Elektroenergetyka, ciepłownictwo, elektryfikacja – nowe akcenty w polityce energetycznej po rekonstrukcji rządu. Porównane dwu wersji KPEiK wg MKiŚ oraz wg ME

 W poprzednim artykule nt KPEiK porównana została jego wersja z sierpnia 2025 (8’2025) i z tą poprzednią z października 2024 (10’2024). Wniosek z analizy (link do źródła) był pozytywny: wersja KPEiK z 8’2025 opracowana w Ministerstwie Klimatu i Środowiska (MKiŚ) została uznana za dobry dokument, ze zmianami które poszły w dobrym kierunku.

W wyniku rekonstrukcji rządu KPEiK trafił do Ministerstwa Energii (ME), które w grudniu 2025 roku (12’2025) przedstawiło kolejną wersję dokumentu. KPEiK wciąż nie został zatwierdzony, a Polska dalej pozostaje ostatnim krajem członkowskim UE, który nie wywiązał się ze zobowiązań wobec UE i jedynym krajem który nie ma żadnej strategii energetycznej.

Jest sporo zmian z dokumencie 12’2025 w stosunku do 8’2025. Główna zmiana dotyczy sposobu prezentacji obu scenariuszy: WAM - ambitniejszy i WEM nieambitny, ale jest to bardziej kwestia techniczna niż merytoryczna. Jednak także w kwestiach merytorycznych widać różnice pomiędzy perspektywą ME i MKiŚ w obszarze elektroenergetyki, ciepłownictwa oraz w podejściu do elektryfikacji i kogeneracji.  Rynek już wkrótce zweryfikuje cześć tych planów, zwłaszcza tych życzeniowych.

Poniżej zestawiono w tabelach różnice pomiędzy wersjami KPEiK 8’2025 i 12’2025 w scenariuszu WAM jeśli chodzi o moce osiągalne (MW), produkcję energii elektrycznej brutto (TWh) oraz odpowiednie różnice w procentach w odniesieniu do energii elektrycznej. Przy prezentacji wyników (różnić) przyjęto konwencję: wartości z v.12’2025 minus wartości z v. 8’2025; wyniki w procentach odniesiono do wartości bazowych z v 8’2025.

Porównanie KPEiK 12'2025 vs KPEiK 8'2025: moc osiągalna, różnice w  MW

Porównanie KPEiK 12'2025 vs KPEiK 8'2025: moc osiągalna, różnice w procentach

Porównanie KPEiK 12'2025 vs KPEiK 8'2025: produkcja energii, różnice w TWh

Porównanie KPEiK 12'2025 vs KPEiK 8'2025: produkcja energii, różnice w procentach

Kluczowe różnice:

W latach 2030-2040 ME planują oddać do użytku bardzo duże dodatkowe moce gazowe (po 6 GW w każdej pięciolatce więcej niż we wcześniejszej wersji MKiŚ), w efekcie produkcja energii elektrycznej z gazu w 2040 roku będzie wyższa o 623% niż wersji MKiŚ). Wyższe też mają być moce atomowe – w 2040 roku o 2,4 GW wyższe niż w wersji MKiŚ. W mniejszym zakresie zwiększono moce oparte na spalaniu biomasy – o 33%, co przekłada się na relatywnie niewielki wzrost mocy elektrycznej – o 200 MW. W sposób istotny na 2040 rok obniżone zostały moce wiatrowe i słoneczne, łącznie o niemal 16 GW. W efekcie wzrośnie istotnie import paliwa gazowego i jądrowego, i w stosunku do wersji MKiŚ ma w latach 2035 i 2040 spaść udział pogodozależnych OZE w produkcji energii z 69% i 71% do odpowiednio 65% i 63%, ale bez istotnego spadku zakładanych wcześniej mocy OZE na 2030 rok. 

Istotnym skutkiem ubocznym zmiany miksu energetycznego jest wzrost cen energii dla odbiorców w latach 2035-2040 o ok. 12% (miała miejsce retroaktywna zmiana cen, czego nie potrafię wyjaśnić).

 W sposób analogiczny poniżej zestawiono w tabelach różnice pomiędzy wersjami KPEiK 8’2025 i 12’2025 jeśli chodzi o produkcję ciepła w ciepłownictwie (w GWh i w procentach).

Różnica w produkcji ciepła KPEiK 12'2025 vs KPEiK 8'20225  w GWh.

