Kontekst

Ceny energii w Polsce i w Unii Europejskiej stały się ostatnio przedmiotem ożywionej debaty publicznej. Na poziomie Unii Europejskiej trwa spór dotyczący m.in. struktury rynku energii, zmian w dyrektywie ETS² czy głębszej integracji rynków energetycznych, zarówno pomiędzy sektorami, jak i poszczególnymi państwami. W Polsce od lat wdrażane są systemy wsparcia odbiorców i wytwórców nośników energii – są to jednak działania doraźnie i niezwiązane z szerszą koncepcją rozwoju, która byłaby wpisana w strategię państwa.

Budowanie konkurencyjności europejskiego przemysłu zależy od wielu elementów, takich jak koszty pracy, globalna konkurencja, zdolność do innowacji, odporność łańcuchów dostaw czy kapitał ludzki. Obecna dyskusja na ten temat skupia się jednak niemal wyłącznie na mechanizmie ETS oraz cenach energii.

W przestrzeni publicznej pojawia się wiele radykalnych propozycji: wyjście z systemu ETS, zmiana reguł finansowych na rynku energii, mrożenie cen energii elektrycznej dla wszystkich gospodarstw domowych lub dopłaty do gazu. Większość z tych postulatów jest czysto polityczna, niemożliwa do wdrożenia na poziomie legislacyjnym czy wręcz szkodliwa w dłuższej perspektywie, ponieważ prowadzi do pogłębienia zależności polskiej gospodarki od importu paliw. Tematy cen energii, roli ETS oraz sytuacji przemysłu były przedmiotem wielu wcześniejszych analiz Forum Energii³.

Główne wnioski

• W 2024 r. końcowa cena energii elektrycznej⁵ dla przemysłu energochłonnego w Polsce wyniosła o 25% więcej niż w Niemczech i o 113% więcej niż we Francji.
• Średni udział kosztu energii w koszcie produkcji wynosi w przetwórstwie przemysłowym 3,3%, jednak na poziomie poszczególnych branż wartość ta waha się – od 0,7% przy produkcji elektroniki do 11% w branży metali podstawowych. Jednocześnie na poziomie konkretnych firm wartość ta wynosi od 0,2% do nawet 70%. Dlatego, decydując się na wsparcie cen energii dla poszczególnych branż przemysłu, trzeba skupić się na tych, które mają strategiczne znaczenie dla krajowej gospodarki.
• Bezpośrednie obniżenie kosztów energii elektrycznej na rachunkach polskich przedsiębiorstw przemysłu energochłonnego do wartości niższej niż w Niemczech czy Holandii – to koszt ok. 2,5 mld zł rocznie.
• Z punktu widzenia gospodarki cena 2,5 mld zł rocznie za ochronę kraju przed deindustrializacją jest kwotą relatywnie niewielką – to blisko trzykrotnie mniej niż dopłaty do górnictwa węgla kamiennego, które w samym tylko 2024 r. pochłonęły 7,1 mld zł⁶. Ponadto istnieją również inne sposoby obniżenia kosztu energii dla odbiorców energochłonnych, które nie obciążają budżetu państwa.

Diagnoza

W 2024 r. końcowa cena energii elektrycznej dla przemysłu energochłonnego w Polsce, uwzględniająca zakup, dystrybucję oraz wszystkie niedające się odliczyć podatki, opłaty i daniny wyniosła 166,9 euro/MWh, czyli o:

• 25% więcej niż w Niemczech (133 euro/MWh),
• 58% więcej niż w Danii (105,8 euro/MWh),
• 113% więcej niż we Francji (78,4 euro/MWh).

Tak duża różnica między Polską a innymi krajami Unii Europejskiej wynika przede wszystkim z wysokiej ceny energii elektrycznej (128,8 euro/MWh) oraz jednej z najwyższych cen za jej przesył i dystrybucję (29,4 euro/MWh). Reszta opłat to 8,6 euro/MWh, w skład których wchodzi m.in. opłata mocowa⁷. Wysoka cena energii elektrycznej wynika m.in. z emisyjności polskiej energetyki, gdzie w 2024 r. koszt zakupu uprawnień do emisji CO₂ wynosił 46,1 euro/MWh. Dla przemysłu energochłonnego, narażonego dodatkowo na tzw. ucieczkę emisji⁸, koszt ten może być w większości niwelowany systemem rekompensat, który opisujemy w dalszej części analizy.

Średnia końcowa cena energii elektrycznej dla przemysłu energochłonnego wyniosła w 2024 r. 166,9 euro/MWh, czyli ok. 720 zł/MWh. Obniżenie jej bezpośrednio np. do 550 zł/MWh (o 24%), czyli do ceny niższej niż w Holandii, Austrii, Niemczech czy Włoszech, to szacunkowy koszt ok. 2,5 mld zł.

Problem wysokich cen nie dotyczy wszystkich w tym samym stopniu

Wysokie ceny energii elektrycznej nie są takim samym problemem dla wszystkich firm. Z dostępnych danych statystycznych, które łączą zarówno koszt energii elektrycznej, jak i gazu ziemnego (dalej: „energii”), wynika duże zróżnicowanie problemu w zależności od odbiorcy.

Średni udział kosztu energii w koszcie produkcji wynosi w przetwórstwie przemysłowym 3,3%, jednak wartość ta waha się od 0,7% przy produkcji elektroniki do 11% w branży metali podstawowych. Wciąż są to jednak wartości uśredniane na poziomie całych gałęzi, które są niezwykle wewnętrznie zróżnicowane. Dla przykładu proces produkcji papieru jest energochłonny, podczas gdy produkcja opakowań z gotowego kartonu już nie. Podobnie w branży metalowej bardzo dużo energii zużywa wytop aluminium, a np. ciągnienie drutu na zimno już nie. Analogiczne przykłady można mnożyć w pozostałych branżach¹⁰.

