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.

Na koniec 2025 roku kluczowi operatorzy odpowiadający za krwiobieg transformacji energetycznej obsługiwali ponad 19,4 mln odbiorców energii elektrycznej. Łączna długość linii elektroenergetycznych wraz z przyłączami przekroczyła milion kilometrów, a liczba stacji elektroenergetycznych wyniosła ponad 286 tys. Infrastruktura sieciowa dostarczyła do odbiorców końcowych ponad 142 TWh energii elektrycznej. W 2025 r. odnotowano także dalszy wzrost liczby odbiorców przyłączonych do sieci elektroenergetycznej w Polsce o blisko 300 tys. w porównaniu z 2024 r., do poziomu prawie 19,5 mln.

– 2025 rok potwierdził, że operatorzy sieci dystrybucyjnych znajdują się dziś w centrum najważniejszych zmian gospodarczych i technologicznych. Dla Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) to czas działania w pełnej skali – intensywnej pracy, odpowiedzialnych decyzji i szerokiej współpracy z partnerami rynku, administracją publiczną, regulatorem oraz środowiskiem eksperckim. Konsekwentnie angażowaliśmy się w inicjatywy, które wspierają rozwój nowoczesnej, odpornej i efektywnej energetyki – podkreśla Maciej Mróz, prezes zarządu PTPiREE.

Miliardy na sieci

Z najnowszego raportu towarzystwa wynika, że nakłady inwestycyjne w sektorze elektroenergetycznym osiągnęły w 2025 r. rekordowo wysoki poziom. Polskie Sieci Elektroenergetyczne przeznaczyły na realizację zadań i zamierzeń inwestycyjnych ponad 2,5 mld zł, co oznacza wzrost o około 0,5 mld zł względem 2024 r. Jeszcze większą skalę inwestycji odnotowano w sektorze dystrybucji, gdzie łączne nakłady pięciu największych operatorów sieci dystrybucyjnych osiągnęły rekordowy poziom 14,7 mld zł. To o 2,2 mld zł więcej niż w roku poprzednim. Po uwzględnieniu – po raz pierwszy w tej statystyce – spółki PGE Energetyka Kolejowa Operator łączna wartość inwestycji wyniosła prawie 15,3 mld zł.

– Rok 2025 był okresem intensyfikacji inwestycji w infrastrukturę elektroenergetyczną. Zarówno PSE, jak i sektor dystrybucji znacząco zwiększyły poziom nakładów, wspierając modernizację oraz rozwój – czytamy w raporcie.

Z raportu wynika, że inwestycje operatorów systemów elektroenergetycznych osiągnęły w 2025 r. poziom prawie 17,8 mld zł. Nakłady obejmowały zarówno przyłączanie nowych odbiorców i źródeł wytwórczych, jak również modernizację istniejącej infrastruktury, zwiększanie przepustowości sieci oraz poprawę niezawodności dostaw energii. Istotnym elementem prowadzonych działań pozostaje kablowanie sieci. Na koniec 2025 roku udział linii kablowych w sieci średniego napięcia wzrósł do 32,7 proc., co potwierdza konsekwentną modernizację infrastruktury i wzmacnianie jej odporności na zakłócenia.

W raporcie, jak co roku, podsumowano wydatki dystrybutorów. W tym zestawieniu najwięcej w 2025 r. wydała PGE Dystrybucja – blisko 4,1 mld zł. Dalej znalazły się Tauron Dystrybucja – 3,85 mld zł, Energa Operator – 3,2 mld zł oraz Enea Operator – 2,8 mld zł. W zestawieniu uwzględniono także Stoen Operator z wydatkami rzędu 0,8 mld zł, a także PGE Energetykę Kolejową, która wydała 0,52 mld zł. Zestawienie uzupełniają wydatki operatora sieci przesyłowej, który w ub. roku wydał ponad 2,5 mld zł na inwestycje.

Patrząc na liczbę klientów, Tauron Dystrybucja jest największą spółką dystrybucyjną z bazą klientów rzędu 6 mln, dalej PGE Dystrybucja (5,85 mln), Energa Operator (3,45 mln), Enea Operator (2,85 mln) oraz Stoen Operator (1,16 mln). W 2025 r. odnotowano dalszy wzrost liczby odbiorców przyłączonych do sieci elektroenergetycznej w Polsce – o blisko 300 tys. w porównaniu z 2024 r. – do poziomu prawie 19,5 mln.

Rosnąca moc OZE i magazynów energii

Na koniec 2025 roku liczba przyłączonych mikroinstalacji przekroczyła 1,63 mln, a ich łączna moc osiągnęła niemal 13,8 GW. Łączna liczba wszystkich przyłączonych odnawialnych źródeł energii wyniosła ponad 1,64 mln, natomiast ich moc – prawie 36,3 GW.

W 2025 roku do sieci przyłączono 90 tys. nowych mikroinstalacji, a ich łączna liczba przekroczyła 1,6 mln. Oznaczało to wzrost mocy zainstalowanej o około 1,1 GW, do niemal 13,8 GW na koniec roku. Utrzymał się także trend wzrostu mocy mikroinstalacji – średnia moc nowo przyłączanych jednostek wyniosła 11,5 kW, a średnia dla wszystkich mikroinstalacji osiągnęła 8,4 kW. Łącznie do sieci przyłączono prawie 4,3 GW nowych mocy OZE, co zwiększyło ich łączną moc w sieci OSD do ponad 36 GW.

