Dlaczego Polska ma jeden z najdroższych prądów w Europie?

Opłata mocowa dla firm wzrosła w 2026 roku o 55,4% rok do roku - z 141,20 zł do 219,40 zł netto za MWh. To jedna konkretna liczba, która sama w sobie tłumaczy więcej niż niejeden nagłówek o „drogim prądzie w Polsce".

Bo prawda jest bardziej złożona niż medialny skrót: pod względem hurtowych cen energii elektrycznej na rynku spot Polska wcale nie jest liderem w Europie - najwyższe średnie ceny w 2026 r. notują Włochy i Irlandia, a tuż za nimi kraje regionu Bałkanów.

Zupełnie inaczej wygląda to jednak w cenach detalicznych dla gospodarstw domowych: gdy przeliczyć je na siłę nabywczą mieszkańców, Polska staje się jednym z najdroższych krajów UE - w drugiej połowie 2025 r. zajmowała pod tym względem 3. miejsce w Unii Europejskiej, zaraz za Rumunią i Czechami. To rozróżnienie - hurtowa cena rynkowa kontra realny ciężar rachunku detalicznego dla portfela - rzadko pojawia się wprost w mediach, a bez niego trudno zrozumieć, dlaczego oba stwierdzenia („Polska nie ma najdroższego prądu" i „Polska ma jeden z najdroższych prądów") są jednocześnie prawdziwe. Poniżej wyjaśniamy, skąd się to bierze - po kolei, na czterech przyczynach.

Wysoka emisyjność polskiej energetyki

Według danych ENTSO-E, do połowy września węgiel kamienny i brunatny odpowiadały łącznie za 52,1% produkcji energii elektrycznej w Polsce - węgiel kamienny za 33,7%, brunatny za 18,4%. Udział wszystkich paliw kopalnych w produkcji energii elektrycznej wyniósł natomiast 69%.

ans, którego brakuje w wielu podobnych zestawieniach: udział węgla nie jest stały w ciągu roku. W lipcu 2026 r., według danych ENTSO-E, dzięki bardzo wysokiej generacji z fotowoltaiki i farm wiatrowych łączny udział węgla spadł do około 46,7% - węgiel kamienny do 29,1%, brunatny do około 17,6%. To pokazuje realny kierunek zmian, a nie tylko stały, wysoki procent, jak sugerowałaby sama średnia półroczna.

Konsekwencja tej struktury miksu energetycznego jest prosta: każda megawatogodzina wyprodukowana z węgla obciążona jest kosztem uprawnień do emisji CO2. Im wyższy udział węgla w produkcji, tym silniej ten koszt przekłada się na cenę energii na rynku hurtowym - o czym w kolejnej sekcji.

Koszty polityki klimatycznej a cena energii elektrycznej w Polsce

EU ETS - dlaczego wpływa na cenę energii?

Koszt emisji CO2 jest dziś jednym z głównych składników kosztu zmiennego elektrowni węglowych. W połowie września 2026 r. kontrakt EUA Dec-26 był notowany w okolicach 85-86 EUR/tCO2. Przy orientacyjnej emisyjności bloku na węgiel kamienny na poziomie 0,75-0,85 tCO2/MWh oznacza to koszt samych uprawnień rzędu około 64-73 EUR/MWh.

W przypadku węgla brunatnego koszt emisji jest jeszcze wyższy, ponieważ emisyjność jednostek może przekraczać 1 tCO2/MWh. Przy cenie EUA około 85 EUR/t sam komponent CO2 może więc przekraczać 85 EUR/MWh.

To sprawia, że w wielu jednostkach węglowych koszt emisji może odpowiadać za ponad połowę krótkookresowego kosztu wytwarzania energii. Nie oznacza to jednak, że ETS stanowi taki sam udział w cenie hurtowej w każdej godzinie - na cenę energii wpływają też między innymi zapotrzebowanie, produkcja z OZE, ceny paliw, dostępność bloków i wymiana transgraniczna.

Konkretny, policzalny skutek tej polityki dla firm widać w opłacie mocowej. W 2026 roku wynosi ona 219,40 zł netto za MWh (czyli 0,2194 zł/kWh) - to wzrost o 55,4% względem stawki obowiązującej w 2025 r. (141,20 zł netto/MWh), zatwierdzony przez Prezesa URE na cały rok. Nie wchodzimy tu w szczegóły wyliczenia tej stawki ani mechanizmu godzin szczytu - pełne wyjaśnienie znajdziesz w artykule Opłata mocowa dla firm - czym jest i ile wynosi w 2026 roku? Tu liczba ta służy jako ilustracja tego, jak koszty polityki energetycznej przekładają się na konkretną pozycję w budżecie firmy - nie jako abstrakcyjny wskaźnik makroekonomiczny, tylko realna linia na fakturze, którą dział finansowy musi co roku uwzględnić w planie kosztów.

Relatywny koszt dla portfela (wskaźnik PPS)

Cena nominalna dla gospodarstw domowych, wyrażona w euro za kilowatogodzinę, mówi tylko połowę historii - i to inna miara niż hurtowa cena rynkowa z mapy wyżej, bo zawiera też podatki, opłaty sieciowe i marże sprzedawców. Drugą połowę pokazuje wskaźnik PPS (Purchasing Power Standard) - Eurostat przelicza cenę energii na siłę nabywczą, czyli na to, ile prądu można faktycznie kupić za przeciętne wynagrodzenie w danym kraju. To realny ciężar dla portfela, nie tylko liczba widoczna na fakturze.

