Produkcja w Polsce: czy energia stanie się nową przewagą konkurencyjną?

Dla producentów z Holandii i Belgii Polska kojarzy się z niższymi kosztami pracy, wykwalifikowaną kadrą i centralnym położeniem w Europie. Te atuty pozostają ważne, ale ich przewaga maleje. Koszty pracy w Polsce wzrosły w 2025 roku o 8,8%. Polskie firmy coraz częściej konkurują automatyzacją i jakością, a nie tylko ceną.

Tymczasem energia elektryczna staje się warunkiem strategicznym. Czy za dziesięć lat fabryka będzie mogła pobierać wystarczającą moc? Po jakiej cenie i z jakim śladem CO₂, którego będą wymagać klienci?

Oceniając Polskę wyłącznie przez pryzmat płac, opierasz inwestycję na przewadze, która może zniknąć jako pierwsza.

Niewygodna prawda: energia dla polskiego przemysłu jest dziś droga

Według think tanku Forum Energii średnia końcowa cena energii elektrycznej dla energochłonnego przemysłu w 2024 roku wyniosła 166,9 euro/MWh w Polsce, wobec 133,0 euro w Niemczech, 105,8 euro w Danii i 78,4 euro we Francji.

Na polską cenę składały się: 128,8 euro za energię, 29,4 euro za przesył i dystrybucję oraz 8,6 euro innych opłat. Forum Energii przypisuje 46,1 euro/MWh w komponencie energetycznym kosztom uprawnień do emisji CO₂. Węgiel kamienny i brunatny dostarczały w 2025 roku nadal 52,2% polskiej energii elektrycznej, choć w 2024 roku było to 56,6%.

W przypadku przedsiębiorstw uprawnionych do rekompensat rachunek może wyglądać inaczej. Polska wypłaciła w 2024 roku 2,9 mld zł rekompensat pośrednich kosztów ETS. Unijne ramy CISAF od 2026 roku mogą stworzyć kolejne możliwości wsparcia. To jednak decyzje polityczne, a nie gwarantowana redukcja cen.

A Holandia?

Pozostanie w Holandii nie musi być bezpieczniejszym rozwiązaniem. TNO ostrzegało w 2025 roku, że do 2030 roku tamtejszy energochłonny przemysł może płacić o 40–60 euro/MWh więcej niż konkurenci w Belgii, Niemczech i Francji. W analizowanym scenariuszu oznaczałoby to spadek produkcji przemysłowej o 7–12% i ryzyko utraty około 22 tysięcy miejsc pracy między 2025 a 2031 rokiem.

Dodatkowym problemem w Holandii jest przeciążenie sieci. Nowy zakład w niektórych regionach może czekać latami na odpowiednią moc przyłączeniową. W Polsce wyzwanie obejmuje miks energetyczny, rozbudowę sieci, regulacje i rekompensaty. Nie chodzi więc tylko o porównanie, gdzie jest taniej. Którym ryzykiem możesz zarządzić umową, a na które nie masz wpływu?

Polska transformacja energetyczna w dłuższym horyzoncie

• Energetyka jądrowa: trzy planowane reaktory Westinghouse AP1000 w Lubiatowie-Kopalinie mają łączną moc około 3750 MW. Pierwszy blok planowano na 2036 rok, ale harmonogram nie jest gwarancją.
• Sieci: tysiące odmów przyłączeń w minionych latach pokazują potrzebę inwestycji w przesył i dystrybucję.
• Miks energetyczny: w 2025 roku węgiel odpowiadał za 52,2%, źródła odnawialne za 29,4%, a gaz za 13,2% produkcji energii elektrycznej.
• Rekompensaty: polityka publiczna może obniżyć ceny końcowe dla przemysłu, lecz zależy od kolejnych rządów.

Za dziesięć lub piętnaście lat Polska może oferować inny zestaw atutów: dużą kadrę techniczną, centralne położenie, pokaźny rynek wewnętrzny oraz większą ilość niskoemisyjnej energii. Ale plany to nie gwarancje. Przygotuj scenariusze i tam, gdzie to możliwe, zabezpieczaj dostawy kontraktami.

Co to oznacza dla twojego biznesplanu?

Energia stanowi średnio około 3,3% kosztów produkcji w polskim przemyśle, ale różnice są ogromne: około 0,7% w elektronice i 11% w metalurgii podstawowej. Dla jednego przedsiębiorstwa prąd jest tematem zakupowym; dla drugiego zagadnieniem strategicznym dla zarządu.

Fabryka zużywająca 100 GWh rocznie pobiera 100 000 MWh. Różnica ceny o 20 euro/MWh oznacza 2 mln euro rocznie; o 50 euro/MWh aż 5 mln euro. To może być równowartość znaczącej inwestycji w automatyzację każdego roku.

Cztery pytania przed wyborem lokalizacji

1. Jak energochłonna jest twoja produkcja? Oblicz udział energii w kosztach wytwarzania. Powyżej 5% potraktuj go strategicznie.
2. Jaki masz horyzont? Decyzja na trzy lata zależy od dzisiejszych cen. Fabryka na trzydzieści lat wymaga scenariuszy dotyczących atomu, sieci i emisji.
3. Problemem jest cena czy dostępna moc? Najpierw sprawdź techniczne możliwości przyłączenia, potem negocjuj stawki.
4. Czego będą oczekiwać klienci za pięć lat? CBAM, raportowanie Scope 3 i warunki zakupowe sprawiają, że ślad węglowy energii staje się częścią oferty handlowej.

Prawdziwe pytanie nie brzmi, czy Polska jest tańsza

Polska nie jest obecnie rajem taniej energii. Przenoszenie zakładu wyłącznie ze względu na cenę prądu może być błędem. Jednak długoterminowy kierunek zmian warto analizować, szczególnie w kontekście ograniczeń holenderskiej sieci.

Ważniejsze pytanie brzmi: jaką rolę Polska może odegrać w twoim europejskim łańcuchu wartości? Produkcja, sprzedaż, logistyka, partnerzy i przywództwo to elementy tej samej decyzji strategicznej.

Ei Openers pomaga przedsiębiorcom oceniać Polskę jako rynek i lokalizację produkcyjną. Porozmawiajmy o kolejnym kroku.

Inne języki: English · Nederlands

Źródła

• Forum Energii, Rachunek za konkurencyjność (2026)
• Notes from Poland, miks energetyczny
• American Nuclear Society, projekt jądrowy
• DNV, ograniczenia sieci
• TNO, koszty energii w Holandii
• Eurostat, koszty pracy

Marco de Vrind, Ei Openers. Dane odnoszą się do wskazanych okresów; przyszłe ceny i harmonogramy inwestycji pozostają niepewne.