2025_wrapped, czyli mało słów, ale dużo danych na interaktywnych wykresach. Przedstawiamy najciekawsze trendy w elektroenergetyce z minionego roku oraz z ostatniej dekady. Nasze noworoczne podsumowanie to rozgrzewka przed publikacją pełnego raportu Transformacja energetyczna w Polsce. Edycja 2026, który ukaże się już wiosną oraz dodatek do publikowanego regularnie Miesięcznika Forum Energii.
Główne wnioski:
- Rekordowo niski udział węgla w krajowym miksie elektroenergetycznym – łączny udział węgla kamiennego i brunatnego w produkcji energii elektrycznej pierwszy raz w historii spadł poniżej 50% w czasie 6 miesięcy roku.
- Rekordowo wysoki udział OZE – w czerwcu 2025 r. źródła odnawialne po raz pierwszy wyprodukowały w ciągu miesiąca więcej energii elektrycznej niż źródła węglowe.
- Rekordowe ograniczanie generacji źródeł OZE – do systemu elektroenergetycznego nie trafiło 1,4 TWh energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych. To dwa razy więcej niż w roku 2024.
- W 2025 r. przybyło 0,6 GW mocy osiągalnych w lądowych farmach wiatrowych i osiem razy więcej (4,8 GW) mocy PV, przy czym są to głównie instalacje nieprosumenckie.
- Dominującym źródłem odnawialnym były farmy wiatrowe, które odpowiadały za 14,7% generacji.
https://flo.uri.sh/story/3495497/embed?auto=1
Powyższy wykres obrazuje dynamiczne zmiany generacji energii elektrycznej zachodzące w Polsce w ostatnich latach. Z animacji wykresu kołowego w przedziale czasowym od początku 2015 r. do końca 2025 r. wynika, że:
- rozwój OZE wyraźnie przyspieszył od 2021 r. – w minionym 2025 r. źródła odnawialne odpowiadały już za 31,5% produkcji energii,
- węgiel, który w 2015 r. odpowiadał za ponad 80% generacji, zalicza spadek udziału o 10,4 p.p. w ciągu sześciu lat (osiągając poziom 72,5% w 2021 r.), a następne cztery kolejne lata przynoszą dalsze spadki o kolejne 19,9 p.p. – do poziomu 52,6% w 2025 r.,
- w 2024 i 2025 r. największy wzrost udziału w miksie zanotowano dla gazu ziemnego (o ponad 2 p.p.) związany jest on m.in. z oddaniem do użytku nowych bloków na to paliwo latem 2024 r., a także dalszymi spadkami cen gazu na rynkach.
Zmiany generacji i zmiany mocy
Animacja nr 2 przedstawia zmiany struktury generacji energii elektrycznej w Polsce w podziale na poszczególne źródła.
Wykres 1 z 3 obrazuje zmiany generacji pomiędzy 2025, a 2024 r. Największe spadki można zauważyć w przypadku generacji energii elektrycznej z węgla brunatnego (spadek o 2,6 TWh w porównaniu z 2024 r.) oraz kamiennego (spadek o 1,8 TWh). Mniejsza była także generacja z lądowych farm wiatrowych (spadek o 1,1 TWh), pomimo nowych mocy zainstalowanych w tej technologii (więcej o tym w następnym rozdziale). Generacja z węgla była zastępowana energią z gazu oraz pracą PV. Ilość energii pochodzącej z gazu ziemnego przyrastała najszybciej.
Węgiel kamienny wciąż zajmuje pierwsze miejsce (57,3 TWh) pod kątem generacji energii elektrycznej w ciągu roku. Drugie przypada węglowi brunatnemu (33,5 TWh), co można zaobserwować na wykresie 2 z 3. Następne w kolejności są: gaz ziemny (24,3 TWh), wiatr onshore (23,6 TWh), oraz PV (20,5 TWh).
