25 maja 2018 r. średnia cena megawatogodziny energii elektrycznej w kontraktach blokowych na Towarowej Giełdzie Energii w Warszawie wynosiła 235,18 zł (54,6 euro). Od początku stycznia ceny wzrosły o ponad 50 proc., a od maja 2017 r. o 60 proc. Na giełdzie EPEX SPOT, która obsługuje rynki energii dnia następnego ośmiu krajów Europy Zachodniej, w tym Niemiec reprezentujące 50 proc. europejskiego zużycia energii elektrycznej, średnia cena 25 maja wynosiła 42,78 euro. Wzrost cen energii w handlu hurtowym w Polsce to skutek czynników obiektywnych (wzrostu cen nośników energii i świadectw uprawniających do emisji CO2), zjawisk zachodzących w otoczeniu Polski, na które nie mamy wpływu oraz polityki rządu PiS. Ten trzeci czynnik jest najważniejszy – polityka energetyczna rządu źle odpowiada na wyzwania, wynikające z zachodzących w świecie zmian i świadomie działa na rzecz wzrostu cen energii. Porównując z cenami niemieckimi trzeba pamiętać, że u naszych zachodnich sąsiadów dotowana jest energetyka odnawialna, co przyczynia się do obniżania cen krańcowych na giełdzie.
Nie można też wykluczyć, że w handlu energią na TGE dochodzi do manipulacji. Ktoś kto wie, że za kilka godzin zostanie wyłączony duży blok energetyczny może zarobić na TGE całkiem duże pieniądze.
Zagadka wzrostu cen w Polsce
Na Towarowej Giełdzie Energii dokonuje się sprzedaż i zakup ponad 80 proc. energii elektrycznej wytwarzanej w Polsce. Ceny wahają się w zależności od popytu i podaży. Najniższe są w nocy, w dni wolne od pracy oraz w miesiącach o łagodnych temperaturach, w których wyłączone jest zarówno ogrzewanie, jak i klimatyzacja.
Tegoroczny gwałtowny wzrost cen energii, choć jest zjawiskiem nie został dostatecznie dostrzeżony przez opinię publiczną, która zwraca uwagę przede wszystkim na taryfy stosowane dla gospodarstw domowych. Te są znacznie wyższe od cen giełdowych, ale zmieniają się rzadko, gdyż są kontrolowane przez Urząd Regulacji Energetycznej. Ale przemysł alarmuje – wzrost cen energii elektrycznej obniża konkurencyjność polskich przedsiębiorstw. Wprawdzie średni udział energii w kosztach produkcji przemysłowej wynosi tylko 2,2 proc. (dane Warszawskiego Instytutu Studiów Ekonomicznych na podstawie GUS), ale w niektórych branżach istotnych dla polskiego eksportu jest znacznie wyższy – w przemyśle ceramicznym i budowlanym ponad 12 proc., w hutnictwie 8,4 proc., cementowym 8 proc., chemicznym 7,7 proc. Dla niektórych przedsiębiorstw skutki wzrostu cen energii są dramatyczne.
O utracie konkurencyjności przez przemysł dyskutowano na niedawnym Europejskim Kongresie Gospodarczym. Niektórzy przedsiębiorcy postulowali, by państwo rekompensowało, czyli w praktyce dotowało energochłonne branże pieniędzmi, uzyskanymi z aukcji uprawnień do emisji CO2. To byłby nie tylko półśrodek, ale też dodatkowy instrument ingerencji państwa w gospodarkę. Należy się raczej zastanowić nad tym, co takiego się dzieje w polskiej energetyce, co powoduje tak gwałtowny wzrost cen energii w miesiącach, w których zwykle zapotrzebowanie spada.
Rynek energii jest takim samym rynkiem jak wszystkie inne – rządzą nim prawa podaży i popytu, których relacja ustala cenę wymiany. Rynek ten ma jednak swoją specyfikę. Nie ma możliwości magazynowania energii elektrycznej, co oznacza, że w każdym momencie ilości energii wytwarzanej w elektrowniach musi być równa energii zużywanej przez odbiorców. A zatem elektrownie muszą obniżać moc, co obniża ich efektywność. W sytuacji, gdy rośnie zapotrzebowanie na energię elektryczną, odpowiedzią jest uruchomienie kolejnych mocy wytwórczych. Zastosowanie znajdą bloki o coraz wyższych kosztach produkcji.
