, urządzeń produkowanych masowo w fabrykach)? Wskazuje się na trzy czynniki. Pierwszy ma charakter empiryczny ponadczasowy (jest do zweryfikowania na podstawie licznych doświadczeń historycznych na świecie). Drugi też ma charakter empiryczny (jest już do zweryfikowania na podstawie doświadczeń dostępnych na świecie), ale jest ograniczony do czasu teraźniejszego. Trzeci ma na razie charakter głównie hipotetyczny (spekulatywny), chociaż są już widoczne także jego przesłanki fundamentalne (globalne stosunki biznesowo społeczne). Tymi czynnikami są: 1. Wielki potencjał obniżki cen wynikający z efektu produkcji fabrycznej. Na przykład w wypadku ogniw fotowoltaicznych zasadne jest historyczne nawiązanie do przemysłu elektronicznego. W 1965 roku Gordon Moore, założyciel Intela, prognozował, że złożoność obwodów scalonych w stosunku do ich ceny będzie się podwajała co roku (w latach 1965 1975 prognoza ta praktycznie spełniła się prawie dokładnie, a istota procesu w niej opisanego w gruncie rzeczy wciąż jest aktualna). W wypadku mikrobiogazowni zasadny jest z kolei powrót do lekcji z odległej przeszłości, mianowicie do ceny auta Ford T, która w 1908 roku wynosiła 825 USD (tą ceną Henry Ford rzucił na kolana europejskich producentów pojazdów), a w 1916 roku już tylko 290 USD (było to minimum ceny tego samochodu w całej jego historii). 2. Widać już wyraźnie, że technologie OZE/URE są właściwe dla biednych i bogatych. Na przykład w Monachium znajdują one zastosowanie w budownictwie socjalnym. To oznacza, że satysfakcjonują trzy strony: samorząd, który płaci, odbiorcę wrażliwego, który musi się wyzbyć rozrzutności (i postawy roszczeniowej), oraz dostawcę technologii, który ją sprzedaje. Na drugim biegunie można wskazać Sztokholm. W tym mieście deweloperzy budują niskoenergetyczne dzielnice (na własne ryzyko, które jest ograniczone przez stabilne środowisko prawnoregulacyjne obowiązujące w Szwecji). Koszt mieszkań w tych dzielnicach, ponoszony przez deweloperów, jest o 10% wyższy od kosztu tradycyjnych mieszkań. Ale ceny tych mieszkań na rynku są o 20% nr 2 (8) 2011 45

wyższe (kupujący te mieszkania chcą zapłacić więcej na takiej samej zasadzie, jak za zdrową żywność). 3. Trzeci czynnik można wywieść z dwóch pierwszych. Mianowicie, inwestorzy z segmentu venture capital i private eguity dostrzegą szybko (praktycznie już dostrzegli) szansę wejścia na rynek dla 2/3 mieszkańców świata dotkniętych biedą, której przyczyną jest niedostatek energii. Zatem rozpoczną uzdrawianie świata (redukowanie wykluczenia biednych regionów przez ich pobudzenie gospodarcze), chociaż nie w imię altruizmu, lecz z powodów biznesowych. A ten sposób jest z punktu widzenia etyki skuteczności bardziej właściwy: bogaci zarabiają, ale biedni zyskujący dostęp do energii elektrycznej zyskują jednocześnie możliwość wzniesienia się poprzez swoją pracę (przez podwyższanie swoich kwalifikacji i udział w globalnej wymianie towarów i usług). Czyli nowy etap, rozpatrywany w wymiarze globalnym, niewiele się różni pod względem istoty od historycznej rewolucji przemysłowej w wymiarze narodowym w Anglii, która stworzyła szanse dla robotników przemysłowych, i od nowszych zmian strukturalnych w Chinach, które polegały na upodmiotowieniu rolników dzierżawców ziemi będącej własnością państwa. Zmienna ekonomika. Koszty zewnętrzne, koszty referencyjne. Współcześnie konkurencyjność technologii wytwórczych należy szacować zupełnie inaczej, niż to się robiło przez 110 lat dotychczasowej historii elektroenergetyki. W szczególności w analizach konkurencyjności trzeba uwzględniać: 1 koszty zewnętrzne, 2 ryzyko zamrożenia kapitału (związane z dramatycznie rosnącym zróżnicowaniem czasu realizacji inwestycji) zamiast tradycyjnej stopy dyskonta, 3 ceny węzłowe (impulsy lokalizacyjne dla inwestycji wytwórczych). Koszty zewnętrzne mają szczególne znaczenie. W ekonomii koszty te są różnicą kosztów społecznych i prywatnych, czyli kosztów inwestorów. Do kosztów zewnętrznych w metodologii stosowanej w USA (US Department of Energy) wlicza się: koszty przesyłowe, środowiska I (emisji), środowiska II (zanieczyszczenia wód), użytkowania terenu [1]. Do oszacowań przyjmuje się dla poszczególnych technologii następujące jednostkowe koszty zewnętrzne, w USD/MWh (poziom cen z 2007 r.): węglowe 190, olejowe 120, jądrowe 110, biomasowe 60, gazowe 60, wodne 50, pozostałe (słoneczne, geotermalne, wiatrowe) poniżej 10. Dla takich kosztów jednostkowych całkowite koszty zewnętrzne w amerykańskiej energetyce Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny w 2007 roku wyniosły około 440 mld USD (przy produkcji energii elektrycznej sięgającej około 3,9 tys. TWh i kosztach zakupu przez odbiorców wynoszących około 390 mld USD [2]). W pracy [3] przedstawiono polskie koszty referencyjne energii elektrycznej z 10 charakterystycznych technologii elektroenergetycznych, od jądrowych po biogazownie (zintegrowane technologicznie z agregatami kogeneracyjnymi) i ogniwa paliwowe. Koncepcja kosztów referencyjnych została opracowana dla oceny