Administracja Donalda Trumpa ponownie wyraźnie dystansuje się od globalnych trendów zielonej transformacji, stawiając na tradycyjne paliwa kopalne jako fundament bezpieczeństwa energetycznego i wzrostu gospodarczego USA. W 2025 roku prezydent konsekwentnie przekłada te deklaracje na konkretne decyzje polityczne i finansowe, które wzmacniają sektor węglowy i redefiniują rolę Stanów Zjednoczonych w światowej debacie klimatycznej.

Administracja Donalda Trumpa jest dziś jedną z najbardziej zdecydowanych przeciwwag wobec globalnych strategii zielonej transformacji energetycznej, koncentrując się na wsparciu tradycyjnych źródeł energii zamiast na przyspieszonej dekarbonizacji; podczas gdy cały świat dąży do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych, prezydent Stanów Zjednoczonych ma zupełnie inne zdanie na temat gospodarki niskoemisyjnej.

Nie powinno to jednak nikogo dziwić. Przypomnijmy, że w listopadzie 2020 roku, Stany Zjednoczone formalnie wystąpiły z porozumienia paryskiego, co i tak było „opóźnione”, bo pierwszy zamiar wycofania się z porozumienia miał miejsce już 1 czerwca 2017 roku, jednak zgodnie z zasadami porozumienia decyzja mogła wejść w życie dopiero po upływie kilku lat. USA ponownie przystąpiły do porozumienia paryskiego 19 lutego 2021 roku za prezydentury Joe Bidena.

W tym artykule jednak nie chcemy skupić się na „starej bajce”, ale tym, co nowo wybrany prezydent zaprezentował w 2025 roku.

Odciążyć sektor węglowy

Już w kwietniu, prezydent podpisał akty wykonawcze mające na celu odciążenie sektora węglowego od restrykcyjnych przepisów środowiskowych, co pozwoliło części elektrowni węglowych uniknąć ostrzejszych norm emisji i zachować działalność, którą poprzednia administracja planowała ograniczyć[1]. Trump wielokrotnie podkreślał, że węgiel oraz inne paliwa kopalne są fundamentem amerykańskiej niezależności energetycznej i bezpieczeństwa gospodarczego, przeciwstawiając się regulacjom, które jego zdaniem zagrażają stabilności systemu energetycznego i konkurencyjności amerykańskiego przemysłu na arenie międzynarodowej.

Według administracji (co jest również szeroko dyskutowane i komentowane), promowanie wydobycia i spalania węgla ma pomóc w zapewnieniu przewidywalnej, taniej energii, co ma być kluczowe dla dużych odbiorców energii — od przemysłu ciężkiego po centra danych obsługujące technologie takie jak sztuczna inteligencja[2]. Nie trudno zauważyć, że – mimo bezspornych korzyści dla biznesu oraz gospodarstw domowych – to bardzo populistyczny argument, który pomaga wygrać elektorat, szczególnie w czasie wysokich „cen życia” jakie mają w tej chwili miejsce w USA.

Wracając jednak do promocji wydobycie węgla i taniej energii: w praktyce polityka ta przejawia się w szeregu konkretnych decyzji administracyjnych, które są czynnikami umożliwiającymi faktyczne działania. Na przykład otwarto ponownie federalne tereny pod wydobycie węgla, zakończono wcześniejszy moratorium na wydzierżawianie takich gruntów i uproszczono procedury związane z uzyskiwaniem pozwoleń, co ma sprzyjać rozwojowi górnictwa[3].

Administracja Trumpa zwiększa również finansowanie dla sektora węglowego. W 2025 roku ogłoszono zarówno programy inwestycyjne wspierające rewitalizację terenów poprzemysłowych związanych z górnictwem, jak i dostępność setek milionów dolarów na modernizację istniejących elektrowni węglowych oraz rozwój infrastruktury w regionach tradycyjnie uzależnionych od węgla.

Miliony dolarów wbrew globalnym trendom

Jednym z najbardziej medialnych projektów było ogłoszenie planu o wartości 625 milionów dolarów pochodzących z publicznych środków na ożywienie sektora węglowego, w tym modernizację elektrowni i otwarcie 13 milionów akrów publicznych gruntów pod wydobycie — działania te są częścią strategii władz federalnych na rzecz przeciwdziałania spadkowi znaczenia węgla w miksie energetycznym.

Takie podejście stoi w wyraźnej sprzeczności z globalnymi trendami klimatycznymi, w których wiele krajów i instytucji finansowych – szczególnie w Europie i Azji – wybiera szybki rozwój odnawialnych źródeł energii i cele ograniczenia emisji. W 2025 roku odnawialne źródła energii wyprzedziły węgiel jako główne źródło produkcji energii elektrycznej na świecie, co pokazuje rosnącą dynamikę transformacji energetycznej i jej potencjalne przewagi konkurencyjne.

Z politycznego punktu widzenia, działania Trumpa są zgodne z jego strategią „American Energy Dominance” – hasłem, które administracja wykorzystuje do uzasadniania wsparcia dla paliw kopalnych jako kluczowego elementu amerykańskiej suwerenności energetycznej i bezpieczeństwa gospodarczego[4]. Dla sektora biznesu takie decyzje oznaczają mieszaninę szans i ryzyk.

Z jednej strony firmy energetyczne korzystające z węgla otrzymują krótkoterminowe wsparcie rządowe, co może poprawić ich sytuację finansową i inwestycyjną. Z drugiej strony, wiele banków i inwestorów instytucjonalnych globalnie coraz ostrożniej patrzy na projekty oparte na paliwach kopalnych z uwagi na kryteria środowiskowe, społeczne i zarządcze (ESG), co może utrudniać dostęp do kapitału w dłuższej perspektywie.

Ostatecznie polityka Trumpa w zakresie energetyki i klimatu – choć popularna w niektórych regionach USA – stoi w opozycji do ambitnych planów redukcji emisji i rozwoju zielonej energii, jakie realizowane są w innych częściach świata. Administracja stawia dziś na tradycyjne paliwa kopalne i zwiększanie ich produkcji, co według krytyków może opóźniać rozwój czystych technologii i utrudniać integrację USA z globalnymi celami klimatycznymi.

Magdalena Kuffel

Bibliografia:
[1] Źródło the White House Fact Sheet: https://www.whitehouse.gov/fact-sheets/2025/04/fact-sheet-president-donald-j-trump-lifts-burdensome-epa-restrictions-on-coal-plants
[2] Źródło: WRAL News: https://markets.financialcontent.com/wral/article/marketminute-2025-9-25-trump-administration-pushes-coal-revival-to-fuel-ai-boom-reshaping-us-energy-landscape
[3] Źródło: https://www.blm.gov/press-release/department-interior-moves-restore-coal-industry
[4]Źródło: U.S. Department of Energy: https://www.energy.gov/articles/promises-made-promises-kept

Przez ostatnie lata wodór był przedstawiany jako nowa gwiazda energetyki – technologia, która jednocześnie zdekarbonizuje przemysł, zasili samoloty, autobusy, ciężarówki, a nawet ogrzeje nasze domy. Na międzynarodowych konferencjach padały wielkie deklaracje, powstawały mapy drogowe z punktami tankowania, a korporacyjne prezentacje wizualizowały instalacje zintegrowane z parkami wiatrowymi. Wodór miał być wszystkim naraz. A jak to często bywa przy okazji wielkich oczekiwań – niestety nie wszystkie mogły być zrealizowane.

Ambicje wodorowe kontra ekonomia

Niestety, ale 2025 rok okazał się być niezwykle ważnym dla wielki projektów wodorowych, które niestety ale musiały zostać odstawione na drugi (albo i trzeci) plan. Wiele z tych inicjatyw zostało zatrzymanych lub znacząco opóźnionych z powodu bardzo wysokich kosztów realizacji i ekonomicznej nieopłacalności przy słabym popycie na wodór, co sprawia, że inwestorzy rewidują swoje plany lub w ogóle rezygnują z projektów. Ponadto bariery w finansowaniu, niepewność regulacyjna oraz trudności w zabezpieczeniu długoterminowych umów na odbiór (offtake) produkowanego wodoru sprawiają, że wielu deweloperów skaluje projekty w dół lub je odwołuje, mimo dużych ambicji i wsparcia publicznego.

Szczególnie głośnym echem odbiła się decyzja niemieckiego RWE o wycofaniu się z gigantycznego projektu zielonego wodoru i amoniaku w Namibii. Projekt, szacowany na około 10 miliardów dolarów, miał stać się jednym z filarów europejskiego importu zielonej energii. Oficjalny powód wycofania był prozaiczny: europejscy odbiorcy nie złożyli wystarczająco mocnych deklaracji popytowych, by inwestycja mogła się obronić ekonomicznie[1]. Brak popytu — ten sam problem pojawia się w raporcie za raportem, analizie za analizą.

