Dodatkowymi faktami, wybranymi z bardzo wielu, potwierdzającymi konieczność przebudowy polskiej energetyki są: 1º - katastrofa w elektrowni Fukushima o koszcie usuwania skutków do 2050 roku szacowanym na poziomie 600 mld $ , 2º - Mapa Drogowa 2050 w UE określająca cel redukcyjny w zakresie emisji CO₂ na poziomie 80%, 3º - perspektywa wzrostu w kolejnych latach udziału gazu łupkowego w amerykańskim rynku gazu od obecnych 25% do 50% i decyzja Chin o wykorzystaniu własnych zasobów tego paliwa , 4º - spadek cen ogniw PV na świecie w 2011 roku do poziomu 1 €/W, 5º - wzrost gęstości energii w akumulatorach litowo-jonowych do 0,15 kWh/kg (i perspektywa kontynuacji trendu wzrostowego), wzrost czasu życia tych akumulatorów w zastosowaniach transportowych do 15 lat i w elektroenergetyce do 30 lat, trzykrotny spadek ich cen w ostatnich dwóch latach, 6º - antycypowany wzrost liczby samochodów elektrycznych: USA – do 1 mln w 2015 roku, Niemcy – do 1 mln w 2020 roku i do 6 mln w 2030 roku , 7º - przełom w rozwoju budownictwa niskoenergetycznego polegający na możliwości zastosowania technologii domu pasywnego w termomodernizacji istniejących budynków – certyfikat EnerPHit gwarantujący obniżenie zużycia ciepła w istniejących budynkach do poziomu 24 kWh/m2∙rok , 8º - nieuchronność redukcji wspólnej polityki rolnej w UE kosztującej rocznie ponad 40 mld € (i tym samym koniczność dywersyfikacji produkcji rolnej, w szczególności konieczność kreowania rolnictwa energetycznego), 8º - wzrost niemieckiej produkcji energii elektrycznej w trzech technologiach OŹE (wiatr, fotowoltaika, biogazownie) w 2011 roku do wartości przekraczającej poziom całego zużycia energii elektrycznej w Polsce (115 TWh).
    W tym czasie, kiedy świat przebudowuje intensywnie energetykę polski rząd kreuje pod hasłem wspomagania OŹE najbardziej nieefektywny system dopłat do energetyki WEK (współspalanie, dopłaty do wielkich elektrowni wodnych). Ponadto, walczy w UE o derogację utrwalającą nieefektywność energetyki węglowej. Także blokuje dwukrotnie unijne cele dotyczące redukcji CO₂: chodzi o zablokowanie, za pomocą instytucji weta, podwyższenia unijnego celu redukcyjnego na 2020 rok z 20% do 25%; w horyzoncie 2050 chodzi natomiast o zablokowanie celu emisyjnego wynoszącego 80%.

Nowa segmentacja energetyki
    W świetle zmian strukturalnych historyczna struktura branżowa energetyki (górnictwo, paliwa płynne, gazownictwo, elektroenergetyka, ciepłownictwo) traci szybko znaczenie. W miejsce tej struktury trzeba zdefiniować nową segmentację (całej) energetyki. Oczywiście, musi ona być bardziej adekwatna do rodzącego się układu sił społecznych i do szokowego rozwoju technologicznego. Inaczej, musi odzwierciedlać nowy bazowy układ interesów.
    Traktując segmentację w kategoriach siły sprawczej, działającej w horyzoncie 2050, proponuje się na obecnym etapie cztery segmenty. Są to.
1. Energetyka WEK, czyli cały tradycyjny kompleks paliwowo-energetyczny, ze wszystkimi zachodzącymi w nim współcześnie globalnymi zjawiskami konwergencji (ten segment długo jeszcze będzie dominował, ale nie ma on przyszłości fundamentalnej).
2. Energetyka przemysłowa, praktycznie wyeliminowana w okresie gospodarki socjalistycznej (1946 – 50% mocy zainstalowanej w elektrowniach krajowych, 1985 – 10%), obecnie realizująca na wielką skalę audyty energetyczne i proefektywnościową gospodarkę energetyczną oraz inwestycje w gazowe projekty kogeneracyjne.
