• Prezes PTEC Marcin Laskowski szacuje, że dekarbonizacja ciepłownictwa w Polsce do 2050 r. wymaga 300-500 mld zł na źródła, sieci, magazynowanie i instalacje u odbiorców.
• Branża postuluje wyższą intensywność pomocy publicznej w GBER i przedłużenie Funduszu Modernizacyjnego po 2030 r., by utrzymać tempo transformacji.
• PTEC ostrzega, że reforma EU ETS i szybkie odchodzenie od kogeneracji bez alternatywnych mocy może podbić koszty ciepła i zwiększyć ryzyka dla KSE.
• W dniach 17-19 czerwca odbędzie się VII edycji Kongresu Ciepłownictwa, podczas którego odbędą się sesje o strategicznym podejściu do transformacji energetycznej i roli ciepłownictwa w krajowym systemie.

Jakie są dziś największe wyzwania stojące przed polskim ciepłownictwem?

Marcin Laskowski, prezes PGE Polska Grupa Energetyczna, prezes PTEC: Największe wyzwanie to tempo i skala transformacji. Systemy ciepłownicze pokrywają ponad połowę potrzeb grzewczych gospodarstw domowych, co oznacza, że przekształcenie sektora musi uwzględniać bezpieczeństwo dostaw i akceptowalne koszty dla odbiorców końcowych. Dzisiejszy miks wytwórczy jest wciąż oparty głównie na węglu, jednocześnie obserwujemy dynamiczny wzrost udziału gazu i odnawialnych źródeł energii (OZE).

W 2026 r. trwają prace nad aktualizacją Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu oraz strategią dla ciepłownictwa do 2040 r., które muszą uwzględniać specyfikę naszego sektora. Zależy nam, aby cele były realne czasowo i wspierane przez skuteczne instrumenty finansowe. To konieczne, ponieważ system ciepłowniczy w Polsce ma charakter lokalny, a kierunek transformacji zależy od wielu zmiennych.

Transformacja ciepłownictwa będzie kosztowna. Jakie są szacunkowe nakłady i jak powinny być finansowane?

- W naszych analizach szacujemy, że pełna dekarbonizacja sektora będzie wymagać nakładów od 300 do 500 mld zł do 2050 r., w zależności od przyjętego scenariusza. Liczba ta pokazuje skalę wyzwania – to niemal pół biliona złotych, które musimy zainwestować w modernizację źródeł, sieci, rozwój magazynowania oraz instalacji u odbiorców, jak również większego wykorzystania energii elektrycznej w ciepłownictwie. Wspieramy model hybrydowy oparty na połączeniu kogeneracji gazowej, dużych pomp ciepła, kotłów elektrodowych (Power‑to‑Heat) oraz biomasy.

Jako sektor postulujemy podwyższenie intensywności pomocy publicznej w ramach unijnego rozporządzenia GBER do 45 proc. kosztów kwalifikowanych inwestycji oraz zwiększenie progu notyfikacji projektów ciepłowniczych do 150 mln euro. Równocześnie zabiegamy o przedłużenie działania Funduszu Modernizacyjnego po 2030 r., bo jest to obecnie główne narzędzie finansowania transformacji. Dzięki temu możemy realizować inwestycje w nowe technologie, takie jak magazynowanie ciepła czy elektrodowe kotły.

Jakie regulacje unijne mają obecnie największy wpływ na ciepłownictwo i czego PTEC oczekuje od Komisji Europejskiej?

- Komisja Europejska zapowiedziała w najbliższym czasie prezentację strategii ogrzewania i chłodzenia, która ma zdefiniować kierunki transformacji tego sektora. Dla nas kluczowe jest, aby dokument ten widział potencjał ciepłownictwa systemowego i wskazał realny kierunek dalszych zmian.

Kolejnym obszarem, który wymaga szczególnego zainteresowania, jest rewizja dyrektywy o efektywności energetycznej (EED), która określa definicję „efektywnego systemu ciepłowniczego”. Staramy się, aby w definicji tej uwzględnić znaczącą rolę wysokosprawnej kogeneracji również po 2035 r.

Równocześnie zapowiadana reforma systemu EU ETS będzie miała bezpośredni wpływ na koszty ciepła. Według dostępnych analiz wolne uprawnienia mogą się wyczerpać już pod koniec lat 2030. Dlatego apelujemy, aby sektor ciepłowniczy nadal korzystał z darmowych uprawnień do emisji po 2030 r. i mógł otrzymywać dodatkowe uprawnienia za realizację inwestycji transformacyjnych na kształt Planów Neutralności Klimatycznej, ponieważ bez tego koszty transformacji radykalnie wzrosną. Niezwykle ważnym elementem dyskusji nad kształtem regulacji jest także benchmark, który jest technicznym narzędziem wolumenu bezpłatnych uprawnień do emisji.

