Raport Forum Energii we współpracy z Duńską Agencją Energii alarmuje, że polskie ciepłownictwo systemowe znajduje się na krawędzi kryzysu. Przestarzała infrastruktura, uzależnienie od węgla (61% produkcji), gwałtowny wzrost kosztów paliw z 6–7 mld zł do 20 mld zł w 2023 roku oraz brak reform grożą załamaniem sektora. Polska, mimo posiadania drugiego co do wielkości rynku ciepła systemowego w UE, pozostaje w tyle w dekarbonizacji, z zaledwie 9% udziału OZE.

Raport Forum Energii we współpracy z Duńską Agencją Energii, ostrzega, że polskie ciepłownictwo systemowe balansuje na krawędzi kryzysu. Przestarzała infrastruktura, uzależnienie od węgla (61% produkcji ciepła), wzrost kosztów paliw z 6–7 mld zł rocznie do 20 mld zł w 2023 roku oraz brak reform blokują inwestycje i pogłębiają problemy sektora. Polska, z 22% udziałem ciepła systemowego w dostawach energii cieplnej – dwukrotnie wyższym niż średnia UE (10%) – pozostaje drugim co do wielkości rynkiem w Unii, ale jednym z najmniej zdekarbonizowanych, z zaledwie 9% udziału OZE.

Raport Forum Energii podkreśla, że bez pilnych działań modernizacyjnych sektor czeka stagnacja, a nawet upadek, co zagrozi bezpieczeństwu energetycznemu i jakości powietrza. Inspiracją może być model duński, gdzie po kryzysie naftowym lat 70. wprowadzono kompleksowe reformy, zwiększając udział OZE w cieple do 70%. Propozycje Forum Energii obejmują reformę taryf, długoterminowe kredyty, państwowe gwarancje i kompleksowy program modernizacji na 2–3 lata, które mogą odblokować inwestycje i przyspieszyć transformację.

Polskie ciepłownictwo, obsługujące 40% gospodarstw domowych, szpitale i szkoły, zatrudnia 27 tys. osób i jest kluczowe dla gospodarki. Artykuł omawia strukturę sektora, jego problemy, tempo dekarbonizacji w UE, alternatywy technologiczne, model duński, propozycje reform, znaczenie sektora oraz konieczność nowych mechanizmów finansowania, wskazując, że bez zmian Polska może powtórzyć błędy Niemiec w uzależnieniu od importowanego gazu.

Ciepłownictwo systemowe w Polsce i w UE

Ciepłownictwo systemowe w Polsce odgrywa kluczową rolę, dostarczając 22% energii cieplnej, co jest dwukrotnie wyższe niż średnia UE (10%), według danych Eurostat z 2024 roku. Z 24 tys. km sieci ciepłowniczych i mocą 54 GWt, Polska jest drugim co do wielkości rynkiem ciepła systemowego w Unii, ustępując jedynie Danii, gdzie ciepło systemowe pokrywa 48% zapotrzebowania. Liderami są także Szwecja (51%) oraz kraje bałtyckie, takie jak Litwa (70%) i Estonia (55%), które od lat inwestują w modernizację i dekarbonizację. Polskie ciepłownictwo wyróżnia się skalą, obsługując 40% gospodarstw domowych, szpitale, szkoły i instytucje publiczne. Jednak w odróżnieniu od liderów, Polska pozostaje w tyle w dekarbonizacji – jedynie 9% energii cieplnej pochodzi z OZE i ciepła odpadowego, w porównaniu z unijną średnią 34%. Kraje skandynawskie i bałtyckie osiągnęły wysoki udział OZE dzięki inwestycjom w geotermię, biomasę i pompy ciepła, podczas gdy Polska wciąż opiera się na węglu, co zwiększa emisje CO2 i koszty.

Wysoki udział ciepła systemowego w Polsce wynika z historycznego rozwoju sieci w czasach PRL, gdy budowano je w dużych miastach i na terenach przemysłowych. Jednak brak modernizacji sprawia, że 80% systemów nie spełnia unijnych standardów efektywności, co ogranicza dostęp do funduszy UE, takich jak Fundusz Modernizacyjny. W efekcie Polska, mimo dużej skali sektora, traci konkurencyjność wobec krajów, które postawiły na niskoemisyjne technologie.