3. Energetyka gminna (samorządowa), ukierunkowana na bezpieczeństwo dostaw energii, surowców energetycznych i paliw, o kluczowym znaczeniu dla funkcjonowania infrastruktury krytycznej gmin ; ukierunkowana także na wykorzystanie zasobów gmin na rzecz ich pobudzenia gospodarczego. W miastach chodzi przy tym przede wszystkim o wykorzystanie potencjału kogeneracji (w przypadku systemów ciepłowniczych zasilanych kotłowniami) oraz o redukcję zapotrzebowania ciepła w budownictwie i paliw płynnych w transporcie. W gminach wiejskich chodzi o tworzenie autonomicznych regionów energetycznych, a nawet „eksportowych”, przy wykorzystaniu zasobów rolnictwa energetycznego.
4. Energetyka prosumencka (ludność, gospodarstwa rolne, mali przedsiębiorcy, w tym usługi), korzystająca z technologii OŹE/URE umożliwiających integrację dostaw paliw i energii (dla potrzeb zasilania odbiorników energii elektrycznej, ogrzewania i produkcji ciepłej wody użytkowej oraz samochodów) przy wykorzystaniu nowych łańcuchów wartości obejmujących źródła OŹE, w tym pompy ciepła, samochody elektryczne, ...
Zaproponowana segmentacja energetyki ma charakter fundamentalny, bo odwołuje się do nowocześniejszego układu interesów (przedsiębiorcy działający na konkurencyjnych rynkach, samorządy, ludność), w porównaniu z interesami korporacyjnymi. Jest ona spójna ponadto z zakresem synergetyki, odzwierciedlającej potrzebę przezwyciężenia strukturalnej nieefektywności czterech obszarów gospodarki: energetyki, budownictwa, transportu i rolnictwa.

Inwestycje w energetykę OŹE/URE vs inwestycje w energetykę WEK
    Poniżej przedstawia się porównanie inwestycji i ich skutków w przemyśle pracującym na rzecz energetyki OŹE/URE (prosumenckiej) oraz inwestycji w energetyce WEK. Porównanie, przedstawione w charakterystycznych aspektach, w tym w aspekcie realizacji celów Pakietu 3x20, a także dyrektywy 2010/31, ma na celu zobrazowanie „przepaści” między tymi dwoma (OŹE/URE, WEK) obszarami.

Spółka Watt (Sosnowiec) rozpoczynając praktycznie od „zera” została w ciągu kilku lat największym producentem kolektorów słonecznych w Polsce i jednym z największych w Europie. Od czasu wybudowania nowej fabryki na jesieni 2011 roku za około 50 mln zł jej dzienne zdolności produkcyjne wynoszą 2500 m2 kolektorów. Podstawowym produktem spółki jest „Kolektor WATT 4000 S” o sprawności 85%).
    Do 2020 roku spółka może wyprodukować narastająco około 5 mln m2 kolektorów. Ta produkcja jest decydująca z punktu widzenia realizacji celów Pakietu 3x20, a efekty są następujące.
1. Roczna produkcja ciepła wyprodukowanego w kolektorach w 2020 roku wyniesie ponad 4 TWh, a to będzie stanowić ponad 4% polskiego celu dotyczącego energii odnawialnej.
2. Roczna redukcja CO₂ wyniesie około 1,5 mln ton, a to będzie oznaczało udział spółki Watt w realizacji polskiego celu wynoszący około 2,5%.
3. Roczna redukcja paliw kopalnych wyniesie 6 TWh, lub inaczej 1,5 mln ton węgla (efekt wypierania źródeł ciepła o niskiej sprawności). To się przełoży na realizację ponad 0,7 % polskiego celu.

