Atak na przemysłowy kompleks w Katarze spowodował poważne zniszczenia i wywołał wstrząs na światowych rynkach energii. Według analityków nie widać perspektyw poprawy sytuacji w najbliższych miesiącach.

Środowe uderzenie Iranu w znajdujący się w Katarze największy na świecie zakład produkcji skroplonego gazu ziemnego (LNG) doprowadziło do gwałtownego wzrostu cen surowców energetycznych.

Gaz i ropa drożeją

W czwartek rano ceny gazu w Europie skoczyły o 30 proc., osiągając poziom 70,7 euro za megawatogodzinę, to najwyższy poziom od początku obecnego konfliktu. Jednocześnie notowania ropy Brent wzrosły o ponad 5 proc., dochodząc do 114 dolarów za baryłkę.

Katarskie ministerstwo obrony poinformowało w serwisie X, że Iran wystrzelił pięć pocisków balistycznych. Cztery z nich zostały przechwycone, jednak jeden trafił w rozległy kompleks przemysłowy w Ras Laffan. To tam znajdują się instalacje LNG państwowego koncernu QatarEnergy oraz rafineria paliw.

W regionie działa także należący do Shella wart 18 mld dolarów zakład Pearl GTL, przetwarzający gaz na paliwa i produkty chemiczne. „Zniszczenia są rozległe” — przekazał QatarEnergy.

Irański atak był najprawdopodobniej odpowiedzią na wcześniejsze uderzenie Izraela w irańskie pole gazowe South Pars.

Długotrwałe skutki ataku

Analitycy ostrzegają, że skutki środowego ataku mogą być długotrwałe. W zależności od skali zniszczeń istnieje ryzyko globalnych niedoborów gazu, ponieważ Ras Laffan odpowiada za około jedną piątą światowych dostaw LNG.

„Nawet jeśli działania wojenne zakończą się szybko, wpływ na podaż może utrzymywać się miesiącami, a nawet latami” — ocenił Saul Kavonic, analityk energetyczny MST Financial, cytowany przez „Financial Times”.

Do sytuacji odniósł się również prezydent USA Donald Trump, który na platformie Truth Social ostrzegł, że Stany Zjednoczone „zniszczą” irańskie pole gazowe South Pars, jeśli Teheran ponownie zaatakuje katarskie instalacje LNG.

Trwający konflikt między Stanami Zjednoczonymi, Izraelem a Iranem już poważnie zakłócił globalne dostawy energii. Ruch w Cieśnina Ormuz niemal zamarł z powodu irańskiego ostrzału, a producenci ropy i gazu w regionie Zatoki Perskiej ograniczają wydobycie.

„Jeśli zdolności produkcyjne LNG w Ras Laffan zostały uszkodzone, równowaga na rynku gazu ulegnie dalszemu napięciu” ostrzega Tom Marzec-Manser z Wood Mackenzie.

Wojna co najmniej do maja

Iran wcześniej zapowiadał ataki na infrastrukturę naftową i gazową w całym regionie Zatoki Perskiej w odpowiedzi na uderzenie w South Pars — część największego na świecie złoża gazu i filar irańskiego systemu energetycznego.

W katarskim Ras Laffan zainwestowały miliardy dolarów międzynarodowe koncerny, takie jak ExxonMobil, TotalEnergies oraz Shell, współpracując z QatarEnergy. Przedstawiciele Shella poinformowali, że spółka analizuje obecnie wpływ ataku na swoje operacje w regionie.

Zdaniem analityków ryzyka z firmy Verisk Maplecroft, eskalacja potwierdza scenariusz, w którym konflikt może przeciągnąć się co najmniej do maja, bez widocznych perspektyw na szybkie rozwiązanie.

Biznes Alert / Financial Times / TJ/

PAK-Polska Czysta Energia, należąca do grupy Polsat Plus powiększyła swoje portfolio fotowoltaiczne o trzecią farmę fotowoltaiczną. Elektrownia zlokalizowana przy miejscowości Gromadka w województwie dolnośląskim ma 8,2 MW mocy zainstalowanej. Nie wiadomo jednak co będzie z planowaną ogromną elektrownią PV Przykona o mocy 260 MW.

Telekomunikacyjno-medialna grupa Polsat Plus, czyli notowany na warszawskiej giełdzie Cyfrowy Polsat jest od 3 lipca 2023 roku większościowym udziałowcem spółki holdingowej PAK-Polska Czysta Energia, która inwestuje w OZE, i jest niezależnym producentem zielonej energii. PAK-PCE to joint venture medialno-telekomunikacyjnego Cyfrowego Polsatu (50,5 procent udziałów) i pionowo zintegrowanej energetycznej grupy ZE PAK (49,5 procent), obu kontrolowanych obecnie przez dzieci miliardera Zygmunta Solorza, twórcę rodzinnej fortuny.

Nowe zielone aktywo, co dalej?

Jej zielone aktywa wytwórcze mają łącznie 476,1 MW mocy zainstalowanej, na co składają się: 5 lądowe farmy wiatrowe (288,6MW), instalacja biomasowa (105 MW) i wielkoskalowa elektrownia fotowoltaiczna (82,4 MW). Farma PV Brudzew jest zlokalizowana przy miejscowościach Koźmin i Janiszew, w gminie Brudzew, w powiecie tureckim, w województwie wielkopolskim. Została wybudowana na terenach powydobywczych dawnej kopalni węgla brunatnego, należącej do ZE PAK. Oddana do użytku w 2021 roku została rozbudowana o PV Cambria o mocy 12,4 MW, uruchomioną w 2023 roku. Dzięki temu należąca do spółki PAK-PCE Fotowoltaika farma PV Brudzew/Cambria może potencjalnie wyprodukować 83 GWh energii rocznie.

