Główne wnioski z analizy:

• Rok 2023 przyniósł istotne zmiany w polskim miksie wytwórczym. Po raz pierwszy w historii udział węgla w produkcji energii elektrycznej spadł do 60,5% – to aż 9,9 p.p. mniej w porównaniu do poprzedniego roku.
• To głównie źródła odnawialne zastąpiły produkcję energii z węgla, odpowiadając za rekordowe 27% generacji. Ze względu na powrót niższych cen gazu ziemnego oraz na wyższą elastyczność, produkcja energii elektrycznej z paliwa gazowego wzrosła aż o 41%. Pod względem emisyjności sektora elektroenergetyki Polska jest na ostatnim miejscu w UE (z wynikiem 666 g CO2/kWh przy średniej unijnej 251 g CO2/kWh).
• Poziom rezerw mocy pozostaje niski, spada udział mocy dyspozycyjnych, a elastyczność źródeł nie rośnie, dlatego bezpieczeństwo krajowego systemu elektroenergetycznego nie ulega poprawie.
• Dekarbonizacja elektroenergetyki postępuje, ale zmiany w pozostałych sektorach gospodarki są dużo wolniejsze. Głównym źródłem odnawialnym pozostaje drewno. Pozostałe OZE stanowią poniżej 5% zużywanej w Polsce energii. Dominują paliwa kopalne (87%), dlatego emisyjność polskiej gospodarki jest trzecia najwyższa na świecie (w ubiegłym roku była to pozycja siódma).
• Rosną hałdy wydobytego węgla kamiennego energetycznego. Zużycie tego surowca spadło o 8 mln ton, natomiast wydobycie jedynie o 4 mln ton. Import pozostał na bardzo wysokim poziomie – spadł zaledwie o 2 mln ton względem rekordowego 2022 r.
• Wydatki Polski na import paliw pozostają bardzo wysokie – wyniosły 138 mld zł w samym 2023 r. Od 2014 r., uwzględniając inflację, było to już 1,2 bln zł.
• W 2023 r. dywersyfikacja dostaw surowców energetycznych znacznie przyspieszyła. Rosja przestała być głównym dostawcą (z wyjątkiem paliw, jak LPG). Pomimo tego całościowy import rośnie, a uzależnienie Polski od sprowadzanych surowców pozostaje na wysokim poziomie 43%.
• Transformacja energetyczna kraju ma nierówne tempo – jest widoczna w elektroenergetyce, ale nie w pozostałych sektorach. Brakuje kompleksowej strategii dekarbonizacji państwa adekwatnej do skali wyzwania, jakim jest osiągnięcie neutralności klimatycznej, przy zachowaniu bezpieczeństwa energetycznego i konkurencyjności gospodarki.

Wybrane dane szczegółowe

● Polska osiągnęła trzeci najwyższy wynik wzrostu PKB, licząc od 2004 r. (za Irlandią oraz Maltą).
● 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.

● Od 1990 r. redukcje emisji gazów cieplarnianych netto w Polsce wyniosły 18,3% (w całej UE 32,5%). Jednak od 2005 r. (rok uruchomienia systemu handlu uprawnieniami do emisji) wzrosły one o 3,2%. Według szacunków pierwsze spadki emisji w Polsce pojawiają się w 2023 r., ale nie podano oficjalnych danych za ten rok.
● Wśród państw, które w 1990 r. emitowały ponad 50 mln ton CO2e, liderami redukcji są Rumunia (-75,1%) i Słowacja (-53,7%).
● Jeżeli obecna tendencja się utrzyma, w najbliższych latach Polska będzie miała wyższe emisje niż Francja, której gospodarka jest
czterokrotnie większa od polskiej.

