Bruksela dopisała się do polskich postulatów. Plan elektryfikacji UE a „Strategia transformacji ciepłownictwa do 2040 r.”

Rzadko zdarza się tak wymowna zbieżność kalendarzy. 8 lipca opublikowałem komentarz do konsultowanego właśnie projektu „Strategii transformacji ciepłownictwa do 2040 r.”, pytając, czy ciepłownictwo zasługuje na odrębną strategię rządową i czego w projekcie brakuje[1]. Dziewięć dni później, 17 lipca, Komisja Europejska przyjęła Plan działania na rzecz elektryfikacji (EAP) wraz z projektem rozporządzenia o opłatach sieciowych i podatkach energetycznych.[2] Warto sprawdzić, na ile ten pakiet wzmacnia postulaty zgłoszone wobec polskiej Strategii. Odpowiedź: w sprawach kluczowych — wzmacnia, a w kilku niemal dosłownie.

Po pierwsze: P2H z magazynami ciepła przestaje być polską ekstrawagancją. W komentarzu wskazywałem, że novum Strategii — elektryfikacja ciepłownictwa i dotąd marginalizowane magazyny ciepła — wymaga twardych instrumentów, nie deklaracji. EAP daje temu kierunkowi unijną rangę: ciepłownictwo systemowe z pompami ciepła, kotłami elektrycznymi i magazynami ciepła zostało opisane wprost jako źródło „dużej elastyczności” odciążające sieci elektroenergetyczne, z własnymi wskaźnikami (15% udziału ciepłownictwa i chłodnictwa systemowego w dostawach ciepła i chłodu do 2030 r., wzrost długości sieci o 6–7% rocznie, 11% ciepła z odzysku do 2050 r.).[3] Zapowiedziany na 2026 r. nowy kodeks sieciowy ma objąć integrację magazynów ciepła z siecią,[4] a Bank Dekarbonizacji Przemysłu (100 mld euro) i Booster ETS (30 mld euro) finansują literalnie „magazyny bateryjne lub ciepła”.[5] Zbieżność z zapisem „Średniookresowej strategii rozwoju kraju do 2035 r.” o wielkoskalowych pompach ciepła i kotłach elektrycznych sprzężonych z magazynami jest pełna — polska Strategia zyskuje więc podwójne zakotwiczenie: krajowe i unijne.

Po drugie: ulgi sieciowe dla P2H — ale warunkowe — stają się prawem UE. W komentarzu przestrzegałem przed powtórką błędów premii kogeneracyjnej i net meteringu: zachęty dla konwerterów P2H muszą być współbieżne z rzeczywistą potrzebą zagospodarowania nadwyżek w KSE, a nie bezwarunkowe. Dokładnie tę filozofię koduje projekt rozporządzenia. Nowy art. 18 czyni obowiązkowymi elementy taryf zależne od czasu użycia sieci (time-of-use, statyczne lub dynamiczne) i element mocowy, a opłaty dla instalacji magazynowych mają odzwierciedlać korzyści tworzone dla sieci i ograniczać się do faktycznie generowanych kosztów — bez podwójnego naliczania.[6] Towarzyszący dokument o tzw. sandboxach regulacyjnych opisuje francuski wzorzec: ujemne taryfy sieciowe za pobór w godzinach stresu sieci, zatwierdzone przez regulatora CRE.[7] To jest właśnie operacyjny kształt „współbieżności”, o którą chodziło — ulga nie za samo istnienie kotła elektrodowego, lecz za pobór wtedy, gdy system tego potrzebuje. Zadaniem polskiej Strategii jest teraz przełożenie tego na decyzje taryfowe URE, zanim wymusi to akt delegowany KE.

Po trzecie: pakiet „odwrócony DSR + rejestr PPA z gwarancjami pochodzenia” zyskuje unijne oparcie. Najważniejsza propozycja IEO z konsultacji Strategii — aktywacja odbioru P2H zamiast nierynkowego redysponowania OZE, oparta o art. 13 ust. 3 rozporządzenia 2019/943 — współgra z diagnozą EAP: Komisja wskazuje regularny curtailment jako skutek braku elastyczności i magazynowania, a rekomendacja C/2026/2676 o usuwaniu barier dla umów PPA wraz z postulatem gwarancji pochodzenia dostarcza dokładnie tej infrastruktury kontraktowej, na której ma się opierać proponowany rejestr.[8] Skoro EAP nazywa ciepłownictwo „buforem nadwyżek”, a prawo UE nakazuje wyczerpać rozwiązania rynkowe przed curtailmentem, polski mechanizm operacyjny łączący jedno z drugim jest nie tylko dopuszczalny,  jest logiczną konsekwencją pakietu.

Po czwarte: samorządy i plany lokalne dostają realną stawkę. Krytykowałem rozdział Strategii o planowaniu lokalnym za brak oferty dla gmin. EAP tę ofertę tworzy: pilotaż European City Facility (15 mln euro od lata 2026 na ok. 180 planów ciepłowniczo-chłodniczych, docelowo 1000 planów przekształconych w bankowalne projekty). Co ważniejsze, wytyczne o „social leasingu” kierują wsparcie indywidualnych pomp ciepła do gospodarstw poza zasięgiem istniejących lub planowanych sieci ciepłowniczych — a punktem odniesienia są właśnie lokalne plany w gminach powyżej 45 tys. mieszkańców.[9] Plan lokalny staje się więc tarczą chroniącą bazę odbiorców ciepła systemowego przed subsydiowaną erozją. Trudno o mocniejszy argument, by Strategia potraktowała planowanie gminne poważniej niż „deklaracją wsparcia”.

Są też powody do zwiększania poziomy ambicji w naszej „Strategii”  i w naszym KPEiK. Komisja proponuje indykatywny cel elektryfikacji Unii na poziomie 46% końcowego zużycia energii w 2040 r. (wskaźnik referencyjny 32% w 2030 r.) oraz cel obniżenia relacji cen energii elektrycznej do gazu do maksymalnie 2,5 dla gospodarstw domowych i 2,0 dla przemysłu do 2030 r.

