Ile procent energii w Polsce pochodzi z węgla? Analiza zmian w miksie energetycznym

Ile procent energii elektrycznej w Polsce pochodzi z węgla?

W 2024 roku udział węgla w produkcji energii elektrycznej w Polsce wyniósł 56,2% — rekordowo niski poziom. Na 2025 rok prognozuje się dalszy spadek do około 52,6–53%, a analizy z października 2025 wskazywały nawet na poziom około 35%. W styczniu 2026 roku oddzielnie zmierzono udział węgla kamiennego na 48,18% i brunatnego na 18,28%.

Trzeba przy tym pamiętać, że wartości miesiąc do miesiąca bywają zmienne ze względu na sezonowość. Odnawialne źródła energii (OZE) również rosną — w 2024 roku wyprodukowały 29,4% energii, a w 2025 ich udział wzrósł do około 31,4%. To przesunięcie wpływa na spadek udziału węgla, zwłaszcza gdy moc wiatrowa i fotowoltaiczna jest wysoka.

Miesięczne wahania produkcji zależą od:

• pór roku,
• dostępności mocy,
• importu paliw,
• pracy elektrowni gazowych.

Dane te potwierdzają raporty Forum Energii, Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) i Urzędu Regulacji Energetyki (URE) — PSE regularnie publikuje produkcję w GWh. Na miks energetyczny duży wpływ mają też ceny uprawnień do emisji i dostępność gazu: gdy koszty uprawnień rosną, a podaż OZE się zwiększa, udział węgla zwykle spada.

Czy udział węgla spadł poniżej 50 procent?

W analizach dobowych i miesięcznych z lat 2025–2026 odnotowano, że łączny udział węgla kamiennego i brunatnego spadł poniżej 50%. Dane Forum Energii oraz półroczne zestawienia potwierdzają, że w pierwszej połowie 2025 roku udział węgla był mniejszy niż połowa produkcji energii. Jednak patrząc na cały rok 2025, udział węgla utrzymał się na poziomie około 52,6–53%, czyli wciąż powyżej 50%. Sezonowe wahania tłumaczą, dlaczego jednego dnia udział spadał poniżej połowy, a innego — sięgał nawet 66,46% (analizy dobowe, styczeń 2026).

Krótkoterminowy spadek zużycia węgla wiązał się ze wzrostem udziału OZE, zwłaszcza fotowoltaiki, oraz z większym wykorzystaniem elektrowni gazowych w sprzyjających warunkach rynkowych. Czy roczny udział węgla spadnie trwale poniżej 50%? To zależy od:

• tempa rozwoju mocy wiatrowych,
• skali modernizacji sieci,
• kierunków polityki energetycznej,
• cen uprawnień do emisji CO2,
• zdywersyfikowania dostaw paliw.

Jak zmieniał się udział węgla w miksie energetycznym?

Od początku dekady udział węgla w polskim miksie energetycznym systematycznie maleje. Węgiel kamienny zużywany jest dziś o około 33% mniej niż w 2015 roku, a w ciągu ostatniego roku całkowite zużycie węgla spadło o około 14%. W tym samym czasie na znaczeniu zyskały odnawialne źródła energii i gaz — OZE zwiększyły udział z ok. 17–18% w 2020 r. do ponad 31% w 2025 r., a gaz ziemny wzrósł z 3,6% do ponad 14%.

Import węgla energetycznego wyraźnie się zmniejszył — przykładowo w 2024 r. był niższy o około 58% — i dziś tylko około 10% zapotrzebowania na węgiel kamienny pokrywane jest z importu. Pomimo tych zmian paliwa kopalne nadal dominują w bilansie pierwotnym, dostarczając około 85% energii pierwotnej. Na transformację miksu wpływają przede wszystkim dostępność wiatru i słońca oraz elastyczność elektrowni gazowych, które uzupełniają niestabilne źródła odnawialne.

Przeczytaj teżIle jest elektrowni węglowych w Polsce? Rola i znaczenie w energetyce

Do głównych czynników ograniczających zużycie węgla należą:

• rozwój OZE,
• wzrost mocy gazowych,
• modernizacja sieci,
• polityka klimatyczna,
• rosnące koszty emisji CO2.

Raport „Transformacja energetyczna w Polsce” oraz analizy PSE i Forum Energii wskazują, że większe zróżnicowanie źródeł zwiększa bezpieczeństwo dostaw. Tempo dekarbonizacji będzie zależało od poziomu inwestycji, cen uprawnień do emisji i decyzji politycznych, a prognozy do 2026 r. przewidują dalszy spadek udziału węgla przy jednoczesnym wzroście OZE i gazu ziemnego.

