(+48) 58 66 18 300
nexus@nexus.pl
Polska i Norwegia patrzą na atom z dwóch różnych stron. Właśnie dlatego warto zestawić ich podejścia.
Energetyka jądrowa wraca dziś do centrum europejskiej debaty energetycznej. Dzieje się tak nie tylko z powodów klimatycznych, ale również ze względu na bezpieczeństwo dostaw, rosnące zapotrzebowanie na energię, konieczność stabilizacji systemów elektroenergetycznych oraz potrzebę zapewnienia konkurencyjnych cen energii dla przemysłu.
W NEXUS Consultants od dłuższego czasu analizujemy sposób, w jaki różne państwa podchodzą do przygotowania i realizacji programów jądrowych. Szczególnie interesujące jest zestawienie dwóch dokumentów: polskiego „Programu polskiej energetyki jądrowej” z 2020 r. (zaktualizowanego w czerwcu 2026 r.)1 oraz norweskiego raportu NOU 2026:4 „Energia jądrowa w Norwegii?”2 (dalej także NOU).
Na pierwszy rzut oka trudno je porównywać. Polska podjęła już decyzję o rozwoju energetyki jądrowej, podczas gdy Norwegia dopiero analizuje, czy i pod jakimi warunkami powinna wejść na tę ścieżkę. Jednak właśnie ta różnica sprawia, że porównanie obu dokumentów jest tak wartościowe.
Polski dokument odpowiada przede wszystkim na pytanie: Co, kiedy i dlaczego chcemy zbudować?
Norweski raport znacznie mocniej stawia pytanie: jakie warunki trzeba najpierw stworzyć, aby taki program można było skutecznie zrealizować?
Prowadzi to do kilku bardzo ważnych wniosków, istotnych również dla Polski.
Dwa dokumenty, dwie filozofie.
Polski Program energetyki jądrowej formułuje jednoznaczny cel: budowę w Polsce elektrowni jądrowych o łącznej mocy około 6–9 GWe, opartych na dużych, sprawdzonych reaktorach wodnych ciśnieniowych generacji III(+). Uzasadnienie tej decyzji opiera się na trzech filarach: bezpieczeństwie energetycznym, klimacie i środowisku oraz ekonomii. Norweska Komisja zaczyna natomiast od dwóch znacznie bardziej otwartych pytań: jaką rolę energetyka jądrowa mogłaby odegrać w norweskim systemie energetycznym oraz co byłoby wymagane, gdyby Norwegia zdecydowała się ją wprowadzić. To nie jest drobna różnica redakcyjna. To zasadniczo inna logika procesu decyzyjnego. Polska wychodzi od decyzji i buduje wokół niej model realizacyjny. Norwegia najpierw próbuje zdefiniować pełny zestaw warunków koniecznych do tego, aby przyszła decyzja była wykonalna.
W wielu obszarach oba dokumenty są zaskakująco zgodne. Zarówno Polska, jak i Norwegia traktują energetykę jądrową jako źródło stabilne, niskoemisyjne i potencjalnie istotne z punktu widzenia bezpieczeństwa systemu. Oba dokumenty podkreślają również znaczenie: kompetencji kadrowych, sprawnego regulatora, silnej roli państwa, odpowiedniego modelu finansowania, rozwoju przemysłu, bezpieczeństwa jądrowego, gospodarowania odpadami i wypalonym paliwem oraz długoterminowego charakteru całego programu.
Interesująca jest również zbieżność w zakresie standaryzacji. Polski program zakłada jedną technologię dla całego programu, wskazując na efekty skali, powtarzalność i możliwość ograniczenia kosztów. Norweski raport dochodzi do podobnego wniosku na podstawie doświadczeń międzynarodowych. Wskazuje, że standaryzacja, seryjność i utrzymanie wysokiego tempa realizacji sprzyjają efektom uczenia się i ograniczeniu kosztów. To istotny sygnał: w energetyce jądrowej pojedynczy projekt i program seryjny to dwa zupełnie różne modele ekonomiczne i organizacyjne.
