+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Przemysłu
http://www.gov.pl/przemysl ul. Powstańców 30
mp@mp.gov.pl 40-039 Katowice
BM-I.053.41.2025.TŚ
Warszawa, 2025-07-07
Pan
Szymon Hołownia
Marszałek Sejmu RP
Szanowny Panie Marszałku,
w odpowiedzi na interpelację nr 10241 w sprawie uchybień i nieprawidłowości dotyczących
stosowania środka w postaci redysponowania nierynkowego odnawialnych źródeł energii
elektrycznej (OZE) przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., uprzejmie informuję:
1. Czym spowodowane jest tak częste, na tle całego kraju i w porównaniu do innych
operatorów, stosowanie środka w postaci nierynkowego redysponowania
odnawialnych źródeł energii, w szczególności farm fotowoltaicznych na terenie Enea
Operator rejon poznański, skutkującym w znacznym stopniu wyłączeniami farm
fotowoltaicznych?
Sytuacja w systemie w okresach kiedy produkcja energii znacząco przekracza
zapotrzebowanie zmienia się bardzo dynamicznie i kluczowy jest czas reakcji na wydane
polecenia – Enea Operator ze względu na wdrożone rozwiązania techniczne i organizacyjne
jest bardzo dobrze przygotowana do zarządzania źródłami odnawialnymi. Jest to pożądany
kierunek rozwoju.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne (dalej: PSE) otrzymuje sygnały od właścicieli instalacji
z Wielkopolski i rozumie ich zastrzeżenia. Trzeba jednak zaznaczyć, że skala nadwyżek
generacji w Polsce jest bezprecedensowa. W innych krajach ten problem jest znacznie
mniejszy, co wynika m.in. z działań uczestników rynku. W Polsce Operator Systemu
Przesyłowego (dalej: PSE) musi sięgać po ponadstandardowe środki, by zapewnić
bezpieczeństwo pracy systemu.
Na zachodzie kraju znajduje się też duża część mocy zainstalowanej w źródłach
fotowoltaicznych – około jednej trzeciej ich całkowitej mocy w kraju. Ten czynnik jest
również powodem tego, że redysponowanie dotyczy w istotnej części źródeł
zlokalizowanych w tej części kraju.
Systemowym rozwiązaniem jest zagospodarowanie nadwyżek energii elektrycznej ze źródeł
OZE, w szczególności poprzez:
• magazynowanie ciepła w instalacjach przydomowych, przemysłowych oraz
systemowych,
• magazynowanie energii elektrycznej w instalacjach przydomowych,
• sterowanie zużyciem energii elektrycznej w indywidualnych lub agregowanych
instalacjach,
• rozwój społeczności energetycznych w ramach lokalnych obszarów bilansowania.
Szczegółowy opis procesu redysponowania został przedstawiony w odpowiedzi na kolejne
pytania.
2. Dlaczego przeważająca część kraju nie podlega stosowaniu środka w postaci
nierynkowego redysponowania odnawialnych źródeł energii farm fotowoltaicznych?

-- 1 of 9 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Przemysłu
http://www.gov.pl/przemysl ul. Powstańców 30
mp@mp.gov.pl 40-039 Katowice
Strona 2 z 9
3. Kto w rzeczywistości jest odpowiedzialny za kształt tego nierównomiernego, w skali
kraju, nierynkowego redysponowania mocy odnawialnych źródeł energii farm
fotowoltaicznych?
4. W jaki sposób Polskie Sieci Elektroenergetyczne stosują się do obowiązku
wynikającego z art. 13 ust. 1 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE)
2019/943, który jednoznacznie wskazuje na konieczność stosowania środków
redysponowania i ograniczania w sposób niedyskryminacyjny i proporcjonalny?
5. Dlaczego nierynkowym redysponowaniem nieobjęte są elektrownie fotowoltaiczne
przyłączone do sieci wysokich napięć, które stanowią ok. 20% wszystkich farm w
Polsce?
Ad 2., 3., 4. i 5.
PSE jako OSP odpowiada za bilansowanie KSE, czyli dostosowywanie wielkości produkcji
energii elektrycznej do jej zużycia w każdej jednostce czasu. OSP analizuje bilans mocy KSE
oraz dostosowuje pracę jednostek wytwórczych do zużycia w taki sposób, aby zapewnić
bezpieczeństwo funkcjonowania sieci oraz KSE jako całości. Uwarunkowania związane z
planowaniem pracy systemu są szczegółowo opisane na stronie internetowej PSE:
https://www.pse.pl/jak-funkcjonuje-krajowy-system-elektroenergetyczny/planowanie-
pracy-systemu.