Jest to wytłumaczenie (żeby nie powiedzieć „wymówka”, które często powraca podczas dyskusji dot. nowych technologii. Ostatnio, jest to często nadużywany slogan przy okazji rozmów nt. Samochodów elektrycznych. Bez popytu, nie warto budować infrastruktury do ładowania pojazdów EV, a bez infrastruktury ładującej, konsumenci nie czują się na tyle bezpieczni aby wybrać taki model samochodu jako codzienny środek transportu. Ale wracając do tematu wodoru.

Nie tylko RWE ostudziło zapał. Innym przykładem podobnej decyzji jest Statkraft; w 2025 roku firma ogłosiła, że wstrzymuje rozwój nowych projektów zielonego wodoru, argumentując to rosnącą niepewnością rynkową i ograniczonymi perspektywami rentowności[2]. Moment wcześniej, bo w październiku 2024 roku Neste z Finlandii zrezygnował z instalacji 120 MW elektrolizera w rafinerii w Porvoo, czyli z projektu produkcji tzw. „odnawialnego wodoru”, tłumacząc decyzję trudną sytuacją rynkową i presją finansową.

Z kolei, również w 2025 roku, globalny trader surowców Trafigura wykreślił z planów budowę zakładu produkcji zielonego wodoru w South Australia przy hucie ołowiu w Port Pirie — mimo że zakończono fazę studium wykonalności — najprawdopodobniej z powodu niepewnej perspektywy zapotrzebowania lub rentowności[3]. Te przypadki pokazują, że w branży wodoru coraz częściej to nie technologia, lecz względy ekonomiczne — wysoki koszt produkcji, słaby popyt ze strony nabywców lub problemy z logistyką i dostawami komponentów — decydują o losie projektów.

Czy to oznacza, że wodór — przynajmniej ten zielony — był jedynie piękną wizją? Tu sprawa się komplikuje. Bo choć medialne nagłówki lubią dramatyczne stwierdzenia, takie jak „koniec marzeń o wodorze”, rzeczywistość jest znacznie mniej zero-jedynkowa. Branża chemiczna, stalowa czy rafineryjna nadal potrzebuje wodoru i nic nie wskazuje na to, aby to się w najbliższym czasie zmieniło. Trudno sobie wyobrazić produkcję nawozów czy niektórych paliw bez tego pierwiastka.

Nieprzypadkowo nawet RWE, wycofując się z Namibii, równocześnie podpisało długoterminową umowę (15-to letnią) na dostawy zielonego wodoru do rafinerii w Niemczech, z realizacją od 2030 roku[4]. To nie jest obraz branży, która umiera. To obraz branży, która redukuje ambicje i zaczyna szukać sensu tam, gdzie fizyka i ekonomia faktycznie jej sprzyjają.

Nie „wodór do wszystkiego”, lecz wodór tam, gdzie ma sens

Prawda jest taka, że wodór nie stanie się paliwem dla naszych domów ani dla miejskich samochodów — i być może nigdy nie miał nim być. Przez kilka lat wierzyliśmy jednak, że może posłużyć praktycznie do wszystkiego. Dziś, po bardziej trzeźwej analizie, widać jasno: wodór ma swoje miejsce. Ważne, strategiczne, ale ograniczone. I zapewne nigdy nie będzie „nową ropą naftową”, choć przez chwilę mógł wydawać się jej zielonym wcieleniem.

Czy marzenia o gospodarce wodorowej pozostaną więc tylko marzeniami? Nie — ale zmieniają skalę. Ze snu o globalnej rewolucji robi się raczej precyzyjny plan modernizacji przemysłu, z wybranymi niszami w transporcie czy energetyce. To nadal potężny rynek i pole do innowacji. Tyle że zamiast wodoru „do wszystkiego”, dostaniemy wodór tam, gdzie jest naprawdę potrzebny. I może to wcale nie jest zła wiadomość — bo energetyka widziała już wystarczająco dużo wielkich wizji, które potem kończyły w szufladzie.

Magdalena Kuffel

Bibliografia:

1. Intellinews Pro
2. H2 International
3. Reuters
4. RWE

Wydarzenia ostatniego tygodnia mogą zadecydować o przyszłości europejskiej energetyki i wpływać na portfele milionów obywateli Unii Europejskiej. W centrum uwagi znalazł się kontrowersyjny system ETS2, który ma objąć emisje z budynków i transportu, a jego wprowadzenie może zmienić zasady gry w całej UE. Decyzje podjęte teraz zadecydują nie tylko o tempie transformacji energetycznej, ale też o tym, jak sprawiedliwie koszty tej zmiany zostaną rozłożone między obywateli i przemysł.

Ostatni tydzień może okazać się jednym z najważniejszych dla przyszłości europejskiej transformacji energetyczno-środowiskowej, ale także dla samych obywateli UE. Podczas spotkania ministrów środowiska UE, mającym miejsce 4 listopada i który utworzył „efekt domina”, jednym z najważniejszych punktów dyskusji był system ETS2. 

Dlaczego ETS2 jest tak ważny?

System ETS 2 ma na celu rozszerzenie mechanizmu handlu emisjami (dotychczas objętego przemysł, elektrownie) na budynki i transport drogowy – sektory, które do tej pory były objęte innymi ramami regulacyjnymi. Ze względu na naturę systemu, koszty związane z jego wprowadzeniem zostaną przesunięte przede wszystkim na klientów końcowych. Sygnał cenowy (w prostych słowach: podwyżka cen, przede wszystkim związanych z ociepleniem budynków) zmusi klientów do ograniczania emisji CO2, co wpisuje się w strategię UE zmierzającą do neutralności klimatycznej do 2050 roku. Implikacje są jednak szerokie – od kwestii wpływu na ceny energii i paliw, przez skutki społeczne (np. dla gospodarstw domowych z niskimi dochodami), po aspekty konkurencyjności gospodarek państw członkowskich. 

Spotkanie nie jest pierwszą próbą rozmów na temat systemu ETS2 oraz celów środowiskowych. Latem 2025 został opublikowany „Joint Non-Paper”, dokument podpisany przez większość państw członkowskich, w którym przedstawiono wątpliwości związane z samym systemem oraz sugestie dotyczące jego skuteczniejszego wdrażania. Drugim momentem piwotalnym był wysłany pod koniec października list od komisarza UE ds. Klimatu, Hoekstra, w którym przestawił on propozycje zmian w systemie ETS2, odpowiadając na obawy 19 państw członkowskich dotyczące możliwości gwałtownego wzrostu cen uprawnień. Decyzja o wysłaniu listu wynikła z potrzeby zwiększenia przewidywalności działania ETS2, ochrony konkurencyjności przemysłu UE i złagodzenia potencjalnych skutków społecznych dla gospodarstw domowych.

Wspólne stanowisko w sprawie emisji

Oba wydarzenia doprowadziły do spotkania ministrów środowiska państw członkowskich UE 4 listopada, aby dojść do wspólnego stanowiska w sprawie nowego celu redukcji emisji na 2040 rok w ramach European Climate Law. Po długiej nocy trudnych rozmów ministrom w końcu udało się osiągnąć tymczasowe porozumienie w sprawie celu klimatycznego na 2040 rok. 

Porozumienie, o którym mowa stanowi jedynie stanowisko Rady, tzw. „podejście ogólne” (ang. General Approach), i musi jeszcze zostać zestawione ze stanowiskiem Parlamentu Europejskiego, zanim przybierze formę prawa. Ostateczny kompromis wyznaczy fundamenty dla unijnych ram energetycznych i klimatycznych po 2030 roku, które Komisja Europejska planuje zaproponować w drugiej połowie przyszłego roku.

Dobra czy zła wiadomość?

To z jednej strony bardzo dobra wiadomość, przede wszystkim dająca jasny sygnał, że Unia bacznie przygląda się temu, jak wygląda transformacja energetyczna w państwach członkowskich i pokazuje, że mimo wielkich struktur biurokratycznych, w Unii jest miejsce na dyskuje.  

Z drugiej strony, najtrudniejsze spory polityczne dopiero się zaczną. Przyszłość systemu handlu emisjami ETS1 oraz dyrektywy w sprawie odnawialnych źródeł energii jest osią gorących dyskusji, a nowy system ETS2 (który dotyczący budynków i transportu) już teraz wyrasta na jeden z najbardziej kontrowersyjnych tematów.  