konkurencyjności poszczególnych technologii niezależnie od amerykańskiej praktyki szacowania kosztów zewnętrznych, ale jest zgodna z tą praktyką. Jest przy tym ukierunkowana na dokładniejsze odwzorowanie polskich warunków systemowych pracy źródeł wytwórczych, gdyż uwzględnia dwa rodzaje kosztów. Po pierwsze, koszty stanowiące różnicę kosztów wytwarzania energii elektrycznej w monopolu i na rynku konkurencyjnym, określonym przez zasadę TPA. Po drugie, koszty stanowiące różnicę kosztów energii elektrycznej dostarczanej z systemu elektroenergetycznego za pomocą bardzo rozbudowanych sieci i innowacyjnych technologii rozproszonych (niektóre z nich nie wymagają rozbudowy sieci, a nawet są w stanie zastępować inwestycje sieciowe). Takie ujęcie jest konieczne, bo pojawiły się już istotne przesłanki obniżenia kosztów opłat przesyłowych (do zmniejszania presji na inwestycje sieciowe, do uwzględniania w ekonomice na rynku energii elektrycznej wartości, a nie kosztu opłaty przesyłowej). W szczególności w przypadku technologii energetycznych, w których zasilanie podstawowe stanowi źródło lokalne (np. biogazownia, mikrobiogazownia), a zasilanie z systemu jest zasilaniem rezerwowym. W tym miejscu należy podkreślić, że łączne roczne opłaty przesyłowe wyniosły w 2009 roku około 15 mld zł. Potencjalne koszty osierocone, o których jeszcze się nie mówi, ocenia się natomiast na około 3 mld zł (H. Kocot, 2008). Lista wybranych dokumentów UE. Wybrane dokumenty unijne, [4] [11] 1, kluczowe z punktu widzenia dyskusji o potrzebie zmiany strategii rozwoju polskiej energetyki, jednoznacznie pokazują, że nie ma odwrotu od zmian strukturalnych w energetyce UE. Warto wskazać, że bardzo ważne (i radykalne pod względem rynkowym) dokumenty [5] i [6] pochodzą z ostatnich miesięcy (luty, marzec 2011). Odzwierciedlają zatem już strategię pokryzysową UE. Z punktu widzenia mapy drogowej [5] ważne jest, że została ona 1 Każdy z dokumentów został w spisie literatury zaopatrzony w krótki komentarz objaśniający/wartościujący. 46

przyjęta przed katastrofą w elektrowni jądrowej Fukushima. Po katastrofie nasiliły się naciski na przyspieszenie rozwoju energetyki odnawialnej w UE. Trzeba jednak podkreślić, że dokumenty [4] [11] w wielu kwestiach są niespójne. Wyraźnie widać, że dwie dziedziny unijnej polityki: WPR (wspólna polityka rolna) [10] i polityka transportowa [11], do której zostały włączone transgraniczne sieci energetyczne (elektroenergetyczne, gazowe, naftowe) na mocy traktatu z Maastricht (1992) są obszarem wrażliwym politycznie. Instytucje unijne ciągle nie mają odwagi przeciwstawić się grupom interesów sektorowych i otwarcie zastąpić te dziedziny polityki rynkiem. Konsekwencją jest to, że dla społeczeństwa UE mało wiarygodne mogą być (a nawet wydać się sprzeczne) z jednej strony priorytety sformułowane w dokumencie [11] dotyczące zamierzonej wielkiej rozbudowy sieci transgranicznych, a z drugiej cele postawione w dyrektywie [7] kreującej dom zeroenergetyczny (plusenergetyczny). Ten deficyt wiarygodności mógłby być zredukowany przez zdefiniowanie w horyzoncie 2050 r. technologii pomostowych, rozwojowych i ubezpieczających (te ostatnie są potrzebne na rynku ze względu na duży margines niepewności technologicznej dotyczącej rozwoju energetyki OZE). Zdefiniowanie tych technologii jest w szczególności ważne z punktu widzenia zasadności priorytetów [11]. Do technologii pomostowych kwalifikują się: technologie wytwórcze WEK w elektroenergetyce, rafinerie, kopalnie węgla, sieciowe systemy przesyłowe: elektroenergetyczny i gazowy. Do technologii rozwojowych należałoby jednoznacznie zaliczyć technologie OZE/URE (takie zwłaszcza, jak np. dom plusenergetyczny ze smart gridem mikro, oddolnym, a nie odgórnym, i samochodem elektrycznym), także całe rolnictwo energetyczne (biogazownie, biorafinerie). Do technologii ubezpieczających należą technologie intensyfikujące wykorzystanie istniejącej infrastruktury gazu ziemnego i LPG, konsumujące wzrost konkurencji na rynku paliw kopalnych wynikający ze stabilizacji zapotrzebowania ciepłownictwa i transportu na te paliwa, a potencjalnie także gaz łupkowy. Zdefiniowanie technologii pomostowych, rozwojowych i ubezpieczających, ważne w aspekcie priorytetów [11], jest nie mniej ważne, a może nawet ważniejsze, w aspekcie mapy drogowej [8]. Zgodnie z mapą UE do 2050 roku ma wyeliminować 80% emisji CO 2, a w segmencie produkcji energii elektrycznej nawet 95%. To oznacza radykalne obniżenie wykorzystania paliw kopalnych, a dla budżetów państw członkowskich utratę wpływów podatkowych z akcyzy (głównie z segmentu paliw transportowych). Konsekwencją musi być przebudowa WPR, także polityki transportowej (poza priorytetami [11], zwłaszcza w części dotyczącej systemów drogowych [10]). Mianowicie, jedna i druga polityka muszą być redukowane, czyli musi następować zmniejszanie transferów finansowych: akcyza z paliw kopalnych budżety krajów członkowskich budżet UE finansowanie WPR oraz infrastruktury transportowej. Biała księga [9] zapowiada taką redukcję (zasadę pełnej