Według danych Eurostatu z drugiej połowy 2025 roku, najtańszą energię elektryczną dla odbiorców przemysłowych w Unii Europejskiej miała Finlandia – 7,48 euro za 100 kilowatogodzin, czyli zaledwie jedną trzecią średniej unijnej wynoszącej 18,37 euro. W segmencie gazu ziemnego prym wiodą Portugalia i Hiszpania z cenami 35–40 euro za megawatogodzinę, podczas gdy Polska i Niemcy plasują się w ogonie zestawienia z poziomami sięgającymi 60–70 euro za MWh.
Koszty energii elektrycznej i gazu ziemnego odgrywają kluczową rolę w kształtowaniu konkurencyjności europejskiego przemysłu, szczególnie w sektorach energochłonnych, takich jak hutnictwo, przemysł chemiczny, produkcja nawozów, szkła, papieru czy cementu. W tych branżach energia stanowi niekiedy 20–40 procent całkowitych kosztów operacyjnych, co oznacza, że różnica w cenie o 10–20 euro za megawatogodzinę może decydować o opłacalności całego zakładu produkcyjnego.
Po kryzysie energetycznym z lat 2022–2023, wywołanym rosyjską inwazją na Ukrainę i gwałtownym wzrostem cen gazu oraz uprawnień do emisji CO₂, Unia Europejska weszła w fazę stopniowej stabilizacji rynków. Rok 2025 przyniósł pewną ulgę – średnie ceny energii elektrycznej dla odbiorców niebędących gospodarstwami domowymi w drugiej połowie 2025 roku wyniosły 18,37 euro za 100 kWh, co oznaczało spadek o 3,5 procent w porównaniu z pierwszą połową roku.
Ranking krajów UE według cen dla przemysłu w drugiej połowie 2025 roku
Najbardziej aktualne dane Eurostatu, obejmujące okres od lipca do grudnia 2025 roku, dają jasny obraz tego, które państwa Unii Europejskiej oferują przemysłowi najtańszą energię elektryczną. Liderem zestawienia jest Finlandia, gdzie cena za 100 kilowatogodzin wyniosła 7,48 euro. Wynik ten umocnił Finlandię na pozycji lidera niskich cen, ponieważ jeszcze w pierwszej połowie 2025 roku cena ta wynosiła około 8,04 euro, co oznaczało dalszy spadek o około 7 procent w ciągu pół roku.
Na drugim miejscu znalazła się Szwecja, gdzie przemysł płacił 9,70 euro za 100 kWh, co również stanowiło spadek w porównaniu z pierwszym półroczem, gdy cena oscylowała wokół 10–11 euro. Trzecie miejsce pod względem najniższych cen energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych przypadło Danii, gdzie cena wyniosła 10,84 euro za 100 kWh. Na kolejnych pozycjach uplasowały się Belgia (11,72 euro), Holandia (12,20 euro) oraz Francja (12,30 euro).
Warto odnotować, że Francja, która dzięki swojej rozwiniętej energetyce jądrowej przez lata znajdowała się w ścisłej czołówce najtańszych krajów, w 2025 roku nieco straciła na rzecz państw nordyckich, ale wciąż pozostaje w gronie państw o relatywnie niskich kosztach. Średnia unijna dla odbiorców przemysłowych wyniosła w drugiej połowie 2025 roku 18,37 euro za 100 kWh, co oznaczało spadek o 3,5 procent w stosunku do pierwszej połowy roku. Wartość ta była jednak silnie zawyżana przez kraje o najwyższych cenach.
Najdroższą energię elektryczną dla przemysłu w tym okresie oferowała Irlandia (25,52 euro za 100 kWh), przed Cyprem (24,29 euro) oraz Niemcami (22,64 euro). Polska, która w poprzednich latach często znajdowała się w górnej części zestawienia, w drugiej połowie 2025 roku uplasowała się w okolicach średniej unijnej lub nieco powyżej niej, w zależności od stosowanej metodologii i uwzględnienia rekompensat dla przemysłu.