Następny wykres (3 z 3) przedstawia zmiany generacji na przestrzeni ostatniej dekady. Ostatni rok wpisuje się w trend panujący od lat – generacja energii elektrycznej z OZE oraz gazu ziemnego zastępuję generację z węgla.
https://flo.uri.sh/story/2768082/embed?auto=1
Następne wykresy obrazują sytuację mocy osiągalnych w Krajowym Systemie Energetycznym:
- wykres 1 z 4 – zmiany mocy osiągalnych pomiędzy rokiem 2025 a 2024,
- wykres 2 z 4 – poziom mocy osiągalnych na koniec 2025 r.,
- wykres 3 z 4 – przyrosty mocy osiągalnych wiatru na lądzie oraz PV w ostatniej dekadzie,
- wykres 4 z 4 – przyrosty różnych typów źródeł PV.
Największe przyrosty mocy zainstalowanych dotyczą fotowoltaiki. W 2025 r. przybyło 4,8 GW nowych mocy w instalacjach PV. Takie tempo przyrostu utrzymuje się średnio na poziomie zbliżonym do ubiegłorocznego już czwarty rok z rzędu. Przez pierwsze lata rozwoju instalacji PV w Polsce to prosumenci byli motorem napędowym wzrostów mocy. Sytuacja zmieniła się dopiero w połowie 2023 r. na korzyść nowych, większych instalacji nieprosumenckich (>50 kW). W 2025 r. za przyrost 3/4 nowych mocy PV odpowiadały już duże instalacje. W sumie z końcem 2025 r. 26,1 GW mocy osiągalnych w systemie pochodziło z fotowoltaiki.
Drugie z kolei pod względem przyrostu mocy zainstalowanych są lądowe farmy wiatrowe, których w minionym roku przybyło 0,6 GW, czyli osiem razy mniej niż źródeł fotowoltaicznych, i była to najniższa wartość od 2019 r. Łącznie z końcem 2025 r. w systemie było 11,3 GW mocy osiągalnych z lądowych farm wiatrowych.
Przybyło także 0,4 GW źródeł gazowych, z czego większość stanowią bloki kogeneracyjne. W sumie z końcem 2025 r. w systemie mocy osiągalnych z gazu ziemnego było 5,9 GW.
W 2025 r. przybyło również 0,4 GW mocy magazynów energii elektrycznej, z czego znaczną część stanowią instalacje prosumenckie. Ich łączna moc wynosi obecnie 0,6 GW i jest dziesięciokrotnie większa niż jeszcze dwa lata temu. Magazyny prosumenckie odpowiadają już za około jedną piątą całkowitej pojemności magazynów energii elektrycznej w Polsce, podczas gdy pozostała część przypada głównie na elektrownie szczytowo-pompowe wybudowane dekady lat temu.
https://flo.uri.sh/story/3501799/embed?auto=1
Generacja w miesiącach
Kolejny wykres przedstawia strukturę wytwarzania energii w poszczególnych miesiącach w ciągu ostatniej dekady. Warto zwrócić uwagę na:
- czerwiec 2025, kiedy udział źródeł odnawialnych w generacji osiągnął najwyższy historyczny wynik, tj. 45,6%, wyprzedzając węgiel (kamienny i brunatny) z najniższym udziałem w historii wynoszącym 42,3%; rekordową generację z OZE przypisuje wyjątkowo wysokiej jak na czerwiec wietrzności (dwa razy więcej energii z wiatru niż w 2024 r.) oraz rekordowej produkcji z fotowoltaiki,
- kwiecień–październik 2025, kiedy to udział generacji energii elektrycznej z węgla kamiennego utrzymywał się pierwszy raz w historii na poziomie mniejszym niż 50% lub niewiele większym,
- luty 2025 z najwyższą generacją energii z paliw kopalnych i najniższą generacją OZE od listopada 2022 r., głównie ze względu na wyjątkowo małą jak na luty generację farm wiatrowych (dwa razy mniej niż w 2024 r.).
https://flo.uri.sh/story/2772169/embed?auto=1
Kolejny wykres przedstawia generację energii elektrycznej z poszczególnych źródeł w kolejnych miesiącach w ciągu ostatniej dekady. Pierwsze trzy wykresy przedstawiają zagregowane wartości odpowiednio dla węgla (kamiennego i brunatnego), gazu z innymi paliwami kopalnymi oraz OZE. Wykres ustawiono w sposób ukazujący wyłącznie generację w latach 2025, 2024 oraz 2015.
