Prawdziwym „czarnym złotem” jest dziś węgiel, a nie ropa naftowa. Powód? Strach przed kryzysem energetycznym po wybuchu wojny na Bliskim Wschodzie. Świat znów chce kupować i spalać węgiel, od którego Polska i UE odchodzą. Kto ma rację?
- Świat zwraca się ku węglowi. Powodem jest kryzys energetyczny wywołany przez wojnę na Bliskim Wschodzie, w tym rosnące ceny gazu i jego niedobór.
- Chiny, Kazachstan i USA Donalda Trumpa fedrują na potęgę. Polska, płynąc z nurtem zielonej transformacji UE, odchodzi od węgla – chociaż, jak mówi Zero.pl jeden z negocjatorów warunków naszego wejścia do Unii, nikt nigdy nie kazał nam zamykać kopalni, a jedynie zmniejszyć emisje.
- Polski rząd od ponad dwóch lat przygotowuje strategię wykorzystania tzw. bloków węglowych. Zamiast strategii słyszymy jednak cały czas o „trwających analizach”.
Marzec 2026 r. Na międzynarodowym rynku węgla wzrosty. Cena kontraktów miesięcznych w portach ARA (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpia), która jeszcze 27 lutego wynosiła 108,4 dol. za tonę, 3 marca osiąga poziom 128,75 dol. za tonę. Tydzień później to już 137,2 dol. Zyskują też rynki spot – tam kupuje się węgiel za gotówkę, z natychmiastową dostawą. Indeks miesięczny CIF ARA (określa ceny surowca kupowanego na warunkach koszt, ubezpieczenie, fracht) dla węgla o wysokiej wartości opałowej rośnie na przestrzeni marca o 12,31 proc., do 119,45 dol. za tonę.
Agencja Rozwoju Przemysłu odnotowuje, że za zwyżki odpowiadają głównie „nasilające się – w obliczu eskalacji konfliktu zbrojnego na Bliskim Wschodzie – obawy o bezpieczeństwo energetyczne i związana z nimi perspektywa zwiększonego popytu na węgiel”.
Kwiecień 2026 r. Przywódca Chin, Xi Jinping, apeluje o szybsze opracowanie nowego systemu energetycznego Państwa Środka. Podkreśla znaczenie odnawialnych źródeł energii (OZE), ale nie ukrywa, że podstawą ma być energia z węgla kamiennego.
W kwestii węgla świat nie poszedł za Europą
Agencja Reutera, cytując słowa Xi, zauważa, że węgiel kamienny i produkty pochodne stanowią ok. 61 proc. koszyka energetycznego Chin. I to dlatego Chiny nie odczuwają skutków irańskiej blokady Cieśniny Ormuz tak mocno, jak inne kraje. Cieśniną tą przed wybuchem wojny w Zatoce Perskiej przepływało ponad 20 proc. światowych dostaw ropy naftowej i LNG.
15 mld zł na iluzję? Pięć pytań o polską „tarczę antydronową”
– Chiny nigdy nie zarzuciły węgla. Bardzo mocno rozwijają OZE, ale jednocześnie traktują elektrownie węglowe jako bazę systemu energetycznego – mówi portalowi Zero.pl Paweł Puchalski, analityk Santander BM. – My patrzymy na węgiel z perspektywy Europy i to, co lokalnie słyszymy, przesłania nam świat, który nigdy nie powiedział, że odchodzi od węgla. Innymi słowy, świat nie poszedł za Europą.
Przykładów jest więcej. Na początku kwietnia minister energii Kazachstanu, Jerłan Akkenżenow, ogłasza, że w 2026 r. kraj ten chce zwiększyć wydobycie węgla o 11,2 proc., do 128,9 mln ton. Szok? Zdaniem Jerzego Markowskiego – żaden szok, wręcz oczywistość. Markowski to były wiceminister przemysłu i handlu, a także wiceminister gospodarki w drugiej połowie lat 90. A także budowniczy kopalni węgla kamiennego Budryk.
– Nawet bez kryzysu w Iranie światowe wydobycie węgla rosło o ok. 5 proc. rocznie, by w 2025 r. sięgnąć 8,7 mld ton – mówi. – W Azji, Afryce, obu Amerykach nikt nie przejmuje się parametrami obowiązującymi w Europie. Tam rozumieją, że to nie wydobycie węgla jest powodem wysokich emisji, a forma jego spalania – zauważa.