Porozumienie Rady ponownie uwypukla rosnący rozdźwięk między państwami członkowskimi w kwestiach polityki energetycznej i klimatycznej. Szczególnie kraje Europy Środkowo-Wschodniej coraz głośniej wyrażają sceptycyzm wobec polityk klimatycznych UE, obawiając się, że mogą one osłabić akceptację społeczną, obciążyć budżety publiczne oraz wpłynąć na konkurencyjność przemysłu. Tymczasem kraje nordyckie, Hiszpania i inne nadal optują za wysokimi ambicjami, co w istocie pokazuje, jak nierównomierne są szanse i wyzwania związane z dekarbonizacją w całej Europie.

Co nowego w sprawie ETS2?

Wracając do ubiegłotygodniowego porozumienia. Wprowadza ono kilka istotnych postanowień, które albo od razu modyfikują, albo w przyszłości będą wymagały zmian w obowiązujących przepisach. A dokładniej, tekst Rady przewiduje bezpośrednie przesunięcie startu ETS2 o jeden rok, na 2028 rok. Wprowadza również obowiązek, aby Komisja Europejska co dwa lata oceniała i raportowała wdrażanie systemu, uwzględniając konkurencyjność globalną przemysłu UE.  Pamiętajmy jednak, że porozumienie nie jest wiążącym dokumentem, a tylko pierwszym krokiem do formalnych zmian. 

To co jest pewne to fakt, że przyszłość systemu ETS2 jest niepewna i trudno jest określić, w którą „stronę” mogą pójść negocjacje. Jednoroczne przesunięcie startu wymaga pertraktacji z Parlamentem, który wciąż musi sfinalizować swoje oficjalne stanowisko. Wstępne sygnały wskazują, że nawet EPL (Europejska Partia Ludowa), naturalni zwolennicy wyceny emisji, są podzieleni w tej kwestii. 

Po głosowaniu w Parlamencie, które obecnie przewidziane jest na 13 listopada, rozpoczną się negocjacje w trylogu, które mogą nie zakończyć się przed początkiem przyszłego roku, kiedy Cypr przejmie przewodnictwo w Radzie od Danii. Może to dodatkowo skomplikować sytuację, ponieważ Cypr już wcześniej próbował utworzyć koalicję w Radzie, aby zamrozić ETS2 przynajmniej do 2030 roku.

Niepewność

Obecnie znajdujemy się w sytuacji przedłużonej niepewności, w której wszystkie scenariusze są teoretycznie możliwe (terminowy start, 1-roczne opóźnienie, całkowite anulowanie). Jednak dziś scenariusz rocznego opóźnienia wydaje się najbardziej prawdopodobny. W takich okolicznościach kluczowe stanie się zapewnienie jasnych i sprawiedliwych zasad uznawania już poniesionych kosztów, tak aby uniknąć nieuzasadnionych zysków, ale jednocześnie chronić przed kosztami utopionymi. 

Równolegle do dyskusji o odroczonym wejściu w życie systemu, Komisja przedstawi do końca tego roku oczekiwany zestaw zmian dotyczących funkcjonowania ETS2. Oczekuje się, że mają one zapewnić rozsądną stabilność cen przy debiucie aukcji. Na ten moment, rynek oczekuje jakiegokolwiek sygnału cenowego i mimo potencjalnego opóźnienia ETS2, większość operatorów rynku jest „za” wprowadzeniem systemu aukcyjnego już w 2026 roku (czyli według planów), aby mieć możliwość zrównoważonego pozyskiwania certyfikatu przy minimalnym wpływie na klientów końcowych.

Magdalena Kuffel

Ørsted, duński lider w branży morskiej energetyki wiatrowej, na przełomie sierpnia i września przeszedł prawdopodobniej jeden z najtrudniejszych momentów w swojej historii. Decyzja administracji Donalda Trumpa o wstrzymaniu prac przy niemal ukończonym projekcie Revolution Wind — farmie wiatrowej typu offshore u wybrzeży Rhode Island — uruchomiła lawinę problemów: od gwałtownego spadku wartości akcji firmy, przez wzrost niepewności regulacyjnej w USA, po konieczność wzmocnienia kondycji finansowej całej grupy. Na szczęście, decyzja została cofnięta i prace nad projektem mogły zostać wznowione, jednak „niesmak pozostał”.  

O czym dokładnie mowa?

22 sierpnia amerykańskie Biuro ds. Zarządzania Energią Oceanów (BOEM), podległe Departamentowi Zasobów Wewnętrznych, nakazało natychmiastowe wstrzymanie prac przy Revolution Wind. W uzasadnieniu powołano się ogólnie na kwestie „bezpieczeństwa narodowego” i potrzebę ochrony interesów USA w ich wyłącznej strefie ekonomicznej oraz na wodach terytorialnych. W rezultacie, Ørsted i jego partnerzy – Skyborn Renewables i fundusz Global Infrastructure Partners – musieli całkowicie zawiesić budowę. 

W chwili wstrzymania prac, projekt był ukończony w ok. 80 procent. Zainstalowano 45 z 65 turbin, zdobyto wszystkie niezbędne pozwolenia federalne i stanowe, a uruchomienie produkcji energii planowano na połowę 2026 roku. 

Historyczny spadek akcji

Pikanterii całej sprawie dodaje fakt, że na kilka dni przed wydaniem zakazu, 11 sierpnia, Ørsted ogłosił plan pozyskania 60 miliardów koron duńskich (ok. 8 miliardów euro) poprzez emisję nowych akcji, skierowaną do obecnych udziałowców. Środki miały sfinansować końcowy etap inwestycji. Informacja o wstrzymaniu budowy uderzyła więc w najbardziej wrażliwym momencie — i niemal natychmiast wywołała panikę na rynku. Kurs akcji Ørsted spadł o 16–17 procent, osiągając historyczne minimum. 

Zatrzymanie prac było nie tylko poważnym ciosem finansowym dla deweloperów, ale również sygnałem ostrzegawczym dla inwestorów. W obliczu planowanego zwiększenia kapitału, sytuacja na rynku stała się wyjątkowo napięta. Zawieszenie Revolution Wind uderzyło też w reputację firmy — pojawiły się obawy, że podobne decyzje mogą zagrozić innym projektom Ørsted w USA, zwłaszcza farmie Sunrise Wind, której firma jest wyłącznym właścicielem. 

Dodatkowym problemem okazały się szybko rosnące dodatkowe koszty — zarówno bezpośrednie, wynikające z opóźnień i utrzymania placu budowy, jak i pośrednie: związane z ryzykiem prawnym, utrzymaniem płynności finansowej oraz wzrostem kosztów finansowania inwestycji. To wszystko sprawiło, że Ørsted znalazł się pod ogromną presją – i to nie tylko ze strony rynku, ale też opinii publicznej.  

Rynek amerykański coraz mniej przyjazny dla OZE

Wizerunkowo Ørsted również miał wiele do stracenia. Dotąd postrzegana jako jeden z globalnych liderów transformacji energetycznej, firma musiała przemyśleć w jaki sposób będą mogli odbudować zaufanie — nie tylko do własnych projektów, ale i do stabilności rynku odnawialnych źródeł energii w USA. Wydarzenia ostatnich tygodni wpisują się bowiem w szerszy trend: administracja Trumpa coraz wyraźniej wycofuje się ze wspierania energetyki odnawialnej, co może oznaczać długofalowe problemy dla firm działających na tym rynku. 

Choć zarząd Ørsted – wspierany przez rząd Danii – zapewniał, że plan podwyższenia kapitału pozostaje aktualny, a firma zamierza walczyć o wznowienie budowy w sądzie, rynek stawiał te deklaracje pod dużym znakiem zapytania. Na szczęście, mimo wielkich zawirowań, wszystko zakończyło się pozytywnie. 22 września, amerykański sąd (z siedzibą w Waszyngtonie) wydał zgodę na wznowienie prac przy projekcie Revolution Wind.

Mimo radości, nie można nie brać pod uwagę wpływu, jaki jeden miesiąc „bezczynności” miał na bilans finansowy firmy:  każdy dzień opóźnienia kosztował Ørsted aż 2 miliony dolarów. Decyzja przyniosła natychmiastowy efekt nie tylko inwestycyjnie, ale również jeśli chodzi o rynek kapitałowy – akcje spółki już tego samego dnia wzrosły o 9 procent, osiągając poziom 11,60 dolarów za sztukę. Mimo to Departament Spraw Wewnętrznych USA zapowiedział, że nadal będzie prowadził kontrolę projektu także w trakcie trwania prac. 

