4 dni temu
– W Polsce nie ma już węgla. Węgiel w Polsce się skończył, może poza 1-2 kopalniami w Polsce. Nie ma powrotu do węgla. Kosztów wydobycia poniżej 600-700 zł nie uda się osiągnąć. Mówienie o powrocie do węgla to mówienie o węglu z Rosji – powiedział w Gdańsku Prezes PSE Grzegorz Onichimowski (CIRE, 19.03.2026).
Co powyższa wypowiedź oznacza w kontekście ryzyka wystąpienia luki mocowej w KSE w źródłach sterowalnych w perspektywie 2040 r. i zdolności jej pokrycia dostępnymi lub budowanymi jednostkami, biorąc pod uwagę rosnącą niepewność importu paliw gazowych na rynkach światowych?
Autorzy niniejszego artykułu dokonali analizy zapotrzebowania na moc regulacyjną w krajowym systemie elektroenergetycznym w perspektywie 2040 r., biorąc pod uwagę dwa projekty dokumentów planistycznych:
- projekt Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu (KPEiK) z grudnia 2025 r., autorstwa Ministerstwa Energii [1],
- projekt Planu Rozwoju Systemu Przesyłowego PSE (PRSP) [2] z lutego 2026 r.
Najpierw przeanalizowano zapotrzebowanie na moc sterowalną w KSE, założoną w projekcie PRSP w perspektywie 2040 r., w trzech scenariuszach oraz prognozę odstawiania istniejących bloków węglowych, w kontekście zakończenia wsparcia z rynku mocy od 2028 r. dla tych jednostek. Następnie dokonano krytycznej analizy programu budowy nowych źródeł przedstawionego w projekcie KPEiK, w szczególności ryzyka przesunięcia terminu oddania do eksploatacji pierwszej elektrowni jądrowej oraz ryzyka opóźnienia budowy zakontraktowanych jednostek gazowych. W wyniku analizy zidentyfikowano poważne ryzyko wystąpienia luki mocowej w jednostkach sterowalnych choćby przed 2030 r. Wymóg ciągłości dostarczenia wymaganej mocy do KSE, pomimo krótkoterminowego wykorzystywania mechanizmu zmniejszenia poboru (DSR) i braku możliwości wypełnienia luki importem wskazują na konieczność utrzymania (wybudowania) w krajowym systemie niezbędnych dla bezpiecznego bilansowana ilości (mocy) źródeł. W krajowej perspektywie jednostkami takimi, do czasu uruchomienia pierwszej elektrowni jądrowej, mogą być istniejące bloki węglowe i nowe bloki gazowe. Rozważano także potencjał chemicznych magazynów energii i ich udział w pokryciu luki mocowej w ujęciu krótkoterminowym i sezonowym (okresy zgniłych wyżów). W ramach współpracy Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie (TGPE) i Urzędu Dozoru Technicznego (UDT) – przeprowadzona została ocena stanu urządzeń elektrowni węglowych, w części ciśnieniowej, dozorowanej przez UDT i pozostałej. W wyniku tej oceny przedstawiono wstępne wnioski co możliwości wykorzystania istniejących bloków węglowych dla pokrycia luki mocowej KSE w perspektywie 2035 r. i 2040 r. Wobec rosnącego ryzyka konfliktów i zaburzeń światowych kierunków importu paliw, w szczególności gazu, rozsądnym wyborem jest bilansowanie krajowego systemu elektroenergetycznego zarówno istniejącymi elektrowniami węglowymi, spalającymi krajowy węgiel, jak i w części mniej emisyjnym paliwem gazowym.
System elektroenergetyczny w 2025 r.
W 2025 r. krajowy system elektroenergetyczny pracował stabilnie. Moc osiągalna w KSE [3] na koniec 2025 r. wyniosła ponad 77 GW i wzrosła o 8% w porównaniu z ub. R. (tab. 1), przy czym wzrost ten nastąpił w segmencie elektrownie wiatrowe i inne odnawialne (głównie fotowoltaika). Nastąpił spadek mocy jednostek centralnie dysponowanych (JWCD) o ponad 800 MW. Zauważyć należy także wzrost mocy elektrowni gazowych o 400 MW, przy spadku mocy węglowych o 600 MW.
Tab. 1. Moc osiągalna KSE w 2025 r.
