ETS kosztował największe spółki energetyczne 31 mld zł. Państwo uzyskało 16,1 mld zł

Cztery największe grupy energetyczne w Polsce wydały w 2025 r. blisko 31 mld zł na uprawnienia do emisji CO2. W tym samym roku dochód państwa ze sprzedaży uprawnień wyniósł 16,1 mld zł. Te kwoty opisują dwa różne przepływy pieniędzy, dlatego nie można ich odejmować i traktować wyniku jako prostego bilansu systemu ETS.

Kwota 31 mld zł obejmuje wydatki Orlenu, PGE, Enei i Taurona na uprawnienia potrzebne do rozliczenia emisji. Koszt powstaje po stronie grup, które wytwarzają energię z paliw kopalnych i muszą umorzyć odpowiednią liczbę uprawnień. Wydatki zależą od wielkości emisji, cen EUA, wcześniejszych zakupów oraz polityki zabezpieczania cen. Nie są podatkiem wpłacanym w całości do polskiego budżetu.

Dochód 16,1 mld zł powstał ze sprzedaży polskiej puli uprawnień na aukcjach. Spółki mogą kupować uprawnienia również na rynku wtórnym, od innych uczestników i w różnym momencie. Jednocześnie aukcje obsługują nie tylko cztery wymienione grupy. Różnica między 31 mld a 16,1 mld zł nie pokazuje więc ani zysku państwa kosztem tych firm, ani straty Polski w systemie. To porównanie skali obciążeń przedsiębiorstw ze skalą krajowych wpływów aukcyjnych.

EU ETS ogranicza łączną liczbę uprawnień do emisji w energetyce i przemyśle. Jedno uprawnienie odpowiada tonie dwutlenku węgla. Podmioty objęte systemem muszą rozliczyć emisje, a część potrzebnych jednostek kupują na aukcjach lub rynku wtórnym. Malejąca pula ma tworzyć ekonomiczny bodziec do ograniczania emisji i zastępowania najbardziej emisyjnych technologii czystszymi źródłami.

Elektrownia węglowa potrzebuje więcej uprawnień na każdą wyprodukowaną megawatogodzinę niż elektrownia gazowa, a źródło wiatrowe lub fotowoltaiczne nie ponosi kosztu emisji podczas produkcji. Koszt CO2 staje się zatem elementem kalkulacji ceny energii. Nie przechodzi jednak na każdy rachunek w identyczny sposób. Znaczenie mają także ceny paliw, sprawność bloków, kontrakty terminowe, koszty sieciowe, podatki oraz decyzje taryfowe.

Z dochodu osiągniętego w 2025 r. około 13,2 mld zł zasiliło budżet państwa. Kolejne 2,92 mld zł skierowano do Funduszu Rekompensat Pośrednich Kosztów Emisji, który łagodzi wpływ kosztów CO2 zawartych w cenie energii dla kwalifikujących się branż energochłonnych. Około 6,8 mln zł przeznaczono na funkcjonowanie Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami. Łączne polskie wpływy ze sprzedaży uprawnień w latach 2013–2025 osiągnęły 139,5 mld zł.

Od połowy 2023 r. państwa Unii mają wykorzystywać całość dochodów z aukcji lub ich równowartość na cele transformacji energetycznej, ochrony klimatu i łagodzenia społecznych skutków zmian. Środki mogą najpierw trafić do wspólnego budżetu, a następnie zostać wykazane przy finansowaniu kwalifikowanych działań. Dlatego informacja, że określony projekt został rozliczony w ramach dochodów ETS, nie zawsze oznacza osobny przelew bezpośrednio z konkretnej aukcji.

Największą pozycją rozliczoną za 2025 r. było dokapitalizowanie Polskich Elektrowni Jądrowych skarbowymi papierami wartościowymi o wartości 4,6 mld zł. Około 2,9 mld zł przypisano systemowi rekompensat kosztów pośrednich dla sektorów energochłonnych, a 2,37 mld zł dofinansowaniu kolejowych przewozów pasażerskich. Równowartość obniżonej stawki VAT na bilety autobusowe i kolejowe wyniosła 1,78 mld zł.

