Telefon: (+48) 22 369 29 00 ul. Wawelska 52/54, 00-922 Warszawa
info@klimat.gov.pl Ministerstwo Klimatu i Środowiska
www.gov.pl/klimat
Działamy zgodnie z EMAS - zarządzając instytucją, dbamy o środowisko
Sekretarz Stanu
Urszula Sara Zielińska
DCE-WKiC.050.16.2025.MK
3854098.15486113.12469054
Warszawa, 07-07-2025
Pan Szymon Hołownia
Marszałek Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej
Szanowny Panie Marszałku,
Odpowiadając na Interpelację K10INT10301Pana Posła Jarosława Sachajki i Posłanki Anny
Gembickiej z dnia 13 czerwca 2025 r., w sprawie trudnej sytuacji sektora ciepłowniczego w
Polsce w kontekście systemu handlu emisjami (ETS)– uprzejmie informuję, co następuje.
Jakie działania podejmuje rząd w celu wsparcia sektora ciepłowniczego w pokryciu
kosztów zakupu uprawnień ETS?
Jakie konkretne mechanizmy finansowe lub regulacyjne zostały wprowadzone lub są
planowane, aby złagodzić obciążenia związane z ETS? Czy rząd rozważa dalsze zwiększenie
puli bezpłatnych uprawnień lub inne formy wsparcia, takie jak rekompensaty dla
przedsiębiorstw ciepłowniczych?
W ramach ostatniej rewizji systemu EU ETS z inicjatywy Polski wprowadzony został
mechanizm przydziału dodatkowych 30% bezpłatnych uprawnień do emisji dla sektora
ciepłowniczego. Zgodnie z wprowadzonymi przepisami o dodatkowy 30% przydział
uprawnień do emisji mogą ubiegać się instalacje ciepłownicze, które przedłożyły Plany
Neutralności Klimatycznej (PNK) oraz przeprowadzą inwestycje, które doprowadzą do
osiągnięcia znaczącej redukcji emisji przed rokiem 2030.
W ciągu ostatnich kilkunastu miesięcy na forum EU toczyły się prace nad aktami
wykonawczymi i delegowanymi do zmienionej dyrektywy EU ETS. W ramach tych prac
Polska dążyła do wypracowania najkorzystniejszych dla uczestników systemu rozwiązań, w
tym także dla sektora ciepłowniczego. Działania polskiego Rządu doprowadziły m.in. do
odejścia przez KE od niekorzystnych dla ciepłownictwa propozycji zmniejszenia
dedykowanego im dodatkowego 30% przydziału, czy wydania uprawnień dopiero po
zakończeniu realizacji inwestycji, co w efekcie oznaczałoby, że podmioty te nie mogłyby
skorzystać z przedmiotowego odstępstwa.
Ideą wprowadzenia przedmiotowego mechanizmu było odciążenie finansowe
przedsiębiorstw ciepłowniczych poprzez uwolnienie środków i tym samym umożliwienie im
przeprowadzenia inwestycji, mających na celu transformację sektora do źródeł nisko i bez
emisyjnych. Kontynuacja wprowadzonego odstępstwa będzie zapewne przedmiotem
dyskusji w ramach planowanej na przyszły rok kolejnej rewizji dyrektywy EU ETS.

