Atom, węgiel czy wiatraki? Znamy kwoty, które trafią na twoje rachunki
Cena energii elektrycznej z pierwszej polskiej elektrowni jądrowej ma być nie wyższa niż 500 zł za 1 MWh - to poziom, na którym dziś zamrożone są wszystkie ceny energii. Czy tyle będzie kosztować prąd na domowych rachunkach i jak w porównaniu wypadać będzie energia z węgla, wiatru i słońca? Policzyliśmy, oto liczby.
Michał Tomaszkiewicz
2025-12-11, 21:05
Najważniejsze informacje w skrócie:
- Atom stabilizuje cenę: Gwarantowana cena z elektrowni jądrowej (poniżej 500 zł/MWh) staje się kotwicą, która ma utrzymać cenę prądu na rachunku na poziomie 0,70–0,80 zł brutto za kWh w przyszłości.
- Węgiel najdroższy: Rosnące koszty emisji CO2 powodują, że energia z węgla jest prognozowana jako najdroższa, z szacowanym kosztem dla konsumenta powyżej 1,00 zł brutto za kWh w 2035 roku.
- Tanie OZE, drogie wsparcie: Choć energia ze słońca i lądowego wiatru jest najtańsza w wytworzeniu (poniżej 0,35 zł/kWh netto), koszty bilansowania i magazynowania podnoszą ich realny koszt systemowy dla konsumenta do poziomu zbliżonego do atomu.
- Klucz to miks: Polska potrzebuje obu źródeł: stabilnej, całodobowej mocy atomu jako fundamentu oraz uzupełniającej energii z odnawialnych źródeł, by osiągnąć najniższą i najbardziej przewidywalną cenę dla odbiorcy końcowego.
Budowa pierwszej elektrowni w regionie Pomorza jest uznawana za kluczowy element strategii mającej na celu nie tylko zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, ale przede wszystkim stabilizację cen w długiej perspektywie. Pytanie jednak pozostaje: ile to rozwiązanie będzie kosztować konsumenta? Porównamy gwarantowane ceny energii z atomu z dynamicznie rosnącymi w ostatnich latach kosztami energetyki węglowej oraz urealnionych kosztów odnawialnych źródeł, precyzyjnie przeliczając je na porównywalny koszt jednej kilowatogodziny (kWh) na końcowym rachunku.
Atomowa obietnica. Gwarantowany pułap poniżej 500 zł/MWh
Zgodnie z modelem finansowym zatwierdzonym przez Komisję Europejską, cena wykonania (strike price) dla energii elektrycznej z pierwszej polskiej elektrowni jądrowej (PEJ) ma wynosić poniżej 500 zł za megawatogodzinę (MWh). W ujęciu jednostkowym oznacza to koszt wytworzenia energii elektrycznej na poziomie około 0,50 zł netto za jedną kilowatogodzinę (kWh).
Należy wyraźnie rozróżnić cenę wykonania od ceny rynkowej: atom jest gwarantem stabilności cen, a nie ich wyznacznikiem. Cena wykonania (500 zł/MWh) to gwarantowany minimalny przychód dla inwestora. Cena, która trafi na rachunek, będzie ceną rynkową, która w Polsce zależy od całego miksu energetycznego. Atom działa jako kotwica: jeśli w momencie uruchomienia elektrowni (ok. 2035 roku) rynkowa cena prądu będzie wyższa niż 500 zł/MWh, operator PEJ zwróci nadwyżkę do systemu, co pomoże obniżyć ogólną cenę rynkową dla wszystkich konsumentów. Jeśli będzie niższa, klienci zapłacą mniej, a różnicę dopłaci operatorowi Skarb Państwa.
Ostatecznie, koszt energii elektrycznej z atomu w ujęciu czystej energii to około 0,50 zł netto za kWh. Przy założeniu stabilizacji cen rynkowych i doliczeniu standardowych kosztów dystrybucji, opłat stałych i 23% VAT, końcowa cena brutto na rachunku w perspektywie 0,70–0,80 zł za kWh. To cena, którą można porównać z obecną na dzisiejszych rachunkach.