odpłatności za użytkowanie infrastruktury transportowej), czyli jest wiarygodna. Jednak istotne efekty są osiągalne tylko po stronie WPR przez zastępowanie transferów przychodami z rolnictwa energetycznego. Ale w tym wypadku widoczne są duże opory [10] ze względu na skomplikowany układ interesów w UE. Prognozy i rzeczywiste zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce. Doświadczenia z prognozowania zapotrzebowania na energię elektryczną w ostatnich 20 latach są niezwykle pouczające. Prognozy te, zawsze wskazujące na dynamiczny wzrost zapotrzebowania, nigdy się nie sprawdzają. Poniżej autor zestawia kilka wybranych prognoz krajowego zużycia energii elektrycznej. Są wykonane w różnych okresach i zróżnicowane pod względem źródła pochodzenia. Mają jednak wspólną cechę: przewidują zawsze powolny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną na początku okresu prognostycznego i na szybki wzrost w dalszej przyszłości. Powolny wzrost na początku okresu prognostycznego wynika za każdym razem z bieżącej sytuacji (w ostatnich 20 latach praktycznie stagnacyjnej) na rynku energii elektrycznej, której nie da się zignorować (przeciwnie, powolny wzrost oznacza, że prognozy później wykonane zaczynają się od poziomów zużycia energii elektrycznej znacznie niższych od wynikających z wcześniejszych prognoz). Szybki wzrost w poszczególnych prognozach następuje po okresie potrzebnym do realizacji inwestycji wielkoskalowych, wynoszącym kilkanaście lat w stosunku do czasu powstania tych prognoz. Według najstarszej prognozy, przytoczonej w [12] (opracowanej w PSE S.A. na początku lat 90. XX w.), zapotrzebowanie na energię elektryczną, wynoszące w 1988 roku około 150 TWh, a w 1992 około 135 TWh, miało w 2010 roku wynieść od 200 do 250 TWh, a w 2020 roku od 300 do 350 TWh. Według prognozy [13] (opracowanie nr 2 (8) 2011 47

Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny IPPT PAN z połowy lat 90. XX w.) zapotrzebowanie na energię elektryczną, wynoszące w 1993 roku około 134 TWh, miało w 2010 roku wynieść od 160 TWh w wariancie najniższym (dolny scenariusz makroekonomiczny, maksymalna opcja racjonalizacji zużycia energii elektrycznej, wysoki wariant cen międzynarodowych energii elektrycznej) do 193 TWh w wariancie najwyższym (górny scenariusz makroekonomiczny, minimalna opcja racjonalizacji zużycia energii elektrycznej, wysoki wariant cen międzynarodowych energii elektrycznej). Z kolei według prognozy [14] (przyjętej w polityce energetycznej Polski do 2020 roku, opracowanej przez ARE S.A. pod koniec lat 90. XX w.) zapotrzebowanie na energię elektryczną, wynoszące w 1997 roku około 143 TWh, miało w 2010 roku sięgać od 176 TWh w wariancie peryferyjnym do 193 TWh w wariancie sukcesu, a w 2020 roku odpowiednio od 236 do 288 TWh. Wreszcie według prognozy [15] (autorstwa EdF Polska sp. z o.o., z 2008 r.) produkcja energii elektrycznej, wynosząca w 2005 roku około 154 TWh, ma w 2030 roku wynieść około 330 TWh (przy stałym poziomie eksportu około 10 TWh). Polityka energetyczna Polski do 2030 roku [16] posługuje się jednowariantową prognozą przedstawioną w tab. 1. Widać zwłaszcza, że jest to prognoza realistyczna do 2015 roku, z zadziwiającym powrotem do dynamicznego wzrostu rynku w latach 2015 2020 i później, od 2020 do 2030 r. Podobna do prognozy z polityki energetycznej [16] jest prognoza [17] (opracowana przez EPC S.A. w aspekcie odpowiedzialności PSE Operator za bezpieczeństwo elektroenergetyczne). Mianowicie, zapotrzebowanie na energię elektryczną wynoszące w 2007 r. 154 TWh 2 ma w 2020 roku wynieść, według tej prognozy, od około 174 TWh w wariancie odniesienia do 178 TWh w wariancie stabilizacji, a w 2030 roku od 200 TWh w wariancie odniesienia do 225 TWh w wariancie innowacji 3. Przedstawione przypadki pokazują, że prognozy są takie, jak interesy. A interesy w energetyce korporacyjnej są związane z wielkoskalowymi inwestycjami. Zachowując daleko idącą ostrożność, trzeba podkreślić, że chodzi tu jednak o więcej niż tylko interesy biznesowe. Równie ważne są interesy ideologiczne, związane z bezpieczeństwem elektroenergetycznym. Produkcja/zużycie energii elektrycznej na osobę. Polska produkcja energii elektrycznej na osobę wynosi 4,2 MWh. Norwegia produkuje 28,5 MWh na osobę, USA 14,5 MWh, a Niemcy 7,8 MWh. Czy jednak powinniśmy ścigać Norwegię (a nawet Niemcy) w zużyciu energii elektrycznej? Początek drugiej dekady XXI wieku to najwyższy czas, aby Polska została uwolniona od presji inwestycyjnej w energetyce WEK i odniesień do krajów o wysokim zużyciu energii elektrycznej na mieszkańca, które występują w argumentacji korporacji i lobbistów bezpieczeństwa elektroenergetycznego działających na rzecz inwestycji wielkoskalowych. Poniżej autor przedstawia obszerny cytat z przeszłości dotyczący tego zagadnienia: Specyficzną kategorią było porównywanie energetyki polskiej w tym szczególnie zużycia energii elektrycznej na mieszkańca z krajami rozwiniętymi. Tym»narzędziem«posługiwali się niektórzy radośni twórcy w celu uzasadnienia w Komisji Planowania żądań finansowych w myśl powszechnie stosowanej zasady, że aby otrzymać trochę, trzeba żądać wiele. Jest zrozumiałe, że w tej psychozie kierownictwo Zjednoczenia Energetyki i dyrekcja Instytutu Energetyki w pierwszej połowie omawianego okresu [chodzi o lata 1975 1985 przyp. autora] nie zezwalały nawet na wzmiankę o konieczności oszczędzania energii elektrycznej. Duży wzrost zużycia, pomimo braku uzasadnienia, był ich zdaniem wyrazem twórczego rozmachu (Historia elektryki polskiej, t. 2 Elektroenergetyka, SEP, WNT, Warszawa 1992, s. 597). Model współzależności rynku paliw/energii oraz PKB. 50 letnia retrospekcja i horyzont 2050. 