Spółka Bauer Solar rozpoczęła w Polsce (w Katowicach) produkcję ogniw PV (fotowoltaicznych) również na jesieni 2011 roku (tak jak fabryka Watt w Sosnowcu). Fabryka w Katowicach została wybudowana za 6 mln €. Jej roczne zdolności produkcyjne, wyrażone w mocy wyprodukowanych ogniw PV, wynoszą 100 MW (zatrudnienie wynosi 60 osób).
    Do 2020 roku spółka może wyprodukować narastająco ogniwa PV o łącznej mocy 900 MW. Zatem efekty z punktu widzenia realizacji celów Pakietu 3x20 będą następujące.
1. Roczna produkcja energii elektrycznej w 2020 roku w ogniwach wyniesie 0,9 TWh, a to będzie stanowiło około 0,5% rynku końcowego energii elektrycznej, inaczej będzie to 0,9% polskiego celu dotyczącego energii odnawialnej.
2. Roczna redukcja CO₂ wyniesie 0,8 mln ton, a to będzie stanowiło 1,3% polskiego celu.
3. Roczna redukcja paliw kopalnych wyniesie 2,5 TWh, lub inaczej około 0,4 mln ton węgla (efekt wypierania źródeł energii elektrycznej o niskiej sprawności). To się przełoży na realizację ponad 1,4 % polskiego celu.

Spółka Electric Wind (Warszawa) produkuje mikrowiatraki o mocy od 1 kW i małe elektrownie wiatrowe – do 200 kW. Cena układu obejmującego przykładowo: mikrowiatrak z osią pionową 2,5 kW + przekształtnik AC/DC 3 kW + 8 akumulatorów po 60 Ah każdy (napięcie 12 V → energia w przypadku całej baterii 4,8 kWh), z montażem, wynosi 32,5 tys. zł. Wybrany tu układ jest właściwy do skonfigurowania z ogniwem PV i stworzenia układu hybrydowego, odpowiedniego do zasilania inteligentnego domu plus-energetycznego (wyjście naprzeciw dyrektywy 2010/31, dotyczącej budynków niskoenergetycznych).
    Poniżej przyjmuje się, dla przedstawienia – w kontekście Pakietu 3x20 – efektu działania spółki Electric Wind (i wielu innych, podobnych), że do 2020 roku zostanie zainstalowanych w Polsce 0,5 mln układów (mikrowiatraków), o przytoczonych przykładowych danych. Wynikające z tego założenia efekty, w kontekście realizacji celów Pakietu 3x20, będą następujące.
1. Roczna produkcja energii elektrycznej wyniesie 1,5 TWh, będzie to stanowić około 0,8% rynku końcowego energii elektrycznej, inaczej – około 1,5% polskiego celu dotyczącego energii odnawialnej.
2. Roczna redukcja CO₂ wyniesie 1,4 mln ton, a to będzie stanowiło 2,3% polskiego celu.
3. Roczna redukcja paliw kopalnych wyniesie 4,5 TWh, lub inaczej około 0,7 mln ton węgla (efekt wypierania źródeł energii elektrycznej o niskiej sprawności). To się przełoży na realizację ponad 2,5 % polskiego celu.
    Dla porównania efektów pochodzących z wybranych „fabryczek”, budowanych za kilka…kilkanaście mln €, działających na rzecz energetyki OŹE/URE przedstawia się poniżej „gigantyczną” inwestycję w obszarze energetyki WEK, o nakładach wynoszących prawie 5 mld €, realizowaną/przygotowywaną/planowaną przez niezależnego inwestora (a nie przez przedsiębiorstwa korporacyjne; rozróżnienie jest bardzo ważne, bo niezależny inwestor ma większą swobodę wyboru portfela inwestycyjnego w porównaniu z przedsiębiorstwem korporacyjnym).

Spółka Polenergia (Grupa Kulczyk) rozpoczęła intensywne działania na rzecz inwestycji w energetykę węglową. Obejmują one (te działania) budowę Elektrowni Pelplin o mocy 2000 MW (bez instalacji CCS) za około 3,5 mld € oraz trzy kopalnie „kosztujące” po 300 mln € każda. Efekty tych inwestycji w kontekście celów Pakietu 3x20 są następujące.