● Choć zużycie energii pierwotnej od lat utrzymuje się na podobnym poziomie (lub delikatnie spada), wzrasta zużycie energii całkowitej w polskiej gospodarce. Jest to spowodowane importem przetworzonych produktów, jak np. paliwa (diesel, LPG).
● Na przestrzeni lat 2013–2022 krajowe zużycie energii wzrosło o 6,3% (258 PJ), przy spadku podaży o 16,1% (-477 PJ). Spadek wynikał głównie ze zmniejszenia wydobycia surowców energetycznych i zbyt powolnego rozwoju OZE, który nie jest w stanie zastąpić ubytków w pozyskaniu m.in. węgla.
● Powoduje to rosnącą zależność polskiej gospodarki od importu energii zza granicy.

● Uzależnienie importowe to stosunek energii importowanej do energii zużytej w kraju.
● Uzależnienie polskiej gospodarki od importu energii w latach 2013–2022 wzrosło z 28% do 43%.
● Od lat największe uzależnienie importowe jest obserwowane dla ropy naftowej. Aż 96–97% zużywanej w Polsce ropy pochodzi zza granicy.
● W 2023 r. szacunkowe uzależnienie od importu gazu ziemnego wyniosło 83%. To 5 p.p. więcej niż 2022 r. i 11 p.p. niż 10 lat temu.
● Import węgla kamiennego energetycznego w 2023 r. pokrył 19% krajowego zużycia. Spadek wskaźnika w porównaniu do 2022 r. wynika z tego, że choć krajowe wydobycie spadało, to tempo spadku zużycia węgla było jeszcze szybsze. Jednak w ciągu dekady zależność od importu węgla kamiennego energetycznego zwiększyła się o 19 p.p.
● Uzależnienie od importu energii odnawialnej (głównie biopaliw i biomasy) oscyluje wokół zera.

● W 2023 r. wartość importu netto surowców energetycznych i paliw do Polski wyniosła szacunkowo 139 mld zł. W 2022 r., po uwzględnieniu inflacji, była to równowartość 241 mld zł, a w 2014 r. równowartość 102 mld zł.
● Prawie połowę tej kwoty (46%) stanowił import netto ropy naftowej (64 mld zł), 26% gazu ziemnego (36 mld zł), a 8% węgla (11 mld zł).
● Po wyeliminowaniu dostaw paliw z Rosji, to Arabia Saudyjska stała się największym beneficjentem uzależnienia importowego Polski. W 2023 r. zarobiła na dostawach do Polski 31,5 mld zł. Drugie miejsce przypadło Norwegii, a trzecie Danii.

● W dwóch ostatnich latach proces dywersyfikacji kierunków, z których Polska sprowadza surowce energetyczne znacznie przyspieszył.
● W 2023 r. import gazu i węgla z Rosji został całkowicie zastąpiony zakupem z innych krajów, a wolumen importu ropy był niewielki. Obecnie wyraźną zależność od Rosji Polska utrzymuje wyłącznie w obszarze importu LPG. 

● Zużycie energii elektrycznej brutto wyniosło w 2023 r. 170,2 TWh. Zużycie odbiorców końcowych stanowiło 85,7% (145,9 TWh), a pozostałe 14,3% (24,3 TWh) to m.in. zużycie na potrzeby własne elektrowni i elektrociepłowni oraz straty w sieciach przesyłowych i dystrybucyjnych.
● Pompowanie wody w elektrowniach szczytowo-pompowych wymagało w 2023 r. zużycia 1,9 TWh energii elektrycznej, to 1,1% krajowego zużycia brutto. Jednostki te wyprodukowały 1,3 TWh, zatem sprawność tych magazynów energii wyniosła 71,6%.
● W 2022 r. (najnowsze dane) największym odbiorcą końcowym energii elektrycznej był przemysł (68 TWh). Gospodarstwa domowe zużyły 29 TWh.
● Dominacja produkcji z węgla powoduje wysokie zużycie na potrzeby własne elektrowni – stanowi ono 9% polskiego zużycia brutto.

