Polskie przedsiębiorstwa zmagają się z rosnącymi rachunkami za prąd. Zamiast o rozwoju, myślą o przetrwaniu. Z rąk wymyka się nam już nie tylko konkurencyjność, lecz także bezpieczeństwo gospodarcze. – Ponosimy gigantyczne koszty polityki klimatycznej, a energia powinna być przede wszystkim tania, dopiero potem zielona – apeluje przemysł.
- Biznes w Polsce jest coraz bardziej sfrustrowany rosnącymi kosztami energii. Ma też coraz silniejsze poczucie, że nasz kraj i cała UE, w pogoni za transformacją energetyczną, przegrywają walkę o konkurencyjność.
- Wysoki rachunek za prąd dobija też branże kluczowe dla bezpieczeństwa państwa, jak przemysł stalowy czy branża cementowa. Wspólnym mianownikiem w batalii o przetrwanie staje się dla nich walka o rewizję unijnego systemu ETS.
- Padają też inne propozycje, jak obniżyć koszty energii. Biznes apeluje m.in. o to, by do czasu, aż mocno oprzemy się na atomie, nie rezygnować z węgla. Czy te postulaty mają szansę doczekać się realizacji?
Nie tak to powinno wyglądać. Polski przedsiębiorca, zamiast wdrażać innowacje, inwestować w badania czy szukać przewag konkurencyjnych, co miesiąc z drżeniem rąk sprawdza fakturę za prąd. Droga energia zdominowała dyskusję o kondycji przemysłu nad Wisłą. Co więcej, stała się tematem stricte politycznym, z impetem wkraczając do debaty publicznej i na sejmowe korytarze.
Energetyczny kamień u szyi przedsiębiorstw
Nic w tym dziwnego – dane pokazują czarno na białym, jak potężny garb kosztów cen energii dźwigają dziś polskie firmy. Według raportu Forum Energii z kwietnia 2026 r. pt. „Rachunek za konkurencyjność”, w 2024 r. polskie przedsiębiorstwa energochłonne płaciły za prąd 166,9 euro/MWh, uwzględniając koszty zakupu, przesyłu oraz wszelkie niepodlegające odliczeniu podatki i opłaty. Cena ta była:
- o 25 proc. wyższa niż w Niemczech (133 euro/MWh);
- o 58 proc. wyższa niż w Danii (105,8 euro/MWh);
- o 113 proc. wyższa niż we Francji (78,4 euro/MWh).
Polski przemysł wpadł w energetyczną pułapkę. Oczywiście, koszty energii to tylko jeden z wielu elementów budujących pozycję rynkową przedsiębiorstw – obok m.in. kosztów pracy, dostępności odpowiednio wykwalifikowanej siły roboczej, innowacyjności czy odporności na zawirowania w globalnych łańcuchach dostaw. Faktem jest jednak, że jeszcze kilka, kilkanaście lat temu rachunki za prąd nie spędzały właścicielom firm snu z powiek. Dziś to ich główna bolączka – dotyczy to zarówno najmniejszych firm, jak i wielkich korporacji.
– W ciągu trzech ostatnich lat koszty energii w moim zakładzie wzrosły o 50–60 proc. – słyszymy od właściciela niewielkiej stolarni z Dolnego Śląska, który wykonuje meble na wymiar i elementy architektury ogrodowej dla klientów na terenie całego powiatu karkonoskiego. – I to właśnie na klientów przerzucam dużą część tych kosztów – przyznaje wprost nasz rozmówca.
Ze stolarni przenieśmy się do masarni. – W ostatnich latach wzrost cen energii stał się jednym z najpoważniejszych wyzwań kosztowych dla przedsiębiorstw sektora mięsnego – mówi portalowi Zero.pl Witold Choiński, prezes Związku Polskie Mięso. – Szczególnie trudny był okres gwałtownych wzrostów cen energii po 2021 r., kiedy wiele zakładów musiało mierzyć się z kilkukrotnym wzrostem kosztów energii elektrycznej i gazu.
– Obecnie sytuacja jest bardziej stabilna niż w okresie kryzysu energetycznego, jednak ceny energii nadal pozostają znacząco wyższe niż przed kryzysem – dodaje prezes Choiński. – Dla wielu zakładów, szczególnie małych i średnich przedsiębiorstw, oznacza to trwały wzrost kosztów prowadzenia działalności i dodatkową presję na rentowność.