Warto też dodać, że według ekspertów realny koszt LCOE (wyjaśniamy go w dalszej części tekstu) pierwszej polskiej EJ będzie wynosił raczej 380–450 zł/MWh.
Skąd 500 zł za 1 MWh z elektrowni jądrowej? Liczymy koszty
500 zł netto za 1 MWH w obliczu ogromnych nakładów inwestycyjnych (kosztów CAPEX) mogą wyglądać niewiarygodnie. Całkowity koszt budowy projektu (dla trzech reaktorów) jest szacowany na około 192 miliardy złotych. W przeciwieństwie jednak do innych technologii, energia jądrowa ma najdłuższy czas życia, sięgający 60 do 80 lat eksploatacji.
Ten gigantyczny koszt początkowy zostanie więc rozłożony na wszystkie megawatogodziny wyprodukowane w ciągu tych dziesięcioleci. Właśnie dzięki temu mechanizmowi, inwestycja pochłaniająca niemal 200 mld zł może okazać się opłacalna nawet przy stosunkowo niskiej, gwarantowanej cenie sprzedaży prądu. To długowieczność i stabilność pracy (powyżej 90% czasu) są tu największym atutem ekonomicznym.
Warto pamiętać, że historyczne prognozy cen z atomu w Polsce (np. ok. 400 zł/MWh) były podawane w wartości złotego z lat 2020–2021. Obecna, urealniona cena wykonania (poniżej 500 zł/MWh) jest już efektem koniecznej waloryzacji, uwzględniającej drożejące usługi budowlane i wysoki koszt kapitału finansującego tak długi projekt w aktualnych realiach makroekonomicznych (2023–2024).
Atom w Polsce: Kamienie milowe i harmonogram inwestycji
Analiza postępu budowy pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce, od kluczowej zgody Komisji Europejskiej do planowanego startu komercyjnego w 2036 roku.
Kamień milowy: Zgoda Komisji Europejskiej
9 grudnia 2025 rokuKE oficjalnie zatwierdziła pomoc publiczną dla inwestycji. Oznacza to "zielone światło" na wpompowanie w projekt ok. 60 mld zł (ok. 30% kosztów) oraz udzielenie gwarancji na resztę długu.
🕰️ Kluczowe daty budowy
Badania terenu, wycinka drzew. Wniosek o pozwolenie na budowę w 2026 r., wstępne roboty budowlane ruszają w 2027 r.
Planowane wylanie "pierwszego betonu jądrowego". To jest moment uznawany za oficjalny start budowy reaktora (od tego momentu budowa zajmie 8 lat).
Planowany start komercyjnej produkcji prądu.
Oddanie kolejnych dwóch bloków (w 2037 i 2038). Cała inwestycja zajmie łącznie ok. 10 lat samej budowy.
⚛️ Specyfikacja i technologia
Gmina Choczewo na Pomorzu (wybrana jako ostateczna lokalizacja).
Zostaną wykorzystane reaktory AP1000 (III+ generacji), uznawane za bardzo bezpieczne (pasywne systemy bezpieczeństwa).
Moc jednego bloku to 1250 MW. Elektrownia pokryje ok. 15% zapotrzebowania Polski na prąd.
Reaktory III+ mają pasywne systemy bezpieczeństwa, które działają nawet bez zasilania (np. grawitacyjnie) – to duża przewaga nad starszymi konstrukcjami.
Węglowy problem. Drożyzna przez wysokie ceny za emisje i wydobycie
Węgiel, przez dekady podstawa polskiej energetyki, stał się najbardziej ryzykownym i najdroższym źródłem. Mimo niskich nakładów inwestycyjnych na budowę (w przypadku istniejących bloków), jego koszty operacyjne i klimatyczne rosną w tempie wykładniczym, czyniąc go niekonkurencyjnym.