Optyką Europy nie przejmuje się też Donald Trump. Wiosną 2025 r. podpisał szereg dekretów wspierających amerykański przemysł węglowy. Mówiąc o węglu, używa przymiotników „piękny” i „czysty”. Opowiada, że jego zasoby ukryte w amerykańskiej ziemi są warte „sto razy więcej” niż złoto USA w skarbcu Fort Knox.
Świat nie odkrył zatem węgla na nowo, ale wojenna zawierucha sprawiła, że znów docenił odporność tego surowca na zawirowania geopolityczne.
Kolejny globalny kryzys oddala „koniec węgla”
– Obecny wzrost zainteresowania węglem powtarza się przy każdym kryzysie, zwłaszcza natury energetycznej – zauważa w rozmowie z Zero.pl prof. Paweł Bogacz z Wydziału Inżynierii Lądowej i Gospodarki Zasobami AGH w Krakowie.
Powstaje zatem pytanie, czy węgiel nie powinien zostać „zrehabilitowany” także na dłuższą metę.
– Tak się po prostu musi stać – odpowiada Jerzy Markowski. – Wszystkie kraje, które mają energetykę węglową, a także chemię opartą o przeróbkę węgla, postanowiły do tego węgla wrócić, bo ograniczenia dostaw gazu związane z blokadą Cieśniny Ormuz i silne wzrosty jego cen doprowadziły do tego, że drastycznie wzrosły koszty produkcji nawozów (gaz ziemny odgrywa fundamentalną rolę w produkcji nawozów azotowych – red.). Wzrost kosztów produkcji nawozów przekłada się z kolei na koszt produkcji żywności.
Jakub Szkopek, analityk ds. przemysłu i wydobycia w Erste, potwierdza, że w Chinach spora część przemysłu chemicznego jest oparta o technologię węglową. – W sytuacjach niedoboru gazu, jak teraz, zakłady produkujące nawozy mogą się na nią przełączyć – wskazuje. Jerzy Markowski dodaje zaś, że ostatnia dynamiczna sytuacja na rynku gazu spowodowała, że w energetyce zasilanej „błękitnym paliwem” koszty produkcji energii elektrycznej wzrosły.
W ciągu kilku tygodni od wybuchu konfliktu na Bliskim Wschodzie ceny gazu podskoczyły o ponad 100 proc. – o ile jeszcze pod koniec lutego cena za megawatogodzinę oscylowała wokół 32 euro, to w trzeciej dekadzie marca było to już ponad 65 euro (w połowie kwietnia sytuacja uspokoiła się i notowania gazu spadły do ok. 43 euro za MWh).
Dlaczego w Polsce brakuje pieniędzy na zdrowie?
Tak, jak zmienna jest sytuacja w przypadku notowań gazu, tak też marcowy wzrost cen węgla można traktować jako efekt przejściowy. Jakub Szkopek uważa, że w średnim terminie pewnie wróci on do łask.
To dlatego, że wzrost cen gazu związany z wojną na Bliskim Wschodzie spowodował, że węgiel stał się bardziej atrakcyjnym cenowo źródłem energii. Spalanie węgla – jak podkreśla analityk – jest obecnie tańsze o 30 proc. od spalania gazu (w przeliczeniu na gigadżula), nawet po uwzględnieniu opłat za emisję CO2. Nasz rozmówca przypomina, że podobnie było w czasie kryzysu energetycznego w 2022 r., po ataku Rosji na Ukrainę, jednak potem świat znów postawił na trend dekarbonizacji (odchodzenia od węgla – red.). – i przewiduje, że tak stanie się i tym razem, bo nawet Chiny stawiają mocno na rozwój OZE.
Jest to prawda – Chinom udało się nawet zrealizować z sześcioletnim wyprzedzeniem cel osiągnięcia 1,2 TW mocy zainstalowanej w OZE do 2030 r. Ale i tak zielony nurt w energetyce nie płynie tam tak szybko, jak w UE, która chce osiągnąć neutralność klimatyczną do 2050 r. Do unijnej strategii musi dostosować się Polska, chociaż lata uzależnienia od węgla nie ułatwiają sprawy. Proces transformacji jest u nas trudny i rozpisany na wiele lat: ostatnie kopalnie węgla energetycznego w Polsce mają zostać zamknięte w 2049 r. (to data z umowy społecznej, którą górnicy podpisali z rządem Mateusza Morawieckiego w 2021 r.). Jednocześnie udział zielonych źródeł w produkcji energii elektrycznej w naszym kraju rośnie.
