Wprowadzenie
    Polska, jako członek wspólnoty europejskiej, jest zobowiązana do wdrażania ambitnych celów polityki klimatycznej Unii Europejskiej, która tylko w niewielkim stopniu uwzględnia specyfikę naszej elektroenergetyki, opartej na węglu. Poza tym – chodzi tu o derogacje – uwzględnia ją tylko przejściowo i w ograniczonym zakresie, wprowadza bowiem tylko czasowe złagodzenie drastycznych wymagań. Tymczasem problem odtwarzania i budowy nowych mocy wytwórczych i groźba niedoborów energii, mimo spadku tempa wzrostu krajowej gospodarki i produkcji energii elektrycznej w latach 2007-2009, nie znika, jedynie nieco się łagodzi i przesuwa na lata późniejsze.
    Krajowe i działające w Polsce zagraniczne koncerny energetyczne stają więc przed koniecznością inwestowania w nowe źródła wytwórcze i tu pojawia się pytanie, w jakie technologie inwestować.  Wyboru tego muszą dokonać w świetle obowiązującego od grudnia 2008 roku pakietu klimatyczno-energetycznego Unii Europejskiej, określanego skrótowo „3 x 20”. Mało tego, jesteśmy świadkami ciągłego zaostrzania norm emisyjnych, a zmniejszenie stopnia „uwęglenia” energetyki to już tendencja dominująca i trwała w Europie. Zmieniające się regulacje unijne stanowią więc istotny czynnik ryzyka  w strategiach rozwoju koncernów energetycznych, a dotyczy to w największym stopniu inwestycji w źródła  oparte na technologii węglowej.
    Mając na względzie przede wszystkim niższą emisyjność źródeł opalanych gazem, ale także niższe nakłady inwestycyjne, krótki czas budowy i właściwości techniczno-ruchowe, wydaje się, ze powinny one w obecnej sytuacji odgrywać znaczącą rolę w pokrywaniu rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną w kraju. Elektrownie gazowe wydają się być konieczne również dla zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego w warunkach wzrostu udziału odnawialnych źródeł energii (głównie elektrowni wiatrowych) w krajowej produkcji energii elektrycznej.
    Pozwoli to na zmianę dotychczasowej, niekorzystnej monostruktury węglowej krajowej elektroenergetyki. Wprawdzie trudno będzie osiągnąć strukturę paliwową elektroenergetyki Unii Europejskiej, gdzie 46% energii elektrycznej jest wytwarzane bez emisji CO₂ (30% z energii jądrowej i 16% ze źródeł odnawialnych, rys.1), niemniej każda zmiana w kierunku zwiększenia udziału energii produkowanej bez, lub przy ograniczonej emisji CO₂ , jest pożądana.

Rys. 1. Struktura paliwowa elektroenergetyki Unii Europejskiej, wg [1].