Plski system energetyczny wciąż w dużej mierze opiera się na węglu, dlatego też obecny koszt wytworzenia na poziomie 0,65-0,70 zł netto/kWh przekłada się na wysoki rachunek dla konsumenta. Końcowa cena energii na rachunku, uwzględniająca dystrybucję i VAT, mogłaby łatwo przekroczyć 1,00–1,10 zł brutto za kWh. To dobitnie pokazuje, że atom (gwarantowane 0,50 zł netto/kWh) jest rozwiązaniem nie tylko stabilniejszym, lecz także tańszym w długim okresie niż węgiel.
700 zł za 1 MWh. Dlaczego węgiel jest taki drogi?
Elektrownie węglowe charakteryzują się relatywnie krótkim czasem życia (w Polsce często to już tylko 30–40 lat eksploatacji). Koszt wytworzenia prądu elektrycznego determinowany jest dziś głównie przez dwa czynniki: paliwo (wydobycie/import) oraz opłaty za emisję CO2 (EU ETS). W 2024 roku koszty CO2 stanowiły ponad 50% ceny energii z węgla – to jest najważniejszy element, który drastycznie podnosi jego cenę.
Historycznie, przed 2018 rokiem, kiedy ceny uprawnień EU ETS były symboliczne, węgiel był najtańszy – z kosztem wytworzenia poniżej 200 zł/MWh (w wartości z tamtego okresu). Obecny koszt, sięgający 700 zł/MWh (czyli 0,70 zł netto za kWh) dla węgla kamiennego, jest bezpośrednią konsekwencją rosnących cen uprawnień. Model finansowy oparty na węglu po prostu przestał być opłacalny.
Transformacja energetyczna, często przedstawiana jako odejście od węgla z powodów ideologicznych, takich jak ochrona środowiska, dyktowana jest też przez konieczność ekonomiczną. Nawet jeśli pominąć rosnące koszty emisji w ramach systemu ETS, polskiego węgla możliwego do wydobycia pozostało nam na zaledwie kilkanaście lat. Po tym okresie musielibyśmy sprowadzać węgiel do elektrowni z zagranicy, co zresztą robimy już dziś. Tona węgla wydobywanego w Australii metodą odkrywkową jest tańsza, nawet po dodaniu transportu z antypodów, niż tona wydobywanego u nas “czarnego złota”.
Polskie zasoby węgla: Fakty vs. Mity
Ile naprawdę mamy węgla i na jak długo go wystarczy? Analiza zasobów geologicznych i realnie dostępnych.
Węgiel Kamienny
Zasoby geologiczne (teoretyczne): ok. 64,6 miliarda ton
Faktyczne zasoby dostępne (przemysłowe): ok. 4,18 miliarda ton
Dlaczego taka różnica? Większość leży za głęboko, pod miastami lub w warunkach, które czynią wydobycie skrajnie nieopłacalnym.
Węgiel Brunatny
Zasoby geologiczne (teoretyczne): ok. 23 miliardy ton
Faktyczne zasoby dostępne (przemysłowe): ok. 0,77 - 0,94 miliarda ton
Gdzie? Głównie w złożach, gdzie już działają kopalnie (Bełchatów i Turów).
Węgiel Kamienny: prognoza
Obliczenie teoretyczne: ok. 99 lat (4,18 mld ton / ~42 mln ton rocznie)
Realistyczna prognoza: Ta liczba jest myląca. Zasoby są nierentowne. Umowa społeczna zakłada koniec wydobycia w 2049 roku.
Węgiel Brunatny: prognoza
Obliczenie realistyczne: ok. 17-18 lat (0,77 mld ton / 43,5 mln ton rocznie)
Realistyczna prognoza: Ten szacunek jest trafny. Złoże Bełchatów jest na wyczerpaniu (koniec ok. 2036 r.), a Turów ma koncesję do 2044 r.
Wniosek
Geologicznie mamy węgla mnóstwo, ale tego faktycznie dostępnego i opłacalnego jest wielokrotnie mniej. W praktyce o końcu wydobycia w Polsce nie zadecyduje wyczerpanie się złóż, ale ich nierentowność i polityka klimatyczna UE.