Różnica w produkcji ciepła KPEiK 12'2025 vs KPEiK 8'20225  w procentach.

Mało przekonująco wyglądają plany produkcji 7 TWh ciepła z elektrowni jądrowych (SMR), gdyż wymagałoby to budowy paru gigawatów mocy elektrycznych w SMR-ach w latach 2035-2040 i odstawienia wielu mocy konwencjonalnych oraz spowolnienia tempa zielonej elektryfikacji ciepłownictwa, po zakładanym przez ME jej szybkim rozwoju do 2030 roku.

Na podstawie danych w KPEiK 12’2025 można wyszacować tempo rozwoju elektryfikacji ciepłownictwa (10 procentowy udział elektryfikacji w 2035 roku i 18 procentowy w 2040 roku), kosztem ostrożnego odchodzenia od kogeneracji, ale dość konsekwentnego odchodzenia od paliw kopalnych.  

 Warto tu przetoczyć jedno ze stwierdzeń KPEiK, które wskazuje ze ME zakłada że ciepłownictwo będzie się elektryfikować na zielono, głównie z powodu obowiązku nałożonego na ciepłownie dyrektywą RED III:  Istotnym elementem polityki będzie stworzenie preferencyjnych warunków dla rozwoju systemów ciepłowniczych stosujących OZE, z naciskiem na budowę magazynów ciepła dobowych i sezonowych, celem integracji zależnych od pogody OZE w systemach ciepłowniczych – w odpowiedzi na trudność w spełnieniu oczekiwań Dyrektywy RED III odnośnie udziału OZE w ciepłownictwie systemowym do 2030 (wzrost 2,2 p. proc. średniorocznie w okresie 2021-2030). 

Przywoływane wielokrotnie w KPEiK elektryfikacja (także przemysłu) oraz magazyny ciepła, w szczególności sezonowe (to nowość w KPEiK) są wskazówką także dla branży OZE aby włączyć się aktywnie w sector coupling. Są też pytaniem o to czy stawiać na proste rozwiązania kojarzone z importem  zielonych technologii ChRL, czy na złożone rozwiązania (elektryfikacja, sector coupling) bazujące na krajowym i europejskim potencjale intelektualnym i znajomości naszych, lokalnych uwarunkowań.  W polskim KPEiK zabrakło polityki przemysłowej związanej z produkcją komponentów dla transformacji energetycznej, czyli brakująca trzecia noga - MPRiT (w nowym KPEiK są odniesienia do przemysłu jako odbiorcy zbyt drogiej energii, co jest ważne, skoro ceny energii mają rosnąć, ale to nie wszystko).

Na czym zatem  polegają "nowe akcenty" w polityce energetycznej w kontekście "nowelizacji" KPEiK?  Wiele wskazuje na to, że w nowym KPEiK więcej uwagi poświęcone jest tym co już są na rynku energii  (biznesy zasiedziale, ale są to też wytwórcy energii z OZE) - nazwijmy ich dla uproszczenia biznesami w "pełni narodzonymi", czasami niestety podstarzałymi. Obrywają ci co dopiero chcą się narodzić (50 GW nowych projektów) - nazwijmy ich biznesami jeszcze w pełni nienarodzonymi. W dyskusji na KPEiK-i pomiędzy MKiŚ i ME wyłania się największy dylemat naszych czasów; -czy wobec wyłaniającej się potrzeby resetu w polityce gospodarczej lub korekty w polityce energetycznej możemy spowolnić rozwój OZE i przez kilka lat negatywnie wpłynąć na zwiększenie  ryzyka klimatycznego. Nie podejmuje się odpowiedzi na te pytania. 

Elastyczna pompa ciepła z sezonowym magazynem ciepła i inteligentnym system zakupu energii elektrycznej w PEC Końskie

PSE zauważa, że ogrzewanie elektryczne, w szczególności pompy ciepła i klimatyzatory z funkcją grzania, zmienia dobowy profil zużycia energii, przesuwając jego ciężar z wieczora na poranek i godziny dzienne. Z uwagi na temperaturę otoczenia pompy ciepła powietrze- woda  w  dzień, gdy jest cieplej niż w nocy, pompa ciepła pracuje efektywniej. W efekcie w styczniu br. było ono  w szczycie porannym 2-3 GW wyższe niż rok wcześniej.   