-- 1 of 8 --

2
Odnosząc się do kwestii zwiększenia puli bezpłatnych uprawnień do emisji dla
ciepłownictwa, uprzejmie informuję, iż Rząd Polski nie ma możliwości zwiększenia
dostępnej puli uprawnień do emisji. Kwestie rozdziału puli bezpłatnych uprawnień do emisji,
w tym dodatkowego przydziału dla ciepłownictwa reguluje dyrektywa EU ETS. Państwa
członkowskie nie mają inicjatywy ustawodawczej w zakresie prawa UE, taką inicjatywą
dysponuje jedynie Komisja Europejska.
Odnosząc się do kwestii rekompensat dla producentów ciepła: Mechanizm został
wprowadzony we wrześniu 2022 r. i przedłużony przez Rząd RP do dn. 30 czerwca 2025 r.
w odpowiedzi na szokowy wzrost cen węgla i gazu po rosyjskiej inwazji na Ukrainę i
pozwolił na złagodzenie skutków kryzysu. Przez trzy lata funkcjonowania mechanizmu
osłonowego dla producentów i odbiorców ciepła, budżet państwa przeznaczył na ten cel
9,4 mld zł. Dziś sytuacja na rynku paliw się ustabilizowała, ceny paliw i nośników ciepła
spadły do poziomu bliższego poziomom cen sprzed agresji Rosji na Ukrainę w lutym 2022
r., a utrzymywanie kosztownego systemu dopłat dla producentów ciepła bez względu na
kryterium dochodowe odbiorców, nie znajduje dalszego uzasadnienia ekonomicznego i
społecznego. Obecnie ceny podstawowych nośników energii – węgla i gazu – są znacznie
niższe niż w szczycie kryzysu i wynoszą odpowiednio około 500 zł za tonę węgla i 200 zł za
1 MWh gazu. Zdecydowana większość przedsiębiorstw ciepłowniczych dostosowała swoje
taryfy do tych warunków. Oznacza to, że ceny dla ich odbiorców pozostaną stabilne, a w
niektórych przypadkach mogą ulec obniżeniu. Przedsiębiorstwa, które jeszcze nie
dostosowały swoich taryf do niższych cen paliw na rynku hurtowym, powinny jak
najszybciej dostosować taryfy do aktualnych cen nośników energii. Taryfy są zatwierdzane
przez Urząd Regulacji Energetyki. URE prowadzi obecnie kontrole firm stosujących
najwyższe stawki za ciepło. Ministerstwo Klimatu i Środowiska stale monitoruje ceny i
skutki zmian dla gospodarstw domowych, w szczególności tych o niższych dochodach. Rząd
RP pracuje też nad systemem bezpośredniego wsparcia dla gospodarstw domowych
zagrożonych ewentualnymi podwyżkami cen ciepła. Takie rozwiązanie systemowe będzie
bardziej sprawiedliwe i efektywne w średnim okresie. Z kolei długofalowo,
najskuteczniejszym sposobem na obniżenie rachunków za ciepło jest transformacja
systemów ciepłowniczego. Kluczowe działania to:
• stopniowe odejście od paliw kopalnych (węgiel, gaz),
• rozwój nowoczesnych i bezemisyjnych źródeł ciepła,
• rozwój procesu elektryfikacji ciepłownictwa wraz z budową magazynów ciepła,
• modernizacja sieci ciepłowniczych,
• poprawa efektywności energetycznej systemów ciepłowniczych poprzez m.in.
termomodernizację budynków,
• cyfryzacja systemów ciepłowniczych.
To właśnie te inwestycje będą gwarancją stabilnych, przewidywalnych i niższych rachunków
w przyszłości – dla obywateli i instytucji publicznych korzystających z ciepła systemowego.
Czy Ministerstwo Klimatu i Środowiska rozważa wprowadzenie mechanizmu ważenia kar
za nieumorzenie uprawnień ETS, aby uwzględniać okoliczności, takie jak brak płynności
finansowej przedsiębiorstw?
Czy podejmowane są działania w celu złagodzenia skutków kar dla firm, które z przyczyn
niezależnych nie są w stanie umorzyć uprawnień w terminie? Jeśli tak, jakie rozwiązania są
analizowane?
Obowiązek rozliczenia wielkości emisji (umorzenia) wynikający z systemu EU ETS i
wymierzania kar pieniężnych za niewykonanie tego obowiązku wynika z prawa unijnego.