Pod koniec lutego 2026 roku aktywa solarne PAK-PCE powiększyły się oficjalnie o kolejną farmę solarną. Jak wynika danych z rejestru Koncesje w zakresie innym niż paliwa ciekłe, prowadzonego przez Urząd Regulacji Energetyki, spółka Global Continental, której jedynym udziałowcem jest PAK-PCE otrzymała koncesję dla wytwórcy energii elektrycznej z farmy fotowoltaicznej, złożonej z dwóch jednostek (PV Osła 2 i 3) o łącznie 8,4 MW mocy zainstalowanej. Instalacja OZE jest zlokalizowana w gminie Gromadka, w powiecie bolesławieckim, w województwie dolnośląskim. Szacowane możliwości produkcyjne tej elektrowni wynoszą 8,9 GWh rocznie.

Wstrzymali inwestycje, czy zmienili plany?

Nowe operacyjne OZE medialnej grupy to efekt akwizycji. 4 listopada 2024 roku PAK-PCE kupiła za 4,1 miliona złotych spółkę projektową Global Continental, która budowała wielkoskalową farmę fotowoltaiczną w gminie Gromadka. Uruchomienie produkcji elektrowni solarnej było zaplanowane na końcówkę 2025 roku. Wartość inwestycji, łącznie z zakupem udziałów można szacować na około 30 milionów złotych. Po jej zakończeniu portfel fotowoltaiczny PAK-PCE powiększył się 10,2 procent do 91 MW mocy zainstalowanej. Wydaje się, że na tym inwestycje w solarne moce się zakończą. Przynajmniej na razie…

W 2026 roku miała być bowiem uruchomiona jeszcze gigantyczna farma PV Przykona o 260 MW mocy zainstalowanej i potencjalnej rocznej produkcji ok. 250 GWh, jedna z największych w Polsce. Jej budowa planowana była we współpracy z Grupą ZE PAK, na jej gruntach pogórniczych, po byłej odkrywce węgla brunatnego.

Tyle, że nad tym projektem zapanowała cisza. Po raz ostatni zarząd Cyfrowego Polsatu informował o nim raporcie za trzeci kwartał 2024 roku. Projekt miał być wówczas na etapie pozyskiwania niezbędnych pozwoleń, a uruchomienie mega elektrowni planowano w ciągu 15 miesięcy od ich uzyskania, czyli w 2026 roku. Z kolejnych prezentacji dla inwestorów giełdowych projekt PV Przykona, na który nakłady mogły wynieść nawet 1 miliard złotych, jednak zniknął. Nie przypadkiem.

W raporcie za cały 2024 rok, opublikowanym blisko rok temu (10 kwietnia 2025 roku) Mirosław Błaszczyk ówczesny prezes Cyfrowego Polsatu, informował, że grupa zbliża się do osiągnięcia celów Strategii 2023+ i zakończenia budowy nowego filaru biznesowego, czyli zielonej energii i wodoru. Podobnie Zygmunt Solorz, przewodniczący rady nadzorczej (i główny akcjonariusz), według którego grupa miała już za sobą większość wydatków na budowę i rozwój tego segmentu. Oszczędności w wydatkach inwestycyjnych na budowę nowego segmentu miały wynieść 1 miliard złotych, w porównaniu do planowanych.

Mniej energii z OZE

Zgodnie ze strategią plan inwestycyjny zakładał pierwotnie zainstalowanie w latach 2022-2026 zielonych mocy wytwórczych, które umożliwią produkcję do blisko 2 TWh czystej energii rocznie. Miała ona, poza autokonsumpcją wewnątrz grupy być sprzedawana do klientów biznesowych i indywidualnych.

Z czasem jednak te plany zrewidowano. Obecnie zarząd Cyfrowego Polsatu informuje, że w ramach Strategii 2023+ projekty z obszaru energetyki odnawialnej mają osiągnąć do końca 2026 roku moce produkcyjne na poziomie 1,7 TWh, przy niższych niż oryginalnie założono wydatkowych inwestycyjnych. Produkcja PV Przykona była szacowana na 0,25 TWh, czyli 250 GWh. Przypadek?

Tomasz Brzeziński

Urząd Regulacji Energetyki wydał w lutym 2026 roku 23 nowe koncesje dla wytwórców energii elektrycznej, w tym dla 18 z instalacji OZE. Liczba i moc instalacji jest znacznie większa niż w tym samym miesiącu rok temu. Wartość inwestycji w nowe zielone źródła można szacować na 900 milionów złotych.

Producenci energii elektrycznej, których źródła wytwarzania, w tym OZE mają ponad 1 MW mocy zainstalowanej muszą uzyskać koncesję Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Prowadzony przez URE publiczny rejestr pokazuje więc wszystkie zrealizowane wielkoskalowe inwestycje w sektorze elektroenergetycznym w naszym kraju. Z pewnym opóźnieniem, bo na koncesję czeka się z reguły kilka miesięcy.

Czy inwestycje w OZE wreszcie odbijają?

