Telefon: (+48) 22 369 29 00 ul. Wawelska 52/54, 00-
922 Warszawa
info@klimat.gov.pl
www.gov.pl/klimat
DSA-WPE.050.8.2025.EMD
3905069.15741183.12665750
Warszawa, 07-08-2025
Pan Szymon Hołownia
Marszałek Sejmu RP
Szanowny Panie Marszałku,
Uprzejmie przekazuję odpowiedź na interpelację Państwa Posłów Jarosława Sachajki
oraz Anny Gembickiej z dnia 17.07.2025 r. o numerze K10INT10934 w sprawie
ryzykownej i kosztownej transformacji energetycznej Polski, opartej w dużej części
na źródłach odnawialnych, bez równoległego rozwoju stabilnych źródeł energii.
1. Czy rząd dysponuje harmonogramem rozbudowy stabilnych źródeł energii, które
umożliwią bezpieczne funkcjonowanie systemu przy 50% i więcej OZE?
Minister właściwy ds. energii jest świadom wyzwań wiążących się z coraz
większym udziałem OZE w systemie elektroenergetycznym w Polsce.
Sprawuje on nadzór nad funkcjonowaniem całego systemu elektroenergetycznego
oraz prowadzi monitoring w zakresie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.
Podejmuje szereg inicjatyw mających na celu transformację systemu
elektroenergetycznego przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa jego
pracy i akceptowalnych cen energii elektrycznej.
Jednym z przykładów mechanizmów wspierających te cele jest rynek mocy, który
jest mechanizmem pomocy publicznej zatwierdzonym przez KE1. Ma na celu
zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w Polsce. Odbywa się to
przez wynagradzanie uczestników rynku (jednostki wytwórcze, odpowiedź
odbioru (DSR), magazyny energii) za ich pozostawanie w gotowości do
dostarczania mocy i zapewnienie dostaw energii elektrycznej do systemu
elektroenergetycznego w okresach przewidywanych problemów z pokryciem
zapotrzebowania na moc w systemie.
Dodatkowo elementem wspierającym stabilną pracę systemu
elektroenergetycznego jest rynek bilansujący oraz rynek usług bilansujących.
Od 14.06.2025 r. wszedł w życie II etap reformy rynku bilansującego i od tego
momentu usługi bilansujące są nabywane na zasadach rynkowych. Pozwala to
1 Decyzja z dnia 7 lutego 2018 r. nr. SA.46100 (2017/N) – Poland – Planned Polish capacity
mechanism.

