BRE-CASE Seminarium 121 - Scenariusze energetyczne dla Polski

Scenariusze energetyczne
dla Polski
121/2012
Scenariusze energetyczne dla Polski 121 seminarium BRE-CASE, Warszawa, 17 maja 2012 r. 1

Publikacja jest kontynuacją serii wydawniczej Zeszyty PBR-CASE
CASE-Centrum Analiz Społeczno-Ekonomicznych, Fundacja Naukowa
00–010 Warszawa, ul. Sienkiewicza 12
BRE Bank SA
00–950 Warszawa, ul. Senatorska 18
Copyright by: CASE – Centrum Analiz Społeczno-Ekonomicznych – Fundacja Naukowa i BRE Bank SA
Redakcja naukowa
Ewa Balcerowicz
Sekretarz Zeszytów
Krystyna Olechowska
Autorzy
Piotr D. Moncarz
Stanisław Poręba
ISSN 1233-121X
Wydawca
CASE – Centrum Analiz Społeczno-Ekonomicznych – Fundacja Naukowa, 00–010 Warszawa, ul. Sienkiewicza 12
Nakładca
Fundacja BRE Banku, 00-950 Warszawa, ul. Królewska 14
2 121 seminarium BRE-CASE, Warszawa, 17 maja 2012 r. Scenariusze energetyczne dla Polski

SPIS TREŚCI
LISTA UCZESTNIKOW SEMINARIUM. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
WPROWADZENIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
STAN I PERSPEKTYWY RYNKU ENERGII W POLSCE – Stanisław Poręba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
GAZ ŁUPKOWY – DLACZEGO Z POŁNOCNĄ AMERYKĄ – Piotr D. Moncarz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

LISTA UCZESTNIKOW SEMINARIUM
Ewa Balcerowicz CASE
Witold Baran GUS
Magdalena Bielicka Novenergia Poland
Andrzej Bień Aband Consultants
Edward Bodnarz Orlen
Piotr Bojko BCG
Grzegorz Brudziński Miesięcznik Bank
Marek Buczak Quercus TFI
Grzegorz Bukowski Obserwator
Adam Czyżewski Orlen
Andrzej Cylwik CASE-Doradcy
Bernadetta Czeska GAI
Adrianna Fabijańska KNF
Wojciech Kałkusiński Emer
Paweł Karbownik MSZ
Piotr Kazimierczyk FPE
Sylwia Koch-Kopyszko Green Energy
Ryszard Kowalczyk Aband
Grzegorz Kozieja Orlen
Joanna Kulczycka GUS
Dariusz Ledworowski SNRPRE
Sylwia Leszowska BCG
Adam Loewe Grupa Lotos
Marcin Luziński BZ WBK
Witold Michałek BCG
Piotr Moncarz Uniwersytet Stanforda
Tomasz Muszyński Dalkia Polska
Marek Niechciał NBP
Krystyna Olechowska CASE
Stanisław Poręba Ernst&Young
Maciej Powroźnik Grupa Lotos
Witold Roman GUS
Leszek Rydzewski Kancelaria FKA
Maciej Sobolewski CASE
Andrzej Szczęśniak NaftaGaz.pl
Piotr Szpunar NBP
Zbigniew Szymczak PORT / KPK
Ewa Tomaszewska UW
Joanna Traczyk Saponis Investments
Michał Wilczyński Eneko
Paweł Woźniak BZ WBK
Mateusz Wyżylewski GUS
Tomasz Żylicz UW

Wprowadzenie
Przed elektroenergetyką, nie tylko polską, stoją poważne wyzwania. Konieczne są re wolucyjne zmia-ny
w stosowanych technologiach. Najbliższe zmiany są wymuszone przez unijne regulacje, co nie za -
wsze uwzględ nia re al ność tem pa i ter mi nów. Czy Pol ska ma szan se spro stać tym wy zwa niom?
O stanie i perspektywach rynku energii w Polsce dyskutowali goście 121 seminarium BRE-CASE. Se-minarium
odbyło się w Warsza wie, w maju 2012 r. Organiza torzy do wygłoszenia re fera tów zaprosili
Stanisła wa Porębę, eksperta Ernst&Young oraz Piotra Moncarza, profesora konsultan ta Uniwersyte-tu
Stanforda i wice prezesa Exponen ta.
Nakłady konieczne w polskiej energetyce szacowane są ogółem na 50 – 65 mld euro. Aż połowa tej kwo-ty
to nakłady wymuszone. Po pierwsze, to koszty związane z wprowadzeniem pakietu klima tycznego (no-welizacja
dyrektywy ETS), którego głównym celem jest redukcja emisji gazów cie plarnianych o 20%; udział
odna wialnych źródeł energii w łącznej produkcji energii na poziomie 20% (dla Polski jest to 15%, bo dy-rektywa
o promowaniu wytwarzania energii ze źródeł odna wialnych (OZE) ustala cele dla poszczególnych
krajów, głównie wproporcji do dotychczasowego udziału) oraz zwiększenie efektywności energetycznej o 20%.
Po drugie, to koszty związane z prze budową polskiego cie płownictwa (dyrektywa IED), a zwłaszcza wy eli-minowanie
węglowych kotłów wodnych do 2023 r. Zdaniem S. Poręby, takie nakłady zbyt mocno obcią-żałyby
gospodarkę, konieczne będzie ich ograniczanie i wykorzystywanie środków pomocowych, między
innymi tych powiązanych z bezpłatnymi uprawnieniami przy korzystaniu z derogacji przez Polskę.
S. Poręba szacuje zapotrze bowanie na nowe moce na poziomie 25 GW. To teza nieco zaskakująca
(Michał Wil czyń ski, Ene ko). Od 1990 r. uczestniczę w opiniowaniu kolejnych stra tegii energetycz-

nych. Pierwsza stra tegia (la ta 1992–1993) zużycie energii w roku 2010 szacowała na poziomie 200–250
te ra wa to go dzin (TWh). W mo men cie opra co wy wa nia tej stra te gii zu ży cie wy no si ło 134 TWh,
a w 2010 r. faktycznie wyniosło 141 TWh. A więc w ciągu 20 lat Polska dokonała podwojenia produk-tu
krajowego brutto przy zerowym wzroście energetycznym. Dlaczego za tem w kolejnych stra tegiach,
na przykład do roku 2030, prze widywany wzrost zużycia energii w ciągu najbliższych 5 lat jest nie -
wielki, a potem rośnie la winowo? Czy przypadkiem nie mamy do czynienia z podobną sytuacją, jaka
była na początku lat 90.? Warto też pamiętać, że w Polsce zużycie energii na jednostkę PKB jest 2,5
razy większe niż na przykład w Niemczech. Czyli ciągle mamy kolosalnie dużo do zrobienia w dzie-dzinie
poszanowania energii, rozwoju energooszczędnych technologii.
Przy wo ły wa ne 25 GW to ani pro gno za, ani plan (Sta ni sław Po rę ba). Skąd się wzię ła? Z za ło że nia,
że Polska ma mieć średnią moc na jednego mieszkańca taką, jak w UE. Polityka energetyczna zakła-da
przyrost jedynie 15 GW do roku 2030. Kiedy mamy osiągnąć unijny wskaźnik mocy na jednego
mieszkańca jest kwestią otwartą. Niemniej ilość mocy potrzebna do utrzymania bezpieczeństwa ener-getycznego
będzie, tak czy inaczej, rosła. Jakie efekty dadzą proste rezerwy, działania proefektywno-ściowe?
Trudno oszacować. Wydaje się, że szacowanie zapotrze bowania na moce wymaga nieco in-nego
spojrzenia niż energochłonność produktu krajowego brutto. Analizując dane sta tystyczne wyda-je
się, że cią gle ma my pro blem si ły na byw czej we dług kur su i si ły na byw czej na sze go zło te go. Ostro -
żnie za tem należy oceniać zakładaną dużą rezerwę w energochłonności PKB. Czy w dłuższym okre-sie
możliwe jest utrzymanie zerowego, a na wet minusowego wzrostu energetycznego? Dzisiaj brakuje
przykładów wspierających to założenie. Niemcy co prawda są blisko, ale trudno mówić o trwałym tren-dzie,
bo dopiero od kilku lat można mówić o rozwoju gospodarczego bez wzrostu zapotrze bowania na ener-gię
elektryczną. Wydaje się, że prognoza za warta w obowiązującej polityce energetycznej Polski jest w mia-rę
wyważona. Rozumiem, że różnimy się w ocenie, który wskaźnik jest pra widłowy.
Czy liczenie produkcji energii elektrycznej na głowę mieszkańca, czy też: ile trze ba zużyć energii, że -
by wytworzyć, przykładowo, miliard zł PKB (M. Wil czyń ski). Pomińmy jednak tę kwestię. Ważniej-sza
bowiem wydaje się inna kwestia. Czy w polskiej gospodarce istnieją jeszcze rezerwy na zmniejsze-nie
zużycia energii?
Oczywiście, i to znaczące (S. Po rę ba). Ale istnieją też nie pokryte potrze by, które coraz wyraźniej bę-dą
ujawniane, między innymi w gospodarstwach domowych i w branży usług.
Rząd przyjął Krajowy Plan Inwestycji (KPI) i przedłożył do akceptacji UE w kon tekście tzw. derogacji
i osta tecznego zde finiowania ile polski sektor energetyczny może dostać tzw. bezpłatnych uprawnień.
To spra wa na pew no wa żna, bo od 2013 r. już za 30% emi sji bę dzie trze ba pła cić (Da riusz Le d wo row -
ski, SRN PRE). Ernst & Young uczest ni czył w przy go to wa niu KPI i stoi na cze le kon sor cjum, któ re opra -

cowywało wniosek derogacyjny skierowany do Komisji Europejskiej o przydział darmowych uprawnień
do emisji CO2 dla polskich elektrowni na la ta 2013–2019. Kiedy osta tecznie Unia za twierdzi ten pro-gram
i jakiego poziomu akceptacji należy się spodzie wać? Jest to niezwykle ważne z punktu widzenia
planowania inwestycji. Dopóki nie będą znane ceny emisji, dopóty banki nie są w stanie podjąć decy-zji
finansowych, a inwestorzy nie mogą przygotować rzetelnych biznesplanów. I druga kwestia. Wiemy,
że UE, szczególnie sze fowa komisji ekologicznej, poszukuje sposobu jak zmniejszyć poziom uprawnień.
Pan twier dzi, że nie zwy kle ni ska ce na upraw nień mo że stać się pro ble mem. Wy da je się jed nak, że stan
ten jest korzystny dla Polski, zwłaszcza, że cze ka nas realizacja potężnego programu nie tyle budowa-nia,
co odtwarzania mocy. Program wymaga ogromnego finansowania. Będzie ono bardzo groźne z punk-tu
wi dze nia cen ener gii. Czy za tem ni ski po ziom cen upraw nień na praw dę jest nie ko rzyst ny dla Pol ski?
KPI jest jedynie elemen tem działań związanych z derogacjami (S. Po rę ba). Powinien za wierać nakłady,
które będą równoważne wartości rynkowej cen uprawnień. Ceny rynkowe zostały zaprojektowane przez
KE, podane w oficjalnym dokumencie. Z wytycznych za wartych w Komunikacie KE z 29 marca bieżą-cego
roku wynika, że Polska może wnioskować o przydzielenie wytwórcom energii elektrycznej na la ta 2013-
2019 oko ło 400 mln dar mo wych upraw nień do emi sji CO2, któ rych war tość to oko ło 7,3 mld eu ro w po -
zio mie cen ro ku 2008. Ja ki jest stan prac unij nych? Nie ste ty, Unia już na two rzy ła wie le prze pi sów i do -
kumen tów, niejednoznacznych regulacji. Widoczne są trudności wporuszaniu się wtym gąszczu. A przy-gotowywane
są następne, na przykład projekt mówiący o sposobie traktowania pomocy publicznej wob-szarze
polityki klima tycznej. Dokument za wiera wiele regulacji o charakterze powielaczowym, na przy-kład
wylicza, jaki procent przedsięwzięcia może stanowić pomoc publiczna. Uogólniając, Unia tworzy prze -
pisy, które później trudno jej przestrzegać. Efektem jest przeciągające się rozpa trywanie wniosków poszcze-gólnych
krajów o darmowe uprawnienia do emisji CO2. Tylko trzy kraje uzgodniły wnioski derogacyjne.
Co jest najważniejszym problemem uzgodnień? Wysokość i sposób przydziału. Niemniej wydaje się, że
do końca czerwca 2012 r. (najpóźniej do połowy lipca) decyzja w spra wie polskiego wniosku derogacyj-nego
powinna być podjęta. Generalnie, dyrektywa unijna umożliwia przydział uprawnień blokom ener-getycznym,
które są jeszcze wbudowie, podwarunkiem, że budowa rozpoczęła się przed końcem roku 2008.
Jakiej wielkości nowych mocy dotyczą plany energetyki? Zgłoszenia nowych mocy prze kraczają 20 GW.
Większość tych budów jest w nie wielkim stopniu zaawansowana, a 2/3 z nich tak naprawdę nigdy nie
powstanie. Wyda wałoby się, że nic złego nie powinno się stać, bo uprawnienia przydzielone tym insta-lacjom
trafią na aukcję. Takie były pierwotne unijne ustalenia. Teraz KE zmieniła zdanie. Prawdopodob-nie
będzie więc konieczność korekty listy polskich wytwórców energii starających się o przydzielenie dar-mowych
uprawnień do emisji CO2. War to pa mię tać, że udział dar mo wych upraw nień dla no wych pro -
jektów inwestycyjnych zmienia ekonomię tych projektów wgranicach błędu sporządzanych analiz. Dla-czego?
Zakończenie nowych inwestycji wenergetyce, jeśli wogóle zostaną ukończone, prze widywane jest
na la ta 2016–2018. A więc w końcowym okresie, kiedy przydziałów darmowych uprawnień będzie nie -
wiele. Warto pamiętać, że elektrownie z krajów, którym derogacje zostaną przyznane, zamiast kupować