Największa różnica? Podejście do ryzyka realizacyjnego. To właśnie w tym miejscu podejścia Polski i Norwegii najbardziej się rozchodzą. Polski dokument zakłada, że odpowiednio dobrana technologia, doświadczony partner, właściwy model finansowy oraz jasny podział ryzyka pozwolą ograniczyć ryzyko projektu. Norweski raport w znacznie większym stopniu opiera się na doświadczeniach z rzeczywistych projektów. Komisja wskazuje, że w przypadku dużych elektrowni jądrowych realizowanych w ostatnich latach w Europie Zachodniej i Stanach Zjednoczonych koszty znacznie przekraczały pierwotne założenia, a projekty doświadczały poważnych opóźnień. To bardzo ważna różnica w sposobie myślenia. W polskim programie przekroczenie budżetu i harmonogramu jest przede wszystkim ryzykiem, którym należy zarządzać. W norweskim raporcie jest ono traktowane niemal jako punkt wyjścia do projektowania całego systemu realizacyjnego. Właśnie tutaj pojawia się jedno z najważniejszych wyzwań dla Polski. Realistyczny harmonogram nie obejmuje bowiem wyłącznie samej budowy. Polski program z 2020 r. zakładał realizację w latach 2020–2033, z perspektywą do 2040 r. Aktualizacja z czerwca 2026 r. zmieniła już to podstawowe założenie. Norweska Komisja patrzy na czas realizacji szerzej. Zdaniem Komisji w przypadku państwa rozpoczynającego program jądrowy od etapu przygotowań do uruchomienia pierwszej elektrowni należy liczyć co najmniej 20 lat. IAEA wskazuje natomiast okres 10–15 lat od politycznej decyzji o rozpoczęciu procesu, przy czym okres ten nie obejmuje wcześniejszych analiz, przygotowania instytucjonalnego ani procesów demokratycznych.
To prowadzi do bardzo ważnego pytania: czy harmonogram programu jądrowego powinien mierzyć jedynie czas przygotowania i budowy elektrowni, czy również czas potrzebny państwu na stworzenie zdolności do jej skutecznej realizacji? Norwegowie zdecydowanie wybierają tę drugą perspektywę. Governance może być ważniejszy niż sama technologia. W polskim programie koordynacja i nadzór nad realizacją programu zostały przypisane ministrowi właściwemu do spraw energii. Norweski raport, odwołując się do podejścia IAEA, znacznie mocniej akcentuje potrzebę stworzenia specjalnej struktury koordynacyjnej typu NEPIO — Nuclear Energy Programme Implementing Organization. Jej zadaniem nie jest budowa elektrowni. Chodzi o stworzenie mechanizmu integrującego przygotowania państwa w wielu równoległych obszarach: regulacjach, kompetencjach, licencjonowaniu, bezpieczeństwie, finansowaniu, lokalizacji, infrastrukturze, komunikacji społecznej i gospodarowaniu odpadami. Raport odwołuje się przy tym do IAEA Milestones Approach3, obejmującego trzy fazy, trzy kamienie milowe i 19 obszarów infrastruktury wymagających przygotowania. To prawdopodobnie jedna z najważniejszych różnic między dokumentami. Polski model koncentruje się przede wszystkim na realizacji programu inwestycyjnego. Norweski model kładzie znacznie większy nacisk na zdolność państwa do zarządzania programem inwestycyjnym.
Finansowanie: różna ocena, podobny wniosek. Polski dokument zakłada istotną rolę państwa i strategicznego współinwestora powiązanego z dostawcą technologii. Wczesny wybór partnera zagranicznego ma zwiększyć wiarygodność projektu, wesprzeć pozyskanie finansowania oraz ograniczyć koszt kapitału. Norweski raport jest znacznie bardziej sceptyczny wobec samej ekonomiki nowych elektrowni jądrowych. Komisja stwierdza, że przy obecnych prognozach kosztów i cen energii energetyka jądrowa w Norwegii nie jest ekonomicznie rentowna. Jednocześnie Komisja zwraca uwagę na bardzo istotny fakt: nie zna obecnie budowanej lub planowanej elektrowni jądrowej w Europie Zachodniej, która nie korzystałaby z jakiejś formy wsparcia państwa lub ograniczenia ryzyka przez państwo. Mimo różnego punktu wyjścia oba dokumenty dochodzą więc do podobnego wniosku: energetyka jądrowa jest inwestycją, w której koszt kapitału i sposób podziału ryzyka między inwestora a państwo mają fundamentalne znaczenie.
Kadry i kompetencje: problem często niedoszacowany. Polski program zalicza rozwój zasobów ludzkich do podstawowych zadań programu i przewiduje również wzmacnianie potencjału Państwowej Agencji Atomistyki. Norweski raport ujmuje ten problem w bardziej systemowy sposób. Wskazuje potrzebę budowania kompetencji nie tylko w obszarze technologii reaktorowej, ale także regulacji, zarządzania projektami, ochrony radiologicznej, cyberbezpieczeństwa, gotowości kryzysowej czy planowania. Komisja zwraca również uwagę, że stworzenie odpowiednich kompetencji trwa wiele lat, a niedobór specjalistów jądrowych może stać się problemem całej Europy. To szczególnie istotne w kontekście kilku równoległych programów jądrowych planowanych obecnie w Europie.
