Ile węgla, ile gazu w bilansowaniu krajowego systemu energetycznego w perspektywie 2040 r.? Potrzeba dwóch filarów stabilności systemu

Wziąwszy pod uwagę ryzyko dostępności paliwa gazowego z importu i jego ceny, które wynikają z eskalacji konfliktów regionalnych, doktrynalnym założeniem polityki energetycznej Państwa powinno być bilansowanie krajowego systemu, w okresach niedostępności energii ze źródeł pogodozależnych, w oparciu o węgiel i gaz. Mniej więcej proporcjonalny udział tych paliw w zapełnieniu luki mocowej i bilansowaniu systemu, aż do włączenia do sieci pierwszej elektrowni jądrowej – winien zapewnić niezależność energetyczną i odporność na kryzysy energetyczne.

W nowy 2026 r. światowa gospodarka weszła z rocznym bilansem skutków rządów Donalda Trumpa w USA i Komisji Europejskiej pod przywództwem Ursuli von der Leyen w UE. O ile w przypadku prezydenta USA oznaczało to wycofanie, już na początku 2025 r., z paryskiego porozumienia klimatycznego, to Komisja Europejska (KE) podtrzymała realizację dotychczasowej polityki klimatycznej wynikającej z Zielonego Ładu oraz szczegółowych celów wynegocjowanych w pakiecie regulacji Fit for 55. Co więcej, 26 lutego 2025 r. Komisja przedstawiła dokument Clean Industrial Deal, w którym zapowiedziała kontynuację polityki zielonego ładu dla całego europejskiego przemysłu. Co prawda zapowiedziano tam, jako efekt Raportu Mario Draghi, szereg przedsięwzięć umożliwiających obniżenie cen energii i odbudowę konkurencyjności przedsiębiorstw produkujących na rynki światowe, ale szczegółowe instrumenty wymagają dalszego dopracowania. Na koniec 2025 r., w konkluzjach z 10 grudnia, Rada Europejska przyjęła 90% cel pośredni redukcji emisji dwutlenku węgla w 2040 r., w odniesieniu do 1990 r. Szczegółowe wytyczne dotyczące osiągnięcia 90% celu pośredniego zostaną ustalone w akcie europejskiego prawa o klimacie. W tym samym porozumieniu odroczono o jeden rok, z 2027 r. na 2028 r., wejście w życie systemu handlu emisjami ETS2 – obejmującego emisje z transportu i ogrzewania budynków.

Polska sprawowała przewodnictwo w Radzie UE w I półroczu 2025 r. Zgodnie z deklaracją Rządu: Celem naszego przewodnictwa będzie zapewnienie Europie szeroko rozumianego bezpieczeństwa – przede wszystkim militarnego, wewnętrznego, ekonomicznego, energetycznego, informacyjnego, żywnościowego i zdrowotnego. Bezpieczeństwo energetyczne wymienione pośród celów, a biorąc pod uwagę m.in. incydenty naruszenia przestrzeni powietrznej Polski i innych krajów UE przez drony ze strony Rosji, dodatkowo wzmocnione przez elementy suwerenności i odporności na wypadek kryzysów, stanowiło trzon polityki europejskiej w tym okresie. Przełożyło się to m.in. na dalszym uniezależnianiu się od importu surowców energetycznych z kierunku rosyjskiego.

W pierwszej połowie 2025 r. trwały prace nad wnioskami z publicznych konsultacji Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu (KPEiK), w wersji ogłoszonej w październiku 2024 r. Dokument ten wymagany jest na mocy rozporządzenia Parlamentu i Rady UE w sprawie zarządzania unią energetyczną z 11 grudnia 2018 r. W rezultacie, w lipcu 2025 r., Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ) przedstawiło kolejną wersję KPEiK ze skorygowanymi (opóźnionymi) harmonogramami wprowadzenia energetyki jądrowej, ale zwiększonymi celami klimatycznym. Dalszą pracę nad projektem powierzono nowo utworzonemu Ministerstwu Energii (ME). W wyniku tych prac, w grudniu 2025 r., Minister Energii opublikował swój projekt [1], przekazując go jednocześnie pod obrady Rady Ministrów. Projekt ten zakłada istnienie dwóch scenariuszy rozwoju i związanych z nimi wskaźników redukcji emisji, udziału źródeł odnawialnych w krajowym miksie i wzrostu efektywności – scenariusza istniejących polityk (WEM) i scenariusza dodatkowych działań (WAM). Rzeczywista realizacja celów klimatycznych mieścić się winna pomiędzy wskaźnikami założonymi w tych scenariuszach (wkład Polski w realizację polityki europejskiej zadeklarowany został w przedziałach).