1. Roczna produkcja energii elektrycznej – około 12 TWh; ta produkcja „pociąga” za sobą konieczność wyprodukowania „stowarzyszonej” rocznej energii OŹE wynoszącej 1,8 TWh.
2. Roczna emisja CO₂, to około 10 mln ton; ta emisja pociąga za sobą konieczność „stowarzyszonej” rocznej redukcji emisji CO₂ o około 2 mln ton.
3. Roczne zużycie paliw kopalnych – około 30 TWh, lub inaczej – ponad 5 mln ton; to zużycie pociąga za sobą konieczność „stowarzyszonej” rocznej redukcji paliw kopalnych o około 6 TWh.

    Konstrukcja „stowarzyszonej” produkcji energii OŹE i redukcji emisji CO₂ oraz redukcji paliw kopalnych wiąże się tu z założeniem, że dwa bloki w Elektrowni Pelplin zwiększą polską produkcję energii elektrycznej z węgla (wycofania z istniejących elektrowni węglowych zostaną „skompensowane” przez inwestycje przedsiębiorstw korporacyjnych), co zresztą oznacza zwiększanie ryzyka przyszłych stranded costs.

Łańcuchy strat vs „stowarzyszone” łańcuchy korzyści
    Stosowany obecnie w energetyce rachunek ekonomiczny (oparty na wskaźnikach IRR, NPV) jest ukierunkowany na produkty branżowe w energetyce WEK (energia elektryczna z systemu elektroenergetycznego, ciepło z systemów ciepłowniczych, paliwa transportowe ze stacji tankowania. Rozwój technologii następuje natomiast w obszarze poligeneracyjnych (hybrydowych) rozproszonych technologii OŹE/URE (kogeneracyjnych, trójgeneracyjnych), w tym utylizacyjnych, biogazowych rolniczych, mikrowiatrowych, słonecznych, wykorzystujących pompę ciepła, silnik sterlinga, samochód elektryczny i inne.
    To oznacza, że ekonomika jednorodnych produktów będzie wypierana przez ekonomikę nowych, złożonych łańcuchów wartości, które tutaj nazywa się łańcuchami SŁK (synergetyczne łańcuchy korzyści). Łańcuchy SŁK obejmują realne wartości, w sferze termodynamiki i ekonomiki, a także związane z preferencjami kreowanymi przez regulacje unijne ukierunkowane na konkretne cele (na przykład cele Pakietu 3x20). Do wirtualnego zarządzania realnymi wartościami w łańcuchach SŁK potrzebna jest infrastruktura smart grid. Efektywne zarządzanie procesami zmierzającymi do wypełnienia celów jest przedmiotem ekonomiki zarządczej (ekonomika NPV, IRR jest tu mało przydatna). W obszarze ekonomiki zarządczej powinniśmy szukać możliwości kalibracji systemów wsparcia tworzonych na rzecz wybranych celów, na przykład systemów wsparcia w ustawie OŹE.
    Poniżej przedstawia się łańcuchy strat charakterystyczne dla energetyki WEK. Jednocześnie pokazuje się, na zasadzie przeciwieństwa, „stowarzyszone” z tymi łańcuchami strat potencjalne łańcuchy SŁK. Najbardziej charakterystyczne przykłady są następujące.
1. Współspalanie biomasy w elektrowniach kondensacyjnych. ŁS (1): wsad do łańcucha – 1 MWh (energia chemiczna w biomasie występującej lokalnie) → strata energii (chemicznej) w transporcie biomasy 1% → sprawność bilansowa wykorzystania biomasy na wyjściu z elektrowni (w elektrownianym węźle sieciowym), optymistyczna 0,2 → starty energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej 10% → wynik: 0,17 MWh (energia elektryczna dostarczona do odbiorcy; ilość energii odnawialnej zaliczonej do celu według dyrektywy 2009/28 wynosi około 0,2 MWh). SŁK (1): wynik w postaci ciepła wytworzonego u prosumenta z biomasy wycofanej ze współspalania → 0,8 MWh.
