Rachunek, który znika, i rachunek, który zostaje
Weź jeden blok węglowy i rozłóż koszt jego megawatogodziny. Rzeczpospolita podaje przykład: 210 zł to zakup uprawnień do emisji CO2, a 133 zł — sam koszt produkcji energii. Prawo do spalania kosztuje więcej niż samo spalanie.
To nie wyjątek, lecz reguła. Koszty emisji CO2 stanowią od 59 proc. kosztów wytwarzania energii elektrycznej w starych blokach na węgiel kamienny do 68 proc. w blokach na węgiel brunatny — wynika z analiz Biura Maklerskiego Pekao. W blokach gazowych to ok. 25 proc. Stąd bierze się pytanie, które wraca w debacie: gdyby zdjąć tę opłatę, czy węgiel znów by się opłacał?
Odpowiedź zaczyna się tam, gdzie opłaty nie sięgają — w kopalni. Prognozowana strata netto Polskiej Grupy Górniczej za 2025 rok to ok. 5 mld zł — podał wiceprezes PGG ds. finansów Bartosz Kępa. Strata dotyczy wydobycia, nie spalania, więc nie zniknęłaby wraz z opłatami za CO2. W 2025 r. na górnictwo węgla kamiennego trafiło ponad 9 mld zł wsparcia publicznego, a wsparcie wynikające z umowy społecznej może do 2049 r. sięgnąć blisko 140 mld zł.
Przeciętna rodzina widzi oba rachunki w jednej stawce. Płaci rocznie ok. 300 zł za emisję CO2 z produkcji prądu, 600-800 zł na dotacje do pensji górników i ok. 200 zł na budowę i utrzymanie elektrowni — wyliczył Bartłomiej Derski z WysokieNapiecie.pl. Dopłaty do górnictwa kosztują gospodarstwo domowe więcej niż same uprawnienia.
Po stronie budżetu uprawnienia są zaś przychodem. Szacunkowe wpływy Polski ze sprzedaży wyniosą ok. 20,5 mld zł w 2026 r. i ok. 18,4 mld zł w 2027 r.; w 2025 r. było to ponad 16 mld zł. Do tego z Funduszu Modernizacyjnego Polsce przypadnie w latach 2020-2030 wsparcie szacowane na 55 mld zł — najwyższe spośród wszystkich krajów beneficjentów.
Zniknięcie opłaty nie zamyka też granicy. Pełna faza mechanizmu CBAM obowiązuje od 1 stycznia 2026 r.; importerzy towarów z krajów trzecich muszą kupować certyfikaty odpowiadające emisji wbudowanej w te towary. A precedens już był: Wielka Brytania po wyjściu z Unii nie zrezygnowała z ceny emisji — uruchomiła własny system UK ETS i utrzymała podatek węglowy Carbon Price Support. Polski rząd zresztą nie postuluje wyjścia z systemu, lecz jego zmianę. Ministra klimatu Paulina Hennig-Kloska ujęła to tak: „Z systemu ETS nie da się jednostronnie wyjść, ale można i trzeba go zmienić”.
Pełne notowania rynku są w comiesięcznym zestawieniu: 📄 Analiza rynku CO2 za czerwiec 2026 (PDF, źródło: kobize.pl)
Największa pozycja na rachunku
Obserwacja, na której opiera się całe pytanie, jest prawdziwa: uprawnienia do emisji są dziś największą pojedynczą pozycją w koszcie prądu z węgla. Emisyjność polskich bloków na węgiel kamienny wynosi ok. 0,9-1,0 tony CO2 na megawatogodzinę — Forum Energii podaje dla bloków klasy 200 MW przedział 840-1251 kgCO2/MWh przy średniej krajowej emisyjności produkcji energii elektrycznej na poziomie 720 kgCO2/MWh. Każda z tych ton musi być pokryta uprawnieniem kupionym na rynku.
