Subskrybuj nas na Youtube
Zapisz się na newsletter
Polski miks energetyczny w ostatnich latach dynamicznie się zmienia. Chociaż w 2024 r. węgiel nadal miał największy udział w produkcji energii, to w 2025 r. kwartalne zestawienia i analizy wskazywały na znaczący wzrost znaczenia OZE (szczególnie fotowoltaiki) oraz gazu.
Co przyniósł 2025 r.
W okresie od stycznia do września 2025 r. Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) zarejestrowały spadek produkcji energii elektrycznej o ok. 0,44 proc. r/r, do poziomu ok. 122,45 TWh. Jednocześnie udział OZE w miksie wytwórczym konsekwentnie rośnie. Na koniec sierpnia 2025 r. moc zainstalowana w OZE w Polsce osiągnęła prawie 36,5 GW, co stanowi wzrost o ok. 14,5 proc. w porównaniu z rokiem 2024. Warto zauważyć, że wraz ze wzrostem mocy OZE udział węgla w produkcji energii elektrycznej w 2024 r. spadł do rekordowo niskiego poziomu 56,2 proc., zaś udział OZE wzrósł do 29,4 proc.
Obserwujemy również zmiany w strukturalnym rozkładzie OZE: fotowoltaika (PV) wyraźnie prowadzi, z ok. 23,6 GW mocy zainstalowanej w sierpniu 2025 r., co stanowi ok. 65 proc. całkowitej mocy OZE. Z kolei udział wiatru (ok. 10,4 GW mocy w sierpniu 2025 r.) nie rośnie już tak szybko jak PV. We wrześniu 2025 r. udział węgla kamiennego i brunatnego w miksie energetycznym wyniósł ok. 56,9 proc. produkcji ogólnej (38,74 proc. – węgiel kamienny, 20,15 proc. – węgiel brunatny). Inwestorzy i operatorzy muszą więc uwzględniać rosnącą zmienność produkcji OZE (zwłaszcza PV), potrzebę większej elastyczności systemu i rosnącą rolę technologii mogących szybko reagować na związane z pogodą zmiany w produkcji energii. W zrozumiały sposób zwiększa to znaczenie jednostek gazowych w miksie.
Oznacza to konieczność znaczącego zwiększenia mocy w elektrowniach gazowych z obecnych ok. 6 GW do nawet 12 GW. Taki proces już trwa – powstają kolejne jednostki, jak te budowane przez Grupę Orlen w Ostrołęce czy Grudziądzu, nowoczesne bloki gazowo-parowe, które będą stanowić zabezpieczenie nowej generacji źródeł energii, zapewniając stabilność systemu elektroenergetycznego.
Jednostki gazowe, ze względu na szybki rozruch i możliwość zmiany obciążenia, mogą być konkurencyjne w roli dostawców usług elastyczności. W tym sensie reforma rynku bilansującego, m.in. rozszerzenie uczestnictwa, skrócenie okresu rozliczeń i wzmocnienie produktów rezerwowych, sprzyja technologii gazowej w roli usługi systemowej. Jednak patrząc z innej strony, warunkiem jest zapewnienie, by jednostki gazowe były gotowe ekonomicznie i technicznie m.in. pod kątem częstych cykli rozruchów i zatrzymań pracy.
Unia Europejska daje zielone światło
W innych krajach europejskich elektrownie gazowe również mają się dobrze. W 2024 r. gaz stanowił 15,4 proc. miksu energetycznego, w Wielkiej Brytanii było to 31,2 proc., a we Włoszech – 37,4 proc. Te dane sugerują, że w warunkach zmieniającego się miksu i rosnącej wartości elastyczności, inwestycje w jednostki gazowe stają się coraz bardziej zasadnym wyborem. Potwierdzają to także rozstrzygnięcia aukcji mocy w Polsce, w wyniku których gaz ziemny zajmuje coraz większą część przyszłego miksu energetycznego w naszym kraju.