od 2013 r. 100% upraw nień do emi sji CO2 na aukcjach, znaczną ich część na początku będą otrzymy-wać
bez płat nie. W 2013 r. ma ją otrzy mać za dar mo upraw nie nia do 70 proc. prze cięt nej emi sji rocz nej
z lat 2005-2007. Na stęp nie ten wskaź nik ma ma leć aż do ze ra w 2020 r. W przy pad ku Pol ski zna czy to
tyle, że uzyskując derogacje, energetyka może w 2013 r., według prognoz, dostać darmowe uprawnienia
do około 55% rzeczywistych emisji, a potem coraz mniej. A więc problemy z przydziałem uprawnień nie
są powodem braku decyzji potencjalnych inwestorów wenergetyce. Przyczyn należy upa trywać wklima-cie
wo kół wę gla oraz ni skich cen upraw nień do emi sji CO2 (EUA*). W kwiet niu 2012 r. ce ny spa dły do re -
kordowo niskiego poziomu po tym, jak KE opublikowała dane, z których wynika, że emisje instalacji ob-jętych
wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS – Eu ro pe an Union Emis sion
Tra ding Sche me) były w 2011 r. znacznie niższe niż ocze kiwano. Niskie ceny EUA krótkoterminowo są
dla Polski korzystne, ale długoterminowo tracą walor atrakcyjności. Przecież ten parapoda tek miał da -
wać impuls inwestycyjny. Jeśli cena uprawnień jest niska, to inwestor rozważający budowę bloku gazo-wego
na pewno zmieni swoje plany i zacznie zastana wiać się nad zainwestowaniem pieniędzy, na przy-kład,
w węgiel. Za tem liczące staje się ryzyko wyboru technologii. Wydaje się, że lepszym rozwiązaniem
byłby system, który zapewnia, że ceny uprawnień wahają się, ale w powiązaniu z wartościami ma terial-nymi,
na przykład wpowiązaniu z kosztem technologii wychwytywania. Pamiętajmy, że banki bardzo nie
lu bią ry zy ka, któ re go się nie da się jed no znacz nie określić czy ono jest du że, czy ma łe. Je śli nie wia do -
mo ja kie ono jest, to na wet jak jest ma łe, to wszy scy za czy na ją dy wa go wać: a mo że w prak ty ce bę dzie du -
że, a może ceny uprawnień gwałtownie spadną. Czyli zaczynamy funkcjonować w obszarach wysokie-go
ryzyka, które powodują, że inwestorzy pasują i cze kają na wyjaśnienie sytuacji. Jeśli ceny EUA utrzy-mają
dzisiejszy poziom, to le piej zlikwidować system EU ETS, na wet narażając firmy na stra tę poniesio-nych
kosztów dostosowania do tego systemu. Co w zamian? Proponuję powszechny poda tek węglowy.
Jeśli nadal będzie utrzymywany mechanizm, który zależy od decyzji, których później nie daje się skory-gować,
to na pewno nie należy ocze kiwać sukcesu. Przykład? Gospodarka Kalifornii załamała się w ro-ku
2000, ponie waż władze stanu zaplanowały administracyjne wdrażanie konkurencyjnego rynku ener-gii
elektrycznej. Wyznaczono 4-letni okres przejściowy nie wprowadzając żadnego mechanizmu ubez-pieczającego,
który pozwoliłby na korektę. Trze ba było sięgać po rezerwy stanowe, federalne, aby ra to-wać
gospodarkę stanu. I mimo tych zabiegów i wpompowanych pieniędzy gospodarka Kalifornii z 6. miej-sca
spa dła na 16. i do dzi siaj nie mo że się pod źwi gnąć.
* EUA to pra wo do emi sji CO2 przydzielane krajom członkowskim Unii Europejskiej podlegającym temu pra wu. Wprzeciwień-stwie
do in nych cer ty fi ka tów, są je dy ny mi pra wa mi do emi sji CO2 przy zna wa ny mi przez pań stwo, za po mo cą któ rych pro wa -
dzą cy in sta la cje mo gą wy peł nić swój praw ny obo wią zek kon tro lo wa ne go han dlu emi sja mi. Naj czę ściej uży wa ny mi w han dlu
dwu stron nym cer ty fi ka ta mi CO2 są cer ty fi ka ty EUA i CER, rza dziej ERU.

* * *
Polska energetyka oparta jest pra wie wyłącznie na węglu. Istnieje jednak źródło energii, które nie pyli
i nie skutkuje tak wysoką emisją CO2 jak węgiel kamienny czy brunatny, a jest tego surowca w Polsce
bar dzo du żo. To na tu ral ny i łup ko wy gaz ziem ny. Pa li wo ga zo we ro bi w ener ge ty ce pol skiej za wrot ną
karierę. I słusznie – twierdzi Piotr Moncarz – Polska angażując się w poszukiwania i późniejszą eks-plo
ata cję złóż ga zu gra o wła sny suk ces na wła snym bo isku. To nie jest wy cho dze nie na wiel kie bo -
isko międzynarodowe. Jeśli inni mają Polsce za złe, to albo kieruje nimi zazdrość, albo im nie po dro-dze
z na szym kra jem.
Dlaczego Polska w poszukiwaniach i eksploatacji złóż powinna związać się z Ameryką Północną? Przy-kładowo,
Stany Zjednoczone mają na swoim koncie 487 tys. odwiertów gazowych. To nie podważal-ne
doświadczenie na świa tową skalę. Trudno nie wykorzystać tego doświadczenia (wiedzy i kapita-łu)
wcho dząc w no wą fa zę ener ge ty ki pol skiej. Do bra nie wła ści wej tech no lo gii, od po wied nich ma te -
riałów do danego złoża w Polsce będzie rzutowało na koszt wydobycia gazu. A doświadczenia ame-rykańskie
obejmują kwestie związane z ochroną środowiska, budową specjalistycznej infrastruktury,
geologią, technologiami wierceń oraz zagadnieniami regulacyjnymi i prawnymi. Polski kapitał in telek-tualny
jest ogromny. Trze ba go wykorzystać w rozwoju innowacyjnych technik i technologii związanych
z wydobyciem i zużyciem gazu łupkowego.
Wydaje się, że nowe technologie, o czym świadczy dzisiejsza prezen tacja P. Moncarza, mogą spowo-dować
radykalną zmianę w polskiej energetyce. A na wet są pewną szansą eksportu technologii (Zbi -
gniew Szym czak, PORT/KPK). Z dzisiejszymi rozwiązaniami, niestety, świa ta nie za wojujemy. Na -
tomiast shell gaz, czy kolben i następne nie konwencjonalne źródła, które się zapewne poja wią, dają
możliwość stworzenia nowej energetyki rozproszonej. Odwierty poziome umożliwiają bowiem rozwój
podziemnej inżynierii chemicznej i powstanie nowych technologii, o których dzisiaj nie wiemy. Czy shell
gaz może spowodować radykalną zmianę w polskiej energetyce?
By po móc fir mom w eks pan sji i roz wo ju swo jej ofer ty, Pol sko -Ame ry kań ska Ra da Współ pra cy
(USPTC) dzia ła ją ca w Do li nie Krze mo wej po wo ła ła no wy pro jekt – Pol sko -Ame ry kań ski Hub In no -
wacyjności (P. Mon carz). Ha słem otwar cia brzmia ło: Go Glo bal Po land. Pol ska ma po ten cjał, któ ry
jest nie wykorzystywany, ponie waż nie ma dialogu między gospodarką i nauką, co najwyżej jest spo-radyczny.
Na tomiast bardzo dużo pomysłów i rozwiązań o bardzo wielkim potencjale leży na biurkach
pre ze sów firm, któ rzy nie wie dzą, co z ni mi zro bić, bo ry nek nie jest w sta nie wchło nąć tych roz wią -
zań. Polska ma świetnych ma tema tyków i sta tystyków, stąd, na przykład, sukces Polski na rynku ha-zardowych
gier komputerowych. Polsko-Amerykański Hub Innowacyjności w Palo Alto da polskim
przedsiębiorcom dostęp do amerykańskich funduszy ven tu re ca pi tal, bezpośrednie kon takty bizne-

sowe i szeroką wiedzę na temat zasad działania amerykańskiego i globalnego rynku. Powstałe cen trum
ma umożliwić polskim spółkom dostęp do świa towego rynku, a amerykańskim wszelką pomoc w od-nalezieniu
się na polskim rynku. Hub-Cen trum Innowacji jest jednym z częściej powielanych obec-nie
wzorców w gospodarkach innowacyjnych i jest z założenia elemen tem łączącym i konsolidującym
środowiska badawcze, przedsiębiorców i inwestorów. Hub-Cen trum będzie się starać otworzyć drzwi
polskiej gospodarce, że by wyszła na rynek świa towy. Bliska współpraca z lokalnymi liderami techno-logicznymi
może znacząco przyspieszyć rozwój ekosystemu polskiej przedsiębiorczości i pozwolić Pol-sce
aspirować do roli lidera technologicznego Wspólnoty Europejskiej.
Rozwój energetyki opartej na gazie (na przykład z łupków) może być ważnym elemen tem wspierają-cym
rozwój odna wialnych źródeł energii. Polskie firmy powinny skorzystać z doświadczeń zgromadzo-nych
w USA i Kanadzie, aby wydobycie gazu łupkowego w Polsce było opłacalne. WPolsce jest po-tencjał,
że by za 3 la ta inwestycja wydobycia gazu łupkowego stała się ważną częścią gospodarki. Że -
by rozwinęły się najróżniejsze technologie stosowane w produkcji gazu. Potrzebne są za tem specjali-styczne
cen tra związane z poszczególnymi technologiami. Ale mają to być cen tra celowe a nie studyj-ne.
Ka żdy uni wer sy tet w Pol sce ma ty sią ce pro jek tów, tyl ko, że są one cie ka we je dy nie dla tych, któ -
rzy je badają. Teraz projekty mają się skoncen trować, aby zrealizować konkretne przedsięwzięcie, na któ-re,
jak wiemy, będzie zapotrze bowanie na rynku świa towym. To ogromna szansa.
Rozwój energetyki gazowej jest faktem (S. Po rę ba). Zwięk sza się ilość ener gii uzy ski wa nej ze źró deł
odna wialnych (energetyka rozproszona). Wostatnich 5–6 la tach ze skojarzonych źródeł energii elek-trycznej
i cieplnej zasilanych gazem ziemnym uzyskiwaliśmy po 2 tys. MW. Certyfika ty i systemy wspar-cia
spowodowały, że taka forma produkcji energii stała się opłacalna. Przykładowo, silniki gazowe, go-towe
do użycia, stały nieużywane w Zakopanem przez 7 lat. Uruchomiono je w 2010 r., kiedy weszły
w życie powszechne systemy wsparcia. Że by rozproszona energetyka mikro mogła się rozwijać, mu-simy
prze budować sieci energetyczne. Nie łudźmy się, że jest to technologia opanowana. W Kalifor-nii
budowa in teligentnych sieci energetycznych i energetyki rozproszonej trwa od ponad 20 lat. I mi-mo
że to aż 20 lat, to trudno mówić o sukcesie. A przecież amerykańskie koncerny samochodowe za-inwestowały
w to przedsięwzięcie co najmniej 100 mld USD. Dzisiejsza technologia pozwala na funk-cjonowanie
in teligentnych sieci energetycznych, czego przykładem Dania, Finlandia, Wielka Brytania.
Barierą energetyki rozproszonej w Polsce jest ograniczenie techniczne, związane z in tegracją z syste-mami
energetycznymi, czyli brak modelu linii elektroenergetycznych prądu przemiennego typu T.
Od dwóch lat z FEP próbują się komunikować specjaliści BŚ, którzy mają duży kłopot z prze konaniem
MF, że by przygotować ogólnonarodowy program oszczędności energii w zakresie budownictwa ener-gooszczędnego
w sektorze administracji publicznej (Piotr Ka zi mier czyk, Fun da cja Po sza no wa -
nia Ener gii). A przecież to ogromny rynek. Oszczędności szacowane są na 5% de ficytu budżetowe-

go. Za tem to bardzo opłacalna inwestycja, a okresy zwrotu mogą być krótsze niż przy inwestycjach w bu-dowanie
źródeł energii. Trudno nie rozumieć ministra finansów, który balansując na kra wędzi de ficy-tu
budżetowego mówi „Nie, na to nie mam”. Ale przecież, za wsze jest coś, za coś. Druga kwestia zwią-za
na z tym pla nem to aspek ty praw ne. W Pol sce in we sty cje te są trak to wa ne jak nor mal ny dług. A prze -
cież nic nie stoi na prze szko dzie, aby in we sty cje ESKO pro wa dzić w ta ki spo sób, że de fac to nie jest
pożyczką, tylko jest gwarancją efektywności energetycznej. Można je zbudować za pomocą derywa tów
w taki sposób, że jest to ciąg płatności, które z góry nie są zdeterminowane, tylko w zależności od pa-rametrów
zdeterminowane w późniejszym czasie. Są też inne przeszkody prawne. Pewnie trze ba by-łoby
zmienić usta wę o zamówieniach publicznych, a także okres budżetowania, bo że by dobrze go-spodarować
i prze prowadzić inwestycje w budynku administracji publicznej, to trze ba by móc budże-to
wać w dłu ższym okre sie a nie tyl ko na rok, itd. A więc jest wie le do zro bie nia po to, aby nie tyl ko w wy -
dobyciu gazu, nie tylko w produkcji energii dać komuś zarobić, ale że by dać komuś zarobić na inwe-stycji
w oszczędności. Wydaje się, że nie które inwestycje w oszczędności mogłyby się zwracać po 5 la -
tach, a nie po 20 i mogłyby szybciej popra wić możliwości budżetowe również w zakresie produkcji w przy-szłości.
WPolsce zasoby węgla brunatnego, obecnie udostępnione, wyczerpią się do roku 2040 (Z. Szym czak).
Alterna tywą jest otwarcie nowego zagłębia koło Legnicy, co, ewen tualnie pozwoliłoby uzyskać 10 GW.
Przeciwnicy gazu łupkowego straszą trzęsieniami ziemi. Kopalnia bełcha towska generuje od 10 lat trzę-sienia
ziemi. Zarejestrowane w styczniu 2011 r. miało moc 6,5 stopni w skali Richtera. Zniszczona zo-stała
infrastruktura w kilkunastu gminach. Przeciwnicy gazu łupkowego drą sza ty z powodu 5 tys. m3
wody potrzebnej do wiercenia. (Notabene może być ona za wracana i może być oczyszczana, tak, jak
robią to oczyszczalnie ście ków). A ile km3 wypompowuje kopalnia w Bełcha towie, że by odwodnić od-krywkę,
że by można wydobywać? Tzw. lej de presyjny zajmuje 700 km kw.
Polska ma przyjętą ener gy ro ute do roku 2050. Wenergetyce mamy zredukować 90% emisji CO2. Unij -
ny komisarz ds. energii Günther Oettinger powiedział jednoznacznie: Róbcie, co chcecie. Możecie de -
po no wać CO2 gdzie kol wiek chce cie, ale emi to wać go nie bę dzie cie mo gli. No, do brze! Za tem czym bę -
dą zasilane nowe inwestycje w energetyce? WStanach Zjednoczonych pra wie 30% energii elektrycz-nej
wy twa rza ne jest z ga zu, zu ży wa się go 190 mld m3. Polska ma gaz łupkowy. Jego wydobycie i tak
byłoby biznesem, na wet gdyby dzisiejsza cena płacona Gazpromowi za 1000 m3 ga zu (ok. 500 USD)
zmniejszyła się o połowę. Twierdzę, że gaz to przyszłość energetyki. La ta całe w Fundacji EkoFundusz
budowałem elektrocie płownie gazowe o mocach od kilku do kilkunastu MW. Według danych URE ma-my
w Polsce kilkadziesiąt tysięcy MW cieplnych w przestarzałych cie płowniach węglowych o spraw-nościach
drama tycznie niskich. To prawda, że dzisiaj sieci, na dużą skalę, nie są przystosowane do ener-getyki
rozproszonej. Niemniej wytworzenie kilku tysięcy MG przez energetykę zasilaną gazem powo-duje
samoistny rozwój. Warto przypomnieć, że Fundacja EkoFundusz spowodowała wykorzystywa-

