Główne wnioski z analizy:

• Odnotowano znaczny spadek zużycia węgla kamiennego w polskiej gospodarce. Względem 2023 r. spadek wynosi 14%, a względem 2015 r. jest to aż 33%.
• Sumaryczny udział węgla w produkcji energii elektrycznej nadal spada i był najniższy w historii. W ubiegłym roku osiągnął poziom 56,2%. Jest to spadek względem 2023 r. o 4,3 p.p.
• Uzależnienie Polski od importu surowców systematycznie rośnie, głównie za sprawą coraz większego udziału ropy i jej pochodnych w strukturze zużycia surowców. W 2023 r. łączne uzależnienie wyniosło 45%, podczas gdy w 2014 r. było to 29%. Widoczna jest jednak dywersyfikacja dostaw.
• Łączny koszt importu surowców w 2024 r. wyniósł ok. 112 mld zł. Najwięcej zapłaciliśmy za paliwa i surowce z Arabii Saudyjskiej (29%), Norwegii (18%) oraz Stanów Zjednoczonych (17%).
• Z końcem 2024 r. Polska odcięła się całkowicie od dostaw paliw i surowców z Rosji. Przez resztę roku importowano z tego kierunku tylko paliwo LPG, a jego udział w łącznych kosztach importu wyniósł ok. 1%. Dla porównania w 2015 r. udział Rosji w kosztach importu wynosił 84,5%.
• Zużycie gazu ziemnego wraca do czasów sprzed rozpoczęcia pełnoskalowej inwazji na Ukrainę i odcięcia się od importu z Rosji. Gaz zużywano głównie na potrzeby przemysłu, jednak dużą i wciąż rosnącą rolę odgrywają też gospodarstwa domowe. Wzrost zużycia gazu ziemnego jest głównie widoczny w energetyce zawodowej oraz przemysłowej.
• Nadal odnotowuje się niski poziom nowych mocy dyspozycyjnych w systemie. Poza źródłami odnawialnymi jedyną nową dużą jednostką w systemie była elektrownia gazowa w Gryfinie (1,4 GW).
• Ceny uprawnień do emisji CO₂ spadają – pod koniec 2024 r. wynosiły one 67,27 euro/t CO₂, a średnioważona cena za cały rok wyniosła 64,75 euro/t CO₂. To znacznie niżej niż prognozowane przez Komisję Europejską ceny uprawnień. Ze sprzedaży uprawnień do emisji do budżetu państwa wpłynęło 16,6 mld zł.
• Polska nadal jest jednym z najbardziej emisyjnych państw na świecie pod względem jednostkowej emisyjności zużycia energii pierwotnej. Bardziej emisyjną gospodarkę w 2023 r. miały tylko Kuwejt, RPA, Kazachstan oraz Chiny.

Wybrane dane szczegółowe

● W 2024 r. Polska osiągnęła piąty najwyższy wynik wzrostu PKB wśród państw europejskich, licząc od 2004 r. (za Maltą, Turcją, Irlandią i Kosowem). 
● Zużycie energii oraz paliw (zwłaszcza transportowych) w polskiej gospodarce stale rośnie, ale wyraźnie zmniejsza się rola węgla. W połączeniu ze wzrostem wykorzystania OZE, Polska zaczyna obniżać emisje gazów cieplarnianych.
● Polska gospodarka powoli wraca do poziomu zużycia gazu ziemnego sprzed wstrzymania dostaw z Rosji. 
● Wyraźnie widoczny jest brak zależności (tzw. decoupling) pomiędzy wzrostem gospodarczym w postaci PKB a malejącymi emisjami gazów cieplarnianych.

● Od 1990 r. redukcje emisji gazów cieplarnianych netto w Polsce wyniosły 29,2% (w całej Unii Europejskiej 38,4%). Jednak od 2005 r. (rok uruchomienia systemu handlu uprawnieniami do emisji) spadły one o 9,9%.
● Wśród państw, które w 1990 r. emitowały ponad 50 mln ton CO₂e, liderami redukcji emisji są Rumunia (-71,4%) i Bułgaria (-56,3%).
 

● Na przestrzeni lat 2014–2023 krajowe zużycie energii wzrosło o 3,6% (142 PJ), przy spadku podaży o 19,2% (-539 PJ). Spadek wynikał głównie ze zmniejszenia wydobycia surowców energetycznych i zbyt powolnego rozwoju OZE, który nie jest w stanie zastąpić ubytków w pozyskiwaniu m.in. węgla.
● Powoduje to rosnącą zależność polskiej gospodarki od importu energii zza granicy.