Ceny tych uprawnień poruszają się w szerokim paśmie. W pierwszym tygodniu czerwca 2026 r. spadły z ok. 78 EUR do ok. 75 EUR za tonę — podaje Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami. Dla porównania w lutym 2023 r. cena przekroczyła po raz pierwszy w historii 100 EUR za tonę (notowanie 100,7 EUR), po czym nastąpiła korekta. Analiza cytowana przez Parkiet wskazuje, że w najbliższych latach cena ma kształtować się w okolicach 100 EUR — z zastrzeżeniem samego autora, że to „tylko wstępny, roboczy szacunek”.
Źródło: pl.wikipedia.org
Węgiel pozostaje przy tym fundamentem polskiej energetyki. W pierwszym półroczu 2026 r. węgiel kamienny odpowiadał za 42,6 proc. wyprodukowanej energii elektrycznej — 37,9 TWh, o 2,5 proc. więcej rok do roku. Licząc łącznie z węglem brunatnym, w ostatnim raportowanym miesiącu było to 59 proc. całości produkcji, wobec 33 proc. z odnawialnych źródeł. Operator sieci przesyłowej PSE prognozuje jednocześnie, że w perspektywie dekady udział węgla może spaść poniżej 10 proc., co według Planu Rozwoju Sieci grozi brakami mocy.
Ramy odejścia wyznacza umowa społeczna podpisana w maju 2021 r. przez rząd, związki zawodowe, pracodawców i samorządowców. Zakłada zakończenie eksploatacji węgla kamiennego w 18 polskich kopalniach do 2049 roku. Dokument wciąż nie został notyfikowany przez Komisję Europejską — wniosek w sprawie pomocy publicznej wymaga korekty, a wiceminister energii mówił w kwietniu 2026 r., że sam proces zajmie potem około półtora roku.
Co zostaje, gdy zniknie opłata
Zdjęcie ETS nie naprawia bilansu kopalń. To najważniejsze rozróżnienie w całej sprawie: opłaty za CO2 ponosi elektrownia, która węgiel spala, a nie kopalnia, która go wydobywa. Prognozowana strata netto PGG za 2025 r. to ok. 5 mld zł, którą trzeba było pokryć budżetowymi dotacjami do redukcji wydobycia — spółka podkreśla, że i tak zmniejszyła ją rok do roku o 1,4 mld zł. Skala wsparcia rośnie mimo kurczącej się produkcji: w 2025 r. polskie kopalnie wydobyły 42,8 mln ton węgla kamiennego, o 1,2 mln ton mniej niż rok wcześniej, przy sprzedaży blisko 43,2 mln ton — czyli więcej, niż wydobyto, co oznacza schodzenie ze zwałów. Zestawienia Instratu pokazują też, że problem nie rozkłada się równo: LW Bogdanka od dłuższego czasu notuje najniższe koszty wydobycia, PGG plasuje się nieco poniżej średniej krajowej, a Południowy Koncern Węglowy jest na przeciwległym końcu spektrum. Ceny węgla energetycznego w portach ARA (Antwerpia-Rotterdam-Amsterdam) kształtują się na poziomie nieco powyżej 100 dolarów za tonę, co wyznacza punkt odniesienia dla całego rynku.
Budżet państwa jest po dwóch stronach tego równania. Z jednej strony dopłaca do wydobycia — ponad 9 mld zł w 2025 r., a według analiz Forum Energii w ambitnym scenariuszu krajowego planu energetyczno-klimatycznego same dopłaty do wydobycia wyniosą między 31 a 83 mld zł do 2040 roku. Z drugiej — inkasuje wpływy z aukcji uprawnień. Ministerstwo Finansów już dziś stawia tu granicę: odmówiło emisji obligacji na 2,5 mld zł dla przedsiębiorstw górniczych, o którą wnioskowały resorty energii i aktywów państwowych, uzasadniając to tym, że projekt ustawy budżetowej na 2026 r. takich papierów nie przewiduje. Wypadnięcie wpływów z ETS nie zmniejszyłoby zapotrzebowania kopalń na pieniądze — usunęłoby natomiast jedno ze źródeł, z których dziś to zapotrzebowanie jest finansowane.
