Tomasz Augustyn
Polska płaci za węgiel więcej niż w rachunkach za energię. Płaci także wolniejszą transformacją, zamrożonymi środkami rozwojowymi i polityką regionalną podporządkowaną interesom jednego sektora.
Z raportu SGH i Forum Ekonomicznego 2026 poświęconego rynkom energii wynika, że Państwa Europy Środkowo-Wschodniej są szczególnie narażone na wahania cen energii elektrycznej, gazu i ropy. Mimo integracji rynków unijnych ceny prądu i gazu różnią się najmocniej między krajami w przypadku najmniejszych firm. Polska od jakiegoś czasu odnotowuje najwyższe poziomy cen energii elektrycznej dla przedsiębiorców, tych najmniejszych i największych. W pierwszej połowie 2025 roku prąd i gaz były dla nich najdroższe w Polsce, a z kolei najtańszy prąd miały Słowenia i Estonia. Zarówno odbiorcy energochłonni, jak i mikro-, małe i średnie przedsiębiorstwa płacą relatywnie najwięcej w ujęciu parytetu siły nabywczej nie tylko w całym regionie, ale w całej Unii Europejskiej. Miks elektroenergetyczny Polski jest bardzo obciążony komponentem węglowym, co przy obecnej polityce powoduje, że ceny są tak wysokie.
Prąd jest drogi – a w jakiej kondycji jest polski sektor węglowy? W pierwszym półroczu 2026 roku produkcja węgla w zakładach JSW ogółem wyniosła 6,46 mln ton, produkcja węgla koksowego wyniosła 5,54 mln ton, produkcja węgla do celów energetycznych wyniosła 0,92 mln ton, produkcja koksu ogółem wyniosła 1,43 mln ton. Spółka oszacowała, że w pierwszej połowie 2026 roku miała 236,5 mln zł skonsolidowanej straty EBITDA i 1.043,4 mln zł straty netto. Z wyliczeń PAP Biznes wynika, że w samym II kw. spółka odnotowała ok. 2,1 mln zł zysku EBITDA oraz ok. 431,9 mln zł straty netto. Zarazem według danych Agencji Rozwoju Przemysłu. w pierwszym półroczu import węgla energetycznego do Polski wzrósł o 168 proc. W tym okresie importerzy sprowadzili do Polski 3,06 mln ton węgla energetycznego, przede wszystkim z Kazachstanu i Kolumbii. Z pozostałych krajów import jest śladowy, wynosi zwykle kilkaset tys. ton. Do lipca Polska zaimportowała więc prawie tyle węgla, co w całym roku 2024. Jeśli tempo importu się utrzyma (co jest bardzo prawdopodobne), to sprowadzimy w tym roku najwięcej węgla od kilku lat. Węgiel importują głównie niezależni importerzy i pośrednicy, którzy następnie odsprzedają go dalej. Największym jego odbiorcą są spółki energetyczne, posiadające własne elektrownie węglowe i jednocześnie korzystające z węgla kupowanego z polskich kopalń. Niezależne ciepłownie, należące głównie do samorządów, również korzystają zwykle z krajowego węgla. Nie jesteśmy w stanie jako państwo zaspokoić wszystkich potrzeb w tej dziedzinie Faktem jest, że podczas minionej zimy (2025/2026) brakowało pelletu na opał. W związku z obawą o podaż gazu i rosnącymi cenami energii, elektrownie węglowe zwiększały produkcję.
