Koszt wydobycia węgla w Polsce – ile do niego dopłacamy?

Koszt wydobycia węgla w Polsce wynosi od ok. 600 do ponad 900 zł za tonę węgla kamiennego, zależnie od rodzaju węgla, spółki i metody liczenia kosztu. Nawet dolna granica przewyższa cenę, za jaką kopalnie sprzedają węgiel energetyczny elektrowniom. Większość kosztów kopalni głębinowej jest stała, więc przy malejącym wydobyciu tona drożeje. Część tej straty pokrywa podatnik.

Ile kosztuje wydobycie tony węgla w Polsce?

Wiarygodne szacunki kosztu wydobycia tony węgla kamiennego z lat 2025–2026 mieszczą się w przedziale od ok. 600 do ponad 900 zł za tonę. Górny pułap wyznaczają dane z podsumowania sytuacji górnictwa Instratu: średni koszt produkcji tony wzrósł z 626 zł w 2022 r. do 927 zł w 2025 r.

Na drugim końcu stoi Jastrzębska Spółka Węglowa, której gotówkowy koszt wydobycia według danych spółki spadł w 2026 r. poniżej 600 zł. Obie liczby są prawdziwe, choć dotyczą innego węgla i inaczej liczonego kosztu.

Liczby rozchodzą się według czterech zmiennych:

• Rodzaj węgla – węgiel koksowy dla hutnictwa pochodzi z innych kopalń i ma inną cenę niż węgiel energetyczny dla elektrowni. Średnia sektorowa łączy oba rynki.
• Okres – koszt zmienia się z roku na rok. Dane kwartalne wahają się mocniej niż roczne.
• Spółka i metoda – wskaźnik gotówkowy JSW pomija amortyzację, a średnia branżowa obejmuje pełne koszty wszystkich spółek, od najtańszej do najdroższej.
• Kaloryczność – tona naturalna i tona ekwiwalentu węglowego, czyli umowna tona o wartości opałowej 29,3 GJ, to różne jednostki tego samego surowca.

Ostatnia zmienna bywa najmniej widoczna, bo przy kwocie „za tonę” rzadko stoi kaloryczność. Na wartość 25,1 GJ/t koszt z danych Agencji Rozwoju Przemysłu przelicza analiza Forum Energii o umowie społecznej. Ta sama tona ma więc inny koszt jednostkowy zależnie od tego, czy liczy się ją w masie, czy w energii.

Cena sprzedaży węgla energetycznego jest wyraźnie niższa od każdego z tych kosztów. Indeks PSCMI1, wyliczany przez katowicki oddział Agencji Rozwoju Przemysłu, obejmuje ceny miałów energetycznych dla energetyki zawodowej i przemysłowej w cenie loco kopalnia, czyli bez transportu. W połowie 2025 r. wynosił ok. 350 zł za tonę, czyli mniej niż 40% kosztu średniej tony. Węgiel energetyczny w portach ARA, czyli w Amsterdamie, Rotterdamie i Antwerpii, kosztował w 2025 r. średnio 101 dolarów za tonę, więc import również wypada taniej niż krajowe wydobycie.

Luka między kosztem a ceną przekłada się na wynik całego sektora. Przy wydobyciu 42,8 mln t rocznie wynik netto oznacza średnio 255 zł straty na każdej tonie węgla. Strata na tonie jest mniejsza niż różnica między kosztem a PSCMI1, bo w przychodach sektora mieści się też droższy węgiel koksowy. Ten wynik dotyczy wydobycia węgla kamiennego, jednej z gałęzi polskiego górnictwa.

Głębokość, płace i spadająca wydajność składa się na wysoki koszt za tonę

Większość kosztów kopalni głębinowej jest stała: płace, wentylacja, odwadnianie i systemy bezpieczeństwa kosztują podobnie bez względu na to, ile węgla wyjedzie na powierzchnię. Gdy wydobycie spada, ta sama suma rozkłada się na mniej ton. To jeden z powodów, dla których średni koszt produkcji rósł w latach malejącego wydobycia. Żadna pozycja nie musi przy tym drożeć, żeby tona stawała się droższa.