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 opartym na wiedzy, z nową rolą Chin, najważniejszą zmienną objaśniającą (egzogeniczną) staje się liczba ludności, a następnie PKB/GDP. W poglądowym modelu rozwojowym przedstawionym na rys. 1 od 2011 roku antycypuje się stopniowe równoważenie zużycia energii i wykorzystania zasobów środowiska naturalnego, ale również równoważenie konsumpcji każdego pokolenia do poziomu wynikającego z realnego PKB. W szczególności w modelu tym 3 procentowa roczna dynamika PKB w latach 2011 2050 została skorygowana o spłatę obecnego zadłużenia, wynoszącego w krajach OECD około 80%, czyli o blisko 2 punkty procentowe rocznie. Przy skorygowanym 1 procentowym wzroście PKB można przewidywać 2 W opracowaniu [17] podaje się prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną netto i brutto. Podana wartość jest wartością brutto, czyli porównywalną z wcześniej przytoczonymi prognozami. 3 Scenariusze: odniesienia, stabilizacji i innowacji są scenariuszami makroekonomicznymi rozwoju kraju. 48

Rok 2006 2010 2015 2020 2025 2030 Zużycie brutto, TWh 150,7 141,0 152,0 169,3 194,6 217,4 Tab. 1. Prognoza krajowego zużycia energii elektrycznej według Polityki energetycznej Polski do 2030 roku [5] Rys. 1. Poglądowy model współzależności rynku energii elektrycznej oraz PKB dla krajów OECD (opracowanie własne). Charakterystyczne wydarzenia: 1965 blackout 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)

Działanie Co miało być (co ma być) Co jest (co będzie) Konsolidacja Unijni czempioni. Zdolność do mobilizacji kapitału na wielo miliardowe jednostkowe inwestycje Przedsiębiorstwa dominujące na rynku krajowym. Czarny rok (2010) weryfikacji ich wartości na GPW. Zablokowany dopływ innowacyjnych kadr przez układy socjalne Nowe bloki węglowe Wysoka sprawność pracy bloków w podstawie Redukowanie obciążenia bloków w dolinie przez PSE Operator. Wielki spadek ich sprawności ruchowej Derogacja Rozwój technologii CCS, IGCC Dwa przykłady dramatycznej weryfikacji: CCS Bełchatów, IGCC Kędzierzyn Koźle Energetyka jądrowa z blokami 1600 MW Niskie ceny Ujawniające się narastające ryzyko: brak możliwości zmieszczenia bloków w krajowym systemie, nowa dyrektywa o obowiązku składowania odpadów na terenie własnego kraju, ryzyko braku możliwości sfinansowania inwestycji, katastrofa japońska, 100 letni czas wyjścia z biznesu OZE Innowacyjne technologie (polskie specjalności) Współspalanie. Dofinansowywanie energetyki WEK w celu pokrycia kosztów, które rosną, mimo że nie ma inwestycji smart grid Korzyści. Intensyfikacja istniejących zasobów (sieciowych, DG) oraz pobudzenia rozwoju segmentu prosumenckiego (energetyki OZE/URE) Koszt. AMI (Advanced metering infrastructures) tylko na rynku energii elektrycznej, do celów billingowych Tab. 2. Konfrontacja tego, co w elektroenergetyce miały przynieść charakterystyczne działania/strategie/polityki rządowo korporacyjnej, i tego, co przyniosły

Enea PGE Tauron GPW Data debiutu 17.11.2008 9.11.2009 30.06.2010 9.11.2010 GPW, poziom WIG20, pkt 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 1.1. Data oszacowania (1) 3.01.2011 GPW, WIG20, pkt 2780 Wartość akcji spółki, zł 23,5 22,7 6,6 49,5 Zmiana poziomu WIG 20, % 76 25 19 1 Zmiana wartości akcji 3, % 51 13 31 8 1.2. Unormowana zmiana wartości akcji 4, % 25 38 12 5 9 1.3. Data oszacowania (2) 21.01.2011 1.4. GPW, poziom WIG20, pkt 2733 1.5. wartość akcji spółki, zł 22,3 22,7 6,4 48,4 1.6. Unormowana zmiana wartości akcji 4, % 30 36 11 5 11 1.7. Data oszacowania (3) 28.02.2011 1.8. GPW, poziom WIG20, pkt 2717 1.9. wartość akcji spółki, zł 21,9 22,6 6,2 47,2 1.10. Unormowana zmiana wartości akcji 4, % 28 37 4 5 12 1.11. data oszacowania (4) 21.04.2011 1.12. GPW, poziom WIG20, pkt 2913 1.13. wartość akcji spółki, zł 19,5 23,3 6,3 48,3 1.14. Unormowana zmiana wartości akcji 4, % 49 41 2 5 16 Tab. 3. Dane obrazujące rynkową weryfikację wartości przedsiębiorstw elektroenergetycznych jako bezpośredni skutek polityki energetycznej i realizowanej strategii prywatyzacyjnej 1 Inwestorzy: instytucjonalni/indywidualni. 2 Zakończenie notowań w pierwszym dniu. 3 W stosunku do wartości otwarcia. 4 Różnica między zmianą procentową wartości akcji spółki i poziomu WIG20. 5 W rzeczywistości jest to wzrost zredukowanej wartości spółki (z około 14 do około 8 mld zł), której dokonał minister skarbu, aby ratować prywatyzację (i dochody budżetowe) za wszelką cenę.