Nastroje są dalekie od optymistycznych także w cementowniach. Stowarzyszenie Producentów Cementu (SPC) w przesłanym Zero.pl stanowisku podkreśla, że jednym z kluczowych czynników obniżających konkurencyjność przemysłu cementowego w Polsce jest koszt zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla w ramach mechanizmu EU ETS.
Pałac Prezydencki ma nowy pomysł na obniżkę kosztów energii. Znamy szczegóły
Cementownie to przykład wybitnie energochłonnego sektora przemysłu, podobnie jak hutnictwo czy przemysł chemiczny. Ale droga energia uderza też w branże o niższym zapotrzebowaniu na energię elektryczną.
– Dobrym przykładem skutków wysokich kosztów energii są branże meblarska i stolarki budowlanej – wskazuje Tomasz Janik, prezes Polskiego Towarzystwa Gospodarczego (PTG), zawodowo związany z branżą profili okiennych i drzwiowych. – Nie należą one do sektorów tradycyjnie energochłonnych, a mimo to od kilku lat coraz częściej wskazują ceny energii jako jeden z głównych czynników pogarszających ich konkurencyjność.
Efekty utraty pozycji rynkowej są aż nadto dostrzegalne. – Według danych branżowych wartość produkcji sprzedanej mebli w Polsce spadła w 2024 r. o ok. 4–5 proc., eksport zmniejszył się o 6 proc., rentowność sektora spadła do 5,2 proc., a zatrudnienie obniżyło się o ponad 13 proc. – wylicza Tomasz Janik.
– Jeżeli wysokie ceny energii zaczynają osłabiać konkurencyjność nawet takich branż jak meblarstwo czy stolarka okienna, które nie są zaliczane do przemysłów energochłonnych, to pokazuje skalę problemu dla całej gospodarki – kwituje prezes PTG. – W przypadku hutnictwa, chemii czy produkcji materiałów budowlanych wpływ ten jest jeszcze większy.
Dlaczego koszty energii dla przemysłu szybują?
Mechanizm napędzający wzrost kosztów energii dla przemysłu nad Wisłą jest bardzo złożony. Unijna polityka klimatyczna splata się w nim z czynnikami strukturalnymi. Według wyliczeń Warsaw Enterprise Institute (WEI) zaprezentowanych w raporcie pt. „W poszukiwaniu optymalnej polityki klimatycznej”, unijny system handlu uprawnieniami do emisji generuje dla polskiej gospodarki obciążenie rzędu 12,87 mld euro rocznie.
Bartosz Radzikowski, główny ekonomista PTG, stoi na stanowisku, że dyskusja o konkurencyjności polskiej gospodarki nie może pomijać wpływu ETS na ceny energii. W rozmowie z Zero.pl wyjaśnia, dlaczego.
– Rachunek, który przedsiębiorstwa płacą dziś za energię, składa się z dwóch podstawowych elementów – tłumaczy. – Pierwszy to koszt wytworzenia energii elektrycznej. Drugi to tzw. koszty pozaenergetyczne: systemowe, regulacyjne, wsparcia, polityki klimatycznej oraz podatki. W ostatnich latach właśnie ta druga grupa kosztów rośnie najszybciej, przez co coraz większa część rachunku za energię nie wynika bezpośrednio z kosztu produkcji samego prądu.
Ceny energii elektrycznej w wybranych krajach UE dla firm energochłonnych w 2024 r. (fot. Zero.pl / Forum Energii, Eurostat)
– Na cenę energii ogromny wpływ ma tzw. zasada merit order – dodaje Bartosz Radzikowski. – Polega ona na tym, że do systemu w pierwszej kolejności wchodzą najtańsze źródła energii danej chwili, natomiast cenę dla całego rynku wyznacza ostatnia, najdroższa MWh potrzebna do pokrycia zapotrzebowania. Wyłącznie z powodu mechanizmu regulacyjnego ETS, w Polsce są to najczęściej jednostki węglowe.
Innymi słowy, bloki węglowe – drogie z powodu rosnących kosztów wydobycia węgla oraz konieczności płacenia za emisję CO2 do atmosfery – „zarażają” swoimi obciążeniami finansowymi całą energię sprzedawaną na rynku, w tym energię pochodzącą z OZE.