W ujęciu nominalnym liderami wysokich cen prądu w Europie od dłuższego czasu pozostają Niemcy, Belgia i Irlandia. Niemcy utrzymują stawkę na poziomie 0,36-0,38 EUR/kWh dla gospodarstw domowych, głównie za sprawą wysokich opłat sieciowych i podatków, a Belgia i Irlandia plasują się tuż za nimi, w przedziale 0,33-0,36 EUR/kWh. Dla porównania, polska cena nominalna - po uwzględnieniu zamrożenia cen i taryf - wynosi obecnie około 0,20-0,22 EUR/kWh, czyli mieści się poniżej średniej unijnej. Nominalnie Polska nie jest więc krajem drogiego prądu.

Obraz zmienia się całkowicie, gdy spojrzeć przez pryzmat PPS. Według najnowszych oficjalnie opublikowanych danych Eurostatu - za drugą połowę 2025 r., bo dane za pierwszą połowę 2026 r. Eurostat udostępnia zwykle dopiero na przełomie października i listopada - w rankingu PPS/100 kWh dla gospodarstw domowych Polska zajmuje 3. miejsce w Unii Europejskiej, ustępując jedynie Rumunii i Czechom. Więcej o tym rankingu i jego metodologii piszą Energia.rp.pl oraz Gramwzielone.pl w swoich analizach danych Eurostatu.

Oba ujęcia są prawdziwe jednocześnie, bo odpowiadają na różne pytania. Cena nominalna pokazuje, ile faktycznie kosztuje kilowatogodzina w euro. Wskaźnik PPS pokazuje, jak duże obciążenie to stanowi względem przeciętnych zarobków w danym kraju - a to właśnie ten drugi obraz sprawia, że polski prąd, mimo niepozornej ceny w euro, boli bardziej niż niejeden droższy nominalnie odpowiednik na Zachodzie.

Zaniedbania infrastrukturalne

Czwarta przyczyna ma najmniej wspólnego z rynkami energii, a najwięcej z samą infrastrukturą. Kontrola Najwyższej Izby Kontroli, opublikowana w 2024 r., wykazała, że ponad 50% linii energetycznych w Polsce ma ponad 30 lat, a wśród linii wysokiego napięcia (110 kV) aż 46% przekroczyło 40 lat eksploatacji - tylko 16% linii WN ma mniej niż 10 lat.

Ten sam raport NIK wskazał, że operatorzy dystrybucyjni systematycznie nie realizowali własnych planów modernizacyjnych - niedoinwestowanie sięgało nawet 48% względem zatwierdzonych planów, mimo dostępnych na ten cel środków. Skutek dla firm jest podwójny. Z jednej strony rekordowa liczba odmów przyłączenia do sieci - w pierwszej połowie 2022 r. w niektórych obszarach odrzucano nawet do 99,3% wniosków o przyłączenie instalacji OZE. Z drugiej - rosnące opłaty dystrybucyjne, które mają sfinansować zaległą modernizację sieci, a które w praktyce przerzucają ten koszt na odbiorców końcowych. To mechanizm samonapędzający się: im dłużej odkładana jest modernizacja, tym wyższy rachunek trzeba będzie w końcu wystawić odbiorcom, żeby ją sfinansować - i tym trudniej rozłożyć ten koszt w czasie bez odczuwalnych podwyżek. Nie rozwijamy tu szczegółów samych opłat dystrybucyjnych - piszemy o nich obszerniej w artykule Podwyżki cen prądu. Wzrost opłat dystrybucyjnych w 2026 roku

Co to oznacza dla firm w Polsce?

Trzy przyczyny opisane wyżej - miks energetyczny oparty na węglu, koszty unijnej polityki klimatycznej i zaniedbana infrastruktura - mają charakter strukturalny, nie chwilowego wahania rynku. Nie znikną w ciągu najbliższego roku, a transformacja energetyczna, która mogłaby je odwrócić, rozgrywa się w skali dekady, nie kwartału. Więcej o tym, jak polski przemysł radzi sobie z tą transformacją, piszemy w artykule Polski przemysł na drodze do zeroemisyjności

To jednak nie oznacza, że firma jest wobec tych czynników całkowicie bezradna. Trzy rzeczy pozostają w zasięgu jej własnej decyzji: wybór formuły cenowej - stała cena zamiast spotu daje przewidywalność budżetu, choć kosztem elastyczności (o różnicach między tymi produktami piszemy w artykule SPOT czy stała cena? Jaki produkt jest lepszy dla Twojej firmy?) - audyt efektywności energetycznej, który często pokazuje oszczędności niezależne od samej ceny prądu, oraz monitorowanie zużycia w godzinach szczytu, które bezpośrednio wpływa na wysokość opłaty mocowej. Jeśli zastanawiasz się, jak to ułożyć w konkretną strategię zakupową dla własnej firmy, oferta energii elektrycznej dla firm i doradztwa energetycznego Elenger to dobry punkt wyjścia do rozmowy z doradcą.