-- 2 of 8 --

3
Przepis art. 104 ust. 1 ustawy z dnia 12 czerwca 2015 r. o systemie handlu uprawnieniami
do emisji gazów cieplarnianych (Dz.U. z 2024 r., poz. 1505, z późn. zm.) (dalej: „ustawa ETS”)
stanowi transpozycję art. 16 ust. 1 i ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE, zgodnie z którymi:
„Państwa Członkowskie ustanawiają reguły dotyczące kar mających zastosowanie do
naruszeń przepisów krajowych, przyjętych na mocy niniejszej dyrektywy i podejmują środki
niezbędne w celu zapewnienia, że takie kary są wykonywane (…).”.
Ponadto „Państwa członkowskie zapewniają, by każdy operator (…), który nie przekazuje
wystarczających przydziałów do dnia 30 września każdego roku w celu objęcia jego emisji
w trakcie roku poprzedniego, był odpowiedzialny za opłacenie kary za przekroczenie
emisji. Kary za przekroczenie emisji wynoszą 100 EUR za każdą wyemitowaną tonę
równoważnika dwutlenku węgla, w odniesieniu do której operator nie przekazał przydziału
(…).”.
Zarówno sama konieczność ukarania uczestnika systemu EU ETS za brak rozliczenia
wielkości emisji w terminie, jak i termin wykonania tego obowiązku oraz wysokość kary za
jego niewykonanie, wynikają bezpośrednio z art. 16 ust. 1 i ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE.
Państwo członkowskie nie ma zatem możliwości swobodnego decydowania w tym zakresie
w oparciu o przepisy materialne zawarte w dyrektywie czy w ustawie implementującej tę
dyrektywę.
Propozycja zmiany zasad wymierzania kar pieniężnych związanych z nierozliczeniem
wielkości emisji polegająca na złagodzeniu jej wymiaru w następstwie wykonania obowiązku
rozliczenia emisji musiałaby zostać poprzedzona zmianą dyrektywy, która powinna dopuścić
możliwość stosowania tego rodzaju rozwiązań, lub pozostawiać państwu członkowskiemu
dyspozycję do wprowadzania tego rodzaju środków łagodzących.
Niemniej jednak, wychodząc naprzeciw problemom przedsiębiorstw, Ministerstwo Klimatu
i Środowiska wprowadziło do procedowanego obecnie projektu ustawy o zmianie ustawy o
systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz niektórych innych
ustaw (UC39) inne, możliwe do wprowadzenia zmiany w zakresie innych przepisów
określonych w rozdziale 14 ustawy ETS, dotyczących wymierzania administracyjnych kar
pieniężnych. Dotychczasowe stawki kar zawarte w rozdziale 14 ustawy ETS przewidują, za
niedopełnienie obowiązków uczestnika systemu EU ETS, określone kwoty kar, co
uniemożliwia organom Inspekcji branie pod uwagę indywidualnych okoliczności, które
mogły stanowić podstawy niedopełnienia obowiązków ustawowych, a mogły mieć
znaczenie przy wymierzaniu kary pieniężnej. Dotychczasowe przepisy ustawy EU ETS
przewidujące kary administracyjne w określonej sztywno wysokości zobowiązują organy
Inspekcji do nakładania kar w sposób obligatoryjny w określonej wysokości, niezależnie od
okoliczności niedopełnienia obowiązków ustawowych, czy indywidualnej sytuacji podmiotu
naruszającego te obowiązki. Organy Inspekcji nie stosują wobec tego art. 189d ustawy z
dnia 14 czerwca 1960 r. - Kodeks postępowania administracyjnego (Dz. U. z 2024 r. poz.
572).
W celu umożliwienia organom Inspekcji brania pod uwagę przy wymierzaniu
administracyjnych kar pieniężnych przesłanek wymiaru kary, określonych w art. 189d kpa,
wspomniany wyżej projekt ustawy zakłada zastąpienie administracyjnych kar pieniężnych
w ściśle określonej wysokości - karami „widełkowymi” (uznaniowymi). Powyższe działania
mają na celu uelastycznienie systemu wymierzania administracyjnych kar pieniężnych, a w
konsekwencji wyjście naprzeciw postulatom przedsiębiorców.

