Anatomia wysokich cen energii w Polsce. Strategiczne wyzwanie dla gospodarki narodowej

Najnowsze dane Eurostat za drugą połowę 2025 roku ponownie uruchomiły debatę o konkurencyjności polskiej gospodarki. Średnia cena energii elektrycznej dla przedsiębiorstw w Unii Europejskiej (dla odbiorców zużywających od 500 do 2000 MWh rocznie) wyniosła 18,37 euro za 100 kWh. W Polsce było to 19,15 euro. Różnica może wydawać się niewielka, ale w skali przemysłu oznacza milionowe koszty wpływające na marże, konkurencyjność eksportu i decyzje inwestycyjne.

Jeszcze ważniejszy jest jednak szerszy kontekst. Polska nie znajduje się już w grupie państw doganiających europejską średnią kosztów energii, lecz coraz częściej staje się przykładem gospodarki, której model energetyczny generuje strukturalnie wysokie ceny. Problem nie sprowadza się przy tym do jednego elementu. Nie chodzi wyłącznie o system EU ETS, politykę klimatyczną, czy dostęp do odnawialnych źródeł energii. Wysoka cena energii w Polsce jest rezultatem nakładania się wielu zjawisk, które poniżej omawiamy z należytą uwagą.

Polska na tle Europy – dane, które pokazują skalę problemu

Według danych Eurostatu druga połowa 2025 roku przyniosła umiarkowaną stabilizację cen energii w Europie. Średnia unijna spadła względem rekordowych poziomów z 2023 roku, kiedy kryzys energetyczny po rosyjskiej agresji na Ukrainę osiągał apogeum. Nie oznacza to jednak powrotu do normalności sprzed kryzysu.

Zestawienie pokazuje fundamentalną różnicę między europejskimi modelami energetycznymi. Najtańsza energia występuje przede wszystkim tam, gdzie dominują stabilne i relatywnie tanie źródła bazowe – hydroenergetyka w Skandynawii lub energetyka jądrowa we Francji. Najdroższa pojawia się natomiast w systemach obciążonych kosztami transformacji, importem paliw lub wysoką emisyjnością.

Polska znajduje się dziś pomiędzy tymi światami. Z jednej strony odchodzi od starego modelu opartego na węglu, z drugiej nie zbudowała jeszcze nowego, stabilnego fundamentu energetycznego.

Najbardziej niepokojący nie jest sam poziom cen, lecz fakt, że Polska przestała korzystać z przewagi kosztowej wobec Europy Zachodniej. A ta przez dekady stanowiła jeden z fundamentów konkurencyjności krajowego przemysłu.

Jak wskazuje Michał Lasocki, partner w EEC Ventures bezpośrednio zagrożone są przede wszystkim trzy grupy sektorów.

• Przemysł materiałowy – producenci płytek ceramicznych, szkła opakowaniowego, cementu oraz wełny mineralnej. Firmy te przez lata budowały swoją pozycję eksportową w oparciu o połączenie taniej energii i niskich kosztów pracy. Dziś obie te przewagi jednocześnie zanikają.
• Chemia podstawowa i nawozy – produkcja amoniaku czy nawozów azotowych jest tak energochłonna, że przy obecnych cenach prądu i gazu przestaje być rentowna (przestaje się bilansować finansowo).
• Centra danych i przetwarzania danych – to wciąż niedoceniana, dopiero raczkująca w Polsce kategoria inwestycyjna. Przy obecnej trajektorii kosztów energii sektor ten przegra regionalną rywalizację z Czechami czy państwami bałtyckimi, które agresywniej rozwijają OZE i infrastrukturę sieciową.

Im wyższy udział kosztów energii w kosztach zmiennych przedsiębiorstwa, tym szybciej zapadną decyzje o relokacji biznesu.

Struktura rachunku – gdzie uciekają pieniądze?

Cena energii elektrycznej nie jest wartością jednorodną. Składa się na nią koszt wytworzenia (energia czynna), opłaty dystrybucyjne oraz potężny komponent fiskalny. W Polsce podatki i opłaty stanowią blisko 40-50% całkowitego kosztu energii dla odbiorcy końcowego. W przypadku przedsiębiorstw udział poszczególnych elementów różni się w zależności od taryfy i charakterystyki zużycia, jednak ogólna struktura pozostaje podobna.

