Dzięki terminalowi LNG 8,3 mld m³, Baltic Pipe (10 mld m³), synchronizacji sieci bałtyckiej (luty 2025), pierwszemu prądowi z offshore (2026) i statusowi PCI dla korytarza wodorowego, Polska ma realne szanse stać się hubem energetycznym Europy Środkowo-Wschodniej.
Od czasu pełnoskalowej inwazji Rosji na Ukrainę w 2022 roku, bezpieczeństwo energetyczne przestało być abstrakcyjnym pojęciem polityki klimatycznej, a stało się fundamentem stabilności gospodarczej i militarnej całego kontynentu. Państwa członkowskie Unii Europejskiej, które przez dekady budowały swoją konkurencyjność na taniej rosyjskiej ropie i gazie, zostały zmuszone do radykalnego przewartościowania swoich strategii. W tym nowym układzie geopolitycznym Polska, dotychczas postrzegana głównie jako kraj tranzytowy dla rosyjskich surowców, zaczęła odgrywać rolę kluczowego węzła dywersyfikacji dostaw.
Przez lata Polska była narażona na polityczną presję ze strony Rosji jako państwo silnie uzależnione od dostaw gazu ziemnego i ropy naftowej za pośrednictwem gazociągu jamalskiego i ropociągu przyjaźń. Sytuacja zmieniła się diametralnie po 2022 roku, kiedy Polska w ciągu kilkunastu miesięcy zerwała kontrakty na dostawy rosyjskiego gazu, znacząco ograniczyła import rosyjskiej ropy i węgla, a zamiast tego postawiła na trzy filary: import skroplonego gazu ziemnego LNG drogą morską, przesył gazu z Norwegii przez Danię (Baltic Pipe) oraz dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii i morskiej energetyki wiatrowej na Bałtyku. Takie połączenie, uzupełnione o plany budowy pierwszej elektrowni jądrowej, stworzyło podstawy do tego, aby Polska mogła nie tylko zapewnić bezpieczeństwo własnych dostaw, ale także stać się eksporterem energii i węzłem przesyłowym dla całego regionu.
Samo pojęcie „hubu energetycznego” należy rozumieć szeroko. Nie chodzi bowiem wyłącznie o przesył gazu ziemnego w jednym kierunku, lecz o wielowymiarową infrastrukturę umożliwiającą przepływ różnych nośników energii – gazu, energii elektrycznej, a w przyszłości także wodoru – w różnych kierunkach, w zależności od bieżących potrzeb rynkowych i warunków geopolitycznych. Hub to miejsce, w którym krzyżują się szlaki przesyłowe, działają terminale przeładunkowe i magazynowe, a ceny energii kształtują się w sposób konkurencyjny i transparentny. Polska aspiruje do roli takiego centrum dla regionu Europy Środkowo-Wschodniej, obejmującego państwa bałtyckie, kraje V4 (Czechy, Słowacja, Węgry) oraz – docelowo – także Ukrainę.
Polskie okno na świat
Fundamentem polskich aspiracji do roli hubu gazowego jest terminal LNG im. Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu. Od 22 stycznia 2025 roku, po zakończeniu kompleksowej rozbudowy, możliwości regazyfikacyjne terminala wynoszą 8,3 mld m³ rocznie. Jest to kwota stanowiąca około połowę rocznego zużycia gazu w całym kraju. Rozbudowa, która kosztowała około 460 mln zł dofinansowania unijnego, objęła budowę trzeciego zbiornika do procesowego składowania LNG, drugiego nabrzeża umożliwiającego rozładunek i załadunek gazowców oraz zwiększenie liczby regazyfikatorów. Oznacza to, że do polskiego gazoportu mogą zawijać nawet największe metanowce, które są w stanie dostarczyć surowiec z dowolnego miejsca na świecie – z Kataru, Stanów Zjednoczonych, Norwegii, Nigerii czy Australii.