Pozostałe wykresy (4–9) przedstawiają miesięczną generację od 2015 r. z podziałem na źródła.
https://flo.uri.sh/story/2767695/embed?auto=1
Produkcja energii elektrycznej z węgla w 2025 r. była niższa od marca do grudnia niż w 2024 r. Warto jednak zwrócić uwagę czerwiec, czyli miesiąc, w którym generacja z OZE była wyjątkowo ponad normę. W tym miesiącu obserwuje się największy spadek r/r generacji z węgla.
Generacja z gazu była w 2025 r. większa w każdym miesiącu niż w roku poprzedzającym, fotowoltaika skończyła rok aż z jedenastoma rekordowymi miesiącami, a wiatr na lądzie z sześcioma.
Wykorzystanie mocy
Osiem odsłon kolejnego wykresu obrazuje współczynniki wykorzystania mocy osiągalnej w poszczególnych źródłach.
Współczynnik ten (ang. Capacity Factor) to stosunek energii elektrycznej faktycznie wytworzonej przez źródło energii w danym okresie (np. w ciągu roku) do energii, którą źródło mogłoby wytworzyć, gdyby pracowało nieprzerwanie z pełną mocą osiągalną przez ten sam okres.
Współczynnik wykorzystania mocy z elektrowni na gaz ziemny ma dużo większą dynamikę dobową (wykres 1 z 8). To efekt ich większej elastyczności niż elektrowni węglowych, czyli zdolności do dopasowania swojej produkcji do sytuacji panującej w systemie. Obserwowana dolina w środku dnia, będąca efektem wpływu generacji źródeł PV na system elektroenergetyczny, jest głębsza w miesiącach letnich i płytsza w zimowych (wykres 2 z 8). Profile pracy źródeł konwencjonalnych są dziś diametralne różne niż te obserwowane jeszcze pięć lat temu (wykresy 3–5).
https://flo.uri.sh/story/2767596/embed?auto=1
Kategoryzacja wybranych bloków obrazowanych na wykresach:
- przemysłowe: EC Włocławek, EC Płock,
- nowe (powstałe po 2010 r.): Bełchatów (B14), EC Stalowa Wola, EC Żerań 2, Gryfino (B9, B10), Jaworzno 2 (B7), Kozienice 2 (B11), Opole (B5, B6), Turów (B11),
- klasa 120: Adamów (B1–B5), Łagisza (B5–B7), Łaziska 2 (B1, B2), Siersza (B3-B6), Stalowa Wola 3 (B7–B8),
- klasa 200: Dolna Odra (B1–B8), Jaworzno 3 (B1–B6), Kozienice 1 (B1–B8), Łaziska 3 (B9-B12), Ostrołęka B (B1-B3), Pątnów 1 (B1-B6), Połaniec (B1-B7), Rybnik (B1-B8), Turów (B1-B10),
- klasa 360: Bełchatów (B1-B12), Opole (B1-B4),
- inne: Chorzów (B1, B2), EC Rzeszów (B1), EC Wrotków (B1), EC Zielona Góra (TG), Karolin (B2-B3), Katowice (B1), Katowice 2 (B9-B10), Kraków Łęg (B1-B4), Łagisza (B10), Łódź 4 (B3), Pątnów (B9), Połaniec 2 (B9), Siekierki *B7-B10), Siersza (B1, B2), Skawina (Tg3, Tg5, Tg6), Wrocław (B2, B3).
.
