Kluczowe ustalenia
-
Udział węgla pierwszy raz spadł poniżej 50%: w pierwszych sześciu miesiącach 2025 roku produkcja prądu z węgla kamiennego i brunatnego po raz pierwszy w historii nie sięgnęła połowy całkowitej generacji w Polsce. Energetyka24, Forum Energii i serwis Demagog potwierdzają ten przełom.
-
Offshore na Bałtyku to wciąż zero: w latach 2024-2025 polskie morskie farmy wiatrowe nie wyprodukowały ani jednej terawatogodziny — żadna z planowanych farm nie była jeszcze gotowa. Pierwsza, Baltic Power (1140 MW), ma rozpocząć produkcję dopiero w 2026 roku.
Źródło: energetyka.plus
-
Wiatr na lądzie jest w Polsce relatywnie efektywny: capacity factor (czyli rzeczywiste wykorzystanie zainstalowanej mocy) wiatraków lądowych sięga 25-30% — to wynik typowy dla północnej Europy.
-
Ceny ETS to dziś filary kosztu prądu z węgla: średnia cena uprawnień EUA w 2024 roku wynosiła 65-70 euro za tonę CO2. Sam koszt emisji dodaje do ceny każdej megawatogodziny prądu z węgla około 250-350 złotych — często więcej niż całkowity koszt produkcji z PV lub wiatru.
-
Bełchatów: największa elektrownia węglowa w Unii Europejskiej: blok na węglu brunatnym ma 5,3 GW mocy zainstalowanej i wciąż dominuje w polskim systemie elektroenergetycznym.
Kontekst i tło
Polski system elektroenergetyczny przez dekady opierał się na węglu — kamiennym z kopalń śląskich i brunatnym z Bełchatowa, Turowa i okolic Konina. W 2024 roku z węgla kamiennego wyprodukowano około 69,11 TWh energii elektrycznej, a krajowy system po raz pierwszy zanotował historyczny rekord udziału OZE.
Następnie przyszedł rok 2025. W pierwszej połowie 2025 udział węgla w produkcji prądu pierwszy raz w historii zszedł poniżej 50%. To moment przełomowy, ale nie oznacza końca — w pełnym roku 2025 średni udział wciąż utrzymywał się powyżej połowy z powodu zimy i wieczornych szczytów.
Polska nie miała w latach 2024-2025 ani jednej działającej elektrowni jądrowej. Pierwszy reaktor w Choczewie ma być uruchomiony nie wcześniej niż w 2033 roku.
Szczegółowa analiza
Każdą technologię trzeba ocenić w czterech wymiarach. Tabele poniżej pokazują twarde liczby, które udało się zweryfikować w niezależnych źródłach.
Produkcja i efektywność
| Technologia | Capacity factor PL | Co to znaczy |
|---|---|---|
| Wiatr lądowy | 25-30% | 1 MW farmy produkuje rocznie ~2,2-2,6 GWh |
| Wiatr offshore (Bałtyk) | brak — farmy w budowie | pierwsza produkcja 2026 (Baltic Power 1140 MW) |
| Fotowoltaika | ~10-11% (dane branżowe) | 1 MW PV produkuje rocznie ~0,9-1 GWh w polskich warunkach |
| Węgiel | ~40-45% (spadek z historycznych 60%) | bloki coraz częściej odstawiane przez tańsze OZE |
Źródło: wysokienapiecie.pl
Źródło: wysokienapiecie.pl
Koszt jednostkowy (LCOE) i wpływ ETS
| Składnik | Węgiel z ETS | Węgiel bez ETS | Wiatr lądowy | PV utility-scale |
|---|---|---|---|---|
| Paliwo | 80-130 PLN/MWh | 80-130 PLN/MWh | 0 | 0 |
| OPEX | 30-50 PLN/MWh | 30-50 PLN/MWh | 20-30 PLN/MWh | 10-15 PLN/MWh |
| Amortyzacja CAPEX (nowe) | 80-120 PLN/MWh | 80-120 PLN/MWh | 150-200 PLN/MWh | 200-250 PLN/MWh |
| Koszt CO2 (ETS) | 250-350 PLN/MWh | 0 | 0 | 0 |
| LCOE razem (orientacyjnie) | 600-800 PLN/MWh | 250-400 PLN/MWh | 200-300 PLN/MWh | 250-350 PLN/MWh |
Cena EUA (uprawnień ETS) w 2024 roku oscylowała wokół 65-70 euro za tonę CO2.
Źródło: teraz-srodowisko.pl
📄 Pełna analiza rynku CO2 z września 2024 (PDF, KOBiZE)
Utrzymanie (OPEX)
- Węgiel: bardzo wysoki — paliwo dominuje (~70-80% kosztu operacyjnego), do tego tysiące pracowników na elektrownię, regularne remonty kotłów i turbin, gospodarka popiołami i odsiarczanie. Koszty stałe rosną z wiekiem bloku.
- Wiatr: niski — dzierżawa gruntu, ubezpieczenie, monitoring, przeglądy mechaniczne. Minimalny personel na miejscu.
- Fotowoltaika: ekstremalnie niski — żadnych ruchomych części, tylko mycie paneli, ochrona, raz na 10-15 lat wymiana inwerterów.