Ten efekt powoduje określone naprężenie w KSE, ale co ważniejsze - przy wymuszonej wzmożonej w sezonie grzewczym pracy źródeł wysokoemisyjnych - wzrost kosztów energii elektrycznej. Opisany problem wywołany jest zasadniczo przez indywidualnych użytkowników pomp ciepła, ale wkrótce może być wzmocniony przez instalowanie pomp ciepła w ciepłowniach miejskich, o ile będą budowane bez magazynów ciepła i będą eksploatowane niezależnie od ceny energii elektrycznej (pracujące w tradycyjnym modelu, w tzw. podstawie), dając kolejny  asumpt do wzrostu cen ciepła systemowego.

Ciepłownie z uwagi na posiadane inne źródła w systemie i większy profesjonalizm oraz dostęp do wyższej jakości pomp ciepła mogą jednak lepiej skorzystać z dość oczywistych zasad rynku energii i ominąć problem kosztów, generowania dodatkowych napięć w KSA oraz kanibalizacji pomoc ciepła (problem znany z wpływu prosumentów na warunki funkcjonowania duży farm PV).

Kompleksowe rozwiązanie w tym zakresie rozwija PEC Końskie, ze wsparciem IEO, proponując elastyczną pompę ciepła z sezonowym magazynem ciepła oraz innowacyjny system sterowania jej pracą. Sterowanie pracą pomp ciepła i magazynu ciepła różni się do standardowych rozwiązań, które zakładają maksymalne wykorzystanie pompy ciepła bez względu na koszt energii elektrycznej. Nowy model uwzględnia aktualny mix energetyczny w ciepłowni, emisyjność oraz prognozowany koszty zakupu i dystrybucji energii. Dzięki współpracy z sezonowym magazynem ciepła oraz elastycznymi źródłami szczytowymi (kotłami gazowymi), możliwe będzie optymalne bilansowanie systemu przy jednoczesnym utrzymaniu stabilnych parametrów sieci ciepłowniczej.

Poniższy wykres obrazuje uporządkowaną krzywą pokrycia całorocznego zapotrzebowania na ciepło z istotnym udziałem pompy ciepła, tak aby w efekcie optymalizacji, nie dokładała się do opisanego powyżej problemu, ale przede wszystkich aby pracowała efektywnie od strony ekonomicznej i obniżała cenę ciepła dla odbiorców (nie była źródłem wzrostu taryfy).

PEC Końskie jest dobrze przygotowany do elektryfikacji ciepłownictwa (P2H), w szczególności zielonej (gP2H) i inteligentnego  zakupu energii elektrycznej. Jest OSDn (łatwość uzyskania warunków przyłączenia do sieci) oraz spółką obrotu energią elektryczną.  Obecność spółki obrotu w strukturze PEC stwarza to łatwiejszą możliwości zakupu energii elektryczne po cenie dynamicznej  z gwarancjami pochodzenia energii GoO lub bez.

Mając już sezonowy magazyn ciepła typu  PTES, w przypadku planowanego, bardziej elastycznego i „łatwiejszego w obsłudze”  dodatkowego  kotła elektrodowego w grę wchodzi też tradycyjna umowa PPA „pay as produce” z wytwórcą energii z OZE (zakup z gwarancjami pochodzenia energii), a także jej bardziej elastyczne odmiany:

·        PPA dedykowana dla gP2H Flexible PPA (FPPA) z wolumen zdefiniowanym w określonych godzinach dostawy  (np. IV-IX oraz 11:00-15:00), wsparta drugą umową typu merchant PPA 

·        PPA dedykowaną dla gP2H Flexible PPA (FPPA) – wolumen zdefiniowany maksymalną ceną energii (prognozą) niższą, wraz z kosztami dostawy, od aktualnej taryfy na ciepło,  wsparta drugą umową typu merchant PPA 

Planowane przedsięwzięcie obejmuje budowę dwóch pomp ciepła typu powietrze-woda o łącznej mocy 3,5 MWth, współpracujących z sezonowym magazynem ciepła typu PTES o pojemności 42 tys. m³. Rozwiązanie to pozwoli na elastyczne zarządzanie produkcją ciepła ze wszystkich źródeł – w tym z kotła węglowego WR-15 – poprzez inteligentne dopasowanie pracy pomp ciepła do aktualnych warunków rynku energii elektrycznej.