nie złóż gazu zaazotowanego o niskiej wartości energetycznej do wytwarzania energii elektrycznej. Tem-po
inwestowania w energetyce gazowej to 15–18 miesięcy. Elektrownię jądrową buduje się 15 lat. Za -
tem, po co Polsce gigan tomania, czyli elektrownie jądrowe, wielkie inwestycje w energetyce?
Ener gy ro ute map do roku 2050 to czerwone świa tło dla naszych decyden tów, że by zaczęli myśleć o prze-orien
towaniu polityki, że by o energetyce mówili z pozycji konsumen tów a nie producen tów energii. War-to
się za sta no wić, dla cze go Chi ny od da ły pal mę pierw szeń stwa w zu ży ciu wę gla w ener ge ty ce i sta ły
się świa towym liderem energetyki odna wialnej.
Szacuje się, że kilowat w przeliczeniu na koszty budowy elektrowni jądrowej to 9 mln USD (P. Mon -
carz). Wy bu do wa nie blo ku rzę du 1000 MW ta kiej elek trow ni to co naj mniej 10 mld USD. Czy li kosz -
ty są 4-5-krotnie wyższe niż podobna moc w elektrowniach gazowych.
Wbrew pozorom dzisiejszą dyskusję jednak prowadzimy z pozycji konsumen ta. Jeśli Stany Zjedno-czone
z importera paliwa (co kosztowało rocznie 500 mld USD) stały się eksporterem paliwa, to zde-cydowanie
jest to zachowanie prokonsumenc kie. Za tem są pieniądze dla szpitali, uniwersytetów, słu-żbę
zdrowia i zasiłki dla bezrobotnych. Jest to zachowanie prokonsumenc kie, bo tworzy nowe miej-sca
pracy w zaawansowanych technologiach, miejsca pracy oparte na in telekcie. Wydobywanie gazu
łupkowego w Polsce nie będzie związane z produkcją wiertnic, ani budową hut, które będą robiły od-kuwki
do tych wiertnic. Polski wsad to przede wszystkim in telektualne możliwości specjalistów. Czy
to jest zachowanie prokonsumenc kie? Oczywiście, tak.
Warto podkreślić, że niskim cenom bardziej sprzyja wyższa liczba kW na mieszkańca (S. Po rę ba), na co
wskazuje, na przykład, analiza cen w UE. Jeśli jest dużo zainstalowanej mocy wytwórczej, to jest wte-dy
miejsce na konkurencję.

Stanisław Poręba – ekspert Ernst&Young
Stan i perspektywy rynku
energii w Polsce
W ostat nich dwu dzie stu la tach elek tro ener ge ty -
ka na całym świecie przechodzi głębokie transfor-macje
związane z urynkowieniem. Wostatnich kil-ku
la tach do szły ko lej ne zmia ny wy ni ka ją ce
z ochrony klima tu. Wysoko kapitałochłonna elek-tro
ener ge ty ka sta ła się prze my słem pod wy ższo -
ne go ry zy ka.
Wtakich warunkach jednym z najpoważniejszych
pro ble mów jest za pew nie nie fi nan so wa nia in we -
sty cji. Pol ska elek tro ener ge ty ka od po cząt ku ak -
tyw nie uczest ni czy w tych prze mia nach, z do dat -
kowym utrudnieniem ze względu na transformację
ca łe go oto cze nia. Przy oce nie sta nu pol skiej
elektroenergetyki i prognozach rozwoju, koniecz-ne
jest uwzględ nia nie uwa run ko wań wy ni ka ją -
cych za rów no z glo bal nej trans for ma cji elek tro -
energetyki jak i transformacji polskiej gospodarki.
I. Rynek energii elektrycznej
w Polsce
Rys historyczny i kontekst
międzynarodowy
Do lat dwu dzie stych XX w. do mi no wa ła pry wat -
na elek tro ener ge ty ka roz pro szo na, od bior cy bu -
dowali źródła energii elektrycznej głównie na wła-sne
po trze by. Wpierw szej po ło wie XX w. za czę ły
po wsta wać pry wat ne, bądź sa mo rzą do we przed -
się bior stwa elek tro ener ge ty ki za wo do wej, ma ją -
ce mo no pol na do sta wy ener gii elek trycz nej
na okre ślo nym ob sza rze. Wtych okre sach fi nan -
so wa nie roz wo ju od by wa się na za sa dach ogól -
nych, wy so ka ka pi ta ło chłon ność by ła czę ścio wo
re kom pen so wa na bra kiem lub ogra ni cze niem
kon ku ren cji.
Scenariusze energetyczne dla Polski 121 seminarium BRE-CASE, Warszawa, 17maja 2012 r. 13

Dla przyspieszenia powszechnej dostępności ener-gii
elektrycznej, w la tach pięćdziesiątych i sześć-dziesiątych
ub. w. w elektroenergetyce za wodowej
powstają krajowe i regionalne monopole, często
przez nacjonalizację istniejących przedsiębiorstw.
Taka organizacja ogranicza ryzyko sektorowe i sze-roki
dostęp do taniego finansowania. Tanie finan-sowanie
umożliwia budowę na wet tak kosztownych
tech no lo gii jak ener ge ty ka ją dro wa. Na stę pu je
szyb ki roz wój tech no lo gicz ny i bu do wa sys te -
mów ener ge tycz nych za pew nia ją cych wy so kie
pa ra me try ja ko ścio wo -nie za wod no ścio we. La ta
siedemdziesiąte i osiemdziesiąte przyniosły stan-daryzację
zasad funkcjonowania systemów umo-żli
wia ją cą łą cze nie sys te mów z wie lu kra jów.
Po kilkudziesięciu la tach prze wagi popytu, w ko-lejnych
krajach dochodzi do równowagi, a na wet
nadwyżki podaży. Wpierwszej kolejności, nowe wa-runki
są wykorzystywane do ograniczenia nega tyw-nego
oddziaływania na środowisko. Nowe techno-logie
pozwalają na radykalne ograniczenie emisji
pyłów, tlenków siarki i azotu. Dla ograniczania ne-ga
tywnych aspektów monopoli następuje szybki
rozwój regulacji, poja wiają się próby wprowadza-nia
elemen tów konkurencji, zwłaszcza w Stanach
Zjed no czo nych. W Pol sce la ta osiem dzie sią te
ub.w. przyniosły wyhamowanie rozwoju, utrudnio-ny
dostęp do nowych technologii, nie wystarczają-ce
działania proekologiczne, urzędowe ceny coraz
bardziej odbiegały od kosztów.
La ta dzie więćdziesiąte XX w. były okresem proryn-kowych
przemian, usta wowe zmiany praw energe-tycznych
likwidują prawne podsta wy monopoli.
Wwielu krajach rozwój konkurencji jest wspoma-ga
ny de cy zja mi ad mi ni stra cyj ny mi o wpro wa -
dzeniu ob liga toryjnych rynków. Następuje rozwój
prywa tyzacji i fuzji firm, tworzą się energetyczne
koncerny międzynarodowe. Duże nadwyżki poda-ży
zdecydowanie ograniczają poziom inwestycji
i uła twiają podejmowanie decyzji o liberalnych roz-wiązaniach
rynkowych. Wfinansowaniu rozwoju
znów istotną rolę odgrywa kapitał komercyjny, głów-nie
przez struk tu ry pro ject fi nan ce, w któ rych za -
bezpieczeniem zwrotu kapitału są przychody gwa-ran
to wa ne umo wa mi dłu go ter mi no wy mi. Wtym
czasie w Polsce nastąpił podział zmonopolizowa-nej
elektroenergetyki na ponad siedemdziesiąt firm,
któ re mia ły ryn ko wo łą czyć się w kil ka na ście
konkurencyjnych firm. Ponadto w modelu rynku
pla no wa no pry wa ty za cję i seg men ta cję ryn ku
na długo-, średnio- i krótkoterminowy. Plany te
wdrożono tylko fragmen tarycznie.
Rysunek 1. Pla ny roz wo ju ryn ku ener gii
elek trycz nej w Pol sce z 1994 ro ku
Przełom wie ków przyniósł szereg kryzysów w elek-tro
ener ge ty ce wie lu kra jów, przede wszyst kim
związanych z niedostosowaniem regulacji do stop-nia
liberalizacji rynku. Wefekcie kryzysów Unia Eu-ropejska
wprowadziła wiele regulacji kon tynuują-cych
bu do wę wspól ne go ryn ku ener gii, ale
przy wzmocnionej roli regula torów. Rośnie rola Ko-misji
Europejskiej w tworzeniu rynku konkuren-cyjnego,
część regulacji obowiązuje bezpośrednio
w krajach UE.

Wtym samym roku przyjęto Pakiet Energetyczny,
za wierający regulacje rynkowe, w tym utworzenie
wspól ne go ryn ku ja ko cel na 2015 rok.
Rysunek 2. Re gio nal ne ryn ki, do któ rych
na le ży Pol ska
Dla regulacji wspólnego rynku utworzono specjal-na
agencję ACER. Tworzenie wspólnego rynku zo-stało
przyspieszone, planuje się utworzenie rynku
w 2014 ro ku. Stwa rza to szan se, ale i za gro że nia dla
polskich konsumen tów i wytwórców energii elek-trycznej.
Rozwój rynku konkurencyjnego i regulacje unijne
wymuszają konieczność rynkowego finansowania
podsta wowych inwestycji. Z drugiej strony, stale
zwiększa się obszar elektroenergetyki wyłączony
z rynku bo realizacja polityki klima tycznej UE wy-musza
pre ferencje jednych technologii i obciąże-nia
podatkami lub parapodatkami innych. Szyb-ki
rozwój energetyki odna wialnej i rozproszonej
wymaga wykorzystywania różnych form wsparcia
dla tych technologii.
Zmiany wynikające z wdrażania polityki klima tycz-nej
wprowadzają dodatkowe ryzyko do sektora
energetycznego. Wostatnich pięciu la tach europej-skie
firmy energetyczne straciły po dwie trzecie war-to
ści ryn ko wej, znacz nie wię cej niż prze cięt ny
spadek wynikający z kryzysu. Utrudnia to finan-sowanie
planowanych przedsięwzięć inwestycyj-nych.
Obec ny ry nek ener gii elek trycz nej
w Pol sce
Pod sta wo wym do ku men tem re gu lu ją cym ry nek
jest wielokrotnie nowelizowana usta wa Pra wo ener-getyczne
z 1997 r. oraz liczne rozporządzenia wy-ko
naw cze. No we li za cje pra wa ener ge tycz ne go
wpro wa dza ją co raz bar dziej szcze gó ło we re gu la -
cje. Usta wy pra wo ener ge tycz ne w więk szo ści
kra jów UE są na ogół jesz cze mniej szcze gó ło we
niż pol ska usta wa z 1997 ro ku. Obec nie przy go -
to wu je się pro jek ty trzech ustaw – pra wo ga zo we,
pra wo elektroenergetyczne i pra wo o odna wialnych
źródłach energii (OZE). Prawdopodobnie wprowa-dzą
one jeszcze bardziej szczegółowe regulacje ryn-ko
we, po zo sta wia jąc jesz cze mniej swo bo dy
uczestnikom rynku. Planowane rozwiązania w pro-jekcie
usta wy OZE, ograniczają konkurencję mie-dzy
tech no lo gia mi oraz wy łą czą z ryn ku zna czą -
cą ilość ener gii elek trycz nej wy twa rza nej z OZE.
Jeżeli taki kierunek zmian regulacji się utrzyma to
rynek energii elektrycznej będzie rynkiem regulo-wa
nym.
Formalnie rynek energii jest zderegulowany poza
dosta wami do gospodarstw domowych, rozwiąza-nie
problemu osłony dla gospodarstw o niskich do-chodach
w nowym pra wie energetycznym powin-no
uwol nić i ten seg ment ryn ku. W prak ty ce
funk cjo nu je wie le ogra ni czeń dla uczest ni ków
rynku i planuje się następne.

