Krajowi wykonawcy odpowiadają za modernizację i rozbudowę sieci, szczególnie na poziomie średniego i niskiego napięcia. Spółka podkreśla, że to właśnie lokalny rynek zapewnia kompetencje i zasoby niezbędne do realizacji rosnących potrzeb klientów.

TAURON Dystrybucja utrzymuje wysoki poziom inwestycji – około 4 mld zł rocznie. Środki te przeznaczane są na rozwój sieci, zwiększenie możliwości przyłączeń, integrację OZE oraz poprawę niezawodności dostaw energii.

Narzędzia dla rynku i lepsze planowanie

Podczas spotkania z partnerami w Krakowie zaprezentowano portal Dostępnemoce.pl, który umożliwia dostęp do informacji o mocach przyłączeniowych i planach inwestycyjnych. Rozwiązanie wspiera inwestorów, samorządy i wykonawców w planowaniu projektów oraz przygotowaniu do przyszłych zleceń.

Współpraca przyspiesza rozwój sieci

Spotkanie było także okazją do omówienia planów inwestycyjnych i usprawnień w procesach zakupowych. Wykonawcy wskazują, że dialog ze spółką przekłada się na sprawniejszą realizację projektów.

Kluczowe obszary współpracy obejmują przyspieszenie przyłączeń, zwiększenie niezawodności dostaw oraz rozwój infrastruktury dla elektryfikacji transportu i przemysłu. TAURON zapowiada kontynuację spotkań z partnerami jako stały element współpracy.

NFOŚiGW reprezentowali prezes Dorota Zawadzka-Stępniak oraz zastępcy Małgorzata Szafoni i Robert Gajda. W trakcie debat podkreślano znaczenie inwestycji infrastrukturalnych i energetycznych dla rozwoju lokalnego oraz ograniczania różnic między regionami.

Zwrócono także uwagę na konieczność łączenia środków publicznych i prywatnych, m.in. poprzez partnerstwa publiczno-prywatne i montaż finansowy projektów.

Nowe zasady programu Czyste Powietrze

Jednym z kluczowych tematów była nowa odsłona programu Czyste Powietrze. Wprowadzenie operatora oraz obowiązkowego audytu energetycznego ma zwiększyć skuteczność inwestycji i ograniczyć ubóstwo energetyczne.

Podkreślono również istotną rolę gmin w realizacji programu oraz potrzebę współpracy instytucji publicznych i sektora prywatnego.

Planowana inwestycja obejmuje modernizację ok. 35 km linii kolejowej nr 230 między Wejherowem a Choczewem. W ramach zadania przewidziano także budowę nowych stacji i przystanków: Orle, Góra Paradyż, Rybno Kaszubskie, Wejherowo Cementownia, Bolszewo Północne, Kniewo, Kostkowo i Gniewino.

Zmodernizowana infrastruktura ma zostać dostosowana do potrzeb osób o ograniczonych możliwościach poruszania się. Projekt zakłada również elektryfikację linii, montaż nowoczesnych urządzeń sterowania ruchem kolejowym oraz budowę lub przebudowę 48 obiektów inżynieryjnych, w tym mostów, wiaduktów, przejść pod torami i przepustów. Modernizację przejdzie także 16 przejazdów kolejowo-drogowych.

Kolej dla elektrowni i mieszkańców regionu

Efektem inwestycji będzie przywrócenie ruchu kolejowego na trasie, na której pociągi nie kursują od ponad 30 lat. Po zakończeniu prac pociągi pasażerskie będą mogły rozwijać prędkość do 160 km/h, a towarowe do 120 km/h.

Znaczenie projektu wykracza poza samą obsługę budowy elektrowni jądrowej Lubiatowo – Kopalino. Linia ma zapewnić sprawny transport pracowników i materiałów, a w przyszłości także poprawić możliwości podróżowania koleją dla mieszkańców regionu.