Revolution Wind jako sygnał ostrzegawczy

Podsumowując: Ørsted znalazł się na rozdrożu. Ogromna skala inwestycji, rosnące ryzyko polityczne i regulacyjne w USA, presja finansowa oraz spadające zaufanie inwestorów – wszystko to splata się w skomplikowany węzeł problemów. Mimo, że projekt Revolution Wind został wznowiony już po miesiącu, skutki, z którymi musi sobie radzić firma są nie tylko finansowe, ale również strategiczne.

Taka „niespodzianka” z pewnością wpływa na re-ewaluacje czy warto kontynuować obecność na rynku wind off-shore w Stanach Zjednoczonych. Zaistniała sytuacja to problem nie tylko dla Ørsted, ale sygnał ostrzegawczy dla całego sektora. Administracja Trumpa wielokrotnie zapowiadała, że chce zwiększyć niezależność energetyczną Stanów Zjednoczonych i ograniczyć wpływy zagranicznych inwestorów. Czy Revolution Wind to pierwsza ofiara tej polityki w sektorze energetycznym? Jeśli tak, może to oznaczać początek nowego etapu, w którym regulacje i decyzje polityczne będą miały większy wpływ na projekty offshore niż czynniki ekonomiczne czy technologiczne. Dla firm z branży to sygnał, że ryzyka geopolityczne stają się równie istotne, jak ryzyka finansowe i operacyjne. 

Magdalena Kuffel

W sierpniu 2025 roku niemiecki rząd przyjął nowelizację ustawy o składowaniu dwutlenku węgla (Carbon Dioxide Storage Act), rozszerzając ramy prawne umożliwiające budowę infrastruktury CCS/CCUS na skalę przemysłową. Dokument, uchwalony przez rząd federalny 6 sierpnia, stanowi istotny krok w kierunku wdrożenia technologii wychwytu, transportu oraz składowania lub wykorzystania CO2 w niemieckim przemyśle.

Decyzja niemieckiego rządu o przyjęciu ustawy przyspieszającej rozwój infrastruktury CCS wynika z rosnącej presji na osiągnięcie neutralności klimatycznej do 2045 roku. Niemcy, jako największa gospodarka UE, stoją przed wyzwaniem dekarbonizacji energochłonnych sektorów przemysłu, gdzie emisji CO₂ nie da się łatwo uniknąć. Do tej pory kraj ten był ostrożny wobec CCS z powodu obaw społecznych i środowiskowych, zwłaszcza dotyczących składowania podziemnego. Jednak wobec rosnących kosztów emisji i braku innych realistycznych opcji redukcji emisji w przemyśle, CCS zaczęto postrzegać jako konieczne uzupełnienie OZE. Nie jest to łatwe wyzwanie, biorąc pod uwagę, że większość gospodarki Niemiec opiera się na bardzo „brudnym” przemyśle, a dokładniej: przemyśle motoryzacyjnym, maszynowym i inżynieryjnym czy chemicznym i farmaceutycznym. 

Dodatkowym impulsem była potrzeba zwiększenia przewidywalności inwestycji i utrzymania konkurencyjności niemieckiego przemysłu na tle światowej konkurencji. Dzięki CCS, przedsiębiorstwa mogą kontynuować działalność w sektorach o wysokiej emisji, jednocześnie spełniając coraz bardziej rygorystyczne normy środowiskowe. To z kolei zwiększa przewidywalność inwestycji, ponieważ redukuje ryzyko przyszłych kar, opłat za emisje, czy utraty zezwoleń środowiskowych. 

Zmiana podejścia wpisuje się także w szerszy trend unijny wspierający technologie CCS w ramach Zielonego Ładu. Mimo, że plan ustawy był już wstępnie konsultowany przez poprzedni rząd, niestety nie wystarczało czasu na jej wprowadzenie przed jego upadkiem w listopadzie ubiegłego roku. Zrobienie tego teraz było kluczowe, również ze względu na presję, które branżowe organizacje wywierały na parlamencie domagając się jasnych ram prawnych i możliwości szybszej realizacji projektów. Nowelizacja prawa to więc zarówno reakcja na wyzwania klimatyczne, jak i pragmatyczny krok wobec realiów przemysłowych i międzynarodowych. 

Co dokładniej przewiduje znowelizowana ustawa?

Nowelizacja ustawy pozwala na tworzenie komercyjnych obiektów składowania CO₂ na kontynentalnym szelfie, w wyłącznej strefie ekonomicznej (EEZ), z zachowaniem ochrony obszarów morskich o szczególnym znaczeniu środowiskowym. Co więcej, ustawa wprowadza możliwość składowania na lądzie – za zgodą poszczególnych krajów związkowych. Jest to ogromna zmiana! Na podstawie KSpG (ustawa Kohlendioxid‑Speicherungsgesetz) z 2012 roku, składowanie CO₂ na lądzie w Niemczech było kompletnie zabronione; ustępstwem było składowanie dwutlenku węgla w ramach projektów demonstracyjnych, przy czym obowiązywały ograniczenia ilościowe oraz klauzule pozwalające poszczególnym landom na weto wobec lokalizacji takich instalacji. Dzięki nowelizacji ustawy, landy będą rozważać udział w systemie „Opt‑In” i składać wnioski o zatwierdzenie lokalnych projektów CCS (będzie miało to miejsce w latach 2025-2026). Naturalnie, nie będzie to „automatycznie” oznaczało zgodę na konstrukcję nowych magazynów; zgoda zostanie wydana dopiero po ocenie geologicznej i środowiskowej. Według szacunków, pierwsze magazyny onshore mogą pojawić się dopiero ok 2036 roku. 

Infrastruktura projektowana w ramach tej ustawy – rurociągi do transportu CO₂ oraz instalacje magazynujące – uzyska status „celu nadrzędnego interesu publicznego”, co ma przyspieszyć procesy planowania i uzyskiwania zezwoleń. Nowe przepisy uwzględniają również możliwość adaptacji istniejących gazociągów do przesyłu dwutlenku węgla, a w wyjątkowych sytuacjach umożliwiają nawet wywłaszczenie – przy wypłacie odszkodowania. 

Nowelizacja wyłącza zastosowanie CCS w elektrowniach węglowych – zarówno konwencjonalnych, jak i kogeneracyjnych – jasno wskazując, że wsparcie tej technologii skierowane jest wyłącznie do sektorów, gdzie emisji nie da się skutecznie uniknąć: takich jak produkcja cementu, wapna, przemysł chemiczny czy spalarnie odpadów. Zgodnie z rządową strategią, CCS ma działać komplementarnie z rozwojem odnawialnych źródeł energii, ale bez wspierania paliw kopalnych jak węgiel. 

Czy CCS to przyszłość transformacji energetycznej?

Podsumowując, cel strategiczny nowelizacji ustawy jest jasny: Niemcy zmierzają do neutralności klimatycznej do 2045 roku i chcą – w niektórych sektorach – nawet osiągnąć emisje netto ujemne po 2050. Składowanie CO₂ może przyczynić się do złagodzenia rosnących kosztów emisji – widocznych zwłaszcza w sektorze przemysłowym – oraz zapewnić konkurencyjność niemieckiego przemysłu. W tym kontekście branżowe organizacje, takie jak BDI, VCI, DIHK czy BDEW, doceniają statut interesu publicznego, który zapewni przewidywalność i bezpieczeństwo inwestycji. 

Z drugiej strony, nowelizacja budzi opór ze strony organizacji środowiskowych: Greenpeace, BUND czy Nabu wskazują na wysokie koszty, dużą złożoność technologii, długie terminy realizacji oraz zagrożenie opóźnienia realnych działań redukcyjnych – a także ryzyko, że CCS stanie się pretekstem do przedłużania eksploatacji paliw kopalnych. 

Technologia CCS niewątpliwie odgrywa coraz większą rolę w kształtowaniu polityki klimatycznej Niemiec. Rząd uznaje ją za niezbędny element, przede wszystkim do dekarbonizacji przemysłu, gdzie emisji nie da się wyeliminować ani całkowicie przejść na energię odnawialną. Przygotowana infrastruktura, uproszczone procedury i wsparcie instytucjonalne mogą uczynić z CCS fundament transformacji w sektorach budowlanym, chemicznym i odpadowym. 

Warto wspomnieć, że Niemcy nie są jedynym państwem europejskim zainteresowanym składowaniem dwutlenku węgla. Norwegia, światowy lider w rozwiązaniach CSS, pozwala na magazynowanie CO₂ w formacjach geologicznych pod dnem Morza Północnego w ramach projektu „Northern Lights”, będącym wspólną inicjatywą rządu oraz firm Equinor, Shell oraz Total. Innym przykładem jest Holandia, gdzie inwestuje się w projekty offshore, jak przykładowo projekt Porthos w porcie Rotterdam. Mimo, iż Holandia bierze pod uwagę budowę magazynów również na lądzie, spotyka się to z problemem miejsca (Holandia jest bardzo gęsto zaludniona) i sprzeciwem społecznym. 