– Jednocześnie rodzi się pytanie, dlaczego nie wyceniać energii po uśrednionej cenie wytwórczej zamiast po najwyższej? – zastanawia się Bartosz Radzikowski.
I dodaje: – ETS jest mechanizmem regulacyjnym tworzonym decyzjami politycznymi Unii Europejskiej. Skoro jego parametry są wynikiem decyzji politycznych, powinny również podlegać okresowej ocenie i reformom. Polska powinna aktywnie uczestniczyć w tej debacie, przedstawiając propozycje zmian uwzględniających strukturę energetyczną państw członkowskich oraz ich konkurencyjność gospodarczą.
ETS, czyli unijne jabłko niezgody
Reforma ETS-u leży już na stole. Komisja Europejska w połowie lipca ma przedstawić konkretną propozycję dotyczącą mechanizmu, który w debacie publicznej stał się niejako symbolem unijnej polityki klimatycznej. W jego ramach firmy energetyczne, przemysłowe, linie lotnicze i armatorzy kupują pozwolenia (EUA) na uwalnianie gazów cieplarnianych do atmosfery. Jedno uprawnienie odpowiada emisji jednej tony CO2 lub jego ekwiwalentu.
Ile to kosztuje? W 2025 r. średnia cena uprawnienia do emisji jednej tony CO2 oscylowała wokół 75 euro. Ale ponieważ jest to instrument sprzedawany na specjalnej platformie aukcyjnej (giełdzie EEX) dla krajów uczestniczących w systemie ETS, jego cena podlega wahaniom. Wystarczy spojrzeć na końcówkę maja br. Jak podaje Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami (KOBiZE) w raporcie z rynku CO2, między 21 a 29 maja ceny uprawnień wzrosły z ok. 73 euro do blisko 80 euro, osiągając najwyższe poziomy od kilku miesięcy.
Według KOBiZE wzrost ten prawdopodobnie wywołały przecieki o planach Komisji Europejskiej na lata 2026–2030 dotyczące przydziału darmowych uprawnień dla branż energochłonnych – część pozwoleń jest bowiem przyznawana przedsiębiorstwom w ramach darmowych pakietów. Rynek uznał, że takich darmowych uprawnień będzie niewiele, co potwierdzałoby twardy kurs w polityce klimatycznej Unii Europejskiej. Działa tu prosta zależność: mniej darmowych uprawnień EUA przekłada się na wyższe ceny na giełdzie EEX ze względu na zmniejszoną łączną podaż. Gdy firmy otrzymują mniej bezpłatnych pakietów, są zmuszone dokupywać brakujące pozwolenia na emisję na aukcjach. To podbija popyt i zwiększa cenę.
W jakim kierunku pójdzie reforma ETS? Zagraniczne media, w tym „Financial Times”, informowały w maju, że KE rozważa przedłużenie przydzielania bezpłatnych uprawnień do emisji firmom energochłonnym (w tym miejscu trzeba zaznaczyć, że darmowe uprawnienia zaczęły być stopniowo wycofywane w 2026 r. i według obowiązującej mapy drogowej mają zniknąć całkowicie w 2034 r.). Ale jest warunek: bezpłatne EUA przyznawane byłyby na dłuższe okresy niż dotychczas w zamian za inwestowanie na terenie UE.
Jednocześnie w kontekście zbliżającej się reformy ETS pojawiają się obawy, że zniknie Fundusz Modernizacyjny. Jest to unijny instrument finansujący m.in. rozwój OZE, budowę magazynów energii i modernizację sieci. Fundusz zasilany jest właśnie z opłat za uprawnienia do emisji CO2 wnoszonych przez energetykę i przemysł. Polska, z racji skali gospodarki i energetyki opartej na paliwach kopalnych, jest największym beneficjentem tych środków – według resortu klimatu i środowiska, od 2020 r. otrzymaliśmy z Funduszu Modernizacyjnego środki o łącznej wartości 53,5 mld zł.
Nasz kraj ma więc żywotny interes w tym, aby Fundusz Modernizacyjny nie został wygaszony. Będziemy o to walczyć wspólnie z 11 innymi krajami członkowskimi UE, które popierają nasze stanowisko. Jak przekonuje MKiŚ, zbudowana przez Warszawę koalicja daje Polsce „silną pozycję wyjściową” w zbliżającej się debacie o rewizji ETS. „Polska zabiega w Brukseli o dziesiątki miliardów, które odegrają fundamentalne znaczenie dla transformacji energetycznej i uniezależnienia Polski od importowanych paliw kopalnych w następnej dekadzie” – podkreśla resort kierowany przez Paulinę Hennig-Kloskę.