Źródło: Dane: PSE
Poziom produkcji energii elektrycznej utrzymał się na podobnym poziomie jak w r. ub. (tab. 2), przy znaczącym wzroście w źródłach gazowych (o prawie 14%) i spadku w elektrowniach na węgiel brunatny (prawie 7%). Wzrost generacji w źródłach pogodozależnych tylko o 1,2% może świadczyć o nieradzeniu sobie krajowego operatora z wprowadzeniem tej energii do sieci. Szacuje się, iż w 2026 r. redysponowano (nie wprowadzono do sieci) ok. 1,3 TWh energii elektrycznej ze źródeł wiatrowych i fotowoltaicznych. Zapotrzebowanie na energię elektryczną spadło r/r o ok. 1,5 TWh, przy niecałej 1 TWh importu, co oznacza zatrzymanie trendu wzrostowego popytu. Zaznaczyć jednak należy, iż dane PSE nie zawierają informacji o autokonsumpcji zarówno prosumentów, jak i wytwórców przemysłowych, którzy generują i zaspakajają potrzeby własne.
Tab. 2. Produkcja i zapotrzebowanie na energię elektryczną w 2025 r.
Źródło: Dane PSE
Mając na uwadze powyższe dane należy zauważyć, że, pomimo nadzwyczajnej dynamiki rozwoju źródeł odnawialnych, energetyka oparta na paliwach kopalnych – przede wszystkim na węglu kamiennym i brunatnym, stanowi ciągle podstawę bilansu energetycznego i jest zdolna do pracy ciągłej, niezależnie od uwarunkowań pogodowych.
Projekt KPEiK z grudnia 2025 r. i nowy Plan rozwoju systemu przesyłowego PSE – luka mocowa rośnie
Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie w połowie 2024 r. przygotowało Raport „Ocena biznesowa funkcjonowania rynku mocy, dokonana zgodnie z wytycznymi art. 103 ustawy o rynku mocy” [4]. W Raporcie przedstawiono wyniki analiz i ocen funkcjonowania rynku mocy do 2030 r. oraz wyniki analiz i prognoz dotyczących potrzeby dalszego wspierania rynkiem mocy po 2030 r. jednostek niezbędnych dla utrzymania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Zawarto również rekomendowane propozycje zmian rynku mocy. Przeprowadzone analizy wskazały, iż już od 2026 r. może wystąpić istotna luka mocowa, która będzie zagrażała bezpieczeństwu dostaw energii do końca lat 30., o ile nie wykorzysta się możliwości spowolnionego wyłączania z eksploatacji jednostek węglowych i nie przyspieszy budowy niskoemisyjnych jednostek sterowalnych. W wyniku zmiany tzw. Rozporządzenia Rynkowego KE z 16 lipca 2024 r., wprowadzono derogację czasową, co pozwoliło jednostkom o emisyjności jednostkowej 550 kg dwutlenku węgla na MWh energii elektrycznej (bloki węglowe) w uczestniczeniu w rynku mocy do końca 2028 r.
W 2025 r. zaktualizowane zostały prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną oraz plany ich pokrycia, a lipcu tegoż roku MKiŚ opublikowało kolejną wersję projektu KPEiK. Autorzy niniejszego artykułu opublikowali analizę ryzyka wystąpienia luki mocowej w mocach sterowalnych w publikacji „Ile węgla, ile gazu w bilansowaniu krajowego systemu w perspektywie 2040 r.” [5]. Zidentyfikowana luka mocowa, która rozpoczynała się ok. 2032 r., rosła do ok. 4 GW w 2035 r. i ok. 7 GW w 2040 r. Zaproponowano także sposób zlikwidowania luki mocowej poprzez przedłużenie eksploatacji części bloków węglowych po 2035 r. oraz uzupełnienie w części pozostałej przez nowe bloki gazowe o otwartym cyklu (OCGT).
Na początku 2026 r. PSE opublikowały projekt nowego Planu Rozwoju Systemu Przesyłowego, w którym przedstawiono m.in. prognozowane zapotrzebowanie na moc w KSE, w trzech scenariuszach. Poniżej dokonano aktualizacji analizy ryzyka wystąpienia luki mocowej w KSE na podstawie danych o wielkościach planowanych mocy z projektu KPEiK z grudnia 2025 r., autorstwa Ministerstwa Energii, a szczytowego zapotrzebowania na moc z projektu Planu Rozwoju Systemu Przesyłowego PSE (PRSP) z lutego 2026 r.