Patrząc na dane z nieco szerszej perspektywy, w pierwszej połowie 2025 roku najwyższe ceny energii elektrycznej dla przemysłu odnotowano w Niemczech – 38,35 euro za 100 kWh, następnie w Belgii – 37,60 euro, oraz we Włoszech – 35,50 euro. Były to wartości znacznie przewyższające średnią unijną, która w tamtym okresie wynosiła 28–30 euro za 100 kWh. Spadek cen w drugiej połowie roku był więc szczególnie widoczny w krajach, które wcześniej borykały się z ekstremalnie wysokimi kosztami.
Przewaga nordycka jako źródło tanich cen
Przewaga Finlandii i Szwecji w rankingu najtańszej energii elektrycznej dla przemysłu wynika przede wszystkim z ich wyjątkowego miksu energetycznego, który opiera się na trzech filarach: energetyce wodnej, jądrowej i wiatrowej. Kraje nordyckie od dziesięcioleci inwestują w elektrownie wodne, które zapewniają tanią, stabilną i elastyczną energię elektryczną. W Szwecji energetyka wodna odpowiada za około 40 procent produkcji energii elektrycznej, podczas gdy w Finlandii udział ten jest nieco niższy, ale uzupełniany przez nowoczesne elektrownie jądrowe.
W tym kontekście kluczowe znaczenie ma oddana do użytku w 2023 roku elektrownia jądrowa Olkiluoto 3, która znacząco zwiększyła podaż taniej energii w Finlandii, a także dynamicznie rozwijająca się energetyka wiatrowa, zarówno lądowa, jak i morska. W 2025 roku wiatr i słońce wygenerowały rekordowe 30 procent energii elektrycznej w UE, po raz pierwszy w historii wyprzedzając paliwa kopalne – a kraje nordyckie były jednymi z liderów tego procesu.
Wysoki udział źródeł zeroemisyjnych w miksie energetycznym Finlandii i Szwecji oznacza, że ceny hurtowe energii elektrycznej w tych krajach są znacznie mniej podatne na wahania cen paliw kopalnych (gazu ziemnego, węgla) oraz na wzrost cen uprawnień do emisji CO₂ w systemie EU ETS. Podczas gdy w krajach takich jak Polska czy Niemcy, gdzie węgiel i gaz wciąż odgrywają istotną rolę, ceny energii są silnie skorelowane z cenami uprawnień do emisji, w Finlandii i Szwecji wpływ ETS na końcową cenę energii jest znacznie mniejszy. Dodatkowo, kraje nordyckie są połączone ze sobą rozbudowaną siecią przesyłową (Nord Pool), co pozwala na efektywny przepływ energii między regionami i wykorzystanie lokalnych nadwyżek taniej energii wodnej i wiatrowej.
Energetyka jądrowa jako czynnik stabilizacji, ale nie najniższych cen
Francja, która przez dekady była synonimem taniej energii elektrycznej dla przemysłu dzięki dominacji energetyki jądrowej (obecnie około 65–70 procent produkcji energii elektrycznej), w 2025 roku utrzymała swoją pozycję w gronie państw o relatywnie niskich kosztach, ale nie zdołała dogonić liderów nordyckich. Cena energii elektrycznej dla przemysłu we Francji wyniosła w drugiej połowie 2025 roku około 12,30 euro za 100 kWh, co jest wartością wyższą niż w Finlandii (7,48 euro) i Szwecji (9,70 euro), ale wciąż niższą niż średnia unijna (18,37 euro) i znacznie niższą niż w Niemczech (22,64 euro).