W 2025 r. trwały konsultacje w sprawie aktualizacji dokumentu „Program polskiej energetyki jądrowej”, a jednocześnie prowadzono intensywne negocjacje w celu notyfikacji pomocy publicznej dla budowy pierwszej elektrowni jądrowej w Choczewie-Kopalinie. 18 grudnia 2025 r. Komisja Europejska wydała decyzję otwierającą poszerzone postępowanie w sprawie przyznania pomocy publicznej dla pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce, potwierdzając tym samym jej niezbędność do dalszej realizacji projektu budowy pierwszej polskiej elektrowni jądrowej.

W grudniu tegoż roku Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) przeprowadziły ostatnią już aukcję podstawową na świadczenie usługi mocowej dla Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) z dostawą na 2030 r. W wyniku rozstrzygnięcia zakontraktowano 6,9 GW nowych mocy i uzyskano najwyższą z dotychczasowych cenę 465 zł/kW/r. W aukcji tej zakontraktowano min. na okres 15 lat usługę mocową z trzech nowych elektrowni gazowych, w cyklu otwartym (OCGT), o mocy 600 MW każda (Dolna Odra Gryfino, Rybnik, Jaworzno) oraz zawarto 5-letnie kontrakty dla trzech modernizowanych węglowych bloków 200 MW w Elektrowni Połaniec. Łączna wielkość zakontraktowanych dotychczas mocy na 2030 r. wynosi 21755 MW.

Jednocześnie 18 grudnia Prezes URE ogłosiła wyniki aukcji na energię elektryczną z morskich farm wiatrowych. Zakontraktowano łącznie 3435 MW mocy, w trzech farmach: 1) 476,88 zł/MWh – Morska Farma Wiatrowa Baltic East, 2) 489,00 zł/MWh – MFW Baltica 9, 3) 492,32 zł/MWh – MFW Bałtyk I. Dostawa energii elektrycznej planowana jest na grudzień 2032 r.

Rozstrzygnięte aukcje na budowę morskich farm wiatrowych, coraz klarowniejsza wizja finansowania budowy pierwszej elektrowni jądrowej, a także istotny wzrost generacji energii elektrycznej ze źródeł gazowych, wskazują na nieuchronny spadek znaczenia węgla kamiennego i brunatnego w krajowym miksie. Niemniej ryzyko prowadzenia procesu inwestycyjnego, szczególnie w nieznanych w uwarunkowaniach krajowych technologiach, jak energetyka jądrowa, czy morskie farmy – nakazuje utrzymanie pełnej rezerwy mocy w istniejących technologiach i zdolnościach wytwórczych, aż do czasu uzyskania pewności zasilania z nowych źródeł. W technologiach wytwórczych sterowalnych dysponować możemy źródłami węglowymi i gazowymi.

Poniżej podjęto próbę oceny realności założeń opublikowanego Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu, w szczególności w kontekście harmonogramu zastępowania paliw kopalnych źródłami odnawialnymi i energetyką jądrową, a także przejściowo gazem. Celem analizy jest próba oszacowania w jakim stopniu bilansowanie krajowego systemu energetycznego może być oparte o importowany gaz, a w jakim stopniu należy wykorzystać krajowy węgiel i istniejące elektrownie węglowe?