Jaki jest udział węgla kamiennego i brunatnego?

W marcu 2026 roku węgiel kamienny odpowiadał za 43,90% produkcji energii elektrycznej, czyli około 57,3 TWh. węgiel brunatny miał około 18% udziału i jego rola wykazuje spadkowy trend. Łączny udział obu rodzajów węgla w miksie zmienia się znacząco w czasie — bywa poniżej połowy, ale zdarza się też przekroczyć 66%.

Elektrownie zawodowe w dużej mierze bazują na węglu kamiennym, natomiast elektrownie brunatne szczególnie intensywnie zasilają sieć w sezonie grzewczym. Wysoki udział paliw kopalnych przekłada się na większe emisje CO2 w sektorze energetycznym; zgodnie z raportami Forum Energii i PSE, spadek udziału węgla obniża emisyjność.

Te przekształcenia wpływają nie tylko na klimat, ale też na gospodarkę i bezpieczeństwo energetyczne. Mniejszy popyt na surowiec oznacza niższe zamówienia i potrzebę restrukturyzacji miejsc pracy, a jednocześnie wymusza inwestycje w modernizację mocy i dywersyfikację źródeł. W efekcie kształtuje się nowa perspektywa dla polskiego sektora energetycznego.

Jak wzrost OZE zmienia strukturę produkcji energii elektrycznej?

W 2025 roku produkcja energii z odnawialnych źródeł sięgnęła około 54 743 GWh, a udział OZE w zainstalowanej mocy przekroczył połowę. Ten szybki wzrost zmienia dotychczasową strukturę wytwarzania — zamiast stabilnej, węglowej generacji mamy coraz bardziej zróżnicowany miks, który podlega wahaniom w ciągu doby i sezonu.

Panele fotowoltaiczne i farmy wiatrowe znacząco obniżają zapotrzebowanie na paliwa kopalne w godzinach intensywnego nasłonecznienia i przy silnym wietrze, co widocznie wpływa na dobowe profile obciążenia sieci. Po zmroku lub przy słabym wietrze pojawia się natomiast większe zapotrzebowanie na elastyczne źródła rezerwowe — dlatego rośnie rola magazynów energii i jednostek, które szybko mogą wchodzić do pracy.

Przeczytaj teżElektrownia Bełchatów — ile energii produkuje i jaki ma wpływ na system?

Wyższy udział OZE zwiększa zmienność bilansu systemu i wymusza lepsze prognozowanie produkcji z wiatraków i instalacji PV oraz rozwój mechanizmów rynku bilansującego. Sezonowe spadki, jak zmniejszona produkcja farm wiatrowych w marcu 2026 roku, podkreślają konieczność uzupełniania mocy w okresach niższej generacji odnawialnej.

Zmiana miksu ma też konsekwencje inwestycyjne. Potrzebna jest:

• modernizacja sieci przesyłowych,
• wdrażanie inteligentnego sterowania,
• budowa magazynów,
• rozwój elastycznych mocy gazowych,
• technologii niskoemisyjnych.

Większa moc zainstalowana OZE zwiększa ryzyko ograniczeń przesyłowych i lokalnych przeciążeń, a jednocześnie prowadzi do mniejszego wykorzystania elektrowni węglowych. W perspektywie długoterminowej rozbudowa odnawialnych źródeł obniża emisje i zmniejsza zależność od importu paliw kopalnych, przesuwając wyzwania z zarządzania paliwem na zarządzanie przepływami energii oraz inwestycje w bezpieczeństwo energetyczne.

Eksperckie analizy PSE i Forum Energii pokazują jasno: stabilny rozwój OZE wymaga skoordynowanych nakładów na magazyny, elastyczne źródła oraz modernizację sieci.

W jaki sposób gaz i fotowoltaika zastępują węgiel?

Efekt merit-order decyduje o kształcie rynku energii. Energia z paneli fotowoltaicznych ma praktycznie zerowy koszt marginalny, więc w godzinach słonecznych obniża ceny na rynku i wypiera droższe źródła, przede wszystkim elektrownie węglowe. W praktyce PV zmniejsza zapotrzebowanie na moc bazową w ciągu dnia, co skraca czas pracy bloków węglowych i obniża ich współczynnik obciążenia.

