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.
Lata 20. miały być czasem przyspieszonego rozwoju OZE i raptownie spadającego udziału węgla w produkcji energii elektrycznej. Proces postępuje, ale niespodziewane wstrząsy rynkowe hamują tempo zmian. Polska energetyka wchodzi właśnie w kolejny kryzys energetyczny. To węgiel może okazać się bezpieczną przystanią w chwili drastycznych wzrostów cen innych surowców energetycznych.
Tempo odejścia od węgla w Polsce na skutek mroźnej zimy i wojny na Bliskim Wschodzie znacząco spadło. Energii z polskiego „czarnego złota” produkujemy z roku na rok coraz mniej, ale jego udział w krajowym miksie nadal wynosi ponad 60 proc. Wpływ na wolniejsze tempo odejścia od węgla ma także mniejszy udział wiatru.
Węgiel broni pozycji w polskiej energetyce
Jak wynika z danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych, zapotrzebowanie na energię w minionym roku spadło. Konsumpcja była niższa o 0,87 proc. względem roku poprzedniego. Krajowe zużycie energii elektrycznej wyniosło niespełna 167,5 TWh. Produkcja wyniosła nieco ponad 166,5 TWh, a import niecały 1 TWh. Polska była nadal importerem energii netto, ale import w porównaniu z 2024 rokiem spadł o ponad połowę, a krajowa produkcja o niecałe 0,3 proc.
W miksie energetycznym zaobserwowano niewielkie zmiany. Najwięcej, bo niemal 70 TWh, czyli ponad 41 proc. produkcji, pochodziło z elektrowni na węgiel kamienny, a w ujęciu rocznym wytwarzanie w nich spadło tylko o 0,5 proc. Z kolei 20 proc. energii dostarczyły elektrownie na węgiel brunatny, które w ujęciu rocznym zanotowały spadek o 7 proc. W sumie z węgla pochodziło 61 proc. wyprodukowanej w kraju energii elektrycznej. Tymczasem w 2024 r. z węgla produkowano niecałe 63 proc.
Duże wzrosty odnotowano w energetyce gazowej, produkcja zwiększyła się o prawie 14 proc. Elektrownie gazowe dostarczyły ponad 11 proc. energii. Natomiast o 5 proc. spadła produkcja energii z wiatru. Udział farm wiatrowych w krajowej produkcji wyniósł ponad 14 proc. Zniżka nastąpiła mimo że moc w wietrze wzrosła z 10,6 GW w 2024 r. do 11,2 GW pod koniec 2025 r. Przyczyniły się do tego mniej korzystne warunki pogodowe. Produkcja z innych rodzajów OZE (głównie fotowoltaiki), za wyjątkiem elektrowni wodnych, wzrosła o 10 proc., przekraczając 11 proc. Moc zainstalowana w fotowoltaice wzrosła rok do roku z 21,3 GW do 25,5 GW. W sumie OZE, w tym hydroenergetyka, dostarczyły ponad 27 proc. krajowej produkcji.
Mamy już dostępne dane za obecny rok. Widać tu spore zmiany wywołane m.in. wojną na Bliskim Wschodzie. W lipcu (ostatnie dostępne dane) produkcja energii elektrycznej ogółem wzrosła o 5,31 proc. rok do roku, do 13,77 TWh. W okresie od stycznia do lipca zwiększyła się o 5,5 proc., do 102,8 TWh. Krajowe zużycie energii elektrycznej wzrosło o 0,77 proc. i w lipcu 2026 r. wyniosło 13,47 TWh. Narastająco, w okresie styczeń–lipiec, krajowe zużycie wzrosło o 4,03 proc. rok do roku, do 100,57 TWh. Produkcja z węgla (kamiennego i brunatnego) stanowiła w lipcu 53,5 proc. całości, zaś z OZE (tj. wodnych, wiatrowych i innych odnawialnych) 38 proc. Patrząc jednak za dane za pierwsze siedem miesięcy tego roku, udział węgla wynosił 60 proc., z czego 41 proc. z węgla kamiennego, a 19 proc. z węgla brunatnego. Podobnie jak w analogicznym okresie roku poprzedniego. Patrząc na przyrosty to produkcja z węgla kamiennego wzrosła o 9,5 proc. a z węgla brunatnego spadła o 2 proc. Z kolei z fotowoltaiki produkcja wzrosła o blisko 19 proc., a z wiatru na lądzie spadła o 8 proc. Produkcja energii z gazu wzrosła o 6,6 proc.