Supply chain: local content czy zdolność dostarczenia projektu? To kolejny interesujący obszar różnic. Polski program koncentruje się między innymi na przygotowaniu krajowego przemysłu do udziału w realizacji inwestycji. Norwegowie patrzą na ten sam problem przede wszystkim z perspektywy odporności projektu. Raport zwraca uwagę, że niektóre kluczowe ogniwa globalnego łańcucha dostaw są silnie skoncentrowane, a tylko kilka państw posiada zakłady dysponujące zdolnościami i certyfikatami niezbędnymi do produkcji najbardziej wymagających komponentów jądrowych. Z perspektywy programu jądrowego oznacza to, że local content nie może być analizowany w oderwaniu od dostępności globalnych dostawców, harmonogramu certyfikacji oraz rzeczywistych możliwości przemysłu.
Odpady i likwidacja: program trzeba projektować od końca. Polski program przewiduje systemowe rozwiązania dotyczące odpadów i wypalonego paliwa, ale w dużej mierze odsyła te kwestie do odrębnych dokumentów strategicznych. NOU 2026:4 bardzo mocno integruje gospodarkę odpadami i likwidację elektrowni z całym procesem decyzyjnym. Raport stwierdza wręcz, że likwidację elektrowni należy planować już na etapie składania wniosku o wydanie zezwolenia. Przykład Finlandii dobrze ilustruje takie podejście: budowę głębokiego składowiska rozpoczęto w 2004 r., a jego uruchomienie przewidziano na 2026 r. To pokazuje skalę czasową, o jakiej mówimy. Program jądrowy nie kończy się wraz z uruchomieniem reaktora. W rzeczywistości jest zobowiązaniem instytucjonalnym i finansowym rozciągniętym na wiele pokoleń.
Akceptacja społeczna nie jest kampanią informacyjną. W polskim programie komunikacja i informacja społeczna stanowią jeden z elementów realizacji. Norwegowie idą dalej. NOU traktuje akceptację społeczną jako warunek wykonalności programu, a nie jedynie jako działanie komunikacyjne. Raport wskazuje na znaczenie zaufania, udziału społeczności lokalnych, przejrzystości procesu, lokalnego wpływu na decyzje oraz długotrwałego dialogu. Ostrzega przy tym, że brak poparcia może prowadzić do konfliktów, kosztownych opóźnień, a nawet całkowitego zatrzymania projektów. To zasadnicza różnica filozoficzna. Nie chodzi tylko o to, jak przekonać społeczeństwo do programu. Chodzi o to, jak zaprojektować proces decyzyjny w taki sposób, aby zachował społeczną legitymizację przez kilkadziesiąt lat.
Czego Polska może nauczyć się z norweskiego podejścia? Porównanie obu dokumentów nie prowadzi do wniosku, że Norwegia wypracowała „lepszy” program jądrowy. Norwegia programu jeszcze nie ma. Ma jednak coś bardzo wartościowego: metodykę oceny warunków, które muszą zostać spełnione, zanim taki program stanie się realnym projektem państwowym. Z punktu widzenia Polski szczególnie istotne są następujące obszary: governance programu, etapowanie decyzji, realistyczna ocena harmonogramu, zarządzanie ryzykiem kosztowym, budowa kompetencji, odporność supply chain, planowanie pełnego cyklu życia oraz trwała akceptacja społeczna. Polski PPEJ bardzo dobrze odpowiada na pytanie: dlaczego Polska potrzebuje energetyki jądrowej i co chce zbudować. Norweski NOU znacznie mocniej odpowiada na inne pytanie: jak przygotować państwo, aby rzeczywiście potrafiło taki program zrealizować. Być może właśnie na styku tych dwóch podejść znajduje się najważniejsza lekcja dla polskiego programu jądrowego. Na obecnym etapie debata nie powinna już koncentrować się wyłącznie na pytaniu „czy budować?” Znacznie ważniejsze staje się pytanie: skoro decyzja została podjęta, czy stworzyliśmy już wszystkie warunki organizacyjne, kompetencyjne, regulacyjne, finansowe i społeczne, aby przeprowadzić ten program zgodnie z harmonogramem, budżetem i zakładanymi celami? W ocenie NEXUS Consultants coraz większa część dyskusji o przyszłości polskiej energetyki jądrowej powinna dziś koncentrować się właśnie na tym poziomie.