Morskie farmy wiatrowe. “Drugi filar” przyszłości energetyki
Morskie farmy wiatrowe to drugi strategiczny filar transformacji. Ich cena wykonania dla projektów w drugiej fazie wsparcia wynosi około 512 zł/MWh, czyli 0,51 zł netto za kWh.
Kluczową różnicą jest jednak stabilność. Wiatr morski osiąga 40–50% wykorzystania mocy, w przeciwieństwie do atomu (>90%). Oznacza to, że do ceny wytworzenia (0,51 zł/kWh) należy doliczyć koszty systemowe – czyli konieczność utrzymywania drogich rezerw, budowy elektrowni zapasowych na gaz (dopóki nie będzie działającej energetyki jądrowej oraz inwestycji w magazyny energii na czas, gdy wiatr nie wieje. Urealniony systemowo koszt wiatru morskiego (po doliczeniu kosztów bilansowania) podniesie końcową cenę dla konsumenta do poziomu 0,75–0,85 zł brutto za kWh na rachunku.
512 zł za 1 MWh. Morskie farmy podrożały
Morskie farmy wiatrowe wymagają wysokich nakładów inwestycyjnych (CAPEX) na budowę fundamentów, turbin i infrastruktury przyłączeniowej. Ich czas życia wynosi standardowo 25–30 lat. Choć CAPEX jest niższy niż w przypadku atomu, jest on znaczący i rozkłada się na krótszy okres.
Historycznie, najwcześniejsze prognozy dla offshore wind w Europie zakładały osiągnięcie LCOE poniżej 400 zł/MWh (w cenach z lat 2020–2021). Jednak globalny wzrost kosztów stali, surowców i finansowania (inflacja inwestycyjna) wymusił na Ministerstwie urealnienie ceny gwarantowanej do 512 zł/MWh dla najnowszych projektów.
Zaletą inwestycji Orlenu w farmę Baltic Power jest to, że energia z morskich wiatraków zasili polski system energetyczny już w 2026 roku (osiągnięcie pełni mocy to rok 2027), a więc na dobre 10 lat przed startem elektrowni jądrowej. Wiatr po starcie także będzie pełnił funkcje stabilizującą ceny.
Wiatr i słońce na lądzie. Najtańsze i najtrudniejsze
Odnawialne źródła energii instalowane na lądzie charakteryzują się największym rozdźwiękiem między ceną wytworzenia a finalnym kosztem dla całego systemu energetycznego. Wiatr na lądzie osiąga obecnie najniższy koszt wytworzenia w aukcjach, wynoszący od 280 do 350 zł/MWh, czyli 0,28–0,35 zł netto za kWh. To dziś najtańsza w wytworzeniu energia, bijąca kosztem na głowę wszystkie pozostałe opcje.
Problemem są koszty bilansowania w czasie, gdy nie wieje (często wymagające włączenia drogich elektrowni gazowych), oraz koszty magazynowania energii do późniejszego wykorzystania podnoszą realny koszt dostawy do konsumenta. Szacunkowy koszt na rachunku jest więc zbliżony do poziomu 0,70–0,80 zł brutto za kWh, ponieważ tani prąd z wiatru jest obecnie nierozerwalnie związany z drogim prądem z gazu. W przyszłości, gdy rolę stabilizatora przejmie elektrownia jądrowa, koszty te powinny spaść.
280 zł za 1 MWh. Dlaczego wiatr jest taki tani?
Wiatr lądowy ma relatywnie niski CAPEX i krótki czas życia (20–25 lat). Historycznie, spadek kosztów turbin i łopat pozwolił na osiągnięcie najniższego LCOE na rynku. Jednak wskaźnik wykorzystania mocy (25–35%) jest niski, a niestabilność produkcji generuje wysokie koszty bilansowania w systemie.
Postawienie wiatraka na lądzie jest stosunkowo tanią i szybką procedurą, a to przekłada się bezpośrednio na ceny prądu, które umożliwią uzyskanie zwrotu zainwestowanego kapitału oraz osiągnięcie zysku.
