+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Energii
http://www.gov.pl/energia ul. Książęca 4
mp@mp.gov.pl 00-498 Warszawa
Miłosz Motyka
BM-I.053.82.2025.TŚ
Warszawa, 2025-09-24
Pan
Szymon Hołownia
Marszałek Sejmu RP
Szanowny Panie Marszałku,
w odpowiedzi na interpelację nr 11689 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 co
następuje:
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?
2. Dlaczego przeważająca część kraju nie podlega stosowaniu środka w postaci
nierynkowego redysponowania odnawialnych źródeł energii farm fotowoltaicznych?
3. Kto w rzeczywistości jest odpowiedzialny za kształt tego nierównomiernego, w skali
kraju, nierynkowego redysponowania mocy odnawialnych źródeł energii farm
fotowoltaicznych?
W krajowym systemie elektroenergetycznym (dalej: KSE) funkcjonuje obecnie już ponad 35
GW odnawialnych źródeł energii (dalej: OZE), w tym ponad 24 GW w instalacjach
fotowoltaicznych (dalej: PV) oraz ponad 11 GW w instalacjach farm wiatrowych (dalej: FW).
Ponad 90% mocy źródeł OZE jest przyłączonych do sieci dystrybucyjnych, na poziomach
napięć od niskich (nN), poprzez średnie (dalej: SN) do wysokich (WN). Rosnąca generacja w
sieciach dystrybucyjnych zmienia charakter pracy tych sieci z pasywnego, tzn. pobierających
moc z sieci najwyższych napięć (NN – sieć przesyłowa), na aktywny, tzn. wprowadzających
moc z sieci dystrybucyjnych do sieci przesyłowej. Ma to miejsce przede wszystkim w
okresach dużej generacji źródeł OZE przyłączonych do sieci dystrybucyjnych.
Podstawowym środkiem bilansowania systemu oraz dotrzymywania ograniczeń
systemowych powinny być mechanizmy rynkowe. Rynek energii elektrycznej funkcjonuje
jednak według uproszczonych zasad, które nie uwzględniają wielu złożoności zjawisk
fizycznych zachodzących w systemie elektroenergetycznym. Z tego powodu operatorzy
systemu muszą podejmować działania uzupełniające transakcje handlowe zawierane na
rynku, celem zbilansowania systemu lub dotrzymania ograniczeń systemowych. W
warunkach krajowych są to obecnie głównie działania w zakresie bilansowania systemu.

