Partner serwisu

Polski miks energetyczny 2050 cz.III

Kategoria: Elektroenergetyka

Czy dla Polski są groźne cele Pakietu 3x20 i Mapa Drogowa 2050? Jak będzie wyglądała polska energetyka w roku 2050? Bez energii jądrowej i CCS? Czy Polska będzie musiała ścigać się w produkcji energii elektrycznej z Niemcami, Norwegią czy USA? Jak może wyglądać miks energetyczny dla Polski w roku 2050? O tym wszystkim w trzecim i ostatnim z tej serii artykule prof. Jana Popczyka (red.)

Polski miks energetyczny 2050 cz.III

    Szukając odpowiedzi na pytanie o to, czy groźny dla Polski jest Pakiet 3x20 i Mapa Drogowa 2050, trzeba wyjść od tego, że ludność Polski do 2050 r. będzie się zmniejszać prawie o 0,4% rocznie (w 2050 r. będzie wynosić około 33 mln). Uśredniony roczny wzrost PKB wyniesie nie więcej niż 2%. W takim razie obecny PKB wynoszący około 1,4 bln zł w 2050 r. będzie równy około 3 bln zł, w cenach stałych. (W scenariuszu business as usual roczny wzrost PKB przyjmuje się na ogół na poziomie 3,5%. Trzeba jednak „zmniejszyć” ten wzrost z wielu powodów, na przykład o minimum 1% tylko z tytułu likwidacji zadłużenia Polski, które wynosi obecnie 55%).

Czy konieczny będzie wyścig w wielkoskalowej produkcji energii?
    Dalsza analiza dotycząca miksu energetycznego 2050 jest prowadzona w kontekście Mapy Drogowej 2050, która w przypadku Polski oznacza (w dużym przybliżeniu) redukcję emisji CO2 do poziomu poniżej 60 mln ton.
    Potrzebne do analizy dane przyjmuje się w następujący sposób. Zakłada się, że program jądrowy nie zostanie zrealizowany, bo nie będzie ani środków na jego realizację, ani potrzeby jego realizacji. Nie zostaną także wdrożone technologie CCS i IGCC, bo po uwzględnieniu pełnych kosztów zewnętrznych okażą się niekonkurencyjne. Zakłada się też, że energetyka OŹE/URE nie jest prostym zastąpieniem energetyki WEK, powoduje za to zmianę stylu życia, tzn. wejście w model trwałego rozwoju zrównoważonego. W konsekwencji nie ma np. powodu, aby Polska „ścigała” się w rocznej produkcji energii elektrycznej na jednego mieszkańca, mimo że jest ona niska w porównaniu z wieloma krajami (w MWh jest to: Polska – 4, Norwegia – 30, USA – 15, Niemcy – 8).