Technologia Moc Nakłady inwestycyjne [EUR] łączne jednostkowe Czas do efektu z pojedynczego projektu Pojedynczy blok jądrowy po Fukushimie Dwa bloki węglowe z instalacjami CCS 1,6 GW 12 mld 12 mld 15 lat 1,7 GW 8 mld 4 mld 10 lat 40 farm wiatrowych po 50 turbin o mocy 2,5 MW każda 5 GW 10 mld 250 mln 2 lata 160 tys. mikrobiogazowni po 10 kw el każda 1,6 GW 7 mld 44 tys. 6 miesięcy 2 mln instalacji fotowoltaicznych po 4 kw p każda 11 GW p 11 mld 5,5 tys. 3 miesiące Tab. 4 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

1 procentowy roczny wzrost rynku energii elektrycznej. Wzrost ten uwzględnia dwie bardzo rozwojowe technologie, czyli pompę ciepła i samochód elektryczny, które przyspieszą produkcję energii elektrycznej w OZE, ale też uwolnią wielkie ilości paliw kopalnych na rynkach ciepła i transportu. 2. Kryzys w elektroenergetyce wek Reforma decentralizacyjno rynkowa polskiej elektroenergetyki z lat 1990 1995 na trwałe włączyła polski system elektroenergetyczny do najważniejszej infrastruktury europejskiej. Jednak pełzający odwrót od reformy w latach 1996 2005 zablokował rozwój konkurencji możliwej do kreowania zgodnie z zasadą TPA. Z kolei antyreforma/ konsolidacja w latach 2006 2010, ukoronowana opracowaniem polityki energetycznej Polski do 2030 roku, doprowadziła do kryzysu scharakteryzowanego w tab. 2. Istotą tego kryzysu jest stworzenie przedsiębiorstw i wykreowanie polityki energetycznej składających się na ład korporacyjny właściwy dla świata w latach 70. i 80. minionego wieku, ale obecnie niezdolny do zaabsorbowania potencjału zmian strukturalnych (technologicznych i społecznych). Dane przedstawione w tab. 3 nie pozostawiają złudzeń, że inwestorzy odwrócili się od przedsiębiorstw, które w wyniku konsolidacji powstały w Polsce. Wartość Enei obniżyła się o około 50% w ciągu 2,5 roku, a PGE o około 40% w ciągu półtora roku, w stosunku do WIG20. To oznacza, że inwestorzy nie widzą już przyszłości w starych technologiach (wstępna decyzja o wycofaniu się firmy Vattenfall z Polski dobitnie potwierdza tę tezę). Potrzeba pożegnania się z energetyką jądrową. Polski program energetyki jądrowej polegający na budowie dwóch elektrowni z blokami 1600 MW (po dwa bloki w elektrowni) jest nierealistyczny i nie ma uzasadnienia ekonomicznego, jeśli uwzględnia się fundamentalne ograniczenia. Należą do nich: 1 nierealistyczne prognozy wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną, 2 niemożność zmieszczenia dwóch elektrowni jądrowych o mocy jednostkowej 3200 MW w polskim systemie elektroenergetycznym, który nigdy przez ostatnie 60 lat nie był rozwijany pod kątem potrzeb związanych z przyłączeniem dwóch elektrowni jądrowych o takich mocach, 3 niezdolność PGE do mobilizacji potrzebnego kapitału inwestycyjnego (tab. 3), 4 trwałe już wyprzedzanie potencjalnej produkcji pochodzącej z elektrowni jądrowych przez produkcję energii elektrycznej w obszarze energetyki odnawialnej/rozproszonej (tab. 3). Dalsze uwagi są następujące. 1. Porównanie wpływu rozwoju energetyki jądrowej i energetyki rozproszonej na warunki pracy krajowej sieci 400/220/110 kv jest przedmiotem badań realizowanych w Politechnice Śląskiej [18], [19]. Wynika z nich, że aby zapewnić niezawodną pracę elektrowni jądrowej o docelowej mocy 3200 MW, jej stacja przyelektrowniana powinna być powiązana z KSE co najmniej 4 6 liniami 400 kv. Nawet po uwzględnieniu planowanej rozbudowy KSE istniejące stacje (w tym stacja Żarnowiec) nie spełniają tego wymagania. W związku z tym istnieje konieczność rozbudowy potencjalnych stacji przyłączeniowych (ich znacznie silniejszego powiązania z pozostałą częścią systemu przesyłowego). Po wykonaniu optymalizacji rozpływu mocy w szczycie zimowym obciążenia stwierdzono znaczący wzrost strat mocy w sieci 400/220/110 kv w stosunku do wariantu, w którym nie uwzględniono elektrowni jądrowych, nawet o 10%. Ponadto stwierdzono wiele aktywnych ograniczeń gałęziowych, dotyczących zwłaszcza linii 110 kv, co oznacza konieczność rozbudowy sieci, a nie tylko stacji przyelektrownianych. Ogólnie, scenariusze rozwoju systemu elektroenergetycznego z dużym udziałem energetyki rozproszonej prowadzą (w horyzoncie 2020 roku) do niższych cen energii niż scenariusze zdominowane przez technologie WEK (bloki jądrowe i węglowe). 2. Należy podkreślić, że w badaniach przedstawionych sygnalnie w pkt 1 nie analizowano obciążenia minimalnego, a to może się obniżyć w KSE nawet do 9,5 tys. MW (takie obciążenie, 15 minutowe, wystąpiło 13 kwietnia 2009 roku Raport roczny PSE Operator, 2009). Czyli jeden blok jądrowy 1600 MW musiałby mieć w tym obciążeniu 17 procentowy udział, jedna elektrownia (dwa bloki) prawie 35 procentowy, a dwie elektrownie niemal 70 procentowy. W każdym wypadku skutkiem byłaby lawina ograniczeń sieciowych. 3. Odrębną sprawą jest analiza ryzyka utraty bezpieczeństwa elektroenergetycznego odbiorców warunkowanego niezawodnością strukturalną sieci. Energetyka jądrowa zwiększa ryzyko przerw u odbiorców powodowanych rozległymi awariami w sieciach rozdzielczych (te muszą być rozbudowywane w scenariuszach z energetyką jądrową). Ze względu na koncentrację nr 2 (8) 2011 53