W praktyce istnieje porządek, w jakim energia jest wpuszczana do systemu, tzw. merit order. Pierwszeństwo mają tradycyjne elektrownie cieplne (węglowe), jednak tylko do wysokości ich technicznego minimum potrzebnego do podtrzymania ich pracy, bowiem nie można ich szybko wygasić, a następnie wznowić ich działania. Gdy popyt przekroczy ten poziom, do sieci włączana jest tańsza energia np. z elektrowni wiatrowych. W szczytowym momencie zapotrzebowania ceny ustalają się na poziomie zbliżonym do kosztów najdroższych elektrowni: gazowych i szczytowo – pompowych.
Duże bloki energetyczne produkują z pełnym obciążeniem przez ok. 40 proc. czasu, w okresie szczytowego zapotrzebowania. W pozostałym okresie obciążenie jest znacznie niższe.
W piątek 13 stycznia b.r. w godzinach szczytu (od 9 do 16) sprzedano na TGE w transakcjach blokowych 35,1 MWh, a w piątek 25 maja b.r. 26,4 MHh. To znaczy, że w maju nie trzeba było uruchamiać najbardziej kosztownych bloków energetycznych, które dostarczały prąd w styczniu. Skoro tak, to majowa cena powinna być niższa, a tymczasem znacząco wzrosła.
Tyle teoria, gdyż w praktyce możliwa jest zmowa producentów i sztuczne zawyżanie ceny, by osiągnąć dodatkowy zysk.
Niemcy nadają ton
Niektóre zjawiska, zachodzące w światowej energetyce są dla polskiej gospodarki negatywne, inne zaś pozytywne. Przy odpowiedniej polityce możemy z nich wyciągnąć korzyści lub minimalizować straty.
Unia Europejska, podobnie jak kraje poza nią, które podpisały protokół z Kioto są zaangażowane w ograniczenie emisji dwutlenku węgla, uznając, że przyczynia się on do ocieplania klimatu. Niezależnie od tego, czy ocieplenie klimatu jest rzeczywistym zagrożeniem i czy jest wywołane emisją gazów cieplarnianych, Polska jako członek Unii Europejskiej musi ten fakt uwzględniać. Przedsiębiorstwa emitujące CO2, przede wszystkim elektrownie cieplne, muszą kupować uprawnienia do emisji, które są sprzedawane na rynku pierwotnym przez rządy, a następnie handlowane na rynku wtórnym. Są papierami wartościowymi, których cena zależy od podaży i popytu. Od początku br. uprawnienia do emisji CO2 drożeją – cena wzrosła z 7 do 16 euro za tonę. Część polskich elektrowni ma dostęp do darmowych uprawnień, ale pula ta maleje. Po roku 2027 elektrownie będą musiały wykupywać wszystkie uprawnienia na aukcjach. Na podaż uprawnień wpływ ma Komisja Europejska, która ogranicza sprzedaż, by w ten sposób wymusić na energetyce działania ograniczające emisję gazów. Ten proces jest mało transparentny. Nie wiadomo, jaki będzie poziom darmowych uprawnień po roku 2021. Dla naszej energetyki to zjawisko negatywne, ale jedyne, co można zrobić, to inwestować w bloki energetyczne o niskiej emisji dwutlenku węgla i wykorzystywać inne nośniki energii niż węgiel.
Polska energetyka z uwagi na przeważający udział węgla emituje relatywnie więcej CO2, niż w innych krajach UE. Wpływ kosztów uprawnień do emisji na hurtową cenę energii elektrycznej jest różny w różnych elektrowniach, zależy od jakości i ceny węgla i od sprawności turbin. Inny jest z elektrowni opalanych węglem kamiennym, inny węglem brunatnym. W przybliżeniu można przyjąć że w elektrowniach węglowych wyprodukowanie 1 MWh energii wymaga około 1 tony CO2 czyli wzrost ceny uprawnień o 1 euro za tonę zwiększa koszt energii z elektrowni opalanych węglem kamiennym o 2-2,5 zł za MGh. Tak więc wzrost cen uprawnień w niewielkim stopniu tłumaczy obecny trend cenowy na Towarowej Giełdzie Energii.
Drugim zjawiskiem, które musimy uwzględnić, jest szybki postęp techniczny w energetyce odnawialnej, zwłaszcza wiatrowej i solarnej, a także postęp w produkcji baterii gromadzących energię. Możliwość gromadzenia energii i wpuszczania jej do sieci w dowolnym momencie po konkurencyjnych cenach, całkowicie zmieniłyby zasady funkcjonowania branży energetycznej.
