prof. Popczyk zredagowany

Polska energetyka w roku 2009 czyli… Pułapki zastawione przez rząd
Autor: Jan Popczyk
(„Energetyka Cieplna i Zawodowa” – nr 1/2010)
W styczniu 2009 roku rząd przyjął program energetyki jądrowej. W ciągu pół roku
program zrobił niezwykłą karierę. W rządowej Polityce energetycznej Polski do 2030
roku, przyjętej w listopadzie, energetyka jądrowa jest jej najbardziej wyrazistą częścią.
Z drugiej strony w grudniu, na początku konferencji klimatycznej w Kopenhadze, z
rządu odszedł minister środowiska Maciej Nowicki, który jeszcze przed konferencją
powiedział, Ŝe Polska moŜe się obyć bez energetyki jądrowej.
Minister Nowicki wskazuje na inne, niŜ energetyka jądrowa, moŜliwości, mianowicie na
zrównowaŜony rozwój. Jest to kluczowa sprawa.
Pułapka pierwsza: atomowa
Nawet gdyby załoŜyć, Ŝe energetyka jądrowa jest potrzebna, pozostaje bardzo trudna sprawa
sfinansowania programu inwestycyjnego, który na początek będzie kosztował w samym tylko
wytwarzaniu (bez uwzględnienia niezbędnych nakładów na rozbudowę sieci) około 110 mld
zł (2 elektrownie po dwa bloki, kaŜdy 1600 MW, o jednostkowych nakładach inwestycyjnych
wynoszących 4 mln euro na MW).
Wiadomo, Ŝe inwestorem ma być PGE. Pytanie skąd PGE pozyska kapitał jest na razie
tajemnicą, ale na pewno nie z giełdy, na której dzienne obroty walorami tej spółki w
pierwszym miesiącu po prywatyzacji nie przekraczały na ogół kilku milionów, a wartość
walorów spadła ponad 10%.
Wszelka pomoc ze strony państwa, na przykład w postaci gwarancji kredytowych, jest teŜ
wykluczona, bo na pomoc publiczną nie zgodzi się Bruksela. Ponadto zadłuŜenie państwa
zbliŜa się do progu konstytucyjnego, czyli państwo ma wystarczające kłopoty bez
angaŜowania się w pomoc dla energetyki jądrowej.
RównieŜ nie da się uzyskać środków z rynku energii elektrycznej (od odbiorców). Rząd
zablokował wprawdzie konkurencję poprzez konsolidację elektroenergetyki korporacyjnej,
jednak nie da się zablokować konkurencji, która obecnie nadchodzi i napiera na korporacyjną
elektroenergetykę z dwóch innych stron. Ze strony rynku unijnego (w tym przypadku będzie
zachodził proces podobny do tego, który obserwujemy od 20 lat na polskim rynku węgla)
oraz ze strony energetyki rozproszonej. Tu z kolei będziemy obserwowali zderzenia jakie
zachodzą w ostatnich 20 latach – w Polsce i na świecie – jak: transport drogowy vs kolejowy,
tanie linie lotnicze vs tradycyjne, telefonia komórkowa vs przewodowa, komputery osobiste
vs superkomputery.
Dziwi, Ŝe program energetyki jądrowej, który determinuje w bardzo duŜym stopniu sytuację
w energetyce do końca wieku, został przyjęty przez rząd bez dyskusji, a tylko dla potrzeb PR.
1
Elementarna analiza pokazuje jednak ryzyka, których w Ŝaden sposób nie da się ukryć przed
społeczeństwem internetowym, coraz bardziej upodmiotowionym. Z tego punktu widzenia
ciekawe jest prześledzenie czterech przegranych energetyki jądrowej, takiej (technologicznie)
jaką chce się obecnie budować w Polsce. Są to przegrane (na świecie, w Europie i w Polsce)
w sytuacjach przełomowych, kiedy decydowały się losy energetyki. I niezwykle waŜne jest
to, Ŝe energetyka jądrowa przegrywała, chociaŜ nie było wówczas tak wielu i tak atrakcyjnych
alternatywnych moŜliwości w obszarze innowacyjnej energetyki rozproszonej i odnawialnej
jak to jest obecnie.
