W elektroenergetyce europejskiej zapoznaliśmy się ze stranded costs w spektakularny sposób – przy prywatyzacji ENEL-u, kiedy to włoski rząd musiał się pogodzić z utratą co najmniej 6 mld $ (jeszcze nie było €).

Problem stranded costs
    Jednak I fala stranded costs, która dotknęła elektroenergetykę po wprowadzeniu zasady TPA, jest tyko przygrywką do II fali, nadchodzącej w związku z wyścigiem technologicznym (piąta fala innowacyjności [8]) w obszarze energetyki OŹE/URE (odnawialne źródła energii/urządzenia rozproszonej energetyki).
    II fala stranded costs obejmie elektroenergetykę – nie tylko źródła wytwórcze, ale i sieci – i całą energetykę WEK, czyli też górnictwo, ciepłownictwo sieciowe i gazownictwo, ale przede wszystkim – w związku z rozwojem transportu elektrycznego – sektor paliw płynnych. Z tą falą musi się zmierzyć cały świat wysoko rozwinięty.

Przewaga Chin
    Nie dotknie ona natomiast w istotny sposób Chin, które budują rynek samochodowy od podstaw, i to ze strategią globalnej dominacji w zakresie samochodów elektrycznych już w 2020 r. W przypadku elektroenergetyki dlatego, że potencjał rozwojowy chińskiego rynku energii elektrycznej jest ogromny, a z drugiej strony Chiny są już absolutnym liderem w segmencie OŹE/URE. I to zarówno po stronie inwestycji w krajową energetykę, jak i w rozwoju przemysłu produkującego urządzenia OŹE/URE na potrzeby całego świata, szczególnie Afryki. Produkcja urządzeń OŹE/URE, na przykład udział w globalnym rynku fotowoltaiki, wynoszący już obecnie około 55% (Time, October 10, 2011), pozwoli zapewne Chinom zachować dotychczasowy status „fabryki świata” w kolejnych dziesięcioleciach. Trochę bardziej skomplikowana jest chińska sytuacja po stronie górnictwa węglowego, o rocznych zdolnościach wydobywczych wynoszących ponad 2 mld ton i rocznym zużyciu ponad 3 mld ton (Time, November 21, 2011). Ale nawet w tym wypadku stranded costs nie są groźne dla Chin ze względu na wielkość ich rynku popytowego.

Koszty zewnętrzne energetyki opartej na paliwach kopalnych a wyścig technologiczny
    Ostatecznie trzeba pogodzić się z tym, że bezpowrotnie minęły dobre czasy energetyki WEK opartej na paliwach kopalnych. I nie chodzi tu o efekt klimatyczny, a w każdym razie nie jest to główna przyczyna nieuchronności przebudowy energetyki. Nie idzie też o to, że światu zabraknie paliw kopalnych i załamie się bezpieczeństwo energetyczne. Chodzi o to, że korporacje energetyczne utraciły zaufanie niezbędne do finansowania projektów inwestycyjnych wymagających nakładów idących w miliardy € (bloki węglowe 850 MW), a nawet w dziesiątki miliardów € (bloki jądrowe 1600 MW). Chodzi o koszty zewnętrzne energetyki WEK, związane z takimi czynnikami, jak: ekstremalnie duże systemy sieciowe, niska sprawność energetyczna wytwarzania energii elektrycznej, bardzo wysoka energochłonność eksploatacyjna budynków, utylizacja wypalonego paliwa jądrowego, emisje CO2. Przede wszystkim zaś chodzi o wyścig technologiczny. Ten, kto wygra wyścig w obszarze OŹE/URE w obecnej dekadzie, będzie dominował w długim horyzoncie (2050). Kto nie włączy się w wyścig, zostanie trwale zdominowany.

Tab. 1. Porównanie nakładów inwestycyjnych, równoważnych w aspekcie rocznej sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców końcowych wynoszącej 11 TWh (opracowanie własne).
* Podane czasy dotyczą sytuacji, kiedy regulacje prawne związane z uzyskiwaniem pozwoleń administracyjnych są racjonalne (nie blokują w sposób biurokratyczny inwestycji).
** Układ hybrydowy M/O/A (mikrowiatrak, ogniwo fotowoltaiczne, akumulator).

