Ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w drugiej połowie 2025 r. były w Polsce jednymi z najwyższych spośród krajów UE – tak wynika z danych Eurostatu.

W drugiej połowie 2025 r. średnie ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych pozostają znacznie wyższe niż przed kryzysem energetycznym w 2022 r.

Wyrażone w standardzie wg siły nabywczej (PPS), ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych były najwyższe w Rumunii (49,52 euro za 100 kWh), Czechach (38,65 euro) i Polsce (37,15 euro). Najniższe ceny w oparciu o PPS odnotowano na Malcie (14,09 euro), na Węgrzech (15,10 euro) i w Finlandii (18,77 euro). 

Zaobserwowano znaczne wahania cen zgłaszanych przez kraje (bez PPS). Irlandia zgłosiła najwyższe ceny energii elektrycznej 40,42 euro za 100 kWh, Niemcy 38,69 euro i Belgia 34,99 euro. Z kolei najniższe ceny podano na Węgrzech (10,82 euro), na Malcie (12,82 euro) i w Bułgarii (13,55 euro). 

Eurostat podaje, że wzrost cen energii w 2025 r. był spowodowany wyższymi podatkami i opłatami, które wzrosły zarówno w ujęciu bezwzględnym (do 0,0837 euro za kWh w porównaniu z 0,0804 EUR za kWh w pierwszej połowie 2025 r.), jak i jako udział w rachunku końcowym.

– Niewielki spadek cen energii elektrycznej przed opodatkowaniem (giełda energii) został z nawiązką zrekompensowany wyższym opodatkowaniem konsumentów, co doprowadziło do umiarkowanego wzrostu cen końcowych płaconych przez konsumentów – podano w opracowaniu Eurostatu.

Co ciekawe: ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych gwałtownie wzrosły w drugiej połowie 2025 r. w Rumunii (+58,6 proc. w porównaniu z drugą połową 2024 r.), w Austrii (+34,3 proc.) i w Irlandii (+32,7 proc.). Z kolei spadki cen odnotował Cypr (o 14,7 proc.), Francja (o 12,5 proc.) i Dania (o 11,9 proc.).

Dla przypomnienia: skąd się biorą ceny energii elektrycznej?

 Z danych EEX, czyli European Energy Exchange, europejskiej giełdy energii z siedzibą w Lipsku (zajmująca się tworzeniem i obsługą rynków energii i powiązanych z nią produktów), wynika, że drożej niż u nas jest w Irlandii, Rumunii, Bułgarii, Chorwacji, Słowenii, na Węgrzech i w Słowacji. Ale nie dużo drożej. Spośród (niepełnej ich listy – brak w tym zestawieniu np. Portugalii) krajów europejskich najtaniej na giełdzie wypada Hiszpania — 56 euro za MWh.

Portugalczycy ma gęstą sieć rzek, uchodzących głównie do Oceanu Atlantyckiego. Są one kluczowe dla żeglugi, turystyki oraz gospodarki kraju. Portugalia ma też sporo zbiorników wodnych.

W Portugalii 80 proc. energii produkowane jest ze źródeł bezemisyjnych. Ale to nie są wiatraki i panele słoneczne jak w Polsce, lecz energetyka wodna. Elektrownie napędzane wodą dały Portugalczykom od stycznia do marca br. 44 proc. energii w systemie, lądowe farmy wiatrowe 31 proc., a słoneczne 5 proc. Energetyka wodna jest stabilna (chyba, że nastąpi susza). Elektrownie na gaz dały 15,8 proc. prądu. Elektrowni jądrowej Portugalia nie ma. Wysoki udział stabilnych mocy wodnych powoduje, że podatek ETS energetyki portugalskiej prawie nie dotyczy. Nie ma tam rynku mocy, więc elektrownie gazowe muszą wkalkulować w cenę czas, kiedy nie pracują, bo jest to nieopłacalne i działają po kilka godzin dziennie.

Nieznacznie droższą niż Portugalia energię ma Hiszpania, tzn. licząc średnią cen godzinowych od początku roku do 13 marca br. OZE stanowiły w tym roku 62 proc. hiszpańskiego mixu energetycznego, z czego wodne dały 20,5 proc., a wiatraki lądowe 28,5 proc. Na energetykę słoneczną przypadało 12 proc. Stabilizatorami niestabilnych OZE (wiatraków i fotowoltaiki) poza energetyką wodną były energetyka jądrowa (20 proc.) i gazowa (17,1 proc.).   

