[nagranie wkrótce]
W dniu 23 czerwca 2026 roku w Centrum Energetyki AGH w Krakowie odbyła się czwarta konferencja z cyklu preKER, zatytułowana „Atrakcyjność inwestycji w technologie energetyki rozproszonej”. Wydarzenie to stanowi kolejny element przygotowań do IV Kongresu Energetyki Rozproszonej (KER), który odbędzie się w dniach 4–5 listopada 2026 roku w Centrum Kongresowym ICE Kraków. Konferencje preKER służą jako eksperckie fora dyskusyjne wprowadzające do głównego nurtu debaty nad polską transformacją energetyczną.
Debatę moderowali wspólnie prof. Waldemar Skomudek (AGH) oraz prof. Zbigniew Hanzelka (AGH). Dyskusja koncentrowała się na krytycznej ocenie wydolności Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), barierach prawno-finansowych dla kapitału prywatnego, wyzwaniach stojących przed sektorem ciepłowniczym oraz realności planów strategicznych rządu w kontekście zaktualizowanego Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK).
Stan obecny Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i strukturalne anomalie
Wprowadzenie merytoryczne zaprezentowane przez prof. Waldemara Skomudka ujawniło dysonans pomiędzy dynamicznym przyrostem mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii (OZE) a technicznymi możliwościami ich absorpcji przez krajową sieć elektroenergetyczną. Obecnie moc osiągalna OZE w Polsce przekroczyła 50% całkowitej mocy systemowej, osiągając wolumen ponad 37 GW. Z tego blisko 22 GW przypada na energetykę wiatrową i fotowoltaikę.
Większość rozproszonej generacji solarnej (aż 65%) zlokalizowana jest jednak u prosumentów. Oznacza to, że znaczna część energii powstaje poza bezpośrednią kontrolą i jurysdykcją Operatora Systemu Przesyłowego (OSP), co utrudnia operacyjne bilansowanie systemu. Następstwem tej sytuacji jest gwałtownie rosnąca skala tak zwanego nieefektywnego redysponowania mocą, polegającego na przymusowym wyłączaniu instalacji OZE w okresach nadpodaży. W 2025 roku wolumen energii utraconej z tego tytułu wyniósł 1,4 TWh. Dla zobrazowania skali problemu Waldemar Skomudek wskazał, że odpowiada to rocznemu zużyciu energii (z wyłączeniem przemysłu) przez dwa miasta wielkości Opola, gdzie zapotrzebowanie wynosi niecałe 700 GWh rocznie. Prognozy na rok 2026 wskazują, że wolumen ten zbliży się do poziomu 2 TWh.
Jednocześnie infrastruktura sieciowa w Polsce podlega zaawansowanej degradacji technicznej. Sytuacja ta stawia pod znakiem zapytania możliwość bezpiecznej realizacji planów PSE, które zakładają przyłączenie do 2036 roku aż 80 GW mało stabilnych, pogodowo-zależnych źródeł energii przy jednoczesnym nakładzie inwestycyjnym na poziomie 77 miliardów złotych.
W Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie prowadzone są zaawansowane analizy matematyczne dotyczące wyceny jednostkowego kosztu energii. Eksperci wskazują na całkowitą nieadekwatność klasycznego wskaźnika Levelized Cost of Electricity (LCOE) w odniesieniu do niestabilnych technologii OZE. Wskaźnik ten pomija koszty bilansowania i rezerwacji mocy w systemie. W zamian naukowcy rekomendują stosowanie wskaźnika - Levelized Cost of Load Coverage oraz jego modyfikacji uwzględniających ryzyka blackoutu i awarii systemowych LFSCOE (Levelized Full System Costs of Electricity). Analizy te wykazują, że po uwzględnieniu pełnych kosztów integracji systemowej z magazynami energii, rzekomo tania energia z wiatru i słońca traci swoją przewagę konkurencyjną na rzecz stabilnych źródeł jądrowych.
Bankowalność zielonych inwestycji oraz bariery regulacyjne
Anna Szczodra, szef praktyki prawa energetycznego w KPMG na Europę Środkowo-Wschodnią, przedstawiła perspektywę instytucji finansujących transformację energetyczną. Chociaż globalne wydatki na zielone technologie osiągnęły rekordowy poziom 3 bilionów dolarów (z czego ponad połowę generują Chiny inwestujące równolegle w OZE, węgiel, gaz i atom), to w Europie dynamika ta słabnie – kraje UE wydały łącznie niespełna 400 miliardów dolarów.