Jak wynika z rejestru Koncesje w zakresie innym niż paliwa ciekłe w lutym 2026 roku wydano je 23 wytwórcom energii elektrycznej. Miesiąc wcześniej uzyskało je 14 podmiotów, a rok w lutym wcześniej lista szczęśliwców liczyła niewiele więcej, bo 15 pozycji. Czyżby więc doczekaliśmy się wreszcie ożywienia w inwestycjach w OZE?

Spośród 23 koncesji wydanych w lutym 2026 roku 18 dotyczyło instalacji OZE (o łącznie 157 MW mocy zainstalowanej) i dodatkowo pięciu niewielkich niskoemisyjnych jednostek gazowych (łącznie 9,7 MW). W styczniu 2026 roku URE wydał zgodę na pracę dla 14 OZE, o łącznie 164,4 MW mocy.

Z kolei rok temu, a więc w lutym 2025 roku nadzorca rynku elektroenergetycznego zgodził się na rozpoczęcie działalności przez 16 OZE o łącznie 123,8 MW mocy zainstalowanej i przez 2 jednostki wysokosprawne jednostki kogeneracyjne na gaz ziemny (1,998 MW), wybudowane w dwóch lokalizacjach przez producenta żywności, grupę Animex. Tegoroczny początek roku daje więc pewne nadzieje, że po dwóch latach spadków w końcu nadejdzie odbicie (choć trzeba pamiętać, że koncesje wydane są kilka miesięcy po zakończeniu inwestycji).

Inwestycje w OZE za 900 milionów złotych

Instalacje OZE, które otrzymały w lutym 2026 roku koncesje to głównie farmy fotowoltaiczne, o łącznie 92,6 MW mocy zainstalowanej. Zezwolenia na produkcję i sprzedaż energii uzyskało 14 firm, więc średnia moc solarnych instalacji wynosi 6,6 MW. Nakłady inwestycyjne na ich wybudowanie można szacować na 250 milionów złotych.

URE wydał też w poprzednim miesiącu koncesje dla czterem lądowym farmom wiatrowym, których turbiny miały łącznie 64,4 MW mocy zainstalowanej. Przyjmuje się średnio, że CAPEX w lądowej energetyce wiatrowej wynosi średnio do 10 milionów złotych za 1 MW mocy, więc wartość nowych farm to około 650 milionów złotych.

W sumie więc na OZE, które otrzymały koncesje w lutym 2026 roku inwestorzy wydali 900 milionów złotych.

Państwowe spółki inwestują w onshore wind

URE podaje w rejestrze koncesji numery NIP i KRS spółek projektowych, co pozwala na ustalenie, kto jest ich właścicielem (udziałowcem lub akcjonariuszem).

Spośród czterech koncesjonariuszy, którzy dostali od regulatora rynku zgodę na produkcję energii przez farmy wiatrowe, wszystkie to spółki należące do koncernów energetycznych, kontrolowanych przez ministerstwo aktywów państwowych.

Dwie koncesje otrzymały spółki WT2 i WT4, których jedynym udziałowcem jest Tauron Zielona Energia, odpowiedzialna w grupie Tauron Polska Energia za akwizycje i rozwój projektów OZE. Tym samym w ostatnim miesiącu operacyjny portfel wiatrowy katowickiego koncernu powiększył się o 43,4 MW. Odpowiednio o 15 i 16 farmę: FW Sieradz (23,8 MW) i FW Nowa Brzeźnica (19,8 MW), obie zlokalizowane w województwie łódzkim.

Właścicielem dwóch kolejnych farm wiatrowych, które w lutym 2026 roku otrzymały koncesje (na łącznie 21 MW) jest poznańska grupa Enea. Spółka Enea FW Skibno, należąca Enea Nowa Energia (ENA) ma farmę o mocy 10 MW, zlokalizowaną w gminie Sianów w województwie zachodniopomorskim. Z kolei V-ridium Zaklików (formalnie, według Krajowego Rejestru Sądowego jeszcze należąca do GreenVolt Power Group, ale sprzedana ENA w maju 2025 roku) ma instalację onshore wind o mocy 11 MW, którą zbudowano w gminie Zaklików w województwie podkarpackim.

Fotowoltaika tylko w rękach prywatnych

Spośród nowo koncesjonowanych farm solarnych w lutym największą z nich była PV Stare Bielice, o blisko 30 MW mocy zainstalowanej. Została wybudowana pod Koszalinem (województwo zachodniopomorskie) przez joint ventures dwóch niemieckich inwestorów: Emissio Capital (50%), S+H Holding (50%).

Drugą pod względem mocy jest PV Września 104 (15,0 MW), wybudowana w województwie wielkopolskim przez spółkę projektową PV 285, której właścicielem jest fundusz Pro Vento Capital.

Trzecie miejsce w lutowym rankingu zajęła farma PV Podbrzezie Dolne, o mocy blisko 10 MW zainstalowanej. Została wybudowana w województwie lubuskim przez spółkę PVE 136 z siedzibą w wielkopolskiej miejscowości Turkowy, której właścicielem jest prywatny inwestor Grzegorz Gugała. Druga jego spółka NE GW 4, dostała koncesję na farmę (PV Gorzów Wielkopolski) o mocy 4,7 MW.

Tomasz Brzeziński

Wielka Brytania może stać się łatwym celem dla ataków dronów, ponieważ rozwój farm wiatrowych forsowany przez ministra energii Eda Milibanda zakłóca działanie radarów obrony przeciwrakietowej – twierdzą wysoko postawione źródła w brytyjskim sektorze obronnym, cytowane przez dziennik „Daily Mail”.