W Polsce bez dystrybucji i innych dodatków prąd kosztuje 61 gr brutto za kWh (wliczona akcyza) zgodnie z taryfą G11 URE. Do ceny energii dochodzą opłaty stałe: abonamentowa, sieciowa stała i mocowa, opłata zmienna dystrybucyjna, naliczana od kWh i opłata na budowę aktywów OZE, która wynosi 0,0073 za kWh i opłata kogeneracyjna, czyli opłata za inwestycje, które pozwolą z energii produkować ciepło. W ten sposób otrzymujemy cenę ok. 1,22 zł za kWh w gospodarstwie domowym.

Kluczowe dla państwa jest, jak dużo płacą za energię przedsiębiorstwa. Im taniej, tym tańszy chleb, towary, które wymagają chłodzenia, większość żywności. Im niższe koszty energii, tym lepiej rozwijać się przemysł energochłonny, stając się konkurencyjnym na międzynarodowym rynku przemysłu ciężkiego, materiałów budowlanych, chemikaliów.  

Najważniejsze z punktu widzenia wzrostu cen w Europie były ceny gazu ziemnego. Do 27 lutego br., w przeddzień ataku USA i Izraela na Iran ceny kontraktów holenderskich na gaz na giełdzie ICE wynosiły 32 euro za MWh. Po ataku cena sięgnęła 9 marca br. 60 euro, a 15 maja br. kurs to 47,92 euro.

Kraje mające energetykę opartą na OZE i stabilizowaną gazem ziemnym, odczuły nagły wzrost cen prądu. Polska w tym momencie przestała być najdroższa w Europie. Gaz zrobił się droższy niż węgiel z uwzględnieniem podatku ETS.

Skąd prąd w polskim gniazdku? Z węgla kamiennego i brunatnego. Węgiel kamienny wydobywany jest na Górnym Śląsku i na Lubelszczyźnie; węgiel brunatny wydobywany jest metodą odkrywkową w okolicach Bełchatowa (największa elektrownia w Europie), Turowa oraz Konina. Dwa inne użytkowane surowce energetyczne – ropę naftową i gaz ziemny – musimy w dużych ilościach sprowadzać z zagranicy.

W 2025 roku udział węgla w produkcji energii elektrycznej wyniósł około 53 procent. W okresach zimowych bywa wyższy. W styczniu 2026 r. energia z węgla kamiennego i brunatnego przekroczyła udział 66 procent.

Z wydobycia węgla kamiennego i tak do 2049 r. zrezygnujemy, głównie w związku z kosztami ETS i naszymi zobowiązaniami. Ale uwaga! To oficjalny harmonogram zakłada, że ostatnia kopalnia węgla kamiennego w Polsce zakończy działalność w 2049 r. Pełne odejście od węgla w energetyce może nastąpić około 2035 r. Powód: rosnące koszty wydobycia, presja unijnego systemu handlu emisjami (ETS), malejące zapotrzebowanie na węgiel ze strony elektrowni.

Energetyka wodna z łączną mocą elektrowni wodnych przepływowych ok. 937 MW, nie jest znaczącym udziałowcem naszego mixu energetycznego. Owszem, trzeba mieć góry ze spływem wody oraz np. silny wiatr od morza (oceanu). Ale od czego jest inżynieria wodna? Działają elektrownie wodne Żarnowiec, Porąbka-Żar i Solina-Myczkowce oraz elektrownia przepływowa we Włocławku. Elektrownia szczytowo-pompowa Rożnów II zacznie działać ok. 2033 r. Stawiamy też na (droższą) energetykę morską.

Energetyka jądrowa u nas zależna jest od kosztów i czasu budowy elektrowni atomowej. Z kolei SMR (ang. Small Modular Reactors), czyli zaawansowane małe reaktory modułowe, o mocy do 300 MW(e), to perspektywa być może kolejnej dekady po 2040 r. SMR-y działają już w ludowych Chinach i w Rosji, a intensywne ich programy rozwojowe prowadzą Stany Zjednoczone i Kanada. Czyżby więc, tak jak na rynku fotowoltaiki, europejskie firmy już straciły i w segmencie SMR na rzecz producentów z Azji?

(asg)