Dlaczego tania energia nie zawsze oznacza niski rachunek za prąd?

W ostatnim czasie w przestrzeni publicznej pojawiło się wyjątkowo dużo wpisów, wykresów i komentarzy dotyczących cen energii oraz warunków jej wytwarzania. Część z nich przedstawia jedynie wybrane dane, pomija kontekst albo zestawia wartości, których nie można bezpośrednio porównywać. W skrajnych przypadkach mamy do czynienia ze świadomą manipulacją. Stąd pomysł na ten wpis. Oparłem go na źródłach, które starałem się dobrać możliwie uważnie i krytycznie, w tym na danych Lazard, IRENA, IEA, EIA, Fraunhofer ISE, Eurostatu, ACER, Komisji Europejskiej, JRC oraz publikacjach naukowych. Co z tego wyszło, zobaczcie sami.

Dyskusja o energetyce coraz częściej przypomina spór na hasła.

Jedni przekonują, że odnawialne źródła energii są najtańsze, więc energia elektryczna powinna szybko tanieć. Inni odpowiadają, że energia z wiatru i słońca jest niestabilna, dlatego jej rzeczywisty koszt jest znacznie wyższy od wartości prezentowanych w raportach. Jeszcze inni wskazują, że za wysokie ceny energii odpowiada przede wszystkim unijny system handlu uprawnieniami do emisji CO₂.

Z pewnością stwierdzić można, że każde z tych twierdzeń zawiera część prawdy. Problem polega na tym, że żadne z nich nie wyjaśnia całego mechanizmu. Aby zrozumieć, dlaczego płacimy za energię tyle, ile płacimy, trzeba rozdzielić co najmniej trzy kwestie:

koszt wytworzenia energii w konkretnej elektrowni,
cenę energii na rynku hurtowym
końcowy rachunek odbiorcy.

To trzy różne wielkości, kształtowane przez różne mechanizmy.

Najtańsze źródło nie musi tworzyć najtańszego systemu

Podstawowym wskaźnikiem stosowanym do porównywania technologii energetycznych jest LCOE, czyli uśredniony koszt wytworzenia jednostki energii w całym okresie funkcjonowania instalacji. Uwzględnia on między innymi nakłady inwestycyjne, koszty eksploatacji, paliwa i finansowania.

I najnowsze analizy pokazują, że w przypadku budowy nowych instalacji lądowa energetyka wiatrowa oraz wielkoskalowa fotowoltaika należą obecnie do najtańszych źródeł energii elektrycznej. Według najnowszej edycji raportu Lazard LCOE+ v18.0 (czerwiec 2025) [1], niezsubsydiowany koszt wytworzenia energii z lądowych farm wiatrowych w USA wynosi 37–86 USD/MWh, a z wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych 38–78 USD/MWh – poniżej dolnej granicy kosztu nowych elektrowni gazowych typu CCGT (48–109 USD/MWh) oraz znacznie poniżej kosztu nowych bloków węglowych (71–173 USD/MWh) i jądrowych (141–220 USD/MWh).

Według IRENA globalny średni koszt energii z lądowych farm wiatrowych wyniósł w 2024 roku około 34 USD/MWh, a z dużych instalacji fotowoltaicznych około 43 USD/MWh. Aż 91 procent nowych mocy odnawialnych uruchomionych w 2024 roku wytwarzało energię taniej niż najtańsza dostępna alternatywa oparta na paliwach kopalnych.

Podobne relacje kosztowe pokazują analizy dla Europy. Analiza przeprowadzona przez Fraunhofer ISE (2024) [2], potwierdza porównywalny układ kosztowy: fotowoltaika naziemna 41–92 EUR/MWh, wiatr onshore 43–92 EUR/MWh, wiatr offshore 55–103 EUR/MWh, wobec 109–181 EUR/MWh dla nowych elektrowni gazowych CCGT, 173–293 EUR/MWh dla nowych bloków węgla kamiennego i 136–490 EUR/MWh dla nowej energetyki jądrowej.

Koszt energii z nowych farm fotowoltaicznych i lądowych farm wiatrowych jest na ogół niższy niż koszt energii z nowych bloków gazowych, węglowych czy jądrowych. Dane regionalne uwidaczniają jednak znaczne rozpiętości geograficzne wynikające przede wszystkim z kosztu kapitału (WACC), a nie z różnic technologicznych.