„Czarne złoto” nadal potrzebne
Przytoczone dane potwierdzają utrzymującą się mocną pozycję węgla w miksie energetycznym. Rola tego paliwa jest widoczna szczególnie w lipcu. Tradycyjnie to miesiąc, w którym wytwarza się duże ilości energii z OZE stabilizowane gazem. Tegoroczny lipiec był wyjątkowy za sprawą wysokich cen błękitnego paliwa. Zamykający system energetyczny najdroższy zazwyczaj węgiel tym razem wcale nie był najdroższy. W efekcie produkcja energii elektrycznej z gazu spadła w pierwszym miesiącu wakacji aż o 20 proc., a z węgla kamiennego wzrosła o 6 proc.
Prezesi spółek elektroenergetycznych i ciepłowniczych na ostatnim Forum Ciepłowników Polskich w Międzyzdrojach podkreślali, że tego lata wszyscy, którzy mieli taką możliwość, wybierali węgiel zamiast gazu. Na początku roku nikt nie przewidywał takiego scenariusza, dlatego plany wydobywcze spółek górniczych nie były dostosowane do nagłej zmiany na rynku. Także Niemcy, mając ograniczone zapasy gazu, chętniej kupowali pochodzącą z węgla energię z Polski. Zapotrzebowanie na węgiel jest większe, a kopalnie starają się pospiesznie zwiększyć wydobycie, co jednak nie jest łatwe.
O rosnącej roli węgla dyskutowano podczas tegorocznego forum górniczego Future Mining Forum & Expo 2026. Minister aktywów państwowych Wojciech Balczun informował, że sytuacja geopolityczna jest wyzwaniem z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego. Potwierdził, że konieczne jest utrzymanie produkcji energii z węgla. – Ten rok pokazał, że komponent węglowy musi być, czy też ma szansę być większy, niż się spodziewaliśmy. Zwiększamy w tej chwili wydobycie w spółkach węglowych i wiemy, jakie jest zapotrzebowanie energetyki na węgiel jako element stabilizujący. Natomiast żeby to wszystko się udało, musimy cały czas konsekwentnie restrukturyzować spółki górnicze, poprawiać ich efektywność, bo mamy z tym wielki problem – przyznał.
Rosnące potrzeby węglowe potwierdzał także Łukasz Deja, prezes Polskiej Grupy Górniczej, największej firmy górniczej w kraju. Podkreślał on, że bieżący rok jest pod względem zapotrzebowania na surowiec zupełnie inny niż lata ubiegłe. – Jeszcze w grudniu zeszłego roku rozmowy z energetyką przebiegały takim duchu, że nie będzie potrzeba takiej ilości węgla, jaką zaplanowaliśmy. Dzisiaj wiemy, że węgla energetycznego potrzeba dużo więcej – mówił. Spółka do końca tego roku wydobędzie ponad 1 mln ton węgla więcej niż planowała w grudniu. Prezes podkreślił, że w związku z dużym popytem na surowiec ze strony energetyki, zwały węgla, które jeszcze w grudniu zeszłego roku w PGG wynosiły ponad 2 mln ton, na koniec tego roku będą praktycznie bliskie zera.
W lipcu zapasy przy kopalniach wynosiły około 3 mln ton, jednak firmy energetyczne sporą część tego wolumenu już wykupiły. Firmy takie jak Tauron, Orlen, Enea oraz PGE przekonują, że mają wypełnione magazyny węgla i są gotowe na zimę, nawet jeśli będzie mroźna. Poza mrozem jednak wyzwaniem może być zwiększona produkcja energii w wyniku rosnącego eksportu. Włodarze Enei na ostatniej konferencji wynikowej przyznali, że w drugiej połowie roku sektor wytwarzania może pozytywnie kontrybuować do wyników grupy. Także Tauron widzi takie perspektywy.