W Ameryce energetyka jądrowa przegrała w latach 80-tych, w czasie gdy w okresie kryzysu
naftowego reformowano energetyczną branŜę. Jedną z waŜnych przyczyn przegranej była
arogancja przemysłu jądrowego. Dominował w tym środowisku pogląd, Ŝe nie ma
alternatywy dla energetyki jądrowej. Dopuszczono w związku z tym do nieuzasadnionego
wzrostu kosztów technologii.
Drugą przyczyną był duŜy wzrost kosztów bezpieczeństwa jądrowego spowodowany awarią
jądrową Elektrowni Three Mile Island, 28 marca 1979 roku. Anatomia tej przegranej jest
przedmiotem szczegółowej analizy w ksiąŜce [1]).
RównieŜ w Wielkiej Brytanii w latach 90-tych energetyka jądrowa przegrala w trakcie
rynkowej reformy elektroenergetyki, kiedy to wprowadzono zasadę TPA.
Przegrana polegała na tym, Ŝe kondycja finansowa i liczne, wielkie, ryzyka uniemoŜliwiły
prywatyzację brytyjskich elektrowni jądrowych. Działo sie to w 1989 roku, w czasie reformy
prywatyzacyjno-liberalizacyjnej. Nie dało się wtedy zrealizować specjalnego rozwiązania
polegającego na włączeniu tych elektrowni do przedsiębiorstwa wytwórczego National
Power, utworzonego w procesie prywatyzacji CEGB – Central Electricity Generating Board.
Trzeba było natomiast utworzyć przedsiębiorstwo Nuclear Electric i pozostawić je
państwowym, aŜ do bankructwa. Następnie, elektrownie jądrowe pozostałe po Nuclear
Electric połączono ze szkockimi i sprywatyzowano je łącznie.
Powstało wtedy, w 1996 roku nowe przedsiębiorstwo British Energy. (Druzgocąca
analiza/krytyka rozwoju energetyki jądrowej w wielkiej Brytanii jest przedstawiona w ksiąŜce
[2]).
Klęskę poniosła teŜ energetyka jadrowa w Polsce.
Główną przyczyną przegranej w latach 1989-91 było upodmiotowienie polskiego
społeczeństwa. Drugą bardzo waŜną przyczyną była świeŜa pamięć i dotkliwa świadomość
skutków wielkiej katastrofy środowiskowej spowodowanej awarią jądrową Elektrowni
Czernobyl (26 kwietnia 1986 roku).
Wszystko wskazuje na to, Ŝe energetyka atomowa przegrywa takŜe w Unii Europejskiej.
JuŜ na samym początku realizacji politycznego projektu jakim jest Pakiet EnergetycznoKlimatyczny 3x20. Projektu sięgającego roku 2020. Główną przyczyną przegranej jest lęk
europolityków przed opinią publiczną, przed konfrontacją ze społeczeństwem internetowym,
społeczeństwem wiedzy.
2
Pułapka druga: walki o limity uprawnień do emsji CO2
TuŜ przed konferencją klimatyczną w Kopenhadze Unia zaproponowała 30-procentową
redukcję emisji CO2 do 2020 roku. Działania PR rządu idą natomiast w kierunku heroicznego
wysiłku na rzecz uzyskania nadzwyczajnych koncesji dla Polski , a więc częściowego
wyłączenia Polski z rozwiązań Pakietu 3x20, dotyczących 20-procentowej redukcji.
Oczywiście, sprawę redukcji emisji CO2 sprowadzamy w Polsce praktycznie do
wielkoskalowej elektroenergetyki węglowej i wielkoskalowego ciepłownictwa węglowego.
Zakładamy przy tym wielkie wzrosty rynków końcowych energii. W rzeczywistości sprawa
wygląda jednak inaczej. Trzeba wziąć pod uwagę technologie, które w Pakiecie 3x20 są
wehikułem do nowoczesności (samochód elektryczny, pompa ciepła, paliwa drugiej
generacji), tabl. 1.