mocy w pojedynczych węzłach energetyka jądrowa zwiększa także ryzyko blackoutu (ryzyko utraty stabilności dynamicznej systemu elektroenergetycznego). Jednak to ryzyko praktycznie nie jest na razie brane pod uwagę, a są potrzebne badania stabilnościowe przynajmniej tak zaawansowane jak prowadzone w trakcie łączenia systemu CENTREL z UCPTE/UCTE. 4. Z makroekonomicznego punktu widzenia energetyka jądrowa spowoduje w polskiej gospodarce wielki impuls inflacyjny, związany z odsunięciem w czasie efektów, które pojawią się najwcześniej za 15 20 lat. Ta bardzo ważna w gospodarce rynkowej kwestia nie jest na razie dostrzegana przez polskich ekonomistów. Nie są też brane pod uwagę koszty ryzyka związanego z bardzo długim okresem finansowania inwestycji (przekładające się na wzrost równoważnych nakładów inwestycyjnych). 5. Trzeba także podkreślić, że energetyka jądrowa zapewni korzyści, jeśli program jej rozwoju będzie realizowany, głównie przemysłowi dóbr inwestycyjnych poza Polską. W Polsce korzyści odniosą tylko wybrani (na przykład dwie gminy, w których elektrownie zostaną zlokalizowane, a także środowiska lobbystyczne). Jednocześnie energetyka jądrowa zablokuje rynek inwestycji w rolnictwo energetyczne i zahamuje zrównoważony rozwój 1600 gmin wiejskich. Wpłynie też negatywnie na rozwój polskiego przemysłu URE. 6. Na progu nowego wielkiego programu jądrowego trzeba wrócić do zagadnień związanych z Ignalińską Elektrownią Atomową. Rozliczenie się z prognoz dotyczących wspólnego przedsięwzięcia czterech krajów (Litwy, Polski, Łotwy, Estonii) jest niezbędne, jeśli społeczeństwo ma uwierzyć, że nowy program jądrowy jest czymś więcej niż program dotyczący elektrowni w Ignalinie. Według prognoz z lat 2006 2007 elektrownia miała być przekazana do eksploatacji najpierw w 2011, a potem w 2015 roku. Obecnie nie wspomina się o inwestycji. 3. Potencjał modernizacyjny Trade off: rezygnacja z derogacji na rzecz ustępstw za strony UE po 2020 roku. Ponieważ założenia rozwoju technologii CCS i IGCC przyjmowane przez rząd do 2009 roku okazały się nadmiernie optymistyczne, racjonalne jest zaniechanie starań o derogację. Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Poniżej zawarto uzasadnienie tego poglądu. 1. 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 do 2020 roku i w latach następnych. Do 2020 roku właścicielami uprawnień do emisji są kraje członkowskie i to 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 roku, zapewniającej wytwórcom przydział darmowych uprawnień, jest utrzymanie po 2020 roku zasady, że środki z opłat za uprawnienia do emisji pozostaną w kraju. 2. Dlatego autor uznaje, 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 wzrosłyby maksymalnie o 50 mld zł (przy przeciętnej cenie rynkowej uprawnień do 2020 roku wynoszącej 20 EUR/t). Taki wzrost kosztu u wytwórców może się przełożyć na podwyżkę cen energii elektrycznej u odbiorców końcowych, wynoszącą maksymalnie 15%, jedynie wtedy, gdyby rząd przeznaczył środki z opłat wytwórców za uprawnienia w całości na pokrycie deficytu budżetowego oraz gdyby nie zadziałały mechanizmy konkurencji wywołanej przez rozwój energetyki OZE/URE. 3. Oprócz wielkich korzyści po 2020 roku odstąpienie od derogacji umożliwiłoby rządowi osiągnięcie, dzięki 50 mld zł pochodzącym z opłat wytwórców za uprawnienia do emisji, bardzo ważnych celów do 2020 roku. Cztery z tych celów są kluczowe. Chodzi, po pierwsze, o pobudzenie inwestycji w źródła wytwórcze energii elektrycznej (byłoby między innymi skutkiem zmniejszenia ryzyka regulacyjnego, a także poprawy konkurencyjności nowych bloków względem starych, o niskiej sprawności energetycznej i wysokiej emisyjności). Po drugie racjonalizację niespójnych obecnie systemów: podatku akcyzowego, wspomagania OZE oraz ulg podatkowych związanych z biopaliwami bez obni- 54