Czy CCS będzie „klimatyczną przyszłością” Niemiec? Zależy to od kilku kluczowych czynników: realnej skuteczności składowania (w tym trwałości), kosztów inwestycyjnych, dostępności technologii oraz reakcji społecznej i politycznej. Postęp w tej technologii – także w innych krajach europejskich – może przyczynić się do zwiększenia acceptacji i skalowalności, ale tylko równoległy rozwój odnawialnych źródeł energii i skuteczna redukcja emisji będą gwarantować, że CCS stanie się trwałym filarem transformacji – a nie jedynie kosztownym substytutem realnych zmian. 

W ten sposób CCS może rzeczywiście odegrać przyszłościową rolę w niemieckiej polityce energetycznej, ale pod warunkiem, że zachowana będzie równowaga między innowacją a ambitną dekarbonizacją oraz odpowiedzialnością wobec środowiska.

Magdalena Kuffel

Chiny planują wprowadzić bezwzględne limity emisji dwutlenku węgla od 2027 roku. Największy emitent gazów cieplarnianych na świecie chce stworzyć przewidywalne i przede wszystkim realne ramy ograniczania emisji w kluczowych sektorach gospodarki.

Chiny, będące największym emitentem gazów cieplarnianych na świecie, ogłosiły przełomowy krok w kierunku walki ze zmianami klimatycznymi. Zgodnie z najnowszym oświadczeniem Komitetu Centralnego Komunistycznej Partii Chin, kraj ten planuje wprowadzenie bezwzględnych limitów emisji dwutlenku węgla już od 2027 roku. To istotna zmiana w dotychczasowym podejściu Pekinu do redukcji emisji, które koncentrowało się głównie na intensywności emisji w stosunku do wzrostu gospodarczego, a nie na sztywnych limitach emisyjnych, jakie widzimy przykładowo w Europie. 

Ochrona gospodarki chińskiej

Decyzja ta wynika przede wszystkim z potrzeby zwiększenia skuteczności dotychczasowego systemu ETS, który opierał się na wskaźnikach intensywności emisji – czyli emisji CO w przypadającej na jednostkę produkcji. Choć takie podejście dawało przedsiębiorstwom większą elastyczność, nie gwarantowało jednak rzeczywistego spadku całkowitych emisji, szczególnie w sytuacji wzrostu produkcji przemysłowej. Przejście na absolutne limity ma zatem na celu stworzenie bardziej przewidywalnych i realnych ram ograniczania emisji w kluczowych sektorach gospodarki.  

Nie bez znaczenia pozostaje również kontekst międzynarodowy. Od 2026 roku Unia Europejska wdraża mechanizm CBAM (Carbon Border Adjustment Mechanism), czyli graniczny podatek węglowy (o którym pisaliśmy LINK DO ARTYKUŁU), który obciąża import towarów z krajów nieposiadających wystarczająco ambitnych polityk klimatycznych w celu wyrównania kosztów środowiskowych. Wprowadzenie przez Chiny surowszych i bardziej przejrzystych regulacji klimatycznych, takich jak limity absolutne i rozszerzony ETS, może pomóc chronić chiński eksport przed dodatkowymi opłatami oraz utrzymać konkurencyjność na rynku europejskim. 

Ponadto, warto przypomnieć kiedy po raz pierwszy Chiny zaczęły dyskutować bardziej ambitne cele klimatyczne, bo to również nie jest bez znaczenia. Miało to miejsce we wrześniu 2020 roku, podczas Zgromadzenia Ogólnego ONZ; wtedy to Prezydent Xi Jinping zadeklarował, że Chiny zamierzają osiągnąć szczyt emisji CO₂ przed 2030 rokiem oraz neutralność klimatyczną (emisje netto zero) do 2060 roku. To ogłoszenie miało ogromne znaczenie symboliczne i polityczne – nie tylko dlatego, że Chiny są największym emitentem CO₂ na świecie, ale również dlatego, że deklaracja została złożona w czasie, gdy Stany Zjednoczone wycofywały się z porozumienia paryskiego (za prezydentury Donalda Trumpa). Deklaracja Xi została odebrana jako próba objęcia globalnego przywództwa klimatycznego przez Chiny w tamtym momencie. 

Jak będzie to wyglądało w praktyce?

Limity emisji zostaną w pierwszej kolejności wdrożone w branżach o względnie stabilnym poziomie emisji. Dotyczy to przede wszystkim sektorów przemysłowych, w których zmienność produkcji jest ograniczona, co pozwala na efektywne i przewidywalne wprowadzenie regulacji. Wdrażanie tego rodzaju rozwiązań jest uznawane za kluczowy etap w budowie kompleksowego systemu ograniczania emisji i stanowi zapowiedź znacznie szerszych działań w nadchodzących latach. 

Zgodnie z planami chińskiego rządu, do 2030 roku powstanie ogólnokrajowy system handlu emisjami (ETS – Emissions Trading System), który będzie funkcjonował na zasadach rynkowych i obejmie wszystkie najważniejsze sektory gospodarki. ETS ma stać się jednym z najważniejszych narzędzi do osiągnięcia deklarowanego przez Pekin celu szczytu emisji przed 2030 rokiem i neutralności węglowej do 2060 roku. System ten umożliwi firmom zakup i sprzedaż pozwoleń na emisję CO₂, co ma zachęcać do inwestowania w technologie niskoemisyjne i zwiększania efektywności energetycznej. 

Chińskie działania są bacznie obserwowane przez społeczność międzynarodową, ponieważ ich skala i skuteczność mają ogromne znaczenie dla globalnych wysiłków na rzecz ograniczenia ocieplenia klimatu. Wprowadzenie bezwzględnych limitów emisji to wyraźny sygnał, że Chiny zaczynają traktować walkę z emisjami jako integralny element swojej długofalowej strategii rozwoju. 

Pomimo ogromnych wyzwań związanych z transformacją energetyczną w kraju, który wciąż w dużej mierze opiera się na węglu, chińskie władze wysyłają jasny sygnał, że są gotowe do wdrażania bardziej zdecydowanych działań klimatycznych. Wprowadzenie limitów emisji i rozwój krajowego rynku ETS stanowią znaczący krok w kierunku realizacji ambitnych celów klimatycznych Państwa Środka.

Magdalena Kuffel

W dobie walki ze zmianami klimatycznymi Unia Europejska wprowadza nowy, przełomowy mechanizm, który może zrewolucjonizować globalny handel i jednocześnie przyspieszyć dekarbonizację przemysłu. To CBAM, czyli Carbon Border Adjustment Mechanism, którego celem jest opodatkowanie importu towarów z krajów spoza UE, w których nie obowiązują tak rygorystyczne normy klimatyczne jak w Europie.

CBAM – mechanizm dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO₂ – to odpowiedź na zjawisko tzw. „ucieczki emisyjnej” i próba wyrównania kosztów związanych z dwutlenkiem węgla na różnych rynkach. Co to oznacza w praktyce i jaki będzie wpływ na europejską gospodarkę? Importerzy takich towarów będą musieli kupić specjalne certyfikaty CBAM, odpowiadające ilości emisji CO₂ wytworzonej podczas produkcji sprowadzanego towaru.

UE jako globalny lider polityki klimatycznej wprowadza ambitne cele redukcji emisji, co niesie za sobą wzrost kosztów produkcji. Aby chronić unijny przemysł przed nieuczciwą konkurencją ze strony producentów z krajów o niższych standardach klimatycznych, a także w celu zapobiegania przenoszenia produkcji poza UE, konieczne było wprowadzenie narzędzia, które wyrównuje te różnice.

Na pierwszy ogień idą sektory, które są najbardziej emisyjne, takie jak produkcja stali i żelazo, cementu, nawozów, aluminium, wodoru czy energia elektryczna; w przyszłości lista ta może zostać rozszerzona.

Warto zauważyć, że mimo, że mechanizm mów o krajach spoza UE, nie musi to koniecznie oznaczać, że produkcja ma miejsce w bardzo „egzotycznym” miejscu; przykładowo, już sprowadzając produkty z Wielkiej Brytanii do kraju unijnego, importer będzie zobowiązany do zakupu certyfikatów CBAM.

Kontynuując powyższy przykład, przyjrzyjmy się bliżej jak CBAM wygląda w praktyce.

