Energia w czasach niepewności. Przemysł, bezpieczeństwo i koszty transformacji w centrum debaty we Wrocławiu

Jak zapewnić gospodarce bezpieczną i konkurencyjną cenowo energię, nie tracąc z oczu celów transformacji? Czy gaz pozostanie niezbędnym elementem systemu, a magazyny energii pomogą wykorzystać potencjał OZE? O tych wyzwaniach dyskutowali uczestnicy kongresu Wrocław Bridge Energy & Industry Dialogue 2026, zorganizowanego przez DISE Energy (Dolnośląski Instytut Studiów Energetycznych). W centrum rozmów znalazły się również przyszłość polskiego przemysłu, koszty ciepłownictwa oraz udział krajowych firm w strategicznych inwestycjach energetycznych.

Bezpieczeństwo energetyczne to także konkurencyjność gospodarki

Rosnące koszty energii, napięcia geopolityczne i tempo transformacji sprawiają, że polityka energetyczna coraz silniej wpływa na kondycję przemysłu oraz możliwości rozwoju całej gospodarki. Podczas tegorocznego kongresu Wrocław Bridge Energy and Industry Dialogue, odbywającego się pod hasłem „Energia w czasach niepewności”, eksperci, przedstawiciele administracji, samorządów i biznesu szukali odpowiedzi na pytanie, jak pogodzić bezpieczeństwo dostaw, akceptowalne ceny energii i wymagania związane z transformacją.

O potrzebie łączenia bezpieczeństwa z konkurencyjnością mówił również Konrad Wojnarowski, wiceminister energii, podsekretarz stanu z Ministerstwa Energii. Podkreślił, że silna gospodarka potrzebuje bezpiecznej energii w konkurencyjnej cenie, a realizacja tego celu wymaga odpowiednich rozwiązań legislacyjnych, finansowych i infrastrukturalnych. Istotnym elementem tej układanki pozostaje rozwój sieci elektroenergetycznych. Jak zapowiedział wiceminister, Polska zamierza przeznaczyć na ten cel 100 mld zł do 2030 r. oraz kolejne 80 mld zł do 2035 r. Równolegle rozwijana ma być energetyka jądrowa.

Ceny energii pod lupą. Co czeka odbiorców?

Jednym z najważniejszych tematów była przyszłość cen energii elektrycznej i gazu. Renata Mroczek, prezes Urzędu Regulacji Energetyki, poinformowała, że złożono już wszystkie wnioski taryfowe dotyczące energii elektrycznej i gazu na kolejny rok, zarówno w zakresie sprzedaży, jak i dystrybucji. Ich wcześniejsze złożenie miało umożliwić regulatorowi dokładniejszą analizę kosztów. Jak zaznaczyła, na ostateczny kształt taryf wpływają nie tylko bieżące notowania na rynku hurtowym, lecz także sposób zakupu energii przez przedsiębiorstwa, koszty profilowania oraz zmiany regulacyjne. Znaczenie mają również ceny paliw wykorzystywanych do produkcji energii, w tym gazu ziemnego.

Z perspektywy instytucji finansowych istotne pozostaje natomiast dostosowanie finansowania do zmieniających się potrzeb systemu. Joanna Smolik, dyrektor Departamentu Relacji Strategicznych Banku Gospodarstwa Krajowego, zwróciła uwagę na znaczenie elastyczności elektroenergetyki. Wskazała, że BGK finansował inwestycje w bloki gazowo-parowe, jednocześnie podkreślając rosnącą rolę odnawialnych źródeł energii. W jej ocenie nie ma uzasadnienia dla finansowania nowych aktywów węglowych.

Mariusz Buraczyński, Wiceprezes Zarządu ds. Operacyjnych, Towarowa Giełda Energii S.A., odniósł się do pytania o to, czy na pewno elastyczność to gwarant bezpieczeństwa energetycznego. Opowiedział on o inwestycjach w rynek usług elastyczności, dzięki którym nierynkowe redysponowanie i ceny ujemne mogłoby zostać ograniczone, a zarządzanie siecią elektroenergetyczną stało się bardziej efektywne.