Część tych kosztów nie zależy nawet od tego, czy kopalnia w danym dniu wydobywa. Każda kopalnia węgla głębinowa musi bez przerwy przewietrzać wyrobiska, odprowadzać metan i pompować wodę dopływającą z górotworu, także wtedy, gdy ściany stoją. Zatrzymanie tych systemów grozi zalaniem albo wybuchem, więc oszczędzać na nich nie można.

Największą pozycją są koszty osobowe: wynagrodzenia, składki i świadczenia pracownicze. W ostatniej dekadzie wydobycie spadało szybciej niż zatrudnienie, więc wydajność liczona w tonach na pracownika rocznie malała. Na każdą tonę rozkładają się też płace osób spoza przodków – w przeróbce, transporcie, administracji i służbach pomocniczych. Restrukturyzacja odwraca ten trend dopiero wtedy, gdy zatrudnienie maleje szybciej niż produkcja.

Drugim czynnikiem jest geologia. Według różnych źródeł polskie kopalnie eksploatują pokłady średnio na głębokości od niespełna 700 m do ok. 780 m, a najgłębsze wyrobiska schodzą poniżej 1200 m. Z każdą setką metrów rośnie temperatura skał, ciśnienie górotworu i zagrożenie metanowe, więc głębsze ściany wymagają klimatyzacji, mocniejszej obudowy i stałego monitoringu tąpnięć. Pokłady mają przy tym zwykle od jednego do kilku metrów grubości i są poprzecinane uskokami, co wydłuża przygotowanie każdej ściany.

Kopalnia odkrywkowa działa w innej skali. Duża część eksportowego wydobycia węgla na świecie – w USA, Australii, Kazachstanie czy Indonezji – pochodzi z odkrywek, gdzie grube pokłady leżą kilkadziesiąt metrów pod powierzchnią. Koparki i wozidła zdejmują nadkład bez wentylacji, odmetanowania i obudowy, więc jeden pracownik wydobywa tam wielokrotnie więcej węgla niż górnik dołowy.

Polityka klimatyczna UE działa na koszt tony dwoma kanałami. Pierwszym jest energia, jedna z pozycji kosztów operacyjnych kopalń obok płac i materiałów. Koszt uprawnień do emisji trafia do ceny energii, którą kopalnie kupują jak każdy odbiorca. Drugim kanałem jest popyt, bo droższa energia z węgla oznacza mniejsze zamówienia dla kopalń i niższe wydobycie.

Węgiel koksowy i cel kosztowy JSW – czy koszt tony może spaść?

Koszt tony da się obniżyć, czego przykładem jest Jastrzębska Spółka Węglowa, największy producent węgla koksowego w Unii Europejskiej. Według podsumowania konferencji wynikowej jej gotówkowy koszt wydobycia spadł z 738 zł za tonę w 2025 r. do ok. 587 zł w II kwartale 2026 r. Długoterminowy cel kosztowy z programu naprawczego na lata 2026–2035 to ok. 560 zł za tonę. Drogą do niego są mniejsze zatrudnienie, tańsze materiały i energia oraz wyższe wydobycie. Spółka tnie więc właśnie te koszty stałe, które opisała poprzednia sekcja.

Czy niższy koszt oznacza zysk? Nie automatycznie, bo przy węglu koksowym o wyniku decyduje cena rynkowa. W ciągu kilku ostatnich lat tona węgla koksowego kosztowała na rynku światowym od poniżej 200 do ok. 460 dolarów. Dla szczytu z 2022 r. wymienia się też ponad 660 dolarów. Spółka nie ma wpływu na żadną z tych wartości. Pełny koszt tony jest przy tym wyższy niż 560 zł. Przy cenie z dolnej części przedziału nawet osiągnięty cel kosztowy może nie wystarczyć na dodatni wynik.

Ile dopłacamy do górnictwa z budżetu państwa?

Na bieżący rok oficjalnie zabezpieczono 3,5 mld zł dotacji podtrzymujących zatrudnienie w śląskich kopalniach, wobec 8,5 mld zł przekazanych rok wcześniej – wynika z danych Fundacji Instrat. Obie kwoty dotyczą dotacji. Ostateczna suma wsparcia za dany rok zależy od tego, ile pieniędzy trafi do spółek także innymi kanałami.