● Uzależnienie polskiej gospodarki od importu energii* w latach 2014–2023 wzrosło z 29% do 45%.
● Od lat największe uzależnienie importowe jest obserwowane dla ropy naftowej. Aż 96–97% zużywanej w Polsce ropy pochodzi zza granicy.
● W 2024 r. szacunkowe uzależnienie od importu gazu ziemnego wyniosło 82%. To o 2 p.p. więcej niż 2023 r. i o 9 p.p. niż 10 lat temu.
● Import węgla kamiennego energetycznego w 2024 r. pokrył 10% krajowego zużycia. Spadek w porównaniu z 2023 r. wynika z rekordowo niskiego zużycia tego surowca. W ciągu dekady zależność od importu węgla kamiennego energetycznego zwiększyła się o 13 p.p.
● Uzależnienie od importu energii odnawialnej (głównie biopaliw i biomasy) oscyluje wokół zera.

● W 2024 r. po uwzględnieniu inflacji, wartość importu netto surowców energetycznych i paliw do Polski wyniosła szacunkowo 112 mld zł. Ponad połowę tej kwoty (54%) stanowił import netto ropy naftowej (60 mld zł), 23% gazu ziemnego (26 mld zł), a 2% węgla (1,7 mld zł).
● Z Rosji w 2024 r. importowano jedynie LPG. Wartość tego importu wyniosła 1,5 mld zł, czyli 1% łącznej wartości importu surowców i paliw. W 2015 r. import z Rosji stanowił 84% całkowitego kosztu.
● Po wyeliminowaniu dostaw paliw z Rosji (1% łącznej wartości importu) to Arabia Saudyjska stała się największym beneficjentem uzależnienia importowego Polski. W 2024 r. zarobiła na dostawach do Polski 32,9 mld zł. Drugie miejsce przypadło Norwegii, a trzecie Stanom Zjednoczonym.

● Proces dywersyfikacji kierunków dostaw nadal jest widoczny.
● W 2024 r. nie importowano z Rosji węgla kamiennego energetycznego, gazu ziemnego, ani ropy naftowej. Kierunek ten zastąpiono krajami takimi jak Kazachstan i Kolumbia (węgiel kamienny); Katar, USA i Dania (gaz ziemny); Arabia Saudyjska, Norwegia i USA (ropa naftowa).
● Od 20 grudnia 2024 r. obowiązuje embargo na LPG z Rosji, więc import z tego kierunku powinien ustać.

● Zużycie energii elektrycznej brutto wyniosło w 2024 r. 171,3 TWh. Zużycie odbiorców końcowych stanowiło 85,1% (145,8 TWh), a pozostałe 14,9% (25,5 TWh) to m.in. zużycie na potrzeby własne elektrowni i elektrociepłowni (8,2%) oraz straty w sieciach przesyłowych i dystrybucyjnych (6,1%).
● Pompowanie wody w elektrowniach szczytowo-pompowych wymagało w 2024 r. zużycia 1,4 TWh energii elektrycznej – to 1,1% krajowego zużycia brutto. Jednostki te wyprodukowały 1 TWh, zatem sprawność tych magazynów energii wyniosła 71,3%.
● W 2023 r. (najnowsze dane) największym odbiorcą końcowym energii elektrycznej był przemysł (64 TWh). Gospodarstwa domowe zużyły 29 TWh.
● Na potrzeby transportu zużyto w 2023 r. 6,4 TWh. Jest to wzrost o 8,2% r/r i o 48,5% względem 2015 r.

● Wzrost zużycia energii elektrycznej (związany z elektryfikacją sektorów) będzie z jednej strony wpływał zwiększanie obciążenia systemu elektroenergetycznego, ale z drugiej – pozwoli zmniejszyć zużycie energii ogółem (np. ropy, węgla, gazu) w całej gospodarce ze względu na wyższą sprawność. 
● W 2024 r. sprzedaż pomp ciepła była niższa niż w poprzednich trzech latach i wyniosła ponad 80 tys. sztuk. Na koniec 2024 r. było ich szacunkowo ok. 737 tys. Przybyło też 43 tys. samochodów elektrycznych (BEV i PHEV), których na koniec 2024 r. było ponad 141 tys.

