Energetyczna luka Polski. BGK: Transformacja pochłonie biliony złotych

Opublikowany w połowie stycznia 2026 roku raport Departamentu Analiz Branżowych Banku Gospodarstwa Krajowego (BGK) rzuca nowe światło na wyzwania stojące przed polską energetyką. Dokument zatytułowany "Analiza luk inwestycyjnych na rynku energetycznym" nie pozostawia złudzeń: etap prostego dodawania nowych mocy wiatrowych i słonecznych powoli się kończy.

Teraz rynek musi zmierzyć się z dużo trudniejszym zadaniem – zapewnieniem stabilności systemu, który w coraz większym stopniu zależy od kaprysów pogody. Analitycy banku wyliczają, że łączne nakłady inwestycyjne w sektorze paliwowo-energetycznym do 2040 roku mogą sięgnąć nawet 3,5 biliona złotych, z czego lwia część, bo aż 1,7 biliona złotych, przypada na produkcję, przesył i dystrybucję energii elektrycznej.

Transformacja energetyczna w Polsce toczy się od lat, a jej najbardziej widocznym efektem jest dynamiczny wzrost udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) w miksie paliwowym. Jednak autorzy raportu BGK zwracają uwagę na fundamentalny problem: nie wystarczy zbudować farm wiatrowych czy fotowoltaicznych. Niezbędne są inwestycje w elastyczność systemu, które pozwolą w pełni wykorzystać te źródła. To właśnie "luka elastyczności" została zdiagnozowana jako główna składowa luki inwestycyjnej w polskiej energetyce.

Problem polega na specyfice źródeł odnawialnych. Zmiany popytu na energię ze strony gospodarstw domowych i firm są powtarzalne i względnie łatwe do przewidzenia. Natomiast podaż energii z wiatru i słońca jest stochastyczna, czyli losowa. Im większy udział tych źródeł w systemie, tym trudniej zbilansować Krajowy System Elektroenergetyczny (KSE). Eksperci BGK wskazują, że elastyczny system to taki, który potrafi szybko reagować na gwałtowne zmiany produkcji. W tym kontekście kluczowe stają się sterowalne źródła wytwórcze, takie jak elektrownie gazowe, magazyny energii, czy instalacje biogazowe.

Artur Galbarczyk, dyrektor Biura Branży Energetycznej i Technologii w BGK, podkreśla w komunikacie towarzyszącym raportowi, że polski system staje się coraz bardziej złożony i podatny na wahania pogodowe. Jego zdaniem, o ile transformacja jest nieunikniona, o tyle jej sukces zależy od zdolności do magazynowania i bilansowania rynku. Dlatego inwestycje w elastyczność powinny być traktowane na równi z inwestycjami w nowe moce wytwórcze.

Raport przywołuje konkretne dane obrazujące skalę wyzwania. Do połowy 2025 roku moc zainstalowana w fotowoltaice w Polsce przekroczyła 23 GW, a w farmach wiatrowych 11 GW. Teoretycznie te moce mogłyby z nadwyżką pokryć zapotrzebowanie kraju. W praktyce jednak ich wykorzystanie jest znacznie niższe. Analitycy wskazują na zjawisko tak zwanej "dunkelflaute", czyli okresów bezwietrznej i pochmurnej pogody, które w naszej szerokości geograficznej mogą trwać nawet kilka dni. Przykładem takiej sytuacji był tydzień od 4 do 10 listopada 2024 roku, kiedy to łączne moce wiatrowe i słoneczne pokrywały średnio zaledwie 8 proc. krajowego zapotrzebowania. W takich momentach system ratowały elektrownie konwencjonalne.