Inwestycje w elektrownie wielkoskalowe (WEK) a konkurencyjne technologie energetyczne XXI wieku
    Jeśli Polsce grozi deficyt mocy wytwórczych na rynku energii elektrycznej, to jest jasne, że przyszłość polskiej elektroenergetyki (energetyki) trzeba rozpatrywać w kontekście inwestycji. Dlatego punktem wyjścia, który się tu przyjmuje do jej antycypowania, są bardzo zgubne, ale szokujące szacunki przedstawione w tab. 1. Jest to nowa wersja tabeli w stosunku do przedstawionej w [1], ze zaktualizowanymi danymi w stosunku do danych przedstawionych w [2]. Uwzględnia ona „ubezpieczające” technologie gazowe, lokujące się między technologiami jądrowymi (obciążonymi bardzo wielkim ryzykiem rynkowym) oraz czystymi technologiami węglowymi CCS i IGCC (także „pomostowymi” tradycyjnymi technologiami węglowymi), a „rozwojowymi” technologiami OŹE/URE. Szacunki dotyczą nakładów inwestycyjnych dla ośmiu charakterystycznych technologii, uwzględniających źródła wytwórcze i niezbędną rozbudowę sieci związaną z inwestycjami w te źródła. 
    Komentarze do tab. 1 przedstawione w [1,2] dotyczyły powodów, dla których nie dokonano oszacowania cen energii elektrycznej z poszczególnych technologii (poprzestano na porównaniu nakładów inwestycyjnych). Zawierały także stwierdzenie, że chociaż tab. 1 nie zawiera oszacowania cen energii elektrycznej, to przesądza o perspektywach energetyki WEK i OŹE/URE – na korzyść tej drugiej. Przedstawione w niniejszym artykule dodatkowe informacje (w części „Główne pytanie w polskiej perspektywie i krótka odpowiedź”) dobitnie potwierdzają to stwierdzenie.

Fundamentalny problem dla Polski
    Jest on następujący: czy walczyć o derogację, czy o efektywność energetyki, budownictwa i transportu oraz o przewagę konkurencyjną przemysłu ICT, OŹE/URE i rolnictwa. Otóż, można już bez ryzyka stwierdzić, że to korporacje potrzebują derogacji w celu petryfikacji energetyki (jej zakonserwowania na kolejne lata). Gospodarce, i ogólnie społeczeństwu, derogacja przyniesie szkody.
    Krótki komentarz do tej tezy został przedstawiony w [1,2]. W szczególności podkreśla się tu dodatkowo, że aby zminimalizować ryzyko II fali stranded costs trzeba zamienić derogacje na trade-off, polegające na rezygnacji z derogacji, w zamian za zgodę Komisji Europejskiej na utrzymanie po 2020 roku zasady, że środki z opłat za uprawnienia do emisji pozostaną w Polsce. Środki z opłat wytwórców za uprawnienia do emisji CO2 trzeba natomiast wykorzystać na pożyteczne cele, w szczególności do pobudzenie rozwoju energetyki OŹE/URE.
    Takie pobudzenie wymaga nowatorskiej ustawy w sprawie stosowania energii ze źródeł OŹE (dalej nazywanej w skrócie „ustawą”) harmonizującej polskie prawo z Dyrektywą 2009/28. Poniżej przedstawia się kluczowe zagadnienia (propozycje/postulaty), związane z ustawą, uwzględniające brak decyzji Ministerstwa Gospodarki (i bardzo przedłużające się prace nad ustawą).