Przy obecnych warunkach górniczych, „polski węgiel jest po prostu nieopłacalny”, a węgiel z importu nie jest obciążony tymi kosztami. Według ocen ekspertów rocznie dopłacamy do polskich kopalń 10 mld zł. Tymczasem ministerstwo energii oraz MAP wnioskują do Ministra Finansów o przekazanie w 2027 r. dodatkowych 4 mld zł w obligacjach skarbowych na koszty redukcji zdolności produkcyjnych w górnictwie w ramach nowego systemu wsparcia. Objęte są nim Polska Grupa Górnicza oraz Południowy Koncern Węglowy. Ich łączne zapotrzebowanie na środki finansowe w 2027 r. wynosi około 10,85 mld zł. Tymczasem kwota przewidziana w projekcie ustawy budżetowej na 2027 r. na realizację zadań wynikających z ustawy o funkcjonowaniu górnictwa węgla kamiennego wynosi 5 992 492,00 zł. Według informacji ME brak proponowanego obecnie w projekcie budżetu na 2027 r. finansowania dla PGG i PKW będzie skutkować możliwym brakiem realizacji zadań przez spółki już w drugim kwartale 2027 r. oraz możliwą materializacją szeregu ryzyk, w tym: utraty przez nie płynności, zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego, uzależnienia od importu węgla i energii oraz wzrostu kosztów energii.
W odpowiedzi na interpelację poselską Ministerstwo Energii poinformowało, że nie planuje obecnie gruntownych zmian w mechanizmie dopłat do redukcji zdolności produkcyjnych w górnictwie węgla kamiennego w porównaniu z pierwotnym wnioskiem notyfikacyjnym wysłanym KE. Jednocześnie „prowadzone są analizy mające na celu weryfikację skuteczności i efektywności dotychczas przyjętych założeń i zastosowanej metodologii. Ich wyniki mogą stanowić podstawę do wprowadzenia ewentualnych korekt, jeżeli okaże się to niezbędne dla zapewnienia prawidłowej i efektywnej realizacji mechanizmu”. Obecnie trwa proces likwidacji trzech kopalń, co wiąże się z koniecznością ponoszenia znaczących kosztów związanych z finansowaniem świadczeń osłonowych dla pracowników, zabezpieczeniem infrastruktury oraz realizacją innych działań niezbędnych do wygaszania działalności zakładów górniczych. W tym kontekście Ministerstwo Aktywów Państwowych komentuje ograniczenie dostępnych środków finansowych jako czynnik ryzyka wydłużenia procesu likwidacji, a tym samym do zwiększenia jego całkowitych kosztów. Spółki sektora górnictwa węgla kamiennego mówią o istotnych ryzykach prawnych mogących wpływać na poziom ich zobowiązań finansowych w 2027 r., w szczególności związane z roszczeniami pracowniczymi dotyczącymi pracy w godzinach nadliczbowych oraz potencjalnymi skutkami wdrożenia przepisów implementujących dyrektywę UE ws. przejrzystości wynagrodzeń. Według branży skutki finansowe materializacji tych ryzyk mogą sięgać kilkuset milionów złotych wiążąc to z potencjalnym wystąpieniem szerszych konsekwencji społeczno-gospodarczych, w tym wzrostem ryzyka protestów społecznych, ograniczeniem możliwości realizacji zobowiązań wynikających z przyjętych programów dla sektora górnictwa węgla kamiennego, a także negatywnie oddziaływać na bezpieczeństwo energetyczne państwa, zwiększając uzależnienie od importu surowców energetycznych.
W tym kontekście trzeba mieć świadomość jeszcze co najmniej jednego parametru stabilności ekonomicznej branży. Największe spółki nawet kilkadziesiąt milionów złotych rocznie przeznaczają na działalność związków zawodowych. Według danych opublikowanych w 2026 r. w Polskiej Grupie Górniczej S.A. w ubiegłym roku wydano na ten cel 48 mln, w Jastrzębskiej Spółce Węglowej SA – 34,3 mln zł, a w Południowym Koncernie Węglowym SA – 11,9 mln.Grupa Kapitałowa KGHM Polska Miedź w 2025 r. wydała na działalność organizacji związkowych 21 mln zł, natomiast spółka KGHM Polska Miedź S.A. – 19 mln zł. W samym tylko Orlen S.A. funkcjonuje 25 organizacji związkowych W przedsiębiorstwie Poczta Polska S.A., obecnie działa 80 zakładowych organizacji związkowych, choć liczba ta jest zmienna. W Orlenie 8 pracowników firmy korzysta ze zwolnienia z obowiązku świadczenia pracy z zachowaniem prawa do wynagrodzenia. W JSW w 2025 roku 112 pracowników było zwolnionych ze świadczenia pracy w związku z pełnieniem funkcji związkowej w pełnym wymiarze czasu pracy, a ich wynagrodzenie wynosiło równowartość średniej z trzech ostatnich pensji przed pełnieniem obowiązków związkowych w pełnym wymiarze czasowym. W PKW było około 50 takich osób.