Stawka dla polskiej gospodarki jest wyjątkowo wysoka. Wskaźnik elektryfikacji Polski wynosi ok. 13–14% i należy do najniższych w UE, a relacja cen energii elektrycznej do gazu dla gospodarstw domowych jest — według danych Komisji za 2025 r. — trzecią najgorszą w Unii; dla przemysłu przekracza próg opłacalności elektryfikacji ciepła procesowego. Oznacza to, że warunek ekonomiczny elektryfikacji, od którego Komisja uzależnia powodzenie całego planu, nie jest dziś w Polsce spełniony. Według scenariusza WAM (czyli bardziej ambitnego) Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK), do którego odwołuje się Strategia, stopień elektryfikacji gospodarki wyniesie 20,3%  w 2030 roku i 26,3% a w 2040 r. Oznacza to, że Polska pozostałaby jedną z najmniej zelektryfikowanych gospodarek. Ten problem adresował IEO w swojej opinii w sprawie projektu Strategii.

Czego EAP nie potwierdza jeśli chodzi o komentarz do konsultowanego właśnie projektu „Strategii transformacji ciepłownictwa do 2040 r? Trzech rzeczy. Postulaty decentralizacyjne — wydzielenie OSD, regionalizacja zarządzania, lokalna odpowiedzialność za ceny ciepła — pozostają poza optyką Brukseli. W katalogu priorytetów przyłączeniowych nowego art. 18d znalazły się data centres i przemysł energochłonny, ale nie operatorzy ciepłowniczy — tę lukę trzeba podnosić w procedurze legislacyjnej.[10] Wreszcie unijny cel dla przemysłowych magazynów ciepła (1,5 GWh do 2028 r.) jest symboliczny, a sezonowe magazyny w ciepłownictwie nie mają celu wcale. Za to nadzieje KPEiK na ciepło „odpadowe” z atomu nie znajdują w EAP żadnego wsparcia — Komisja widzi SMR w elektroenergetyce, nie w rurach ciepłowniczych.[11]

Podsumowanie

W komentarzu do Strategii postulowałem, by dokument zawierał wiążący harmonogram wdrożenia konkretnych instrumentów — ustaw, rozporządzeń, decyzji taryfowych — w horyzoncie 24 miesięcy. Pakiet EAP dostarcza gotowego, zewnętrznego kalendarza, do którego ten harmonogram wystarczy dopasować. Wygląda on tak. Jeszcze w IV kwartale 2026 r. Komisja przedstawi pakiet Unii Energetycznej, w którym zaproponuje unijny cel elektryfikacji: 46 proc. udziału energii elektrycznej w końcowym zużyciu energii w 2040 r. Do tego czasu Polska powinna umieć powiedzieć, jaką część tego celu zrealizuje ciepłownictwo — inaczej cel zostanie rozpisany bez nas.

Równolegle projekt rozporządzenia o opłatach sieciowych trafia do Parlamentu Europejskiego i Rady, gdzie będzie negocjowany z udziałem polskiego rządu i europosłów; to jedyny moment, by zabiegać o dopisanie operatorów ciepłowniczych do listy priorytetów przyłączeniowych i o jednoznaczne objęcie elektrycznie ładowanych magazynów ciepła korzystnymi zasadami taryfowymi przewidzianymi dla magazynów energii.

Wreszcie od 2027 r. szczegóły techniczne — wspólną unijną metodologię opłat sieciowych — będą pisać agencja regulatorów ACER i Komisja w aktach wykonawczych. To tam, a nie w deklaracjach politycznych, rozstrzygnie się, ile realnie zapłaci np. za prąd kocioł elektryczny oporowy lub elektrodowy w polskiej ciepłowni.

Innymi słowy, bardziej kolokwialnie: nowe reguły gry powstaną niezależnie od tego, czy polska Strategia ciepłownicza  zostanie uchwalona, czy podzieli los poprzedniczki – projektu z 2022 r. Lepiej więc uchwalić ją szybko i współtworzyć te reguły w UE, niż za dwa lata je nadganiać i błagać o kolejne derogacje. Polska, z trzecim najgorszym w UE stosunkiem cen energii elektrycznej do gazu, nie może sobie też pozwolić na korzystanie z furtki, jaką projekt rozporządzenia zostawia maruderom: odroczenia zasady, że akcyza na prąd nie może być wyższa niż na gaz. Tym razem wiatr wieje z Brukseli w plecy.

---

[1] Electrification Action Plan. URL: https://odnawialny.blogspot.com/2026/07/czy-ciepownictwo-zasuguje-na-odrebna.html

[2]Pakiet elektryfikacyjny KE z 17.7.2026 r. obejmuje: Komunikat „Electrification Action Plan”, COM(2026) 595 final (komunikat prasowy: https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_26_1596 ); projekt rozporządzenia zmieniającego rozporządzenie (UE) 2019/943 („future-proofing electricity bills”), COM(2026) 600 final (https://energy.ec.europa.eu/publications/proposal-regulation-amending-regulation-eu2019943-fostering-electrification-and-digitalisation_en); dokument roboczy towarzyszący rozporządzeniu, SWD(2026) 600 (https://energy.ec.europa.eu/publications/staff-working-document-accompanying-proposal-regulation-fostering-electrification-and-digitalisation_en); wytyczne ws. sandbox -ów regulacyjnych V2G, SWD(2026) 595 (https://energy.ec.europa.eu/publications/staff-working-document-guidance-regulatory-sandboxes-and-living-labs-eu-vehicle-grid-pilots_en); raport z konsultacji, SWD(2026) 596 (https://energy.ec.europa.eu/publications/staff-working-document-synopsis-report-electrification-action-plan-swd2026596_en).

[3]COM(2026) 595, sekcja 3 i Action 11 (ciepłownictwo systemowe jako źródło elastyczności odciążające sieci; EU Waste Heat Initiative; European City Facility) oraz wskaźniki KPI dla DHC — s. 17–18.