-- 1 of 7 --

2
na odpowiednie wycenienie tych zasobów, które w największym
stopniu zapewniają zbilansowanie popytu i podaży.
Sam proces rozbudowy jednostek wytwórczych odbywa się na zasadach
rynkowych i jest wynikiem decyzji poszczególnych uczestników rynku energii
elektrycznej.
Podmioty te indywidualnie podejmują decyzję o rozpoczęciu, kontynuowaniu i
zakończeniu prowadzania działalności gospodarczej. Wyżej wskazane segmenty
rynku mogą stanowić jedno ze źródeł ich przychodów, ale nie determinują decyzji
podmiotów rozwijających i utrzymujących dane źródła wytwórcze, w tym źródła
o stabilnym profilu wytwarzania.
Dodatkowo uprzejmie informuję, że dane dot. planowanych mocy oraz
przewidywanych terminów przyłączenia do KSE nowych jednostek wytwórczych,
w tym mocy dyspozycyjnych (np. bloków gazowych, gazowo-parowych,
biomasowych, magazynów energii) są dostępne w opracowanym przez PSE S.A.
„Planie rozwoju sieci przesyłowej na lata 2025-2034”, który został w dn.
20.12.2024 r. uzgodniony z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki (link).
2. Ile energii w 2024 r. zostało fizycznie „wycięte” z sieci z powodu przeciążenia
lub braku możliwości magazynowania nadwyżek z OZE?
Podmiotem odpowiedzialnym za bezpieczeństwo pracy sieci przesyłowej
oraz bilansowanie handlowo techniczne Krajowego Systemu
Elektroenergetycznego (dalej KSE) jest Operator Systemu Przesyłowego (dalej
OSP). Realizując te zadania, OSP podejmuje niezbędne działania celem
równoważenia podaży i popytu na energię elektryczną uwzględniając
uwarunkowania pracy sieci, jednostek wytwórczych oraz wymagań dotyczących
bezpieczeństwa pracy systemu. Jednym z takich działań jest właśnie mechanizm
nierynkowego redysponowania jednostek OZE. OSP wydaje polecenia
redysponowania nierynkowego instalacji OZE przyłączonych do sieci OSP lub
wydaje polecenia operatorom systemów dystrybucyjnych (dalej OSD), aby
dokonali redysponowania nierynkowego jednostek OZE w swojej sieci, gdy jest to
niezbędne dla zapewnienia jego bezpiecznej pracy. Polecenia nierynkowego
redysponowania mogą być również wydawane przez OSD do instalacji OZE
przyłączonych do sieci OSD.
Należy podkreślić, że występowanie zjawiska nierynkowej redukcji nie jest
pożądanym elementem funkcjonowania rynku energii elektrycznej, jednakże w
obecnej sytuacji rynkowej stanowi ono nieodzowny element w procesie
bilansowania i zapewnienia bezpiecznej pracy KSE.
Informacje dotyczące redysponowania nierynkowego są dostępne pod adresem:
https://www.pse.pl/redysponowanie-nierynkowe. Dane analityczne
o redysponowaniu nierynkowym są dostępne pod adresem https://raporty.pse.pl,
w zakładce Funkcjonowanie KSE - Plan pracy KSE –Nierynkowe redysponowanie
źródeł OZE. Należy jednak podkreślić, że dane o poleceniach redukcji OZE
podlegają weryfikacji w trakcie procesu rozliczeń redysponowania nierynkowego
OZE.
Jednocześnie warto zauważyć, że w ujęciu średnio- i długoterminowego
planowania, opracowany został projekt aktualizacji Krajowego Planu na rzecz
Energii i Klimatu do 2030 r. z perspektywą do 2040 (dalej aKPEiK), który wskazuje

-- 2 of 7 --

3
dążenie do maksymalnego zagospodarowanie nadwyżek wytwarzanej energii
elektrycznej (np. poprzez DSR, autokonsumpcję, zmianę zachowań odbiorców,
elektryfikację sektorów np. transportu lub rozwój wykorzystania magazynów
energii elektrycznej i ciepła), dzięki czemu w przyszłości redysponowanie
nierynkowe będzie miało ograniczony charakter.
3. Ile środków przeznaczono w 2024 r. na rozwój magazynów energii? Jakie są
konkretne plany na 2025–2030 w tym zakresie?
W zakresie magazynowania planowany jest rozwój technologii bateryjnych
magazynów energii i zwiększany udział innych technologii magazynowania, w tym
wykorzystujących wodór i inne gazy zdekarbonizowane. Ponadto, elektryfikacja
ciepłownictwa (z wykorzystaniem OZE) wiązać się będzie z rozwojem magazynów
ciepła.
Zgodnie ze scenariuszem WAM do projektu aktualizacji Krajowego Planu na rzecz
Energii i Klimatu do 2030 r. z perspektywą do 2040 prognozowany jest wzrost
mocy zainstalowanej w bateryjnych magazynach energii (wielkoskalowych i
prosumenckich) do 2,7 GW, a w perspektywie do 2040 r. – do ok. 8,5 GW.
Dotychczas na rozwój magazynów energii elektrycznej przeznaczono ponad 6 mld
PLN w ramach zarówno funduszy unijnych oraz krajowych. Krajowe programy
służące realizacji tego celu finansowane są przede wszystkim w ramach
Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności oraz z Funduszu
Modernizacyjnego, a także programu Fundusze Europejskie na Infrastrukturę,
Klimat Środowisko (w przypadku tego ostatniego magazyny są finansowane jako
dodatkowy element projektów). Poza programami wsparcia stricte dla magazynów
powstają także programy, w których magazyny energii mogą być elementem
projektu. Ich wartość wynosi ok. 22 mld PLN.
Dodatkowo, przekazuję informację o naborach w latach 2024 i 2025 r.:
 Magazyny energii elektrycznej i związana z nimi infrastruktura dla
poprawy
stabilności polskiej sieci elektroenergetycznej - zakończony: 30.05.2025 r.
 G.1.1.3 Systemy magazynowania energii – w terminie 17.02.2025 r. -
14.03.2025 r.
 Kogeneracja dla Energetyki i Przemysłu (cz.1) w terminie: 22.04.2024 r. -
19.12.2024 r.
 Kogeneracja dla Energetyki i Przemysłu (cz. 2 - sektory transformacji
energetycznej) - w terminie: 01.04.2025 r. – 31.12.2025 r.
 Digitalizacja sieci ciepłowniczych w terminie: 1.04.2025 r. - 31.12.2025 r.
 Wsparcie wykorzystania magazynów i innych urządzeń do stabilizacji sieci
– program dla OSD – w terminie 1.07.2024 r. – 31.12.2025 r.
 Przemysł energochłonny – OZE - nabór zakończony: 20.12.2024 r.
 Przemysł energochłonny - poprawa efektywności energetycznej –
zakończony: 14.08.2024 r.
 Energia dla wsi - w terminie: 03.02.2025 r. – 19.12.2025 r.
 OZE - źródło ciepła dla ciepłownictwa - nabór zakończony: 17.12.2024 r.
 Moja elektrownia wiatrowa - w terminie 17.06.2024 – 31.12.2028 r.
 G1.1.2 2 Instalacje OZE realizowane przez społeczności energetyczne –
nabór zakończony 28.10.2024