Źródła gazowe
    Dzięki importowi dodatkowych ilości gazu do Polski, w tym wkrótce gazu skroplonego LNG oraz perspektywy wydobycia krajowego gazu łupkowego, możliwy jest w nadchodzących latach znacznie szerszy rozwój energetyki opartej właśnie na tym surowcu. Warto tu  zwrócić uwagę na wywiad, jakiego udzielił dla „Pulsu Biznesu” wiceprezes Gazpromu Aleksander Miedwiediew. Uważa on, że Polska mogłaby osiągnąć cele dotyczące redukcji emisji postawione przez UE o wiele szybciej, jeżeli do produkcji energii elektrycznej zastąpiłaby węgiel gazem. Wskazał on także na perspektywę obniżki cen gazu dla Polski, gdyż  w umowie z PGNiG zawartej w zeszłym roku jest przewidziana taka możliwość. Aktualnie w elektrowniach i elektrociepłowniach opalanych gazem  jest zainstalowanych w Polsce ok. 800 MWe, co daje ok. 3%-owy udział w strukturze paliwowej produkcji krajowego sektora wytwarzania energii elektrycznej, podczas gdy w Unii Europejskiej udział ten jest na poziomie 20% (rys. 1).
    Elektrownie opalane gazem były w ostatnich latach bardzo dynamicznie rozwijane i szeroko wprowadzane do systemów elektroenergetycznych wielu krajów, zwłaszcza uprzemysłowionych. Podstawowym walorem gazu w świetle pakietu klimatyczno-energetycznego UE jest niska emisyjność. Emisja CO₂ na jednostkę produkowanej energii w układach gazowych wynosi ok. 640 kg/MWh, zaś w układach kombinowanych gazowo-parowych nawet ok. 420 kg/MWh [1], jest więc o 40 do 55% niższa od emisji z elektrowni opalanych węglem. Niższa jest też emisja związków azotu, znika problem emisji związków siarki i pyłów. Relatywnie niski koszt inwestycyjny oraz krótki czas budowy (zwykle do 36 miesięcy, czyli o dwa-trzy lata krócej niż w przypadku elektrowni węglowej) stwarza mniejsze ryzyko dla inwestora. Istotną zaletą jest także najwyższa spośród elektrowni spalających paliwa organiczne sprawność netto (do 60% przy wytwarzaniu tylko energii elektrycznej oraz ok. 90% przy wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu). Nie bez znaczenia są też właściwości eksploatacyjne elektrowni gazowych: szybkość zmian obciążenia i krótki czas rozruchu, co jest istotne w warunkach nieuchronnego wzrostu udziału niestabilnych pod względem produkcji elektrowni wiatrowych w krajowym systemie elektroenergetycznym.
    Stąd też, mimo znanych zagrożeń (ryzyko cen gazu, uzależnienie od zewnętrznych źródeł zaopatrzenia), przewiduje się dalszy wzrost ich udziału  w produkcji energii elektrycznej w Unii Europejskiej. W 2010 roku w całej Unii przybyło blisko 53 GW nowych mocy, w tym największy udział, bo aż ponad 28 GW miały elektrownie opalane gazem (na drugim miejscu była fotowoltaika – 12 GW, a na trzecim energetyka wiatrowa – 9,3 GW).
    O planach budowy w kraju elektrowni opalanych gazem informują od pewnego  czasu polskie grupy: PGE, Energa i Tauron,  działające w Polsce zagraniczne koncerny energetyczne,  a także firmy spoza branży: PKN Orlen, KGHM,  ZA Puławy, ZA Tarnów-Mościce.
    Najbardziej zaawansowany jest projekt bloku gazowo-parowego klasy 400 MW w Stalowej Woli (wspólne przedsięwzięcie grupy Tauron i PGNiG). Zarząd PGE podjął w maju ubiegłego roku decyzję o rozpoczęciu fazy przygotowawczej inwestycji w Zespole Elektrowni Dolna Odra, obejmującej budowę dwóch kondensacyjnych bloków gazowo-parowych o mocy ok. 460 MWe każdy w Elektrowni Dolna Odra oraz budowę bloków kogeneracyjnych o mocy elektrycznej 238 MWe i mocy cieplnej 170 MWc w EC Pomorzany (a w przyszłości także w EC Bydgoszcz i EC Gorzów Wlkp.). Nowe bloki w Elektrowni Dolna Odra zastąpić mają wyeksploatowane  bloki węglowe nr 1-4. W dniu 31 maja 2011 r.  PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, Zakłady Azotowe „Puławy” oraz Vattenfall Generation Polska podpisały trójstronną umowę o przeniesieniu praw do projektu, budowy i eksploatacji elektrowni/elektrociepłowni gazowej o mocy 840 MWe (w związku z planowanym wycofaniem się firmy Vattenfall z działalności w Polsce). Grupa Energa wspólnie z irlandzką firmą ESB planuje wybudowanie w Grudziądzu elektrowni gazowo-parowej o mocy ok. 800 MWe. Przyjęta przez grupę Tauron w kwietniu br. strategia korporacyjna zastępuje planowany blok węglowy 800 MWe w Elektrowni Blachownia  blokiem gazowo-parowym (z udziałem partnera strategicznego KGHM Polska Miedź).
    PKN Orlen szuka partnera finansowego lub branżowego do budowy we Włocławku bloku gazowo-parowego o mocy 420÷490 MWe, dla którego koncern uzyskał w marcu 2010 roku warunki przyłączeniowe od PSE Operator. Kontrakt z wykonawcą inwestycji ma być podpisany w III kwartale bieżącego roku, a elektrownia ma być oddana do użytku na przełomie 2014 i 2015 roku.
    Dalkia Polska przygotowuje projekty budowy małych instalacji kogeneracyjnych (maksymalnie o mocy 10 MWe), bowiem przy obecnym systemie wsparcia kogeneracji źródła będą wymiarowane tak, aby pracowały cały rok, a nie tylko w sezonie grzewczym.
    Z kolei, dla poprawienia stabilności  pracy systemu elektroenergetycznego, PSE Operator  planuje budowę szczytowych elektrowni gazowych o łącznej mocy  600 MWe w źródłach co najmniej 50 megawatowych (głównie w północno-wschodniej części Polski).
    Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) oczekuje od potencjalnych inwestorów deklaracji dotyczących zapotrzebowania na paliwo gazowe w celu zbilansowania zapotrzebowania w perspektywie do 2020 roku, szacując ze swej strony możliwość budowy 3,5÷4 GW nowych mocy na gazie, co pozwoliłoby na zwiększenie udziału gazu w strukturze paliwowej („energy mix”) krajowej elektroenergetyki do poziomu nawet 15÷17,5%.

