Rachunek zaczyna się od trzech wierszy „Razem” w informacjach Prezesa URE. Pierwsza aukcja obejmuje 5 480 261,560 MWh energii i 1 363 031 106,25 zł premii. Druga: 16 183 775,070 MWh oraz 4 390 140 773,25 zł. W trzeciej urząd podał wartości „powyżej” 8 830 482,500 MWh i „powyżej” 1 869 648 920 zł. Po dodaniu otrzymujemy co najmniej 30 494 519,130 MWh, czyli ponad 30,49 TWh, oraz więcej niż 7,6228 mld zł planowanego wsparcia.

Co naprawdę oznacza suma z trzech tabel

To suma wieloletnich wartości przypisanych do zwycięskich ofert, a nie przelew wykonany w 2026 roku. Tabele rozkładają produkcję i premie na lata od 2027 do 2045, przy czym trzecia aukcja kończy harmonogram w 2044 roku. URE zastrzega też, że wysokość premii może się zmienić po zmianie pomocy inwestycyjnej przyznanej wytwórcy. Wypłata następuje za energię rzeczywiście wytworzoną, wprowadzoną do sieci i sprzedaną.

Najnowsze ogłoszenie powiększa skalę programu, choć nie przesądza kolejnych wydatków. W czwartej z pięciu aukcji zaplanowanych na 2026 rok, wyznaczonej na 22-24 września, URE udostępnia blisko 913 mln zł dla ponad 3 TWh energii. Dopiero wynik pokaże, jaka część tej puli zostanie wykorzystana. Nie wolno więc dodawać całych 913 mln zł do już rozstrzygniętych ofert tak, jakby wsparcie zostało przyznane.

Nazwy spółek są publiczne, lecz instalacje pozostają anonimowe

Każdy z trzech dokumentów wynikowych pokazuje listę wytwórców, liczbę ofert przy części nazw, minimalną i maksymalną premię oraz zbiorczy harmonogram dla całej aukcji. Nie pokazuje natomiast nazwy jednostki, jej lokalizacji, mocy, podstawowego paliwa, daty uruchomienia ani premii przypisanej do konkretnej oferty. Przy 45 zwycięskich ofertach z trzech aukcji oznacza to, że obywatel widzi skalę programu, ale nie potrafi połączyć pieniędzy z instalacją w swoim mieście.

Siedziba spółki nie rozwiązuje problemu. W pierwszym rozstrzygnięciu widnieją między innymi przedsiębiorstwa z Katowic, Wrocławia, Zamościa i Świecia, a w drugim podmioty z Opola, Gdańska, Lublina i Zabrza. Adres rejestrowy wytwórcy nie musi być adresem elektrociepłowni. Z samej tabeli nie wiadomo też, czy oferta dotyczy nowej jednostki, czy znacznej modernizacji, mimo że aukcja dopuszcza oba warianty.

TAURON ujawnił gaz w Łagiszy i układ hybrydowy w Jaworznie

Część obrazu można odtworzyć dopiero z raportów samych spółek. TAURON ujawnił, że cztery jego oferty z drugiej aukcji dotyczą czterech jednostek o łącznej mocy elektrycznej przekraczającej 100 MW, a przewidywane przychody z premii wynoszą około 2,5 mld zł. Około 2,3 mld zł ma przypaść w latach 2031-2045 na dwie jednostki w Elektrowni Łagisza. Spółka opisuje je jako kogeneracyjne bloki gazowe, które mają dostarczać ciepło sieciowe dla około 150 tys. mieszkańców.

Trzecia aukcja przynosi bardziej złożony przykład. TAURON przypisał około 337 mln zł premii z lat 2029-2044 do źródła ciepła dla Jaworzna. Projekt ma obejmować silniki gazowe pracujące w kogeneracji, ale także kotły elektrodowe wykorzystujące nadwyżki energii elektrycznej, akumulator ciepła oraz kotły gazowo-olejowe na okresy zwiększonego zapotrzebowania. To nie jest więc prosty wybór między gazem a OZE, lecz pytanie o proporcje i sposób pracy poszczególnych elementów przez kilkanaście lat.

Ujawnienia TAURONU pokazują dwie rzeczy naraz. Po pierwsze, przynajmniej część dużych kwot rzeczywiście wspiera nowe aktywa gazowe. Po drugie, instalacja może łączyć gaz z elektryfikacją i magazynowaniem ciepła. Nie można jednak przenieść tych ustaleń na wszystkich zwycięzców. Informacje są rozproszone między raportami giełdowymi, komunikatami spółek komunalnych i lokalnymi dokumentami inwestycyjnymi, a część wytwórców nie ma porównywalnego obowiązku raportowania.