Aktywność NEXUS Consultants na rynkach państw regionu Morza Bałtyckiego wymaga bieżącej analizy kierunków rozwoju sektorów energetycznego, infrastrukturalnego i przemysłowego. Szczególne miejsce w tym procesie zajmują projekty związane z transformacją energetyczną oraz rozwojem gospodarki wodorowej.
NEXUS Consultants od kilku lat uczestniczy w projektach dotyczących gospodarki wodorowej w regionie Morza Bałtyckiego, analizując nie tylko poszczególne przedsięwzięcia, lecz także ich otoczenie infrastrukturalne, regulacyjne i biznesowe.
Z tej perspektywy szczególnie interesujące są zmiany zachodzące obecnie na północy Europy.
Finlandia, Szwecja i Norwegia coraz wyraźniej tworzą nowy korytarz dla przemysłu, energii, logistyki i bezpieczeństwa.
Jeszcze niedawno północne regiony Skandynawii kojarzone były przede wszystkim z dostępem do surowców, przemysłem wydobywczym, transportem i turystyką. Dziś ich rola wyraźnie się zmienia.
Rozwój połączeń logistycznych pomiędzy Finlandią, Szwecją i Norwegią, inwestycje kolejowe oraz rozbudowa infrastruktury energetycznej sprawiają, że północ Europy staje się coraz bardziej interesującym obszarem dla nowych inwestycji przemysłowych.
Do tego dochodzi nowy wymiar bezpieczeństwa. Członkostwo Finlandii i Szwecji w NATO zwiększa znaczenie infrastruktury krytycznej, mobilności oraz możliwości przemieszczania ludzi, towarów i sprzętu na osi wschód–zachód.
W rezultacie infrastruktura transportowa przestaje pełnić wyłącznie funkcję gospodarczą. Staje się również jednym z elementów budowania odporności i bezpieczeństwa całego regionu.
Rozwój transgranicznych połączeń kolejowych pomiędzy Finlandią i Szwecją oraz planowane kolejne inwestycje transportowe na północy należy analizować w znacznie szerszym kontekście niż jedynie poprawa mobilności.
Lepsze połączenia oznaczają możliwość tworzenia nowych łańcuchów dostaw, lokalizacji projektów przemysłowych oraz rozwijania współpracy biznesowej pomiędzy poszczególnymi państwami.
Jednocześnie zwiększają odporność infrastrukturalną regionu i otwierają dodatkowe kierunki transportowe prowadzące przez Szwecję do Norwegii i portów Atlantyku.
Z punktu widzenia NEXUS Consultants jest to szczególnie interesujące zjawisko. Powstająca infrastruktura może bowiem zmieniać nie tylko kierunki transportu, lecz także geografię przyszłych inwestycji i relacji biznesowych.
Kolejnym elementem tej układanki jest rozwój infrastruktury wodorowej.
Jednym z najważniejszych przedsięwzięć jest Nordic Hydrogen Route (NHR) – planowana transgraniczna infrastruktura wodorowa łącząca północną Finlandię i Szwecję.
Jej celem jest stworzenie warunków do rozwoju regionalnego rynku wodoru poprzez połączenie przyszłych producentów i odbiorców oraz wsparcie dekarbonizacji przemysłu.
Szczególnie interesująca jest jednak geografia tego projektu.
Planowany przebieg infrastruktury wodorowej w dużej mierze pokrywa się z północnym pasem gospodarczym, w którym rozwijane są połączenia kolejowe i logistyczne pomiędzy Finlandią i Szwecją, z dalszym dostępem w kierunku Norwegii i wybrzeża Atlantyku.
To właśnie nakładanie się infrastruktury energetycznej, transportowej i przemysłowej może mieć zasadnicze znaczenie dla przyszłości regionu.
Jeżeli spojrzymy łącznie na realizowane i planowane inwestycje, wyłania się znacznie szerszy obraz.
W tym samym regionie rozwijane są:
Nie są to już wyłącznie pojedyncze, niezależne przedsięwzięcia.
Powstaje transgraniczny ekosystem infrastrukturalny łączący energię, przemysł, logistykę i bezpieczeństwo.
Każde z trzech państw wnosi do tego układu własne kompetencje, zasoby i przewagi.
Norwegia posiada silny sektor energetyczny, doświadczenie w realizacji dużych projektów infrastrukturalnych oraz dostęp do portów atlantyckich.
Finlandia dysponuje rozwiniętymi kompetencjami w automatyzacji, energetyce, technologiach przemysłowych oraz rozwiązaniach projektowanych do pracy w wymagających warunkach północy.
Szwecja jest natomiast naturalnym ogniwem łączącym te gospodarki, dysponując jednocześnie własnym silnym zapleczem przemysłowym, energetycznym i technologicznym.