Składnik ceny	Opis i wpływ na ostateczny koszt
Energia czynna	Koszt zakupu samej energii na giełdzie.
Opłaty sieciowe	Koszt transportu energii. Skala wyzwań infrastrukturalnych dobrze widoczna jest w najnowszym Planie Rozwoju Sieci Przesyłowej PSE na lata 2027–2036. Operator planuje budowę ok. 5000 km nowych linii 400 kV, 30 nowych stacji elektroenergetycznych oraz modernizację kolejnych 110 istniejących obiektów. Istotnym celem jest dostosowanie systemu do całkowicie nowej geografii polskiej energetyki – przesunięcia produkcji energii na północ kraju wraz z rozwojem offshore wind, energetyki jądrowej oraz magazynów energii[1].
Opłata mocowa	Finansowanie gotowości elektrowni węglowych do pracy. Koszt utrzymania bezpieczeństwa starego systemu.
System EU ETS	Koszt uprawnień do emisji CO2. Kluczowy dla krajów opartych na węglu.
Podatek VAT (23%)	Jeden z najwyższych w UE na nośniki energii.

Według analiz przywoływanych przez Forum Energii oraz Fundacja Instrat podatki i opłaty systemowe potrafią odpowiadać za ponad jedną trzecią końcowej ceny energii dla firm, a w przypadku gospodarstw domowych udział ten bywa jeszcze wyższy. Poszczególne grupy odbiorców funkcjonują oczywiście w odmiennych modelach taryfowych i kosztowych, jednak kierunek presji cenowej pozostaje wspólny.

Jednocześnie uproszczeniem byłoby stwierdzenie, że problemem są wyłącznie podatki. Nawet po ich odjęciu polska energia pozostaje relatywnie droga na tle państw dysponujących nowoczesnym miksom energetycznym.

Dlaczego Polska płaci więcej? Diagnoza systemowa

Wysokie ceny energii w Polsce nie są wynikiem pecha, lecz konkretnych uwarunkowań technologicznych i politycznych:

• Pułapka węglowa i system EU ETS – według danych Forum Energii udział węgla w produkcji energii elektrycznej w Polsce w 2025 roku nadal przekraczał 52%, podczas gdy średnia unijna spadła już poniżej 10%. Dla porównania we Francji energetyka jądrowa odpowiada za ok. 65–70% produkcji energii, a w krajach nordyckich dominują hydroenergetyka oraz źródła niskoemisyjne. Sprawę komplikuje dodatkowo koszt systemu EU ETS. Przy emisyjności elektrowni węglowych rzędu 0,9–1,1 t CO2/MWh oraz cenie EUA w okolicach 95 euro za tonę sam koszt emisji może odpowiadać za ponad 350 zł kosztu wytworzenia 1 MWh energii elektrycznej. I to jeszcze przed doliczeniem paliwa, kosztów operacyjnych oraz marży producenta.
• Brak stabilnej podstawy – kraje z dużym udziałem źródeł bazowych systematycznie wygrywają cenowo. Finlandia oferuje energię za 7,48 euro/100 kWh dzięki atomowi i hydroenergetyce (oraz innym strukturom, np. interkonektorom czy dużej elastyczności systemu). Polska, mimo obietnic, wciąż nie dysponuje ani jednym blokiem jądrowym. Wieloletnia niestabilność strategiczna spowodowała, że zamiast stabilnej, taniej bazy, rośnie zależność od importu w godzinach szczytowych.
• Niewydolność infrastruktury i wąskie gardła – dynamiczny wzrost OZE (fotowoltaika i wiatr) w Polsce paradoksalnie generuje koszty. System przesyłowy, projektowany pod duże elektrownie systemowe, nie radzi sobie z rozproszoną produkcją. W 2024 i 2025 roku operatorzy coraz częściej ograniczali pracę instalacji fotowoltaicznych i wiatrowych z powodu przeciążenia systemu oraz nadpodaży energii w godzinach południowych. Skala redysponowania OZE liczona jest już w setkach GWh rocznie.