Po uwzględnieniu tej różnorodności widać duże rozpiętości w każdej z branż. Nawet w najbardziej energochłonnej branży – produkcji metali podstawowych – istnieją sektory zużywające mało energii (minimalny udział energii w kosztach to 1,1%), a w generalnie nieenergochłonnej branży napojów – sektory z wysokim udziałem kosztów energii (maksymalnie 7,5%). Najwyższy udział kosztów energii notowany jest w branży chemicznej, a zwłaszcza w sektorze nawozów azotowych, do produkcji których gaz ziemny jest wykorzystywany jako podstawowy substrat.

Należy zatem skupić się najbardziej na branżach energochłonnych, a szczególnie tych narażonych na ucieczkę emisji. W tym celu został opracowany szereg mechanizmów osłonowych, które działają już na poziomie UE i Polski.

Redukcja cen hurtowych – możliwe rozwiązania

Wsparcie przedsiębiorstw w obliczu wysokich kosztów energii przez państwa UE realizowane jest w oparciu o cztery główne mechanizmy, którymi są:

1. Rekompensata kosztów pośrednich ETS.
2. CISAF (ang. Clean Industrial State Aid Framework)¹².
3. Pomoc de minimis.
4. Krajowe programy wsparcia przemysłu.

Wymienione systemy wsparcia nie są uwzględniane w danych statystycznych dotyczących cen energii (np. wykres: Cena energii elektrycznej w UE-27 dla przemysłu energochłonnego, s. 3). Wynika to z faktu, że mechanizmy te nie obniżają bezpośrednio faktur za energię, lecz są wypłacane w późniejszym okresie (np. w roku 2024 za rok 2023) jako rekompensaty gotówkowe za podwyższony koszt energii. Wartość tej części pomocy publicznej dla 2023 r. została przedstawiona na następnym wykresie. Ze względu na niedawne wejście w życie CISAF, nie został on uwzględniony w zestawieniu.

Rekompensata kosztów pośrednich ETS

Przewidziany już w dyrektywie ETS system rekompensat kosztów pośrednich ETS umożliwia zwrot kosztów zakupu uprawnień do emisji CO₂ w cenie energii elektrycznej zużytej w sektorach zagrożonych ucieczką emisji. Lista tych sektorów zmieniała się na przestrzeni lat, np. w 2022 r. została z niej usunięta produkcja nawozów azotowych¹³, która od 2026 r. może być ponownie wpisana na listę¹⁴ wraz z innymi sektorami i podsektorami.

Możliwość przyznawania rekompensat państwa unijne mają od 2013 r., jednak w Polsce są one wypłacane od 2019 r. W 2023 r. wyniosły w Polsce 2,7 mld zł¹⁵, a w 2024 r. 2,9 mld zł¹⁶.

Środki na rekompensaty pochodzą ze sprzedaży uprawnień do emisji danego państwa (w Polsce w 2025 r. było to ok. 17 mld zł)¹⁷. Co do zasady suma rekompensat nie powinna przekraczać 25% przychodów z ETS w danym roku. Wypłaty rekompensat za rok 2023 (najnowsze dostępne dane) stanowiły w Polsce 11,4% przychodów z ETS, a np. w Holandii 11,7%, w Niemczech 31,6%, a w Belgii 33,8%¹⁸.

Gdyby uwzględnić rekompensaty w cenie energii elektrycznej dla przemysłu energochłonnego, cena za megawatogodzinę w 2023 r. (najnowsze dostępne dane o wysokości rekompensat dla wszystkich państw UE) obniżyłaby się w Polsce z 206  euro/MWh do szacunkowo 162 euro/MWh, czyniąc z Polski nie 5., a 10. najdroższy rynek. Natomiast w 2024 r. rekompensaty obniżyłyby polską cenę energii z 167 euro/MWh do szacunkowo 123 euro/MWh.

Większość państw UE stosuje ten mechanizm, co sprawia, że realne koszty energii elektrycznej dla branż energochłonnych są niższe niż oficjalnie raportowane wartości (przedstawione na wykresie powyżej ceny energii elektrycznej w UE-27 dla przemysłu energochłonnego). Należy jednak zaznaczyć, że obecnie rekompensaty wypłacane są za rok ubiegły.

Clean Industrial State Aid Framework (CISAF)

Od 2026 r. możliwe jest udzielanie pomocy publicznej w oparciu o CISAF (ang. Clean Industrial State Aid Framework) i niektóre państwa (np. Niemcy) już stosują ten mechanizm. Prace nad wdrożeniem jego ram do polskiego prawa dopiero trwają.

Zgodnie z zapisami CISAF dopuszczalne jest obniżenie kosztów energii elektrycznej o maksymalnie 50% dla maksymalnie 50% jej zużycia, przy czym pomoc publiczna nie może obniżyć ceny kwalifikującej się energii elektrycznej do niższej niż 50 euro/MWh¹⁹. Warunkiem przyznania pomocy jest inwestycja przynajmniej połowy zaoszczędzonej kwoty w działania na rzecz efektywności energetycznej, rozwoju źródeł odnawialnych czy magazynowania energii.