Połączenie tych elementów z rozwojem infrastruktury energetycznej i transportowej może w kolejnych latach znacząco zwiększyć rolę całego korytarza Finlandia–Szwecja–Norwegia.
Z perspektywy biznesowej oznacza to możliwości nie tylko dla przedsiębiorstw związanych z gospodarką wodorową. Proces ten powinny obserwować również firmy przemysłowe, energetyczne, infrastrukturalne, technologiczne i logistyczne, a także przedsiębiorstwa działające w sektorach bezpieczeństwa i obronności.
NEXUS Consultants od lat rozwija kompetencje oraz relacje biznesowe związane z projektami energetycznymi i wodorowymi w państwach regionu Morza Bałtyckiego.
Udział w międzynarodowych inicjatywach oraz bezpośrednie kontakty z uczestnikami rynku pozwalają firmie analizować rozwój gospodarki wodorowej nie tylko z perspektywy pojedynczego projektu lub państwa, lecz całego regionalnego łańcucha wartości.
Dlatego rozwój północnego korytarza Finlandia–Szwecja–Norwegia jest dla NEXUS Consultants interesujący również jako przykład systemowego podejścia do tworzenia nowych rynków.
Nie chodzi wyłącznie o budowę elektrolizera, gazociągu, linii kolejowej czy terminala.
Kluczowe pytanie brzmi: w jaki sposób połączyć te elementy, aby wspólnie tworzyły konkurencyjny i odporny system gospodarczy?
Skandynawski przykład może być również wartościowym punktem odniesienia dla prowadzonej w Polsce dyskusji dotyczącej rozwoju nowych okręgów przemysłowych.
Debata ta często koncentruje się na lokalizacji infrastruktury, produkcji i inwestycji przede wszystkim w granicach Polski.
Tymczasem przykład północnej Europy pokazuje inne podejście: budowanie przewagi poprzez transgraniczne łączenie kompetencji, infrastruktury, zasobów i rynków.
W kontekście bezpieczeństwa dostaw, odporności infrastruktury, transformacji energetycznej oraz efektywności ekonomicznej takie podejście może mieć coraz większe znaczenie.
Nie każdy element łańcucha wartości musi znajdować się w jednym państwie. Znacznie ważniejsze może okazać się stworzenie systemu, w którym poszczególne kraje wykorzystują własne przewagi konkurencyjne, a infrastruktura energetyczna i transportowa pozwala połączyć je w jeden sprawnie funkcjonujący organizm gospodarczy.
W NEXUS Consultants analizujemy projekty rozwijane w regionie Morza Bałtyckiego nie tylko jako pojedyncze przedsięwzięcia inwestycyjne.
Interesuje nas przede wszystkim sposób budowania całych ekosystemów – od energii i wodoru, przez transport i przemysł, aż po bezpieczeństwo oraz technologie dual-use.
Korytarz Finlandia–Szwecja–Norwegia jest pod tym względem szczególnie interesującym przykładem.
Najbliższe lata pokażą, które z planowanych inwestycji zostaną zrealizowane i w jakiej skali. Już dziś jednak warto obserwować ten region, analizować powstające modele współpracy oraz gromadzić dobre praktyki, które mogą zostać wykorzystane również w innych częściach Europy.
Najważniejszy wniosek płynący z Północy jest prosty: przewagi przemysłowej, energetycznej i bezpieczeństwa nie trzeba budować wyłącznie w granicach jednego państwa. Coraz częściej przewagę buduje się poprzez współpracę, specjalizację i transgraniczne łączenie infrastruktury.
Źródło grafiki: YLE, Finlandia. Zaznaczone na czerwono i zielono połączenia kolejowe są obecnie w fazie planowania.
Podczas webinaru “Accelerating international cooperation for the development of integrated hydrogen infrastructure from the perspective of the Baltic Sea Region” omówiono warunki niezbędne do rozwoju zintegrowanego rynku wodoru w regionie Morza Bałtyckiego, ze szczególnym uwzględnieniem roli Polski i województwa pomorskiego.
Głównym tematem spotkania była potrzeba przyspieszenia współpracy międzynarodowej w zakresie planowania i rozwoju infrastruktury wodorowej. Wodór odnawialny będzie produkowany tam, gdzie dostępne są konkurencyjne źródła energii odnawialnej, niskie ceny energii elektrycznej oraz dodatkowe aktywa wspierające projekty Power-to-X, takie jak biogeniczny CO₂. Jednocześnie największe zapotrzebowanie na wodór będzie koncentrować się w krajach i regionach przemysłowych, w tym w Polsce i Niemczech. Oznacza to, że przyszły rynek wodoru będzie wymagał dobrze zaplanowanej infrastruktury przesyłowej, magazynowej, portowej i dystrybucyjnej.
