Ciepło, które płynie rurami do bloków w Lublinie, Wrocławiu czy Szczecinie, wciąż powstaje głównie z węgla: w 2024 r. paliwa węglowe odpowiadały za 57,4% energii paliw zużytych przez koncesjonowane ciepłownictwo. Partia Razem w stanowisku z 2023 r. wyznacza cel, by docelowo ponad 75% ciepła w sieciach pochodziło z kogeneracji lub ze źródeł odnawialnych. Do tego zapowiada dotacje dla gmin na magazyny ciepła, państwową ocenę elektrociepłowni jądrowych dla miast z największymi sieciami oraz rozbudowę sieci tam, gdzie jest to ekonomicznie uzasadnione. Deklaracja programowa z 2025 r. dopisuje do tego powszechne, publicznie finansowane programy rozwoju ciepłownictwa.
Węgiel w rurach i rachunek, który trafia do lokatorów
Raport Urzędu Regulacji Energetyki za 2024 r. opisuje sektor, który zmienia się powoli. Od 2002 r. udział paliw węglowych w paliwach ciepłownictwa spadł o 24,3 punktu procentowego, a w ostatnim roku przesunięcie poszło głównie w stronę gazu, którego udział wzrósł z 13 do 15,2%. Odnawialne źródła drgnęły ledwie o trzy dziesiąte punktu, do 14,7%, i niemal w całości są biomasą: raport URE, powołując się na ekspertów branży, szacuje jej udział w OZE ciepłownictwa na 97%. W stanowiskach Razem biomasa nie jest jednak sposobem na osiągnięcie celu, bo w stanowisku ws. PEP2040 partia pisze, że „od spalania biomasy jako »OZE« należy jak najszybciej odejść”. Między regionami różnice są ogromne. W województwie dolnośląskim paliwa węglowe stanowią 81% wsadu, w lubelskim 78%, w zachodniopomorskim 77,6%, a w łódzkim 76,9% (raport URE, rozdz. 3).
Za spalany węgiel ciepłownie i elektrociepłownie płacą dwukrotnie: raz za samo paliwo, drugi raz za uprawnienia do emisji CO₂. W 2024 r. elektrownie i elektrociepłownie zawodowe wydały na uprawnienia do emisji 21,7 mld zł, łącznie na produkcję prądu i ciepła (raport URE, tab. 9). Cena uprawnień skacze z roku na rok: według URE uprawnienie do emisji tony CO₂ kosztowało w 2023 r. od 316 do 435 zł, a w 2024 r. od 248 do 304 zł (raport URE, s. 25). W systemie opartym na węglu cena ciepła zależy więc od rynku, na który ani ciepłownia, ani lokator nie mają wpływu, a każdy wzrost ceny uprawnień przechodzi przez taryfę do rachunków. Najdotkliwiej odczuwają to gospodarstwa, które już dziś ledwo dopinają koszty ogrzewania i żyją na granicy ubóstwa energetycznego.
Sektorowi brakuje też pieniędzy na inwestycje. Przedsiębiorstwa ciepłownicze wydały w 2024 r. na modernizację i rozwój 4,66 mld zł, podczas gdy koszt dekarbonizacji do 2050 r. analizy eksperckie przywołane przez URE szacują na 299–466 mld zł. Prezes URE Renata Mroczek przyznaje, że środki na transformację „muszą być pozyskiwane nie tylko od odbiorców ciepła, ale przede wszystkim z zewnętrznych źródeł finansowania” (URE). Jeśli taryfa nie udźwignie transformacji, otwarte zostaje pytanie, z jakiego publicznego źródła i na jakich warunkach popłyną brakujące pieniądze.
Kogeneracja, magazyny i ostrzejsze unijne progi
Kogeneracja polega na tym, że jedna instalacja wytwarza jednocześnie prąd i ciepło, zamiast wypuszczać ciepło z elektrowni chłodniami kominowymi do atmosfery. Z tego samego paliwa uzyskuje się więcej użytecznej energii, co widać w cenach: w 2024 r. ciepło z kogeneracji kosztowało średnio 99,66 zł/GJ, a ze źródeł bez kogeneracji 116,63 zł/GJ (URE). W kogeneracji powstaje już 64% polskiego ciepła systemowego, ale paliwa węglowe stanowią w niej nadal 53,8% wsadu (raport URE, rozdz. 3). Sama technologia ogranicza zużycie paliwa; emisje zależą od tego, czym elektrociepłownia jest zasilana.