● W 2024 r. przybyło ponad 1,5 GW mocy z gazu ziemnego, głównie za sprawą nowych bloków w Gryfinie.
● Do tego znaczące zmiany odnotowano w źródłach odnawialnych, których przybyło 5,2 GW. 
● Za większość wzrostu mocy osiągalnych OZE odpowiada energetyka słoneczna (4,4 GW), z czego 1,4 GW to fotowoltaiczne instalacje prosumenckie.
● Przybyło również 0,8 GW mocy wiatrowych, co jest w większości efektem realizacji inwestycji zawartych na aukcjach OZE we wcześniejszych latach.
● Spadek mocy osiągalnej elektrowni szczytowo-pompowych najprawdopodobniej wynika z trwającej modernizacji elektrowni Porąbka–Żar.

● Na koniec 2024 r. moc instalacji prosumenckich wyniosła 12,1 GW. Oznacza to przyrost o 12,9% (1,4 GW) w ciągu roku. 
● Na tę moc składa się niemal 1,5 mln instalacji prosumenckich (+9,9% r/r). Instalacje fotowoltaiczne stanowią 99,99% z nich. 
● Szacowana łączna produkcja energii elektrycznej prosumentów wynosi ok. 10,5 TWh. Szacowana autokonsumpcja wyniosła ok. 2,6 TWh, co oznacza, że ok. 1,5% krajowego zużycia nie musiało zostać przesłane przez KSE.
● Prosumenci wprowadzili do sieci 7,9 TWh energii elektrycznej. Odpowiada to 4,7% energii wyprodukowanej w kraju.

● 56,2% wyniósł udział węgla w produkcji energii elektrycznej brutto w 2024 r. (o 4,3 p.p. mniej niż w 2023 r.). 
● Produkacja z OZE wyniosła 29,4%, czyli o 2,3 p.p. więcej niż w 2023 r. Rekordowa produkcja na poziomie 49,7 TWh sprawiła, że ze źródeł odnawialnych w 2024 r. wyprodukowano więcej energii elektrycznej niż z węgla brunatnego. 
● Produkcja z wiatru osiągnęła rekordowy poziom – 24,5 TWh (14,5%).
● Najwyższy poziom w historii osiągnęła produkcja energii elektrycznej z gazu ziemnego – 20,6 TWh (12,2% produkcji energii elektrycznej) – za sprawą nowych bloków gazowych w Gryfinie i niższych średniorocznych cen gazu. 
● Jednostki węglowe zanotowały najniższe w historii współczynniki wykorzystania mocy. Wartości dla węgla kamiennego (31%) zbliżyły się do poziomu wysokich turbin wiatrowych (27%).

● Wraz z rozwojem OZE rośnie ich rola w bilansie systemu – przy pomocy odnawialnych źródeł wyprodukowano 29,4% energii w 2024 r. Wśród nich główną rolę odgrywają źródła pogodozależne – instalacje fotowoltaiczne i elektrownie wiatrowe. Ich udział w produkcji energii elektrycznej osiągnął poziom 23,5%. Dla porównania w 2015 r. wynosił on zaledwie 6,6%.
● W 2024 r. były one odpowiedzialne w każdej godzinie za od 0,1% do 63,8% produkcji energii elektrycznej.
● Ich produkacja pokryła maksymalnie 79,3% godzinowego zapotrzebowania na energię elektryczną. W 2015 r. było to 33,9%.
● Udziały w zużyciu i produkcji nie muszą być sobie równe, ponieważ nadwyżka produkcji ponad zapotrzebowanie może być eksportowana.

● Produkcja z węgla spadła o 5,4 TWh (-5,4% r/r): z węgla kamiennego spadła o 6,7 TWh (-10,2% r/r), a z węgla brunatnego wzrosła 1,3 TWh (+3,6% r/r).  
● Większa produkcja energii elektrycznej z węgla brunatnego może być skutkiem spadku cen uprawnień do emisji CO₂.
● Produkcja z gazu ziemnego wzrosła o 3,9 TWh (+23,5% r/r) przede wszystkim dzięki nowym blokom gazowym w Gryfinie. 
● Wśród OZE najbardziej dynamicznie rosła produkcja z fotowoltaiki (+34,4% r/r, +3,9 TWh) i wiatru (+5,5% r/r, +1,2 TWh). 
● Elektrownie szytowo-pompowe, jedyne znaczące w skali systemu magazyny energii, w tym roku zaliczyły spadek produkcji – o 23,9% mniej niż w 2023 r. – prawdopodobnie za sprawą wyłączenia generatorów w elektrowni Porąbka−Żar na potrzeby modernizacji.

