Wyłączanie OZE, koniec wsparcia węgla, ceny prądu niemałe. Transformacja istotną częścią EEC

• Transformacja energetyczna w Polsce nie stoi w miejscu,  energetyka węglowa jest wypierana z rynku, ale ciągle pozostaje najważniejsza.
• Transformacja energetyki nie jest usłana różami. System  choruje na wyłączanie OZE, brakuje mu nadal elastyczności. Trzeba się zmierzyć z pytaniem o węgiel po 2028 r.
• O zmianach w energetyce i nie tylko będzie mowa podczas  debaty "Transformacja - energia dla gospodarki", podczas XVIII Europejskiego Kongresu Gospodarczego, który odbędzie się 22-24 kwietnia w Katowicach.
• W dyskusji wezmą udział m.in.: Luiz Hanania - Grupa Veolia w Polsce; Piotr Kuberka - Shell Polska; Andrzej Modzelewski - E.ON Polska; Katarzyna Rozenfeld - PGE; Jarosław Wajer - EY;  Wojciech Wrochna - Ministerstwo Energii.
• Zapraszamy do rejestracji na to wyjątkowe wydarzenie.

W Polsce transformacja energetyczna, rozumiana jako proces przejścia z wysokoemisyjnej gospodarki opartej na paliwach kopalnych na system oparty na odnawialnych źródłach energii (OZE), w samej elektroenergetyce bez wątpienia nie stoi w miejscu.

W tym roku znowu przybędzie OZE, a szczególnym wydarzeniem będzie pierwsza morska farma wiatrowa

W latach 2015-2025 nastąpiły duże zmiany w strukturze wytwarzania energii elektrycznej na korzyść OZE. Think-tank Forum Energii wyliczył, że w 2015 roku energia elektryczna produkowana z węgla miała ponad 80 proc. udziału w produkcji energii elektrycznej ogółem i spadła do 52,7 proc. w 2025 r.

Węgiel był wypierany z rynku przede wszystkim przez OZE, których udział w produkcji energii elektrycznej, wg. danych z Forum Energii, wzrósł z 13,2 proc. w 2015 roku do 31,4 proc. w 2025 roku. W tym roku proces ten będzie trwał, zyskując nowy technologiczny akcent.  

Obecne kierunki zmian wskazują, że tylko w tym roku dojdzie około 4,5 GW nowych instalacji fotowoltaicznych, około 0,5 GW nowych farm wiatrowych na lądzie, a także pierwsza morska farma wiatrowa o mocy 1,2 GW, którą można porównać do około 2,5 GW mocy wiatrowych na lądzie - wylicza Jędrzej Wójcik, kierownik Programu Elektroenergetyka w Forum Energii.

W tym roku ma ruszyć pierwsza polska morska farma wiatrowa o mocy 1,2 GW, czyli Baltic Power, co można porównać do około 2,5 GW mocy wiatrowych na lądzie. Fot: Abdul_Shakoor / Shutterstock

Mimo wszystko trudno jest oceniać skalę zmian w elektroenergetyce pod względem konsekwencji czy realizacji kolejnych ich etapów.

Polska nie ma ani aktualnego, przyjętego przez rząd Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu do 2030 roku (KPEiK), ani aktualnej, długofalowej, rozumianej jako dokument polityki energetycznej Polski (PEP2040).

Struktura rządu nie ułatwia zarządzania transformacją, niektóre założenia budzą wątpliwości 

Poseł Ireneusz Zyska (PiS), pytany przez WNP na czym polega problem transformacji energetyki wynikający ze struktur rządowych, wskazał, że to kwestia rozproszenia decyzyjności.

Funkcjonuje kilka ośrodków decyzyjnych, w tym ministerstwa energii, klimatu i środowiska, aktywów państwowych, rozwoju i technologii, pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej, URE, a poza tym ważną rolę odgrywają PSE. (…). To utrudnia wypracowywanie i podejmowanie decyzji oraz rozmywa odpowiedzialność - komentował Ireneusz Zyska.

Wątpliwości budzą też, a w każdym razie budziły, przynajmniej niektóre założenia czy prognozy dotyczące dalszej transformacji elektroenergetyki. Grzegorz Skarżyński, partner w Tundra Advisory, w styczniu 2026 r. komentował, że w przypadku lądowej energetyki wiatrowej projekt KPEiK nie przystaje do realiów.

- Zarówno w scenariuszu WEM, jak i WAM zakłada, że do 2030 roku zostaną uruchomione nowe wiatraki o mocy około 5 GW, ale żeby to było chociaż teoretycznie możliwe, to za dwa lata status "ready to build" musiałyby osiągnąć projekty właśnie o mocy około 5 GW. W obecnych realiach to się nie wydarzy - komentował Grzegorz Skarżyński.

Rozwój konkretnych technologii to nie są zjawiska pomijalne w transformacji. Krajowy system energetyczny jest inny niż kilka lat temu i pracuje inaczej. Są problemy z integracją OZE zależnych od pogody (nierynkowe redysponowanie), a jednocześnie okresowo OZE wydaje się brakować.

Rafał Gawin, dyrektor Narodowego Centrum Analiz Energetycznych, wskazał m.in., że w sezonie jesienno-zimowym  główną rolę odgrywają źródła wytwórcze na paliwa kopalne, bo znaczenie OZE maleje wraz z pogarszaniem się warunków dla PV.