-- 1 of 12 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Energii
http://www.gov.pl/energia ul. Książęca 4
mp@mp.gov.pl 00-498 Warszawa
Strona 2 z 12
KSE, jak każdy inny system elektroenergetyczny, musi być zbilansowany w każdej chwili
czasowej. Jeżeli ilość energii produkowanej nie jest równa ilości energii zużywanej, to
dochodzi do nieplanowych przepływów mocy w KSE i na połączeniach transgranicznych KSE.
To z kolei może doprowadzić do niekontrolowanych wyłączeń elementów systemu, czego
konsekwencją mogą być awarie skutkujące przerwami w dostawach energii elektrycznej.
Dlatego planując pracę KSE na każdy kolejny dzień, operator systemu przesyłowego (dalej:
OSP) weryfikuje bilans mocy KSE pod kątem jego zrównoważenia i dostosowuje pracę źródeł
wytwórczych do zużycia energii elektrycznej tak, aby w KSE ciągle panowała równowaga
pomiędzy wytwarzaniem oraz zużyciem energii elektrycznej.
Podstawowym środkiem wykorzystywanym w procesie bilansowania KSE są zasoby
dostępne na rynku bilansującym. Obecnie tymi zasobami są przede wszystkim jednostki
wytwórcze centralnie dysponowane (dalej: JWCD), które są źródłami dyspozycyjnymi i
sterowalnymi przez OSP. W praktyce JWCD to źródła wytwórcze konwencjonalne, o dużych
mocach zainstalowanych, zlokalizowane w elektrowniach systemowych. Oprócz JWCD w
systemie pracują także źródła, które nie są centralnie dysponowane (nJWCD). Znaczna ich
część wytwarza energię elektryczną w skojarzeniu z produkcją ciepła. Gdy środki rynkowe
są niewystarczające do zbilansowania KSE, OSP stosuje środki interwencyjne bilansowania
KSE. Jednym z nich jest nierynkowe redysponowanie źródeł OZE, które polega na
zmniejszaniu generacji tych źródeł poprzez zadawanie maksymalnej dopuszczalnej ich
generacji. Spośród dostępnych dla OSP środków interwencyjnych, redysponowanie
nierynkowe jest stosowane w ostatniej kolejności, przy czym na jego zakres, w rozumieniu
zbioru źródeł OZE oraz przypadających na te źródła ograniczeń generacji, mają wpływ
uwarunkowania bezpiecznej pracy sieci elektroenergetycznej oraz wymogi dotyczące
uzyskania w czasie od wydania polecenia redysponowania do jego realizacji przez źródło
OZE, zadanego wolumenu redukcji w zadanym okresie.
W praktyce, redysponowanie nierynkowe jest stosowane w okresach wysokiego potencjału
produkcji energii elektrycznej przez źródła OZE, w związku ze sprzyjającymi warunkami
pogodowymi, przy jednocześnie niskim zapotrzebowaniu na energię elektryczną ze strony
odbiorców. W ocenie OSP, skala stosowania tego środka powinna maleć wraz z rozwojem
środków rynkowych, a przede wszystkim wskutek zwiększania elastyczności KSE, w
szczególności poprzez rozwój możliwości zagospodarowania nadwyżek energii elektrycznej
w wyniku odpowiedniego kształtowania krzywej zużycia energii elektrycznej oraz rozwoju
magazynowania energii.
Operacyjna realizacja redysponowania modułów wytwarzania energii (dalej: MWE) była i
jest determinowana wymaganiami w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa pracy KSE,
wymaganiami prawno-regulacyjnymi, aktualnymi zdolnościami technicznymi MWE do
przyjmowania i realizacji poleceń redysponowania oraz zdolnościami technicznymi i
zasobami operatorów systemu dystrybucyjnego (dalej: OSD) w zakresie realizacji procesu
redysponowania. Łączne spełnienie powyższych wymagań w ramach dostępności
wymienionych zdolności technicznych przekłada się bezpośrednio na dobór MWE do
redysponowania, w tym głębokość i czas trwania redysponowania poszczególnych MWE w
danym okresie (dobie) redysponowania. W początkowym okresie stosowania nierynkowego
redysponowania MWE czynnikami decydującymi o doborze MWE do nierynkowego
redysponowania były szybkość realizacji polecenia redysponowania, krótki czas
wyprzedzenia wydania polecenia w stosunku do jego realizacji oraz skuteczność wykonania
polecenia przez MWE. W związku z tym na potrzeby nierynkowego redysponowania