2. Zboże spalane na wsi w piecach/kotłach. ŁS (2): wsad do łańcucha – 1 ha (grunt orny) → 4,2 MWh (energia chemiczna w zbożu) → 2,5 MWh (ciepło wytworzone w gospodarstwie, sprawność pieca 0,6). SŁK (2), realizowany za pomocą mikrobiogazowni rolniczo-utylizacyjnej: 1ha (grunt orny) → (40 + 40) MWh (energia chemiczna w biomasie z jednorocznych upraw energetycznych, oszacowana pesymistycznie, dla gruntów o niskiej bonitacji + stowarzyszona energia chemiczna w odpadach gospodarskich) → wynik: 30 MWhe + 40 MWhc (kogeneracja).
3. Mikrowiatrak off-grid (praca off-grid coraz większej liczby mikrowiatraków w Polsce wynika z blokowania ich przyłączenia do sieci elektroenergetycznej przez operatorów OSD). ŁS (3): wsad do łańcucha – 1 MWh (energia elektryczna wyprodukowana w OŹE) → wynik: 1 MWh (wyprodukowane ciepło grzewcze). SŁK (3), mikrowiatrak przyłączony do sieci + smart EV + ciepło z SŁK (1), czyli z biomasy wycofanej ze współspalania: wynik, to 2,5 MWh zaliczone do celu według dyrektywy 2009/28, vs 0,2 MWh w ŁS (1); dodatkowy efekt w SŁK (3), to redukcja paliw kopalnych (ropy) o 3,5 MWh + redukcja emisji CO₂ o 1 tonę. SŁK (4), mikrowiatrak przyłączony do sieci + pompa ciepła (o współczynniku COP 3,5): wynik, to 3,5 MWh zaliczone do celu według dyrektywy 2009/28, vs 0,2 MWh w ŁS (1); dodatkowy efekt w SŁK (4), to redukcja paliw kopalnych (węgla) o 4,4 MWh + redukcja emisji CO₂ o 1,4 tony.
4. Dopłaty do OŹE. ŁS (4): w 2011 roku dopłaty te wyniosły ponad 5 mld zł (4,5 mld zł z tytułu praw majątkowych do świadectw pochodzenia, a dodatkowo wsparcie w ramach wielu rozczłonkowanych programów celowych oraz przez wiele celowych instytucji) i służyły głównie, w około 75%, do finansowania szkodliwego współspalania oraz energii elektrycznej z wielkich elektrowni wodnych, w bardzo dużym stopniu zamortyzowanych. SŁK (5), wykorzystanie ciepła produkowanego w źródłach OŹE do realizacji celu dyrektywy 2009/28: w tym łańcuchu jest możliwe kilkakrotne obniżenie dopłaty przedstawionej w ŁS (5). SŁK (6), rozwój zastosowań na rynku energii elektrycznej nowych technologii OŹE/URE, w tym potrzebnych technologii zasobnikowych (ogniwa PV, mikrowiatraki, mikrobiogazownie, smart EV, akumulatory).
    Krytyczna analiza wskazanych łańcuchów strat (i wielu innych) oraz stowarzyszonych łańcuchów korzyści musi być systematycznie pogłębiana w aspektach technicznym, termodynamicznym i ekonomicznym. Niezależnie od tego, wszystkie te łańcuchy wymagają zamodelowania funkcjonalnego i oprogramowania na poziomie infrastruktury smart grid (w związku z tym typowe na przykład inteligentne interfejsy przyłączeniowe mikroinstalacji OŹE z przekształtnikami DC/AC i AC/AC powinny mieć trzy warstwy inteligencji: warstwę inteligencji przekształtnikowej (realizującą wymagania kompatybilności elektromagnetycznej mikroinstalacji), drugą warstwę inteligencji dedykowaną optymalizacji obiektowej (obiektem jest mikroinstalacja), a ponadto obejmującą inteligencję charakterystyczną dla elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej oraz trzecią warstwę – inteligencję systemową potrzebną do zarządzania nowymi łańcuchami wartości, stanowiącą główną część całej inteligencji smart gridowej. Właśnie kreowanie nowych łańcuchów wartości stanowi istotę smart gridu, nie mają natomiast wiele wspólnego z tą istotą systemy AMI. Stąd wypływa fundamentalna konsekwencja. Smart grid wytwarza nowe, internetowe rynki usług energetycznych. Na drugim biegunie jest natomiast integracja OŹE/URE z KSE, obciążona charakterystycznymi monopolistycznymi nawykami operatorów (OSP, OSD), która nie ma jednak już przyszłości.