W pierwszej części webinaru przedstawiono potencjał produkcji wodoru w regionie Morza Bałtyckiego. Szczególną uwagę poświęcono Finlandii, która dzięki dużemu potencjałowi OZE, relatywnie niskim cenom energii elektrycznej i dostępności biogenicznego CO₂ może stać się ważnymi eksporterem wodoru oraz jego pochodnych, takich jak e-metanol, e-metan, e-amoniak czy e-SAF. Omówiono również przykłady dużych projektów inwestycyjnych w poszczególnych krajach.
Kolejnym blokiem tematycznym była infrastruktura przesyłowa jako kręgosłup przyszłego zintegrowanego rynku wodoru. Przedstawiono najważniejsze planowane korytarze wodorowe w regionie, w tym Nordic-Baltic Hydrogen Corridor, Nordic Hydrogen Route oraz Baltic Sea Hydrogen Collector. Z polskiej perspektywy szczególnie istotne jest to, aby przyszłe korytarze transgraniczne nie funkcjonowały wyłącznie jako infrastruktura tranzytowa, lecz były powiązane z lokalnymi aktywami: portami, magazynami wodoru, odbiorcami przemysłowymi i regionalnymi systemami dystrybucji.
Istotną część spotkania poświęcono także infrastrukturze wspierającej, która może umożliwić rozwój rynku jeszcze przed powstaniem pełnoskalowych gazociągów wodorowych. Wskazano, że duże połączenia transgraniczne będą dostępne najprawdopodobniej dopiero w perspektywie połowy lat 30., dlatego już dziś potrzebne są rozwiązania pośrednie. Należą do nich porty morskie, lokalne rurociągi, transport wodoru i jego pochodnych koleją, drogą morską lub drogową, infrastruktura konwersji i rekonwersji, a także doliny wodorowe.
W tym kontekście szczególne znaczenie może mieć Pomorze. Region posiada aktywa, które mogą odegrać ważną rolę w budowie rynku wodoru: porty w Gdańsku i Gdyni, rafinerię w Gdańsku, potencjał morskiej energetyki wiatrowej, planowaną energetykę jądrową, możliwość rozwoju lokalnych systemów dystrybucji oraz potencjał magazynowania wodoru w kawernach solnych w rejonie Kosakowa. Takie połączenie zasobów sprawia, że Pomorze może pełnić funkcję nie tylko lokalnego rynku wodoru, ale również regionalnego hubu integrującego podaż z krajów nordyckich i bałtyckich z popytem w Europie Centralnej.
Ważnym wnioskiem z webinaru było również to, że magazynowanie wodoru może być jednym z kluczowych elementów ograniczających ryzyko rozwoju rynku. Produkcja wodoru z OZE będzie zmienna, natomiast wielu odbiorców przemysłowych potrzebuje stabilnych i ciągłych dostaw. Kawerny solne mogą pełnić funkcję sezonowego magazynu, źródła elastyczności, zabezpieczenia dostaw oraz elementu bilansującego przyszły system przesyłu wodoru.
Ostatnia część webinaru dotyczyła barier administracyjnych i regulacyjnych. Zwrócono uwagę na zjawisko regulatory overhang, czyli sytuację, w której uczestnicy rynku wiedzą, że ważne regulacje są planowane, ale nie znają jeszcze ich ostatecznego kształtu, terminu wdrożenia ani konsekwencji ekonomicznych. Taka niepewność opóźnia decyzje inwestycyjne, utrudnia zawieranie długoterminowych umów odbioru, zwiększa koszt kapitału i pogłębia problem „chicken-and-egg” pomiędzy produkcją, popytem i infrastrukturą.
Podkreślono również rolę władz lokalnych i regionalnych. Choć samorządy nie są w stanie samodzielnie rozwiązać wszystkich ryzyk finansowych związanych z dużą infrastrukturą wodorową, mają bardzo duży wpływ na ryzyko realizacyjne. Mogą wspierać planowanie przestrzenne, przyspieszać procesy administracyjne, koordynować rozwój infrastruktury z operatorami sieci, portami i przemysłem, a także budować lokalną akceptację społeczną dla nowych inwestycji.