Dziś prąd wytwarzany w farmach wiatrowych lub solarnych jest niestabilny (zależy od warunków atmosferycznych), ale koszt wytworzenia szybko się obniża, co uniezależnia je od dotacji. Jest prawdopodobne, że w ciągu kilkunastu lat uśredniony koszt energii elektrycznej (tzw LCOE, czyli wartość bieżąca netto kosztu jednostki energii elektrycznej w całym okresie funkcjonowania elektrowni) energii wiatrowej i solarnej zrówna się z kosztem energii z elektrowni opalanych węglem. Postęp techniczny należy brać pod uwagę, planując wielkie inwestycje energetyczne – bloki opalane węglem są bardzo kosztowne i inwestycja może się nie zwrócić.
Trzecim ważnym czynnikiem zewnętrznym, wpływającym na sytuację naszej energetyki jest polityka najważniejszego kraju UE – Niemiec. Po katastrofie elektrowni nuklearnej w japońskiej Fukushimie Niemcy ogłosiły plan wycofania się w ciągu kilku lat z energetyki nuklearnej. W marcu 2011 roku wyłączonych zostało osiem najstarszych bloków, stanowiących 7 proc. mocy niemieckich elektrowni. Pozostałe elektrownie jądrowe zostaną zamknięte do roku 2022. Spowodowało to czasowy niedobór energii w systemie i konieczność importu energii.
Jeszcze większe dla całej Europy znaczenie ma wspieranie przez rząd niemiecki energetyki ze źródeł odnawialnych. Realizowany od początku wieku program Energiewende (rewolucja energetyczna). Sprowadza się ona do poniższych punktów:
- Ochrona inwestycji poprzez taryfy gwarantowane na 20 lat, z nieograniczonym priorytetowym wprowadzeniem do sieci prądu z energii odnawialnej.
- Dopłaty nie obciążają bezpośrednio budżetu państwa, ale krajowych konsumentów; zawarte są w rachunku za energię elektryczną gospodarstw domowych. W efekcie prąd dla gospodarstw jest relatywnie drogi, ale dla przemysłu tani.
- Taryfy gwarantowane dla nowych elektrowni z energii odnawialnych są regularnie obniżane, aby stworzyć presję kosztową i zachęty innowacyjne.
„Energiewende” była i jest krytykowana przez niemieckie korporacje energetyczne. Sprawia też kłopoty sąsiadom. Jej efektem są niskie ceny hurtowe energii, które w pewnych momentach, przy silnym wietrze, spadają poniżej zera.
Niemcy są eksporterem energii elektrycznej. Połączenia między systemami energetycznymi z krajami sąsiednimi pozwalają na eksport 10 proc. wyprodukowanej energii. Polska jest od kilku lat importerem netto energii, a jednocześnie ogranicza połączenia z krajami sąsiednimi W 2017 roku polskie zakłady energetyczne sprzedały za granicę 11 GWh energii elektrycznej, a kupiły 13,3 GWh. Import netto stanowił 1,4 proc. dostaw energii na polski rynek.
Unia Europejska, choć w pewnych obszarach jest zintegrowana (np. handel towarami) w wielu innych pozostaje zbiorem państw, chroniących swą suwerenność. Dotyczy to polityki energetycznej. Każdy kraj stara się utrzymać potencjał wytwarzania, pozwalający na zaspokojenie własnych potrzeb, a handel międzynarodowy energią stanowi mniej niż 10 proc. produkcji. Sytuacja taka zmusza kraje członkowskie UE do utrzymywania nadmiernych mocy produkcyjnych, wykorzystywanych w mniejszym stopniu niż np. w USA, co podraża ceny energii.
W interesie Polski leży pogłębienie integracji energetycznej i rozbudowa połączeń z krajami sąsiednimi. Przy takim scenariuszu polska gospodarka miałaby zapewnione dostawy energii elektrycznej bez konieczności rozbudowywania mocy elektrowni. Opłacalne mogłyby być kontrakty na dostawy tańszej energii z Niemiec, zwłaszcza w okresach, gdy jej cena bardzo spada. Warto byłoby też rozważyć wspólne inwestycje w energetykę – np. współfinansowanie nowej elektrowni jądrowej na Litwie, a także dostawy tańszej energii z Ukrainy. Aby rozwiązania takie były możliwe konieczna jest rozbudowa połączeń między systemami energetycznymi Polski i sąsiednich krajów oraz zagwarantowanie swobody eksportu i importu energii.