Podstawowym obszarem służącym do równoważenia podaży i popytu na energię
elektryczną jest rynek bilansujący. Środkiem wykorzystywanym w procesie planowania
pracy i bilansowaniu KSE są dostępne na nim zasoby w postaci źródeł dyspozycyjnych i
sterowalnych przez OSP. Szczegółowe wymagania w tym zakresie wynikają z
obowiązujących regulacji prawnych, a także Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej
(dalej: IRiESP) oraz Warunków Dotyczących Bilansowania (dalej: WDB) zatwierdzonych
przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (dalej: Prezes URE). Biorąc pod uwagę
uwarunkowania pracy jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (dalej: JWCD),
planowaną wielkości generacji jednostek, które nie są centralnie dysponowane (dalej:
nJWCD) jak np. odnawialne źródła energii, zapotrzebowanie odbiorców oraz saldo
międzysystemowej wymiany handlowej, przygotowywane są dobowe plany pracy KSE.
Zidentyfikowane na podstawie tych planów nadwyżki podaży energii elektrycznej oraz
deficyt wymaganej zgodnie z postanowieniami IRiESP ujemnej rezerwy mocy, tj. zdolności
instalacji wytwórczych do zaniżenia produkcji energii elektrycznej, informują o zakresie
niezbędnych dostosowań w pracy systemu. Można wyróżnić następujące podstawowe
działania, jakie podejmuje OSP w celu zbilansowania KSE:
• ograniczenie liczby pracujących JWCD i generowanej przez te jednostki wytwórcze
mocy poprzez skorzystanie z ofert bilansujących w ramach mechanizmów rynku
bilansującego,
• wykorzystanie możliwości magazynowania energii w elektrowniach szczytowo-
pompowych na podstawie ofert bilansujących w ramach mechanizmów rynku
bilansującego,
• ograniczenie mocy w jednostkach nJWCD na podstawie zawartych umów.
W sytuacji, gdy powyższe środki okażą się niewystarczające, OSP wydaje polecenie
nierynkowego redysponowania źródeł OZE. Na potrzeby skuteczności, efektywności i
przejrzystości tego procesu, OSP pozyskuje dane i informacje o źródłach OZE zdolnych do
redysponowania nierynkowego ze względu na warunki techniczne, tj. źródeł OZE
zakwalifikowanych jako podlegające redysponowaniu na podstawie art. 9c ust. 7a ustawy
Prawo energetyczne (dalej: uPE), niewykluczonych z redysponowania na podstawie art. 9c
ust. 7f uPE. Decyzje o redysponowaniu nierynkowym są zatem podejmowane przez OSP w
ramach regulacji prawnych odnoszących się w szczególności do:
• kolejności redysponowania ze względu na moce zainstalowane OZE,
• priorytetowego dysponowania OZE,
• wyłączeń przedmiotowych z redysponowania OZE oraz

-- 2 of 9 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Przemysłu
http://www.gov.pl/przemysl ul. Powstańców 30
mp@mp.gov.pl 40-039 Katowice
Strona 3 z 9
• spełnienia warunków bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej.
Jeżeli chodzi o reguły kwalifikacji źródeł OZE do redysponowania, to przepisy precyzują, że:
• źródła OZE, które (i) mają obowiązek być wyposażone albo (ii) są wyposażone,
pomimo braku takiego obowiązku, w układy regulacji mocy czynnej, o których mowa
w art. 9c ust. 7f uPE, podlegają redysponowaniu nierynkowemu dla potrzeb
bilansowania KSE zarówno w okresie bez ogłoszenia zagrożenia bezpieczeństwa
dostaw energii elektrycznej, jak i w okresie z ogłoszonym zagrożeniem
bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej,
• źródła OZE, które (i) nie mają obowiązku bycia wyposażonymi i (ii) nie są
wyposażone w układy regulacji mocy czynnej, o których mowa w art. 9c ust. 7f uPE,
podlegają redysponowaniu dla potrzeb bilansowania KSE tylko w okresie zagrożenia
bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.
Jeśli chodzi o podstawowe kryteria wyboru źródeł OZE do redysponowania nierynkowego,
to:
1) w pierwszej kolejności redysponowane są te źródła, które nie podlegają
priorytetowemu dysponowaniu, przy czym redukcja tych źródeł odbywa się według
określonych zasad, tj.:
a. proporcjonalnie do mocy zainstalowanej, w odniesieniu do źródeł OZE
przyłączonych do sieci o napięciu 110 kV i wyższym oraz
b. według kolejności wyznaczonej przynależnością do grup definiowanych
przez moc zainstalowaną źródeł OZE, w odniesieniu do źródeł OZE
przyłączonych do sieci o napięciu niższym niż 110 kV (gdzie grupa 1. to
źródła OZE o mocy zainstalowanej 400 kW i większej; grupa 2. to źródła
OZE o mocy zainstalowanej równej co najmniej 200 kW i mniejszej niż 400
kW; grupa 3. to źródła OZE o mocy zainstalowanej większej niż 50 kW i
mniejszej niż 200 kW),
2) w przypadku niewystarczalności redysponowania nierynkowego źródeł OZE, które
nie podlegają priorytetowemu dysponowaniu, do redysponowania nierynkowego są
dobierane źródła OZE, które podlegają priorytetowemu dysponowaniu, zgodnie z
zasadami określonymi w pkt. (1) lit. b powyżej,
3) w przypadku gdy stosowanie kryteriów podstawowych określonych w punktach 1.