Zastąpienie węgla i gazu odnawialnymi źródłami energii oraz atomem ma nam zapewnić tańszy prąd – taki przekaz od dawna towarzyszy publicznej dyskusji o transformacji energetycznej. Ale czy tak jest na pewno? Przemysł od pewnego czasu alarmuje, że możemy wpaść w „zieloną pułapkę”.
Redukcja kosztów energii dzięki OZE – czy to tylko złudzenie?
W raporcie Polskiego Towarzystwa Gospodarczego pt. „Konkurencyjność czy transformacja? Nowa mapa energetyczna Polski” można znaleźć ciekawe zestawienie cen energii elektrycznej dla przedsiębiorstw w wybranych gospodarkach świata. Ceny te porównano, podając jednocześnie, jaki jest udział nOZE (czyli niestabilnych – bo zależnych od pogody – odnawialnych źródeł energii, takich jak energia słoneczna i wiatrowa) w miksie energetycznym tych krajów. W Polsce cena prądu dla firm w 2025 r. wyniosła 194 dol. za MWh przy udziale nOZE w miksie na poziomie 25 proc. W Niemczech firmy płaciły za prąd niewiele mniej, bo 185 dol. za MWh, chociaż miks energetyczny jest tam zdecydowanie bardziej „zielony”: udział nOZE wynosi aż 43 proc. Na identycznym poziomie jest udział nOZE w Hiszpanii, gdzie koszt energii dla firm wyniósł w 2025 r. 137 dol. za MWh.
Dla porównania PTG proponuje spojrzeć na gospodarcze potęgi z Azji, które w coraz większym stopniu i w coraz większej liczbie dziedzin rzucają wyzwanie Europie. W Chinach koszt energii dla firm w 2025 r. kształtował się na poziomie 117 dol. za MWh – przy udziale nOZE wynoszącym 18 proc. W Indiach było to 104 dol. za MWh przy udziale nOZE wynoszącym 11 proc.
Dane zebrane przez PTG pokazują zatem, że Chiny i Indie oferują energię dla przemysłu o 35–45 proc. tańszą niż kraje europejskie, bazując na mniejszym udziale niestabilnych źródeł odnawialnych. Z kolei w UE wysoki udział nOZE w miksie energetycznym nie gwarantuje niższych cen prądu dla przedsiębiorstw.
Z czego to wynika? Bartosz Radzikowski, główny ekonomista PTG, odwołuje się do sytuacji naszych zachodnich sąsiadów. – Warto spojrzeć na przykład Niemiec. To kraj zbliżony geograficznie do Polski, o dwukrotnie wyższym udziale odnawialnych źródeł energii, który mimo to nie uzyskał trwałej przewagi kosztowej w cenach energii względem innych gospodarek europejskich. Powód jest prosty – sama liczba zainstalowanych megawatów OZE, które są zależne od pogody, nie przesądza jeszcze o kosztach całego systemu elektroenergetycznego, które trafiają na rachunki odbiorców.
Chińczycy dalej średnio rozumieją, czego chcą Europejczycy. Ta premiera to dowód
– Warto też zapoznać się z wnioskami z ubiegłorocznego blackoutu w Hiszpanii i Portugalii – dodaje. – Raport ENTSO-E (Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej – red.) pokazał, że wraz ze wzrostem udziału źródeł zależnych od pogody rosną wymagania dotyczące stabilności i bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Nie wystarczy już tylko produkować energię – wszystkie źródła muszą aktywnie wspierać stabilną pracę sieci i brać odpowiedzialność za jej parametry.
– W debacie publicznej często koncentrujemy się na liczbie nowych instalacji OZE, a znacznie rzadziej rozmawiamy o pełnych kosztach systemowych: rozbudowie sieci, utrzymywaniu mocy rezerwowych czy mechanizmach wsparcia – uważa Bartosz Radzikowski. – To właśnie te koszty mają coraz większy wpływ na końcową cenę energii dla odbiorcy, jak np. opłata mocowa, która wynosi 219 zł za MWh dla przedsiębiorców.