Rząd PiS jest zdecydowanie przeciwny otwartej polityce energetycznej. Priorytetem jest „bezpieczeństwo” dostaw, rozumiane jako rozbudowa mocy elektrowni, umożliwiających stabilne dostawy, a więc przede wszystkim elektrowni cieplnych, opalanych węglem. Koszty inwestycji, przekładające się na cenę energii nie są dla rządu istotne.
We wrześniu 2017 roku Piotr Naimski, jeden z twórców polityki energetycznej obecnego rządu, deklarował na Forum Ekonomicznym w Krynicy, że Polska, przynajmniej przez kilka kolejnych dziesięcioleci, będzie opierała produkcję energii elektrycznej w bardzo dużym stopniu na węglu. Jak tłumaczył, źródła zagraniczne „nie są strukturalnie wpisane w portfel dostaw energii dla polskich odbiorców, bo to musiałoby oznaczać, że zmniejszamy ilość energii produkowanej w Polsce. Tak nie będzie. My chcemy budować nowe elektrownie w Polsce. Mamy to w planie i je budujemy” – mówił minister.
Aby nowe inwestycje się zwróciły, cena sprzedawanej energii musi być odpowiednio wysoka. W innym przypadku banki, zwłaszcza prywatne, nie udzielają kredytów. PiS, zamiast działać na rzecz obniżania kosztów i cen energii, robi wszystko, by cenę podnosić, zapewniając w ten sposób warunki dla nowych inwestycji. Ma do tego dwa narzędzia. Pierwszym jest kontrola nad większością producentów energii. Drugą – przyjęta w grudniu 2017 roku ustawa o rynku mocy, która obciąży konsumentów kosztem utrzymywania mocy produkcyjnych, zaś przedsiębiorstwa energetyczne sprzedawać będą nie tylko energię, ale też gotowość udostępnienia swoich mocy, nawet jeśli pozostają one bezczynne.
Państwo kontroluje i nacjonalizuje
W 2007 roku rząd Jarosława Kaczyńskiego połączył regionalne zakłady energetyczne, tworząc cztery zintegrowane pionowo grupy: Polska Grupa Energetyczna, Enea, Tauron i Energa. Włączono do nich państwowe elektrownie oraz dystrybucję energii. Niektóre z grup są też właścicielami kopalni węgla. Spółki energetyczne miały w przyszłości być sprywatyzowane, ale zostały jedynie upublicznione – ich mniejszościowe pakiety wprowadzono na giełdę, ale Skarb Państwa zachował nad nimi kontrolę. W 2010 roku Ministerstwo Skarbu podjęło próbę sprzedaży pakietu kontrolnego Enei inwestorowi strategicznemu. Wyłączność na negocjację uzyskała spółka Kulczyk Investment, ale w ostatniej chwili minister (wówczas był nim Aleksander Grad) wycofał się z transakcji bez podania powodu.
Przed powstaniem rządu PiS Skarb Państwa kontrolował zdecydowaną większość sektora energetycznego. Według danych URE, trzej najwięksi wytwórcy: PGE, Enea i Tauron dysponowali ponad połową mocy polskich elektrowni i dostarczali prawie 2/3 produkcji energii elektrycznej w kraju. 40 proc. wytworzonej energii przypadało na PGE, 14 proc. na Tauron, 9 proc. na Eneę, 3 proc. na Energę.
Rząd PiS uznając, że kontrola Skarbu Państwa nad branżą energetyczną jest niewystarczająca, prowadzi proces nacjonalizacji. Gwoli prawdy, trzeba powiedzieć, że zaczął się on jeszcze za rządów PO-PSL. W 2011 roku kontrolowane przez państwo spółki Tauron SA i PGNiG SA odkupiły od szwedzkiej spółki Vattenfall dwie wcześniej sprywatyzowane elektrociepłownie, będące największymi dostawcami ciepła w Warszawie i na Śląsku. Vattenfall wycofał się z Polski, nie akceptując strategii energetyki opartej na węglu.
W 2015 r. prywatna kopalnia węgla Bogdanka, położona we wschodniej Polsce, sprywatyzowana i przynosząca zysk, została zakupiona przez spółkę Enea SA.