-- 3 of 8 --

4
Jakie kroki podejmuje rząd w celu zmiany regulacji taryfowych, aby umożliwić
przedsiębiorstwom ciepłowniczym pokrycie kosztów produkcji energii, w tym kosztów
ETS?
Czy planowane są zmiany w zasadach ustalania taryf przez Urząd Regulacji Energetyki, aby
lepiej odzwierciedlały rzeczywiste koszty produkcji? Jakie działania podejmowane są w
celu zrównoważenia interesów producentów i odbiorców ciepła?
Ustawa – Prawo energetyczne upoważnia Prezesa URE do zatwierdzania i kontrolowania
stosowania taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła pod względem zgodności z
zasadami określonymi w art. 44, 45 i 46, w tym analizowania i weryfikowania kosztów
przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i
stawek opłat w taryfach – art. 23 ust. 2.
Do kosztów uzasadnionych zgodnie z definicją (art. 3 pkt 21) należą koszty niezbędne do
wykonania zobowiązań powstałych w związku z prowadzoną przez przedsiębiorstwo
energetyczne działalnością oraz przyjmowane przez przedsiębiorstwo energetyczne do
kalkulacji cen i stawek opłat ustalanych w taryfie w sposób ekonomicznie uzasadniony, z
zachowaniem należytej staranności zmierzającej do ochrony interesów odbiorców. Koszty
uzasadnione nie są kosztami uzyskania przychodów w rozumieniu przepisów podatkowych;
a więc ponoszony koszt dotyczący uprawnień do emisji powinien być uwzględniony przez
Prezesa URE, jako koszt uzasadniony. Sposób obliczenia planowanego przychodu wraz z
uwzględnieniem kosztów emisji jest przedmiotem przepisu § 11 ust. 1. pkt 5 rozporządzenia
Ministra Klimatu z dnia 7 kwietnia 2020 r. w sprawie szczegółowego sposobu kształtowania
i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło (Dz. U z 2020 r. poz. 718 z
późn. zm.), który stanowi, iż ceny i stawki opłat dla pierwszego roku stosowania taryfy ustala
się na podstawie planowanych na ten rok, m. in. pkt 5) uzasadnionych rocznych kosztów
zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla ustalanych na podstawie średniej ceny
uprawnień do emisji dwutlenku węgla w kontraktach terminowych z dostawą w grudniu
roku, w którym przypada zakończenie pierwszego roku obowiązywania taryfy dla ciepła.
Średnią cenę uprawnień do emisji dwutlenku węgla stanowi średnia cena notowań z
ostatnich 30 sesji notowań opublikowanych na jednej z giełd towarowych, przy czym
poszczególne ceny notowań przelicza się na złote według średniego kursu waluty, w której
były prowadzone notowania, ogłoszonego przez Narodowy Bank Polski Określenia średniej
ceny notowań z ostatnich 30 sesji notowań dokonuje się przed dniem złożenia lub ostatniej
aktualizacji wniosku stanowiącego podstawę wydania decyzji zatwierdzającej taryfę.
Na podstawie art. 23 ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne, do zadań Prezesa URE należy
oprócz regulowania działalności przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą i
polityką energetyczną państwa, także zmierzanie do równoważenia interesów
przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.
Aktualnie podejmowane przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska działania koncentrują się
przede wszystkim na wykreowaniu narzędzi, które w średniej i dłuższej perspektywie
ustanowią efektywną ochronę odbiorców energii. Będzie to realizowane zarówno poprzez
przyspieszenie transformacji energetycznej, uwzględniającej w szczególności wspieranie
przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej, a także poprzez

-- 4 of 8 --

5
transparentny, celowy i zabezpieczony właściwymi źródłami finansowania mechanizm
ograniczania zjawiska ubóstwa energetycznego.
W celu określenia barier związanych z procesem transformacji sektora wypracowania
niezbędnych zmian ułatwiających jego transformację powołano Zespół do spraw
transformacji ciepłownictwa oraz określenia modelu funkcjonowania rynku ciepła (Dz. U.
MKiŚ z 2024 r. poz. 67). W prace zespołu zaangażowane są organizacje branżowe,
przedsiębiorstwa ciepłownicze, Urząd Regulacji Energetyki instytuty badawcze, jednostki
naukowe czy instytucje finansujące proces transformacji sektora.
Czy analizowano możliwość tymczasowego wyłączenia sektora ciepłowniczego z systemu
ETS, podobnie jak ma to miejsce w przypadku instalacji o mocy poniżej 20MW?
Czy rząd rozważał takie rozwiązanie jako tymczasową ulgę dla sektora? Jeśli tak, jakie były
wyniki tych analiz? Jeśli nie, czy takie analizy są planowane?
Po pierwsze instalacje poniżej 20MW nie są tymczasowo wyłączone z systemu EU ETS.
Takie instalacje nie przekraczają progu wejścia do systemu i tym samym nie spełniają
warunków uczestnictwa w nim. Nie jest to tożsame z czasowym wyłączeniem instalacji z
systemu.
Po drugie, nie ma możliwości samodzielnego wyłączenia danego sektora z systemu. EU ETS
jest częścią europejskiego systemu prawnego. Zasady funkcjonowania systemu określają
przepisy dyrektywy 2003/87/WE oraz powiązanych aktów wykonawczych i delegowanych.
Wszelkie obciążania wynikające z uczestnictwa instalacji w systemie EU ETS wynikają
wprost z przepisów europejskich, do których stosowania i implementacji Polska, jako
państwo członkowskie UE, jest zobowiązana.
Ponadto w ramach prac nad ww. projektem ustawy UC39, wprowadzono przepisy
pozwalające na zastosowanie odstępstwa dla tzw. mikroinstalacji oraz instalacji rezerwowej
lub zapasowej polegającego na zniesieniu obowiązku rozliczenia emisji w danym okresie
rozliczeniowym. Aby można było zastosować odstępstwo prowadzący instalację musi
zgłosić we wniosku o przydział uprawnień, składanym co pięć lat, iż instalacja wyemitowała
mniej niż 2500 tCO2e, przez 3 lata poprzedzające złożenie wniosku zgodnie z raportem na
temat wielkości emisji. Takie same zasady stosowania odstępstwa w zakresie zwolnienia z
obowiązku rozliczania emisji można zastosować do jednostki rezerwowej lub zapasowej,
które pracowały mniej niż 300 godzin rocznie w każdym z trzech lat poprzedzających
złożenie wniosku o przydział.
Czy rząd planuje wsparcie dla przedsiębiorstw ciepłowniczych w postaci dotacji lub
preferencyjnych kredytów na inwestycje w technologie niskoemisyjne, aby ułatwić
transformację energetyczną?
Jakie konkretne programy finansowe są dostępne lub planowane dla sektora
ciepłowniczego? Czy istnieją dedykowane fundusze na modernizację infrastruktury,
rozwój OZE lub poprawę efektywności energetycznej?
Przedsiębiorstwa ciepłownicze stojące przed wyzwaniem transformacji energetycznej są
jednym z kluczowych beneficjentów wsparcia funduszy europejskich. Zarówno w
poprzedniej perspektywie finansowej 2014-2020, jak i obecnej 2021-2027
przedsiębiorstwom ciepłowniczym zostały przypisane alokacje na realizację przedsięwzięć
polegających na wymianie źródeł ciepła z paliw kopalnych na źródła nisko- i zeroemisyjne