● Wzrost zużycia energii elektrycznej (związany z elektryfikacją sektorów) będzie z jednej strony wpływał na coraz większe obciążenie systemu elektroenergetycznego, ale z drugiej – pozwoli zmniejszyć zużycie energii ogółem w całej gospodarce ze względu na wyższą sprawność.
● W 2023 r. sprzedaż pomp ciepła była niższa niż w rekordowym 2022 r. i wyniosła ponad 124 tys. sztuk. Na koniec 2023 r. było ich szacunkowo ok. 657 tys. Przybyło też 37 tys. samochodów elektrycznych (BEV i PHEV), których na koniec 2023 r. było ponad 98 tys.
● Według szacunków Forum Energii rośnie również udział klimatyzowanej powierzchni mieszkań. W 2021 r. wyniósł on ok. 1,8%, podczas gdy w 2012 r. klimatyzowane było niecałe 0,5% powierzchni mieszkań.

● W 2023 r. nie było istotnych zmian mocy konwencjonalnych.
● Jedyne znaczące zmiany odnotowano w źródłach odnawialnych, których przybyło 5,6 GW.
● Za większość wzrostu mocy osiągalnej OZE odpowiada energetyka słoneczna (4,8 GW), z czego 1,9 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.

● Na koniec 2023 r. moc instalacji prosumenckich wyniosła 10,7 GW. Oznacza to przyrost o 21% (1,9 GW) w ciągu roku.
● Na tę moc składa się niemal 1,4 mln instalacji prosumenckich (+16% r/r). Instalacje fotowoltaiczne stanowią 99,97% z nich.
● Szacowana łączna produkcja energii elektrycznej prosumentów wynosi ok. 9,1 TWh. Szacowana autokonsumpcja wyniosła ok. 2,3 TWh, co oznacza, że ok. 1,4% krajowego zużycia nie musiało zostać przesłane przez KSE.
● Prosumenci wprowadzili do sieci 6,8 TWh energii elektrycznej. Odpowiada to 4,1% krajowej generacji.

● 60,5% wyniósł udział węgla w produkcji energii elektrycznej brutto w 2023 r. (o 9,9 p.p. mniej niż w 2022 r.).
● Produkcja z OZE wyniosła 27,1%, czyli o 6,2 p.p. więcej niż w 2022 r. Rekordowa produkcja na poziomie 45,2 TWh sprawiła, że źródła odnawialne stały się w 2023 r. drugim największym producentem energii elektrycznej, wyprzedzając węgiel brunatny. Było to możliwe również dzięki zmniejszonemu popytowi na energię elektryczną (spadek o 4,3% r/r).
● Po raz pierwszy produkcja z wiatru przekroczyła 20 TWh, osiągając 23,2 TWh (14%).
● Najwyższy poziom w historii osiągnęła produkcja energii elektrycznej z gazu ziemnego – 16,5 TWh (9,9% produkcji energii elektrycznej).
● Jednostki węglowe zanotowały najniższe w historii współczynniki wykorzystania mocy. Wartości dla węgla kamiennego zbliżyły się do poziomu wysokich turbin wiatrowych.

● Produkcja z węgla spadła o 25,6 TWh (-20% r/r): z kamiennego o 13,1 TWh (-17% r/r), a z brunatnego o 12,5 TWh (-26% r/r).
● To skutek bardzo wysokich cen węgla kamiennego i uprawnień do emisji CO2 oraz niskiej elastyczności źródeł węglowych, dla których zastaje coraz mniej miejsca w systemie z dynamicznie przyrastającą produkcją z OZE.
● Produkcja z gazu ziemnego wzrosła o 4,8 TWh (+41% r/r) przede wszystkim dzięki spadkowi cen gazu ziemnego, które stały się konkurencyjne wobec wysokich cen węgla oraz wyższej elastyczności tych źródeł, lepiej współpracujących ze zmiennymi OZE.
● Wśród OZE najbardziej dynamicznie rosła produkcja z fotowoltaiki (+39% r/r, +3,2 TWh) i wiatru (+17% r/r, +3,4 TWh). Jedyny spadek odnotowano we współspalaniu biomasy (-8% r/r, -0,2 TWh).
● Elektrownie szczytowo-pompowe, jedyne znaczące w skali systemu magazyny energii, kolejny rok z rzędu były wykorzystane w rekordowym stopniu – o 26% więcej niż w 2022 r.