-- 2 of 12 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Energii
http://www.gov.pl/energia ul. Książęca 4
mp@mp.gov.pl 00-498 Warszawa
Strona 3 z 12
dobierane były MWE z tych OSD, które zapewniały ww. zdolności techniczne. Jednym z
takich OSD była, m.in., ENEA Operator.
Jednocześnie, stosowany przez operatorów mechanizm redysponowania podlega ciągłemu
doskonaleniu, realizowanemu w ramach wspólnych prac OSP i OSD, przy zaangażowaniu
właścicieli MWE. Pozwala to obecnie na zwiększanie stopnia równoważenia względnego
obciążenia MWE redysponowaniem w dłuższym horyzoncie, niezależnie od miejsca ich
przyłączenia do KSE.
W dniu 24 czerwca 2025 r. wprowadzono modyfikację zasad nierynkowego redysponowania
źródłami OZE, której celem było zwiększanie proporcjonalności redysponowania w zakresie
zasobów przyłączonych do sieci średnich napięć, w stopniu dopuszczalnym ze względu na
spełnianie warunków bezpiecznej pracy KSE oraz możliwym z uwagi na zdolności techniczne
do realizacji poleceń redysponowania.
W ramach wprowadzonej modyfikacji zostały w szczególności wdrożone następujące
zmiany:
• przystąpiono do wyznaczania, narastająco, po zakończeniu każdego kolejnego
okresu redysponowania, średniego względnego współczynnika redysponowania dla
indywidualnych lub zagregowanych MWE,
• wprowadzono regułę, że w danym okresie redysponowania, w miarę możliwości
technicznych, oraz przy zachowaniu warunków bezpieczeństwa pracy KSE, do
redysponowania są dobierane obiekty redukcji według kolejności od najniższego do
najwyższego średniego względnego współczynnika redysponowania, według
wartości wyznaczonej przed danym okresem redysponowania, w ramach obiektów
redukcji objętych tymi samymi kryteriami redysponowania.
Wprowadzone zasady zwiększyły zarówno stopień proporcjonalności nierynkowego
redysponowania MWE jak i zakres zasobów obejmowanych nierynkowym
redysponowaniem.
Szczegółowy opis procesu redysponowania został przedstawiony w odpowiedzi na kolejne
pytania.
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?
Podstawowe kwestie nierynkowego redysponowania źródeł OZE regulują następujące
przepisy prawa:
1) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca
2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (Dz. U. UE. L. z 2019 r.
Nr 158, z późn. zm.; dalej: rozporządzenie 2019/943), które w szczególności:
i. wprowadza podstawowe kryterium nierynkowego redysponowania oparte
na prawie do priorytetowego dysponowania;

-- 3 of 12 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Energii
http://www.gov.pl/energia ul. Książęca 4
mp@mp.gov.pl 00-498 Warszawa
Strona 4 z 12
ii. wprowadza regulację stanowiącą, że priorytetowe dysponowanie nie może
zagrażać bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego;
2) Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz.
266 z późn. zm.; dalej: uPE), która w szczególności:
i. wprowadza dwie kategorie nierynkowego redysponowania: (i) dla potrzeb
bilansowania KSE oraz (ii) dla potrzeb zarządzania ograniczeniami
systemowymi w KSE;
ii. stanowi, że nierynkowe redysponowanie dla potrzeb bilansowania KSE
powinno być realizowane przy spełnieniu warunków bezpieczeństwa pracy
sieci elektroenergetycznej oraz technicznych ograniczeń pracy źródeł OZE;
iii. wprowadza uzupełniające kryterium nierynkowego redysponowania dla
potrzeb bilansowania KSE oparte na jednostkowym koszcie
redysponowania źródeł OZE;
iv. stanowi, że źródła OZE, które nie mają obowiązku wyposażenia i nie są
wyposażone w układy regulacji mocy czynnej, o których mowa w art. 9c ust.
7f, nie podlegają nierynkowemu redysponowaniu dla potrzeb bilansowania
KSE;
v. wprowadza kryterium nierynkowego redysponowania dla potrzeb
zarządzania ograniczeniami systemowymi oparte na minimalizacji
sumarycznej wielkości zmniejszenia mocy wytwarzanej przez jednostki
wytwórcze wykorzystujące energię wiatru lub słońca.
3) Ustawa z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz
niektórych innych ustaw (Dz. U. poz. 1681 z późn. zm.; dalej: zmiana uPE), która w
szczególności:
i. wprowadza – w okresie przejściowym, tj. do chwili wejścia w życie
postanowień instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 uPE (dalej: IRiESP),
dostosowanych do przepisów tej ustawy – kryterium nierynkowego
redysponowania źródeł OZE dla potrzeb bilansowania KSE oparte na
proporcjonalności w stosunku do mocy zainstalowanej, w odniesieniu do
źródeł OZE przyłączonych do sieci zamkniętej, tj. sieci przesyłowej (sieć o
napięciu 400 kV, 220 kV i 110 kV, należąca do PSE S.A.) oraz koordynowanej
sieci 110 kV;
ii. wprowadza obowiązek opracowania przez OSP instrukcji, o której mowa w
art. 9g ust. 1 uPE (IRiESP), lub jej zmiany oraz przedłożenia jej Prezesowi
Urzędu Regulacji Energetyki do zatwierdzenia w terminie do 7 września
2024 r., w zakresie dotyczącym określonych zasad nierynkowego
redysponowania źródeł OZE oraz magazynów energii elektrycznej;
iii. wprowadza obowiązek dostosowania przez OSD instrukcji, o której mowa
w art. 9g ust. 1 uPE (dalej: IRiESD), do postanowień IRiESP oraz
przedłożenia jej Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki do zatwierdzenia w
terminie 4 miesięcy od zatwierdzenia IRiESP.
Poniżej zostały przedstawione: (i) kryteria doboru źródeł OZE do nierynkowego
redysponowania na potrzeby bilansowania KSE oraz (ii) kryteria doboru źródeł OZE do
nierynkowego redysponowania na potrzeby zarządzania ograniczeniami systemowymi w
KSE.
Kryteria doboru źródeł OZE do redysponowania nierynkowego na potrzeby bilansowania
KSE

