Obecny bilans energetyczny przedstawia się następująco (dane za 2010 r : węgiel brunatny 17%, węgiel kamienny 45%, ropa i produkty naftowe 30%, gaz ziemny 3%, energia odnawialna 6%.¹ . (Produkcja energii elektrycznej to 87% węgiel reszta z pozostałych , w tym z OZE ok. 6%). Prognozy (według danych MG, URE, ARE) do roku 2030 wstępnie szacują: przyrost energii pierwotnej o 0,57% w 2011-2015, następnie w latach 2016-2020 o 1,20%. Struktura nośników energii pierwotnej: redukcja o ok. 21%, redukcja węgla brunatnego ok. 26%), dwukrotny wzrost wykorzystania energii odnawialnej oraz wzrost zużycia gazu o ok. 18% (odbiorcy finalni i budowa wysokosprawnych źródeł w technologii parowo-gazowej, zwłaszcza źródeł dla potrzeb mocy szczytowej i rezerwowej dla elektrowni wiatrowych.

Z powodu znacznego zużycia bądź niskich parametrów jakościowych, zdecydowana większość krajowych bloków energetycznych musi zostać w najbliższych latach zmodernizowana lub zastąpiona, jednak zmieniające się regulacje unijne stanowią istotny czynnik ryzyka i skutecznie hamują podejmowanie decyzji inwestycyjnych. Problemem jest także brak odpowiednich konsorcjów, które mogą w krótkim okresie nowe bloki energetyczne zaprojektować i wybudować, co można było obserwować podczas projektów Pątnów II i Bełchatów blok 856 MW (kilkanaście lat przygotowań, zbierania zezwoleń formalno-prawnych, dopinania i negocjowania finansowania, a następnie samo projektowanie i wybudowanie). Jak podkreślają eksperci w chwili obecnej tzw. pewniakami są dwa bloki w Opolu, na które podpisała już umowę Polska Grupa Energetyczna PGE, oraz bliski kontrakt na blok w Kozienicach w Enei, blok gazowy projektowany przez Tauron i PGNiG w Stalowej Woli czy też blok gazowo-prawy we Włocławku przygotowywany przez Orlen. Inne projekty są albo w fazach analitycznych albo przygotowawczych. Na sytuację podsektora wytwarzania wpływa także fakt, że Polska musi realizować zapisy Traktatu Akcesyjnego wejścia do UE, tzn. osiągniecie z OZE 7,5% energii w krajowym bilansie zużycia energii elektrycznej brutto (wg danych różnych ekspertów Polska osiągnęła w 2011 r. około 6,3 %).

Mimo, iż węgiel zapewnia Polsce stabilne zaopatrzenie w energię to należy zauważyć, że wymaga on znaczących nakładów na modernizację. Decyzje o inwestycjach należy podjąć już ponieważ budowa nowej kopalni trwa około 12 do 15 lat, nowy poziom buduje się od 7 do 10 lat, a nowy szyb 3 do 5 lat. Bez znaczących inwestycji (głównie w budowę nowych poziomów eksploatacyjnych, wydłużenie lub budowę nowych szybów) nie będzie możliwe zatrzymanie spadku wydobycia z polskich kopalń. Istotnym jest, że polskie górnictwo węgla ma oparcie w wyższych uczelniach, biurach projektowych, zapleczu technicznym tj. w fabrykach maszyn i urządzeń górniczych jak i w kadrach menedżerów i znakomitych fachowców w kopalniach. Stąd istotnym jest zarówno najlepsze wykorzystanie już eksploatowanych złóż, jak i zagospodarowanie nowych złóż perspektywicznych: Gubin-Brody i Legnica-Głogów (po stronie niemieckiej prace trwają już od dawna). Poziom wydobycia po zagospodarowaniu złóż perspektywicznych może wzrosnąć do 100-110 mln t. Jak zauważają autorzy raportu SPBN niepokojące jest zjawisko zwiększającego się importu węgla z Federacji Rosyjskiej do Polski,² co stwarza dodatkowe ryzyko presji politycznej.

Poważnym problemem jest również tzw. zewnętrzna konkurencja polskich firm paliwowych, która nie uwzględnia konieczności integracji wysiłków koncernów przetwórczych (Orlen i Lotos) jako down-stream z PGNiG jako jedynym z doświadczeniem w up-stream, czyli wydobyciu bezpośrednim (w skali międzynarodowej liczą się firmy grupujące oba te komponenty). Po rozszerzeniu UE uzależnienie od dostaw rosyjskich uległo zwiększeniu. Wszystkie państwa, o które Unia powiększyła się w maju 2004 r., poza Cyprem i Maltą, są w dużym stopniu zależne od dostaw z Rosji (ok. 80% ropy i 75% gazu). Uzależnienie to potęgowane jest brakiem morskich terminali importowych lub ich niskim wykorzystaniem. Rosja wiec korzysta, że jest najłatwiej dostępnym źródłem ropy dla krajów naszego regionu.

Obserwując prowadzoną politykę rządu Federacji Rosyjskiej, w znaczącym stopniu są to spółki zależne od państwa (prawie 1/3 zasobów, a szykują się do kolejnych zakupów. Rosnieft pozostałości po Jukosie, a Gazprom wyraża chęć nabycia 50% udziałów w BP-TNK, ekspansywnej firmie, trzecim producencie ropy w Rosji, w której po połowie udziałów mają BP i prywatni ale związani z władzą inwestorzy³). Obecna polityka to umowa z Exonem i mobingowanie „mniej elastycznej firmy” czyli BP, która nie chciała się poddać typowej polityce „dziel się udziałami”. W Polsce system przesyłowy paliw ropopochodnych kontrolowany jest przez spółki z dominującym udziałem Skarbu Państwa. PERN „Przyjaźń” SA, zarządzająca polskim fragmentem (biegnącego z Rosji do Niemiec) systemu rurociągów o mocy przesyłowej ok. 43 mln ton ropy rocznie. Zasada eksploatacji magistrali przesyłowej zapewnia (w pierwszej kolejności) rafineriom w Polsce i w Niemczech całkowite zapotrzebowanie na dostawę ropy; dopiero wtedy pozostałe moce przesyłowe (wynoszące 9,170 mln ton - mogą zostać wykorzystane do tranzytu ropy przez port w Gdańsku lub Rostocku). Polskie rafinerie sprzedają paliwa po cenach notowań w Rotterdamie czyli po cenie jaką stanowi wyprodukowanie benzyny lub oleju napędowego z surowca kupowanego przez zachodnie rafinerie oraz po uwzględnieniu kosztów transportu. (Pozwala to maksymalizować zyski, gdyż cenę kształtuje się cenę tak aby import był nieopłacalny, a jednocześnie rafinerie kupując surowiec po cenach zdyskontowanych „do Brent” korzystając dodatkowo z tzw. „premii lądowej” czyli upustem wynikającym z geograficznego położenia „blisko rury”).

Czeka nas wyzwanie w postaci wzrostu efektywności energetycznej, poprzez obniżenie zużycia energii pierwotnej na jednostkę PKB do poziomu ok. 46,6 toe/mln zł’07 w 2020 r. Wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną z poziomu ok. 125 TWh w 2011 r. do ok. 131 TWh w 2020 r. Problem stanowi także stosunkowo niska rentowność ekonomiczna sektora, przy olbrzymich nakładach czekających w horyzoncie 20 lat. Według danych Społecznej Rady Narodowego Programu Redukcji Emisji dla samego sektora elektroenergetycznego potrzebny będzie kolejny Plan Marshalla z kwotą minimum 200 mld zł.