oraz 2. zagraża bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego, to kryteria te nie
są stosowane.
W związku z powyższym, w zależności od:
• wymaganej wielkości zaniżenia generacji w instalacjach OZE w całym KSE w związku
z bilansowaniem podaży z popytem na energię elektryczną,
• wolumenów mocy wytwarzanej przez instalacje OZE przyłączone do sieci
poszczególnych poziomów napięć,
• lokalizacji instalacji OZE w sensie połączeń elektrycznych,
• warunków pracy sieci przesyłowej i dystrybucyjnej w poszczególnych
lokalizacjach/obszarach KSE,
• możliwości oraz zdolności płynnej regulacji mocy oraz udziału w regulacji mocy
biernej, OSP w koordynacji z OSD dokonuje oceny oraz wydaje polecenia tak, aby
przy minimalnym wolumenie polecanej redukcji instalacji OZE zapewnić bezpieczną
pracę zarówno całego KSE, pod względem równoważenia podaży z
zapotrzebowaniem, jak i poszczególnych obszarów KSE w związku z koniecznością
zapewnienia wymaganych parametrów jakościowych energii elektrycznej.
Redukcji mogą więc podlegać wszystkie instalacje OZE o mocy zainstalowanej powyżej 10
kW (instalacje OZE o mocy zainstalowanej powyżej 50 kW mogą podlegać redukcji na
podstawie artykułu 9c ust. 7c uPe, zaś mikroinstalacje o mocy zainstalowanej większej niż 10
kW podlegają redukcji na podstawie artykułu 7 ust 8d10 uPe) lub też ich część zlokalizowana
na określonym obszarze sieciowym. Jeśli jednak skala wymaganej redukcji jest bardzo

-- 3 of 9 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Przemysłu
http://www.gov.pl/przemysl ul. Powstańców 30
mp@mp.gov.pl 40-039 Katowice
Strona 4 z 9
wysoka, OSP wydaje polecenie redukcji wszystkich źródeł, tzn. fotowoltaicznych albo farm
wiatrowych albo obu rodzajów tych źródeł jednocześnie, przyłączonych do sieci wszystkich
poziomów napięć. Ponadto dla zachowania warunków bezpiecznej pracy sieci przesyłowej
redukcja źródeł przyłączonych do sieci o napięciu 110 kV i wyższym jest realizowana w taki
sposób, aby źródła te nadal zachowały swoją regulacyjność w zakresie mocy biernej. Sieć
przesyłowa pełni bowiem podstawową funkcję dla zachowania stabilności funkcjonowania
KSE. Analogiczne przypadki mogą mieć również miejsce w odniesieniu do sieci
dystrybucyjnej, w związku z zapewnieniem lokalnego bezpieczeństwa jej pracy. W tym
przypadku uwzględniane są również aspekty skuteczności redukcji w rozumieniu
zapewnienia jej wymaganej ilości w określonym czasie, w związku z liczbą redysponowanych
źródeł OZE i możliwościami sterowania ich wytwarzania.
Pełna informacja na temat zasad redysponowania jest dostępna na stronie internetowej PSE:
https://www.pse.pl/redysponowanie-nierynkowe.
Polecenia redysponowania nierynkowego źródeł OZE w celu zbilansowania KSE są
wydawane przez OSP możliwe jak najpóźniej, tj. jak najbliżej czasu rzeczywistego, aby
uwzględnić najbardziej aktualną informację o prognozowanym stanie pracy KSE w okresie,
którego dotyczy redysponowanie. W przypadku dużych wolumenów redysponowania
nierynkowego źródeł OZE lub istotnych niepewności w tym zakresie, ze względu na
ograniczenia techniczne i organizacyjne wydawania i realizacji poleceń, polecenia
redysponowania nierynkowego OZE są wydawane z różnym wyprzedzeniem czasowym.