-- 4 of 12 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Energii
http://www.gov.pl/energia ul. Książęca 4
mp@mp.gov.pl 00-498 Warszawa
Strona 5 z 12
Reguły kwalifikacji źródeł OZE do redysponowania
1) Źródła OZE, które: (a) mają obowiązek być wyposażone albo (b) są wyposażone,
pomimo braku takiego obowiązku, w układy regulacji mocy czynnej, o których mowa
w art. 9c ust. 7f uPE, podlegają nierynkowemu redysponowaniu 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.
2) Źródła OZE, które: (a) nie mają obowiązku bycia wyposażonymi i (b) 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.
Kryteria podstawowe wyboru źródeł OZE do redysponowania
3) W pierwszej kolejności nierynkowo redysponowane są źródła OZE, które nie
podlegają priorytetowemu redysponowaniu – proporcjonalnie do mocy
zainstalowanej dla źródeł przyłączonych do sieci zamkniętej oraz według reguł
priorytetu, z uwzględnieniem wartości współczynnika redysponowania
wyznaczonej przed danym okresem redysponowania, w ramach obiektów redukcji
objętych tymi samymi kryteriami redysponowania, dla MWE przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej SN.
4) W przypadku niewystarczalności nierynkowego redysponowania źródeł OZE, które
nie podlegają priorytetowemu dysponowaniu, do nierynkowego redysponowania są
dobierane źródła OZE, które podlegają priorytetowemu dysponowaniu, zgodnie z
zasadami określonymi w pkt 3) powyżej.
5) W przypadku gdy stosowanie kryterium opartego na priorytetowym dysponowaniu
zagraża bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego, to nie stosuje się tego
kryterium.
Warunki konieczne nierynkowego redysponowania
6) Nierynkowe redysponowanie poszczególnych źródeł OZE jest dokonywane w
sposób nienaruszający spełnienia warunków bezpieczeństwa pracy sieci
elektroenergetycznej oraz technicznego ograniczenia pracy jednostek
wytwórczych, w szczególności wymagań w zakresie regulacji napięć oraz
dopuszczalnych przepływów mocy czynnej w sieci elektroenergetycznej.
Kryteria doboru źródeł OZE do redysponowania nierynkowego na potrzeby zarządzania
ograniczeniami systemowymi
OSP dokonuje doboru źródeł OZE w celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci
zamkniętej kierując się kryterium minimalizacji sumarycznej wielkości mocy
niewprowadzonej do sieci w wyniku redysponowania nierynkowego źródeł OZE. OSP na
potrzeby zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci zamkniętej wydaje polecenia
redysponowania nierynkowego źródłom OZE, przyłączonym do sieci zamkniętej. W
przypadku gdy naruszenie kryteriów bezpieczeństwa pracy sieci zamkniętej wymaga
natychmiastowych działań, w szczególności w celu uniknięcia awarii, OSP dokonuje doboru
źródeł OZE do redysponowania na podstawie oceny eksperckiej.

