W 2025/26 Polska wciąż potrzebuje starych, drogich bloków węglowych, żeby nie zabrakło prądu, mimo że koszty i emisje CO₂ biją rekordy.

• W szczycie zimowym 2025/26 stare elektrownie węglowe dostarczały kluczową moc 8–12 GW, bez której groziłyby blackouty.
• Komisja Europejska przedłużyła derogację dla bloków węglowych do 2028 roku, pozwalając na dopłaty finansowe pokrywające różnicę między kosztami a ceną energii.
• Polski węgiel jest najdroższy w Europie – jego produkcja i utrzymanie bloków kosztuje miliardy złotych rocznie, przy rosnących kosztach osobowych i uprawnieniach CO₂.
• Od 2025 roku OZE i gaz szybko wypychają węgiel z rynku, ale system wciąż potrzebuje go jako rezerwy stabilizującej zimowe szczyty mocy.
• Polityczne powiązania i wpływ regionów górniczych przedłużają wsparcie dla węgla, mimo że jest niekonkurencyjny i emisyjny – transformacja energetyczna stoi pod znakiem zapytania.

W szczycie zimowym 2025/2026 Polska wciąż korzysta ze starych elektrowni węglowych, aby zapewnić stabilne dostawy energii elektrycznej. Starsze bloki węglowe pozostają w eksploatacji mimo wyższych kosztów produkcji w porównaniu z nowymi jednostkami oraz wysokiej emisji dwutlenku węgla, która należy do najwyższych w Unii Europejskiej. Utrzymanie tych elektrowni wymaga dopłat, które pochodzą z budżetu państwa i są finansowane z kieszeni podatników.

W sierpniu 2025 roku Komisja Europejska podjęła decyzję o przedłużeniu derogacji dla starszych elektrowni węglowych w ramach polskiego rynku mocy do końca 2028 roku. Decyzja ta umożliwia kontynuowanie wsparcia finansowego dla jednostek, które nie spełniają limitu emisji 550 kg CO₂ na megawatogodzinę, co dotyczy praktycznie wszystkich bloków węglowych eksploatowanych przez ponad 20–30 lat. Bez tego mechanizmu część starszych jednostek musiałaby zostać wyłączona z eksploatacji, co skutkowałoby powstaniem znacznej luki w mocy w okresach najwyższego zapotrzebowania na energię.

W 2025 roku polski miks energetyczny nadal w ponad 60 procentach opiera się na węglu. W dniach szczytowego zapotrzebowania, szczególnie w mroźne, bezwietrzne i pochmurne grudniowe popołudnia, fotowoltaika wytwarza prawie zerową ilość energii, a turbiny wiatrowe pozostają nieruchome. Magazyny energii, których pojemność wciąż pozostaje niewystarczająca, nie są w stanie pokryć braków w systemie. W takich momentach kluczową rolę pełnią stare bloki węglowe, które pracują jedynie 1000–2000 godzin rocznie, lecz w okresach krytycznych dostarczają od 8 do 12 gigawatów mocy. Bez ich udziału operator systemu przesyłowego PSE byłby zmuszony wprowadzać stopnie zasilania, ograniczać działanie przemysłu, a w ekstremalnych przypadkach mogłyby wystąpić regionalne blackouty.

W 2024 roku rynek mocy zakontraktował ponad 5 gigawatów dodatkowych mocy w aukcjach uzupełniających, głównie pochodzących z węgla. Prognozy na 2030 rok wskazują, że nawet przy dynamicznym wzroście udziału odnawialnych źródeł energii i gazu w miksie energetycznym, w szczytach zimowych może wystąpić luka mocy sięgająca 10–12 gigawatów. W związku z tym rząd uzasadniał przed Komisją Europejską potrzebę przedłużenia funkcjonowania starych bloków węglowych, wskazując na konieczność zapewnienia bezpieczeństwa systemu, stabilności cen oraz stworzenia warunków do inwestycji w nowe moce gazowe, magazyny energii i odnawialne źródła energii.

Komisja Europejska przyjęła te argumenty, ale postawiła konkretne wymagania. Wśród nich znalazła się coroczna ocena zasobów węglowych, analiza opłacalności wycofywania starych bloków oraz plany remontów tych jednostek. Przedłużenie działalności bloków węglowych dotyczy okresu trzech lat i nie stanowi zgody na ich nieograniczone funkcjonowanie w przyszłości.