iLab EPRO (Internetowe Laboratorium Energetyki Prosumenckiej)
    iLab EPRO jest odpowiedzią na nową sytuację. Mianowicie, celem tego przedsięwzięcia jest włączenie w obszar badań laboratoryjnych istniejących (funkcjonujących) obiektów (mikroinstalacji) OŹE/URE za pomocą infrastruktury smart grid oraz wytworzenie gniazd innowacyjności technologicznej w obszarze energetyki OŹE/URE. Inaczej, celem jest integracja „sieciowa” środków rozwojowych i zasobów (materialnych i ludzkich) w obszarze energetyki OŹE/URE.
    Na środowisko technologiczne iLab EPRO składają się cztery segmenty (chociaż trzeba podkreślić, że sprawa segmentacji iLab EPRO jest ciągle otwarta). Są to:
1. Obiekty OŹE/URE wraz z ich inteligentną infrastrukturą: automatyka zabezpieczeniowa, sterowanie, pomiary (w tym dwukierunkowe liczniki na rynku energii elektrycznej), diagnostyka, monitoring. Są to obiekty/mikroinstalacje wytwarzające energię elektryczną (w tym w skojarzeniu), ale także obiekty/mikroinstalacje wytwarzające i użytkujące ciepło (mogą to być mikrionstalacje wytwarzające biopaliwa). Są to również nowe łańcuchy wartości takie na przykład jak: OŹE/URE → smart EV, OŹE/URE → pompa ciepła.
2. Inteligentne interfejsy łączące mikroinstalacje OŹE/URE z SEE (z siecią dystrybucyjną, z systemem dystrybucyjnym), z trzema poziomami inteligencji (inteligencje: przekształtnikowa, obiektowa, systemowa).
3. Sieć teleinformatyczna (kanały transmisyjne, w tym systemy PLC, protokoły komunikacyjne).
4. Systemy SCADA (System Control and Data Acquisition), “symetryczne” (oddolne) w stosunku do tradycyjnych systemów SCADA w SEE (odgórnych), „pokrewne” w dużym stopniu systemom przemysłowym SCADA.

    Lista potencjalnych gniazd innowacyjności (obiektów/mikroinstalacji OŹE/URE) nie jest ograniczona. Początkowa lista gniazd planowanych do włączenia do iLab EPRO obejmuje natomiast w szczególności takie gniazda jak:
1. Politechnika Śląska:
1.1. Wydział Elektryczny – SCADA (w szczególności wydzielona dla potrzeb iLab EPRO sieć komputerowa i sala SCADA z planowanymi stanowiskami: 1º – Logistyka, 2º – SCADA, 3º – Bazy danych SQL, 4º – Kalkulatory, głównie dla potrzeb doboru mikroinstalacji OŹE/URE, 5º – Obrazowanie, głównie obiektów z mikroinstalacjami OŹE/URE).
1.2. Wydział Elektryczny – Smart EV (w szczególności 2 samochody skonstruowane na Wydziale; planowane jest ich wykorzystanie do tworzenia carsharing-u w obrębie iLab EPRO poprzez powiązanie, za pomocą SCADA (iLab EPRO), z infrastrukturą ładowania w postaci terminali zamontowanych na parkingach Wydziału i Partnerów w iLab EPRO; planowane jest także powiazanie z infrastrukturą AMI w Pyskowicach i włączenie w system DSM, p. 3).
