Za 10 lat nie poznamy polskiej energetyki

Najbliższa dekada przyniesie stopniową zmianę struktury wytwarzania energii elektrycznej w Polsce. Uruchamiane będą nowe farmy wiatrowe na lądzie i na morzu, duże instalacje fotowoltaiczne oraz bloki gazowe. Pojawią się duże magazyny energii, a sieć przesyłowa będzie sukcesywnie rozbudowywana, aby móc przyjmować większą liczbę przyłączeń i przesyłać energię między regionami, w których będzie wytwarzana (głównie na północy), a tymi, gdzie zapotrzebowanie będzie największe (czyli na południu). Symbolicznym końcem etapu będzie uruchomienie elektrowni jądrowej. Ma powstać system, który produkuje energię z wielu źródeł, pracuje stabilniej i lepiej odpowiada na rosnące potrzeby odbiorców, jednocześnie obniżając rachunki za prąd.

Według danych Eurelectric, europejskiego stowarzyszenia operatorów sieci przesyłowej, od 1 stycznia do 9 listopada 2025 r. w Polsce wyprodukowano ok. 142 TWh energii elektrycznej. Wciąż najwięcej dostarczyły elektrownie węglowe, które odpowiadają za 72,67 TWh (ok. 51 proc. całej produkcji). Mimo stopniowego ograniczania pracy najstarszych bloków węgiel pozostaje podstawą polskiego systemu, szczególnie w okresach dużego zapotrzebowania i słabego wiatru. Farmy wiatrowe wyprodukowały 21 TWh (15 proc.), co potwierdza stabilny wzrost tej technologii. Niewiele mniej dostarczyła fotowoltaika – 19,37 TWh (ok. 13,6 proc.). W najbardziej nasłonecznionych miesiącach produkcja z PV chwilami nawet przewyższała pracę dużych elektrowni konwencjonalnych. Gaz ziemny odpowiada za 19,85 TWh (ok. 14 proc.). Jego rola jest przede wszystkim stabilizacyjna, bloki gazowe mogą szybko zwiększać i zmniejszać moc, co jest potrzebne w systemie z dużą liczbą źródeł zależnych od pogody. Biomasa dostarczyła 6,88 TWh (ok. 4,8 proc.), a elektrownie wodne 2,25 TWh (ok. 1,6 proc.).

Więcej energii z gazu i OZE

Co nas czeka? Dane o datach uruchomienia instalacji gromadzą Polskie Sieci Elektroenergetyczne, operator krajowego systemu przesyłu. Zgodnie z planem jeszcze w tym roku uruchomiona zostanie należąca do Energi z Grupy ORLEN elektrownia gazowa w Ostrołęce o mocy 782 MW.

Od 2026 r. zauważalnie zacznie rosnąć liczba dostępnych mocy wytwórczych. W wielu przypadkach nowe elektrownie gazowe budowane są w miejsce starych jednostek węglowych, dzięki czemu można było wykorzystać istniejącą infrastrukturę. W przyszłym roku ma ruszyć gazowa jednostka w Grudziądzu o mocy 874 MW należąca do Energi czy blok gazowy PGE w Rybniku o mocy nieco ponad 1 GW. Do użytku zostanie oddane kilkaset megawatów mocy z lądowych farm wiatrowych i fotowoltaiki zawodowej, m.in. projekt PV Baczyna o mocy 40 MW należący do spółki Enea Nowa Energia. Również w przyszłym roku ma popłynąć prąd z pierwszych wiatraków morskiej farmy Baltic Power, wspólnego projektu ORLEN i Northland Power. Farma ta będzie wyposażona w turbiny o mocy 15 MW; docelowo ma osiągnąć 1,14 GW.

W 2028 r. mają zacząć działać kolejne duże morskie farmy wiatrowe, tym razem Polenergii, największego prywatnego koncernu energetycznego w Polsce. W I półroczu ruszy projekt Bałtyk 2, a w II półroczu – Bałtyk 3. Są to dwa bliźniacze projekty, oba składające się z 50 turbin o łącznej mocy 720 MW.