W polskich realiach gospodarczych bankowalność projektów OZE napotyka na bariery administracyjne i systemowe. Przeciętny proces inwestycyjno-rozwojowy dla farmy wiatrowej na lądzie trwa w Polsce aż 7 lat, w porównaniu do 4–5 lat w Europie Zachodniej. Dodatkowo banki komercyjne, zobligowane do raportowania wskaźnika Green Asset Ratio, rygorystycznie oceniają zgodność projektów z kryteriami ESG. Brak dekarbonizacji oznacza dla przedsiębiorstw całkowite odcięcie od atrakcyjnego finansowania dłużnego.
Największym zagrożeniem dla rentowności projektów staje się jednak ryzyko nierynkowego redysponowania. Tylko w maju 2026 roku Operator Systemu Przesyłowego ograniczał produkcję ze źródeł odnawialnych przez 219 godzin. Dla instytucji finansowych oznacza to niemożliwość rzetelnego modelowania przychodów inwestora, co drastycznie obniża skłonność banków do udzielania kredytów. W efekcie Polska traci swoją atrakcyjność inwestycyjną na rzecz rynków takich jak Rumunia, która oferuje stabilniejsze otoczenie regulacyjne i bardziej przewidywalne systemy wsparcia publicznego. Ratunkiem dla krajowych inwestorów staje się budowa instalacji hybrydowych łączących farmy wiatrowe, fotowoltaikę i magazyny energii przy wykorzystaniu jednego punktu przyłączenia (cable pooling).
Strategia transformacji Grupy Tauron
Robert Zasina, dyrektor wykonawczy ds. zarządzania majątkiem w Tauron Polska Energia, zarysował plany transformacji koncernu, którego aktywa wyceniane są obecnie na ponad 30 miliardów złotych. Firma, obsługująca 6 milionów odbiorców, planuje w latach 2024–2035 bezprecedensowe nakłady inwestycyjne w wysokości 100 miliardów złotych.
Aż 60% tego budżetu zostanie skierowane na rozwój i modernizację sieci dystrybucyjnej, co ma umożliwić wdrożenie inteligentnego opomiarowania. Tauron zakłada instalację liczników zdalnego odczytu u 80% klientów do 2028 roku, a u 100% do roku 2030. Pozwoli to na upowszechnienie taryf dynamicznych i aktywizację strony popytowej. W odpowiedzi na problem ujemnych cen energii, Tauron wprowadza oferty komercyjne, w tym stałą cenę przez 9 lat oraz specjalne taryfy weekendowe z obniżką cen energii sięgającą 90%. Spółka Tauron Dystrybucja jako pierwsza w kraju uruchomiła również pilotażowe programy zakupu usług elastyczności lokalnej od zewnętrznych wytwórców.
W obszarze wytwarzania, Tauron planuje zwiększyć moc własnych źródeł OZE do ponad 4 GW w 2035 roku, kładąc nacisk na własny development projektów. Portfel ten zostanie uzupełniony o magazyny energii o pojemności 700 MW do 2030 roku oraz 1,4 GW do roku 2035.
Jednocześnie spółka Tauron Ciepło zakłada całkowite wyeliminowanie węgla ze swoich systemów grzewczych do 2030 roku poprzez wdrożenie technologii power-to-heat (kotły elektrodowe i magazyny ciepła) oraz konwersję wybranych bloków węglowych na biomasę. Równolegle wycofywane będą przestarzałe bloki węglowe klasy 200 MW, a w ich miejsce powstaną szybkie, gazowe jednostki szczytowe typu peaker.
Debata ekspercka: Bariery rynkowe, legislacyjne i strukturalne
Podczas panelu dyskusyjnego, eksperci poddali surowej krytyce dotychczasowe tempo i kierunki transformacji w Polsce.
Andrzej Kaźmierski wskazał na brak korelacji pomiędzy celami transformacji a działaniami regulatorów. Za przykład podał dotacje do magazynów prosumenckich, które ładują się do pełna już przed godziną 10:00 rano, przez co nie odciążają sieci w krytycznym szczycie generacji fotowoltaicznej o godzinie 12:00–13:00.
Przemysław Kałek z RS Legal zwrócił uwagę na to, że nadmierna legislacja zabija inicjatywy oddolne. Klastry energii zostały pozbawione zapowiadanych ulg dystrybucyjnych, ponieważ Komisja Europejska uznała je za niedozwoloną pomoc publiczną. Z kolei spółdzielnie energetyczne, choć teoretycznie posiadają preferencje finansowe, są tak skomplikowane prawnie, że większość z zarejestrowanych podmiotów pozostaje nieaktywna.