Terminal LNG w Świnoujściu jest jednym z kluczowych elementów korytarza BEMIP (Planu Połączeń Rynku Energii Bałtyckiej) i został wpisany na unijną listę Projektów Wspólnego Zainteresowania (PCI). Oznacza to, że Komisja Europejska uznaje go za inwestycję o szczególnym znaczeniu dla bezpieczeństwa energetycznego i dywersyfikacji dostaw w całym regionie Morza Bałtyckiego. W praktyce terminal nie służy już tylko Polsce – może być również punktem wejścia dla gazu ziemnego, który następnie, za pośrednictwem istniejących połączeń międzysystemowych, trafia na rynki Litwy, Łotwy, Estonii, Czech, Słowacji, Niemiec, a nawet Ukrainy. Zwiększenie elastyczności operacyjnej terminala pozwala również na bunkrowanie statków, czyli tankowanie jednostek pływających bezpośrednio przy nabrzeżu, co otwiera nowe możliwości dla żeglugi niskoemisyjnej na Bałtyku.
Połączenie z norweskim szelfem
Gazociąg Baltic Pipe, uruchomiony 1 października 2022 roku i dysponujący przepustowością 10 mld m³ rocznie, jest drugim, równie kluczowym filarem dywersyfikacji polskich dostaw gazu. Jest to w istocie system gazociągów o łącznej długości około 900 km, który łączy Norwegię, Danię i Polskę, umożliwiając przesył gazu wydobywanego na norweskim szelfie kontynentalnym bezpośrednio na rynek polski i dalej do odbiorców w Europie Środkowo-Wschodniej. Baltic Pipe ma charakter dwukierunkowy – może transportować gaz zarówno z Norwegii do Polski, jak i w przeciwnym kierunku, co zapewnia elastyczność operacyjną.
W 2025 roku Baltic Pipe odpowiadał za 46 procent całego importowanego do Polski gazu, podczas gdy terminal LNG dostarczył 42 procent. Oznacza to, że Polska jest dziś w stanie zaspokoić swoje potrzeby gazowe z dwóch niezależnych, zdywersyfikowanych źródeł – norweskiego (rurociągiem podmorskim) oraz globalnego (drogą morską). Co więcej, dodatkowe wolumeny gazu z norweskich złóż, które Grupa Orlen pozyskuje z własnego wydobycia na szelfie norweskim, są przesyłane Baltic Pipo do Polski, zwiększając niezależność od zewnętrznych dostawców.
Kombinacja Baltic Pipe i terminala LNG pozwala Polsce nie tylko zbilansować własne zapotrzebowanie na gaz, ale także stworzyć rezerwę przesyłową, którą można udostępnić krajom sąsiednim. W warunkach kryzysu energetycznego, gdyby na przykład dostawy gazu do Niemiec, Czech czy Austrii zostały zakłócone (np. na skutek uszkodzenia gazociągów tranzytowych przez Ukrainę), Polska byłaby w stanie przesłać gaz w kierunku zachodnim i południowym, wykorzystując istniejące interkonektory. To właśnie ta zdolność do wsparcia sąsiadów w sytuacjach nadzwyczajnych stanowi istotę bycia hubem regionalnym.
Synchronizacja sieci elektroenergetycznej z państwami bałtyckimi
Rola Polski jako hubu energetycznego nie ogranicza się jednak do gazu ziemnego. Równie ważnym obszarem jest przesył energii elektrycznej, a tu Polska odegrała kluczową rolę w historycznym procesie synchronizacji sieci państw bałtyckich z systemem kontynentalnej Europy. 9 lutego 2025 roku Estonia, Łotwa i Litwa odłączyły się od poradzieckiego systemu elektroenergetycznego IPS/UPS, który przez dekady łączył je z sieciami Rosji i Białorusi, i przyłączyły się do obszaru synchronicznego Europy Kontynentalnej, w którym znajdują się wszystkie pozostałe państwa Unii Europejskiej. Proces ten był możliwy dzięki istniejącej od 2016 roku linii napowietrznej LitPol Link łączącej Polskę z Litwą, która po synchronizacji stała się połączeniem synchronicznym.