Wieloetapowy projekt do 2030 roku

Wybór wykonawcy dla odcinka Wejherowo – Choczewo planowany jest w IV kwartale 2026 r., a zakończenie robót przewidziano na 2029 r.

Modernizacja tej trasy jest częścią większego projektu „Zapewnienie dostępu kolejowego do elektrowni jądrowej Lubiatowo – Kopalino”, którego szacunkowa wartość wynosi 3,2 mld zł. Całość ma być realizowana w latach 2023–2030 ze środków budżetu państwa. Wcześniej podpisano już umowy dotyczące prac na liniach alternatywnych: odcinku nr 229 między Kartuzami a Lęborkiem oraz trasie Lębork – Łeba. Zakończenie wszystkich prac również zaplanowano na 2029 r.

Unijny system handlu emisjami ETS może wkrótce przejść istotne zmiany. Komisja Europejska zapowiedziała jego przegląd, który ma uwzględnić nowe realia gospodarcze i geopolityczne, w tym wysokie koszty energii oraz presję na konkurencyjność europejskiej gospodarki.

Stabilizacja rynku i wsparcie dla przemysłu

Planowane działania obejmują m.in. wzmocnienie rezerwy stabilności rynku, aby ograniczyć wahania cen uprawnień do emisji CO2. Rozważana jest także aktualizacja zasad przydziału bezpłatnych uprawnień oraz rozwiązania dla przemysłu po 2034 r., gdy obecny system wsparcia zacznie wygasać.

Jednym z kluczowych elementów zmian ma być zwiększenie wsparcia inwestycji w dekarbonizację i czyste technologie. Komisja zapowiada uruchomienie specjalnego instrumentu finansowego o wartości 30 mld euro, który ma przyspieszyć transformację energetyczną w UE.

ETS2 pod presją polityczną

Coraz więcej emocji budzi także system ETS2, który obejmie budynki i transport drogowy. Parlament Europejski zdecydował już o przesunięciu jego wdrożenia z 2027 na 2028 r., a część państw – w tym Polska – postuluje dalsze opóźnienia oraz złagodzenie wymogów.

Polski rząd proponuje m.in. zwiększenie puli bezpłatnych uprawnień dla przemysłu oraz wzmocnienie mechanizmów ograniczających spekulacje na rynku ETS. Wskazuje również na rosnące obciążenia kosztowe dla gospodarki i gospodarstw domowych.

ETS nadal kluczowym narzędziem klimatycznym

Mimo krytyki, ETS pozostaje kluczowym narzędziem polityki klimatycznej UE. Od 2005 r. system przyczynił się do znaczącej redukcji emisji w sektorach objętych regulacją, co potwierdza jego skuteczność.

Kluczowy etap, ale nie koniec procedury

Pozytywna opinia Komisji to jeden z najważniejszych etapów całej procedury certyfikacyjnej, jednak nie oznacza jeszcze jej zakończenia. Ostateczną decyzję w sprawie przyznania statusu operatora podejmie Prezes Urzędu Regulacji Energetyki.

Zgodnie z unijnymi przepisami operatorzy systemów przesyłowych wodoru muszą wykazać pełną niezależność od działalności związanej z produkcją i sprzedażą energii. Komisja podkreśliła również, że na obecnym etapie rozwoju rynku brak fizycznej infrastruktury przesyłowej nie stanowi przeszkody w procesie certyfikacji, co umożliwia równoległe planowanie i rozwój sieci.

Wodór filarem transformacji energetycznej

Rozwój rynku wodoru w Europie przyspiesza, a sam wodór odgrywa coraz większą rolę jako nośnik energii wspierający dekarbonizację przemysłu, transportu i energetyki. Inwestycje w technologie wodorowe wzmacniają bezpieczeństwo energetyczne oraz konkurencyjność gospodarki.

