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, opublikowano 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).

Nowy plan działań Chile na rzecz maksymalizacji udziału OZE pogodozależnych w miksie energetycznym

Półtora roku temu analizowałem udział OZE ze źródeł pogodozależnych (wiatrowych i PV) w „miksach” energetycznych liderów w tym zakresie w 2022 roku. W 10 krajach udziały OZE w produkcji energii już wtedy przekraczały 30%. W UE liderami były Dania (60%) i Litwa (44%),które w celu bilansowania mocy też umiejętnie korzystają z wymiany międzynarodowej. Na świecie największa udziały energii wiatru u słońca miały takie kraje jak Namibia (40%), Urugwaj (36%) i Chile (27%). Są to kraje ze słabymi interkonektorami.  Polska w 2022 roku miała tylko 16 proc. udział energii wiatru i słońca, ale i tak  więcej niż kojarzone z OZE ChRL czy USA. Link do artykułu.

Zaskakująco wysokie ambicje w zakresie dalszego i szybkiego wzrostu udziału energii z OZE, w tym ze źródeł pogodozależnych ma Chile. Dla przypomnienia – jest to kraj o dwukrotnie większej powierzchni niż Polska, ale o specyficznie wydłużony kształcie (pomiędzy 17°S, a 55°S równoleżnikiem, a wiec tylko częściowo podobnych do nas szerokościach geograficznych) i dwukrotnie mniejszym zużyciu energii elektrycznej.  Okazuje się że w ciągu trzech lat udział energii z wiatru i PV (Chile korzysta też z CSP) wzrósł z 27% w 2022r.  do 38% w 2025 roku. Udział energii z OZE łącznie to ponad 63%,  tym woda - ok. 20%.  W maju br. chilijskie Ministerstwo Energii opublikowało „Mapę drogową energetyki 2026-2030” (link do źródła), z której wynika, że udział energii z OZE w ciągu 4 lat wzrośnie z 63% do 84%, a szczyt godzinnych udziałów OZE wzrośnie z 84,4% w 2025 wzrośnie do 100% w 2030 roku (trajektoria podobna do bogatej Kalifornia, która pod względem  przekraczania przez OZE 100% jest liderem- dzięki spektakularnym inwestycjom w BESS, choć nie jest to stan z niskiemu cenami energii).

Aż trudno  w tak ambitny plan uwierzyć, wiedząc że minimum 60-70% w udziałach OZE stanowić będą energia wiatrowa lądowa i PV, a PKB Chile to zaledwie 1/3 PKB Polski.  Dodatkowo tzw. nierynkowe ograniczenia PV i farm wiatrowych w Chile już obecnie (poza ChRL, która może być liderem, ale nie podaje statystyk) należą do najwyższych na świecie. W Chile w 2025 roku ograniczenia generacji PV i wiatrowej dotknęły  ponad 18% generacji (6,1 TWh wg Krajowego Koordynatora ds. Energii Elektrycznej ERNC), podczas gdy np. w Polsce „tylko” 6,7% (link do analizy).   Warto zatem przyjrzeć się działaniom jakie proponuje tamtejsze ministerstwo energii aby tak ambitny plan jeśli chodzi o udział OZE zrealizować.

Ministerstwo w części diagnostycznej  zauważa, że "Chile mierzy się z istotną luką w przyspieszaniu bezpiecznej, zrównoważonej i kosztowo efektywnej transformacji energetycznej, związaną z utrzymującą się zależnością od paliw kopalnych oraz niewystarczającym przystosowaniem systemu elektroenergetycznego do integrowania korzyści płynących z energii z OZE  i nowych technologii" (tłumaczenie automatyczne). Choć kraj poczynił postępy w dekarbonizacji generacji elektrycznej, wycofywanie elektrowni węglowych wygenerowało nowe wyzwania dla pracy systemu, szczególnie w odtwarzaniu atrybutów bezpieczeństwa (rezerwowanie, elastyczność, inercja). Do tego dochodzą "luki w zużyciu energii — intensywne użycie zanieczyszczających paliw w sektorze mieszkaniowym oraz niski postęp w efektywności energetycznej i elektryfikacji w transporcie i przemyśle".