● Szacunkowo 74,4 GWh energii elektrycznej w 2023 r. poddano nierynkowemu redysponowaniu (ang. curtailment). To ilość porównywalna z rocznym zapotrzebowaniem 30 tys. gospodarstw domowych.
● 56% tej wartości dotyczyło ograniczenia pracy instalacji fotowoltaicznych (nieprosumenckich), pozostałe 44% to ograniczenie produkcji farm wiatrowych. W 2022 r. ograniczeniu uległa tylko generacja farm wiatrowych (8,4 GWh).
● We wcześniejszych latach zjawisko nierynkowego redysponowania nie występowało, ponieważ moc OZE była zbyt niska. Obecnie zainstalowane jest 26,8 GW niesterowalnych OZE przy minimalnym zapotrzebowaniu systemu na poziomie 11 GW.
● Nierynkowe redysponowanie jest narzędziem utrzymywania stabilności i regulacyjności systemu, wykorzystywanym jako ostateczność przez OSP. Jego główną przyczyną jest niewielka elastyczność systemu (przede wszystkim elektrowni konwencjonalnych) w połączeniu z wysoką mocą OZE.

● W 2023 r. ceny energii elektrycznej na rynkach spadały względem cen notowanych w kryzysowym 2022 r. Na podwyżki wpłynęły wówczas m.in. bardzo wysokie ceny gazu ziemnego (kształtujące ceny energii elektrycznej na większości rynków), a także przestoje remontowe (i wywołane suszą) francuskich reaktorów jądrowych.
● Pomimo spadków w 2023 r. ceny nie wróciły do poziomu sprzed kryzysu. W drugim półroczu 2023 r. w Polsce były one wyższe o 62% niż w pierwszym półroczu 2021 r. i wynosiły 101 euro/MWh.
● Od lat ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w Polsce są jednymi z najniższych (nominalnie) wśród krajów sąsiednich.
● Po odliczeniu podatku VAT oraz wszystkich możliwych do odzyskania podatków i danin, średnia cena energii elektrycznej dla przemysłu w Polsce wynosiła 21,35 eurocenta/kWh i była wyższa o 7% niż dla gospodarstw domowych.

● W 2023 r. import węgla energetycznego do Polski wyniósł 14,7 mln ton – to o 2,2 mln ton (-13%) mniej niż w 2022 r. i 7 mln ton (+91%) więcej niż w 2014 r.
● 35% importowanego węgla pochodziło z Kolumbii, 32% z Kazachstanu, 9% z RPA, 8% z Indonezji, a 16% z innych państw. Z Rosji nie importowaliśmy ani jednej tony.
● W 2023 r. wyeksportowano 1,5 mln ton węgla kamiennego energetycznego – 0,6 mln ton (-29%) mniej niż w 2022 r. i 5,3 mln ton (-78%) mniej niż w 2014 r. Głównymi odbiorcami polskiego węgla były Czechy (62%), Ukraina (13%), Słowacja (9%) i Niemcy (5%).

● Według szacunków Forum Energii w 2023 r. zużycie węgla kamiennego wyniosło ok. 57 mln ton, co oznacza spadek względem 2022 r. o ok. 8 mln ton (-12% r/r).
● Import netto spadł o 2,5 mln ton (o 17%, do 12 mln ton). Wydobycie spadło o 4,8 mln ton (o 9%, do 48,4 mln ton). Według szacunków na hałdę odłożono ok. 4 mln ton węgla, zwiększając zapasy.
● Na przestrzeni 10 lat zużycie węgla kamiennego spadło o ok. 17 mln ton (-23%), wydobycie spadło o 24,9 mln ton (-34%), a import netto wzrósł o 10,7 mln ton (+733%).

