W ciągu ostatnich lat europejski rynek energii przeżył bezprecedensowy wstrząs, po którym następuje stopniowa stabilizacja. Wojna w Ukrainie i ograniczenie dostaw rosyjskich surowców wywołały w 2022 r. historyczny kryzys energetyczny – ceny gazu i prądu poszybowały do rekordowych poziomów, zmuszając rządy do interwencji. Dziś, w połowie 2025 r., sytuacja wraca do względnej równowagi – hurtowe ceny energii znacząco spadły, a Europa przyspiesza transformację ku odnawialnym źródłom. Jednak w miejsce kryzysu pojawiają się nowe wyzwania – konieczność inwestycji w infrastrukturę, stabilizacja rynku w dłuższej perspektywie oraz utrzymanie bezpieczeństwa dostaw w niespokojnym otoczeniu geopolitycznym.
Nowa rzeczywistość po kryzysie energetycznym
Odcięcie Europy od dużej części surowców z Rosji w 2022 roku wywołało szok podażowy, jakiego rynek nie doświadczał od dekad. Ceny gazu ziemnego na giełdzie holenderskiej TTF – kluczowym punkcie odniesienia dla Europy – wzrosły w sierpniu 2022 r. do niespotykanego poziomu 340 €/MWh. Dla porównania, przed kryzysem ceny gazu rzadko przekraczały wartość 20–30 €/MWh. W ślad za gazem drastycznie podrożała energia elektryczna, ponieważ w wielu krajach to właśnie gazowe elektrownie kształtują cenę prądu na rynku hurtowym. Polska, mimo że opiera swoją energetykę głównie na węglu, również odczuła skutki tego wyraźnego skoku – na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) notowano ceny prądu rzędu kilkuset złotych za MWh, a momentami nawet powyżej 1000 zł/MWh w transakcjach spot.
– Rynek stanął w obliczu gwałtownej burzy – komentuje Jarosław Fabiański, prezes Direct4Energy. – Skokowy wzrost cen paliw kopalnych i niepewność dostaw wymusiły bezprecedensowe działania zarówno po stronie rządów, jak i firm. W efekcie wielu odbiorców przemysłowych ograniczyło zużycie, a dostawcy musieli zabezpieczać kontrakty w warunkach rekordowej zmienności cenowej – dodaje Fabiański.
Zużycie gazu w Europie gwałtownie spadło pod wpływem cen i apeli o oszczędzanie. W 2022 r. popyt na gaz w Unii Europejskiej obniżył się o około 13% (o 55 mld m³), co stanowiło największy roczny spadek w historii pomiarów. Szczególnie mocno ograniczyły konsumpcję gospodarstwa domowe (łagodna zima pozwoliła zmniejszyć ogrzewanie) oraz przemysł, gdzie wysokie ceny zmusiły część zakładów do ograniczenia produkcji. Również w Polsce zanotowano znaczące oszczędności – według szacunków krajowe zużycie gazu ziemnego spadło w 2022 r. o około 16–17% względem roku poprzedniego. Popyt na energię elektryczną także nieco zmalał – np. zużycie prądu przez polskie gospodarstwa domowe w 2023 r. było o 1–2% niższe niż rok wcześniej, co pokazuje, że kryzys skłonił odbiorców do większej ostrożności w konsumpcji.
Ceny energii: od rekordów do stabilizacji
Dzięki nadzwyczajnym działaniom i dostosowaniu rynku, w 2023 r. i 2024 r. sytuacja cenowa zaczęła się powoli stabilizować. Jeszcze na początku 2023 roku ceny gazu utrzymywały się powyżej 40 €/MWh – poziomu zbliżonego do notowań z pierwszej połowy 2021 r., ale dalekiego od szczytowych wartości z 2022 r. Stopniowo europejski rynek znalazł nowe źródła zaopatrzenia (LNG i inne kierunki importu), magazyny zostały wypełnione po brzegi, a konsumpcja pozostała poniżej poziomu wcześniejszych norm. Na początku sezonu zimowego 2024/25 magazyny gazu w UE były zapełnione w 95% (przekraczając wymagane minimum 90%), co znacząco zwiększyło bezpieczeństwo dostaw. W efekcie hurtowe ceny gazu powróciły do poziomów sprzed kryzysu – w 2024 r. przez większość czasu utrzymywały się w przedziale 25–50 €/MWh, zamiast kilkuset euro, jak miało to miejsce w szczytowym momencie. Podobnie ceny energii elektrycznej w hurcie wyraźnie spadły. Średnia cena prądu na europejskich giełdach w II kwartale 2024 r. wyniosła około 60 €/MWh, a zatem była niższa o 33% niż rok wcześniej.