Według ekspertów Polskiego Instytutu Ekonomicznego w 2029 r. polscy energetycy będą mieli do dyspozycji już 4,3 GW mocy z magazynów energii. Będzie to nieoceniona ulga dla systemu z coraz szybciej rosnącym udziałem OZE.W tym roku największym projektem offshore najprawdopodobniej okaże się Baltica 3 PGE o mocy 1 GW, do systemu przyłączone zostanie także ponad 500 MW z zawodowych farm słonecznych. Jednocześnie będą postępować inwestycje w energetykę gazową – władze Grupy Enea podtrzymują, że w latach 2029–2030 będą oddawane jednostki w Kozienicach.

W latach 2031–2035 kluczowym obszarem inwestycyjnym pozostaną morskie farmy wiatrowe na Bałtyku. Przykładowo projekt Baltica 1 (PGE Baltica) o mocy 0,9 GW otrzymał decyzję środowiskową i może wejść w fazę realizacji, a jego uruchomienie jest planowane do końca 2032 r. Inwestorzy, np. ORLEN, zakładają budowę portfela morskich farm o mocy kilku gigawatów do 2035 r. Rozwijane będą także inne technologie: wielkoskalowa fotowoltaika, wiatr na lądzie, zaawansowane magazyny energii oraz jednostki gazowe. Strategia ORLEN wskazuje na instalację magazynów energii o mocy 1,4 GW, obsługujących setki tysięcy gospodarstw domowych. W tym samym czasie inwestycje w segmencie gazowym umożliwią utrzymanie stabilności systemu przy coraz większym udziale zmiennej produkcji OZE.

Prognoza na 2035 r. zakłada, że krajowy system elektroenergetyczny będzie oparty przede wszystkim na źródłach odnawialnych, z rosnącą rolą energetyki morskiej. Elektrownie wiatrowe na morzu i lądzie dostarczą ponad połowę krajowej produkcji energii.

Według harmonogramu rządowego pierwsza polska elektrownia jądrowa zacznie pracę w połowie następnej dekady. Budowa ma formalnie rozpocząć się w 2028 r., wraz z tzw. pierwszym betonem jądrowym. Zakończenie prac przy pierwszym bloku zaplanowano na 2035 r., w 2036 r. ma on rozpocząć komercyjną pracę. Kolejne jednostki będą oddawane stopniowo, w latach 2037–2038, natomiast pełna dyspozycyjność całej elektrowni przewidywana jest na 2039 r. Polska zyska stabilne, bezemisyjne źródło energii, które stanie się jednym z głównych elementów systemu.

Bez nowych linii prąd nie popłynie

Najbliższe lata to także modernizacja sieci i porządkowanie zasad, od których zależy tempo przyłączania nowych mocy. Sieć przesyłowa jest wzmacniana tak, aby mogła odbierać rosnące ilości energii z północy i zachodu kraju, gdzie powstaje najwięcej projektów wiatrowych. Wiąże się to m.in. z budową kolejnych linii 400 kV, rozbudową stacji transformatorowych i pierwszymi przygotowaniami pod połączenia prądu stałego na linii północ–południe.

Jedną z najważniejszych inwestycji sieciowych, jakie PSE planuje na tę dekadę, jest budowa infrastruktury niezbędnej do przyłączenia i wyprowadzenia mocy z elektrowni jądrowej. Pierwsza faza, obejmująca przyłączenie pierwszego bloku, zakłada budowę stacji 400 kV na Pomorzu Gdańskim (EJ1), która będzie bezpośrednim punktem podłączenia elektrowni do krajowego systemu. Z EJ1 poprowadzona zostanie linia 400 kV do stacji Choczewo. Równolegle powstaną kolejna stacja 400 kV, na zachód od Trójmiasta (DSC), i nowe linie. Druga faza, czyli przyłączenie dwóch kolejnych bloków, wymaga dalszej rozbudowy. Planowana jest budowa linii i stacji 400 kV w rejonie Konina (GNA). Łączne nakłady inwestycyjne wyniosą ok. 4,3 mld zł. Bez nowej infrastruktury przesyłowej energia z elektrowni jądrowej nie mogłaby trafić do odbiorców.