Przyczyny, dla których francuska energia nie jest jeszcze tańsza, są złożone. Po pierwsze, francuski park jądrowy jest w dużej mierze przestarzały – wiele reaktorów wymaga kosztownych remontów i przedłużania żywotności, co podnosi koszty wytwarzania. Po drugie, francuski regulator energii (CRE) w ostatnich latach zmuszony był podnosić taryfy regulowane dla odbiorców przemysłowych, aby pokryć rosnące koszty utrzymania i modernizacji elektrowni jądrowych. Po trzecie, model sprzedaży energii jądrowej po regulowanej cenie (tzw. Arenh – Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique), który zapewniał przemysłowi dostęp do taniej energii, jest stopniowo wygaszany, co prowadzi do wzrostu cen dla nowych kontraktów.
Mimo tych wyzwań, Francja wciąż oferuje przemysłowi energię elektryczną po cenach znacznie niższych niż sąsiednie Niemcy czy Włochy, co czyni ją atrakcyjną lokalizacją dla inwestycji energochłonnych. Przemysł francuski korzysta ponadto z systemu rekompensat kosztów pośrednich emisji CO₂, które dodatkowo obniżają realne koszty energii dla najbardziej wrażliwych sektorów. Jednak aby zbliżyć się do poziomów nordyckich, Francja potrzebowałaby zarówno szybszej modernizacji floty jądrowej, jak i większego rozwoju tanich OZE, zwłaszcza morskiej energetyki wiatrowej, która wciąż jest w fazie początkowej.
Niskie ceny gazu jako atut przemysłowy
Podczas gdy w przypadku energii elektrycznej prym wiodą kraje nordyckie, w segmencie gazu ziemnego dla przemysłu pozycja liderów wygląda zupełnie inaczej. Hiszpania i Portugalia oferują przemysłowi gaz po cenach znacznie niższych niż średnia unijna. W 2025 roku ceny gazu ziemnego dla odbiorców przemysłowych w Portugalii i Hiszpanii oscylowały w przedziale 35–40 euro za megawatogodzinę, podczas gdy średnia unijna wynosiła około 50–55 euro, a w krajach Europy Środkowo-Wschodniej, w tym w Polsce, ceny sięgały 60–70 euro, a nawet więcej.
Główną przyczyną tej dysproporcji jest infrastruktura. Hiszpania i Portugalia posiadają rozbudowane terminale LNG (skroplonego gazu ziemnego) oraz połączenia z Afryką Północną, co pozwala im na import gazu z wielu źródeł, w tym ze Stanów Zjednoczonych, Nigerii, Kataru i Algierii. Co kluczowe, Półwysep Iberyjski posiada bardzo ograniczone połączenia gazociągowe z resztą Europy – jedynie dwa małe interkonektory przez Pireneje (o przepustowości około 7 miliardów metrów sześciennych rocznie), co czyni go swoistą „wyspą gazową”.
W praktyce oznacza to, że ceny gazu na rynkach hiszpańskim i portugalskim są w dużej mierze odizolowane od wahań na europejskim rynku referencyjnym TTF (Title Transfer Facility) w Holandii, na którym notowane są ceny dla większości Europy Środkowej i Zachodniej. Kiedy ceny TTF gwałtownie rosną (jak miało to miejsce w latach 2022–2023 i ponownie w 2025 roku w związku z kryzysem na Bliskim Wschodzie), ceny na Półwyspie Iberyjskim rosną znacznie mniej, ponieważ region ten ma dostęp do alternatywnych źródeł dostaw.
Przemysł w Hiszpanii i Portugalii korzysta ze stabilnych i przewidywalnych cen gazu, co jest szczególnie istotne dla sektorów takich jak przemysł chemiczny, produkcja nawozów, szkła, ceramiki czy rafinacja. Są one silnie uzależnione od tego surowca zarówno jako paliwa, jak i surowca do produkcji. Co więcej, Hiszpania rozwija w szybkim tempie odnawialne źródła energii, zwłaszcza fotowoltaikę i lądową energetykę wiatrową, co przekłada się również na spadek cen energii elektrycznej w godzinach szczytowej produkcji OZE.