Drugim problemem jest tak zwana "kaczka" (duck curve), czyli zjawisko występujące w słoneczne dni. W południe, gdy fotowoltaika pracuje pełną parą, ceny energii spadają, a operator systemu musi czasem nakazywać redukcję produkcji, by nie przeciążyć sieci. Z kolei wieczorem, gdy słońce zachodzi, a ludzie wracają do domów, zapotrzebowanie gwałtownie rośnie, co wymaga błyskawicznego uruchomienia innych źródeł. W czerwcu 2025 roku operator systemu (PSE) musiał wydawać polecenia nierynkowej redukcji generacji fotowoltaicznej aż przez 25 dni w miesiącu. To marnotrawstwo taniej energii, któremu mogłyby zapobiec magazyny.

Jednym z najciekawszych elementów raportu BGK jest ocena "bankowalności" poszczególnych technologii, czyli ich zdolności do pozyskania finansowania dłużnego. Bank podzielił technologie na osiem segmentów, oceniając je pod kątem ryzyka realizacji, ryzyka operacyjnego oraz dostępności projektów. Wnioski są jasne: nie każda technologia potrzebna systemowi jest atrakcyjna dla banków komercyjnych.

Na szczycie rankingu znajdują się sieci elektroenergetyczne. Posiadają one bardzo wysoką bankowalność (ocena 1 w skali 1-5). Wynika to z regulowanego charakteru działalności operatorów sieci, co gwarantuje im stabilne przychody w oparciu o taryfy zatwierdzane przez Urząd Regulacji Energetyki. Ryzyko takich projektów jest niskie, a wymagany wkład własny inwestora często nie przekracza 10 proc. Co więcej, inwestycje w sieci są niezbędne do przyłączania nowych OZE, co daje im silny mandat w ramach polityki ESG.

Na drugim biegunie znajdują się elektrownie szczytowo-pompowe (ESP). Mimo że jest to najbardziej dojrzała technologia magazynowania energii na dużą skalę, jej bankowalność oceniono jako bardzo niską. Barierą są gigantyczne nakłady inwestycyjne, skomplikowany i długotrwały proces budowy oraz olbrzymia ingerencja w środowisko. Bez potężnego wsparcia państwa lub specjalnych mechanizmów gwarancyjnych, nowe ESP mają małe szanse na powstanie w modelu komercyjnym.

W środku stawki znajdują się elektrownie gazowe. Zarówno jednostki pracujące w cyklu kombinowanym (CCGT), jak i otwartym (OCGT), oceniane są jako średnio bankowalne. Na koniec 2024 roku moc źródeł gazowych w Polsce wynosiła 5,2 GW, co oznaczało podwojenie stanu z 2020 roku. Projekty te mają jasny model biznesowy i korzystają ze wsparcia rynku mocy. Jednak banki dostrzegają ryzyka: gaz jest paliwem kopalnym, co w dłuższej perspektywie (po 2035 roku) ograniczy czas pracy tych elektrowni. Dodatkowo dochodzi ryzyko zmienności cen surowca i uprawnień do emisji CO2. Mimo to, gaz pozostaje niezbędnym stabilizatorem systemu w okresie przejściowym.

Znacznie trudniejsza jest sytuacja bateryjnych magazynów energii. Choć są one kluczowe dla stabilizacji OZE, ich bankowalność oceniono jako niską. Powodem jest wysokie ryzyko operacyjne. Przychody magazynów opierają się na arbitrażu cenowym (kupno tanio, sprzedaż drogo) oraz usługach systemowych. Na obecnym, wczesnym etapie rozwoju rynku, te strumienie przychodów są zbyt niepewne dla banków. Bez kontraktu z rynku mocy, który gwarantuje stały dopływ gotówki, sfinansowanie dużego magazynu energii jest w Polsce niezwykle trudne. Wymagany wkład własny w takich projektach sięga często 30-35 proc.