– Po dwóch latach ciągłej huśtawki cen rynek wreszcie łapie oddech – ocenia Jarosław Fabiański. – Spadek hurtowych cen energii w 2024 roku był odczuwalny. Jednak musimy pamiętać, że stabilizacja nastąpiła na poziomach wciąż wyższych niż przed kryzysem. Za prąd i gaz nadal trzeba zapłacić więcej niż kilka lat temu, co dla wielu przedsiębiorstw oznacza utrzymującą się presję kosztową – podkreśla Fabiański. W rzeczywistości, choć spadki cen są znaczące, energia nie wróciła do niskiego poziomu sprzed 2021 r. W 2021 r. przeciętna cena hurtowa 1 MWh prądu w Polsce wynosiła ok. 384 zł, a gazu ok. 100 zł/MWh – obecne stawki są odczuwalnie wyższe. Oznacza to, że konkurencyjność europejskiej gospodarki nadal wymaga działań na rzecz obniżania kosztów energii w dłuższym terminie.
Reakcja rynku i działania regulatorów
W kryzysowej sytuacji władze krajowe i instytucje UE podjęły szereg interwencji, aby uchronić odbiorców i stabilizować rynek. Już latem 2022 r. Unia Europejska wdrożyła plan REPowerEU. U jego podstaw leżała chęć odejścia od rosyjskich paliw oraz wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego. W ciągu zaledwie dwóch lat od jego uruchomienia państwa UE zredukowały zużycie gazu o 18%, uniezależniając się w dużym stopniu od surowców z Rosji, a produkcja energii z wiatru i słońca po raz pierwszy przewyższyła generację z gazu. Równolegle zwiększono import LNG z nowych kierunków – dostawy skroplonego gazu płyną masowo z USA, Kataru, Nigerii czy Australii, a przez gazociągi – z Norwegii, Algierii, Azerbejdżanu i innych. Inwestycje w infrastrukturę sprawiły, że obecnie każdy kraj UE może otrzymywać gaz przynajmniej z dwóch różnych źródeł. Przykładowo, w październiku 2022 r. otwarto interkonektor gazowy Grecja–Bułgaria, poprawiający zaopatrzenie Bałkanów, a Polska uruchomiła gazociąg Baltic Pipe, umożliwiający import do 10 mld m³ gazu rocznie z Norwegii – co pokrywa niemal 2/3 krajowego zapotrzebowania. Te działania zapewniły alternatywne dostawy i wypełniły lukę po rosyjskim gazie, który przed wojną stanowił znaczną część importu (w przypadku Polski ok. 45% dostaw gazu ziemnego w 2021 r.).
Polski rząd podejmował stosowane działania na rynku krajowym. Wprowadzono m.in. zamrożenie cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych – w 2023 r. rachunki dla większości rodzin zostały utrzymane na poziomie z 2022 r. aż do określonego limitu zużycia (2000–3000 kWh rocznie, w zależności od statusu gospodarstwa). Podobnie postąpiono z cenami gazu dla odbiorców w gospodarstwach domowych i instytucjach – spółka PGNiG (obecnie w grupie Orlen) otrzymała mechanizm rekompensat, by cena gazu dla odbiorcy końcowego nie przekraczała urzędowego pułapu mimo drogiego importu. Tarcze osłonowe były sukcesywnie przedłużane – obecnie w życie wchodzą przepisy wydłużające zamrożenie cen prądu dla gospodarstw aż do końca 2025 roku. Jednocześnie państwo zwiększyło dopłaty i dodatki osłonowe dla najbardziej wrażliwych grup (np. dodatek węglowy czy elektryczny) w sezonie grzewczym 2022/23, co ma złagodzić społeczne skutki kryzysu.