Coraz więcej OZE i coraz więcej wyłączeń
Mimo wciąż obowiązującej restrykcyjnej ustawy odległościowej, rząd zakłada wzrost rozbudowy mocy w lądowej energetyce wiatrowej. Zgodnie z danymi Polskich Sieci Elektroenergetycznych z września tego roku, moc zainstalowana farm wiatrowych na 1 sierpnia 2026 r. wynosiła 11 557 MW. Przekłada się to na przyrost o 3,7 proc. w stosunku do stanu z 1 sierpnia 2025 r. Natomiast moc zainstalowana fotowoltaiki na dzień 31 lipca 2026 r. wyniosła 27 896 MW, co oznacza przyrost o 15,6 proc. w stosunku do stanu z 31 lipca 2025 r.
Z jednej strony pozwoliło to na wzrost produkcji energii z OZE i okresową obniżkę cen w środku dnia, z drugiej jednak narastał problem nadwyżek względem aktualnego zapotrzebowania, co skutkowało wyłączaniem instalacji. W sierpniu operator systemu przesyłowego był zmuszony do nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych OZE (curtailment) przez 197 godzin w trakcie 25 dni. Sytuacje te występowały głównie w godzinach południowych. Z danych Forum Energii wynika, że ograniczono generację 184,8 GWh energii elektrycznej. Z tego 155,1 GWh dotyczyło wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych (9,6 proc. potencjalnej produkcji), a 29,8 GWh – farm wiatrowych (1,8 proc. potencjalnej produkcji).
Od początku roku do końca sierpnia ograniczono produkcję o 1,6 TWh, co oznacza wzrost o 58,2 proc. względem analogicznego okresu 2025 r. W całym 2025 r. ograniczono niecałe 1,4 TWh. Skala ograniczeń w bieżącym roku już w lipcu przekroczyła poziom z całego roku 2025 r. Dla porównania w 2025 r. całkowita produkcja energii elektrycznej w Polsce wyniosła około 157 TWh. Z jednej strony PSE są zmuszone podejmować takie decyzje, by zachować równowagę między popytem a podażą energii, ale z drugiej strony wpływa to na spadek opłacalności zielonego biznesu w Polsce.
Jak tłumaczy operator, system musi być zbilansowany w każdej jednostce czasu. Jeżeli w danej chwili produkcja energii elektrycznej jest za niska albo za wysoka w stosunku do jej zużycia, może to doprowadzić do niekontrolowanych wyłączeń elementów systemu i w konsekwencji do awarii skutkującej przerwami w dostawach energii elektrycznej. PSE nie mogą dopuścić do sytuacji, w której podaż energii elektrycznej w systemie energetycznym jest wyższa od krajowego zużycia. Kiedy brak jest innych możliwych sposobów na zbilansowanie systemu energetycznego, operator wydaje polecenia redukcji pracy instalacji OZE.
Za takie wyłączenia przedsiębiorcom produkującym energię z OZE przysługują rekompensaty. Są one jednak bardzo niskie, bo liczone są od rynkowych cen, które były na rynku w momencie podejmowania decyzji. Kiedy energii z OZE jest dużo, jej cena jest niska. Operator wypłacił rekompensaty za nierynkowe redysponowanie źródeł fotowoltaicznych (PV) oraz wiatrowych (FW) między 2023 a lipcem 2026 r. na łączną kwotę 105,5 mln zł. Co roku kwota ta jednak rośnie. W całym 2025 r. było to 25,4 mln zł, zaś tylko w siedmiu miesiącach tego roku – blisko 58 mln zł.
Pomogą magazyny energii?
W ostatnie wakacje trzy razy odnotowano brak wymaganej rezerwy mocy do produkcji energii. Problem najbardziej nasilił się w sierpniu, kiedy spadł poziom wód w polskich rzekach. Woda wykorzystywana jest przez niektóre elektrownie do chłodzenia bloków.