W 2023 r. węgiel odpowiadał za 60,9 proc. energii wyprodukowanej w Polsce. W 2024 r. – za 55,6 proc. W 2025 r. – za 52,7 proc. Gdy udział węgla w generacji energii spadał, udział OZE rósł: z 27,3 proc. w 2023 r. do 30,8 proc. w 2024 r. i do 31,4 proc. w 2025 r.
Nie chodzi tylko o kopalnie
Kryzysy nie pozwalają zapomnieć o węglu. Kilka dni po ataku USA i Izraela na Iran minister energii, Miłosz Motyka, powiedział, że potrzebne jest utrzymywanie części polskich bloków węglowych w tzw. zimnej rezerwie, właśnie z myślą o kryzysach. Samo funkcjonowanie kopalń to bowiem nie wszystko – integralną częścią energetyki opartej na węglu jest posiadanie sprawnych elektrowni zdolnych ten węgiel spalać.
– Horyzont 2049 r. jako data zamknięcia ostatniej kopalni węgla w Polsce jest bez znaczenia – mówi Paweł Puchalski z Santander BM. – Dużo ważniejszy jest rok 2028, bo tylko do tego roku włącznie możemy dać wsparcie dla elektrowni węglowych z rynku mocy. Potrzebne jest albo przedłużenie rynku mocy, albo jakieś inne instrumenty wsparcia dla jednostek opartych na węglu. Tu jednak jesteśmy zależni od UE i możemy mieć jedynie nadzieję, że coś się zacznie zmieniać pod tym względem.
Co to jest rynek mocy? W uproszczeniu można go porównać do systemu awaryjnego, który jest złożony z rezerwowych elektrowni. Dostają one pieniądze od państwa nie tylko za prąd, który produkują, ale za sam fakt, że są sprawne i mogą produkować energię elektryczną, kiedy np. skokowo wzrośnie popyt albo zabraknie wiatru czy słońca, przez co turbiny wiatrowe i panele fotowoltaiczne nie będą mogły tej energii dostarczyć w wystarczającej ilości. Tę gotowość rezerwowych elektrowni do pracy opłacamy wszyscy w rachunkach za prąd (to tzw. opłata mocowa).
W sierpniu 2025 r. Bruksela dała zielone światło dla utrzymania węglowych bloków energetycznych w polskim rynku mocy do 31 grudnia 2028 r. Dostaliśmy tę tymczasową zgodę, chociaż starsze bloki w Polsce nie spełniają unijnych limitów emisji.
Emisyjność to tylko jeden z problemów ze starszymi blokami węglowymi, czyli blokami klasy 200 MW (w Polsce funkcjonuje ich ponad 40). Osiągnęły one już wiek emerytalny – ich budowa rozpoczęła się w latach 60. XX w. Są opalane węglem kamiennym lub brunatnym – spalają go dużo, emitując przy tym dużo CO2. Przez to są kosztowne – trzeba kupować dla nich nie tylko dużo węgla (którego wydobycie w Polsce staje się coraz droższe), lecz także nabywać unijne uprawnienia do emisji (ETS). Poza tym upływ czasu robi swoje – bloki te są coraz bardziej awaryjne. Potrzebują też modernizacji w celu zwiększenia ich elastyczności, tak, aby nadążały na nagłymi zmianami w zapotrzebowaniu na energię.
Mimo tych problemów z „dwusetkami” minister energii w rządzie, który kontynuuje przecież odchodzenie od węgla, daje do zrozumienia, że nie mogą one iść w odstawkę.
– Węgiel kamienny jest i powinien być traktowany jako bezpiecznik, zwłaszcza w polskiej rzeczywistości – uważa prof. Paweł Bogacz z AGH. – Dysponujemy przecież odpowiednio dużymi zasobami tego surowca, posiadamy (jeszcze) stosowne rozwiązania przemysłowe, ciągi technologiczne – wszystko to, co pozwala stwierdzić, że jesteśmy pod tym kątem niezależni i suwerenni.