Potrzeba stosowania złożonego schematu redysponowania nierynkowego źródeł OZE
wynika z jednej strony z technicznych oraz organizacyjnych możliwości wydawania poleceń
redysponowania przez OSP i OSD operatorom źródeł OZE oraz realizacji poleceń przez tych
operatorów, a z drugiej strony z wymaganej skali dokonywania redysponowania,
powodowanej silnie ograniczonym jeszcze potencjałem środków rynkowych dla
bilansowania KSE w okresach wysokiej generacji źródeł OZE oraz zagrożeń powodowanych
przez istotne niezbilansowanie KSE dla bezpieczeństwa pracy KSE oraz połączonych
synchronicznie z KSE systemów Europy Kontynentalnej.
6. W jaki sposób Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. zamierzają rozwiązać problem
obejmowania niniejszym środkiem wyłącznie jednej części kraju, pomijając pozostałe
obszary?
W związku z istotnym wpływem redysponowania nierynkowego OZE na bezpieczeństwo
pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (dalej: KSE) oraz techniczną i formalną
złożonością tego procesu, OSP oraz Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (dalej: OSD) na
bieżąco analizują wnioski z jego realizacji, w tym wnioski wynikające z informacji
uzyskiwanych od operatorów OZE. Na tej podstawie są wprowadzane usprawnienia procesu
ukierunkowane na zwiększanie precyzji oraz skuteczności redysponowania oraz
minimalizacji ewentualnych utrudnień w prowadzeniu ruchu OZE. Nadrzędnym celem w tym
zakresie jest rozszerzenie automatyzacji wykonywania poleceń wydawanych przez
operatorów systemu, co pozwoli na zwiększenie trafności redysponowania oraz
zindywidualizowanie poleceń w odniesieniu do OZE, a dzięki temu dalszą poprawę
redysponowania nierynkowego.
Aktualnie OSP i OSD prowadzą prace nad modyfikacją schematu redysponowania w
kierunku zwiększenia zrównoważenia poziomu redysponowania poszczególnych zasobów w
dłuższym okresie. Informacje w tym zakresie zostały przedstawione przez PSE na spotkaniu
23 maja br., którego zapis wideo oraz prezentacja są dostępne pod linkiem:
https://www.pse.pl/-/nierynkowe-redysponowanie-zrodlami-oze-dla-potrzeb-
bilansowania-kse-nagranie-i-prezentacja.
7. Dlaczego rekompensaty z tytułu redysponowania stanowią zaledwie średnio 10%
faktycznie utraconych przychodów z tytułu niewyprodukowanej energii elektrycznej,
a nie liczy się ich po cenie z kontraktów?

-- 4 of 9 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Przemysłu
http://www.gov.pl/przemysl ul. Powstańców 30
mp@mp.gov.pl 40-039 Katowice
Strona 5 z 9
W odpowiedzi na zadane pytanie należy podkreślić, że zasady ustalania rekompensat za
nierynkowe redysponowanie wytwórców OZE regulują następujące akty prawne:
1) art. 13 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5
czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (dalej:
rozporządzenie),
2) ustawa z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz
niektórych innych ustaw (Dz.U. poz. 1681; dalej: ustawa), która weszła w życie w
dniu 7 września 2023 r. oraz
3) ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2024 r. poz.
1361 z późn. zm., dalej: ustawa OZE).
Zgodnie z art. 30 ust. 5 ustawy, w okresie przejściowym, tj. do dnia wejścia w życie zmiany
IRiESP, która m.in. ma określać szczegółowe zasady ustalania rekompensat za nierynkowe
redysponowanie, rekompensatę finansową, o której mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia,
oblicza się i wypłaca na podstawie umowy.
Powyższe regulacje prawne zawierają zasady ogólne, dlatego PSE opracowały i stosują
zasady wykorzystania i wynagradzania wytwórców OZE za redysponowanie nierynkowe w
modelu, w którym rekompensata wypłacana jest na wniosek właściciela wytwórcy OZE, po
akceptacji przez niego informacji rozliczeniowej, które to czynności są traktowane jako
zawarcie umowy (w drodze wymiany zgodnych oświadczeń woli). Należy ponadto wskazać,
że – zgodnie z ustawą – w IRiESP mają zostać określone zasady szczegółowe, ale zarówno w
okresie przejściowym, jak i po opracowaniu IRiESP, muszą one być zgodne z
postanowieniami art. 13 ust. 7 rozporządzenia.
Przepisy rozporządzenia, na które wskazuje również art. 9c ust.7a ustawy – Prawo
energetyczne, stanowią, że w sytuacji, gdy dochodzi do nierynkowego redysponowania
źródeł OZE, wytwórcy OZE uzyskują prawo do otrzymania rekompensaty, z wyłączeniem
określonych w rozporządzeniu przypadków. Zarówno rozporządzenie, jak i ustawa nie
wprowadzają przy tym legalnej definicji „rekompensaty”, zatem zasadne jest, w celu
wykładni tego pojęcia, przyjęcie podstawowego, typowego znaczenia tego określenia, które
sprowadza się do redukcji szkody, kompensacji czegoś utraconego.
