Artykuł jest częścią raportu „Polska Energia 2026” poświęconego transformacji energetycznej polskiej gospodarki i branży energetycznej, który redakcja "Rzeczpospolitej" przygotowała z okazji Energy Days w Katowicach.
MFW Baltic Power
01 MFW Baltic Power
Baltic Power to wspólne przedsięwzięcie Grupy Orlen i kanadyjskiego Northland Power, realizowane około 23 km od linii brzegowej Bałtyku, na wysokości Łeby i Choczewa. To pierwsza morska farma wiatrowa budowana w polskiej części Bałtyku i, jak podkreśla Orlen, największa dotąd inwestycja w OZE w Europie Środkowej. Docelowa moc instalacji to niemal 1,2 GW, co ma pokryć zapotrzebowanie ok. 1,5 mln gospodarstw domowych i odpowiadać za około 3 proc. krajowego zużycia energii. Na farmie stanie 76 turbin o wysokości wieży ponad 120 m. Montaż turbin ma zakończyć się jesienią 2026 r., a formalne oddanie farmy do użytkowania zaplanowano na IV kwartał 2026 r.
02 MFW Baltica 2
Baltica 2 to inwestycja realizowana w formule joint venture 50/50 przez PGE i duński Ørsted, zlokalizowana ok. 40 km od wybrzeża na wysokości Ustki. Wartość projektu szacowana jest na ok. 30 mld zł. Docelowa moc farmy to ok. 1,5 GW, co czyni ją największą budowaną obecnie farmą wiatrową w kraju i pozwoli zasilić około 2,5 mln polskich gospodarstw domowych, pokrywając blisko 3 proc. krajowego zapotrzebowania na energię. W maju 2026 r. ruszyły prace instalacyjne na morzu, a pierwsza energia ma popłynąć do sieci w pierwszej połowie 2027 r., z pełnym uruchomieniem komercyjnym do końca tego roku.
Elektrownia jądrowa Lubiatowo-Kopalino
03 Elektrownia jądrowa Lubiatowo-Kopalino
Inwestorem i operatorem pierwszej polskiej elektrowni jądrowej są Polskie Elektrownie Jądrowe (PEJ), a technologię (trzy reaktory) dostarczy amerykańskie konsorcjum Westinghouse-Bechtel, z którym PEJ podpisały umowę na zaprojektowanie obiektu. Koszt całej inwestycji to nawet 200 mld zł. Lokalizacja w gminie Choczewo ma decyzję środowiskową oraz zasadniczą ministra klimatu, a prace przygotowawcze I etapu ruszyły jesienią 2025 r. Spółka planuje w 2027 r. złożyć wniosek o pozwolenie na budowę, a wylanie tzw. betonu jądrowego pod pierwszy blok przewidziano na 2028 r.; pierwszy blok ma zostać uruchomiony ok. 2033–2035 r., a kolejne do 2038 r.
Magazyn Energii Żarnowiec
04 Magazyn Energii Żarnowiec
Otrzymał ponad 477 mln zł wsparcia z KPO i będzie zlokalizowany w województwie pomorskim w pobliżu przyszłych morskich farm wiatrowych PGE oraz największej w Polsce Elektrowni Szczytowo-Pompowej Żarnowiec. Instalacja o pojemności minimum 900 MWh będzie w stanie zasilić nawet 45 000 gospodarstw domowych, przez cztery godziny, w sytuacjach wymagających interwencji. Projekt posiada umowę przyłączeniową do krajowego systemu elektroenergetycznego oraz 17-letni kontrakt rynku mocy, obowiązujący od 2029 roku.
05 Plan rozwoju PSE na lata 2027–2036
Polskie Sieci Elektroenergetyczne przygotowały projekt „Planu rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2027–2036”. Dokument zakłada największy w historii spółki program inwestycyjny w krajową infrastrukturę, o wartości ok. 66 mld zł. Stawką jest zdolność krajowego systemu do obsługi aż 260 TWh rocznego zużycia energii oraz ponad 45 GW zapotrzebowania szczytowego w 2040 r. To wielkości, które są napędzane m.in. elektryfikacją transportu i ciepłownictwa oraz rozwojem centrów danych. PSE zamierzają wybudować ok. 5000 km nowych linii 400 kV, postawić 30 nowych stacji elektroenergetycznych oraz zmodernizować 110 istniejących obiektów.