Główna konkluzja webinaru była następująca: przyszły rynek wodoru w regionie Morza Bałtyckiego powinien być planowany jako system, a nie zbiór oddzielnych projektów. Porty, kawerny solne, lokalna dystrybucja, doliny wodorowe, infrastruktura konwersji oraz przyszłe gazociągi transgraniczne powinny być traktowane jako wzajemnie powiązane elementy jednej układanki. Tylko takie podejście pozwoli zmniejszyć ryzyko inwestycyjne, przyspieszyć rozwój rynku i przygotować region do efektywnego wykorzystania przyszłych korytarzy wodorowych.
3 czerwca 2026 r. w Warszawie przedstawiciel NEXUS Consultants, Prezes Zarządu Tomasz Pelc, wziął udział w XIV posiedzeniu Rady Koordynacyjnej ds. Gospodarki Wodorowej. Tematem wystąpienia było podejście do aktualizacji Polskiej Strategii Wodorowej w kontekście zmieniających się uwarunkowań gospodarczych, energetycznych i regulacyjnych.
W prezentacji podkreślono, że Polska Strategia Wodorowa, przyjęta w 2021 r., wymaga gruntownej aktualizacji. Od tego czasu istotnie zmieniły się warunki zewnętrzne, w tym sytuacja geopolityczna, rynek energii oraz otoczenie inwestycyjne dla projektów wodorowych. Kluczowym wyzwaniem pozostaje zapewnienie taniej, stabilnej i niskoemisyjnej energii elektrycznej, bez której rozwój konkurencyjnej gospodarki wodorowej w Polsce będzie utrudniony.
NEXUS zwrócił również uwagę na potrzebę rozwijania projektów wodorowych w modelu umożliwiającym pozyskanie finansowania i przyciąganie kapitału prywatnego. W tym kontekście omówiono przykłady Finlandii i Niemiec, gdzie rozwój rynku wodoru opiera się nie tylko na dotacjach, lecz także na przewidywalnych regulacjach, gwarantowanym popycie, rozwoju infrastruktury oraz współpracy operatorów systemów energetycznych.
Wśród rekomendacji wskazano m.in. konieczność lepszej koordynacji działań administracji publicznej, energetyki i przemysłu, zmianę modeli biznesowych w sektorze energii oraz przygotowanie Polski do decyzji dotyczących importu wodoru, amoniaku i paliw syntetycznych. Podkreślono także potencjał Polski w zakresie magazynowania wodoru w kawernach solnych oraz potrzebę wyznaczenia jednoznacznego „gospodarza” odpowiedzialnego za rozwój rynku wodoru.
Udział NEXUS w posiedzeniu wpisuje się w zaangażowanie spółki w rozwój gospodarki wodorowej, paliw alternatywnych oraz projektów wspierających transformację energetyczną i dekarbonizację przemysłu.
NEXUS Consultants zakończył realizację kompleksowego projektu doradczego dla PKP CARGO S.A. Prace obejmowały weryfikację modelu finansowego PROFIT, wykorzystywanego do kalkulacji kosztów przewozu ładunków pomiędzy stacjami towarowymi na terenie kraju.
Zakres projektu obejmował między innymi analizę i mapowanie kosztów uwzględnionych w modelu, weryfikację alokacji kosztów na poszczególnych poziomach marż, sprawdzenie podziału kosztów na stałe i zmienne oraz przygotowanie rekomendacji dotyczących dalszego rozwoju systemu rozliczania kosztów i strategii cenowych.
W ramach prac NEXUS opracował również narzędzia wspierające podejmowanie decyzji biznesowych, w tym kalkulator minimalnej ceny oferty handlowej oraz symulator rachunku zysków i strat, pozwalające lepiej powiązać przychody z kosztami zmiennymi i stałymi.
Projekt potwierdza doświadczenie NEXUS w realizacji zaawansowanych analiz finansowych, modelowaniu kosztów oraz przygotowywaniu narzędzi wspierających decyzje zarządcze w złożonych organizacjach.
Tegoroczny Gazterm 2026 postawił przed uczestnikami ambitną tezę: rozwój inwestycji infrastrukturalnych w gazownictwie powinien napędzać krajowy biznes, wspierać lokalne przedsiębiorstwa oraz tworzyć przestrzeń dla innowacji technologicznych opartych na local content. To słuszne podejście, bo tylko rozwój oparty na własnych zasobach pozwoli Polsce utrzymać konkurencyjność w czasie transformacji energetycznej.
Warto jednak dodać do tej dyskusji jeszcze jeden kluczowy element: konkurencyjność polskiej gospodarki zależy dziś bezpośrednio od ceny energii, a więc także od kosztu gazu i jego dostaw. Gaz ziemny nadal pełni funkcję paliwa przejściowego na drodze do neutralności klimatycznej, ale wydarzenia ostatnich lat – pandemia, wojna w Ukrainie i napięcia na Bliskim Wschodzie – pokazują, jak bardzo rynek LNG stał się nieprzewidywalny.