● Szacunkowo 731,4 GWh energii elektrycznej w 2024 r. poddano nierynkowemu redysponowaniu (ang. curtailment). To ok. 2% potencjalnej produkcji z pogodozależnych OZE oraz ilość porównywalna z rocznym zapotrzebowaniem 330 tys. gospodarstw domowych.
● 618 GWh, czyli 84,5% redukcji dotyczyło ograniczenia pracy instalacji fotowoltaicznych (nieprosumenckich), pozostałe 15,5% dotyczyło farm wiatrowych (113,4 GWh).
● Curtailment w weekendy i dni wolne od pracy wyniósł 534,2 GWh co oznacza, że stanowi 70,3% rocznej redukcji, a maksymalna zredukowana godzinowa produkcja wyniosła 6,3 GWh i wstąpiła 1 maja 2024 r.
● Szacowane oszczędności, które mogłaby przynieść zredukowana energia w 2024 r. wynoszą 263 mln zł*.
● Nierynkowe redysponowanie jest narzędziem utrzymywania stabilności i regulacyjności systemu, wykorzystywanym jako ostateczność przez Operatora Systemu Przesyłowego. Główną przyczyną zjawiska jest niewielka elastyczność systemu (przede wszystkim elektrowni konwencjonalnych) w połączeniu z wysoką mocą OZE.

● W 2024 r. ceny energii elektrycznej na rynkach początkowo spadały względem cen z poprzedniego roku. W drugiej połowie roku zanotowano odbicie cen. Tym samym w drugim półroczu 2024 r. w Polsce ceny energii wyniosły 106 euro/MWh – jest to wzrost o 5,1% r/r oraz o 43,3% względem pierwszego półrocza 2021 r., tj. cen sprzed kryzysu.
● Uwzględniając wszystkie podatki i daniny, w II półroczu 2024 r. zanotowano skok ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w Polsce, która wyniosła 25,4 eurocenta/kWh – to nadal o 43% mniej niż w Niemczech, 35% mniej niż w Czechach oraz 3% mniej niż w Szwecji. Najtańszą energię elektryczną miała Słowacja, względem której cena w Polsce była o 29% wyższa.
● Po odliczeniu podatku VAT oraz wszystkich możliwych do odzyskania podatków i danin, średnia cena energii elektrycznej dla przemysłu w Polsce wynosiła w II połowie 2024 r. 21 eurocentów/kWh i była niższa o 17% niż dla gospodarstw domowych.

● W 2024 r. import węgla energetycznego do Polski wyniósł 6,2 mln ton – to o 8,5 mln ton (-58%) mniej niż w 2023 r. i 0,9 mln ton (+17%) więcej niż w 2015 r.
● 51% importowanego węgla pochodziło z Kazachstanu, 39% z Kolumbii, 3% z Czech, a 7% z innych państw. Ani jedna tona importowanego węgla nie pochodziła z Rosji.
● W 2024 r. wyeksportowano 1,9 mln ton węgla kamiennego energetycznego – to 0,4 mln ton (-25%) więcej niż w 2023 r. i 5 mln ton (-73%) mniej niż w 2014 r. Głównymi odbiorcami polskiego węgla były Czechy (47%), Ukraina (25%), Słowacja (12%) i Niemcy (7%).

● Według szacunków Forum Energii w 2024 r. zużycie węgla kamiennego wyniosło ok. 48 mln ton, co oznacza spadek względem 2023 r. ok. 8 mln ton (-14% r/r).
● Import netto spadł o 8,7 mln ton (o 71%, do 3,6 mln ton). Wydobycie spadło o 4,6 mln ton (o 9%, do 44,0 mln ton). Zapasy węgla szacunkowo zmalały o 0,2 mln ton.
● Na przestrzeni 10 lat zużycie węgla kamiennego spadło o ok. 24,1 mln ton (-33%), wydobycie spadło o 28,7 mln ton (-39%), a import netto wzrósł o 4,5 mln ton. W 2015 r. Polska była eksporterem węgla kamiennego.