Jak informuje gazeta ministrowie lewicowego rządu Keira Starmera zostali ostrzeżeni, że Wielka Brytania wciąż nie posiada odpowiednika izraelskiego systemu „Iron Dome” (Żelazna Kopuła) – jednego z najbardziej znanych na świecie systemów obrony powietrznej, zdolnego do przechwytywania rakiet i pocisków balistycznych z odległości nawet około 65 kilometrów.

Dowódcy wojskowi apelują do brytyjskiego ministerstwa finansów, aby przeznaczyło na budowę takiego systemu około 10 miliardów funtów. Jak dotąd rząd zgodził się jednak wyasygnować jedynie 1 mld funtów na analizę możliwych rozwiązań i przygotowanie projektu.

Ograniczenie skuteczności systemów obrony

Dla porównania Niemcy inwestują obecnie około 3,5 miliarda funtów w system przeciwrakietowy Arrow, rozwijany we współpracy z Izraelem i Stanami Zjednoczonymi, który ma stać się częścią powstającej europejskiej sieci obrony powietrznej.

Według informatorów „Daily Mail” jedną z przyczyn wahania rządu jest fakt, że skuteczny system obrony przeciwrakietowej wymagałby ograniczenia programu budowy farm wiatrowych realizowanego przez Eda Milibanda, ministra energii i jednego z głównych architektów brytyjskiej polityki klimatycznej.

Źródło cytowane przez dziennik twierdzi, że farmy wiatrowe „stanowią poważną przeszkodę dla systemów przeciwrakietowych, ponieważ zakłócają działanie radarów wykorzystywanych do naprowadzania pocisków”.

Miliband zapowiedział podwojenie mocy lądowych farm wiatrowych w Anglii – do 29 gigawatów do 2030 roku. Jednocześnie rząd przeznacza 1,1 miliarda funtów rocznie na wsparcie budowy morskich farm wiatrowych. Jest to element strategii osiągnięcia tzw. Net Zero, czyli neutralności klimatycznej poprzez redukcję emisji CO2.

„Farmy wiatrowe to w praktyce ogromne konstrukcje metalowe stojące na drodze radarów śledzących obiekty w powietrzu. Trzeba jasno powiedzieć: turbiny wiatrowe i radar to niezbyt dobre połączenie” – powiedziało „Daily Mail” źródło z sektora obronnego. Według tych osób, z którymi rozmawiali dziennikarze tabloida Wielka Brytania pozostaje w tyle za innymi państwami w dziedzinie obrony powietrznej.

„Ministrowie ciągle powtarzają: musimy brać pod uwagę koszty, a konkurencja o środki jest ogromna. Dobrze – ale jaki będzie koszt, jeśli rakieta spadnie w centrum Londynu, Manchesteru czy Birmingham? W tej chwili jesteśmy łatwym celem” – dodał rozmówca.

Turbiny odbijają impulsy

Brytyjskie lotnictwo (RAF – Royal Air Force) ostrzega także, że łopaty turbin wiatrowych odbijają impulsy elektromagnetyczne wysyłane przez radary, które służą do wykrywania nadlatujących samolotów, dronów i pocisków.

Powoduje to tzw. „szum tła” w systemach radarowych, utrudniając operatorom odróżnienie prawdziwych celów od zakłóceń. Każda obracająca się łopata może generować fałszywy sygnał radarowy, co oznacza, że duże skupiska turbin mogą poważnie utrudniać obserwację przestrzeni powietrznej.

Według źródeł kolejną przeszkodą ma być także polityka wewnętrzna. Choć Izrael jest światowym liderem w technologiach obrony przeciw dronom i rakietom, rząd premiera Keira Starmera miał wykazywać ograniczoną chęć bliskiej współpracy z Tel Awiwem. Powodem jest silna pro-palestyńska frakcja w Partii Pracy, która wywiera presję na rząd w sprawie relacji z Izraelem.

W ubiegłym roku dowódca RAF, marszałek Richard Knighton, ocenił że Wielka Brytania powinna rozważyć budowę systemu podobnego do izraelskiej „kopuły”, aby móc skuteczniej reagować na rosnące zagrożenie ze strony rosyjskich dronów. Knighton mówił o potrzebie stworzenia „zintegrowanej obrony powietrznej i przeciwrakietowej”.

„Przez ostatnie trzydzieści lat w zasadzie nie mierzyliśmy się z takim zagrożeniem z powietrza. Jednak charakter zagrożeń się zmienił. Zdolności Rosji – i jej gotowość do używania pocisków balistycznych oraz manewrujących – stały się znacznie bardziej widoczne” – powiedział.

Biznes Alert / AC/

Wydatki będą głównie przeznaczone na rozwój projektów farmy wiatrowych, wielkoskalowych elektrowni fotowoltaicznych (w mniejszym zakresie) oraz bateryjnych magazynów energii, które mają być budowane głównie przy obecnych aktywach wytwórczych. Budowa dwóch farm na Bałtyku jest finansowana przez konsorcjum banków w ramach project finance.

Polenergia to notowana na warszawskiej giełdzie pionowo zintegrowana prywatna grupa energetyczna, kontrolowana przez miliarderkę Dominikę Kulczyk. Zgodnie z obecną strategią skupia się na inwestycjach w wielkoskalowe OZE: farmy wiatrowe na lądzie i morzu (w joint venture z norweskim Equinorem), przemysłowe elektrownie fotowoltaiczne. Na koniec 2025 roku jej operacyjny portfel wytwórczy miał 643 MW mocy zainstalowanej, w tym 493 MW zapewniało 13 farm onshore wind, a 149 MW siedem elektrowni solarnych.