Dla dalszego wzmocnienia tej integracji energetycznej, Polskie Sieci Elektroenergetyczne realizują projekt drugiego połączenia z Litwą – Harmony Link. W ramach tego projektu, do 2030 roku powstanie 100‑kilometrowa linia kablowa 220 kV Ełk Bis‑Granica RP, dwie nowe stacje elektroenergetyczne Norki i Wigry, a także zostanie rozbudowana istniejąca stacja Ełk Bis oraz zmodernizowana linia 220 kV Ostrołęka‑Ełk.
Całkowita wartość inwestycji nie została oficjalnie ogłoszona, ale szacuje się ją na kilkaset milionów złotych. Inwestycja ma kluczowe znaczenie dla stabilności dostaw energii w północno-wschodniej Polsce i, poprzez swój wymiar transgraniczny, także dla bezpieczeństwa energetycznego całego regionu.
Po pełnej synchronizacji i rozbudowie połączeń, Polska stanie się centralnym punktem wymiany energii elektrycznej między Skandynawią (gdzie dominuje tania, zeroemisyjna energia wodna i jądrowa), państwami bałtyckimi (z dynamicznie rozwijającą się morską energetyką wiatrową) a resztą Europy Środkowej. W perspektywie średnioterminowej możliwe jest także połączenie z Ukrainą, która po wojnie będzie potrzebowała ogromnych ilości energii do odbudowy, a także będzie dysponowała nadwyżkami energii z odnawialnych źródeł.
Nowy wymiar polskiej transformacji
Trzecim filarem ambicji Polski jako hubu energetycznego jest rozwój morskiej energetyki wiatrowej na Bałtyku. W 2026 roku nastąpi historyczny przełom – dwie farmy wiatrowe, Baltic Power i Baltic East, rozpoczną produkcję energii elektrycznej dla ponad 2,75 miliona polskich gospodarstw domowych. Baltic Power, realizowana przez Grupę Orlen i kanadyjską Northland Power, to farma o łącznej mocy 1,2 GW, zlokalizowana około 23 km od brzegu, na wysokości Łeby i Choczewa.
Na jej obszarze stanie 76 turbin wiatrowych o mocy 15 MW każda – największych, jakie kiedykolwiek zainstalowano w Europie. Pierwsza energia z Baltic Power ma popłynąć latem 2026 roku, a pełne uruchomienie planowane jest na drugą połowę roku. Roczna produkcja farmy wyniesie do 4 TWh energii elektrycznej, co odpowiada około 3 procentom krajowego zużycia.
Polski rząd planuje znacznie większy rozwój morskiej energetyki wiatrowej na Bałtyku. W perspektywie 2040 roku, całkowita moc zainstalowana na polskich obszarach morskich ma osiągnąć 10–11 GW, co oznacza, że energia z morskich farm będzie stanowić znaczącą część polskiego miksu energetycznego i, co równie istotne, będzie dostępna do eksportu w okresach nadprodukcji. Polskie wybrzeże Bałtyku jest predestynowane do budowy farm wiatrowych ze względu na korzystne warunki wietrzne, stosunkowo płytkie wody oraz dostępność portów, które mogą służyć jako bazy serwisowe i logistyczne dla całego regionu.
Morska energetyka wiatrowa ma potencjał, aby uczynić Polskę nie tylko importerem, ale także eksporterem energii elektrycznej. W połączeniu z rozbudowanymi połączeniami międzysystemowymi (w tym interkonektorami z Niemcami, Czechami, Słowacją i Litwą), polska energia z morskich farm może być przesyłana w głąb kontynentu, wspierając dekarbonizację sąsiednich państw. W perspektywie rozwoju Nordycko-Bałtyckiego Korytarza Wodorowego (o czym za chwilę) energia z morskich turbin może być również wykorzystywana do produkcji zielonego wodoru, który następnie będzie transportowany rurociągami do Niemiec i innych krajów regionu.