Wsparcie płynie dwiema drogami i dopiero razem obie dają pełną sumę. Pierwsza to dotacja celowa zapisana w ustawie budżetowej, widoczna po stronie wydatków państwa. Druga to skarbowe papiery wartościowe, które spółka otrzymuje od Skarbu Państwa i zamienia na gotówkę, bez wydatku zapisanego w ustawie budżetowej. Porównanie samych kwot z ustawy budżetowej zaniża więc wsparcie o część przekazaną w papierach.

Największym beneficjentem jest Polska Grupa Górnicza, największy producent węgla energetycznego w kraju. Pieniądze idą głównie na dopłaty do redukcji zdolności produkcyjnych, czyli na pokrycie strat kopalń przeznaczonych do zamknięcia. Mniejsza część finansuje osłony socjalne dla odchodzących pracowników. Spółki spoza programu dotacji nie dostają, więc pieniądze nie trafiają do całej branży.

Kwotę 8,5 mld zł dotacji z 2025 r. można podzielić przez cztery różne mianowniki:

• Tona węgla – przy całym wydobyciu węgla kamiennego, 42,8 mln t, wychodzi ok. 200 zł. Na tonę z dotowanych kopalń przypada więcej, bo dotacje dostaje tylko część spółek.
• Etat w całej branży – przy niespełna 70 tys. zatrudnionych według rocznego raportu ARP to ok. 120 tys. zł rocznie na osobę.
• Etat w deficytowej kopalni – po odjęciu załóg spółek bez dotacji i kopalń zdolnych do zysku mianownik maleje. Kwota na osobę rośnie w tej samej proporcji.
• Gospodarstwo domowe – przy 12 535,8 tys. gospodarstw według spisu powszechnego z 2021 r. to ponad 600 zł rocznie, niezależnie od tego, czym dany dom się ogrzewa.

Oba przeliczenia na etat są poprawne, ale odpowiadają na inne pytania. Pierwsze mówi, ile kosztuje cała branża w przeliczeniu na zatrudnionego. Drugie pokazuje, ile kosztuje utrzymanie miejsc pracy w kopalniach, które bez dotacji by nie działały.

Dotacje nie zamykają przy tym luki finansowej sektora. Według Instratu sektor zamknął 2025 r. stratą netto ok. 10,9 mld zł. Nawet przy dopłatach rzędu 8,5 mld zł górnictwo węgla kamiennego kończy więc rok pod kreską.

Rynek mocy, ETS i świadczenia górnicze to koszty, których nie widać w dotacjach

Dotacja dla kopalń obejmuje tylko etap wydobycia, a węgiel kosztuje także po nim. Te koszty płaci się dwoma kanałami: przez budżet, czyli z podatków, oraz przez rachunek za prąd, czyli jako odbiorca energii. Drugi kanał nie pojawia się w żadnej ustawie budżetowej, dlatego łatwo go przeoczyć. Przy każdym składniku poniżej rozstrzyga to, kto ostatecznie płaci: podatnik czy odbiorca energii.

Rynek mocy płaci elektrowniom za gotowość do produkcji energii, a nie za samą wyprodukowaną energię. Pieniądze pochodzą z opłaty mocowej doliczanej do rachunków odbiorców prądu. Według raportu Forum Energii o rynku mocy mechanizm kosztuje łącznie co najmniej 187,9 mld zł w wartościach bieżących. Kwota dotyczy całego okresu objętego szacunkiem. Średnio daje to 7,2 mld zł rocznie dla wszystkich technologii, z blokami węglowymi jako dominującą grupą.

Ta dominacja skończy się z końcem 2028 r., gdy wygasną ostatnie umowy mocowe bloków węglowych. Unijny limit emisji 550 g CO2 na kWh wyklucza z mechanizmów mocowych jednostki emitujące więcej, a polskie bloki węglowe przekraczają go z dużym zapasem. Wynegocjowana przez Polskę derogacja pozwala im jednak startować w aukcjach uzupełniających do 2028 r. Do tego czasu odbiorca energii dopłaca w każdym rachunku do gotowości elektrowni węglowych.

System EU ETS nakłada koszt na elektrownię: za każdą tonę wyemitowanego CO2 musi ona umorzyć jedno uprawnienie. Uprawnienia kosztowały w ostatnich latach zwykle kilkadziesiąt euro za tonę. Blok na węgiel kamienny emituje przy tym ok. 0,8–0,9 t CO2 na megawatogodzinę. Ten koszt trafia do ceny energii, więc płaci go odbiorca prądu. Część pieniędzy wraca jednak do kraju, bo Polska sprzedaje na aukcjach przydzieloną jej pulę uprawnień, a przychody zasilają budżet państwa.