Ry su nek 3. Głów ne fir my elek tro ener ge tycz ne w Pol sce
Źró dło: Ernst & Young

Generalnie polskie regulacje są zgodne z regulacja-mi
UE, ale wprowadzają dodatkowe wymogi, które
utrudniają in tegrację z innymi rynkami. Podobne dzia-łania
podejmują inne kraje UE, chroniąc własne ryn-ki.
Prawdopodobnie determinacja KE w budowie
wspólnego rynku energii doprowadzi do szerokiego
udziału bezpośrednich regulacji unijnych.
Głównymi uczestnikami rynku są cztery firmy po-wstałe
kilka lat temu z połączenia spółek dystry-bucyjnych
i wytwórczych. Poza nimi jest kilka li-czą
cych się firm po wią za nych z gru pa mi
międzynarodowymi lub z krajowymi konglomera -
tami. Poza tym aktywnie działa kilkadziesiąt ma-łych
i średnich firm aktywnie wypełniając obsza-ry
niszowe. Polski rynek, jako jeden z nie wielu
w krajach UE, po stronie wytwarzania i po stronie
sprzedaży detalicznej samodzielnie (w wielu kra-jach
kryteria liczy się dla rynku regionalnego) speł-nia
podsta wowe kryteria rynku konkurencyjnego.
Opera tor systemu przesyłowego (OSP) jest w pełni
oddzielony od innych działalności, a opera torzy sys-temów
dystrybucyjnych prawnie. Ostatnie regula-cje
unijne zobowiązują bezpośrednio OSP do współ-działania
w budowie europejskiego rynku energii.
Głównym rynkiem zorganizowanym jest Towarowa
Giełda Energii (TGE), posiadająca niemal monopol
na obrót wnie których segmen tach. Wostatnich la -
tach TGE ak tyw nie dzia ła na rzecz bu do wy ryn ków
regionalnych. Współdziałanie Prezesa URE, OSP
i TGE w obszarze in tegracji polskiego rynku z ryn-kami
innych krajów, powinny doprowadzić Polskę
do pełnego uczestnictwa w rynku europejskim.
Od 2009 roku przychody firm elektroenergetycz-nych
są na poziomie zapewniającym ren towność,
co najmniej porównywalną z firmami z innych kra-jów.
Pozwala to na rozwój inwestycji, w ostatnich
la tach na kła dy ro sną, zbli ża jąc się do 20 mld zł rocz -
nie, znaczący udział mają inwestycje w odna wial-ne
źródła energii. Część zadań inwestycyjnych otrzy-muje
wsparcie ze środków pomocowych.
Utrzy ma nie po zio mu na kła dów wy ni ka ją cych
z polityki energetycznej kraju, wymaga generowa-nia
wyższych środków finansowych (EBIDTA), m.in.
poprzez popra wę efektywności. Jest to konieczne
dla zrównoważenia rosnących kosztów zakupu
uprawnień do emisji CO2. Przy obecnym poziomie
EBIDTA i ograniczeniu dywidend do 30% zysku,
sektor może sfinansować wymagane programy in-westycyjne.
II. Pro gno zy, ochro na kli ma tu,
roz wój OZE
Obec ny bi lans ener gii elek trycz nej
Moc zainstalowana w Polsce w la tach 2009–2011
ro sła śred nio o ok. 3%. W 2011 r. wy no si ła
ona 38 715 MW. Naj szyb ciej przy ra sta moc w ob -
szarze odna wialnych źródeł energii, gdzie moc za-in
sta lo wa na wzro sła z 1 255 MW w 2010 r.
do 3 193 MW w 2011 r. Naj więk szą moc za in sta -
lo wa ną ma ją elek trow nie ciepl ne za wo do we,
ok. 80% mocy zainstalowanej wkraju. Nie wiele mo-cy
za in sta lo wa nej przy ra sta za to w elek trow -
niach przemysłowych i od paru lat utrzymuje się
na tym sa mym po zio mie ok. 2 400 MW. Po dob nie
rośnie produkcja energii elektrycznej, która ogółem
w Pol sce wzro sła w ostat nich la tach o 4% do 163,2
TWh 2011 r. Najszybszt przyrost produkcji nastą-

pił w ob sza rze OZE, o bli sko 100%, jed nak wciąż
jej udział w pro duk cji ogó łem jest ni ski, w 2011 ro -
ku ener gia elek trycz na z od na wial nych źró deł
stanowiła niecałe 2%.
Zużycie krajowe energii elektrycznej w 2009 roku
wynosiło 148,7 TWh, a w 2011 r. 157,9 TWh.
Odbiorcy krajowi stanowią około 80% zużycia kra-jowego,
na tomiast pozostałe 20% to zużycie na potrze -
by elektrowni i sieci. Saldo wymiany międzynaro-do
wej w Polsce jest ujemne, prze waża eksport
nad importem, w 2011 r. prze waga eksportu wy-niosła
5,2 TWh.
Pro gno zy zu ży cia ener gii elek trycz nej
w Pol sce
Polska ma bardzo niskie zużycie energii elektrycz-nej
na miesz kań ca. W 2010 r., tyl ko trzy kra je UE
miały niższe wskaźniki zużycia – Łotwa, Litwa i Ru-munia.
Średnie roczne zużyciu energii elektrycz-nej
na jednego mieszkańca – w Polsce wynosi
ok. 3,9 MWh, przy śred niej UE -27 6,5 MWh.
Podobnie moc zainstalowana na mieszkańca jest
jedna z najniższych w UE. Prognozy opracowywa-ne
dla potrzeb Polityki Energetycznej z 2009 ro-ku
(PE 2009) są dość ostro żne w sto sun ku
do innych kra jów UE. We dług pro gnoz, wy ko rzy -
stywanych do oceny wpływu polityki klima tycznej
UE na poszczególne kraje, moc zainstalowana i zu-życie
energii elektrycznej na mieszkańca w Polsce
w 2030 ro ku bę dzie po ni żej obec nej śred niej
EU -27. W Pol sce za kła da się, że jest jesz cze bar -
dzo duży potencjał popra wy efektywności użytko-wania
energii.
Obec ne pro gno zy nie od bie ga ją od za war tej
w PE 2009, nie było planowanego spadku zuży-cia
w 2010 ro ku, ale prze wi du je się więk szą po pra -
wę efektywności i wolniejszy wzrost gospodarczy.
Prognozy przyrostu mocy zainstalowanej zakładają
wzrost poziomu i znaczną zmianę struktury. Obec-nie
moc zainstalowana wPolsce wynosi łącznie oko-ło
38,2 GW, co ozna cza oko ło 1 kW na jed ne go
mieszkańca. Wskaźnik per ca pi ta jest jed nym z naj -
niższych w Unii Europejskiej i odbiega znacznie
od średniej unijnej, która wynosi 1,6 kW. WPE 2009
pla nu je się przy rost oko ło 8 GW do 2020 ro ku i ko -
lej ne 7 GW w la tach 2021–2030. Do 2020 ro ku prze -
widuje się wyłączenie jednostek o mocy około 7 GW.
Oznacza to konieczność budowy jednostek o mocy
oko ło 15 GW w la tach 2010–2020, w tym oko ło 7
Ta be la 1. Pro gno za za po trze bo wa nia w PE 2009.
Pro gno za za po trze bo wa nia na ener gię elek trycz ną w PE 2009 [TWh]
Lata 2010 2010
wykonanie 2015 2020 2025 2030
Odbiorcy końcowi 104,6 115,9 115,2 130,8 152,7 171,6
Zapotrze bowanie brutto 141 155,0 152,8 169.3 194,6 217,4
Pro gno za wzro stu Pro duk tu Kra jo we go Brut to (PKB)
La ta 2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030
Zmia ny rocz ne PKB [%] 105,8 105,2 105,7 104,6

GW w elek trow niach wia tro wych. PE 2009 nie za -
kładała rozwoju źródeł fotowoltaicznych, ale duże
spadki kosztów tej technologii, mogą doprowadzić
do bu do wy źró deł o mo cy oko ło 1 GW do 2020 ro -
ku. Z kolei szybki rozwój energetyki jądrowej został
wyhamowany po awarii wjapońskiej elektrowni ją-drowej
Fukushima oraz poja wieniem szansy na znacz-ne
wydobycie gazu łubkowego w kraju.
Zmiany struktury wytwarzania energii elektrycz-nej
w Pol sce są wy mu sza ne przede wszyst kim wdra -
żaniem polityki klima tycznej Unii Europejskiej oraz
dy rek ty wy o emi sjach prze my sło wych (IED).
Wmarcu 2007 roku Rada Europejska przyjęła kie-runkowe
ustalenia w zakresie polityki klima tycz-nej
i energetycznej z ustaleniem konkretnych ce-lów
na 2020 rok i kie run ko wych na 2050 rok.
Regulacje wdrożeniowe dla celów na 2020 rok zo-stały
wydane w 2009 roku w ramach Pakietu Kli-ma
tycznego i Pakietu Energetycznego.
WPakiecie Klima tycznym najistotniejsze regula-cje
za war te są w zno we li zo wa nej dy rek ty wie
o han dlu emi sja mi (ETSD), któ ra wpro wa dza
odpłatne nabywanie uprawnień do emisji CO2 dla
wytwórców energii elektrycznej już od 2013 roku,
a dla po zo sta łych ope ra to rów in sta la cji od 2027
ro ku. Pol scy wy twór cy ener gii elek trycz nej i z kil -
ku innych krajów mogą otrzymywać część upraw-nień
bezpłatnie w ramach odstępstwa od standar-do
wych re gu la cji (tzw. de ro ga cje CO2). Po zo sta li
ope ra to rzy in sta la cji ob ję tych ETSD, bę dą otrzy -
my wać bez płat ne upraw nie nia na pod sta wie hi -
storycznych poziomów produkcji i standardowych
wskaź ni ków emi sji CO2 (tzw. bench mar ków).
Ilość upraw nień jest li mi to wa na na po zio mie
Unii Eu ro pej skiej
Pol ska ter mi no wo zło ży ła wnio sek o de ro ga cje
CO2 dla in sta la cji wy twa rza ją cych ener gię elek -
tryczną i wniosek o przydziały dla pozostałych in-sta
la cji. Wa run ko wa De cy zja KE za twier dza ją ca
wniosek w spra wie derogacji została opublikowa-na
13 lip ca 2012 ro ku. Naj trud niej szym wa run -
kiem jest wy co fa nie 30 za dań in we sty cyj nych
z krajowego planu inwestycyjnego (KPI), są to za-dania
związane z budową instalacji uprawnionych
do otrzymywania bezpłatnych uprawnień jako in-stalacje,
których fizyczna realizacja rozpoczęła się
przed koń cem 2008 ro ku. W wie lu fir mach
utrud nia to zbi lan so wa nie na kła dów na za da nia
KPI z war to ścią otrzy my wa nych upraw nień. De -
cy zji w spra wie przy dzia łów dla po zo sta łych in -
sta la cji jesz cze nie ma, cią gle trwa we ry fi ka cja
i uzupełnianie danych przez Komisję Europejską.
Peł ne da ne są nie zbęd ne dla ob li cze nia współ -
czyn ni ka ko ry gu ją ce go ja ko ilo raz su my wstęp -
nych przydziałów za wartych we wnioskach krajów
człon kow skich i li mi tu przy dzia łów wy ni ka ją ce -
go z ETSD.
Bezpłatne przydziały uprawnień dla wytwórców
energii elektrycznej mogą być istotnym stymula -
torem dla wielu zadań inwestycyjnych. Wartość ryn-kowa
bezpłatnych uprawnień wynosi ponad 7 mld
euro w poziomie cen prognozowanych przez Ko-misję
Europejską, przy obecnym poziomie cen oko-ło
trzech razy mniej. Pomimo derogacji, szacowa-ne
potrze by zakupu uprawnień w Polsce mogą
wy nieść po nad 600 mln upraw nień na ener gię elek -
trycz ną oraz 250–350 mln upraw nień na cie pło. Ro -
snący koszt zakupu uprawnień będzie wymuszał
ograniczanie produkcji w źródłach węglowych, co
też jest jednym z powodów planowanych wyłączeń
jednostek wytwórczych.