– Działania osłonowe były absolutnie konieczne. W przeciwnym razie wielu rodzin i firm nie byłoby stać na energię – ocenia Jarosław Fabiański. – Jednak krótkoterminowe zamrażanie cen to tylko plaster. Kluczowe jest, aby wykorzystać czas stabilizacji na trwałe rozwiązania – inwestycje w nowe moce, poprawę efektywności i integrację rynku, żeby kolejny kryzys nie zastał nas nieprzygotowanych – wylicza prezes Direct4Energy.
Transformacja energetyczna: zielony zwrot i perspektywy dla konwencjonalnych źródeł
Kryzys paradoksalnie przyspieszył zieloną transformację. Wysokie ceny paliw kopalnych zwiększyły opłacalność odnawialnych źródeł energii, a dążenie do uniezależnienia od importu gazu i węgla dało impuls do rozwoju OZE w całej Europie. W rezultacie ponad połowa energii elektrycznej w UE pochodzi obecnie ze źródeł odnawialnych – wiosną 2024 r. udział OZE w wytwarzaniu prądu sięgnął rekordowych 52%. Produkcja z wiatru i słońca rośnie z roku na rok, dzięki czemu możliwe było ograniczenie wytwarzania energii z paliw kopalnych do historycznie niskiego poziomu. W II kwartale 2024 udział elektrowni na gaz i węgiel w unijnym miksie spadł do zaledwie 20%. Generacja gazowa była o 24% mniejsza niż rok wcześniej, a produkcja z węgla spadła o 26% – to efekt zarówno wzrostu mocy OZE, jak i powrotu do pracy elektrowni jądrowych (rozwiązanie problemów technicznych we Francji) oraz poprawy sytuacji hydroenergetyki po wcześniejszej suszy. Emisje CO₂ europejskiego sektora elektroenergetycznego maleją dzięki temu znacznie szybciej niż zakładano przed kryzysem.
W Polsce trend wzrostu OZE również nabrał rozpędu, choć tzw. mix energetyczny pozostaje wciąż zdominowany przez węgiel. Szczególnie imponujący jest rozwój fotowoltaiki – w ciągu ostatnich 5 lat moc zainstalowana paneli PV w Polsce zwiększyła się ponad dwudziestokrotnie. Na koniec 2024 r. polskie instalacje fotowoltaiczne osiągnęły łączną moc ok. 20,2 GW, co plasuje nasz kraj na 6. miejscu w UE pod względem zainstalowanej fotowoltaiki (wyprzedzamy m.in. Francję). Ponad połowę tej mocy stanowią mikroinstalacje prosumenckie na dachach domów i firm – widok paneli słonecznych na polskich osiedlach i gospodarstwach stał się codziennością i nikogo już dziś nie dziwi. Również energetyka wiatrowa odnotowuje znaczący progres, choć przez ostatnie lata rozwój lądowych farm wiatrowych spowalniały restrykcyjne regulacje (tzw. zasada 10H). Sytuacja zaczyna się zmieniać – w 2023 r. minimalną dopuszczalną odległość turbiny od zabudowań zmniejszono z 1500–2000 m do 700 m, a w czerwcu 2025 Sejm przegłosował kolejne złagodzenie do 500 m. To odblokuje wiele inwestycji wiatrowych, choć wprowadzono też dodatkowe wymogi (np. wyłączenia w pobliżu parków narodowych czy stref wojskowych). W perspektywie kilku lat Polska planuje również dynamiczny rozwój morskiej energetyki wiatrowej na Bałtyku – już w 2025 r. mają zostać rozdysponowane nowe pozwolenia dla farm offshore, a pierwsze turbiny na morzu mogą ruszyć około 2027–2028 roku.