Proces certyfikacji wpisuje się w długoterminową strategię GAZ-SYSTEM, zakładającą rozwój nowoczesnej i elastycznej infrastruktury energetycznej oraz rozszerzanie działalności o obszary związane z dekarbonizacją.

Kolejne kroki: plan rozwoju i decyzja URE

Spółka zakończyła już konsultacje planu rozwoju systemu przesyłowego wodoru, który określi kierunki inwestycji w najbliższych latach. Dokument ten będzie jednym z elementów dalszego procesu certyfikacji.

Kolejnym krokiem będzie przedłożenie projektu dziesięcioletniego planu rozwoju oraz uzyskanie ostatecznej decyzji Prezesa URE. Dopiero wtedy GAZ-SYSTEM formalnie stanie się certyfikowanym operatorem systemu przesyłowego wodoru.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska od 27 lutego 2026 r. pełni rolę organu wiodącego w opracowaniu Krajowej Długoterminowej Strategii Klimatycznej. To dokument wymagany przez przepisy UE, który ma wyznaczyć kierunki transformacji klimatyczno-energetycznej Polski do 2050 r. Zakończenie prac nad strategią planowane jest do końca 2026 r.

Strategia ma nadrobić wieloletnie opóźnienia

Aby przyspieszyć przygotowanie dokumentu i nadrobić opóźnienia względem pierwotnego terminu, powołano specjalny zespół, któremu przewodniczy wiceministra klimatu i środowiska Urszula Zielińska. Resort podkreśla, że strategia ma mieć charakter praktyczny i wyznaczać jasną drogę do unowocześnienia energetyki oraz przemysłu.

Cztery filary transformacji

Długoterminowa Strategia Klimatyczna ma zostać oparta na czterech filarach. Pierwszy dotyczy suwerenności i bezpieczeństwa energetycznego, drugi modernizacji sektorowej, w tym rozwoju OZE i energetyki jądrowej. Trzeci obejmuje inwestycje, innowacje i wzmacnianie krajowego łańcucha dostaw, a czwarty koncentruje się na korzyściach społecznych, takich jak poprawa jakości powietrza, wzrost gospodarczy i nowe miejsca pracy.

Spójność z polityką krajową i wymogami UE

LTS ma być komplementarna wobec innych dokumentów strategicznych, w tym Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu. Jej przygotowanie ma także pomóc Polsce w domknięciu procedury naruszeniowej związanej z brakiem tego dokumentu oraz zabezpieczyć długofalowe interesy gospodarcze państwa.

Projekt powstanie w Nowym Czarnowie, w sąsiedztwie innych inwestycji Grupy PGE. Bateryjny Magazyn Energii Gryfino będzie miał moc do 400 MW oraz minimalną pojemność 800 MWh, co uczyni go największą instalacją tego typu w Polsce pod względem mocy.

Jak podkreśla Grupa PGE, inwestycja ma istotnie zwiększyć możliwości bilansowania energii pochodzącej z odnawialnych źródeł, poprawić elastyczność systemu elektroenergetycznego oraz wzmocnić bezpieczeństwo dostaw energii.

Wsparcie dla OZE i bezpieczeństwa systemu

Magazyn Energii Gryfino to kolejny, po Żarnowcu, wielkoskalowy projekt bateryjnego magazynowania energii rozwijany przez PGE. Instalacja została zabezpieczona 17-letnim kontraktem na rynku mocy, a jej uruchomienie zaplanowano na koniec 2028 r.

Za technologię magazynowania odpowiadać będzie Fluence Energy. Obiekt wykorzysta modułowy system SmartStack™, który ma zapewnić wysoką gęstość energii, dużą wydajność operacyjną oraz wysoki poziom bezpieczeństwa eksploatacji.

Kontrakt o wartości ponad 1,14 mld zł

Postępowanie przetargowe ogłoszono w sierpniu 2025 r. i przeprowadzono w trybie nieograniczonym zgodnie z ustawą Prawo zamówień publicznych. W jego ramach wpłynęły trzy oferty, a wybrana propozycja uzyskała najwyższą ocenę i spełniła wszystkie wymagania określone w dokumentacji przetargowej.