Konieczna nowatorska ustawa o energii ze źródeł odnawialnych
    Z samej istoty regulacji unijnych wynika, że każdy kraj członkowski powinien harmonizować z nimi swoje prawo, mając na względzie własne cele. Inaczej, ustawa musi zapewnić realizację celów Dyrektywy 2009/28 oraz polskich potrzeb w zakresie: stabilności prawa, celów społecznych, celów gospodarczych i innych. Poniżej przedstawia się, wywoławczo, propozycję listy takich potrzeb. Jest ona następująca.
1. Istnieje potrzeba zachowania paradygmatu stabilności prawa (nie odbiera się praw nabytych). Stąd wynika, że wiele złych rozwiązań w istniejącej ustawie Prawo energetyczne (jak choćby dotyczących współspalania i wielkich elektrowni wodnych) będzie miało niestety wpływ na nową ustawę energetyki WEK i OŹE (w tym OŹE/URE) zagadnienia². Nowa ustawa powinna być ustawą o wsparciu OŹE, bo dyrektywa mówi o „promowaniu stosowania energii z OŹE”. Ze względu na potrzebną konwergencję wspólne powinny pozostać w ustawie „matce” (ustawa Prawo energetyczne). Pod pojęciem zagadnień wspólnych rozumie się tu na przykład bardzo obszerny zakres zagadnień technicznych dotyczących integracji źródeł OŹE z systemem elektroenergetycznym (a w pewnym stopniu także z sieciowymi systemami: gazowniczym i ciepłowniczym).
3. Nowa ustawa powinna zapewnić konsolidację środków wsparcia na źródła OŹE, dotychczas bardzo rozproszonych. Postulat ten ma uzasadnienie w planowanej generalnie konsolidacji środków pomocowych pochodzących z budżetu unijnego w perspektywie 2014-2020. Odrębne, szersze uzasadnienie postulatu przedstawiono w dalszej części artykułu.
4. Nowa ustawa powinna zapewniać konsolidację agencji/agend rządowych na rzecz rozwoju źródeł OŹE. Agendami, które powinny zostać włączone na podstawie ustawy w obszar realizacji źródeł OŹE, są w szczególności takie agendy, jak: Agencja Restrukturyzacji i Modernizacji Rolnictwa (10 tys. zatrudnionych, oddziały w każdym powiecie), Agencja Rynku Rolnego (1300 zatrudnionych, oddziały w każdym województwie), Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (500 zatrudnionych), Wojewódzkie Fundusze Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (Fundusz w każdym województwie, zatrudnienie kilkadziesiąt osób w każdym) oraz inne. Celem włączenia agend do realizacji ustawy o systemie wsparcia OŹE jest zapewnienie efektywnej realizacji ustawy, a ponadto przygotowanie ich do długoterminowej restrukturyzacji ukierunkowanej na działalność komercyjną.
5. Nowa ustawa powinna pobudzić systemowe badania naukowe i rozwój technologiczny. Certyfikacja technologiczna powinna się stać jednym z głównych narzędzi przyspieszenia rozwoju energetyki OŹE/URE. Wachlarz potencjalnych instytucji certyfikujących technologie (w tym biomasę, biogaz, biopaliwa płynne) jest bardzo szeroki i obejmuje w szczególności: uczelnie techniczne i rolnicze oraz specjalistyczne instytuty badawcze, a w szczególności Instytut Maszyn Przepływowych PAN, Instytut Technologiczno-Przyrodniczy, Instytut Uprawy Nawożenia i Gleboznawstwa, Instytut Energetyki, Instytut Elektrotechniki, Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla, Instytut Tele- i Radiotechniczny, Instytut Łączności – Państwowy Instytut Badawczy.

Tab. 2. Wychodzenie z nieefektywnych systemów wsparcia poprzez degresję opłaty zastępczej. Pobudzanie rozwoju technologii innowacyjnych za pomocą współczynników certyfikacyjnych. Systemowe wychodzenie z pozarynkowego wsparcia technologii (źródeł) OŹE (opracowanie własne).
* Wartości powinny być określone po skonstruowaniu współczynników certyfi kacyjnych przez właściwe centra certyfikacyjne.

Segmentacja źródeł OŹE i ich wsparcie
    Wprowadzenie przejrzystej segmentacji technologii/ źródeł OŹE jest kluczowe z punktu widzenia efektywności ich wsparcia. Poniżej przedstawia się propozycję listy segmentów. Uwzględnia ona 3 dotychczasowe (dominujące) segmenty (współspalanie, wielkie elektrownie wodne, wielkie farmy wiatrowe), a ponadto 7 dalszych segmentów „specjalistycznych”, które obejmują nie tylko produkcję energii elektrycznej, ale także ciepła (poza kogeneracją) i paliw transportowych.
Lista jest następująca.
1. Współspalanie (> 1 MW) – segment 1.
2. Wielkie elektrownie wodne (> 1 MW) – segment 2.
3. Wielkie farmy wiatrowe (> 1 MW) – segment 3.
4. Rolnictwo energetyczne (biogazownie o wydajności biogazu w przeliczeniu na czysty metan: 100 tys. m3 do 4 mln m3; moc elektryczna źródeł kogeneracyjnych zintegrowanych technologicznie z biogazowniami: 50 kW do 2 MW) – segment 4.
5. Gospodarka odpadami (biogazownie przy oczyszczalniach ścieków i na składowiskach odpadów komunalnych o wydajności biogazu w przeliczeniu na czysty
metan: powyżej 100 tys. m3; moc elektryczna źródeł kogeneracyjnych zasilanych biogazem: powyżej 50 kW; spalarnie: 50 do 500 tys. ton odpadów) – segment 5.
6. Instalacje małej mocy, poza segmentami 4 i 5 (wydajność biogazu w przeliczeniu na czysty metan: 100 tys. m3 do 2 mln m3; moc elektryczna źródeł kogeneracyjnych 50 kW do 1 MW) – segment 6.
7. Mikroinstalacje (wydajność biogazu w przeliczeniu na czysty metan: do 100 tys. m3; moc elektryczna źródeł kogeneracyjnych: do 50 kW; prosumenckie łańcuchy wartości z pompą ciepła oraz z samochodem elektrycznym) – segment 7.
8. Ciepło poza kogeneracją (kotły na biomasę stałą i na biogaz, kolektory słoneczne, piece/kominki) – segment 8.
9. Biopaliwa I i II generacji – segment 9.
10. Inne technologie, wymagające certyfikatu technologicznego (Centrum Certyfikacji Technologicznej przy Prezesie Urzędu Regulacji Energetyki) – segment 10.