W art. 9c ust. 7a ustawy – Prawo energetyczne wskazano jedynie, że podmiot
redysponowany nierynkowo podlega rekompensacie finansowej, „o której mowa w art. 13
ust. 7 rozporządzenia 2019/943”. Natomiast w art. 13 ust. 7 rozporządzenia nie określono
szczegółowo sposobu ustalenia rekompensaty, ale zawarte zostały wariantowe reguły, które
nakazują rekompensować wytwórcy utracone korzyści, które podmiot redysponowany
osiągnąłby, gdyby do nierynkowego redysponowania nie doszło. Należy zatem uznać, że
ogólną zasadą wynikającą z art. 13 ust. 7 rozporządzenia jest ustalenie rekompensaty w
sposób, który ma na celu zapewnienie neutralności finansowej poprzez naprawienie szkody,
którą wytwórca OZE ponosi, w związku z nierynkowym redysponowaniem.
Potwierdzenie tej zasady jest bezpośrednio zawarte w art. 13 ust. 7 rozporządzenia, zgodnie
z którym, rekompensowanie nie może prowadzić do nieuzasadnienie niskiej lub
nieuzasadnienie wysokiej rekompensaty.
Zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa, strata ponoszona przez wytwórcę OZE,
którego produkcja energii elektrycznej została nierynkowo ograniczona, może składać się z
sumy dwóch elementów:
1) utraty przychodów ze sprzedaży zredukowanego wolumenu energii elektrycznej,
lub
2) utraty przychodów z systemów wsparcia.
Ad 1) Rekompensata w części utraconych przychodów ze sprzedaży zredukowanego
wolumenu energii elektrycznej
Wielkość rekompensaty w tej części ustalana jest jako iloczyn niewyprodukowanej energii
elektrycznej w związku z realizacją polecenia nierynkowego redysponowania oraz Ceny
Energii Niezbilansowania (dalej: CEN), a do 13.06.2024 r. Rozliczenia Odchylenia (dalej:

-- 5 of 9 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Przemysłu
http://www.gov.pl/przemysl ul. Powstańców 30
mp@mp.gov.pl 40-039 Katowice
Strona 6 z 9
CRO), przy czym jeżeli cena ta jest mniejsza od zera lub równa zero to rekompensata w tej
części wynosi zero.1
Przyjęcie ww. cen z rynku bilansującego do ustalenia tej części rekompensaty wynika z
ogólnych zasad ustalania rekompensat wskazanych powyżej oraz faktu, iż zgodnie z
obowiązującymi regulacjami dotyczącymi funkcjonowania krajowego rynku energii
elektrycznej, w tym zasadami funkcjonowania rynku bilansującego określonymi zgodnie z §
29 rozporządzenia Ministra Klimatu Środowiska z dnia 22 marca 2023 r. w sprawie
szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego w WDB
opracowanymi na podstawie art. 18 Kodeksu Sieci EGBL2 i zatwierdzonymi przez Prezesa
URE, umowy sprzedaży energii elektrycznej (dalej: USE), są przyjmowane do realizacji na
rynku bilansującym. W przypadku niewyprodukowania energii elektrycznej w ilości
odpowiadającej USE, w szczególności na skutek nierynkowego redysponowania, brakująca
ilość energii elektrycznej w stosunku do zobowiązania wynikającego z USE jest rozliczana na
rynku bilansującym. Rozliczenie to jest dokonywane na podstawie ceny CEN. Koszt
przedmiotowego rozliczenia stanowi więc dodatkowe obciążenie związane z realizacją USE,
stąd powinien być on przedmiotem rekompensaty.
Należy przy tym wskazać, że obecnie analogiczne uwarunkowania mają miejsce w
przypadku, gdy wytwarzana energia elektryczna nie jest objęta USE zgłoszonymi do
realizacji na rynku bilansującym. W takim przypadku jest ona wprowadzana na rynek
bilansujący i rozliczana na tym rynku według ceny CEN. W konsekwencji, w sytuacji
niewyprodukowania przez wytwórcę energii elektrycznej w pełnej ilości na skutek
redysponowania, poniesione straty odpowiadają utraconym przychodom z rynku
bilansującego przy wartości energii elektrycznej równej cenie CEN.