Wyobraźmy sobie, że producent stali w Wielkiej Brytanii eksportuje wyroby stalowe do klienta w Polsce. Zakładamy, że proces produkcji tej stali wiąże się z emisją np. 1 tona CO₂ na tonę produktu.

W Wielkiej Brytanii, od czasu Brexitu nie obowiązują unijne przepisy ETS (Europejski System Handlu Emisjami), ale UK ma swój własny system ETS, co również oznacza inne ceny przyzwoleń do emisji. Powiedzmy, że w 2026 roku, UKAs (certyfikaty emisyjne w Wielkiej Brytanii) kosztują 40 funtów za tonę CO₂, podczas gdy ETS 60 euro za tCO₂. Importer musi wyrównać różnicę cenową między dwoma mechanizmami.

W przypadku, w którym różnica jest niska, prawdopodobniej będzie można mówić o braku konieczności wyrównania, gdyż oba schematy są porównywalne, jeśli chodzi o „rygorystyczność”. Jakie zobowiązania mają konkretnie importerzy i eksporterzy?

Po stronie eksportera, czyli w naszym przykładzie brytyjskiego producenta, kluczową rolę odgrywa transparentność. Musi on udostępnić importerowi dane dotyczące emisji generowanych w procesie produkcji, a także dowody na to, że zapłacił za emisje w ramach systemu ETS obowiązującego w Wielkiej Brytanii. Im precyzyjniej i bardziej wiarygodnie przedstawi te informacje, tym większa szansa, że importer zapłaci mniej (lub wcale) w ramach CBAM. Brak danych lub niewystarczające informacje może skutkować tym, że UE zastosuje standardowe, często wyższe, współczynniki emisji – co znacząco zwiększy koszt importu.

Z kolei importer w UE bierze na siebie odpowiedzialność za obliczenie i zgłoszenie do unijnych organów emisji związanych z importowanym towarem. Na tej podstawie zobowiązany jest do zakupu certyfikatów CBAM w odpowiedniej liczbie, które będą odzwierciedlać różnicę między kosztami emisji w kraju eksportera a unijnym poziomem cen uprawnień do emisji.

Jaki wpływ będzie miał CBAM na gospodarkę UE?

Wpływ CBAM na gospodarkę Unii Europejskiej będzie wielowymiarowy. Z jednej strony mechanizm ten zwiększy konkurencyjność unijnego przemysłu, który od lat ponosi koszty wynikające z polityki klimatycznej, podczas gdy wielu producentów spoza UE nie było zobowiązanych do podobnych działań. CBAM wyrówna „warunki gry” – produkty importowane na teren uniii będą obciążone kosztami emisji tak jak te produkowane w UE.

Dla unijnego rynku oznacza to większą ochronę przed „ucieczką emisji”, czyli przenoszeniem produkcji do krajów o łagodniejszych przepisach klimatycznych i, co często za tym idzie, niższych kosztach produkcji. Z drugiej strony, wprowadzenie tego mechanizmu może prowadzić do wzrostu kosztów niektórych towarów, zwłaszcza tych zależnych od importu z państw o wysokiej emisyjności. Dla krajów handlujących z UE może to stanowić barierę, co potencjalnie wpłynie na struktury globalnych łańcuchów dostaw.

Unia Europejska, jest świadoma potencjalnego wzrostu cen towarów wysokoemisyjnych (takich jak stal, aluminum, cement itp.) po wdrożeniu CBAM, więc aby zapobiec „szoku cenowemu” podejmuje konkretne działania, które mają złagodzić skutki tej transformacji. Kluczowym narzędziem jest tu Fundusz Innowacyjny, który wspiera wdrażanie niskoemisyjnych technologii w sektorach przemysłowych najbardziej narażonych na skutki dekarbonizacji. Środki z tego funduszu trafiają m.in. do projektów w dziedzinie „czystszej” produkcji stali, cementu czy wodoru, umożliwiając firmom unowocześnienie procesów produkcyjnych i dostosowanie się do nowych realiów rynkowych.

Dodatkowo, Unia Europejska rozbudowuje Fundusz Sprawiedliwej Transformacji, którego celem jest finansowe wsparcie regionów i branż szczególnie zależnych od przemysłu wysokoemisyjnego. W praktyce oznacza to inwestycje w infrastrukturę, szkolenia zawodowe, rozwój alternatywnych gałęzi przemysłu oraz transformację energetyczną na poziomie lokalnym. Szczególnie istotne jest to dla państw takich jak Polska, gdzie regiony przemysłowe wciąż w dużym stopniu opierają się na węglu i energochłonnych technologiach. Co istotne, część dochodów generowanych przez sam mechanizm CBAM ma w przyszłości zasilać unijny budżet i służyć jako nowe źródło finansowania zielonej transformacji.

W przypadku Polski, jak wstępnie powiedzieliśmy powyżej, skutki działania CBAM będą dość mocno odczuwalne, gdyż polska gospodarka opiera się w dużym stopniu na sektorach energochłonnych, takich jak przemysł stalowy, cementowy czy chemiczny. Dla polskich producentów eksportujących do innych krajów, UE CBAM może działać ochronnie – ich konkurenci spoza Unii będą objęci dodatkowymi kosztami, co wyrówna warunki rynkowe.

Jednocześnie, Polska jako kraj nadal silnie uzależniony od węgla, może odczuć presję na przyspieszenie transformacji energetycznej i modernizacji przemysłu. W krótkim okresie może to oznaczać wzrost kosztów dla przedsiębiorstw, ale w dłuższej perspektywie CBAM może działać jako impuls inwestycyjny, zmuszający do wdrażania technologii niskoemisyjnych i poprawy efektywności energetycznej.

Magdalena Kuffel

Europejska transformacja energetyczna, choć zapoczątkowana z ambitnymi celami neutralności klimatycznej, w ostatnich latach napotyka coraz więcej wyzwań. Rosnące ceny energii, napięcia geopolityczne, a także techniczne i infrastrukturalne ograniczenia sprawiają, że realizacja celów klimatycznych Unii Europejskiej staje się coraz trudniejsza. W tym kontekście Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) apeluje o zwiększenie importu skroplonego gazu ziemnego (LNG) do Europy jako tymczasowego, lecz niezbędnego elementu wsparcia transformacji energetycznej. 

ACER podkreśla, że gaz ziemny — w szczególności w postaci LNG — może odegrać rolę paliwa „pomostowego”, które pozwoli na stabilizację europejskich systemów energetycznych w okresie przejściowym. Jego wykorzystanie ma umożliwić odejście od bardziej emisyjnych źródeł energii, takich jak węgiel, bez jednoczesnego narażania bezpieczeństwa energetycznego państw członkowskich. LNG, jako surowiec bardziej elastyczny w dystrybucji i możliwy do zakupu z różnych źródeł (np. USA, Katar, Nigeria), może także zwiększyć niezależność energetyczną Europy, szczególnie w obliczu ograniczenia importu rosyjskiego gazu. 

Stagnacja transformacji energetycznej

Według analiz ACER, transformacja energetyczna w Europie w praktyce stanęła w miejscu. Te dane nie są jedynymi „alarmującymi”, bo już w 2024 roku, Eurelectric w opublikowanym raporcie „Power Barometer 2024” wskazywał, że ogólny poziom elektryfikacji w Europie od dekady utrzymuje się na stałym poziomie około 23 procent — znacznie poniżej celu UE wynoszącego 50 procent do roku 2040. Dla porównania, poziom elektryfikacji w Chinach wzrósł o 7 procent od 2015 roku. Za stagnację częściowo odpowiada spadek zapotrzebowania na energię elektryczną: w latach 2021–2023 popyt na energię elektryczną w UE zmniejszył się o 7,5 procent. Ponad połowa tego spadku wynika z regresu przemysłowego (a nie, jak mogłoby się wydawać, z wyższej efektywności energetycznej) — a dokładniej, z powodu zamykania zakładów przemysłowych lub ich przenoszenia w rejony świata, gdzie koszty są dużo niższe, z powodu wysokich kosztów kapitałowych i niekonkurencyjnych cen energii. 

Innym ważnym elementem stojącym na przeszkodzie w rozwoju OZE jest rozwój (lub jego brak) infrastruktury, który nie nadąża za rosnącą liczbą nowym instalacji. To można byłoby dość łatwo rozwiązać za pomocą magazynów energii, jednak również ten aspekt transformacji energetycznej „kuleje”. Mimo, iż rozwój rynku przemysłowych magazynów energii wzrasta nieprzerwalnie od 2020 roku, niestety ale, mimo wszystko, nie mówimy o zainstalowanej mocy, która byłaby w stanie całkowicie zrównoważyć system. Jak to wygląda w praktyce? Oprócz brakujących magazynów energii, sieć sama w sobie nie daje rady; około 40 –50 procent sieci dystrybucyjnych i przesyłowych w UE ma ponad 40 lat, czyli jest bliska końcowi oczekiwanej żywotności.  