Do niedawna znaczącym producentem energii elektrycznej była francuska grupa EdF – operator m.in. elektrowni w Rybniku. Grupa odpowiadała za 10 proc. produkcji energii elektrycznej oraz 15 proc. produkcji ciepła sieciowego w Polsce. Weszła na polski rynek w roku 1997. Przed dwoma laty EdF oraz drugi koncern francuski Engie zapowiedziały wycofanie się z Polski ze względu na zmianę swojej strategii energetycznej. Engie (dawniej GDF Suez) w 2007 roku kupiła i zmodernizowała elektrownię Połaniec.
Zakupem Elektrowni Rybnik była zainteresowana czeska firma EPH, a elektrociepłowniami australijski holding IFM Investors. Minister energetyki uniemożliwił sprzedaż aktywów EdF zagranicznym spółkom, korzystając z ustawy z 24 lipca 2016 r. o kontroli niektórych inwestycji, która daje polskiemu rządowi prawo weta przy sprzedaży prywatnych aktywów energetycznych. Ustawa ta w dużym stopniu ogranicza prawa prywatnych właścicieli.
Pod koniec grudnia 2016 r. została zawarta transakcja zakupu należącej do Engie Elektrowni Połaniec przez trzecią co do wielkości państwową spółkę energetyczną Eneę za nieco ponad 1 mld zł.
EdF musiał sprzedać swoje spółki podmiotom wskazanym przez rząd. W maju 2017 roku PGE wykupiła polskie aktywa EdF za 4,27 mld zł. Transakcja została ostatecznie dopięta w listopadzie – PGE przejęło elektrownie w Rybniku oraz 8 elektrociepłowni, zwiększając swój udział w produkcji energii elektrycznej do ponad 50 proc.
22 maja spółka PGE ogłosiła wezwanie na kupno akcji Polenergii – największego gracza w branży morskich farm wiatrowych. Kontrolowana przez Kulczyk Investment Polenerga ma wiatrowe elektrownie o mocy 1200 MW (ok. 3 proc. krajowej mocy). Na razie nie ma odpowiedzi na wezwanie, a Kulczyk Investment wydał oświadczenie, że Polenergia jest traktowana jak inwestycja długoterminowa.
Inną dużą spółką energetyczną, nie kontrolowaną obecnie przez Skarb Państwa jest Zespół Elektrowni „Pątnów-Adamów-Konin” (ZE PAK) – zespół czterech elektrowni cieplnych opalanych węglem brunatnym w rejonie Konina, dostarczających około 8,5 procent mocy krajowej. Ponad 50 proc. akcji należy do spółek kontrolowanych przez Zygmunta Solorza-Żaka. Elektrownie są jednak przestarzałe (Adamów został w styczniu zamknięty) i wymagają znacznych inwestycji, by dostosować się do norm unijnych. Działające w ZE PAK związki zawodowe zarzucają inwestorowi niewywiązanie się ze zobowiązań inwestycyjnych, przyjętych w umowie prywatyzacyjnej z 1999 roku. Spółka bez zgody Regionalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska nie uruchomi nowej kopalni odkrywkowej węgla brunatnego, co doprowadzi w ciągu kilku lat do zamknięcia elektrowni. Choć formalnie prywatna jest pod wieloma względami zależna od polityków.
Według niepotwierdzonych informacji w rządzie rozważana jest koncepcja dalszej konsolidacji energetyki – połączenia PGE z Energą i Tauronu z Eneą, a także dwóch spółek paliwowych – Orlenu i Lotosu. Nie ma natomiast mowy o prywatyzacji. Warto zauważyć, że w ostatnich latach spółki energetyczne stały się politycznym łupem polityków PiS. W ciągu 2,5 lat spółką Energa rządziło sześciu prezesów.
Zahamowanie, a następnie odwrócenie prywatyzacji ma trzy negatywne skutki dla gospodarki:
- Zmniejsza zasoby krajowego kapitału. Państwowe przedsiębiorstwa, zwykle z udziałem państwowych banków i korzystając z państwowych gwarancji odkupują sprywatyzowany majątek, zmniejszając swoje możliwości inwestycyjne i zadłużają się.
- Branża jest kontrolowana przez państwo i praktycznie eliminowana jest konkurencja.
- Zagraniczne firmy w energetyce, tak jak w innych branżach są nośnikiem innowacji. Nacjonalizacja, a dodatkowo zanik konkurencji przyczyni się do zahamowania innowacji, które dynamicznie zmieniają energetykę w innych krajach.