– Należy też postawić pytanie o rolę węgla jako paliwa przejściowego, bazy stabilizującej rynek mocy, która w sytuacjach np. braku odpowiedniej sytuacji pogodowej dla OZE, a także i przede wszystkim w sytuacjach kryzysowych, mogłaby być wykorzystywana w większym stopniu niż teraz – dodaje.
Prof. Bogacz przekonuje, że – wbrew pozorom – to także koncepcja, która broni się zarówno od strony ekonomicznej, jak i,co może zaskakiwać, środowiskowej. – Spalanie paliw gazowych lub ciekłych, transportowanych z bardzo dużych odległości, które trzeba wydobyć, przewieźć np. statkiem, zmienić stan skupienia (jak w przypadku LNG), przepompować, niekoniecznie musi być tańsze ani bardziej ekologiczne. Przykładowo, przy eksploatacji oraz przeładunkach gazu niemała część tego paliwa ucieka, a zawarty w nim metan ma bardzo duży potencjał globalnego ocieplenia – przekonuje naukowiec.
Potrzebna wizja dla bloków węglowych
Podstawowe pytanie w tej sytuacji brzmi: czy w rządzie jest wizja, co zrobić ze starszymi blokami węglowymi? Zapytaliśmy Ministerstwo Energii, czy przede wszystkim widzi potrzebę utrzymywania wsparcia dla nich w ramach rynku mocy po 2028 r. i czy prowadzi na ten temat rozmowy w Brukseli.
Resort w odpowiedzi przypomniał nam, że rynek mocy od lipca 2025 r. „ funkcjonuje jako mechanizm zdekarbonizowany”, co jest zgodne z prawem UE. To znaczy, że Polska niecały rok temu zobowiązała się, że przestanie wspierać elektrownie węglowe. Obecnie planuje się, że mechanizm ten będzie działał do 2030 r. – do tego czasu będą odbywały się aukcje organizowane przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE), w ramach których elektrownie będą zawierać kontrakty na dostarczanie mocy i pozostawanie w gotowości, by chronić nas przed blackoutem.
Biuro prasowe ME przekazało nam, że prowadzone są prace nad przedłużeniem rynku mocy po 2030 r. „Pozostajemy w stałym kontakcie z Komisją Europejską, na poziomie roboczym i politycznym, aby wypracować rozwiązania zgodne z potrzebami rynku oraz z uwzględnieniem wytycznych w zakresie pomocy publicznej na cele związane z energią” – zapewnia resort.
Niezależnie od starań na rzecz przedłużenia rynku mocy po 2030 r., Polska musi postarać się o wyjątek dla wspomnianych wcześniej najstarszych i najbardziej emisyjnych bloków węglowych, które mogą brać udział w rynku mocy tylko do 2028 r. Czy KE taki wyjątek dla nas zrobi? Ze słów rzecznika PSE, Macieja Wapińskiego, wynika, że jest na to szansa. Deklaruje on, że PSE, które są operatorem polskiego systemu przesyłowego energii elektrycznej, będą wspierać polski rząd w staraniach o to, by po 2028 r. funkcjonował jakiś mechanizm wsparcia dla najbardziej wiekowych elektrowni spalających węgiel.
– Komisja Europejska, która była kiedyś mocno sceptyczna w sprawie mechanizmów mocowych w różnej formule, jest teraz dużo mniej rygorystyczna co do ich funkcjonowania i kształtu takich rozwiązań – wskazuje Maciej Wapiński. – Oczywiście, trzeba pamiętać, że KE traktuje te mechanizmy jako pomoc publiczną, potrzebna jest zatem notyfikacja takiego wsparcia.
Pozostaje pytanie, jak KE odniesie się do wysokich poziomów emisyjności najstarszych bloków węglowych. Maciej Wapiński wskazuje, że można wypracować rozwiązanie polegające na tym, że jednostki te będą jedynie obecne w systemie, by go bilansować, nie będą natomiast spalać węgla i zanieczyszczać atmosfery. – Jako PSE pracujemy nad taką propozycją – mówi. – Nie da się jednak w sposób jednoznaczny odpowiedzieć na pytanie, czy wszystkie bloki 200 MW weszłyby do takiego mechanizmu.