Miks energetyczny w projekcie KPEiK, a prognozy PSE

Prace nad korektą KPEiK, począwszy od projektu opublikowanego w październiku 2024 r., poprzez poprawioną po publicznych konsultacjach lipcową wersję MKiŚ i projekt z grudnia 2025 r. autorstwa ME, skutkowały trzema prognozami miksu energetycznego i związanego z nim programu inwestycyjnego. Zaznaczyć należy, że wersja grudniowa jest ciągle tylko projektem, który może ulec zmianie w wyniku prac w Radzie Ministrów. W ostatnim projekcie wyraźnie zarysowano dwa scenariusze rozwoju: istniejących polityk (WEM) i dodatkowych działań (WAM) i wynikające z nich wskaźniki redukcji emisji, udziału OZE i wzroście efektywności.

Porównanie trzech projektów w scenariuszu WAM wskazuje na istotne korekty jakich dokonano w prognozowaniu na zapotrzebowanie na energię elektryczną w 2040 r., gdzie zmniejszono przewidywania pomiędzy projektem z X 2024, a projektem z XII 2025 z 307 TWh do 270 TWh, czyli o 37,4 TWh. Ponadto w strukturze miksu energetycznego w 2040 r. zmniejszona została generacja węglowa z 4,1 TWh do zera, a generacja gazowa zwiększyła się z 9,9 TWh do 15,8 TWh. Największa generacja oparta o paliwa gazowe występuje we wszystkich projektach w 2030 r. i wynosi kolejno 30,8 TWh, 41,6 TWh, 34,6 TWh. W miksie mocy w 2040 r. widoczny jest wzrost ze 135,7 do 154,0 GW, czyli z jednej strony maleje prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną, a z drugiej rośnie prognoza wielkości mocy zainstalowanej w KSE. To oznacza wprost, że obniża się jednostkowe wykorzystanie mocy nowych jednostek wytwórczych co naraża inwestorów na koszty osierocone. Szczegółowa analiza miksu mocy wskazuje na obniżenie prognoz mocy w 2040 r. z następujących technologiach: fotowoltaika – z 51,2 GW do 43,0 GW, morskie farmy wiatrowe – z 18,0 GW do 16,1 GW, lądowe farmy wiatrowe – z 34,6 GW do 28,8 GW. Zwiększeniu uległy natomiast moce zainstalowane w najdroższych technologiach: energetyce jądrowej – z 3,5 GW do 5,9 GW, magazynach energii – z 8,5 GW do 19,1 GW i jednostkach szczytowych (głównie gaz) – z 7,0 GW do 11,4 GW.

Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2025-2034 PSE (PRSP) [2], wskazuje, że zapotrzebowanie netto na energię elektryczną w 2040 r., w scenariuszu dynamicznej transformacji, wniesie ok. 235 TWh. W scenariuszu bazowym zapotrzebowanie szacowane jest na 215 TWh netto. Zwrócić należy uwagę na różnię pomiędzy wartościami netto i brutto, przyjętymi odmiennie w planowaniu PSE i w pracach nad KPEiK, co powoduje pewne trudności interpretacyjne i porównawcze. Jednocześnie sporządzono prognozę zapotrzebowania na moc szczytową KSE, która rośnie do wielkości 37 GW w 2040 r. (rys. 1)

Rys. 1. Prognozowane zapotrzebowanie szczytowe na moc KSE [GW]

Źródło: Dane PSE

Ocena wystarczalności zasobów na poziomie krajowym 2025-2040 (NARRA) [3], wymagana prawem energetycznym, przedstawia analizę zdolności zasilenia krajowego systemu w energię elektryczną zgodnie ze standardami europejskimi i wynikające z niej wskaźniki (m.in. wskaźnik LOLE – łączny czas niedostarczenia energii w ciągu okresu). Pożądana wartość wskaźnika LOLE powinna być mniejsza niż 3 godz. w ciągu roku. Dla przygotowania analizy wystarczalności sporządzona została ankieta dostępności istniejących jednostek wytwórczych w całym okresie, z uwagi na ich stan techniczny, planowane odstawienia i rentowność na rynku energii. Z ankiety wynika istotne obniżenie mocy wytwórczych już od 2028 r., po zakończenie wsparcia z rynku mocy dla jednostek węglowych i praktycznie ich całkowite odstawienie (poza jednostkami klasy 1000 MW posiadających kontrakty wieloletnie).