-- 3 of 7 --

4
4. Czy rząd rozważa czasowe zamrożenie dalszych przyłączeń wielkoskalowych OZE,
zanim sieć zostanie rozbudowana?
Należy wskazać, że z uwagi na wymogi prowadzonej transformacji energetycznej i
związanej z nią potrzeby rozwoju i integracji źródeł OZE przy równoczesnym
zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego państwa nie rozważa się zamrożenia
procesu przyłączania do sieci elektroenergetycznej wielkoskalowych projektów
OZE.
Prowadzone prace skupiają się przede wszystkim na przeprowadzeniu
kompleksowej reformy w zakresie procesu przyłączania do sieci
elektroenergetycznej. Rozwiązania w tym zakresie zostały przygotowane i
przedstawione w procedowanym obecnie projekcie ustawy o zmianie ustawy
prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (UC84).
W projekcie proponuje się wprowadzenie szeregu zmian dotyczących rozwiązań
upraszczających proces przyłączeniowy, optymalizujących wykorzystanie
istniejącej infrastruktury sieciowej i zwiększających liczbę obiektów możliwych
do przyłączenia do sieci elektroenergetycznych – w szczególności OZE oraz
magazynów energii.
Dodatkowo proponowane są rozwiązania mające na celu usprawnienie procesu
planowania rozwoju sieci elektroenergetycznej i czasu przyłączenia a także
rozwiązania zwiększające transparentność procesu przyłączeniowego.
Oprócz projektu UC84, należy zwrócić uwagę na uchwaloną w dniu 25 lipca 2025
r. ustawę deregulacyjną – ustawa z dnia 25 lipca 2025 r. o zmianie niektórych
ustaw w celu dokonania deregulacji w zakresie energetyki. W ustawie zawarto
rozwiązanie pozwalające na lepsze wykorzystanie istniejącej infrastruktury
sieciowej przez rozszerzenie formuły cable-poolingu. Propozycja ta pozwoli na
przyłączenie m.in. nowych źródeł energii oraz magazynów energii, a co za tym
idzie usprawni transformację energetyczną i rozwój OZE w Polsce.
5. Ile razy w latach 2023–2024 Polska była zmuszona do importu energii z zagranicy
z powodu braku produkcji w kraju, mimo dużych mocy zainstalowanych w OZE?
Należy wskazać, że wymiana międzysystemowa energii elektrycznej podlega
zasadom rynkowym i import energii elektrycznej do Polski z sąsiedniego obszaru
wynika z różnicy cen pomiędzy sąsiednimi obszarami rynkowymi. Kierunek i
wolumen wymiany międzysystemowej są wynikiem umów zawieranych pomiędzy
uczestnikami rynku oraz dostępności infrastruktury przesyłowej.
W 2023 r. bilans wymiany energii elektrycznej wyniósł 3 890 GWh (eksport 11
293
GWh; import 15 183 GWh), natomiast w 2024 r. wielkości te wyniosły: bilans
wymiany 1 966 GWh (eksport 13 246 GWh; import 15 212 GWh). Przedstawione