Konieczny wzrost produkcji z odnawialnych źrodeł rozproszonych
    Jeśli Polsce nie jest potrzebny wyścig (duża produkcja w kondensacyjnych elektrowniach węglowych), to bez wątpienia konieczny jest wielki wzrost produkcji energii elektrycznej w źródłach OŹE/URE, a to do zasilania samochodów elektrycznych, pomp ciepła, domów plus-energetycznych, co wynika z Dyrektyw 2009/28 oraz 2010/31. Szczegółowe dane w zakresie przemysłu, transportu, budownictwa i rolnictwa antycypuje się do 2050 r. w następujący sposób:
1. Zużycie najważniejszego nośnika energii (jest nim energia elektryczna) w wielkim, średnim i małym przemyśle szacuje się w 2010 r. na około 55% całego zużycia, czyli na trochę ponad 60 TWh. Wykorzystanie potencjału efektywności energetycznej w scenariuszu business as usual (nie mniejszego niż 30%) i zmiana struktury przemysłu na mniej energochłonną spowodują, że zapotrzebowanie na energię elektryczną w przemyśle utrzyma się na niezmienionym poziomie.
W miksie energetycznym 2050 co najmniej połowa tej energii elektrycznej będzie produkowana w wysokosprawnej autokogeneracji gazowej. Druga połowa będzie dostarczana przez elektroenergetykę WEK z węglowych elektrowni kondensacyjnych i z gazowych bloków combi.
2. Liczba samochodów na 1000 mieszkańców wzrośnie z obecnych 400 do 600, a udział samochodów elektrycznych w rynku wyniesie 50%. Ważny jest fakt, że jednostkowe zużycie energii elektrycznej przez samochód elektryczny jest 3,5 razy mniejsze od zużycia energii chemicznej przez samochód tradycyjny.
W rezultacie obecne roczne zapotrzebowanie na energię końcową dla transportu wynoszące około 210 TWh zostanie zamienione w miksie energetycznym 2050 na około 160 TWh energii chemicznej w tradycyjnych paliwach transportowych i około 45 TWh energii elektrycznej ze źródeł OŹE1.
3. Przyrost domów/mieszkań wyniesie 1,5 mln (z tego 1 mln w miastach) i będą to głównie domy plus-energetyczne. Nastąpi też modernizacja całej istniejącej substancji mieszkaniowej, w dużej części do standardu domu plus-energetycznego. Warto podkreślić potencjał wzrostu efektywności energetycznej w budownictwie. Mianowicie, zużycie ciepła w kWh/ (m2 rok) w 2010 roku wynosi: 180 – średnie w istniejących zasobach, 120 – wymagane w nowych zasobach, 15 – możliwe w domach pasywnych. Uwzględniając ten potencjał przyjmuje się na potrzeby szacunków związanych z miksem energetycznym 2050, że zapotrzebowanie na ciepło wynoszące około 240 TWh zostanie zredukowane do około 120 TWh2. Dalej przyjmuje się, że zapotrzebowanie to będzie pokryte w 40% przez pompy ciepła, a eksploatacyjna wartość COP dla pomp ciepła będzie równa 3. Czyli zapotrzebowanie wynoszące około 50 TWh zostanie pokryte przez ciepło z pomp ciepła, które trzeba zasilić energią elektryczną (ze źródeł OŹE) równą około 15 TWh. Pozostałe 70 TWh potrzebnego ciepła będzie pochodzić ze źródeł ciepła OŹE/URE), ze źródeł kogeneracyjnych biomasowych oraz ze źródeł gazowych (i w bardzo niewielkiej części – węglowych).
4. Produkcja rolnicza na potrzeby żywności nie wymaga w przyszłości większych zasobów gruntów ornych od obecnych (około 12 mln ha). Będzie natomiast systematycznie rosło wykorzystanie nadwyżek gruntów rolnych – minimum 3 mln ha – na cele energetyczne. Podkreśla się, że osiągalna (już obecnie bez GMO) wydajność energetyczna gruntu rolnego wynosi około 80 MWh/ha.

Tab. 3. Polski miks energetyczny 2050 (opracowanie własne) * 100% węgla wykorzystane do zasilania elektrowni kondensacyjnych. ** 90% gazu wykorzystane do zasilania źródeł combi, 10% do zasilania źródeł kogeneracyjnych.

 