Finansowanie, systemy wsparcia
    Uwzględniając paradygmat potrzeby ciągłości regulacji proponuje się pozostawienie obowiązującego systemu opłaty zastępczej i certyfikatów, oczywiście po zastosowaniu istotnej modyfikacji (por. „Dodatkowe uzasadnienie” oraz tab. 2). Ponadto, proponuje się dołączenie do opłaty zastępczej i certyfikatów innych systemów wsparcia. W szczególności w przypadku segmentu mikroinstalacji (segment 7) proponuje się połączenie systemu wsparcia w postaci opłaty zastępczej i certyfikatów oraz wsparcia inwestycyjnego i podatkowego, a w przypadku segmentu produkcji ciepła poza kogeneracją (segment 8) proponuje się połączenie systemu wsparcia inwestycyjnego i podatkowego. W rezultacie proponowany zakres konsolidacji finansowania i systemów wsparcia technologii (źródeł) OŹE obejmuje.
1. Opłaty zastępcze – prawa majątkowe (certyfikaty).
2. Opłaty zastępcze – fundusze celowe (NFOŚiGW).
3. Środki generowane w segmencie operatorskim (OSD).
Opłata przesyłowa – formuła kosztów uzasadnionych (straty sieciowe i usługi systemowe) oraz kosztów unikniętych (usługi substytucyjne).
4. Fundusze unijne (spójnościowe/operacyjne, regionalne, z obszaru Wspólnej Polityki Rolnej).
5. Środki z opłat za uprawnienia do emisji CO2.
6. Wsparcie inwestycyjne, ulgi podatkowe w podatku PIT (prosumenci: instalacje poligeneracyjne, wytwarzanie ciepła).
7. W odniesieniu do biopaliw należy przyjąć, że stosowane dotychczas ulgi podatkowe w podatku akcyzowym będą likwidowane i będą zastępowane nowym wsparciem, zbudowanym na preferencjach zapisanych w Dyrektywie 2009/28. Jest to na przykład mnożnik 2 stosowany w odniesieniu do biopaliw drugiej generacji przy ich rozliczaniu w aspekcie wymaganego udziału energii odnawialnej na rynku końcowym energii.

Koncesje, rejestry
    Uwzględniając paradygmat potrzeby ciągłości regulacji proponuje się pozostawienie obowiązującego systemu koncesjonowania, ale praktycznie tylko w stosunku do segmentów 1 do 3. W przypadku pozostałych segmentów proponuje się system rejestrowy (dopuszczony przez Dyrektywę 2009/28, stosowany już w Polsce w ograniczonym zakresie do biogazowni rolniczych (segment 4). W rezultacie proponowany system koncesjonowania i rejestracji obejmuje.
1. Koncesjonowanie (bez istotnych zmian).
2. Rejestr Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (prosumenci w miastach).
3. Rejestr Prezesa AMiRR (prosumenci w gminach wiejskich i wiejsko-miejskich).
4. Rejestr Prezesa ARR (instalacje biopaliwowe, biogazownie rolnicze).
5. Rejestr Prezesa NFOŚiGW (spalarnie odpadów komunalnych).
6. Rejestry Prezesów WFOŚiGW (urządzenia grzewcze).