Zakres zamówienia obejmuje projektowanie, dostawę, budowę, montaż, uruchomienie i przekazanie obiektu do eksploatacji, a także 36-miesięczny serwis gwarancyjny. Wartość kontraktu wynosi 1 142 364 585,50 zł brutto. Za realizację inwestycji i nadzór nad jej przebiegiem odpowiada PGE Energia Odnawialna.

Dekarbonizacja polskiego ciepłownictwa nabiera tempa. Jak wskazują przedstawiciele Polskiej Spółki Gazownictwa, coraz więcej elektrociepłowni i ciepłowni wykorzystuje gaz ziemny, który ma wspierać sektor w okresie przejściowym i stabilizować system oparty w coraz większym stopniu na odnawialnych źródłach energii.

Według danych PSG od 2020 r. spółka przyłączyła ponad 213 podmiotów z szeroko rozumianej energetyki zawodowej. Tylko w 2025 r. podpisano 50 umów przyłączeniowych, a obecnie obsługiwanych jest 88 kontraktów. Dzięki inwestycjom z ostatnich lat do elektrociepłowni trafia ok. 600 mln m³ gazu rocznie. Do 2030 r. wolumen ten może wzrosnąć do 1 mld m³.

Węgiel traci, rośnie znaczenie gazu i OZE

Jak wynika z przywołanych danych resortowych, węgiel wciąż dominuje w polskim ciepłownictwie systemowym, ale jego udział spada. W 2024 r. wynosił 57,4%, wobec 61,2% rok wcześniej. Jednocześnie wzrósł udział gazu ziemnego do 15,2%, a OZE do 14,7%.

Projekt zaktualizowanego Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu zakłada dalszą dekarbonizację sektora. Udział OZE w ciepłownictwie ma wzrosnąć do 32–36% w 2030 r. oraz do 43–57% w 2040 r., zależnie od scenariusza transformacji. W najbardziej ambitnym wariancie do 2040 r. ma zakończyć pracę ostatnia elektrociepłownia węglowa.

Inwestycje i finansowanie kluczowe dla sektora

Transformacja ciepłownictwa będzie wymagać dużych nakładów inwestycyjnych i odpowiednich mechanizmów wsparcia. W KPEiK zapowiedziano opracowanie planu finansowego dla sektora, który ma ułatwić przechodzenie z systemów opartych na węglu na rozwiązania wykorzystujące m.in. gaz, energię elektryczną, ciepło odpadowe i odnawialne źródła energii.

Dodatkowym wyzwaniem będą koszty związane z systemem ETS2, który obejmie emisje z budynków, transportu drogowego i części sektorów nieobjętych dotychczasowym ETS. W ocenie branży finansowanie inwestycji stanie się jednym z najważniejszych czynników powodzenia całej transformacji.

Gaz dziś, biometan jutro

Zgodnie z założeniami KPEiK szczyt zużycia gazu ziemnego przypadnie na 2030 r., a później jego znaczenie ma stopniowo maleć na rzecz gazów odnawialnych i zdekarbonizowanych, w tym biometanu. PSG podkreśla, że rozwój nowej infrastruktury musi być oparty na rachunku ekonomicznym i efektywności inwestycji. W tym celu spółka rozwija także narzędzia wspierające lokalizowanie projektów biogazowych i biometanowych w pobliżu istniejącej sieci.

Akademia Energii Jądrowej to autorski program PEJ realizowany w ramach projektu „Pomorskie Kompetencje Jutra”. W pilotażowej edycji uczestniczy 42 studentów z regionu Pomorza. Zajęcia obejmują wykłady i warsztaty prowadzone przez ekspertów Polskich Elektrowni Jądrowych oraz wykładowców uczelni zrzeszonych w Związku Uczelni im. Daniela Fahrenheita.