Niskie koszty w Europie Wschodniej
W Europie Środkowo-Wschodniej i Wschodniej sytuacja cenowa jest bardziej zróżnicowana. Bułgaria przez lata należała do państw o najniższych cenach energii elektrycznej dla przemysłu w UE, głównie ze względu na rozwiniętą energetykę jądrową (elektrownia w Kozłoduju) oraz stosunkowo niskie koszty pracy i utrzymania infrastruktury. Jednak po rosyjskiej inwazji na Ukrainę i gwałtownych wzrostach cen surowców energetycznych, Bułgaria doświadczyła znaczących podwyżek, choć wciąż utrzymuje się poniżej średniej unijnej. Ceny energii elektrycznej dla przemysłu w Bułgarii w 2025 roku oscylowały w okolicach 12–15 euro za 100 kWh, co stawiało ją w gronie państw o stosunkowo niskich kosztach.
Sytuacja państw bałtyckich – Estonii, Łotwy i Litwy – jest bardziej złożona. Kraje te w lutym 2025 roku ostatecznie odłączyły się od postsowieckiego systemu elektroenergetycznego BRELL (zintegrowanego z rosyjską siecią) i zsynchronizowały swoje sieci z kontynentalnym systemem europejskim (CENELEC). Proces ten, choć długo oczekiwany i wzmacniający bezpieczeństwo energetyczne regionu, wiązał się z przejściowymi wahaniami cen.
W Estonii na początku 2025 roku ceny energii gwałtownie wzrosły – średnia cena za megawatogodzinę wynosiła 126 euro w jednym tygodniu, by po kilku dniach wzrosnąć do 191 euro, co było efektem zarówno odłączenia od rosyjskiej sieci, jak i ogólnounijnego wzrostu cen gazu. Łotwa i Litwa odnotowały podobne, choć nieco mniej gwałtowne skoki cen. W dłuższej perspektywie państwa bałtyckie dążą do uniezależnienia się od importu energii i rozwijają odnawialne źródła, zwłaszcza energetykę wiatrową na lądzie i morzu, co może w przyszłości obniżyć ceny dla przemysłu.
Wysokie ceny węglowej energii
Polska i Czechy, jako państwa w dużej mierze oparte na węglu kamiennym i brunatnym, tradycyjnie plasowały się w górnej części rankingu cen energii elektrycznej dla przemysłu w UE. W 2025 roku Polska odnotowała spadek udziału węgla w miksie energetycznym do około 52,6 procent, a w niektórych miesiącach, jak czerwiec, udział OZE przewyższał udział węgla. Mimo to system energetyczny pozostaje silnie uzależniony od węgla, co oznacza, że ceny energii są silnie skorelowane z cenami uprawnień do emisji CO₂ (EU ETS) i z cenami węgla na rynkach światowych.
W pierwszej połowie 2025 roku średnia cena spot energii elektrycznej na polskiej giełdzie wyniosła 104 euro za megawatogodzinę, co uplasowało Polskę w okolicach średniej unijnej. W styczniu 2026 roku cena wzrosła do 149 euro za MWh, co oznaczało wzrost o 27,1 procent w stosunku do grudnia 2025 roku. Należy jednak podkreślić, że ceny te odnoszą się do rynku spot, a nie do cen kontraktowych dla odbiorców przemysłowych, które często są zabezpieczane w długoterminowych kontraktach.
Przemysł w Polsce może korzystać z systemu rekompensat kosztów pośrednich emisji CO₂, które częściowo pokrywają wzrost kosztów energii wynikający z systemu EU ETS. System ten, wprowadzony w 2019 roku i nowelizowany w 2026 roku, umożliwia przedsiębiorstwom z sektorów energochłonnych odzyskanie części środków wydatkowanych na zakup uprawnień do emisji. Większość państw UE stosuje podobne mechanizmy, co sprawia, że realne koszty energii elektrycznej dla branż energochłonnych są niższe niż oficjalnie raportowane ceny detaliczne.