Dodajmy w tym miejscu, że w przyjętym niedawno przez rząd Krajowym Planie na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK) nakłady na sieci elektroenergetyczne w latach 2026-2040 (w bardziej ambitnym scenariuszu, tzw. WAM) określone zostały na poziomie 521 mld zł. Modernizację i rozbudowę sieci wymusza transformacja energetyczna – nasza infrastruktura liczy bowiem kilkadziesiąt lat i była budowana z myślą o dużych elektrowniach węglowych, a nie o licznych, rozproszonych farmach wiatrowych i fotowoltaicznych.
– Nie chodzi o to, czy rozwijać OZE, ale o to, czy robić to w sposób zapewniający możliwie najniższy koszt dla gospodarki – przekonuje Bartosz Radzikowski. – W sytuacji wysokiego deficytu finansów publicznych i rekordowych wydatków na bezpieczeństwo państwa każda złotówka zaangażowana w transformację energetyczną powinna być oceniana pod kątem wpływu na konkurencyjność gospodarki.
Politycy zaczynają liczyć koszty transformacji
Wydaje się jednak, że rząd te koszty zaczyna kalkulować. Wskazywałaby na to wypowiedź ministra finansów i gospodarki, Andrzeja Domańskiego, na czerwcowym Kongresie Polska Chemia. – Ceny energii w Polsce muszą spadać – mówił Domański. Jak stwierdził, „nie potrzebujemy po tej pułapce węglowej na kolejne dekady wpadać w pułapkę wyższych cen energii generowanych przez inne źródła”. Zapewnił też, że jego resort – wspólnie z Ministerstwem Energii, Ministerstwem Klimatu i Środowiska oraz Ministerstwem Aktywów Państwowych – pracuje nad tym, żeby ceny energii w Polsce systematycznie spadały, zwłaszcza dla branż energochłonnych.
Tylko jak to zrobić? Przemysł ma swoje recepty. – Powinniśmy zacząć od określenia celu, ponieważ dyskusja o systemie elektroenergetycznym jest dziś odwrócona – uważa Bartosz Radzikowski. – Rozmawiamy głównie o technologiach, mocach zainstalowanych czy emisjach CO2, a pomijamy cenę energii, którą finalnie płaci przedsiębiorca. Tymczasem to właśnie cena energii decyduje o konkurencyjności przemysłu.
– Nie ulega wątpliwości, że przemysł w Polsce nie powinien tyle płacić za prąd – mówi Zero.pl Michał Hetmański, prezes zarządu Fundacji Instrat. – Dlatego apeluje on w istocie o to, co już dostał przemysł niemiecki czy nawet bułgarski. Tam przedsiębiorstwa zagwarantowały sobie legalną pomoc publiczną dla zakupu energii po niższych cenach.
– Niemiecki minister finansów będzie wydawał co roku 2 mld euro na swój przemysł – a u nas minister Domański nie potrafi się zdecydować na to, by oddać polskim firmom energochłonnym niecałe 2 mld zł – zauważa Michał Hetmański. – W tym przypadku nie Unia jest winna. Problem leży w tym, że nasz rząd nie potrafi odpowiednio wykorzystać środków, jakie wpływają ze sprzedaży uprawnień ETS do budżetu państwa, tak, aby ułatwić funkcjonowanie branżom o wysokiej energochłonności.
Przypomnijmy, że budżet państwa zarabia na sprzedaży uprawnień ETS – w 2025 r. wpływy do państwowej kasy z tego tytułu są szacowane na 15–18 mld zł. Chociaż przepisy UE nakazują od 2023 r. inwestowanie wszystkich środków z aukcji uprawnień w zieloną transformację (wcześniej połowę), realna praktyka budżetowa bywa daleka od tych założeń.
W oczekiwaniu na atom pomoże nam węgiel?
PTG proponuje, aby strategicznym celem było osiągnięcie poziomu 300 zł za MWh dla odbiorców. Przy obecnym kursie byłoby to ok. 80 dol. za MWh (przypomnijmy – według raportu PTG, w 2025 r. polski przemysł płacił za energię średnio 194 dol. za MWh). Przedsiębiorcy podnoszą też, że energia powinna być najpierw tania, a dopiero później zielona.
– Eksperci branży energetycznej wskazują, że do czasu uruchomienia energetyki jądrowej Polska powinna wykorzystywać istniejące stabilne źródła wytwórcze oraz inwestować w nowoczesne, bardziej efektywne jednostki (przykład bloku Kozienice), które pozwolą utrzymać bezpieczeństwo dostaw energii – mówi Bartosz Radzikowski.