Możemy się też spodziewać radykalnego przyspieszenia inwestycji w sieć dystrybucyjną (z niższym napięciem, do odbiorców końcowych). W ramach Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności (KPO) cztery główne spółki dystrybucyjne: Tauron Dystrybucja, Enea Operator, PGE Dystrybucja oraz Energa Operator otrzymają miliardy na modernizację i rozwój sieci. Tauron Dystrybucja pozyska ok. 15,87 mld zł, Enea Operator prawie 10 mld zł, PGE Dystrybucja ok. 13,2 mld zł, a Energa Operator 9,4 mld zł. Środki te mają formę pożyczek preferencyjnych z Banku Gospodarstwa Krajowego. W planach są m.in.: automatyzacja sieci dystrybucyjnych, budowa i modernizacja stacji transformatorowych, rozwój infrastruktury teletransmisyjnej w standardzie MPLS, wdrożenie inteligentnych liczników oraz systemów zarządzania energią. W Polsce sieci często mają już kilkadziesiąt lat i projektowane były na potrzeby modelu, który opierał się na przesyle energii od wytwórcy do odbiorcy. W przyszłości system stanie się zdecentralizowany wraz z rozwojem energetyki rozproszonej oraz prosumenckiej, role wytwórcy i odbiorcy energii będą się zacierać.

Już teraz gospodarstwa domowe produkują znaczną część energii z instalacji fotowoltaicznych. Coraz częściej inwestorzy decydują się nie tylko na panele, lecz także na magazyny energii. To odciąża lokalne sieci i zwiększa wykorzystanie energii na miejscu. Taki model ma być coraz popularniejszy, szczególnie tam, gdzie sieć niskiego napięcia jest już mocno obciążona. Zgodnie z założeniami rządowymi w Polsce do 2030 r. może funkcjonować ok. 2 mln prosumentów – pod koniec 2024 r. było ich 1,5 mln.

Pożegnanie z węglem

Udział bloków węglowych w miksie energetycznym będzie spadać, otwarte pozostaje pytanie o tempo tego procesu. Duże koncerny energetyczne, które nadal mają szereg elektrowni węglowych, stawiają sprawę jasno, że ich nadrzędnym celem jest utrzymanie rentowności działalności. Przykładem może być Tauron, który komunikuje otwarcie, że choć zamykanie kopalń i elektrowni ma się odbywać sprawiedliwie oraz z poszanowaniem interesów pracowników, to nie ma on zamiaru narażać akcjonariuszy na straty.

Głównym czynnikiem decydującym o tym, jak szybko Polska pożegna się z węglem, były negocjacje z Komisją Europejską o przedłużeniu mechanizmu rynku mocy do 2028 r. W dużym uproszczeniu system ten polega na dopłacaniu do nierentownych, starych bloków nie tyle za wyprodukowaną energię, ile za samą gotowość do jej wytworzenia w razie potrzeby. Bruksela zgodziła się na propozycję Warszawy, w związku z czym z węglem będziemy żegnać się wolniej: obecnie łączna moc elektrowni węglowych to ok. 20 GW, a dzięki systemowi wsparcia do 2030 r. spadnie ona do ok. 18 GW. W 2032 r. ich łączna moc osiągnie ok. 15 GW, a w 2035 r. – już tylko ok. 10,5 GW.

Kierunek zmian jest jasny.

Czytaj więcej w dodatku DGP | Kluczowe inwestycje dla Polski