Anatomia rachunku za prąd
Sprawdzamy, co składa się na ostateczną kwotę, którą płacisz. Zobacz, jak rośnie Twój rachunek krok po kroku w dwóch scenariuszach.
Singiel
Miesięczne zużycie: 120 kWh
Rodzina 2+2
Miesięczne zużycie: 250 kWh
Energia wprost ze słońca. Co z fotowoltaiką?
Koszt wytworzenia w dużych farmach PV wynosi od 300 do 400 zł/MWh, czyli 0,30–0,40 zł netto za kWh. Niska cena wytworzenia jest niweczona przez konieczność magazynowania energii na noc. Koszty magazynowania są obecnie najdroższą częścią całego systemu. Z tego powodu realna cena systemowa fotowoltaiki, jeśli ma być dostarczana całodobowo, wzrasta do poziomu 0,75–0,85 zł brutto za kWh.
Fotowoltaika charakteryzuje się relatywnie niskim CAPEX i czasem życia paneli około 25–30 lat. Historycznie ceny paneli spadły najbardziej drastycznie ze wszystkich technologii. Jednak wskaźnik wykorzystania mocy (10–15%) jest najniższy, a produkcja w nocy praktycznie zerowa.
Okresy zachmurzenia, noc lub flauta to największe zagrożenie dla OZE. Jak widać, zapobieganie brakom dostaw poprzez budowanie i utrzymywanie elektrowni gazowych uruchamianych w trybie kryzysowym znacznie podnosi rzeczywiste koszty w obecnych systemie energetycznym.
LCOE. Co to jest i dlaczego od wskaźnika zależą ceny energii?
Kluczowym narzędziem do obiektywnego porównania wszystkich technologii jest wskaźnik LCOE (Levelized Cost of Electricity), czyli uśredniony koszt wytwarzania energii elektrycznej, uwzględniający wszystkie koszty życia elektrowni.
W tym ujęciu atom, choć drogi w budowie, oferuje stabilny i niski koszt systemowy, ponieważ jego długowieczność i ciągła praca eliminują potrzebę drogiego bilansowania. OZE natomiast, mimo niskiego LCOE, generuje wysokie koszty systemowe (magazynowanie, bilansowanie), które podnoszą finalną cenę dostawy.
Porównanie cen na rachunku. Wszystko tańsze od węgla
Wprowadzenie atomu do miksu energetycznego to przede wszystkim strategia stabilizacji cen i bezpieczeństwa. Energia jądrowa nie będzie najtańsza w samym wytworzeniu (tu przegra z OZE), ale jest najtańsza i najbardziej przewidywalna jako fundament energetyczny pracujący 24/7 (gdzie OZE potrzebuje obecnie drogiego uzupełniania mocy).
Ceny na rachunku: atom, węgiel, Wwiatr
Zestawienie szacunkowych kosztów wytworzenia energii (netto) i przewidywanej ceny dla odbiorcy końcowego (brutto) z różnych źródeł w perspektywie 2035 roku.
Szacunki cen brutto obejmują koszt dystrybucji, opłaty systemowe i VAT, konieczne do dostarczenia energii do odbiorcy końcowego, i służą celom porównawczym.
Koszt 1 kWh brutto (zł) z podziałem na źródła
Atom (gwarantowana)
Wiatr Onshore (najtańszy)
Wiatr Offshore (morskie)
Węgiel (prognozowany)
Polska musi postawić na optymalny miks energetyczny: atom jako stabilny fundament oraz OZE jako uzupełnienie. Taka strategia jest gwarancją osiągnięcia najniższej i najbardziej przewidywalnej ceny prądu na rachunkach konsumentów w perspektywie najbliższych dekad.
Źródło: PolskieRadio24.pl/Michał Tomaszkiewicz
Skąd to wiemy? Jak to wyliczyliśmy?
Wszystkie dane i prognozy kosztów opierają się na oficjalnych dokumentach regulacyjnych, raportach międzynarodowych organizacji energetycznych oraz danych dotyczących mechanizmów wsparcia zatwierdzonych przez organy państwowe i europejskie.