Generacja w godzinach
Generację z węgla coraz częściej zastępuje generacja z OZE – wraz z przyrastaniem nowych mocy źródeł odnawialnych. W 2025 r. fotowoltaika wyprodukowała łącznie 20,5 TWh, zapewniając tym samym pokrycie 11,9% rocznego zapotrzebowania na energię elektryczną, a źródła wiatrowe 23,6 TWh, pokrywając 13,7%.
Poniższy zestaw wykresów przedstawia średnią dobową generację z danego źródła w każdej godzinie w poszczególnych miesiącach. Innymi słowy, wykresy (1–6) przedstawiają typowy dzień danego miesiąca 2025 r.:
- wykres 1 z 6 to średnia generacja z PV, nie jest więc zaskoczeniem, że najwyższa produkcja przypada na środek dnia w miesiącach letnich,
- odwrotność tej sytuacji obserwujemy na wykresach 2 z 6 oraz 3 z 6 – wykorzystanie węgla kamiennego i brunatnego jest mniejsze, kiedy fotowoltaika pracuje na najwyższych obrotach,
- niska praca źródeł gazowych w miesiącach letnich (wykres 4 z 6) związana jest z faktem, że źródła gazowe w Polsce to głównie elektrociepłownie, których profil produkcji zależy od zapotrzebowania na ciepło.
https://flo.uri.sh/story/2760063/embed?auto=1
Redysponowanie nierynkowe – curtailment
Polskiemu systemowi elektroenergetycznemu brakuje elastyczności, czyli zdolności nagłego zmniejszania i zwiększania mocy. To konsekwencja struktury miksu wytwórczego, który w znacznej części składa się ze starych (średnio 40-letnich) elektrowni węglowych, kilku gigawatów nowszych mocy węglowych oraz dynamicznie przyrastających mocy gazowych. Poza elastycznymi mocami gazowymi system ma ogromny apetyt na indywidualne lub wielkoskalowe magazyny energii (te dopiero zaczynają się rozwijać). Szansą jest także wykorzystanie potencjału elastyczności innych lub bezpośrednio u odbiorców dzięki taryfom dynamicznym (więcej na ten temat piszemy w raporcie: Taryfy dynamiczne. Jak obniżyć rachunki za prąd?)
Gdy system jest nieelastyczny i nie jest w stanie zaobserwować zmiennej produkcji z OZE, dochodzi do nierynkowego redysponowania (tzw. curtailmentu), czyli ograniczania produkcji źródeł OZE i… marnowania energii. W 2025 r. do sieci nie trafiło o dwukrotnie więcej energii niż w roku 2024. Blisko 1,4 TWh (wykres 1 z 4), z czego 97,8% energii utraconej, wynikało z przyczyn bilansowych, za pozostałą część odpowiadały kwestie sieciowe.
Kolejny wykres (2 z 4) pokazuje wolumen energii, jaki nie został skonsumowany, w podziale na godziny i miesiące. Zauważyć można, że największy curtailment następuje w miesiącach letnich w środku dnia ze względu na niezdolność KSE do zaabsorbowania energii z fotowoltaiki.
Do miesięcznych rekordów dochodziło w czasie niemal wszystkich miesięcy (poza majem), co obrazuje wykres 3 z 4.
Wykres 4 z 4 obrazuje natomiast, jak częstym zjawiskiem w Polsce jest curtailment. Dochodzi do niego podczas 1/3 godzin niemal każdego miesiąca w roku. Rekordowym miesiącem pod tym względem był kwiecień 2025 r., w którym operator skorzystał z tego narzędzia w czasie 2/3 godzin w miesiącu.
https://flo.uri.sh/story/3499907/embed?auto=1
Rynek energii – spot
Efekt pracy instalacji PV widoczny jest także wyraźnie w cenach spotowych energii elektrycznej, czyli na Rynku Dnia Następnego.
Poniższy wykres przedstawia średnie miesięczne ceny w danej godzinie w roku 2025. W okresie letnim można było zaobserwować tzw. krzywą kaczki – efekt zmian cenowych, których wykres wyglądem przypomina nieco kształt kaczki. Po raz pierwszy średniomiesięczne ceny w środku dnia zbliżyły się do poziomu poziom 0 zł/MWh, w czerwcu nawet go przebijając, umożliwiając m.in. gospodarstwom domowym z taryfami dynamicznymi znaczne obniżenie swoich rachunków.