Ministerstwo chce m.in.:

·         Zwiększyć do 2030 r. co najmniej 20% sprzedaż pojazdów elektrycznych, przy 2,8% w 2025 ( aby lepiej wykorzystać energię  z OZE)

·         Osiągnąć do 2030 r. 1 GW mocy zainstalowanej generacji rozproszonej w ramach schematu Net Billing (w kwietniu 2026 r. było to 498 MW)

·         Skrócić  czasu procedowania strategicznych projektów energetycznych

·         Uzyskać postęp w integracji elektroenergetycznej Chile z regionem, ułatwiając projekty takie jak połączenia międzysystemowe Chile–Peru, Chile–Argentyna i Chile–Boliwia.

Proponowane w „Mapie drogowej” działania pogrupowano w sześciu osiach  w tym: Energia bardziej konkurencyjna i sprawiedliwa dla gospodarstw domowych i MŚP,  Bezpieczny i odporny system energetyczny, Transformacja energetyczna i przekształcenie systemu, czy  Infrastruktura energetyczna umożliwiająca transformację.P ropozycje wglądają tak jakby (nie mając tamże wpływów Rosji), kandydowali na członka UE lub jako "naiwniacy" naprawdę chcieli włączyć się w światowe działania na rzecz ochrony środowiska i klimatu. Być może plan ma przyciągnąć inwestorów i międzynarodowe fundusze i "odgnić" imperialne zapędy USA w Ameryce południowej.

To nie miejsce na pogłębione cytowanie "Mapy", ale warto zwrócić uwagę np. na propozycje w zakresie sector coupling z ciepłownictwem, które nie jest popularne w Chile, ale może służyć poprawie bilansowania mocy OZE oraz ograniczaniu niskiej emisji (Chile ma wysokie zużycie biomasy drzewnej na cele energetyczne, problemy z wylesianiem i skutkami zmian klimatu):  

·         Wprowadzenie  ram normatywnych dla usług cieplnych na potrzeby autokonsumpcji (ciepło i chłód dla procesów przemysłowych, ciepła woda użytkowa, ogrzewanie i klimatyzacja).

·         Wniesienie do Kongresu projektu ustawy o ciepłownictwie systemowym (ogrzewaniu dzielnicowym)

·         Zaprojektowanie i wdrożenie pilotażowych projektów ciepłownictwa systemowego.

W dobie "zagazowywania" ogrzewnictwa i dotacji do pomp ciepła (w każdym domu) trudno było nam sobie wyobrazić, że jakiś egzotyczny kraj, który zasadniczo nie ma rozwiniętego ciepłownictwa  systemowego chce je tworzyć i korzystać z OZE.  Warto monitorować realizacje tej nieoczkowanie ambitnej mapy drogowej.

Atom dla Polski – bardzo proszę, bez względu na koszty; atom dla Norwegii – energia jądrowa nie jest ekonomicznie rentowna i mamy inną alternatywę

Niemiecka  publiczna telewizja ARD zadała mi najbardziej oczywiste pytanie: „dlaczego polska stawia na atom, jakie względy ekonomiczne, środowiskowe czy związane z bezpieczeństwem energetycznym stoją za tak silnym, jednoznacznym i bezalternatywnym postawieniem  w polskiej strategii energetycznej na atom.  Zdałem sobie sprawę że w każdym z ww. trzech względów nie ma twardych przesłanek „za”, a jest wiele „przeciw”. Nie chodzi zatem o racjonalne  argumenty naukowe, ale o politykę.

W zasadzie są dwie odpowiedzi z podtekstem silnie politycznym:

1)      albo „ktoś” zdecydował politycznie z uwagi na silne poparcie społeczne dla atomu w energetyce -  sięga one 90-92% (pomijam na razie jakie są faktyczne przyczyny takiego poparcia, a są one b. złożone)

2)      albo „ktoś” zdecydował politycznie z uwagi na czynnik militarny  -  51% respondentów IBRIS uważa, że Polska powinna pozyskać broń jądrową.

Być może Polacy umownie przyjmują, że cywilny program  energetyki jądrowej (ad 1) dostarczy kompetencji i infrastruktury reaktorowej pod potrzeby ad 2, ale i tak podstawy decyzji w sprawie rozwoju energetyki jądrowej w Polsce pozostają wielką niewiadomą z wieloma paradoksami społecznymi. Przede wszystkim nie wiadomo dlaczego Polacy uważają że nowy atom to tania energia. Ale nie wiadomo też np.dlaczego, poza kilkoma wyjątkami, organizacje ekologiczne w Polsce generalnie popierają atom (inaczej niż twórcy ruchów ekologicznych 50 lat temu w Niemczech czy we Francji). Nie wiadomo też dlaczego branża OZE (powinna się znać na energetyce) nie wyraża zaniepokojenia planami tak silnej ekspansji atomu we wszystkich technologiach: duże EJ i SMR) i w kilku lokalizacji dla dużych EJ (Choczewo, Bełchatów, PAK) oraz nawet kilkudziesięciu potencjalnych lokalizacjach dla SMR – technologii nieistniejącej w sensie komercyjnym. Itd. 