Systemy certyfikacji
    Systemy masowej certyfikacji powinny w szczególności zastąpić skomplikowane procedury indywidualne w segmentach 7 i 8 (wymagane obecnie w odniesieniu do poszczególnych źródeł), a także powinny zapewnić efektywne dołączanie nowych technologii do zbioru technologii wspieranych, co jest ważne ze względu na gwałtowny rozwój technologii OŹE/URE. Powinny także zapewnić dobrą kalibrację w obrębie całego skonsolidowanego systemu wsparcia, tzn. powinny zapewnić dobrze skoordynowane wartości współczynników certyfikacyjnych przedstawionych wywoławczo w tab. 2. Proponuje się następujące segmenty certyfikacji.
1. Centrum Certyfikacji Technologicznej przy Prezesie Urzędu Regulacji.
2. Certyfikacja ARR (biopaliwa, współspalanie, biomasa).
3. Certyfikacja NFOŚiGW (spalarnie).
4. Sieciowe Centrum Certyfikacji Technologiczno-Ekonomicznej (instytuty badawcze, uczelnie).
5. Certyfikacja instalatorów (domena stowarzyszeń inżynierskich).

Rozporządzenia
    Mimo dynamicznego rozwoju technologii/źródeł OŹE nowa ustawa powinna być prosta i trwała. Dlatego specjalne znaczenie mają rozporządzenia do tej ustawy. Proponuje się następującą listę rozporządzeń.
1. Zmodyfikowane obecne rozporządzenie w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii.
2. Rozporządzenie (całkowicie nowe) w sprawie biokomponentów i biopaliw ciekłych.
3. Rozporządzenie (całkowicie nowe) w sprawie inteligentnych sieci (smart grid).
4. Rozporządzenie (całkowicie nowe) w sprawie certyfikacji.

Dlaczego takie, a nie inne rozwiązania?
    Segmentacja i propozycje merytoryczne do ustawy wymagają rozwinięcia. Jest ono następujące.
1. W części dotyczącej współspalania (segment 1), elektrowni wodnych (segment 2) i farm wiatrowych (segment 3) nie należy dokonywać radykalnych zmian procedur (zgodnie z paradygmatem ciągłości regulacji prawnych). Dla zwiększenia efektywności wykorzystania środków odbiorców pochodzących z dopłat do energii elektrycznej z OŹE trzeba jednak wprowadzić zmiany w kształtowaniu opłaty zastępczej oraz wykorzystania środków z praw majątkowych do świadectw pochodzenia energii elektrycznej produkowanej w źródłach OŹE. Powinny to być następujące zmiany.
1.1. Proponuje się dwuodcinkową liniową redukcję opłaty zastępczej: od 100% w 2013 r. do 50% w 2020 r., a następnie do 0 w 2030 r., tab. 2). To oznacza dwukrotny wzrost (z około 10 TWh do 20 TWh) produkcji energii elektrycznej w źródłach OŹE w 2020 r., przy stałym poziomie sumarycznych rocznych dopłat odbiorców (około 4,5 mld zł), a w 2030 r. całkowite wyeliminowanie wspomagania OŹE. Rozwiązanie ma na celu redukcję trwałego wspomagania OŹE (jeśli określona technologia w tendencji nie jest konkurencyjna, to musi być eliminowana z rynku).
1.2. Proponuje się wykorzystanie przychodów ze sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia energii elektrycznej produkowanej w elektrowniach wodnych (około 0,75 mld zł/rok), w części proporcjonalnej do stopnia amortyzacji elektrowni, na finansowanie nowych źródeł OŹE (uzasadnieniem jest fakt, że właściciele w większości nie ponoszą kosztów zamortyzowanych już na ogół w całości elektrowni wodnych).
1.3. Proponuje się wykorzystanie przychodów ze sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia energii elektrycznej produkowanej we współspalaniu (około 2 mld zł/rok), w częściproporcjonalnej do nadwyżki nakładów inwestycyjnych podstawowego źródła węglowego nad nakładami inwestycyjnymi poniesionymi przez inwestora na instalację współspalania, na finansowanie nowych źródeł OŹE (uzasadnieniem jest fakt, że nakłady inwestycyjne na instalacje współspalania są niewielkie, a wykorzystanie tej technologii do spalania biomasy jest nieracjonalne).
2. W segmencie rolnictwa energetycznego (segment 4) proponuje się kumulację w systemie wspomagania projektów OŹE przychodów ze sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia energii produkowanej w tym segmencie oraz części środków dedykowanych rolnictwu (takich, którymi zarządza np. Agencja Restrukturyzacji i Modernizacji Rolnictwa). Biogazownie (także mikrobiogazownie, segment 7) zintegrowane z agregatami kogeneracyjnymi uznaje się tu za stabilne źródła lokalne na rynku energii elektrycznej, umożliwiające realizację usług dla operatorów OSD (w szczególności usługi substytucji inwestycji sieciowej, wycenianej według zasady kosztu unikniętego, respektowanej w mechanizmie kosztu uzasadnionego w opłacie przesyłowej).
3. W segmencie gospodarki odpadami (segment 5) proponuje się zwiększenie zaangażowania FOŚiGW, w tym przede wszystkim w zakresie stworzenia możliwości realizacji projektów w postaci spalarni śmieci (w tym wypadku wymagana jest gospodarka odpadami na poziomie powiatów i związków powiatów).
4. W segmencie mikroinstalacji (segment 7) zmiany podejścia do wspomagania OŹE muszą być najgłębsze. Proponuje się tu następujące rozwiązania.
4.1. Prosument jest głównym podmiotem na rynku energii w segmencie mikroinstalacji energetycznych.
4.2. Wprowadza się w horyzoncie 2020 zasadę pełnego pokrywania strat sieciowych (około 12 TWh/rok) operatorów OSD na rynku energii elektrycznej za pomocą energii elektrycznej z mikroinstalacji przyłączonych do sieci tych operatorów. Ustala się liniowy wzrost pokrycia, od 9% w 2013 r. do 100% w 2020 r. (patrz Załącznik 3, opracowanie własne).
4.3. Wprowadza się zasadę wyposażania mikroinstalacji w (mikro) smart grid potrzebny do przyłączenia mikroinstalacji do sieci operatora OSD, finansowany ze środków operatora OSD kreowanych w oparciu o formułę kosztu uzasadnionego.
4.4. Operator OSD na rynku energii elektrycznej jest wynagradzany za wzrost energii elektrycznej produkowanej w mikroinstalacjach prosumentów.
4.5. Cele w zakresie mikroinstalacji określa się odrębnie dla poszczególnych województw (każde województwo opracowuje strategię rozwoju mikroinstalacji – budynków użyteczności publicznej plusenergetycznych, gospodarstw rolnych plusenergetycznych, domów plusenergetycznych itd.) na swoim obszarze w kontekście realizacji celów Dyrektywy 2009/28, z wyprzedzającym/kierunkowym uwzględnieniem celów Dyrektywy 2010/31. Szczególne znaczenie w zakresie wspomagania rozwoju mikroinstalacji na obszarze województw powinny pełnić WFOŚiGW.

