Koszty ETS coraz mocniej obciążają ceny energii w Polsce. W przypadku prądu sprzedawanego przemysłowi ich udział może sięgać nawet 50 proc., podczas gdy średnia dla Unii Europejskiej wynosi około 11 proc. Polskie firmy energetyczne domagają się zmian w systemie, wskazując, że obecne zasady szczególnie mocno uderzają w państwa wciąż w dużym stopniu zależne od paliw kopalnych.
Różnica między Polską a unijną średnią jest bardzo duża. Jak informuje „Rzeczpospolita”, wiceprezes Polskiej Grupy Energetycznej Marcin Laskowski podczas PKEE Energy Day 2026 w Brukseli wskazywał, że koszty związane z unijnym systemem handlu uprawnieniami do emisji CO2 odpowiadają przeciętnie za około 11 proc. ceny energii elektrycznej dla przemysłu w Unii Europejskiej. W Polsce ich udział może natomiast dochodzić do 50 proc.
Nie oznacza to jednak, że stawka ETS została w Polsce podniesiona z 11 do 50 proc. Są to wartości pokazujące udział kosztów uprawnień do emisji w cenach energii w dwóch różnych przypadkach: średnio w całej UE oraz w Polsce. EU ETS nie jest również podatkiem w ścisłym znaczeniu prawnym, choć ze względu na jego wpływ na koszty działalności przedsiębiorstw określenie „podatek ETS” pojawia się w debacie publicznej.
Tak duża różnica wynika przede wszystkim ze struktury polskiej energetyki. Elektrownie wykorzystujące węgiel ponoszą znacznie większe koszty emisji CO2 niż źródła odnawialne. Wytwórca energii objęty systemem ETS musi posiadać odpowiednią liczbę uprawnień odpowiadających wielkości swojej emisji. Koszt ich zakupu staje się więc elementem kosztu wytwarzania energii, a następnie może być przenoszony na odbiorców.
Ceny energii jedną z barier transformacji
Jeszcze inną wartość dotyczącą wpływu ETS podał wiceminister energii Wojciech Wrochna. Według niego koszty tego systemu odpowiadają w Polsce za około 40 proc. ceny energii dla odbiorców końcowych. Dane te nie są sprzeczne z przedstawionymi przez PGE, ponieważ odnoszą się do różnych grup odbiorców i różnych sposobów kalkulowania ceny energii.
Wrochna wskazuje jednocześnie, że wysokie ceny energii należą do najpoważniejszych problemów utrudniających transformację energetyczną. Polska musi bowiem równocześnie ograniczać udział wysokoemisyjnych źródeł, rozwijać odnawialne źródła energii, modernizować sieci oraz zapewniać wystarczającą moc wtedy, gdy produkcja z wiatru i słońca jest niewystarczająca.
Problem ma również wymiar przemysłowy. Energia pozostaje jednym z podstawowych kosztów działalności przedsiębiorstw, zwłaszcza w branżach energochłonnych. Jeżeli jej ceny w jednym państwie są trwale wyższe niż u konkurentów działających w innych częściach Europy lub poza UE, wpływa to na opłacalność produkcji, możliwości inwestowania oraz lokalizację nowych zakładów.
Reforma EU ETS na stole Komisji Europejskiej
Dyskusja nabrała znaczenia po przedstawieniu przez Komisję Europejską 17 lipca 2026 r. propozycji ukierunkowanej rewizji EU ETS. Bruksela deklaruje, że zmiany mają pogodzić realizację unijnego celu klimatycznego na 2040 r. z potrzebą ochrony konkurencyjności przemysłu.
Komisja chce między innymi zmodyfikować zasady bezpłatnego przydziału uprawnień oraz powiązać zmiany z mechanizmem CBAM, który ma ograniczać przewagę producentów spoza Unii korzystających z mniej restrykcyjnej polityki klimatycznej. Pakiet przewiduje również dodatkowe instrumenty wspierające inwestycje w dekarbonizację przemysłu, w tym rozwiązania związane z Funduszem Innowacyjnym i Funduszem Modernizacyjnym.
Polskie przedsiębiorstwa energetyczne zabiegają jednak o większą elastyczność. Argumentują, że takie same zasady ETS przynoszą bardzo różne skutki w państwach, które rozpoczęły transformację energetyczną z całkowicie odmiennych punktów. Polska, przez dziesięciolecia opierająca produkcję energii przede wszystkim na węglu, jest w tym systemie szczególnie wrażliwa na ceny uprawnień do emisji.