Skala tych wpływów jest znacząca. Ponad 4 mld zł z przychodów ze sprzedaży uprawnień trafiło w 2025 r. do Funduszu Rekompensat Pośrednich Kosztów Emisji, wspierającego sektory energochłonne — to 25 proc. wpływów. W okresie 2020-2030 Polsce przypadnie z Funduszu Modernizacyjnego 55 mld zł, najwięcej ze wszystkich krajów beneficjentów, a raport Instytutu Reform szacuje, że do 2032 r. z krajowych aukcji i Funduszu Modernizacyjnego rząd może mieć do dyspozycji nawet 200 mld zł. Bilans nie jest jednak jednostronny: jak wylicza Michał Wojtyło, po uwzględnieniu wpływów z aukcji, środków unijnych, darmowych uprawnień dla przemysłu i uprawnień zgromadzonych w rezerwie rynkowej, Polska w latach 2021-2025 otrzymała z systemu o ok. 13 mld zł mniej, niż polskie firmy wydały na zakup uprawnień. To argument, którym posługują się krytycy systemu — i jest on udokumentowany.
Wyjście z Unii nie jest równoznaczne z wyjściem z ceny emisji. Pokazuje to precedens brytyjski: po opuszczeniu unijnego rynku uprawnień z końcem 2020 r. Wielka Brytania uruchomiła 1 stycznia 2021 r. własny system UK Emissions Trading Scheme i utrzymała podatek węglowy Carbon Price Support. Efekt uboczny był taki, że brytyjska cena emisji bywała wyższa niż unijna, bo mniejszy rynek ma mniejszą płynność. Do tego dochodzi bariera handlowa: od 1 stycznia 2026 r. mechanizm CBAM działa w reżimie docelowym, co oznacza, że emisję wbudowaną w towary spoza Unii trzeba rozliczyć przy ich wprowadzeniu na unijny rynek. Sama procedura wyjścia to osobny koszt — negocjacje na podstawie art. 50 Traktatu o Unii Europejskiej muszą zostać zakończone w ciągu dwóch lat od uruchomienia procedury, a przedłużenie wymaga jednomyślnej decyzji Rady. Szef MSZ Radosław Sikorski w wystąpieniu z lutego 2026 r. oszacował, że według ostrożnych wyliczeń straty Wielkiej Brytanii wynikające z opuszczenia Unii w latach 2020-2025 wynoszą ok. 200 mld euro.
📄 Pytania i odpowiedzi Komisji Europejskiej o mechanizmie CBAM (PDF, źródło: ec.europa.eu)
Część kosztów węgla nie ma z systemem uprawnień nic wspólnego. Dyrektywa o emisjach przemysłowych i konkluzje BAT nakładają na bloki węglowe limity emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu, pyłów i rtęci. Ich spełnienie wymaga instalacji odsiarczania, odazotowania i odpylania — a te trzeba wybudować i utrzymać niezależnie od tego, ile kosztuje tona CO2.
Źródło: strefainwestorow.pl
Osobną kwestią jest wiek floty: większość polskich bloków przekroczyła 35 lat, a według danych Polskiego Instytutu Ekonomicznego średni wiek elektrowni w Polsce, liczony od uruchomienia pierwszego bloku, to 47 lat. Przekłada się to na rosnącą awaryjność i koszty remontów.
Stare bloki i tak są dziś opłacane osobno. PGE, Enea, Tauron, Energa i ZE PAK poinformowały o wygraniu uzupełniającej aukcji rynku mocy na 2026 r. dla starych elektrowni węglowych — jedna ze spółek zgłosiła dziesięć jednostek węglowych i wszystkie uzyskały kontrakty. To wsparcie publiczne za samą gotowość do pracy, finansowane z opłaty mocowej, a nie z ceny energii. Równolegle Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził na 2026 r. taryfy ze średnią ceną energii elektrycznej 495,16 zł/MWh netto dla gospodarstw domowych — nieco poniżej zamrożonej ceny 500 zł/MWh obowiązującej w 2025 r.