Rysunek 4. Li mi ty upraw nień do emi sji
CO2 wg De cy zji Ko mi sji Eu ro pej skiej
z 22. X. 2011r..
Rysunek 5. Sza cun ko we ilo ści upraw nień
dla Pol ski na pod sta wie pu bli ka cji
KO BI ZE i EY
Pro gno zy cen upraw nień do emi sji CO2 na la -
ta 2013–2020 są obar czo ne bar dzo du żym ry zy -
kiem. Ana li za kształ to wa nia się ce ny upraw nie -
nia do emi sji CO2 w prze szło ści wska zu je
na wysoki poziom nie pew no ści zwią za ny z jej pro -
gnozowaniem. Istotny poziom czynników o charak-terze
politycznym oraz wahania koniunktury wraz
z wydarzeniami nie prze widywalnymi miały za wsze
bar dzo sil ny, trud ny do osza co wa nia, wpływ
na zmianę ceny EU A.
w poprzednich la tach. Dodatkowo ryzyko cen
uprawnień jest zwiększane przez działania Komi-sji
Europejskiej na rzecz podniesienia celu reduk-cyj
ne go na 2020 r. z 20 na 25 lub 30%, lub bez -
pośrednią ingerencję na rynku uprawnień w celu
zwięk sze nia ich ce ny. Obec nie koszt upraw nień
do emisji CO2 ma nie wiel ki udział w kosz tach cał -
ko wi tych wy twa rza nia ener gii elek trycz nej, ale
od 2013 roku koszt wytwarzania energii elektrycz-nej
wzro śnie o koszt za ku pu oko ło 40% upraw nień
potrzebnych do rozliczeń z emisją CO2. Obec ny po -
ziom cen ryn ko wych upraw nień jest po nad dwu -
krotnie niższy niż prognozy Komisji Europejskiej.
Rynek uprawnień jest stale zależny od regulacji,
a KE podejmuje działania zmierzające do zmniej-szenie
ilości uprawnień i podniesienia cen do po-ziomu
stymulującego działania redukcyjne, czyli co
najmniej 20 euro/EUA. Projekt stosownej Decy-zji
Ko mi sji Eu ro pej skiej w tej spra wie jest już opu -
blikowany do konsultacji społecznych na stronach
Komisji.
Drugą, istotną dla wytwarzania energii elektrycz-nej,
regulacją Pakietu Klima tycznego jest dyrekty-wa
o wspieraniu rozwoju odna wialnych źródeł ener-gii
(Dy rek ty wa OZE). Przede wszyst kim usta la ce le
na 2020 rok udzia łu ener gii z OZE w zu ży ciu fi -
nal nym, dla Pol ski jest to 15%, prze cięt nie 20%, naj -
wy ższy cel ma Szwe cja – 49%. Pol skie pla ny za kła -
da ją, że w ener gii elek trycz nej udział ma wy no sić
w 2020 roku ponad 19%. Przy prognozach zuży-cia
energii elektrycznej z PE 2009, konieczna bę-dzie
pro duk cja w OZE 32–33 TWh w 2020 ro ku.
Krajowy plan działań w zakresie energii z OZE za-kła
da, że bli sko 90% pro duk cji w 2020 ro ku bę -
dzie w źró dłach wia tro wych (po nad 15 TWh) oraz
wbiomasowych i biogazowych (ponad 14 TWh). Dla
osiągnięcia tego celu konieczna jest budowa 5–6 GW
welektrowniach wia trowych, 3 GW wźródłach bio-masowych
i biogazowych oraz wykorzystywanie

współspalania w istniejących źródłach o mocy oko-ło
20 GW. Konieczny będzie rozwój podaży bio-masy,
głównie przez upra wy energetyczne oraz peł-niejsze
wykorzystywanie odpadów z gospodarki
leśnej i żywnościowej. Zakłady przetwarzania bio-ma
sy mu szą zde cy do wa nie po więk szyć swo je
możliwości produkcyjne. Ostatnie projekty krajo-wych
regulacji w spra wie OZE, zakładają budowę
większej ilości źródeł fotowoltaicznych, w 2020 r.
ich łącz na moc ma wy no sić oko ło 1 GW.
Rozwiązania za warte w Dyrektywie OZE wprowa-dzają
ramowe zasady w systemach wsparcia roz-woju
OZE, pozosta wiając wybór mechanizmów
wsparcia krajom członkowskim. W Polsce trwają
prace nad implemen tacją tej dyrektywy do pra wa
krajowego. Projekt usta wy o wspieraniu OZE wPol-sce
zmienia zasadniczo zmienia podsta wowy sys-tem
wsparcia OZE. Rezygnuje się z prostego syste-mu
ba zu ją ce go na me cha ni zmach ryn ko wych
na rzecz skomplikowanego systemu mieszanego, ze
znaczną ilością elemen tów taryfowych.
Wdrażanie dyrektywy o emisjach przemysłowych
wprowadza kolejne wymuszenia wymiany jedno-stek
wytwórczych. Dyrektywa o emisjach przemy-słowych
zastępuje kilka dotychczasowych regula-cji
i jest kolejnym krokiem działań zapewniających
„czyste powietrze” dla Europy. Dla bloków syste-mo
wych wzrost wy ma gań nie jest du ży, naj więk -
sze zmia ny do ty czą mniej szych jed no stek wy -
twórczych. Osiągnięcie nowych standardów emisji
SO2, NOx i py łów, wy ma ga kosz tow nych in sta la -
cji, zabudowa ich w wielu starszych jednostkach
nie będzie opłacalna. Konieczne będzie zastępo-wa
nie ich no wy mi, w nie któ rych przy pad kach
opłacalne mogą być prze budowy umożliwiające
spalanie dużych ilości biomasy, a na wet przejście
w całości na biomasę.
Dyrektywa o emisjach przemysłowych dopuszcza
możliwość zastosowania różnych odstępstw wokre-sach
przejściowych, pozwalających na stopniowe
dostosowanie instalacji do nowego pra wa. Do od-stępstw
tych na le żą:
1) przejściowy plan krajowy (PPK) – zbiorowe rozli-czanie
redukcji emisji tlenków siarki, azotu i pyłów
do osią gnię cia norm do 30 czerw ca 2020 ro ku,
2) ograniczony czas eksploatacji – dla starych jedno-stek,
dla których modernizacja instalacji jest nie-opłacalna,
pozwalający na eksploatowanie starych
instalacji w ograniczonym zakresie do 31 grud-nia
2023 roku (przy spełnieniu standardów okre-ślo
nych w dniu 31 grud nia 2015 ro ku),
3) odstępstwo dla zakładów zasilających sieci cie płow-nicze
– jednostki eksploatowane przed 27 listopa-da
2003, któ rych co naj mniej 50% pro duk cji cie -
pła dostarczane jest dopublicznej sieci cie płowniczej
(możliwość eksploatowania do 31 grudnia 2022
roku przy spełnieniu wymogów obowiązujących
w dniu 31 grud nia 2015 roku),
4) odstępstwo dla źródeł szczytowych – dla obiek-tów
szczy to wych (pra ca do 1500 go dzin w ro ku),
których eksploatacja rozpoczęła się nie później
niż 27 listopada 2003 (derogacja bezterminowa).
Na wet przy korzystaniu z wyżej wymienionych od-stępstw,
ko niecz na jest prze bu do wa pol skie go
cie płownictwa, a zwłaszcza wy eliminowanie wę-glo
wych ko tłów wod nych z pra cy do 2023 ro ku.

Pakiet Energetyczny z 2009 roku za wiera regula-cje
unijne wzakresie rozwoju konkurencyjnego ryn-ku
energii i budowie europejskiego rynku. Zgodnie
z tymi regulacjami w 2014 roku powinny funkcjo-nować
rynki regionalne, a na wet jeden rynek kon -
tynen talny. Regulacje za wierają bezpośrednie zobo-wią
za nia re gu la to rów i ope ra to rów sys te mów
przesyłowych w krajach członkowskich do działa-nia
w tym kie run ku. Stwa rza to szan se na prze ła -
ma nie opo ru wie lu kra jów przed otwie ra niem
wła snych ryn ków i co naj mniej roz wój han dlu hur -
towego ponad granicami państw. Zapewni to kre-owanie
wiarygodnych, jednolitych indeksów cen ryn-kowych,
znacznie bardziej stabilnych niż obecnie.
Obniży się ryzyko dla inwestycji, w których finan-sowanie
bazuje na przychodach rynkowych. Z dru-giej
strony zwiększy się presja rynkowa na pełniej-sze
wykorzystywanie źródeł o niskich kosztach
w skali regionów, pogarszanie sytuacji źródeł mniej
efektywnych aż do ich wymiany lub likwidacji.
III. Pro gra my in we sty cyj ne
In we sty cje w elek tro ener ge ty ce
Programy inwestycyjne wytwarzania energii elek-trycz
nej w Pol sce wy ni ka ją przede wszyst kim
z ko niecz no ści do sto so wy wa nia do wy mo gów
ekologicznych i klima tycznych za wartych w regu-lacjach
unijnych. Wtej grupie inwestycji są przede
wszyst kim przed ter mi no we od two rze nia mo cy
oraz zmiany w strukturze technologicznej sektora,
głów nie po przez wpro wa dza nia od na wial nych
źródeł energii. Ponadto część inwestycji jest pla-nowana
dla podniesienia niskiego w skali Unii
wskaźnika mocy zainstalowanej na mieszkańca oraz
dla odtwarzania istniejących mocy.
Rysunek 6. Wskaź ni ki mo cy za in sta lo wa nej
na miesz kań ca w kra jach UE
Wraz z inwestycjami w obszarze wytwarzania, ko-nieczne
są równocześnie inwestycje w infrastruk-turę
elektroenergetyczną. Przeciętny wiek bloków
ener ge tycz nych w Pol sce to oko ło 30 lat, a 64% mo -
cy blo ków ener ge tycz nych jest w dru giej po ło wie
okresu eksploatacji. Wprzypadku elektrocie płow-ni,
prze cięt ny wiek blo ków to oko ło 26 lat, a 46%
mocy bloków elektrocie płowni jest w drugiej po-łowie
okresu eksploatacji.
Trze ba zaznaczyć, ze sytuacja polskiej elektroener-ge
ty ki nie jest wy jąt kiem na tle in nych kra jów eu -
ropejskich. 70% elektrowni opartych na węglu bru-natnym
i elektrowni jądrowych w Europie znajduje
się w drugiej połowie okresu eksploatacji, a w przy-padku
węgla brunatnego, to 60%. Najmłodsze są
źródła gazowe, gdzie tylko 50% znajduje się w dru-gim
okresie eksploatacji.
Wymuszenia klima tyczne to konieczność zaku-pu
100% upraw nień do emi sji CO2 przez wytwórców
energii elektrycznej od 2013 roku, czyli po rozpoczę-ciu
trze ciej fa zy ETS. W Pol sce iwkil ku in nych upraw -

nionych krajach, obowiązek ten będzie złagodzony,
ze względu na przyznane nieodpłatne uprawnienia
do emisji CO2wramach derogacji. Wanalizach wy-konywanych
na potrze by wniosku Polski o deroga-cje
założono, że konieczne będzie przyśpieszenie od-tworzeń
pełnych i modernizacji obecnych jednostek
o około 10 lat. Ponadto, prawdopodobnie będzie ko-nieczne
wdrożenie energetyki jądrowej i opanowy-wanie
czystych technologii węglowych, wtym CCS.
Drugi blok wymuszeń klima tycznych wiąże z koniecz-nością
uzyskania 15% udziału energii z odna wialnych
źródeł energii w całkowitym zużyciu finalnym.
Zgodnie z Polityką Energetyczną Polski z 2009 ro-ku
w la tach 2011–2020 powinno przyrosnąć oko-ło
8 GW mocy zainstalowanej przy wyłączeniu oko-ło
7 GW w najmniej ekonomicznych jednostkach.
Wsumie trze ba zbudować około 15 GW wnowych
jednostkach i głęboko zmodernizować około 5 GW.
Wźródłach odna wialnych powinno przyrosnąć oko-ło
Rysunek 7. Wiek pol skich blo ków
energetycznych
5 GW w elektrowniach wia trowych i około 1,5
GW w źródłach biomasowych i biogazowych.
Dla realizacji celów ustalonych w Polityce Ener-getycznej
2009, zostały podjęte działania przygo-towawcze
w firmach energetyki za wodowej, prze-mysłowej
i komunalnej. Powstaje szereg nowych
podmiotów rozwijające projekty głównie w ener-getyce
odna wialnej.
Rysunek 8. Wiek blo ków ener ge tycz nych w kra jach UE
Źró dło: BCG, RWE

Rysunek 9. Zmia na struk tu ry wy twa rza nia
ener gii elek trycz nej do 2020 ro ku
wg Po li ty ki Ener ge tycz nej z 2009 ro ku
Przygotowywane projekty inwestycyjne mają łącz-ną
moc kilkakrotnie prze kraczające potrze by. Do za-dań
krajowego planu inwestycyjnego, będącego
częścią wniosku o derogacje CO2 zostało zgłoszo-nych
około 300 projektów modernizacji i budowy
nowych jednostek wytwórczych (bez elektrowni wia -
trowych) o łącznej mocy około 28 tys. MW. Szanse
na realizację ma20-25% projektów związanych z bu-dową
nowych jednostek. Część firm już weryfikuje
swoje programy inwestycyjne, przedsta wiony przy-kładowo
program inwestycyjny PGE, jest już ogra-niczony
w stosunku do planów z 2010 roku.
Rozbudowa sieci przesyłowej ma zapewnić polskim
odbiorcom i wytwórcom efektywny udział weuropej-skim
rynku energii elektrycznej oraz możliwość przy-łączania
nowych jednostek, na ogół w innych loka-lizacjach
niż jednostki wycofywane z eksploatacji.
Wsieciach dystrybucyjnych, główne inwestycje są
zwią za ne z za pew nie niem mo żli wo ści roz wo ju
ge ne ra cji roz pro szo nej i za rzą dza nia po bo rem
przez konsumen tów.
Ana li zu jąc tyl ko po trze by, ra zem z na kła da mi
na sie ci, pol ska elek tro ener ge ty ka do 2020 ro ku
powinna zainwestować 240–280 mld zł. Takie na-kła
dy zbyt moc no ob cią ża ły by go spo dar kę, ko -
niecz ne bę dzie ich ogra ni cza nie. Praw do po dob -
nie na kła dy w elek tro ener ge ty ce do 2020 ro ku
bę dą na po zio mie 140–200 mld zł, za le żnie od
tempa rozwoju gospodarczego kraju. Część nakła-dów
mo że być po kry ta ze środ ków po mo co wych
Rysunek 10. Pro gram in we sty cyj ny PGE z 2010 ro ku