W regulacjach unijnych i polskich w ostatnich latach widać wyraźną zmianę podejścia do roli gazu w energetyce. UE i państwa członkowskie zaczynają dostrzegać, że gaz może pełnić funkcję technologii przejściowej w kierunku gospodarki niskoemisyjnej, choć pod bardzo ścisłymi warunkami. Kluczowym punktem jest unijne rozporządzenie o taksonomii, które przewiduje, że określone działania związane z gazem ziemnym (i energią jądrową) mogą zostać uznane za przejściowe i zyskać kwalifikację jako działalność zgodna z celami klimatycznymi, o ile spełnią rygorystyczne kryteria emisji i warunki techniczne (m.in. granica emisji, zastąpienie węgla, wdrożenie technologii CCS). W ten sposób regulacje UE odmrażają rolę gazu jako mostu technologicznego, co w polskich warunkach może być odczytywane jako sygnał wsparcia dla jednostek gazowych w elektroenergetyce.
Bezpieczeństwo dostaw – dywersyfikacja i własne wydobycie
Wydobycie własne – w kraju i za granicą (zwłaszcza w Norwegii, skąd surowiec przesyłany jest przez gazociąg Baltic Pipe) – oraz zdywersyfikowany portfel importowy to główne źródła gazu ziemnego odpowiadające na krajowy popyt. W 2024 r. gaz sprowadzony do Polski w postaci skroplonej pokrywał około jednej trzeciej zapotrzebowania. Terminal w Świnoujściu ma moc 8,3 mld m sześc., a w 2028 r. zostanie uruchomiony gazoport w Gdańsku, który doda kolejne 6,1 mld m sześc. To daje razem 14,4 mld m sześc. – zawarte przez Orlen kontrakty pozwolą wypełnić całą tę przepustowość.
Bezpieczeństwo energetyczne nie opiera się wyłącznie na imporcie. Orlen stawia na własne wydobycie. W 2024 r. grupa wyprodukowała 8,6 mld m sześc. gazu, co oznacza, że prawie połowa krajowego zapotrzebowania była pokrywana dzięki złożom w Polsce i Norwegii. Strategia Orlen 2035 zakłada dalszy wzrost produkcji – do 12 mld m sześc. rocznie. Z tego 6 mld m sześc. ma pochodzić z Norwegii, a 4 mld m sześc. z Polski. Analizowane są także możliwości rozwoju w Ameryce Północnej, gdzie działa już spółka Orlen Upstream Canada.
Wydobycie krajowe oraz to zlokalizowane w Norwegii jest dla Orlen kluczowe, gdyż zapewnia bezpieczeństwo dostaw – z jednej strony dostępność surowca, z drugiej – odpowiednią cenę. To właśnie cena surowców energetycznych przekłada się na koszty ponoszone przez firmy działające w danym kraju, a co za tym idzie – efektywność ekonomiczną jego gospodarki. Rosnące wydobycie z własnych zasobów zwiększa zatem dostęp do bezpiecznej i przystępnej kosztowo energii.
Orlen rozwija również technologie przyszłości – m.in. wychwyt i składowanie CO₂ (CCS) czy zielony wodór, który może być pomocny w efektywnym akumulowaniu energii elektrycznej. Upstream z technologią jego magazynowania może tu odegrać kluczową rolę. W dążeniu do osiągnięcia neutralności klimatycznej gaz będzie mógł pełnić funkcję paliwa pomostowego jeszcze przez wiele lat.
Powstające nowe bloki gazowe są projektowane w perspektywie wieloletniej z myślą o możliwości współspalania z gazem ziemnym biometanu lub wodoru. W konsekwencji, przy odpowiednim przygotowaniu technologii, gaz ziemny może działać nie tylko jako paliwo przejściowe, ale jako realny filar transformacji sektora elektroenergetycznego w Polsce, minimalizując ryzyka i maksymalizując korzyści dla systemu energetycznego i gospodarki.
Partner