Rosnąca liczba OZE w Polsce sprawia, że coraz częściej ceny energii elektrycznej są ujemne, a operator sięga po nierynkowe redysponowanie. Fot. reisezielinfo / Shutterstock

Zimą brakuje silnika OZE, a tę funkcję mogłaby przejąć lądowa energetyka wiatrowa, która obniżałaby ceny energii. To dlatego potrzebujemy więcej lądowych farm wiatrowych - komentował Rafał Gawin.

Elektrownie węglowe, które za kilka lat znajdą się poza rynkiem mocy, mogą być nadal potrzebne 

Tak czy inaczej bezpieczeństwo dostaw energii gwarantują obecnie elektrownie w pełni dyspozycyjne, czyli na paliwa kopalne, a w tym głównie węglowe.

Pytaniem transformacyjnym powtarzanym od lat jest pytanie o to, czy elektrownie węglowe, które stracą wsparcie z rynku mocy, nadal będą potrzebne. A jeśli tak, to jak im zapewnić finansowanie? Bo z samego rynku energii nie wyżyją.

Najpierw problem dotyczył roku 2025, bo wtedy większość bloków węglowych miała stracić wsparcie z rynku mocy, a teraz dotyczy okresu po 2028, bo Polska wywalczyła derogację pozwalającą na wspieranie z rynku mocy najstarszych elektrowni węglowych do końca 2028 roku. Podjęliśmy temat już w 2025 roku, pytając o opinię m.in. Urząd Regulacji Energetyki (URE).

Według analiz prezesa URE elektrownie węglowe, które po 2028 roku znajdą się poza rynkiem mocy, nadal będą potrzebne do bilansowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego - przekazał nam wówczas URE.

Po napaści Rosji na Ukrainę w 2022 roku w procesach transformacji zaczęto większą wagę przykładać do bezpieczeństwa dostaw paliw czy cyberbezpieczeństwa. Polsce daleko do odejścia od paliw kopalnych, więc obydwa wskazane wzywania pozostają aktualne. 

Forum Energii oceniło, że jednym z najistotniejszych sukcesów ostatnich lat było całkowite uniezależnienie Polski od importu węgla i gazu z Rosji. Think-tank wskazał, że w 2024 r. udział rosyjskich surowców w polskim miksie wyniósł 0 proc., podczas gdy jeszcze w 2015 r. było to odpowiednio:

• 52 proc. (gaz),
• 7 proc. (węgiel).

Import węgla, w tym energetycznego, jednak się nie skończył. W 2025 roku, według danych publikowanych przez Agencję Rozwoju Przemysłu, import węgla do Polski wyniósł nieco ponad 6,5 mln ton, a w tym pond 5,3 mln ton węgla energetycznego. Na kategorie "energetyka zawodowa" i "ciepłownie zawodowe" przypadło jednak w sumie mniej niż 0,65 mln ton węgla z importu.

Inwestycje w energetykę gazową realizują albo planują wszystkie największe państwowe grupy energetyczne

Więcej emocji budzi import gazu. Bez zewnętrznych dostaw tego paliwa Polska nie jest w stanie zaspokoić popytu na nie, a rozwija energetykę gazową.

- Dopóki system nie zostanie zreformowany tak, by w UE odpiąć cenę energii od cen gazu (tzw. decoupling), korzyści z taniej produkcji z OZE będą w dużej mierze niwelowane przez koszty gazu, często najdroższego źródła w systemie- komentował Bartosz Harat. Fot. Belish / Shutterstock

Bloki gazowe budują albo planują zbudować wszystkie największe grupy energetyczne kontrolowane pośrednio lub bezpośrednio przez państwo (PGE, Energa, Enea, Tauron). W wielu przypadkach to ważny element ich strategii.

Bartosz Harat, Specialist Lead, Corporate & Energy Risk w Deloitte, zwrócił uwagę, że Mario Draghi w raporcie z 2024 roku o konkurencyjności UE wskazał, iż gaz ziemny wyznaczał cenę energii elektrycznej w Europie przez 63 proc. godzin w 2022 roku, mimo że jego udział w miksie wytwórczym pod względem mocy wynosił około 20 proc.

Dopóki system nie zostanie zreformowany tak, by w UE "odpiąć" cenę energii od cen gazu (tzw. decoupling), korzyści z taniej produkcji z OZE będą w dużej mierze niwelowane przez koszty gazu, często najdroższego źródła w systemie - komentował Bartosz Harat.

Odnosząc się do Polski, stwierdził, że gaz determinuje obecnie przede wszystkim ceny w szczytach zapotrzebowania na energię i zaznaczył, iż wraz z wygaszaniem bloków węglowych surowiec ten zacznie coraz silniej kształtować całodobową cenę energii - tzw. baseload.

- W praktyce oznacza to, że koszt gazu przestanie być tylko chwilowym problemem godzin szczytowych, a stanie się głównym składnikiem ceny prądu, płaconej przez odbiorców energii w Polsce - komentował Bartosz Harat.

To przypomina, że w transformacji energetycznej nie można stracić z radaru odbiorców energii, a szerzej - konkurencyjności gospodarki.

Forum Energii podało, iż w 2024 r. końcowa cena energii elektrycznej dla przemysłu energochłonnego w Polsce wyniosła o 25 proc. więcej niż w Niemczech i o 113 proc. więcej niż we Francji.

Nic zatem dziwnego, że transformacja energetyczna jest tak ważnym tematem. Nie zabraknie go podczas XVIII Europejskiego Kongresu Gospodarczego. Zapraszamy na panel "Transformacja - energia dla gospodarki" już 22 kwietnia w godzinach 14.30-16.00.