z Unii Europejskiej. Obecnie trwają prace nad bu-dże
tem UE na la ta 2014-2020 oraz nad po li ty ką
klima tyczną UE do 2050 roku. Konieczne jest więc
za bie ga nie o uwzględ nie nie po stro nie unij nych
wy dat ków bu dże to wych w la tach 2014–2020 re -
kompensat z tytułu wdrażania polityki klima tycz-nej.
Po nad to po wią za nie bez płat nych upraw nień
do emi sji CO2 otrzy ma nych w ra mach de ro ga cji
z za da nia mi in we sty cyj ny mi, mo że od cią żyć ce -
ny ener gii elek trycz nej o kosz ty ka pi ta ło we wy ni -
ka ją ce z na kła dów 15-25 mld zł.
Rysunek 11. Mo żli wo ści in we sty cyj ne
naj więk szych firm ener ge tycz nych
Wla tach 2012–2020 tylko najwięksi gracze na pol-skim
rynku elektroenergetycznym będą wstanie po-kryć
niezbędne nakłady inwestycyjne. Byłoby to mo-żliwe
przy utrzymaniu ren towności z lat 2009–2011
oraz wypła ty dywidend poniżej 1/3 zysku. Zakła-da
się, że oko ło 50% łącz nych na kła dów mo że być
pokryte finansowaniem dłużnym.
Znaczącą część nakładów pokrywają i będą pokry-wać
inne firmy energetyczne i autoproducenci.
Wzasadzie nie powinno być większych problemów
ze sfinansowaniem programów inwestycyjnych, ale
spowolnienie gospodarcze może znacznie obniżyć
możliwości finansowe. Ponadto istotne zmiany wre-gulacjach
i technologiach wprowadzają dodatko-we
ryzyka do sektora, który jeszcze 15 lat temu był
uzna wany za sektor nie wielkiego ryzyka.
IV. Ry zy ko re ali za cji
elek tro ener ge tycz nych pro jek tów
in we sty cyj nych
Elektroenergetyka jest jednym z najbardziej kapi-tałochłonnych
przemysłów o długim okresie zwro-tu
kapitału, wktórym od początku ryzykiem było uzy-skanie
wymaganych przychodów. Od początku
problemy z finansowaniem inwestycji istotnie wpły-wały
na kształt sektora. Wokresie podsta wowej elek-tryfikacji
w większości krajów, dla zmniejszenia ry-zy
ka in we sty cyj ne go, praw nie wpro wa dzo no
monopol jednej firmy na danym obszarze. Kilkadzie-siąt
lat rozwoju wwarunkach monopolu doprowa-dziło
do postrzegania sektora energetycznego jako
sektor nie wielkiego ryzyka, a firmy energetyczne po-zyskiwały
finansowanie ze wnętrzne z kosztami
zbliżonymi do bonów skarbu państwa. Uzyskanie
równowagi między podażą a popytem energii elek-trycznej
umożliwiło wprowadzanie elemen tów kon-ku
ren cji, po tem praw ne znie sie nie mo no po li.
Do elektroenergetyki wróciło ryzyko typowe dla in-nych
działalności o dużej kapitałochłonności. Dla
zapewnienia możliwości rozwoju wnowych warun-kach,
rozpoczęły się procesy koncen tracji wskali re-gionalnej,
a na wet globalnej. Kryzysy na przełomie
wie ków oraz konieczność zmian technologicznych
wymuszanych polityką ochrony klima tu spowodo-wały
zwiększenie ryzyka inwestycyjnego. Wtakich

warunkach procesy przygotowania i realizacji inwe-stycji
muszą być prowadzone niezwykle starannie.
Ryzyko inwestycyjne jest związane z wyborem tech-nologii,
uzyskiwaniem pozwoleń prawno-środowi-sko
wych, za pew nie niem fi nan so wa nia, wła ści -
wego wykonawstwa oraz uzyskaniem wymaganych
przychodów.
Wy bór tech no lo gii
Technologie elektroenergetyczne rozwijane przez kil-kadziesiąt
lat przeżywają obecnie kryzys. Techno-logie
spalające paliwa kopalne emitują CO2, uzna -
wany za główny gaz cie plarniany. Unijne plany
szybkiego opanowania technologii wychwytywania
i składowania CO2, nie przynoszą spodzie wanych
efektów. Energetyka jądrowa szuka rozwiązań, któ-re
pozwolą uniknąć zagrożeń awariami na wet wtak
nietypowych warunkach jak wFukushimie. Wwie-lu
krajach rozwijają się tylko źródła odna wialne,
wspierane bezpośrednio i pośrednio przez państwa.
WPolsce, zgodnie z globalnymi trendami, najszyb-ciej
rozwija się energetyka odna wialna. Są to tech-nologie
znacznie droższe od konwencjonalnych i wy-ma
ga ją sys te mów wspar cia. Obec ny sys tem
premiuje technologie o najniższych kosztach, czyli
biomasowe i lądowe wia trowe, przygotowywane
zmiany systemu mają umożliwić powsta wanie pi-lotowych
źródeł fotowoltaicznych i morskich elek-trowni
wia trowych. Ich rozwój wymusza rozbudo-wę
sieci przesyłowych, wtym linii transeuropejskich
do przesyłu energii elektrycznej na duże odległo-ści.
Rosnący udział źródeł odna wialnych będzie wy-muszał
włączanie ich w procesy dostosowywania
produkcji do zużycia i magazynowania energii,
zwłaszcza że będą się rozwijać niesterowalne mi-kroźródła
zainstalowane u odbiorców. Wymusi to
prze budowę sieci dystrybucyjnej i systemów pomia-rowych.
W obszarze odna wialnych źródeł energii
najpoważniejszym ryzykiem jest niedostosowa-nie
poziomu wsparcia do możliwości gospodarki.
Ponadto w Polsce konieczna jest wymiana znacz-nej
części węglowych jednostek wytwórczych, bę-dą
to nowoczesne elektrownie węglowe i gazowe
oraz jednostki skojarzone, głównie gazowe. Dla no-wych
elektrowni węglowych głównym ryzykiem jest
dalszy sposób wdrażania polityki klima tycznej
w UE, dla ga zo wych – koszt ga zu. Ener ge ty ka ją -
drowa wymaga jeszcze długiego okresu wstępnych
przy go to wań. W pro gno zach przy cho dów dla
elektrowni trze ba uwzględniać ryzyko niższej pro-dukcji
z tytułu rosnącego udziału energetyki od-na
wialnej i rozproszonej, częściowo re kompenso-wany
przychodami za usługi regulacyjne.
Aspek ty śro do wi sko we w przy go to wa -
niu bu do wy jed no stek ener ge tycz nych
Naterminowość realizacji programów inwestycyjnych
naj więk szy wpływ ma fa za przy go to waw cza,
awszczególności działania związane z uzyskiwaniem
pozwolenia na budowę. Dla większości inwestycji
energetyki za wodowej otrzymanie pozwolenia na bu-dowę
wymaga uzyskania administracyjnej decyzji
o środowiskowych uwarunkowaniach. Ubieganie się
o tę decyzję wiąże się z opracowaniem raportu
o oddziaływaniu przedsięwzięcia na środowisko
lub karty informacyjnej. Dodatkowo, postępowania
prowadzące do wydania decyzji środowiskowych są
bez ograniczeń otwarte dla społeczeństwa i dla or-ganizacji
ekologicznych, również z innych krajów.

Wkonse kwencji większość dużych projektów inwe-stycyjnych
ma istotne problemy wtej części fazy przy-gotowawczej.
Wydłużenia nie których projektów
z powodu najczęściej pona wianych tych samych skarg
i protestów na każdym etapie postępowań odwoław-czych
już dziś mo żna li czyć w la tach. Ta ki stan zdecy -
dowanie zagraża terminowości realizacji programów
inwestycyjnych wPolsce, zwłaszcza że implemen ta-cja
unijnych regulacji do polskiego pra wa nie za wsze
jest terminowa.
Fi nan so wa nie
Uproszczone analizy potencjału finansowego pol-skiej
elektroenergetyki wskazują na możliwość re-alizacji
wymaganych inwestycji. Obecnie głównie
są realizowane mniejsze zadania w wytwarzaniu
konwencjonalnym i zadania w odna wialne źródła
energii, które mają wsparcie regulacyjne i dotacyj-ne.
Sprawdzenie pełnych zdolności do sfinanso-wania
wymaganych zadań będzie dopiero przy za-mykaniu
finansowania jednostek 800–1000 MW.
WPolsce istnieją warunki do zapewnienia ryzyka
na poziomie akceptowalnym dla inwestorów i kre-dytodawców
na wet dla tak dużych jednostek.
Wy ko naw stwo
Zmiany w technologiach zwiększają ryzyko tech-niczne,
zwłaszcza w energetyce jądrowej (przedłu-żane
budowy bloków we Francji i Finlandii) czy
wielkich bloków węglowych (opóźnienia w Neu-rath
i Bełcha towie). Spiętrzenie realizacji wielu jed-nostek
w Polsce, planowanych do uruchomienia
w la tach 2016–2018 może utrudniać uzyskiwanie
optymalnych cen i dotrzymanie właściwego pozio-mu
technologicznego. Dodatkowo, polskie pra wo
za mó wień pu blicz nych utrud nia opty ma li za cję
wyboru dostawcy urządzeń i wykonawcy. Nie jest
jeszcze opanowana technologia CCS, ale na razie
regulacje nie wymagają jej wprowadzania.
Przy cho dy
Wzasadzie ryzyko uzyskania wymaganych przy-chodów
powinno być porównywalne z ryzykiem
uzyskania przychodów z innych działalności. Ce-ny
energii elektrycznej w Polsce są kształtowane
w wyniku gry konkurencyjnej, ale głównie na ryn-ku
kra jo wym, zbyt ma ły jest wpływ ryn ków są sied -
nich. W cią gu naj bli ższych trzech lat po wi nien dzia -
łać unij ny ry nek i ce ny po win ny być bar dziej
prze widywalne. Przygotowywane jest także pełne
uwolnienie cen w dosta wach do odbiorców domo-wych.
W rezultacie tych zmian, można zakładać,
że w 2015 roku ryzyko uzyskiwania przychodów
rynkowych będzie porównywalne do ryzyka w in-nych
kra jach UE. Unij nym pro blem sta je się szyb -
ko rosnący, znaczący udział energii z dotowanych
źródeł odna wialnych i rozproszonych.
Pod su mo wa nie
Przed elektroenergetyką, nie tylko polską, stoją po-ważne
wyzwania. Obecna polityka klima tyczna UE
zdecydowanie zwiększa koszty energii i produk-cji
towarów, obniżając konkurencyjność europej-skiej
gospodarki na globalnym rynku. Wzwiązku
z re gu la cja mi ener ge tycz no -kli ma tycz ny mi ko -
nieczne są re wolucyjne zmiany w stosowanych
w elektroenergetyce technologiach. Wymuszane są
dodatkowe inwestycje w obszarach zaopa trzenia
w surowce energetyczne, wytwarzania, przesyłu
i dystrybucji. Inwestycje te nie za wsze mają eko-

nomiczne uzasadnienie, a ich wartość mocno ob-ciąża
całą gospodarkę. Narzucane przez regulacje
tem po zmian oraz ter mi ny nie za wsze uwzględ nia -
ją realne możliwości gospodarek i sektorów ener-getycznych
krajów członkowskich. WPolsce ma-my
szan se spro stać obec nym wy zwa niom,
i przy odpowiednim wsparciu na poziomie krajo-wym
i unijnym, zrealizować w elektroenergetyce
program inwestycyjny o skali niespotykanej w hi-storii.
Kolejne zaostrzenia polityki klima tycznej UE mu-szą
być bardzo staranie przeanalizowane pod wzglę-dem
wpływu na gospodarki poszczególnych kra-jów,
dla ta kich kra jów jak Pol ska mu szą być
zaplanowane odpowiednie re kompensa ty.

Piotr D. Moncarz – profesor Uniwersytetu Stanforda, wiceprezes korporacji Exponent
Gaz łupkowy
– dlaczego z Północną Ameryką
Śro do wi ska ener ge tycz ne świa ta oraz spo łe czeń -
stwa świa do me pro gnoz zmian kli ma tycz nych
i środowiskowych jednoznacznie łączą te zja wiska
(często postrzegane jako groźne) z konsumpcją wę-gla
i paliw węglowodorowych. Nie jest rozwiąza-niem
pro ble mu za ło że nie, że jest on uro jo ny, bo wy -
starczy spojrzeć na piętrzące się wysiłki legislacyjne
i związane z nimi ogromne konse kwencje ekono-micz
ne, aby zro zu mieć, że bu si ness -as -usu al
w kon sump cji pa liw opar tych na wę glu jest już nie
do zaakceptowania. Jak się to ma do gazu ziem-ne
go ze złóż nie kon wen cjo nal nych, tj. przede
wszyst kim ga zu łup ko we go? Otóż, za stą pie nie
węgla kamiennego i brunatnego w produkcji ener-gii
elektrycznej gazem ziemnym obniża w znacz-nej
mierze ilość gazu cie plarnianego na kilowa to-go
dzi nę ener gii elek trycz nej po przez czyst sze
spalanie gazu ziemnego oraz mniejszą ilość ener-gii
zużytej dla wydobycia i transportu tego paliwa.
Ta ka po pra wa bi lan su ga zów cie plar nia nych
w sektorze energetycznym znakomicie wpływa
na ogólny bilans gazów cie plarnianych jak to wy-nika
ze schema tu na rysunku 1.
Rysunek 1. Europa – Środowisko a energia.
Gazy cieplarniane wg źródła ich wytwarzania
(bez transportu),
59.8
w EU-27
wysypiska
śmieci, 2.8 pozostałe, 0.2
przemysł, 8.5
rolnictwo, 9.2
transport, 19.5
Drugim aspektem oma wianym podczas tego wykła-du
jest stabilność ekonomiczna kraju związana z nie-upolitycznionym
dostępem do nośników energii do-energetyka

Rysunek 2. Sys tem do staw ga zu do Europy , mld m3
Norwegia Rosja
120
100 50
Trynidad
1
5
10
1
15
20
Nigeria
60 90 115 1 1135 12 25
Algieria Libia Egipt
starczanych ich potencjalnym użytkownikom po ce-nie
pozwalającej na ich opłacalne użycie. Gaz na -
turalny jest dopiero na trzecim miejscu nośników
energii używanych wPolsce, mimo atrakcyjnych cha-rakterystyk
środowiskowych i licznych atutów zwią-zanych
z energetyką rozproszoną. Położenie jego źró-deł
i struktura cen narzucana Polsce przez rynek
ze wnętrzny powodują, że rynek gazu na turalnego
wPol sce prze ży wa już od dwu dzie stu lat okres sta -
gna cji. Oba te ele men ty nie ule gną szyb kiej zmia -
nie przy zachowaniu statu s quo, jak to wy ni ka
z rysunków 2, 3 i 4. Poja wienie się gazu łupkowe-go
„ma de in Po land” w tej struk tu rze ryn ko wej mo -
głoby doprowadzić do drastycznej zmiany cen jak
i ilości gazu zużywanego przez gospodarkę polską.
200
200
130
Azerbejdżan
20
Irak
30
15
Turkmenistan
10
Iran
30
10
2 9
16
Katar, ZER, Jemen
10
Rysunek 3. Po li tycz ne uza le żnie nie UE
od do staw ców ga zu
570 mld m3
712 mld m3
59%
41%
75%
25%
import
wydobyciegazu ziemnego
w UE
2005 2015