Zasoby rodzimych paliw (głównie węgla kamiennego i brunatnego) decydują o tym, że Polska jest dziś w gronie najbardziej bezpiecznych energetycznie krajów UE.

Odnawialne źródła energii
    Konieczność intensywnego rozwoju źródeł energii bez emisji CO2, w tym głównie odnawialnych źródeł energii (OŹE) nie budzi dziś żadnych wątpliwości. W warunkach Polski największe możliwości tkwią w rozwoju elektrowni wiatrowych oraz biomasowych i biogazowych.
    Szacunki specjalistów wskazują na możliwość zainstalowania w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym do 2020 roku ok. 7000 do 11000 MW mocy w elektrowniach wiatrowych (PSEW mówi nawet o 13000 MW). Przyrost nowych mocy elektrowni wiatrowych w Polsce był w minionych dwóch latach znaczący i łączna moc zainstalowana osiągnęła w styczniu 2011 roku poziom 1080 MW. Podpisane umowy oraz wydane już przez PSE Operator warunki przyłączenia do sieci opiewają na kilkanaście tysięcy MW. W zależności od stopnia realizacji tych zamierzeń można oczekiwać w 2020 roku wolumenu produkcji energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych w przedziale 12,5÷17,5 TWh rocznie. 
    Biomasa oraz biogaz przedstawiają sobą w warunkach Polski największy potencjał do wykorzystania w produkcji „zielonej” energii. Stąd zrozumiałe zainteresowanie krajowej elektroenergetyki technologiami umożliwiającymi współspalanie biomasy z węglem w istniejących kotłach energetycznych. Jest ono aktualnie realizowane w ok. 20 krajowych elektrowniach i elektrociepłowniach. Mimo iż wciąż jeszcze ilość biomasy zużywana w elektroenergetyce jest stosunkowo mała, już jest powodem zakłóceń na rynku dostaw.
    Konieczny jest więc intensywny rozwój energetyki odnawialnej, wykorzystującej przede wszystkim biomasę z upraw rolniczych (agroenergetyki), czyli tworzenie perspektyw dla pozyskiwania oczekiwanych ilości i jakości biomasy [6]. Przeważają przy tym poglądy, że biomasa – jeśli ma być spalana – to raczej w małych rozproszonych źródłach do tego przystosowanych, czyli powinna stanowić 100% masy paliwa, nie zaś kilkuprocentową frakcję. Wydaje się też, że biomasa powinna być raczej przetwarzana na biogaz/bioetan, bowiem w kogeneracyjnych źródłach biogazowych (agregatach kogeneracyjnych spalinowych) jest szansa na użyteczne wykorzystanie 85% energii paliwa biogazowego.
    Wykorzystanie ok. 1 mln hektarów nieużytków (ok. połowy krajowych nieużytków) pod uprawy roślin energetycznych, z przeznaczeniem na produkcję biogazu pozwoliłoby uzyskać co najmniej ok. 60 TWh energii w paliwie pierwotnym (szacunki prof. J. Popczyka są nawet wyższe, ok.  80 MWh/ha [6]), czyli ok. 20 TWh energii elektrycznej i w skojarzeniu ok. 30 TWh ciepła (w przypadku wystąpienia zapotrzebowania na ciepło). Oznaczałoby to potrzebę zainstalowania ok. 2500 MWe mocy w agregatach kogeneracyjnych. Program „Innowacyjna Energetyka – Rolnictwo Energetyczne”  przyjęty w Ministerstwie Gospodarki 9 lipca 2009 r., zakładający budowę do 2020 roku średnio jednej biogazowni w każdej gminie (w Polsce jest 2489 gmin), wydaje się bardzo ambitny, ale  jego realizacja choćby w połowie, może dać ok. 10 TWh energii elektrycznej z biomasy w 2020 roku. Zintegrowanie działań w zakresie upraw roślin energetycznych oraz technologii ich przetwarzania na energię użytkową w małych źródłach rozproszonych powinno zmniejszyć ilość obszarów wyłączonych z użytkowania rolniczego, zaktywizować lokalne społeczności do działalności gospodarczej i  w efekcie zwiększyć liczbę miejsc pracy.
    Reasumując, możliwe jest – według szacunków autora – uzyskanie w kraju w 2020 roku poziomu 25,5÷31 TWh energii elektrycznej  ze źródeł odnawialnych (z  wiatru 12,5÷17,5 TWh, z biomasy ok. 10 TWh i z wody ok. 3÷3,5 TWh). Podobny poziom przewiduje „Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych” Ministerstwa Gospodarki z  maja 2010 roku (rys. 2), choć nieco inne są tu proporcje miedzy biomasą a wiatrem. Nie należy także wykluczyć pojawienia się do 2020 roku wspomnianej wyżej, niezwykle dynamicznie rozwijającej się już w UE fotowoltaiki.