Analizę przeprowadzono dla scenariusza bazowego i scenariusza z dodatkowym mechanizmem zdolności wytwórczych, zakładającym wynagrodzenie dla tych jednostek, które nie będą rentowne na rynku energii. Wyniki analizy wskazują na niedotrzymanie wskaźnika LOLE już po 2028 r. dla scenariusza bazowego. Dla scenariusza z dodatkowym mechanizmem wskaźnik może być dotrzymany przy zapewnieniu dodatkowego wynagradzania zarówno dla istniejących bloków, głównie węglowych, jak i nowych mechanizmów dla jednostek regulacyjnych, które należy wybudować. Niestety aktualnie brakuje informacji o tym jakie, dla jakich jednostek i na jakich warunkach takie wsparcie będzie przygotowane.

Ryzyko luki mocowej w krajowym systemie

Kolejne projekty KPEiK oraz dokumenty prognostyczne PSE zawierają nieco inne założenia oraz inne wyniki modelowania miksu mocowego i wytwarzanej energii elektrycznej. W projekcie KPEiK z grudnia 2025 r. prognozuje się produkcję energii elektrycznej w scenariuszu WAM 270,5 TWh brutto (w scenariuszu WEM 249,2 TWh brutto), podczas gdy w prognozach PSE, wariant bazowy to 215 TWh netto. Ubruttawiając ekspercko wielkość produkcji wg. PSE otrzymuje się tylko ok. 235 TWh. Różnica ok. 35 TWh dla WAM (lub 15 TWh dla WEM) zapotrzebowanej energii elektrycznej skutkuje podjęciem nadmiarowych inwestycji lub w przy niedoszacowaniu brakiem zdolności wytwórczych.  Jednak to nie energia, a zagadnienie ewentualnego wystąpienia luki mocowej, w mocach sterowalnych, w krajowym systemie po 2030 r. stanowi główne ryzyko nieprzerwanej pracy systemu.

Przedstawione w grudniu 2025 dwa scenariusze KPEiK nie zostały jeszcze przyjęte przez Rząd. Dlatego przeprowadzono analizę wielkości dostępnych mocy w KSE w perspektywie 2040 r. na podstawie projektu KPEiK z lipca 2025 przy poniższych założeniach:

• ze względu na brak informacji o mechanicznie wsparcia przyjęto, że nastąpi trwałe wyłączenie nierentownych bloków węglowych po 2028 r., zgodnie z ankietyzacją PSE z listopada 2024 r.,
• moc zainstalowana i produkcja energii elektrycznej – zgodnie z Załącznikiem 1 do KPEiK, lipiec 2025,
• krajowe zapotrzebowanie na moc – zgodnie dokumentem z PSE, Ocena wystarczalności zasobów na poziomie krajowym 2025-2040, 11.2024 (NRAA),
• współczynniki dyspozycyjności KWD dla poszczególnych technologii generacyjnych – zgodnie z Rozporządzeniem MKiŚ, sierpień 2020 r. wraz z aktualizacją,
• założono okres kilku dni z rzędu, kilka razy w roku tzw. zgniłego wyżu, przyjmując jego czas na 96 godz., kiedy brak dostępności mocy wiatrowych, słonecznych,
• moc magazynów energii (MEE) o dyspozycyjności 4 godz. liczona jest jako 4/96 x MEE (moc zgodna z KPEiK z lipca2025),
• moc elektrociepłowni węglowych i gazowych – moc zainstalowana, nie znana jest moc faktyczna dostępna z tych jednostek w pracy w kondensacji,
• dane o nakładach inwestycyjnych i kosztach źródeł wytwórczych – zgodnie z NARRA wykonaną przez PSE,
• nie uwzględniono dostępności mocy z energetyki jądrowej (wielkoskalowej i SMR).

W wyniku analizy otrzymano wykres dostępnych mocy sterowalnych (rys. 2) oraz krzywą zapotrzebowania krajowego systemu, z którego wynika, że ok. 2032 r. wystąpi deficyt mocy w KSE, co nie zapewni gwarancji ciągłości dostaw energii elektrycznej w niektórych okresach. Pomimo, że zgodnie z projektem KPEiK, wielkość mocy zainstalowanych w KSE w 2030 r. przekroczy 96 GW, to wystąpi luka mocowa w mocach sterowalnych po 2032 r., narastająca od zera do ok. 7,4 GW w 2040 r.