Prawdziwy obraz obciążenia gospodarki ukazuje dopiero zestawienie cen według parytetu siły nabywczej. Według danych Eurostatu, uwzględniając realne zarobki i ceny wewnątrz kraju, Polska zajmuje niechlubne trzecie miejsce w UE pod względem uciążliwości kosztów energii (37,15 PPS na 100 kWh). Ustępujemy jedynie Rumunii i Czechom[2].

Czy w związku z tym istnieją jakieś rozwiązania techniczne, które mogłyby pomóc w ograniczeniu skali odłączania OZE? Na to pytanie spróbował odpowiedzieć Michał Lasocki. Jego zdaniem może to być:

• Dynamiczne zarządzanie mocą – wykorzystanie zaawansowanych systemów SCADA w farmach wiatrowych i fotowoltaicznych. Pozwala na płynną modulację generacji prądu w odpowiedzi na sygnały z sieci, zamiast dotychczasowego, radykalnego odłączania całych instalacji.
• Wdrożenie modelu Redispatch 2.0 – implementacja nowoczesnych algorytmów bilansowania na poziomie operatorów systemów dystrybucyjnych. Pozwalają one precyzyjniej i sprawiedliwiej typować instalacje do ewentualnych ograniczeń oraz określać ich kolejność.  
• Wielkoskalowe bateryjne magazyny energii – lokalizowanie systemów bateryjnych bezpośrednio przy węzłach przeciążeniowych. Zaledwie kilka takich instalacji w strategicznych punktach sieci w kraju jest w stanie przejąć piki generacyjne i wyeliminować dziesiątki interwencyjnych redukcji rocznie.
• Technologia Power-to-Heat – instalacja elektrycznych bojlerów przemysłowych i kotłów elektrodowych w istniejących zakładach produkcyjnych oraz ciepłowniach. Konwersja nadwyżek zielonej energii na ciepło sieciowe to rozwiązanie, które Dania i Niemcy z powodzeniem stosują od lat, a potencjał Polski w tym zakresie jest wciąż niemal niewykorzystany.
• Dynamiczne sterowanie odbiorami – wdrożenie inteligentnych systemów zarządzania energią w przemyśle i dużych obiektach komercyjnych (np. system Percee firmy Solwena). Rozwiązania te automatycznie i w czasie rzeczywistym dopasowują profil zużycia energii przez maszyny, chłodnictwo czy systemy HVAC do aktualnej sytuacji w sieci, zwiększając autokonsumpcję dokładnie wtedy, gdy występuje nadpodaż z OZE.

Mechanizm Merit Order – ukryty powód wysokich cen

Kluczem do zrozumienia polskich cen jest mechanizm Merit Order. To nic innego jak ranking dostępnych źródeł wytwarzania energii elektrycznej, bazujący na jej cenie. Na giełdzie notowania dla wszystkich uczestników ustalane są przez najdroższą jednostkę wytwórczą, która w danej godzinie domyka zapotrzebowanie. W Polsce najczęściej jest to elektrownia węglowa lub gazowa.

Nawet jeśli w słoneczne południe fotowoltaika pokrywa 60% zapotrzebowania, a koszt jej wytworzenia jest bliski zeru, to o ostatecznej cenie decyduje brakujące 5-10% energii z paliwa kopalnego. Do tej ceny dolicza się oczywiście koszt uprawnień ETS, co tylko pogłębia problem. W krajach posiadających większą elastyczność systemową podobne godziny coraz częściej prowadzą wręcz do cen ujemnych.

Niestety polski odbiorca nie odczuwa taniego OZE w takim stopniu, jak sugerowałaby struktura produkcji. Dopiero całkowite wypchnięcie paliw kopalnych z miksu w konkretnych godzinach pozwala na realne tąpnięcie cen. Takie momenty już się zdarzają, ale wciąż zbyt rzadko, by obniżyć średnią roczną. Zamiast nich widzimy za to domknięcie systemu powiązane z cenami gazu ziemnego. A te silnie zależą od logistyki LNG i sytuacji geopolitycznej. Polski przemysł płaci dziś nie tylko za wieloletnie opóźnienia programu jądrowego. Coraz silniej odczuwa również skutki globalnej zmienności rynku LNG — od kursu dolara po ceny surowca w terminalach USA i Kataru.