Blok Kozienice, do którego odnosi się główny ekonomista PTG, to nowoczesny blok energetyczny o mocy 1075 MW, opalany – uwaga – węglem kamiennym. Pracuje w technologii nadkrytycznej, dzięki czemu emisja CO2 w przeliczeniu na jednostkę energii jest o ok. 25 proc. niższa niż w tradycyjnych elektrowniach węglowych.
– Zamiast narzucać wszystkim ten sam model, warto pomyśleć o europejskiej strategii energetycznej – proponuje Bartosz Radzikowski. – Państwa o najlepszych warunkach dla OZE mogłyby specjalizować się w rozwoju energetyki odnawialnej, natomiast kraje takie jak Polska mogłyby rozwijać stabilne źródła energetyki węglowej, zapewniające bezpieczeństwo energetyczne Europie, co mogłoby obejmować współpracę regionalną z Niemcami – Polska i Niemcy to dwa kraje o największych zasobach węgla w Europie, posiadające łącznie 6 proc. zasobów światowych.
– Celem powinien być nie jeden model transformacji energetycznej dla wszystkich, ale wspólny europejski system zapewniający bezpieczeństwo dostaw i konkurencyjne ceny energii dla gospodarki europejskiej – przekonuje.
Michał Hetmański z Fundacji Instrat ma poważne wątpliwości. – Niestety, marzenia o renesansie energetyki opartej na węglu to bajki. Nie ma już w Polsce konkurencyjnego górnictwa. Wydobycie węgla ze śląskich kopalń kosztuje dziś ok. 1000 zł za tonę ze względu na uwarunkowania geologiczne i niskie wykorzystanie mocy produkcyjnych. Gdyby nie było ETS-u, też by tyle kosztowało bez dopłat. A gdybyśmy z kolei chcieli otworzyć nową kopalnię na Polesiu, to wydobycie Bogdanki (kopalnia w Lubelskim Zagłębiu Węglowym, w pobliżu Łęcznej – red.) wzrosłoby z 8 do 10 mln ton rocznie. Taka ilość ledwo obsłużyły nowy blok w Kozienicach, który stanowi 5 proc. mocy dyspozycyjnej i mniej niż 2 proc. całej mocy w systemie.
– Do tego dochodzi kwestia bezpieczeństwa – jak wyobrażamy sobie budowę kopalni przy wschodniej granicy, skoro tam latają teraz rakiety? – pyta retorycznie Hetmański. – Nie można opierać energetyki 20. gospodarki świata na inwestycji w tak newralgicznym regionie. Pozostaje też pytanie, kto miałby nam wybudować nowy blok nadkrytyczny. Musielibyśmy ściągnąć tutaj Turków albo Chińczyków, bo nie ma już polskiego budowniczego, czyli firmy Rafako. Węgiel to technologia, w której wbrew pozorom mamy coraz mniejszy local content (udział komponentu krajowego – red.). Młodzi ludzie nie chcą pracować w kopalniach i elektrowniach; kwestia czasu, aż wpuścimy tu więcej pracowników z Ukrainy.
Firma Rafako, o której mówi Michał Hetmański, przez wiele lat zajmowała pozycję europejskiego lidera w generalnym wykonawstwie bloków energetycznych. W 2024 r. spółka z Raciborza wystąpiła z wnioskiem o upadłość.
– Niestety, trzeba to jasno powiedzieć górnikom i energetykom, że historia węgla w Polsce się skończyła – nawet na Lubelszczyźnie – kwituje prezes Fundacji Instrat.
Wysoki rachunek za energię – więcej niż biznes
Jedno nie ulega wątpliwości: konkurencyjne ceny energii to dzisiaj być albo nie być dla firm w Polsce. Ale nie chodzi tylko o biznes. Stawką jest też bezpieczeństwo, o które przecież tak zabiegamy – wykracza ono daleko poza same nakłady na sprzęt wojskowy.
Kwestię tę podnosi m.in. Stowarzyszenie Producentów Cementu. Zrzeszone w nim firmy w stanowisku przesłanym Zero.pl podkreślają, że Polska – będąc filarem wschodniej flanki NATO – musi mieć zagwarantowane dostawy krajowego cementu, nie tylko dla budownictwa infrastrukturalnego czy mieszkaniowego, ale przede wszystkim na potrzeby inwestycji w obronność i bezpieczeństwo Polski.