Struktura paliwowa i emisje

Polskie ciepłownictwo systemowe w 61% opiera się na węglu, co czyni Polskę największym producentem ciepła systemowego z tego paliwa w UE – 185 PJ rocznie, według raportu Forum Energii z 2025 roku. Dla porównania, Niemcy (77 PJ) i Czechy (50 PJ) razem produkują mniej (170 PJ). Węgiel, choć tani w przeszłości, generuje 68 mln ton CO2 rocznie w sektorze ciepłowniczym, stanowiąc 25% krajowych emisji CO2, co plasuje Polskę wśród liderów emisji w UE.[](https://www.forum-energii.eu/en/heating-in-poland-2019-edition)

Gaz ziemny, dostarczający 40 PJ ciepła (5. miejsce w UE), jest drugim najpopularniejszym paliwem, ale jego wykorzystanie rośnie, co budzi obawy o powtórzenie scenariusza Niemiec, które stały się zależne od importowanego gazu, zwłaszcza z Rosji, przed 2022 rokiem. Po odcięciu dostaw rosyjskiego gazu w 2022 roku Polska zwiększyła import z innych źródeł, co podniosło koszty paliw do 20 mld zł w 2023 roku, w porównaniu z 6–7 mld zł rocznie przed kryzysem energetycznym. Wysoka emisyjność sektora wynika z przestarzałej infrastruktury – 80% elektrociepłowni ma ponad 30 lat i nie spełnia standardów efektywności energetycznej UE. Brak inwestycji w OZE, takie jak biomasa czy geotermia, oraz niski udział ciepła odpadowego (9%) pogłębiają problem. W efekcie polskie ciepłownictwo jest jednym z najbardziej emisyjnych w Europie, co zwiększa koszty związane z unijnym systemem handlu emisjami (ETS).

Problemy sektora

Polskie ciepłownictwo systemowe boryka się z licznymi problemami, które zagrażają jego stabilności. Aż 80% elektrociepłowni w Polsce ma ponad 30 lat, co czyni je nieefektywnymi energetycznie i niezgodnymi z unijnymi standardami, jak wynika z raportu Forum Energii „Ostatni dzwonek dla ciepłownictwa w Polsce”. Brak inwestycji w modernizację infrastruktury, takiej jak sieci niskotemperaturowe czy magazyny ciepła, ogranicza możliwość przejścia na OZE i zwiększa straty energii.

Wzrost kosztów paliw, z 6–7 mld zł rocznie przed 2022 rokiem do 20 mld zł w 2023 roku, pogłębia kryzys. Wysokie ceny węgla i gazu, wynikające z globalnych zawirowań i odcięcia dostaw z Rosji, doprowadziły do ujemnej rentowności wielu przedsiębiorstw ciepłowniczych. System taryfowy, oparty na sztywnych regulacjach, nie pozwala na elastyczne dostosowanie cen do realiów rynkowych, co ogranicza przychody i zdolność do inwestycji.

Brak zdolności kredytowej to kolejny problem – małe i średnie przedsiębiorstwa ciepłownicze, zwłaszcza w miastach poniżej 20 tys. mieszkańców, mają trudności z dostępem do kapitału. W takich miejscowościach ciepło pochłania 5,76% dochodu gospodarstw domowych, w porównaniu z 4,33% w dużych miastach, co zwiększa ryzyko ubóstwa energetycznego.[](https://www.forum-energii.eu/en/the-last-bell-for-district-heating-in-poland)

Tempo dekarbonizacji w Europie

Unia Europejska osiągnęła średni udział OZE i ciepła odpadowego w ciepłownictwie systemowym na poziomie 34%, podczas gdy Polska, z zaledwie 9%, zajmuje przedostatnie miejsce, wyprzedzając jedynie Rumunię (6%), według Eurostat 2024. Liderami są Litwa (70%), Szwecja (68%) i Dania (64%), które od lat inwestują w biomasę, geotermię, pompy ciepła i sieci niskotemperaturowe, osiągając znaczną redukcję emisji CO2.

Szybka transformacja w krajach skandynawskich i bałtyckich wynika z kompleksowych reform i stabilnych ram finansowych. Na przykład Dania, po kryzysie naftowym lat 70., wprowadziła regulacje wspierające OZE i efektywność energetyczną, co pozwoliło jej zwiększyć udział niskoemisyjnych źródeł w cieple do 70%. Litwa zmodernizowała swoje sieci, stawiając na biomasę i ciepło odpadowe, co obniżyło koszty i emisje.

Polska, mimo dużego potencjału, pozostaje w stagnacji. Niski udział OZE wynika z zależności od węgla (61%) i braku inwestycji w nowe technologie, takie jak wielkoskalowe pompy ciepła czy magazyny ciepła. Raport Forum Energii wskazuje, że modernizacja małych i średnich systemów ciepłowniczych (1–50 MW) mogłaby obniżyć emisje o 40% do 2030 roku, ale wymaga to natychmiastowych działań.