 Źródła jądrowe

    Z zapowiedzi Rządu RP wynika, że można oczekiwać uruchomienia pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce w 2020 roku, chociaż część ekspertów uważa rok 2022 jako bardziej realny. Być może przed rokiem 2020 pojawi się w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym energia z elektrowni jądrowej Ignalina na Litwie lub z elektrowni jądrowej pod Kaliningradem (Rosja). Energia jądrowa zatem zapewne nieuchronnie stanie się nowym składnikiem krajowego bilansu energetycznego i stanowić będzie jeden ze stabilizatorów bezpieczeństwa dostaw energii dla gospodarki w przyszłości. Warto wspomnieć, że w światowym miksie paliwowym energia jądrowa stanowi 18%, w Unii Europejskiej zaś nawet 30% (patrz rys.1).
    Pod względem oddziaływania na środowisko energetyka jądrowa jest traktowana jako bezemisyjna, czyli nieprzyczyniająca się do wzrostu efektu cieplarnianego, powstawania kwaśnych deszczy i innych zjawisk, wynikających z zanieczyszczenia atmosfery. Paradoksalna jest więc sytuacja, kiedy energetyka jądrowa, będąca źródłem najczystszej energii, jest często społecznie nieakceptowana czy wręcz traktowana jako przedmiot lęków i uprzedzeń.
    Polska jest jednym z ostatnich krajów rozwiniętych nieposiadającym energetyki jądrowej, ale w odległości do ok. 300 km od granic jest 10 czynnych elektrowni jądrowych (25  reaktorów energetycznych) o łącznej elektrycznej mocy zainstalowanej brutto ok. 17 GWe. Jest więc krajem pozbawionym korzyści, jakie wynikają z posiadania elektrowni jądrowych, ale narażonym na praktycznie wszystkie negatywne konsekwencje wynikające z awarii takich urządzeń.

Rys. 2. Planowany (wg [7]) wzrost produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w Polsce.