Część tej trudności pomagają obejść magazyny ciepła. Wielki, izolowany zbiornik gorącej wody pozwala oddzielić moment wytworzenia ciepła od momentu, w którym ktoś odkręca kaloryfer. Elektrociepłownia albo pompa ciepła może pracować wtedy, gdy prąd jest tani, bo wieje i świeci, a ciepło oddawać wieczorem i nocą. W ten sposób magazyn spina ciepłownictwo z odnawialną energetyką elektryczną i należy do niewielu narzędzi, które pozwalają wykorzystać nadwyżki z wiatraków i fotowoltaiki zamiast je wyłączać. W sieci elektroenergetycznej tę rolę pełnią rozproszone magazyny energii.
Kolejna presja przychodzi z Unii. Dyrektywa (UE) 2023/1791 o efektywności energetycznej zaostrza definicję „efektywnego systemu ciepłowniczego”, od której zależy dostęp do wsparcia publicznego. Do końca 2027 r. wystarcza jeszcze 75% ciepła z kogeneracji; z każdym kolejnym progiem rośnie wymagany udział OZE i ciepła odpadowego, aż od 1 stycznia 2045 r. musi on wynieść co najmniej 75%, a od 2050 r. — całość (art. 26 ust. 1). Ciepłownia, która dziś modernizuje się pod węgiel albo pod sam gaz, za dwie dekady przestanie spełniać unijną definicję, a skoro koszty inwestycji przechodzą przez taryfę, za nietrafioną modernizację zapłacą odbiorcy ciepła.
Spalarnie i biogaz: co już jest w sieciach, a co ma sens
Część ciepła w polskich sieciach pochodzi ze spalarni odpadów komunalnych; według URE odpady komunalne stanowiły w 2024 r. 2,48% energii paliw zużytych do produkcji ciepła (raport URE). O klasyfikację ciepła z instalacji termicznego przekształcania odpadów pytał w czerwcu 2026 r. ministra energii poseł Razem Maciej Konieczny. Według jego interpelacji spalarnia pokrywa w Olsztynie około 30% rocznego zapotrzebowania na ciepło, a w Krakowie 11% (interpelacja nr 18017). W odpowiedzi z 28 lipca 2026 r. Ministerstwo Energii poinformowało o rozpoczęciu prac nad zmianą definicji ciepła odpadowego, którą zamierza uzupełnić „o stwierdzenie wskazujące przykładowe ciepło odpadowe z instalacji przekształcania odpadów komunalnych”, bez wskazania terminu (odpowiedź MEn). Zmiana ułatwiłaby systemom zasilanym ze spalarni uzyskanie statusu efektywnego systemu ciepłowniczego. Kierunek prac resortu rozmija się ze stanowiskiem Razem z 2023 r. w sprawie spalarni, w którym partia domaga się moratorium na budowę spalarni odpadów i przeznaczenia funduszy na recykling. Ciepło ze spalarni nie jest więc w stanowiskach Razem drogą do celu 75%, a pytanie posła o klasyfikację tego ciepła nie oznacza poparcia dla budowy nowych spalarni.
W tym samym stanowisku Razem krytykuje proporcje wsparcia — 6 mld zł na spalarnie wobec 1,5 mld zł na biogazownie — i postuluje budowę sieci biogazowni oraz długofalowe wsparcie dla zagospodarowania bioodpadów, które „może stanowić jednocześnie istotną część naszego wewnętrznego systemu energetycznego”. Biogaz daje dziś ciepłownictwu jedną dziesiątą procenta wsadu (raport URE, tab. 2), więc miejsca na wzrost jest dużo.
Osobną sprawą jest gaz. W części „Nowe źródła energii” stanowiska z 2023 r. Razem zapowiada: „Jednocześnie z intensywną budową rozproszonej sieci generacji energii elektrycznej z OZE będziemy starsze, wyeksploatowane bloki węglowe zastępować elektrociepłowniami gazowymi. Korzystając z tej samej infrastruktury, gaz ziemny stopniowo będziemy zastępować biometanem” (stanowisko z 2023 r., pkt 4). Według „Kierunków” elektrociepłownie gazowe mają więc zastąpić stare bloki węglowe, a ich infrastruktura ma z czasem przyjąć biometan. W części „Energetyka przyjazna środowisku” to samo stanowisko zapowiada remonty istniejących bloków węglowych, „by nie popaść w zależność od importowanego gazu ziemnego do czasu budowy czystych źródeł energii” (pkt 6). Tymczasem w stanowisku ws. PEP2040, przyjętym tego samego dnia, Razem zastrzega, że przez wycieki metanu przy wydobyciu i transporcie „elektrownie gazowe są równie szkodliwe dla klimatu co elektrownie węglowe”, i wzywa, by „skończyć z mirażem metanu jako paliwa bardziej przyjaznego środowisku niż węgiel”; samo promowanie metanu jako „paliwa przejściowego” uznaje tam za „szkodliwe utrwalanie roli paliw kopalnych w gospodarce”. Między dwoma dokumentami z 4 września 2023 r. jest więc wyraźne napięcie: pierwszy przewiduje zastąpienie starych bloków węglowych gazowymi elektrociepłowniami, drugi stawia gaz pod względem szkód dla klimatu na równi z węglem.