Michał Lasocki podkreśla, że całkowite odejście od zasady Merit Order w ramach jednolitego rynku unijnego jest praktycznie niemożliwe. Realnym celem jest doprowadzenie do sytuacji, w której jednostką domykającą rynek coraz rzadziej będzie drogi węgiel, a coraz częściej elastyczne elektrownie gazowe typu peaker, magazyny energii lub tani import poprzez interkonektory. Ekspert podkreśla, że każdy nowy gigawat mocy w magazynach bateryjnych czy każda nowa linia transgraniczna to bezpośredni krok w stronę obniżenia cen hurtowych. Dyskusja o zmianie samego modelu wyznaczania ceny jest intelektualnie interesująca, ale to wszytko.  

Elastyczność systemu

W dyskusji o wysokich cenach energii w Polsce często zapomina się, że cena na rachunku jest pochodną sztywności naszego systemu. Nowoczesny rynek energii wymaga elastyczności, czyli zdolności do szybkiego dostosowania podaży i popytu do dynamicznie zmieniającej się produkcji z OZE. To właśnie brak tej elastyczności zmusza Polskę do utrzymywania w gotowości drogich i emisyjnych bloków węglowych.

Zanim przejdziemy do technologii, należy wskazać na portfel narzędzi, które tę elastyczność budują:

• Zarządzanie popytem – aktywne włączanie przemysłu w stabilizację sieci poprzez przesuwanie procesów energochłonnych na godziny o niskich cenach.
• Agregacja i interkonektory – wykorzystanie połączeń transgranicznych do bilansowania niedoborów energią z rynków o innej charakterystyce wytwórczej.
• Kontrakty cPPA i bilateralne – to one pozwalają firmom (szczególnie tym wykraczającym poza statystyczny koszyk Eurostatu 500–2000 MWh) na ominięcie rynkowej zmienności i zabezpieczenie stałych cen bezpośrednio u wytwórców.

W tak zdefiniowanym krajobrazie wielkoskalowe magazyny energii stają się jednym z najważniejszych elementów składowych elastyczności. Nie są one panaceum na brak stabilnej podstawy (jaką w Finlandii daje hydroenergetyka i atom), ale stanowią krytyczne ogniwo stabilizacyjne.

Rosnący udział fotowoltaiki w polskim miksie generuje ekstremalną zmienność. Nadpodaż i ujemne ceny w południe oraz gwałtowne deficyty wieczorem są dziś codziennością. Magazyny energii pełnią tu funkcję systemowego bufora:

• Absorbują energię w godzinach nadpodaży, ograniczając marnotrawstwo darmowego prądu z OZE.
• Oddają energię w czasie największego zapotrzebowania. To ogranicza konieczność uruchamiania najdroższych jednostek węglowych.
• Pozwalają uniknąć kosztownych odłączeń instalacji prosumenckich i przemysłowych.

Walka o niższą cenę prądu w Polsce to w pierwszej kolejności walka o systemową elastyczność. Magazyny energii, obok inteligentnego zarządzania popytem i rozwoju kontraktów bilateralnych, są fundamentem, bez którego polska gospodarka pozostanie zakładnikiem wysokiej zmienności i kosztów emisji starego systemu.

Warto też spojrzeć na kwestię elastyczności z puntu widzenia warstwy danych. Eksperci wskazują, że błędy w prognozowaniu generacji z wiatru i słońca kosztują polski system miliony złotych dziennie w postaci tzw. kosztów bilansowania.

Inteligentne zarządzanie popytem w polskich warunkach wciąż raczkuje. Podczas gdy w Niemczech czy Holandii małe i średnie przedsiębiorstwa uczestniczą w rynkach mocy poprzez agregatorów, w Polsce próg wejścia wciąż jest zbyt wysoki. Istnieją tysiące firm, które mogłyby zarabiać na ograniczaniu poboru energii w godzinach szczytu. Obniżałoby to jednocześnie ogólny koszt energii w systemie. Nadal blokują je jednak archaiczne taryfy i brak pełnego wdrożenia inteligentnego opomiarowania.