W Polsce w 2024 r. przemysł energochłonny dokonywał zakupu samej energii elektrycznej (czyli bez kosztów przesyłu, dystrybucji i wszystkich opłat, takich jak opłata mocowa czy OZE) po średniej cenie 128,8 euro/MWh. Obniżenie ceny połowy zużycia o połowę oznacza zatem spadek średniej ceny o 25% – do 96,6 euro/MWh. Po doliczeniu ceny przesyłu, dystrybucji i opłat, oznacza to spadek pełnej ceny energii elektrycznej z ok. 720 zł/MWh do ok. 580 zł/MWh. Koszt tej obniżki to dla krajowego budżetu ok. 2,1 mld zł. Gdyby od tego jeszcze odjąć rekompensaty ETS, wówczas koszt jednej megawatogodziny spadłby do ok. 390 zł/MWh.

Krajowe ramy wsparcia przemysłu

Ramy pomocy publicznej mającej na celu utrzymanie płynności finansowej przedsiębiorstw dotkniętych skutkami pandemii COVID-19²⁰, a następnie Tymczasowe Ramy Kryzysowe i Przejściowe²¹ (TCTF) wprowadzone w odpowiedzi na zaburzenia łańcuchów dostaw i kryzys energetyczny wywołany agresją Rosji na Ukrainę. W 2024 r. w Polsce w ramach celu „pomoc na pokrycie dodatkowych kosztów związanych z wyjątkowo znaczącym wzrostem cen gazu ziemnego i energii elektrycznej w wyniku wojny na Ukrainie” wypłacono 0,4 mld zł²², a w 2023 r. 2,5 mld zł²³.

Pomoc de minimis²⁴

Tak zwana pomoc de minimis ze względu na niską wartość (limit 300 tys. euro na 3 lata), nie jest uznawana za zdolną do naruszenia konkurencji, a zatem nie wymaga notyfikacji. Jej zdecydowana większość nie jest kierowana do dużego przemysłu – w 2024 r. jedynie ok. 3% (ok. 0,4 mld zł)²⁵ pomocy de minimis trafiło poza małe i średnie przedsiębiorstwa (MŚP).

Redukcja opłat i kosztów dystrybucji

Walka z kosztami energii dla przemysłu w państwach UE może odbywać się również w formie zwolnień z akcyzy, opłat lub administracyjnego obniżenia kosztów dystrybucyjnych. Za przykład może posłużyć niemiecka ulga na akcyzę za energię elektryczną dla przemysłu, która w 2024 r. wyniosła ok. 2,3 mld euro²⁶ oraz fakt, że od 2022 r. opłatę OZE finansuje rząd z budżetu, a nie odbiorcy (koszt tzw. EEG-Umlage w 2024 r. to 18,5 mld euro²⁷). Te aspekty wsparcia państwa w obniżeniu obciążeń są już uwzględnione w danych prezentowanych na wykresie przedstawiającym ceny energii (s. 3). Wprowadzenie podobnych rozwiązań w Polsce też jest możliwe, ale prowadziłoby do obciążenia budżetu.

Opłata OZE i opłata kogeneracyjna

1. Opłata OZE wspiera rozwój odnawialnych źródeł energii poprzez pokrywanie różnicy między kosztem produkcji energii a ceną hurtową w ramach kontraktów różnicowych (CfD), taryf gwarantowanych lub premii.
2. Opłata kogeneracyjna wspiera rozwój jednostek kogeneracyjnych na gaz, w ramach transformacji ciepłownictwa.

Opłaty te nie stanowią większego obciążenia w rachunkach za energię elektryczną i wynoszą²⁸:

• 7,30 zł/MWh dla opłaty OZE,
• 3 zł/MWh dla opłaty kogeneracyjnej.

W przyszłości opłata OZE będzie prawdopodobnie rosła, ponieważ będzie musiała pokrywać różnicę między ceną energii w hurcie a ceną, którą wygrała aukcję OZE (kontrakt różnicowy²⁹). Nawet dwukrotne zwiększenie opłat OZE i kogeneracyjnej nie będzie jednak stanowić istotnej części kosztów energii.

Na następnych wykresach widoczna jest struktura kosztów za energię elektryczną dla różnych grup odbiorców. Koszt opłaty OZE dla przemysłu energochłonnego wyniósł w 2024 r. 0,2 mld zł.

Opłata mocowa

Dużo większym obciążeniem finansowym jest opłata mocowa, która pokrywa koszty rynku mocy – starych mocy węglowych, nowych jednostek gazowych, magazynów energii i DSR.

Opłata mocowa w roku 2026 wynosi³⁰:

• 219,4 zł/MWh w godzinach 7.00–21.59 dla przedsiębiorstw ze zmiennym poborem energii,
• 37,3 zł/MWh dla przedsiębiorstw energochłonnych o stałym poborze energii.

Koszt rynku mocy będzie wynosił niecałe 10 mld zł rocznie³¹. W 2024 r. koszt opłaty mocowej dla przemysłu energochłonnego wyniósł 0,9 mld zł.

Koszty dystrybucyjne

• Wysokość taryf dystrybucyjnych wynika w dużej mierze od przyjętego wskaźnika WACC (ang. Weighted Average Cost of Capital), który wyznacza pułap zwrotu z zainwestowanego kapitału zatwierdzanego przez Prezesa URE. Im wyższy WACC, tym wyższe są taryfy dystrybucyjne.

Obecnie stosowane stawki miały stanowić zachętę do szybszych inwestycji w rozwój sieci elektroenergetycznych – zgodnie z Kartą Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki³². Minimalny WACC do roku 2028 został ustalony na poziomie 7,478% plus minimalna premia wynosząca 1%^33. Niemniej o ostatecznej wysokości premii decyduje Prezes URE, a spółki dystrybucyjne korzystają ze stawek sięgających ok. 10%³⁴.