Jednak trzeba pamiętać, że nie każda megawatogodzina energii słonecznej lub wiatrowej automatycznie obniża rachunek odbiorcy. LCOE nie obejmuje bowiem wszystkich kosztów funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Nie pokazuje w pełni kosztów bilansowania, utrzymania rezerw mocy, rozbudowy sieci ani magazynowania energii. Nie uwzględnia także faktu, że wartość energii zależy od tego, kiedy jest ona dostępna. Energia wyprodukowana podczas słonecznego dnia, gdy instalacje fotowoltaiczne pracują jednocześnie z dużą mocą, może mieć bardzo niską, a nawet ujemną cenę rynkową. Ta sama ilość energii dostarczona wieczorem, podczas mrozu i bezwietrznej pogody, może być warta wielokrotnie więcej.

Najważniejszy wniosek brzmi więc: tania technologia wytwarzania energii nie jest jeszcze równoznaczna z tanim i stabilnym systemem energetycznym.

Struktura cen energii elektrycznej w Unii Europejskiej

W przeciwieństwie do kosztów wytwarzania, ceny energii elektrycznej płacone przez odbiorców końcowych w UE wykazują znaczne zróżnicowanie krajowe, wynikające w dużej mierze ze struktury podatkowej i opłat sieciowych, a nie z samego kosztu wytworzenia energii.

Według danych Eurostatu za II połowę 2024 r., średnia cena energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w UE-27 (z podatkami) wyniosła 28,72 EUR/100 kWh, przy czym podatki i opłaty stanowiły 25,1% ceny końcowej dla gospodarstw domowych oraz 15,9% dla odbiorców przemysłowych (bez podlegającego odliczeniu VAT) [3].

Rozpiętość cenowa między krajami członkowskimi jest znaczna: najwyższą cenę odnotowano w Niemczech (39,43 EUR/100 kWh), a najniższą na Węgrzech (10,32 EUR/100 kWh). Zróżnicowanie krajowe wynika w znacznej mierze ze zróżnicowanych stawek VAT i podatków akcyzowych na energię elektryczną, a także z odmiennej struktury systemów wsparcia i subsydiów.

Dlaczego gaz nadal decyduje o cenie energii?

Tu trzeba wspomnieć o jednym mechaniźmie tzw merit order. Co to jest? To uszeregowanie jednostek wytwórczych według rosnącego kosztu marginalnego, przy czym cena rynkowa jest ustalana przez koszt marginalny niezbędny do zaspokojenia popytu w danej godzinie. Analiza Wspólnego Centrum Badawczego Komisji Europejskiej (JRC) wykazała, że w 2022 r. paliwa kopalne ustalały cenę energii elektrycznej w 86% godzin, dostarczając jednocześnie tylko 34% wolumenu generacji a sam gaz ziemny ustalał cenę w 55% godzin przy zaledwie 19-procentowym udziale w generacji [4].

Powyższa asymetria wyjaśnia, dlaczego cena gazu ziemnego pozostaje głównym determinantem hurtowej ceny energii elektrycznej w UE, niezależnie od rosnącego udziału OZE w miksie wytwórczym. Przykładowa symulacja Rady UE wskazuje, że przy cenie gazu 100 EUR/MWh i cenie uprawnień CO₂ na poziomie 80 EUR/tCO₂, cena energii elektrycznej ustalana przez elektrownię gazową osiąga ok. 220 EUR/MWh [5].

Ceny referencyjne gazu ziemnego na europejskim hubie TTF (Title Transfer Facility) wzrosły z poziomu przedkryzysowego ok. 18 EUR/MWh do szczytu ok. 350 EUR/MWh w sierpniu 2022 r., po czym ustabilizowały się na poziomie 35–36 EUR/MWh w latach 2024–2025. Odpowiadająca dynamika cen hurtowych energii elektrycznej (European Power Benchmark) przebiegała analogicznie: z ok. 80 EUR/MWh w 2019–2021 r., przez szczyt 219–227 EUR/MWh w 2022 r., do 85–99 EUR/MWh w latach 2023–2025 [6].

System EU ETS i cena uprawnień do emisji CO₂

System EU ETS stanowi niewątpliwie istotny, oprócz cen gazu, czynnik kosztowy energetyki konwencjonalnej w UE. Co się dzieje w obrębie ETS zawsze można sprawdzić w Raportach z rynku CO₂ publikowane przez KOBIZE. Staram się także streszczenie tego raportu zawsze też umieszczać w kolejnym wydaniu czasopisma INSTAL. Ale wracając do samego ETS. Jego cena w ostatnim okresie oscyluje w przedziale 60–80 EUR/tCO₂. A od uruchomienia systemu EU ETS do połowy 2025 r. wygenerowano łącznie 245 mld EUR przychodów z aukcji uprawnień, przy czym sektor energetyczny i ciepłowniczy odpowiadał za 50% emisji objętych systemem ETS w 2024 [7]. To akurat środki, które finansują (przynajmniej powinny) między innymi Fundusz Innowacyjny, Fundusz Modernizacyjny oraz inwestycje związane z transformacją energetyczną i dekarbonizacją przemysłu. EU ETS jest więc równocześnie obciążeniem kosztowym, sygnałem inwestycyjnym oraz źródłem kapitału na modernizację.