Poza energetyką zostają trzy pozycje związane z samymi kopalniami i górnikami:

• Spółka Restrukturyzacji Kopalń – przejmuje kopalnie do likwidacji, zabezpiecza i odwadnia wyrobiska, rekultywuje tereny; płaci budżet, czyli podatnik.
• Odprawy i urlopy górnicze – znowelizowana ustawa o funkcjonowaniu górnictwa węgla kamiennego daje pracownikom spółek objętych programem jednorazowe odprawy w wysokości 170 tys. zł oraz urlopy górnicze. Płaci budżet.
• Wcześniejsze emerytury górnicze – po 25 latach pracy górniczej świadczenie przysługuje bez względu na wiek. Wypłaca je system emerytalny dotowany z budżetu.

O końcu wydobycia decyduje koszt, a nie zasoby w ziemi

O wielkości wydobycia decyduje to, czy złoże opłaca się eksploatować, a nie to, ile węgla leży pod ziemią. Zasoby liczone w setkach lat opisują geologię. Koszt tony opisuje ekonomię i to on wyznacza moment, w którym kopalnia kończy wydobycie.

Zasoby bilansowe a zasoby przemysłowe

Węgiel w ziemi i węgiel możliwy do wydobycia należą do różnych kategorii zasobów. Zasoby geologiczne bilansowe obejmują cały węgiel spełniający kryteria jakości i grubości pokładu, bez oceny opłacalności. Zasoby przemysłowe i wydobywalne to tylko ta część złoża, którą kopalnia ujęła w projekcie zagospodarowania i może wydobyć. Po przejściu od jednej kategorii do drugiej liczba ton maleje o rząd wielkości. Odpadają pokłady zbyt cienkie lub zbyt głębokie, węgiel w filarach ochronnych pod miastami i drogami oraz straty eksploatacyjne.

Według bilansu zasobów PIG-PIB zasoby przemysłowe określa się też w nawiązaniu do czasu trwania koncesji.

Skąd zatem szacunki zasobów na setki lat? Zwykle powstają z podzielenia zasobów bilansowych przez roczne wydobycie, czyli z kategorii, której w większości nie da się opłacalnie wydobyć. Taki rachunek zakłada, że każda tona w ziemi trafi kiedyś na powierzchnię, niezależnie od głębokości i kosztu. W górnictwie głębinowym to założenie upada najszybciej.

Horyzont węgla kamiennego

W 2025 r. wydobycie węgla kamiennego spadło czwarty rok z rzędu, do 42,8 mln t. Spadek wynika z zamykania kolejnych kopalń i z mniejszego zapotrzebowania energetyki; wyczerpywanie się złóż odgrywa w nim drugorzędną rolę. Węgiel w czynnych złożach kończy się wolniej niż opłacalność jego wydobycia.

Różnicę między geologią a ekonomią widać na przykładzie lubelskiej spółki LW Bogdanka. Jako wyjątek wśród spółek nie dostaje dotacji i wydobywa węgiel najtaniej. Jej horyzont wyznaczają złoże, koncesja i odbiorcy w energetyce, a nie budżet państwa.

Kopalnie Polskiej Grupy Górniczej pracują w tej samej technologii głębinowej, ale przy koszcie wyższym od ceny. Ich zamknięcie nie wynika z braku węgla w pokładach.

Węgiel brunatny i odkrywka

Węgiel brunatny ma inną strukturę kosztów, bo wydobywa się go odkrywkowo i spala w pobliskich elektrowniach. Górnictwo odkrywkowe podaje węgiel taśmociągami wprost do elektrowni przykopalnianej. Odpada transport koleją. Surowiec nie trafia też na rynek, bo kopalnia i elektrownia działają w jednej grupie. Koszt przenosi się za to na energię: niskokaloryczny węgiel brunatny emituje więcej CO2 na megawatogodzinę niż kamienny.

Zasoby przemysłowe węgla brunatnego według danych PIG-PIB o węglu brunatnym wyniosły na koniec 2025 r. 679,55 mln t . Mimo to wydobycie zakończy się razem z elektrowniami, które ten węgiel spalają, bo projekty nowych odkrywek odłożono.