Elektrownie węglowe nadal potrzebne systemowi
Rosnący udział odnawialnych źródeł energii nie oznacza jednocześnie, że Polska może natychmiast zrezygnować z elektrowni konwencjonalnych. Prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych Grzegorz Onichimowski zwraca uwagę, że krajowy system nie może pozwolić sobie na zbyt szybkie wycofanie kolejnych mocy wytwórczych.
To jeden z najtrudniejszych elementów transformacji. Elektrownie węglowe są obciążone rosnącymi kosztami emisji i stopniowo tracą znaczenie w produkcji energii, ale część z nich nadal pozostaje potrzebna dla bezpieczeństwa systemu. Muszą być dostępne między innymi w okresach wysokiego zapotrzebowania oraz wtedy, gdy warunki pogodowe ograniczają produkcję z fotowoltaiki i energetyki wiatrowej.
Potrzeba utrzymywania odpowiednich rezerw mocy znajduje odzwierciedlenie także w funkcjonowaniu rynku mocy. Polskie Sieci Elektroenergetyczne przeprowadziły 3 września 2026 r. aukcję uzupełniającą na rok dostaw 2027. Mechanizm ma wynagradzać nie tylko samą produkcję energii, lecz również gotowość elektrowni i innych jednostek do dostarczenia mocy, gdy system jej potrzebuje.
Rekord OZE i jednoczesne ograniczanie produkcji
Jednocześnie polska energetyka bardzo szybko zwiększa produkcję ze źródeł odnawialnych. Według danych przywoływanych przez „Rzeczpospolitą” w czerwcu 2025 r. miesięczna produkcja energii z OZE po raz pierwszy przewyższyła produkcję z węgla, natomiast w lipcu 2026 r. udział odnawialnych źródeł w krajowym miksie osiągnął 41,6 proc.
Jeszcze wyraźniej skalę zmian pokazał 5 września 2026 r. Polskie Sieci Elektroenergetyczne poinformowały o rekordowym udziale OZE w krajowej generacji. W godzinach największej produkcji odnawialne źródła odpowiadały za około 70 proc. generacji energii elektrycznej, przy czym fotowoltaika dostarczała 47,3 proc., a energetyka wiatrowa 23,2 proc. Nie chodzi więc o 70 proc. całej energii wyprodukowanej tego dnia, lecz o udział osiągnięty w szczytowym okresie generacji.
Paradoksalnie szybki rozwój odnawialnych źródeł powoduje już również problemy związane z nadmiarem produkcji w określonych godzinach. PSE potwierdziły, że od 1 do 6 września wydawały polecenia ograniczania produkcji farm wiatrowych, natomiast instalacje fotowoltaiczne były redysponowane od 1 do 7 września. Pokazuje to, że sama budowa nowych źródeł nie wystarcza. Konieczny jest równoległy rozwój sieci przesyłowych, magazynów energii, elastycznego popytu i innych sposobów bilansowania systemu.
Koszt ETS i konkurencyjność polskich przedsiębiorstw
Spór o przyszłość EU ETS dotyczy więc nie tylko polityki klimatycznej, ale bezpośrednio cen energii i konkurencyjności przemysłu. Z perspektywy Polski zasadniczym problemem jest okres przejściowy: krajowy system potrzebuje jeszcze źródeł konwencjonalnych, a jednocześnie właśnie produkcja z tych jednostek jest najmocniej obciążona kosztami uprawnień do emisji.
Komisja Europejska równolegle pracuje nad rozwiązaniami, które mają zmniejszyć obciążenia związane z cenami energii. W lipcu 2026 r. zaproponowała między innymi możliwość redukowania części obciążeń podatkowych i sieciowych dla wybranych grup odbiorców, w tym przedsiębiorstw energochłonnych. Bruksela chce także przyspieszyć elektryfikację europejskiej gospodarki oraz zwiększać wykorzystanie długoterminowych kontraktów i innych mechanizmów ograniczających zależność odbiorców od krótkoterminowych wahań cen na rynku energii.
Materiał chroniony prawem autorskim - wszelkie prawa zastrzeżone.
Dalsze rozpowszechnianie artykułu za zgodą wydawcy INFOR PL S.A. Kup licencję.
Wpisz adres e-mail wybranej osoby, a my wyślemy jej bezpłatny dostęp do tego artykułu