Co proponuje Razem
Cel dla kogeneracji stoi w stanowisku „Kierunki rozwoju polskiej energetyki” z 2023 r., w części o zapobieganiu marnowaniu energii:
Będziemy wspierać wytwarzanie energii za pomocą kogeneracji, czyli łączonej produkcji energii elektrycznej i ciepła. Docelowo ponad 75% energii cieplnej w systemach ciepłowniczych powinno pochodzić z kogeneracji lub ze źródeł odnawialnych.— Partia Razem — „Kierunki rozwoju polskiej energetyki”, stanowisko z 2023 r., „Zapobieganie marnowaniu energii”, pkt 1, partiarazem.pl
Ten cel trzeba czytać razem z punktem z tego samego dokumentu, według którego do 2050 r. Polska ma dokonać „pełnego odejścia od wykorzystywania paliw kopalnych w energetyce dzięki atomowi i odnawialnym źródłom energii”. Kogeneracja ma więc z czasem spalać coraz mniej węgla i gazu, a coraz więcej korzystać z czystych źródeł. W części „Modernizacja energetyki cieplnej” stanowisko z 2023 r. dodaje trzy zobowiązania:
- Sieci tam, gdzie to się opłaca: „Będziemy rozwijać sieci ciepłownicze w miejscach, gdzie jest to ekonomicznie uzasadnione. Zmniejszy to też zanieczyszczenie powietrza umożliwiając likwidację domowych kotłów na paliwa stałe” (pkt 2).
- Atom w miejskim cieple: „Wdrożymy program oceny możliwości wdrożenia elektrociepłowni jądrowych w miastach o najbardziej rozwiniętych systemach ciepłowniczych” (pkt 5). Stanowisko mówi o ocenie możliwości i budowy nie przesądza; wpisuje się w szerszy plan budowy co najmniej 8 bloków jądrowych.
- Magazyny ciepła dla gmin: „Rozwiniemy program budowy magazynów ciepła – od finansowania badań, planowanie przestrzenne, po wdrożenia i dotacje kierowane do gmin” (pkt 6).
Deklaracja programowa z 2025 r. przesądza, kto za to zapłaci i do kogo ma należeć infrastruktura:
Wdrożymy powszechne i finansowane publicznie programy rozwoju ciepłownictwa i docieplania budynków mieszkalnych. Cofniemy prywatyzację sieci ciepłowniczych.— Partia Razem — Deklaracja programowa 2025, rozdz. „Przyroda — dziedzictwo, nie zasób”, pkt 5, partiarazem.pl
Publiczne finansowanie odpowiada na lukę opisaną przez URE, bo setek miliardów złotych nie da się przerzucić na taryfę bez zrujnowania lokatorów. Drugie zdanie deklaracji dotyczy własności. O tym, kto odzyska ciepłownie sprzedane prywatnym koncernom i dlaczego monopol naturalny powinien być publiczny, pisze Razem dla środowiska w tekście o cofnięciu prywatyzacji ciepłowni. Część zysku z lokalnej energii odnawialnej może zostawać w gminie, jeśli jej odbiorcy działają jako prosumenci wirtualni i wspólnoty energetyczne.
Źródła i dalsza lektura
- Partia Razem — „Kierunki rozwoju polskiej energetyki” (stanowisko z 4.09.2023)
- Partia Razem — Deklaracja programowa 2025, rozdz. „Przyroda — dziedzictwo, nie zasób”
- Partia Razem — stanowisko ws. spalarni odpadów w systemie gospodarki odpadami komunalnymi (11.07.2023)
- Partia Razem — stanowisko ws. PEP2040 (4.09.2023)
- URE — Prezes URE publikuje raport „Energetyka cieplna w liczbach” za 2024 r. (4.11.2025)
- URE — „Energetyka cieplna w liczbach – 2024” (pełny raport, PDF)
- Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/1791 w sprawie efektywności energetycznej, art. 26 — EUR-Lex
- Interpelacja nr 18017 posła Macieja Koniecznego w sprawie ciepła odpadowego z ITPO — API Sejmu oraz odpowiedź Ministerstwa Energii z 28.07.2026 (PDF)
- Razem dla środowiska — „Publiczne ciepło zamiast prywatnego: co oznacza cofnięcie prywatyzacji ciepłowni”