Jak z powyższego wynika, opisane zasady kalkulacji części rekompensaty dotyczącej
utraconego przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej, w tym przyjęcie ceny CEN, są w
pełni zgodne z obowiązującymi w Polsce przepisami prawa (unijnego i krajowego), gdyż
skutkują wartością rekompensaty w wysokości zapewnianiającej neutralność finansową
uczestników rynku. Kalkulowana w powyżej opisany sposób rekompensata w części
dotyczącej utraconego przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej w całości znosi skutek
redysponowania, spełniając tym samym wymaganie, by rekompensata nie była
nieuzasadnienie niska albo nieuzasadnienie wysoka. Zgodnie z powyższym, przy
odpowiednim umownym uregulowaniu zasad rozliczeń za energię elektryczną pomiędzy
wytwórcami OZE i odbiorcami w sytuacjach nierynkowego redysponowania, przyjęty
sposób ustalania rekompensat przez OSP, jednolity dla wszystkich wytwórców OZE,
zapewnia neutralność finansową zarówno dla wytwórców dokonujących sprzedaży na
podstawie umów handlowych: tzw. grafikowanych (pay as nominated), jak i tzw.
niegrafikowanych, licznikowych (pay as produce). Umowa handlowa jest zgodnym
1 Wartość rekompensaty wyliczana jest dla każdego minimalnego okresu, którego dotyczyło polecenie
redysponowania. Jeżeli cena CEN w danym okresie 15-minutowym jest mniejsza lub równa 0 zł/MWh, to
rekompensata finansowa w części utraconych przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej wynosi zero
(przyjmowana do rozliczeń cena CEN wynosi zero). Zasada ta dotyczy tylko okresu/ów 15-minutowych,
w których cena CEN ≤ 0, co oznacza że dla okresów 15-minutowych, gdy cena CEN>0, wyliczane są wartości
rekompensaty, zaś całkowita kwota rekompensaty za okres redysponowania wynikający z polecenia
operatora systemu jest sumą rekompensat z okresów 15-minutowych. Analogiczna zasada dotyczyła kalkulacji
rekompensaty w tej części przed dniem 14.06.2024 r., kiedy minimalnym okresem kalkulacji był okres 1
godziny, a ceną była CRO.
2 Kodeks Sieci EGBL – Rozporządzenie Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiające
wytyczne dotyczące bilansowania (Dz. Urz. UE nr L 312 z 28.11.2017) (ang. Commission Regulation (EU)
2017/2195 of 23 November 2017 establishing a guideline on electricity balancing)

-- 6 of 9 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Przemysłu
http://www.gov.pl/przemysl ul. Powstańców 30
mp@mp.gov.pl 40-039 Katowice
Strona 7 z 9
porozumieniem dwóch lub więcej stron ustalającym ich wzajemne prawa lub obowiązki, a
więc jest wewnętrznym uzgodnieniem stron umowy dokonanym w ramach swobody
zawierania umów. Rozporządzenie wprowadza generalne zasady wykorzystania i
rekompensowania redysponowania nierynkowego wytwórców OZE niezależnie od
podpisanych przez tych wytwórców umów handlowych.
Podkreślić należy, że zgodnie z obowiązującymi w kraju regulacjami prawnymi, każdy
przyłączony do KSE i pobierający lub/i wprowadzający energię elektryczną z/do KSE jest
uczestnikiem rynku energii elektrycznej w Polsce i jest odpowiedzialny za niezbilansowanie,
które powoduje w systemie.
Stanowi o tym art. 5 ust. 1 rozporządzenia, który stanowi, iż:
„art. 5 ust. 1. Wszyscy uczestnicy rynku są odpowiedzialni za niezbilansowanie, które
powodują w systemie („odpowiedzialność za bilansowanie”). W tym celu uczestnicy rynku
sami są podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie albo na mocy umowy przekazują tę
odpowiedzialność wybranemu przez siebie podmiotowi odpowiedzialnemu za bilansowanie.
Każdy podmiot odpowiedzialny za bilansowanie jest odpowiedzialny finansowo za swoje
niezbilansowanie i dąży do zbilansowania samego siebie lub wspiera zbilansowanie systemu
elektroenergetycznego.”
Powyższa regulacja prawna stanowi, iż wytwórca OZE jest odpowiedzialny za bilansowanie
własnej instalacji PV, a wykonawstwo działań niezbędnych dla wywiązania się z obowiązku
bilansowania tej instalacji PV może zlecić umownie innemu przedsiębiorstwu (np.
przedsiębiorstwu obrotu), poprzez podpisanie odpowiedniej umowy, która jest zgodnym
porozumieniem dwóch lub więcej stron ustalającym ich wzajemne prawa lub obowiązki, a
więc jest wewnętrznym uzgodnieniem stron umowy dokonanym w ramach swobody
zawierania umów.