[4]COM(2026) 595, Action 2 — zapowiedź nowego kodeksu sieciowego i rewizji kodeksów przyłączeniowych w 2026 r. obejmujących integrację m.in. magazynów ciepła (thermal storage), pomp ciepła i geotermii z siecią elektroenergetyczną — s. 7.

[5]COM(2026) 595, Action 7 — Industrial Decarbonisation Bank (100 mld EUR) i ETS Investment Booster (30 mld EUR), finansujące m.in. „battery or thermal storage” po stronie przemysłu — s. 12–13.

[6]COM(2026) 600, art. 1 pkt 1 (nowy art. 18 rozporządzenia 2019/943): ust. 2 lit. g) element mocowy i redukcja szczytu, lit. h) obowiązkowe elementy time-of-use, lit. n) opłaty dla instalacji magazynowych odzwierciedlające korzyści dla sieci i zakaz podwójnego naliczania — s. 27–29.

[7]SWD(2026) 595, sekcja 3.2.1 — francuski sandbox (ustawa energetyczno-klimatyczna z 2019 r., wyłączenia CRE na 4+4 lata, taryfy z ujemnym współczynnikiem w godzinach szczytu) — s. 8–9; katalog opcji taryfowych A2 (ujemne/zerowe dynamiczne opłaty sieciowe, zwolnienia warunkowane stanem sieci) — s. 12–14.

[8]COM(2026) 595: diagnoza regularnego curtailmentu OZE jako skutku braku elastyczności, magazynowania i sygnałów lokalizacyjnych — s. 9; rekomendacja Komisji ws. usuwania barier dla umów PPA wraz z postulatem bardziej granularnych gwarancji pochodzenia, C/2026/2676 — przywołana na s. 6 (przypisy 32–33).

[9]COM(2026) 595, Annex II — kierowanie wsparcia indywidualnych pomp ciepła do gospodarstw korzystających z ogrzewania wysokoemisyjnego, które NIE znajdują się w zasięgu istniejącej lub planowanej sieci ciepłowniczej; punktem odniesienia lokalne plany ciepłowniczo-chłodnicze w gminach powyżej 45 tys. mieszkańców (przypis 93) — s. 29. Pilotaż European City Facility (15 mln EUR, ok. 180 planów, docelowo 1000) — s. 17–18.

[10]COM(2026) 600: art. 18d — katalog kategorii użytkowników możliwych do spriorytetyzowania w przyłączeniach przy przeciążeniu sieci (bez operatorów ciepłowniczych) — s. 34; art. 18c — zasada, że akcyza na energię elektryczną nie może być wyższa niż na gaz, z możliwością czasowej derogacji na wniosek państwa członkowskiego — s. 33.

[11]COM(2026) 595: cel potrojenia przemysłowych magazynów ciepła do zaledwie 1,5 GWh do 2028 r. — s. 6; SMR-y jako uzupełnienie OZE w elektroenergetyce (Action 12, strategia SMR COM/2026/117) — s. 18–19; brak jakiegokolwiek działania dot. ciepła sieciowego z elektrowni jądrowych.

Czy ciepłownictwo zasługuje na odrębną rządową strategię ? -Komentarz do projektu „Strategii transformacji ciepłownictwa do 2040 r.” w kwestiach systemowych

Złożone uwarunkowania dla „Strategii”

Ministerstwo Energi, opublikowało informację w sprawie konsultacji publicznych dla projektu uchwały RM w sprawie strategii transformacji dla ciepłownictwa. Odnosząc się do przedstawionego do konsultacji projektu „Strategii transformacji ciepłownictwa do 2040 r.” warto zacząć od wpisanego na początku tego dokumentu (małym druczkiem) swoistego „disclaimera” czyli  ramowych ograniczeń i wyłączenia odpowiedzialności autorów w innych aktualnych i potencjalnie ważnych dla ciepłownictwa obszarach:

1)      „Strategia”  jest procedowana jako Program rozwoju w rozumieniu ustawy o zasadach prowadzenia polityki rozwoju.

2)      Zaprezentowane wskaźniki odnoszą się do „górnych” prognozowanych poziomów zawartych w KPEiK.

Pierwsze zastrzeżenie wprowadza ograniczenia formalne i ryzyka związane z uzgodnieniami na Radzie Ministrów tzw. nieobowiązkowej „strategii sektorowej” będącej inicjatywą ministra ds. energii, związane z zatwierdzeniem tylko uchwałą rządową. Najważniejszym z nich jest ryzyko zaniechania działań przewidzianych w „Strategii” po wyborach. Autor niniejszej analizy, dysponuje doświadczeniem z uzgadniania części merytorycznej  „Strategii rozwoju energetyki odnawialnej” z 2001 roku, przygotowywanej na podobnej podstawie (inicjatywa ministra ds. środowiska, brak formalnego obowiązku przygotowania dokumentu jako „strategii sektorowej”). Wówczas tylko determinacja premiera Jerzego Buzka pozwoliła na przyjęcie dokumentu dosłownie w ostatniej chwili przed wyborami, łącznie z zatwierdzeniem przez Sejm. Mniej szczęścia miał poprzedni projekt „Strategia dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040 r.” z 2022 roku (trafił do kosza zamiast pod obrady rządu).

Drugie zastrzeżenie, mające charakter merytoryczny i prognostyczny, ogranicza możliwości ekspansji w miksie ciepłowniczym tanich i szybko dostępnych źródeł ciepła bezemisyjnego, jak technologie P2H. Górne  prognozowane scenariusze  zawarte w KPEiK tzw. scenariusz WAM, który lepiej niż do niedawna preferowany scenariusz WEM uzasadnia bardziej progresywne koncepcje w „Strategii”. Jednocześnie KPEiK  prognozuje  nierealne ilości ciepła „odpadowego” z elektrowni jądrowych[1]  i centrów danych, przez co blokuje potencjał i ekspansję rozwiązań  realistycznych w krótkim horyzoncie czasowym i stanowi „strategiczną” pułapkę dla ciepłownictwa systemowego. „Strategia” musi uwzględniać te ograniczenia,  warto jednak odnotować, że w kilku kwestiach KPEiK szerzej ujmuje ciepłownictwo (np. elektryfikacja i  sprzedaż ciepła B2B bez konieczności taryfowania), a w Strategii zostały po tym tylko nieistotne ślady (być może z obawy przed procedurą uzgodnienia dokumentu na szczeblu międzyresortowym – patrz punkt pierwszy).

