O pellecie mówi się dużo. Dane pokazują zupełnie inny obraz rynku
Choć pellet drzewny to najbardziej rozpoznawalne biopaliwo stałe w Polsce, w krajowej strukturze produkcji biopaliw stałych zajmuje on marginalną pozycję – zaledwie 1 proc. wolumenu. To jeden z wniosków raportu „Zastosowanie i rola biomasy w polskim systemie elektroenergetycznym”, przygotowanego we współpracy z Uniwersytetem Warszawskim, który analizuje rolę biomasy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym oraz sytuację na europejskim rynku pelletu.
Z wyprodukowanych w Polsce w 2023 r. 305 712 TJ biopaliw stałych, na pellet drzewny przypadło jedynie 2738 TJ, czyli 1 proc. całości. Zdecydowanie większy udział mają pozostała biomasa leśna (32 proc.) oraz zrębki, trociny i inne kawałki drewna (18 proc.). To zestawienie pokazuje, że medialna i społeczna widoczność pelletu – jako paliwa dla kotłów domowych – nie odpowiada jego faktycznej wadze w krajowym bilansie energetycznym biomasy.
Podobny obraz wyłania się z danych o zużyciu pelletu i brykietu drzewnego w polskiej energetyce zawodowej w 2024 r, które wyniosło łącznie 121 529 ton. Z tego 72 086 ton spaliły dedykowane elektrownie i elektrociepłownie zasilane wyłącznie biomasą, a 49 443 tony współspalono z innymi paliwami w elektrociepłowniach zawodowych. W elektrociepłowniach przemysłowych – zarówno dedykowanych, jak i współspalających – zużycie pelletu i brykietu drzewnego wyniosło zero ton.
Baltpool stabilny, Rotterdam po rollercoasterze cenowym
Raport analizuje też notowania na dwóch kluczowych giełdach pelletu. Na bałtyckiej giełdzie Baltpool średnia miesięczna cena indeksu transakcji spot dla pelletu drzewnego w okresie od kwietnia 2024 do września 2025 r. pozostawała względnie stabilna, w przedziale 33,3–42,1 euro/MWh. Inaczej wyglądała sytuacja na zachodnioeuropejskiej giełdzie RBCN w Rotterdamie (notowania CIF ARA, porty Amsterdam-Rotterdam-Antwerpia). W latach 2020–2025 ceny pelletu przemysłowego (I2) wahały się od 57 do nawet 440 euro za tonę w szczycie kryzysu energetycznego, a certyfikowanego pelletu ENplus A1 dla gospodarstw domowych – od 78 do 540 euro za tonę, przy czym ten drugi utrzymywał premię cenową w wysokości 1–100 euro za tonę względem pelletu przemysłowego.
Na koniec drugiego kwartału 2025 r. ceny na rynku zachodnioeuropejskim zaczęły się stabilizować. Średnia cena pelletu przemysłowego I2 spadła do 173 euro za tonę, o ok. 22 euro mniej niż kwartał wcześniej, a pellet ENplus A1 zachował nad nim premię 20 euro za tonę. Zapasy w portach ARA na koniec tego kwartału wynosiły 20 tys. ton.
Popyt odbudowuje się po dwóch latach spadków
Zużycie pelletu w Unii Europejskiej spadło z 24,03 mln ton w 2023 r. do 22,62 mln ton w 2024 r. Spadek ten autorzy raportu tłumaczą łagodnymi zimami, wysokim stanem zapasów magazynowych, niższymi cenami energii oraz lokalnymi przerwami w dostawach prądu. Analitycy USDA prognozowali jednak na 2025 r. odbicie zużycia do poziomu 23,45 mln ton, obejmujące popyt przemysłowy i komunalno-bytowy, przy jednoczesnym wzroście produkcji do 20,5 mln ton (z 19,9 mln ton w 2024 r.), importu do 4,68 mln ton oraz eksportu do 1,7 mln ton.
Wśród krajów UE największym konsumentem pelletu w 2024 r. była Francja (3,5 mln ton), przed Niemcami (3,37 mln ton) i Włochami (2,5 mln ton). Największym producentem w Unii pozostają Niemcy (3,7 mln ton), a za nimi Francja (2,45 mln ton), Łotwa (1,98 mln ton), Austria (1,8 mln ton) i Szwecja (1,65 mln ton). Wśród importerów zdecydowanie przodują Włochy (1,84 mln ton), przy czym tylko 7 tys. ton pochodziło z USA, a znacząco więcej z Ameryki Północnej importowały Dania (1,66 mln ton, z czego 703 tys. ton z USA) i Holandia (1,5 mln ton, z czego 759 tys. ton z USA).