Nie chodzi o to, czy dodatkowe kilkadziesiąt milionów złotych przeważają o efektywności ekonomicznej działania spółek węglowych. Nie chodzi o pytanie, ile kosztuje utrzymywanie nierentownych kopalń. Problem jest szerszy: Polska ponosi koszt całego „nawisu węglowego” nad polityką gospodarczą, energetyczną i regionalną. Jego istotą jest podporządkowanie znacznej części decyzji publicznych konieczności podtrzymywania układu, którego ekonomiczna racjonalność systematycznie się zmniejsza, ale którego znaczenie społeczne, polityczne i instytucjonalne pozostaje bardzo duże. W rezultacie pieniądze, uwaga administracji, zdolność do podejmowania decyzji i przestrzeń politycznego kompromisu są angażowane nie tylko w finansowanie bieżącego funkcjonowania sektora, ale również w zarządzanie konsekwencjami odkładanej transformacji.
Nie oznacza to, że można po prostu wyłączyć energetykę węglową i zamknąć kopalnie. Polska nadal potrzebuje stabilności systemu elektroenergetycznego, rezerw mocy i bezpieczeństwa dostaw w okresie przejściowym. Węgiel przez określony czas pozostanie jednym z elementów tej stabilności. Nie można jednak mylić potrzeby utrzymywania części zdolności wytwórczych z koniecznością konserwowania całego dotychczasowego systemu gospodarczego i społecznego. To dwa różne problemy, które zbyt często traktowane są jako jedno zagadnienie. Bezpieczeństwo energetyczne państwa nie wymaga utrzymywania każdej kopalni, każdego mechanizmu zatrudnienia i każdego historycznie ukształtowanego przywileju. Wymaga natomiast jasnego określenia, jakie zdolności są potrzebne, przez jaki czas, za jaką cenę i w jaki sposób mają zostać zastąpione. Tymczasem trudno dziś stwierdzić, że państwo realizuje w tym zakresie skoordynowaną politykę. Z jednej strony ponosimy wysokie koszty utrzymywania krajowego wydobycia, z drugiej importujemy coraz większe ilości węgla, ponieważ na określonych segmentach rynku jest on tańszy lub po prostu dostępniejszy. Z jednej strony deklarujemy konieczność ograniczania roli węgla, z drugiej system wsparcia ekonomicznego pozwala przez kolejne lata utrzymywać działalność, która bez pomocy publicznej nie byłaby w stanie funkcjonować w obecnej skali. Z jednej strony rozwijamy energetykę odnawialną, offshore, energetykę jądrową oraz nowe sieci przesyłowe, z drugiej pozostawiamy bardzo dużą część środków publicznych związaną z obsługą kosztów starego systemu. Państwo działa równocześnie w kilku kierunkach, przy czym działania te nie zawsze tworzą spójną sekwencję.