Instytut Energetyki Odnawialnej jako doradca inwestycyjny, wcześniej  autor koncepcji rozwoju Koneckiego Klastra Energetycznego, planu transformacji ciepłowni w Końskich w oparciu o OZE oraz elektryfikacji wraz z modernizacją OSDn, przygotował studium wykonalności i wniosek o finansowanie elastycznej pompy ciepła z sezonowym magazynem ciepła. PEC Końskie w ramach kolejnego etapu modernizacji ciepłowni złożył wniosek o dofinansowanie w ramach programu priorytetowego „Ciepłownictwo powiatowe”, finansowanego KPO na zadanie „Budowa instalacji OZE z magazynem energii dla systemu ciepłowniczego miasta Końskie”.

Więcej o planach PEC Końskie w zakresie elektryfikacji ciepłowni  https://www.zec-konskie.pl/p,3,aktualnosci

Koszty dystrybucji z parapodatkami barierą dla elektryfikacji przemysłu

 

Trwają prace, o czym dalej, nad rozwiązaniami na rzecz elektryfikacja przemysłu z wykorzystaniem magazynów ciepła i energii elektrycznej  z OZE. Rozwój przemysłu i ciepłownictwa w kierunku jego elektryfikacji z wykorzystaniem OZE wraz z magazynami energii, stają się centralnym punktem nowej polityki energetycznej UE, której syntezą jest unijny „Pakt dla czystego przemysłu” z 26 lutego 2025 roku. Pakt proponuje zwiększenie wskaźnika elektryfikacji w gospodarce, w tym w ciepłownictwie, z obecnych 21,3% do 32% w 2030 roku i wiąże realizację celów z rozwojem OZE. W ramach „paktu” Komisja Europejska zobowiązała się do opracowania szczegółowego „Planu działań na rzecz elektryfikacji” oraz „Strategii ogrzewania i chłodzenia”, które będą, wraz z nowymi zasadami pomocy publicznej, wspierać cele związane z elektryfikacją opartą na OZE oraz  integracji sektorów w przemyśle i zwiększeniu elastyczności systemów ciepłowniczych.

Zakończyły się właśnie konsultacje obu dokumentów wdrożeniowych. „Plan działań na rzecz elektryfikacji” ma na celu rozwiązanie problemu barier utrudniających przyspieszenie opłacalnej i przyjaznej dla systemu energetycznego elektryfikacji w UE, zarówno pod względem podaży, jak i popytu. Skupia się na barierach oraz zachętach dla różnych przypadków użycia w przemyśle. Jego uzupełnieniem jest „Strategia ogrzewania i chłodzenia”, aby zapewnić spójną perspektywę integracji systemów energetycznych, w tym wdrażania kluczowych technologii, takich jak kotły elektrodowe i magazyny ciepła.

Plan na rzecz elektryfikacji określi niezbędne warunki w zakresie wytwarzania energii elektrycznej, przy rosnącym udziale lokalnie wytwarzanej energii elektrycznej z OZE, która wraz z magazynami energii elektrycznej i ciepła na odpowiadać zapotrzebowaniu na elektryfikację przemysłu. Celem planu jest obniżenie kosztów doprowadzenia energii elektrycznej do centrów popytu w przemyśle, np. poprzez zachęcanie do lokalizacji nowego popytu w pobliżu instalacji wytwarzających czystą energię i vice versa. Inne środki prowadzące do obniżenia kosztów obejmują rewizję systemu opodatkowania energii dla przemysłu oraz wyłączenie części opłat pozaenergetycznych z taryf sieciowych za energię elektryczną dla przemysłu i ciepłownictwa.

Między innymi kwestie taryf sieciowych są rozważane w pracach IEO ze wsparciem PIME nad raportem  Elektryfikacja przemysłu z wykorzystaniem magazynów ciepła i energii elektrycznej z OZE”, który całościowo wpisuje się w „Plan działań na rzecz elektryfikacji” i dążenie polskiego przemysłu do poprawy konkurencyjności. Raport analizować będzie kluczowe technologie wspierające elektryfikację przemysłu, systemy zarządzania energią elektryczną z OZE i wytwarzaniem ciepła. Szerokiej analizie zostaną podane ceny energii elektrycznej dla przemysłu oraz w szczególności opłaty dystrybucyjne i doliczane do nich tzw. „para podatki” (w tym opłata mocowa) dla odbiorców  przemysłowych.

Kilka przykładów o czym myślimy pisząc o kosztach dystrybucji i parapodatkach, najlepiej obrazują porównania międzynarodowe.  Np. koszty podatków są dla odbiorców przemysłowych w Polsce o 105% wyższe niż w UE.