Od Białorusi do Ameryki Północnej. Przetasowanie kierunków importu
Raport zwraca uwagę na istotną zmianę geopolityczną w strukturze dostaw. Do 2022 r. głównym dostawcą pelletu do UE była Białoruś. Wybuch wojny w Ukrainie i nałożenie embarga handlowego zablokowało ten kierunek, wywołując w 2022 r. kryzys podażowy i drastyczny wzrost cen w Europie, co czasowo osłabiło konkurencyjność kosztową pelletu względem innych paliw.
W odpowiedzi kraje UE – ograniczone też rygorystycznymi kryteriami zrównoważonego rozwoju dla biomasy – przesunęły import w stronę Ameryki Północnej. W 2024 r. Stany Zjednoczone dostarczyły do UE 1,9 mln ton pelletu (spadek z 2,91 mln ton w 2023 r.), Kanada 619 tys. ton, a Brazylia 419 tys. ton.
Pogoda jako czynnik ryzyka. Rozmiękły grunt i mroźna zima
Raport podkreśla też dużą wrażliwość rynku pelletu na anomalie pogodowe. Pod koniec 2024 r. wyjątkowo ciepła i wilgotna jesień w regionie Morza Bałtyckiego oraz północnej Rosji rozmiękczyła grunt leśny, utrudniając wjazd ciężkiego sprzętu i bezpośrednio ograniczając produkcję pelletu z pozyskiwanego surowca. Bezpośrednio po tym nastąpiła mroźna zima, która gwałtownie zwiększyła zapotrzebowanie grzewcze i wydrenowała zgromadzone w Europie zapasy – ilustrując, jak dwa kolejne, przeciwstawne zjawiska pogodowe mogą w krótkim czasie doprowadzić do napięć podażowych.
Co z Polską? Niski udział w bilansie, ale wysokie ceny detaliczne
Dane z raportu o marginalnym, jednoprocentowym udziale pelletu w krajowej produkcji biopaliw stałych kontrastują z sytuacją, jaką obserwowaliśmy w ostatnim roku na polskim rynku detalicznym. Jak informowaliśmy w lipcu 2026 r., średnia cena pelletu klasy A1 w Polsce przekroczyła 2000 zł za tonę, wzrastając o ponad 240 zł na tonie w ciągu jednego miesiąca. Branżowe organizacje, w tym Polska Rada Pelletu, alarmowały, że Polska z eksportera pelletu coraz bardziej staje się rynkiem zorientowanym na zaspokojenie popytu krajowego, rozmawiając z Ministerstwem Energii, Ministerstwem Klimatu i Środowiska oraz Lasami Państwowymi o dostępności surowca.
Częścią wyjaśnienia tego zjawiska jest rosnąca konkurencja o ten sam surowiec między gospodarstwami domowymi a energetyką zawodową, o której informowaliśmy już wcześniej, opisując m.in. modernizację elektrowni Enea Połaniec, po której zapotrzebowanie tej jednej instalacji na biomasę – głównie pellet drzewny – ma wynosić około 2 mln ton rocznie, czyli więcej niż całe roczne zużycie pelletu i brykietu przez polską energetykę zawodową w 2024 r, wykazane w raporcie UW. Innymi słowy: choć pellet odpowiada za ułamek procenta krajowej produkcji biopaliw stałych, jego rynek detaliczny i przemysłowy są dziś w Polsce naciągnięte do granic możliwości. Plany zwiększenia wykorzystania biomasy w energetyce zawodowej mogą tę presję jeszcze pogłębić.
Pellet to tylko wycinek. Biomasa stała odpowiada za dwie trzecie zużycia OZE w Polsce
Pellet jest jednak tylko wąskim wycinkiem znacznie większego zjawiska. Jak wynika z szerszej części raportu UW, biomasa stała jako całość odpowiadała w 2022 r. za 64,5 proc. struktury zużycia odnawialnych źródeł energii w Polsce, choć jej udział zmniejszył się o 8,9 punktu procentowego w latach 2019–2022. Mimo dominującej pozycji, biomasa stała systematycznie ustępuje miejsca innym technologiom OZE.