Polski przemysł pod presją kosztów

Wysokie ceny energii to nie tylko problem gospodarstw domowych. Dla przedsiębiorstw stanowią jeden z czynników decydujących o kosztach produkcji, możliwościach inwestycyjnych i pozycji konkurencyjnej na rynkach międzynarodowych. Podczas panelu „Przemysł pod ścianą: ile jeszcze wytrzymają odbiorcy energii w Polsce?” Łukasz Tomaszewski, dyrektor Departamentu Odnawialnych Źródeł Energii w Ministerstwie Klimatu i Środowiska, przypomniał, że przemysł odpowiada za około 24 proc. polskiego PKB, podczas gdy średnia dla Unii Europejskiej wynosi około 14 proc. Jednocześnie unijne ambicje zakładają zwiększenie udziału przemysłu w gospodarce Wspólnoty do 20 proc. do 2030 r.

W tym kontekście rozwój OZE może mieć znaczenie wykraczające poza realizację celów klimatycznych. Zwiększenie dostępności energii ze źródeł odnawialnych może wspierać obniżanie kosztów jej zakupu i poprawiać warunki funkcjonowania przemysłu. Ważna jest jednak nie tylko cena energii na rynku, ale również możliwość jej przewidywania. Anna Szczodra, partner i współkierująca KPMG Law, odpowiedzialna za sektor energetyczny, OZE i infrastrukturę w regionie Europy Środkowo-Wschodniej, zwróciła uwagę na rosnące znaczenie umów PPA, czyli długoterminowych kontraktów na zakup energii. Przedsiębiorstwa poszukują dzięki nim większej stabilności kosztów w średnim okresie.

Rynek ten wiąże się jednak z ryzykiem, między innymi w zakresie bilansowania i regulacji. Jak wskazała ekspertka, wytwórcy OZE nadal działają pod presją cen ujemnych oraz niepewności dotyczącej zasad funkcjonowania rynku. Rozwój kontraktów długoterminowych wymaga więc współpracy producentów energii i spółek obrotu.

O praktycznym wymiarze zarządzania kosztami mówił także Maciej Potocki, prezes Wrocławskiego Parku Technologicznego. Zwrócił uwagę, że wysokie rachunki szczególnie dotykają mniejszych przedsiębiorców, którzy nie zawsze mają dostęp do odpowiednich mechanizmów wsparcia. Wrocławski Park Technologiczny zdecydował się przejąć większą odpowiedzialność za zaopatrzenie energetyczne swoich podmiotów, negocjując warunki zakupu i dostarczając energię działającym w nim firmom.

Własne źródła energii i efektywne zarządzanie jej zużyciem zyskują na znaczeniu również w sektorze komunalnym. Witold Ziomek, prezes zarządu MPWiK we Wrocławiu, przypomniał, że przełom w podejściu do energetyki nastąpił w latach 2021–2022, kiedy rynek doświadczył szoku cenowego i podażowego. Wcześniej dominowało dążenie do ograniczania kosztów. Dziś równie ważne są bezpieczeństwo, niezawodność oraz rozwój własnych źródeł energii. Potencjał tkwi także w odzyskiwaniu energii, między innymi z procesów fermentacji ścieków.

Ciepłownictwo szuka nowego modelu

Transformacja ciepłownictwa to jedno z bardziej wymagających przedsięwzięć polskiej energetyki. Wysokie nakłady inwestycyjne, konieczność modernizacji infrastruktury i potrzeba zapewnienia ciągłości dostaw sprawiają, że zmiany muszą być planowane z dużym wyprzedzeniem. Skala wyzwań jest znacząca: koszt transformacji ciepła systemowego do 2050 r. może sięgnąć nawet 466 mld zł.

Podczas debaty „Przez gaz do OZE – czy ciepłownictwo zdąży przed rachunkiem?” uczestnicy zastanawiali się, jak przeprowadzić tę zmianę, nie przenosząc nadmiernych kosztów na mieszkańców i przedsiębiorstwa. Piotr Górnik, prezes zarządu Fortum Heat and Power Polska, zwrócił uwagę na znaczenie efektywnego wykorzystania paliw. Kogeneracja pozwala lepiej wykorzystywać energię pierwotną zawartą w paliwie, a jednocześnie może wspierać bezpieczeństwo dostaw ciepła dla mieszkańców.