Wykres nie obejmuje VAT, jako podatku neutralnego dla odbiorców przemysłowych, ale są oni w Polsce najbardziej obciążeni podatkami niezwracanymi, przede wszystkim kosztami ETS generowanymi przez źródła węglowe oraz kosztami  opłaty mocowej służącej zasadniczo elektrowniom węglowym i gazowym, które b. szybko rosną i w 2026 roku będą wyższe niż koszty związane z ETS. Gdyby nie wysokość powyższych parapodatków, polski przemysł mógłby zbliżyć się pod względem konkurencyjności kosztowej  (koszty energii) do krajów skandynawskich, które nie stosują rynku mocy. 

Koszty dystrybucji i przesyłu energii (sieciowe) w  UE przedstawiają poniższy wykres:

Analogiczne koszty dystrybucji i przesyłu energii (sieciowe) w Polsce przedstawia poniższy wykres:

 

Łatwo zauważyć, że koszty sieciowe, nawet bez parapodatków, są średnio dla polskiego przemysłu o 29% wyższe niż w UE. Wyjaśnienia wymagałby skokowy przyrost kosztów dystrybucji 2022-2023 (nie jest to opłata mocowa), gdyż koszt sieciowe za 2022 r. (wynikały z taryf z 2021 r.), a wtedy rosły koszty paliw, a  poza opłatą mocową nie było nagłych powodów dodatkowego podnoszenia stawek na dystrybucje i przesył.

Potrzebne są zatem działania prawne i inwestycyjne (technologiczne) aby poprawić sytuacje, zwłaszcza jeśli chodzi o parapodatki, ale też warto przyjrzeć się kosztom dystrybucji.

Należy ograniczać wzrost parapodatków poprzez stopniowe obniżanie zużywania w energetyce paliw emitujących duże ilości CO2 (tak aby źródła węglowe i gazowe pracowały jako podszczytowe lub szczytowe), ale jednocześnie potrzebna jest głęboka rewizja ustawy o rynku mocy. Ustawa ta nie ma bowiem wiele wspólnego (poza nazwą) z rynkiem, drenuje bowiem odbiorców ze środków finansowych a w swojej masie wspiera głównie technologie węglowe, które dodatkowo podnoszą na rachunkach koszty ETS. Odbiorcy przemysłowi są w kleszczach obu tych mechanizmów (rynek mocy i ETS), które się wzajemnie napędzają podnosząc koszty energii i jednoczenie utrudniają skorzystanie przez przemysł z energii z OZE, choćby poprzez pobieranie opłaty mocowej wtedy gdy energia czynna, dzięki generacji PV jest najtańsza (7:00-22:00). Przemysł i ciepłownictwo, decydujące się na korzystanie z nadmiarowej energii z OZE, w tym zakresie powinny być inaczej traktowane jeśli chodzi o opłatę mocową.  Opłata mocowa miała bowiem na celu obniżenie obciążenia w godzinach zagrożonych deficytem mocy, a elektryfikujący się na zielono przemysł i ciepłownictwo  będzie się aktywował w godzinach zagrożonych nadmiarem mocy i kosztami związanymi z curtailmentem OZE.

Przemysł mający swoje potrzeby cieplne (14% zużycia energii elektrycznej  i ciepła łącznie), podobnie jak ciepłownictwa systemowe, może przejmować tanie nadwyżki energii z OZE lub w godzinach wysokiej generacji OZE o ile mają elastyczne technologie elektryfikacji ciepłownictwa i magazyny ciepła (nie tylko niskotemperaturowe jak w ciepłownictwo), ale także wysokotemperaturowe (ceramiczne, piaskowe, solankowe), w tym zdolne do wytwarzania pary. 

O innych, pozataryfowych aspektach elektryfikacji przemysłu będzie więcej w kolejnych postach.  Zainteresowanych współpracą przy tworzeniu raportu, rozwiązań technicznych, legislacyjnych i finansowych zapraszamy do kontaktu grzegorz.wisniewski@ieo.pl. Raport zostanie wydany w II kwartale 2026 r., bezpośrednio po ogłoszeniu unijnego „Plan działań na rzecz elektryfikacji” i będzie polską odpowiedzią na strategię unijną z postulatami w zakresie finansowania zielonej elektryfikacji oraz zmian w systemie taryfowania energii elektrycznej.

Więcej o projekcie, wraz z prezentacją jego założeń na konferencji inaugurującej projekt na stronie IEO.