Rys. 2. Luka mocowa w KSE

Prognoza ekspercka sporządzona w Towarzystwie Gospodarczym Polskie Elektrownie (TGPE), 2025 r., materiały konferencyjne niepublikowane [4]

Jak wypełnić lukę mocową?

Dla zapewnienia ciągłości dostaw luka mocowa musi zostać wypełniona poprzez zbudowanie nowych jednostek regulacyjnych, bądź przedłużenie funkcjonowania istniejących mocy dyspozycyjnych, głównie węglowych. Istnieje jeszcze opcja zmagazynowania odpowiedniej ilości energii elektrycznej na przewidywany brak dostępności źródeł pogodozależnych przez okres 96 godz. Przyjmując dla zobrazowania potrzeb w tym zakresie, że luka mocowa wyniesie 7,4 GW, a okres braku mocy ze źródeł pogodozależnych 4 doby z rzędu, wówczas należałoby zmagazynować ok. 710 GWh energii elektrycznej. Moc magazynów 4-godzinnych, obecnie kontraktowanych, musiałaby wynieść 178 GW, co przy aktualnych nakładach inwestycyjnych (CAPEX) na 1 MWh magazynowanej energii wynoszących ok. 1 mln zł, wydatek rzędu 710 mld zł. Wielkość nakładów inwestycyjnych, przewymiarowanie i związane z tym koszty stałe nakazują odrzucenie tej opcji. Dalszej analizie poddano dwa scenariusze wypełnienia luki mocowej, tj. węglowy i gazowy. Tab. 1 przedstawia porównanie tych rozwiązań.

Tab. 1. Porównanie nakładów i kosztów wypełnienia luki mocowej jednostkami gazowymi typu OCGT i istniejącymi blokami węglowymi

Analiza sporządzona w TGPE, materiały konferencyjne niepublikowane [4]

*Dane o nakładach inwestycyjnych i kosztach zgodnie z NARRA

Podstawowa różnica między wariantami polega na konieczności poniesienia znacznych nakładów inwestycyjnych na nowe jednostki gazowe, przy braku takiej konieczności w wariancie węglowym. Przedłużenie żywotności niektórych bloków węglowych poza 2035 r. możliwe jest przy pokryciu kosztów stałych rzędu 200 tys. zł/MW/r., zakładając, że nie będą one poddane kolejnych obostrzeniom środowiskowym (innych niż dwutlenek węgla). Powyższa analiza wskazuje na wykorzystanie istniejących bloków węglowych do pokrycia luki mocowej po 2032 r. Uzyska się wówczas także pewną równowagę pomiędzy zainstalowanymi mocami gazowymi i węglowymi.

Na wykresach (rys. 3) przedstawiony jest planowany w KPEiK z lipca 2025 udział procentowy w strukturze mocy sterowalnej w latach 2035 i 2040 poszczególnych technologii wytwarzania energii. Jako technologie sterowalne inne przyjęto: elektrownie wodne, elektrownie szczytowo-pompowe (ESP), magazyny 96-godzinne (MEE 96), źródła na biogaz, wodór i biomasę. Rekomenduje się pokrycie całej luki mocowej źródłami węglowymi – ze względu na tańsze i lepsze zabezpieczenie bilansu mocy i bezpieczeństwa KSE, a także zwiększenie odporności na sytuacje kryzysowe. W przypadku dostępności mocy z energetyki jądrowej przed 2040 r., możliwe będzie wycofanie bloków węglowych i uniknięcie kosztów osieroconych, które mogłyby powstać na skutek budowy kolejnych jednostek gazowych.

O ile jeszcze na 2035 r. po pokryciu luki mocowej tylko źródłami węglowymi daje proporcje gaz/węgiel w wielkości 47%/36%. To na 2040 r. ta proporcja to już 59%/32%. Brak równowagi na poziomie ok. 50%/50% między gazem, a węglem, to znaczna ekspozycja na ryzyka niezbilansowania i braku bezpieczeństwa KSE oraz niekontrolowanego wzrostu cen energii, w przypadku zakłóceń na globalnym rynku gazu.