Synteza, czyli prognozy do roku 2050
    Uwzględniając przedstawione dane antycypuje się zapotrzebowanie na paliwa/energię w 2050 r. na rynkach końcowych (najważniejszym rynku energii elektrycznej, a ponadto transportu i ciepła) w sposób następujący, tab. 3.
1. Energia elektryczna – 180 TWh (przemysł – 60 TWh, ludność i usługi – 60 TWh, transport elektryczny – 45 TWh, pompy ciepła – 15 TWh). Podkreśla się, że to właśnie na tym rynku wystąpi w kontekście Mapy Drogowej 2050, silne „napięcie bilansowe”.
2. Transport – 160 TWh - (bez elektrycznego, tylko energia chemiczna w tradycyjnych paliwach transportowych). Czyli zużycie paliw ropopochodnych obniży się, mimo założonego znacznego wzrostu liczby samochodów (z dużym prawdopodobieństwem będzie on w rzeczywistości mniejszy) o około 25% w stosunku do zużycia w 2010 roku, obniżenie zapotrzebowania nastąpi za przyczyną samochodu elektrycznego. W rezultacie transport będzie miał udział w emisji CO2 na poziomie 30 mln ton.
3. Ciepło – 70 TWh - (bez ciepła produkowanego przez pompy ciepła). Podkreśla się przy tym, że w polskim miksie energetycznym 2050 istnieje wielka nadwyżka potencjału produkcyjnego (rynkowego potencjału podażowego) w źródłach OŹE/URE nad takim zapotrzebowaniem. Potencjał ten tworzy konkurencyjny rynek źródeł samego ciepła OŹE/URE (kolektory słoneczne, kotły i piece/kominki na biomasę stałą), a także rynek kogeneracyjnych źródeł biomasowych (biogazownie, mikrobiogazownie, układy ORC, silniki sterlinga, spalarnie śmieci, oczyszczalnie ścieków). W związku z tym można uznać, bez szczegółowych analiz, że za 40 lat polskie ciepłownictwo może być bezemisyjne. Warto pamiętać, że ciepłownictwo szwedzkie, znajdujące się w niekorzystnych warunkach klimatycznych, praktycznie wyeliminowało paliwa kopalne w ciągu 30 lat, w wyniku działań podjętych po kryzysie naftowym w latach 1973-1974.
    Napięcie bilansowe na rynku energii elektrycznej, któremu trzeba poświęcić szczególną uwagę, jest związane z ryzykiem stranded costs w elektroenergetyce węglowej, wynikających z limitu emisji CO2 (około 30 mln ton w segmencie ETS) dla całej elektroenergetyki. W rzeczywistości może to być jeszcze mniejszy limit, jeśli uwzględni się emisje w ciepłownictwie i w przemyśle, zwłaszcza w cementowniach i hutach.
    Dla uniknięcia dużych stranded costs w elektroenergetyce węglowej problem alokacji produkcji między źródła węglowe a gazowe należałoby postawić następująco: zakładamy całkowite wstrzymanie inwestycji w energetykę węglową, a inwestycje w źródła gazowe realizujemy według strategii mającej na celu dotrzymanie limitu.
    Oczywiście, mimo wstrzymania inwestycji w 2050 r. będzie na rynku jeszcze około 5 tys. MW w źródłach węglowych, bez CCS (będą to np. istniejące moce w elektrowniach Turów i Opole, w blokach Pątnów II, Łagisza, Bełchatów II). Emisja CO2 z tych źródeł będzie wynosić około 25 mln t/rok. Przydzielenie pozostałych 5 mln ton emisji źródłom gazowym (combi w energetyce WEK i autokogeneracji w przemyśle) umożliwiłoby ulokowanie na rynku w 2050 r. około 20 TWh energii elektrycznej.

Jaki popyt na energię elektryczną?
    Aby można było mówić o prawdziwym rynku paliw/ energii w kontekście Mapy Drogowej 2050, potencjał podażowy w energetyce OŹE (OŹE/URE) musi przekraczać antycypowane zapotrzebowanie wynoszące: 70 TWh na rynku ciepła i 130 TWh na rynku energii elektrycznej. Otóż potencjał taki istnieje, jak pokazuje tab. 3.
    W szczególności w miksie energetycznym 2050 można liczyć co najmniej na 240 TWh energii chemicznej z rolnictwa energetycznego. Jest to energia o bardzo dużym potencjale konwersji na rynki końcowe; w przypadku powszechnego zastosowania technologii biogazowych i kogeneracyjnych (technologicznie zintegrowanych) można byłoby uzyskać około 90 TWh energii elektrycznej plus 110 TWh ciepła (znacznie więcej niż potrzeba).
    Uwzględniając miks technologii biogazowych i kogeneracyjnych paliw płynnych (pierwszej i drugiej generacji) oraz biomasy można bez najmniejszego ryzyka oszacować potencjał rolnictwa energetycznego na 60 TWh na rynku energii elektrycznej plus 70 TWh na rynku ciepła.
    Poza rolnictwem energetycznym istnieje wielki potencjał „domykający” potrzebną podaż energii/paliw ze źródeł OŹE (OŹE/URE). W obecnej perspektywie są to przede wszystkim farmy:
• wiatrowe, z rocznym potencjałem nie mniejszym niż 20 TWh.
• Dalej fotowoltaika, z podobnym potencjałem (wynikającym z dostępniej powierzchni dachów, elewacji i innych powierzchni odpowiednich do instalowania ogniw fotowoltaicznych).
• zasoby związane z gospodarką leśną (nie mniej niż 10 TWh energii elektrycznej i półtora razy więcej ciepła).
• Są to też: energetyka mikrowiatrowa (nie mniej niż 10 TWh) i hydroenergetyka (nie mniej niż 5 TWh).
• Są to również zasoby związane bezpośrednio z ochroną środowiska (spalarnie śmieci, oczyszczalnie ścieków).