Cena tej niespójności ujawnia się w rachunkach przedsiębiorstw. Polska gospodarka nie konkuruje przecież na rynku europejskim abstrakcyjnie, lecz poprzez tysiące konkretnych firm podejmujących decyzje o inwestycjach, zatrudnieniu, lokalizacji produkcji i ekspansji. Jeżeli przedsiębiorstwo w Polsce płaci za energię więcej niż jego konkurent w innym państwie Unii, koszt ten staje się elementem decyzji inwestycyjnej. Dotyczy to nie tylko wielkich zakładów energochłonnych. Szczególnie niebezpieczna jest sytuacja małych i średnich przedsiębiorstw, które mają znacznie mniejsze możliwości zabezpieczania cen energii, negocjowania warunków dostaw czy inwestowania we własne źródła. Jeżeli wysokie ceny energii stają się trwałym elementem funkcjonowania polskiej gospodarki, przestają być problemem sektora energetycznego i stają się problemem polityki rozwoju.
W tym właśnie miejscu pojawia się bezpośredni związek z polityką regionalną. Każda złotówka przeznaczona na długotrwałe podtrzymywanie nieefektywnego systemu jest złotówką, której nie można przeznaczyć na inne interwencje rozwojowe. Nie chodzi przy tym o prosty rachunek budżetowy, w którym można byłoby mechanicznie przenieść środki z górnictwa na infrastrukturę Pomorza Zachodniego, Podlasia czy Warmii i Mazur. Znacznie ważniejszy jest mechanizm polityczny: utrzymywanie sektora węglowego absorbuje ogromną część zdolności państwa do prowadzenia polityki strukturalnej. Każdy kolejny pakiet ratunkowy, mechanizm osłonowy, negocjacje społeczne czy dokapitalizowanie przedsiębiorstw utrwalają sytuację, w której jeden region i jeden sektor posiadają nieporównywalnie większą zdolność wymuszania reakcji państwa niż większość pozostałych obszarów kraju. Powstaje w ten sposób szczególna asymetria polityki regionalnej. Problemy demograficzne Pomorza Zachodniego, peryferyjność części województwa warmińsko-mazurskiego, dostępność transportowa Polski Wschodniej, ograniczenia rozwojowe obszarów popegeerowskich czy niedostateczna baza usług publicznych w małych miastach są zjawiskami strukturalnymi, rozłożonymi w czasie i przestrzeni. Nie generują jednego momentu kryzysowego, który wymusza natychmiastową reakcję rządu. Tymczasem zagrożenie płynności dużej spółki górniczej, perspektywa protestów czy możliwość gwałtownego wzrostu bezrobocia w skoncentrowanym przestrzennie sektorze od razu przybierają postać kryzysu politycznego. Państwo reaguje więc znacznie silniej na problemy skoncentrowane niż na problemy rozproszone, nawet jeżeli długookresowe koszty tych drugich są równie wysokie albo wyższe.
Właśnie dlatego dyskusja o kosztach transformacji Śląska nie może być sprowadzana do pytania, czy region ten „zasługuje” na pomoc. Oczywiście zasługuje, podobnie jak każde terytorium dotknięte głęboką restrukturyzacją. Problem polega na czym innym: czy pomoc prowadzi do rzeczywistego zmniejszania zależności od sektora węglowego, czy jedynie finansuje jej wydłużanie. Jeżeli znaczna część transferów publicznych służy przede wszystkim utrzymaniu bieżących struktur zatrudnienia, pokrywaniu strat i łagodzeniu kosztów odkładanych decyzji, wówczas nie mamy do czynienia z polityką transformacji, lecz z polityką prolongowania istniejącego modelu. Taka polityka może być społecznie zrozumiała w krótkiej perspektywie, ale staje się coraz trudniejsza do obrony w perspektywie rozwojowej. Środki przeznaczane na podtrzymywanie działalności nierentownej nie tworzą nowych przewag konkurencyjnych. Nie zwiększają produktywności, nie budują nowych sektorów technologicznych, nie poprawiają jakości edukacji i nie zwiększają odporności infrastruktury. Mogą kupić czas. Problem pojawia się wtedy, gdy kupowany czas nie jest wykorzystywany do dokonania zmiany strukturalnej.
