Raport WNP – Transformacja Energetyczna w Praktyce

14 października, 2025•5 Minuty

Wiele wyzwań, duże liczby i nieuniknione działania. 

WNP udostępniło raport Transformacja Energetyczna w Praktyce, przybliżamy analizę materiału i zachęcamy do zapoznania się ze źródłem RAPORT.

1. Ciepłownictwo: Ukryty rachunek i spirala kosztów

Transformacja sektora ciepłowniczego, często pomijana w debacie na rzecz atomu czy offshore, okazuje się być najtrudniejsza do przeprowadzenia ze względu na bardzo rozproszoną strukturę (blisko 400 lokalnych systemów).
Najbardziej uderzającą liczbą jest szacowany koszt dekarbonizacji ciepłownictwa do 2050 roku, mieszczący się w przedziale od 299 mld zł (wariant niski) do 466 mld zł (wariant wysoki). Sam ten zakres pokazuje ogromną niepewność kosztową. Z tego, nakłady na infrastrukturę wytwórczą pochłoną 102-211 mld zł, a na modernizację instalacji odbiorczych 115-149 mld zł.
Pomimo spadku, węgiel nadal dominuje w produkcji ciepła systemowego (udział paliw węglowych wyniósł 57,4 proc. w 2024 r., spadek z 61,2 proc. w 2023 r.). Kluczowy wniosek brzmi: ciepło nie stanieje, nawet po odejściu od węgla, z uwagi na wysoką kapitałochłonność nowych technologii. Co gorsza, systemy, które nie przejdą dekarbonizacji, mogą stanąć w obliczu wzrostu cen o 30-50 proc. do 2040 roku, napędzanych rosnącymi opłatami za emisję CO2.
Sektor boryka się z problemami – w 2023 r. ujemna rentowność została odnotowana piąty rok z rzędu. Łączne nakłady inwestycyjne w 2024 r. wyniosły zaledwie 4,7 mld zł, przy łącznych przychodach na poziomie 41 mld zł. Ten rozdźwięk podkreśla, że transformacja jest niemożliwa bez znaczącego finansowania zewnętrznego (dotacje, kredyty preferencyjne i komercyjne), ponieważ przeniesienie całości kosztów na taryfy dla ciepła jest niewykonalne.

2. Infrastruktura Sieciowa: Wąskie gardło transformacji

Dynamiczny wzrost OZE i elektryfikacja popytu (elektromobilność, ciepłownictwo) sprawiły, że sieć dystrybucyjna i przesyłowa wymagają gigantycznych i natychmiastowych inwestycji.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne planują 64 mld zł nakładów w ciągu dekady (2025-2034), w tym budowę 4700 km nowych linii 400 kV. Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych prognozują łączne nakłady na poziomie 129,5 mld zł w latach 2023-2030. Taki wolumen inwestycji, zasilany rekordowymi środkami z KPO (PGE Dystrybucja pozyskała ponad 9,5 mld zł, a Tauron ok. 15 mld zł), jest kluczowy.
Starzejąca się infrastruktura: Inwestycje są krytycznie potrzebne, biorąc pod uwagę wiek majątku. Ponad połowa linii napowietrznych PSE (53 proc.) i 61 proc. stacji elektroenergetycznych ma ponad 40 lat.
Największą przeszkodą w rozwoju energetyki rozproszonej jest problem z przyłączaniem do sieci. W 2024 r. odnotowano 7 817 odmów wydania warunków przyłączenia, obejmujących moc 73,6 GW. W przypadku samych OZE było to 6259 przypadków na niemal 42,4 GW. To pokazuje, że mimo dynamicznego wzrostu mocy OZE (prawie 32 GW przyłączonych do sieci 5 największych OSD do końca 2025 r.), sieć nie nadąża.
Operatorzy podkreślają, że kluczem jest budowa smart grid oraz rozwój magazynów energii jako stabilizatorów. PGE realizuje projekty BESS Żarnowiec (262 MW/981 MWh), BESS Gryfino (400MW/800MWh) i elektrownię szczytowo-pompową Młoty (1050 MW). Wdrażane są inteligentne liczniki (LZO) – do 2028 roku ma je mieć 80 proc. odbiorców.

3. Wnioski strategiczne i regulacyjne

  • Paliwa przejściowe: Gaz ziemny jest uznawany za niezbędne paliwo przejściowe/regulacyjne (np. bloki CCGT) do czasu pełnego uruchomienia atomu i rozwinięcia OZE. Duże grupy energetyczne planują zastąpienie aktywów węglowych nowoczesnymi blokami gazowymi w latach 2029-2030.
  • Priorytety Rządowe: Fundamentem przyszłego systemu będą energetyka jądrowa i morskie farmy wiatrowe (offshore). PGE dąży do osiągnięcia ponad 4 GW mocy wiatrowych na Bałtyku do 2035 r.
  • Wyzwania regulacyjne: Najważniejszym postulatem branży jest przewidywalność regulacyjna. Obecny system taryfowania dla ciepłownictwa, który zanotował ujemną rentowność sektora przez pięć lat z rzędu, jest uważany za anachroniczny i nie nadążający za nowymi technologiami (np. power-to-heat). Postuluje się m.in. zwiększenie maksymalnej intensywności pomocy publicznej (w ramach GBER) do 60 proc. oraz zmiany w zasadach przyłączania do sieci (np. system aukcyjny dla mocy przyłączeniowych, aby wyeliminować spekulację na rynku WP).
  • Kwestie społeczne i kadrowe: Transformacja wymaga zaangażowania szerokiego grona specjalistów. Ministerstwo Energii podkreśla konieczność inwestowania w kadry, zwłaszcza w regionach węglowych, poprzez programy przekwalifikowania (np. na serwis turbin wiatrowych czy energetykę jądrową). Transformacja ma być procesem sprawiedliwym, nie zapominającym o pracownikach zamykanych elektrowni…. 

– Krzysztof Tomczak, CEO Mindware