Przy powyższych ograniczeniach, patrząc na kierunek, w jakim poszli autorzy projektu „Strategii” warto już na wstępie odnotować postęp. W porównaniu do poprzedniego projektu Strategii ciepłowniczej z 2022 roku, nowy jest  ma dłuższy horyzont i przesuwa akcent z gazowej kogeneracji na elektryfikację, magazynowanie ciepła i integrację z elektroenergetyką. Jest bardziej dostosowany do już obowiązujących ram UE i do realiów malejącego zapotrzebowania na ciepło. Ten z 2022 r. był bardziej  gazowo-kogeneracyjny i osadzony w polityce poprawy jakości powietrza. Wobec wieloletnich zaniechań lub zaniedbań wobec sektora ciepłowniczego oraz narastających wyzwań, średnioterminowa stratega sektorowa wydaje się  konieczna. W 2024 r. paliwa kopalne odpowiadały za 79,2% (w tym węgiel 5,4%) , a OZE (w tym ponad 90% stanowiła biomasa) tylko za 14,7% wytwarzanego w Polsce ciepła. W tej sytuacji brak spójnej rządowej strategii średnioterminowej może być groźny dla ciepłownictwa systemowego, które jest pod coraz większą presją silnego wsparcia dotacyjnego dla rozproszonego ogrzewnictwa, które (jeszcze?) nie ponosi kosztów ETS, a ma silne wsparcie na ograniczenie niskiej emisji.

Coraz lepsze otoczenie prawne i polityczne do „wybicia się” ciepłownictwa  jako ważnego obszaru w strategii państwa

Dobry prognostyk dla dalszych aktywnych prac nad Strategią daje dokument nadrzędny (strategia sektorowa musi być z nim zgodna) jakim jest „Średniookresowa strategia rozwoju kraju do 2035 roku”, będąca filarem ustawy o zasadach prowadzenia polityki rozwoju. W części dotyczącej transformacji ciepłownictwa systemowego na czoło „strategii nadrzędnej” wysuwa się zobowiązanie całego rządu dotyczące kierunku wsparcie ciepłownictwa[2].   Opracowany zostanie mechanizm wspierania inwestycji w OZE w systemach ciepłowniczych ukierunkowany na elektryfikację ciepłownictwa, w tym przede wszystkim popularyzację wykorzystania wielkoskalowych pomp ciepła oraz kotłów elektrycznych zasilanych energią elektryczną z OZE, sprzężonych z odpowiednimi dla danego systemu magazynami ciepła. Istotnym działaniem ma być też wypracowanie nowego modelu wsparcia dla jednostek wysokosprawnej kogeneracji, zapewniającego stabilne warunki dla inwestycji, dostosowane do sytuacji rynkowej oraz ukierunkowane na projekty bezemisyjne. Wspierane będzie wdrażanie technologii Power to Heat przez dostosowanie otoczenia prawnego, tak aby sprzyjały inwestycjom w integrację istniejących sieci ciepłowniczych ze źródłami takimi jak pompy ciepła i kotły elektryczne zasilane energią elektryczną z OZE. Uzupełnieniem transformacji ciepłownictwa będą magazyny ciepła, które współpracując ze źródłami Power to Heat umożliwią bilansowanie krajowego systemu elektroenergetycznego przez zagospodarowanie krótkookresowych nadwyżek energii elektrycznej.

To dobry prognostyk, pod warunkiem że strategia nadrzędna będzie zatwierdzona uchwałą rządu. Jej projekt został przyjęty 5 marca 2026 r. przez Stały Komitet Rady Ministrów i rekomendowany Radzie Ministrów, natomiast jest to ciągle niewiadoma. Pewnikiem jest to, że prezydent RP Karol Nawrocki podpisał 2 lipca 2026 r. ustawę z 11 czerwca 2026 r. o zmianie niektórych ustaw w celu dokonania deregulacji w zakresie energetyki (tzw. UDER92, druk sejmowy nr 2578). Nowe przepisy mają doprecyzować szereg regulacji dotyczących ciepłownictwa. Ważną zmianą dla sektora ciepłownictwa w Polsce jest wprowadzenie do Prawa energetycznego definicji magazynu ciepła lub magazynu chłodu. Ma to pozytywnie wpłynąć na środowisko dzięki możliwości wykorzystania energii elektrycznej do konwersji na magazynowane ciepło. Ustawa doprecyzowuje warunki, na jakich ciepło wytworzone w kotłach elektrycznych może zostać uznane za pochodzące z OZE. Przewiduje, że na potrzeby uznania systemu za efektywny energetycznie, za energię z OZE w przypadku kotłów elektrycznych uznaje się ilość ciepła wytworzonego z energii elektrycznej pochodzącej z OZE. Jak wskazuje ministerstwo  ww. rozwiązania mają wesprzeć proces elektryfikacji systemów ciepłowniczych i pozwolić na efektywniejsze wykorzystanie nadwyżek energii elektrycznej z OZE, zamiast ich redysponowania.

Dostrzegając powyższe uwarunkowania (jest ich zresztą znacznie więcej), poniższe uwagi już dalej nie odnoszą się do szerokich ram systemowych. Ograniczają się do spraw – zdaniem autora – kluczowych dla nowych strategii sektorowych.  Dotyczą spraw ogólnych takich jak struktura dokumentu i wiarygodność planu wdrożenia, a w szczególności koncentrują się na  novum w  Strategii jakim są elektryfikacja ciepłownictwa (P2H) oraz (dotychczas marginalizowane) magazyny ciepła, a także zwiększeniu roli odbiorców ciepła i energii elektrycznej oraz samorządów. 