Dzięki dużej produkcji ze źródeł fotowoltaicznych w ciągu letnich dni, a także mniejszego zapotrzebowania na energię w tym czasie, ceny na giełdzie wyraźnie spadły. Sytuacja gwałtownie zmieniała się jednak po zachodzie słońca – kiedy źródła słoneczne wygasały, a zapotrzebowanie na energię rosło. Wówczas pracę zaczynały nieelastyczne i drogie elektrownie węglowe, a w efekcie ceny energii elektrycznej na giełdzie gwałtownie rosły.
Pora jesienno-zimowa (wykres 2 z 6) przynosiła już spokojniejsze profile (tzw. krzywa słonia) o mniejszych wahaniach dobowych i wyższej średniej cenie.
Wykres 3 z 6 pokazuje wszystkie miesiące w minionym roku, pozwalając na porównanie słonia i kaczki, a wykres 4 z 6 profile cen w miesiącach w latach 2023–2025.
Nierynkowe redysponowanie nie jest jedynym symptomem braku elastyczności polskiego systemu elektroenergetycznego. Zanim dojdzie do curtailmentu, działają mechanizmy rynkowe: na rynku dnia następnego cena godzinowa wynika z dopasowania ofert kupna i sprzedaży, a w sytuacji nadpodaży może spaść ona poniżej zera. Dzieje się tak w szczególnych godzinach, gdy jednocześnie występują duże wolumeny generacji OZE (np. z fotowoltaiki), niskie zapotrzebowanie na energię oraz ograniczona elastyczność po stronie podaży (minima techniczne, ograniczenia rampingu, koszty odstawienia i ponownego uruchomienia, praca wymuszona), przy niewystarczających możliwościach absorpcji nadwyżki przez popyt elastyczny, magazyny lub eksport.
W 2025 r. w Polsce wystąpiło blisko 400 godzin (wykres 5 z 6), w których ceny znajdywały się poniżej zera – to dwa razy więcej niż w 2024 r. Najniższa średnioważona cena wyniosła -528 zł/MWh podczas czerwcowego popołudnia i była to najniższa cena w historii (wykres 6 z 6).
https://flo.uri.sh/story/2773071/embed?auto=1
Udziały OZE w generacji energii elektrycznej
Dokonane w ciągu ostatnich 10 lat inwestycje w źródła odnawialne, nawet pomimo blokady wiatru na lądzie w postaci zasady 10H, a obecnie zasady 700 m i opóźnień w wydawaniu ocen i pozwoleń, doprowadziły do znaczącej zmiany polskiego sektora elektroenergetycznego. Wykres poniżej przedstawia uporządkowany godzinowy udział OZE w generacji energii elektrycznej, czyli udziały posortowane od największego do najmniejszego w każdym roku.
W 2015 r. udział OZE w całkowitej generacji energii elektrycznej przekroczył 1/3 jedynie podczas 25 godz. w całym roku. W 2025 r. tych godzin było blisko 3400 (uwaga: wartość 1/3 jako punkt porównania została wybrana przez nas po to, aby łatwiej można było zaobserwować tempo zmian).
Jeżeli chodzi o maksymalne wartości udziałów (wykres 1 z 2), w 2019 r. było to 38%, za to w 2025 r. wartość ta była już niemal dwukrotnie wyższa i wyniosła 73%.
https://flo.uri.sh/story/2767961/embed?auto=1
Zastrzeżenie: raport zawiera wstępne szacunkowe dane dotyczące mocy osiągalnych i generacji w listopadzie i grudniu. Będą one stopniowo aktualizowane w najbliższych tygodniach.
Autorzy opracowania
Autor opracowania: Jędrzej Wójcik, Redakcja: Julia Zaleska
Źródło: Forum Energii