Choć obniżenie WACC spowodowałoby obniżenie kosztu dystrybucji energii, ograniczyłoby także przychody spółek dystrybucyjnych, a jednocześnie ich wartość na giełdzie i wysokość wypłacanych dywidend.

Koszt opłaty przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej dla przemysłu energochłonnego wyniósł w 2024 r. 1,9 mld zł.

Redystrybucja kosztów

Funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego w Polsce kosztowało w 2024 r. 132,8 mld zł’24³⁵ (139,3 mld zł po doliczeniu akcyzy i VAT, które trafiają do budżetu państwa, a nie do sektora), przy czym:

• 18% z tej kwoty (24,3 mld zł’24) zapłaciły gospodarstwa domowe,
• 8% (10,9 mld zł’24) zapłacił przemysł energochłonny,
• 73% (97,5 mld zł’24) zapłacili pozostali odbiorcy energii elektrycznej – samorządy, szpitale, przedsiębiorstwa usługowe, przemysł nieenergochłonny (zużywający rocznie do 70 GWh), galerie handlowe itp.

Przy założeniu, że budżet nie będzie obciążany, a więc redystrybucji kosztów wewnątrz sektora energii elektrycznej, koszt obniżenia ceny dla przemysłu energochłonnego musieliby ponieść inni uczestnicy rynku.

Obniżenie rachunków za energię elektryczną dla przemysłu energochłonnego o przyjętą kwotę 2,5 mld zł nie musi oznaczać jednak, że coroczne koszty u pozostałych odbiorców wzrosną o 2,5 mld zł. Jak to możliwe? Otóż koszt energii elektrycznej to tylko jedna, relatywnie mała, pozycja na rachunkach za działalność. Zdecydowaną większość, czy to na poczcie, czy w gospodarstwach domowych, czy w małej fabryce, stanowią koszty produktów – pralki, chleba lub płaskowników. Dzięki obniżce ceny dla przemysłu energochłonnego, koszty produkcji mogą spaść, a zatem i te przedmioty będą mogły być tańsze.

Aby określić skalę oszczędności na produktach, wykorzystano macierz Leontiewa. Oparty na niej model input-output³⁶, znany z modeli makroekonomicznych³⁷, pozwala obliczyć, jak zmiana ceny produktu z danej branży (tu: energii elektrycznej) wpłynie na koszty we wszystkich innych branżach, uwzględniając efekty pośrednie (np. niższa cena energii elektrycznej obniża koszt produkcji stali, co z kolei obniża koszt maszyn wykorzystywanych np. w przemyśle spożywczym).

Jak kształtowałby się zatem sumaryczny rachunek kosztów, uwzględniający zarówno zmianę kosztu energii elektrycznej, jak i zmianę kosztu produktów? To zależy od przyjętego założenia – kto komu pomaga.

Wariant 1. Gospodarstwa domowe pomagają przemysłowi energochłonnemu

Od 2022 r. gospodarstwa domowe uczestniczą w kosztach pracy KSE w mniejszym stopniu, niż wynikałoby to z ich zużycia. Zużywają one od lat ok. 20% energii elektrycznej w Polsce, jednak udział w ponoszonych przez nich kosztach systemu³⁸ spadł z 26% w 2017 r. do 18% w 2024 r. W tym samym roku przemysł energochłonny zużył 10% energii elektrycznej w Polsce, a poniósł 8% kosztów. Oznacza to, że w coraz większym stopniu koszty funkcjonowania rynku energii elektrycznej przerzucane są na pozostałych odbiorców, w tym przemysł nieenergochłonny. Koszty te dotyczą zarówno budowy i pracy elektrowni, jak i rozbudowy oraz utrzymania infrastruktury sieciowej, a także funkcjonowania operatorów czy giełdy.

Polska jest jednym z nielicznych państw, w których gospodarstwa domowe są w znacznym stopniu subsydiowane przez pozostałych odbiorców energii elektrycznej (w tym z przemysłu nieenergochłonnego) i jest pod tym względem na 5. miejscu w UE. Wśród 10 państw z największym sektorem przemysłu³⁹ tylko Polska kształtuje ceny energii elektrycznej w ten sposób.

Naturalnie odwrotna sytuacja jest obserwowana wśród odbiorców energochłonnych. W każdym z państw partycypacja kosztowa największego przemysłu jest niższa od zużycia – co ma sens, biorąc pod uwagę „hurtowy” zakup energii oraz zdecydowanie wyższą przewidywalność mocy poboru. Niemniej jednak analiza kontrfaktyczna, analogicznie jak w przypadku gospodarstw domowych (tj. przy założeniu takiego samego udziału w zużyciu na przestrzeni państw), wskazuje, że Polska jest wśród państw najbardziej obciążających kosztowo największych odbiorców.

W efekcie, w porównaniu z pozostałymi państwami UE-27, ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w Polsce utrzymują się w środku stawki. Dla przemysłu energochłonnego są jednak jednymi z najwyższych. W 2024 r. tylko w dwóch państwach Unii Europejskiej najwięksi odbiorcy energii elektrycznej byli rozliczani po wyższych cenach – w Irlandii i na Cyprze, przy czym w przeciwieństwie do Polski, w gospodarce żadnego z tych państw przemysł energochłonny nie odgrywa znaczącej roli. Pozostali odbiorcy (np. samorządy, galerie handlowe, szpitale, przemysł nieenergochłonny) są rozliczani po cenach energii elektrycznej, które plasują Polskę na 7. miejscu w Unii Europejskiej.