Gaz wypiera węgiel szybciej niż rośnie udział czystego ciepła

Argument za kogeneracją jest realny. Polska musi szybko zastępować zużyte źródła węglowe, a jednoczesna produkcja prądu i ciepła lepiej wykorzystuje paliwo niż dwa oddzielne procesy. Według raportu URE za 2025 rok węgiel nadal odpowiadał za 52,8 proc. miksu koncesjonowanego ciepłownictwa, stopień zużycia infrastruktury wynosił 50,61 proc., a przedsiębiorstwa wydały na modernizację, rozwój i ochronę środowiska 5,59 mld zł. Czekanie bez inwestycji także ma koszt: awarie, emisje i coraz trudniejsze utrzymanie taryf.

Problem zaczyna się wtedy, gdy szybkie odejście od węgla staje się pełnym planem na następne dwie dekady. Komisja Europejska w raporcie krajowym dla Polski z 2026 roku oceniła, że przejście z węgla na kogenerację gazową już trwa, lecz integracja odnawialnych źródeł ciepła pozostaje opóźniona. Według Komisji tylko 22 proc. polskich systemów ciepłowniczych spełnia obecne kryteria efektywności, a OZE dostarczają około 21 proc. energii zużywanej do ogrzewania i chłodzenia we wszystkich sektorach.

Od 2035 roku sama wysoka sprawność kogeneracji nie wystarczy do utrzymania statusu efektywnego systemu według podstawowej ścieżki unijnej. System będzie musiał opierać co najmniej 50 proc. ciepła na OZE lub cieple odpadowym albo osiągnąć łącznie co najmniej 80 proc. udziału OZE, ciepła odpadowego i wysokosprawnej kogeneracji, przy minimum 35 proc. OZE lub ciepła odpadowego. To kryterium dotyczy całej sieci, a nie pojedynczego silnika gazowego.

Rok 2045 nie zamyka instalacji, ale zmienia definicję efektywnego systemu

Od 2045 roku próg kompozycyjny staje się ostrzejszy: co najmniej 75 proc. ciepła w efektywnym systemie ma pochodzić z OZE, ciepła odpadowego albo ich połączenia. Wysokosprawna kogeneracja nie wystarcza już wtedy do wypełnienia tego wariantu definicji. Dyrektywa pozwala państwu wybrać alternatywną ścieżkę opartą na emisji całego systemu, lecz od 2045 roku limit wynosi w niej 50 gramów gazów cieplarnianych na kWh ciepła lub chłodu dostarczonego odbiorcom.

Nie oznacza to automatycznego zakazu działania gazowej elektrociepłowni w 2045 roku ani unieważnienia premii. Chodzi o status całego systemu ciepłowniczego i jego zdolność do spełniania coraz ostrzejszych kryteriów. Gazowa jednostka może pełnić rolę rezerwową lub przejściową, jeśli równolegle rosną pompy ciepła, kotły elektrodowe, geotermia, biogaz, magazyny i odzysk ciepła. Ryzyko pojawia się wtedy, gdy premia finansuje źródło bez publicznego planu zmiany miksu przed końcem okresu wsparcia.

Koszt systemu nie znika w dokumentach aukcyjnych. Rozporządzenie Ministra Energii ustaliło opłatę kogeneracyjną na 2026 rok na poziomie 3 zł/MWh energii pobranej z sieci. Ustawa przeznacza wpływy z tej opłaty na premie oraz obsługę mechanizmu. Nie wolno jednak dzielić 7,62 mld zł przez liczbę odbiorców i nazywać wyniku dopłatą do jednego rachunku: stawka jest ustalana dla kosztów całego systemu, a premie są rozliczane przez wiele lat zależnie od produkcji.

Przed kolejną aukcją potrzebny jest rejestr zwycięskich jednostek

Dla mieszkańca ważniejsze od samej etykiety „kogeneracja” są odpowiedzi na sześć pytań: gdzie powstaje jednostka, jakie paliwo zużywa, ile premii może otrzymać, do którego roku, jaki udział ciepła w lokalnej sieci ma wytwarzać oraz czym zostanie uzupełniona przed progami z 2035 i 2045 roku. Bez tego nie da się ocenić ryzyka dla taryfy, kosztu paliwa ani szansy zachowania przez system statusu efektywnego.

URE ma powód, by nie ujawniać wrażliwych parametrów ofert w trakcie aukcji. Po jej rozstrzygnięciu interes publiczny wygląda jednak inaczej. Wystarczyłby standaryzowany rejestr zawierający nazwę jednostki i miejscowość, technologię oraz główne paliwo, moc, przewidywany okres wsparcia, maksymalną wartość premii i informację o planie dojścia systemu do kryteriów unijnych. Ceny jednostkowe można nadal przedstawiać w przedziałach, jeśli wymagają ochrony.

Przed rozdysponowaniem następnej puli blisko 913 mln zł znamy więc dolną granicę dotychczasowych zobowiązań, ale nie pełną mapę technologii, które za nimi stoją. Ponad 7,62 mld zł może przyspieszyć odejście od węgla i ustabilizować dostawy ciepła. Ta sama kwota może również utrwalić gaz na zbyt długo, jeżeli miasta nie zbudują drugiego etapu transformacji. Wyniki aukcji powinny pozwalać odróżnić te dwa scenariusze bez prowadzenia śledztwa po raportach kilkudziesięciu spółek.