Rybnik wyłączył blok 225 MW. Polska ucieka od węgla, ceny rosną
W nocy z 31 sierpnia na 1 września zgasł blok nr 5 Elektrowni Rybnik — 225 MW. Zostały trzy, razem 675 MW, i mają pracować najdalej do 2028 r. Zastąpi je gaz, w większości sprowadzany z zagranicy. Przy dzisiejszych notowaniach megawatogodzina ze starego bloku węglowego wychodzi taniej niż z nowego gazowego.
Elektrownia Rybnik miała osiem bloków węglowych po około 225 MW, uruchamianych kolejno w latach 70. Bloki 1 i 2 zgasły w 2021 r., bloki 3 i 4 z końcem 2023 r., blok 5 na przełomie sierpnia i września 2026 r. Zostały trzy: 6, 7 i 8, razem 675 MW.
Wyłączenie z ruchu nie oznacza jeszcze fizycznej likwidacji, tylko zgłoszenie do Polskich Sieci Elektroenergetycznych, że właściciel nie zamierza dłużej tej jednostki eksploatować. Dla bilansu mocy to ta sama rzecz: 225 MW przestało być dostępne.
Termin, który przesuwano pięć razy
Pierwotna decyzja zarządu PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna z 30 grudnia 2020 r. zakładała wygaszenie całej węglowej części elektrowni już w 2023 r. Potem harmonogram przesuwano — na 2025, 2026 i 2027 rok — za każdym razem w uzgodnieniu z operatorem systemu, który nie chciał stracić mocy dyspozycyjnej na Śląsku.
Jeszcze w lipcu 2026 r. Ministerstwo Aktywów Państwowych wskazywało jako datę wycofania bloku nr 5 1 stycznia 2027 r. Pod koniec lipca PGE zmieniła sformułowanie na „drugie półrocze 2026", bez konkretnego dnia. Blok zgasł cztery miesiące przed terminem podanym przez resort.
Obowiązujący dziś plan wygląda tak: blok 8 w 2027 r., bloki 6 i 7 do pierwszej połowy 2028 r.
Węgiel kosztuje 139 zł, uprawnienia do CO2 — 356 zł
Argument PGE brzmi: bloki klasy 200 MW są trwale nierentowne — niska sprawność, wysokie koszty utrzymania, a przede wszystkim koszt uprawnień do emisji. Tę arytmetykę warto rozpisać, bo to ona rozstrzyga o wszystkim.
Indeks PSCMI 1, opisujący cenę węgla energetycznego sprzedawanego do elektrowni i ciepłowni, wyniósł w drugim kwartale 2026 r. 302,28 zł za tonę, czyli 13,94 zł za gigadżul. Blok klasy 200 MW pracuje ze sprawnością netto rzędu 36 proc., więc na wyprodukowanie megawatogodziny prądu zużywa około 10 GJ ciepła w paliwie.
- paliwo: około 139 zł na megawatogodzinę
Teraz emisja. Wskaźnik dla węgla kamiennego to około 94,6 kg CO2 na gigadżul, co przy 10 GJ daje 0,95 tony na megawatogodzinę — typowo dla polskich bloków 200 MW, gdzie rozrzut sięga od 840 do 1251 kg. Uprawnienie EUA kosztowało 18 września 2026 r. 86,44 euro za tonę, czyli po kursie 4,34 zł — 375 zł.
- CO2: około 356 zł na megawatogodzinę
Razem: 495 zł za megawatogodzinę, z czego opłata za dwutlenek węgla to 72 proc. Bez systemu ETS ten sam blok wytwarzałby prąd za 139 zł — uprawnienia kosztują dziś dwa i pół raza więcej niż spalany węgiel. To nie efekt uboczny, tylko cel konstrukcyjny systemu. ETS ma czynić węgiel nieopłacalnym i czyni to skutecznie. Pytanie brzmi tylko, co wchodzi w jego miejsce.
Nowy blok gazowy wychodzi drożej niż stary węglowy
W Rybniku od kilku lat rośnie blok gazowo-parowy o mocy 882 MW i sprawności ponad 62 proc. — niemal dwukrotnie wyższej niż wygaszane jednostki. Ma ruszyć na przełomie pierwszego i drugiego kwartału 2027 r., z siedemnastoletnim kontraktem mocowym wygranym w grudniu 2022 r. Umowa na budowę opiewała na 4–4,6 mld zł, łączne nakłady PGE w tej lokalizacji przekraczają 6 mld zł. Do stycznia 2030 r. dojdzie szczytowa turbina OCGT o mocy około 600 MW.
Policzmy ją tak samo. Gaz TTF kosztował 18 września 2026 r. 77,19 euro za megawatogodzinę. Przy sprawności 62 proc. na jedną megawatogodzinę prądu trzeba 1,61 MWh gazu.