Zwiększenie partycypacji kosztowej gospodarstw domowych do ok. 20% (przy również ok. 20% ich udziału w krajowym zużyciu) pozwoliłoby w pełni sfinansować obniżkę cen dla przemysłu energochłonnego. Spowodowałoby także wzrost średniej ceny netto dla tej grupy odbiorców o 85 zł/MWh, czyli innymi słowy – wzrost końcowej ceny brutto średnio z 1,02 zł/kWh do 1,12 zł/kWh.

Średni wzrost ceny energii elektrycznej o 10% oznacza dla przeciętnego gospodarstwa domowego, zużywającego 2000 kWh rocznie, podwyżkę rocznego rachunku za energię elektryczną o niecałe 210 zł. Uwzględniając jednak oszczędności na innych produktach – spowodowane obniżką cen dla przemysłu – pozwoli to na skompensowanie tego wzrostu (za energię elektryczną i kupowane przedmioty) o 33%. Wynika z tego, że przeciętne gospodarstwo domowe zapłaci w ciągu roku więcej o 210 zł za energię elektryczną, ale zaoszczędzi 70 zł na innych produktach, zatem w efekcie roczny wzrost kosztów mógłby wynieść 140 zł.

Obniżenie cen energii elektrycznej dla przemysłu energochłonnego do poziomów niższych niż w Austrii czy Niemczech mogłoby więc kosztować polskie gospodarstwa domowe średnio poniżej 12 zł miesięcznie. Rachunek wyższy średnio o 12 zł miesięcznie wydaje się niewysoką ceną za utrzymanie zatrudnienia – poprzez powstrzymanie przeniesienia zakładu produkcyjnego do tańszego dla przemysłu państwa. Tym bardziej, że taki zakład niejednokrotnie jest filarem regionu – napędza zlecenia dla podwykonawców i zapewnia gminom wpływy do budżetu.

Podobne (wtórne) efekty widoczne są oczywiście również dla wszystkich pozostałych odbiorców produktów i półproduktów, w tym sam przemysł. Dla przykładowej energochłonnej firmy zużywającej 100 GWh energii elektrycznej rocznie obniżka końcowej ceny energii elektrycznej z 720 zł/MWh do 550 zł/MWh, powodowałaby roczne oszczędności wydatków na energię elektryczną w wysokości 16,3 mln zł. Obniżenie cen półproduktów wykorzystywanych przez tę firmę (np. blach, lakierów, papieru, płyt pilśniowych, maszyn itp.) generowałoby natomiast dodatkowe 1,2 mln zł oszczędności.

Wariant 2. Ogólnopolska zrzutka na przemysł energochłonny

Innym możliwym sposobem sfinansowania obniżki cen energii elektrycznej dla przemysłu energochłonnego jest rozłożenie jej na wszystkich pozostałych odbiorców – zarówno gospodarstwa domowe, jak i samorządy, MŚP czy przemysł o niższym zużyciu.

Naturalną konsekwencją takiego podejścia jest mniejszy niż w wariancie 1 wzrost cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych – z obecnych 1,02 zł/kWh do 1,04 zł/kWh. Spowodowałoby to wzrost miesięcznego rachunku (przy zużyciu 2000 kWh rocznie) o ok. 4 zł.

W takim wariancie większość obniżki dla przemysłu energochłonnego wynoszącej ok. 2,5 mld zł pokrywają pozostali odbiorcy (ok. 2 mld zł), dla których cena energii wzrasta z 0,92 zł/kWh do 0,94 zł/kWh. Dla przemysłu nieenergochłonnego o zużyciu 1 GWh/rok oznacza to roczną podwyżkę rachunku za energię elektryczną o ok. 18 tys. zł. Efekty wtórne, szerzej opisane w poprzednim wariancie, obniżają ten wzrost do ok. 15 tys. zł rocznie.

Wzrost ceny dla mniejszego przemysłu czy MŚP ma jednak wpływ na resztę gospodarki. Powoduje presję na wzrost kosztów sprzedawanych przez nie produktów i usług, co zmniejsza deflacyjną presję wynikającą ze spadku ceny (a zatem i kosztów produkcji) dla przemysłu energochłonnego. W efekcie miesięczna obniżka „produktowa” dla gospodarstw domowych spada z ok. 6 zł w wariancie 1 do ok. 1 zł w wariancie 2. Podobnie oszczędności na materiałach i półproduktach dla przemysłu energochłonnego (zużywającego 100 GWh) spadają z 1,2 mln zł/rok do 0,3 mln zł/rok.

Zwiększenie kosztów energii dla gospodarstw domowych i pozostałych odbiorców niesie jednak za sobą pewne konsekwencje i ryzyka, w tym:

• Spowolnienie elektryfikacji
  Ceny energii elektrycznej stanowią barierę dla elektryfikacji budynków (prywatnych i usługowych) poprzez np. stosowanie pomp ciepła. Ten sam problem dotyczy ładowania pojazdów elektrycznych. Elektryfikacja jest istotnym mechanizmem redukcji uzależnienia od importu paliw kopalnych i redukcji emisji. Co ważne, wysokie ceny energii dla przemysłu również stanowią istotną barierę dla elektryfikacji⁴⁰.
• Ryzyko polityczne
  Polskie gospodarstwa domowe bogacą się – w 2024 r. za średnią pensję można było kupić 25% więcej energii niż jeszcze 10 lat temu, i to pomimo znacznego wzrostu cen. Temat cen energii elektrycznej stał się jednak kartą przetargową w walce o wyborców i zakładnikiem polityki, co utrudnia opartą na danych dyskusję.