Tabela 1
Siły „sprawcze” Pakietu 3x20
Technologia/mechanizm
Samochód elektryczny
Pompa ciepła
Paliwa drugiej generacji
Współczynnik/rozwiązanie
MnoŜnik 2,5 przy zaliczaniu do celu energii elektrycznej
(odnawialnej) wykorzystanej do napędu samochodu
Zaliczenie do celu ciepła produkowanego przez pompę
MnoŜnik 2 przy zaliczaniu paliw do celu
Trzeba teŜ wykonać zwykłe przeliczenia, przy czym nie jest potrzebny heroiczny wysiłek.
Trzeba wreszcie uwzględnić, Ŝe będzie następować coraz dalej idąca koordynacja rozwiązań
w obszarach wspomagania OZE i redukcji emisji oraz ETS i nonETS (ETS – Emissions
Trading Scheme, europejski system handlu emisjami). Niesłychanie konstruktywnym
podejściem wykazałby się polski rząd, gdyby przygotował propozycje w tym właśnie zakresie
na polską prezydencję w 2011 roku.
RozwaŜając na początek strategię rozwojową „business as usual”, czyli bez samochodu
elektrycznego, bez pompy ciepła, ale ze źródłami poligeneracyjnymi zasilanymi biogazem z
rolnictwa energetycznego, dochodzi się do waŜnego wniosku.
Wyprodukowanie ze źródeł odnawialnych, poza współspalaniem, 96 TWh energii (na rynki
energii elektrycznej i ciepła), co stanowiłoby 15% całego polskiego rynku energii końcowej w
2020 roku [3, 4], nie stanowi Ŝadnej, wielkiej trudności. Tylko z tego powodu emisja CO2
zmaleje o ponad 20%
Byłby to efekt wypierania z rynku energii elektrycznej przestarzałych technologii węglowych,
o najmniejszej sprawności i najwyŜszej emisyjności, za pomocą energii odnawialnej.
Uwzględnienie w strategiach rozwojowych samochodu elektrycznego i pompy ciepła
spowoduje w stosunku do rozwoju „business as usual” istotną redukcję rynku energii
końcowej, w tendencji (!) o około 40%. To oznacza, Ŝe unijna propozycja nie jest rodem z
księŜyca. Przeciwnie, ma silne podstawy fundamentalne.
3
-
Ekonomika
i
potencjał
redukcji
rynków
końcowych
energii
W USA coraz częściej stosuje się perspektywę konwergentnego rynku podaŜowopopytowego, na którym konkurują inwestycje w wielkie bloki węglowe, elektrownie
atomowe, źródła odnawialne oraz w uŜytkowanie energii elektrycznej.
Praktyczne znaczenie ma potencjał redukcji energetycznych potrzeb rynku, uwzględniający
zastosowanie dostępnych technologii pozyskiwania oraz uŜytkowania energii/paliw oraz
zachowania odbiorców/prosumentów.
Obecny potencjał redukcji amerykańskich rynków końcowych energii, wynosi 50% w
przypadku rynku ciepła, 50% w przypadku rynku transportu oraz 75% w przypadku rynku
energii elektrycznej [5]. Są to oszacowania szokujące. Ale mają silne uzasadnienie w cenach
[4, 6] uwzględniających koszty inwestycyjne.
Ceny energii elektrycznej z elektrowni węglowych są obciąŜone wielkim ryzykiem wzrostu
związanym z regulacjami dotyczącymi emisji CO2 i innych regulacji na rzecz ochrony
środowiska naturalnego (np. regulacji dotyczących emisji rtęci).
Ceny energii elektrycznej z elektrowni jądrowych są obciąŜone wielkim ryzykiem wzrostu
związanym z regulacjami dotyczącymi bezpieczeństwa jądrowego [6].
Ceny energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych będą maleć wraz z rozwojem technologii .
W tej dziedzinie potencjał jest bardzo wielki. A takŜe ze wzrostem rynku energii odnawialnej.