Z wyliczeń SPC wynika, że w ciągu najbliższych 10 lat do realizacji tego rodzaju inwestycji – Tarczy Wschód, budowy schronów czy bunkrów – będzie potrzeba ok. 3 mln ton cementu. Energochłonna produkcja cementu jest też kluczowa dla realizacji polskiej elektrowni jądrowej na Pomorzu, której budowa ma się rozpocząć już w 2028 r. Tu zapotrzebowanie jest szacowane na ponad 1 mln m sześc. cementu.
– Wobec tak szeroko zakrojonego programu inwestycyjnego, w tym na rzecz obronności i bezpieczeństwa, rośnie rola cementu jako materiału o znaczeniu strategicznym – zauważa Mariusz Adamek, prezes zarządu Cement Ożarów.
Branża przywołuje wyliczenia firmy konsultingowej EY, według której producenci cementu w Polsce tylko w 2021 r. zakupili uprawnienia do emisji CO2 za ponad 224 mln zł. W tym kontekście wskazuje, że uwzględnienie produkcji na rzecz obronności w ramach reformy ETS to postulat Polski w rozmowach z Brukselą.
Produkcja na rzecz obronności to nie tylko cement, ale też stal. W 2024 r. głośnym echem odbiło się zamknięcie koksowni ArcelorMittal Poland w Krakowie. Powód? Ceny koksu – kluczowego surowca w procesie wytwarzania stali – spadły poniżej kosztów jego produkcji. A koszty te windowane były przez ceny energii.
Jednocześnie zarówno branża cementowa, jak i stalowa zmagają się z napływem produkcji spoza UE. Ceny importu są niższe, bo producenci z krajów trzecich nie ponoszą kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2. Stowarzyszenie Producentów Cementu wskazuje, że taka sytuacja uderza wprost w finanse państwa. „Cementownie są kluczowymi pracodawcami, płatnikami podatków i aktywnymi uczestnikami życia samorządów w Polsce. Uwzględniając łańcuch dostaw, branża zapewnia ponad 24 tys. miejsc pracy, a rocznie odprowadza do polskiego budżetu ponad 3 mld zł w formie różnych podatków” – podkreśla w oświadczeniu SPC.
Bezpieczeństwo państwa to także bezpieczeństwo żywnościowe. W tym miejscu wracamy do prezesa Związku Polskie Mięso, Witolda Choińskiego, który mówi wprost: – Kluczowe jest, aby polityka energetyczna państwa uwzględniała specyfikę przemysłu spożywczego, który odpowiada za bezpieczeństwo żywnościowe kraju i jednocześnie konkuruje na wspólnym rynku europejskim z producentami z państw, gdzie koszty energii mogą być bardziej przewidywalne lub niższe.
Prezes Choiński dodaje, że jego branża nie korzysta obecnie z dedykowanego, stałego systemu wsparcia w zakresie kosztów energii. – Sektor mięsny od lat podkreśla potrzebę stworzenia stabilnych i przewidywalnych warunków prowadzenia działalności, w tym zapewnienia przedsiębiorstwom dostępu do konkurencyjnych cen energii – zauważa.
Kryzys konkurencyjności – nie tylko w Polsce, ale też w całej UE – sprawił, że strukturalne wady systemu ETS zaczynają być dostrzegane przez polityków. Pojawia się presja polityczna na Brukselę. Przykładem są słowa Emmanuela Macrona na Europejskim Szczycie Przemysłowym w Antwerpii w lutym br. – Europa nie może pozwolić sobie na sytuację, w której wysokie ceny energii podważają konkurencyjność jej przemysłu – mówił prezydent Francji.
– Konieczna jest aktywna dyskusja o reformie systemu ETS i wpływie polityki klimatycznej na konkurencyjność europejskiego przemysłu – mówi Bartosz Radzikowski. – W krótkim terminie część wpływów ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2 mogłaby być przeznaczana na ograniczanie kosztów energii ponoszonych przez przedsiębiorstwa. W średnim terminie Polska powinna aktywnie uczestniczyć w reformie ETS. W długim terminie Europa powinna rozpocząć szerszą debatę o tym, jak utrzymać globalną konkurencyjność gospodarczą oraz bezpieczeństwo energetyczne.