Trudny wybór

Polska jest państwem wysoko uprzemysłowionym, w którym sektor ten odgrywa kluczową rolę – nie tylko dla gospodarki, ale i społeczeństwa, zatrudniając co 5. pracującego Polaka⁴². Utrzymanie status quo i niedopuszczenie do deindustrializacji wymaga pilnego obniżenia kosztów energii elektrycznej dla branż energochłonnych. Sprowadzenie rachunków do poziomu pozwalającego na konkurowanie z państwami ościennymi to koszt rzędu ok. 2,5 mld zł rocznie. Warto zauważyć, że to kwota wielokrotnie mniejsza niż dopłaty do górnictwa, które w samym 2024 r. pochłonęły 7,1 mld zł.

Sfinansowanie tej obniżki można zrealizować w oparciu o mechanizmy przerzucające koszty na budżet państwa (i przychody ETS) lub redystrybucję kosztów do pozostałych odbiorców energii elektrycznej. Każde z rozwiązań będzie skutkowało zwiększonymi kosztami społecznymi (albo bezpośrednio na rachunkach albo z podatków). Dlatego niezbędna jest dobra komunikacja decydentów z obywatelami, która pokaże korzyści z doraźnego wsparcia przemysłu, ale też zobowiąże przemysł do działań na rzecz efektywności energetycznej i redukcji uzależnienia od importowanych paliw, aby w przyszłości móc unikać doraźnego wsparcia.

Bibliografia: 

[1] Produkcja wyrobów przemysłowych w 2024 r. spadła o 4,9% r/r, po spadku w 2023 r. o 5,6% r/r. Źródło: GUS, Produkcja wyrobów przemysłowych w latach 2020–2024, 2025, https://stat.gov.pl/obszary-tematyczne/przemysl-budownictwo-srodki-trwale/przemysl/produkcja-wyrobowprzemyslowych-w-latach-20202024,14,7.html. 

[2] Dyrektywa 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 r. ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych w Unii oraz zmieniająca dyrektywę Rady 96/61/WE (Dz.Urz. UE L 275 z 25.10.2023 r.).

[3] T. Adamczewski, J. Pandera, Anatomia wysokich cen energii i recepta na przyszłość, Forum Energii, 2025, https://www.forum-energii.eu/anatomiawysokich-cen-energii-i-recepta-na-przyszlosc; M. Dusiło, A. Rogożyńska, S. Buchholtz, Modernizacja albo marginalizacja. Jak elektryfikacja przemysłu może zapewnić Polsce bezpieczeństwo, konkurencyjność i wzrost gospodarczy?, Forum Energii, 2026, https://www.forum-energii.eu/modernizacja-albomarginalizacja-jak-elektryfikacja-przemyslu-moze-zapewnic-polsce-bezpieczenstwo-konkurencyjnosc-i-wzort-gospodarczy; J. Pandera, Społeczny kontrakt energetyczny dla gospodarstw domowych – pilnie potrzebny, Forum Energii, 2025, https://www.forum-energii.eu/spoleczny-kontraktenergetyczny; K. Harpak, Komentarz Forum Energii – ETS, 2026, https://forum-energii-newsroom.prowly.com/451250-komentarz-forum-energii-ets. 

[4] Ze względu na strukturę danych prezentowaną przez Eurostat (bazy nrg_pc 202, 203, 204 i 205 oraz ich pokrewne) przemysł energochłonny jest na przestrzeni tej analizy definiowany jako odbiorcy energii elektrycznej o rocznym zużyciu ponad 70 GWh lub gazu ziemnego o rocznym zużyciu ponad 100 TJ.

[5] Uwzględniająca zakup, dystrybucję oraz wszystkie niedające się odliczyć podatki, opłaty i daniny.

[6] B. Sawicki, Górnictwo kolejny raz z miliardowymi stratami. Sprzedaż węgla na rekordowym minusie, 2026, https://www.parkiet.com/surowce-i-paliwa/art43865881-gornictwo-kolejny-raz-z-miliardowymi-stratami-sprzedaz-wegla-na-rekordowym-minusie. 

[7] Więcej na temat opłaty mocowej oraz finansowanego przez nią rynku mocy w raporcie Forum Energii: J. Wójcik, K. Kwidziński, J. Pandera, D. Trzeciak, Moce za wszelką cenę? Co osiągnęła Polska przez 10 lat pracy nad rynkiem mocy, 2026, https://www.forum-energii.eu/moce-za-wszelka-cene. 

[8] Z ucieczką emisji (ang. carbon leakage) mamy do czynienia, gdy dochodzi do przeniesienia produkcji z państw o wyższych standardach środowiskowych do krajów o mniej rygorystycznych regulacjach klimatycznych, w celu uniknięcia kosztów związanych z emisją gazów cieplarnianych. W efekcie globalny poziom emisji nie ulega obniżeniu, a jedynie zmienia się miejsce ich powstawania.

[9] Według obowiązującej w UE metodyki, ustanowionej Rozporządzeniem wykonawczym 2017/2169 w sprawie formatu i zasad przekazywania europejskiej statystyki dotyczącej cen gazu ziemnego i energii elektrycznej na podstawie rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/1952 (Dz.Urz. UE L 2017.306.9 z 27.11.2017 r.), koszt energii na potrzeby statystyki Eurostatu dzielony jest na koszt samej energii, koszty sieci, podatki środowiskowe, mocowe, jądrowe, OZE itd. Kategoria „Podatki środowiskowe”, do których Polska zalicza opłaty za uprawnienia do emisji CO₂, wprost wskazuje, że powinny być w niej zawarte „podatki od emisji CO₂ lub innych gazów cieplarnianych”. Jednak zgodnie z wyrokiem TSUE w sprawie C-366/10 opłaty wynikające z mechanizmu ETS nie stanowią podatku. Wskazuje na to również tryb przyjęcia unijnej dyrektywy 2003/87/WE ustanawiającej system handlu emisjami, do przyjęcia której wymagana była większość kwalifikowana, a nie jednomyślność (środki fiskalne muszą być bowiem przyjmowane w Radzie UE właśnie na drodze jednomyślności). Z perspektywy widzenia polskiego prawa opłata za uprawnienia również nie jest traktowana jako podatek w rozumieniu Ordynacji podatkowej.