Koniec z wydatkami na Bałtyk 2 & 3

Strategia Grupy Polenergia zakłada wzrost mocy zeroemisyjnych wytwórczych do 1,5 GW w 2030 roku z 0,64 GW obecnie. Przy czym 720 MW zapewni (proporcjonalnie) udział w dwóch farmach Bałtyk 2 i Bałtyk 3, zlokalizowanych w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego, w odległości od 22 do 37 km od brzegu. Pierwsza energia z bliźniaczych farm off-shore (łącznie mają mieć 1 440 MW mocy) ma popłynąć już w przyszłym roku, a start komercyjnego użytkowania zaplanowano od 2028 roku.

Prace na morzu zaplanowano w tym roku, więc projekty jak widać są na zaawansowanym etapie. Co widać także w wydatkach. Dotychczasowe nakłady Grupy Polenergia na Bałtyk 2 & 3 wyniosły 2,45 miliarda złotych, w tym 960 milionów w samym 2025 roku. Przewidywany łączny poziom nakładów inwestycyjnych oraz wydatków operacyjnych fazy budowy (z wyłączeniem kosztów finansowania w jej trakcie) wynosi po około 3,2 miliarda euro dla każdej z farm, czyli Bałtyk 2 oraz Bałtyk 3 (wspólnicy odpowiadają za zapewnienie finansowania w równych częściach).

Budowa tych dwóch farm jest realizowana obecnie ze środków pozyskanych w ramach project finance, udzielonego spółkom projektowym przez konsorcjum polskich i zagranicznych instytucji finansowych. Giełdowa spółka nie planuje już wydatków na ten cel. Spłata finansowania project finance oparta będzie na przyszłych przepływach pieniężnych generowanych przez morskie farmy, po ich uruchomieniu.

0,5 miliarda złotych na OZE na lądzie

Jak wynika z opublikowanego kilka dni temu sprawozdania zarządu, łączne nakłady inwestycyjne na aktywa trwałe w 2026 roku mają wynieść łącznie około 530 milionów złotych. Co ciekawe wydatki będą głównie przeznaczone na rozwój i budowę projektów OZE na lądzie (spółka wraz Equinorem przygotowuje się także do budowy farmy Bałtyk 1, o mocy 1 560 MW, a dotychczasowe nakłady to 215 milionów złotych). Chodzi o planowane farmy wiatrowe, wielkoskalowe elektrownie fotowoltaiczne (w mniejszym zakresie) oraz bateryjne magazyny energii, które mają być budowane głównie przy obecnych aktywach wytwórczych.

Kwota CAPEX może zaskakiwać, bo Polenergia buduje obecnie tylko farmę solarną PV Rajkowy o mocy 35 MW (od września 2025 roku). Elektrownia, zlokalizowana w gminie Pelplin w województwie pomorskim ma być oddana do użytku w 2026 roku.

Zaawansowany jest projekt lądowej farmy wiatrowej Bądecz (48,3 MW). Ale choć spółka zdobyła ostatnio kontrakt PPA na dostawy energii z tego OZE, jest on oficjalnie przed podjęciem ostatecznej decyzji inwestycyjnej (FID). Kompletowane są ostatnie niezbędne dokumenty oraz decyzje administracyjne. Jego budowa rozpocznie się w 2027 roku, i a oddanie do użytkowania zajmie co najmniej dwa lata.

Coraz więcej na rumuński projekt

Istotna część planowanych nakładów w 2026 roku ma być przeznaczona na doprowadzenie do fazy „ready to build” (i przejęcie pełnej kontroli) nad projektami lądowych farm wiatrowymi rozwijanych we wschodniej Rumunii, w okręgu Tulcza. Ich łączna mocy przyłączeniowa do 685,6 MW. Zgodnie z aktualnym harmonogramem, projekty powinny osiągnąć pełną gotowość do realizacji do końca 2026 roku, a podjęcie ostatecznej decyzji inwestycyjnej (FID) planowane jest na drugi kwartał 2027 roku.

Nakłady na budowę tych farm można szacować na 7 miliardów złotych.

Tomasz Brzeziński

Powrót Wenezueli na światowy rynek ropy naftowej następuje w szczególnie wrażliwym momencie dla globalnego systemu energetycznego. Cieśnina Ormuz – jeden z najważniejszych szlaków transportu ropy na świecie – znajduje się pod ogromną presją, eksport irańskiej ropy stoi pod znakiem zapytania, a światowy rynek energii pilnie poszukiwał mechanizmu, który mógłby złagodzić napięcia podażowe. Właśnie w tym momencie Wenezuela – niemal po cichu – otworzyła jeden z takich „zaworów bezpieczeństwa”, pisze portal ekonomiczny „TheStreet”.

Po raz pierwszy od końca 2024 r. kraj wznowił eksport rozcieńczonej ropy ciężkiej (diluted crude oil – DCO). Surowiec ten przez ponad 15 miesięcy zalegał w magazynach, ponieważ amerykańskie sankcje skutecznie sparaliżowały wenezuelski sektor naftowy.

Pierwsza dostawa baryłek ropy

Jak wynika z dokumentów państwowego koncernu PDVSA przeanalizowanych przez agencję Reuters, w marcu koncern Chevron wysłał transport około 500 tys. baryłek tej ropy do rafinerii na wybrzeżu Zatoki Meksykańskiej. Była to pierwsza taka dostawa od końca 2024 r. – niewielka pod względem wolumenu, ale bardzo istotna ze względu na moment jej realizacji.