żenia przychodów budżetowych. Po trzecie racjonalizację taryf dla odbiorców w elektrochłonnym przemyśle, najbardziej obecnie dotkniętych skutkami wysokich cen, jednocześnie subsydiujących skrośnie (głównie poprzez nieracjonalny system opłat przesyłowych) inne grupy odbiorców. Po czwarte uwolnienie spod regulacji taryfy G przy jednoczesnym wyeliminowaniu wzrostu cen dla odbiorców wrażliwych (biednej ludności). 4. Główną korzyścią wynikającą z trade off byłoby dla Polski 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 mocne uzasadnienie. Mianowicie, po 2020 roku UE będzie windować ceny uprawnień do emisji, bo będzie to w interesie najsilniejszych krajów członkowskich. Antycypowanie przyszłości w energetyce w świetle jednostkowych nakładów inwestycyjnych. Punktem wyjścia, który przyjmuje autor, są przybliżone, ale szokujące szacunki przedstawione w tab. 4, dotyczące bazowego bloku jądrowego 1600 MW i inwestycji alternatywnych. Szacunki te uwzględniają nakłady na rozbudowę sieci potrzebnej 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 szacunków przedstawionych w tabeli 3 przyjęto stosunkowo stabilne w ostatnich latach ceny turbin wiatrowych (1,8 mln EUR/MW). W przypadku ogniw fotowoltaicznych przyjęto ceny, które uwzględniają ich wielki spadek w 2010 roku, wynoszący kilkanaście procent, i dalszy potencjał obniżki w 2011 i w 2012 roku (do poziomu około 1 tys. EUR/kW p ). Podstawowe nakłady inwestycyjne dla bloku jądrowego przyjęto na poziomie 4,5 mln EUR/MW i zwiększono je o około 30% z tego tytułu, 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. 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 EUR za instalację do separacji i wychwycenia 30% CO 2 z bloku o mocy 850 MW przed instalacją CCS). W tab. 4 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 czasem, w którym ceny te muszą być szacowane. Chodzi o 80 100 lat, bo taki jest czas wyjścia z biznesu w postaci energetyki jądrowej, której jeszcze nie ma. Mimo że tab. 4 nie zawiera oszacowania cen energii elektrycznej, to przesądza o perspektywach energetyki wielkoskalowej i odnawialnej/rozproszonej na korzyść tej drugiej, ze względu na jej wielki potencjał redukcji kosztów i fakt, ze jest właściwa dla prosumentów. Technologie wielkoskalowe nie mają takiego potencjału, a z punktu widzenia inwestorów są obciążone zbyt wielkim ryzykiem. Dla technologii węglowych bez instalacji CCS ryzyko jest związane z unijnymi regulacjami dotyczącymi uprawnień do emisji CO 2. 4. Zakończenie Przełomowa sytuacja technologiczna w energetyce odnawialnej/rozproszonej (i w technologii gazu łupkowego) stwarza możliwość skoku cywilizacyjnego Polski (szybszego rozwoju społeczeństwa wiedzy). Można to osiągnąć szczególnie dzięki wykorzystaniu środków potrzebnych do realizacji programu energetyki jądrowej (120 150 mld zł do 2030 r.) na wytworzenie polskich specjalności. Chodzi o rozwój biotechnologii w rolnictwie energetycznym i ochronie środowiska oraz budowę drugiego etapu polskiego przemysłu ICT w obszarze technologii elektronicznych i telekomunikacyjnych, produkującego urządzenia energetyki słonecznej i urządzenia na potrzeby smart grid. Z tego punktu widzenia ważne jest, że roczną produkcję energii elektrycznej z pierwszego bloku jądrowego 1600 MW można zastąpić przed 2020 rokiem inwestycjami równoważnymi, traktowanymi alternatywnie, np. takimi jak: 1600 biogazowni (impuls rozwojowy dla wszystkich gmin wiejskich w Polsce), 160 tys. mikrobiogazowni (impuls rozwojowy dla całego segmentu towarowych gospodarstw rolnych), 3 mln przydomowych ogniw fotowoltaicznych (impuls rozwojowy dla przemysłu ICT, dla budownictwa w segmencie inteligentnych domów plusenergetycznych i ogólnie dla rozwoju energetyki społeczeństwa wiedzy). Takie kierunki rozwojowe są wielką szansą z perspektywy młodego pokolenia, dobrze wykształconego w takich dyscyplinach, jak elektronika, teleinformatyka, biotechnologia. nr 2 (8) 2011 55

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] Hodge B.K., Alternative Energy Systems and Applications. Wiley 2010 [3] Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w społeczeństwie postprzemysłowym na przykładzie Polski. Monografia pod redakcją J. Popczyka. Wydawnictwa Politechniki Śląskiej. Gliwice 2009 [4] Dyrektywa 2009/28/WE dotycząca energetyki OZE (promująca takie technologie, jak samochód elektryczny, pompa ciepła, paliwa drugiej generacji) [5] Dyrektywa 2010/75/WE w sprawie emisji przemysłowych (zaostrzająca wymagania w stosunku do źródeł emisji z segmentu ETS) [6] Decyzja non ETS 2009/75/WE (wprowadzająca mechanizmy zarządzania redukcją emisji CO 2 w segmencie non ETS) [7] Dyrektywa 2010/31/WE (kreująca zrównoważone budownictwo, w tym dom zero energetyczny) [8] Mapa drogowa 