● Szacunkowe zużycie węgla kamiennego energetycznego spadło w 2023 r. 16% (-8,3 mln ton) r/r, do ok. 45 mln ton.
● W 2023 r. 85% węgla kamiennego energetycznego (38,4 mln ton) zużyto do produkcji energii elektrycznej i ciepła (w elektrowniach, ciepłowniach i EC). Pozostałe 15% (6,6 mln ton) to łączne zużycie pozostałych gałęzi gospodarki.
● Najbardziej spada zużycie na produkcję energii elektrycznej, przy czym prawie cały spadek względem 2014 r. miał miejsce w 2023 r.
● W 2022 r. (najnowsze dostępne dane) gospodarstwa domowe zużyły 6,7 mln ton węgla kamiennego energetycznego (wówczas 12,6%), to o 1,3 mln ton mniej r/r (-16%) i o 4,4 mln ton (-40%) mniej na przestrzeni 10 lat.

● W 2023 r. nastąpiła 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 2023 r. 40% importowanego gazu pochodziło z Danii (Baltic Pipe). Istotnymi dostawcami były także USA (24%), Katar (23%) i Niemcy (7%). Z innych kierunków pochodziło 12% importowanego gazu.
● Łącznie w 2023 r. import gazu ziemnego (zarówno rurociągami, jak i LNG) wyniósł 16,7 mld m3, czyli więcej o 0,6 mld m3 (4% r/r) niż w roku poprzednim i 4,1 mld m3 więcej (+33%) niż 10 lat temu.
● W 2023 r. wyeksportowano 0,8 mld m3 gazu – 61% popłynęło do Ukrainy, 37% na Litwę, a pozostałe 2% głównie do Czech i Niemiec.
● Import LNG stanowił rekordowe 42% (7,1 mld m3 po regazyfikacji) importu paliwa gazowego.

● Według szacunków w 2023 r. zużycie gazu ziemnego wzrosło względem poprzedniego roku o 0,6 mld m3 (+3% r/r) – do 17,8 mld m3 ekwiwalentu gazu wysokometanowego.
● Import netto wzrósł o 0,4 mld m3 (+3% r/r, do 14,2 mld m3). Wydobycie krajowe według szacunków spadło o 0,8 mld m3 (-18% r/r, do 3,6 mld m3), a zapasy o 0,2 mld m3. Pod koniec 2023 r. wypełnienie magazynów wyniosło 95,4%.
● Przez dekadę zużycie gazu ziemnego wzrosło o 2,1 mld m3 (+13%), a wydobycie krajowe spadło o 1,4 mld m3 (-29%). Import netto wzrósł o 3,1 mld m3 (+28%).

● W 2023 r. 1/3 gazu ziemnego (210,7 PJ) została zużyta na produkcję energii elektrycznej i ciepła. Łączne zużycie w pozostałych gałęziach gospodarki wyniosło 67% (437 PJ).
● Największym konsumentem gazu w Polsce jest przemysł, który w 2022 r. (najnowsze dane) był odpowiedzialny za 33% krajowego zużycia (207,6 PJ). Oznacza to spadek o 19% r/r i o 9% na przestrzeni dekady.
● Drugim największym konsumentem gazu w Polsce są gospodarstwa domowe, które w 2022 r. były odpowiedzialne za 29% zużycia (181,7 PJ). Oznacza to spadek o 5% r/r, ale wzrost o 27% na przestrzeni dekady.

● W 2023 r. nastąpiła dywersyfikacja kierunków dostaw ropy naftowej do Polski – po znacznej redukcji importu z Rosji pochodziło jedynie 5% ubiegłorocznego importu (1 mln ton). W 2014 r. było to 90% (21 mln ton), a w 2022 r. 47% (12 mln ton).
● Miejsce Rosji w dostawach ropy do Polski zajęły Arabia Saudyjska (45% importu, 11 mln ton) i Norwegia (35%, 9 mln ton). Z USA przypłynęło 6% tego surowca (1 mln ton), a z pozostałych kierunków 10% (2 mln ton).
● Łącznie import ropy naftowej do Polski wyniósł 25 mln ton, czyli podobnie jak w 2022 r.
● Polska niemal nie eksportuje ropy naftowej. Jedyny, nieznaczny strumień (0,18 mln ton) popłynął, jak co roku, do Niemiec.