Nordycko-Bałtycki Korytarz Wodorowy
W kwietniu 2026 roku Gaz‑System uzyskał unijny status Projektów Wspólnego Zainteresowania (PCI) dla dwóch kluczowych projektów wodorowych: Nordycko-Bałtyckiego Korytarza Wodorowego oraz Pomorskiego Klastra Zielonego Wodoru. Decyzja ta potwierdza strategiczne znaczenie inicjatyw Gaz‑Systemu dla transformacji energetycznej Polski i Unii Europejskiej oraz dla wzmacniania bezpieczeństwa energetycznego regionu Morza Bałtyckiego.
Nordycko-Bałtycki Korytarz Wodorowy to międzynarodowy projekt budowy infrastruktury przesyłowej łączącej Finlandię, Estonię, Łotwę, Litwę, Polskę i Niemcy. Umożliwi on transport wodoru oraz lepsze wykorzystanie jego potencjału w regionie. Projekt pozwoli wykorzystać potencjał wodorowy wschodniej części Morza Bałtyckiego oraz zapewni dostęp do stabilnych dostaw odnawialnego i niskoemisyjnego wodoru, wzmacniając bezpieczeństwo energetyczne i wspierając dekarbonizację krajowego przemysłu. Partnerami projektu są operatorzy systemów przesyłowych z Finlandii (Gasgrid vetyverkot), Estonii (Elering), Łotwy (Conexus Baltic Grid), Litwy (Amber Grid), Polski (GAZ‑SYSTEM) i Niemiec (ONTRAS).
Pomorski Klaster Zielonego Wodoru obejmuje budowę infrastruktury wodorowej w północno-zachodniej Polsce i północno-wschodnich Niemczech oraz połączenie między tymi krajami. Region ten dysponuje dużym potencjałem produkcji i wykorzystania odnawialnego wodoru dzięki sprzyjającym warunkom dla rozwoju energetyki wiatrowej i słonecznej oraz obecności rozwiniętego przemysłu. To wspólna inicjatywa GAZ‑SYSTEM oraz niemieckiego operatora systemu przesyłowego GASCADE Gastransport.
Realizacja tych projektów oznacza, że Polska w ciągu najbliższej dekady stanie się centralnym węzłem europejskiej sieci wodorowej. Kraj nie tylko będzie produkował zielony wodór (wykorzystując energię z morskich farm wiatrowych i fotowoltaiki), ale także będzie go przesyłał w kierunku zachodnim (do Niemiec i dalej do Europy Zachodniej) oraz północnym (do państw bałtyckich i Skandynawii). Wodór jest bowiem postrzegany jako kluczowy nośnik energii dla sektorów trudno redukowalnych, takich jak przemysł ciężki, transport morski i lotniczy oraz długoterminowe magazynowanie energii.
Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK)
Polska transformacja energetyczna, choć wyraźnie przyspiesza, wciąż nie doczekała się formalnego przyjęcia zaktualizowanego Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu. Jak wynika z Rocznika 2026 Forum Energii, czerwiec ubiegłego roku przyniósł przełomowy moment – produkcja energii z OZE po raz pierwszy przewyższyła generację z węgla. Krajowe wydobycie węgla kamiennego energetycznego zmalało od 2016 roku o 47 procent, a odnawialne źródła energii osiągnęły rekordowy udział w mocy osiągalnej systemu, przekraczając 51 procent.
Mimo tych imponujących zmian, Polska wciąż pozostaje silnie uzależniona od importu paliw kopalnych – od 2016 roku kraj wydał na import surowców i paliw już 1,3 biliona złotych, a w samym 2025 roku było to 104 miliardy złotych. Dynamicznym zmianom w sektorze towarzyszy utrzymująca się zależność od paliw kopalnych, przede wszystkim ropy i, w coraz większym stopniu, gazu ziemnego.