Rynki terminowe sygnalizują niewielką dynamikę zmian cen ETS do 2027 r. natomiast prognozy średniookresowe do 2030 r. wskazują na powrót do poziomu ponad 120 EUR/tCO₂ według analityków ICAP, 135–140 USD/tCO₂ według IEA oraz ok. 150 EUR/tCO₂ według Statista. Będzie bolało w szczególności tam, gdzie energetyka oparta jest ciągle na źródłach konwencjonalnych.

Cena na rachunku to nie tylko koszt energii

To teraz już wiemy, że koszt wytwarzania energii z kosztem na rachunku gospodarstwa domowego to tylko fragmencik. Bo końcowa cena obejmuje nie tylko samą energię, lecz także dystrybucję, utrzymanie i modernizację sieci, podatki, opłaty systemowe oraz koszty krajowych mechanizmów wsparcia.

Zatem niska cena dla odbiorcy nie zawsze oznacza tani system. Może również oznaczać, że część kosztów została przeniesiona z rachunku za energię do budżetu państwa, a więc ostatecznie do podatków lub długu publicznego.

Podobnie wysoka cena detaliczna nie musi dowodzić, że dane państwo wytwarza energię w sposób szczególnie kosztowny. Może wynikać z dużych nakładów na infrastrukturę, wysokich obciążeń fiskalnych albo decyzji o finansowaniu określonych elementów transformacji poprzez rachunki odbiorców.

Coraz więcej energii odnawialnej oznacza także większą zmienność cen

Jedno jest pewne. Rosnący udział źródeł zależnych od pogody zmienia sposób funkcjonowania całego rynku. W pierwszym kwartale 2025 roku na europejskich rynkach odnotowano łącznie 814 godzin z ujemnymi cenami energii, co oznacza ponad dwukrotnie więcej niż w tym samym okresie rok wcześniej. W takich okresach produkcja przewyższa bieżące zapotrzebowanie, a system nie dysponuje wystarczającą zdolnością magazynowania ani elastycznym mechanizmem zwiększania zużycia. Z kolei zjawisko odwrotne, tzw. „Dunkelflaute” (okres niskiej generacji wiatrowej i słonecznej) w Niemczech w dniach 19–25 stycznia 2025 r. doprowadziło do wzrostu cen ponad 500 EUR/MWh w dniu 20 stycznia 2025 r. [8].

To jasno pokazuje, że nie wystarczy budować kolejnych mocy wytwórczych. Potrzebne są również magazyny energii, elastyczne źródła rezerwowe, lepsze połączenia transgraniczne, zarządzanie popytem oraz sieci zdolne do przyjmowania energii z coraz bardziej rozproszonych instalacji. Transformacja energetyczna nie jest więc wyłącznie wymianą jednych elektrowni na inne. Jest przebudową całego systemu.

Czy jest magiczne rozwiązanie?

Nie ma jednej technologii, która rozwiąże wszystkie problemy. OZE są obecnie niezwykle konkurencyjne kosztowo, a ich dalszy rozwój jest ekonomicznie uzasadniony. Nie eliminują jednak automatycznie potrzeby bilansowania systemu. Energetyka jądrowa może zapewniać stabilną, niskoemisyjną produkcję, lecz wymaga bardzo wysokich nakładów, długiego procesu inwestycyjnego oraz taniego finansowania. Gaz pozostaje elastycznym źródłem bilansującym, ale uzależnia ceny od rynku paliw i kosztów emisji. Węgiel zapewnia moc sterowalną, lecz jego koszty ekonomiczne, emisyjne i środowiskowe będą rosnąć.

Dlatego rozsądna polityka energetyczna nie powinna polegać na przeciwstawianiu sobie technologii za pomocą pojedynczych liczb, a tym bardziej manipulowania liczbami. Powinna koncentrować się na budowie systemu, który łączy niskie koszty wytwarzania z bezpieczeństwem dostaw, elastycznością, odpowiednią infrastrukturą sieciową oraz akceptowalną ceną dla gospodarki i społeczeństwa. Z polskiej perspektywy oznacza to konieczność równoczesnego przyspieszenia inwestycji w nowe źródła, sieci, magazyny, efektywność energetyczną oraz elastyczność odbiorców, bo sam wzrost mocy zainstalowanej nie wystarczy.

I na koniec

Debata o energii nie potrzebuje kolejnych prostych haseł. Potrzebuje przede wszystkim uczciwego rachunku, kompletnego zestawu danych i świadomości, że koszt energii powstaje nie tylko w elektrowni, ale w całym systemie gospodarczym, infrastrukturalnym i regulacyjnym.