Z ostrożności przyjęto do analizy dane z projektu KPEiK ze scenariusza WEM, o zaplanowanym wolniejszym zmniejszaniu się mocy węglowych niż w ambitnym scenariuszu WAM, w którym szybciej ubywa mocy węglowych, co powoduje większe wartości prognozowanej luki mocowej.
Podobnie ostrożnościowe jest podejście wykorzystania danych z Planu Rozwoju Systemu Przesyłowego PSE. Analizę przeprowadzono dla mocy szczytowej z scenariusza bazowego oraz z scenariusza 2, dostępności mocy „z nowym dodatkowym mechanizmem zdolności wytwórczych”, zakładającym wynagrodzenie dla tych jednostek węglowych, które nie będą rentowne na rynku energii, ale posiadają zdolności techniczne do dalszej eksploatacji i dzięki temu będą dłużej dostępne dla potrzeb bilansowania KSE. Prognozowane zapotrzebowanie na moc szczytową przyjęto w wysokości prawie 40 GW w 2040 r.
Założenia dla aktualizacji analizy:
– moc zainstalowana wg. zał. nr 2 KPEiK, grudzień 2025 r., scenariusz WEM,
– zapotrzebowanie szczytowe KSE z PRSP PSE, projekt z lutego 2026 r.,
– współczynniki KWD dla mocy z Rozporządzenia Ministra Klimatu 8.2020 z aktualizacją KWD dla magazynów energii (MEE),
– w bilansie mocy w (PRSP PSE) nie uwzględniono importu i DSR,
– brak dostępności mocy jądrowych przed 2040 r.; wcześniejsza dostępność mocy jądrowych zmniejsza lukę, redukując zapotrzebowanie na moc węglową lub nową gazową,
– brak dostępności mocy wiatrowych i słonecznych przez 4 dni (96 godz.) z rzędu, 1-2 razy w roku (tzw. zgniły wyż),
– nieuwzględnienie możliwości korzystania z redukcji mocy (DSR) dla okresu 96 godz.,
– magazyny energii o dyspozycyjności <100h nie są dyspozycyjne ze względu na brak możliwości ładowania.
Pomimo przyjęcia bardziej konserwatywnego scenariusza WEM, prognoza luki mocowej na 2035 r. to ponad 3,5 GW, czyli wielkość zbliżona do otrzymanej z poprzedniej analizy. Natomiast prognoza wielkości luki mocowej na 2040 r. w wielkości 12,1 GW jest zdecydowanie większa od poprzedniej (rys. 1).
Rys. 1. Luka mocowa w KSE
Źródło: Prognoza ekspercka sporządzona w Towarzystwie Gospodarczym Polskie Elektrownie (TGPE), 2026 r.
Powyższe wielkości prognoz luki mocowej nie odbiegają od wyników oceny wystarczalności mocy w Planie Rozwoju 2027-2036 przygotowanej przez PSE w lutym 2026. Umieszczone w PRSP, w rozdziale 10.3, wyniki analizy wystarczalności mocy wskazują na wymaganą dodatkową moc dyspozycyjną netto w KSE, nie nazywając tego luką mocową.
Ocena stanu technicznego urządzeń elektrowni węglowych
W krajowym systemie funkcjonuje aktualnie grupa bloków węglowych na parametry nadkrytyczne, opalanych węglem kamiennym i brunatnym, zbudowanych po ok. 2010 r. oraz starsze jednostki, na parametry podkrytyczne (tab. 3).
Tab. 3. Lista bloków energetycznych (z oznaczonym numerem) węglowych w KSE, stan na początek 2026 r.
Należy założyć, iż perspektywa techniczna wykorzystania bloków najnowszych obejmuje horyzont lat 2040-2045. Z punktu widzenia ryzyka wystąpienia luki mocowej najważniejsze znaczenia ma przedłużenie możliwości eksploatacji bloków starszych, w tym jednostek klasy 200 MW (tab. 4) i 360 MW (Opole) na węgiel kamienny. Bloki klasy 360 MW na węgiel brunatny w Elektrowni Bełchatów ograniczone są w czasie przez dostępność do złóż węgla.