Gaz ziemny pozostaje jednym z elementów tej układanki, ale coraz większą rolę odgrywa dywersyfikacja źródeł. Adam Kampa, prezes zarządu Szczecińskiej Energetyki Cieplnej, wskazał, że w Szczecinie rozważane są rozwiązania obejmujące źródła biomasowe i wielopaliwowe, wykorzystanie biogazu i bioetanolu, możliwość współspalania wodoru, kotły elektrodowe oraz geotermię.

Kierunek zmian jest zatem szerszy niż zastępowanie jednego paliwa innym. Chodzi o budowę systemu, który będzie bardziej zróżnicowany, elastyczny i odporny na wahania cen oraz problemy z dostępnością surowców.

Kiedy energia jest za tania? Paradoks cen ujemnych

Transformacja energetyczna przynosi również zjawiska, które jeszcze kilka lat temu wydawały się mało prawdopodobne. Jednym z nich są ujemne ceny energii elektrycznej, pojawiające się na rynku hurtowym w okresach, gdy podaż przewyższa zapotrzebowanie. Zjawisku temu poświęcono panel „Taniej już nie będzie. Będzie za darmo?”. Dyskusja dotyczyła między innymi wpływu cen ujemnych na opłacalność nowych inwestycji OZE oraz konsekwencji coraz większych wahań cenowych dla producentów i odbiorców.

Maciej Kowalski, CEO Ignitis Polska, zwrócił uwagę, że ceny ujemne mogą pełnić funkcję narzędzia do zarządzania produkcją i podażą energii w poszczególnych godzinach. Ich występowanie nie oznacza jednak automatycznie, że rynek działa nieprawidłowo. Pokazuje raczej, jak istotne stają się elastyczność systemu i zdolność do reagowania na zmieniające się warunki.

Wraz ze wzrostem udziału OZE coraz większego znaczenia nabierają rozwiązania pozwalające przesuwać zużycie energii w czasie, magazynować nadwyżki i dostosowywać produkcję do aktualnego zapotrzebowania. Bez nich okresy bardzo niskich cen mogą coraz mocniej wpływać na rentowność części instalacji odnawialnych.

Local content: jaką wartość z transformacji zatrzyma Polska?

Transformacja energetyczna to nie tylko zmiana technologii i źródeł zasilania. To także szansa na rozwój krajowego przemysłu, kompetencji inżynieryjnych i zaplecza usługowego. Warunkiem jest jednak to, by duże inwestycje rzeczywiście budowały wartość dodaną w Polsce. W panelu „Ile polskiego DNA w transformacji? Local content między ambicją a rzeczywistością” dyskutowano o udziale krajowych przedsiębiorstw w rozwoju morskiej energetyki wiatrowej, potencjale przemysłowym związanym z energetyką jądrową oraz ryzyku ograniczenia polskiej roli do montowania technologii opracowanych za granicą.

Paweł Łapacz, prezes zarządu Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej we Wrocławiu, podkreślił, że local content nie powinien być rozumiany wyłącznie jako miejsce prowadzenia działalności gospodarczej. Równie ważne są wiedza, know-how, struktura właścicielska, pochodzenie kapitału i model biznesowy przedsiębiorstwa.Z perspektywy regionalnej istotna jest przede wszystkim współpraca z samorządami, lokalnymi firmami i organizacjami pozarządowymi. To właśnie w takich relacjach może powstawać trwałe zaplecze kompetencyjne, które będzie wykorzystywane nie tylko przy pojedynczych inwestycjach, lecz także w kolejnych projektach przemysłowych.
Pytanie o local content dotyczy więc nie tylko tego, kto dostarczy urządzenia lub wykona prace budowlane. Chodzi również o to, gdzie powstaną nowe kompetencje, kto będzie rozwijał technologie i kto skorzysta z długofalowych efektów transformacji.

Gaz ziemny: potrzebne zabezpieczenie czy przyszły problem?

Drugiego dnia kongresu ważnym punktem programu była premiera raportu DISE Energy „Wymiary bezpieczeństwa zaopatrzenia w gaz ziemny: polska transformacja energetyczna, dostawy i geopolityka”. Publikacja stała się punktem wyjścia do dyskusji o roli gazu w okresie odchodzenia od węgla oraz o ryzykach wynikających z uzależnienia od importu surowców. Kamil Moskwik, analityk rynków energii, podkreślił, że plany budowy nowych mocy gazowych powinny być ściśle powiązane ze strategią rozwoju całego systemu elektroenergetycznego. Decyzje dotyczące inwestycji wytwórczych należy rozpatrywać łącznie z planami operatora systemu przesyłowego i uwzględniać szybki przyrost mocy OZE oraz rozwój magazynów energii.