Tomasz Drzał ostrzegał, że polski miks OZE został postawiony na głowie – z powodu barier dla wiatraków (ustawa 10H) wybudowano dwukrotnie więcej niestabilnych mocy fotowoltaicznych niż wiatrowych, co pogłębia niestabilność sieci. Jako główne problemy wskazał również unijne zablokowanie ulg dystrybucyjnych dla klastrów energii, nierealistyczne założenia projektu KPEiK, zakładające podwojenie zapotrzebowania na energię w ciągu 13 lat oraz uruchomienie elektrowni jądrowej już w 2036 r., a także brak wystarczających mocy stabilizujących w postaci elektrowni szczytowo-pompowych.
W odpowiedzi na te wyzwania prelegent postulował wprowadzenie lokalnego bilansowania energii i konkurencji węzłowej, które lepiej odzwierciedlałyby rzeczywiste warunki pracy sieci. Energia może mieć różną cenę w różnych miejscach kraju, w zależności od lokalnej podaży, popytu oraz ograniczeń przesyłowych. Zaproponował m.in. zróżnicowanie opłat dystrybucyjnych w zależności od odległości przesyłu energii oraz rozwój nowych elektrowni szczytowo-pompowych jako kluczowego elementu stabilizacji krajowego systemu elektroenergetycznego.
Wyzwania transformacji ciepłownictwa komunalnego
Sektor ciepłowniczy w Polsce generuje gigantyczne potrzeby inwestycyjne, wynikające z konieczności głębokiej dekarbonizacji. Janusz Mazur z KHK zdiagnozował strukturalny podział na ciepłownictwo metropolitalne (Kraków, Gdańsk, Warszawa), oparte na wysokosprawnej kogeneracji oraz skrajnie niedoinwestowane ciepłownictwo powiatowe. W mniejszych miastach ciepło nadal produkowane jest w przestarzałych kotłach węglowych typu WR, wybudowanych w latach 60. i 70. XX wieku. Podmioty te nie posiadają zdolności kredytowej do przeprowadzenia transformacji technologicznej.
Wskazano, że transformacja ciepłownictwa nie może opierać się wyłącznie na budowie nowych, kosztownych mocy wytwórczych. Kluczem jest poprawa efektywności energetycznej odbiorców. Przeprowadzenie głębokiej, rzetelnej termomodernizacji budynków w Krakowie pozwoliłoby obniżyć moc szczytową zapotrzebowania z obecnych 2 GW do około 1 GW. Umożliwiłoby to znacznie łatwiejsze i tańsze zbilansowanie systemu w oparciu o źródła rozproszone.
Andrzej Curyło z MPEC Kraków przedstawił koncepcję „szycia systemów na miarę”. Jako wzorcowy przykład udanego partnerstwa biznesowo-publicznego podał spółkę TAMEH (Tauron ArcelorMittal Energy Holding), która w ciągu 5 lat zmodernizowała elektrociepłownie przemysłowe za kredyt o wartości 2 miliardów złotych, spłacony w całości w ciągu 12 lat. MPEC Kraków planuje obecnie budowę rozproszonych jednostek kogeneracji gazowej o mocy kilkunastu megawatów oraz instalację kotłów wielopaliwowych (gaz, olej, prąd) w bezpośrednim sąsiedztwie strategicznych obiektów, takich jak szpitale. Spółka bada również możliwości odzysku ciepła odpadowego z krakowskiej walcowni gorącej (potencjał 7–10 MWt) oraz z nowo powstających centrów danych, co mogłoby w 100% pokryć miejskie zapotrzebowanie na ciepłą wodę użytkową poza sezonem grzewczym.
Eksperci odnieśli się również krytycznie do polityki promowania krajowego wkładu produkcyjnego (local content). Wskazano, że wymogi te są spóźnione o 20 lat, a w obliczu braku polskich producentów paneli fotowoltaicznych, krajowe firmy zmuszone są do sztucznego obchodzenia wskaźników poprzez zmiany struktur kapitałowych i zarządczych, co tworzy jedynie iluzję zaangażowania polskiej myśli technicznej.
Konkluzje i dalsze etapy debaty transformacyjnej
Konferencja preKER #4 unaoczniła, że polska transformacja energetyczna wkracza w fazę krytyczną, w której spontaniczny rozwój OZE bez jednoczesnej rygorystycznej modernizacji sieci oraz budowy magazynów energii i transformacji sektora ciepła prowadzi do dysfunkcji systemowych i marnotrawstwa czystej energii.
Wnioski wypracowane podczas czerwcowych obrad zostaną włączone do oficjalnych rekomendacji i zostaną przekazane rządowym decydentom odpowiedzialnym za kształtowanie polityki energetycznej kraju.