Rozporządzenie wprowadza generalne zasady wykorzystania i rekompensowania
redysponowania nierynkowego wytwórców OZE niezależnie od podpisanych przez tych
wytwórców umów handlowych.
Ponieważ umowa jest zgodnym porozumieniem dwóch lub więcej stron ustalającym ich
wzajemne prawa lub obowiązki, a więc jest wewnętrznym uzgodnieniem stron umowy
dokonanym w ramach swobody zawierania umów, to przyjęcie do kalkulacji rekompensaty
za redysponowanie nierynkowe dla wytwórcy OZE ceny zawartej w umowie sprzedaży
energii elektrycznej, np. ceny stałej, jest całkowicie nieuzasadnione, ponieważ ustalona w
ten sposób kwota rekompensaty byłaby niezgodna z regułami wynikającymi z art. 13 ust. 7
pkt. b) rozporządzenia. W przypadku przyjęcia, np. ceny zawartej w umowie sprzedaży,
rekompensata nie odpowiadałaby kosztowi dodatkowego obciążenia związanego
z realizacją USE, w postaci rozliczenia zakupu energii na rynku bilansującym, przez co kwota
rekompensaty mogłaby być zawyżona i mogłaby stanowić nadmierne przysporzenie, co
byłoby sprzeczne z postanowieniami art. 13 ust. 7 rozporządzenia.
Ad 2) Rekompensata w części utraconych przychodów z systemu wsparcia
Wytwórca korzystający z aukcyjnego systemu wsparcia jest uprawniony do dokonania
rozliczenia tzw. ujemnego salda z Zarządcą Rozliczeń, zgodnie z postanowieniami ustawy
OZE. Wysokość ujemnego salda ustalana jest na podstawie iloczynu ilości wprowadzonej do
sieci energii elektrycznej oraz różnicy pomiędzy:
1) wartością sprzedaży energii elektrycznej, o której mowa w art. 93 ust. 2 pkt 1 ustawy
OZE, obliczoną zgodnie z pkt 2 tego przepisu, oraz
2) wartością energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł energii, ustaloną
na podstawie art. 93 ust. 1 pkt 3 ustawy OZE (jako średnia arytmetyczna ze średnich
ważonych cen godzinowych danej doby dostawy (od 00:00 do 24:00 na Rynku Dnia
Następnego (RDN) TGE S.A. (indeks TGeBase)), kalkulowanych na podstawie
wszystkich kontraktów godzinowych, blokowych i weekendowych, właściwa dla
doby, w której nastąpiło redysponowanie, która to cena jest obliczana i publikowana

-- 7 of 9 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Przemysłu
http://www.gov.pl/przemysl ul. Powstańców 30
mp@mp.gov.pl 40-039 Katowice
Strona 8 z 9
przez podmiot, o którym mowa w art. 64 ust. 1 pkt 1 ustawy OZE (tj. giełda
towarowa w rozumieniu ustawy o giełdach towarowych).
Jak z powyższego wynika, sposób ustalania wysokości rekompensaty w części dotyczącej
utraconego przychodu z aukcyjnego systemu wsparcia odpowiada w pełni wsparciu jakie
podmiot, którego dotyczy redysponowanie, uzyskałby od Zarządcy Rozliczeń, gdyby do
redysponowania nie doszło.
W przypadku korzystania przez wytwórcę ze świadectw pochodzenia wysokość
rekompensaty w części dotyczącej utraconego przychodu ze zbycia świadectw pochodzenia
spowodowanego nierynkowym redysponowaniem jest równa iloczynowi ceny świadectwa
pochodzenia wyznaczonej na pierwszej sesji notowań na giełdzie TGE S.A. po dniu, w którym
nastąpiło nierynkowe redysponowanie wytwórcą OZE oraz wolumenu energii
niewprowadzonej do sieci przez tego wytwórcę OZE na skutek nierynkowego
redysponowania. Jest to więc również system zgodny z obowiązującymi regulacjami.
Wysokość cen rynku bilansującego (CEN/CRO) nie ma wpływu na rekompensatę w części
utraconego przychodu z mechanizmów wsparcia.
Podsumowując, wysokość wypłacanej wytwórczy OZE przez OSP rekompensaty za
redysponowanie nierynkowe zależy od warunków rynkowych (zasad uczestnictwa
podmiotów w rynku energii elektrycznej) oraz korzystania (lub nie) przez wytwórcę OZE z
systemu wsparcia.
Zwracamy uwagę, że szczegółowe zasady wyliczania rekompensaty finansowej i informacje
dotyczące cen przyjmowanych do wyznaczenia rekompensaty finansowej za nierynkowe
redysponowanie wytwórców PV zostały opublikowane na stronie internetowej PSE:
https://www.pse.pl/rekompensaty-pv oraz https://www.pse.pl/rekompensaty-fw w sekcji
,,Stosowane zasady wyliczeń rekompensaty za nierynkowe redysponowanie PV” lub
,,Stosowane zasady wyliczeń rekompensaty za nierynkowe redysponowanie FW”.