Mapa Drogowa 2050 w przypadku Polski oznacza (w dużym przybliżeniu) redukcję emisji CO2 do poziomu poniżej 60 mln ton.

    Reasumując, na progu 2012 r. Polsce potrzebne są działania na rzecz zminimalizowania stranded costs w horyzoncie 2050 r. W tym kontekście Pakiet 3x20 i Mapę Drogową 2050 trzeba widzieć w podwójnej roli: jako regulacje i jako strategie, które będą się przyczyniać z jednej strony do polskich stranded costs, a z drugiej tworzą warunki do przebudowy polskiej gospodarki i do powstania polskich przewag konkurencyjnych w nowoczesnej energetyce OŹE/URE.
    Aby zminimalizować zagrożenia i zmaksymalizować szanse należy:
1. Derogację zamienić na trade-off, a środki z opłat wytwórców za uprawnienia do emisji CO2 wykorzystać na cele wskazane w artykule [1,2].
2. Zdefiniować technologie pomostowe (technologie wytwórcze WEK w elektroenergetyce, rafinerie, kopalnie, a w pewnym zakresie również sieciowe systemy przesyłowe: elektroenergetyczny i gazowy).
3. Zdefiniować cele w zakresie przebudowy struktury rynków końcowych (energia elektryczna, ciepło, paliwa transportowe).
4. Zdefiniować technologie rozwojowe (obszar: energetyka + smart grid, budownictwo, transport, rolnictwo energetyczne; inaczej jest to energetyka OŹE/URE, w szczególności przemysł ICT).
5. Zdefiniować technologie ubezpieczające (technologie gazowe: konwencjonalny gaz ziemny, gaz łupkowy – polskie zasoby nawet 5,3 bln m3, wg U.S. EIA).
6. Uchwalić regulacje startowe. Wykorzystać do tego celu w szczególności ustawy o systemie wsparcia OŹE oraz ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (ustawy znajdują się na etapie uzgodnień społecznych). Zapoczątkować alokację regulacji w zakresie energetyki OŹE/URE z poziomu rządowego na poziom samorządowy.
7. Wykorzystać wielką szansę, którą Polska ma w horyzoncie 2050, związaną z intensywnym rozwojem na świecie: technologii proefektywnościowych (np. budownictwo niskoenergetyczne, transport elektryczny), technologii wytwórczych OŹE i OŹE/URE, w tym biotechnologicznych (np. rolnictwo energetyczne i biotechnologia środowiskowa) oraz ICT (fotowoltaika, słoneczne układy hybrydowe), a także technologii zarządczych (smart grid). We wszystkich trzech kierunkach Polska ma bardzo dobre uwarunkowania (możliwość wykorzystania renty zapóźnienia w energetyce i budownictwie, unikatowe zasoby w rolnictwie, kadry w biotechnologii, elektronice i teleinformatyce).

 Literatura:
[1] Popczyk J., Trzy siły sprawcze zmiany krajowej elektroenergetyki. Antycypacja.
„Elektroenergetyka 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 Sřrensen. 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).

