Dlaczego prąd jest teraz taki drogi?

TAK – prąd w Polsce jest drogi, a głównym powodem nie jest sama energia, lecz opłaty dołączone do rachunku. Od 1 stycznia 2026 roku średnia cena energii elektrycznej w taryfach zatwierdzonych przez URE dla gospodarstw domowych wynosi 495,16 zł/MWh netto (według komunikatu Prezes URE Renaty Mroczek). To spadek zaledwie o ok. 1% względem poprzedniego okresu – symboliczny, nieodczuwalny na rachunku. Realne koszty rosną, bo obok samej energii płacisz opłatę kogeneracyjną, opłatę mocową i opłatę OZE – a ich stawki na 2026 rok zostały podniesione.

Drugą siłą napędową wysokich cen jest system ETS – europejski handel uprawnieniami do emisji CO₂. Polska generuje prąd głównie z węgla, a każda megawatogodzina z elektrowni węglowej wymaga zakupu uprawnień emisyjnych. Gdy zapotrzebowanie na moc rośnie – np. zimą przy mroźnej aurze – system opiera się jeszcze mocniej na węglu, co winduje koszty produkcji. Rekordowe opłaty ETS w połączeniu z rekordowym zapotrzebowaniem na moc przekładają się bezpośrednio na ceny hurtowe, a te – na taryfę, którą widzisz na fakturze.

Paradoks polega na tym, że sama energia potrafi być tania, a nawet ujemna – w godzinach intensywnej produkcji z fotowoltaiki i wiatru na rynku hurtowym pojawia się nadpodaż. Problem w tym, że zamrożenie cen w taryfach grupy G sprawia, że odbiorcy końcowi nie korzystają z tych spadków. Finalny rachunek za prąd to nie tylko energia – to suma opłat stałych, dystrybucji i podatków, a te rosną niezależnie od ceny samej megawatogodziny na giełdzie.

Spadek taryfy o około 1% to zmiana tak niewielka, że nie przekłada się na odczuwalną ulgę w rachunku. Sama cena energii elektrycznej w taryfach URE na 2026 rok wynosi 495,16 zł/MWh netto (według danych Prezesa URE) – to zaledwie kilka złotych mniej niż wcześniej. Tymczasem rachunek za prąd składa się nie tylko z ceny energii, ale też z kilku opłat stałych: opłaty kogeneracyjnej, mocowej i OZE, których stawki ogłoszono na wyższym poziomie niż w roku poprzednim (według informacji GlobEnergia). Te składniki rachunku rosną niezależnie od tego, co dzieje się z taryfą za sam prąd – i to one przesądzają o końcowej kwocie na fakturze.

Mechanizm jest prosty: URE reguluje cenę energii, ale opłaty dystrybucyjne i systemowe ustalają inne podmioty – operatorzy sieci i urzędy odpowiedzialne za poszczególne składniki. Nawet gdy taryfa za energię spada, wzrost opłaty mocowej (finansującej utrzymanie rezerw mocy w systemie) czy kogeneracyjnej (wspierającej elektrociepłownie) potrafi ten spadek nie tylko zniwelować, ale przewyższyć. Efekt? Odbiorca końcowy widzi wyższy rachunek mimo oficjalnych komunikatów o tańszej energii. Jak podsumowuje URE: taryfy mogą spaść, ale rachunki za prąd – niekoniecznie.

Dla firm z sektora MŚP ten paradoks ma dodatkowy wymiar. Przedsiębiorstwo zużywające np. 50 MWh rocznie odczuje każdy wzrost opłaty stałej wielokrotnie mocniej niż symboliczną obniżkę stawki za energię. Planując budżet energetyczny na kolejny rok, nie wystarczy sprawdzić samej taryfy – trzeba przeanalizować wszystkie składniki rachunku, w tym opłatę przesyłową i dystrybucyjną, które również podlegają corocznym korektom. Porównanie pełnego rachunku rok do roku daje znacznie bardziej realistyczny obraz kosztów niż śledzenie samych nagłówków o spadku taryf.