Tab. 4. Bloki węglowe klasy 200 MW
W celu przeprowadzenia obiektywnej oceny stanu bloków węglowych, w 2025 r. prace rozpoczął Zespół ds. Majątku Wytwórczego Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie (TGPE), który razem z Urzędem Dozoru Technicznego (UDT), na podstawie ankiet wypełnionych przez wytwórców przeprowadził ocenę stanu urządzeń elektrowni węglowych, w części ciśnieniowej, dozorowanej przez UDT oraz w drugiej kolejności pozostałych urządzeń i instalacji nie podlegających dozorowi UDT. Ustalono kryteria punktowe dla oceny poszczególnych elementów urządzeń i w wyniku sumowania uzyskano zbiorczą ocenę stanu urządzenia. o ile ocena zbiorcza była wyższa niż 50% dane urządzenie było kwalifikowane jako zdolne do eksploatacji i poddane dalszym analizom.
Etap I – Ankiety dotyczące stanu kotłów i rurociągów
Rys. 2. Ocena punktowa stanu urządzeń ciśnieniowych, dozorowanych przez UDT
Etap II – Ankiety dotyczące stanu urządzeń nieobjętych nadzorem UDT
W drugim etapie poddano analizie 56 bloków energetycznych, umożliwiając bezpośrednie porównanie profilu ocen w obrębie każdej jednostki. w tej chwili realizowane są prace nad finalną wersją raportu, niemniej na chwilę obecną z pozyskanych danych należy podkreślić, iż z punktu widzenia technicznego ponad 70% jednostek nadaje się do dalszej i bezpiecznej eksploatacji oraz stanowi (może stanowić) podstawę stabilności działania KSE.
W warunkach transformacji energetycznej i rosnącego udziału OZE znaczenie tych bloków rośnie, ponieważ to one są gwarantem przydatności systemowej: regulacji napięcia, współpracy z siecią, umiejętności pracy w szerokim zakresie obciążeń oraz niezawodności w stanach przejściowych.
Rola elektrowni węglowych w wypełnieniu luki mocowej
Na podstawie dostępnych analizy krajowych dokumentów takich jak: projekt Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu (KPEiK) (ME, grudzień 2025 r.), projektu Planu Rozwoju Systemu Przesyłowego PSE (PSE, luty 2026 r.), Ocena Wystarczalności Zasobów na Poziomie Krajowym (NRAA, listopad 2024 r.), zasadnym jest utrzymanie części węglowych jednostek wytwórczych w perspektywie dłuższej niż 2035 r.
Rolą jednostek węglowych będzie w kolejnych latach przede wszystkim zapewnienie wystarczającej mocy dla pokrycia zapotrzebowania szczytowego oraz bilansowanie systemu przy wzrastającym udziale źródeł niesterowanych OZE. Udział w strukturze produkcji będzie zmniejszał się wraz z zwiększającą się dostępnością magazynów energii. Podobną rolę będą wypełniały źródła gazowe.
Wybór pomiędzy jednostkami węglowymi, a gazowymi powinien wynikać z łącznych kosztów stałych i zmiennych. Ale należy też uwzględnić warunek bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Jego gwarancją jest nie tylko dostępność do jednostek wytwórczych, ale również pewność dostawy węgla i gazu do źródła wytwórczego. Doświadczenia geopolityczne wskazują na konieczność posiadania własnych źródeł paliw lub własnych magazynów z paliwami i to o takim zapełnieniu, które zagwarantuje pewność produkcji i dostaw w zakładanym krytycznym okresie zagrożenia.
Konkurencja między tymi dwoma technologiami w wypełnianiu roli stabilizatora systemu będzie uzależniona przede wszystkim od kosztów zmiennych, w których podstawowymi składnikami jest koszt paliwa oraz koszt emisji (ETS). Należy spodziewać się zmienności tych podstawowych składników kosztowych uzależnionych od globalnych warunków rynkowych i regulacji europejskich (w systemie ETS). Dla zachowania możliwości optymalizacji kosztowej, oczywiste jest więc utrzymanie zdolności wytwórczych w tych dwóch technologiach, węglowej i gazowej. Proporcja udziału między źródłami węglowymi, a gazowymi uzależniona też będzie o faktycznych realiów technologicznych i ekonomicznych budowy nowych źródeł gazowych.
Biorąc pod uwagę analizę stanu technicznego źródeł węglowych przedstawioną powyżej, a także analizę parametrów ruchowych oraz kosztów jednostkowych bloków węglowych i gazowych rekomenduje się maksymalne wykorzystanie istniejących zasobów opartych o węgiel i selektywne uzupełnienie potrzeb inwestycjami w źródła gazowe, o cyklu otwartym. Rekomendowaną strukturę przedstawia rys. 4, gdzie pozycja „utrzymany węgiel” oznacza przedłużone wykorzystanie starszych bloków węglowych.