Załącznik 1
Produkcja energii elektrycznej w segmencie mikroinstalacje OŹE (segment 7) na pokrycie strat sieciowych. Zaproponowane rozwiązanie oznacza produkcję energii elektrycznej w segmencie mikroinstalacji OŹE w 2013 r. na poziomie około 1 TWh, a następnie jej coroczny wzrost o około 1,6 TWh. Jest to trudne zadanie, ale w pełni realistyczne, jeśli uwzględni się różnorodność możliwych do zastosowania technologii. W kontekście wybranych technologii wygląda to następująco.
1. Gdyby zadanie rozpatrywać tylko w kontekście mikrobiogazowni instalowanych w gospodarstwach rolnych, to w 2013 r. operatorzy OSD powinni przyłączyć do sieci nN około 6,5 tys. mikrobiogazowni o mocy elektrycznej 20 kW każda, pracujących z rocznym czasem użytkowania mocy zainstalowanej około 7,5 tys. godzin. W każdym kolejnym roku liczba takich mikrobiogazowni musiałaby się zwiększać o około 10,5 tys. W 2020 roku łączna liczba mikrobiogazowni w Polsce musiałaby wynosić około 80 tys. Tym samym zrestrukturyzuje się za pomocą mikrobiogazowni około 45% gospodarstw rolnych nadających się do takiej restrukturyzacji (80 tys. gospodarstw o powierzchni 15÷20 ha i 100 tys. gospodarstw o powierzchni 20÷50 ha).
2. W wypadku wykorzystania prosumenckich instalacji hybrydowych M/O/A – z mikrowiatrakami o mocy jednostkowej 4 kW, pracujących z rocznym czasem mocy zainstalowanej 1500 h/rok i ogniwami fotowoltaicznymi o mocy jednostkowej 4 kWp (około 25 m2 powierzchni czynnej), pracujących z rocznym czasem mocy „pik” 1000 h/rok – wiązałoby się z koniecznością przyłączenia do sieci nN około 100 tys. instalacji w 2013 r. i około 160 tys. instalacji w każdym kolejnym roku. W 2020 r. łączna liczba instalacji M/O/A w Polsce musiałaby wynosić około 1,2 mln. (około 25% łącznej liczby gospodarstw rolnych i domów jednorodzinnych).
3. Gdyby wprowadzić zasadę, że do pokrycia start sieciowych wykorzystuje się efekt związany z rozwojem rynku samochodów elektrycznych (smart EV), co jest rozwiązaniem racjonalnym, to prognoza 5% samochodów elektrycznych w 2020 r. jest realna, a to jest 1 mln samochodów. Takiej liczbie samochodów odpowiada roczny przyrost 125 tys. samochodów w okresie 2013÷2020, o jednostkowym zużyciu 3 MWh każdy. To daje rocznie około 0,55 TWh zaliczonej do celu (współczynnik przeliczeniowy 2,5 - 1 = 1,5).