-- 5 of 8 --

6
(w tym w szczególności OZE) oraz rozwój i modernizację, w tym digitalizację sieci
ciepłowniczej. Celem tych działań jest m.in. obniżenie emisji gazów cieplarnianych oraz
poprawa efektywności energetycznej.
Wsparcie finansowe może występować zarówno w formie dotacji (systemy ciepłownicze
nie posiadające statusu efektywnego systemu ciepłowniczego), jak i w formie instrumentu
finansowego łączącego dotację z pożyczką (dla efektywnych systemów ciepłowniczych).
W bieżącej perspektywie do wykorzystania zaprogramowano środki w wysokości ok. 20
mld zł z przeznaczeniem na transformację sektora ciepłowniczego z następujących
programów:
Fundusze Europejskie na Infrastrukturę, Klimat, Środowisko 2021–2027 (FEnIKS)
Budżet programu: ok. 4,18 mld PLN
Program FEnIKS stanowi kontynuację dwóch wcześniejszych programów: Infrastruktura i
Środowisko 2007-2013 oraz 2014-2020 i - podobnie jak w poprzednich perspektywach
finansowych UE - pozostanie największym pod względem alokacji finansowej instrumentem
polityki spójności w Polsce, jak i najprawdopodobniej w całej Unii Europejskiej. Celem
działania jest budowa i modernizacja systemów ciepłowniczych, w tym zarówno budowa i
przebudowa źródeł wysokosprawnej kogeneracji w ramach tych systemów, jak i projekty w
zakresie budowy lub przebudowy sieci ciepłowniczej i/lub chłodniczej. Wspierane będą
inwestycje zarówno w ramach efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych i
chłodniczych, jak i w obrębie systemów będących w fazie transformacji do efektywnego
energetycznie systemu ciepłowniczego lub chłodniczego.
Nabory: Źródła kogeneracji – nabór planowany 1.09.2025 – 30.11.2025
Nabory: Sieci ciepłownicze – nabór planowany na przełomie 2025-2026
Krajowy Plan Odbudowy (KPO)
Budżet programu: 1,35 mld PLN.
Celem jest zoptymalizowanie gospodarki cieplno-energetycznej z wykorzystaniem
dostępnych nowoczesnych technologii, poprzez dofinansowanie nisko- i zeroemisyjnych
źródeł, wytwarzających ciepło w szczególności na potrzeby komunalno-bytowe.
Nabory: nabór planowany III kw. 2025 r.
Geotermia głęboka
Budżet programu: 594 mln PLN
Celem programu jest zwiększenie wykorzystania zasobów geotermalnych w Polsce.
Okres wdrażania: 2019-2027
Rozwój kogeneracji w oparciu o biogaz komunalny (Fundusz Modernizacyjny)
Budżet programu: 1,5 mld PLN
Celem programu jest wsparcie inwestycji dotyczących budowy nowych, rozbudowy lub
modernizacji istniejących instalacji fermentacji selektywnie zebranych bioodpadów