Jeśli chodzi o „wycenę” inwestycji zapewniających zwiększenie efektywności energetycznej
uŜytkowania energii elektrycznej, to moŜna przyjąć opcję „neutralną”, kosztu krańcowego na
konwergentnym rynku podaŜowo-popytowym, na którym inwestycje te będą konkurować z
inwestycjami w energetykę wytwórczą odnawialną.
Wchodzimy więc w zupełnie nową strukturę bilansu paliwowo-energetycznego i nad tą
sprawą trzeba rozpocząć w Polsce bardzo powaŜne badania. Zwłaszcza pilnie trzeba
odpowiedzieć na pytanie jak naprawdę zadziała efekt skali, na który tak chętnie powołujemy
się w Polsce w przypadku wielkoskalowej elektroenergetyki węglowej.
Potrzeba nowego spojrzenia na efekt skali,który dotychczas był łączony praktycznie
wyłącznie z wielkimi blokami wytwórczymi (efekt wzrostu sprawności), wielkimi
elektrowniami (efekt obniŜki kosztów jednostkowych infrastruktury elekrownianej), wielkimi
systemami (efekt ERO – ekonomiczny rozdział obciąŜenia). Obecnie trzeba jednak
koncentrować się na efekcie skali rynku.
Jednocześnie rozdzielenie wytwarzania i sieci powodowało, Ŝe nie przeciwstawialiśmy
efektowi skali wytwarzania kosztów, mianowicie: kosztów niewykorzystania potencjału
kogeneracji i w coraz większym stopniu poligeneracji, kosztów sieciowych, a ściślej strat
sieciowych i kosztów kapitałowych związanych z inwestycjami sieciowymi, kosztów
4
niewykorzystania energetycznego odpadów w procesie wymaganej ich utylizacji, kosztów
niewykorzystania lokalnych zasobów rolnictwa itd.
Jeśli Polska sama zostanie w Europie z technologiami węglowymi, to spadnie na nas cały
koszt utrzymania infrastruktury rynku węgla, na którą składają się między innymi niezbędne
badania i zdolności produkcyjne maszyn i urządzeń górniczych. Rynku o rocznej wielkości
wynoszącej zaledwie 80 mln ton.
Trzeba pamiętać, Ŝe ten szybko malejący rynek wymaga technologii do wydobycia węgla z
coraz głębszych pokładów, a jest to polska specyfika, częściowo ukraińska i rosyjska.
Rosnące jednostkowe koszty węgla, stanowiące efekt malejącego rynku i pogarszających się
uwarunkowań geologicznych, będą szybko obniŜać konkurencyjność technologii węglowych
w porównaniu z technologiami odnawialnymi, których rynek gwałtownie się zwiększa.
Na przykład, zgodnie z prognozami szwajcarskiego banku inwestycyjnego Sarasin rynek
fotowoltaiki, który w Polsce jest zupełnie lekcewaŜony, w latach 2010-2012 będzie rósł na
świecie z szybkością 45-50%. W Chinach będzie to roczny wzrost rzędu 130%, a w Indiach i
USA – 100%! W latach 2013-2020 roczny światowy wzrost tego rynku będzie wynosił około
35%.
Pułapka trzecia – presji inwestycyjnej i nadmiaru energii na rynkach końcowych
Dwa największe zagroŜenia, jakie niesie z sobą polityka energetyczna ogłoszona przez rząd w
listopadzie, są następujące:
- po pierwsze, jest to doprowadzenie do odrodzenia presji inwestycyjnej w energetyce,
identycznej jak ta z okresu socjalizmu, kiedy najwaŜniejsze było „załapanie” się na
centralny/partyjny plan inwestycyjny. Teraz najwaŜniejsze jest „załapanie” się na papierowy
zapis w polityce energetycznej, w której rząd stworzył pozornie szanse wszystkim,
- po drugie, jest to domknięcie bilansów do 2030 roku za pomocą starych,
skomercjalizowanych technologii (i zdeterminowanie sytuacji w energetyce do końca wieku
w części dotyczącej energetyki jądrowej).