● Szacunkowe zużycie węgla kamiennego energetycznego spadło w 2024 r. o 16% (-8,5 mln ton) r/r, do ok. 36 mln ton.
● W 2024 r. 96% węgla kamiennego energetycznego (35 mln ton) zużyto do produkcji energii elektrycznej i ciepła (w elektrowniach, ciepłowniach i elektrociepłowniach). Pozostałe 4% (1,5 mln ton) to łączne zużycie pozostałych gałęzi gospodarki.
● Najbardziej spada zużycie węgla na produkcję energii elektrycznej, przy czym prawie cały spadek względem 2015 r. miał miejsce w 2023 i 2024 r.
● W 2023 r. (najnowsze dostępne dane) gospodarstwa domowe zużyły 6,5 mln ton węgla kamiennego energetycznego (wówczas 14%) – to o 0,2 mln ton mniej r/r (-3%) i o 3,4 mln ton (-34%) mniej na przestrzeni 10 lat.

● W 2024 r. utrzymała się dywersyfikacja kierunków dostaw gazu ziemnego do Polski – po zakończeniu importu z Rosji. Spadł on z 8,5 mld m³ w 2014 r. do zera w 2023 r. W 2024 r. nadal nie importowano gazu ziemnego z Rosji.
● W 2024 r. 38% importowanego gazu pochodziło z Danii (Baltic Pipe). Istotnymi dostawcami były także USA (22%) i Katar (16%). Z innych kierunków pochodziło 23% importowanego gazu. 
● Łącznie w 2024 r. import gazu ziemnego (zarówno rurociągami, jak i LNG) wyniósł 16,8 mld m³, czyli więcej o 0,3 mld m³ niż w roku poprzednim (+2%) i 4 mld m³ więcej niż 10 lat temu (+32%). 
● W 2024 r. z Polski wyeksportowano 0,1 mld m³ gazu – 88% popłynęło do na Litwę, 7% na Łotwę, 4% do Czech, a pozostały 1%do Ukrainy i do Słowacji.
● Import LNG stanowił 41% (6,8 mld m3 po regazyfikacji) importu paliwa gazowego.

● Według szacunków w 2024 r. zużycie gazu ziemnego wzrosło względem poprzedniego roku o 1,4 mld m³ (+8% r/r) – do 19,4 mld m3ekwiwalentu gazu wysokometanowego. 
● Import netto wzrósł o 0,9 mld m³ (+6% r/r, do 15,2 mld m³). Wydobycie krajowe według szacunków spadło o 0,2 mld m³(-4% r/r, do 4 mld m³), a zapasy o 0,5 mld m³. Pod koniec 2024 r. wypełnienie magazynów wyniosło 86,4%. 
● Przez dekadę zużycie gazu ziemnego wzrosło o 3,2 mld m³ (+20%), a wydobycie krajowe spadło o 1,0 mld m³ (-19%). Import netto wzrósł o 3,8 mld m³ (+33%).

● W 2024 r. 1/3 gazu ziemnego (235,8 PJ) zużyto do produkcji energii elektrycznej i ciepła. Energetyka odpowiada za zdecydowaną większość przyrostu zużycia gazu. Łączne zużycie w pozostałych gałęziach gospodarki wyniosło szucunkowo 67% (475,1 PJ).
● Największym konsumentem gazu w Polsce jest przemysł, który w 2023 r. (najnowsze dostępne dane) był odpowiedzialny za 31% zużycia (207,7 PJ). Oznacza to brak wzrostu względem poprzedniego roku i spadek o 12% na przestrzeni dekady.
● Drugim największym konsumentem gazu w Polsce są gospodarstwa domowe, które w 2023 r. były odpowiedzialne za 27% zużycia (176,1 PJ). Oznacza to spadek o 3% r/r, ale wzrost o 34% na przestrzeni dekady.
● Zużycie gazu ziemnego spadło w 2022 r. w wyniku wzrostu cen i odcinania się od importu z Rosji. Powoli wraca jednak do poziomu sprzed wojny.

● W 2024 r. utrzymała się dywersyfikacja kierunków dostaw ropy naftowej do Polski – import z Rosji był zerowy. W 2015 r. wynosił on 83% (21,8 mln ton), a w 2023 r. 5% (1,1 mln ton).
● Miejsce Rosji w dostawach ropy do Polski zajęły Arabia Saudyjska (54% importu, 13,3 mln ton) i Norwegia (30%, 7,6 mln ton). Z USA przypłynęło 7% tego surowca (1,7 mln ton), a z pozostałych kierunków 9% (2,3 mln ton). 
● Łącznie import ropy naftowej do Polski wyniósł 25 mln ton, czyli podobnie jak w 2023 r
● Polska niemal nie eksportuje ropy naftowej. Jedyny, nieznaczny strumień (0,18 mln ton) popłynął, jak co roku, do Niemiec. 