Ta sytuacja nie wpływa negatywnie wyłącznie na stronę „operacyjną” systemu elektroenergetycznego, ale przede wszystkim na ogromny wpływ na koszty eksplantacji sieci (które ostatecznie są przenoszone na konsumentów). Dlaczego? Brak odpowiednich połączeń i modernizacji skutkuje przeciążeniami, ograniczeniami funkcjonowania OZE, która już są podłączone do sieci, jak również ograniczeniami przyłączania nowych odnawialnych źródeł energii. Jak notuje EuroNews, w 2024 roku, straty z powodu ograniczania generacji OZE w 2024 r. wyniosły ok. 3,3 mld euro w Niemczech oraz ok. 2,5 mld euro w Hiszpanii. To ogromne kwoty, które – jak wspomnieliśmy – ostatecznie będą musiały zostać pokryte przez konsumentów.   

W tej sytuacji gaz ziemny może zapewnić niezbędną elastyczność i stabilność systemu, zanim technologie OZE i magazynowania osiągną pełną dojrzałość technologiczną i ekonomiczną. Brak wykorzystania tej opcji może – jak ostrzega ACER – prowadzić nie tylko do stagnacji, ale nawet do regresu w transformacji, zmuszając państwa do powrotu do bardziej emisyjnych źródeł energii w celu zapewnienia dostaw. 

Ryzyko braku wsparcia sektora gazowego

W ostatnich latach narracja unijna coraz bardziej koncentruje się na eliminacji wszystkich paliw kopalnych, co – choć zrozumiałe w długim horyzoncie – może być zbyt radykalne w perspektywie krótko- i średnioterminowej. Wykluczenie gazu z systemu wsparcia inwestycyjnego i jego marginalizacja w strategiach energetycznych nie tylko zmniejsza zainteresowanie prywatnych inwestorów, ale również utrudnia realizację stabilnych scenariuszy przejściowych. 

ACER ostrzega, że bez realistycznego podejścia, uwzględniającego rolę gazu ziemnego jako „pomostu”, Europa może stanąć przed wyborem między stabilnością systemu a realizacją celów klimatycznych – przy czym ryzyko pogłębienia kryzysów energetycznych i społecznych będzie rosnąć. Jeśli państwa UE zdecydują się na ignorowanie potencjalnych problemów i będą zbyt gwałtownie odchodzić od gazu bez zapewnienia odpowiednich alternatyw (jak rozwój magazynów energii, rozbudowa sieci, czy inne technologie stabilizujące), Unia może stanąć przed dylematem wyboru: 

• Stabilności systemu energetycznego: Bez gazu ziemnego system może stać się niestabilny, co grozi blackoutami, awariami i koniecznością sięgania po paliwa kopalne o wyższym poziomie emisji lub import energii z zewnętrznych źródeł. 

• Realizacji ambitnych celów klimatycznych: Z kolei utrzymanie lub zwiększenie wykorzystania gazu, nawet jako paliwa pomostowego, może spowolnić redukcję emisji i utrudnić osiągnięcie celów klimatycznych UE. 

Ten konflikt może się przełożyć na pogłębienie kryzysów energetycznych, takich jak rosnące ceny energii, niedobory oraz przeciążenia sieci. Jednocześnie, załamanie systemu lub gwałtowne podwyżki cen mogą wywołać kryzysy społeczne – na przykład protesty, ubóstwo energetyczne czy problemy z dostępem do podstawowych usług energetycznych. 

Apel ACER o zwiększenie importu LNG do Europy to wyraz pragmatycznego podejścia do transformacji energetycznej. O ile długofalowym celem Unii Europejskiej powinna pozostać pełna dekarbonizacja i rozwój OZE, o tyle w najbliższych latach gaz ziemny – w tym LNG – może być kluczowym elementem zapewniającym bezpieczeństwo energetyczne, stabilność cen i sprawną adaptację systemów energetycznych. Rezygnacja z tego „pomostowego” paliwa w obecnych warunkach może paradoksalnie spowolnić transformację i zagrozić jej ostatecznemu sukcesowi. 

Magdalena Kuffel

Unia Europejska wprowadziła zmiany w przepisach dotyczących obowiązkowego napełniania magazynów gazu, umożliwiając państwom członkowskim większą elastyczność w realizacji tego celu. Dotychczasowe zasady prowadziły do skumulowanego popytu i wzrostu cen, co podnosiło koszty energii w całej gospodarce. Czy wprowadzenie elastycznego harmonogramu napełniania magazynów pozwoli państwom UE lepiej dostosować zakupy gazu do warunków rynkowych i ostatecznie obniży ceny podczas okresu grzewczego?   

Na przestrzeni ostatnich kilku miesięcy, Unia Europejska wprowadziła zmiany w przepisach dotyczących obowiązkowego napełniania magazynów gazu, umożliwiając państwom członkowskim większą elastyczność w realizacji tego celu. Nowe podejście ma na celu ograniczenie negatywnego wpływu sztywnych terminów na ceny gazu oraz stabilność rynku, co ma bezpośrednie znaczenie zarówno dla firm, jak i konsumentów. Dotychczasowe zasady prowadziły do skumulowanego popytu i wzrostu cen, co podnosiło koszty energii w całej gospodarce.

Zmiana podejścia do magazynów gazu

19 maja 2025 roku Unia Europejska ogłosiła zmianę podejścia do obowiązkowego napełniania magazynów gazu na terenie UE; mianowicie,  państwa członkowskie otrzymały sygnał polityczny na większą elastyczność w realizacji celów, motywowany obawami dot. wpływu sztywnych celów na ceny gazu i stabilność rynku.  

Trochę ponad miesiąc po wstępnych deklaracjach, 24 czerwca 2025 roku, Rada UE i Parlament Europejski osiągnęły wstępne porozumienie w sprawie nowelizacji rozporządzenia o magazynowaniu gazu, które zakłada utrzymanie 90. procent celu napełnienia magazynów, ale elastycznie – termin realizacji przesunięty na okres 1 października – 1 grudnia zamiast sztywnego 1 listopada oraz dopuszczenie odchylenia do 10 punktów procentowych w wypadku niekorzystnych warunków rynkowych.  

Dlaczego zmiana jest ważna dla firm i konsumentów?  

Sztywne reguły nakazujące wszystkim państwom UE napełnienie magazynów gazu do 90 procent do 1 listopada powodowały skumulowany popyt w tym samym okresie. Gdy wiele krajów kupowało gaz jednocześnie, szczególnie latem i jesienią, prowadziło to do wzrostu cen na rynkach hurtowych. Dodatkowo, w latach z ograniczoną podażą (np. z powodu mniejszego importu LNG czy zakłóceń geopolitycznych), presja na szybkie zakupy mogła zwiększać ryzyko spekulacji i niestabilności rynku. W efekcie, końcowi odbiorcy – gospodarstwa domowe i firmy – mogli odczuwać wyższe koszty energii. 

Nowe zasady dot. elastyczności 

Zgodnie z nowymi regulacjami, państwa członkowskie mogą ustalać własne krajowe harmonogramy napełniania magazynów gazu, uwzględniając aktualne warunki rynkowe. Oznacza to, że mogą one dostosować tempo napełniania magazynów do sytuacji na rynku gazu, unikając sztucznego podnoszenia cen poprzez masowe zakupy w krótkim czasie. 

Pomimo wprowadzenia większej elastyczności, ogólny cel napełnienia magazynów gazu do 90 procent pojemności do 1 listopada 2025 roku pozostaje niezmieniony. Państwa członkowskie są zobowiązane do osiągnięcia tego celu, jednak mają teraz większą swobodę w planowaniu i realizacji działań związanych z napełnianiem magazynów gazu. 

Niektórymi z państw, które zdecydowały się na ustalenie własnych harmonogramów są Niemcy i Holandia. 

Niemcy zaproponowały zmniejszenie celu napełnienia magazynów gazu z 90 do 80 procent do 1 listopada 2025 roku. W ramach projektu zmian w niemieckiej ustawie o magazynowaniu gazu (Gas Storage Act) zaplanowano następujące cele pośrednie: 

• 1 lutego: 45 procent
• 1 maja: 10 procent 
• 1 lipca: 30 procent 
• 1 września: 65 procent 
• 1 listopada: 80 procent   

Jednakże, ten harmonogram spotkał się z krytyką ze strony niemieckich operatorów magazynów gazu, którzy uważają, że różne cele dla poszczególnych obiektów mogą prowadzić do nierówności i potencjalnych problemów z dostawami w okresie zimowym. Ponadto, plan nie został jeszcze zatwierdzony. Projekt ustawy, który ma na celu dostosowanie niemieckich regulacji do nowych, bardziej elastycznych zasad Unii Europejskiej, jest obecnie w fazie konsultacji. Ministerstwo Gospodarki Niemiec przekazało projekt do opinii publicznej, ale nie został on jeszcze przedstawiony rządowi federalnemu do zatwierdzenia . 