To szczególnie ważne w kontekście pytania, czy nowe bloki gazowe będą w przyszłości niezbędnym zabezpieczeniem systemu, czy też mogą stać się aktywami osieroconymi, których utrzymanie okaże się kosztowne. Na dodatkowe wyzwanie zwróciła uwagę Katarzyna Szeniawska, dyrektor Pionu Rozwoju Rynku Gazu w GAZ-SYSTEM. Elektrownie gazowe charakteryzują się specyficznym profilem zapotrzebowania: w okresach szczytowych potrzebują dużych mocy przesyłowych, ale w skali roku mogą zużywać stosunkowo niewiele gazu. Rozbudowa infrastruktury z myślą o takim odbiorcy może przekładać się na wzrost kosztów sieciowych. Dlatego – jak wskazała ekspertka – planowanie infrastruktury gazowej i elektroenergetycznej powinno odbywać się wspólnie.

Dr Marcin Sienkiewicz, menedżer ds. rynków gazu w Towarowej Giełdzie Energii, zwrócił natomiast uwagę na ograniczoną konkurencję na polskim rynku hurtowym gazu, mimo rozwiniętej infrastruktury importowej. W jego ocenie Polska ma możliwość budowania regionalnej ceny referencyjnej, choć raczej nie zastąpi holenderskiego hubu TTF. Opowiedział się również za utworzeniem prostej, państwowej rezerwy strategicznej gazu.

Dyskusja pokazała, że rola gazu w transformacji nie może być oceniana wyłącznie przez pryzmat dostępnych mocy wytwórczych. Równie istotne są koszty całej infrastruktury, bezpieczeństwo dostaw i perspektywa wykorzystania nowych aktywów w systemie, w którym zmienia się struktura produkcji energii.

Dolny Śląsk wobec nowej polityki przemysłowej

Transformacja energetyczna przebiega równolegle ze zmianami w europejskiej polityce przemysłowej. Dla Dolnego Śląska oznacza to konieczność utrzymania tempa rozwoju gospodarczego przy jednoczesnym dostosowaniu się do nowych wymagań technologicznych, energetycznych i środowiskowych.

dyskusji poświęconej przyszłości regionu uczestniczyli między innymi dr hab. Piotr Szymański, dyrektor ds. energii, mobilności i klimatu we Wspólnym Centrum Badawczym Komisji Europejskiej (Joint Research Centre), oraz Jan Marian Grzegorczyn, burmistrz Miękini. Rozmawiano o możliwościach przyciągania inwestycji związanych z surowcami krytycznymi, półprzewodnikami i technologiami kosmicznymi.
W tym kontekście dostęp do energii, rozwinięta infrastruktura i obecność wykwalifikowanych kadr stają się elementami szerszej strategii konkurencyjności regionu. O powodzeniu nowych przedsięwzięć decydować będzie nie tylko atrakcyjność lokalizacji, lecz także zdolność do zapewnienia inwestorom stabilnych warunków prowadzenia działalności.

Infrastruktura krytyczna pod rosnącą presją zagrożeń

Bezpieczeństwo energetyczne ma również wymiar fizyczny i cyfrowy. Ochrona infrastruktury krytycznej była przedmiotem debaty z udziałem między innymi Pawła Turowskiego z Biura Bezpieczeństwa Narodowego oraz kmdr. dr. hab. Rafała Miętkiewicza z Akademii Marynarki Wojennej.

Uczestnicy rozmawiali o wnioskach płynących z incydentów na Bałtyku, zagrożeniach związanych z dronami, sabotażem i cyberatakami, a także o odporności systemu energetycznego w sytuacji konfliktu. Istotnym wątkiem była rola energetyki rozproszonej. Rozwój lokalnych źródeł może wspierać odporność systemu, ale wymaga również odpowiedniego zabezpieczenia infrastruktury i skoordynowanego zarządzania. Bezpieczeństwo nie zależy więc wyłącznie od liczby dostępnych źródeł energii, lecz także od tego, jak są połączone, chronione i przygotowane na sytuacje kryzysowe.