Rozcieńczona ropa z Wenezueli nie jest surowcem, który często pojawia się w publicznych dyskusjach o energii. Jest to bardzo ciężka ropa z pasa Orinoko, zmieszana z naftą, aby uzyskać odpowiednią płynność i umożliwić transport rurociągami. Niektóre rafinerie na wybrzeżu Zatoki Meksykańskiej zostały zaprojektowane właśnie z myślą o przetwarzaniu tego typu surowca.

Dla wielu rafinerii nie jest to więc jedynie korzystna opcja, lecz warunek normalnego funkcjonowania. Do końca lutego zapasy DCO w Wenezueli osiągnęły około 4,8 mln baryłek. Transport Chevronu oznacza, że po długiej przerwie eksport został wreszcie odblokowany.

W normalnych warunkach jednorazowa dostawa 500 tys. baryłek ropy z Wenezueli prawdopodobnie nie przyciągnęłaby większej uwagi rynku. Jednak obecna sytuacja geopolityczna jest daleka od normalności. Po amerykańsko-izraelskich uderzeniach na Iran żegluga handlowa przez Cieśninę Ormuz została poważnie zakłócona.

Odpowiada ona za transport około jednej piątej światowego zużycia ropy – mniej więcej 20 mln baryłek dziennie. Ten szlak morski wykorzystują m.in. Arabia Saudyjska, Irak, Zjednoczone Emiraty Arabskie i Kuwejt. W obliczu irańskich działań odwetowych, które mogą zagrozić tankowcom, ryzyko zakłóceń dostaw do Europy i Azji stało się bardzo realne – ocenia telewizja  Al Jazeera.

Transport poza strefą konfliktu

Na tym tle wenezuelska ropa ma jedną zasadniczą przewagę. Jej transport odbywa się przez Morze Karaibskie i Atlantyk, całkowicie poza strefą konfliktu. Jeszcze miesiąc temu był to jedynie szczegół geograficzny. Dziś stał się on realną przewagą strategiczną.

Nieprzypadkowo władze PDVSA ogłosiły, że Wenezuela chce być „wiarygodnym dostawcą” dla rynku amerykańskiego. Znaczenie Wenezueli dla rynku energii wynika przede wszystkim z jej ogromnych zasobów. Kraj posiada największe udokumentowane rezerwy ropy na świecie – szacowane na około 303 mld baryłek, czyli więcej niż Arabia Saudyjska.

Jednocześnie eksport wenezuelskiej ropy całkowicie omija Cieśninę Ormuz. Według firmy analitycznej Kpler produkcja w kraju może wzrosnąć do 1,1–1,2 mln baryłek dziennie do końca roku, jeśli utrzyma się złagodzenie sankcji. Z kolei analitycy banku J.P. Morgan wskazują, że Wenezuela stanowi jeden z głównych czynników potencjalnego wzrostu globalnej podaży ropy w latach 2026–2027.

Jakie dalsze perspektywy dla wenezuelskiej ropy?

Dodatkowo pod koniec stycznia Wenezuela przyjęła nową ustawę o węglowodorach. Umożliwia ona zagranicznym firmom większą kontrolę operacyjną, obniża obciążenia podatkowe i dopuszcza rozstrzyganie sporów w międzynarodowym arbitrażu. Ten ostatni element ma szczególne znaczenie, ponieważ zwiększa poczucie bezpieczeństwa inwestorów i skłania koncerny do realnego zaangażowania kapitałowego.

W krótkiej perspektywie wznowienie produkcji w Wenezueli nie zmienia znacząco globalnej równowagi rynku. Kraj wydobywa obecnie mniej niż milion baryłek ropy dziennie, co stanowi mniej niż 1 proc. światowej podaży. Pojedynczy transport Chevronu nie jest w stanie wpłynąć na notowania ropy Brent, które zareagowały na tę informację minimalnie.

Duża produkcja ropy łupkowej w USA ogranicza presję wzrostu cen nawet w warunkach napięć na Bliskim Wschodzie. Analitycy Enverus Intelligence Research szacują globalną nadpodaż ropy w pierwszej połowie 2026 r. na 1–2 mln baryłek dziennie.

Znacznie ciekawsze są prognozy długoterminowe. Goldman Sachs ocenia, że jeśli produkcja w Wenezueli wzrosłaby do 2 mln baryłek dziennie, mogłoby to obniżyć globalną cenę ropy o około 4 dolary za baryłkę do 2030 r. Analityczka RBC Helima Croft uważa natomiast, że pełne zniesienie sankcji mogłoby zwiększyć produkcję o kilkaset tysięcy baryłek dziennie już w ciągu roku.

Biznes Alert / TheStreet/ AC/

Trwający konflikt praktycznie zablokował cieśninę Ormuz, kluczowy punkt dla morskiego transportu ropy. Duża grupa tankowców zdecydowała się wybrać drogę przez cieśninę Bab el-Mandab, rejon kontrolowany przez rebeliantów Huti. Według irańskiej agencji Huti są gotowi włączyć się w konflikt.

Ruch przez cieśninę Ormuz praktycznie zamarł na skutek trwającego konfliktu. Jest to problematyczne m.in. dla sektora naftowego. W 2025 roku przepływało tamtędy około 25 procent dziennego handlu morskiego ropą. Wpłynęło to na globalny rynek i spowodowało m.in. gwałtowne zmiany w polityce USA, które uwolniły część rezerw oraz wycofała sankcje na rosyjską ropę na morzu. Co jednak z handlem? Magazyny ropy w Zatoce Pełnej coraz bardziej się zapełniają.