-- 4 of 7 --

5
dane pochodzą z raportów rocznych PSE S.A.2 i przedstawiają przepływy fizyczne
energii elektrycznej z i do systemów sąsiadujących, tj. Niemiec, Czech, Słowacji,
Ukrainy, Litwy i Szwecji, z którymi Polska ma funkcjonujące elektroenergetyczne
połączenia transgraniczne.
Z tych danych wynika, że przepływy energii elektrycznej mają miejsce w obu
kierunkach ze wszystkimi państwami sąsiadującymi, z przewagą importu w bilansie
całkowitym. Wartości przepływów fizycznych zawierają zarówno przepływy
energii elektrycznej wynikające z handlu, jak i przepływy będące pomocą
międzyoperatorską.
6. Czy prawdą jest, że koszt utrzymania rezerwy węglowej i gazowej pomimo
rozwoju OZE rośnie z roku na rok, ponieważ te źródła muszą być utrzymywane
w gotowości, ale coraz rzadziej pracują?
Wraz ze wzrostem produkcji energii elektrycznej z OZE rośnie koszt zapewnienia
zbilansowania popytu i podaży. Rynek bilansujący (a w jego ramach również rynek
usług bilansujących) jest miejscem, gdzie dokonywane jest bilansowanie systemu
elektroenergetycznego na zasadach rynkowych. Osobno rekompensacie podlega
nierynkowe redysponowanie OZE. Koszt obu mechanizmów bilansowania,
jak również innych usług systemowych, jest przenoszony w opłacie jakościowej.
Kolejnym obszarem, który jest na początkowym etapie rozwoju, ale również
będzie służył bezpiecznej pracy systemu, są usługi elastyczności. Dzięki ich
nabywaniu operatorzy systemów dystrybucyjnych będą nabywać elastyczność
niezbędną do zapewnienia bezpiecznej pracy ich systemów. Usługi elastyczności
są realizowane przez odpowiedź odbioru oraz magazyny energii (np. bateryjne
lub elektrownie szczytowo-pompowe).
Należy jednak podkreślić, że wraz ze zwiększaniem udziału OZE, koszt
wytworzenia energii elektrycznej w Polsce będzie spadał, ponieważ w większym
stopniu będzie niezależny od kosztów uprawnień do emisji CO2. Tym samym
dążymy do obniżenia całkowitych kosztów dostaw energii elektrycznej do
odbiorców końcowych zmierzając w kierunku niskoemisyjnym.
Zgodnie z analizami prognostycznymi do scenariusza WAM do projektu aKPEiK,
od 2030 r. ma następować redukcja kosztów wytwarzania energii elektrycznej.
Prognozowany koszt w 2030 to ok. 141,7 EUR (ok. 610,14 PLN) za MWh, zaś w
2040 r. ma on osiągnąć poziom ok. 110,3 EUR (ok. 475,34 PLN) za MWh.
7. Czy rząd zamierza przeprowadzić audyt kosztów transformacji w ujęciu
systemowym – łącznie dla OZE, sieci, rezerw i kosztów ETS – i przedstawić
społeczeństwu pełną, transparentną ocenę skutków finansowych polityki
klimatycznej?
2 PSE SA., Raport roczny za 2023 r. z funkcjonowania KSE, https://www.pse.pl/dane-
systemowe/funkcjonowanie-
kse/raporty-roczne-z-funkcjonowania-kse-za-rok/raporty-za-rok-2023#t6_1;(rok2023),
[dostęp 29.07.2025 r].
PSE SA., Raport roczny za 2024 r. z funkcjonowania KSE, https://www.pse.pl/dane-
systemowe/funkcjonowanie-
kse/raporty-roczne-z-funkcjonowania-kse-za-rok/raporty-za-rok-2024#r6_1 (rok 2024),
[dostęp 29.07.2025 r].