Uwagi do rodzaju dokumentu jako „strategii sektorowej”

Autor proponuje uzupełnienie Strategii o wiążący harmonogram wdrożenia konkretnych instrumentów wykonawczych bezpośrednio wspierających elektryfikację ciepłownictwa (ustaw specjalnych, rozporządzeń, decyzji taryfowych, zmian w instrukcjach ruchu i eksploatacji sieci itd.) o horyzoncie realizacji do 24 miesięcy — w miejsce kierunkowych (ogólnych) sformułowań typu „przewiduje się rozpoczęcie prac” itd. Uszczegółowienia i doprecyzowania wymaga rozdział 13  „Działania wspierające transformację ciepłownictwa w Polsce”. Brakuje w nim szczegółowych harmonogramów oraz źródeł finansowania (o czym dalej). Konkretyzacja nadałaby  wiarygodność i siłę Strategii, przyciągnęłaby szersze grono interesariuszy, podniosła  jej rangę i uwagę odbiorców,  tym np. branży OZE, która dokumentu nie dostrzega, bo ciągle jeszcze uważa, że te zagadnienia bezpośrednio jej nie dotyczą.  Ustawa o zasadach prowadzenia polityki rozwoju wręcz wymusza podanie oczekiwanych rezultatów planowanych interwencji oraz wskaźników ich osiągnięcia, a te powinny być bardziej konkretne niż sam KPEiK (w przeciwnym wypadku Strategia traci uzasadnienie).

Wątpliwości budzi  rozdział 12 „Finansowanie transformacji sektora ciepłownictwa systemowego” 12 (zapewne najbardziej czytany,-zainteresowanie dotacjami nie słabnie w szczególności tych unijnych). Jest to „wyliczanka” funduszy  które z nazwy mają co prawda związek z ciepłownictwem, ale już w mniejszym zakresie  z opisanymi w dokumencie konkretnymi celami i wyzwaniami oraz wskaźnikami Strategii. Tu są dwie możliwości. Można przypisać fundusze i konkretne kwoty (bez nieuzasadnionych sformułowań „wartość trudna do oszacowania”)  do proponowanych działań w rozdziale13  („działania”), tak aby nie była to "wyliczanka”,  albo przenieść tę informację (jako dodatkową) do załącznika Strategii. Zgodnie z wyżej cytowaną ustawą,  strategia sektora powinna zawierać założenia ram finansowych i potencjalne źródła finansowania i powinna być wpisana do wieloletniego finansowania realizacji polityki rozwoju, które  określają przepisy o finansach publicznych.

Ze względów formalnych, ale też politycznych warto w Strategii powołać się na cytowaną wcześniej „Średniookresową strategię rozwoju kraju do 2035 roku”, która wspiera wiele postulatów z analizowanego dokumentu, choć generalnie stawia (decyzja polityczna) na atom i morskie farmy wiatrowe. Wobec postawienia na „sector coupling” potrzebna jest szeroka perspektywa odejścia od myślenia ograniczonego wyłącznie do perspektywy jednego resortu (ministerstwo ds. energii), tak aby Strategia poszerzyła grono interesariuszy i mogła liczyć na mniej problematyczną procedurę akceptacji. Jednym z przeciwników może być ministerstwo ds. gospodarki i sektor budownictwa, równolegle z pracami nad Strategią jest zainteresowane nową definicję „efektywnego indywidualnego ogrzewania i chłodzenia”, co może powodować  i dobre i gorsze dla ciepłownictwa systemowego skutki. 

Ciepłownictwo  powinno, a nawet musi uwzględniać  zróżnicowanie regionalne, nie chodzi tylko o geotermię czy kolektory słoneczne, ale przede wszystkim o zapotrzebowanie na ciepło i lokalne nadwyżki energii z OZE czy strefy klimatyczne. Obecnie trwają prace nad nową Krajową Strategią Rozwoju Regionalnego do 2035 roku, która wymaga dostosowania do nowych wyzwań, a formalnie do cytowanej wcześniej „Średniookresowej strategii rozwoju Polski do 2035 roku”.  Rozdział 8. „Planowanie energetyczne na poziomie lokalnym”, poza informacją że lokalne planowanie ogrzewania i chłodzenia będzie obowiązkowe dla gmin, w których liczba ludności przekracza 45 tys. mieszkańców (obowiązek prawny wynikający z dyrektywy budynkowej EED) nie proponuje rozwiązań na które oczekują samorządy. W jedynym poświęconym sprawom lokalnym  działaniu 17 „Lokalne plany w zakresie ogrzewania i chłodzenia” nie ma nic atrakcyjnego dla samorządów dla poza ogólną „deklaracją wsparcia”.  Tymczasem w dobie elektryfikacji i dążenia do lokalnego bilansowania mocy elektrycznych w ciepłownictwie, w pełni zasadne byłoby np. ograniczenie roli państwa w energetyce do funkcji regulacyjnych, wydzielenie właścicielskie OSD z grup energetycznych i przeniesienie wielu funkcji zarządzania energetyką (szczególnie z zakresu średnich i niskich napięć) na poziom regionalny, z uwzględnieniem roli samorządów - Urzędów Marszałkowskich. Obecnie samorządy borykają się z brakiem zasobów i być może konieczne byłoby  współdziałanie z sektorem prywatnym. Strategia nie rozwiąże wszystkich problemów, ale, skoro promuje elektryfikację opartą na OZE to,  powinna także promować cable pooling, linie bezpośrednie, lokalne OSDn, aby stworzyć warunki do lokalnego bilansowania energii elektrycznej i ciepła i rozpoczęcia procesu decentralizacji energetyki w ramach łączenia sektora scentralizowanego (elektroenergetyka  ze zdecentralizowanym (ciepło). Warto też rozważyć, czy zainteresowane, odpowiedzialne i aktywne samorządy gminne/miejskie, nie mogłyby wziąć odpowiedzialności za ceny ciepła. Obecny, centralny system ustalania taryf blokuje mechanizmy rynkowe i nie uwzględnia specyfiki lokalnych odbiorców ciepła. W ten sposób „Strategia” mogłaby stworzyć mechanizm stopniowego tworzenia „systemowych” kompetencji w lokalnej energetyce.