● Po dwóch latach spadków, w 2022 r. zużycie ropy naftowej wzrosło do 26,6 mln ton, tj. o 1,9 mln ton więcej r/r (+8%) (najnowsze dostępne dane).
● Import netto wzrósł o 2,7 mln ton (o 11%, do 26,1 mln ton), a krajowe wydobycie spadło o 4% (do 0,9 mln ton). Zapasy wzrosły o 0,3 mln ton.
● Na przestrzeni dekady 2013–2022 zużycie ropy wzrosło o 2,4 mln ton (+10%), wydobycie spadło o 0,1 mln ton (-11%), a import netto wzrósł o 3,2 mln ton (+14%).

● W 2023 r. nastąpiła normalizacja cen surowców energetycznych, którymi handluje się na rynku międzynarodowym. Ceny wciąż utrzymywały się jednak na poziomie wyższym niż przed wybuchem kryzysu energetycznego i rosyjską agresją na Ukrainę.
● Największe spadki cen zanotował gaz ziemny. Na europejskiej giełdzie TTF spadki wynoszą 72% r/r, na polskiej TGE – 69%, a na amerykańskim Henry Hub – 61%. Względem 2019 r. ceny te pozostają jednak wyższe o odpowiednio: 158%, 150% i 14%.
● Tańszy był również węgiel na europejskiej giełdzie ARA – o 56% r/r. choć względem 2019 r. nadal był droższy o 126%.
● Jedynym surowcem, którego ceny wzrosły w stosunku do 2022 r., był polski węgiel (PSCMI1), który zdrożał o 20%. Względem końca 2019 r. był droższy o 150%.

● W 2022 r. Polska była na trzecim miejscu na świecie („awans” o cztery miejsca r/r) pod względem emisyjności zużycia energii pierwotnej.
● Najbardziej emisyjną gospodarkę miał Kazachstan (3,11 t CO2/toe). Polska z wynikiem 2,89 t CO2/toe (+0,05 r/r) uplasowała się zaraz za RPA (3 t CO2/toe). Dla porównania, gospodarka brytyjska emitowała o 27% mniej niż Polska (2,1 t CO2/toe), a francuska o 53% mniej
(1,36 t CO2/toe).

● Emisyjność produkcji energii elektrycznej w 2022 r. w Polsce wyniosła 666 kg CO2/MWh i była najwyższa w UE.
● 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.

● Pod koniec 2023 r. średnioważona cena uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (EEX) wyniosła 68,69 euro/t CO2.
● W lutym 2023 r. po raz pierwszy notowano ceny EUA przekraczające 100 euro/t CO2, jednak w drugiej połowie roku obserwowano spadki cen.
● Wolumen sprzedanych przez Polskę uprawnień wyniósł w 2023 r. 65,1 mln ton. To o 2,1 mln ton więcej niż w 2022 r.
● Budżet kraju zyskał 24,67 mld zł na aukcjach uprawnień do emisji CO2 (EUA i EUAA). To o 1,4 mld zł więcej niż w 2022 r. i o 24,3 mld zł niż w 2014 r.
● 107,4 mld zł łącznie wyniosły nominalnie przychody budżetu w ciągu 10 lat sprzedaży uprawnień CO2. Po uwzględnieniu inflacji jest to 129,8 mld zł.

Niniejszy artykuł jest wyborem kluczowych danych, zebranych w raporcie "Transformacja energetyczna w Polsce. Edycja 2024". Sięgnij do raportu, aby dowiedzieć się więcej!