Na liście znalazły się również obligacje dla PKP PLK na Krajowy Program Kolejowy o wartości 1,2 mld zł, obligacje dla CPK na część kolejową za 1,13 mld zł i 1 mld zł dla funduszu rozwoju publicznych przewozów autobusowych. Electromobility Poland otrzymało dokapitalizowanie warte 800 mln zł. Program Mój Prąd rozliczono w kwocie 641 mln zł, a pokrycie ujemnego salda systemu wsparcia OZE w kwocie 491 mln zł. Tak szeroki katalog wywołuje spór o to, które wydatki najszybciej obniżają emisje i przyszłe koszty energii.

Zakład energochłonny może odczuwać system bezpośrednio, jeśli sam rozlicza emisje, oraz pośrednio przez cenę kupowanej energii elektrycznej. Wyższe koszty zmniejszają marżę lub podnoszą cenę produktu. W branżach konkurujących z producentami spoza Unii powstaje ryzyko przenoszenia inwestycji do państw, w których emisje nie są wyceniane w podobny sposób. Temu mają przeciwdziałać bezpłatne przydziały, rekompensaty i mechanizm CBAM na granicy Unii.

Rekompensata nie usuwa całego kosztu, a dostęp do niej zależy od sektora i szczegółowych warunków. Z kolei trwałe obniżenie ekspozycji wymaga inwestycji w efektywność, elektryfikację, własne źródła, magazyny energii lub zmianę procesu technologicznego. Właśnie dlatego pojawia się postulat, aby większą część pieniędzy z ETS kierować bezpośrednio do podmiotów ponoszących koszt transformacji, zwłaszcza ciepłownictwa i przemysłu.

Spór w Unii dotyczy między innymi rezerwy stabilności rynkowej. Komisja Europejska i Rada UE popierają zatrzymanie trwałego kasowania części uprawnień zgromadzonych w rezerwie, aby w razie napięć można było zwiększyć podaż. Parlament Europejski proponuje wyższy próg rezerwy, lecz chce utrzymać mechanizm unieważniania nadwyżki. Różnica wpływa na wielkość przyszłego bufora i możliwość ograniczania gwałtownych skoków ceny EUA.

Polsce zależy na ochronie konkurencyjności przemysłu w okresie, gdy zeroemisyjne moce i sieci dopiero powstają. Państwa mające już większy udział niskoemisyjnej energetyki mogą łatwiej akceptować wysoką cenę CO2, która poprawia konkurencyjność ich źródeł. Jednocześnie zbyt duża podaż uprawnień osłabiłaby sygnał do inwestowania w redukcję emisji. Reforma musi więc pogodzić tempo transformacji, przewidywalność rynku i bezpieczeństwo dostaw.

Gospodarstwo domowe nie powinno dzielić 31 mld zł przez liczbę rachunków i uznawać wyniku za swoją opłatę za ETS. Spółki działają w wielu segmentach, kupują uprawnienia w różnych okresach, a cena detaliczna obejmuje liczne elementy. Przy ocenie rachunku ważniejsze są taryfa lub umowa, zużycie, opłaty sieciowe i bieżąca sytuacja na rynku energii. Koszt emisji pozostaje jednym z istotnych składników, ale nie jedynym.

Dla firmy bardziej użyteczna jest analiza udziału kosztu energii i CO2 w jednostkowym koszcie produktu oraz scenariuszy ceny uprawnień. Dla państwa kluczowe jest mierzenie efektów wydatków: ile nowych mocy, oszczędności energii lub redukcji emisji powstało dzięki finansowaniu. Sama zgodność pozycji z szerokim katalogiem celów ETS nie rozstrzyga, czy pieniądze wykorzystano w sposób dający największą korzyść odbiorcom.

Koszt 31 mld zł po stronie największych grup energetycznych i 16,1 mld zł dochodu państwa nie tworzą prostego rachunku zysków i strat. Pokazują jednak, jak duże pieniądze przepływają przez system wyceny emisji. Ocena ETS powinna obejmować trzy elementy jednocześnie: wpływ kosztu CO2 na energię i przemysł, skuteczność wydawania dochodów aukcyjnych oraz tempo budowy źródeł, sieci i technologii ograniczających potrzebę kupowania uprawnień. Bez tej ostatniej części koszty pozostaną wysokie, nawet jeśli zmieni się sposób dzielenia wpływów.