Przemyślana „konsumpcyjna” elektryfikacja ciepłownictwa

Uzupełnieniem  powyższego powinna  być dodatkowa  refleksja kierunkowa dotycząca projektowanych – nowych mechanizmów wsparcia elektryfikacji „konsumpcyjnej” ciepłownictwa opartych przede wszystkim na energii z OZE, czerpiąca z doświadczeń z wdrażania mechanizmów  wsparcia  kogeneracji jako  dotychczasowej formy elektryfikacji „wytwórczej” oraz wykorzystania energii elektrycznej w ciepłownictwie/ogrzewnictwie. Jest bowiem znamienne, że w dotychczasowej praktyce uwaga projektodawców skupiona była ściśle na adresatach proponowanego rozwiązania (mniej na odbiorcach ciepła i energii elektrycznej), skutkiem czego, przez pominięcie kontekstu związanego z funkcjonowaniem systemu elektroenergetycznego  i potrzebami odbiorców, rozwiązania te w praktyce okazały się dysfunkcyjne, a konieczność honorowania praw nabytych aktualnie utrudnia ograniczenie negatywnych skutków tych błędów. 

W odniesieniu do kogeneracji: premia kogeneracyjna motywuje jej beneficjentów do wprowadzania energii elektrycznej z kogeneracji także w okresach jej nadpodaży (brak prawa do premii przy dłuższych okresach cen  „ujemnych” niewiele tu zmienia), wymuszając „curtailment” OZE, rozwój konwerterów P2H w postaci pomp ciepła wymusił dodatkowy wzrost obciążenia KSE w okresach deficytu mocy.  Dlatego powyższe obserwacje motywują do uwzględnienia w rozwiązaniach projektowanych dla przedsiębiorstw ciepłowniczych, w szczególności słusznie postulowanych ulg w opłatach dystrybucyjnych na zasilanie konwerterów P2H, dodatkowych warunków gwarantujących współbieżność w czasie siły proponowanych zachęt i stopnia nasilenia potrzeby zagospodarowania nadwyżek energii w KSE. Znane są też złe doświadczenia dla całego KSE z nieprzemyślanej elektryfikacji ogrzewnictwa pompami ciepła korzystającymi z mechanizmu rozliczeń prosumentów pn. „net metering” (sieć jako tzw. „darmowy magazyn sezonowy”). Są inne rozwiązanie.

W ramach konsultacji publicznych w sprawie strategii transformacji dla ciepłownictwa IEO sformował szereg uwagi i propozycji, z których najważniejsza jest dotyczy wykorzystania nadwyżek energii z OZE w ciepłownictwie, w sposób który jest korzystamy dla OZE, KSE i ciepłownictwa, bez nadmiarowego wsparcia (korzyść dla odbiorców energii elektrycznej i ciepła). Proponuje się wprowadzenie nowego instrumentu regulacyjnego[3] — pakietu „Mechanizm odwróconego DSR + Rejestr umów PPA ciepłowni z wytwórcami energii z OZE (energia potwierdzona gwarancją "GoO”  z GoO”) — wdrażanego łącznie jako jedno rozwiązanie. Odwrócony DSR powinien obejmować kotły elektryczne, pompy ciepła i odbiory przemysłowe (zmiana ustawy – Prawo energetyczne). Rejestr PPA (prowadzony przez PSE/URE lub Zarządcę Rozliczeń) ma umożliwić operatorowi zastąpienie decyzji o „curtailmencie” bilansowym aktywacją odbioru nadwyżki przez ciepłownię/odbiorcę zgłaszającego gotowość. Aktywacja odbiorów P2H w godzinach rekomendacja kompasy PSE „”zużywaj” (nadwyżka energii w KSE) powinna być połączona z obniżka części opłat sieciowych: stałej, mocowej, kogeneracyjnej i połowie opłaty zmiennej jako nieuzasadnionych w przypadkach lepszego wykorzystania zasobów sieciowych oraz zmniejszania poziomu destabilizacji KSE. Strategia trafnie wskazuje ciepłownictwo jako „niewykorzystany bufor na nadwyżki energii elektrycznej z OZE” (str. 32), lecz nie proponuje mechanizmu operacyjnego łączącego redukcję nierynkowego redysponowania z odbiorem P2H. Oba instrumenty są komplementarne i powinny tworzyć jeden pakiet regulacyjny — bez rejestru PPA operator nie widzi zadeklarowanej gotowości odbioru, a bez odwróconego DSR nie ma podstawy do aktywacji odbioru zamiast curtailmentu. Artykuł 13 ust. 3 rozporządzenia 2019/943 wyraźnie wskazuje, że redysponowanie, które nie opiera się na zasadach rynkowych, może być stosowane wyłącznie w przypadku gdy brak jest alternatywnego rozwiązania opartego na zasadach rynkowych. Umowy PPA i odwrócony DSR stanowią rozwiązania rynkowe wchodzące w zakres usług elastyczności.

Powyższa analiza  potwierdza tezę że istnieje możliwość i ważna potrzeba opracowania i pilnego uchwalenia „Strategii transformacji ciepłownictwa do 2040 r.” Jest też odpowiednie tzw. „polityczne okno czasowe” na przyjęcie takiego dokumentu. W obszarze energetyki ciepłownictwo zasługuje bardziej na własną strategie niż wcześniej uchwalone takie strategie/programy: jądrowa czy  wodorowa, które stały się uzasadnieniem do wydawania olbrzymich środków w sprawach społecznie i gospodarczo mniej nośnych. Ale warto mieć pełną świadomość złożoności rozpoczętego procesu, konieczności skupienia się na celu i kalendarzu, a skuteczne doprowadzenie zadania do końca wymaga mobilizacji wielu środowisk i sprawnego działania.