-- 5 of 12 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Energii
http://www.gov.pl/energia ul. Książęca 4
mp@mp.gov.pl 00-498 Warszawa
Strona 6 z 12
6. W jaki sposób Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. zamierzają rozwiązać problem
obejmowania niniejszym środkiem wyłącznie jednej części kraju, pomijając pozostałe
obszary?
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (dalej: PSE) w dniu 24 czerwca 2025 r., w ramach
etapu I prac wdrożyły we współpracy z OSD zmiany mechanizmu redysponowania
nastawione na równoważenie poziomu redysponowania MWE objętych tymi samymi
kryteriami redysponownia. Drugi etap jest w fazie projektowo-wdrożeniowej, a kolejne
etapy są planowane, na podstawie przewidywanego rozwoju zdolności technicznych MWE
oraz operatorów systemu. Plan wdrożenia kolejnych etapów jest następujący:
1) Etap II
W ramach etapu II jest planowane wdrożenie modyfikacji zasad nierynkowego
redysponowania, którego celem będzie dalsza poprawa proporcjonalności redysponowania,
w szczególności w zakresie zasobów objętych tymi samymi kryteriami redysponowania i
przyłączonych do sieci różnych napięć, oraz osiągnięcie zdolności do nierynkowego
redysponowania w sposób proporcjonalny z uwzględnieniem specyficznych cech MWE w
zakresie realizacji poleceń redysponowania. Kluczową zmianą w ramach tego etapu jest
zastąpienie algorytmu szeregowania obiektów redukcji zadaniem programowania
matematycznego, w ramach którego, w danym okresie redysponowania, przedmiotem
doboru będą obiekty redukcji, z uwzględnieniem dla każdego z nich wartości średniego
względnego współczynnika redysponowania, wyznaczonej przed danym okresem
redysponowania.
Długookresowo, redysponowanie realizowane po wprowadzeniu tych zmian powinno
prowadzić do zmniejszania się różnic pomiędzy średnimi względnymi współczynnikami
redysponowania obiektów redukcji, objętych tymi samymi kryteriami redysponowania, przy
wyższej zbieżności oraz dokładności tego procesu, w szczególności dzięki uwzględnianiu
określonych cech grup MWE w zakresie redysponowania, takich jak np. zdolności do płynnej
albo skokowej regulacji mocy czynnej.
2) Etap III i kolejne
W ramach etapu III oraz kolejnych etapów, OSP planuje korygować parametryzację oraz
wprowadzać wymagane modyfikacje zasad redysponowania, w celu sukcesywnego
stopniowego zwiększania proporcjonalności nierynkowego redysponowania. Etapy te będą
stanowić rozwinięcie etapu II, przy czym ich zakres w czasie będzie ściśle uzależniony od
tempa implementacji określonych zdolności technicznych redysponowania nierynkowego,
po stronie właścicieli MWE oraz operatorów systemów elektroenergetycznych. Poniżej
przedstawiono specyfikację najważniejszych zmian, które są planowane do wdrożenia w
ramach etapu III oraz kolejnych etapów:
i. sukcesywna dezagregacja przez OSD obiektów redukcji, według kryterium
obszaru przyłączenia do sieci oraz tożsamych uwarunkowań realizacji poleceń
redysponowania, aż do poszczególnych MWE typu B, C oraz D oraz agregatów
MWE typu A dla węzłów sieci zamkniętej,
ii. automatyzacja wydawania poleceń redysponowania w relacji OSP – OSD,
iii. automatyzacja wydawania poleceń redysponowania w relacji OSP/OSD –
właściciel MWE,

-- 6 of 12 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Energii
http://www.gov.pl/energia ul. Książęca 4
mp@mp.gov.pl 00-498 Warszawa
Strona 7 z 12
iv. automatyzacja realizacji poleceń redysponowania przez OSD/OSP w ramach
oddziaływania bezpośredniego na obiekt redukcji przez operatora systemu,
oraz automatyzacja realizacji poleceń redysponowania przez właściciela MWE
w ramach oddziaływania pośredniego na obiekt redukcji przez operatora
systemu,
v. wprowadzenie indywidualnych poleceń redysponowania w odniesieniu do
poszczególnych MWE,
vi. wprowadzenie realizacji poleceń redysponowania w trybie płynnej regulacji
mocy czynnej wytwarzanej przez MWE w odniesieniu do MWE, które są
zobowiązane do posiadania zdolności technicznej w tym zakresie.
W ramach etapu III oraz kolejnych, OSP planuje wprowadzać sukcesywne modyfikacje w
nierynkowym redysponowaniu, które będą przyczyniać się do stopniowego zwiększania
proporcjonalności redysponowania, w miarę implementacji określonych zdolności
technicznych. Biorąc pod uwagę, że proces osiągania tych zdolności przez operatorów
systemu oraz właścicieli MWE wymaga czasu, OSP zakłada, że realizacja prac w ramach
etapu III oraz kolejnych będzie polegała na implementacji kolejnych modyfikacji w
strukturach danych i zadaniu programowania matematycznego nierynkowego
redysponowania oraz algorytmie jego rozwiązywania, każdorazowo po uzyskaniu
dodatkowych zdolności technicznych.
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?
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.