Niebezpieczna gra

Jak podają dane o pozycjonowaniu statków duże zgrupowanie tankowców zmierza w kierunku Janbu (port w Arabii Saudyjskiej, gdzie kończy się rurociąg Wschód-Zachód). Dziennikarze Bloomberga i Financial Times szacują zgrupowanie na 24-30 jednostek.

Tankowce obrały trasę przez Morze Czerwone, co wystawia je na poważne ryzyko. Statki muszą przepłynąć przez cieśninę Bab el-Mandab. Huti w tym rejonie od 7 października 2023 roku (wybuchu wojny Izraela z Palestyną) zamknęły akwen. W maju 2025 roku USA i Huti zawiązali rozejm, rebelianci zaprzestali walk a Waszyngton nalotów.

Mimo rozejmu Huti podczas swoich działań były wspierane przez Iran. Irańska agencja Fars podała, że zarówno Huti jak i inne grupy są gotowe i mogą włączyć się do walki po stronie Teheranu.

Middle East-Eye / Bloomberg / Financial Times / Wall Street Journal / Biznes Alert

Stany Zjednoczone uchyliły sankcję na rosyjską ropę uwięzioną na morzu. Decyzja ma charakter czasowy, co podkreślił Scott Bessent, sekretarz skarbu. Parę dni wcześniej, Donald Trump, sygnalizując możliwość uchylenia obostrzeń, zastrzegł, że mogą nie zostać przywrócone.

Administracja Donalda Trumpa podjęła decyzję o 30-dniowym zniesieniu sankcji na rosyjską ropę, która znajduje się na morzu. Licencja, wydawana przez Waszyngton upoważnia do dostarczenia i sprzedaży rosyjskiej ropy naftowej i produktów naftowych. Surowiec już musi znajdować się w tranzycie i nie może być dostarczony później niż do 11 kwietnia 2026 roku.

Scott Bessent, sekretarz skarbu, podkreślił, że jest to rozwiązanie krótkoterminowe, mające na celu zapewnienie stabilności na światowych rynkach energii i zapewnienie niskich cen.

Nie pierwsze, nie ostatnie uchylone sankcje

Według Fox News, w czwartek, w tranzycie znajdowały się około 124 miliony baryłek ropy rosyjskiej. Biorąc pod uwagę straty w Cieśninie Ormuz, zrekompensuje ona 5-6 dni trwającej wojny.

Jest to kolejny środek mający za zadanie zmniejszyć wpływ wywołanego przez USA i Izrael konfliktu. 5 marca USA wydały 30-dniowe zwolnienie dla Indii, umożliwiające zakup rosyjskiej ropy uwięzionej na morzu. 11 marca Waszyngton ogłosił uwolnienie 172 milionów baryłek ropy ze strategiczny rezerw. Był to rezultat decyzji Międzynarodowej Agencji Energii o uwolnieniu łącznie 400 milionów baryłek ropy z rezerw.

Według doniesień następnym krokiem ma być zniesienie przepisów dotyczących żeglugi, tzw. ustawy Jonesa, która nakazuje transport paliwa krajowego tylko na statkach pływających pod banderą USA.

– Prezydent podejmuje wszelkie możliwe działania, aby obniżyć ceny i w nadchodzących dniach będzie się to zdarzać coraz częściej – powiedział w czwartek zastępca szefa sztabu Białego Domu Stephen Miller, na antenie Fox News.

Dobry Wujek Sam pomaga

Stany Zjednoczone sięgają po kolejne środki mające rekompensować straty na rynkach wynikające z konfliktu wywołanego 28 lutego. Przez Cieśninę Ormuz, leżącą między Iranem na Omamem, dziennie przepływało około 25 procent światowego handlu morskiego ropą.

W niedzielę 8 marca Donald Trump określił wzrost cen ropy jako tymczasowy i stanowiący bardzo niewielką cenę dla USA. Podkreślił wręcz, że zależy mu na pozostawieniu Cieśniny Ormuz otwartej ze względu na inne kraje.

– Tak naprawdę pomagamy Chinom i innym krajom, ponieważ czerpią dużą część energii (surowców energetycznych – red.) z cieśniny. Spójrz, mamy dobre stosunki z Chinami. To dla mnie zaszczyt to zrobić – przekazał.

Dzień później, 9 marca, zapowiedział możliwe zniesienie sankcji. Oraz, że nie jest pewne czy zostaną ponownie nałożone.

Obrona Kijowa? Ważniejszy atak na Teheran

Zniesienie kolejnych sankcji na rosyjską ropę oznacza zwiększenie wpływu do jej budżetu, który jest skupiony na kontynuowaniu inwazji na Ukrainę. Znaczną część wpływu do budżetu Kremla stanowi dochód z eksportu, wydobycia i przetwórstwa węglowodorów. W 2025 roku było to około 25 procent wpływów, a i tak był to spadek względem wcześniejszych lat.

Dodatkowo uchylenie części obostrzeń osłabia sankcje Unii Europejskiej, która jest w trakcie negocjacji dwudziestego pakietu sankcji.

Reuters / Fox News / X / Biznes Alert / Marcin Karwowski

Doszło do ataku na infrastrukturę informatyczną NCBJ, opiekuna jedynego polskiego reaktora jądrowego Maria. Instytucja informuje, że procedury zadziałały skutecznie i atak odparto.