Rys. 3. Rekomendacja ekspercka TGPE struktury mocy sterowalnych w wypełnieniu luki mocowej gazem i węglem
O tym jak długo trzeba będzie utrzymywać w eksploatacji istniejące krajowe jednostki węglowe wynikać będzie z warunków ekonomicznych. Pierwszym będzie faktyczna dostępność nowych mocy z energetyki jądrowej wielkoskalowej, czy SMR. Drugim przyczynkiem do decyzji trwałego wyłączania jednostek węglowych będzie faktyczna dostępność wielkoskalowych magazynów energii o dużej pojemności. Trzecim, będą wielkoskalowe komercyjnie dostępne sterowalne nowoczesne technologie wytwarzania energii (wodór, biometan, inne). Wielkość redukcji jednostek węglowych powinna wynikać z wielkości przyrostu mocy w tych technologiach.
Istotnym warunkiem ekonomicznym uzasadniającym utrzymywanie jednostek węglowych będą koszty utrzymania adekwatnego stanu technicznego zapewniającego bezpieczeństwo pracy i wymaganą dyspozycyjność. Dlatego konieczna jest obiektywna analiza stanu technicznego i jego bieżąca kontrola dla dokonania wyceny niezbędnych kosztów zapewniających oczekiwany stan urządzeń i instalacji wytwórczych. o ile te koszty jednostek węglowych będą przewyższały koszty całkowite nowych jednostek gazowych, z uwzględnieniem potencjalnych kosztów osieroconych wynikających ze skróconej eksploatacji, to będzie to podstawa do trwałego wyłączenia jednostek węglowych.
Analiza możliwości powstania nowych, dodatkowych źródeł gazowych powinna uwzględniać warunki realizacji inwestycji (pozyskanie zdolności finasowania, warunki dostaw urządzeń, niezbędne decyzje administracyjne, zdolności wykonawcze, warunki przyłączeniowe do KSE i sieci gazowniczej) oraz zagwarantowanie warunków dostaw i ceny paliwa gazowego.
Wnioski z Debaty podczas Konferencji „Utrzymanie Ruchu – diagnostyka, modernizacje, remonty”
Podczas XII Konferencji Technicznej „Utrzymanie Ruchu – diagnostyka, remonty, modernizacje”, która odbyła się w dniach 17-19 marca 2026 r. w Nałęczowie – odbył się Panel Dyskusyjny, w której udział wzięli:
- Zygmunt Artwik, Wiceprezes Zarządu ds. Produkcji, ZE PAK SA,
- Krzysztof Brunné, Wiceprezes Zarządu, Przedsiębiorstwo Usług Naukowo-Technicznych „Pro Novum” Sp. z o.o.,
- Marek Kotuła, Dyrektor Pionu Techniki i Produkcji, TAURON Wytwarzanie S.A.,
- Waldemar Szulc, Dyrektor, Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie,
- Grzegorz Wojciechowski, Dyrektor Pionu Remontów, ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o.,
- Prof. dr hab. inż. Adam Zieliński, Dyrektor Instytutu Łukasiewicz GIT, SIEĆ BADAWCZA ŁUKASIEWICZ – GÓRNOŚLĄSKI INSTYTUT TECHNOLOGICZNY.
Debatę prowadził dr hab. inż. Stanisław Tokarski, prof. GIG-PIB.
Debata poświęcona była stanowi technicznemu urządzeń w elektrowniach węglowych i ocenie perspektywy ich dalszego wykorzystania, w kontekście ryzyka wystąpienia luki mocy sterowalnych w krajowym systemie w perspektywie 2040 r.
Uczestnicy konferencji odpowiedzieli na dwa pytania dotyczące możliwego czasu wykorzystania bloków węglowych, biorąc pod uwagę ich stan techniczny (54 odpowiedzi) oraz sposobu pokrycia luki mocowej (35 odpowiedzi).
Rys. 5. Wyniki ankiety publiczności podczas Konferencji UR 2026
W 80% uczestnicy ankiety opowiedzieli się za możliwością utrzymania sprawności ruchowej istniejących elektrowni węglowych po 2035 r. roku, a tym samym – zdolnością pokrycia w części rysującej się luki mocowej. Jednocześnie dwie trzecie uczestników uznało wariant węglowo-gazowy w bilansowaniu krajowego systemu za najlepszy. Odrzucono praktycznie wariant zastąpienia w całości bloków węglowych jednostkami gazowymi.