Elektrownie gazowe pełnią tu rolę elastycznego bufora — szybko zwiększają moc, aby zrekompensować wahania produkcji ze słońca, co jest niezbędne dla stabilności systemu. Różne instalacje gazowe mają różne zadania:

• turbiny OCGT startują w kilkanaście minut i służą jako rezerwa szczytowa,
• jednostki CCGT cechuje wyższa sprawność i lepsze dopasowanie do dłuższej pracy przy zmiennym obciążeniu.

Bloki węglowe nie zawsze się do tego nadają — wysokie minimum techniczne i długi rozruch sprawiają, że częste cykle włącz/wyłącz obniżają ich efektywność, co uwidacznia się przy rosnącym udziale PV. Pod względem emisji spalanie gazu daje około 400–500 gCO2/kWh, podczas gdy węgiel kamienny i brunatny emitują około 800–1 000 gCO2/kWh; częściowa zamiana węgla na gaz zmniejsza więc emisje na jednostkę energii, choć skala tego procesu zależy od cen gazu i uprawnień CO2.

Konkurencyjność gazu spada, gdy jego cena rośnie, a poprawa miksu energetycznego wymaga jednocześnie dywersyfikacji dostaw paliw, modernizacji sieci oraz inwestycji w magazyny i systemy sterowania. W praktyce model działania wygląda tak: PV ogranicza produkcję węgla w ciągu dnia, a poza godzinami nasłonecznienia sieć bilansują elektrownie gazowe, magazyny, hydro i import — o ile towarzyszy temu rozwój elastycznych mocy oraz mechanizmy rynkowe nagradzające szybko reagujące źródła.

Jak ceny uprawnień do emisji wpływają na miks energetyczny?

Emisyjność paliw znacząco wpływa na koszty wytwarzania energii, zwłaszcza gdy uwzględnimy cenę uprawnień do emisji CO2. W praktyce węgiel powoduje emisję rzędu 0,8–1,0 tCO2/MWh, natomiast gaz ziemny około 0,4–0,5 tCO2/MWh. Przy cenie uprawnień 60 €/t oznacza to koszt emisji dla węgla między 48 a 60 €/MWh, a dla gazu 24–30 €/MWh. Taka różnica kształtuje kolejność w merit-order, dzięki czemu bardziej emisyjne źródła stają się relatywnie droższe.

W efekcie gaz i źródła odnawialne zyskują przewagę konkurencyjną, a wysokoemisyjne paliwa kopalne tracą na atrakcyjności. Dla operatorów i inwestorów wyższe ceny CO2 przyspieszają wycofywanie najmniej wydajnych bloków węglowych i zwiększają apetyt na inwestycje w technologie niskoemisyjne, spalanie gazu oraz instalacje OZE. Krótkookresowo natomiast zmienność cen uprawnień powoduje wahania w wykorzystaniu poszczególnych paliw:

• przy niskich cenach węgiel odzyskuje przewagę kosztową,
• przy wysokich jego udział w produkcji spada, co zmniejsza opłacalność tych jednostek.

Raporty IEA i analizy rynku ETS wskazują, że stabilny sygnał cenowy sprzyja szybszym decyzjom inwestycyjnym na rzecz transformacji energetycznej. Skuteczność takich sygnałów zależy jednak od dostępności alternatyw i stanu infrastruktury. Gdy system dysponuje wystarczającą mocą OZE, magazynami energii oraz elastycznymi jednostkami gazowymi, wzrost cen CO2 szybciej obniża udział węgla. Jeśli natomiast brakuje tych zasobów, przejście jest wolniejsze i droższe z punktu widzenia bezpieczeństwa dostaw.

Wysokie ceny uprawnień przekładają się też na wyższe hurtowe ceny energii, co ostatecznie wpływa na rachunki odbiorców. Jednocześnie jednak tworzą one wyraźny impuls do finansowania modernizacji i dywersyfikacji źródeł. Zmienia się też struktura ryzyka: operatorzy muszą lepiej zarządzać cyklami pracy bloków węglowych, a inwestorzy wliczają koszty emisji w kalkulacje LCOE. W konsekwencji rosną nakłady na elastyczne moce (np. CCGT), magazyny oraz projekty OZE i inne technologie niskoemisyjne, co stopniowo obniża emisyjność sektora.

Analizy rynku sugerują, że polityka cenowa ETS w połączeniu z mechanizmami wsparcia i planami modernizacji może zmieniać miks energetyczny bez pogarszania bezpieczeństwa dostaw.