W 2023 r. krajowa produkcja biomasy stałej wyniosła 348,9 PJ, a zużycie 348,2 PJ, co odpowiada samowystarczalności na poziomie 92–97 proc. Import biomasy stałej w tym czasie systematycznie spadał – z 0,72 mln ton oleju ekwiwalentnego (toe) w 2019 r. do 0,29 mln toe w 2023 r. Głównym odbiorcą biomasy stałej w Polsce pozostają gospodarstwa domowe, które konsumują 52–56 proc. krajowego zużycia.
W samej energetyce zawodowej całkowite zużycie biomasy w 2024 r. wyniosło 6 932 594 tony. Zdecydowanym liderem surowcowym były wióry, trociny i zrębki – 3 595 038 ton, a na drugim miejscu drewno opałowe – 1 302 429 ton. Zestawione z wcześniej przywołanym zużyciem pelletu i brykietu (121 529 ton) pokazuje to skalę, w jakiej pellet pozostaje niszowym segmentem nawet wewnątrz samej biomasy leśnej wykorzystywanej przez energetykę zawodową, stanowiąc niespełna 2 proc. całkowitego wolumenu surowca biomasowego spalanego w tym sektorze.
Nowe przepisy porządkują rynek. Drewno energetyczne i wyłączenie z EU ETS
Raport UW zwraca uwagę na dwie istotne zmiany regulacyjne porządkujące rynek biomasy. Pierwszą jest rozporządzenie definiujące szczegółowe cechy jakościowo-wymiarowe drewna energetycznego, które weszło w życie 7 września 2025 r., precyzując, jaki surowiec może trafiać do energetyki zawodowej.
Drugą jest efekt wdrożenia unijnej dyrektywy RED III, która obniżyła próg certyfikacji instalacji biomasowych do 7,5 MWt, a jednocześnie wprowadziła mechanizm wyłączenia z unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS) dla instalacji, w których ponad 95 proc. spalanego paliwa stanowi zrównoważona biomasa – co ma bezpośredni wpływ na rachunek ekonomiczny jednostek wytwórczych opartych na tym surowcu.
Dwa scenariusze do 2040 r. Ile biomasy w polskim miksie energetycznym?
Zaktualizowany w lipcu 2025 r. Krajowy Plan w dziedzinie Energii i Klimatu (obecnie już przyjęty przez rząd) szacuje krajowy zrównoważony potencjał biomasy na poziomie około 293 PJ i rozpisuje dwa rozbieżne scenariusze jej wykorzystania do 2040 r.
Scenariusz WEM (z ang. With Existing Measures) zakłada względną stabilizację zużycia biomasy na poziomie 8,6–9,1 mln toe, z produkcją energii elektrycznej z biomasy rosnącą do 8,5 TWh w 2040 r. Scenariusz WAM (ang. With Additional Measures) przewiduje natomiast wyraźną redukcję zużycia do 6,6 mln toe, ze spadkiem produkcji energii elektrycznej z biomasy do 4,1 TWh w 2040 r. – co odpowiadałoby zaledwie 1 proc. krajowego miksu energetycznego w tym roku.
Biomasa wychodzi taniej dla całego systemu
Najbardziej praktyczny wniosek z raportu UW dotyczy jednak nie samej ilości energii, lecz jej kosztu dla całego systemu elektroenergetycznego. Według przeprowadzonej analizy scenariuszowej, scenariusz wzrostu udziału biomasy (WEM) generuje średnio o 1–1,5 mld zł lepszy wynik finansowy dla systemu rocznie w porównaniu ze scenariuszem jej redukcji (WAM).
Co więcej, jednostkowy koszt wytworzenia energii elektrycznej z biomasy okazuje się średnio o 23 zł/MWh tańszy w scenariuszu WEM oraz o 11 zł/MWh tańszy w scenariuszu WAM w porównaniu z łącznym kosztem pozostałych technologii wytwórczych w systemie. Innymi słowy, w obu analizowanych scenariuszach biomasa – jako sterowalne, stabilne i dyspozycyjne źródło energii – wypada korzystniej kosztowo niż przeciętna technologia wytwórcza dostępna w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, co stawia pod znakiem zapytania zasadność jej dalszego, gwałtownego ograniczania.
Patrycja Rapacka
patrycja.rapacka@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