Wnioski z Debaty:
• Transformacja systemu energetycznego weszła w fazę zaawansowaną, co oznacza coroczny wzrost energii odnawialnej w krajowym miksie, także za sprawą magazynowania, ale
• W krajowych uwarunkowania w perspektywie 2040 r. należy liczyć się z koniecznością utrzymania mocy i generacji w okresie jesienno-zimowym, opartej o paliwa kopalne (węgiel, gaz), które zapewnią niedostępną wtedy generację ze źródeł pogodozależnych (wiatr, słońce),
• Aby zapobiec wystąpieniu luki mocy sterowalnych, związanej z nieuchronnym wycofywaniem najstarszych bloków węglowych, należy dokonać oceny ich stanu technicznego i wydłużyć okres eksploatacji w takiej ilości jaka jest niezbędna z punktu widzenia operatora systemu,
• W pozostałej części luka mocowa musi zostać wypełniona przez selektywne inwestycje w bloki gazowe, głównie o cyklu otwartym (OCGT) oraz jednostki kogeneracyjne,
• Z uwagi na ryzyko dostępności i cenę paliwa gazowego bilansowanie KSE w całym okresie transformacji winno być oparte o dwa filary: istniejące bloki węglowe i jednostki gazowe, w przybliżeniu równych proporcjach,
• Dla zachowania warunków ekonomicznych dla istniejących bloków węglowych, o zmniejszającej się corocznie liczbie godzin pracy, niezbędne jest zbudowanie mechanizmu finansowego (rezerwa strategiczna).
W pracach nad polityką energetyczną, a także KPEiK, uwzględnić należy ograniczenie doktrynalne związane z paliwami bilansującymi krajowy system energetyczny w całym okresie transformacji. Do czasu oddania do eksploatacji całej mocy pierwszej elektrowni jądrowej, konieczne jest zapewnienie bezpieczeństwa pracy systemu poprzez zachowanie mocy węglowych, uzupełnionych generacją gazową, nie zastępowanie bloków węglowych gazowymi. W aktualnym kształcie rynek mocy preferuje finansowo inwestycje w jednostki gazowe, co powoduje naturalne skłonności inwestowania w te technologie, bez patrzenia na aspekty bezpieczeństwa i dostępności do importowanego gazu.
Realizacja transformacji energetycznej nie jest celem samym w sobie. Cena energii jak tak samo ważnym celem jak redukcja emisji. Dlatego przy transformacji technologicznej należy kierować się warunkami ekonomicznymi i odpornością na kryzysy gospodarcze. Wykorzystanie aktywów węglowych w całym okresie przejściowym transformacji, ogranicza koszty oraz ryzyko dostaw i cen paliwa. Stan techniczny źródeł węglowych i możliwości dostarczania niezbędnych dla systemu usług jakościowych, daje możliwość utrzymania bezpieczeństwa KSE stosunkowo najniższym kosztem.
Literatura
- KPEiK, grudzień 2025, https://www.gov.pl/web/energia/projekt-krajowego-planu-w-dziedzinie-energii-i-klimatu-do-2030-r-z-perspektywa-do-2040-r—wersja-opracowana-przez-me-do-zatwierdzenia-rzadowego, dostęp 17.01.2026.
- https://www.pse.pl/-/projekt-nowego-planu-rozwoju-sieci-przesylowej-na-lata-2027-2036.
- Raport PSE, https://www.pse.pl/dane-systemowe/funkcjonowanie-kse/raporty-roczne-z-funkcjonowania-kse-za-rok/raporty-za-rok-2025, dostęp 28.03.2026.
- Raport TGPE, 2024, Ocena biznesowa funkcjonowania rynku mocy, dokonana zgodnie z wytycznymi art. 103 ustawy o rynku mocy. Materiały niepublikowane.
- Tokarski S., Szulc W., 2026, Ile węgla, ile gazu w bilansowaniu krajowego systemu w perspektywie 2040 r., Nowa Energia 1(102)2026.
- Materiały konferencyjne, dostępne na wortalu www.nowa-eergia.com.pl.
Autorzy: Dr hab. inż. Stanisław Tokarski, prof. GIG-PIB, Centrum Energetyki AGH, GIG-PIB, Waldemar Szulc, Dyrektor, Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie, Paweł Woszczyk, Z-ca Dyrektora ds. Technicznych, Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie
Źródło: Artykuł pochodzi z wydania 2/2026 magazynu ,,Nowa Energia”