Obecnie terminal LNG w Świnoujściu pokrywa około połowy polskiego zapotrzebowania na gaz, a po uruchomieniu FSRU w Gdańsku ten udział jeszcze wzrośnie. Oznacza to również głębsze uzależnienie od dostaw morskich oraz globalnej sytuacji geopolitycznej. Jak trafnie zauważył jeden z uczestników rynku, „wąskie gardła” na miarę Cieśniny Ormuz mogą dziś pojawiać się w wielu miejscach na świecie: każdy kryzys w logistyce energii natychmiast przekłada się na wahania cen i konkurencyjność gospodarek.
W planach Gaz-Systemu, PSG i Gas Storage Poland widać miliardowe inwestycje. Wiele z nich dotyczy nowych mocy wytwórczych, w tym elektrowni gazowych. Jedynie niewielka część planowanych jednostek – ok. 3 GW – to jednak źródła elastyczne, zdolne do efektywnej współpracy z OZE. W pozostałej części wciąż dominują bloki CCGT: efektywne, ale mało elastyczne i obciążające system rosnącymi kosztami.
Jak słusznie zwrócił uwagę prezes UNIMOT-u Adam Sikorski, dziś nie obawiamy się przede wszystkim braku prądu, lecz braku paliwa. Kluczowym czynnikiem pozostaje jednak cena energii – to ona zdecyduje o pozycji konkurencyjnej Polski.
Każda nowa inwestycja infrastrukturalna niesie ryzyko wzrostu bazy kosztowej, co może przełożyć się na wyższe taryfy przesyłowe i wyższe ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych. Dlatego tak istotne jest, aby local content nie zwiększał kosztów, lecz pomagał je optymalizować. Można to osiągnąć m.in. poprzez:
Takie podejście, znane w Europie Zachodniej, przyczynia się do obniżania kosztu energii dla odbiorców końcowych i zwiększa odporność systemu energetycznego.
Patrząc w przyszłość, trzeba pamiętać, że rynek gazu ziemnego ma swoje granice rozwoju, a inwestycje już dziś powinny być H₂-ready. Przykłady Belgii, Holandii i Niemiec pokazują, że terminale LNG oraz sieci przesyłowe przystosowane do wodoru lub amoniaku stają się standardem. Polska powinna wykorzystać ten moment, aby włączyć w ten proces rodzime ośrodki badawcze i przedsiębiorstwa technologiczne.
Równocześnie warto przygotować się na scenariusz ograniczonych dostaw LNG. W takiej sytuacji biometan może stać się strategicznym paliwem rezerwowym. Planowane przez PSG i Gaz-System punkty zatłaczania biometanu to dobry kierunek – pod warunkiem, że jego produkcja będzie skoordynowana z lokalizacją elektrowni gazowych.
Transformacja nie może odbywać się w silosach. Inwestycje gazowe, elektroenergetyczne i ciepłownicze powinny być projektowane komplementarnie, z myślą o minimalizacji kosztów systemowych.
Coraz istotniejsze staje się również podejście instytucji finansowych. Taksonomia UE i wskaźnik GAR (Green Asset Ratio) stają się realnymi filtrami dostępności kapitału. Dla firm infrastrukturalnych oznacza to konieczność uwzględniania aspektów zrównoważonego rozwoju już na etapie planowania projektu i wyboru technologii.
W długoterminowej perspektywie pojawia się jeszcze jedna ważna kwestia: przyszłość małych odbiorców gazu, tzw. „kuchenkowiczów”. W Polsce to ok. 2 mln gospodarstw domowych, często zamieszkiwanych przez seniorów. Wraz z rosnącymi kosztami utrzymania sieci i coraz wyższymi wymaganiami bezpieczeństwa dostawy gazu wyłącznie do gotowania będą stawały się coraz mniej opłacalne.
Przejście na zasilanie elektryczne jest nieuniknione, ale wymaga systemowego wsparcia – finansowego i technicznego – szczególnie dla osób o niższych dochodach.
Dyskusja podczas Gaztermu 2026 pokazuje, że przyszłość polskiego gazownictwa to nie tylko bezpieczeństwo dostaw, lecz także konkurencyjność gospodarki i cena energii. Droga do niskoemisyjnej gospodarki wymaga integracji technologii, sektora naukowego i finansowego oraz wykorzystania pełnego potencjału krajowych firm.
Właśnie taki kierunek transformacji – mądry, oparty na współpracy i lokalnych zasobach – promuje NEXUS Consultants.