Opłata OZE w górę o 109 proc., mocowa o 54 proc.

Polska ma trzeci najdroższy prąd w Unii,

a Dolna Odra wyłączyła ostatnie bloki węglowe

Cena samej energii w taryfach spadła od stycznia do 495,16 zł za MWh, a rachunek i tak urósł o 3 proc. Opłata OZE poszła w górę z 3,50 do 7,30 zł/MWh, mocowa z 11,14 do 17,18 zł miesięcznie, dystrybucja o 7,6 proc. Eurostat: po uwzględnieniu siły nabywczej płacimy trzeci najwyższy rachunek w UE.

Redakcja HOTNEWS.pl 7 września, hotnews.pl/polska/ceny-pradu-ets-oplata-oze-mocowa-dolna-odra

Od 1 stycznia 2026 r. nie ma już mrożenia cen energii. Urząd Regulacji Energetyki zatwierdził taryfy ze średnią ceną 495,16 zł netto za MWh — o około 14 proc. niższą niż kwartał wcześniej i poniżej mrożonego pułapu 500 zł. Cena prądu spadła. Rachunek za prąd wzrósł.

Dla gospodarstwa w taryfie G11, zużywającego 1,8 MWh rocznie, miesięczna kwota jest wyższa o około 3 proc. To, co potaniało, jest bowiem tylko połową rachunku — a druga połowa podrożała mocniej.

Co naprawdę urosło na rachunku

• energia czynna — z 500 do 495,16 zł netto za MWh, w dół o 1 proc.
• opłata OZE — z 3,50 do 7,30 zł za MWh, w górę o 109 proc.
• opłata mocowa — przy zużyciu 1,2–2,8 MWh rocznie z 11,14 do 17,18 zł miesięcznie, w górę o 54 proc.
• dystrybucja — w górę o 7,6 proc. dla gospodarstw domowych, o 9,36 proc. w taryfach operatorów

Przy zużyciu 1800 kWh rocznie sama opłata mocowa jest więc droższa o blisko 80 zł w skali roku, a energia potaniała o niecałe 9 zł.

Trzeci najdroższy prąd w Unii

W cenach nominalnych Polska nie wygląda źle — najdrożej płacą Irlandczycy, Niemcy i Belgowie. Taki ranking mówi jednak o cenniku, a nie o tym, ile ten cennik zabiera z domowego budżetu. Eurostat liczy więc cenę w standardzie siły nabywczej (PPS), w relacji do dochodów. W drugim półroczu 2025 r. drożej niż w Polsce (37,15 PPS za 100 kWh) było tylko w Rumunii i Czechach. Bogatszy Niemiec płaci w euro więcej, ale oddaje mniejszą część tego, co zarabia.

W Indiach 22 grosze za kWh, w Chinach 29 groszy, w Polsce ponad złotówka

Średnia światowa cena dla gospodarstw domowych to około 0,52 zł za kWh, w Europie 0,97 zł, w Azji 0,33 zł. Gospodarstwo domowe w Chinach płaciło w kwietniu 2026 r. 0,532 juana, czyli 29 groszy. W Indiach średnia taryfa domowa wynosi około 5,5 rupii za jednostkę, czyli 22 grosze — od 10 groszy w Tamilnadu do 35 groszy w Karnatace (przeliczenia po kursach NBP z 4 września 2026 r.).

Polskie gospodarstwo w taryfie G11 płaci około 1,24 zł brutto za kWh po zsumowaniu energii, dystrybucji, opłat i VAT-u. Ponad cztery razy tyle co w Chinach i blisko sześć razy tyle co przeciętnie w Indiach.

Różnica w cenie nie bierze się z lepszej technologii, tylko z decyzji administracyjnej: taryfy są tam regulowane, a przemysł dopłaca do gospodarstw domowych. Koszt nie znika — przenosi się na zadłużone spółki dystrybucyjne.

Twardsza jest druga różnica: żaden z tych krajów nie dolicza do ceny prądu kosztu uprawnień do emisji. Pekin w ubiegłym roku oddał do użytku 78 GW nowych mocy węglowych — najwięcej od dekady.

Ile w rachunku kosztuje CO2

Prawo do wyemitowania tony CO2 w unijnym systemie handlu emisjami (ETS) kosztowało 29 sierpnia 2026 r. 82,48 euro, czyli po kursie NBP 356 zł. Blok węglowy emituje na megawatogodzinę 0,9–1,1 tony, więc dokłada do kosztu wytworzenia 320–390 zł na każdej MWh.