Uwaga: Porównujemy ceny wykonania kontraktów różnicowych (CfD) dla energii jądrowej i wiatrowej offshore, bo to one – a nie czyste LCOE – decydują o realnych kosztach projektów i ostatecznie o wysokości rachunków. Dla węgla, wiatru onshore i fotowoltaiki stosujemy wartości LCOE z aukcji lub prognoz rynkowych.
Główne źródła to:
Ministerstwo Klimatu i Środowiska / Ministerstwo Aktywów Państwowych (MKiŚ/MAP): W zakresie szacunków kosztów budowy i finansowania polskiego programu jądrowego (PEJ), w tym całkowitego nakładu inwestycyjnego (CAPEX) rzędu 192 mld zł.
Komisja Europejska (KE): Zatwierdzenie modelu finansowania (tzw. Kontraktu Różnicowego – CfD) dla PEJ, w tym oficjalna informacja o pułapie cenowym (poniżej 500 zł/MWh).
Urząd Regulacji Energetyki (URE): W zakresie cen gwarantowanych (CfD) dla morskich farm wiatrowych (Offshore Wind), w tym zwaloryzowanej stawki ok. 512 zł/MWh oraz wyników ostatnich aukcji OZE (LCOE dla Onshore Wind i PV).
Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE): Dane dotyczące wskaźników wykorzystania mocy (Capacity Factor) dla poszczególnych źródeł (atom, wiatr, PV), kluczowych dla obliczenia kosztów bilansowania systemu.
Międzynarodowa Agencja Energetyczna (IEA) oraz OECD Nuclear Energy Agency (NEA): Dane porównawcze dotyczące długoterminowych wskaźników LCOE oraz analizy kosztów zewnętrznych (np. demontażu w atomie, emisji w węglu).
Metodologia obliczeń kosztów
W artykule posługiwaliśmy się dwiema kluczowymi metodami, aby przedstawić ceny w sposób transparentny i porównywalny:
Cena Netto Wytworzenia (PLN/MWh): W przypadku atomu i wiatru morskiego posługiwaliśmy się ceną wykonania (Strike Price), która jest gwarantowana przez państwo w ramach Kontraktu Różnicowego (CfD). W przypadku węgla i OZE na lądzie wykorzystaliśmy medianę Uśrednionego Kosztu Wytwarzania Energii (LCOE) z ostatnich aukcji URE, waloryzowaną do cen rynkowych (węgiel) lub uwzględniającą realne koszty systemowe (OZE).
Przeliczenie na Koszt Brutto na Rachunku (PLN/kWh): Aby przenieść wartość z megawatogodziny (MWh) na kilowatogodzinę (kWh), zastosowano prosty przelicznik: Cena netto za kWh = cena netto za MWh / 1000
Następnie do ceny netto (kosztu samej energii) doliczono szacunkowy narzut systemowy, który obejmuje koszty dystrybucji, opłaty stałe (np. opłata mocowa, opłata przejściowa) oraz podatek VAT (23%). Ten narzut został przyjęty jako stały element dla wszystkich źródeł, aby uniknąć manipulacji i skupić się wyłącznie na różnicach w koszcie produkcji energii.
Waloryzacja cen: Wszystkie prognozy cen są w miarę możliwości waloryzowane do aktualnych realiów makroekonomicznych (stan na lata 2023–2024), co pozwala na uniknięcie błędu porównywania cen historycznych (sprzed inflacji) z cenami bieżącymi.
Koszty systemowe (dla OZE): W przypadku źródeł niestabilnych (wiatr, słońce) do ich niskiego LCOE (0,28–0,51 zł/kWh) doliczono szacunkowe koszty bilansowania i magazynowania energii, których brak jest największym mankamentem czystego LCOE. Pokazano to, by urealnić ich faktyczny koszt dla całego systemu energetycznego.
Długość życia (amortyzacja): Koszt inwestycji (CAPEX) jest rozkładany na cały okres eksploatacji: 60–80 lat dla atomu, 25–30 lat dla wiatru/PV, i 30–40 lat dla węgla (dotyczące istniejących bloków).