500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Rysunek 4. Zużycie gazu naturalnego przez kraje UE
966
967
1965
968
969
970
971
972
973
974
975
976
977
978
979
980
981
982
983
984
985
986
987
988
989
990
991
992
993
994
995
996
997
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Technologie wydobycia gazu łupkowego to długi
okres rozwoju i ogromne inwestycje gospodarki
amerykańskiej. Gdy w la tach 70. bliskowschodni
dostawcy ropy zaczęli używać tego surowca jako
broni politycznej, Stany Zjednoczone spojrzały
na swoje konwencjonalne złoża gazu na turalnego
inaczej niż dotychczas, roz-ważając
ich wartość jako bu-for
prze ciw ko ta kim na ci -
skom. Rysunek 5 pokazuje,
że ta analiza zasobów i pro-dukcji
nie obiecywała pełne-go
bezpieczeństwa dostaw
gazu: malejące wielkości no-wych
odkryć i malejąca po-jemność
rezerw udokumen -
to wa nych spo wo do wa ły
konsternację wśród stra te-gów
ener ge tycz nych USA
i do pro wa dzi ła do de cy zji
rzą du Sta nów Zjed no czo -
Zjednoczone
Królestwo
Szwajcaria
Szwecja
Hiszpania
Słowacja
Portugalia
Polska
Norwegia
Holandia
Włochy
Irlandia
Włochy
Grecja
Niemcy
Francja
Finlandia
Dania
Czechy
Belgia
i Luksemburg
Austria
998
999
000
001
002
003
004
005
1
2
2
2
2
2
2
nych rozpoczęcia prac nad rozwojem technologii wy-dobycia
gazu łupkowego uważanego przez dziesię-ciolecia
za produkt uboczny i o małym znaczeniu.
To mia ło ulec zmia nie nie ja ko re zul tat wiel kie go od -
krycia czy wynalazku, ale jako systema tyczna re-alizacja
stra tegicznego planu narodowego. Tabela
przed sta wia hi sto rię roz wo ju za in te re so wa nia
gazem łup ko wym już w po ło wie XIX w. aż po je go
dzisiejszą rolę wekonomii amerykańskiej. Po ogrom-nych
inwestycjach B+R stymulowanych i wspiera-nych
finansowo przez kolejne rządy, w roku 1997
firma Mitchell Energy rozpoczęła komercyjną pro-dukcję
gazu z pokładów łupków gazowych.
Pierwszy komercyjny gaz łupkowy to rok 1998.
Od tego momen tu, po kilku la tach rozpędzania ko-mercyjnego
koła zamachowego wydobycia tego cen-nego
surowca, krzywa wzrostu produkcji wykazy-wa
ła al pej ską stro mi znę (rys. 7). Ta ki wzrost
produkcji wymagał ogromnej liczby nowych szybów:
trzynaście tysięcy rocznie (35 dziennie), w rezulta-cie
powodując wzrost szybów gazowych z 342 000
Rysunek 5. Gwałtowny wzrost wydobycia
gazu łupkowego w USA
Przewidywany wzrost produkcji gazu łupkowego w USA w mld m3
8,5
356,5
Udział gazu łupkowego w zaspokajaniu potrzeb USA
wzrośnie z 23% obecnie do 49% w 2030 r.
2000 2010 2020 2030
400
300
200
100
0
1

Tabela 1. Historia wydobycia gazu łupkowego w USA
1821 Wydobycie gazu łupkowego z pierwszego odwiertu gazu ziemnego
na skalę komercyjną w Stanach Zjednoczonych w miejscowości Fredo-nia
w sta nie No wy Jork.
1859 Edwin Drake dowodzi możliwości wydobycia ropy naftowej w większej
ilości, otwierając drogę dla amerykańskiego przemysłu naftowego.
Od lat sześć dzie sią tych XIX w.
do lat dwudziestych XX w.
Gaz ziemny, w tym również gaz z płytko położonych spękanych złóż
łupkowych o niskim ciśnieniu węglowodorów w basenie Appalachów
i Illinois, wykorzystywany jest wyłącznie w miejscowościach w okolicy
miejsc wydobycia.
La ta trzydzieste XX w. Powstaje technologia umożliwiająca układanie rurociągów o dużej
średnicy, dzięki czemu można przesyłać w dużej ilości gaz wydobywa-ny
ze złóż w głębi kon tynen tu i na południowym wschodzie do miast
na północnym wschodzie. Branża gazownicza rozwija się dynamicznie.
Pod ko niec lat czter dzie stych
XX w.
Pierwsze zastosowanie szczelinowania hydraulicznego do stymulacji
odwiertów wydobywczych ropy naftowej i gazu. Po raz pierwszy płyn
do szczelinowania wpompowano do odwiertu wydobywczego gazu
eksploatowanego przez Pan American Petroleum Corpora tion w hrab-stwie
Grant w sta nie Kan sas.
Po czą tek lat sie dem dzie sią tych
XX w.
Dynamiczny rozwój silników wgłębnych, kluczowego elemen tu tech-nologii
odwiertów kierunkowych. Potencjał wiercenia otworów kierun-kowych
rośnie przez kolejne trzy de kady.
Koniec lat siedemdziesiątych i po-czątek
lat osiemdziesiątych XX w.
W świetle obaw związanych z kurczeniem się zasobów gazu ziemnego
w USA powstaje federalny program badawczy, który umożliwia stwo-rzenie
metod szacowania ilości gazu w „nie konwencjonalnych złożach
gazu ziemnego” jak złoża łupkowe, gaz zamknięty w piaskowcach
i w pokładach węgla, a jednocześnie prowadzi do usprawnienia wydo-bycia
gazu z takich złóż. Głębiej położone skały łupkowe, jak złoże Bar-nett
w Tek sa sie i Mar cel lus w Pen syl wa nii, są już zna ne, ale ze wzglę du
na zasadniczo zerową prze puszczalność uznane za nieekonomiczne.
La ta osiemdziesiąte i początek lat
dzie więćdziesiątych XX w.
Dzięki zastosowaniu szczelinowania na większą skalę, dokładnej ana-lizy
złóż, odwiertów poziomych i niższych kosztów szczelinowania,
Mitchell Economy rozpoczyna ren towne wydobycie ze złoża Barnett.
2003 – 2004 Wy do by cie ga zu ze zło ża Bar nett prze kracza poziom wydobycia gazu
z płytko położonych złóż łupkowych w tradycyjnie eksploatowanych za-sobach
jak basen Appalachów w Ohio czy basen An trim w Michigan.
W Stanach Zjednoczonych ze skał łupkowych wydobywa się ok. 2 mld
stóp sześciennych gazu dziennie.
2005 – 2010 Wzrost wy do by cia ga zu ze zło ża skał łup ko wych Bar nett do ok. 5 mld
stóp sześciennych gazu dziennie. Początek zagospodarowania innych
ważniejszych złóż łupkowych w pozostałych basenach.
2010 Złoże Marcellus rozciąga się na znacznej części regionu środkowo-
-atlan tyc kiego i północno-wschodniego – blisko ośrodków miejskich
Wschodniego Wybrzeża o dużym zapotrze bowaniu na gaz ziemny
– i wedle szacunków za wiera niemal połowę zdatnego do wydobycia
gazu łupkowego.

bln m3
1.00
0.80
0.60
0.40
0.20
0.00
Rysunek 7. Bilans gazowy USA
wg szacunku z 1979 r.
uzupełnienie
wydobycie
1955
bln m3
9.00
8.00
7.00
6.00
5.00
1955
1960
1965
udokumentowane zasoby
1960
1965
Alaska
okręg North Slope
1970
1970
1975
1975
w ro ku 2000 do 510 000 w ro ku 2010 – wzrost
o 49%. Wzrost za trud nie nia zwią za ne go z wy do -
byciem gazu łupkowego przyjął również odpowied-nie
rozmiary: od 2009 r. do chwili obecnej w Pen-syl
wa nii – 39 tys. no wych miejsc pra cy, czy li
wzrost o 72%, w Pół noc nej Da ko cie – 22 tys., czy -
li 172%. Do te go do -
cho dzą eta ty
niezwiązane bezpo-śred
nio z wier ce -
niem i szcze li no wa -
niem, jak np.
dosta wy ma teriałów,
żywności, noc legów.
Gaz łup ko wy osią -
gnął po ziom 23%
kon sump cji ga zu
w USA, z prze wi dy -
wa nym wzro stem
do 49% w ro ku
2030.
Stany Zjednoczone i Kanada stały się głównym źró-dłem
technologii gazu łupkowego wświecie. Mapa
USA to dziś wielkie ziden tyfikowane i w znacznej
mierze eksploatowane obszary gazonośnych łupków
(rys. 8). Celowo przedsta wiona na tym rysunku
wprzybliżonej skali mapa Polski pozwala szybko zro-zumieć,
że doświadczenie amerykańskie oparte
jest na praktycznych projektach pokrywających
swym obszarem wielokrotność obszaru Polski.
Zakładając przez moment wbrew głosom sceptyków
i ostrożnie podchodząc do ponad-optymistycz-nych
głosów hurraen tuzjastów, że Polska posiada for-macje
geologiczne o wysokim poziomie za wartości
gazu ziemnego, należy się zastanowić, jaka jest naj-efektywniejsza
forma szczegółowego rozpoznania tych
złóż i uruchomienia optymalnej ich eksploatacji. Na-stępnym
zagadnieniem, przed którym stanie kraj
wmomencie dostępu do bezpiecznych dostaw ga-zu
po cenach konkurencyjnych z innymi nośnika-mi
energii, będzie ustalenie racjonalnej gospodar-ki
wydobywanym gazem. Choć temat ten wymaga
Rysunek 8. Zło ża ga zu łup ko we go USA i Pol ski, ma py w po dob nej ska li

już dziś szczegółowych i systema tycznych prac, aby
nie stanąć wob liczu odkrytej i gotowej do konsump-cji
gazowej „góry złota” bez przygotowanej infrastruk-tury
zarówno polityczno-ekonomicznej jak i tech-nologicznej,
nie jest on jednak częścią tego wykładu,
którego celem jest przedsta wienie zarysu rozwoju
technologii gazu łupkowego w USA i w Kanadzie
i sposobu, wjaki Polska może skorzystać z tych do-świadczeń.
Wykład ten sugeruje, że inwestycje
firm z USA i Ka na dy w pol ski gaz łup ko wy to dla
Polski wartość znacznie większa niż bezpośrednio
zainwestowane pieniądze.
Gwałtowny rozwój przemysłu gazu łupkowego
w Stanach Zjednoczonych stworzył wielką szan-sę
przed najbardziej energochłonną gospodarką
świa ta: liczne nowe miejsca pracy, znaczny wzrost
przychodów podatkowych, a także przejście z roli
bilansowego importera energii do netto eksporte-ra
– różnica około pół biliona dolarów rocznie. To
spektakularne osiągnięcie energetyki amerykań-skiej
jest wynikiem wieloletnich inwestycji, czynio-nych
głównie przez amerykańskie agencje rządo-we,
w roz wój tech ni ki iden ty fi ka cji za so bów
i tworzenia ich map, technologii wierceń poszuki-wawczych
i systemów produkcyjnych. Dziś, oko-ło
40 lat od roz po czę cia te go ogrom ne go wy sił ku
B+R i około dwunastu lat doświadczenia wkomer-cyjnej
produkcji gazu z łupków, Stany Zjednoczo-ne
są świa towym liderem w dziedzinie technolo-gii
i know -how gazu łupkowego, jego eksploracji
i wiel ko ści wy do by cia. Naj lep szą stra te gią ka -
żdego kraju wchodzącego dziś na rynek gazu łup-kowego
najprawdopodobniej byłoby połączenie sił
własnych firm i instytutów B+R ze świa towymi li-derami
tego przemysłu z USA i Kanady. Każdy no-wy
potencjalny producent gazu łupkowego, który
nie wy ko rzy stu je tej ście żki, sta wia swój kraj
przed perspektywą spowolnionego rozwoju tego
przemysłu, podwyższenia kosztów jego tworzenia
i zwiększenia ryzyka szkód ekologicznych.
Polska wiąże wielkie nadzieje ze swymi złożami ga-zu
łupkowego. Kraj wszedł w okres wzrastającego
pędu odwiertów i badań iden tyfikujących charak-terystyki
złóż. Proces ten odbywa się przy wiodą-cym
udziale firm północno-amerykańskich – zja -
wisko napa wające nadzieją na sprawny prze bieg
poszukiwań a następnie szybkie przejście do fa-zy
pro duk cyj nej. Jest to wła ści wy mo ment, aby stać
się partnerem tych zagranicznych podmiotów ko-mercyjnych
i sięgnąć w ten sposób do ich sta te -of -
-the -art wiedzy i zdobyć dostęp do najlepszych
technologii i urządzeń pracujących dziś w świecie.
Proces ten będzie tworzył szczególnie korzystne dla
Pol ski wy ni ki go spo dar cze, je śli pol skie fir my,
od tych największych w przemyśle ropy i gazu, na-leżących
do Skarbu Państwa, do średnich i małych,
będą zachęcane poprzez właściwe usta wodawstwo
i politykę gospodarczą kraju, do tworzenia spółek
i związków z amerykańskimi partnerami stra tegicz-nie
zain teresowanymi polskim rynkiem. Zagranicz-ne
technologie gazu łupkowego i rynek kapitało-wy
za in te re so wa ny roz wo jem te go prze my słu
w Eu ro pie, to uni kal na szan sa dla pol skich firm go -
towych do wprowadzenia swoich innowacyjnych
produktów i rozwiązań technologicznych związa-nych
z tym przemysłem – początkowo na rynek pol-ski,
wnastępnie na rynek świa towy. Przykładem po-ten
cjal nych ob sza rów współ pra cy są wszel kie
elemen ty związane z dokumen tacją złóż i planów
ich zagospodarowania, np. mapy kompleksowej in-formacji
geologicznej, ekologicznej, legislacyjnej
i własnościowej, technologie procesu eksploracji