Jerzy Markowski proponuje inną receptę. – Cały wysiłek intelektualny, inżynierski, należy skierować na technologię spalania węgla w elektrowniach i elektrociepłowniach, tak, by była ona mniej emisyjna, a nie na likwidowanie energetyki węglowej jako takiej – mówi. Nasz rozmówca ma tu na myśli zastosowanie takich technologii, które umożliwią spalanie węgla przy jednoczesnym redukowaniu ilości gazów cieplarnianych uwalnianych do atmosfery (np. technologie wyłapywania i utylizacji dwutlenku węgla).
Węglowy komfort i dyskomfort Polski
– Wszyscy ci, którzy mają węgiel, robią, co można, by z niego korzystać – dodaje Markowski. – Polska ma tutaj komfort i dyskomfort zarazem. Komfort – bo mamy potężne geologiczne zasoby węgla, szacowane na 56 mld ton. Nikt w Europie nie ma większych. Węgla kamiennego nie wydobywa się po to, żeby go wydobyć, tylko po to, żeby był użyteczny w procesie energetycznym. My likwidujemy sobie ten cenny zasób bez wojny, i to jest ten dyskomfort.
Czy jednak nie jest tak, że od likwidacji kopalń nie ma odwrotu w świetle unijnej polityki klimatycznej? – Byłem wśród osób, które negocjowały warunki przystąpienia Polski do UE. Nikt nigdy nie żądał od nas likwidacji kopalń, tylko ograniczenia emisji, a to można było zrobić w inny sposób. Harmonogram zamykania kopalń i umowa społeczna z górnikami to nasz pomysł – odpowiada Markowski.
I dodaje: – Tę umowę charakteryzuje jedna doktryna: górnictwo węgla energetycznego ma przestać istnieć. Tymczasem nasz model energetyki jest wciąż do tego stopnia oparty na węglu, że można myśleć o bezpiecznym zastąpieniu tego węgla jedynie atomem. Jednak najpierw trzeba doczekać wybudowania elektrowni atomowej.
Wniosek o pozwolenie na budowę pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce, w gminie Choczewo na Pomorzu, został złożony w marcu br. Pierwsze prace budowlane planowane są na 2028 r., a zakończenie inwestycji – na 2036 r.
Program likwidacji kopalń w Polsce pod lupę?
Jerzy Markowski uważa, że potrzebne jest odejście od „obsesyjnej eliminacji węgla na zasadzie: nie, bo nie”. – Trzeba zweryfikować program likwidacji kopalń – przekonuje. – Powinny zostać może cztery: te, które mają zasoby. Należy też zacząć prace nad otwieraniem nowych kopalń węgla w Lubelskim Zagłębiu Węglowym. Tam geologia jest komfortowa i jest szansa na dodatnie wyniki spółek górniczych, czego dowodzą wyniki Bogdanki.
Bogdanka rzeczywiście wyróżnia się na tle polskich kopalń – jest tam płytko, głębokość eksploatacji to 860-1100 m, podczas gdy w kopalniach górnośląskich głębokość niektórych wyrobisk sięga 1300 m. Przez to wydobycie w Bogdance jest bardziej efektywne.
– Transformacja energetyczna postępuje i powinna postępować, ale widać, że narracja bardzo szybkiego zielonego zwrotu traci impet, a wręcz może odejść do lamusa – zauważa prof. Bogacz z AGH. – Najbardziej radykalne scenariusze zmniejszania poziomu emisji są bowiem obecnie zarzucane (pokazała to dyskusja na temat ETS 2), choć pamiętajmy, że nie jest to całkowity zwrot w myśleniu unijnych decydentów.
„Roztrwoniliśmy ten potencjał”
Wyobraźmy sobie jednak, że następuje może nie zwrot, ale „łagodny skręt” w kierunku węgla i przyzwolenie na większe jego wykorzystanie w energetyce. Jak będziemy go spalać, skoro strategii dla bloków klasy 200 MW wciąż nie ma? Czy możliwa jest dziś ich modernizacja, skoro fundamenty pod nie były wylewane w czasach Gierka?