Miliardy na utrzymanie umierającego giganta

Rynek mocy funkcjonuje w Polsce od 2018 roku i generuje koszty dla odbiorców energii elektrycznej na poziomie średnio 8–9 miliardów złotych rocznie. Szacunki wskazują, że w latach 2025–2028 całkowity koszt tego mechanizmu może wynieść od 34 do 36 miliardów złotych. Istotna część środków z rynku mocy trafia do właścicieli węglowych bloków energetycznych, w tym PGE, Tauron, Enea i ZE PAK. Bez dopłat z rynku mocy wiele z tych jednostek byłoby nierentownych, ponieważ cena energii na rynku hurtowym w 2025 roku wynosi około 400–500 zł za megawatogodzinę, podczas gdy koszt zmienny eksploatacji starszych bloków węglowych, uwzględniający węgiel, uprawnienia emisyjne i koszty własne, często przekracza 600–700 zł za megawatogodzinę. Dopłaty z rynku mocy pokrywają różnicę i umożliwiają funkcjonowanie bloków jako rezerwy energetycznej.

Dodatkowo rząd zrezygnował z projektu NABE, czyli Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, która miała przejąć czternaście najbardziej nierentownych węglowych jednostek i utrzymać je w eksploatacji do 2040 roku. Analizy ministerstwa wskazywały, że w ciągu 15 lat projekt generowałby straty rzędu 54 miliardów złotych. W miejsce NABE planowane jest wprowadzenie nowego mechanizmu wsparcia, który przewiduje dodatkowe dopłaty dla właścicieli węglowych bloków przez kilka lat, pod warunkiem zastąpienia ich elektrowniami gazowymi w określonym terminie. Harmonogram przewiduje, że zgoda Komisji Europejskiej na ten mechanizm powinna zostać wydana do końca 2025 roku.

Koszty wydobycia węgla energetycznego w Polsce w 2024 roku wyniosły średnio 944 zł za tonę, natomiast sprzedaż odbywała się po 458 zł za tonę, co oznacza różnicę prawie 500 zł na tonie pokrywaną z budżetu państwa i środków podatników. Strata netto branży górniczej w 2024 roku osiągnęła 13,74 miliarda złotych, co jest najwyższym wynikiem od trzydziestu lat. Od 1989 roku sektor górniczy otrzymał łącznie od 150 do 160 miliardów złotych w ramach bezpośredniego wsparcia publicznego, nie licząc kosztów emerytur, urlopów górniczych i odpraw.

Wydajność pracy w kopalniach systematycznie spada. W 2015 roku wynosiła 692 tony węgla na osobę, a w 2024 roku spadła do 585 ton na osobę. Koszty osobowe stanowią około 60 procent całkowitych kosztów działalności, a wynagrodzenia rosną szybciej niż inflacja, między innymi w ramach politycznych decyzji mających zapewnić stabilność zatrudnienia w branży. Umowa społeczna z 2021 roku przewiduje wygaszanie kopalń do 2049 roku oraz gwarancje zatrudnienia dla pracowników, jednak harmonogram ten nie uwzględnia pełnego wpływu aktualnych warunków rynkowych.

OZE i gaz wypychają węgiel

W 2025 roku w Polsce zainstalowano rekordowe moce w energetyce odnawialnej, zarówno w fotowoltaice, jak i w lądowej energetyce wiatrowej. W dni charakteryzujące się dużym nasłonecznieniem lub wiatrem cena energii elektrycznej spada poniżej 100 zł za megawatogodzinę, a część bloków węglowych automatycznie przestaje pracować z powodu nieopłacalności produkcji energii w takich warunkach. W tym samym czasie gaz ziemny stał się realną alternatywą dzięki działaniu terminalu LNG w Świnoujściu, rurociągowi Baltic Pipe oraz importowi skroplonego gazu z zagranicy.

Prognozy na 2030 rok przewidują, że w kraju pozostanie 6–7 gigawatów mocy w blokach węglowych, które zużywać będą 5–6 milionów ton węgla rocznie, co jest wielokrotnie niższe od zakładanych wcześniej wartości określonych w umowie społecznej. Węgiel nadal pełni funkcję rezerwy stabilizującej system energetyczny, ale jego krajowe wydobycie pozostaje kosztowne i niekonkurencyjne. Wsparcie finansowe dla tego sektora wciąż jest utrzymywane, głównie w celu zapewnienia stabilności dostaw energii elektrycznej.

Sejm liczy 71 posłów z okręgów, w których funkcjonują czynne kopalnie węgla. Regiony te obejmują Śląsk, Lubelszczyznę i Małopolskę. Mandaty z tych okręgów mają znaczenie przy podejmowaniu decyzji w większości parlamentarnej. Dopłaty do węgla, funkcjonowanie rynku mocy oraz przedłużanie derogacji wynikają z utrzymywania obecnego poziomu produkcji, mimo że fizyczne parametry systemu energetycznego nie zmieniają się w zależności od decyzji politycznych. Przewiduje się, że wraz ze wzrostem cen uprawnień do emisji CO₂ powyżej 100 euro za tonę oraz ze wzrostem udziału energii odnawialnej do poziomu 50–60 procent całkowitej produkcji, starsze bloki węglowe staną się nieopłacalne do utrzymania i mogą zostać wyłączone z eksploatacji.