i pro duk cji, np. prop pan ty1 nie zwy kłej ja ko ści
z gwa ran to wa ną nieza wodnością dostaw i ceną kon-kurencyjną
do niższej jakości produktów obecnie
używanych (rys. 9), nowe, mniej wodochłon ne roz -
wiązania technologii szczelinowania, technologie
przechwytywania, uzdatniania i ponownego uży-wania
wód technologicznych, technologie oczysz-czania
wydobytego gazu i jego transportu, a także
uła twiające procesy biznesowe schema ty admini-stracyjne
i finansowe obejmujące działania od po-szukiwań
i rozpoznania złóż po sprzedaż gazu. Ta
szansa na przełomowe zmiany w polskiej struktu-rze
do staw ga zu i idą ce za ni mi zmia ny w ca łej ener -
getyce polskiej, wymagać będzie przełomowych roz-wiązań
w wielu innych dziedzinach w tym również
we wszystkich procedurach legislacyjnych de finiu-jących
wymagania prawne, administracyjne i śro-dowiskowe
związane z gazem łupkowym.
Polskie aspiracje osiągnięcia odpolitycznienia do-staw
gazu na turalnego, a jednocześnie wykorzysta-nia
go jako ważnego źródła dochodu narodowego
są na poziomie historycznych przedsięwzięć naro-do
wych. Stąd też wy da je się być za sad nym ocze -
kiwanie od rządu Polski i od władz regionalnych,
że skoncen trują swą szczególną uwagę na wszyst-kich
tych ele men tach, któ re mo gły by stać na prze -
szkodzie szybkiego i możliwie najbardziej ekono-micznego
wydobycia gazu łupkowego w objętości
o istotnym znaczeniu gospodarczym. Przykładem
usuwania takich barier mogą być: przyspieszenie
obsługi wniosków koncesyjnych i szybsze rozpa -
trywanie planów operacyjnych przedsta wianych
miejscowym agencjom; szybsze podejmowanie de-cyzji
Rysunek 9. Potencjał produkcji proppantów
ceramicznych według polskiej technologii
i surowców
Większa głębokość wymaga silniejszego proppantu
Polska
USA
wymagany opór cieplny
Numer normy: PN-EN ISO 13503-2:2010
Tytuł: Przemysł naftowy i gazowniczy – Płyny i materiały
do dowiercania złóż Część 2: Pomiary właściwości materiałów
podsadzkowych używanych podczas zabiegów hydraulicznego
szczelinowania oraz wykonywania obsybki żwirowej.
Licencjobiorca LST CAPITAL SA
Proppanty ceramiczne (ceramic proppants*)
glina + boksyty → proppanty ceramiczne
* Proppan ty ceramiczne (ceramic proppants) są produkowane na bazie na -
turalnych surowców (iły, boksyty, kaolin) mają neutralny wpływ na środo-wisko.
Ich odporność na działania skrajnych czynników fizyko-chemicz-nych
takich jak tempera tura i ciśnienie, a jednocześnie gwarancja szybszego
wydobycia gazu czy ropy naftowej to dodatkowe atuty korzystnie wpływają-ce
na środowisko na turalne.
dotyczących zmian w poprzednio wydanych
głębokość
licencjach/pozwoleniach, gdy nieocze kiwane wa-runki
geologiczne ich wymagają; stosowanie pra -
wa i prze pisów mówiących o ochronie środowiska
związanej z gazem łupkowym stosowanych przez
kraje o zaawansowanym doświadczeniu na tym po-lu;
a dopiero po ze braniu własnych doświadczeń
praktycznych – formułowanie pra wa i prze pisów
polskich.
Świa towi eksperci gazu ziemnego ze źródeł nie kon-wencjonalnych
często podkreślają, że Polska ma
szansę stać się ważnym producen tem gazu łupko-
1 Proppant – materiał podsadzkowy (np. piasek, ceramika), produkt niezbędny w procesie szczelinowania hydraulicznego do
wydobywania gazu łupkowego i ropy naftowej ze skał łupkowych.

we go. Jest jesz cze zbyt wcze śnie, aby po wie dzieć,
które technologie produkcji będą najbardziej efek-tyw
ne w geo lo gii złóż pol skich, na le ży jed nak
uznać, że każda zwłoka w ich eksploracji odracza
da tę komercyjnie opłacalnej produkcji gazu. Na-leży
przyjąć, że wysokie zaangażowanie polskich
firm we współpracę z międzynarodowymi lidera-mi
obecnymi dzisiaj na polskim rynku zwiększa po-tencjał
na pozyskanie przez Polskę wartości z eks-ploatacji
swoich złóż prze kraczających wartość
bez po śred nich oszczęd no ści wy ni ka ją cych ze
zmniejszonych wydatków na import gazu.

Z e s z y t y B R E - C A S E
1 Absorpcja kredytów i pomocy zagranicznej w Polsce w la tach 1989-1992
2 Absorpcja zagranicznych kredytów inwe stycyjnych w Polsce z perspek tywy pożyczkodawców i pożyczkobiorców
3 Rozliczenia de wizowe z Rosją i innymi re publikami b. ZSRR. Stan obecny i perspek tywy
4 Rynkowe mechanizmy racjonalizacji użytkowa nia energii
5 Restrukturyzacja finansowa polskich przedsiębiorstw i banków
6 Sposoby finansowa nia inwe stycji w tele komu nikacji
7 Informacje o bankach. Możliwości zastosowa nia ra tingu
8 Gospodarka Polski w la tach 1990 – 92. Pomiary a rzeczywistość
9 Restrukturyzacja finansowa przedsiębiorstw i banków
10 Wycena ryzyka finansowe go
11 Majątek trwały jako zabezpieczenie kredytowe
12 Polska droga restrukturyzacji złych kredytów
13 Prywa tyzacja sektora bankowe go w Polsce - stan obecny i perspek tywy
14 Etyka biznesu
15 Perspek tywy bankowości inwe stycyjnej w Polsce
16 Restrukturyzacja finansowa przedsiębiorstw i portfeli trudnych kredytów banków komercyjnych
(podsumowa nie skutków usta wy o restrukturyzacji)
17 Fundusze inwe stycyjne jako instrument kreowa nia rynku finansowe go w Polsce
18 Dług publiczny
19 Pa piery wartościowe i derywa ty. Procesy se kurytyzacji
20 Obrót wierzytelnościami
21 Rynek finansowy i kapitałowy w Polsce a regulacje Unii Europejskiej
22 Nadzór właścicielski i nadzór bankowy
23 Sanacja banków
24 Banki zagraniczne w Polsce a konkurencja w sek torze finansowym
25 Fi nansowa nie projektów ekologicznych
26 Instrumen ty dłużne na polskim rynku
27 Obligacje gmin
28 Sposoby zabezpieczania się przed ryzykiem nie wypłacalności kon trahen tów
Wydanie specjalne Jak dokończyć prywa tyzację banków w Polsce
29 Jak rozwiązać problem finansowa nia bu downictwa mieszkaniowe go
30 Scenariusze rozwoju sektora bankowe go w Polsce
31 Mieszkalnictwo jako problem lokalny
32 Doświadczenia w restrukturyzacji i prywa tyzacji przedsiębiorstw w krajach Europy Środkowej
33 (nie ukazał się)
34 Rynek inwe stycji energooszczędnych
35 Globalizacja rynków finansowych
36 Kryzysy na rynkach finansowych – skutki dla gospodarki polskiej
37 Przygotowa nie polskiego systemu bankowe go do liberalizacji rynków kapitałowych
38 Docelowy model bankowości spółdzielczej
39 Czy komercyjna instytucja finansowa może skutecznie realizować politykę gospodarczą państwa?
40 Perspektywy gospodarki światowej i polskiej po kryzysie rosyjskim
41 Jaka reforma podatkowa jest potrzebna dla szybkiego wzrostu gospodarczego?
42 Fundusze inwestycyjne na polskim rynku – znaczenie i tendencje rozwoju
43 Strategia walki z korupcją – teoria i praktyka
44 Kiedy koniec złotego?
45 Fuzje i przejęcia bankowe
46 Budżet 2000
47 Perspektywy gospodarki rosyjskiej po kryzysie i wyborach
48 Znaczenie kapitału zagranicznego dla polskiej gospodarki
49 Pierwszy rok sfery euro – doświadczenia i perspektywy
50 Finansowanie dużych przedsięwzięć o strategicznym znaczeniu dla polskiej gospodarki
51 Finansowanie budownictwa mieszkaniowego
52 Rozwój i restrukturyzacja sektora bankowego w Polsce – doświadczenia 11 lat
53 Dlaczego Niemcy boją się rozszerzenia strefy euro?
54 Doświadczenia i perspektywy rozwoju sektora finansowego w Europie Środkowo-Wschodniej
55 Portugalskie do świad cze nia w restrukturyzacji i prywatyzacji banków
56 Czy warto liczyć inflację bazową?
57 Nowy system emerytalny w Polsce – wpływ na krótko- i długoterminowe perspektywy gospodarki i rynków finansowych
58 Wpływ światowej recesji na polską gospodarkę
59 Strategia bezpośrednich celów inflacyjnych w Ameryce Łacińskiej
59/a Reformy gospodarcze w Ameryce Łacińskiej
60 (nie ukazał się)

Z e s z y t y B R E - C A S E
61 Stan sektora bankowego w gospodarkach wschodzących – znaczenie prywatyzacji
62 Rola inwestycji zagranicznych w gospodarce
63 Rola sektora nieruchomości w wydajnej realokacji zasobów przestrzennych
64 Przyszłość warszawskiej Giełdy Papierów Wartościowych
65 Stan finansów publicznych w Polsce – konieczność reformy
66 Polska w Unii Europejskiej. Jaki wzrost gospodarczy?
67 Wpływ sytuacji gospodarczej Niemiec na polską gospodarkę
68 Konkurencyjność reform podatkowych – Polska na tle innych krajów
69 Konsekwencje przystąpienia Chin do WTO dla krajów sąsiednich
70 Koszty spowolnienia prywatyzacji w Polsce
71 Polski sektor bankowy po wejściu Polski do Unii Europejskiej
72 Reforma procesu stanowienia prawa
73 Elastyczny rynek pracy w Polsce. Jak sprostać temu wyzwaniu?
74 Problem inwestycji zagranicznych w funduszu emerytalnym
75 Funkcjonowanie Unii Gospodarczej i Walutowej
76 Konkurencyjność sektora bankowego po wejściu Polski do Unii Europejskiej
77 Zmiany w systemie polityki monetarnej na drodze do euro
78 Elastyczność krajowego sektora bankowego w finansowaniu MSP
79 Czy sektor bankowy w Polsce jest innowacyjny?
80 In tegracja europejskiego rynku finansowe go – Zmiana roli banków krajowych
81 Absorpcja funduszy strukturalnych
82 Sekurytyzacja aktywów bankowych
83 Jakie reformy są potrzebne Polsce?
84 Obligacje komunalne w Polsce
85 Perspektywy wejścia Polski do strefy euro
86 Ryzyko inwestycyjne Polski
87 Elastyczność i sprawność rynku pracy
88 Bułgaria i Rumunia w Unii Europejskiej – Szansa czy konkurencja dla Polski?
89 Przedsiębiorstwa sektora prywatnego i publicznego w Polsce (1999–2005)
90 SEPA – bankowa rewolucja
91 Energetyka-polityka-ekonomia
92 Ryzyko rynku nieruchomości
93 Wyzwania dla wzrostu gospodarczego Chin
94 Reforma finans6w publicznych w Polsce
95 Inflacja – czy mamy nowy problem?
96 Zaburzenia na światowych rynkach a sektor finansowy w Polsce
97 Stan finansów ochrony zdrowia
98 NUK - Nowa Umowa Kapitałowa
99 Rozwój bankowości transgranicznej a konkurencyjność sektora bankowego w Polsce
100 Kryzys finansowy i przyszłość systemu finansowego
101 Działalność antykryzysowa banków centralnych
102 Jak z powodzeniem wejść do strefy euro
103 Integracja rynku finansowego po pięciu latach członkostwa Polski w Unii Europejskiej
104 Nowe wyzwania w zarządzaniu bankami w czasie kryzysu
105 Cre dit crunch w Polsce?
106 System emerytalny. Finanse publiczne. Długookresowe cele społeczne
107 Finanse publiczne w krajach UE. Jak posprzątać po kryzysie (cz. 1)
108 Finanse publiczne w krajach UE. Jak posprzątać po kryzysie (cz. 2)
109 Kryzys finansowy – Zmiany w regulacji i nadzorze nad bankami
110 Kryzys fiskalny w Europie – Strategie wyjścia
111 Banki centralne w zarządzaniu kryzysem finansowym – Strategie wyjścia
112 Go spo darka nisko emisyjna – czy po trzeb ny jest Plan Marshal la?
113 Reformy emerytalne w Polsce i na świecie widziane z Paryża
114 Dostosowa nie fiskalne w Polsce w świetle konstytucyjnych i usta wowych progów ostrożnościowych
115 Strefa euro – kryzys i drogi wyjścia
116 Zróżnicowanie polityki fiskalnej w trakcie kryzysu lat 2007–2009 i po kryzysie116.
117 Perspektywy polskiej gospodarki w latach 2012–2013
118 Problemy fiskalne w czasach malejącego popytu i obaw o wysokość długu publicznego
119 Kondycja banków w Europie i Polsce. Czy problemy finansowe inwestorów strategicznych wpłyną na zaostrzenie polityki kredytowej
w spółkach -córkach w Polsce
120 Zmiany regulacji a rozwój sektora bankowego
121 Scenariusze energetyczne dla Polski

BRE-CASE Seminarium 121 - Scenariusze energetyczne dla Polski

Empfohlen

Empfohlen

Weitere ähnliche Inhalte

Was ist angesagt?

Was ist angesagt? (20)

Andere mochten auch

Andere mochten auch (20)

Ähnlich wie BRE-CASE Seminarium 121 - Scenariusze energetyczne dla Polski

Ähnlich wie BRE-CASE Seminarium 121 - Scenariusze energetyczne dla Polski (20)

Mehr von CASE Center for Social and Economic Research

Mehr von CASE Center for Social and Economic Research (20)

BRE-CASE Seminarium 121 - Scenariusze energetyczne dla Polski