Mimo tych wysiłków, energia konwencjonalna w Polsce nadal odgrywa dużą rolę. Elektrownie węglowe produkują ok. 70% krajowej energii elektrycznej (2022: ~72%, 2023: nieco mniej z uwagi na spadek zapotrzebowania), zapewniając stabilność dostaw. Jednak ich przyszłość jest stopniowo ograniczana przez politykę klimatyczną UE i rosnące koszty emisji. Polska zobowiązała się do stopniowego wycofywania węgla – oficjalnie kopalnie mają działać do 2049 r., ale coraz częściej mówi się o przyspieszeniu tego terminu. Elektrownie gazowe postrzegane były jako pomost w transformacji (emitują o połowę mniej CO₂ niż węglowe i mogą stabilizować system przy zmiennych OZE). W ostatnich latach oddano do użytku duże bloki gazowe (np. w Elektrowni Dolna Odra uruchomiono w 2023 r. dwie nowe jednostki ~1400 MW). Jednak szok cen gazu sprawił, że inwestorzy ostrożniej patrzą na projekty gazowe – ryzyko cenowe i niepewność co do przyszłych obciążeń emisyjnych (koszt uprawnień CO₂) każą poważnie analizować, na ile gaz ma być tylko technologią przejściową. Na horyzoncie jest też energia jądrowa – Polska planuje budowę pierwszej elektrowni atomowej (projekt z udziałem USA/Korei), ale realnie jej uruchomienie nastąpi nie prędko – zapewne dopiero w latach 2033–2035. Dlatego najbliższa dekada będzie oparta na trudnej równowadze: dynamicznym rozwoju OZE przy jednoczesnym utrzymaniu konwencjonalnych źródeł (w coraz mniejszym stopniu węglowych, a w większym gazowych) jako zabezpieczenia stabilności.
Dystrybucja i infrastruktura – wąskie gardła transformacji
Gwałtowna transformacja przyniosła nowy problem: infrastruktura elektroenergetyczna nie zawsze nadąża za rozwojem źródeł wytwórczych. Sieci przesyłowe i dystrybucyjne w wielu krajach, w tym również w Polsce, zostały zaprojektowane według starych paradygmatów – scentralizowanej energetyki konwencjonalnej. Dziś, gdy setki tysięcy rozproszonych instalacji OZE wprowadzają energię do systemu, a przepływy prądu są coraz mniej przewidywalne, sieci okazują się wąskim gardłem.
W Polsce objawia się to m.in. rekordową skalą odmów przyłączenia nowych źródeł odnawialnych do sieci – operatorzy muszą odrzucać część wniosków inwestorów, gdyż lokalne sieci nie mają już zdolności przyłączeniowych. Co więcej, nawet istniejące farmy wiatrowe i fotowoltaiczne nie zawsze mogą wykorzystać pełnię mocy. W 2024 roku ok. 920 GWh zielonej energii nie zostało dopuszczone do sieci ze względu na wymuszone ograniczenia (tzw. redispatching), które zostały wprowadzone przez operatora w momentach nadpodaży mocy. Taka ilość odpowiada rocznemu zużyciu prawie 400 tys. gospodarstw domowych – to energia, która została “zmarnowana” z braku możliwości jej przesłania do odbiorców. Zjawisko to nasila się również w 2025 roku, co sygnalizuje poważny problem do rozwiązania.
– Rozbudowa i modernizacja sieci to dziś paląca potrzeba – alarmuje Jarosław Fabiański z Direct4Energy. – Możemy stawiać rekordowe moce OZE, ale jeśli prąd nie popłynie do odbiorców z powodu ograniczeń sieciowych, to marnujemy energetyczny potencjał. Konieczne są inwestycje zarówno w sieci przesyłowe najwyższych napięć, jak i w “ostatnią milę” dystrybucyjną – dodaje Fabiański. Operatorzy sieci w Polsce (PSE na poziomie krajowym oraz spółki dystrybucyjne regionalnie) już prowadzą programy inwestycyjne warte dziesiątki miliardów złotych, aby zwiększyć przepustowość i stworzyć inteligentną infrastrukturę zdolną do obsługi nowych źródeł. Jednym z rozwiązań są magazyny energii, które mogą buforować nadwyżki produkcji – rozwój dużych bateryjnych magazynów już trwa i co istotne – zachęcany jest przez systemy wsparcia takie jak NFOŚiGW. Również modernizacja sieci wiejskich (gdzie powstała większość prosumenckich instalacji PV) jest absolutnie konieczna, aby zapobiec przeciążeniom i wyłączaniu się falowników przy wysokiej generacji słonecznej.