[10] Więcej na temat charakterystyki zużycia energii w przemyśle oraz o możliwościach jego elektryfikacji w raporcie Forum Energii: M. Dusiło, A. Rogożyńska, S. Buchholtz, Modernizacja albo marginalizacja – jak elektryfikacja przemysłu może zapewnić Polsce bezpieczeństwo, konkurencyjność i wzrost gospodarczy?, op.cit.

[11] Kategoria ta stanowi ok. 3% wydatków gospodarstw domowych, co jest wartością zbliżoną do średniego udziału kosztu energii w przemyśle. Źródło: Eurostat, zbiór danych: hhexpcofog. 

[12] European Commission, Clean Industrial State Aid Framework (CISAF), 2025, https://competition-policy.ec.europa.eu/about/contribution-clean-justand-competitive-transition/clean-industrial-deal-state-aid-framework-cisaf_en. 

[13] Z. Staniszewska, Zmiany w rekompensatach dla sektorów i podsektorów energochłonnych, EY Polska, 2022, https://www.ey.com/pl_pl/insights/law/zmiany-w-rekompensatach-dla-sektorow-energochlonnych.

[14] Na podstawie Komunikatu Komisji zmieniającego Wytyczne w sprawie niektórych środków pomocy państwa w kontekście systemu handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych po 2021 r., https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/?uri=CELEX:52026XC00196.

[15] European Commission, Report from the Commission to the European Parliament and the Council on the functioning of the European carbon market in 2024, 2025, https://climate.ec.europa.eu/document/download/ddc1b1de-652b-49ed-8f15-d9fa8badd39f_en?filename=com_2025_735_en.pdf.

[16] URE, Ponad 2,9 mld zł rekompensat dla branż energochłonnych, 2025, https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/12964,Ponad-29-mld-zl-rekompensat-dla-branz-energochlonnych.html.

[17] K. Kwidziński, M. Dusiło, Transformacja energetyczna w Polsce. Edycja 2025, Forum energii, 2025, https://www.forum-energii.eu/rocznik-dane-o-energetyce.

[18] European Commission, Report from the Commission …, op.cit.

[19] Komunikat Komisji – Ramy środków pomocy państwa na rzecz wsparcia Paktu dla czystego przemysłu (ramy pomocy państwa na potrzeby Paktu dla czystego przemysłu (Dz.Urz. UE C/2025/3602 z 4.7.2025 r.).

[20] European Commission, The State Aid Temporary Framework, https://competition-policy.ec.europa.eu/state-aid/coronavirus/temporary-framework_en.

[21] Wdrożone w Polsce Rozporządzeniem Ministra Rozwoju i Technologii z dnia 29 września 2023 r. w sprawie udzielania pomocy publicznej na realizację projektów inwestycyjnych o znaczeniu strategicznym dla przejścia na gospodarkę o zerowej emisji netto (DZ.U. z 2023 r. poz. 2131).

[22] Źródła: MRiT, Pomoc dla przemysłu energochłonnego związana z cenami gazu ziemnego i energii elektrycznej w 2024 r., 2024, https://www.gov.pl/web/rozwoj-technologia/pomoc-dla-przemyslu-energochlonnego-zwiazana-z-cenami-gazu-ziemnego-i-energii-elektrycznej-w-2024-r; UOKiK, Raport o pomocy publicznej w Polsce udzielonej przedsiębiorcom w 2024 roku, 2025, https://orka.sejm.gov.pl/Druki10ka.nsf/0/418568BC9FB15DEBC1258D7900325F23/%24File/2132.pdf. 

[23] MRiT, AKTUALIZACJA: Pomoc dla przemysłu energochłonnego związana z cenami gazu ziemnego i energii elektrycznej w 2023 r., 2025, https://www.gov.pl/web/rozwoj-technologia/pomoc-dla-przemyslu-energochlonnego-zwiazana-z-cenami-gazu-ziemnego-i-energii-elektrycznej-w-2023-r.

[24] Rozporządzenie Komisji (UE) 2023/2831 z dnia 13 grudnia 2023 r. w sprawie stosowania art. 107 i 108 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej do pomocy „de minimis” (Dz.Urz. UE L 2023/2831 z 15.12.2023).

[25] UOKiK, Raport o pomocy „de minimis” w Polsce udzielonej przedsiębiorcom w 2024 roku, 2025, https://uokik.gov.pl/Download/1580.

[26] IHK, Energie- und Stromsteuer - Ermäßigungen für das produzierende Gewerbe, https://www.ihk.de/lippe-detmold/servicenavigation/ihk-service/ihkmerkblaetter2/innovation-und-umwelt/ihk-merkblatt-energie-und-stromsteuer-4850388. 

[27] Deutscher Bundestag, Bundesregierung zu EEG-Kostensteigerungen, 2025, https://www.bundestag.de/presse/hib/kurzmeldungen-1039794.