Jak rozumiem, wiele z tych zagadnień zostanie poruszonych podczas VII edycji Kongresu Ciepłownictwa, który odbędzie się w dniach 17-19 czerwca 2026 r. Jakie tematy będą dominowały?

- Kongres to jedno z najważniejszych forów branżowych. Tegoroczna edycja odbędzie się w Janowie Podlaskim, a w programie znajdą się sesje o strategicznym podejściu do transformacji energetycznej i roli ciepłownictwa w krajowym systemie.

Przedstawimy również najnowszy raport PTEC zatytułowany „Rola jednostek kogeneracji i źródeł Power to Heat w bilansowaniu KSE i produkcji ciepła – ocena regulacji i sytuacji na rynku energii”. Raport będzie pokazywał, że kogeneracja i technologie Power-to-Heat mogą pełnić funkcję lokalnych zasobów stabilizujących KSE, szczególnie w warunkach rosnącego udziału odnawialnych źródeł energii. Z naszych analiz wynika również, że utrata lokalnych mocy kogeneracyjnych może oznaczać konieczność ponoszenia dodatkowych kosztów oraz zwiększać ryzyko dla bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego.

Ponadto w trakcie Kongresu planujemy debaty o nowym modelu rynku ciepła czy integracji sektorów elektroenergetyki, gazownictwa i ciepłownictwa. Podczas wydarzenia wręczymy też statuetkę „Przyjaciel Ciepłownictwa” – wyróżnienie dla osób i instytucji wspierających rozwój branży.

Raport PTEC ma dotyczyć roli kogeneracji i technologii Power-to-Heat w bilansowaniu KSE. Dlaczego właśnie ten temat uznali Państwo za strategiczny?

- Tegoroczny raport poświęciliśmy kogeneracji, ponieważ z perspektywy transformacji energetycznej staje się ona nie tylko elementem systemu ciepłowniczego, ale również ważnym lokalnym zasobem Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. W debacie publicznej często koncentrujemy się wyłącznie na rozwoju odnawialnych źródeł energii czy elektrowni gazowych, natomiast znacznie mniej mówi się o tym, w jaki sposób stabilizować system elektroenergetyczny w warunkach rosnącej zmienności produkcji energii przy wykorzystaniu jakże efektywnej technologii kogeneracyjnej.

Jakie najważniejsze ryzyka dla systemu energetycznego identyfikuje dziś PTEC w kontekście transformacji ciepłownictwa?

- Jednym z największych ryzyk jest prowadzenie transformacji sektorów elektroenergetyki i ciepłownictwa w oderwaniu od siebie. Tymczasem są to systemy coraz silniej powiązane technologicznie i ekonomicznie.

W raporcie zwracamy uwagę, że szybkie odchodzenie od lokalnych jednostek kogeneracyjnych bez zapewnienia alternatywnych mocy dyspozycyjnych może prowadzić do wzrostu obciążeń sieci elektroenergetycznych oraz zwiększenia kosztów bilansowania systemu. Dotyczy to szczególnie dużych miejskich systemów ciepłowniczych, które dziś pełnią również funkcję lokalnych źródeł energii elektrycznej.

Dlatego podkreślamy konieczność prowadzenia transformacji w sposób skoordynowany – z uwzględnieniem zarówno bezpieczeństwa dostaw ciepła, jak i stabilności pracy KSE. W naszej ocenie kogeneracja pozostanie jednym z kluczowych narzędzi ograniczania kosztów transformacji i zapewniania bezpieczeństwa energetycznego w perspektywie kolejnych dekad.

Czy mógłby pan przedstawić najważniejsze wnioski z poprzednich raportów PTEC dotyczących transformacji ciepłownictwa?

- W raporcie z 2025 r. analizowaliśmy integrację ciepłownictwa z elektroenergetyką. Pokazaliśmy, że scenariusz hybrydowy – łączący gazową kogenerację, pompy ciepła, kotły elektrodowe i magazyny ciepła – pozwala obniżyć zmienny koszt wytwarzania ciepła do około 30 zł/GJ, co jest bardziej konkurencyjne niż systemy oparte wyłącznie na węglu lub bez kogeneracji.

Raport podkreślał też rolę sektora ciepłowniczego w bilansowaniu KSE: kombinacja kogeneracji, elektrodowych kotłów i pomp ciepła pozwala wykorzystać nadwyżki energii elektrycznej z OZE i zmniejsza koszty systemowe. Wskazywaliśmy również, że aby taka integracja była możliwa, potrzebne są stabilne ramy regulacyjne, w tym możliwość klasyfikowania ciepła produkowanego w kotłach elektrodowych jako energii odnawialnej, oraz zwiększenie skali intensywności pomocy publicznej.

Uważamy, że takie kompleksowe podejście do tworzenia raportów analitycznych ma głęboki sens i przynosi wymierne efekty. Niektóre z rozwiązań rekomendowanych przez Towarzystwo znajdują swoje odzwierciedlenie w procedowanym obecnie na poziomie Sejmu projekcie deregulacyjnym.