-- 6 of 8 --

7
komunalnych i wykorzystania uzyskanego biogazu do wytwarzania energii w warunkach
wysokosprawnej kogeneracji
Okres wdrażania: 2022 - 2030
Kogeneracja dla Energetyki i Przemysłu (Fundusz Modernizacyjny)
Budżet programu: 3,5 mld PLN
Celem programu jest promowanie wykorzystywania wysokosprawnej kogeneracji dla
przemysłu.
-Część 1) Inwestycje dotyczące budowy lub/i przebudowy jednostek wytwórczych o łącznej
mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 10 MW, pracujących w warunkach wysokiej
kogeneracji
-Część 2) Inwestycje dotyczące budowy lub/i przebudowy jednostek wytwórczych o łącznej
mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 0,5 MW, pracujących w warunkach wysokiej
kogeneracji
Okres wdrażania: 2022 - 2030
Kogeneracja dla Ciepłownictwa (Fundusz Modernizacyjny)
Budżet programu: 3 mld PLN
Celem programu jest promowanie wykorzystywania wysokosprawnej kogeneracji w
sektorze ciepłowniczym.
Część 1) Budowa lub/i przebudowa jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej
nie mniejszej niż 10 MW
Część 2) Budowa lub/i przebudowa jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej
nie mniejszej niż 1 MW
Budżet programu: 100 mln PLN
Okres wdrażania: 2023- 2030
Kogeneracja powiatowa (Fundusz Modernizacyjny)
Budżet programu: 1 mld PLN
Celem programu jest promowanie wykorzystywania wysokosprawnej kogeneracji w
sektorze ciepłowniczym. Programem będą objęte: Inwestycje dotyczące budowy lub/i
przebudowy jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 1 MW,
pracujących w warunkach wysokosprawnej kogeneracji (z wyłączeniem energii
wytworzonej w jednostce kogeneracji opalanej węglem) wraz z podłączeniem ich do sieci.
Okres wdrażania: 2022- 2030
OZE – Źródło ciepła dla ciepłownictwa.
Budżet programu: 2 mld PLN
Celem programu jest wspieranie inwestycji dotyczących wytwarzania energii cieplnej z
odnawialnych źródeł.

-- 7 of 8 --

8
Okres wdrażania: 2023- 2030
Regionalne Programy Operacyjne – Wysokosprawna kogeneracja
Budżet programu: ok. 520 mln PLN
Alternatywne źródło finansowania będące w dyspozycji Urzędów Marszałkowskich
poszczególnych województw. Wsparcie w zakresie ciepłownictwa zasadniczo dedykowane
będzie dla poszczególnych województw w ramach Regionalnych Programów Operacyjnych
2021-2027, które są zarządzane przez regionalne Instytucje Zarządzające (Urzędy
Marszałkowskie poszczególnych województw).
Okres wdrażania: 2021 - 2027 (projekty będą mogły być realizowane do końca 2029 r.)
Digitalizacja sieci ciepłowniczych (Fundusz Modernizacyjny)
Budżet programu: 500 mln zł.
Program zakłada budowę i przebudowę systemu telemetrii i telemechaniki polegającej na
wdrożeniu nowoczesnych narzędzi i rozwiązań IT służących do zdalnego nadzoru,
sterowania i regulacji pracy systemu ciepłowniczego, monitorowania parametrów
jakościowych przesyłu ciepła/chłodu czy przekazywania informacji o zakłóceniach w pracy
sieci i węzłów, a także lokalizacji awarii i przeznaczonych do odczytu na odległość wskazań
urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych.
Okres wdrażania: 2022-2030
Dodatkowo w 2026r. planowane jest uruchomienie przez Narodowy Fundusz Ochrony
Środowiska i Gospodarki Wodnej programu dedykowanego magazynom ciepła. NFOŚiGW
planuje przeznaczyć na jego realizację około 2 mld PLN z Funduszu Modernizacyjnego.
Z wyrazami szacunku
Urszula Zielińska
Sekretarz Stanu
Ministerstwo Klimatu i Środowiska
/ – podpisany cyfrowo/

-- 8 of 8 --