Śląsk powinien być jednym z najważniejszych beneficjentów polityki transformacyjnej, ale jej celem powinno być właśnie uwolnienie regionu od zależności od górnictwa. Paradoks obecnego modelu polega na tym, że część instrumentów mających łagodzić skutki transformacji jednocześnie wzmacnia polityczne i społeczne mechanizmy opóźniające jej przeprowadzenie. Im dłużej utrzymywane są stare struktury, tym większy staje się koszt ich późniejszego wygaszania. Rośnie średni wiek infrastruktury, zwiększają się zobowiązania pracownicze, kumulują koszty środowiskowe, a jednocześnie coraz trudniej jest przekonać kolejne grupy interesu, że moment zamknięcia rzeczywiście nadszedł. W efekcie powstaje swoisty mechanizm pułapki. Państwo dopłaca do sektora, ponieważ obawia się kosztów jego szybkiego ograniczenia. Dopłaty zmniejszają presję na restrukturyzację. Brak restrukturyzacji zwiększa przyszłe koszty. Wyższe przyszłe koszty stają się argumentem za kolejnymi dopłatami. W takim układzie decyzje, które miały stabilizować sytuację, same zaczynają reprodukować problem.
Nie mniej ważny jest koszt utraconych możliwości. Polska znajduje się dziś w momencie wyjątkowo kapitałochłonnej przebudowy gospodarki. Potrzebujemy nowych źródeł energii, sieci przesyłowych, magazynów energii, infrastruktury portowej, infrastruktury kolejowej, cyfryzacji, obronności, modernizacji systemów wodnych, poprawy dostępności usług publicznych i dostosowania regionów do gwałtownych zmian demograficznych. Wszystkie te potrzeby konkurują o te same zasoby fiskalne, wykonawcze i administracyjne. Każde trwałe zobowiązanie wobec starego systemu ogranicza zdolność finansowania nowego. Z punktu widzenia regionów szczególnie istotny jest rozwój energetyki. Polska transformacja przesuwa bowiem część geograficznego środka ciężkości systemu energetycznego z południa ku północy. Offshore, energetyka jądrowa, terminale LNG, infrastruktura portowa, sieci przesyłowe i potencjalnie nowe technologie wodorowe wzmacniają znaczenie Pomorza, Pomorza Zachodniego i innych regionów północnych. Nie chodzi o zastępowanie jednej regionalnej preferencji drugą. Chodzi jednak o uznanie, że system gospodarczy kraju zmienia swoją geografię, a polityka inwestycyjna państwa powinna odpowiadać tej zmianie.
Jeżeli przez kolejne lata ogromne środki będą konsumowane przez obsługę kosztów schodzącego modelu, nowe regiony wzrostu mogą nie otrzymać infrastruktury w tempie odpowiadającym ich rosnącym funkcjom. Tymczasem opóźnienie budowy sieci przesyłowych, portów instalacyjnych, dróg, kolei czy zaplecza przemysłowego wokół nowych źródeł energii również ma swój koszt gospodarczy. Jest on jednak mniej widoczny niż zamknięcie kopalni. Nie pojawia się w jednym momencie i nie wywołuje natychmiastowego protestu. Objawia się po kilku latach w postaci inwestycji, które nie powstały, miejsc pracy, które powstały gdzie indziej, i firm, które wybrały inną lokalizację. Potrzebujemy zatem odejścia od sektorowego myślenia o transformacji energetycznej i włączenia jej do polityki regionalnej państwa. Nie wystarczy przygotować harmonogram zamykania kopalń. Potrzebny jest przestrzenny bilans transformacji: gdzie powstają nowe moce, gdzie rośnie zapotrzebowanie na sieci, gdzie mogą lokować się nowe branże przemysłowe, które regiony ponoszą koszty zmian, które uzyskują nowe przewagi i jakie inwestycje publiczne powinny wyrównywać te procesy. Dopiero wtedy będzie można mówić o rzeczywiście skoordynowanej transformacji.