Alternatywy i potencjał transformacji

Polskie ciepłownictwo systemowe ma ogromny potencjał transformacji dzięki niskoemisyjnym źródłom ciepła. Geotermia, dostępna w wielu regionach Polski (np. na Podhalu), może dostarczać stabilne ciepło z minimalną emisją CO2. Ciepło odpadowe z przemysłu, centrów danych czy oczyszczalni ścieków, choć obecnie wykorzystywane w 9%, mogłoby pokryć nawet 20% zapotrzebowania, jak szacuje Forum Energii.

Ciepło otoczenia, pozyskiwane z gruntu, wody czy powietrza za pomocą wielkoskalowych pomp ciepła, to kolejna obiecująca technologia. W Danii pompy ciepła odpowiadają za 15% produkcji ciepła systemowego, a w Polsce ich rozwój jest wciąż w początkowej fazie. Kolektory słoneczne, szczególnie w połączeniu z magazynami ciepła, mogą wspierać systemy w okresach letnich, redukując zużycie paliw kopalnych. Infrastruktura wspierająca, taka jak sieci niskotemperaturowe, umożliwia efektywne wykorzystanie OZE i zmniejsza straty energii, które w Polsce sięgają 20%. Magazyny ciepła, stosowane w Skandynawii, pozwalają gromadzić nadwyżki energii w okresach niskiego zapotrzebowania, stabilizując system. Wdrożenie tych technologii wymaga jednak inwestycji w modernizację sieci i elektrociepłowni.

Model duński jako inspiracja

Dania stanowi wzór dla Polski. Po kryzysie naftowym lat 70. Dania wprowadziła kompleksową reformę sektora, opartą na ustawie zmieniającej warunki finansowania inwestycji ciepłowniczych. Stabilne ramy prawne, w tym ulgi podatkowe i dotacje, umożliwiły modernizację sieci i przejście na OZE, takie jak biomasa i pompy ciepła, osiągając 70% udziału niskoemisyjnych źródeł w cieple.

Duński model opiera się na współpracy między rządem, gminami i bankami, które oferują długoterminowe kredyty o niskim oprocentowaniu na projekty modernizacyjne. Gwarancje państwowe i jasne standardy oceny inwestycji ułatwiły dostęp do kapitału, a system taryfowy dostosowano do realiów rynkowych, zapewniając rentowność przedsiębiorstw ciepłowniczych. W efekcie Dania obniżyła emisje CO2 o 60% w ciepłownictwie od lat 90.

Polska może czerpać z tych doświadczeń, wprowadzając podobne mechanizmy finansowania i regulacje. Raport Forum Energii sugeruje dialog z bankami, takimi jak Europejski Bank Inwestycyjny, oraz stworzenie krajowego programu modernizacji z jasnymi celami na 2–3 lata. Kluczowe jest zapewnienie stabilności prawnej, aby przedsiębiorstwa mogły planować inwestycje bez ryzyka nagłych zmian regulacyjnych.

Propozycje Forum Energii

Forum Energii proponuje kompleksowy plan ratowania polskiego ciepłownictwa systemowego, oparty na reformach i nowych mechanizmach finansowania. Kluczowa jest reforma taryf ciepłowniczych w dialogu z bankami, aby dostosować ceny do realiów rynkowych i zapewnić rentowność przedsiębiorstw. Obecny system taryf, sztywno regulowany, nie pozwala na pokrycie rosnących kosztów paliw i inwestycji. Drugim filarem są długoterminowe kredyty o niskim oprocentowaniu, wspierane przez gwarancje państwowe i gminne. Takie rozwiązanie, wzorowane na modelu duńskim, mogłoby odblokować inwestycje w mniejszych miastach, gdzie przedsiębiorstwa mają ograniczoną zdolność kredytową. Forum Energii sugeruje współpracę z bankami rozwojowymi, takimi jak EBI czy BGK, oraz stworzenie wspólnych standardów oceny projektów, co ułatwi decyzje kredytowe.

Kolejna propozycja to kompleksowy program modernizacji sektora na 2–3 lata z jasno określonymi celami, takimi jak zwiększenie udziału OZE do 20% do 2030 roku i modernizacja 50% sieci ciepłowniczych. Program powinien obejmować wsparcie dla technologii niskoemisyjnych, takich jak pompy ciepła, geotermia i biomasa, oraz inwestycje w sieci niskotemperaturowe i magazyny ciepła.