Artykuł jest częścią raportu „Polska Energia 2026” poświęconego transformacji energetycznej polskiej gospodarki i branży energetycznej, który redakcja "Rzeczpospolitej" przygotowała z okazji Energy Days w Katowicach.

Ten temat zdominuje agendę listopadowego szczytu klimatycznego COP31 w Antalyi, gdzie turecka prezydencja zaproponowała globalny cel podniesienia udziału energii elektrycznej w finalnym zużyciu energii do 35 proc. do 2035 r.

Polska w oficjalnych dokumentach rządowych zakłada w analogicznym horyzoncie wzrost udziału OZE w elektroenergetyce do ponad 50 proc., choć według danych Eurostatu wciąż plasuje się w unijnej statystyce blisko końca zestawienia. Spółki energetyczne deklarują rekordowe nakłady inwestycyjne, wskazując równocześnie na ograniczenia sieciowe jako główną barierę dalszego rozwoju odnawialnych źródeł energii.

Globalny stan elektryfikacji

IRENA opublikowała raport „Transitioning away from fossil fuels: A roadmap based on renewables, electrification and grid enhancement”, przygotowany we współpracy z brazylijską prezydencją COP30 przed ministerialnym spotkaniem klimatycznym w Kopenhadze. Dokument wskazuje, że obecne systemy energetyczne pozostają strukturalnie nieprzygotowane do realizacji celu 1,5 stopnia, mimo że globalne cele potrojenia mocy OZE i podwojenia efektywności energetycznej do 2030 r., przyjęte na COP28 w ramach tzw. konsensusu z ZEA, pozostają aktualne.

Według zrewidowanego scenariusza 1,5 stopnia przygotowanego przez IRENA udział energii elektrycznej w globalnym finalnym zużyciu energii powinien wzrosnąć z ok. 23 proc. obecnie do 35 proc. w 2035 r., a docelowo przekroczyć 50 proc. w 2050 r., co uczyniłoby prąd dominującym nośnikiem energii w gospodarce światowej. Realizacja tej ścieżki wymagałaby jednoczesnego zwiększenia udziału OZE w globalnej produkcji energii elektrycznej z ok. 30 proc. w 2023 r. do 78 proc. w 2035 r. i 92 proc. w 2050 r.

W liczbach bezwzględnych oznacza to konieczność zwiększenia globalnej mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach do 18,4 TW w 2035 r. i 38,2 TW w 2050 r. Najnowsze dane operacyjne potwierdzają przyspieszenie tego procesu: według raportu „Renewable Energy Statistics 2026” globalna produkcja energii elektrycznej z OZE wzrosła w 2024 r. o 9,8 proc., podczas gdy produkcja ze źródeł nieodnawialnych zwiększyła się jedynie o 1,4 proc. Odnawialne źródła odpowiadały w 2024 r. za 31,7 proc. światowej produkcji energii elektrycznej, co odpowiada 9836 TWh. Na koniec 2025 r. globalna moc zainstalowana w OZE osiągnęła 5,2 TW, czyli 49,5 proc. całkowitej mocy zainstalowanej na świecie, po rekordowym przyroście 693 GW w ciągu roku.

W podziale regionalnym największym producentem energii z OZE pozostaje Azja, przed Europą i Ameryką Północną. IRENA zwraca uwagę, że na całym świecie w kolejkach przyłączeniowych oczekuje już do 2,5 TW projektów fotowoltaicznych, wiatrowych i magazynów energii, co czyni rozbudowę sieci przesyłowych i dystrybucyjnych warunkiem koniecznym dla dalszego tempa transformacji.

Elektryfikacja jako priorytet szczytu COP31 w Antalyi

Szczyt klimatyczny COP31 odbędzie się w listopadzie w tureckiej Antalyi. 9 czerwca 2026 r., podczas czerwcowych rozmów klimatycznych ONZ w Bonn, wyznaczona prezydencja Turcji ogłosiła elektryfikację jako flagową inicjatywę tzw. Action Agenda. Turecki minister klimatu i środowiska Murat Kurum zaproponował globalny, dobrowolny cel podniesienia udziału energii elektrycznej w światowym finalnym zapotrzebowaniu na energię z nieco ponad 20 proc. obecnie do 35 proc. w 2035 r., obejmujący elektryfikację transportu, przemysłu i budownictwa.