Wśród tych technologii nie ma samochodu elektrycznego i Smart Gridu, praktycznie nie ma
takŜe fotowoltaiki i pompy ciepła, a rolnictwo energetyczne jest na „przyczepkę”.
Oczywiście, ogłoszona polityka w ogóle nie przewiduje przestrzeni rozwojowej dla
technologii, które jeszcze nie są skomercjalizowane. Wyjątek stanowią czyste technologie
węglowe. To oznacza utratę moŜliwości wykorzystania potencjału innowacyjnej energetyki
do przekształcenia całej gospodarki w gospodarkę innowacyjną. O powadze sytuacji świadczą
przedstawione poniŜej oszacowania.
5
- Dodatkowa podaŜ
Kontrakt gazowy uzgodniony na początku listopada 2009 roku między firmami PGNiG i
Gazprom, posiadający kontrasygnatę rządów Polski i Rosji, zapewniający Gazpromowi
sprzedaŜ do Polski 10,3 mld m3 gazu do 2037 roku powoduje, w stosunku do polskiego
zuŜycia w 2009 roku, dodatkową podaŜ gazu wynoszącą (juŜ po 2015 roku) około 11 mld m3.
Zgodnie z oczekiwaniami PGNiG cała ta dodatkowa podaŜ ma być skierowana do energetyki.
Przedstawione oszacowanie wynika z faktu, Ŝe docelowy udział tego kontraktu w całkowitej
podaŜy gazu na rynek polski będzie wynosił około 40%1.
Z wydobycia krajowego będzie 30% gazu. Pozostałe 30% będzie z „kierunku” północnego.
Tę ostatnią pozycję będzie stanowił gaz z portu gazowego (i z kontraktu katarskiego), ale
takŜe z inwestycji PGNiG (2007 rok) w złoŜa na Morzu Norweskim (naleŜące do
ExxonMobil), z których gaz ma popłynąć juŜ w 2011 roku. /
- Energetyka wiatrowa
Do ryzyk związanych z nadpodaŜą gazu ziemnego i energetyką atomową dochodzi
wzrastająca presja inwestycyjna w energetyce wiatrowej. W tym wypadku chodzi o budowę
elektrowni wiatrowych o łącznej mocy około 9 GW (obecnie istniejące moce wynoszą około
500 MW). Podkreśla się, Ŝe inwestorzy elektrowni wiatrowych nie ponoszą obecnie kosztów
zewnętrznych w postaci kosztów regulacji i rezerw mocy. I częściowo tylko ponoszą koszty
sieciowe (przyłączeniowe). Koszty te, traktowane łącznie, będą szybko rosły wraz ze
wzrostem udziału energetyki wiatrowej w systemie.
Przedstawiona sytuacja oznacza dodatkowe wprowadzenie przed 2030 rokiem na rynki
końcowe około 165 TWh energii rocznie. Składa się na to prawie 95 TWh z gazu ziemnego,
ponadto, niecałe 50 TWh z elektrowni atomowych, wreszcie, około 20 TWh energii z
elektrowni wiatrowych. Tę dodatkową energię będzie bardzo trudno ulokować na rynkach
końcowych.
Rzeczywiste rynki końcowe 2009 i prognozowane 2020 mają wymiar około 480 TWh i 640
TWh, odpowiednio [3, 4]. Zakłada się tu, Ŝe rynki końcowe 2030 będą takie jak rynki
końcowe 2020).
- Wielka nadprodukcja i niewykorzystane zasoby w rolnictwie
Wielkim problemem strukturalnym Polski jest nadprodukcja czterech podstawowych zbóŜ.
W 2009 roku wyniosła 4 do 6 mln ton. Rząd 2 podjął w zwiazku z tym nadzwyczajne
działania prawne mające na celu zaliczenie zboŜa do biomasy, która moŜe być wykorzystana
w procesach współspalania. Przy takim wykorzystaniu nadpodaŜy zbóŜ uzysk energii
odnawialnej końcowej wyniesie około 4 do 6 TWh.