06 Magistrala HVDC północ–południe
Jednym z najważniejszych elementów planu rozwoju sieci PSE jest budowa połączenia wysokiego napięcia prądu stałego (HVDC), które ma połączyć skoncentrowaną na północy kraju generację energii z centralną i południową Polską. Projekt wskazywany jest przez PSE jako kluczowy dla integracji morskiej energetyki wiatrowej, której moc zainstalowana ma sięgnąć w 2040 r. aż ok. 17,9 GW (więcej niż dziś produkuje cały krajowy sektor OZE łącznie). Technologia HVDC w odróżnieniu od tradycyjnych linii prądu przemiennego pozwala na precyzyjne sterowanie przepływem mocy oraz ogranicza straty przesyłowe na dużych odległościach, co czyni ją naturalnym rozwiązaniem dla „energetycznej autostrady” transportującej prąd z Bałtyku w głąb kraju. Spółka prowadzi (na razie w fazie przygotowawczej) budowę podmorskiego połączenia HVDC Polska–Litwa, czyli tzw. Harmony Link, które ma spiąć krajowy system z bałtyckim regionem synchronicznym UE.
Infrastruktura sieciowa pod elektrownię jądrową w Lubiatowie-Kopalinie
07 Infrastruktura sieciowa pod elektrownię jądrową w Lubiatowie-Kopalinie
Równie duże wyzwanie jak budowa reaktorów to wyprowadzenie mocy do reszty kraju, za co odpowiadają Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Serce tej infrastruktury to nowa stacja elektroenergetyczna 400/110 kV w Biebrowie (gm. Choczewo), która zajmie ok. 21 ha. Musi ona leżeć możliwie blisko elektrowni, bo to do niej trafi prąd tzw. liniami blokowymi budowanymi przez Polskie Elektrownie Jądrowe. Decyzja środowiskowa dla stacji już zapadła, co otwiera drogę do dalszych prac projektowych i administracyjnych, choć sama budowa obiektu ma ruszyć dopiero w 2030 r. Z Biebrowa energia popłynie dalej w głąb kraju trzema napowietrznymi liniami 400 kV. Część tej układanki jest już gotowa. PSE zakończyły budowę 192-km ciągu linii 400 kV Bydgoszcz Jasiniec–Grudziądz Węgrowo–Pelplin–Gdańsk Przyjaźń wraz z towarzyszącymi stacjami.
Terminal FSRU w Zatoce Gdańskiej
08 Terminal FSRU w Zatoce Gdańskiej
Budowany przez Gaz-System pływający terminal LNG (FSRU) w Zatoce Gdańskiej, ok. 3 km od brzegu, na wschód od portu w Gdańsku, to druga, po stacjonarnym terminalu w Świnoujściu, „brama” Polski dla dostaw skroplonego gazu ziemnego. Koszt samej infrastruktury morskiej, lądowej i towarzyszących gazociągów to ok. 4,5 mld zł (bez czarteru statku), a docelowa zdolność regazyfikacyjna pierwszej jednostki (FSRU-1) ma wynieść co najmniej 6,1 mld m sześc. gazu rocznie. Całość mocy zakontraktował już Orlen. Samą jednostkę pływającą buduje w Korei Południowej stocznia Hyundai Heavy Industries. Rozpoczęcie świadczenia usług regazyfikacji zaplanowano na przełom 2027 i 2028 r. W czerwcu 2026 r. zapowiedziana została budowa drugiego terminala pływającego, FSRU-2, tym razem jako przedsięwzięcie w pełni komercyjne. Prace morskie i lądowe mają potrwać do 2029 r., a regazyfikacja ruszyć w 2030 r.
09 Blok gazowo-parowy CCGT Ostrołęka
Elektrownia gazowo-parowa w Ostrołęce to jeden z bardziej symbolicznych projektów polskiej transformacji energetycznej. Powstaje w miejscu, w którym pierwotnie miał stanąć węglowy blok Ostrołęka C. Inwestorzy – Energa (dziś część Grupy Orlen) i PGNiG (obecnie również w strukturach Orlenu) – zdecydowali się przekształcić projekt w blok gazowo-parowy o mocy netto 745 MWe, zasilany gazem ziemnym wysokometanowym. Pierwotnie pierwszy prąd miał popłynąć już w 2024 r., później termin przesunięto na koniec 2025 r., a finalnie na 2026 r. Według danych spółki z ubiegłego roku budowa była zaawansowana w blisko 70 proc., a na plac budowy dotarły już kluczowe elementy bloku energetycznego. Blok będzie działał w parze z bratnim projektem w Grudziądzu (zaawansowanym w prawie 80 proc.) – oba wspólnie mają zapewnić elastyczne, gazowe wsparcie dla systemu w okresie wygaszania mocy węglowych i dynamicznego przyrostu OZE.
Elektrownia gazowa w Kozienicach
10 Elektrownia gazowa w Kozienicach
Grupa Enea buduje dwa bloki gazowo-parowe w technologii CCGT (Combined Cycle Gas Turbine) w Elektrowni Kozienice. Nowe bloki gazowo-parowe o łącznej mocy zainstalowanej brutto około 1336 MWe, znacząco wzmocnią bezpieczeństwo energetyczne oraz elastyczność systemu elektroenergetycznego. Wspierają jednocześnie transformację energetyczną Grupy Enea. Energia elektryczna z pierwszego z uruchomionych bloków gazowo-parowych ma zostać wprowadzona do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w marcu 2029 roku.