Pakietowi towarzyszą dwa dodatkowe cele Action Agenda: ograniczenie o połowę tempa wzrostu globalnej ilości odpadów do 2035 r. oraz zmniejszenie energochłonności sektora budowlanego o co najmniej 25 proc. do 2035 r. w ramach inicjatywy Resilient Cities. Prezydencja COP31 zleciła Międzynarodowej Agencji Energii opracowanie ścieżek realizacji tych celów oraz analizę korzyści gospodarczych. Cele mają charakter niewiążący i nienegocjowany, a ich realizacja, jak podkreśla strona turecka, ma przebiegać różnymi ścieżkami w zależności od punktu startowego poszczególnych krajów.

Inicjatywa koresponduje z unijnym Electrification Action Plan, przedstawionym przez Komisję Europejską 17 lipca 2026 r. Zakłada on wzrost udziału energii elektrycznej w końcowym zużyciu energii w Unii Europejskiej do 46 proc. w 2040 r. Komisja szacuje, że realizacja tego celu mogłaby ograniczyć unijne wydatki na import paliw kopalnych nawet o 260 mld euro rocznie. Plan obejmuje transport, przemysł i budownictwo, wskazując samochody elektryczne, magazyny energii oraz rozbudowę sieci jako kluczowe elementy realizacji.

Polska wobec elektryfikacji

28 lipca 2025 r. Ministerstwo Klimatu i Środowiska zatwierdziło projekt aktualizacji Krajowego planu w dziedzinie energii i klimatu do 2030 r. z perspektywą do 2040 r. (KPEiK). Dokument rozpatruje dwa scenariusze: WEM („with existing measures” – kontynuacja obecnej polityki) oraz WAM („with additional measures” – scenariusz aktywnej transformacji), wskazywany przez resort jako właściwa ścieżka rozwoju.

W scenariuszu WAM udział OZE w krajowej produkcji energii elektrycznej ma wzrosnąć z obecnego poziomu do 51,8 proc. w 2030 r. i 79,8 proc. w 2040 r. Udział odnawialnych źródeł w ciepłownictwie i chłodnictwie ma osiągnąć 36,7 proc. w 2030 r. i 67,6 proc. w 2040 r., a w transporcie – 18,9 proc. w 2030 r. i 47,5 proc. w 2040 r. Udział OZE w finalnym zużyciu energii brutto ogółem ma sięgnąć 32,1 proc. w 2030 r. (wkład Polski w unijny cel) oraz 61,7 proc. w 2040 r. Redukcja emisji gazów cieplarnianych w scenariuszu WAM ma wynieść 53,9 proc. do 2030 r. względem 1990 r. wobec 43 proc. w scenariuszu bazowym WEM.

KPEiK zakłada zakończenie eksploatacji węgla w elektrowniach do 2030 r., a w elektrociepłowniach – po 2040 r., przy czym gaz ziemny ma pełnić funkcję paliwa przejściowego ze szczytem zużycia w latach 2025–2030. Łączny wolumen nakładów inwestycyjnych związanych z realizacją planu do 2030 r. resort klimatu szacuje na ok. 1,1 bln zł, określając to przedsięwzięcie jako największą modernizację polskiej gospodarki od 1989 r. Środki mają zostać skierowane m.in. na nowe moce wytwórcze, modernizację sieci elektroenergetycznych, termomodernizację budynków, rozwój magazynów energii oraz technologii wodorowych i biometanu.

Dokument przewiduje też rozbudowę mocy zainstalowanych w poszczególnych technologiach OZE: fotowoltaika ma wzrosnąć z ok. 23 GW obecnie do 31,7 GW w 2030 r. i 51,2 GW w 2040 r.; lądowa energetyka wiatrowa – z ok. 11 GW do 16,6 GW w 2030 r. i 34,6 GW w 2040 r.; morska energetyka wiatrowa, obecnie nieobecna w krajowym miksie, ma osiągnąć 5,9 GW w 2030 r. i 18 GW w 2040 r. Program energetyki jądrowej zakłada uruchomienie pierwszego wielkoskalowego bloku w 2033 r., z kolejnymi jednostkami wdrażanymi co dwa–trzy lata, a resort deklaruje też zainteresowanie małymi reaktorami modułowymi (SMR), w tym prywatnym projektem w Pątnowie realizowanym przy współpracy ZE PAK, PGE i koreańskiej technologii.

Zapisy KPEiK kontrastują z aktualnym stanem miksu energetycznego. Według danych przywoływanych na seminarium Forum Energii w październiku 2025 r. węgiel odpowiadał w 2024 r. za 56,2 proc. krajowej produkcji energii elektrycznej, a OZE – za 29,4 proc. W pierwszym kwartale 2026 r. średni udział odnawialnych źródeł w produkcji energii elektrycznej w Unii Europejskiej wyniósł 45,5 proc. wobec 42,7 proc. rok wcześniej; według zestawienia Eurostatu przywołanego wówczas przez branżowe media Polska znalazła się na końcu unijnej klasyfikacji. Polska pozostaje też jednym z ostatnich dużych krajów unijnych, w których węgiel odpowiada za ponad połowę produkcji energii elektrycznej.