● W 2023 r. zużycie ropy naftowej zmalało do 25,4 mln ton, tj. o 1,2 mln ton mniej r/r (-5%) (najnowsze dostępne dane).
● Import netto zmalał o 1,3 mln ton (o 5%, do 24,8 mln ton), a krajowe wydobycie spadło o 3% (do 0,8 mln ton). Zapasy wzrosły o 0,3 mln ton.
● Na przestrzeni dekady 2014–2023 zużycie ropy wzrosło o 1,3 mln ton (+5%), wydobycie spadło o 0,1 mln ton (-13%), a import netto wzrósł o 1,5 mln ton (+7%).

● W 2024 r. ceny surowców energetycznych nadal utrzymywały się powyżej poziomu sprzed kryzysu energetycznego i rosyjskiej agresji na Ukrainę.
● Gaz ziemny zanotował wzrost cen względem 2023 r. Na europejskiej giełdzie TTF wzrost cen wynosi 11% r/r, na polskiej TGE – 21%, a na amerykańskim Henry Hub – 19%. Względem 2019 r. ceny te są wyższe odpowiednio o 108% i 118%, a na Henry Hub niższe o 2%.
● Cena węgla spadła na europejskiej giełdzie ARA o 14% r/r. Jednak względem 2019 r. węgiel był droższy o 40%.
● Największy spadek cen w 2024 r. zanotował polski węgiel (PSCMI1), który staniał o 34% r/r. Nadal jednak jest on droższy o 19% niż pod koniec 2019 r.

● W 2023 r. Polska była na piątym miejscu na świecie (dwa miejsca niżej niż w poprzednim roku) pod względem emisyjności zużycia energii pierwotnej.
● Najbardziej emisyjną gospodarkę miał Kuwejt (3,38 t CO₂/toe). Polska z wynikiem 2,74 t CO₂/toe (-0,15 r/r) uplasowała się zaraz za Chinami (2,93 t CO₂/toe). Dla porównania gospodarka brytyjska emitowała o 26% mniej niż Polska (2,02 t CO₂/toe), a francuska 54% mniej (1,26 t CO₂/toe).

● Emisyjność produkcji energii elektrycznej w 2023 r. w Polsce wyniosła 614 kg CO₂/MWh i była to druga najwyższa wartość w UE (w 2022 r. Polska była najbardziej emisyjna). 
● Tak wysoka emisyjność ma i będzie miała wpływ na przemysł, m.in. ze względu na rosnącą wagę śladu węglowego w produkcji przemysłowej, który należy raportować. Przy wysokich cenach uprawnień do emisji CO₂ istotnie zwiększa się również koszt generacji energii elektrycznej, co przekłada się na jej wysokie ceny na rynku hurtowym.

● W grudniu 2024 r. średnioważona miesięczna cena uprawnień do emisji CO₂ na rynku pierwotnym (EEX) wyniosła 67,27 euro/t CO₂. W średnioważona cena z całego roku wyniosła 64,75 euro/t CO₂.
● W 2024 r. zanotowano spadek cen EUA* w zestawieniu z poprzednim rokiem.
● Wolumen sprzedanych przez Polskę uprawnień wyniósł w 2024 r. 59,3 mln ton. To o 5,8 mln ton mniej niż w 2023 r.
● Budżet kraju zyskał 16,6 mld zł na aukcjach uprawnień do emisji CO₂ (EUA i EUAA**). To o 8,1 mld zł mniej niż w 2023 r., ale o 16 mld zł więcej niż w 2015 r. 
● Łączne przychody budżetu państwa ze sprzedaży uprawnień do emisji CO₂ w latach 2015–2024 wyniosły nominalnie 123,5 mld zł, co po uwzględnieniu inflacji (w cenach stałych z 2024 r.) odpowiada kwocie 150,4 mld zł.

Niniejszy artykuł jest wyborem kluczowych danych, zebranych w raporcie "Transformacja energetyczna w Polsce. Edycja 2025". Sięgnij do raportu, aby dowiedzieć się więcej!