1.3. Wydział Elektryczny – ogniwo paliwowe.
1.4. Zakład Doświadczalno-Diagnostyczny Silników Spalinowych (w szczególności pompa ciepła, kolektor słoneczny, agregat kogeneracyjny zasilany biogazem).
2. Euro-Centrum (wybrane instalacje zrealizowane w Grupie Euro-Centrum).
3. VDP/Tauron Dystrybucja (wybrane instalacje, np. system AMI – Advanced Metering Infrastructure w Pyskowicach, system obecnie obejmuje około 11 tys. liczników inteligentnych).
4. Gmina Gierałtowice (oświetlenie publiczne, 4 Gminne Centra Energetyczne, sieć dedykowana źródłom lokalnym, inteligentna gminna infrastruktura krytyczna).
5. Gmina Radzionków (termomodernizacja budynków szkolnych zrealizowana w formule PPP/ESCO).
6. Spółka eGIE (Poligonowe Laboratorium Mikrobiogazowni Rolniczych, węzeł cieplny budynku stanowiącego własność wspólnoty mieszkaniowej, zasilanego z dużej sieci ciepłowniczej, a dodatkowo baterią kolektorów słonecznych, zarządzany za pomocą mikrosieci smart grid).
7. Rodzinna rezydencja plus-energetyczna (istnieje pompa ciepła i istnieje dedykowany system komputerowy do monitorowania zużycia gazu ziemnego i energii elektrycznej; istnieje system monitorowania bezpieczeństwa; jest zaplanowana rozbudowa o mikrowiatrak i ogniwo fotowoltaiczne, a także silnik sterlinga; nazwisko rodziny zastrzeżone).
8. Rodzinny dom z OŹE jako uzupełniającymi źródłami ciepła (kolektory słoneczne, kominek biomasowy) i z oddolnym „filarem” bezpieczeństwa elektroenergetycznego w postaci agregatu prądotwórczego (nazwisko rodziny zastrzeżone).
9. Rodzinny dom pasywny (nazwisko rodziny zastrzeżone).
10. Mikrosieci smart grid dedykowane charakterystycznym prosumentom takim jak: urząd gminy, szkoła, kancelaria parafialna i inni.
11. Centrum rozwojowe inteligentnych interfejsów przyłączeniowych (do SEE) dedykowane mikroinstalacjom z charakterystycznymi źródłami OŹE (mikrobiogazownia, mikrowiatrak, ogniwo PV, bateria akumulatorów połączona wirtualnie ze źródłami OŹE).
12. Centrum rozwojowe mikrosieci smart grid dedykowane ukierunkowanym na technologie preferowane w Dyrektywie 2009/28 łańcuchom wartości takim jak: OŹE → Smart EV (DSM, rezerwowe zasilanie prosumenta); OŹE → pompa ciepła → kolektor ciepła, i inne łańcuchy .

    Koncepcja iLab EPRO i „monitoring” fizycznej realizacji iLab EPRO jest przedmiotem zainteresowania Konwersatorium Inteligentna Energetyka (patrz np. spotkania styczeń i luty 2012, www.klaster3x20.pl). Niezależnie od tego rozwój iLab EPRO (rzeczywistej infrastruktury) wymaga istnienia równoległej ścieżki w postaci „dynamicznej” (referencyjnej) Biblioteki Źródłowej iLab EPRO, na której powstają opracowania. Z jednej strony są to opracowania potrzebne do rozwoju iLab EPRO (do ukierunkowania tego rozwoju). Ale z drugiej strony na tej ścieżce powinny się pojawiać także opracowania powstające w wyniku działania infrastruktury iLab EPRO. „Startowa” Biblioteka Źródłowa jest dostępną w Dziale iLab EPRO na stronie www.klaster3x20.pl.