-- 7 of 12 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Energii
http://www.gov.pl/energia ul. Książęca 4
mp@mp.gov.pl 00-498 Warszawa
Strona 8 z 12
Przepisy rozporządzenia, na które wskazuje również art. 9c ust. 7a uPE, 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 uPE 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 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. Ceny Rozliczenia Odchylenia
(dalej: 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
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.

-- 8 of 12 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Energii
http://www.gov.pl/energia ul. Książęca 4
mp@mp.gov.pl 00-498 Warszawa
Strona 9 z 12
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, opracowanymi
w Warunkach Dotyczących Bilansowania (WDB) 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 poprawnym
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 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 wprowadzający energię elektryczną z/do KSE jest
uczestnikiem rynku energii elektrycznej w Polsce i jest odpowiedzialny za niezbilansowanie,
które powoduje w systemie.
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).

-- 9 of 12 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Energii
http://www.gov.pl/energia ul. Książęca 4
mp@mp.gov.pl 00-498 Warszawa
Strona 10 z 12
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 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 przez
podmiot, o którym mowa w art. 64 ust. 1 pkt 1 ustawy OZE (tj. giełda towarowa w
rozumieniu ustawy o giełdach towarowych).

-- 10 of 12 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Energii
http://www.gov.pl/energia ul. Książęca 4
mp@mp.gov.pl 00-498 Warszawa
Strona 11 z 12
Jak z powyższego wynika, sposób ustalania wysokości rekompensaty w części dotyczącej
utraconego przychodu z aukcyjnego systemu wsparcia odpowiada 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/instalacje-fw oraz https://www.pse.pl/instalacje-pv, w sekcji
,,Stosowane zasady wyliczeń rekompensaty za nierynkowe redysponowanie FW” lub
,,Stosowane zasady wyliczeń rekompensaty za nierynkowe redysponowanie PV”.
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 on jak najszybciej, ale obecnie
wydłuża się z powodu następujących uwarunkowań jego realizacji:
1) 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 usprawnienia procesu obsługi
WoR i wypłaty rekompensat,
2) 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,
3) 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

-- 11 of 12 --

+48 (32) 433 33 30 Ministerstwo Energii
http://www.gov.pl/energia ul. Książęca 4
mp@mp.gov.pl 00-498 Warszawa
Strona 12 z 12
OSD, czy taki wytwórca był redysponowany w związku z poleceniem OSP (co
wpływa na opóźnienie rozliczenia poprawnie złożonych i kompletnych WoR),
4) bardzo dużej liczby złożonych WoR (w szczególności WoR od właścicieli instalacji
fotowoltaicznych),
5) 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.
Ze względu na możliwości organizacyjne i techniczne, w sytuacji konieczności
opracowywania i wdrażania nowych zasad funkcjonowania rynku energii 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 FW oraz
rozpoczęły wyliczanie rekompensat dla nierozliczonych WoR dla FW 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,
nie 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 z jednolitymi
zasadami stosowanymi w odniesieniu do wszystkich źródeł OZE, co wpływa na wydłużenie
procesu wypłaty rekompensaty.
Z wyrazami szacunku
Miłosz Motyka
Minister
2025-09-24 $ezdPolePodpisu1
Do wiadomości:
Kancelaria Prezesa Rady Ministrów

-- 12 of 12 --