Narodowe Centrum Badań Jądrowych (NCBJ) poinformowało o odpartym cyberataku na infrastrukturę informatyczną. Procedury i systemy bezpieczeństwa zadziałały prawidłowo, a atak został zablokowany.

Instytut podjął działania, które natychmiast zabezpieczyły infrastrukturę i umożliwiły ciągłość pracy. NCBJ deklaruje, że nie doszło do zakłóceń żadnych procesów: produkcyjnych, operacyjnych lub badawczych. Atak nie wpłynął na pracę Reaktora Maria, który pracuje z pełną mocą.

NCBJ pozostaje w komunikacji z innymi instytucjami, m.in. NASK-PIB, Ministerstwem Cyfryzacji, Ministerstwem Cyfryzacji oraz Ministerstwem Energii.

-Sytuacja jest na bieżąco monitorowana przez odpowiednie służby oraz zespoły bezpieczeństwa. Narodowe Centrum Badań Jądrowych pozostaje w pełnej gotowości do reagowania na wszelkie próby naruszenia bezpieczeństwa cyfrowego i infrastruktury krytycznej Państwa – podkreśla Instytut.

Opiekun Marii

Instytucja zajmuje się prowadzeniem badań podstawowych i aplikacyjnych związanych m.in. z energetyką jądrową, fizyką subatomową i dziedzinami pokrewnymi. Projekty NCBJ obejmują fizykę, inżynierię materiałową, automatykę, elektronikę i technologie kosmiczne, inżynierię środowiska, górnictwo i energetykę, a także nauki farmaceutyczne.

W pieczy NCBJ znajduje się również jedyny w Polsce reaktor jądrowy, służący do celów badawczych, Reaktora Maria.

NCBJ / Biznes Alert

Międzynarodowa Agencja Energetyczna zadecydowała o wykorzystaniu części rezerw awaryjny ropy naftowej. Polska jednak tego nie zrobi. – Jako Polska w najbliższym czasie nie planujemy uwalniać rezerw, ze względu na stabilną i bezpieczną sytuację podażową – wyjaśnia decyzję Miłosz Motyka, minister energii.

Od trzynastu dni trwa konflikt na Bliskim Wschodzie, zapoczątkowany atakami USA i Izraela na Iran, co spotkało się z odwetem. Odbiło się to na globalnej energetyce, z uwagi na utrudnienia eksportu przez Cieśninę Ormuz. W 2025 roku to ona odpowiadała za około 25 procent dziennego handlu ropą.

Międzynarodowa Agencja Energetyczna (MAE) 11 marca 2026 roku jednogłośnie podjęła zgodę na udostępnienie na rynku ropy naftowej ze swoich rezerw strategicznych. Ma to na celu zwalczyć zakłócenia spowodowane konfliktem. Decyzja dotyczy 400 milionów baryłek z zapasów awaryjnych opiewających 1,2 miliarda baryłek. Jest to szósta taka sytuacja w historii. Poprzednie wydarzyły się w 1974, 1991, 2005, 2011 i dwa razy w 2022.

Zapasy zostaną udostępnione na rynku w terminie dopasowany do sytuacji w danym państwie. Dodatkowo niektórzy członkowie zastosują dodatkowe środki nadzwyczajne.

Polska nie uwolni ropy

– Jako Polska w najbliższym czasie nie planujemy uwalniać rezerw, ze względu na stabilną i bezpieczną sytuację podażową – napisał na swoim profilu na X Miłosz Motyka, minister energii.

Swoją wypowiedź rozszerzył na antenie TOK FM wyjaśniając, że Polska ma odpowiednio zabezpieczoną podaż. Jednak niewykluczone jest skorzystanie z rezerw w przypadku zaostrzenia się konfliktu.

Minister odniósł się również do cen paliw na stacjach, które poszły w górę w trakcie konfliktu.

– Rosnące ceny paliw to sytuacja, która wymagała reakcji. Orlen podjął decyzję o obniżeniu marży oraz wprowadzeniu odpowiednich promocji dla kierowców. To będzie miało wpływ na konkurencyjność rynku – powiedział w trakcie wywiadu.

10 marca Orlen zakomunikował o zredukowaniu „niemal do zera” marży na sprzedaży detalicznej i o uruchomieniu specjalnej promocji, dzięki której w weekend kierowcy będą mogli skorzystać z kuponów na tańsze paliwa.

Czy Polska jest w potrzebie?

Unia Europejska, korzystała z importu ropy w znacznym stopniu omijającego Cieśninę Ormuz. Głównie pozyskuje ropę z USA i Norwegii (około 30 procent zapotrzebowania). Na trzecim miejscu znajduje się Kazachstan. Pozostałe kierunku w 2025 roku zapewniały jednostkowo poniżej 10 procent dostaw.

Polska mocno polega na dostawach z Arabii Saudyjskiej (około 48 procent w 2025 roku) ale trafia ona ropociągiem przez Półwysep Arabski, z pominięciem Cieśniny Ormuz.

Tym samym mało prawdopodobne jest odcięcie Polski od dostaw. Zresztą na taki wypadek PERN posiada cztery magazyny ropy o łącznej pojemności ponad 4,2 mln m3 oraz magazyny paliw o łącznej pojemności ponad 2,8 mln m3.

MAE / TOK FM / X / PIE / Biznes Alert / Marcin Karwowski