Czy Program PEJ w Polsce został przygotowany rzetelnie?  Czy przeanalizowane zostały wszystkie inne alternatywy i czy uwzględniono wszystkie koszty? Śmiem wątpić, czemu dawałem wyraz w szeregu komentarzach na blogu i w ekspertyzach IEO (jak np. Uwagi do projektu uchwały Rady Ministrów w sprawie aktualizacji programu wieloletniego „Program polskiej energetyki jądrowej”.  Tego typu wątpliwości jest coraz mniej i nawet te natury ekonomicznej -najbardziej oczywiste - są już całkowicie bagatelizowane i odbierane jako złośliwe  „sypanie piachu w tryby”, a karawana jedzie dalej.  

I dopiero po tym wstępie chcę przejść do właśnie zakończonej inaczej, merytorycznej debaty na ten sam temat w Norwegii. Polskę i Norwegię wiele różni: Norwegia sprzedają nam gaz, my go kupujemy, Norwegia ma 90% udział energetyki wodnej w miksie elektroenergetyczny energetycznym (na  świecie 15%, w Polsce 1,5%). Ale oba kraje w energetyce i ciepłownictwie oraz w transporcie - tu  w szczególności Norwegia wychodzą z uzależnienia od paliw kopalnych ze starych technologii (Norwegia z gazu i ropy, Polska z węgla) i będą zwiększać zapotrzbowanie na energię elektryczną (elektryfikacja). Mają też podobne doświadczenie jeśli chodzi o atom.

Norwegia nie posiada energetyki jądrowej, z wyjątkiem reaktora badawczego, który został zamknięty w 2018 roku (odpady promieniotwórcze z poprzednich prac badawczych są nadal przetwarzane). Podobnie jak w Polsce energia jądrowa jest jednak obecnie przedmiotem debaty jako potencjalne nowe źródło energii dla Norwegii. Kilka lat temu przedstawiono plany rozwoju projektów atomowych, Ministerstwo Energii otrzymało zgłoszenia dotyczące kilku różnych projektów, a kilka gmin wyraziło zainteresowanie energetyką jądrową.

Energia jądrowa jako potencjalne źródło energii w Norwegii była po raz ostatni badana przez komisję publiczną w 1978 roku (w Polsce to czasy dochodzenia do podejmowania pozytywnej decyzji o budowie pierwszej EJ w Żarnowcu, w Norwegii decyzja była negatywna – Norwegowie poszli w rozwój energetyki wodnej). Ale po 50 latach temat powrócił. Dekretem królewskim z 21 czerwca 2024 r., powołano komisję publiczną – Komitet ds. Energii Jądrowej – w celu zbadania możliwości wykorzystania energii jądrowej jako potencjalnego źródła energii w Norwegii. Komitet przeprowadził szeroko zakrojony przegląd i ocenę różnych aspektów potencjalnego rozwoju energetyki jądrowej w Norwegii i przedstawił swój raport do 1 kwietnia 2026 r. Wnioski z raportu zostały przejęte z zadowoleniem  przez rząd w dniu 8 kwietnia br.   Norwegia nie będzie rozwijała energetyki jądrowej.

Zdaniem Komisji ustanowienie produkcji energii jądrowej w Norwegii zajmie co najmniej 20 lat. Dla kraju nowo wchodzącego w energetykę jądrową, jakim byłaby Norwegia, kompleksowe opracowanie niezbędnych regulacji, wyjaśnienie podziału odpowiedzialności między organami i ustanowienie niezbędnej infrastruktury to rozległy i długoterminowy proces. Energia jądrowa w Norwegii nie jest ekonomicznie rentowna przy obecnych projekcjach kosztów. Ze względu na wysokie koszty stałe związane z budową składowiska, a także rozległy aparat rządowy, który musiałby być zbudowany, rozwijanie „niewielkiej ilości" energii jądrowej w kraju byłoby nieproporcjonalnie drogie.