– Tak, jeszcze dysponujemy umiejętnościami i technologią, które pozwolą rewitalizować stare dwusetki – mówi Paweł Bogacz. – Również i skala ewentualnych prac pewnie nie mogłaby być już tak duża, jak ta, jaką moglibyśmy prowadzić z własnymi zasobami technologicznymi jeszcze 10 lat temu. W powyższym aspekcie spektakularną stała się na przykład upadłość Rafako w 2024 r. Widać, że powoli te umiejętności tracimy.
Spółka Rafako, która w 2024 r. złożyła wniosek o upadłość, była przez lata europejskim liderem w zakresie generalnego wykonawstwa bloków energetycznych. Wiedziała też, jak modernizować bloki węglowe – jeszcze w 2022 r. chciała pozyskiwać nowe zamówienia na unowocześnianie bloków klasy 200 MW (podpisała wówczas w tym celu list intencyjny z Siemens Energy). Niestety, utrata płynności finansowej i kilkusetmilionowe długi uniemożliwiły dalsze funkcjonowanie firmy.
Nad upadłością Rafako ubolewa też Jerzy Markowski. Uważa on, że rząd mógł znaleźć taki scenariusz dla Rafako, który pozwoliłby na kontynuowanie działalności spółki w zakresie modernizacji bloków węglowych.
– Roztrwoniliśmy ten potencjał – mówi. – Póki jeszcze żyją ludzie, którzy wiedzą, jak to się robi, można spróbować go odtworzyć. Oczywiście, spółki z zaplecza energetyki funkcjonowałyby dziś w innej rzeczywistości, ale przykład spółek z sektora produkcji maszyn górniczych, które doskonale odnalazły się w nowoczesnych technologiach, pokazuje, że jest to możliwe.
Przykładem może być tu Grupa Grenevia, czyli dawny Famur – producent maszyn dla górnictwa. Marka Famur wciąż istnieje w ramach holdingu, jednak ten działa też obecnie m.in. na polu magazynowania energii czy wielkoskalowej fotowoltaiki.
Chocholi taniec wokół węgla. Rząd marnuje czas
Tak czy inaczej, odpowiedzi na pytania, co zrobić z polskim węglowym zapleczem, wciąż nie ma. – Pomysłów na bloki węglowe jest dużo i różnią się w zależności od tego, której spółki energetycznej posłuchamy – mówi Paweł Puchalski. – Brakuje jednak spójnej strategii.
Dowodem na to jest podejście do bloków węglowych w Ministerstwie Aktywów Państwowych. Informuje nas ono, że szef resortu, Wojciech Balczun, sprawuje nadzór właścicielski nad spółkami z udziałem Skarbu Państwa (a więc w tym przypadku państwowymi gigantami energetycznymi, jak Enea, PGE czy Tauron), ale „nie formułuje samodzielnie” rekomendacji dotyczących funkcjonowania poszczególnych technologii wytwarzania.
Swego czasu w MAP podjęto jednak próbę wyznaczenia kierunku dla bloków węglowych. Była to koncepcja Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, czyli NABE, forsowana przez rząd PiS i ówczesnego szefa MAP, Jacka Sasina. Do NABE miały być wydzielone aktywa węglowe ze spółek energetycznych, co miało być początkiem prac nad przedłużeniem żywotności bloków 200 MW. Po zmianie władzy w 2023 r. rząd Donalda Tuska ogłosił odwrót od NABE, deklarując, że zaproponuje nowy mechanizm wsparcia dla elektrowni węglowych. Szybko jednak zaczął się chocholi taniec.
– Trwają prace nad rozwiązaniem alternatywnym dla pomysłu NABE – mówiła w kwietniu 2024 r. minister przemysłu Marzena Czarnecka (ministerstwo to, powoływane z pompą przez premiera Tuska, już nie istnieje).
– Analizy dotyczące wydzielenia – bądź nie – aktywów węglowych trwają nadal – zapewniał w listopadzie 2024 r. minister aktywów państwowych Jakub Jaworowski (nie jest już ministrem; latem 2025 r. zastąpił go Wojciech Balczun).
Jaworowski w maju 2024 r. powołał zespół do spraw wydzielenia aktywów węglowych ze spółek sektora energetycznego. W kwietniu 2026 r. zespół ten został przez Wojciecha Balczuna rozwiązany.