Polska gigantycznym importerem prądu. Wydaliśmy miliardy złotych
W 2025 roku bilans handlu energią elektryczną Polski z zagranicą wyszedł wyraźnie na minusie i oznaczał odpływ ok. 470 mln EUR, czyli w przybliżeniu 2 mld zł. Kluczowy okazał się rozjazd cenowy i to, że kupowaliśmy prąd głównie w drogich godzinach, a sprzedawaliśmy go w tanich.
Jak podają Kamil Lukaszczyk i Paweł Kryczyk w swojej analizie, bilans ujemny nie wynika z pojedynczego zdarzenia, tylko z powtarzalnego układu dobowego w systemie. W tle było wiele głośnych tematów z 2025 roku, takich jak sezonowe rekordy udziału OZE, okresy Dunkelflaute oraz dyskusje o taryfach dla gospodarstw domowych, a także decyzje regulacyjne i pytania o przyszłość finansowania mocy dyspozycyjnych, jednak ich wyliczenia zwracają uwagę na bardziej „księgowy” efekt uboczny działania rynku.
Z przedstawionych liczb wynika, że Polska w 2025 roku sprowadziła z zagranicy ok. 5,6 TWh energii elektrycznej, płacąc średnio ok. 137 EUR za MWh, a jednocześnie sprzedała za granicę ok. 4,6 TWh po średniej cenie ok. 66 EUR za MWh. Oznacza to, że średnio import był mniej więcej o 70 EUR za MWh droższy niż eksport.
Import w szczycie, eksport w dołku cenowym
W ujęciu wartościowym przekładało się to na przychody z eksportu rzędu ok. 310 mln EUR oraz koszt importu rzędu ok. 780 mln EUR, co dawało saldo ok. 470 mln EUR na minusie, czyli w przybliżeniu 2 mld zł.
Istotne jest to, że w energetyce decyduje nie tylko suma roczna, ale też godzina w dobie, bo rynek wycenia energię w krótkich interwałach i ceny potrafią się mocno wahać. W godzinach porannych i wieczornych, kiedy zapotrzebowanie rośnie, system częściej opiera się na imporcie, a są to zwykle godziny, w których energia jest droga w regionie. W środku dnia, kiedy fotowoltaika generuje najwięcej, oraz nocą, kiedy krajowy popyt spada, częściej pojawia się nadwyżka energii i wtedy jest ona wypychana na eksport po niskich cenach, czasem nawet w warunkach, w których ceny schodzą do bardzo niskich poziomów.
Autorzy łączą ten układ godzinowy z kilkoma cechami krajowego systemu. Zwracają uwagę na ograniczoną elastyczność części starszych jednostek węglowych, które mają problem z szybkim i efektywnym reagowaniem na zmiany w bilansie, zwłaszcza gdy kończy się dzienna produkcja z fotowoltaiki.
Jednocześnie wskazują na skalę samej fotowoltaiki, ponieważ moc zainstalowana PV w polskim systemie przekroczyła niedawno 25 GW, co wzmacnia zjawisko szybkich zmian w podaży w ciągu doby. Do tego dochodzi wciąż słaba zdolność do magazynowania energii oraz niewystarczające narzędzia, które pozwalałyby zatrzymać nadwyżki w kraju i wykorzystać je później, kiedy energia jest bardziej potrzebna.
Błędne koło inwestycji
W tym miejscu pojawia się prosty wniosek, że system w praktyce sprzedaje nadwyżki wtedy, gdy rynek wycenia je najniżej, a kupuje energię wtedy, gdy ceny są najwyższe. W efekcie oznacza transfer pieniędzy do europejskich wytwórców, podczas gdy po naszej stronie zostaje rachunek za domykanie bilansu w godzinach szczytowego zapotrzebowania.
Autorzy analizy zwracają przy tym uwagę na mechanizm przypominający błędne koło inwestycyjne, ponieważ ograniczenie drogiego importu w krytycznych godzinach wymaga inwestycji w elastyczne źródła sterowalne i magazyny energii, ale część środków, które mogłyby te inwestycje finansować, „ucieka” za granice wraz z ujemnym bilansem wymiany, przez co system ponosi bieżące koszty braku elastyczności, a te koszty dodatkowo spowalniają tempo domykania braków w elastyczności.
Na końcu materiału autorzy sugerują rozwiązania, które nie brzmią jak „rewolucja”, ale są dokładnie tym, czego wymaga handel rozliczany godzinowo. W praktyce chodzi o dobudowanie elastycznych mocy dyspozycyjnych, które potrafią szybko podnieść produkcję rano i wieczorem, oraz o rozwój magazynów energii, dzięki którym nadwyżki z godzin taniej energii można zatrzymać i wykorzystać później, gdy system jest najbardziej obciążony.