Komisja przyznała, że Norwegia nie ma doświadczenia z komercyjną produkcją energii jądrowej i w każdym przypadku rozwijanie niezbędnych kompetencji zajmie dużo czasu. Komisja rekomenduje powołanie krajowego projektu kompetencyjnego umożliwiającego szybsze wprowadzenie energii jądrowej, gdyby stało się to istotne w przyszłości ,ale do 2050 roku, Norwegia ma inne dobre alternatywy. Energia jądrowa może wnieść jedynie niewielki wkład w realizację celów klimatycznych do 2050 roku i musi być postrzegana przede wszystkim jako rozwiązanie zaspokajające zwiększone zapotrzebowanie na energię po 2050 roku. Polityczna decyzja o wprowadzeniu energii jądrowej teraz mogłaby opóźnić inwestycje w inne moce wytwórcze, które mogłyby być uruchomione wcześniej.  Komisja zostawiła furtkę dla atomu jako opcji w dłuższym  terminie, wtedy gdyby morska energetyka wiatrowa okazała się droższa niż oczekiwano, a rozwój lądowej produkcji energii z OZE był wolniejszym od zakładanego.

Komisja proponuje, aby na norweskich uniwersytetach powstało ograniczone, ale ukierunkowane środowisko akademickie w zakresie technologii energetyki jądrowej i aby stworzono lepsze warunki do uczestnictwa w międzynarodowych programach badawczych. Krajowy projekt kompetencyjny powinien szczegółowo zdefiniować ukierunkowane podnoszenie kompetencji.

Wydaje się, że rekomendacje Komisji mają sens i są bezstronne. Stanowisko Komisji jest b. dobrze udokumentowane ciekawymi ekspertyzami firm międzynarodowych (tak, nie opierano się na firmach i uczelniach rodzimych, gdyż nie mają one realnego doświadczenia): Amentum (CAPEX/OPEX, z uwzględnieniem benchmarku jako projektu w Choczewie (Lubiatowo-Kopalino) – uznanego jako bardziej kosztowny) i Afry  (ocena wartości rynkowej energii jądrowej i jej konkurencyjności oraz dopasowania w systemie do pozostałych źródeł, w szczególności energetyki wodnej). 

Stanowisko i materiały źródłowe są do pobrania na stronie rządu Norwegii.

Rozwój sieci energetycznych jak budowa Bizancjum czy tzw. 1000-letnich tam i wałów?

W majówkowy weekend pojawił się w Gwardian ciekawy artykuł szefa największego dostawcy energii na Wyspach Brytyjskich pt. „Niektórzy klienci zaakceptowaliby przerwy w dostawie prądu w zamian za niższe rachunki”- link do źródła Octopus Energy boss: some people would accept blackouts if bills cut

Autor - Greg Jackson- szef Octopus Energy  zastrzega się na wszelki wypadek, że nie opowiada się za blackoutami. Nie pamiętam jednak aby ktokolwiek w Polsce w ogóle stawiał taki problem - czy całkowita nieprzerwalność dostaw energii jest bezwzględnym priorytetem, czy może krótkotrwałe i lokalne przerwy (blackouty) są dopuszczalną ceną za tańszą energię i mniej rozbudowaną infrastrukturę. Jackson argumentuje, że przy dzisiejszej technologii (laptopy z bateriami, domowe akumulatory) tolerancja społeczna na sporadyczne przerwy jest wyższa niż się powszechnie zakłada — i że upieranie się przy absolutnej niezawodności sieci może po prostu być zbyt kosztowne dla przeciętnego odbiorcy. Nawet jak nie wszyscy odbiorcy nawet krótkie przerwy w dostawach energii przejdą równie łatwo to jego zdaniem utrwalanie wysokich kosztów energii przez wydatkowanie dziesiątków miliardów funtów na sieci przesyłowe i dystrybucyjne - bez wystarczającej przejrzystości co do tego, czy wszystkie te wydatki są rzeczywiście konieczne - jest w Wielkiej Brytanii wysoce wątpliwe. 

Odważne słowa Jacksona  jako pierwszy odnotował je tygodnik Utility Week — w rocznicę iberyjskiego blackoutu. Wielu mieszkańców Hiszpanii, gdzie Octopus Energy dynamicznie rozwija swoją działalność, deklaruje gotowość zaakceptowania „sporadycznej przerwy w dostawie prądu" w zamian za rachunki za energię elektryczną niższe o 25%.