Wąskie gardła

Kontrolowane przez Skarb Państwa grupy energetyczne zapowiadają w najbliższych latach łącznie ok. 600 mld zł nakładów inwestycyjnych w sektorze energetycznym. Głównym ograniczeniem wskazywanym przez uczestników rynku pozostaje przepustowość sieci elektroenergetycznej. Według danych Urzędu Regulacji Energetyki w 2024 r. wydano ponad 5,7 tys. odmów przyłączenia instalacji OZE do sieci, obejmujących łącznie ok. 37 GW mocy, dla której nie przyznano warunków przyłączenia.

Na poziomie sieci przesyłowej, zarządzanej przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne, do operatora wpłynęły w 2024 r. 783 wnioski o przyłączenie, z czego 469 skierowano do uzupełnienia. Spośród 347 kompletnych wniosków rozpatrzonych w tym okresie PSE wydało 269 warunków przyłączenia i 78 odmów, co dyrektor departamentu rozwoju systemu PSE Marek Duk określił jako relatywnie niski, ok. 20-proc. wskaźnik odmów. Łącznie PSE wydało dotąd warunki przyłączenia na 25 GW mocy z fotowoltaiki oraz farm wiatrowych lądowych i morskich, a także 27 GW dla magazynów energii. Duk wskazywał również, że pojedyncze wnioski, wraz z dokumentacją, mogą liczyć nawet kilka tysięcy stron, co wydłuża proces ich rozpatrywania; liczba oczekujących wniosków utrzymuje się na poziomie ok. 700 i nie maleje mimo prowadzonych rekrutacji.

Sytuacja na poziomie sieci dystrybucyjnych jest trudniejsza. Tauron Dystrybucja, działający na południu Polski, rozpatrzył w 2024 r. ok. 2 tys. wniosków o przyłączenie, z czego ok. 80 proc. zostało odrzuconych. PGE Dystrybucja w analogicznym okresie rozpatrzyła również ok. 2 tys. wniosków, wydając ok. 1,4 tys. odmów. Operatorzy uzasadniają odmowy najczęściej ogólnikowym brakiem technicznych warunków przyłączenia, bez wskazania perspektywy czasowej, w której przyłączenie mogłoby stać się możliwe.

W odpowiedzi na skalę problemu PSE wprowadziły od 1 lipca 2026 r. Elektroniczny System Obsługi Przyłączeń (ESOP), umożliwiający składanie wniosków o określenie warunków przyłączenia, ich uzupełnianie, śledzenie statusu sprawy oraz rezygnację z wniosku wyłącznie drogą elektroniczną. Operator publikuje też na bieżąco aktualizowany wykaz rozdzielni, w których ze względu na układ pracy lub ograniczenia terenowe nie ma możliwości technicznych ani ekonomicznych dla nowych przyłączeń – ma to ograniczyć składanie wniosków skazanych z góry na odmowę. PSE i Energa-Operator uzgodniły ponadto wspólną koncepcję rozwoju sieci elektroenergetycznych w horyzoncie do 2033 r., mającą zwiększyć dostępne moce przyłączeniowe dla nowych źródeł energii.

Magazyny energii i mechanizmy elastyczności

Rozwój magazynów energii oraz usług elastyczności wskazywany jest przez spółki energetyczne jako sposób na częściowe złagodzenie ograniczeń sieciowych bez konieczności budowy nowej infrastruktury liniowej. Tauron Dystrybucja podpisała pierwszą umowę na świadczenie usług elastyczności, wskazując ten mechanizm jako element strategii zwiększania efektywności wykorzystania istniejącej infrastruktury sieciowej. W Polsce planowana jest też budowa jednej z większych w Europie inwestycji w bateryjne magazynowanie energii, dla której deweloper wybrał już dostawcę technologii.

Rządowe wsparcie finansowe dla magazynów energii realizowane jest w ramach programu priorytetowego NFOŚiGW „Magazyny energii elektrycznej i związana z nimi infrastruktura dla poprawy stabilności polskiej sieci elektroenergetycznej”, oferującego dotacje i preferencyjne pożyczki, a także w ramach Krajowego Planu Odbudowy. Równolegle realizowany jest program polskiej energetyki jądrowej oraz rozwój morskiej energetyki wiatrowej, wskazywane w KPEiK jako nowe gałęzie przemysłu mające budować krajowe kompetencje i wartość dodaną dla gospodarki. —m.p.