1
Dane PGNiG. (W przyszłości struktura podaŜy gazu moŜe jednak ulegać zmianie. MoŜliwości zarządzania
strukturą wynikają z faktu, Ŝe gaz z Morza Norweskiego moŜe być odsprzedawany przez PGNiG na rynku poza
Polską. Z kolei gaz kupowany od Gazpromu nie moŜe być odsprzedawany, ale formuła take or pay dotyczy
tylko 85% zakontraktowanego wolumenu).
2
Ministerstwo Gospodarki.
6
Jest to niedopuszczalne marnotrawstwo. Najpierw produkuje się zboŜe w nadmiarze, a
później się go (współ)spala.
Zasoby ziemi uprawnej wykorzystane do nadprodukcji wyniosły około 1,1 do 1,7 mln ha.
MoŜliwa do uzyskania z tych zasobów ziemi energia odnawialna końcowa, w przypadku
zastosowania technologii biogazowych, wynosi około 75 do 116 TWh, czyli prawie 20 razy
więcej3.
Do zasobów ziemi zmarnowanej na nadprodukcję zboŜa trzeba jeszcze doliczyć odłogi, w
tym ziemię wyłączoną z upraw (na mocy rozwiązań tworzących Wspólną Politykę Rolną w
UE). Łącznie jest to około 2 mln ha ziemi (średnio-urodzajnej). Ziemia ta stanowi potencjał
produkcyjny na rynku energii końcowej wynoszący około 80 TWh.
Suma ziemi zmarnowanej na nadprodukcję i ziemi wyłączonej z upraw stanowi w takim
razie potencjał na rynku energii końcowej wynoszący 155 do 196 TWh. Jest to potencjał
porównywalny z ilością energii na rynkach końcowych, która wynika z dodatkowej podaŜy
gazu ziemnego, energetyki atomowej i energetyki wiatrowej. Przy tym jest to potencjał,
którego wykorzystanie w najmniejszym stopniu nie narusza bezpieczeństwa Ŝywnościowego
Polski.
Jego wykorzystanie jest natomiast polską racją stanu, bo rozwiązuje problemy w rolnictwie
(i na wsi), a ponadto w bardzo wielkim stopniu uniezaleŜnia Polskę od dostaw gazu z Rosji.
Podkreśla się przy tym, Ŝe taka sytuacja jest w UE charakterystyczna jedynie dla Polski,
poniewaŜ Ŝaden inny kraj nie ma tak wielkich zasobów w rolnictwie energetycznym, w
stosunku do wielkości całego rynku energetycznego, jak Polska.
Gdyby Polska weszła na ścieŜkę rozwoju rolnictwa energetycznego, miałoby to ogromne,
pozytywne konsekwencje. W szczególności w zupełnie nowym świetle dostrzeglibyśmy
moŜliwości zarządzania ryzykiem w dwóch newralgicznych obszarach: bezpieczeństwa
Ŝywnościowego i bezpieczeństwa energetycznego.
Przede wszystkim moŜliwe byłoby zredukowanie nadmiernego (destrukcyjnego) ryzyka
produkcji rolnej Wynikający stąd wzrost ryzyka cen paliw dla elektroenergetyki byłby teŜ
korzystny, bo polska elektroenergetyka (węglowa) praktycznie odzwyczaiła się od ryzyka, a
to nie sprzyja efektywności.
Zamknąć pułapki czy…
Wybory prezydenckie, parlamentarne, samorządowe w latach 2010-2011 i prezydencja polska
w 2011 roku, skłaniaja do refleksji czy warto zamknąć wszystkie te pułapki i obok budować
innowacyjną energetykę, czy w imię walki o elektorat jednak pułapki te otworzyć?
Decyzje o budowie elektrowni jądrowych w Polsce przyspieszą rozwój społeczeństwa
upodmiotowionego, polskiego społeczeństwa wiedzy. Debata społeczna, która wcześniej czy
3
Brak regulacji dotyczących „zielonego” ciepła nie moŜe być argumentem przeciwko takim oszacowaniom.