Holandia również ustaliła własne cele napełnienia magazynów gazu na 2025 rok: 

• 1 lutego: 39 procent 
• 1 maja: 32 procent 
• 1 lipca: 47 procent 
• 1 września: 59 procent 
• 1 listopada: 74 procent.  

Te cele zostały zatwierdzone przez Komisję Europejską, mimo że są niższe od wcześniejszych celów określonych w regulacjach UE. Ministerstwo Klimatu Holandii wskazało, że spadek eksportu gazu L-gas oraz ogólny spadek popytu uzasadniają obniżenie celów napełnienia magazynów gazu. Zgodnie z analizą operatora sieci gazowej Gasunie, osiągnięcie poziomu 110 TWh do 1 listopada 2025 roku znacząco zmniejsza ryzyko niedoboru gazu w kraju (Holandia ma magazyny o ogólnej pojemności 144 TWh, a więc 110 TWh to około 76 procent). 

Warto jednak zauważyć, że Holandia, podobnie jak inne państwa członkowskie, dąży do większej elastyczności w realizacji celów napełniania magazynów gazu, a nie do jego braku. Obniżenie celów napełnienia magazynów gazu w Holandii wynika z kilku czynników. Po pierwsze, spadek krajowego zapotrzebowania na gaz, częściowo związany z zakończeniem eksploatacji pola gazowego Groningen. Po drugie, zmniejszenie eksportu gazu typu L-gas (gaz ziemny o niskiej wartości opałowej) do innych krajów, co wpłynęło na zmniejszenie krajowego zapotrzebowania. Po trzecie, rozwój infrastruktury importu LNG, która zwiększyła dostępność gazu na rynku holenderskim. Wszystkie te czynniki pozwoliły na obniżenie celów napełnienia magazynów gazu, przy jednoczesnym utrzymaniu wysokiego poziomu bezpieczeństwa dostaw.  

Obawy dotyczące wpływu sztywnych terminów na ceny gazu oraz stabilność rynku skłoniły Holandię do poparcia propozycji Komisji Europejskiej wprowadzenia większej elastyczności w realizacji tych celów . 

Oba kraje dostosowały swoje harmonogramy napełniania magazynów gazu, aby lepiej odpowiadały aktualnym warunkom rynkowym i zapewniały bezpieczeństwo dostaw. Niemniej jednak, różnice w celach napełnienia mogą prowadzić do wyzwań w zapewnieniu równowagi między krajowymi potrzebami a zobowiązaniami wobec innych państw członkowskich UE. 

Nowe możliwości, również dla Polski?

Nowelizacja przepisów umożliwia wszystkim krajom UE bardziej elastyczne i dostosowane do warunków rynkowych podejście do napełniania magazynów gazu, bez rezygnacji z celów bezpieczeństwa energetycznego. Pozwoli to lepiej reagować na wahania cen i ograniczenia podaży, a tym samym chronić zarówno gospodarki, jak i odbiorców indywidualnych. 

Jeżeli pryzjrzymy się dwóm krajom z przykładu powyżej, nowelizacja daje Niemcom i Holandii większą elastyczność w zarządzaniu zakupami gazu, co pozwala im unikać kosztownych szczytów cenowych przy jednoczesnym utrzymaniu bezpieczeństwa energetycznego. Kraje te, jako duże huby magazynowe i tranzytowe w UE, mogą lepiej planować napełnianie magazynów w zależności od sytuacji rynkowej i dostępności LNG. Dzięki temu nowy system zwiększa stabilność rynku i ogranicza ryzyko przenoszenia wysokich cen gazu na przemysł i odbiorców końcowych. 

Dla Polski nowelizacja przepisów oznacza większą swobodę w planowaniu napełniania magazynów gazu, co pozwala lepiej dostosować zakupy do krajowych potrzeb i warunków rynkowych. Dzięki temu Polska może unikać niekorzystnych skutków nagłych wzrostów cen i wzmocnić bezpieczeństwo energetyczne w trudniejszych okresach. A bardziej konkretnie, mając możliwość rozłożenia zakupów gazu na dłuższy okres, Polska może lepiej wykorzystać dostawy z terminala LNG w Świnoujściu, unikając kupowania dużych ilości gazu w okresach szczytowego popytu i wysokich cen. Dzięki temu, w skali kraju, możliwe jest istotne obniżenie  kosztów importu i zwiększenie  stabilności  dostaw, co jest szczególnie ważne w sezonie zimowym. 

Magdalena Kuffel

Podczas szczytu pomiędzy Wielką Brytanią a Unią Europejską ogłoszono przełomową decyzję o zamiarze połączenia systemów handlu emisjami (ETS) po obu stronach Kanału La Manche. To istotny krok w kierunku zacieśnienia współpracy klimatycznej i gospodarczej między dawnymi partnerami.

Rozłączenie systemów handlu emisjami było bezpośrednim skutkiem Brexitu, który zakończył udział Wielkiej Brytanii w unijnym ETS z końcem 2020 roku.

Po tym rozdziale oba systemy zaczęły funkcjonować niezależnie, co doprowadziło do rozbieżności w cenach uprawnień do emisji CO2 – w niektórych okresach ceny w UK ETS były istotnie niższe niż w UE ETS. Różnice te rodziły ryzyko zakłóceń konkurencji oraz przenoszenia emisji, co z czasem nasiliło presję na ponowną integrację systemów. 

Ceny węgla i korzyść konsumenta

Zgodnie z uzgodnieniami ze szczytu, który odbył się 19 maja 2025 roku, integracja brytyjskiego i unijnego systemu ETS ma na celu przede wszystkim wyrównanie cen węgla, co zapobiegnie przenoszeniu produkcji do regionów o niższych kosztach emisji (tzw. carbon leakage). Takie zjawisko mogłoby podważać skuteczność polityki klimatycznej i prowadzić do zakłóceń konkurencji między firmami z UK i UE. 

Wspólny system ma również przynieść korzyści dla konsumentów, obniżając koszty związane z transformacją energetyczną i zwiększając przewidywalność regulacyjną dla przedsiębiorstw działających na obu rynkach. Harmonizacja cen uprawnień do emisji ma także ułatwić inwestycje w zielone technologie oraz przyczynić się do szybszej dekarbonizacji gospodarek. 

Ponadto, wprowadzenie unijnego mechanizmu dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 (CBAM) również odegrało istotną rolę w decyzji o integracji systemów ETS. CBAM, mający na celu wyrównanie kosztów emisji między producentami unijnymi a zagranicznymi, objął m.in. import z Wielkiej Brytanii, co wywołało obawy o dodatkowe obciążenia administracyjne i finansowe dla brytyjskich eksporterów. Dla obu stron stało się jasne, że brak wspólnego systemu może prowadzić do napięć handlowych i osłabić konkurencyjność przemysłu. Z tego względu zacieśnienie współpracy i ujednolicenie systemów ETS uznano za korzystne rozwiązanie zarówno gospodarczo, jak i klimatycznie. 

Przedstawiciele obu stron podkreślili, że decyzja ta jest dowodem na to, iż mimo Brexitu, UK i UE nadal mogą ściśle współpracować w kluczowych obszarach, takich jak walka ze zmianą klimatu.  

Szczegóły dotyczące harmonizacji systemów mają zostać opracowane w nadchodzących miesiącach, a pełna integracja planowana jest na 2027 rok. Oczekuje się, że harmonizacja systemów ETS Wielkiej Brytanii i Unii Europejskiej doprowadzi do ujednolicenia cen emisji CO2 oraz spójnych zasad przydziału i handlu uprawnieniami. Kluczowe będzie także zapewnienie wzajemnego uznawania certyfikatów emisji oraz stworzenie wspólnego mechanizmu monitorowania, raportowania i weryfikacji emisji. Dzięki temu firmy po obu stronach będą działać na równych warunkach, co zwiększy przewidywalność regulacyjną i ułatwi inwestycje w zielone technologie. 

To porozumienie może stać się wzorem dla innych regionów świata, pokazując, że ambitna polityka klimatyczna może iść w parze z ochroną konkurencyjności i interesów konsumentów.

Magdalena Kuffel