Pozytywnym efektem ubocznym kryzysu jest też zwrócenie większej uwagi na efektywność energetyczną i zarządzanie popytem. Wiele firm wdrożyło programy oszczędności energii, inwestuje w odzysk ciepła odpadowego czy własne źródła OZE na potrzeby zakładu. Technologie smart grid i dynamiczne zarządzanie zużyciem (np. przesuwanie pracy urządzeń na godziny tańszej energii) stają się coraz popularniejsze. To wszystko odciąża sieć i zmniejsza zapotrzebowanie w szczytach. Niemniej, bez gruntownej rozbudowy infrastruktury sieciowej osiągnięcie celów transformacji będzie trudne – sieć jest fundamentem, na którym opiera się cała energetyka.
Perspektywy: stabilizacja czy nowy kryzys?
Po burzliwym okresie rynek energii w Polsce i Europie wchodzi w fazę uspokojenia, ale nadal nie można mówić o pełnym komforcie. Sytuacja geopolityczna pozostaje niepewna – wojna za wschodnią granicą trwa, a globalna rywalizacja o surowce energetyczne może ponownie zaostrzyć się, np. wraz z ożywieniem gospodarczym w Azji. UE wyciągnęła lekcję z kryzysu – odrobiła zaległości w magazynowaniu gazu, dywersyfikacji dostaw i integracji rynku. Komisja Europejska pracuje nad reformą rynku energii mającą m.in. zmniejszyć wpływ cen gazu na ceny prądu (poprzez rozwój kontraktów różnicowych dla źródeł bezemisyjnych, długoterminowych umów PPA itp.), co sprawi, że konsumenci będą lepiej chronieni przed szokami cenowymi. Wprowadzono również bardziej ambitne cele klimatyczne – np. nowa dyrektywa OZE podniosła cel udziału odnawialnych źródeł do 42,5% w finalnym zużyciu energii do 2030 r. (z intencją osiągnięcia nawet 45%). To oznacza konieczność dalszego potężnego inwestowania w energetykę odnawialną w całej Europie.
Dla Polski nadchodzące lata będą testem zaradności i konsekwencji. Z jednej strony stoi ogromny potencjał – mamy znakomite warunki do rozwoju wiatru na morzu, bardzo duże nasłonecznienie latem (które już teraz pozwala bić rekordy produkcji PV), do tego napływają środki unijne na transformację energetyczną (Fundusz Modernizacyjny, KPO). Z drugiej strony wyzwaniem będzie bezpieczne zastąpienie odchodzących jednostek węglowych nowymi mocami niskoemisyjnymi, zanim nastąpi deficyt mocy. Konieczne będzie też utrzymanie akceptacji społecznej dla inwestycji – zarówno OZE, jak i infrastruktury sieciowej czy nowych elektrowni (także jądrowych).
– Patrząc w przyszłość, możemy być ostrożnymi optymistami – podsumowuje Jarosław Fabiański. – Europa nauczyła się wiele na kryzysie i dziś jest znacznie lepiej przygotowana na ewentualne turbulencje. Mamy bardziej zdywersyfikowane dostawy gazu, pełne magazyny i dynamicznie rozwijające się odnawialne źródła. Kluczowe będzie teraz mądre inwestowanie i planowanie – tak aby stabilizować ceny dla odbiorców i jednocześnie nie zatracić tempa zielonej transformacji – wskazuje Fabiański. Jego zdaniem rok 2022 był zimnym prysznicem, który jednak może wyjść sektorowi na dobre, jeśli doprowadzi do trwałych zmian: zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego Polski i całej UE oraz przyspieszenia rozwoju czystej, taniej energii rodzimej produkcji.
***
Direct4Energy jest liderem w sprzedaży prądu i gazu w Polsce. Od ponad 10 lat specjalizuje się w optymalizacji kosztów energii elektrycznej oraz gazu dla Klientów biznesowych. Zapewnia fachowe doradztwo energetyczne i kompleksową opiekę w trakcie trwania współpracy. Ciągle doskonalimy jakość naszych usług i poszerzamy swoją ofertę, aby sprostać potrzebom naszych Klientów.