Nowy KPEiK, którego przyjęcie jest spodziewane w 2026 roku, powinien wyznaczyć ostateczne ramy transformacji, w tym cele w zakresie redukcji emisji CO₂ (do 55 procent w 2030 roku względem 1990), udziału OZE w miksie energetycznym (co najmniej 32 procent w 2030, z naciskiem na morską energetykę wiatrową), a także rozwoju magazynów energii i modernizacji sieci. Bez stabilnych ram regulacyjnych, inwestorzy mogą być powściągliwi w angażowaniu kapitału, co opóźni niezbędne inwestycje w infrastrukturę przesyłową i dystrybucyjną, która jest warunkiem sine qua non funkcjonowania hubu energetycznego.
Dalsze inwestycje infrastrukturalne i modernizacja sieci
Samodzielne źródła wytwórcze, terminal LNG czy Baltic Pipe nie wystarczą, aby Polska stała się hubem energetycznym. Niezbędna jest także nowoczesna, elastyczna infrastruktura przesyłowa i dystrybucyjna, która umożliwi przepływ energii w różnych kierunkach, w zależności od potrzeb rynkowych. W 2025–2030 roku planowane jest wydanie na ten cel kilkudziesięciu miliardów złotych, pochodzących zarówno z budżetu państwa, środków własnych operatorów systemów, jak i z unijnego Krajowego Planu Odbudowy.
Na uwagę zasługują przede wszystkim inwestycje Polskich Sieci Elektroenergetycznych w rozbudowę sieci przesyłowej najwyższych napięć, w tym nowe linie 400 kV na południu i wschodzie kraju, które mają połączyć dynamicznie rozwijające się odnawialne źródła energii z ośrodkami zapotrzebowania. Równolegle trwa modernizacja sieci dystrybucyjnych przez operatorów systemów dystrybucyjnych (PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja, Enea Operator, Energa-Operator), którzy muszą dostosować swoją infrastrukturę do obsługi dwukierunkowego przepływu energii od prosumentów oraz do przyłączania nowych źródeł OZE i magazynów energii.
Szczególnym wyzwaniem pozostaje region północno-wschodniej Polski, który jest słabiej rozwinięty infrastrukturalnie i w którym realizowana jest obecnie inwestycja Harmony Link. Bez nowoczesnej sieci, nadwyżki energii z morskich farm wiatrowych i z fotowoltaiki nie będą mogły być efektywnie przesyłane na południe kraju, gdzie znajdują się największe ośrodki przemysłowe i największe zapotrzebowanie na energię. Jest to więc wyścig z czasem: tempo budowy nowych źródeł OZE musi być zsynchronizowane z tempem rozbudowy sieci, aby uniknąć zjawiska curtailmentu (konieczności odłączania źródeł OZE z powodu przeciążenia sieci).
Bezpieczeństwo energetyczne jako fundament stabilności regionu
Polityka energetyczna Polski, zwłaszcza po 2022 roku, ma wymiar nie tylko ekonomiczny, ale także geopolityczny i bezpieczeństwa. Kolejny kryzys paliwowy, wywołany konfliktem zbrojnym na Bliskim Wschodzie na początku 2026 roku, pokazał, że bezpieczeństwo energetyczne oznacza dziś znacznie więcej niż stabilne dostawy surowców. Coraz silniej łączy się ono z bezpieczeństwem państwa, odpornością gospodarki i jej konkurencyjnością, podkreślając znaczenie dywersyfikacji źródeł energii i ograniczania zależności importowej.