Wnioski dla strategii narodowej

Jeszcze dekadę temu relatywnie tania energia była jednym z argumentów przemawiających za lokowaniem produkcji w Europie Środkowej. Dziś przewaga ta systematycznie zanika. Szczególnie mocno odczuwają to sektory energochłonne – chemia, hutnictwo, przemysł materiałów budowlanych, chłodnictwo czy centra danych. W wielu branżach energia przestała być zwykłym kosztem operacyjnym, a stała się jednym z głównych czynników decydujących o rentowności inwestycji oraz lokalizacji nowych zakładów.

Dalsze utrzymywanie wysokich cen energii grozi procesami deindustrializacji. Aby odwrócić ten trend, konieczne są trzy równoległe ścieżki:

• Reforma fiskalna – rozważenie obniżenia stawki VAT lub korekta opłat dystrybucyjnych (np. opłaty mocowej) dla sektorów energochłonnych.
• Przyspieszenie atomu – bezwzględna kontynuacja programu jądrowego jako jedynej stabilnej alternatywy dla węgla w podstawie systemu.
• Modernizacja sieci – przesunięcie środków z funduszy unijnych i systemu ETS bezpośrednio na infrastrukturę przesyłową i magazyny energii, zamiast finansowania bieżących wydatków fiskalnych.

Michał Lasocki podkreśla, że kluczem do reformy jest zmiana kryteriów kwalifikacji oraz nowa parametryzacja aukcji mocowych. Obecny mechanizm nagradza samą gotowość jednostek do pracy, w niewystarczającym stopniu różnicując ich koszty środowiskowe oraz realną wartość dla elastyczności systemu. Modernizacja tego instrumentu powinna opierać się na  premii za elastyczność operacyjną. Wprowadzenie wyższych stawek płatności mocowych dla jednostek zdolnych do błyskawicznego rozruchu (np. poniżej 15 minut) oraz dynamicznej zmiany obciążenia. Taka konstrukcja aukcji w naturalny sposób premiowałaby wielkoskalowe magazyny energii, rozwiązania softwarowe, agregatorów DSR oraz szczytowe źródła gazowe, które są niezbędne do stabilizowania OZE.

Dane Eurostatu za 2025 rok można i warto odczytywać jako dzwonek alarmowy. Polska nie może utrwalać modelu gospodarki o strukturalnie wysokich kosztach energii. Konieczna jest rewizja funkcjonowania Rynku Mocy. Obecnie miliardy złotych z opłaty mocowej transferowane są do starych jednostek węglowych w celu utrzymania ich w gotowości. Eksperci postulują, aby te środki w większym stopniu finansowały czystą elastyczność – czyli systemy DSR oraz inteligentne sieci, które realnie obniżają koszty systemowe.

Problem wysokich cen energii należy analizować również w kontekście globalnej konkurencji. Podczas gdy europejski przemysł funkcjonuje w warunkach wysokich kosztów emisji i transformacji energetycznej, Stany Zjednoczone korzystają z relatywnie taniego gazu ziemnego, a Chiny utrzymują przewagę dzięki subsydiowanej energetyce przemysłowej i ogromnej skali inwestycji infrastrukturalnych.

W nadchodzącej dekadzie cena energii stanie się jednym z głównych czynników decydujących o tym, które gospodarki będą przyciągały przemysł, a które zaczną go stopniowo tracić.

---

[1] https://www.pse.pl/-/projekt-nowego-planu-rozwoju-sieci-przesylowej-na-lata-2027-2036

[2] https://ec.europa.eu/eurostat/en/web/products-eurostat-news/w/ddn-20260505-1

---

Paweł Biegajski

Absolwent Uniwersytetu Mikołaja Kopernika w Toruniu. Specjalizuje się w zdobywaniu finansowania dla firm i instytucji realizujących projekty z zakresu zrównoważonego rozwoju oraz energetyki.