---

[1] G. Wiśniewski: Ciepło z atomu w ciepłownictwie systemowym — polskie ambicje w KPEiK na tle innych krajów UE. URL: https://odnawialny.blogspot.com/2026/06/ciepo-z-atomu-w-ciepownictwie.html

[2] Średniookresowej strategii rozwoju kraju do 2035 roku. Projekt z 5 marca 2026 roku. URL: https://www.gov.pl/web/fundusze-regiony/strategia-rozwoju-polski-do-2035-r-

[3] Instytut Energetyki Odnawialnej (IEO) we współpracy z Polską Izbą Magazynowania  Energii (PIME) i partnerami branżowymi:  „Zielona elektryfikacja ciepłownictwa”. URL: https://ieo.pl/aktualnosci/1715-zielona-elektryfikacja-cieplownictwa-premiera-raportu

Chiny światowym liderem inwestycji i w OZE i w węgiel

IEA opublikowała kolejny raport „World Energy Investment 2026” (link)

Raport w z zasadzie potwierdza to tego należało się spodziewać. Inwestycje w OZE i w sieci oraz w elektryfikację (konsumpcyjną) rosną, reszta spada.

Ale jak popatrzymy na trendy 2025/2026 (IEA analizuje inwestycje rozpoczęte i zwłaszcza przy dużych projektach dane za 2026 z i kw. 2025 są raczej poprawne), to można zauważyć, że wydobycie węgla wcale nie spada. Nietrudno odgadnąć kto robi tę statystykę- oczywiście Azja, a dokładniej ChRL. Chiny szeroko informują o swoich sukcesach  w transformacji energetycznej (faktycznie jest  lider inwestycji w OZE, ale przeciętniak- za Polską - jeśli chodzi o udziały energii z OZE) i cały świat o tym pisze, ale już całkiem po cichu - tym się rząd komunistyczny nie chwali - inwestuje coraz więcej w węgiel i wytwarzanie energii elektrycznej z węgla.

Jeśli chodzi o lata 2025-2026 to inwestycje energetyczne w ChRL ogółem wyniosą ok. 945 mld USD w 2026 (+5%), ale tzw. „low-emissions power” spada z ~315 mld (2025) do <290 mld (2026).

Czyli ChRL jest jednocześnie największym inwestorem w OZE i największym inwestorem w węgiel na świecie, a dystans między nimi w 2026 się zawęża.

W ujęciu globalnym Chiny to ~65% światowych nakładów na podaż węgla (świat: 180 mld USD w 2026 (najwięcej od 2012).  Poza Chinami podaż węgla spada drugi rok). Udział Chin w świecie to ok. 21% w paliwa kopalne vs ~31% w „clean.

IEA nie podaje osobnej kwoty USD dla samych elektrowni węglowych w Chinach — śledzi je jako rozpoczęte  budowy w GW. Tu faktycznie przewaga inwestycji w OZE nad inwestycjami z węgiel jest wyraźna:  inwestycje w OZE w ChRL dadzą 5,8 razy więcej mocy niż inwestycje węglowe  Ale mając „GW” (choć  IEA pisze że „Q1 2026 coal data not available") można się dokładne przyjrzeć energii, która będzie skutkiem tych inwestycji poprzez założenie tzw. CF, który w Chinach jest wyjątkowo niski jeśli chodzi o OZE (olbrzymia skala nierejestrowanego curtailment).   

Przy założeniach CF: PV 14%, wiatr 24%, węgiel 50% (czyli węgiel ~3,5x PV i liczeniu energii (też emisji ze spalania węgla) przewaga w inwestycjach w wytarzanie energii z OZE wynosi już tylko  1,9 x inwestycje w elektrownie węglowe.  W przeliczeniu nakładów na jednostkę faktycznej energii dolar włożony w chiński węgiel „kupuje" ~2,3x więcej rocznych MWh niż w PV+wiatr.

Czyli (węgiel jest w tej analizę trochę niedoszacowany dla Chin), przewaga inwestycji w OZE w  wywarzanie energii w OZE nad węglem w ChRL topnieje z ~6x w mocy do ~2x w energii".  A więc ChRL to „lider transformacji",  ale równolegle także „lider węgla i emisji" (niemal 1/3 światowych emisji CO2) oraz lider zwodniczej narracji (żeby nie napisać propagandy).

Oczywiście są to tylko szacunki, do danych statystycznych z ChRL czy Rosji  trzeba też podchodzić z rezerwą.  Trzeba też uczciwie dodać, że spadek nakładów na OZE w Chinach może wynikać ze spadku kosztów PV/wiatr (w 2025,  w 2026 raczej nie), a nie z odwrotu wolumenowego. Być może  nowe bloki węglowe w Chinach będą coraz częściej eksploatowane jako rezerwa/elastyczność, więc ich realny CF może spaść poniżej 50%.

Nie ulega wątpliwości że ChRL to „niekwestionowany światowy lider węglowy", który – jak się wydaje po analizie danych IEA dotyczących inwestycji w energetyce za lata 2025/2026  - zmienia tempo transformacji:  spowalnia OZE i przyśpiesza węgiel i warto ten fakt odnotować, choćby w kontekście negocjacji handlowych UE-ChRL.

Ciepło z atomu w ciepłownictwie systemowym — polskie ambicje w KPEiK na tle innych krajów UE

W polskim KPEiK (wersja przyjęta przez Radę Ministrów 8 czerwca 2026, scenariusz WAM) uwagę zwraca jedna pozycja w bilansie ciepła systemowego 2040: „ciepło odpadowe z paliwa jądrowego” — 25 041 TJ, czyli ok. 7 TWh, ponad 1 GW mocy cieplnej. To założenie tym bardziej uderza, że Polska nie ma dziś ani jednego działającego reaktora, a dokument nie podaje liczby i lokalizacji SMR-ów, na których ciepło to miałoby powstać.