Coraz większą rolę odgrywają również magazyny energii instalowane przez prosumentów. Do mikroinstalacji przyłączonych było ponad 120 tys. magazynów energii o łącznej mocy blisko 698 MW. Trend ten utrzymuje się – na koniec I półrocza br. było ich zainstalowanych ponad 149 tys. (o mocy ponad 852 MW), co wskazuje na rosnące znaczenie elastyczności systemu elektroenergetycznego oraz aktywnego udziału odbiorców w bilansowaniu sieci.

Raport wskazuje, że uzgodnione z prezesem URE plany rozwoju operatorów na lata 2026–2031 zakładają utrzymanie wysokiego poziomu inwestycji, szczególnie w obszarach związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii, magazynów energii, elektromobilności oraz przyłączaniem nowych odbiorców.

PTPiREE wskazuje w raporcie na ograniczenia, jakie stoją przed dystrybutorami w kolejnych latach. Chodzi o coraz mniej sprzyjające dla dystrybutorów energii otoczenie taryfowe w perspektywie 2026 r. i na następne lata.

– Dyskusja o poziomie stawek toczyła się w realiach silnej presji na ograniczanie wzrostu opłat dla odbiorców końcowych, przy jednoczesnym istotnym wzroście części kosztów niezależnych od operatorów sieci dystrybucji (OSD) – podkreślono w raporcie.

Branżowa organizacja zwraca uwagę, że szczególne znaczenie miał bardzo duży wzrost opłaty mocowej – dla odbiorców stawki tej opłaty wzrosły średnio o ponad połowę, co dodatkowo zaostrzało oczekiwania dotyczące ograniczania zmian w pozostałych składnikach rachunku.

Mimo wymagającego otoczenia operatorom udało się utrzymać w kalkulacji taryf elementy o dużym znaczeniu dla ich zdolności inwestycyjnej.

– Dotyczy to uzasadnionych i godziwych poziomów WACC (średni ważony koszt kapitału), w tym utrzymania mechanizmu premii za reinwestowanie, a także dalszego wynagradzania inwestycji planowanych na rok taryfowy oraz nowego mechanizmu wynagradzającego inwestycje priorytetowe. Elementy te tworzą fundament bezpiecznej transformacji energetycznej po stronie sieci dystrybucyjnych – czytamy w raporcie.

Operatorzy apelują, że w ramach zmian w kształtowaniu taryf rozważanym kierunkiem powinien być bardziej adekwatny udział producentów energii w kosztach transformacji energetycznej. Chodzi o opłaty przyłączeniowe oraz opłatę za wprowadzanie energii do sieci, zwłaszcza tam, gdzie przyłączanie nowych źródeł wymaga dużych nakładów na infrastrukturę dystrybucyjną. To oznaczałoby wyższe koszty po stronie producentów, np. zielonej energii.

Wyzwania przed operatorami

Autorzy raportu przywołują tu szczególnie doświadczenia blackoutu na Półwyspie Iberyjskim, który – jak twierdzą – pokazał, jakie ryzyka stoją przed systemami ze spadającą dostępnością mocy dyspozycyjnych.

Na podstawie wniosków z tego zdarzenia PSE przygotowały tzw. pakiet antyblackoutowy, czyli zbiór rekomendacji, których realizacja zapewni bezpieczną i stabilną pracę systemu w warunkach rosnącego udziału zasobów rozproszonych i zmniejszającej się roli dużych jednostek zarządzanych przez operatora systemu przesyłowego.

Trzon pakietu jest już realizowany poprzez ustawę sieciową, która porządkuje liczbę i tempo przyłączeń do sieci. Elementy pakietu antyblackoutowego znalazły się w nowej strategii PSE do 2040 roku, której głównym celem jest przygotowanie krajowego systemu elektroenergetycznego do pracy w warunkach bezemisyjnego miksu.

PSE podkreślają, że oznacza to, iż źródła wykorzystujące paliwa kopalne będą niepotrzebne. Nadal będą one pracować, gdy będzie wymagało tego utrzymanie odpowiedniego bilansu. Nie będą jednak niezbędne do zapewnienia parametrów takich jak inercja, moc zwarciowa czy bierna. Osiągnięcie tego celu jest planowane już na 2035 rok.

O roli węgla w takiej transformacji mówił kilka miesięcy temu prezes PSE, Grzegorz Onichimowski, a jego słowa brzmią zwłaszcza dzisiaj szczególnie mocno.

– Elementem budowy odporności energetycznej państwa mogłoby być zatem „trzymanie z bronią u nogi” kilku bloków węglowych, aby przywracać je do pracy w razie potrzeby. Te bloki na co dzień byłyby poza systemem energetycznym, bo chodzi o ich uruchomienie w sytuacjach ekstremalnych – mówił w jednym z wywiadów w „Rzeczpospolitej”.

W podobnym tonie wypowiadają się prezesi Enei i PGE.

W 2025 roku został uruchomiony Centralny System Informacji Rynku Energii (CSIRE). Umożliwi on ujednolicenie procesów na detalicznym rynku energii, a także zbieranie i przetwarzanie danych pomiarowych według jednakowej metodologii. Ułatwi zarządzanie systemem elektroenergetycznym, przyspieszy proces zmiany sprzedawcy, a także umożliwi odbiorcom pełny wgląd w dane dotyczące dostarczonej i zużytej energii elektrycznej.

Kluczowym priorytetem przy wprowadzaniu CSIRE jest bezpieczeństwo danych użytkowników. Do października 2026 r. do CSIRE dołączą kolejne podmioty. Po integracji wszystkich podmiotów rynkowych z nowym rozwiązaniem CSIRE będzie rozwijany o nowe funkcje. Tu jednak mogą pojawić się kolejne przesunięcia, bo operatorzy i system wciąż mogą być nie w pełni gotowi.