8. Dlaczego rozpatrywanie wniosków o rekompensaty trwa powyżej 1 roku od dnia
złożenia wniosku? Przedsiębiorcy nie mają wydanych decyzji na wnioski złożone
wiosną 2024 roku, co dodatkowo utrudnia funkcjonowanie sektora energetycznego.
Proces rozpatrywania Wniosków o Rekompensaty (dalej: WoR) realizowany jest przez PSE
systematycznie. Spółka dokłada starań by odbywał się jak najszybciej, ale obecnie
realizowany jest z opóźnieniem, które wynika w szczególności z:
1) braku szczegółowych zasad wykorzystania i rekompensowania redysponowania
nierynkowego w przepisach prawa. Rozporządzenie 2019/943 oraz uPE regulują
kwestie rekompensat bardzo ogólnie, przez co niezbędnym było zaprojektowanie i
wdrożenie przez PSE zasad ustalania i wypłaty rekompensat,
2) braku dostępnych na rynku systemów informatycznych do obsługi procesu obsługi
WoR i wypłaty rekompensat, przez co niezbędnym było zaprojektowanie i
wdrożenie oraz rozwój przez PSE systemów informatycznych do obsługi procesu w
ramach portalu do składania i obsługi WoR oraz ich wyliczania, które są
systematycznie rozwijane i udoskonalane w celu przyspieszenia i usprawnienia
procesu obsługi WoR i wypłaty rekompensat;
3) bardzo dużej liczby złożonych WoR (w szczególności WoR od właścicieli instalacji
fotowoltaicznych);
4) ustalania rekompensat na podstawie danych i informacji z wniosku właściciela OZE
oraz od OSD, na podstawie zgodnych i poprawnych danych. W przypadku
identyfikacji błędów zachodzi konieczność wyjaśniania (indywidualnego) błędów w
WoR i przesłania nowych wniosków lub odpowiednio wyjaśniania i dokonywania
korekt w formularzach od OSD,
5) przekazywania WoR przez część właścicieli OZE na okresy, w których OSP nie
wydawał poleceń redysponowania lub OSD nie wydali danej instalacji OZE
polecenia redysponowania, co wymaga dodatkowej czasochłonnej weryfikacji z

-- 8 of 9 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Przemysłu
http://www.gov.pl/przemysl ul. Powstańców 30
mp@mp.gov.pl 40-039 Katowice
Strona 9 z 9
OSD, czy taki wytwórca był redysponowany w związku z poleceniem OSP (co
wpływa na opóźnienie rozliczenia poprawnie złożonych i kompletnych WoR).
Ze względu na możliwości organizacyjne i techniczne, w sytuacji konieczności
opracowywania i wdrażania nowych zasad funkcjonowania rynku energii (w szczególności
dotyczących zmian na Rynku Bilansującym) i równocześnie bardzo znacząco wzrastającej
liczbie WoR składanych przez instalacje PV, PSE w październiku 2024 r. wdrożyły portal
WOZE do obsługi WoR składanych przez instalacje PV.
W maju 2025 r. PSE rozszerzyły funkcjonalność portalu WOZE o składanie WoR dla farm
wiatrowych oraz rozpoczęły wyliczanie rekompensat dla nierozliczonych WoR dla farm
wiatrowych z 2024 r.
Jak wskazano powyżej – proces rozpatrywania WoR realizowany jest systematycznie i co do
zasady w pierwszej kolejności rozpatrywane są WoR złożone najwcześniej. Jednak
rekompensata może zostać wyliczona jedynie w przypadku, gdy odpowiednie informacje
zawarte w WoR oraz w formularzu otrzymanym od OSD są zgodne i nie zawierają błędów,
które wymagają wyjaśnienia, uzupełnienia bądź poprawy. Jeżeli taka sytuacja ma miejsce,
podejmowane są działania wyjaśniające z właścicielami OZE bądź OSD tak, by zapewnić
zgodność i poprawność danych do wyliczenia rekompensaty oraz zgodność procesu z
jednolitymi zasadami stosowanymi w odniesieniu do wszystkich źródeł OZE, co wpływa na
wydłużenie procesu wypłaty rekompensaty.
Z wyrazami szacunku
Z upoważnienia
Wojciech Wrochna
Sekretarz stanu
2025-07-07 $ezdPolePodpisu1
Do wiadomości:
Kancelaria Prezesa Rady Ministrów

-- 9 of 9 --