[28] URE, Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził taryfy na sprzedaż i dystrybucję energii elektrycznej na 2026 r., 2025, https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/13002,Prezes-Urzedu-Regulacji-Energetyki-zatwierdzil-taryfy-na-sprzedaz-i-dystrybucje-.html. 

[29] MKiŚ, System wsparcia, Morska Energetyka Wiatrowa, https://www.gov.pl/web/morska-energetyka-wiatrowa/system-wsparcia.

[30] J. Wójcik, K. Kwidziński, J. Pandera, D. Trzeciak, Moce za wszelką cenę?, op.cit.

[31] Ibidem.

[32] Karta Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki – porozumienie sektorowe Prezesa URE z operatorami systemów dystrybucyjnych podpisane 7 listopada 2022 r., mające na celu przyspieszenie rozwoju sieci dystrybucyjnych w ramach transformacji energetycznej. Jego głównym celem jest przyspieszenie inwestycji w rozwój i cyfryzację sieci (m.in. na potrzeby integracji odnawialnych źródeł energii) poprzez
wypracowanie i wdrożenie stabilnego i motywującego modelu regulacyjno-taryfowego (więcej szczegółów: https://www.ure.gov.pl/pl/kartaefektywnej-transformacji). 

[33] URE, Prezes URE opublikował zasady określania wskaźnika WACC dla operatorów systemów elektroenergetycznych na lata 2023–2028, 2024, https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/11911,Prezes-URE-opublikowal-zasady-okreslania-wskaznika-WACC-dla-operatorowsystemow-.html#_ftn1. 

[34] B. Sawicki, Taryfy za energię i przesył – czyli dużo hałasu o nic, 2026, https://www.parkiet.com/energetyka/art43689021-taryfy-za-energie-i-przesylczyli-duzo-halasu-o-nic.

[35] Skrót „zł’24” oznacza, że koszt jest wyrażony w cenach stałych z roku 2024, co pozwala na bezpośrednie porównanie kwot pomiędzy latami poprzez uwzględnienie inflacji zmniejszającej wartość pieniądza.

[36] W celu wyliczenia wpływu zmiany cen energii na ceny pozostałych dóbr i usług wykorzystano model cenowy Leontiewa oparty na macierzy przepływów międzygałęziowych. Obliczenia oparto na wzorze: Δp = (I - AT)-1 × Δc, gdzie Δp to wektor wynikowych zmian cen w poszczególnych gałęziach gospodarki, I to macierz jednostkowa AT to transponowana macierz współczynników technicznych (wyznaczona na podstawie tablic FIGARO za rok 2022), a Δc to wektor zmian kosztów pierwotnych (w tym przypadku szoku cenowego w sektorze wytwarzania energii). Metodologia ta zakłada stałość współczynników technicznych w krótkim okresie (brak natychmiastowej zmiany technologii produkcji) oraz pełne przeniesienie kosztów na cenę końcową. Szczegółowy opis matematyczny tej metody znajduje się w publikacji: ONZ, Handbook on Supply and Use Tables and Input Output-Tables oraz Eurostat Manual of Supply, Use and Input-Output Tables with Extensions and Applications, 2018, https://unstats.un.org/unsd/nationalaccount/docs/SUT_IOT_HB_Final_Cover.pdf.

[37] Wassily Leontief zdobył w 1973 r. nagrodę Nobla z ekonomii za opracowanie modelu zależności międzysektorowych (macierzy input-output), który wykorzystano do przedstawionych tu obliczeń.

[38] Koszt systemu jest tu rozumiany jako koszt produkcji i dystrybucji energii elektrycznej oraz opłaty wspierające działanie systemu (np. opłata OZE). Nie wzięto pod uwagę podatku VAT i akcyzowego, ponieważ zasilają one budżet państwa, a nie system elektroenergetyczny.

[39] Pod względem wartości dodanej przemysłu, w kolejności malejącej są to: Niemcy, Włochy, Francja, Hiszpania, Polska, Holandia, Austria, Szwecja, Belgia, Dania. Wykluczono z tej listy Irlandię, ponieważ jest rajem podatkowym i wykazywana przez nią wartość dodana wynika z rejestracji firm, a nie faktycznej produkcji.

[40] M. Dusiło, A. Rogożyńska, S. Buchholtz, Modernizacja albo marginalizacja – jak elektryfikacja przemysłu może zapewnić Polsce bezpieczeństwo, konkurencyjność i wzrost gospodarczy?, op.cit.

[41] Więcej informacji na temat kształtowania cen dla gospodarstw domowych i wsparcia ich w transformacji energetycznej w publikacjach Forum Energii: K. Ziółkowska, Plan Społeczno-Klimatyczny – jak wspierać obywateli i obywatelki w transformacji? (2025); J. Pandera, Społeczny kontrakt energetyczny dla gospodarstw domowych – pilnie potrzebny (2025); J. Pandera, T. Adamczewski, Anatomia wysokich cen energii i recepta na przyszłość (2025); K. Ziółkowska, Czysta i tania energia w polskich domach. Jakich zmian potrzebujemy? (2024); T. Adamczewski, P. Kleinschmidt, Budynki w pułapce gazowej (2024); J. Pandera, M. Dusiło, K. Ziółkowska, Pułapka cen energii dla gospodarstw domowych. Jak z niej wyjść? (2023); S. Buchholtz, Ubóstwo energetyczne: stary problem, konieczne systemowe rozwiązania (2021).

[42] S. Buchholtz, M. Dusiło, Nowy ład przemysłowy 2024+. Jak rozsądnie zmodernizować polski przemysł?, Forum Energii, 2024, https://www.forumenergii.eu/modernizacja-przemyslu.