Po stronie zatrudnienia proces już się toczy. Do końca kwietnia 2026 r. z osłon socjalnych przewidzianych dla górnictwa skorzystało w samej Polskiej Grupie Górniczej ponad 600 osób — chodzi m.in. o jednorazową odprawę pieniężną w wysokości 170 tys. zł w zamian za odejście z branży. Minister przemysłu Marzena Czarnecka podkreślała przy tym, że „umowa społeczna zakłada utrzymanie kopalń i zatrudnienia w nich, a nie utrzymanie poziomu wydobycia” — bo poziomy wydobycia zależą od sytuacji rynkowej.
Stanowisko rządu jest jednoznaczne i idzie w stronę negocjacji, nie wyjścia. Ministerstwo Klimatu i Środowiska prowadzi działania na rzecz zmiany zasad systemu i pozyskiwania środków z Funduszu Modernizacyjnego. Bieżący spór dotyczy propozycji rewizji, zgodnie z którą 30 proc. przychodów z aukcji przynależnych państwom członkowskim miałoby trafiać do budżetu Unii. Wiceminister klimatu Krzysztof Bolesta odniósł się do tego wprost: „Na to się nie zgadzamy”, argumentując, że przychody powinny zostać w budżetach narodowych. Polska zapowiada też negocjowanie kształtu mechanizmów solidarnościowych w przyszłej dekadzie — Funduszu Modernizacyjnego i nowego instrumentu Investment Booster.
Czego nie policzyliśmy
- Ile realnie kosztowałby własny system opłat emisyjnych. Brytyjski precedens pokazuje, że kraj poza Unią zbudował własny rynek uprawnień, ale nie da się z tego wprost przeliczyć, jaka byłaby cena tony CO2 w polskim odpowiedniku. Nie znaleźliśmy wyliczenia, które by to modelowało.
- Konkurencyjność polskiego eksportu energochłonnego po wyjściu. Stal, cement, nawozy i aluminium trafiają w dużej mierze na rynek unijny, a od stycznia 2026 r. objęte są cłem węglowym. Dostępne szacunki skali tego efektu nie są na tyle udokumentowane, byśmy je tu przywoływali.
- Koszt wydobycia tony węgla w polskich kopalniach. Krążące w debacie liczby nie mają jednego weryfikowalnego źródła pierwotnego — spółki raportują koszty według różnych metodologii. To luka, która utrudnia rzetelne porównanie z ceną importu.
Odpowiedź w dwóch częściach
Odpowiedź jest dwuczęściowa. Tak — zniesienie opłat za emisję CO2 zdjęłoby z węgla największą pojedynczą pozycję kosztową. Przy 59-68 proc. udziału w koszcie wytwarzania energii i cenie uprawnień rzędu 75 EUR za tonę mówimy o kwocie, która w przykładowym rozkładzie kosztu bloku węglowego przewyższa sam koszt produkcji energii.
Nie — samo to nie sprawiłoby, że węgiel „się opłaca”. Kopalnie są nierentowne po stronie wydobycia, niezależnie od tego, ile kosztuje emisja: Polska Grupa Górnicza prognozuje 5 mld zł straty za 2025 rok, a państwo dopłaca do branży ponad 9 mld zł rocznie. Przeciętna rodzina wydaje na dotacje do pensji górników 600-800 zł w skali roku, czyli dwa razy więcej niż na uprawnienia do emisji z produkcji zużywanego przez nią prądu. Flota bloków jest przestarzała, a limity emisji siarki, azotu, pyłów i rtęci obowiązywałyby dalej.
Do tego dochodzi strona przychodowa i handlowa. Sprzedaż uprawnień daje budżetowi ok. 20,5 mld zł w 2026 roku, a Fundusz Modernizacyjny 55 mld zł w dekadzie — najwięcej ze wszystkich krajów korzystających z tego mechanizmu. Wielka Brytania po wyjściu z Unii i tak wprowadziła własną cenę emisji, a od stycznia 2026 roku towary spoza Unii są objęte cłem węglowym na granicy. Polski rząd nie postuluje wyjścia z systemu, tylko zmianę jego zasad — i spiera się z Komisją o to, gdzie mają trafiać pieniądze z aukcji.