Rys. 3. Udział technologii wytwórczych w mocy sterowalnej dla KSE wg. analizy TGPE [4]

Wnioski

• Bilansowanie KSE w okresie transformacji powinno być oparte o dwa filary, tj. węgiel i gaz. Dopiero wprowadzenie istotnych mocy jądrowych do krajowego miksu może zmienić tą zasadę. Utrzymywanie regulacyjnych zdolności wytwórczych węglowych i gazowych pozwoli na zachowanie niezależności od zawirowań na rynkach surowców energetycznych.
• Znaczna część istniejących bloków węglowych klasy 200 MW i 360 MW opalanych węglem kamiennym oraz 360 MW na węglu brunatnym może, po względem technicznym, zachować dyspozycyjność po 2035 r. i może być wykorzystana do bilansowania krajowego systemu.
• Utrzymanie bloków węglowych to uniknięcie konieczności ponoszenia wysokich nakładów i ryzyk inwestycyjnych na nowe moce gazowe o niskim wskaźniku wykorzystaniu mocy zainstalowanej, a wysokim koszcie utrzymania wynikającym z wyników aukcji mocy.
• Niezbędne jest pilne wskazanie potrzeb w zakresie węglowych mocy sterowalnych (to zadanie PSE!), z określeniem lokalizacji, wielkości mocy i czasu, do której mogą być wykorzystane przez operatora systemu. Jednostki te częściowo mogą wypełnić lukę mocową, a pozostałe bloki węglowe mogą być przeznaczone do likwidacji, bądź to trwałego wyłączenia i pozostawienia w głębokiej zimnej rezerwie na wypadek globalnych zakłóceń na rynku gazu.
• Po ostatnich aukcjach rynku mocy, moc bloków gazowych, biorąc pod uwagę zawarte kontrakty, ulegnie podwojeniu z 6 do 12 GW w 2030 r.
• Dla zapewnienia regulacyjności KSE kontraktowanie nowych jednostek gazowych typu CCGT nie jest uzasadnione, biorąc pod uwagę oczekiwaną ilość godzin pracy w ciągu roku!
• Rozważyć należy możliwość lokalizacji nowych jednostek OCGT w dogodnych węzłach systemów elektroenergetycznego i gazowego, w tym magazynów gazu.
• W możliwie najszybszym terminie, przed 2028 r, bloki węglowe niezbędne dla bilansowania mocy oraz do pracy regulacyjnej w KSE winny zostać wybrane i objęte mechanizmem rezerwy bilansowej/strategicznej, zapewniającym im niezbędne przychody finansowe.

Przyjęcie doktrynalnej zasady, w polityce energetycznej lub innym dokumencie strategii Państwa, o zachowaniu dwupaliwowego reżimu bilansowania krajowego systemu, w kolejnych latach transformowania energetyki ku źródłom odnawialnym, jest warunkiem zachowania bezpieczeństwa i suwerenności energetycznej. Zasada ta powinna obowiązywać do czasu włączenia do sieci co najmniej pełnej mocy pierwszej elektrowni jądrowej.

Literatura:

[1]. Krajowy Plan w dziedzinie Energii i Klimatu, projekt Ministra Energii z grudnia 2025 r., https://www.gov.pl/web/energia/projekt-krajowego-planu-w-dziedzinie-energii-i-klimatu-do-2030-r-z-perspektywa-do-2040-r—wersja-opracowana-przez-me-do-zatwierdzenia-rzadowego, dostępne 07.01.2026.

[2] Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2025-2034, https://www.pse.pl/dokumenty, dostępne 07.01.2026.

[3] OCENA WYSTARCZALNOŚCI ZASOBÓW NA POZIOMIE KRAJOWYM 2025-2040, https://www.pse.pl/dokumenty, dostępne 07.01.2026.

[4] Materiały Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, konferencyjne niepublikowane grudzień 2025 r.warzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, konferencyjne niepublikowane grudzień 2025 r.

Źródło: Stanisław Tokarski, GIG / Centrum Energetyki AGH, Waldemar Szulc, Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie

Artykuł pochodzi z wydania 1/2026 magazynu ,,Nowa Energia”