Postawiłem proste pytanie: które inne kraje UE — zwłaszcza te z istniejącą lub budowaną energetyką jądrową — zapisują w swoich KPEiK odzysk ciepła z elektrowni jądrowych (EJ) i jego wykorzystanie w ciepłownictwie systemowym? Przejrzałem końcowe KPEiK dziewięciu państw mających plany rozwoju/modernizacji  EJ (CZ, SK, FI, FR, BG, SI, HU, SE, RO) spośród wszystkich 12 mających EJ, pod kątem zestawienia z polskimi. Zastrzegam, że wobec rozproszenia w KPEiK-ach (i załącznikach)  informacji o cieple oraz niespójności terminologicznej (np. „ciepło rozszczepienia” na potrzeby produkcji prądu ” i „ciepło systemowe- dostarczane do sieci”) w poniższych zestawieniach mogą być nieścisłości.

Polska jest jedynym krajem, który wpisał do KPEiK konkretny wolumen ciepła z EJ, nie mając ani jednej pracującej jednostki. Warto zatem dokonać porównania pod kątem stanu zawansowania planów związanych z wykorzystaniem ciepła z EJ.  Rysują się cztery poziomy zaawansowania realizacji tej koncepcji. 

Odzysk ciepła działa lub instalacje są rozbudowywane

·         Czechy to najbardziej dojrzały przypadek. Strategia wprost mówi o wykorzystaniu ciepła z EJ Temelín i Dukovany. Ciepłociąg z Temelína do Czeskich Budziejowic już działa, a Dukovany→Brno ma termin 2030 (uchwała rządu z 2022r.). SMR-y (do 3 GW) mają — obok prądu — służyć ciepłownictwu obsługującemu jedną trzecią czeskich gospodarstw.

·         Słowacja deklaruje użycie ciepła z EJ „zamrożonego w chłodniach kominowych”: odpadowe z Bohunic oraz start odbioru z Mochowiec do CZT, a po 2030 — z SMR-ów.

 Wpisany cel/wolumen, bez instalacji działającej

·         Polska wpisuje twardy wolumen ~7 TWh (ok. 1 GW mocy cieplnej) do bilansu 2040 na źródłach niezbudowanych.

·         Finlandia bada 10–20 SMR „do produkcji energii elektrycznej i ciepła” o mocy cieplnej 1000–3000 MW — jedyny kraj z liczbą mocy cieplnej, ale jako  „investigated”.

·         Bułgaria zapisuje SMR do kogeneracji, wprost „ciepło dla ciepłownictwa systemowego” — na etapie przygotowania, bez wolumenu.

 Etap studium/rozpoznania

·         Francja: jedna pozycja — „zbadać wykonalność odzysku ciepła odpadowego z EJ”.

·         Słowenia popiera atom tylko do produkcji prądu, a jako działanie wskazuje „zbadanie wykorzystania SMR w istniejących lokalizacjach energetycznych i przemysłowych” — bez ciepła sieciowego.

 Brak jakiejkolwiek wzmianki nt ciepłownictwa jądrowego

·         Węgry (Paks = energia elektryczna; ciepłownictwo na biomasie, geotermii, pompach ciepła), Szwecja (atom = EE; SMR badawczo)  

·         Rumunia (gdzie „nuclear heat” to kategoria bilansowa, a nowe bloki Cernavodă i SMR 462 MW są elektroenergetyczne).

 

W tabeli poniżej zestawiono kluczowe dane pozyskane z KPEiK-ów. Porównanie ostatnich zmian w polskim KPEiK -link do artykułu.

Wyłania się czytelny wzorzec. Kraje, które realnie kierują ciepło z EJ do sieci — Czechy i Słowacja — opierają to na działających reaktorach i istniejących bądź budowanych ciepłociągach.  Kraj ze znaczącą mocą w systemach ciepłowniczych i z pierwszymi doświadczeniami z atomem (Finlandia) ostrożnie pisze „investigated”. Bułgaria nazywa cel, ale bez wolumenu. Francja zatrzymuje się na studium, Słowenia na rozpoznaniu, a Węgry, Szwecja i Rumunia w ogóle nie wpisują jądrowego ciepła sieciowego.

Na tym tle Polska jest jedynym krajem w próbce, który wpisuje konkretny wolumen ciepła z EJ (>1 GW mocy cieplnej, ~7 TWh) do bilansu 2040, opierając go wyłącznie na źródłach jeszcze niezbudowanych — bez ani jednego działającego reaktora i bez szczegółów dotyczących SMR. Tam, gdzie sąsiedzi z działającym atomem mówią „mamy ciepłociąg i go rozbudowujemy”, polski dokument mówi „zbilansujemy 7 TWh ciepła ze źródeł, których jeszcze nie ma”. To czyni to założenie najbardziej wyprzedzającym fakty z całej dziesiątki i niepoparte żądnymi wiarygodnymi analizami (nie ma ich także w zapowiadanych w KPEiK różnych działaniach na rzecz efektywności energetycznej czy B+R).

W efekcie w 2040 roku ciepło z paliwa jądrowego ma dostarczyć niemal 12% całości ciepła systemowego, co jest obecnie jeszcze bardziej „pisane palcem na wodzie” niż zapowiadane 16% energii elektrycznej z EJ w całości produkcji energii elektrycznej. Zostawienie bezrefleksyjne tych celów w KPEiK, będących na dziś jedynie życzeniem, zniechęca do podejmowania realnych działań (wysoce przewidywalne harmonogramy i skutki na rzecz transformacji energetycznej. Z uwagi na długotrwale procesy inwestycyjne w ciepłownictwie „nieatomowym” narastać  będzie luka generacyjna i może to być pułapką dla polskiego ciepłownictwa. Pułapka polega na tym, że tego ciepła może w ogóle nie być, a jego cena nie tylko że nie jest znana ciepłownikom, ale jest całkowicie poza ich kontrolą - bardziej poza kontrolą (harmonogram, koszt, elastyczność) niż każdego innego rodzaju ciepła odpadowego (generalnie najmniej pewne źródło dostaw).