prof. Jan Popczyk, Politechnika Śląska

Czy dla Polski są groźne cele Pakietu 3x20 i europejska Mapa Drogowa 2050? O tym w następnym numerze „ECiZ”.

 

 

 

 

 

 

 

Literatura:

[1]     Popczyk J., Trzy siły sprawcze zmiany krajowej elektroenergetyki. Antycypacja. „Elektroenergtyka współczesność i rozwój”, nr 2/2011.

[2]     Popczyk J., Energetyka rozproszona. Od dominacji energetyki w gospodarce do zrównoważonego rozwoju, od paliw kopalnych do energii odnawialnej i efektywności energetycznej. Polski Klub Energetyczny Okręg Mazowiecki. Warszawa 2011.

[3]     Hodge B. K. Alternative Energy Systems and Applications. Wiley 2010.

[4]     Renewable Energy. Volume I: Renewable Energy Origins and Flows. Volume II: Renewable Energy Technologies I, Volume III: Renewable Energy Technologies II, Volume IV: Renewable Energy in Society. Edited by Bent Sørensen. Earthscan 2011.

[5]    PV Status Report. July 2011 (JRC Scientific and Technical Reports).

[6]     Solar Generation 6. Solar photovoltaic Electricity Empowering the World. EPHIA (European Photovoltaic Industry Association) 2011.

[7]     Wilczyński M., Gaz łupkowy. Szansa czy zagrożenie? Dwumiesięcznik „Realia i co dalej”, nr 3/2011).

[8]     Popczyk J., Energetyka postprzemysłowa – piąta fala innowacyjności. Wykład inaugurujący rok akademicki 2009/2010 w Politechnice Śląskiej. (Wewnętrzne wydawnictwo Politechniki Śląskiej. Gliwice, wrzesień 2009).