Polska w godzinach szczytu płaci za prąd więcej niż którykolwiek inny kraj w Europie – i głównym powodem jest dominacja węgla w miksie energetycznym. Mroźna aura powoduje, że elektrownie pracują pełną parą, a ponieważ większość polskich bloków to jednostki węglowe, generacja w szczycie opiera się właśnie na tym najdroższym paliwie (źródło: globenergia.pl [3]). Do kosztu samego węgla dochodzą rekordowe opłaty za emisję CO2 w systemie ETS, które bezpośrednio podnoszą cenę każdej megawatogodziny wyprodukowanej z paliw kopalnych (źródło: globenergia.pl [4]). Na mapach emisyjności Polska niemal świeci się na czarno – nasz system elektroenergetyczny należy do najbardziej emisyjnych w Europie.

W okresach rekordowego zapotrzebowania na moc problem się pogłębia. Gdy temperatura spada, rośnie zużycie energii na ogrzewanie i oświetlenie, a źródła odnawialne – fotowoltaika i wiatr – nie są w stanie pokryć szczytowego popytu. Szczyty produkcji z OZE nie pokrywają się ze szczytami zużycia (źródło: globenergia.pl [9]), więc luka musi być wypełniona przez drogie bloki węglowe. To mechanizm samonapędzający się: im większe zapotrzebowanie, tym więcej generacji z węgla, tym wyższe koszty emisji i tym droższy prąd na rynku hurtowym.

Perspektywa dla firm jest jasna – węgiel drożeje, a koszty emisji rosną (źródło: globenergia.pl [2]). Dopóki Polska nie zastąpi znaczącej części mocy węglowych źródłami o niższym koszcie krańcowym, cena prądu w godzinach szczytu będzie zależeć od ceny uprawnień ETS i ceny węgla kamiennego. Dla MŚP w branży energetycznej oznacza to konieczność planowania zakupów energii z uwzględnieniem tych dwóch zmiennych – i rozważenia taryfy dynamicznej lub własnej generacji jako sposobu na ograniczenie ekspozycji na szczytowe stawki.

Zamrożenie cen energii dla odbiorców biznesowych nie będzie trwać wiecznie – a gdy wygaśnie, firmy po raz pierwszy od lat zobaczą w rachunkach pełne, rynkowe stawki powiększone o opłaty stałe, które w międzyczasie istotnie wzrosły. Już dziś nawet bez reformy rachunki za prąd rosną z powodu wyższych opłat kogeneracyjnej, mocowej i OZE (według globenergia.pl). Przy zamrożonych taryfach te podwyżki są częściowo maskowane – ale po odmrożeniu uderzą w rachunek podwójnie: wyższa cena samej energii plus wyższe opłaty dystrybucyjne i systemowe.

Dla MŚP z rocznym zużyciem rzędu 50-200 MWh skala problemu jest poważna. Opłaty stałe stanowią już ponad 40% rachunku i ten udział rośnie z każdym rokiem. Ogłoszono już wyższe stawki trzech kluczowych pozycji – opłaty kogeneracyjnej, mocowej i OZE – które bezpośrednio przełożą się na wysokość rachunków (według globenergia.pl, źródło [1]). Firma płacąca dziś np. 4 000 zł miesięcznie za prąd powinna zakładać scenariusz, w którym po odmrożeniu ta kwota rośnie o kilkadziesiąt procent – nie dlatego, że zużywa więcej, lecz dlatego, że każda kilowatogodzina kosztuje więcej w warstwie opłat systemowych.

Strategia obronna na 2027 rok i dalej sprowadza się do trzech kroków. Po pierwsze – negocjowanie umów ze sprzedawcą energii z wyprzedzeniem, najlepiej na stawkę stałą na 12-24 miesiące. Po drugie – inwestycja w fotowoltaikę lub magazyn energii, bo własna generacja omija rosnące opłaty dystrybucyjne. Po trzecie – audyt zużycia: wymiana oświetlenia, optymalizacja klimatyzacji i harmonogramów pracy urządzeń to działania, które obniżają wolumen i tym samym bazę, od której naliczane są opłaty stałe.