Program ma charakter multidyscyplinarny. Łączy zagadnienia techniczne, społeczne i organizacyjne związane z rozwojem energetyki jądrowej. Finałem Akademii będzie zespołowy konkurs projektowy realizowany w formule case study.

PEJ stawia na rozwój kadr dla elektrowni Lubiatowo-Kopalino

Program stanowi element długofalowej strategii inwestora pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Celem jest budowanie krajowych kompetencji dla sektora jądrowego oraz przygotowanie specjalistów potrzebnych przy budowie i późniejszej eksploatacji obiektu Lubiatowo-Kopalino.

Wraz z postępem inwestycji rośnie zapotrzebowanie nie tylko na ekspertów związanych bezpośrednio z energetyką jądrową, ale również na inżynierów i przedstawicieli innych branż współpracujących przy tak dużym projekcie infrastrukturalnym. Dla studentów udział w Akademii oznacza możliwość zdobycia praktycznej wiedzy oraz bezpośredniego kontaktu z doświadczonymi specjalistami.

Program finansowany z funduszy unijnych

Akademia Energii Jądrowej ma charakter pilotażowy i jest realizowana w ramach projektu „Pomorskie Kompetencje Jutra”, którego wykonawcą jest Województwo Pomorskie. Przedsięwzięcie finansowane jest ze środków Instrumentu na rzecz Odbudowy i Zwiększania Odporności w ramach NextGenerationEU.

Biogaz powstaje w procesie fermentacji beztlenowej biomasy, m.in. odpadów rolniczych, komunalnych i osadów ściekowych, a następnie może być wykorzystywany do produkcji energii elektrycznej i ciepła. Biometan to z kolei oczyszczony biogaz, który po uzdatnieniu może być wtłaczany do sieci gazowej.

Z projektu aktualizacji Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu wynika, że techniczny potencjał produkcji biometanu z substratów odpadowych w Polsce wynosi ok. 8 mld m³, natomiast potencjał wdrożeniowy szacowany jest na 4,7 mld m³.

Rynek rozwija się, ale potrzebuje wsparcia

Na koniec I kwartału 2026 r. w rejestrze wytwórców biogazu rolniczego funkcjonowało 208 instalacji. Ich łączna roczna wydajność przekracza 835 mln m³ biogazu, a moc zainstalowana elektryczna wynosi 188 MW.

Równolegle rozwija się segment biometanu. Na koniec III kwartału 2025 r. zidentyfikowano 122 projekty inwestycyjne w biometanownie na różnych etapach zaawansowania. Dominują instalacje średniej wielkości, o mocy od 1 do 5 MW, co wskazuje na preferencje inwestorów wobec projektów o umiarkowanej skali.

Kluczowe bariery i potrzeby branży

Zdaniem przedstawicieli rynku rozwój sektora wymaga przede wszystkim wprowadzenia stabilnego systemu wsparcia dla większych instalacji. Istotne znaczenie miałby również mechanizm popytowy zachęcający operatorów sieci do wtłaczania biometanu do systemu gazowego.

Kolejnym elementem jest przyjęcie i wdrożenie Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu, który określi cele produkcji biogazu i biometanu oraz zapewni większą przewidywalność inwestycyjną.

Biogaz ważnym elementem transformacji energetycznej

Rozwój biogazu i biometanu wpisuje się w szerszą strategię transformacji energetycznej, opartą na zróżnicowanym miksie źródeł energii. Technologie te mogą pełnić istotną rolę obok energetyki słonecznej, wiatrowej czy w przyszłości jądrowej.

Ich przewagą jest stabilność produkcji oraz możliwość zagospodarowania odpadów rolniczych i przemysłowych. Dzięki temu biogazownie i biometanownie mogą wzmacniać bezpieczeństwo energetyczne kraju oraz wspierać rozwój lokalnych gospodarek, szczególnie na obszarach wiejskich.