- paliwo: około 540 zł na megawatogodzinę
- CO2: około 122 zł (0,33 tony na MWh — gaz emituje mniej więcej trzy razy mniej niż węgiel)
- razem: około 662 zł na megawatogodzinę
Nowa jednostka gazowa jest więc dziś droższa w ruchu od pięćdziesięcioletniego bloku węglowego o 167 zł na megawatogodzinie — mimo że płaci niecałą trzecią część jego rachunku za emisje.
Progi wyznaczają się same. Przy dzisiejszej cenie gazu uprawnienia musiałyby podrożeć do około 148 euro za tonę, żeby gaz z Rybnika wyszedł taniej niż węgiel z Rybnika. Albo gaz musiałby stanieć do około 53 euro za megawatogodzinę — w 2024 r. bywał po 30 i wtedy rachunek wyglądał zupełnie inaczej.
Zastrzeżenie, bez którego rachunek byłby nieuczciwy: PGE nie kupuje gazu po kursie spot, tylko w kontraktach, a starego bloku węglowego nie da się prowadzić w trybie elastycznego podążania za wiatrem i słońcem, do czego blok gazowo-parowy jest zbudowany. Kierunek różnicy pozostaje jednak ten sam, a jej skala jest zbyt duża, żeby zbyć ją jako szum.
Własny węgiel, cudzy gaz
Węgiel kamienny palony w polskich elektrowniach pochodzi przede wszystkim z polskich kopalń. Rodzimy urobek węgla energetycznego to około 30,5 mln ton rocznie, a duże spółki energetyczne deklarują zakupy głównie na krajowym rynku. Cena tego surowca jest ustalana w złotych, w kraju, i nie zależy od tego, kto w danym miesiącu blokuje jakąś cieśninę.
Gaz jest odwrotnością tego wszystkiego. Krajowe wydobycie pokrywa niewielką część zużycia. Reszta przychodzi rurą Baltic Pipe z Norwegii — około 8 mld m³ rocznie, mniej więcej 40 proc. zapotrzebowania — oraz jako LNG przez terminal w Świnoujściu, po cenach światowych. Notowania TTF sięgnęły 8 września najwyższego poziomu od stycznia 2023 r., po zakłóceniach dostaw LNG z Bliskiego Wschodu i przy magazynach UE zapełnionych w 67 proc.
Zamiana bloku na własnym paliwie na blok na paliwie sprowadzanym daje więc w warunkach spokojnych niższą emisję i wyższą sprawność, a w kryzysie przenosi ryzyko z kopalni pod Rybnikiem na trasy, po których pływają metanowce.
Jedno zastrzeżenie do tezy o „własnym węglu". Import rośnie szybko: w pierwszym półroczu 2026 r. sprowadzono 3,06 mln ton węgla energetycznego, o 168 proc. więcej niż rok wcześniej, głównie z Kazachstanu i Kolumbii — polski węgiel bywa droższy od sprowadzanego. Ten strumień trafia jednak głównie do ciepłownictwa i odbiorców indywidualnych, nie do dużej energetyki.
Co z tego wychodzi na rachunku
Węgiel odpowiadał w lutym 2026 r. za blisko 66 proc. produkcji energii w Polsce, w maju — za 58 proc. To wciąż paliwo wyznaczające cenę w większości godzin doby. Skoro w koszcie każdej węglowej megawatogodziny siedzi 356 zł opłaty za emisję, to właśnie ta pozycja, a nie cena paliwa, ustawia poziom cen hurtowych.
Wymiana węgla na gaz tej zależności nie przecina — przenosi ją z rynku uprawnień na rynek surowca. Rachunek gospodarstwa domowego rośnie przy tym z trzeciej strony: kontrakty mocowe, które czynią budowę takich bloków opłacalną, finansuje opłata mocowa doliczana do faktury. W 2026 r. wzrosła ona o 54 proc., a opłata OZE o 109 proc. — szczegóły w osobnym tekście.
450 miejsc pracy, 50 w zamian
Umowa społeczna z 2020 r. przewidywała pracę rybnickiej elektrowni na węglu do 2030 r. Związkowcy uważają dzisiejszy harmonogram za jej złamanie i od stycznia organizują protesty — pod bramą zakładu i w Warszawie. „Czujemy się oszukani" to hasło z manifestacji, w której obok energetyków szli górnicy.
W elektrowni pracuje około 450 osób. W budowanym obok bloku gazowym, według wyliczeń zakładowej „Solidarności", zatrudnienie znajdzie około 50. Nowoczesna jednostka jest kilkukrotnie wydajniejsza od starej także pod tym względem — i to również jest część rachunku, której się zwykle nie pokazuje.
Ciepło dla Rybnika elektrownia ma dostarczać do marca 2029 r., potem przejmuje je Orlen Termika Silesia.
Źródła: rybnik.com.pl, Ministerstwo Przemysłu, Polski Rynek Węgla / ARP, Trading Economics — EU carbon permits, Trading Economics — gaz TTF, Forum Energii, money.pl, WysokieNapiecie.pl, wnp.pl, Bankier.pl, tysol.pl