Infrastruktura (CAPEX)
| Technologia | CAPEX | Czas budowy |
|---|---|---|
| Blok węglowy nowy (np. Jaworzno 910 MW) | ~6 mld PLN za 910 MW = 6,6 mln PLN/MW | 5-10 lat |
| Farma wiatrowa lądowa | ~6-8 mln PLN/MW (szacunki branżowe) | 1-2 lata |
| Farma fotowoltaiczna utility-scale | 2,5-4 mln PLN/MW | kilka miesięcy |
| Farma wiatrowa offshore (Baltic Power) | ~18-20 mld PLN za 1140 MW | 4-5 lat (od FID do COD) |
Źródło: pl.wikipedia.org
Bełchatów (5,3 GW na węglu brunatnym) jest największą elektrownią węglową w Unii Europejskiej. Blok Jaworzno II (910 MW na węglu kamiennym, oddany w 2020 roku) został zbudowany za około 6 miliardów złotych — to porównawczy benchmark dla nowych mocy konwencjonalnych.
Counterfactual: co gdyby nie było ETS?
Pytanie podstawowe: czy bez systemu EU ETS węgiel w Polsce byłby tańszy niż OZE?
Odpowiedź jest dwuwymiarowa, w zależności od tego, czy mówimy o istniejących elektrowniach, czy o nowych inwestycjach.
Istniejące, zamortyzowane bloki węglowe
Dla bloku który już dawno spłacił CAPEX (np. większość polskich elektrowni węglowych ma 30+ lat), koszt produkcji ogranicza się do paliwa i OPEX-u. To około 150-250 PLN za megawatogodzinę. Bez kosztu ETS taki blok jest tańszy niż nowa farma fotowoltaiczna (250-350 PLN/MWh) i bliski lub niższy od wiatru lądowego (200-300 PLN/MWh).
W tym scenariuszu odpowiedź brzmi: tak, bez ETS istniejący węgiel byłby tańszy niż OZE w Polsce.
Nowe inwestycje
Dla nowo budowanej elektrowni węglowej trzeba doliczyć amortyzację CAPEX-u rzędu 80-120 PLN/MWh. Łączny koszt nowego bloku węglowego bez ETS to ~250-400 PLN/MWh — porównywalny lub wyższy od wiatru lądowego (200-300 PLN/MWh) i fotowoltaiki utility-scale (250-350 PLN/MWh).
W tym scenariuszu odpowiedź brzmi: nie, OZE są zwykle tańsze nawet gdyby nie było ETS.
Koszty ukryte
Te liczby nie obejmują:
- Bilansowania OZE: kiedy nie wieje i nie świeci, system potrzebuje rezerwy. Magazyny energii i elastyczne źródła gazowe dodają 15-50 PLN/MWh do efektywnego kosztu OZE.
- Modernizacji sieci: PSE planuje wydać dziesiątki miliardów złotych do 2030 roku na przesył i magazynowanie. Bez tych inwestycji OZE nie da się masowo integrować.
- Kosztów zewnętrznych: smog, choroby układu oddechowego, szkody klimatyczne. ETS tylko częściowo internalizuje te koszty — ich pełna kwantyfikacja podnosi LCOE węgla wyraźnie powyżej OZE nawet bez giełdowego mechanizmu CO2.
Najuczciwsza odpowiedź
System ETS został zaprojektowany właśnie po to, żeby ten rachunek ekonomiczny przekrzywić w stronę OZE. Bez niego:
- dla istniejących bloków węglowych — tak, byłyby tańsze niż OZE w krótkim terminie. Polska prawdopodobnie nie spieszyłaby się z transformacją.
- dla nowych inwestycji — nie, fotowoltaika i wiatr lądowy są dziś tańsze nawet bez kosztu CO2. Nikt rozsądny nie buduje już nowej elektrowni węglowej w Polsce.
Innymi słowy: ETS przyspiesza wycofywanie istniejącego węgla; nowych elektrowni i tak by nie powstawały, bo OZE są ekonomicznie dominujące.
Podsumowanie
Polska wciąż w większości pali węglem — ale historia 2024-2025 pokazała, że punkt zwrotny już nadszedł. Pierwsze pół roku 2025 to historyczny moment, gdy udział węgla w produkcji prądu po raz pierwszy zszedł poniżej 50%. Pod względem mocy zainstalowanej fotowoltaika i wiatr lądowy biją kolejne rekordy, a pierwsze morskie farmy wiatrowe na Bałtyku rozpoczną produkcję w 2026 roku.
Czy ETS jest "ukrytym podatkiem na prąd"? Tak, dodaje dziś 250-350 zł do każdej megawatogodziny z węgla. Ale bez ETS opłacalność istniejących starych bloków uniemożliwiałaby transformację — nowe OZE byłyby budowane wolniej, a Polska zostałaby w tyle za sąsiadami. Dla nowych inwestycji koszt CO2 nie ma już znaczenia, bo OZE wygrywają na podstawowym rachunku LCOE.
Bełchatów wciąż jest największą elektrownią węglową w Unii Europejskiej. Ale za 10-15 lat to miejsce zajmie miks fotowoltaiki, wiatru i — być może — pierwsze polskie reaktory atomowe w Choczewie.