Choć Octopus Energy próbował sił w Polsce jako dostawca energii i pomp ciepła to poruszony dylemat jest u nas traktowane jak tabu, a pytanie o "jakość dostaw energii elektrycznej" i ile jesteśmy skłonni za nią zapłacić nawet nie jest stawiane. Typowa odpowiedź operatorów narzucana politykom to „za wszelką cenę”. Brytyjski operator NESO pośrednio oskarżany przez Jacksona o nazbyt kosztowne inwestycje w sieci odpowiada w sposób bardziej zniuansowany,  że spodziewana jest „skokowa zmiana" w sposobie korzystania z energii elektrycznej przez gospodarstwa domowe, która jednak „nie sięgnie poziomu blackoutów", ale w typowym dla operatorów stylu zastrzega dalej, że  inwestycje w sieć energetyczną są nadal niezbędne.

Tymczasem absolutny brak przerw to "jakość nieskończenie dobra". Sektor – w szczególności państwowe grupy energetyczne z sieciami i centralnymi elektrowniami nas przekonuje, że taką jakość oferuje, a przynajmniej się stara, bo do tego się czuje zobowiązany, ale za tym idą nieskończone koszty do poniesienia (przez odbiorców oczywiście). Oczywiście żaden polityk nie ma odwagi głośno nawet zapytać "Czy aby na pewno do dobra droga”?

Dodatkową komplikacją jest to, że jakość dostaw ma charakter obszarowy, a na jednym obszarze przyłączeni są odbiorcy o zróżnicowanych wymaganiach i zdolności płatniczej. Zapotrzebowanie na jakość dostaw jest zindywidualizowane i unifikuje się dopiero kiedy dąży do nieskończoności.  Być może to jest powód, że jesteśmy mamieni jakością nieskończona (wygodne pozbycie się problemu). Bo w tym obszarze  aksjomat monopolu państwa na zapewnienie jakości dostaw energii jest kotwicą, podobnie jak coraz bardziej jednak krytykowane  tzw. „1000-letnie” wały, które  mogą dawać fałszywe poczucie bezpieczeństwa. W przypadku ich przerwania skutki powodzi mogą być znacznie bardziej katastrofalne dla terenów, które czuły się w pełni chronione.

Ciekawe, że nawet przy okazji analizy przyczyn i skutków niszczącej powodzi z września 2024 roku  oraz wskazywania rozwiązań na przyszłość Zespół ds. Odbudowy Odporności po Powodzi Komitetu Nauk o Wodzie i Gospodarki Wodnej przy Prezydium PAN skrytykował maksymalistyczne podeście że  … rezerwy powodziowej (zbiorniki retencyjne, wały  itp.)  nie należy powiększać bez względu na okoliczności. Powołując się na doświadczenia zagraniczne stwierdził: „W wielu krajach UE tradycyjne rozwiązania techniczne (zapory, kanalizacja rzek, obwałowania) osiągnęły granicę oddziaływań na rzecz ochrony przed powodzią. W konsekwencji dąży się do stworzenia przestrzeni dla rzek i miejsca dla powodzi tam, gdzie zagrożenie ludności i gospodarki jest małe. Dla ograniczenia ryzyka, konieczne jest zaangażowanie władz lokalnych i społeczności, co … jest uznane za jedno z bardziej efektywnych doświadczeń w walce z powodzią”.

Może to naiwne, ale w energetyce potrzeba byłoby politycznej zgody na dwa burzące spokój monopolu założenia:

1.          Jakość dostaw energii MUSI być zwymiarowana i wyceniona zamiast obecnie iluzorycznego "zawsze" w kolizji do "za społecznie akceptowaną (jaką ?) cenę". Kiedyś PSE liczyło LOLP-  ang. Loss of Load Probability - jako parametr wyceniający jakość dostaw energii, ale – jak się wydaje po wprowadzeni reformy rynku bilansującego ta praktyka uzasadniająca potrzebę ponoszenia  kosztów jednostronnego zapewnienia mocy nie jest obecnie eksponowana.
2. Odpowiedzialność za zapewnienie  jakości dostaw energii musi być podzielona pomiędzy Państwo i odbiorcę energii w sposób ekonomicznie zasadny, odpowiadając na lokalnie wyższe zapotrzebowanie  na wyższą  jakość dostaw budowaniem środków indywidualnych, a nie wzmacnianiem całego systemu ponad poziom satysfakcjonujący resztę odbiorców.

Przy okazji analizy odważnego artykułu energetyka młodszego pokolenia wraca uzasadnienie np. dla Taryf Dynamicznych  (dla przypomnienia – chodzi o dystrybucję energii) czy opłat węzłowych spychanych na margines przez myślnie „za wszelką cenę, zawsze i dla wszystkich jednakowo”, ale najwięcej oczywiście i najbardziej bogato dla propagatorów tej kosztownej koncepcji.