Technologie węglowe

    Zasoby rodzimych paliw (głównie węgla kamiennego i brunatnego) decydują o tym, że Polska jest dziś w gronie najbardziej bezpiecznych energetycznie krajów UE. Uzależnienie od importu surowców energetycznych całej Unii Europejskiej (UE 27)  wynosi 53,1%, podczas gdy Polska z uzależnieniem w wysokości 25,5%  jest w pierwszej trójce krajów europejskich.
    Dla zapewnienia odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej dla gospodarki konieczny jest więc dalszy rozwój krajowego parku elektrowni węglowych, ponieważ węgiel będzie jeszcze w następnych dziesięcioleciach odgrywał istotną rolę jako źródło energii w Polsce. Poza bezpieczeństwem dostawy energii i efektywnością ekonomiczną nowe elektrownie węglowe muszą jednak sprostać rosnącym wymaganiom ochrony środowiska, a zwłaszcza klimatu.
    Każdy nowy krajowy blok  energetyczny, opalany węglem musi być blokiem na parametry nadkrytyczne z „rodziny 600^oC”, tzn. na parametry z górnego przedziału opanowanych już  dziś temperatur  dla materiałów konstrukcyjnych opartych na stali, tj. 600÷620^oC. Stwarza to możliwość osiągnięcia sprawności netto wytwarzania energii elektrycznej na poziomie 45÷46%, co wiąże się z ograniczeniem emisji CO₂ do poziomu 750 kg/MWh, czyli o ok. 30% mniejszego niż dla wycofywanych z eksploatacji bloków węglowych o sprawności 32÷33% [3]. Ponadto muszą to być projekty w wersji „capture-ready”, przewidującej zastosowanie technologii wychwytywania i składowania dwutlenku   węgla (technologie CCS – Carbon Capture and Storage). Rzecz dotyczy przyszłości, kiedy instalacje takie będą opanowane technicznie, dostępne komercyjnie i znajdą uzasadnienie ekonomiczne, czego oczekuje się po roku 2020. Na obecnym etapie rozwoju, wprowadzenie instalacji CCS nie ma uzasadnienia ekonomicznego, próba przeto wprowadzenia obowiązku jej zastosowania spowoduje utratę atrakcyjności inwestycji w technologie węglowe.
    Niepewność co do możliwości uzyskania części darmowych pozwoleń na emisję CO₂ po 2013 roku powoduje  zahamowanie procesów inwestycyjnych w wielkoskalowe bloki węglowe, niektóre koncerny wręcz wycofują się z wcześniej podjętych zobowiązań (RWE, Vattenfall). W tej sytuacji istotne jest w warunkach krajowych stworzenie sytuacji, w której tych inwestycji będzie możliwie jak najmniej. Wiąże się to jednak z koniecznością istotnego zwiększenia inwestycji w źródła bez emisji CO₂ (źródła odnawialne i jądrowe, a w skrajnym przypadku import), ale także w niskoemisyjne źródła gazowe.

Możliwy "energy mix" w 2020 roku

Rys. 3. Oczekiwana struktura paliwowa krajowej elektroenergetyki w 2020 r. przy zwiększonej produkcji energii elektrycznej z gazu.

Uwzględniając powyższe uwarunkowania,  przeprowadzono szacunkową analizę oczekiwanej struktury paliwowej krajowej elektroenergetyki w 2020 roku, w tym zapotrzebowania na nowe moce wielkoskalowej energetyki węglowej, w zależności od możliwego udziału generacji bez emisji CO₂ i  energii elektrycznej wytwarzanej z gazu.
    Zgodnie z prognozą ARE, przygotowaną dla potrzeb „Polityki  energetycznej Polski do 2030 roku”[4], do analizy przyjęto całkowitą produkcję energii elektrycznej brutto w 2020 roku na poziomie ok. 170 TWh.
Założono także:
- ograniczenie emisji ze źródeł krajowej  elektroenergetyki o 20% do roku 2020, tj. do poziomu 120 mln t/a;
-   nowe bloki węglowe na parametry nadkrytyczne o sprawności netto 45÷46%, gwarantującej emisję CO₂ nieprzekraczającą 750 kg/MWh;
-  pozostałe (istniejące) bloki  emitujące ok. 1000 kg/MWh dwutlenku węgla (choć wśród nich będą zapewne zmodernizowane w międzyczasie bloki o mniejszej emisyjności);
-   emisja CO₂ z elektrowni opalanych gazem na poziomie ok. 500 kg/MWh.
Wyniki analizy przedstawione  na rys. 3 wskazują na kluczową rolę udziału źródeł bez emisji CO₂ (źródeł odnawialnych i ew. jądrowych) oraz niezwykle istotną rolę zwiększenia udziału gazu w „energy mix” krajowej elektroenergetyki dla spełnienia ważnego wymagania pakietu klimatycznego UE, tj.  ograniczenia emisji CO₂ o 20% w 2020 roku.