Brakujące regulacje powinny być pilnie w Polsce wprowadzone, zgodnie z istotą Pakietu 3x20.
7
później przez te decyzje zostanie wywołana, spowoduje wielkie pobudzenie innowacyjności
w obszarze rozproszonej energetyki odnawialnej i w procesie przenoszenia akcentu z
produkcji energii na jej zarządzanie (efektywność energetyczna, Smart Grid).
Kluczowe znaczenie będzie miał fakt, Ŝe chodzi tu o innowacyjność, w której mogą
uczestniczyć aktywnie, i z której skutków mogą skorzystać miliony prosumentów i cała
gospodarka. To przełoŜy się na interes polityków.
Dlatego najbliŜsze wybory samorządowe, prezydenckie i parlamentarne mogą upłynąć pod
znakiem wyboru drogi rozwoju energetyki (pod znakiem synergetyki). Niniejsza teza ma
podstawy w analizie procesów w szeroko rozumianej energetyce [7] do [10].
Jednak szkody wynikające z obecnego rozwoju sytuacji w elektroenergetyce, popychające
rząd do dalszej jej konsolidacji poprzez zakup rynku odbiorców w postaci ENERGI przez
PGE (za pieniądze pozyskane z giełdy?) będą ogromne. Sprezentowanie PGE i ENERGI
(razem) wielkim inwestorom z nadzieją, Ŝe to pozwoli uzyskać lepszą cenę za PGE w
dalszych etapach prywatyzacji jest zwykłą recydywą i krótkoterminowym interesem rządu.
Kiedy elektroenergetyka korporacyjna zostanie juŜ sprywatyzowana, to kapitał prywatny ją
zrestrukturyzuje. Poza tym, gdy trafi w prywatne ręce, rząd przestanie bronić jej przywilejów.
Tym samym pułapka zostanie otwarta. Rząd zwróci się ku odbiorcom, będzie starał się
zadbać o ich interesy i próbował przez regulacje zwiększyć konkurencję na tym rynku i
zrealizować Pakiet 3x20. Bo tego rodzaju pakiet realizuje juŜ nie tylko UE, ale wszystkie
większe, liczące się państwa. Więc i my będziemy musieli to robić. Rząd zamiast więc
pomagać wielkim elektrowniom węglowym zacznie działać na rzecz rozwoju małych,
lokalnych elektrowni bazujących na źródłach odnawialnych.
Spis źródeł
[1]
Hyman L.S. America's Electric Utilities: Past, Present and Future. Public Utilities Reports, Inc. Arlington,
Virginia 1992.
[2]
Henney A. A Study of the Privatisation of the Electricity Supply Industry in England &Wales. EEE
Limited. London 1994.
Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w społeczeństwie postprzemysłowym na przykładzie Polski.
Monografia opracowana pod redakcją J. Popczyka. Wydawnictwa Politechniki Śląskiej. Gliwice 2009.
Popczyk J. Energetyka postprzemysłowa – piąta fala innowacyjności. Wykład inaugurujący rok
akademicki 2009/2010 w Politechnice Śląskiej. (wewnętrzne wydawnictwo Politechniki Śląskiej).
Grunwald M. Wasting Our Watts (We don’t need new drilling or new power plants. We need to get
efficient). Time. January 12. 2009.
Grunwald M. Going Nuclear (Proponents tout atomic energy as a clean, carbon-free alternative to coal
and oil. But could sink nukes again). Time. January 12. 2009.
Müller-Kraenner S. Bezpieczeństwo energetyczne. Nowy pomiar świata. Wydawnictwo “Z naszej
strony”. Szczecin 2009.
Zimny J. „Zielona energia” energią przyszłości. Energetyka. Październik 2009.
Historia elektryki polskiej. Elektroenergetyka. SEP. WN-T. Warszawa 1992.
Energy for Tomorrow′s Word – the Realities, the Real Options and the Agenda for Achievement. WEC
Commisson, 1993.
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
[10]
8