Droga strategia rządowa
Spółki energetyczne realizują lub planują kilka projektów inwestycyjnych, które zwiększą moc elektrowni. Projekty rozpoczęte, które mają być uruchomione do roku 2020 dadzą dodatkową moc ponad 4 tys. MW. Do końca bieżącej dekady prądu nie zabraknie. Ale spółki realizujące projekty mogą się znaleźć w poważnych kłopotach finansowych. W dodatku nowe inwestycje nie zapewniają zmiany struktury polskiej energetyki. W ponad 60 proc. opiera się ona na węglu kamiennym, a w 25 proc. na węglu brunatnym.
W 2014 roku Polskie Inwestycje Rozwojowe (poprzedniczka Polskiej Fundacji Rozwoju) były namawiane do zaangażowania się w finansowanie rozbudowy Elektrowni Opole, realizowanej przez PGE. PIR, mający wówczas dużą niezależność, uznał, że inwestycja obaczona jest zbyt dużym ryzykiem, więc zarząd odmówił. PGE inwestycję jednak realizuje, a ponieważ jest spółką giełdową, a w dodatku korzysta z bankowych kredytów, musi uzasadnić jej opłacalność. Do kalkulacji przyjęto więc założenia optymistyczne, że cena sprzedaży energii elektrycznej będzie rosnąć w latach 2016-2030 o 4,7 proc. rocznie. Przy takim założeniu inwestycja się „spina”, ale gdyby ceny spadły, byłaby nieopłacalna, a finansujące ją banki musiałyby jeszcze raz przeanalizować ryzyko.
Inwestycja w Opolu jest opóźniona – zostanie zakończona dopiero za rok. Pochłonie ponad 11,6 mld zł. Nowe bloki energetyczne będą produkować do 12,5 TWh energii elektrycznej rocznie, czyli ok. 8 proc. energii elektrycznej, zużywanej w Polsce. Opalane będą węglem kamiennym, którego roczne zużycie szacowane jest na około 4 mln ton. Inwestycja finansowana jest przez banki, głównie państwowy PKO BP.
PGE jest też inwestorem w elektrowni Turów, opalanej węglem brunatnym. Blok o mocy 440 MW ma kosztować, według oferty wykonawcy 4 mld zł.
Polski Fundusz Rozwoju współfinansuje budowę nowego bloku energetycznego o mocy 910 MW w Jaworznie – w elektrowni należącej do Tauronu. Przeznaczy na to prawie 1 mld zł. Budowa ma być ukończona w pierwszym kwartale 2019 r. Planowany koszt inwestycji to 5,4 mld zł.
Projekt budowy Elektrowni Ostrołęka przez spółkę Energa został zawieszony w 2012 roku. W 2016 roku zarząd Energi postanowił ponownie uruchomić projekt – blok 1000 MW, który kosztować będzie 6-7 mld zł. Z uwagi na słabość kapitałową Energi budowa ma być realizowana wspólnie z Eneą, a wstępny termin ukończenia to 2024 rok – zapewne nie zostanie dotrzymany. W kwietniu unieważniono przetarg na budowę, gdyż wszystkie oferty były znacznie powyżej przewidzianego budżetu. Minister energetyki Tchórzewski stwierdził, że Ostrołęka będzie ostatnią wielką inwestycją w energię opartą na węglu kamiennym. Według ekspertów koszt LCOE energii, produkowanej w Ostrołęce wyniesie od 285 do 385 zł za MGh, czyli znacznie powyżej obecnej, i tak wysokiej, ceny na TGE. Także powyżej obecnej ceny giełdowej będą koszty produkcji energii z innych nowo budowanych bloków.
Strategia energetyczna rządu PIS prowadzi zatem do stałych wzrostów cen energii, co obniża konkurencyjność polskich firm, hamując tym samym wzrost całej gospodarki. Jest to strategia anachroniczna, antyinnowacyjna, traktująca Polskę, jako kraj odizolowany od innych, położony we wrogim otoczeniu, który, niczym Korea Północna, za samowystarczalność gotów jest płacić cenę stagnacji.
Autor: Witold Gadomski
Cykl publicystycznych tekstów Witolda Gadomskiego „Wybiórczo” ukazuje się co dwa tygodnie na stronie Forum Obywatelskiego Rozwoju i Gazety Wyborczej.