Państwo powinno także znacznie precyzyjniej rozdzielić trzy cele, które obecnie mieszają się w jednej debacie: bezpieczeństwo energetyczne, politykę społeczną oraz politykę przemysłową. Jeśli określona kopalnia ma być czasowo utrzymywana dlatego, że jej produkcja jest niezbędna z punktu widzenia bezpieczeństwa systemu, należy to jasno wykazać i finansować jako koszt bezpieczeństwa energetycznego. Jeśli utrzymywanie zatrudnienia ma zapobiec gwałtownemu kryzysowi społecznemu, trzeba nazwać to polityką społeczną i oceniać według jej efektywności. Jeśli zaś dany zakład ma funkcjonować jako przedsiębiorstwo rynkowe, powinien być oceniany według kryteriów ekonomicznych. Łączenie tych trzech porządków pozwala przez lata uzasadniać każdą stratę argumentem bezpieczeństwa i każdy brak restrukturyzacji argumentem społecznym. Taki rozdział funkcji umożliwiłby również uczciwszą dyskusję o kosztach. Być może część wydatków na utrzymywanie określonych zdolności węglowych jest przez pewien czas uzasadniona. Ale wtedy trzeba wiedzieć, ile rzeczywiście kosztuje nas bezpieczeństwo energetyczne, a ile podtrzymywanie struktur, które z bezpieczeństwem mają coraz mniej wspólnego. Bez takiego rachunku każda kolejna kwota może być przedstawiana jako „konieczna”, ponieważ alternatywą ma być rzekomo natychmiastowa destabilizacja systemu.
Największym problemem nie jest więc sam węgiel. Jest nim brak konsekwencji w przechodzeniu od starego do nowego modelu. Płacimy jednocześnie za utrzymywanie systemu schodzącego i za budowę systemu przyszłości, ale nie potrafimy wystarczająco szybko przesuwać zasobów z jednego do drugiego. W efekcie energia pozostaje droga, górnictwo pozostaje nierentowne, nowe źródła energii napotykają bariery infrastrukturalne, a polityka regionalna musi konkurować o środki z kolejnymi pakietami osłonowymi. To właśnie jest dziś zasadniczy problem „nawisu węglowego”. Nie polega on na tym, że Śląsk otrzymuje wsparcie. Polega na tym, że przez dekady wytworzono system, w którym koszty jego przekształcenia stały się argumentem przeciwko przyspieszeniu przekształcenia. Śląsk pozostaje zakładnikiem gospodarki węglowej, ale zakładnikiem tego samego układu stają się także inne regiony Polski, które ponoszą pośredni koszt wolniejszej modernizacji energetycznej, wyższych cen energii i ograniczonej przestrzeni dla własnych potrzeb rozwojowych.
Nie stać nas więc nie tylko na bezterminowe podtrzymywanie nierentownych kopalń. Coraz mniej stać nas na cały system politycznych, finansowych i instytucjonalnych zależności, który sprawia, że każda decyzja o odchodzeniu od węgla staje się trudniejsza niż poprzednia. Odpowiedzią nie może być gwałtowne zerwanie, które zagrozi bezpieczeństwu energetycznemu i społecznemu. Odpowiedzią musi być znacznie bardziej precyzyjne zarządzanie schodzeniem z węgla: z określonym harmonogramem, bilansem kosztów, jasno zdefiniowanymi funkcjami przejściowymi i równoległym przesuwaniem zasobów do tych miejsc i sektorów, które będą budowały konkurencyjność gospodarki w kolejnych dekadach. Dopiero wtedy transformacja Śląska przestanie być problemem, który polityka regionalna całego państwa musi stale finansować i amortyzować, a stanie się rzeczywistą częścią przebudowy przestrzennej polskiej gospodarki. Bez tego będziemy nadal płacić podwójnie: raz za utrzymywanie starego systemu, a drugi raz za konsekwencje tego, że nowy powstaje zbyt wolno.