-- 5 of 7 --

6
W odniesieniu do kosztów inwestycyjnych przeprowadzenia transformacji
energetycznej, projekt aKPEiK przedstawia informacje w dwóch scenariuszach
WEM i WAM. Najnowsza prezentacja na temat aKPEIK jest dostępna na stronie
Ministerstwa Klimatu i Środowiska (link). Scenariusz WEM (Załącznik 2 do
aKPEiK) przedstawia potrzeby inwestycyjne związane z transformacją
energetyczną Polski, bazując na analizie obecnych polityk i środków.
Scenariusz WAM (Załącznik 1 do aKPEiK) zakłada bardziej ambitne (aktywne)
podejście do transformacji energetycznej Polski w porównaniu ze scenariuszem
WEM. Wymaga on większych nakładów inwestycyjnych w różnych sektorach
gospodarki, aby zrealizować dodatkowe polityki i środki mające na celu głębszą
redukcję emisji gazów cieplarnianych oraz zwiększenie efektywności
energetycznej.
W scenariuszu WAM całkowite nakłady inwestycyjne w okresie 2021–2040
są wyższe o około 16% w porównaniu do scenariusza WEM. Łączne inwestycje
w scenariuszu WAM wynoszą około 3.643 miliardów PLN, podczas gdy w
scenariuszu WEM jest to około 3.132 miliardów PLN. Największe różnice w
nakładach inwestycyjnych występują w sektorach energetycznym, w zakresie
produkcji (24%), górnictwie (76%), sektorze ciepłowniczym w zakresie produkcji
ciepła (42%) oraz usługach (31%). Scenariusze nie różnią się znacząco w zakresie
szacowanych nakładów w sektorze rafineryjnym. Szczegółowe informacje na ten
temat są zawarte w Załączniku 5 pn. Finansowanie Transformacji Klimatyczno-
Energetycznej.
8. Jakie są potencjalnie możliwe lokalizacje elektrowni szczytowo-pompowych?
Jak wspomniano wyżej, dla realizacji funkcji elastyczności wśród stosowanych
w Polsce technologii dominują elektrownie szczytowo-pompowe – na które
przypada największy udział w zainstalowanej mocy magazynowej, sięgający 85%
oraz baterie elektrochemiczne.
W odniesieniu do lokalizacji elektrowni szczytowo-pompowych wyjaśniam,
że oprócz rozpoczętej już przez Spółkę PGE Inwest budowy elektrowni
szczytowo-pompowej „Młoty” (750 MW), zgodnie z założeniami aKPEiK,
rozważane są inne potencjalne lokalizacje elektrowni szczytowo-pompowych:
Tolkmicko (Spółka z grupy PKN ORLEN S.A., 1040 MW po 2035 r.), Rożnów II
(Spółka z Grupy TAURON S.A. - 700 MW po 2035 r.) oraz w 7 innych:
Sobel/Sobol – 1000 MW, Niewiastka – 1000 MW, Pilchowice III – 612 MW,
Smolniki – 200 MW, Włocławek – 100 MW, Bełchatów – 1000 MW, Chojna –
5.6 MW).
Z wyrazami szacunku
Miłosz Motyka
Minister Energii
/ – podpisany cyfrowo/
Do wiadomości:

-- 6 of 7 --

7
Pani Rita Kameduła-Tomaszewska, Dyrektor Departamentu Spraw Parlamentarnych
w Kancelarii Prezesa Rady Ministrów

-- 7 of 7 --