    Z rys. 3 wynika jednoznacznie, że przy udziale produkcji energii elektrycznej bez emisji na poziomie ok. 17,5%  (30 TWh) i możliwym ok. 15%-owym udziale energii z gazu (25 TWh), w  nowych wysokosprawnych elektrowniach węglowych  wystarczy wytworzyć tylko 30 TWh energii elektrycznej, czemu odpowiada wymagany poziom mocy zainstalowanej tych źródeł ok.  4,3 GW (5 bloków klasy 900 MW). Ten poziom mocy mogą zapewnić inwestycje wyłącznie  polskich grup energetycznych: PGE – 2 bloki w Elektrowni Opole, Tauron – blok w Elektrowni Jaworzno, Energa – blok w Elektrowni Ostrołęka i Enea – blok w Elektrowni Kozienice). Wymagana w tym przypadku produkcja w istniejących elektrowniach wynosi 85 TWh, co nie powinno być problemem, uwzględniając podaż mocy osiągalnej istniejących elektrowni w 2020 roku (po odstawieniach) 26,8 GW [4].
    Jeżeli wziąć pod uwagę zgłoszenia potencjalnych inwestorów, a zwłaszcza „wysyp” przed 31 grudnia 2008 r. zgłoszeń o „fizycznie rozpoczętych” inwestycjach w nowe moce wytwórcze na poziomie ok. 25 GW (co wyniknęło z  możliwości uzyskania darmowych uprawnień do emisji CO₂ po 2013 roku), inwestycje w nowe moce wielkoskalowej energetyki węglowej na poziomie kilku GW są zapewne do zrealizowania.

Wnioski

    Plany inwestorów w obszarze nowych mocy wytwórczych są oczywiście funkcją opłacalności ekonomicznej inwestycji, ta zaś w aktualnych uwarunkowaniach prawnych w istotnej mierze zależy od kosztów implementacji Dyrektyw Unii Europejskiej w sferze ochrony środowiska, a zwłaszcza klimatu. Dotyczy to w największym stopniu inwestycji w źródła  oparte na technologii węglowej.
    Dla spełnienia przez krajowy sektor elektroenergetyki wymagań pakietu klimatyczno-energetycznego „3 x 20” do 2020 roku, a zwłaszcza ograniczenia o 20% emisji CO₂, niezwykle istotna jest  potrzeba dynamicznego rozwoju źródeł nieemitujących tego gazu, tj. zarówno źródeł odnawialnych, jak i w przyszłości jądrowych. Natomiast w nadchodzących latach (w których rozstrzygnie się opłacalność technologii CCS wychwytywania i składowania CO₂) istotną rolę może i powinno odegrać paliwo „pomostowe” – gaz. Dostatecznie wysoki udział źródeł odnawialnych  oraz radykalne zwiększenie udziału niskowęglowego paliwa, jakim jest gaz w znacznym  stopniu zdywersyfikuje krajowy „energy mix”, ograniczając jednocześnie  niezbędny udział nowych inwestycji w źródła węglowe. Jest to szczególnie istotne wobec nieodwracalnego kierunku rozwoju  niskoemisyjnej energetyki Unii Europejskiej.

Literatura:

1.Zahlen und Fakten zur Stromerzeugung   2010/2011. VGB PowerTech.
2. Żurek A., „Rozwój elektrowni i elektrociepłowni konwencjonalnych w krajowym systemie elektroenergetycznym". Mat. Seminarium Sekcji Systemów Elektroenergetycznych Komitetu Elektrotechniki PAN, Warszawa, 2.12.2010 r.
3.Pawlik M., „Pakiet klimatyczny UE a struktura paliwowa krajowej elektroenergetyki". Archiwum Energetyki 2010, nr 3, s.115-126.
4. ARE: Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku (zał. 2 do projektu „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”). Warszawa, Ministerstwo Gospodarki, listopad 2009 r.
5. Majchrzak H., „Główne założenia i cele polityki energetycznej Polski do 2030 roku". Mat. Seminarium Komitetu Problemów Energetyki PAN, Warszawa, 7.05.2009.
6. Popczyk J.: Energetyka postprzemysłowa. Energetyka w społeczeństwie wiedzy. Mat.  Seminarium Sekcji Systemów Elektroenergetycznych Komitetu Elektrotechniki PAN „Ekonomiczne aspekty elektroenergetyki rozproszonej”, Warszawa, 24.04. 2009 r.
7. Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych, Ministerstwo Gospodarki, maj 2010 r.

GAS – “TRANSMITION” FUEL  FOR NATIONAL GENERATION SECTOR
                                                         Summary
The paper analyzes  expected fuel domestic power structure in 2020, taking into account the EU's policy of continuous tightening of emission standards, mainly in relation to CO2. Besides the obvious need to increase the share of renewable energy (and ultimately nuclear power), a significant effect could bring a radical increase investment in gas source. This will limit investment in large-scale coal-fired plants.

Artykuł został opublikowany w magazynie "ECiZ" nr 7-8/2011

Autor: prof. dr hab. inż. Maciej Pawlik, Politechnika Łódzka, Instytut Elektroenergetyki

Źródło fot.: www.sxc.hu