Raport BGK zwraca uwagę na paradoks polskiego rynku biogazu. Polska, jako kraj o dużym sektorze rolnym, posiada ogromny potencjał produkcji biogazu i biometanu – szacowany nawet na 8 miliardów metrów sześciennych rocznie. Tymczasem wykorzystujemy zaledwie około 3 proc. tego potencjału. Biogazownie są idealnym źródłem OZE, ponieważ są sterowalne i niezależne od pogody. Mimo to ich bankowalność jest niska.

Problemem są wysokie koszty inwestycyjne w przeliczeniu na megawat mocy oraz ryzyka operacyjne, zwłaszcza te związane z zapewnieniem stałych dostaw substratu (wsadu) do produkcji gazu. Inwestorzy muszą też mierzyć się ze skomplikowanymi procedurami administracyjnymi. Podobnie wygląda sytuacja w segmencie Power-to-Heat (P2H), czyli technologii wykorzystujących prąd do produkcji ciepła. Choć elektryfikacja ciepłownictwa jest konieczna, niska rentowność sektora ciepłowniczego i wysoka kapitałochłonność instalacji odstraszają kapitał komercyjny.

Joanna Smolik, dyrektorka Departamentu Relacji Strategicznych w BGK, zaznacza w komentarzu do raportu, że to właśnie w tych mniej dojrzałych, a strategicznie kluczowych segmentach, rola banku rozwoju jest nie do przecenienia. Instytucja deklaruje gotowość do zapewnienia "pierwszej lub ostatniej złotówki" do projektów o strategicznym znaczeniu, współpracując przy tym z bankami komercyjnymi w celu podziału ryzyka.

Analiza BGK opiera się na założeniach zaktualizowanego Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu (KPEiK) z grudnia 2025 roku. Dokument ten przewiduje dwa scenariusze transformacji: scenariusz ambitny (WAM) oraz zrównoważony (WEM). Oba zakładają stopniowe, ale nieuchronne odejście od węgla. W scenariuszu ambitnym, węgiel ma zniknąć z produkcji prądu niemal całkowicie do 2040 roku. Zastąpić go mają źródła odnawialne, gaz (jako paliwo przejściowe) oraz energetyka jądrowa, której debiut przewidywany jest na drugą połowę lat 30. XXI wieku.

W obu scenariuszach udział OZE w produkcji energii elektrycznej ma wzrosnąć z około 30 proc. w 2025 roku do 50 proc. w roku 2030, by w 2040 osiągnąć poziom bliski 70 proc. To oznacza gigantyczne wyzwanie dla stabilności sieci. Raport wskazuje, że emisyjność polskiej energetyki spada (z 955 g CO2/kWh w 2000 roku do 615 g CO2/kWh w 2024 roku), ale wciąż należy do najwyższych w Europie. Dalsza redukcja emisji wymaga zastępowania starych bloków węglowych nie tylko wiatrakami, ale całym ekosystemem elastyczności.

Skala potrzeb finansowych jest bezprecedensowa. Szacunki mówiące o kwotach rzędu 1,7 biliona złotych na samą elektroenergetykę do 2040 roku pokazują, że ciężar transformacji przekracza możliwości pojedynczych spółek energetycznych, a nawet budżetu państwa. Konieczne jest zmobilizowanie kapitału prywatnego i bankowego. Tu jednak pojawia się bariera ryzyka. Jak wskazuje raport, w segmentach takich jak magazyny energii czy biometanownie, bariery finansowania wynikają z niestabilnych profili przychodowych i braku wystarczającego wsparcia systemowego.

Analitycy BGK zauważają, że inne europejskie banki rozwoju już teraz aktywnie finansują podobne inwestycje, co może stanowić drogowskaz dla Polski. Wśród priorytetów wymienia się nie tylko wielkie magazyny energii, ale też cyfryzację sieci i rozwój lokalnych obszarów bilansowania (klastrów energii). Te ostatnie, choć obecnie niszowe (w Polsce działa aktywnie zaledwie nieco ponad 100 spółdzielni energetycznych), mogą odegrać rolę w odciążaniu centralnej sieci przesyłowej.