Polska, poprzez swoje inwestycje infrastrukturalne i dywersyfikację kierunków dostaw, buduje swoją pozycję jako stabilizatora regionalnego. W sytuacji, gdyby dostawy gazu do jednego z krajów sąsiednich zostały zakłócone (np. w wyniku sabotażu, awarii technicznej lub działań wojennych), Polska byłaby w stanie uruchomić przepływy awaryjne, wykorzystując swoje interkonektory i zapasy magazynowe. Podobnie w sektorze elektroenergetycznym – synchronizacja państw bałtyckich z systemem europejskim i budowa drugiego połączenia z Litwą wzmacniają odporność całego regionu na zakłócenia i ataki hybrydowe.
Polska postrzegana jest przez partnerów zagranicznych nie tylko jako kraj tranzytowy, ale jako odpowiedzialny gracz regionalny, który wnosi wkład w europejskie bezpieczeństwo energetyczne. Świadczy o tym między innymi wysoka atrakcyjność inwestycyjna Polski – według badania KPMG, 56 procent firm niemieckich planujących inwestycje w regionie Europy Środkowo-Wschodniej wskazuje Polskę jako cel, co jest wzrostem o 11 punktów procentowych rok do roku. Polska jest już czwartym najważniejszym rynkiem eksportowym dla Niemiec, wyprzedzając Chiny, a handel dwustronny osiągnął w 2025 roku wartość 180,4 mld euro, co stanowi około jedną trzecią całego handlu Niemiec z regionem CEE.
Wyzwania na drodze do statusu hubu
Mimo wielu atutów, Polska nie stanie się automatycznie hubem energetycznym regionu. Droga do tego celu jest wyboista i usiana wieloma przeszkodami, które mogą zniweczyć nawet najlepiej zaprojektowane strategie.
Po pierwsze, koszty transformacji energetycznej są gigantyczne. Według szacunków Arthur D. Little, zapotrzebowanie na inwestycje w polskiej energetyce w latach 2025–2040 wynosi od 650 do 670 miliardów euro, co przekracza dostępne krajowe możliwości finansowania. Oznacza to, że niezbędne będzie szerokie otwarcie na kapitał zagraniczny, fundusze unijne (w tym środki z Krajowego Planu Odbudowy oraz z nowej perspektywy budżetowej UE na lata 2028–2034), a także innowacyjne instrumenty finansowe, takie jak zielone obligacje czy partnerstwa publiczno-prywatne. Bez sprawnego pozyskania i alokacji kapitału, proces transformacji może zostać spowolniony, a Polska straci okazję do przechwycenia roli regionalnego hubu.
Po drugie, ceny energii w Polsce pozostają wysokie i według prognoz nie spadną w najbliższych latach. Jak wynika z raportu cytowanego przez WNP.PL, w Polsce taniej energii nie ma i nie będzie – ani za rok, ani za pięć lat. Jest to poważna bariera konkurencyjności dla polskiego przemysłu energochłonnego, który może zdecydować się na relokację do innych państw o niższych kosztach energii. Hub energetyczny nie może bowiem funkcjonować w izolacji od reszty gospodarki – to przemysł (hutnictwo, chemia, produkcja baterii, elektromobilność) jest głównym odbiorcą i motorem wzrostu zapotrzebowania na energię. Wysokie ceny energii zniechęcają do inwestycji i mogą sprawić, że Polska będzie hubem przesyłowym, ale nie będzie w stanie wykorzystać tej energii do własnego rozwoju przemysłowego.
Po trzecie, transformacja energetyczna wymaga głębokich zmian społecznych, zwłaszcza na Śląsku, gdzie wygaszane są kolejne kopalnie węgla. Bez odpowiednich programów osłonowych, przekwalifikowania pracowników i stworzenia nowych miejsc pracy w sektorach niskoemisyjnych, proces transformacji może napotkać na opór społeczny i protesty, które opóźnią niezbędne inwestycje. Polityka spójności społecznej jest więc warunkiem koniecznym sukcesu całego przedsięwzięcia, a jej brak może podważyć polityczną legitymację transformacji.
Fot. Unsplash