Magazyny energii: finansowanie jest, ale liczy się czas

Drugi dzień kongresu zamknęła debata „Gigawaty w rezerwie. Czy rynek bilansujący udźwignie magazyny?”. Jej uczestnicy zastanawiali się, czy do 2030 r. uda się zrealizować projekty magazynów energii o łącznej mocy 11 GW, którym przyznano kontrakty mocowe, oraz jak długo utrzymają się wysokie stawki na rynku usług bilansujących.

Magazyny stają się jednym z ważnych elementów systemu o rosnącym udziale OZE. Mogą pomagać w bilansowaniu podaży i zapotrzebowania, reagować na zmiany cen oraz zwiększać elastyczność infrastruktury. Ich rozwój zależy jednak nie tylko od atrakcyjności ekonomicznej projektów, ale również od możliwości ich rzeczywistej realizacji.

Artur Galbarczyk, dyrektor Biura Branży Energetycznej i Technologii w Banku Gospodarstwa Krajowego, wskazał, że banki coraz chętniej finansują bateryjne magazyny energii. Wiele przedsięwzięć realizowanych jest w ramach finansowania korporacyjnego, natomiast w przypadku finansowania projektowego kluczowe pozostaje zapewnienie przewidywalnych przychodów.

Mogą je wspierać między innymi rynek mocy i umowy tollingowe, w których sposób wykorzystania magazynu i rozliczania jego pracy określa kontrakt. Stabilność przychodów ma szczególne znaczenie w perspektywie po 2030 r., gdy rynek magazynów może stopniowo się nasycać.
Równie istotne są ograniczenia po stronie wykonawczej. Andrzej Diakun, prezes zarządu ESIX, zwrócił uwagę, że przygotowanie magazynu wymaga nie tylko zakupu samych urządzeń, ale również budowy infrastruktury umożliwiającej wyprowadzenie mocy, w tym linii kablowych wysokiego napięcia.

Jak wskazał, terminy dostaw urządzeń i materiałów mogą sięgać od 24 do 48 miesięcy, a zamówienia przyjmowane są na czwarty kwartał 2028 r. lub później. Oznacza to, że nawet dobrze przygotowane finansowo projekty mogą napotkać poważne bariery realizacyjne.

Transformacja wymaga wspólnego planowania

Dyskusje podczas Wrocław Bridge Energy and Industry Dialogue pokazały, że polska energetyka wchodzi w etap, w którym o powodzeniu transformacji coraz częściej decydują nie tylko dostępne technologie, lecz także koszty, harmonogramy inwestycji i zdolność do koordynowania działań wielu uczestników rynku.

Gaz może nadal pełnić istotną funkcję w okresie odchodzenia od węgla, ale rozwój nowych mocy musi uwzględniać przyszłe potrzeby systemu oraz koszty infrastruktury. Magazyny energii mają zwiększać elastyczność elektroenergetyki, jednak ich potencjał zależy od dostępności urządzeń, możliwości przyłączenia i przewidywalnych modeli biznesowych. Ciepłownictwo potrzebuje natomiast zróżnicowanych źródeł oraz inwestycji, które pozwolą przeprowadzić transformację bez nadmiernego obciążania odbiorców.

Równolegle pozostaje pytanie o gospodarcze efekty tych zmian. Jeżeli inwestycjom energetycznym będą towarzyszyć rozwój krajowych kompetencji, wzmacnianie lokalnych przedsiębiorstw i budowanie zaplecza technologicznego, transformacja może stać się impulsem dla polskiego przemysłu. Jeśli zabraknie takiego podejścia, część korzyści może pozostać poza krajową gospodarką.

Wspólnym mianownikiem debat była potrzeba długofalowego myślenia o całym systemie: od źródeł wytwórczych i sieci, przez magazyny i ciepłownictwo, po odbiorców przemysłowych oraz lokalne społeczności. W warunkach niepewności bezpieczeństwo energetyczne oznacza bowiem nie tylko zapewnienie dostaw i różnorodnych technologii, ale również zdolność do utrzymania konkurencyjności gospodarki i przeprowadzenia zmian w sposób przewidywalny dla przedsiębiorstw oraz mieszkańców.

DISE Energy – materiał sponsorowany