Czechy, podobnie jak Polska, opierają się w dużej mierze na węglu (około 40 procent energii elektrycznej pochodzi z węgla brunatnego), a ich ceny energii dla przemysłu w 2025 roku oscylowały w okolicach średniej unijnej lub nieco powyżej niej. Czechy również korzystają z energetyki jądrowej (elektrownie Dukovany i Temelín), co stabilizuje ceny i ogranicza wpływ wahań cen gazu i uprawnień ETS. W 2025 roku ceny energii elektrycznej w Czechach spadły o około 12 procent w porównaniu z rokiem poprzednim, osiągając poziom około 77 euro za MWh na rynku hurtowym. Dla odbiorców przemysłowych ceny detaliczne były jednak wyższe ze względu na opłaty sieciowe, podatki i marże dostawców.
Rola opłat sieciowych, podatków i rekompensat w kształtowaniu cen końcowych
Ceny energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych są wypadkową wielu czynników, nie tylko samej ceny wytwarzania energii na rynku hurtowym. Opłaty sieciowe, podatki, akcyza, opłaty OZE oraz opłaty mocowe mogą stanowić znaczący, niekiedy nawet 30–50 procent całkowitej ceny detalicznej. W Unii Europejskiej struktura tych opłat różni się drastycznie między państwami członkowskimi, co tłumaczy część obserwowanych dysproporcji.
W krajach nordyckich opłaty sieciowe dla odbiorców przemysłowych są relatywnie niskie, a opłaty związane z rozwojem OZE są często pokrywane z budżetu państwa lub z innych źródeł, a nie bezpośrednio przez odbiorców końcowych. W Polsce, według danych za 2024 rok, na całkowitą cenę energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych składały się: koszt samej energii (52 procent), opłaty sieciowe (27 procent), VAT (15 procent) oraz pozostałe podatki i opłaty (6 procent). Oznacza to, że ponad połowa ceny to koszt wytworzenia energii, który w Polsce jest wyższy niż w krajach nordyckich ze względu na dominację węgla i związane z tym koszty emisji CO₂.
W Niemczech opłaty sieciowe dla przemysłu są bardzo wysokie, co wynika z kosztów transformacji energetycznej (Energiewende), w tym rozbudowy sieci przesyłowych na potrzeby integracji OZE oraz kosztów wyłączenia elektrowni jądrowych. Niemiecki przemysł korzysta jednak z szeregu zwolnień i ulg, w tym z obniżonej opłaty OZE dla sektorów energochłonnych, ze zwolnień z opłaty sieciowej dla zakładów o bardzo wysokim zużyciu energii oraz z rekompensat kosztów pośrednich ETS. W praktyce oznacza to, że nominalne ceny energii dla niemieckiego przemysłu są bardzo wysokie, ale realne koszty po uwzględnieniu ulg i rekompensat są znacznie niższe, choć wciąż wyższe niż w krajach nordyckich.
W 2025 i 2026 roku Komisja Europejska zintensyfikowała działania na rzecz obniżenia kosztów energii dla przemysłu. W marcu 2026 roku przeciekły do mediów szkic dokumentu, w którym Komisja rozważała rozwiązanie pomostowe obniżające ceny energii dla przemysłu, dopóki zielona transformacja nie obniży cen w dłuższej perspektywie. Plan działania UE zakładał redukcję podatków i opłat sieciowych, przyspieszenie wydawania pozwoleń dla projektów OZE, a także zwiększenie elastyczności systemu poprzez rozwój magazynów energii i popytu.
Równocześnie, w kwietniu 2026 roku, Niemcy wprowadziły mechanizm rekompensowania połowy wartości połowy wolumenu energii elektrycznej dla przemysłu przez okres trzech lat, co miało na celu złagodzenie skutków wysokich cen. Mechanizm ten został zatwierdzony przez Komisję Europejską jako pomoc publiczna, a podobne rozwiązania rozważają inne państwa członkowskie. Pokazuje to, że walka o konkurencyjność przemysłu poprzez obniżanie realnych kosztów energii jest priorytetem na całym kontynencie.
Fot. Unsplash.