Energetyczne spółki z GPW grają o premię za elastyczność
Europejska transformacja energetyczna wchodzi w nową fazę. W 2025 r. udział węgla w produkcji energii elektrycznej w UE spadł do rekordowo niskich 9,2%. Z kolei OZE odpowiadały już za niemal połowę zużycia prądu na terenie UE. Jednocześnie dane za I kwartał 2026 r. pokazują wzrost emisji sektora energii, a sierpniowe upały i susza uwidoczniły ograniczenia systemu. Dla polskich spółek energetycznych z GPW sygnał jest jasny. Przewagę będzie budował nie sam przyrost zielonych mocy, lecz zdolność do bilansowania systemu.
Subskrybuj nasz newsletter legislacyjny
Węgiel traci szybciej niż kiedykolwiek
Jak podaje Eurostat, w 2025 r. węgiel kamienny odpowiadał za 3,7% produkcji energii elektrycznej w UE, a brunatny za 5,5%. Łącznie ich udział wyniósł 9,2%, co jest historycznie najniższym notowaniem w historii unijnych statystyk (jeszcze w 1990 r. węgiel zapewniał ponad jedną trzecią produkcji).
Równolegle rośnie rola OZE. W 2025 r. źródła odnawialne stanowiły 26,2% końcowego zużycia energii w UE, a w samym zużyciu energii elektrycznej ich udział sięgnął 49,9%. Do celu na 2030 r., wynoszącego 42,5% w końcowym zużyciu energii, wciąż pozostaje duży dystans. Eurostat szacuje, że w okresie lat 2026-2030 r. udział ten musiałby rosnąć średnio o 3,3 pkt proc. rocznie. To oznacza dalszą presję na przyspieszenie inwestycji, rozwój sieci i elektryfikację kolejnych sektorów gospodarki.
Zielona energia nie rozwiązuje problemu bezpieczeństwa
Transformacja nie przebiega w sposób liniowy. W I kwartale 2026 r. emisje gazów cieplarnianych gospodarki UE wzrosły o 0,3% kwartał do kwartału, przy równoczesnej stagnacji PKB. Największy wzrost (o 4,8%) odnotował sektor dostaw energii elektrycznej, gazu, pary i chłodu. Sierpień przyniósł jednak fale upałów i susze, które ograniczyły produkcję w części elektrowni z powodu niskiego poziomu wód i wysokiej temperatury wody.
W ocenie organu wykonawczego UE system pozostaje stabilny, choć sytuacja była dość napięta. Pomogła wysoka generacja z PV oraz przepływy energii między państwami. Bruksela podkreśliła jednak, że kluczowe staje się magazynowanie energii, które pozwala przenieść nadwyżkę z godzin charakteryzujących się wysokim nasłonecznienie na wieczorny szczyt, a także elastyczne zarządzanie popytem.
Od zielonych megawatów do rynku elastyczności
W systemie, w którym rośnie udział źródeł zależnych od pogody, wartość ekonomiczna przesuwa się z samej produkcji MWh w stronę dostępności mocy, magazynowania, usług bilansujących, DSR i sprawnych sieci dystrybucyjnych.
Nowe unijne dane nie oznaczają więc końca energetyki konwencjonalnej z dnia na dzień, lecz pokazują, że jej rola będzie coraz częściej polegała na zabezpieczaniu systemu. Dla grup posiadających nadal znaczące aktywa węglowe jest to sygnał rosnącego ryzyka kosztowego i regulacyjnego. Co ważne, tego rodzaju sytuacja premiuje tych, którzy najszybciej zbudują portfel OZE, magazynów i elastycznych mocy sterowalnych.
Co to oznacza?
Nowa dane są szczególnie ważne w kontekście obecnych działań spółek takich jak PGE, Tauron i Enea, których akcje są notowane na warszawskiej giełdzie. PGE stawia w strategii do 2035 r. na OZE, sieci, moce gazowe i magazyny energii, a portfel magazynowy ma przekroczyć 18 GWh. Tauron zakłada ponad 6 GW mocy w OZE i magazynach do 2035 r., a Enea planuje około 4,9 GW OZE i 1,33 GW mocy magazynowej.
Statystyki wprost wskazują, że coraz ważniejszym kryterium wyceny sektora będzie nie tylko tempo odchodzenia od węgla, ale także koszt finansowania transformacji oraz zdolność nowych aktywów do generowania stabilnych przepływów pieniężnych. Najlepiej pozycjonowane i wyceniane mogą być spółki dysponujące jednocześnie siecią dystrybucyjną, rosnącym portfelem OZE i aktywami elastyczności.