Ceny energii elektrycznej z układu hybrydowego OŹE/URE vs ceny z energetyki WEK. Zamiast zakończenia
    Do skonfrontowania cen energii elektrycznej w energetyce OŹE/URE i WEK (na obecnym etapie, po tym co się zdarzyło na świecie w 2011 roku) wykorzystuje się tu przedstawiony powyżej układ mikrowiatrakowy spółki Electric Wind. Do tego układu (bazowego) dołącza się ogniwa PV o mocy 3 kW i jednostkowej cenie 1000 €/kW. Czas pracy układu hybrydowego szacuje się na 25 lat. W konsekwencji produkcja energii elektrycznej w okresie całego życia układu wyniesie 150 MWh. Ponieważ nakład inwestycyjny prosumenta wynosi około 45 tys. zł, to cena jednostkowa (stała) energii elektrycznej wynosi, w perspektywie tego prosumenta, 300 zł/MWh, w porównaniu z ceną 550 zł/MWh od dostawcy z urzędu.
     Jasne, że przedstawione porównanie jest skrajnie uproszczone. Nie uwzględnia np. faktu, że obecnie na jeden cykl życia ogniwa PV przypadają jeszcze dwa cykle życia przekształtnika, i podobnie – dwa cykle życia baterii akumulatorów. Z drugiej strony jednak nie uwzględnia żadnego wsparcia (z tytułu praw majątkowych do świadectw pochodzenia energii elektrycznej ze źródeł OŹE). Nie uwzględnia istniejącego ciągle jeszcze subsydiowania skrośnego ludności (taryfa G u dostawców z urzędu). Nie uwzględnia także nieuchronnego, istotnego wzrostu ponadinflacyjnego cen energii elektrycznej w obszarze energetyki WEK.
    Dlatego porównanie, niezależnie od jego skrajnego uproszczenia, nakazuje poważne potraktowanie potrzeby przebudowy polskiej energetyki. Jest jasne, ze możliwość ochrony bezpieczeństwa energetycznego tkwi nie w derogacji, nie we współspalaniu, nie w wetowaniu unijnych celów dotyczących redukcji CO₂, a w masowym kreowaniu nowych łańcuchów wartości i zarządzaniu nimi za pomocą infrastruktury smart grid. Oczywiście, to wymaga właściwych zapisów w ustawie OŹE. Projekt ustawy OŹE przedstawiony przez rząd w końcu grudnia 2012 jest z tego punktu widzenia bezwartościowy. Potrzebny jest nowy projekt, o innej konstrukcji, uwzględniającej rosnące kompetencje społeczeństwa.

Przypisy:

1  O sytuacji energetyki jądrowej rok po katastrofie Fukushima można przeczytać w bardzo obszernym Raporcie specjalnym „Nuclear power. The dream that failed” opublikowanym przez The Economist (Mar 10, 2012). Z kolei o wycofaniu się firm niemieckich RWE i E.On z projektu budowy nowych bloków jądrowych w Wielkiej Brytanii (Horizon joint venture) poinformował Reuters (Mar 29, 2012); firmy uzasadniają swoją decyzję wielkimi kosztami i wielkim ryzykiem projektu.
2 Konferencja „Gaz łupkowy”. Rzeczpospolita, 28 marca 2012. Polskie perspektywy związane z gazem łupkowym są przedstawione dodatkowo w Raporcie Państwowego Instytutu Geologicznego (marzec 2012).
3 Aktualnej sytuacji i perspektywom rozwoju technologii fotowoltaicznych, zasobnikowych (akumulatorowych) i smart EV poświęcone było IV Forum TIME (Telekomunikacja Informatyka Media Elektronika) skupiające przemysł ICT (KIGEiT, 14 marca 2012).
4 Miesięcznik "Doradca Energetyczny", 6/2011.
5 Ustawa o zarządzaniu kryzysowym, 2007.
6 Politechnika Śląska. Autorska koncepcja: Jan Popczyk
7 Centra 11 i 12 będą segmentami powołanego w Politechnice Śląskiej Centrum Energetyki Prosumenckiej