Stąd liczba krążąca w debacie: ETS to około 62 proc. ceny prądu. Jest prawdziwa, ale dotyczy składnika energii, nie całego rachunku. W koszcie bloku węglowego, który przez większość godzin wyznacza cenę na giełdzie, uprawnienia to dwie trzecie i więcej; w całym rachunku — około jednej piątej do jednej trzeciej. Polski miks nie potrafi tego kosztu ominąć: emituje 0,666 tony CO2 na MWh wobec 0,251 tony średnio w Europie.

Pieniądze z aukcji wracają zresztą do kraju — w 2026 r. ma to być 20,5 mld zł — ale ze 138 mld zł uzyskanych dotąd 98,7 proc. nie poszło na cele klimatyczne, tylko do budżetu ogólnego.

Zielone inwestycje: opłaty rosną szybciej, niż tanieje energia

Fotowoltaika faktycznie zbija ceny hurtowe w godzinach okołopołudniowych, czasem do zera — ale tylko od wiosny do wczesnej jesieni, najmocniej w kwietniu i maju. W grudniu i styczniu efektu nie ma w ogóle, a właśnie wtedy system jest najbardziej obciążony. Do rachunku ta sezonowa obniżka i tak nie dociera — pochłaniają ją koszty, których bez tej produkcji by nie było:

• redysponowanie, czyli przymusowe wyłączanie instalacji — w 2025 r. około 1,3 TWh, do połowy czerwca 2026 r. kolejne 731 GWh; ponad 70 proc. przypada na fotowoltaikę
• rekompensaty za te wyłączenia — blisko 58 mln zł do lipca 2026 r., dwa razy więcej niż przez cały poprzedni rok
• koszty niezbilansowania rynku — 0,75 mld zł w 2025 r., prognozowane 1,18 mld zł w 2026 r.
• opłata mocowa (+54 proc.) i dystrybucja (+7,6 proc.) — te same pozycje z rachunku: rezerwa dla źródeł zależnych od pogody i przebudowa sieci pod rozproszone instalacje

Najlepszy przykład to morskie farmy wiatrowe: w aukcji z grudnia 2025 r. zakontraktowano 9,3 GW po 476–492 zł za MWh przy średniej cenie rynkowej 446,30 zł. Różnicę dopłaca odbiorca.

To nie jest argument przeciwko budowaniu farm, tylko przeciwko obietnicy, że rachunek od tego spadnie. W okresie inwestycyjnym wsparcie, rezerwa, bilansowanie i sieć obciążają taryfę.

Dolna Odra: 908 MW wyłączone, 1366 MW gazu w zamian

31 sierpnia 2026 r. zakończyły pracę bloki 6 i 7 Elektrowni Dolna Odra w Nowym Czarnowie pod Gryfinem; bloki 5 i 8 wygaszono na koniec 2025 r. Każdy miał 225 MW, więc z systemu ubyło 908 MW mocy węglowej.

PGE GiEK przedłużyło wcześniej pracę ostatnich bloków o osiem miesięcy, żeby zachować gotowość na zimę. Powodem wygaszenia były rosnące koszty remontów po pięćdziesięciu latach pracy przy spadającym wykorzystaniu: produkcja węglowa była tu w 2025 r. o około 60 proc. niższa niż rok wcześniej.

Moc nie zniknęła bez zastępstwa: w październiku 2024 r. w tej samej lokalizacji uruchomiono dwa bloki gazowo-parowe po 683 MW — razem największą elektrownię gazową w kraju. Powstają kolejne: blok szczytowy 600 MW, ciepłownia 140 MW i magazyn energii 400 MW.

Zamiana węgla na gaz obniża emisję o mniej więcej połowę i zmniejsza koszt uprawnień, ale nie uniezależnia ceny prądu od paliwa kopalnego — przenosi ją z krajowego węgla na importowany gaz, którego notowania ustala rynek poza Polską.

Harmonogramy są znane: Bełchatów, Turów i większość bloków Tauronu zaczną znikać po 2030 r. Za każdym razem równanie jest to samo: ubywa mocy sterowalnej, przybywa zależnej od pogody, a różnicę trzeba zabezpieczyć gazem, magazynami albo importem. Każda z tych odpowiedzi ma swoją pozycję w taryfie i żadna nie jest tą, w której cena spada.

Źródła: URE — taryfy 2026, WNP — rachunki 2026, Gramwzielone — opłata mocowa, Gramwzielone — niezbilansowanie, Rzeczpospolita — Eurostat, WNP — offshore, PortalTechnologiczny — Dolna Odra, WNP — PGE GiEK, Global Energy Monitor, PAP Biznes — EU ETS, Polskie Radio 24 — ETS, NBP — kursy

AI