Załącznik 2
    Kryzys 2007-2011 stawia w nowym świetle pytanie: czy mamy do czynienia z końcem liberalizmu, czy potrzebą naprawy relacji w trójkącie: państwo – rynek – korporacje? Przecież kryzys spowodowany został przez korporacje finansowe, działające w sojuszu z politykami. Mianowicie, korporacje spowodowały kryzys, bo nie były zdolne do samoograniczenia swojej pazerności. Z drugiej strony ze strony polityków zabrakło regulacji zdolnych ograniczyć tę pazerność. W rezultacie regulacji (złych i brakujących) korporacje przeszły od działań spekulacyjnych (z takimi mamy do czynienia, kiedy rynek jest silniejszy od wszystkich graczy, co jest podstawą liberalizmu) do działań „gangsterskich” charakterystycznych dla sytuacji, kiedy rynek jest słabszy od niewielkiej części graczy i o żadnym liberalizmie nie może być mowy.
Sojusz korporacyjno-polityczny w energetyce ma podobną anatomię do sojuszu korporacyjno-politycznego w finansach, a proces degeneracji jest tylko parę lat opóźniony w czasie. Jeśli chodzi w szczególności o energetykę, to UE może mieć problem z polską energetyką węglową podobny do obecnego finansowego problemu greckiego (mechanizmy petryfi kacji nieefektywności polskiej energetyki węglowej mają wiele cech wspólnych z mechanizmami petryfi kacji nieefektywności całej gospodarki greckiej). Z tego punktu widzenia trzeba zauważyć, że UE nie ma, w kontekście Mapy Drogowej 2050, problemu energetyki węglowej, bo poza Polską technologie węglowe albo już nie mają znaczenia, albo są zdefi niowane, np. w Niemczech, jako technologie pomostowe.
    Petryfikacja nieefektywności polskiej energetyki węglowej objawia się między innymi w postaci walki o derogację. Ta walka zastępuje działania na rzecz obniżki kosztów całej energetyki, poprawy efektywności energetycznej budownictwa i transportu, energetycznego wykorzystania rolnictwa oraz na rzecz budowy przewagi konkurencyjnej przemysłu ICT, OŹE/URE. Proces budowania systemowej nieefektywności elektroenergetyki w Polsce w ciągu ostatnich 15 lat można w uproszczeniu przedstawić następująco:
1. KDT – kontrakty długoterminowe stały się w okresie 2007-2010, i malejąco do 2022 roku, głównym narzędziem transferu środków od odbiorców do wytwórców WEK łącznie na kwotę około 15 mld zł.
2. Konsolidacja stała się źródłem wielkich kosztów pakietów socjalnych (nieefektywnie wydawane pieniądze), przede wszystkim jednak zablokowała dopływ innowacyjnych kadr do skonsolidowanych przedsiębiorstw.
3. Polityka energetyczna (przyjęta w listopadzie 2009 r.) umożliwia elektroenergetyce podtrzymanie jej dominacji w gospodarce, w szczególności zaś wprowadza energetykę WEK na ścieżkę paramilitaryzacji (energetyka jądrowa), zamiast na ścieżkę innowacji.
4. Bardzo wielkim problemem jest transfer środków przeznaczonych na rozwój OŹE/URE do energetyki WEK. Już obecnie jest to 3 mld zł/rok, z tego na współspalanie przypada połowa (12÷13 zł/GJ w węglu, to za drogo, ale 35 zł/GJ w biomasie do współspalania, której zużywamy już 4 mln ton rocznie, to niewielkie pieniądze, M. Bieliński).
5. Rządowy sposób prywatyzacji elektroenergetyki: tanio sprzedać, drogo kupić. Można to łatwo przeanalizować na procesie: wejście do Polski Vattenfalla → prywatyzacja Tauronu (cena Grupy obniżona w połowie 2010 roku przez ministra skarbu o około 50% ze względu na „złe” uwarunkowania na rynkach finansowych)
→ wyjście Vattenfalla z Polski w połowie 2011 roku (sprzedaż polskich aktywów w okresie załamania się rynków finansowych za cenę trzykrotnie wyższą od ceny nabycia).
6. Derogacja jako rozwiązanie ukierunkowane na transfer do wytwórców WEK w okresie 2013-2020 około 50 mld zł na pokrycie kosztów uprawnień do emisji CO2, zamiast na rozwój energetyki OŹE/URE.

Jan Popczyk – prof. Politechniki Śląskiej

Przypisy
1 Z punktu widzenia perspektyw rozwoju rynku samochodów elektrycznych charakterystyczne są informacje o nowych (nowego typu) koalicjach koncernów samochodowych i inwestorów w obszarze OŹE. Przykładem jest koalicja Renault i przedsiębiorstwa CNR (Compagnie Nationale du Rhone, 3200 MW w OŹE, planowany wzrost do 4500 MW w 2015 roku). Celem tej koalicji jest realizacja projektu „smart EV + OŹE”, czyli integracja rynku samochodów elektrycznych (Renault wprowadził już na rynek samochody elektryczne Fluence Z.E. i Kangoo Z.E.) i rynku energii elektrycznej produkowanej w źródłach OŹE, z wykorzystaniem infrastruktury smart grid.
2 Pojawiają się szczegółowe raporty, według których zużycia ciepła w budownictwie można zmniejszyć w Polsce o około 80%. Przykładem jest raport „Wpływ kompleksowej termomodernizacji na rynek pracy w Polsce”, który analizuje gospodarcze i środowiskowe skutki realizacji programu termomodernizacji budynków w Polsce (raport został wykonany przez międzynarodowy zespół ekspertów z Central European University i z Fundacji na rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii). Zgodnie z ra portem realizacja programu skutkowałaby powstaniem 350 tysięcy nowych miejsc pracy.

Autor: Jan Popczyk – Politechnika Śląska

Artykuł został opublikowany w magazynie "ECiZ" nr 3/2012

Źródło fot.: www.sxc.hu

 

Strona używa plików cookies w celu realizacji usług i zgodnie z Polityką Plików Cookies. OK, AKCEPTUJĘ