Tylko w sierpniu Polskie Sieci Elektroenergetyczne ogłosiły dwa okresy przywołania na rynku mocy. Sytuacja najgorzej przedstawiała się 6 sierpnia. Liczba godzin, w których przywołano rynek, wzrosła do czterech, a w krytycznym momencie rezerwa mocy potrzebna do bezpiecznej pracy systemu spadła poniżej 600 MW (4 sierpnia było to blisko 660 MW). Operator sięga po to narzędzie, by nie zabrakło mocy do produkcji energii. Z danych PSE wynika, że kilka bloków węglowych musiało ograniczyć prace i dostarczyć mniej mocy do systemu. Chodziło o obiekty Enei w Połańcu i Kozienicach, gdzie temperatura zrzutu wody przekracza dopuszczalne 35 stopni Celsjusza.
Przywołanie rynku mocy to sytuacja, kiedy wszystkie podmioty, które są objęte obowiązkami mocowymi wynikającymi z zawartych umów, muszą we wskazanym okresie dostarczyć odpowiednią moc do systemu. – Wytwórcy muszą ją przedstawić do dyspozycji operatora albo wprowadzić do sieci (w zależności od typu jednostki wytwórczej), a odbiorcy objęci umowami mocowymi muszą zredukować swoje zapotrzebowanie – wyjaśniają PSE.
Ustawa o rynku mocy została uchwalona pod koniec 2017 r. Ogłoszenie okresów przywołania na rynku mocy wynika z faktu, iż dostępna dla operatora nadwyżka mocy wytwórczych (ponad zapotrzebowanie odbiorców), była istotnie niższa niż wymagane dla bezpieczeństwa pracy systemu 9 proc. Uczestnicy rynku mocy otrzymują wynagrodzenie za pozostawanie w gotowości i realizację swoich obowiązków mocowych, gdy operator tego zażąda. Każdy z nas płaci za to w rachunku za energię w pozycji „opłata mocowa”. Całkowity koszt rynku mocy tylko w 2026 r. ma wynieść 9,9 mld zł i jest wyższy o 55 proc. w porównaniu z 2025 r. Z tej opłaty finansujemy nie tylko dalszą pracę potrzebnych bloków węglowych oraz gazowych, ale też powstające magazyny energii.
W okresach wiosenno-letnich, kiedy pojawiają się problemy z dostępnością rezerwy mocy do produkcji energii (zwłaszcza w godzinach popołudniowych i wczesnowieczornych), rozwiązaniem mogą być bateryjne magazyny energii. Jak tłumaczył prezes PSE Grzegorz Onichimowski, magazyny energii w naturalny sposób będą gromadziły energię w godzinach, kiedy jest ona dostępna i będą ją oddawały do sieci w godzinach zwiększonego zapotrzebowania. – Najłatwiej to zobrazować na przykładzie fotowoltaiki – w godzinach wysokiego nasłonecznienia magazyny energii będą się ładować, zmniejszając jednocześnie zapotrzebowanie na redysponowanie rynkowe i nierynkowe (polecenia wyłączeń OZE wówczas, kiedy podaż przewyższa popyt na prąd – red.) po to, by oddać zgromadzoną energię w godzinach wieczornych. Ich aktywność na rynku może być wystarczająca do tego, by nie było konieczności ogłaszania okresu przywołania – informował.
Potencjał magazynów energii jest ogromny. Jak wynika z udostępnionych „Rz” danych PSE, moc osiągalna pierwszych magazynów energii, które korzystają z pomocy publicznej w formie rynku mocy, w 2027 r. ma wynieść ok. 170 MW, w 2028 r. blisko 2 GW, rok później niecałe 4 GW, a w 2030 r. nawet 5 GW. Magazynów może być jednak więcej dzięki mechanizmowi dotacyjnemu Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej ze środków Funduszu Modernizacyjnego. Pod koniec ubiegłego roku w ramach programu dofinansowano 171 inwestycji w bateryjne magazyny energii. Planowana łączna moc znamionowa to ponad 3,9 GW. Część projektów korzystało z obu mechanizmów wsparcia. Patrząc zatem na oba mechanizmy pomocowe, moc magazynów energii do 2029 r. może ostatecznie wynieść 5 GW, a w 2030 r. ponad 6 GW.