2050 (w postaci konkluzji Rady Europejskiej z lutego 2011 r.) dotycząca budowy konkurencyjnej gospodarki bezemisyjnej (proponująca redukcję emisji CO 2 w horyzoncie 2050 r. o 80%, a w przypadku elektroenergetyki w skrajnym przypadku nawet o 95%) [9] Biała księga transportu (projekt Komisji Europejskiej z marca 2011 r.) dotycząca planu utworzenia jednolitego obszaru transportowego (wyrażająca dążenie do zbudowania konkurencyjnego i zasobooszczędnego europejskiego systemu transportu) [10] Prace nad nowym unijnym budżetem (pokazujące dążenie dużej części krajów członkowskich do redukcji WPR wspólna polityka rolna) [11] Projekt rezolucji Parlamentu Europejskiego w sprawie priorytetów w odniesieniu do infrastruktury energetycznej na 2020 r. i w dalszej perspektywie 2011 2034 (INI) [12] Twardy L., Gradowski J., Planowanie rozwoju źródeł wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej w elektroenergetyce polskiej. Biuletyn Miesięczny PSE S.A. 1992, nr 6 [13] Bojarski W. i in., Wariantowe prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną w kraju z uwzględnieniem innych nośników i zasad DSM wraz z opracowaniem bazy danych o technologiach racjonalizacji użytkowania energii. Instytut Podstawowych Problemów Techniki PAN, Zakład Problemów Energetyki, Warszawa, wrzesień 1995 [14] Założenia polityki energetycznej Polski do 2020 roku, Warszawa, luty 2000 (założenia przyjęte przez rząd zostały opracowane przez Agencję Rynku Energii S.A., Warszawa 1999) [15] Polish Power to 2030. A Contribution to the Roadmap Preparation for Re Equipment and Development of the Polish Energy, Sektor Energetyka, Special Edition No. XVI (EdF Polska sp. z o.o.), kwiecień 2008 Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny [16] Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Warszawa, listopad 2009 (prognoza zużycia energii elektrycznej przyjęta przez rząd została opracowana przez Agencję Rynku Energii S.A., Warszawa 2009) [17] Lipko K., Parczewski Z., Tatarewicz I., Klimpel A. Długoterminowe prognozy popytu na energię i moc elektryczną w kraju dla potrzeb rozwojowych PSE Operator S.A. Elektroenergetyka Współczesność i Rozwój, 2010, nr 1(3) [18] Popczyk J., Kocot H., Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju, Projekt badawczy zamawiany nr PBZ MEiN 1/2/2006. Raport podsumowujący: punkt 8.1.1 Kryteria inwestowania w SEE z punktu widzenia zapewnienia bezpieczeństwa elektroenergetycznego. Wytwarzanie z uwzględnieniem źródeł rozproszonych (Kryteria inwestowania w skali całego systemu elektroenergetycznego dla zapewnienia odpowiedniej rezerwy mocy z uwzględnieniem dywersyfikacji pierwotnych nośników energii), Gliwice, luty 2010 (udział w opracowaniu: J. Popczyk 30%, H. Kocot 70%) [19] Korab R., Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju, Projekt badawczy zamawiany nr PBZ MEiN 1/2/2006. Raport podsumowujący: punkt 6.1.1 Wpływ ograniczeń sieciowych na bezpieczeństwo elektroenergetyczne. Ocena wpływu deficytów mocy w sieci przesyłowej na bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej z uwzględnieniem rozwoju krajowej energetyki cieplnej i atomowej, Gliwice, luty 2010 Prof. dr hab. inż. Jan Popczyk ukończył Wydział Elektryczny Politechniki Śląskiej w 1970 roku; od 1987 roku profesor tytularny, pracownik naukowy Instytutu Elektroenergetyki i Sterowania Układów. W latach 1990 1995 współtworzył i realizował reformę elektroenergetyki, był prezesem Polskich Sieci Elektroenergetycznych, współtworzył i realizował koncepcję odłączenia polskiego systemu elektroenergetycznego od systemu POKÓJ i połączenia z systemem zachodnioeuropejskim (UCPTE/UCTE). Był doradcą ministra finansów, wicepremiera L. Balcerowicza ds. kompleksu paliwowo energetycznego, w szczególności dla elektroenergetyki, gazownictwa i ciepłownictwa (1998 2000). Współpracował z ministrem gospodarki, wicepremierem J. Hausnerem (2003 2004) przy formułowaniu polskiej doktryny bezpieczeństwa energetycznego. Od 2000 roku działa na rzecz konwergencji sektorów w kompleksie paliwowo energetycznym oraz na rzecz integracji usług infrastrukturalnych w gminach. Od 1995 r. współtworzył i współzarządzał kolejno czterema małymi innowacyjnymi firmami. Prowadzi badania w zakresie uwarunkowań przejścia energetyki postprzemysłowej w nowy etap rozwojowy, charakterystyczny dla społeczeństwa wiedzy, który nazywa synergetyką. Koncentruje się w szczególności na szansach Polski wynikających z realizacji celów pakietu 3x20. Jest autorem lub współautorem kilkunastu książek/monografii oraz kilkuset artykułów z zakresu energetyki. 56